Mit der Inbetriebnahme des Viking Link nach Dänemark im Dezember ist das Stromnetz in Großbritannien so stark vernetzt wie nie zuvor. Neun verschiedene Interkonnektoren mit einer Gesamtkapazität von 9,2 GW verbinden Großbritannien mit sechs weiteren europäischen Märkten.

Doch wie funktionieren diese Interkonnektoren und wie beeinflussen sie die Preise?

Interkonnektoren ermöglichen Stromflüsse von günstigeren zu teureren Märkten

Interkonnektoren sind Hochspannungs-Gleichstrom-Seekabel (HGÜ), die den Stromfluss zwischen verschiedenen Stromnetzen ermöglichen. Sie haben Kapazitäten von 0,5 bis 2 GW und erlauben einen bidirektionalen Stromfluss. Strom fließt von Märkten mit niedrigeren Preisen zu solchen mit höheren Preisen, wobei Händler von der Preisdifferenz profitieren.

Durch das Ausgleichen von Preisunterschieden haben Interkonnektoren einen nivellierenden Effekt auf die Strompreise in verschiedenen Märkten – sie erhöhen die Preise in günstigen Märkten und senken sie in teureren, begrenzt nur durch ihre Kapazität. Aufgrund der großen Gesamtkapazität der Interkonnektoren nach Großbritannien – genug, um etwa 30 % der Spitzenlast zu decken – können sie einen erheblichen Einfluss auf die Strompreise haben.

Stromflüsse werden durch explizite Kapazitätsauktionen bestimmt

Vor dem Brexit war der britische Strommarkt über das Single Day-Ahead Coupling (SDAC) mit den europäischen Märkten gekoppelt. Day-Ahead-Märkte an jedem Standort wurden gleichzeitig abgewickelt, und die Interkonnektorkapazität wurde implizit zugeteilt.

Strombörsen nutzten einen Algorithmus, um die optimalen Flüsse zu bestimmen. Dieser berücksichtigte das Angebot und die Nachfrage in jedem Markt sowie die verfügbare Interkonnektorkapazität. Dadurch exportierten Interkonnektoren, wenn die Day-Ahead-Preise in Europa höher waren, und importierten, wenn sie in Großbritannien höher lagen – mit wenigen Ausnahmen.

Seit dem Brexit ist Großbritannien nicht mehr Teil des SDAC und die Kapazität der meisten Interkonnektoren wird explizit zugeteilt. Das bedeutet, dass Kapazitätsauktionen ähnlich wie Strommarktauktionen ablaufen. Händler erwerben Kapazitätsrechte für bestimmte Mengen, wobei die Auktionen von langfristig bis intraday reichen.

Nachdem Händler Übertragungsrechte gesichert haben, kaufen und verkaufen sie Strom auf beiden Seiten des Interkonnektors und „nominieren“ ihre Flüsse. Die Nominierung informiert den Betreiber darüber, wie viel der verkauften Kapazität genutzt wird.

Der Electricity System Operator (ESO) kann die endgültigen Interkonnektorflüsse in Echtzeit von den von Händlern nominierten Positionen anpassen. Dafür bestehen Vereinbarungen mit Handelspartnern auf Interkonnektoren, die ähnlich wie der Balancing Mechanism funktionieren, aber operativ getrennt sind.

Weitere Informationen zur Struktur und zum Timing der Großhandelsmärkte in Großbritannien finden Sie in unserem Erklärartikel.

Explizite Kapazitätszuweisung kann zu Unterauslastung und gegenläufigen Flüssen führen

Day-Ahead-Kapazitätsauktionen auf explizit zugewiesenen Interkonnektoren schließen vor den Day-Ahead-Strommärkten. Händler müssen daher eine Prognose der Preisdifferenz zwischen Großbritannien und Europa abgeben, wenn sie auf Interkonnektorkapazität bieten.

Erweist sich diese Prognose als falsch, verlieren Händler ihre Gebote auf den Day-Ahead-Stromauktionen und nominieren keine Flüsse für ihre Kapazitätsrechte. Können sie diese Rechte nicht weiterverkaufen, bleibt die Interkonnektorkapazität möglicherweise ungenutzt.

Alternativ sichern sich Händler im Voraus Verträge zum Kauf und Verkauf von Strom in verschiedenen Märkten, um dieses Risiko zu mindern. Die Preise in diesen Märkten können sich jedoch deutlich von den Day-Ahead-Preisen unterscheiden. Dies kann zu gegenläufigen Flüssen führen, bei denen Strom entgegen dem erwarteten Preisgefälle über Interkonnektoren fließt.

Die Kapazität der Interkonnektoren nach Norwegen und Irland wird weiterhin implizit zugeteilt

Die Kapazität der Interkonnektoren mit Norwegen und Irland wird weiterhin implizit zugeteilt, allerdings über verschiedene Mechanismen. Die Kapazität zwischen Großbritannien und Irland wird über gleichzeitige Intraday-Auktionen – Intraday 1 und Intraday 2 – auf EPEX in Großbritannien und SEMOpx in Irland vergeben. Die Kapazität zwischen Norwegen und Großbritannien wird auf Basis der Nord Pool Day-Ahead-Auktionen in beiden Märkten zugeteilt.

Interkonnektoren wirken preisausgleichend in ganz Europa

Händler kaufen Strom in günstigen Märkten, um ihn über Interkonnektoren in teurere Märkte zu verkaufen und von der Preisdifferenz zu profitieren. Dies erhöht das Angebot im teureren Markt, was die Preise dort senken kann, da nun weniger teure Erzeuger benötigt werden. Im günstigeren Markt können die Preise dagegen steigen, da mehr Erzeuger ans Netz gehen müssen.

Das Gleichgewicht zwischen diesen beiden Effekten bestimmt maßgeblich die Interkonnektorflüsse. Während Interkonnektoren häufig mit voller Kapazität betrieben werden, können sie auch nur teilweise ausgelastet sein – bis zu dem Punkt, an dem sich die Preise in beiden Märkten angleichen.

Teilweise Flüsse treten häufiger zwischen Märkten mit ähnlichen Preisen auf. Die North Sea Link-Verbindung mit Norwegen importiert beispielsweise 46 % der Zeit mit voller Kapazität aufgrund niedriger Preise im NO2-Markt.

In Großbritannien senken Interkonnektoren meist die Preise

Da die Preise in Großbritannien im Durchschnitt höher sind als in den meisten Teilen Europas, senken Interkonnektoren hier in der Regel die Preise – da zu Zeiten hoher Nachfrage große Mengen günstiger Strom importiert werden können.

Beispielsweise könnten die Preise zu einem typischen Abendpeak von einem ineffizienten Gaskraftwerk (CCGT) bei 90 £/MWh festgelegt werden. Liegen die Preise in Europa darunter, würden die Interkonnektoren mit voller Kapazität importieren. Dadurch sinkt der Bedarf an inländischer Stromerzeugung und die Marge verschiebt sich zu effizienteren Gaskraftwerken mit einem niedrigeren Preis von 80 £/MWh. Diese Reduzierung des Spitzenpreises verringert die tägliche Preisspanne in Großbritannien.

Bei hoher Windstromerzeugung kann Strom exportiert werden. Sind die Preise in Europa deutlich höher und steht in Großbritannien nicht genügend Windstrom zur Verfügung, kann dies die Preise hierzulande erhöhen, da Gaskraftwerke zur Deckung der Nachfrage ans Netz gehen müssen.

Großbritannien ist derzeit Nettoimporteur – das könnte sich bald ändern

Aktuell ist Großbritannien Nettoimporteur von Strom und importiert etwa dreimal so viel, wie es exportiert.

Mit dem weiteren Ausbau der Windkraft in Großbritannien werden niedrige Grenzpreise häufiger auftreten, wenn die Windstromerzeugung die Nachfrage übersteigt. Wir gehen davon aus, dass Großbritannien bis 2030 zum Nettoexporteur von Strom wird.

Langfristig wird eine stärkere Vernetzung für das Erreichen der Klimaneutralität entscheidend sein, da Länder ihre erneuerbaren Energien teilen und diversifizieren können – etwa wenn Großbritannien bei starkem Wind Strom nach Norwegen exportiert und bei Flaute Wasserkraft importiert.