Präambel VO (EU) 2015/1222

DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION —

gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,

gestützt auf die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003⁽¹⁾, insbesondere auf Artikel 18 Absatz 3 Buchstabe b und Absatz 5,

in Erwägung nachstehender Gründe:

(1)

Die dringend notwendige Vollendung eines voll funktionierenden und vernetzten Energiebinnenmarkts ist von entscheidender Bedeutung, um eine sichere Energieversorgung aufrecht zu erhalten, die Wettbewerbsfähigkeit zu steigern und allen Verbrauchern die Beschaffung von Energie zu erschwinglichen Preisen zu ermöglichen. Ein gut funktionierender Elektrizitätsbinnenmarkt sollte Erzeugern unter besonderer Beachtung der Mitgliedstaaten und Regionen, die vom Energiemarkt der Union am stärksten isoliert sind, geeignete Anreize für Investitionen in neue Stromerzeugungsanlagen, auch in Anlagen für die regenerative Stromerzeugung, bieten. Ein gut funktionierender Markt sollte auch für Verbraucher geeignete Maßnahmen für eine effizientere Energienutzung vorsehen, was eine gesicherte Energieversorgung voraussetzt.

(2)

Die Sicherheit der Energieversorgung ist ein Kernelement der öffentlichen Sicherheit und daher bereits von Natur aus direkt verbunden mit dem effizienten Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarktes und der Integration der isolierten Strommärkte der Mitgliedstaaten. Die Versorgung der Unionsbürger mit Elektrizität kann nur über Netze erfolgen. Funktionierende Strommärkte und im Besonderen Netze sowie andere mit der Stromversorgung verbundene Anlagen sind von wesentlicher Bedeutung für die öffentliche Sicherheit, die Wettbewerbsfähigkeit der Wirtschaft und das Wohl der Bürger der Union.

(3)

In der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 sind nicht diskriminierende Vorschriften über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel festgelegt, insbesondere Vorschriften für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement bei Verbindungsleitungen und Übertragungsnetzen, die sich auf grenzüberschreitende Lastflüsse auswirken. Im Interesse eines wirklich integrierten Strommarkts müssen die derzeitigen Vorschriften für die Kapazitätsvergabe, das Engpassmanagement und den Stromhandel weiter harmonisiert werden. Diese Verordnung enthält daher harmonisierte Mindestvorschriften für die letztlich einheitliche Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung, damit ein klarer Rechtsrahmen für ein effizientes und modernes System der Kapazitätsvergabe und des Engpassmanagements vorliegt, das zum Vorteil der Verbraucher den unionsweiten Stromhandel erleichtert, eine effizientere Nutzung des Netzes ermöglicht und den Wettbewerb verbessert.

(4)

Um die einheitliche Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung realisieren zu können, muss die verfügbare grenzüberschreitende Kapazität von den Übertragungsnetzbetreibern (im Folgenden „ÜNB” ) auf koordinierte Weise berechnet werden. Zu diesem Zweck sollten sie ein gemeinsames Netzmodell bilden, das für jede Stunde Schätzungen zu Stromerzeugung, Last und Netzstatus einschließt. Die verfügbare Kapazität sollte in der Regel anhand der sogenannten lastflussbasierten Berechnungsmethode berechnet werden, d. h. einer Methode, bei der berücksichtigt wird, dass Strom über verschiedene Pfade fließen kann, und bei der die verfügbare Kapazität in stark voneinander abhängigen Netzen optimiert wird. Die verfügbare grenzüberschreitende Kapazität sollte eine der zentralen Eingangsgrößen für die weitere Berechnung sein, bei der alle Gebote und Angebote in der Union, die von den Strombörsen gesammelt werden, abgeglichen werden, wobei die verfügbare grenzüberschreitende Kapazität auf wirtschaftlich optimale Weise berücksichtigt wird. Die einheitliche Day-Ahead- und die Intraday-Marktkopplung gewährleisten, dass der Strom in der Regel aus Niedrigpreisgebieten in Hochpreisgebiete fließt.

(5)

Der Marktkopplungsbetreiber (im Folgenden „MKB” ) verwendet einen bestimmten Algorithmus für die optimale Zusammenführung von Geboten und Angeboten. Die Ergebnisse der Berechnung sollten allen Strombörsen auf nicht diskriminierender Grundlage zur Verfügung gestellt werden. Die Strombörsen sollten ihre Kunden ausgehend von den Ergebnissen der vom MKB vorgenommenen Berechnung über die erfolgreichen Gebote und Angebote informieren. Die Energie sollte dann entsprechend den Ergebnissen der MKB-Berechnung im Netz übertragen werden. Die Verfahren für die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und für die Intraday-Marktkopplung sind ähnlich, mit dem Unterschied, dass bei der Intraday-Marktkopplung ein kontinuierlicher untertägiger Prozess verwendet werden sollte und nicht eine einzige Berechnung wie bei der Day-Ahead-Marktkopplung.

(6)

Die Kapazitätsberechnung für den Day-Ahead-Marktzeitbereich und für den Intraday-Marktzeitbereich sollte zumindest auf regionaler Ebene koordiniert werden, um eine zuverlässige Kapazitätsberechnung zu gewährleisten und um sicherzustellen, dass dem Markt optimale Kapazität zur Verfügung gestellt wird. Es sollten gemeinsame Methoden für die regionale Kapazitätsberechnung geschaffen werden, um die Input-Daten, den Berechnungsansatz und die Validierungsanforderungen festzulegen. Angaben zur verfügbaren Kapazität sollten durch einen effizienten Kapazitätsberechnungsprozess auf der Grundlage der neuesten Informationen zeitnah aktualisiert werden.

(7)

Für die Berechnung der zonenübergreifenden Kapazität gibt es zwei zulässige Ansätze: den lastflussgestützten Ansatz und den Ansatz, der auf der koordinierten Nettoübertragungskapazität beruht. Der lastflussgestützte Ansatz sollte als primäres Verfahren für die Berechnung der Day-Ahead- und der Intraday-Kapazität verwendet werden, wenn bei der zonenübergreifenden Kapazität zwischen Gebotszonen eine hohe gegenseitige Abhängigkeit besteht. Der lastflussbasierte Ansatz sollt erst eingeführt werden, nachdem die Marktteilnehmer konsultiert wurden und ihnen ausreichend Vorbereitungszeit für einen reibungslosen Übergang gewährt wurde. Der Ansatz der koordinierten Nettoübertragungskapazität sollte nur in Regionen angewandt werden, in denen bei der zonenübergreifenden Kapazität eine geringere gegenseitige Abhängigkeit besteht, und wenn nachgewiesen werden kann, dass der lastflussgestützte Ansatz keinen zusätzlichen Nutzen hervorbringen würde.

(8)

Für die einheitliche Day-Ahead- und die Intraday-Marktkopplung sollte ein gemeinsames Netzmodell, das das europäische Verbundnetz abbildet, erstellt werden, damit die zonenübergreifende Kapazität auf koordinierte Weise berechnet werden kann. Das gemeinsame Netzmodell sollte ein Modell des Übertragungsnetzes mit dem Standort der Erzeugungseinheiten und der Lasteinheiten umfassen, die für die Berechnung der zonenübergreifenden Kapazität relevant sind. Die Bereitstellung genauer und zeitnaher Informationen durch jeden ÜNB ist für die Erstellung des gemeinsamen Netzmodells von grundlegender Bedeutung.

(9)

Jeder ÜNB sollte verpflichtet sein, für sein Netz ein Einzelnetzmodell zu erstellen und es an die ÜNB weiterzuleiten, die für ihre Zusammenführung in ein gemeinsames Netzmodell verantwortlich sind. Die Einzelnetzmodelle sollten Informationen von den Erzeugungseinheiten und den Lasteinheiten enthalten.

(10)

Die ÜNB sollten gemeinsame Entlastungsmaßnahmen wie das Countertrading oder das Redispatching verwenden, um sowohl interne als auch zonenübergreifende Engpässe zu bewältigen. Die ÜNB sollten die Nutzung von Entlastungsmaßnahmen bei der Kapazitätsberechnung koordinieren, um eine effizientere Kapazitätsvergabe zu fördern und unnötige Beschränkungen der grenzüberschreitenden Kapazität zu vermeiden.

(11)

Gebotszonen, die die Verteilung von Angebot und Nachfrage widerspiegeln, sind ein Eckpfeiler des marktbasierten Stromhandels und eine Voraussetzung dafür, dass das Potenzial der Kapazitätsvergabemethoden, einschließlich der lastflussgestützten Methode, in vollem Umfang genutzt wird. Gebotszonen sollten daher so festgelegt werden, dass sie ein effizientes Engpassmanagement und einen insgesamt effizienten Markt sicherstellen. Gebotszonen können später durch Teilung, Zusammenlegung oder Anpassung der Zonengrenzen geändert werden. Die Gebotszonen sollten für alle Marktzeitbereiche identisch sein. Das in dieser Verordnung vorgesehene Verfahren zur Überprüfung der Gebotszonenkonfigurationen wird bei der Ermittlung struktureller Engpässe eine wichtige Rolle spielen und eine effizientere Abgrenzung der Gebotszonen ermöglichen.

(12)

Die ÜNB sollten ein koordiniertes Redispatching von grenzübergreifender Bedeutung oder ein Countertrading auf regionaler oder überregionaler Ebene umsetzen. Das Redispatching von grenzübergreifender Bedeutung oder das Countertrading sollten mit dem Redispatching oder Countertrading innerhalb der Regelzone abgestimmt werden.

(13)

Für den Day-Ahead- und den Intraday-Marktzeitbereich sollte Kapazität anhand von Methoden der impliziten Vergabe vergeben werden, insbesondere anhand von Methoden, bei denen Strom und Kapazität zusammen vergeben werden. Im Falle der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung sollte diese Methode aus einer impliziten Auktion und im Falle der einheitlichen Intraday-Marktkopplung aus der kontinuierlichen impliziten Vergabe bestehen. Voraussetzung für die Methode der impliziten Auktion sollte eine effektive und zeitnahe Koordinierung zwischen den ÜNB, Strombörsen und weiteren Beteiligten sein, damit eine effiziente Kapazitätsvergabe und ein effizientes Engpassmanagement sichergestellt sind.

(14)

Aus Effizienzgründen und zur möglichst schnellen Umsetzung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung sollten die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und die einheitliche Intraday-Marktkopplung, soweit angezeigt, auf vorhandene Marktteilnehmer und bereits umgesetzte Lösungen zurückgreifen, ohne den Wettbewerb durch neue Marktteilnehmer auszuschließen.

(15)

Die Kommission kann in Zusammenarbeit mit der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (im Folgenden „Agentur” ) eine einzige regulierte Funktionseinheit schaffen oder benennen, die gemeinsame MKB-Funktionen im Zusammenhang mit dem Betrieb der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung ausführt.

(16)

Die Entwicklung von liquideren Intraday-Märkten, die den Parteien die Möglichkeit bieten, ihre Positionen näher an der Echtzeit auszugleichen, sollte dazu beitragen, die Integration erneuerbarer Energien in den Strommarkt der Union zu erleichtern und dadurch wiederum das Erreichen der Ziele der Erneuerbare-Energien-Politik fördern.

(17)

Die zonenübergreifende Day-Ahead-Kapazität und die zonenübergreifende Intraday-Kapazität sollten verbindlich sein, um eine effektive grenzüberschreitende Vergabe zu ermöglichen.

(18)

Damit implizite Auktionen unionsweit stattfinden können, muss ein unionsweiter Preiskopplungsprozess gewährleistet sein. Dieser Prozess sollte Beschränkungen der Übertragungskapazität und Vergabebeschränkungen berücksichtigen und so konzipiert sein, dass seine Anwendung oder Ausdehnung in der gesamten Union sowie die Entwicklung künftiger neuer Produktarten möglich sind.

(19)

Strombörsen sammeln für unterschiedliche Zeitbereiche Gebote und Angebote, die als Input für die Kapazitätsberechnung im einheitlichen Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplungsprozess notwendig sind. Die Vorschriften dieser Verordnung für den Stromhandel erfordern daher einen institutionellen Rahmen für Strombörsen. Gemeinsame Anforderungen an die Benennung nominierter Strommarktbetreiber (nominated electricity market operators) (im Folgenden „NEMOs” ) und an ihre Aufgaben sollten die Erreichung der Ziele der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 erleichtern und dafür sorgen, dass die einheitliche Day-Ahead- und die Intraday-Marktkopplung den Binnenmarkt gebührend berücksichtigen.

(20)

Die Einführung eines einheitlichen Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplungsprozesses erfordert die Zusammenarbeit potenziell konkurrierender Strombörsen, um gemeinsame Marktkopplungsfunktionen schaffen zu können. Daher sind die Aufsicht und die Einhaltung der Wettbewerbsvorschriften für diese gemeinsamen Funktionen von größter Bedeutung.

(21)

Trotz der Entwicklung eines zuverlässigen Algorithmus für die Abgleichung von Geboten und Angeboten und trotz geeigneter Back-up-Verfahren kann es Situationen geben, in denen der Preiskopplungsprozess keine Ergebnisse hervorbringen kann. Daher müssen Ausweichlösungen auf nationaler und regionaler Ebene vorgesehen werden, damit eine Kapazitätsvergabe dennoch möglich ist.

(22)

Für den Intraday-Marktzeitbereich sollte eine zuverlässige Bepreisung der Übertragungskapazität eingeführt werden, die Engpässe bei Kapazitätsknappheit widerspiegelt.

(23)

Kosten, die auf effiziente Weise angefallen sind, um die Verbindlichkeit von Kapazität sicherzustellen und um Verfahren für die Einhaltung dieser Verordnung einzuführen, sollten über Netzentgelte oder geeignete Mechanismen zeitnah gedeckt werden. NEMOS sollten, auch wenn sie MKB-Funktionen ausführen, Anspruch auf Deckung der ihnen entstandenen Kosten haben, sofern diese auf effiziente Weise angefallen, angemessen und verhältnismäßig sind.

(24)

Vor dem Beginn der Umsetzung sollten Regeln für die Aufteilung der gemeinsamen Kosten einer einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und einer einheitlichen Intraday-Marktkopplung zwischen den NEMOs und den ÜNB aus verschiedenen Mitgliedstaaten vereinbart werden, um Verzögerungen oder Streitigkeiten wegen der Kostenteilung zu vermeiden.

(25)

Die Zusammenarbeit zwischen den ÜNB, NEMOs und Regulierungsbehörden ist notwendig, um die Vollendung und das effiziente Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarkts zu fördern und das optimale Management, den koordinierten Betrieb und eine solide technische Entwicklung des Übertragungsnetzes in der Union zu gewährleisten. Die ÜNB, NEMOs und Regulierungsbehörden sollten die Synergien nutzen, die sich aus Projekten für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement ergeben und die zur Entwicklung des Elektrizitätsbinnenmarktes beitragen. Sie sollten auf den gewonnenen Erfahrungen aufbauen, die getroffenen Entscheidungen beachten und Lösungen verwenden, die im Rahmen dieser Projekte entwickelt wurden.

(26)

Zur Gewährleistung der engen Zusammenarbeit zwischen den ÜNB, NEMOs und Regulierungsbehörden sollte ein stabiler, zuverlässiger und diskriminierungsfreier Governance-Rahmen der Union für die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und für die einheitliche Intraday-Marktkopplung geschaffen werden.

(27)

Das Ziel dieser Verordnung, nämlich die Einführung einer einheitlichen Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung, kann ohne bestimmte harmonisierte Vorschriften für die Kapazitätsberechnung, das Engpassmanagement und den Stromhandel nicht mit Erfolg erreicht werden.

(28)

Die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und die einheitliche Intraday-Marktkopplung sollten jedoch nur schrittweise verwirklicht werden, da der Regulierungsrahmen für den Stromhandel und die physische Struktur des Übertragungsnetzes beträchtliche Unterschiede zwischen den einzelnen Mitgliedstaaten und Regionen aufweisen. Die Einführung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung erfordert daher eine allmähliche Angleichung der bestehenden Methoden für die Kapazitätsberechnung, die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement. Die einheitliche Intraday-Marktkopplung und die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung können daher im Bedarfsfall als Zwischenschritt auf regionaler Ebene eingeführt werden.

(29)

Die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und die einheitliche Intraday-Marktkopplung setzen die Einführung harmonisierter Höchst- und Mindestclearingpreise voraus, die zur Stärkung der Investitionsbedingungen für sichere Kapazität und für die langfristige Versorgungssicherheit sowohl innerhalb der Mitgliedstaaten als auch zwischen ihnen beitragen.

(30)

Angesichts der außergewöhnlich komplexen und detaillierten Modalitäten und Methoden, die für die vollständige Anwendung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung erforderlich sind, sollten bestimmte detaillierte Modalitäten und Methoden von den ÜNB und den NEMOs entwickelt und von den Regulierungsbehörden genehmigt werden. Die Entwicklung bestimmter Modalitäten oder Methoden durch die ÜNB und Strombörsen und ihre spätere Genehmigung durch die Regulierungsbehörden dürfen jedoch die Vollendung des Elektrizitätsbinnenmarktes nicht verzögern. Daher müssen spezielle Bestimmungen über die Zusammenarbeit zwischen den ÜNB, den NEMOs und den Regulierungsbehörden vorgesehen werden.

(31)

Gemäß Artikel 8 der Verordnung (EG) Nr. 713/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates⁽²⁾ sollte die Agentur eine Entscheidung treffen, wenn die zuständigen nationalen Regulierungsbehörden keine Einigung auf gemeinsame Modalitäten oder Methoden erzielen können.

(32)

Diese Verordnung wurde in enger Zusammenarbeit mit der ACER, dem ENTSO (Strom) und den Interessenträgern erarbeitet, um wirksame, ausgewogene und angemessene Vorschriften auf transparente und partizipative Weise zu erlassen. Gemäß Artikel 18 Absatz 3 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 wird die Kommission die ACER, den ENTSO (Strom) und andere relevante Interessenträger, insbesondere die NEMOs, konsultieren, bevor sie Änderungen dieser Verordnung vorschlägt.

(33)

Diese Verordnung ergänzt Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 in Einklang mit den in Artikel 16 der genannten Verordnung festgelegten Grundsätzen.

(34)

Aufgrund der großen Herausforderungen, die mit der Einführung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung in den derzeitigen Markt Irlands und Nordirlands verbunden sind, wird dieser zurzeit in erheblichem Umfang neu gestaltet. Die Umsetzung von Teilen dieser Verordnung erfordert daher zusätzliche Zeit, wobei eine Reihe von Übergangsregelungen eingeführt wird.

(35)

Die in dieser Verordnung vorgesehenen Maßnahmen entsprechen der Stellungnahme des gemäß Artikel 23 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 eingesetzten Ausschusses —

HAT FOLGENDE VERORDNUNG ERLASSEN: