Market Coupling in den europäischen Strommärkten. Weshalb wird sie benötigt?


Seminararbeit, 2019

35 Seiten, Note: 1,0


Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungs- und Symbolverzeichnis

1 Einleitung

2 Hintergrund der Marktkopplung in Europa
2.1 Der europäische Energiebinnenmarkt
2.2 Grenzüberschreitender Stromhandel in Europa
2.3 Engpassmanagement im europäischen Strommarkt

3 Marktkopplung im europäischen Strommarkt
3.1 Market Coupling als Optimierungskalkül
3.2 Voraussetzung für eine funktionierende Marktkopplung
3.3 Preisbasierter oder volumenbasierter Ansatz
3.4 Kapazitätskalkulation im Market Coupling

4 Historische Entwicklung der Marktkopplung in Europa
4.1 Übersicht über Marktkopplungsprojekte
4.2 Marktkopplungsprojekte in Europa
4.3 Status Quo in europäischen Strommarkt

5 Kritik und Diskussion

6 Fazit und Ausblick

Literaturverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Handelsvolumen an der EEX in Terrawattstunden

Abbildung 2: Strommarktdesign

Abbildung 3: Zeitliche Einordnung von Stromhandelsgeschäften

Abbildung 4: Market Coupling bei ausreichenden Kapazitäten

Abbildung 5: Market Coupling bei nicht ausreichender Kapazität

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: MC-Projekte in Europa

Abkürzungs- und Symbolverzeichnis

Begriffs- und Namensabkürzungen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Länderabkürzungen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

Die europäischen Energiemärkte haben sich in den letzten Jahrzehnten immer wei- ter miteinander vernetzt. Mit dem Ziel eines einheitlichen Energiebinnenmarktes wurden jedoch nicht nur die nationalen Netze, sondern ebenso die Handelsmärkte verknüpft. Somit wird der grenzüberschreitende Handel zunehmend vereinfacht und intensiviert. Strombörsen prägen den Alltag des Energiehandels.

Doch besonders an den Grenzkuppelstellen kommt es vermehrt zu „Staus“ bzw. zu Engpässen, wenn die Übertragungskapazitäten nicht für den gewünschten Strom- fluss ausreichen. Ein sogenanntes Engpassmanagement beschäftigt sich mit der Lö- sung solcher Kapazitätsrestriktionen bzw. den effizienten Umgang mit ihnen. Für das Engpassmanagement kommen verschiedene Methoden in Frage. Ein Konzept, um die Engpässe effizient zu bewirtschaften, ist das sogenannte Market Coupling bzw. die Marktkopplung. Es beschreibt die Kopplung des Handelsgeschäfts mit Strom mit dem der Übertragungskapazitäten. Diese Methodik soll in dieser Arbeit genauer beleuchtet werden.

Die Kernfrage dieser Arbeit ergibt sich wie folgt: Zu welchem Zweck wird die Marktkopplung benötigt, was genau ist unter ihr zu verstehen und wie wirkt sie sich auf den europäischen Strommarkt aus? Die Arbeit beschäftigt sich dabei aus- schließlich mit dem europäischen Markt für Elektrizität und nicht mit dem von Gas. Dies liegt in der besseren Vergleichbarkeit und dem intensiveren Austausch zwi- schen den europäischen Staaten begründet.

Die Gliederung der Arbeit ergibt sich wie folgt. Das zweite Kapitel soll die Frage nach dem Zweck der Marktkopplung beantworten, indem es den Hintergrund der Strommarktkopplung in Europa genauer erläutert. Hierbei werden die Themen des europäischen Energiebinnenmarktes, dem grenzüberschreitenden Stromhandel und dem Engpassmanagement beschrieben. Das dritte Kapitel und damit der Kernteil dieser Arbeit fokussiert das Konzept bzw. die Funktionsweise des Market Coupling genauer. Es werden die grundlegende Idee, die Voraussetzungen und die verschie- denen Arten von Market Coupling untersucht. Im vierten Kapitel wird die Entwick- lung von Marktkopplung anhand von Projekten näher skizziert und der Status Quo erläutert, bevor das fünfte Kapitel eine kritische Diskussion der Thematik ausführt. Das letzte Kapitel soll die Ergebnisse dieser Arbeit nennen, die Kernfrage beant- worten und einen Ausblick geben.

2 Hintergrund der Marktkopplung in Europa

2.1 Der europäische Energiebinnenmarkt

Unter dem Begriff des europäischen Energiebinnenmarktes ist ein bestmöglich in- tegrierter Markt für den Verkehr und den Handel von Elektrizität und Gas innerhalb der Europäischen Union (EU) zu verstehen. Bevor es zu einer einheitlichen Rege- lung innerhalb der EU kam, unterlagen die Energieversorgung und die Energienetze ausschließlich nationalen Regelungen. Im Zuge der europäischen Integration und ihrer Verträge wurde die Kompetenzverteilung im Bereich der Energiepolitik neu definiert und die Rolle der EU gestärkt.1

Grundsätzlich kommt der EU in den Themen Binnenmarkt, transeuropäische Netze und Energie nach Art. 4 des Vertrags über die Arbeitsweise der EU (AEUV) eine geteilte Zuständigkeit zu. Seit den 1990er Jahren kam es zu insgesamt drei größeren Legislativpaketen, welche die Liberalisierung des europäischen Energiemarktes zum Ziel hatten. Der Fokus soll hierbei auf den Regelungen liegen, die konkret den Elektrizitätsmarkt betreffen.

Die ersten Leitlinien zur Liberalisierung und Integration des Elektrizitätsmarktes wurden im Jahr 1996 erlassen.2 Sie sollten vor allem die monopolgeprägten Struk- turen des Strommarktes aufheben und somit den freien Wettbewerb fördern.3 Im Jahr 2003 wurden die Leitlinien im Zuge des zweiten Energiepakets durch neue ersetzt.4 Das Paket sollte den Liberalisierungsprozess, unter anderem durch eine Regulierungspflicht, beschleunigen und die Beaufsichtigung des Marktes gewähr- leisten.5 Letztlich finden die Vorschriften innerhalb des dritten Legislativpakets aus dem Jahr 2009 bis heute ihre Grundlage.6

Auf der einen Seite wurden im Laufe der Marktintegration eine Vielzahl von nati- onalen Übertragungsnetzen für Elektrizität über die Grenzen hinweg (weiter) mit- einander verbunden. Auf der anderen Seite wurden aber auch die Handelsmärkte für Strom miteinander verknüpft. Die Intention hinter der Verbindung dieser Märkte bestand darin, eine gemeinsame Nachfrage und ein gemeinsames Angebot für Elektrizität innerhalb der EU zu schaffen. Das theoretische Ideal sieht also vor, dass ein EU-Bürger als Abnehmer aus einem Pool aller europäischer Energiever- sorger seinen Vertragspartner wählen kann und dieser wiederum in alle Teile der EU seinen produzierten Strom absetzen kann.7

Es ist zu untersuchen, in welcher Lage sich der europäische Strommarkt, insbeson- dere in Bezug auf grenzüberschreitenden Transport, befindet.

2.2 Grenzüberschreitender Stromhandel in Europa

Innerhalb der EU unterliegt die Elektrizität als Ware der Waren- und Verkehrsfrei- heit, welche in den Art. 28 bis 36 des AEUV geregelt ist. Der Verkehr und der Handel von Strom ist essenzieller Bestandteil der Idee des europäischen Energie- binnenmarktes. Eine verbesserte Verteilung des Gutes Strom soll die Wohlfahrt (den Nutzen aus Handel) der Bevölkerung erhöhen.8

Genauer lässt sich diese Wohlfahrterhöhung anhand von drei Merkmalen des euro- päischen Strommarktes charakterisieren. An erster Stelle soll die Konkurrenz der Anbieter, also der Energieversorger, erhöht werden. Dies führt zu höherer Effizienz in der Produktion. Zweitens sollen Preisdifferenzen für Elektrizität zwischen den Staaten abgebaut werden und insgesamt ein günstigeres Angebot entstehen. An drit- ter Stelle steht die Verringerung möglicher Ausfälle von Versorgung und Trans- port.9

Abbildung 1: Handelsvolumen an der EEX in Terrawattstunden

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: In Anlehnung an Statista 2018.

Tatsächlich hat sich das Handelsvolumen von Strom innerhalb der Europäischen Union in den letzten Jahren deutlich erhöht.10 Abbildung 1 zeigt das Wachstum des Handelsvolumens an der europäischen Strombörse „European Energy Exchange“ (EEX) in den Jahren 2002 bis 2016. Der Spotmarkt beschreibt hierbei kurzfristig geschlossene und der Terminmarkt langfristig geschlossene Handelsverträge.

Bei der Betrachtung des Handels mit Strom an der Börse sollte beachtet werden, dass der grenzüberschreitende Stromhandel nicht den Großteil des Verbrauchs aus- macht. Der Bezug von Strom zu den Privathaushalten erfolgt in aller Regel über Versorgungsverträge mit inländischen Energieversorgungsunternehmen (EVU). Somit wächst zwar der grenzüberschreitende Stromhandel, aber von der „Kupfer- platte Europa“ sind die europäischen Staaten noch weit entfernt. Doch auch im Ab- lauf unterscheidet sich der Großhandel mit Strom von den (inländischen) Versor- gungsverträgen.11

Abbildung 2: Strommarktdesign

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: In Anlehnung an NEXT Kraftwerke 2018.

Die Abbildung 2 illustriert das Strommarktdesign in Europa. Der Großhandel mit Elektrizität findet entweder innerhalb oder außerhalb der Börse statt. Der Handel außerhalb der Börse wird auch als „Over-the-Counter“ (OTC) bezeichnet. Hierun- ter fallen direkte Verträge zwischen Anbieter und Abnehmer. Im Gegensatz zu den OTC-Geschäften besitzt der Börsenhandel einen Sammelcharakter. Hier lassen sich eine Vielzahl von Anbietern und Nachfragern in einem Pool finden. Der Börsen- handel wird in den Terminhandel mit langfristigen Verträgen (Futures und Optio- nen) und den Spotmarkt mit kurzfristigen Verträgen (Day-Ahead und Intraday) unterteilt. Doch auch wenn ein Großteil der Handelsgeschäfte in Form von OTC- Verträgen abgewickelt werden, so richtet sich der gesamte Großhandel mit Elektri- zität nach dem an der Börse ermittelten Preis. Somit nimmt die Strombörse eine gewichtige Rolle im Gefüge des grenzüberschreitenden Stromhandels ein.12

Die Geschäfte an der Börse bzw. die gehandelten Produkte werden in Form von Zeit und Menge standardisiert. Bei optimaler Allokation könnte für jeden Abneh- mer ein passendes Geschäft mit einem Anbieter ermöglicht werden. Es muss hierfür durchgehend eine hinreichend große Zahl von Handelspartnern auf beiden Seiten vorliegen, um einen liquiden Markt zu gewährleisten. Sowohl den Anbietern als auch den Nachfragern stehen die Optionen von Terminmarkt oder Spotmarkt offen. Am Terminmarkt werden Geschäfte für das nächste Jahr und darüber hinaus ge- schlossen. Am Spotmarkt hingegen werden Handelsverträge bezüglich des nächs- ten Tages (Day-ahead) oder noch am gleichen Tag (Intraday) gehandelt. Strom- flüsse, die nach der Handelsfrist, dem sogenannten „gate closure“, beschlossen wer- den, entfallen auf die „Regel- und Ausgleichsenergie“. Sie dienen der Gleichge- wichtserhaltung von Einspeisung und Entnahme im Netz.13 Die zeitliche Einord- nung der Stromhandelsgeschäfte ist in der Abbildung 3 illustriert.14

Abbildung 3: Zeitliche Einordnung von Stromhandelsgeschäften

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: In Anlehnung an Dieckmann 2008.

Beim Großhandel mit Strom muss beachtet werden, dass sich das europäische Stromnetz in mehrere sogenannter Gebotszonen unterteilt. Eine Gebotszone defi- niert sich dadurch, dass innerhalb ihrer Grenzen ein einheitlicher Preis gilt. Ein ein- heitlicher Strompreis impliziert die (theoretische) Abwesenheit von Engpässen, also von Restriktionen durch begrenzte Kapazitäten des Übertragungsnetzes, inner- halb der Gebotszone.15

Zwischen den Gebotszonen und somit in der Regel an Staatsgrenzen kommt es je- doch häufig zu solchen Engpässen. Diese Engpässe führen zu Preisdifferenzen. Deshalb könnte bereits die Existenz von Gebotszonen dem Leitgedanken des euro- päischen Energiebinnenmarktes entgegenstehen. Dies ist jedoch nicht der Fall. Es ist sogar vorgesehen, dass verschiedene Gebotszonen an Bereichen strukturell be- dingter Kapazitätsrestriktionen gebildet werden.16

Dennoch ist es fraglich, wie die EU-Energiepolitik auf solche Engpässe reagiert. Um eine effiziente Allokation zu ermöglichen, müssen die Kapazitätsrestriktionen der Ländergrenzen effizient bewirtschaftet werden.

2.3 Engpassmanagement im europäischen Strommarkt

Die Bewirtschaftung von Engpässen im Übertragungsnetz bzw. an den Grenzen von Übertragungsnetzen einer Gebotszone wird Engpassmanagement genannt.

Ein angemessenes Engpassmanagement muss einige Anforderung erfüllen. Erstens soll der Preis weitmöglichst gesenkt bzw. die Preisdifferenzen zwischen den Staa- ten auf ein Minimum reduziert werden. Zweitens muss eine einheitliche Behand- lung von EVU und Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) vorgenommen werden. Diese Behandlung muss stets offen und einsehbar kommuniziert werden. Drittens soll jegliches Engpassmanagement im Sinne der Liberalisierung am Markt ausge- richtet sein. So soll gefördert werden, dass nicht diskriminiert oder zu stark in den Markt eingegriffen wird. Viertens muss das Engpassmanagement dazu beitragen, den Wettbewerb zu fördern und nicht, ihn zu behindern. Diese Anforderung geht zum Teil aus der Marktorientierung hervor. Der letzte und vielleicht wichtigste Punkt ist die Anforderung der (möglichst) vollständigen Kapazitätsausnutzung. Engpässe beschreiben zwar, dass Restriktionen der Übertragungsnetze vorhanden sind, aber innerhalb der Restriktionen sollte das Netz weitmöglichst (aus-)genutzt werden.17

Die Anforderungen an das Engpassmanagement gehen aus dem rechtlichen Rah- men hervor, der von der EU um die Thematik gespannt wurde. An erster Stelle stehen die (bereits zuvor erwähnten) Richtlinien zum Elektrizitätsbinnenmarkt. Des Weiteren geben europäische Organisationen wie der europäische Verband der ÜNB (ENTSO-E), der Verband der Energieregulierungsbehörden (ACER) und die europäische Organisation der nationalen Regulierungsbehörden (ERGEG) das Eng- passmanagement vor. Die verschärften Regelungen gehen aus den hohen Risiken hervor, die mit den Engpässen verbunden sind. Engpässe können zu einem Un- gleichgewicht von Einspeisung und Entnahme führen. Dieses Ungleichgewicht kann wiederum zu Versorgungsengpässen und im schlimmsten Fall sogar zu Sys- temausfällen führen.18

Doch neben den möglichen Risiken sollten vor allem die Ursachen für unzu- reichende Kapazitätsrestriktionen beachtet werden. Die Ursachen können grob in zwei Kategorien eingeordnet werden. Auf der einen Seite existieren unvorherseh- bare, nicht planbare Schwankungen, welche beispielweise aus der Volatilität von erneuerbaren Energien (EE) resultieren können.19 Auf der anderen Seite existieren planbaren Engpässe, die aus vertraglichen (Liefer-)Verpflichtungen resultieren.20

Diese Arbeit beschäftigt sich mit dem Engpassmanagement in Bezug auf planbare Engpässe. Wenn die Übertragungskapazitäten für den gewünschten Stromfluss (über Grenzen hinweg) nicht ausreichen, so liegt die Lösung eines Netzausbaus nahe. Doch ist eine Situation denkbar, in welcher die Kosten des Ausbaus von Über- tragungsnetzen oder Grenzkuppelstellen den Nutzen bzw. den möglichen Gewinn überwiegen. In diesem Fall müssen andere Methoden zum Engpassmanagement ge- funden werden.21

Sollte es zu vereinzelten Differenzen zwischen Einspeisung und Entnahme inner- halb eines Übertragungsnetzes kommen, so bietet sich die Methode des „Redis- patch“ oder „Countertrading“ an. Hierbei handelt es sich um die Beeinflussung ein- zelner Anlagen im konkreten Bedarfsfall. Kommt es jedoch zu regelmäßigen Eng- pässen (wie es an den Ländergrenzen i.d.R. der Fall ist) ist ein langfristig orientier- tes Engpassmanagement erforderlich.22

Hierzu können die explizite Auktion, die implizite Auktion, das Nodal Pricing und die Marktkopplung gezählt werden. Bei der expliziten Auktion handelt es sich um die Ver-/Ersteigerung von Übertragungskapazitäten. Diese wird jedoch getrennt vom Stromlieferungsgeschäft vereinbart. Sollte ein Käufer also einen bestimmten Stromfluss planen, muss er die benötigten Kapazitäten an einem Auktionshaus er- steigern und anschließend die gewünschte Strommenge in einem getrennten Pro- zess kaufen. Bei der impliziten Auktion ist das Gegenteil der Fall. Hierbei finden die Versteigerungen der Übertragungskapazitäten und das Stromgeschäft innerhalb eines Prozesses an einem zentralen Auktionshaus statt. Das Nodal Pricing be- schreibt einen komplexen Mechanismus, der auf Algorithmen und der impliziten Berücksichtigung einer Vielzahl von Marktfaktoren basiert. Dieses Konzept be- schreibt in der Theorie zwar einen perfekten Mechanismus, ist in der Realität jedoch kaum umsetzbar.23

Die letzte Methode beschreibt das Market Coupling (MC) bzw. die Marktkopplung. Sie beschreibt eine Mischform aus der expliziten und der impliziten Auktion.24 Sie soll im nächsten Kapitel genauer analysiert werden.

3 Marktkopplung im europäischen Strommarkt

3.1 Market Coupling als Optimierungskalkül

Das Konzept der Marktkopplung sieht vor, die Handelsgewinne (Wohlfahrt) zu op- timieren.25 Hierbei werden die Vorteile aus der expliziten und der impliziten Auk- tion miteinander verknüpft. Beim Termingeschäft (langfristige Verträge) bleibt eine explizite Auktion bestehen. Die explizite Auktion hat den Vorteil, dass der Handel nicht über ein zentrales Auktionshaus geführt werden muss und so der Ein- fluss von diesem auf den Markt nicht vergrößert wird. Außerdem müssten bei der Umstellung auf implizite Auktionen bereits verhandelte Langzeitverträge in großer Zahl neu aufgesetzt werden.26 Im kurzfristigen Spotmarkt dagegen wird die impli- zite Auktion genutzt. Ihr Vorteil besteht im effizienten Bewirtschaften der Trans- portkapazitäten. Durch die Berücksichtigung der knappen Kapazitäten kann so ein für das Spotgeschäft optimaler Preis ermittelt werden.27

Zu Beginn soll die grundsätzliche Funktionsweise des Market Coupling anhand ei- nes 2-Länder-Modells beschrieben werden. Hierfür gelten folgende Voraussetzun- gen. Es existiert ein Land, welches in der Ausgangssituation ohne MC einen (relativ) geringen Preis für Strom aufweisen würde. Dieses Land wird im Folgenden als Niedrigpreisland A bezeichnet. In einem anderen Land würde es in der Aus- ganssituation ohne MC zu einem (relativ) hohen Strompreis kommen. Dieses Land wird im Folgenden als Hochpreisland B bezeichnet. Wenn nun die Marktkopplung zur Anwendung kommt, exportiert das Niedrigpreisland A Strom in das Hochpreis- land B in Höhe der zur Verfügung stehenden Kapazitäten. Nun sind zwei Fälle denkbar. Entweder die für die Marktkopplung zur Verfügung stehenden Kapazitä- ten reichen aus, um eine völlige Preisidentität in beiden Ländern herzustellen oder sie reichen hierfür nicht aus.28

[...]


1 Gerig/Helbig, WD 2014, S. 887

2 RL 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19.12.1996.

3 Ritzau/Schuffelen, in: Zenke/Schäfer 2012, § 5 Rn. 6.

4 RL 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17.07.2003.

5 Ritzau/Schuffelen, in: Zenke/Schäfer 2012, § 5 Rn. 6-7.

6 RL 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom. 13.07.2009.

7 Litz/Rosenkranz, A-EW 2015, S. 8-11.

8 Niedrig/Schroeder, in: Zenke/Schäfer 2012, §27 Rn. 12

9 Wawer, ZfE 2009, S. 91.

10 Statista, 2018, https://de.statista.com/statistik/daten/studie/12486/umfrage/entwicklung-der-eex- handelsvolumina/, letzter Aufruf: 02.03.2019.

11 Uwer/Rademacher, 2017, S. 132-134.

12 Dieckmann, 2008, S. 15.

13 Hager/Kawann/Benckendorff/Schwarz, e&i 2001, S. 408-409.

14 Dieckmann, 2008, S. 15-16.

15 BNetzA, Monitoringbericht 2018, S. 208

16 König/Baumgart, EuZW 2018, Rn. 495.

17 Wawer, ZfE 2007, S. 111.

18 Niedrig/Schroeder, in: Zenke/Schäfer 2012, §27 Rn. 1-15.

19 Vahrenholt, WD 2010, S. 653-655.

20 Niedrig/Schroeder, in: Zenke/Schäfer 2012, §27 Rn. 5-7.

21 Spiecker/Vogel/Weber, uwf 2009, S. 321.

22 Gerbaulet/Kunz/Hirschhausen/Zerrahn, DIW 2013, S. 6-7.

23 Wawer, ZfE 2007, S. 111-115.

24 ebd., S. 114.

25 Meeus/Vandezande/Cole/Belmans, E 2009, S. 228-229.

26 Dieckmann, 2008, S. 115.

27 Wawer, ZfE 2007, S. 114-115.

28 Weber/Graeber/Semmig, ZfE 2010, S. 304-305.

Ende der Leseprobe aus 35 Seiten

Details

Titel
Market Coupling in den europäischen Strommärkten. Weshalb wird sie benötigt?
Hochschule
Ruhr-Universität Bochum
Veranstaltung
Seminar Energierecht
Note
1,0
Autor
Jahr
2019
Seiten
35
Katalognummer
V502422
ISBN (eBook)
9783346048226
ISBN (Buch)
9783346048233
Sprache
Deutsch
Schlagworte
Market Coupling, Marktkopplung, Energierecht, Energiewirtschaft, Strommarkt, Stromhandel
Arbeit zitieren
B.Sc. Nathan Kuriewicz (Autor), 2019, Market Coupling in den europäischen Strommärkten. Weshalb wird sie benötigt?, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/502422

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