Source: https://www.e-control.at/de/cacm-guideline
Timestamp: 2017-12-14 08:20:40+00:00

Document:
CACM Guideline - E-Control
CACM Guideline/
Die CACM Guideline ist das Herzstück des Dritten Pakets hinsichtlich Marktintegration und deckt die kurzfristigen Energiemärkte, d.h. Day-Ahead und Intraday, im Strombereich ab. Sie wurde als erste der NCs/GLs im Strom am 24. Juli 2015 veröffentlicht und trat am 14. August 2015 in Kraft. Die Guideline beschreibt das Zielmodell, sowie die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement und die einhergehenden Rollen der betroffenen Einheiten. Mit dem nominierten Strommarktbetreiber (NEMO) wurde eine neue Funktionseinheit geschaffen, die in der Funktion als Marktkopplungsbetreiber die Strommarktkopplung durchführt. Die Bestimmung der Kapazitätsberechnungsregionen, die Entwicklung einer lastflussbasierten Kapazitätsberechnungsmethode und die Überprüfung bestehender Gebotszonenkonfigurationen stellen weitere Kernelemente dieser Guideline dar.
Informationsveranstaltung für Stakeholder zur Verordnung (EU) 2015/1222 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (CACM-VO)
https://www.e-control.at/aktuelle/veranstaltungen/leitlinie-fur-kapazitatsvergabe-und-engpassmanagement
Strommarktkopplung
In den Zeitbereichen Day-Ahead und Intraday
Vorwiegend basierend auf lastflussbasierter Kapazitätsberechnung
Durchgeführt von nominierten Strommarktbetreibern (NEMOs)
Die Grafik unterhalb zeigt eine Übersicht des Zielmodelles der einheitlichen Day-Ahead- und einheitlichen Intraday-Marktkopplung unter CACM unter Berücksichtigung der Aufgaben von NEMOs und Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB).
Übersicht des Zielmodelles vergrößern
Übersicht des Zielmodelles
Benennung der NEMOs nach Art. 4
Einrichtung und Betreibung der Marktkopplungsbetreiber (MKB)-Funktion nach Art. 7
Bestimmung der Kapazitätsberechnungsregionen nach Art. 15 Abs. 1
Methode zur Kapazitätsberechnung nach Art. 20 – 26
Überprüfung bestehender Gebotszonenkonfigurationen nach Art. 32-33
Geschäftsbedingungen und Methoden
Erarbeitung von Geschäftsbedingungen und Methoden nach Art. 9 Abs. 6 bis 8 durch den/die betroffenen ÜNB und/oder NEMOs,
gefolgt von deren Genehmigung durch den/die betroffenen Regulierungsbehörde(n) (NRA(s)), und
schließlich deren Umsetzung durch den/die betroffene(n) ÜNB und/oder NEMOs
Die Gruppe der betroffenen ÜNB, NEMOs oder NRAs kann sich je nach Geschäftsbedingung und Methode unterscheiden:
Geschäftsbedingungen und Methoden nach Art. 9 Abs. 6 gelten EU-weit und betreffen alle ÜNB und/oder alle NEMOs und NRAs;
Geschäftsbedingungen und Methoden nach Art. 9 Abs. 7 gelten für eine bestimmte Region und umfassen den/die ÜNB und/oder den/die NEMO(s) und den/die NRA(s) der jeweiligen Region; und
Geschäftsbedingungen und Methoden nach Art. 9 Abs. 8 gelten national und betreffen den/die ÜNB und/oder den/die NEMO(s) und den NRA des jeweiligen Mitgliedstaates.
Dieser Ablauf ist übersichtshalber untenstehend angezeigt.
Das GANTT-Diagramm zeigt die vorgesehenen Zeitrahmen jeweils für die Erarbeitung, Genehmigung und Umsetzung der Geschäftsbedingungen und Methoden nach Art. 9 Abs. 6 bis 8. vergrößern
Das GANTT-Diagramm zeigt die vorgesehenen Zeitrahmen jeweils für die Erarbeitung, Genehmigung und Umsetzung der Geschäftsbedingungen und Methoden nach Art. 9 Abs. 6 bis 8.
Geschäftsbedingungen und Methoden und betroffene Region
Plan zur Einrichtung und Ausführung der Marktkopplungsbetreiber (MKB)-Funktionen
Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten
Zeitpunkt der Öffnung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes und der Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes
Back-up-Methode
Bepreisung von Intraday-Kapazität
Produkte, die von NEMOs in den Marktkopplungsprozessen berücksichtigt werden
Berechnung der fahrplanbezogenen Austäusche
Kapazitätsberechnungsmethode
Benennung der NEMOs
Regelungen bei mehr als einem NEMO in einer Gebotszone
Der nominierte Strommarktbetreiber (NEMO)
Überprüfung bestehender Gebotszonenkonfigurationen
Relevante Artikel: Art. 15 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (b) CACM-VO
Status: ACER erließ am 17. November 2016 einen Beschluss über die Kapazitätsberechnungsregionen. Alle NRAs prüfen derzeit den Vorschlag zur Änderung der Festlegung der Kapazitätsberechnungsregionen aller ÜNB.
Kapazitätsberechnungsregionen legen fest, welche Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) sich künftig zur Kapazitätsberechnung koordinieren. Innerhalb einer Kapazitätsberechnungsregion wird ein und dieselbe Methode zur Kapazitätsberechnung (lastflussbasiert oder koordinierte NTC) verwendet.
Vorschlag aller ÜNB
Am 11. November 2015 reichten alle ÜNB ihren Vorschlag zur Festlegung der Kapazitätsberechnungsregionen bei allen NRAs zur Genehmigung ein.
Nachdem sich die NRAs nicht zu dem Vorschlag oder einem gemeinsamen Abänderungsantrag einigen konnten, erließ ACER am 17. November 2016 einen Beschluss über den geänderten Vorschlag zu den Kapazitätsberechnungsregionen (CCR).
ACER Entscheidung
Anhänge zur Entscheidung
Vorschlags zur Änderung der Festlegung der Kapazitätsberechnungsregionen
Am 12. Juli 2017 reichten alle ÜNB einen Vorschlag zur Änderung der Festlegung der Kapazitätsberechnungsregionen bei allen NRAs zur Genehmigung ein. Dieser Vorschlag sieht die Aufnahem der Gebotszonengrenze zwischen Belgien und Großbritannien (BE-GB) in die Kapaziätsberechnungsregion Channel vor.
Vorschlag zur Änderung der Festlegung der Kapazitätsberechnungsregionen
All TSOs’ proposal for an amendment to the determination of Capacity Calculation Regions (dated 30 June 2017)
https://www.entsoe.eu/Documents/Network%20codes%20documents/Implementation/cacm/170630_All_TSOs_CCR_RfA.PDF
Relevante Artikel: Art. 7 Abs. 3 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (a) CACM-VO
Status: Alle NRAs haben den Plan zur Einrichtung und Ausführung der Marktkopplungsbetreiber (MKB)-Funktion genehmigt
Alle NEMOs erarbeiten gemeinsam einen Plan mit einer Beschreibung, wie die MKB-Funktionen gemeinsam eingerichtet und ausgeführt werden sollen.
Vorschlag aller NEMOs
Am 14. April 2016 haben alle NEMOs den Vorschlag zum Plan zur Einrichtung und Ausführung der MKB-Funktion bei allen NRAs zu Genehmigung eingereicht.
Plan zur Einrichtung und Betreibung der MKB-Funktionen (MCO Plan)
Aufforderung zur Abänderung aller NRAs
Alle NRAs stellen bezüglich dieses Vorschlags eine Aufforderung zur Abänderung an alle NEMOs. E-Control forderte die in Österreich designierten NEMOs am 13. Oktober zur Abänderung des Vorschlages auf.
Aufforderung zur Abänderung an Nord Pool AS (0,6 MB)
Beilage zur Aufforderung zur Abänderung an Nord Pool AS (0,1 MB)
Aufforderung zur Abänderung an EXAA Abwicklungsstelle für Energieprodukte AG (0,1 MB)
Beilage zur Aufforderung zur Abänderung an EXAA Abwicklungsstelle für Energieprodukte AG (0,1 MB)
Aufforderung zur Abänderung an EPEX SPOT SE (0,1 MB)
Beilage zur Aufforderung zur Abänderung an EPEX SPOT SE (0,1 MB)
Abgeänderter Vorschlag aller NEMOs
Am 14. Dezember 2016 haben alle NEMOs einen abgeänderten Plan zur Einrichtung und Ausführung der MKB-Funktion bei allen NRAs zu Genehmigung eingereicht.
All NEMO proposal for the MCO Plan (Dated 14 December 2016) (1,1 MB)
Abgeänderter Vorschlag zum Plan zur Einrichtung und Ausführung der MKB-Funktion
Zweite Aufforderung zur Abänderung aller NRAs
Nachdem nicht sämtliche Änderungen von allen NEMOs in dem abgeänderten Vorschlag berücksichtigt wurden, stellen alle NRAs eine zweite Aufforderung zur Abänderung.
Zweite Aufforderung zur Abänderung an Nord Pool AS (1,2 MB)
Zweite Aufforderung zur Abänderung an EXAA Abwicklungsstelle für Energieprodukte AG (1,2 MB)
Zweite Aufforderung zur Abänderung an EPEX SPOT SE (1,2 MB)
Beilagen zur Aufforderung zur Abänderung (0,4 MB)
Beilagen zur Aufforderung zur Abänderung (0,2 MB)
Zum zweiten Mal Abgeänderter Vorschlag aller NEMOs
Am 14. April 2017 haben alle NEMOs einen zum zweiten Mal abgeänderten Plan zur Einrichtung und Ausführung der MKB-Funktion bei allen NRAs zu Genehmigung eingereicht.
All NEMO proposal for the MCO Plan (Dated 13 April 2017) (0,4 MB)
Zum zweiten Mal abgeänderter Plan zur Einrichtung und Ausführung der MKB-Funktion
Genehmigung durch alle NRAs
Am 26. Juni 2017 haben alle NRAs den zum zweiten Mal abgehänderten Vorschlag aller NEMOs zum Plan zur Einrichtung und Ausführung der MKB-Funktion genehmigt.
Bescheid V MCO 01/16 (3,2 MB)
Genehmigungsbescheid an EXAA Abwicklungsstelle für Energieprodukte AG
Bescheid V MCO 02/16 (1,3 MB)
Genehmigungsbescheid an EPEX SPOT SE
Bescheid V MCO 03/16 (1,3 MB)
Genehmigungsbescheid an Nord Pool AS
Beilage 1 (0,4 MB)
Genehmigter Vorschlag aller NEMOs zum Plan zur Einrichtung und Ausführung der MKB-Funktion
Beilage 2 (0,3 MB)
Positionspapier aller NRAs zum Plan zur Einrichtung und Ausführung der MKB-Funktion
Relevante Artikel: Art. 16 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (c) CACM-VO
Status: Alle NRAs haben die Methode zur Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten genehmigt.
Die Methode beschreibt welche Daten Erzeuger und Lasten (inklusive am Höchstspannungsnetz angeschlossene Verteilnetzbetreiber und Betreiber von Hoch-Gleichspannungs-Übertragungsleitungen (HGÜ)) wann an die ÜNB zu liefern haben. Dabei richtet sich die Methode explizit an Verteilnetzbetreiber, Betreiber von HGÜ-Leitungen, Erzeuger und Lasten. Die ÜNB verwenden diese Daten dann im gemeinsamen Netzmodell um die Kapazitätsberechnung für den Folgetag durchzuführen.
Am 13. Juni 2016 haben alle ÜNB den Vorschlag zur Methode für die Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten bei allen NRAs zur Genehmigung eingereicht.
Vorschlag aller ÜNB zur Methode für die Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten
All TSOs‘ proposal for a generation and load data provision methodology in accordance with Article 16 of Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management
Am 28. Oktober 2016 wurde der Vorschlag aller ÜNB zur Methode für die Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten durch alle NRAs genehmigt.
V GLDPM 01/16 (1,3 MB)
Genehmigungsbescheid an APG
Beilage 1 (0,5 MB)
All TSOs’ proposal for a generation and load data provision methodology in accordance with Article 16 of Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management (dated 13 May 2016)
Approval by All Regulatory Authorities Agreed at the Energy Regulators’ Forum of the All TSO Proposal for Generation and Load Data Provision Methodology
Relevante Artikel: Art. 17 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (d) CACM-VO
Status: Alle NRAs haben die Methode zum Gemeinsames Netzmodell genehmigt
Das gemeinsame Netzmodell wird künftig von den ÜNB zur Kapazitätsberechnung herangezogen. Das Modell wird mit Daten von Erzeugern und Lasten (z.B. Kraftwerksfahrplänen) gespeist und liefert die Übertragungskapazitäten an die MKB-Funktion.
Am 13. Juni 2016 haben alle ÜNB ihren Vorschlag für die Methode für das Gemeinsame Netzmodell bei allen NRAs zur Genehmigung eingereicht.
Vorschlag aller ÜNB zur Methode für das Gemeinsame Netzmodell
Am 21. Dezember 2016 stellen alle NRAs einen Antrag auf Abänderung an alle ÜNB bezüglich des eingereichten Vorschlages für die Methode für das Gemeinsame Netzmodell.
Antrag auf Abänderung (1,0 MB)
Antrag auf Abänderung an APG
Beilage 1 (0,1 MB)
Request for Amendment by All Regulatory Authorities Agreed at the Energy Regulators’ Forum on the All TSO Proposal for Common Grid Model Methodology (CGMM)
Abgeänderter Vorschlag aller ÜNB
Am 2. März 2017 reichten alle ÜNB den abgeänderten Vorschlag zum Gemeinsamen Netzmodell bei allen NRAs zur Genehmigung ein.
Abgeänderter Vorschlag zum Gemeinsamen Netzmodell
https://www.entsoe.eu/Documents/Network%20codes%20documents/Implementation/cacm/CGMM-v1-plus.pdf
Am 11. Mai 2017 haben alle NRAs den abgeänderten Vorschlag aller ÜNB zum Gemeinsamen Netzmodell genehmigt.
Bescheid V CGM 01/16 (1,3 MB)
Beilage 1 (0,7 MB)
All TSOs’ proposal for a common grid model methodology in accordance with Article 17 of Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management (dated 27 May 2016)
Beilage 2 (0,4 MB)
Approval by all Regulatory Authorities agreed at the Energy Regulators‘ Forum on the all TSO Proposal for Common Grid Model Methodology (CGMM) as amended in March 2017
Relevante Artikel: Art. 73 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (m) CACM-VO
Status: Alle NRAs ersuchen ACER um einen Beschluss über die Methode zur Verteilung von Engpasserlösen
Die Methode zur Verteilung von Engpasserlösen regelt wie die Engpasserlöse, die an den Gebotszonengrenzen allokiert werden, an die ÜNB bzw. etwaige andere Eigentümer von Grenzverbindungen verteilt werden. Nachdem unter CACM-VO die Prämisse der impliziten Kapazitätsvergabe herrscht, bedeutet der Wechsel von der heute mehrheitlich angewandten expliziten Kapazitätsvergabe – und daraus resultierenden Auktionserlösen - , eine grundlegende Änderung für das Einkommen der ÜNB aus Kapazitätsvergaben.
Am 20. Juli 2016 reichten alle ÜNB ihren Vorschlag zur Methode zur Verteilung von Engpasserlösen bei allen NRAs zur Genehmigung ein.
Abänderungsantrag aller NRAs
Am 9. Februar 2017 stellten alle NRAs einen Antrag auf Abänderung an alle ÜNB.
Abänderungsantrag (0,3 MB)
Aufforderung zur Abänderung an die APG (1,1 MB)
Am 19. April 2017 reichten alle ÜNB einen abgeänderten Vorschlag zur Methode zur Verteilung von Engpasserlösen bei allen NRAs ein.
https://www.entsoe.eu/Documents/Network%20codes%20documents/Implementation/cacm/170407_CID_methodology_NRAs_RA_FINAL.pdf
Erläuterndes Dokument
https://www.entsoe.eu/Documents/Network%20codes%20documents/Implementation/cacm/170407_CID_Explanatory_note_NRAs_RA_FINAL.pdf
Ersuchen aller NRAs an ACER um einen Beschluss
Am 14. Juni 2017 ersuchten alle NRAs ACER einen Beschluss über die Methode zur Verteilung von Engpasserlösen zu erlassen.
Letter to ACER on Behalf of all NRAs Requestion the Adoption of a Decsion (0,1 MB)
Brief an ACER mit dem Ersuchen um einen Beschluss
Relevante Artikel: Art. 59 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (k) CACM-VO
Der Zeitpunkt der Öffnung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes und der Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes beschreiben das Zeitfenster, innerhalb welchem der Intraday Handel möglich ist.
Am 13. Dezember reichten alle ÜNB ihren Vorschlag für den Zeitpunkt der Öffnung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes und der Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes bei alle NRAs zu Genehmigung ein.
Am 19. Juni 2017 verlangten alle NRAs eine Abänderung des Vorschlages aller ÜNB.
Antrag auf Abänderung (1,1 MB)
Beilage 1 (0,3 MB)
Request for amendment by all regulatory authorities agreed at the Energy Regulators’ Forum on all TSO’s Proposal for Intraday Cross-Zonal Gate Opening and Gates Closure Times
Relevante Artikel: Art. 69 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (l) CACM-VO
Status: Alle NRAs haben den Vorschlag aller ÜNB genehmigt
Der Day-Ahead-Verbindlichkeitszeitpunkt gibt jenen Zeitpunkt an, ab welchem die gebotszonenübergreifenden Kapazitäten, die von den ÜNB für den folgenden Day-Ahead Marktkoppelungsprozess berechnet wurden, verbindlich und somit unverrückbar sind.
Am 13. Dezember 2016 reichten alle ÜNB ihren Vorschlag zum Day-Ahead-Verbindlichkeitszeitpunkt bei allen NRAs zu Genehmigung ein.
Am 14. Juni 2017 genehmigten alle NRAs den Vorschlag aller ÜNB.
Bescheid V DAFD 01/16 (1,2 MB)
Genehmigter Vorschlag aller ÜNB
Positionspapier zur Genehmigung aller NRAs
Relevante Artikel: Art. 36 Abs. 3 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (f) CACM-VO
Die Back-up-Methode beschreibt welche Maßnahmen die NEMOs setzen, um den Betrieb der Marktkopplung sicherzustellen.
Am 14. Februar 2017 reichten alle NEMOs ihren Vorschlag zur Back-up-Methode bei allen NRAs zur Genehmigung ein.
Vorschlag aller NEMOs (0,4 MB)
All NEMOs’ proposal for the back-up methodology in accordance with Article 36(3) of the Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management (dated 14 February 2017)
Am 8. August 2017 forderten alle NRAs alle NEMOs auf, den Vorschlag zur Back-up-Methode abzuändern.
Aufforderung zur Abänderung (1,1 MB)
Aufforderung zur Abänderung an EXAA Abwicklungsstelle für Energieprodukte AG
Aufforderung zur Abänderung an Nord Pool AS
Aufforderung zur Abänderung an EPEX SPOT SE
Request for Amendment by All Regulatory Authorities agrred at the Energy Regulators‘ Forum on All NEMO’s Proposal for Back-Up-Methodology submitted in accordance with Article 36(3) of the Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a Guideline on Capacity Allocation and Congestion Management
Relevante Artikel: Art. 55 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (j) CACM-VO
Status: Ausarbeitung des Vorschlages durch die betroffenen ÜNB
Die Methode für die Bepreisung zonenübergreifender Intraday-Kapazität dient dazu, Marktengpässe widerzuspiegeln und diese entsprechend in die Intraday-Kapazität einzupreisen.
Am 14. August 2017 reichen alle ÜNB ihren Vorschlag für Methode für die Bepreisung von Intraday-Kapazität bei allen NRAs zur Genemigung ein.
https://www.entsoe.eu/Documents/Network%20codes%20documents/Implementation/cacm/170810_CZIDCP_Methodology_AllTSOs.pdf
https://www.entsoe.eu/Documents/Network%20codes%20documents/Implementation/cacm/170810_CZIDCP_Methodology_Explanatory_Note_AllTSOs.pdf
Relevante Artikel: Art. 37 Abs. 1 sowie Art. 37 Abs. 5 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (g) CACM-VO
Status: Alle NRAs stellten einen Antrag auf Abänderung
Alle NEMOs erarbeiten einen Vorschlag für Algorithmen, jeweils für die Day-Ahead- und dieIntraday-Marktkopplung, die die von allen ÜNB und allen NEMOs gestellten Anforderungen erfüllen.
All NEMOs’ proposal for the price coupling algorithm and for the continuous trading matching algorithm, also incorporating TSO and NEMO proposals for a common set of requirements, in accordance with Article 37(5) of the Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management (dated 14 February 2017)
Anhang 1 (0,5 MB)
Proposal for a common set of requirements for the DA price coupling algorithm (dated 14 February 2017)
Anhang 2 (0,5 MB)
Proposal for a common set of requirements for the continuous trading matching algorithm (dated 14 Februray 2017)
Aufforderung zu Abänderung
Am 8. August 2017 forderte E-Control alle in Österreich benannten NEMOs auf, den Vorschlag für die Algorithmen abzuändern.
Aufforderung zur Abänderung (1,2 MB)
Request for Amendment by All Regulatory Authorities agreed at the Energy Regulators‘ Forum on the All NEMO’s proposal for the price coupling algorithm and for the continuous trading matching algorithm, also incorporating TSO and NEMO proposals for a common set of requirements, in accordance with Article 37(5) of the Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management
Relevante Artikel: Art. 41 Abs. 1 (für Day-Ahead) und Art. 54 Abs. 2 (für Intraday) in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (h) CACM-VO
Status: Alle NRAs prüfen derzeit den von allen NEMOs eingereichten Vorschlag
1. Day-Ahead (DA)
Vorschlag aller NEMOs (0,2 MB)
2. Intraday (ID)
Relevante Artikel: Art. 40 (für Day-Ahead) und Art. 53 (für Intraday) in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (h) CACM-VO
Berechnung der fahrplanbezogenen Austausche
Relevante Artikel: Art. 43 Abs. 1 (für Day-Ahead) sowie Art. 56 Abs. 1 (für Intraday) in Verbindung mit Art. 9 Abs. 7 (c) CACM-VO
Status: Die betroffenen NRAs prüfen derzeit den von den betroffenen ÜNB eingereichten Vorschlag
Diese Methode beschreibt, wie die ÜNB aus den Austäuschen zwischen Gebotszonen, die von der MKB-Funktion bereit gestellt werden, die fahrplanbezogenen Austäusche zwischen den einzelnen ÜNB für die Zeitbereiche Day-Ahead und den Intraday berechnen. Obwohl der Vorschlag zu dieser Methode nach Art. 9 Abs. 7 (c) CACM-VO sich auf eine bestimmte Region bezieht, entschieden sich alle ÜNB diese Methode gemeinsam auszuarbeiten. Damit soll dem Risiko von Ineffizienzen und zu einander nicht kompatible Vorschlägen entgegengewirkt werden.
DA Vorschlag der ÜNB
ID Vorschlag der ÜNB
Relevante Artikel: Art. 44 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 7 (e) CACM-VO
Relevante Artikel: Art. 74 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 7 (h) CACM-VO
Relevante Artikel: Art. 35 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 7 (c) CACM-VO
Relevante Artikel: Art. 20 Abs. 2 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 7 (a) CACM-VO
Relevante Artikel: Art. 4 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 8 (a) CACM-VO
Status: Benennung der NEMOs in Österreich ist per 14. Dezember 2015 erfolgt
Die E-Control erhielt Ansuchen zur Benennung als NEMO von folgenden Betreibern von Strombörsen: Nord Pool Spot AS[1], EXAA Abwicklungsstelle für Energieprodukte AG sowie EPEX Spot SE. Nach eingehender Prüfung der Designierungsunterlagen wurden per 14. Dezember 2015 Nord Pool Spot AS1, EXAA Abwicklungsstelle für Energieprodukte AG sowie EPEX Spot SE als nominierte Strommarktbetreiber für die einheitliche Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung in Österreich von E-Control benannt.
[1] Nord Pool Spot AS benannte sich am 20. Januar 2016 um in Nord Pool AS: Nord Pool Spot becomes Nord Pool
Benannte NEMOs in der EU
Die nachfolgende Karte zeigt die benannten NEMOs in der EU für Day-Ahead und Intraday (Stand 9. Jänner 2017).
Benannte NEMOs in der EU (Stand: 9. Jänner 2017) vergrößern
Benannte NEMOs in der EU (Stand: 9. Jänner 2017)
Relevante Artikel: Art. 45 und 57 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 8 (d) CACM-VO
Status: E-Control genehmigt im Einvernehmen mit der Bundesnetzagentur (DE) und l’Institut Luxembourgeois de Régulation (ILR) (LU) den abgeänderten Vorschlag der sechs ÜNB in der Deutsch-Österreichischen-Luxemburgischen (DE/AT/LU) Gebotszone.
Die Methode beschreibt Prozesse vor und nach der Marktkopplung sowie Lösungen für Besonderheiten die sich durch mehrere NEMOs in einer Gebotszone ergeben. Der Vorschlag zu dieser Methode ist von den betroffenen ÜNB im Einvernehmen mit den betroffenen NEMOs auszuarbeiten. Auch wenn diese Methode laut CACM-VO Art. 9 Abs. 8 (d) sich auf einen Mitgliedsstaat beschränkt – also eine nationale Entscheidung verlangt - , wurde die Methode aus praktischen Gründen gemeinsam von den ÜNB 50 Hertz (DE), Amprion (DE), APG (AT), CREOS (LU), Transnet BW (DE) und Tennet Deutschland (DE) – also allen ÜNB in der Gebotszone DE/AT/LU – ausgearbeitet. Ein strikt nationaler Fokus dieser Methode hätte aus Sicht der ÜNB und NRAs der Gebotszone DE/AT/LU zu möglichen Ineffizienzen und nicht-kompatiblen Lösungsansätzen geführt. Nichtsdestotrotz verbleibt die Entscheidung über die Regelungen bei mehr als einem NEMO in einer Gebotszone eine nationale Kompetenz.
Vorschlag der ÜNB (5,0 MB)
Abänderungsantrag von BNetzA (DE), ILR (LU) und E-Control (AT)
Bundesnetzagentur (DE), ILR (LU) und E-Control verlangen eine Abänderung des Vorschlages von den sechs ÜNB in der Deutsch-Österreichischen-Luxemburgischen (DE/AT/LU) Gebotszone (50 Hertz (DE), Amprion (DE), APG, CREOS (LU), Transnet BW (DE) und Tennet Deutschland (DE)). Der Antrag auf Abänderung wurde am 13. Oktober 2016 von E-Control an APG gesendet.
Abänderungsantrag von BNetzA (DE), ILR (LU) und E-Control (AT) (0,1 MB)
Beilage zum Abänderungsantrag von BNetzA (DE), ILR (LU) und E-Control (AT) (2,0 MB)
Abgeänderter Vorschlag der ÜNB
Hauptdokument (0,6 MB)
Erläuterungsdokument (4,9 MB)
Genehmigung durch E-Control (1,1 MB)
Die CACM VO führt den nominierten Strommarktbetreiber („NEMO“ von: nominated electricity market operator) formal als neuen Akteur ein und definiert ihn als „… eine Funktionseinheit, die von der zuständigen Behörde für die Ausübung von Aufgaben im Zusammenhang mit der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung benannt wurde“. Dem NEMO obliegt – gemeinsam mit den Übertragungsnetzbetreibern – die Einrichtung und Betreibung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung.
Ein und derselbe NEMO kann in mehreren Mitgliedsstaaten benannt werden und ein Mitgliedsstaat kann mehrere NEMOs benennen (sofern kein gesetzlich nationales Monopol für Handelsdienstleistungen vorliegt). In Mitgliedsstaaten mit mehreren NEMOs stehen diese zukünftig miteinander in Konkurrenz, was eine Neuerung für den Strommarkt bedeutet.
Weiters wird bei der Benennung von NEMOs prinzipiell zwischen dem Day-Ahead- und Intraday-Zeitrahmen unterschieden.
Eine Überprüfung einer bestehenden Gebotszonenkonfiguration kann unter bestimmten Umständen von der Agentur, mehreren NRAs, der ÜNB einer Kapazitätsberechnungsregion oder Mitgliedsstaaten eingeleitet werden. Eine solche Überprüfung befasst sich mit den Auswirkungen von Änderungen der Gebotszonenkonfiguration auf das Netz und den Markt.
Derzeit läuft eine solche Überprüfung der Gebotszonen in Zentraleuropa. Erste Ergebnisse dieser Überprüfung werden Ende 2017 erwartet.

References: Art. 4
 Art. 7
 Art. 15
 Art. 20
 Art. 32
 Art. 9
 Art. 9
 Art. 9
 Art. 9
 Art. 9
 Art. 9
 Art. 15
 Art. 9
 Art. 7
 Art. 9
 Art. 16
 Art. 9
 Art. 17
 Art. 9
 Art. 73
 Art. 9
 Art. 59
 Art. 9
 Art. 69
 Art. 9
 Art. 36
 Art. 9
 Art. 55
 Art. 9
 Art. 37
 Art. 37
 Art. 9
 Art. 41
 Art. 54
 Art. 9
 Art. 40
 Art. 53
 Art. 9
 Art. 43
 Art. 56
 Art. 9
 Art. 9
 Art. 44
 Art. 9
 Art. 74
 Art. 9
 Art. 35
 Art. 9
 Art. 20
 Art. 9
 Art. 4
 Art. 9
 Art. 45
 Art. 9
 Art. 9