Kurzüberblick
Market Coupling (Marktkopplung) ist das Verfahren, mit dem die Strombörsen und Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) in Europa den grenzüberschreitenden Stromhandel und die verfügbaren Übertragungskapazitäten in einem einzigen, gemeinsamen Prozess zusammenführen. Statt Strom und Transportkapazität getrennt zu handeln, werden nun Gebote aus mehreren Ländern zusammengeführt. So können Einzelstaaten die vorhandenen Leistungskapazitäten besser nutzen und die Strompreise gleichen sich dort aus, wo es die Netze zulassen. Rechtsgrundlage ist die europäische CACM-Verordnung (EU) 2015/1222. Market Coupling existiert sowohl für den Day-Ahead-Markt (SDAC) als auch für den Intraday-Markt (SIDC) und gilt inzwischen für nahezu den gesamten EU-Strombinnenmarkt.
Definition & Grundprinzip
Strom fließt physikalisch immer den Weg des geringsten Widerstands – über Ländergrenzen hinweg, unabhängig davon, wer an wen verkauft hat. Die Leitungen zwischen zwei Ländern können aber nur eine begrenzte Menge Strom transportieren. Früher musste ein Stromhändler deshalb zwei getrennte Geschäfte anstoßen. Erstens den Strom selbst erwerben und zweitens das Recht ersteigern, diesen Strom über die Grenze transportieren zu dürfen. Diese Zweiteilung des Prozesses war problematisch, weil beide Transaktionen voneinander unabhängig abliefen. Es kam öfter vor, dass zwar genug freie Transportkapazität an der Grenze vorhanden war, der Händler sie aber nicht rechtzeitig oder in der richtigen Menge buchen konnte.
Market Coupling löst das Problem, indem es beide Schritte zu einem einzigen Vorgang verbindet. Die nationalen Strombörsen (z. B. EPEX Spot in Deutschland) sammeln alle Kauf- und Verkaufsgebote ihres Landes und leiten sie an ein gemeinsames europäisches Rechensystem weiter. Dieses entscheidet dann automatisch nach Algorithmen wieviel Strom zu welchem Preis welche Landesgrenze passieren kann. So muss ein Händler die Grenzkapazität also nicht mehr separat einkaufen – sie wird im Hintergrund automatisch mitberücksichtigt.
Ist Strom in Frankreich beispielsweise günstiger als in Deutschland und sind die Leitungen noch nicht ausgelastet, sorgt Market Coupling automatisch für einen Stromfluss von Frankreich nach Deutschland. Dieser grenzüberschreitende Ausgleich läuft so lange, bis sich die Preise angleichen oder die verfügbare Leitungskapazität ausgeschöpft ist. Auf diese Weise wird die vorhandene Infrastruktur optimal und effizient genutzt. Günstiger Strom ersetzt teurere Erzeugung, wo er gebraucht wird. In der Fachsprache spricht man von einem „wohlfahrtsoptimalen“ Ergebnis.
CACM-Verordnung als rechtliche Basis
CACM steht für “Capacity Allocation and Congestion Management” – auf Deutsch etwa “Kapazitätsvergabe und Engpassmanagement”. Die EU-Verordnung regelt das Market Coupling europaweit und schreibt es rechtlich verbindlich vor. Sie legt fest, dass Strombörsen und Netzbetreiber verpflichtet sind, den Day-Ahead- und Intraday-Handel auf die beschriebene gekoppelte Weise zu organisieren. Zusätzlich definiert sie die technischen und organisatorischen Mindestanforderungen dafür (z. B. welche Berechnungsmethoden für die Kapazität zulässig sind). Ohne die EU-Verordnung gäbe es keine einheitliche rechtliche Grundlage, die alle EU-Mitgliedstaaten zur Teilnahme verpflichtet.
Funktionsweise des Market Coupling
Ähnlich wie bei Strom-Trading gibt es auch bei Market Coupling (Marktkopplung) zwei unterschiedliche Handelszeiträume.
Day-Ahead-Handel (SDAC)
Der Day-Ahead-Markt handelt täglich der Strom für den folgenden Tag. Das gekoppelte Verfahren heißt Single Day-Ahead Coupling (SDAC). Alle teilnehmenden Strombörsen übermitteln ihre Gebote an den gemeinsamen Algorithmus EUPHEMIA (Pan-European Hybrid Electricity Market Integration Algorithm). Dieser ermittelt für Europa gleichzeitig die Marktpreise und berechnet, wie viel Strom über die einzelnen Grenzen fließen kann. Das Ergebnis steht einmal täglich fest – in der Regel am frühen Nachmittag für den gesamten Folgetag.
Intraday-Handel (SIDC)
Der Day-Ahead-Handel basiert auf Prognosen. Ändert sich die tatsächliche Situation kurzfristig – etwa weil mehr oder weniger Wind- oder Solarstrom verfügbar ist als erwartet –, können Marktteilnehmer noch am selben Tag nachhandeln. Dieser fortlaufende Handel wird als Intraday-Markt bezeichnet, das gekoppelte Verfahren als Single Intraday Coupling (SIDC). Technisch erfolgt die Abwicklung über die Plattform XBID (Cross-Border Intraday). Anders als beim Day-Ahead-Handel gibt es keinen festen Handelszeitpunkt. Treffen ein passendes Kauf- und Verkaufsgebot aus verschiedenen Ländern aufeinander und steht ausreichend Übertragungskapazität zur Verfügung, wird das Geschäft unmittelbar abgeschlossen.
Berechnung der Leitungskapazität: NTC vs. Flow-Based
Bevor Strom grenzüberschreitend gehandelt werden kann, muss feststehen, wie viel Übertragungskapazität zur Verfügung steht. Dafür kommen zwei Verfahren zum Einsatz. Beim älteren NTC-Verfahren (Net Transfer Capacity) wird für eine bestimmte Grenze eine feste Übertragungskapazität zwischen zwei Nachbarländern bestimmt. Das modernere Flow-Based Market Coupling (FBMC) betrachtet dagegen das gesamte Stromnetz einer Region und berücksichtigt gleichzeitig mehrere Leitungen und Länder. Dadurch lässt sich realistischer abbilden, wie sich Stromflüsse tatsächlich über verschiedene Grenzen verteilen. FBMC ist heute unter anderem in Deutschland und seinen direkten Nachbarländern Standard.
NTC-Verfahren vs. Flow-Based Market Coupling im Vergleich
| NTC-Verfahren | Flow-Based Market Coupling (FBMC) | |
| Berechnungsgrundlage | Feste Kapazität zwischen zwei Nachbarländern | Netzmodell mit mehreren Ländern und Leitungen gleichzeitig |
| Genauigkeit | Geringer, da nur bilaterale Grenze betrachtet wird | Höher, da tatsächliche Lastflüsse über mehrere Grenzen berücksichtigt werden |
| Kapazitätsnutzung | Tendenziell konservativer, oft ungenutzte Reserven | Effizienter, da Kapazität dynamisch verteilt wird |
| Komplexität | Einfacher zu berechnen und nachzuvollziehen | Rechenintensiver, höhere Anforderungen an Netzmodellierung |
| Eingesetzte Regionen | U. a. nordische Länder, viele Grenzen außerhalb Zentralwesteuropas | Zentralwesteuropa (u. a. Deutschland, Frankreich, Benelux), zunehmend weitere Regionen |
| Tendenz | Wird schrittweise durch FBMC abgelöst | Gilt als Zielmodell für weitere Marktkopplungsregionen |
Historische Entwicklung & geografischer Geltungsbereich
Market Coupling ist keine neue Erfindung, sondern hat sich über zwei Jahrzehnte schrittweise aufgebaut. Den Anfang machten 2006 Frankreich, Belgien und die Niederlande mit dem sogenannten Trilateral Market Coupling – dem ersten gekoppelten Markt dieser Art in Europa. Der Erfolg dieses Pilotprojekts überzeugte weitere Länder, sich anzuschließen.
In den folgenden Jahren kamen immer mehr Länder und Regionen dazu, darunter die nordischen Strommärkte und Deutschland. Erst die CACM-Verordnung von 2015 machte aus diesem schrittweisen Zusammenschluss eine europaweite Verpflichtung. Seit der vollständigen Umsetzung sind praktisch alle EU-Mitgliedstaaten sowie einige direkt angrenzende Nicht-EU-Länder wie Norwegen und die Schweiz (mit Einschränkungen) Teil des gekoppelten Marktes. Heute deckt Market Coupling den überwiegenden Teil des europäischen Stromverbrauchs ab – sowohl beim Day-Ahead- als auch beim Intraday-Handel.
Auswirkungen des Market Coupling auf die Strompreise
Der unmittelbarste Effekt zeigt sich in der Annäherung der Strompreise zwischen den gekoppelten Ländern selbst. Ist Strom in Frankreich beispielsweise günstiger als in Deutschland, sorgt Market Coupling dafür, dass französischer Strom über die Grenze fließt, solange freie Leitungskapazität besteht. Dieser Zufluss von günstigerem Strom drückt den deutschen Preis nach unten, während der zusätzliche Export den französischen Preis leicht anhebt. Diesen Effekt nennt man Preiskonvergenz.
Wie stark die Preise tatsächlich zusammenlaufen, hängt direkt von der verfügbaren Leitungskapazität ab. Bei Engpässen der länderübergreifenden Leitungen bleiben die Preise trotz Market Coupling unterschiedlich, weil nicht genug Strom fließen kann, um sie anzugleichen. Dieser Effekt lässt sich zum Beispiel häufig an der deutsch-französischen oder der deutsch-polnischen Grenze beobachten. Hier bestehen trotz Marktkoppelung teils dauerhafte Preisunterschiede, weil die Leitungen die eigentlich wünschenswerten Strommengen nicht transportieren können.
Da Market Coupling generell Engpässe nicht verhindern kann aber die Kapazitäten effizienter nutzt, verdeutlicht es, wo die Leitungen zwischen den Staaten nicht ausreichen. Sofern dauerhafte Überlastungen auftreten, braucht es zusätzlich Maßnahmen wie Redispatch (kurzfristige Anpassung der Kraftwerkseinsätze durch die Netzbetreiber) oder den langfristigen Ausbau der Netzinfrastruktur selbst.
Marktkopplung & Flexibilitätsvermarktung
Market Coupling wirkt sich direkt auf die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern (BESS) aus, weil es zwei Effekte erzeugt, die für Speicherbetreiber besonders relevant sind.
Preisvolatilität als Chance
Auch wenn Market Coupling Preise zwischen Ländern angleicht, bleiben innerhalb eines Tages weiterhin deutlicher Preisschwankungen bestehen. Dies gilt beispielsweise zwischen sonnenreichen Mittagsstunden mit viel PV-Einspeisung und windarmen Abendstunden. Ein Batteriespeicher nutzt genau diese Schwankungen. Das BESS lädt den Strom, wenn er günstig ist, und speist ins Netz oder nutzt ihn für den Eigenverbrauch, wenn die Preise steigen. Diese sogenannte Arbitrage funktioniert sowohl auf dem Day-Ahead- als auch auf dem Intraday-Markt. Das europaweit gekoppelte System verstärkt diesen Effekt sogar noch, weil grenzüberschreitende Preissignale zusätzliche Handelsmöglichkeiten schaffen.
Netzengpässe als zweite Ertragsquelle
Wie beschrieben, löst Market Coupling Netzengpässe nicht auf, sondern macht sie nur sichtbarer. Genau dort, wo Engpässe bestehen, entsteht Bedarf an Redispatch-Maßnahmen und weiteren Flexibilitätsdienstleistungen der Netzbetreiber. So entstehen neben der reinen Preisarbitrage für Betreiber von Batteriespeichern zusätzliche Erlösquellen oder Einsparmöglichkeiten.
Für Co-Location BESS bedeutet das in der Praxis: Ein Speicher, der intelligent auf Day-Ahead- und Intraday-Preise reagiert, profitiert unmittelbar von den durch Market Coupling erzeugten Marktsignalen. Mehr zu den konkreten Handelsmechanismen und Strategien findest du in unseren Beiträgen zum Day-Ahead-Handel mit BESS und Intraday Trading mit BESS.
FAQ
Was ist der Unterschied zwischen Market Coupling und grenzüberschreitendem Stromhandel?
Grenzüberschreitender Stromhandel ist der Oberbegriff für jeden Stromaustausch zwischen Ländern. Market Coupling ist das konkrete Verfahren, mit dem dieser Handel heute in Europa organisiert wird – es bündelt Handel und Kapazitätsvergabe in einem gemeinsamen Prozess.
Gilt Market Coupling für ganz Europa?
Nahezu. Fast alle EU-Mitgliedstaaten sind eingebunden, ebenso einige direkt angrenzende Nicht-EU-Länder wie Norwegen und die Schweiz, letztere allerdings mit Einschränkungen.
Führt Market Coupling zu einem einheitlichen Strompreis in Europa?
Nein. Die Preise gleichen sich nur an, soweit es die verfügbare Leitungskapazität zulässt. An häufig überlasteten Grenzen bleiben unterschiedliche Preise zwischen den Ländern bestehen.
Was ist EUPHEMIA?
EUPHEMIA ist der Algorithmus, der beim Day-Ahead-Handel (SDAC) die Gebote aus allen teilnehmenden Ländern gleichzeitig verarbeitet und daraus die Preise und Stromflüsse über die Grenzen berechnet.
Wie profitieren Batteriespeicher von Market Coupling?
Speicherbetreiber können die durch Market Coupling sichtbaren Preisunterschiede zwischen Tageszeiten und Ländern für Arbitrage nutzen sowie an Redispatch- und Flexibilitätsmechanismen an Netzengpässen teilnehmen.