Im Artikel „Der Strom- und Commodityhandel“ wurden die Grundzüge des liberalisierten Energiemarktes behandelt. Durch die Institutionalisierung eines europaweiten elektrischen Verbundnetzes im Synchronbetrieb wird Elektrizität zwischen den EU-Mitgliedsstaaten nicht nur finanziell gehandelt, sondern auch physisch transportiert – insbesondere im Rahmen von grenzübergreifenden Systemdienstleistungen oder zwingend erforderlichen Netzschaltmaßnahmen zur Blackout-Vorsorge.

Durch die Kopplung der nationalen Strommärkte in Europa und dem damit ständig wachsenden bilateralen Stromhandel via Übergabepunkte bzw. Leitungen über Ländergrenzen hinweg wurden zusätzliche Möglichkeiten geschaffen, um flächendeckende Erzeugungs- bzw. Lastschwankungen auszugleichen, so dass der Grad der Versorgungssicherheit sowie der Netzstabilität durch die grenzüberschreitenden Transferkapazitäten gleichermaßen erhöht werden konnte. Die Einrichtung dieser internationalen Leitungen ist die netztechnische Grundvoraussetzung für tatsächliche physikalische Stromlieferungen, die auf die zuvor am Energiemarkt kontrahierten, rein bilanziellen Stromhandelsgeschäfte folgen.

Eine der wesentlichen technischen und administrativen Rahmenbedingungen für den physikalischen Stromhandel im angestrebten EU-Elektrizitätsbinnenmarkt sind die sogenannten grenzüberschreitenden Leitungskapazitäten (kurz: Grenzkapazitäten), deren Umfang in der einschlägigen EU-Verordnung 2019/943 festgelegt ist und im Zuge seiner fortwährenden Weiterentwicklung aufgrund sich ständig verändernder technischer, wirtschaftlicher und energiepolitischer Umstände angepasst wird. Bis spätestens zum Jahr 2025 sind gemäß dieser verbindlichen Rechtsquelle alle Mitgliedstaaten der Europäischen Union dazu verpflichtet, mindestens 70% der Kapazität ihrer Netzelemente für den stetig zunehmenden grenzüberschreitenden Elektrizitätshandel zur Verfügung zu stellen. Dieser Wert bezüglich der freizuhaltenden internationalen Handelskapazitäten für einen grenzübergreifenden Stromaustausch kann von EU-Mitgliedsstaaten, die an Nicht-EU-Länder angrenzen, neben den klassischen Maßnahmen wie Netzausbau oder -retrofit zum Beispiel auch erreicht werden, indem sie ihre Leitungskapazitäten zu diesen Drittstaaten reduzieren.

Hinsichtlich des Terminus „Grenzkapazitäten“ handelt es sich in diesem Fall jedoch nicht um Regelzonen, sondern um staatliche Grenzen, da in Deutschland mehrere Stromübertragungsnetze der Höchstspannungsebene von verschiedenen Betreibern unterhalten werden. Neben dem geographischen Grenzüberschreitungspunkt wird eine Transitkuppelstelle im Wesentlichen durch die beiden darüber verbundenen Umspannwerke in Land A und Land B der beiden dort jeweils zuständigen Transportnetzunternehmen definiert. Die technische Auslegung der Interkonnektoren erfolgt meist als Drehstrom-Hochspannungs-Übertragung. Bei Seekabeln (zum Beispiel zwischen Deutschland und Dänemark, Deutschland und Schweden oder den Niederlanden und Großbritannien) wird für den Transport der elektrischen Energie von einem nationalen Stromnetz in das andere die bewährte Ausführung als Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) vorgezogen, da sich mit ihnen über größere Distanzen höhere Leistungen übertragen lassen. Deren Übertragungsspannung wird in der Regel in der Einheit Kilovolt [kV], die maximale Übertragungsleistung in Megavoltampere [MVA] als gesetzliche Maßeinheit für die elektrische Scheinleistung angegeben.

Physikalisch bzw. technisch betrachtet repräsentieren Interkonnektoren die transportnetzseitigen Knotenpunkte des kontinentaleuropäischen Verbundsystems; bilanziell gesehen handelt es sich bei der technisch verfügbaren Übertragungskapazität einer internationalen Leitung um die Summe der Einzelleistungen aller ihrer Kuppelstellen für beide Lastflussrichtungen der beteiligten Transportnetze. Die für den bilateralen Markt zur Verfügung stehenden Transferkapazitäten pro Grenzübergabestelle (Kuppelleistungen) werden dabei nach der von der ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity, Pflichtverband aller europäischen Übertragungsnetzbetreiber) vorgegebenen NTC- (Net Transfer Capacities-) Methode bestimmt.

Der für den Day-Ahead-Markt ermittelte NTC-Wert stellt die prognostizierte maximale Fahrplanleistung aller Grenzkuppelstellen dar, welche unter Berücksichtigung gewisser Unsicherheiten (Transmission Reliability Margin, TRM) des künftigen Netzzustandes physisch über die Verbindungsleitungen zweier Systeme transportiert werden kann, ohne dass dadurch Engpässe in einem der beiden Verbundnetze entstehen. Ohne diese von der Anzahl der Kuppelleitungen zwischen den involvierten Regelzonen abhängigen Sicherheitsmarge (TRM) für zum Beispiel Regelenergieabrufe, potenzielle Überlastungsspitzen oder netztechnische Loop-Flows (ungewollte Ringflüsse des Stroms wieder zurück zum Ursprungsland) wird diese Größe für die Transitkapazität auch als Total Transfer Capacity (TTC) zwischen den beiden Übertragungsnetzen bezeichnet (Bildquelle: Freestockgallery).