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Ein Drahtseilakt - Markmacht auf dem Elektrizitätsmarkt

Grenzüberschreitender Stromhandel in der Europäischen Union

Diplomarbeit 2008 85 Seiten

VWL - Industrieökonomik

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Symbolverzeichnis

1 Einleitung, Ziel der Arbeit und Methodik

2 Marktmachtmechanismen auf dem Strommarkt
2.1 Marktmachtausübung in der kurzen Frist (Kapazitätszurückhaltung)
2.2 Marktmachtausübung in der langen Frist

3 Marktmachtmessung
3.1 Inputfaktoren und die Rolle von Emissionszertifikaten
3.2 Empirische Evidenz

4 Grenzüberschreitender Handel
4.1 Die Bedeutung von Kuppelstellen zwischen Strommärkten
4.1.1 Der symmetrische Fall
4.1.2 Der asymmetrische Fall
4.2 Auktionsmechanismen für einen grenzüberschreitenden Stromhandel
4.2.1 Ineffizienzen des Preissetzungsmechanismus an zentraleuropäischen Grenzen
4.2.1.1 Integrierter Markt als Referenzfall (Nodal-Pricing)
4.2.1.2 Getrennte Strom- und Durchleitungsmärkte (Explizite Auktion)
4.2.2 Ein möglicher Preissetzungsmechanismus für Zentraleuropa
4.2.2.1 Zonal-Pricing / Market-Splitting
4.2.2.2 Market-Coupling
4.3 Marktmachtausübung bei Versteigerung von Kuppelstellenkapazitäten
4.3.1 Marktmachtausübung bei Versteigerung finanzieller Rechte
4.3.2 Marktmachtausübung bei Versteigerung physischer Rechte

5 Zusammenfassung

6 Ausblick

Literaturverzeichnis

Anhang

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Entwicklung der durchschnittlichen jährlichen Stromhandelspreise für Grundlast und Spitzenlast in den Jahren 2000 bis 2006

Abbildung 2: Merit-Order Preissetzungsmechanismus

Abbildung 3: Kapazitätszurückhaltung durch Produzent 2

Abbildung 4: Angebotsfunktionen im SFE-Modell

Abbildung 5: Angebotsfunktionen im Fall mit 5 Wettbewerbern

Abbildung 6: Zusätzlicher Preiseffekt durch NOx-Zertifikatehandel in Kalifornien

Abbildung 7: Produktion von Produzent n in Abhängigkeit auf die Outputmenge des Konkurrenten (s)

Abbildung 8: Beste-Antwort-Funktionen bei kleiner Kuppelstellenkapazität

Abbildung 9: Schnittpunkt zwischen Beste-Antwort- und Cournot-Funktionen

Abbildung 10: Ausreichende Kapazität um Cournot-Gleichgewicht zu implizieren

Abbildung 11: Passiv/aggressive Situation als einziges Gleichgewicht

Abbildung 12: Kein Gleichgewicht im asymmetrischen Fall

Abbildung 13: Der Fall mehrerer möglicher Gleichgewichte

Abbildung 14: Gesamtwirtschaftlicher Output bei expliziter und impliziter Auktion

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Symbolverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung, Ziel der Arbeit und Methodik

Ein perfekt funktionierender Elektrizitätsmarkt ist für eine Volkswirtschaft vor dem Hintergrund der Versorgungssicherheit unabdingbar. Großflächige Stromausfälle können im schlimmsten Fall innerhalb kürzester Zeit große Teile des Wirtschafts- kreislaufs völlig lahmlegen. Allein die hierdurch entstehenden Verluste durch still- stehende Laufbänder in der Automobilindustrie und in anderen produzierenden Ge- werben würden schnell in die Milliarden gehen. Dieses enorme Risiko stellt den wichtigsten Unterschied des Elektrizitätsmarkts zu anderen in den letzten Jahrzehn- ten privatisierten Märkten dar. Zwar können beispielsweise auch auf dem Telekom- munikationsmarkt Netze zusammenbrechen, die volkswirtschaftlichen Folgen sind jedoch vergleichsweise gering.

Die Nachfrage auf dem Strommarkt schwankt bisweilen sehr stark und ist nur be- dingt vorhersehbar. Dies stellt auf den ersten Blick keinen Unterschied zu anderen Märkten dar. So sind etwa Linienflugzeuge oder Bahnen so gut wie nie zu 100 Pro- zent ausgebucht, sondern entweder unter- oder überbucht. Im Gegensatz zum Strommarkt haben Produzenten auf diesen Märkten jedoch die Möglichkeit vereinfa- chend eine auf die erwartete Nachfrage abgestimmte Outputmenge anzubieten. Auf dem Elektrizitätsmarkt würde ein Stromfluss der unter oder über der aktuellen Stromnachfrage liegt innerhalb kürzester Zeit zu Stromausfällen führen. Stromnach- frage und Angebot müssen sich somit zu jeder Zeit genau decken. Dies stellt vor al- lem vor dem Hintergrund, dass sich Strom nicht speichern lässt eine enorme Heraus- forderung dar.

Hierdurch lässt sich auch die Struktur eines typischen Strommarktes erklären: Die sogenannte Grundlast wird hauptsächlich von Atom- bzw. Braunkohlekraftwerken getragen, welche vergleichsweise über die geringsten Durchschnitts- bzw. Grenzkos- ten verfügen. Der Nachteil dieser Kraftwerke ist jedoch, dass zum einen deren Ent- wicklungs- und Fixkosten sehr hoch sind und, dass diese sehr „träge“ in der Produk- tion sind. Träge bedeutet, dass diese Kraftwerke aus technischen Gründen nicht kurz- fristig ihre Produktion in Folge von veränderter Nachfrage ausweiten bzw. zurück- fahren können. Bestimmte Last- bzw. Nachfrageschwankungen (z.B. Tag und Nacht) können zu einem großen Teil vorhergesagt werden und durch Kraftwerke, die weni-

ger träge sind und deren Kosten geringfügig über denen der Grundlastversorgung liegen (Gaskraftwerke etc.) gedeckt werden1. Je stärker jedoch die Schwankungen und je unvorhersehbarer deren Auftreten, desto teurer ist auch die notwendige Art der Stromproduktion. Die teuersten, für extreme Schwankungen in der Stromnachfrage genutzten Kraftwerke sind zurzeit Gasfeuerkraftwerke, welche schon innerhalb we- niger Minuten einsatzbereit sein können. Das Betreiben solcher Kraftwerke ist vor dem Hintergrund, dass das Stromnetz sowohl durch zu hohe als auch zu niedrige

Stromfrequenzen (bedingt durch kurzfristige Änderungen in der Nachfrage oder dem Angebot) völlig zusammenbrechen kann, unabdingbar.

Bis Mitte der neunziger Jahre wurden Strommärkte weltweit über staatliche Monopo- le bedient. Die Hauptgründe hierfür sind der komplexe und kostenintensive Aufbau eines solchen Netzwerkes, das Interesse von Regierungen die Stromversorgung so risikolos wie möglich zu halten als auch die Tatsache, dass am Strommarkt Econo- mies of Scale vorherrschen2. Auch sprechen Externalitäten auf dem Strommarkt für eine Monopolisierung. So hat beispielsweise eine Produktivitätsänderung bestimmter Kraftwerke durch technische Neuerungen einen unmittelbaren Einfluss auf das ge- samte Netzwerk. Die dadurch entstehenden Anpassungen lassen sich am besten zent- ral durch einen einzigen Anbieter aufeinander abstimmen.

Der Strommarkt lässt sich in die Segmente Erzeugung, Leitung und Verteilung (Ver- trieb) unterteilen. Obwohl der Markt im Ganzen monopolistische Eigenschaften auf- weist, sollten einzelne Segmente durchaus effizienter unter freiem Wettbewerb funk- tionieren. Da Wettbewerb im „Transport“ (Leitung) von Energie dazu führen würde, dass mehrere Hochspannungsnetze nebeneinander existieren, sollte die Leitung auch weiterhin durch natürliche Monopole organisiert werden. In der Praxis (wie z.B. in den USA) werden Monopole in diesem Bereich meist durch eine Rate-of-Return Re- gulierung kontrolliert. Die Verteilung jedoch bedarf nicht den Anforderungen von einem Monopol geregelt werden zu müssen. In diesem Bereich kaufen Retailer Strom direkt bei den Produzenten, entrichten eine Durchleitungsgebühr an den Netzbetrei- ber und verkaufen den Strom weiter an den Endkunden. Die Verteilung besteht somit aus einer Dienstleitung, welche geringe Fixkosten beansprucht und sollte somit unter freiem Wettbewerb effizient funktionieren können. Der technologische Fortschritt hat in den letzten Jahrzehnten dazu geführt, dass immer kleinere Kraftwerke gebaut wer- den können, um effizient Strom zu produzieren. Dies wurde vor allem in den letzten Jahren als Indiz dafür angeführt, dass mittlerweile auch die Erzeugung, welche mehr als 60% der gesamten Stromkosten ausmacht, im freien Wettbewerb effizienter funk- tionieren sollte (vgl. Steiner (2000)).

Mit der Richtlinie 96/92/EG wurde im Dezember des Jahres 1996 die Liberalisierung der europäischen Strommärkte durch die Europäische Kommission in Gang gesetzt, woraufhin im Jahre 1998 der deutsche Strommarkt liberalisiert wurde. Wie aus Ab- bildung 1 ersichtlich stiegen die Strompreise in den darauffolgenden Jahren bis zum heutigen Zeitpunkt kontinuierlich an. Auch in allen anderen etwa zeitgleich deregu- lierten europäischen Märkten konnten in den letzten Jahren starke Strompreisanstiege beobachtet werden. Als Ursache dieser Entwicklung wird vor allem die hohe Kon- zentration der Stromproduzenten gesehen, welche oft als Indiz für Marktmacht in den europäischen Märkten gedeutet wird (vgl. Green und Newbery (1992)). So besitzen beispielsweise die Stromproduzenten E.ON, EnBW, RWE und Vattenfall laut Bun- deskartellamt (2006) 90% der Erzeugungskapazitäten auf dem deutschen Strom- markt. Wie bereits erwähnt führt eine niedrigere Konzentration am Strommarkt zu einer schwierigeren Abstimmung zur Verhinderung von Netzüberlastungen zwischen den einzelnen Stromkonzernen. Eine gewisse Konzentration am Strommarkt ist so- mit notwendig, um die Versorgungssicherheit zu garantieren. Hierdurch sind dem natürlichen Wettbewerb innerhalb eines Strommarktes Grenzen gesetzt (Ob diese in den Mitgliedsstaaten der Europäischen Union bereits erreicht sind, lässt sich jedoch durchaus bezweifeln).

Abbildung 1: Entwicklung der durchschnittlichen jährlichen Stromhandelspreise für Grundlast und Spitzenlast in den Jahren 2000 bis 2006.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: CONSENTEC (2008).

Erreicht der Wettbewerb innerhalb einer Volkswirtschaft seine Grenzen, so sollte er durch einen internationalen Handel weiter vorangetrieben werden können. Vor die- sem Hintergrund hat sich die Europäische Kommission das Ziel gesetzt, die europäi- schen Strommärkte in den nächsten Jahren zu einem gemeinsamen Strommarkt zu- sammenzulegen3. Um einen gut funktionierenden grenzüberschreitenden Stromfluss zu gewährleisten, müssen die bis heute kaum vorhandenen Elektrizitätsleitungen zwischen den einzelnen Märkten (Kuppelstellen) ausgebaut werden. Weiter muss ein passender Marktmechanismus gefunden werden, um eine effiziente Nutzung der Kuppelstellen zu gewährleisten.

Ziel der Arbeit und Methodik

Ziel dieser Arbeit ist es anhand ausgewählter Literatur den wettbewerbsfördernden Effekt eines grenzüberschreitenden Stromhandels aufzuzeigen, den hierfür am besten geeigneten Auktionsmechanismus durch einen Vergleich möglicher Alternativen darzulegen und auf mögliche Risiken einzugehen, die ein internationaler Handel mit sich bringt. Zum besseren Verständnis sollen in Kapitel 2 mögliche Mechanismen der Marktmachtausübung durch Stromproduzenten beschrieben werden. In Kapitel 3 wird anhand diverser quantitativer Arbeiten gezeigt, dass Marktmacht auf verschie- denen Strommärkten tatsächlich ausgeübt wird. Kapitel 4 stellt den Hauptteil dieser Arbeit dar. Kapitel 4.1 beschreibt den wettbewerbsfördernden Effekt einer Zusam- menlegung von zwei benachbarten Strommärkten. Das hierfür zugrunde gelegte Mo- dell setzt den Preissetzungsmechanismus des sogenannten Nodal-Pricings voraus. Dieser stellt eine implizite Auktion dar, was bedeutet, dass Strom und Durchleitungs- rechte zusammen versteigert werden. In Kapitel 4.2 werden die Vorteile einer impli- ziten Auktion gegenüber der aktuell in Zentraleuropa angewandten expliziten Aukti- on verdeutlicht. Weiter werden verschiedene Abwandlungen des Nodal-Pricings auf deren Anwendbarkeit auf die zentraleuropäischen Strommärkte verglichen. In Zent- raleuropa wird sich voraussichtlich der Mechanismus des sogenannten Market- Couplings durchsetzen. Beim Market-Coupling werden langfristig Strom und Durch- leitungsrechte explizit durch Forward-Kontrakte (physische Rechte) versteigert, wo- hingegen kurzfristig eine implizite Auktion finanzieller Rechte an der Strombörse stattfindet. In Kapitel 4.3 soll gezeigt werden, dass sowohl finanzielle als auch physi- sche Rechte von Stromproduzenten zur Ausweitung ihrer Marktmacht ausgenutzt werden können. Die Ergebnisse der Arbeit werden in Kapitel 5 zusammengefasst. Abschließend wird im Ausblick auf aktuelle Entwicklungen eingegangen.

2 Marktmachtmechanismen auf dem Strommarkt

Bei der Untersuchung von Marktmachtausübung ist es wichtig, zwischen kurzer und langer Frist zu unterscheiden, da sich die jeweils zu beobachtenden Mechanismen bedingt durch die besonderen Gegebenheiten auf dem Strommarkt unterscheiden. Der wichtigste Grund hierfür ist, dass die Produzenten im Gegensatz zur langen Frist in der kurzen Frist einer fast völlig unelastischen Nachfrage gegenüberstehen. Da der Strompreis an der Energiebörse ermittelt wird, haben Stromproduzenten keinen di- rekten Einfluss auf den Preis, dieser kann jedoch indirekt durch Mengenentscheidun- gen beeinflusst werden. In der kurzen Frist haben Stromproduzenten keine Möglich- keit Erzeugungskapazitäten abzubauen, können aber durch Zurückhalten von Erzeu- gungskapazitäten den Preis in die Höhe treiben, wobei sie vor allem von der starren Nachfrage profitieren. In der langen Frist ist die Nachfrage elastisch, weiter haben Produzenten die Möglichkeit ihre Kapazitäten durch einen Neubau bzw. Abbau / Verkauf von Kraftwerken zu variieren. Die Situation lässt sich somit gut anhand des Cournot-Modells darstellen. Allerdings muss dieses an bestimmte Eigenschaften des Strommarktes angepasst werden.

2.1 Marktmachtausübung in der kurzen Frist (Kapazitätszurückhaltung)

Da die Endverbraucher über keine Möglichkeit verfügen, sich über den Preis auf dem Strommarkt zum Konsumzeitpunkt zu informieren, ist deren kurzfristige Nachfrage- elastizität fast völlig unelastisch (vgl. Branch (1992), Wolfram (1999)). Weiter muss die Nachfrage auf dem Strommarkt zu jeder Zeit durch das Angebot gedeckt werden. Aus diesen Gründen kann ein monopolistischer Produzent seine angebotene Menge kurzfristig nicht variieren. Auch sollte er den Strompreis nicht direkt beeinflussen können, wenn seine Grenzkosten bekannt sind und Retailer die Möglichkeit haben Strom an der Strombörse zu ersteigern. Es lässt sich jedoch zeigen, dass Stromprodu- zenten sehr wohl über die Möglichkeit verfügen den Strompreis indirekt zu manipu- lieren. Hierfür kommt dem Produzenten insbesondere die Zusammensetzung seines Kraftwerkparks in Verbindung mit der Handhabung der Versteigerung seines Outputs an der Strombörse zugute. Wie bereits erwähnt, setzt sich der Bestand an Kraftwer- ken auf einem Strommarkt - und somit auch der Bestand an Kraftwerken der einzel- nen Anbieter - aufgrund der komplizierten technischen Gegebenheiten aus Kraftwer- ken mit sehr unterschiedlichen Kostenstrukturen zusammen. Da mit steigender Nach- frage Kraftwerke mit immer teureren variablen Kosten zugeschaltet werden müssen, ist folglich die Grenzkostenkurve eines Stromproduzenten steigend und insbesondere bei hoher Nachfrage sehr steil steigend. An der Strombörse werden die Stromkapazi- täten anhand der sogenannten Merit-Order zugeteilt. Hierzu bieten die Stromprodu- zenten Stromkapazitätsblöcke zu bestimmten Preisen an4. Die angebotenen Blöcke aller Stromproduzenten werden ihrem Preis gemäß aufsteigend sortiert und entspre- chen der Angebotskurve. Diese wird der prognostizierten Nachfrage gegenüberge- stellt. Die Stromblöcke werden so lange ihrem Preis entsprechend aufsteigend zuge- teilt, bis die Nachfrage gedeckt ist. Der Preis für das gesamte Angebot entspricht dem Angebotspreis des letzten zugeteilten Stromblocks. Diese Art der Stromversteigerung wurde erstmals 1990 in Großbritannien angewandt. Der gewünschte Effekt war, ei- nen Bertrandwettbewerb zu implizieren, in dem sich die Stromproduzenten so weit unterbieten bis sie im Gleichgewicht ihre tatsächlichen Grenzkosten als Preis für ihre jeweiligen Produktionsblöcke bieten. Hierdurch sollte auch der Eintritt von neuen Anbietern in den Markt gewährleistet und vor allem die Anwendung und Entwick- lung effizienterer Technologien gefördert werden (vgl. Green und Newbery (1992)).

Im Folgenden soll anhand eines einfachen Beispiels gezeigt werden, dass ein Strom- produzent durch Zurückhalten von Kapazitäten den Preis an der Strombörse manipu- lieren kann. Gehen wir hierfür von einem Strommarkt aus, welcher von vier Produ- zenten bedient wird. Diese geben ihre Angebotsfunktionen anhand von nach Grenz- kosten sortierten Kraftwerken ab. Aufsummiert ergibt sich die in Abbildung 2 darge- stellte Angebotsfunktion. Um die Nachfrage zu decken wird gerade noch das zweite Kraftwerk von Produzent 2 benötigt. Der Preis für alle produzierten Stromeinheiten entspricht nun den Grenzkosten dieses Kraftwerks, also genau den Kosten des nächst teuren Kraftwerks. Der Gewinn des Produzenten ergibt sich als Summe der schraf- fierten Flächen zwischen dem aktuellen Preis und den Kosten seiner beiden genutz- ten Kraftwerke.

Abbildung 2: Merit-Order Preissetzungsmechanismus.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Darstellung.

Schaltet Produzent 2 nun sein zweites Kraftwerk ab, so muss ein weiteres Kraftwerk von Produzent 4 zugeschaltet werden, um die Nachfrage decken zu können. Wie in Abbildung 3 verdeutlicht wird, führt der resultierend höhere Preis (Grenzkosten des neuen Kraftwerks) dazu, dass der Verlust, welchen Produzent 2 nach Abschalten seines zweiten Kraftwerks erleidet, durch den nun deutlich höheren Gewinn seines ersten Kraftwerks überkompensiert wird. In diesem Fall lohnt es sich folglich für den Produzenten, Kapazitäten zurückzuhalten. Es sei noch angemerkt, dass das Zurück- halten eines kompletten Kraftwerks eine Vereinfachung darstellt. Ein Produzent kann ebenso die Auslastung einzelner Kraftwerke zurückfahren und den geringeren Output dieser auf technische Probleme zurückführen (vgl. CONSENTEC (2008)). Aufgrund der Tatsache, dass diese Art der Zurückhaltung für einen Produzenten leichter zu handhaben und auch von außen schwieriger nachvollziehbar ist, sollte diese in der Praxis öfter zu beobachten sein.

Aus Abbildung 3 wird weiter ersichtlich, dass die Angebotsfunktion steil sein muss, damit sich das Zurückhalten von Kapazitäten rentiert. Sollte beispielsweise die Nach- frage gerade noch durch das zweite Kraftwerk des ersten Produzenten gedeckt wer- den, so kann dieser durch Zurückhalten dieses Kraftwerks keine zusätzlichen Gewin- ne erwirtschaften. Die zusätzlichen Gewinne durch den höheren Preis würden gerade noch die durch die Zurückhaltung bedingten Verluste kompensieren. Da die Ange-

botsfunktionen in Strommärkten in der Regel für Grund- und Mittellastzeiten relativ flach verlaufen, jedoch mit höherer Nachfrage sehr steil werden, sollte man erwarten, dass Spitzenlastzeiten (Peak-Load Zeiten) überdurchschnittlich viele Kraftwerksaus- fälle bzw. geringere Auslastungen der Kraftwerke zu beobachten sein sollten. So untersuchen beispielsweise Joskow und Kahn (2002) anhand von Daten über Kraft- werksauslastungen, ob überdurchschnittliche Preise auf dem Strommarkt Kalifor- niens in den Jahren 2000 und 2001 durch strategische Kapazitätszurückhaltungen bestimmter Anbieter zurückzuführen sind (siehe Kapitel 3).

Abbildung 3: Kapazitätszurückhaltung durch Produzent 2.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Darstellung.

Der Mechanismus der Kapazitätszurückhaltung setzt nicht zwingend Absprache der am Markt befindlichen Anbieter voraus. Es kann sich auch für einen einzigen unter Umständen vergleichbar kleinen Anbieter rentieren, Kapazitäten zurückzuhalten, wenn dieser das sogenannte kritische Kraftwerk hält und die zusätzlichen Gewinne, welche aus dem nun höheren Preis resultieren, die ursprünglichen Gewinne des still- gelegten Kraftwerks überkompensieren. Es ist jedoch offensichtlich, dass mit stei- gender Anzahl an Produzenten der Anreiz für einen einzelnen Anbieter Kapazitäten zurückzuhalten sinkt. Besitzt der Produzent weniger Kraftwerke, so ist auch sein zu- sätzlicher Gewinn aus einem höheren Preis geringer. Im Extremfall besitzt jeder Pro- duzent genau ein Kraftwerk und der Anreiz, Kapazitäten zurückzuhalten fällt völlig weg. Diese Situation ist jedoch aus Gründen von Externalitäten sowie Economies of Scale, welche auf dem Strommarkt auftreten, sowie einer erschwerten Koordination zur Verhinderung von Netzüberlastungen bei einer erhöhten Anzahl an Wettbewer- bern unrealistisch.

Da in Deutschland lediglich Ausfälle von Kernkraftwerken gemeldet werden müssen (vgl. Lang et al (2006)), ist es äußerst schwierig einem Stromproduzenten die Zu- rückhaltung von Erzeugungskapazitäten nachzuweisen. Strengere Vorschriften zur Offenlegung von technischen Kraftwerksdaten und ein angemessenes Monitoring- system (vgl. Garcia und Reitzes (2007)) sollten zu einer besseren Informationslage führen. Allerdings können Stromproduzenten laut deutscher Gesetzgebung nur zur Rechenschaft gezogen werden, falls ihnen ein „Missbrauch marktbeherrschender Stellung“ nachgewiesen werden kann (vgl. §19 Abs. 4.1 GWB), beziehungsweise wenn Kapazitätszurückhaltungen in Folge von Absprachen zustande kommen. Der Mechanismus der Kapazitätszurückhaltung bedarf jedoch keiner Absprachen. Durch wiederholte Interaktion an der Strombörse „erlernen“ die Stromproduzenten sozusa- gen die Angebotsfunktionen ihrer Mitstreiter und können dementsprechend strategi- sche Gebote abgeben. Ein einzelner Anbieter muss jedoch nach §19 Abs. 3 GWB mindestens über einen Marktanteil von einem Drittel verfügen um eine „marktbe- herrschende Stellung“ zu besitzen. Wie beschrieben benötigt ein einzelner Produzent nicht zwingend einen hohen Marktanteil, um den Preis am Markt zu manipulieren. Es ist somit kaum möglich, Stromproduzenten wegen Zurückhaltung von Erzeugungs- kapazitäten rechtlich zur Verantwortung zu ziehen.

2.2 Marktmachtausübung in der langen Frist

In der langen Frist können Konsumenten auf Strompreisänderungen reagieren. Groß- konsumenten aus der Industrie werden in energiesparende Produktionsverfahren und Privatkonsumenten in Haushaltsgeräte mit niedrigerem Stromverbrauch investieren, oder aber einfach ihren Stromkonsum zurückfahren. Die langfristige Nachfrageelasti- zität ist somit von Null verschieden. Weiter können Stromproduzenten durch Ände- rungen im Kraftwerkpark ihre Angebotsmenge variieren und hierdurch langfristig den Strompreis direkt beeinflussen. Die Mechanismen können somit in der langen Frist gut durch das Cournot-Modell dargestellt werden. Auch der Abbau von Erzeu- gungskapazitäten bzw. das Unterlassen vom Bau neuer Kraftwerke verstößt nicht gegen die Regeln des Wettbewerbs, da es einem einzelnen Unternehmen selbst über- lassen ist, welche Größe es für seinen Betrieb wählt. Auf einem gesunden Markt soll- te der Abbau von Erzeugungskapazitäten eines einzelnen Unternehmens jedoch kein Problem darstellen, da durch die hierdurch höheren Gewinne Konkurrenten angezo- gen werden sollten. Nach dem Cournot-Modell führt eine höhere Anzahl an Wettbe- werbern zu einer höheren angebotenen Menge und niedrigeren Preisen (Varian (1994)). Dieser mögliche Wettbewerbseffekt war schließlich auch die Ursache für die zahlreichen Deregulierungen und Privatisierungen auf den weltweiten Strommärkten in den letzten 20 Jahren.

Wie bereits erwähnt sind jedoch der Anzahl an Produzenten auf einem Markt durch Gründe wie Economies of Scale und Externalitäten Grenzen gesetzt. Green und Newbery (1992) zeigen jedoch am Beispiel des englischen Strommarktes, dass be- reits ein Wettbewerb mit lediglich fünf Anbietern am Markt wesentliche Wohlfahrts- gewinne gegenüber einer Oligopolsituation mit sich bringt. Für ihre Analyse wenden Green und Newbery das sogenannte „Supply-Function-Equilibria“ Modell an, wel- ches eine Erweiterung des Cournot Modells darstellt und bestimmte Eigenschaften des Mengenwettbewerbs am Strommarkt mit einbezieht. Das Modell soll im Folgen- den kurz beschrieben werden.

Im Cournot-Modell wird davon ausgegangen, dass die Anbieter die Nachfragefunkti- on der Konsumenten kennen. Sie errechnen nun abhängig von dieser und dem Ma- ximierungskalkül ihrer Konkurrenten ihre optimal zu produzierende Menge und bie- ten diese am Markt an. Auf dem Strommarkt bieten die Produzenten nicht eine be- stimmte Menge, sondern wie bereits beschrieben eine Angebotsfunktion. Diese wird an der Strombörse der Nachfragefunktion gegenübergestellt. Baut ein Stromprodu- zent seinen Kraftwerkspark um, so verändert er somit langfristig seine Angebots- funktion. Zum Zeitpunkt der Investitionsentscheidung kann der Produzent nur Schät- zungen über die spätere Nachfragekurve machen. Weiter können die Produzenten auch nur Vermutungen über die zugehörigen optimalen Mengen der Konkurrenten anstellen. Das Supply-Function-Equilibria Modell von Klemperer und Meyer (1989) erweitert das Cournot-Modell um diese Annahmen. Klemperer und Meyer gehen vereinfachend von kontinuierlichen Angebotsfunktionen anstatt der für den Strom- markt typischen Treppenfunktionen aus. Da sowohl die zukünftige Nachfrage, als auch die Erwartungen der Konkurrenten über diese und somit auch deren Maximie- rungskalkül zum Zeitpunkt der Angebotsabgabe unbekannt sind, gibt es eine große Anzahl an möglichen Angebotsfunktionen eines Anbieters. Diese reichen von den tatsächlichen Grenzkosten des Anbieters bis zum Angebot im Cournot-Wettbewerb.

Die möglichen Angebotsfunktionen entsprechen der schraffierten Fläche in Abbil- dung 4.

Abbildung 4: Angebotsfunktionen im SFE-Modell.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: In Anlehnung an Klemperer und Meyer (1989).

Sowohl die Tatsache, dass die Nachfrage im Voraus unbekannt ist, als auch die Un- gewissheit über die Annahmen des Konkurrenten machen ein Ansetzen der Cournot- Angebotsfunktion unwahrscheinlich. Klemperer und Meyer (1989) zeigen, dass die gleichgewichtige Angebotsfunktion unterhalb des Angebots im klassischen Cournot- Modell verläuft und dass es unter Umständen zu mehreren Gleichgewichten kommen kann. Die Ursache hierfür ist, dass der Produzent Abweichungen der erwarteten Nachfrage sowohl nach unten als auch nach oben in sein Maximierungskalkül mit einbeziehen muss, was dazu führt dass mehrere Angebotsfunktionen für ihn im Er- wartungswert den gleichen maximalen Gewinn ermöglichen.

Green und Newbery (1992) analysieren anhand des SFE-Modells den Strommarkt in Großbritannien in den frühen Neunziger Jahren und bestätigen einen besseren Erklä- rungsgehalt des Modells im Gegensatz zum Cournot-Modell. Zu diesem Zeitpunkt wurde der britische Markt noch von zwei privaten Unternehmen bedient. Diese wa- ren aus dem kurz zuvor zerschlagenen staatlichen Monopol entstanden. Die Analyse anhand des Modells ergab, dass das Oligopol über ein erhebliches Marktmachtpoten- zial verfügte. Green und Newbery (1992) verdeutlichen vor diesem Hintergrund die Notwendigkeit, den Wettbewerb durch zusätzliche Anbieter zu intensivieren und zeigen, dass bereits bei einer Zahl von fünf Stromproduzenten erhebliche Verbesse- rungen für die Wohlfahrt möglich sind. So verdeutlichen sie anhand eines Zahlenbei- spiels mit Grundlage der tatsächlichen Daten auf dem britischen Strommarkt der Jah- re 1988/89, dass die Gesamtgewinne der Unternehmen im Oligopol mehr als doppelt so hoch sind, als wenn der Markt von fünf Unternehmen bedient würde. Sowohl der Verlust an Konsumentenrente, als auch der Verlust der gesamten Wohlfahrt wäre im Falle des Oligopols 17 mal höher als im Referenzfall eines perfekten Wettbewerbs. Die Auswirkung auf den Wettbewerb wird in Abbildung 5 veranschaulicht.

Abbildung 5: Angebotsfunktionen im Fall mit 5 Wettbewerbern.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: In Anlehnung an Green und Newbery (1992).

3 Marktmachtmessung

Nachdem in der Theorie bereits Jahre vor den ersten Privatisierungen an den welt- weiten Strommärkten allgemeiner Konsens über die möglichen Risiken von Markt- machtausübungen herrschte, wurde in den letzten Jahren versucht, diese Befürchtun- gen durch eine Reihe quantitativer Arbeiten zu belegen. Eine in der Praxis oft ange- wandte Art der Marktmachtmessung stellt die sogenannte „Competitive Benchmark“ Analyse dar. Hier wird als Referenzfall von vollkommenem Wettbewerb am Markt ausgegangen. Anhand der verfügbaren Daten werden die Grenzkosten der Anbieter geschätzt. Der Wettbewerbspreis ergibt sich nun durch Gegenüberstellen der ge- schätzten Angebotsfunktion mit der tatsächlich beobachteten Nachfrage. Dieser Preis wird nun dem sich tatsächlich am Markt einstellenden Preis gegenübergestellt. Über- steigt der tatsächliche Preis den geschätzten Preis, kann von Marktmachtausübung ausgegangen werden.

3.1 Inputfaktoren und die Rolle von Emissionszertifikaten

Da beobachtete Preisänderungen am Markt vor allem auch in Folge von Veränderun- gen sogenannter Fundamentalinputs auftreten, ist es wichtig, diese richtig in die Kos- ten der Produzenten einzupreisen. Es ist unumstritten, dass vor allem die aktuellen Entwicklungen der Gas- und Rohölpreise einen starken Einfluss auf die Energiekos- ten haben. Weitere Fundamentalinputs, welche einen wesentlichen Einfluss auf die Strompreise haben können, sind andere Rohstoffe wie beispielsweise Kohle oder aber auch Nachfrageänderungen und Veränderungen im Stromhandel mit Nachbar- staaten. Auch die seit wenigen Jahren in Teilen der USA und Europa eingeführten Emissionszertifikate stellen einen wesentlichen Preistreiber dar. Auch wenn die Zer- tifikate umsonst an die Anbieter verteilt werden, so werden diese trotzdem zu ihrem vollen Börsenwert von den Produzenten auf den Strompreis aufgeschlagen. Dies liegt daran, dass ein Produzent die Wahl hat, seine Zertifikate zu nutzen oder sie an der Strombörse zu veräußern. Emissionszertifikate stellen somit Opportunitätskosten dar. Nehmen wir hierfür an, eine zusätzliche Einheit Strom würde für den Produzenten

€ 10.000 Produktionskosten ausmachen. Zusätzlich muss er Emissionszertifikate im Wert von € 2.000 ansetzen. Da er diese auch auf dem Strommarkt für € 2.000 ver- kaufen könnte, ist es offensichtlich, dass er erst ab einem Preis von € 12.000 die Pro- duktion aufnehmen würde, er also die Zertifikate vollständig einpreist. Diese Tatsa- che wird unter anderem durch eine Studie von Bauer und Zink (2005) bekräftigt. Bauer und Zink zeigen, dass im beobachteten Zeitraum von Januar bis Juni 2005 eine nahezu hundertprozentige Korrelation zwischen Strompreis und CO2-Zertifikatepreis auf dem deutschen Strommarkt vorlag. Der preistreibende Effekt durch CO2- Zertifikate ist von Seiten der Politik durchaus gewollt. Die höheren anfallenden Kos- ten sollen die Produzenten dazu verleiten, neuere, schadstoffärmere Technologien bzw. erneuerbare Energien zu verwenden. Ob eine kostenfreie Vergabe der Zertifika- te den gewünschten Effekt herbeiführen wird ist aber durchaus zu bezweifeln. Fakt ist jedoch, dass die Einpreisung der Zertifikate durch die Produzenten einem natürli- chen Marktmechanismus entspricht und somit nicht als Marktmachtausübung ausge- legt werden kann. Zertifikatepreise müssen somit in die Schätzung der Referenzprei- se vollständig mit einbezogen werden.

Die Einpreisung von Emissionszertifikaten kann jedoch noch einen zweiten Effekt haben, welcher das Marktmachtpotenzial der Produzenten direkt beeinflusst. Wie sich dieser Effekt auswirkt, ist abhängig von der Zusammensetzung des Kraftwerk- parks innerhalb eines Marktes. So wird beispielsweise in Kalifornien zu Grundlast- zeiten der Hauptanteil der Stromnachfrage über Wasserkraftwerke gedeckt, welche einen sehr geringen Emissionsausstoß haben. Mit steigender Nachfrage müssen mit- unter sehr alte Gaskraftwerke mit hohem Emissionsausstoß zugeschaltet werden. Aus diesen Gründen verlief die Angebotskurve in den Jahren nach der Einführung von NOx-Zertifikaten in Kalifornien aufgrund der höheren anfallenden Kosten für die Produzenten zu Spitzenlastzeiten5 sehr viel steiler, als sie ohne Zertifikatehandel ver- laufen wäre (Abbildung 6). Die Folge war ein erhöhtes Marktmachtpotenzial durch den in Kapitel 2 beschriebenen Mechanismus der Kapazitätszurückhaltung. In Deutschland kommen zu Spitzenlastzeiten modernere Gaskraftwerke mit sehr gerin- gen Emissionsausstößen zum Einsatz. Die für einen Großteil der Stromnachfrage zu Grund- und Mittellastzeiten genutzten Kohlekraftwerke haben jedoch einen sehr ho- hen CO2-Emissionsausstoß. Anders als in Kalifornien sollte somit hierzulande die Einführung von Emissionszertifikaten eher zu einer weniger steil verlaufenden An- gebotskurve und somit nicht zu einem höheren Marktmachtpotenzial der Produzen- ten geführt haben.

Abbildung 6: Zusätzlicher Preiseffekt durch NOx-Zertifikatehandel in Kalifornien.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Joskow und Kahn (2002).

3.2 Empirische Evidenz

Nach der Deregulierung des kalifornischen Strommarktes im Jahr 1998 wurden im Sommer 2000 Preise beobachtet, die fast 500% über denen des Vorjahres lagen. Joskow und Kahn (2002) untersuchen, ob diese Entwicklungen allein durch Verände- rungen in Fundamentalinputs erklärt werden können und beziehen auch den oben beschriebenen Einfluss der in Kalifornien gehandelten NOx-Emissionszertifikate mit ein. Hierzu schätzen sie für jede Stunde innerhalb des beobachteten Zeitraums den optimalen Preis, welcher sich aus dem Schnittpunkt der beobachteten Nachfrage mit den höchsten realisierten Grenzkosten ergibt und vergleichen diesen mit dem tatsäch- lichen Preis an der Strombörse. Obwohl vor allem starke Anstiege der Öl- und Emis- sionszertifikatepreise die geschätzten Wettbewerbspreise für die Monate Juni bis September 2000 stark anstiegen ließen, lagen die tatsächlich realisierten Preise an der Strombörse im Schnitt immer noch 58% über diesen.

Eine mögliche Erklärung für diese extremen Preisausschläge wäre der natürliche Me- chanismus, welcher bei einer das Angebot übersteigenden Nachfrage zum tragen kommt. In diesem Fall muss die Nachfrage durch einen höheren Preis rationiert wer- den. Die Höhe des hierfür notwendigen Preises hängt von der Nachfrageelastizität ab. Je höher (niedriger) die Preiselastizität der Nachfrage auf dem Markt, desto geringer (höher) ist die Preisänderung, welche nötig ist um Angebot und Nachfrage wieder anzugleichen. Da auf dem Strommarkt die kurzfristige Nachfrageelastizität gegen Null geht, könnten sehr extreme Preisausschläge durch diesen Mechanismus erklärt werden.

Weiter könnten die überdurchschnittlich hohen Preise aber auch in Folge von Kapa- zitätszurückhaltung der Produzenten aufgetreten sein. Im Extremfall würden die Pro- duzenten ihre jeweilige Kapazitätsgrenze künstlich durch Zurückhaltung herbeifüh- ren, um somit von dem oben beschriebenen Mechanismus profitieren zu können. Joskow und Kahn (2002) untersuchen für die Monate Juni bis September 2000 die Kapazitätsauslastungen der verschiedenen Anbieter am kalifornischen Strommarkt zu genau den Stunden, in welchen die an der Strombörse realisierten Preise signifikant über den geschätzten Wettbewerbspreisen lagen. Sie kommen zu dem Ergebnis, dass die durchschnittlichen „Outputgaps“ zwischen maximal erreichbarer und tatsächli- cher Kapazitätsauslastung für den beobachteten Zeitraum zwischen 15% und 24% lagen und somit mehr als doppelt so hoch waren, als der historische Wert von 7,5%. Die Stromkapazitäten waren somit in den Hochpreiszeiten alles andere als knapp. Nach Joskow und Kahn (2002) kann ein Zurückhalten von 1000 MW in einer Stunde zu Preiserhöhungen von 50% führen. Im Juni 2000 wurden in den beobachteten Hochpreisstunden im Schnitt 2700 MW an Kapazität zurückgehalten.

Auffällig ist vor allem die Tatsache, dass der einzige unter den fünf Anbietern, wel- cher mit 90% den Großteil seiner Kapazitäten am Forwardmarkt gehandelt hatte, über den gesamten Zeitraum hinweg eine deutlich höhere Kapazitätsauslastung hatte als alle anderen Anbieter. Der Outputgap dieses Anbieters lag knapp unter dem histo- rischen Wert von 7,5%. Ein Anbieter, der seinen Strom am Forwardmarkt verkauft, sollte kein Interesse daran haben Kapazitäten zurückzuhalten, da er durch die hieraus resultierenden höheren Preise nicht mehr profitieren kann.

Die deutlich über dem geschätzten Wettbewerbniveau liegenden Strompreise in Ver- bindung mit den starken Unterschieden zwischen beobachteten und historischen Ka- pazitätsauslastungen der Anbieter sind ein starkes Indiz auf Marktmachtausübung im beobachteten Zeitraum. Die eindeutig höhere Kapazitätsauslastung des Anbieters, welcher seine Kapazitäten am Forwardmarkt gehandelt hat, bekräftigt den Verdacht einer Marktmachtausübung und gibt gleichzeitig Grund zur Annahme, dass der Han- del von Strom am Forwardmarkt zu niedrigeren Preisen führen kann (vgl. Allaz und Vila (1992), Allaz (1992), Wolak et al (2000)). Die Erfahrungen insbesondere auf dem kalifornischen Markt führten dazu, dass in den Folgejahren in Kalifornien aber auch auf anderen Märkten wie beispielsweise auf dem britischen Strommarkt Obliga- tionen eingeführt wurden, Teile des produzierten Stroms anhand von langfristigen Verträgen zu handeln (vgl. Garcia und Reitzes (2007)). Es ist jedoch zu bezweifeln, dass durch eine solche Politik die Ausübung von Marktmachtausübung durch Zu- rückhaltung von Kapazitäten völlig verhindert werden kann. Da der Preis eines For- ward-Kontraktes dem erwarteten Preis an der Strombörse entsprechen sollte, können Produzenten durch strategische Gebote an der Strombörse somit auch den langfristi- gen Strompreis beeinflussen. Die beobachteten Preisdiskrepanzen auf dem kaliforni- schen Strommarkt dürften vor allem auch dadurch bedingt gewesen sein, dass der Mechanismus der Kapazitätszurückhaltung zum damaligen Zeitpunkt nicht allen Marktteilnehmern bekannt war.

Ähnliche Marktmachtanalysen wie die von Joskow und Kahn (2002) liegen mittler- weile auch für den deutschen Strommarkt vor. So untersuchen beispielsweise Müs- gens (2004) für den Zeitraum 2000 bis 2003 und Schwarz und Lang (2006) für den Zeitraum 2000 bis 2005 anhand von geschätzten Grenzkosten der Anbieter, ob die stark angestiegenen Preise auf dem deutschen Strommarkt durch Marktmachtaus- übung erklärt werden können.

Müsgens (2004) berücksichtigt für seine Analyse insbesondere auch die Möglichkeit eines grenzüberschreitenden Handels mit den Nachbarstaaten Deutschlands. Die Stu- die zeigt, dass im Zeitraum von August 2001 bis Juni 2003 die Preise an der Strom- börse im Schnitt 45% über den geschätzten Wettbewerbspreisen lagen, wobei vor allem die Preise zu Hochlastzeiten einen wesentlichen Einfluss auf die Durch- schnittspreise hatten. Die Preise zwischen Juni 2000 bis Juli 2001 lagen jedoch sehr nah an den geschätzten Preisen. Müsgens (2004) argumentiert, dass Zusammen- schlüsse und Aufkäufe von Konkurrenten am deutschen Strommarkt, welche die Zahl der Stromproduzenten von ursprünglich 8 (zu Beginn des Beobachtungszeitraums) auf nur noch 4 Unternehmen (im August 2001) verringerten, wesentlich für die ho- hen beobachteten Preise im zweiten Abschnitt des Beobachtungszeitraums verant- wortlich waren. Die höhere Konzentration an Wettbewerbern am deutschen Strom- markt machte sich laut Müsgens (2004) insbesondere durch einen Abbau von Stro- merzeugungskapazitäten und einem Rückgang von gehandelten Forwardkontrakten bemerkbar. Hierdurch wurde der Anreiz strategisch am Spotmarkt zu bieten erhöht, was letztendlich eine Erklärung für die höheren Strompreise auf dem deutschen Markt in der zweiten beobachteten Periode darstellt. Da die Stromproduzenten in Deutschland bis zum Jahr 2003 nicht dazu verpflichtet waren, Daten über ihre Kapa- zitätsauslastungen offen zu legen, können jedoch für diesen Zeitraum lediglich Ver- mutungen über das Ausüben von Kapazitätszurückhaltungen gemacht werden.

Schwarz und Lang (2006) kommen für die Jahre 2003 bis 2005, für welche eine bes- sere Datengrundlage verfügbar war, zu dem Ergebnis, dass Marktmacht ausgeübt wurde. So lagen die Strompreise beispielsweise im Jahr 2003 durchschnittlich 29% über den geschätzten Wettbewerbspreisen. Im Gegensatz zu Müsgens (2004) können Schwarz und Lang (2006) für den Zeitraum bis Ende 2002 jedoch keine Anzeichen für Marktmachtausübung feststellen. Der Grund hierfür ist vor allem, dass letztere den Wettbewerbseffekt, der von einem grenzüberschreitenden Handel ausgeht, als wesentlich geringer einschätzen. Hintergrund sind die schlecht ausgebauten Verbin- dungen der Netzwerke zwischen europäischen Nachbarstaaten (Kuppelstellen), die einen ausreichenden grenzüberschreitenden Stromfluss nicht gewährleisten. Gibt es keinen internationalen Handel, so sind die Wettbewerbspreise auf den einzelnen Märkten im Schnitt höher, da zu Zeiten knapper Kapazitäten kein / kaum günstiger Strom aus dem Ausland auf den eigenen Markt fließen kann und die Produzenten von den hohen Preisen auf dem eigenen Markt profitieren. Die Stromproduzenten haben somit offensichtlich das Interesse, ausländischen Produzenten den Marktzutritt zu erschweren. Da die Kuppelstellen in Deutschland im Besitz der jeweiligen Strompro- duzenten sind, sind diese dazu auch in der Lage. Insofern beschreiben die Unter- schiede in den geschätzten Wettbewerbspreisen der beiden Studien das Marktmacht- potenzial der Produzenten im grenzüberschreitenden europäischen Markt. Das The- ma des grenzüberschreitenden Handels soll ausführlich im nächsten Kapitel behan- delt werden.

[...]


1 Ein Atomkraftwerk könnte technisch gesehen auch mittelfristig seinen Output ändern, je- doch hat jede Abweichung vom optimalen Produktionslevel (technisch) einen negativen Einfluss auf die Lebensdauer des Kraftwerks und somit die Durchschnitts- bzw. Grenzkos- ten.

2 Ein Stromanbieter, der einer steigenden Nachfrage gegenübersteht muss wegen der Hete- rogenität unter den Nachfragern (Frühaufsteher, Spätaufsteher etc.) seinen Bestand an teure- ren Hochlastkraftwerken nicht in gleicher Weise erhöhen und profitiert somit von Econo- mies of Scale.

3 Nach der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 soll die Schaffung eines „echten“ Binnenmark- tes durch eine Intensivierung des europaweiten Stromhandels gefördert werden.

4 Ein Block könnte beispielsweise den Output eines bestimmten Kraftwerks des Produzenten darstellen, für den er im Idealfall einen Preis pro MWh verlangen würde, der exakt den Grenzkosten der Stromproduktion in diesem Kraftwerk darstellt.

5 Joskow und Kahn (2002) berichten, dass in Kalifornien die Kraftwerke mit den höchsten NOx-Emissionen 50 mal so viel Schadstoffe freisetzen, wie die Kraftwerke mit den gerings- ten Ausstößen.

Details

Seiten
85
Jahr
2008
ISBN (eBook)
9783640329236
ISBN (Buch)
9783640331109
Dateigröße
1.1 MB
Sprache
Deutsch
Katalognummer
v125764
Institution / Hochschule
Johann Wolfgang Goethe-Universität Frankfurt am Main – Lehrstuhl für Volkswirtschaftslehre, insb. Industrieökonomie
Note
1,7
Schlagworte
Drahtseilakt Markmacht Elektrizitätsmarkt Grenzüberschreitender Stromhandel Europäischen Union

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Titel: Ein Drahtseilakt - Markmacht auf dem Elektrizitätsmarkt