CACM, Capacity Allocation and Congestion Management

CACM steht für Capacity Allocation and Congestion Management. Gemeint ist die europäische Leitlinie zur Kapazitätsvergabe und zum Engpassmanagement im Strommarkt, formal die Verordnung (EU) 2015/1222. Sie regelt, wie grenzüberschreitende Übertragungskapazitäten im Day-Ahead- und Intraday-Handel berechnet, bereitgestellt und in die europäische Marktkopplung eingebunden werden.

Der Begriff verbindet zwei Ebenen, die in der Stromwirtschaft oft getrennt betrachtet werden: den physischen Betrieb des Übertragungsnetzes und die Preisbildung an gekoppelten Strommärkten. Stromhandel über Grenzen hinweg kann nur stattfinden, wenn das Netz entsprechende Transportmöglichkeiten zulässt. Diese Transportmöglichkeiten sind keine frei wählbare Handelsgröße, sondern ergeben sich aus Leitungsbelastungen, Netzsicherheitsgrenzen, Lastflüssen und betrieblichen Sicherheitsmargen. CACM legt Verfahren fest, mit denen diese begrenzten Kapazitäten marktlich nutzbar gemacht werden.

Kapazitätsvergabe und Engpassmanagement

Kapazitätsvergabe bedeutet im CACM-Kontext nicht, dass einzelne Kraftwerke oder Verbraucher eine feste Leitung zugewiesen bekommen. Vergeben wird die Möglichkeit, Strom zwischen Gebotszonen zu handeln, soweit das Übertragungsnetz dies zulässt. Eine Gebotszone ist ein Marktgebiet, in dem im Großhandel grundsätzlich ein einheitlicher Preis gilt. Zwischen Gebotszonen können Preisunterschiede entstehen, wenn verfügbare Übertragungskapazität knapp wird.

Engpassmanagement beschreibt den Umgang mit dieser Knappheit. Ein Engpass liegt vor, wenn ein Netzbetriebsmittel, etwa eine Leitung oder ein Transformator, durch zusätzliche Stromflüsse seine zulässige Belastungsgrenze überschreiten würde. Im europäischen Marktdesign soll ein solcher Engpass möglichst früh in der Preisbildung berücksichtigt werden. Wenn Kapazität zwischen zwei Gebotszonen knapp ist, wird der Handel nicht unbegrenzt fortgesetzt; stattdessen entstehen getrennte Preise. Die Preisdifferenz zeigt an, dass Strom in einer Zone relativ knapper ist als in einer anderen.

CACM betrifft vor allem den Day-Ahead-Markt und den Intraday-Markt. Im Day-Ahead-Markt werden Strommengen für den folgenden Tag gehandelt. Im Intraday-Markt können Marktteilnehmer ihre Positionen kurzfristig anpassen, etwa wenn Wind- oder Solarprognosen sich ändern oder Anlagen ungeplant ausfallen. Beide Märkte benötigen Regeln, wie viel grenzüberschreitender Handel möglich ist und wie diese Kapazität in die Auktionen oder fortlaufenden Handelsverfahren einfließt.

Marktkopplung als Regelwerk, nicht als bloße Plattform

Ein zentraler Bestandteil von CACM ist das europäische Market Coupling. Dabei werden Gebote aus verschiedenen Ländern oder Gebotszonen gemeinsam verarbeitet, soweit Netzkapazitäten zwischen ihnen verfügbar sind. Ziel ist, Strom dort einzusetzen, wo er im Marktvergleich am günstigsten angeboten wird, ohne Netzsicherheitsgrenzen zu verletzen.

Für die Day-Ahead-Marktkopplung werden Gebote und verfügbare grenzüberschreitende Kapazitäten in einem gemeinsamen Algorithmus zusammengeführt. Dieser Algorithmus ermittelt Preise, Handelsflüsse und Zuschläge. Die technische und institutionelle Verantwortung ist auf mehrere Akteure verteilt: Übertragungsnetzbetreiber berechnen und koordinieren Netzkapazitäten, Strombörsen beziehungsweise nominierte Strommarktbetreiber führen Marktprozesse aus, Regulierungsbehörden genehmigen Methoden und überwachen die Umsetzung.

CACM ist deshalb kein einzelnes IT-System und auch kein Synonym für die Strombörse. Die Leitlinie beschreibt einen Ordnungsrahmen, in dem Marktgebote, Netzberechnungen, regulatorische Genehmigungen und europäische Koordination zusammenwirken. Wer die Wirkung verstehen will, muss die Regel betrachten, die sie erzeugt: Handelsflüsse entstehen nicht allein aus Preisunterschieden, sondern aus Preisunterschieden unter Einhaltung begrenzter Netzkapazitäten.

Abgrenzung zu Redispatch, Regelenergie und langfristiger Kapazitätsvergabe

CACM wird häufig mit anderen Instrumenten des Netz- und Marktbetriebs vermischt. Besonders wichtig ist die Abgrenzung zum Redispatch. Redispatch greift nach der Marktpreisbildung in den Kraftwerkseinsatz ein, wenn das Netz durch die marktbasierten Fahrpläne überlastet würde. CACM setzt früher an: Es soll Engpässe bereits bei der Vergabe grenzüberschreitender Handelskapazitäten berücksichtigen. Beide Mechanismen hängen zusammen, erfüllen aber unterschiedliche Funktionen.

Auch Regelenergie ist etwas anderes. Regelenergie dient dazu, kurzfristige Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch auszugleichen und die Netzfrequenz stabil zu halten. CACM organisiert dagegen den Handel von Energie über Gebotszonengrenzen hinweg und die Einbeziehung von Netzengpässen in diesen Handel. Ein funktionierendes Market Coupling ersetzt keine Regelenergie, und Regelenergie korrigiert keine strukturell falsch bemessenen Handelskapazitäten.

Von der langfristigen Kapazitätsvergabe ist CACM ebenfalls zu unterscheiden. Langfristige Übertragungsrechte, etwa für Monats- oder Jahreszeiträume, werden im europäischen Rahmen vor allem über die Forward Capacity Allocation geregelt. CACM konzentriert sich auf die kurzfristigen Märkte Day-Ahead und Intraday. Diese Trennung ist wichtig, weil kurzfristige Kapazitätswerte stärker von aktuellen Netzsituationen, Erzeugungsprognosen und Lastannahmen abhängen.

Warum CACM für das Stromsystem relevant ist

Die europäische Stromversorgung beruht zunehmend auf grenzüberschreitender Koordination. Windstrom aus Norddeutschland, Wasserkraft aus Skandinavien, Kernenergie aus Frankreich, flexible Erzeugung in Nachbarländern und industrielle Lasten in verschiedenen Regionen wirken über den Markt miteinander zusammen. Ohne geregelte Kapazitätsvergabe würden Preisunterschiede entweder nicht effizient genutzt oder Handelsflüsse könnten Netzgrenzen überschreiten.

CACM macht Knappheit an den Grenzen zwischen Gebotszonen sichtbar. Wenn eine Verbindung ausgelastet ist, wird zusätzliche Nachfrage in der teureren Zone nicht mehr vollständig durch günstigere Angebote aus der anderen Zone gedeckt. Daraus entsteht eine Preisdifferenz. Diese Preisdifferenz ist kein Marktfehler, sondern ein Signal für begrenzte Transportfähigkeit. Sie kann Hinweise auf Netzausbaubedarf, auf die Lage von Erzeugung und Verbrauch oder auf die Wirkung von Gebotszonenzuschnitten geben.

Für die Integration erneuerbarer Energien hat CACM eine besondere Bedeutung. Wind- und Solarstrom schwanken räumlich und zeitlich. Europäische Marktkopplung kann diese Schwankungen besser ausgleichen, weil Überschüsse und Knappheiten über größere Räume verteilt werden. Dieser Ausgleich bleibt an Netzkapazitäten gebunden. Wenn Leitungen fehlen oder Sicherheitsgrenzen erreicht werden, kann auch ein gekoppelter Markt physikalische Engpässe nicht wegdefinieren.

Typische Missverständnisse

Ein verbreitetes Missverständnis besteht darin, CACM als rein technisches Detail der Strombörsen zu behandeln. Die Leitlinie wirkt jedoch auf Preise, Handelsmöglichkeiten, Engpasserlöse, Netzbetriebsprozesse und regulatorische Zuständigkeiten. Sie beeinflusst, welche Energiemengen über Grenzen gehandelt werden können und wann Knappheit in zonalen Preisen erscheint.

Eine zweite Verkürzung liegt in der Gleichsetzung von mehr Handel mit mehr Versorgungssicherheit. Grenzüberschreitender Handel kann Versorgungssicherheit unterstützen, weil Erzeugung und Flexibilität über größere Räume genutzt werden. Er benötigt aber belastbare Kapazitätsberechnungen und koordinierte Sicherheitsanalysen. Werden Netzgrenzen zu optimistisch angesetzt, steigt der Korrekturbedarf im Netzbetrieb. Werden sie zu vorsichtig angesetzt, bleiben wirtschaftlich sinnvolle Handelsmöglichkeiten ungenutzt.

Auch der Begriff Kapazität führt leicht in die Irre. Im CACM-Kontext geht es nicht um installierte Kraftwerksleistung und nicht um gesicherte Leistung im Sinne von Versorgungssicherheit. Gemeint ist Übertragungskapazität zwischen Gebotszonen. Diese Kapazität ist abhängig von Netzschaltungen, Lastflüssen, Erzeugungsverteilung, Sicherheitskriterien und Berechnungsmethoden. Sie ist deshalb keine feste Eigenschaft einer Grenze, die jeden Tag gleich verfügbar wäre.

Ein weiterer Fehler entsteht, wenn Gebotszonen mit Staatsgrenzen gleichgesetzt werden. Viele Gebotszonen entsprechen zwar nationalen Marktgebieten, doch der Begriff ist energiewirtschaftlich und netzbezogen zu verstehen. Eine Gebotszone soll einen Bereich abbilden, in dem interne Engpässe die einheitliche Preisbildung nicht dauerhaft verzerren. Wenn innerhalb einer Zone erhebliche Netzengpässe auftreten, werden diese nicht durch zonale Preisunterschiede sichtbar, sondern häufig über Redispatch bewirtschaftet. Damit verschiebt sich die Frage von der grenzüberschreitenden Kapazität zur Angemessenheit des Gebotszonenzuschnitts.

Institutionelle und wirtschaftliche Zusammenhänge

CACM verteilt Aufgaben zwischen europäischen und nationalen Institutionen. Übertragungsnetzbetreiber entwickeln Methoden zur Kapazitätsberechnung und koordinieren Netzsicherheitsanalysen. Nominierte Strommarktbetreiber organisieren die Marktkopplung. Regulierungsbehörden prüfen und genehmigen Methoden. Die europäische Agentur ACER kann entscheiden, wenn nationale Regulierungsbehörden keine Einigung erzielen. Diese Mehr-Ebenen-Ordnung ist aufwendig, weil Stromflüsse keine nationalen Grenzen beachten, die Verantwortung für Netze und Versorgungssicherheit aber weiterhin stark national geprägt ist.

Wirtschaftlich relevant sind auch Engpasserlöse. Wenn zwischen zwei Gebotszonen unterschiedliche Preise entstehen und Strom über die begrenzte Kapazität fließt, entstehen Erlöse aus dieser Knappheit. Diese Erlöse stehen nicht einfach einem Marktteilnehmer zu. Sie unterliegen regulatorischen Vorgaben und sollen insbesondere für die Sicherstellung verfügbarer Kapazitäten, Netzinvestitionen oder tarifliche Entlastungen verwendet werden. Damit wird sichtbar, dass Engpässe nicht nur technische Beschränkungen sind, sondern auch Zahlungsströme erzeugen.

Die Wahl der Kapazitätsberechnungsmethode prägt die Marktergebnisse. In Teilen Europas wird eine flussbasierte Marktkopplung verwendet. Dabei werden nicht nur einzelne Grenzkapazitäten betrachtet, sondern die Wirkung von Handelsaustausch auf kritische Netzbestandteile im vermaschten Wechselstromnetz. Dieses Verfahren bildet physikalische Zusammenhänge genauer ab als einfache Grenzwerte, ist aber komplexer und für Außenstehende schwerer nachzuvollziehen. Die Transparenz der Methoden ist deshalb eine Voraussetzung dafür, dass Marktteilnehmer die Ergebnisse verstehen und Regulierungsbehörden sie prüfen können.

CACM bezeichnet somit einen Regelrahmen, der europäische Strommärkte mit den Grenzen des Übertragungsnetzes verschaltet. Der Begriff erklärt weder allein die Höhe von Strompreisen noch die Ursachen jedes Netzengpasses. Er zeigt aber, an welcher Stelle physische Netzrestriktionen in kurzfristige Marktprozesse übersetzt werden. Präzise verwendet beschreibt CACM nicht den europäischen Strommarkt insgesamt, sondern die Regeln, mit denen grenzüberschreitende Handelskapazität im Day-Ahead- und Intraday-Zeitraum berechnet, vergeben und bei Engpässen begrenzt wird.