Nächster Schritt: Europäischer Markt (Quelle: PCR Initiative)
Nächster Schritt: Europäischer Markt (Quelle: PCR Initiative)

Nach eigenen Angaben ist das Price Coupling of Regions  (Preiskopplung der Regionen, PCR) eine Initiative von sieben Strombörsen in Europa, um eine einzige Preiskopplungslösung zu entwickeln, die zur Kalkulierung von Strompreisen und Zuteilung von grenzüberschreitenden Kapazitäten im Day-Ahead-Markt in ganz Europa genutzt werden soll.

Vergrößert man einen Markt, dann erhöht man automatisch auch die Menge, die von einer Ware gehandelt wird. Wird mit ENTSOe (Europäisches Verbundnetz) der physikalische Austausch von elektrischer Energie über die Ländergrenzen sichergestellt, so wird mit dem Price Coupling of Regions ein Gegenstück für den Stromhandel geschaffen.

Die beteiligten Marktbetreiber versprechen sich von der Kopplung, dass eine ideale Ausnutzung der Übertragungskapazitäten bewerkstelligt werden kann. Alle Marktteilnehmer sollen vom grenzüberschreitenden Handel profitieren können (Quelle). Risiken des getrennten Handels von Erzeugungs- und Übertragungskapazitäten sollen entfernt werden.

Wichtige Meilensteine wurden bereits erreicht, wie man dem Statusbericht  vom Juni 2013  entnehmen kann. Priorität hat nun auch die gesetzlichen Rahmenbedingungen zu schaffen, wie in der Risikoeinschätzung  beschrieben wird:

 If not all NRAs give their approval timely and local decisions are not coherent with each
other, NWE target planning of go-live cannot be uphold.

Passen alle Rahmenbedingungen, dann ist der Go-Live für Nord-West Europa für den November 2013 geplant.

Schaut man sich den Strommix des gehandelten Stroms an, zu dem eine Preisfeststellung an den beteiligten Börsenplätzen stattfindet, so merkt man, dass es sich um Graustrom handelt. Strom aus PV-Anlagen oder aus Windkraft spielen hier keine Rolle. Dennoch muss sich der gehandelte Strom die gleichen Leitungen teilen, was zu einer Konkurrenzsituation führt, die durch die nationale Gesetzgebung geregelt werden muss.

Beim Price Coupling of Regions wird der Anbieter den Preis bestimmen können, dessen Angebot am größten ist. Betreiber von Braunkohle und Atomkraftwerke sind hier im Vorteil, da sie langfristige Lieferzusagen eingehen können.

Da im Rahmen des Handels mit elektrischer Energie keine Übetragungsverluste berücksichtigt werden (in den meisten Ländern werden die Netzverluste verallgemeinert über alle Letztverbraucher), darf auf der physikalischen Seite keine starkes Gefälle zwischen Verbrauch und Erzeugung bestehen. Eine Homogenisierung der physikalischen Erzeugungseigenschaften in Europa würde nur durch eine Laufzeitverlängerung der Atomkraftwerke in Deutschland und der stärkeren Förderung der Braunkohleverstromung möglich sein.

Es ist zu hoffen, dass sich der Handel an die physikalischen Gegebenheiten anpasst und nicht , wie bei der Netzfrequenz, seine Spuren hinterlässt.

Zur Netzfrequenz hatte blog.stromhaltig bei der RWE nachgefragt und schriftlich aus dem Stromhandel mitgeteilt bekommen:

Thank you for your interesting enquiry. While I suggest that your questions could be better answered by the Transmission System Operators, I can assure you that the balancing mechanism of RWE power plants as provided by our dispatch ensure an accurate supply of electricity. (Dr. Michael Murphy – RWE Supply & Trading GmbH gegenüber blog.stromhaltig)

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5 Gedanken zu “Price Coupling of Regions (PCR) – Das Europäische Modell für den Strommarkt

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  4. Pingback: Petition: Transeuropäischer Stromhandel am Netzausbau beteiligen via blog.stromhaltig.de

  5. Erstmal danke für den informativen Artikel Herr Zoerner. Ich versuche mir gerade selber etwas Durchblick im europäischen Strommarkt zu verschaffen und würde mich freuen , wenn jemand mir dabei weiter helfen könnte.

    Durch das Market Coupling werden verschiedene Strommärkte miteinander verbunden. Was ich dabei nicht genau verstehe ist , wer welchen Strom auf welchem Markt bzw. an welcher Börse anbieten kann.

    1.Kann ein Stromhändler bei einem deutschen Kraftwerk Strom kaufen, diesen Strom an der Strombörse in Spanien anbieten und dieser Strom wird dann von jemanden in Schweden gekauft? Oder kann Strom nur in dem Land an der Börse angeboten werden, wo dieser hergestellt wurde?

    2. Angenommen die Nachfrage auf dem deutschen Markt könnte durch EEG-Strom und einem kleinen Teil konventioneller Energien bedient werden. Könnten Kraftwerke mit günstigen Grenzkosten (Kernkraftwerke, Braunkohle) einfach so viel Strom wie technisch möglich produzieren und darauf spekulieren, dass jemand auf dem europäische Markt den Strom abnimmt? Wie würde so etwas bilanziert werden (gibt es so etwas wie internationale Bilanzkreise, die am Tag vorher gemeldet werden müssen)?

    3. Wenn das europäische Stromnetz perfekt ausgebaut wäre, würde es theoretisch innerhalb dieses Netzes an allen Strombörsen den gleichen Market Clearing Price (MCP) geben. Da dies aktuell nicht der Fall ist, kommt es aufgrund der Netzengpässe in verschiedenen Netzen zu verschiedenen Strompreisen. Wenn ich jetzt vereinfacht nur zwei gekoppelte Strombörsen betrachte, wobei Strombörse 1 (SB1) bei niedrigem MCP ein Überangebot von Strom vorweist und Strombörse 2 (SB2) bei einem vergleichsweise hohen MCP ein Stromunterangebot vorweist. Beide Börsen können Strom so lange austauschen, bis die Kapazität der Kuppelleitungen erschöpft ist. Wenn danach immer noch ein Über- bzw. Unterangebot an Strom an einer der Börsen herrscht, entstehen wahrscheinlich unterschiedliche Preise an den Börsen. Wie werden die Anbieter in so einem Fall entlohnt (tritt dieser überhaupt auf?), da sie theoretisch zwei verschiedene Börsen mit unterschiedlichen MCP bedienen?

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