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"CACM-Verordnung wird europäischen Strommarkt neu strukturieren"
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Gespräch mit Wolfram Vogel, Regulatory-Affairs-Chef der Epex Spot

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11/03/2016

Paris

Der europäische Strom-Spotmarkt steht vor weitreichenden Veränderungen. Dafür sorgen die Netzkodizes der EU, allen voran das Regelwerk zu Kapazitätsvergabe und Engpassmanagement (CACM). "Dieser Network Code ist der wichtigste und am meisten unterschätzte", stellt Wolfram Vogel, Director Public & Regulatory Affairs der Strombörse Epex Spot, im Gespräch mit TradeNews Energy klar. "Auf lange Sicht wird die Verordnung den gesamten europäischen Strommarkt neu strukturieren."


Die CACM-Verordnung schreibt gesamteuropäische Regeln für den Day-ahead- und den Intraday-Stromhandel vor und legt die Berechnung und Zuweisung der grenzüberschreitenden Stromübertragungskapazitäten fest. Sie zielt auf den organisierten Strom-Spothandel, nicht auf das Derivategeschäft oder den außerbörslichen Handel. Das Regelwerk ist seit 14. August 2015 in Kraft.



"Der Code fördert die Konkurrenz auf der gesamten Energiewertschöpfungskette. Wettbewerb wird zum Grundprinzip für den europäischen Strommarkt", erläutert Vogel die Stoßrichtung. "Der CACM ist der Code, der den physischen Strommarkt und den Kurzfristhandel in Europa am weitgehendsten beeinflussen wird." Insgesamt gibt es zehn Network Codes. Die Regelungen wurden nach Maßgabe des Dritten Energiebinnenmarktpakets entwickelt.


Ein Kernpunkt der CACM-Vereinbarungen ist die europäische Marktkopplung, die einst auf privatwirtschaftlicher Ebene zwischen Strombörsen und Stromübertragungsnetzbetreibern erfunden wurde und nun in EU-Recht überführt und damit verbindlich wird. Marktkopplung bedeutet eine Optimierung der Nutzung der grenzüberschreitenden Kapazität für den Stromtransport. Die Netzbetreiber berechnen das Volumen, das an den Interkonnektoren zur Verfügung steht. Die Börsen integrieren diese Mengen in ihre Orderbücher und verauktionieren Strom und Transportkapazität in einem Rutsch. Erstmals wurden Strommärkte im Jahr 2006 gekoppelt, und zwar zwischen Frankreich, Belgien und den Niederlanden. Heute umfasst das Market Coupling 19 Länder, die fast 90 Prozent gesamteuropäischen Stromverbrauchs abdecken.



Die Marktkopplung erfolgt in Zentralwesteuropa anhand der lastflussbasierten Methode. Deutschland, Österreich, Frankreich, die Niederlande, Belgien und Luxemburg haben das Verfahren im Mai 2015 eingeführt. Die anderen Regionen sollen bis Ende 2018 folgen. Manche Marktteilnehmer kritisieren den bei der Lastflussbasierung eingesetzten Algorithmus als intransparent. Strombörsen und Übertragungsnetzbetreiber betonen dagegen, dass die neue Methode eine genauere Analyse der Netzauslastung als bisher ermöglicht.



Die 16 Übertragungsnetzbetreiber aus Zentralwest- und Zentralosteuropa haben Anfang März vereinbart, eine gemeinsame Methode für die Berechnung der lastflussbasierten Day-ahead-Kapazitäten zu entwickeln und die beiden Strommarktregionen zusammenzulegen. Sie wollen das Verfahren in enger Abstimmung mit den Strombörsen ausarbeiten und das Konzept im ersten Quartal 2017 den nationalen Regulierungsbehörden vorgelegen.


Die Strombörsen agieren künftig unter dem neuen NEMO-Status (Nominated Electricity Market Operator). Alle EU-Mitgliedstaaten waren verpflichtet, bis Mitte Dezember 2015 einen Betreiber für Day-ahead- und Intraday-Strommärkte zu benennen. Übrigens auch Luxemburg, das keinen eigenen Markt hat, sondern in den Bilanzkreis des deutschen Übertragungsnetzbetreibers Amprion integriert ist. Epex Spot hat sich in ihren Kernmärkten Deutschland, Frankreich, Großbritannien, Österreich, Belgien, Niederlanden und Luxemburg als NEMO beworben - und wurde designiert. Die meisten NEMOs gibt es übrigens in Österreich und Großbritannien, nämlich jeweils drei.



Die NEMO-Ernennung in einem EU-Land erlaubt den Betrieb von Stromspotmärkten in anderen europäischen Staaten. "Der NEMO-Status fungiert als eine Art Reisepass für Regionen außerhalb der eigenen Kernmärkte", sagt Vogel. Epex Spot zielt insbesondere auf die nordischen Länder und Polen. "Das sind Märkte mit hoher Liquidität", erläutert Vogel die Auswahl. Bei den Nord-Ländern geht es im Einzelnen um Dänemark, Schweden und Finnland. Außerdem um das Nicht-EU-Land Norwegen, das sich der CACM-Verordnung anschließen will. "Wir haben die jeweiligen Regulierungsbehörden über den geplanten Markteintritt informiert. Von einigen liegt bereits eine Bestätigung vor", so Vogel. Den Markteintritt peilt der Börsenbetreiber für das vierte Quartal 2017 an.



Als NEMO hat sich Epex Spot in Skandinavien, dem Heimatmarkt des Konkurrenten Nord Pool, bewusst nicht beworben. "Wir wollen die Möglichkeit der EU-Verordnung nutzen, ohne offiziellen behördlichen Prozess unsere Produkte und Dienste anzubieten, was wir vorher in dieser Einfachheit nicht konnten", erläutert der Regulatory-Chef den Hintergrund. Umgekehrt dürften Konkurrenten in die Epex-Spot-Stammmärkte vordringen. Die Folge: Der Wettbewerb unter den Strombörsen wird sich verschärfen.



Der Fahrplan sieht vor, dass den nationalen Regulierungsbehörden acht Monate nach Inkrafttreten der CACM-Regeln, also bis 14. April 2016, ein Market-Coupling-Plan vorliegen muss. Dieses Konzept beschreibt, wie sich die NEMOs organisieren, wie die Arbeitsverteilung zwischen NEMOs und Übertragungsnetzbetreibern aussieht und wie die Spezifikationen für den Algorithmus lauten, der die Preise berechnet. In Märkten mit mehreren NEMOs muss ein virtueller Hub geschaffen werden, der die Liquidität bündelt. Eine zum Beispiel in Epex Spot platzierte Kauforder kann dann mit einer Verkaufsorder in Nord Pool gematcht werden. Für die Organisation der virtuellen Gebotszone müssen Übertragungsnetzbetreiber und NEMOs einen technischen und finanziellen Plan entwickeln. Dann haben die Regulierungsbehörden sechs Monate Zeit, dieses Vorhaben zu prüfen. Der Virtual Hub muss bis Ende 2017 implementiert werden.


"Mit den Virtual Hubs werden gleiche Ausgangsbedingungen für alle NEMOs hergestellt", betont Vogel. "Das ist das wettbewerbliche Element der Verordnung." Hinzu kommt, dass die EU-Kommission nach zwei Jahren einen Bericht erstellt über die Länder, in denen Monopolbörsen tätig sind. Das ist zum Beispiel in Italien, Spanien und einigen osteuropäischen Ländern der Fall. Das bedeutet: "Damit wird die Rechtfertigung des Weiterbestands dieser Monopole in Frage gestellt."



Der OTC-Handel, auf den europaweit nach Schätzung Vogels rund 70 Prozent des Handels entfällt, dürfte trotz der absehbaren Marktveränderungen rege bleiben. "Der fällt nicht hinten runter", sagt der Manager. "Der börsliche Handel hat aber den Vorteil, dass er transparent ist. Das Preissignal stellt eine Referenz dar, auch für den OTC-Handel."



Die Diskussion um den Fortbestand der deutsch-österreichischen Strompreiszone betrifft den CACM-Code zwar nicht unmittelbar, wohl aber indirekt. Die Verordnung sieht eine vom Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) geführte Überprüfung der Gebotszonen vor. Dabei wird alle zwei Jahre untersucht, ob die Zuschnitte noch passen. Parallel dazu läuft das ACER-Verfahren: Die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) hat in einer unverbindlichen Stellungnahme eine Aufspaltung der deutsch-österreichischen Preiszone empfohlen. "Es gibt also zwei unterschiedliche Prozesse, die sich gleichwohl wechselseitig beeinflussen können", sagt Vogel.



Probleme wirft die regelmäßige Überprüfung von Gebotszonen vor allem für den Terminhandel auf. "Wie soll man sich über drei, vier oder fünf Jahre absichern, wenn alle zwei Jahre der Zustand der Gebotszonen in Frage steht", fragt sich Vogel. "Da besteht große Verunsicherung im Markt."


Helmut Kipp


 

Source: Martin Brücker Inforsource TradeNews Energy

 
 

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