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Energieinnovation 2006 121
In anderen Erdteilen wurden ebenfalls bereits Energiemärkte liberalisiert. Insbesondere in den USA
wurden verschiedene Marktmodelle entwickelt, die auch Engpassmanagementmodelle in das Design
des Elektrizitätsmarkts integriert haben [8]. In den späten 80er und Anfang der 90er Jahre wurden am
Massachusetts Institute of Technology (MIT) und an der Harvard University das „Nodal Pricing“
entwickelt [7]. Unter Berücksichtigung der technischen Gegebenheiten des Elektrizitätssystems
werden mit diesem Modell, unter Einbeziehung der Angebotspreise der Erzeuger, die Preise in den
einzelnen Netzknoten bestimmt und damit implizit der optimale Energieaustausch zwischen
Regelzonen ermittelt. Dieses System wird heute in einigen US-amerikanischen Elektrizitätsmärkten
wie zum Beispiel im Pennsylvania-New Jersey Maryland Market (PJM-Market) oder vom New York
Independent System Operator angewendet.
Ein weiteres Engpassmanagementmodell basiert ebenfalls auf einer lastflussbasierten Methode. Bei
dieser Methode werden Netzknoten zu einer Zone zusammengefasst. Die physikalische Wirkung
eines Energieaustauschs zweier Zonen auf das Gesamtsystem wird mittels Faktoren abgebildet. Die
Faktoren werden als Power Transfer Distribution Factors (PDTF) bezeichnet und zu einer Matrix
zusammengefaßt [1]. Durch eine Koordination bei der Vergabe von Übertragungskapazität von
mehreren Zonen einer Region kommt es zu einer besseren physikalischen Abschätzung der Nutzung
der Übertragungskapazität für den grenzüberschreitenden Stromhandel. Dieses Modell wird in einigen
Elektrizitätsmärkten der USA eingesetzt und auch in Europa gibt es bereits Überlegungen, dieses
Modell in Südosteuropa einzuführen.
Die neuen Modelle für das Engpassmanagement müssen in die bestehenden europäischen Märkte
integriert werden. Auf Grund der zur Zeit nur national ausgeprägten Elektrizitätsmärkte ist es noch ein
langer Weg bis zu einem internen europäischen Elektrizitätsmarkt. Über die Zwischenstufe von
regionalen Teilmärkten muss versucht werden, die Märkte zu harmonisieren und ihre Regeln
aufeinander abzustimmen. Teil dieser Harmonisierung stellt auch das Engpassmanagement dar. Die
Marktregeln in diesen harmonisierten Regionalmärkten müssen das eng vermaschte
Übertragungsnetz berücksichtigen und aus den bereits vorhandenen Erfahrungen anderer
liberalisierter Elektrizitätsmärkte ein lastflussbasiertes Modell für das Engpassmanagement einführen.
Quellenverzeichnis
[1] CONSENTEC Consulting für Energiewirtschaft und –technik GmbH; Frontier Economics
Limited: Analysis of Cross-Border Congestion Management Methods for the EU Internal
Electricity Market, Final Report, June 2004
[2] ERGEG: ERGEG Proposal of the Amendments to the EC Draft Congestion Management
Guidelines of 01. September 2004, ERGEG Proposal 2 nd May 2005, Online im Internet:
URL: http://www.ergeg.org [Stand: 3. May 2005]
[3] Europäisches Parlament und Europäischer Rat: Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen
Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den
Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG, 26. 6. 2003
[4] Europäisches Parlament und Europäischer Rat: Richtlinie 96/92/EG des Europäischen
Parlaments und des Rates vom 19. Dezember 1996 betreffend gemeinsame Vorschriften
für den Elektrizitätsbinnenmarkt, 19.12. 1996
[5] Europäisches Parlament und Europäischer Rat: Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 des
Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über die
Netzzugangsbedingung für den grenzüberschreitenden Stromhandel, 26. Juni 2003
[6] Rohrböck, M.: Engpassmanagement im kontinentaleuropäischen Verbundnetz, Master
Thesis, Krems, 2005.
[7] Schweppe, F.C.; Caramanis, M.C. et al.: Spot Pricing of Electricity, Kluwer Acedemic
Publishers, Boston/Dordrecht/London, 1997.
[8] Stigler, H.; Todem, Chr. et al.: Marktbasiertes Engpassmanagement, Studie, Graz,
21. April 2004