BERICHTE DER DEUTSCHEN ÜBERTRAGUNGSNETZBETREIBER ZUR VERFÜGBAREN GEBOTSZONENÜBERSCHREITENDEN KAPAZITÄT GEMÄß ARTIKEL 15 ABSATZ 4 STROMMARKTVERORDNUNG (EU) 2019/943

Bayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart.

Die verfügbare Übertragungskapazität für den gebotszonenüberschreitenden Stromhandel ist eine wichtige Kenngröße für die Integration der Europäischen Strommärkte. Die EU Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung schreibt vor, dass mindestens 70% der grenzüberschreitenden Übertragungskapazität (Net Transfer Capacity Ansatz) bzw. eines kritischen Netzelements (Flow-Based Market Coupling Ansatz) dem europäischen zonenüberschreitenden Stromhandel zur Verfügung gestellt werden müssen. Deutschland plant mittels der im "Aktionsplan Gebotszone" beschriebenen Maßnahmen dieses 70% Ziel bis zum 31.12.2025 zu erreichen. Bis dahin erhöht sich der Mindestwert für die Kapazität für den gebotszonenüberschreitenden Stromhandel über eine lineare Verlaufskurve jährlich zum 1. Januar ausgehend vom Niveau vor 2020.

Die Einhaltung der jährlich geltenden Mindestwerte wird von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern auf Grundlage einer von der Bundesnetzagentur auf Basis der EU- Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung definierten Berechnungsmethodik überprüft.

Nach Art. 15 der EU- Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung sind betroffenen Übertragungsnetzbetreiber dazu verpflichtet, die Ergebnisse dieser Überprüfung in einem jährlichen Bericht festzuhalten. Die Berichte werden von der Bundesnetzagentur genehmigt und veröffentlicht.

Mit der darüberhinausgehenden Veröffentlichung des Berichts auf Netztransparenz.de möchten die Übertragungsnetzbetreiber der interessierten Öffentlichkeit einen Überblick über die zur Verfügung stehenden Kapazitäten für den gebotszonenüberschreitenden europäischen Stromhandel geben. Unten finden sich alle bisher veröffentlichten Berichte.

REPORTS OF THE GERMAN TRANSMISSION SYSTEM OPERATORS ON AVAILABLE CROSS-ZONAL CAPACITY PURSUANT TO ARTICLE 15(4) INTERNAL MARKET FOR ELECTRICITY REGULATION (EU) 2019/943

Bayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart.

The available transmission capacity for cross-border electricity trading is an important parameter for the integration of European electricity markets. The EU Internal Electricity Market Regulation stipulates that at least 70% of the cross-border transmission capacity (Net Transfer Capacity approach) or of a critical network element (Flow-Based Market Coupling approach) must be made available to European cross-zonal electricity trading. Germany plans to achieve this 70% target by 31.12.2025 through the measures described in the "Action Plan Bidding Zone". Until then, the minimum value for the capacity for cross-zonal electricity trading will increase annually on January 1 via a linear trajectory, starting from the pre-2020 level.

The German Transmission System Operators verify compliance with the annually applicable minimum values on the basis of a calculation methodology defined by the Federal Network Agency on the basis of the EU Electricity Market Regulation.

Pursuant to Art. 15 of the EU Internal Electricity Market Regulation, the Transmission System Operators are obliged to submit the results of this review in an annual report. The reports are approved and published by the Federal Network Agency.

By publishing the report on Netztransparenz.de, the Transmission System Operators intend to provide the interested public with an overview of the capacities available for cross-zonal European electricity trading. All recent reports can be found below.

Ausgangspunkte der linearen Verlaufskurve für zonenübergreifende Handelskapazität gemäß Artikel 15(2) der Verordnung (EU) 2019/943

Die am 04.07.2019 in Kraft getretene europäische Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung (EU) 2019/943 (Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung) sieht einen Mindestwert an verfügbarer Kapazität für den gebotszonenüberschreitenden Stromhandel vor. Nach der Feststellung von strukturellen Engpässen gemäß Artikel 14(7) der Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) einen nationalen Aktionsplan nach Artikel 15 der Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung entwickelt und beauftragte die deutschen ÜNB mit der Berechnung der Ausgangswerte für die lineare Verlaufskurve gemäß Artikel 15(2) der Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung.

Auf Basis eines Leitfadens zur Startwertberechnung der Bundesnetzagentur (BNetzA) haben die ÜNB die Ausgangswerte für die deutschen Gebotszonengrenzen und kritischen Netzelemente berechnet. Der Leitfaden zur Startwertberechnung sieht unter anderem vor, dass für alle Gebotszonengrenzen bzw. kritischen Netzelemente, die zukünftig Teil der lastflussbasierten Marktkopplung in der Kapazitätsberechnungsregion (CCR) Core (Core FB MC) sind, ein gemeinsamer Mittelwert berechnet und als Startwert ausgewiesen wird. Bis zur Implementierung des Core FB MC soll der so ermittelte Startwert im Rahmen der lastflussbasierten Marktkopplung in der zentralwesteuropäischen Region (CWE) sowie auf die NTC-Grenzen, welche zukünftig Teil des Core FB MC werden, angewendet werden. Für Grenzen in der Kapazitätsberechnungsregion Hansa ist ein Startwert je Grenze zu ermitteln und anzuwenden.

Gemäß diesen Berechnungen ergeben sich die folgenden Ausgangswerte und entsprechenden linearen Verlaufskurven:

CCR Core

Die in der CWE-Region im April 2018 eingeführten 20% Mindestwerte (CWE-minRAM) werden ungeachtet der vorgenannten Startwerte weiterhin gewährt, sofern dies unter Einhaltung der Systemsicherheit möglich ist.

Der Startwert von 11,5% ergibt in Summe für das Profil von DE(50Hertz) -> PL & CZ und DE(TenneT) -> CZ eine Kapazität von mindestens 736 MW die von deutscher Seite für den gebotszonenübergreifenden Handel zur Verfügung gestellt werden muss (sowohl in Import- als auch in Exportrichtung). Die angebotene Kapazität kann im Rahmen der Harmonisierung durch den polnischen und / oder den tschechischen Übertragungsnetzbetreiber verringert werden. Der hier veröffentlichte MW-Wert kann von dem gebotszonenübergreifenden Handel auf dem Profil DE(50Hertz) -> PL & CZ und DE(TenneT) -> CZ (und in umgekehrte Richtung) aber auch von jeglichem Handel über andere Gebotszonengrenzen in Anspruch genommen werden.

CCR Hansa

Für die Grenze DE-DK1 ergibt sich gemäß dem Leitfaden zur Startwertberechnung der Bundesnetzagentur als Startwert eine Mindestkapazität von 428 MW. Verpflichtungen aus „Commission Decision of 7.12.2018 […] Case AT.40461 – DE/DK Interconnector“ über eine Mindestkapazität an der Grenze DE-DK1 (TenneT’s Commitment) bleiben hiervon unberührt.

Die Startwertberechnung für die Gebotszonengrenze DE-DK2 hat gezeigt, dass bereits in der Vergangenheit mehr als 70% der Kapazität dieser Grenze für den gebotszonenübergreifenden Handel zur Verfügung gestellt wurde. Daraus folgt, dass die 70% Mindestvorgabe aus der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung ab 01.01.2020 einzuhalten ist. Dies entspricht in der aktuellen Netztopologie einer dem Handel in beide Richtungen auf der Grenze anzubietenden Kapazität von mindestens 420 MW.

Der Startwert für die Grenze DE-SE4 (Baltic Cable) ist 248 MW bzw. 41%.

Mit Inbetriebnahme des Nordlink-Interconnectors erfolgt die Kapazitätsberechnung für die Grenzen DE-DK1 und DE-NO2 in einem koordinierten NTC-Verfahren (cNTC). Dazu werden die Mindestkapazitäten der jeweiligen Grenzen als Mindestmargen (Anteil des maximal zulässigen Stromflusses) auf den berücksichtigten kritischen Netzelementen angewendet.

Die Mindestkapazität der Grenze DE-SE4 wird vorerst weiterhin unmittelbar auf die NTC-Werte angewendet. Die Übertragungskapazität der Grenze DE-SE4 (Baltic Cable) berücksichtigt auf Grund der besonderen Netzanschlusssituation zusätzlich Grundcharakteristiken des Verteilnetzes der Schleswig-Holstein Netz AG sowie die Verfügbarkeit des Baltic Cable.

Es ergeben sich die folgenden Verlaufskurven: