Die vorliegende Arbeit analysiert Marktmachtaspekte und die Preisbildung auf dem deutschen Elektrizitätsgroßhandelsmarkt. Der deutsche Elektrizitätsmarkt wird laut Bundeskartellamt von vier Anbietern dominiert, welche nahezu 90 % der Erzeugungskapazitäten besitzen. Dabei bilden die zwei größten Anbieter allein ein Duopol mit knapp 60 % Marktanteil. Die bisher vorliegenden Studien legen nahe, dass diese Marktmacht zu überhöhten Verbraucherpreisen führt. Dieser Beitrag weist anhand mehrerer Modelle nach, dass die deutschen Elektrizitätsmärkte nicht ausreichend wettbewerblich strukturiert sind. Angesichts des unzureichenden Wettbewerbs auf den deutschen Elektrizitätsmärkten sind eine stärkere ordnungspolitische Ausrichtung der Energiepolitik sowie eine aktive Wettbewerbspolitik in diesem Bereich anzuraten. / This paper analyses price formation and market power on Germany’s wholesale electricity markets. Electricity generation in Germany is dominated by a duopoly with a market share of about 60 %, while the four largest suppliers own about 90 % of the generation capacity. The few existing studies of wholesale electricity prices suggest that such market dominance leads to prices out of line with competitive market outcomes. Several quantitative models are developed here and reveal an insufficient level of competition in generation and trading. It can be concluded that the German electricity sector requires a more robust competitive market structure, accompanied by corresponding improvements in regulatory policies.

Durch die europaweite Liberalisierung der Strommärkte entsteht ein zunehmend liquider Binnenmarkt für Strom. Auf einem liberalisierten Markt ist ein enger Zusammenhang zwischen Preisen und Grenzkosten zu erwarten, diese werden in der Stromerzeugung im wesentlichen durch den Einsatz von Primärenergieträgern verursacht. Im Rahmen der vorliegenden Arbeit wird das German Electricity Market Model (GEMM) vorgestellt, das den deutschen Strommarkt in seiner Interaktion mit den Strommärkten anderer europäischer Staaten modelliert. In GEMM werden Stromangebot und -nachfrage verschiedener europäischer Regionen genauso wie die Transportkapazitäten zwischen diesen Regionen über mehrere Zeitschritte abgebildet und in ein lineares Optimierungsproblem übersetzt. Mit Hilfe einer Optimierungsrechnung können anschließend die Auswirkungen von Veränderungen der Preise der Energieträger Steinkohle, Erdgas und Heizöl auf den Strompreis sowie den Stromaustausch der abgebildeten Regionen simuliert und interpretiert werden.

Durch die europaweite Liberalisierung der Strommärkte entsteht ein zunehmend liquider Binnenmarkt für Strom. Auf einem liberalisierten Markt ist ein enger Zusammenhang zwischen Preisen und Grenzkosten zu erwarten, diese werden in der Stromerzeugung im wesentlichen durch den Einsatz von Primärenergieträgern verursacht. Im Rahmen der vorliegenden Arbeit wird das German Electricity Market Model (GEMM) vorgestellt, das den deutschen Strommarkt in seiner Interaktion mit den Strommärkten anderer europäischer Staaten modelliert. In GEMM werden Stromangebot und -nachfrage verschiedener europäischer Regionen genauso wie die Transportkapazitäten zwischen diesen Regionen über mehrere Zeitschritte abgebildet und in ein lineares Optimierungsproblem übersetzt. Mit Hilfe einer Optimierungsrechnung können anschließend die Auswirkungen von Veränderungen der Preise der Energieträger Steinkohle, Erdgas und Heizöl auf den Strompreis sowie den Stromaustausch der abgebildeten Regionen simuliert und interpretiert werden.

Die vorliegende Arbeit analysiert Marktmachtaspekte und die Preisbildung auf dem deutschen Elektrizitätsgroßhandelsmarkt. Der deutsche Elektrizitätsmarkt wird laut Bundeskartellamt von vier Anbietern dominiert, welche nahezu 90 % der Erzeugungskapazitäten besitzen. Dabei bilden die zwei größten Anbieter allein ein Duopol mit knapp 60 % Marktanteil. Die bisher vorliegenden Studien legen nahe, dass diese Marktmacht zu überhöhten Verbraucherpreisen führt. Dieser Beitrag weist anhand mehrerer Modelle nach, dass die deutschen Elektrizitätsmärkte nicht ausreichend wettbewerblich strukturiert sind. Angesichts des unzureichenden Wettbewerbs auf den deutschen Elektrizitätsmärkten sind eine stärkere ordnungspolitische Ausrichtung der Energiepolitik sowie eine aktive Wettbewerbspolitik in diesem Bereich anzuraten. / This paper analyses price formation and market power on Germany’s wholesale electricity markets. Electricity generation in Germany is dominated by a duopoly with a market share of about 60 %, while the four largest suppliers own about 90 % of the generation capacity. The few existing studies of wholesale electricity prices suggest that such market dominance leads to prices out of line with competitive market outcomes. Several quantitative models are developed here and reveal an insufficient level of competition in generation and trading. It can be concluded that the German electricity sector requires a more robust competitive market structure, accompanied by corresponding improvements in regulatory policies.

Mit der Liberalisierung des Strommarkts, den unsicheren Aussichten in der Klimapolitik und stark schwankenden Preisen bei Brennstoffen, Emissionsrechten und Kraftwerkskomponenten hat bei Kraftwerksinvestitionen das Risikomanagement an Bedeutung gewonnen. Dies äußert sich im vermehrten Einsatz probabilistischer Verfahren. Insbesondere bei regulativen Risiken liefert der klassische, häufigkeitsbasierte Wahrscheinlichkeitsbegriff aber keine Handhabe zur Risikoquantifizierung. In dieser Arbeit werden Kraftwerksinvestitionen und -portfolien in Deutschland mit Methoden des Bayes'schen Risikomanagements bewertet. Die Bayes'sche Denkschule begreift Wahrscheinlichkeit als persönliches Maß für Unsicherheit. Wahrscheinlichkeiten können auch ohne statistische Datenanalyse allein mit Expertenbefragungen gewonnen werden. Das Zusammenwirken unsicherer Werttreiber wurde mit einem probabilistischen DCF-Modell (Discounted Cash Flow-Modell) spezifiziert und in ein Einflussdiagramm mit etwa 1200 Objekten umgesetzt. Da der Überwälzungsgrad von Brennstoff- und CO2-Kosten und damit die Höhe der von den Kraftwerken erwirtschafteten Deckungsbeiträge im Wettbewerb bestimmt werden, reicht eine einzelwirtschaftliche Betrachtung der Kraftwerke nicht aus. Strompreise und Auslastungen werden mit Heuristiken anhand der individuellen Position der Kraftwerke in der Merit Order bestimmt, d.h. anhand der nach kurzfristigen Grenzkosten gestaffelten Einsatzreihenfolge. Dazu wurden 113 thermische Großkraftwerke aus Deutschland in einer Merit Order vereinigt. Das Modell liefert Wahrscheinlichkeitsverteilungen für zentrale Größen wie Kapitalwerte von Bestandsportfolien sowie Stromgestehungskosten und Kapitalwerte von Einzelinvestitionen (Steinkohle- und Braunkohlekraftwerke mit und ohne CO2-Abscheidung sowie GuD-Kraftwerke). Der Wert der Bestandsportfolien von RWE, E.ON, EnBW und Vattenfall wird primär durch die Beiträge der Braunkohle- und Atomkraftwerke bestimmt. Erstaunlicherweise schlägt sich der Emissionshandel nicht in Verlusten nieder. Dies liegt einerseits an den Zusatzgewinnen der Atomkraftwerke, andererseits an den bis 2012 gratis zugeteilten Emissionsrechten, welche hohe Windfall-Profite generieren. Dadurch erweist sich der Emissionshandel in seiner konkreten Ausgestaltung insgesamt als gewinnbringendes Geschäft. Über die Restlaufzeit der Bestandskraftwerke resultiert ab 2008 aus der Einführung des Emissionshandels ein Barwertvorteil von insgesamt 8,6 Mrd. €. In ähnlicher Dimension liegen die Barwertvorteile aus der 2009 von der Bundesregierung in Aussicht gestellten Laufzeitverlängerung für Atomkraftwerke. Bei einer achtjährigen Laufzeitverlängerung ergäben sich je nach CO2-Preisniveau Barwertvorteile von 8 bis 15 Mrd. €. Mit höheren CO2-Preisen und Laufzeitverlängerungen von bis zu 28 Jahren würden 25 Mrd. € oder mehr zusätzlich anfallen. Langfristig erscheint fraglich, ob unter dem gegenwärtigen Marktdesign noch Anreize für Investitionen in fossile Kraftwerke gegeben sind. Zu Beginn der NAP 2-Periode noch rentable Investitionen in Braunkohle- und GuD-Kraftwerke werden mit der auslaufenden Gratiszuteilung von Emissionsrechten zunehmend unrentabler. Die Rentabilität wird durch Strommarkteffekte der erneuerbaren Energien und ausscheidender alter Gas- und Ölkraftwerke stetig weiter untergraben. Steinkohlekraftwerke erweisen sich selbst mit anfänglicher Gratiszuteilung als riskante Investition. Die festgestellten Anreizprobleme für Neuinvestitionen sollten jedoch nicht dem Emissionshandel zugeschrieben werden, sondern resultieren aus den an Grenzkosten orientierten Strompreisen. Das Anreizproblem ist allerdings bei moderaten CO2-Preisen am größten. Es gilt auch für Kraftwerke mit CO2-Abscheidung: Obwohl die erwarteten Vermeidungskosten für CCS-Kraftwerke gegenüber konventionellen Kohlekraftwerken im Jahr 2025 auf 25 €/t CO2 (Braunkohle) bzw. 38,5 €/t CO2 (Steinkohle) geschätzt werden, wird ihr Bau erst ab CO2-Preisen von 50 bzw. 77 €/t CO2 rentabel. Ob und welche Kraftwerksinvestitionen sich langfristig rechnen, wird letztlich aber politisch entschieden und ist selbst unter stark idealisierten Bedingungen kaum vorhersagbar. / Power plant investors face large uncertainties due to ongoing liberalization, climate policy, and long investment horizons. This study provides a probabilistic appraisal of power plant investments within the framework of Bayesian decision theory. A Bayesian influence diagram is used for setting up a discounted cash flow model and analysing the profitability of power plants. As the study explicitly models merit order pricing, the pass-through of random fuel and carbon costs may be analysed. The study derives probabilistic statements about net present values of single investments and company portfolios and explores the sensitivity of profits to variations of select input variables. In the majority of cases, an increase in the price of emission allowances also increases the net present value of existing power plant portfolios. A substantially increased carbon prices also is the prerequisite to diversify power plant portfolios by gas and CCS plants. For the currently prevailing German electricity market, we argue that investors may lack incentives for new investments in fossil generation, a finding that holds true also with implementation of CCS. Our estimates are conservative, as profitability will further deteriorate with the build-up of renewables.

A recent highly disputed subject of regulating energy markets in Europe is the unbundling of vertically integrated down- and upstream firms. While legal unbundling is already implemented in most countries and indisputable in its necessity for approaching regulatory aims, continuative models as ownership unbundling or the alternative of an independent system operator are still ambiguous. Hence, this article contributes to the economic analyses of identifying the differences of separate types of unbundling. Via simulation, we find that legal unbundling brings about the lowest prices in a market under Cournot competition. Moreover, under Bertrand competition, no differences between legal unbundling and ownership unbundling can be identified. (author's abstract) / Series: Working Papers / Research Institute for Regulatory Economics

This dissertation focuses on selected issues in regard to the mathematical modeling of electricity markets. In a first step the interrelations of electric power market modeling are highlighted a crossroad between operations research, applied economics, and engineering. In a second step the development of a large-scale continental European economic engineering model named ELMOD is described and the model is applied to the issue of wind integration. It is concluded that enabling the integration of low-carbon technologies appears feasible for wind energy. In a third step algorithmic work is carried out regarding a game theoretic model. Two approaches in order to solve a discretely-constrained mathematical program with equilibrium constraints using disjunctive constraints are presented. The first one reformulates the problem as a mixed-integer linear program and the second one applies the Benders decomposition technique. Selected numerical results are reported.

This dissertation focuses on selected issues in regard to the mathematical modeling of electricity markets. In a first step the interrelations of electric power market modeling are highlighted a crossroad between operations research, applied economics, and engineering. In a second step the development of a large-scale continental European economic engineering model named ELMOD is described and the model is applied to the issue of wind integration. It is concluded that enabling the integration of low-carbon technologies appears feasible for wind energy. In a third step algorithmic work is carried out regarding a game theoretic model. Two approaches in order to solve a discretely-constrained mathematical program with equilibrium constraints using disjunctive constraints are presented. The first one reformulates the problem as a mixed-integer linear program and the second one applies the Benders decomposition technique. Selected numerical results are reported.