ESMT CA Executive Summary

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1 ESMT CA Executive Summary Stromgroßhandel - Integration der Märkte und Wettbewerb Übersetzung der englischen Originalfassung 13. Januar 2010 ESMT Competition Analysis, Berlin

2 Executive Summary (Übersetzung der englischen Originalfassung) Nicht selten hört man besorgte Stimmen und kritische Äußerungen über die fehlende Integration der europäischen Großhandelsmärkte für Strom und die Marktbeherrschung durch nationale Stromversorger. Hervorzuheben ist in diesem Zusammenhang der Untersuchungsbericht (Sector Inquiry (SI)) der Europäischen Kommission, der für die Jahre 2002 bis 2005 entsprechende Bedenken äußert. Vor diesem Hintergrund hat RWE ein Projektteam aus Mitarbeitern von ESMT Competition Analysis (ESMT CA) unter der Leitung von Professor Lars-Hendrik Röller und Professor Axel Ockenfels beauftragt, den aktuellen Zustand der Integration und die weitere Entwicklung des europäischen Marktes zu untersuchen. Gleichzeitig bat RWE das Projektteam um eine Beurteilung, ob das Niveau der deutschen Großhandelspreise 1 oberhalb der Preisbildung liegt, die sich bei funktionierenden Wettbewerbsmärkten einstellen würde. Den Schwerpunkt der Untersuchung bilden Deutschland und die daran angrenzenden Länder. Als Referenzpunkt dient der Untersuchungsbericht (Sector Inquiry (SI)) der Europäischen Kommission. Insgesamt finden sich umfangreiche Belege dafür, dass die Integration der Märkte seit der genannten Untersuchung weiter fortgeschritten ist. Die Ausgestaltung des deutschen Marktes hat sich kontinuierlich verbessert und in Bezug auf die westlichen Nachbarstaaten ist die Kopplung der Spotmärkte (CWE Market Coupling) für das Jahr 2010 geplant. Diese Maßnahme schließt die institutionelle Marktintegration der Spotbörsen ab und die grenzüberschreitenden Interkonnektorkapazitäten werden zum einzigen potenziellen Engpass einer vollkommenen Marktintegration. Mit diesem Ausblick sollten vor allem Indikatoren analysiert werden, die weniger durch die nur noch kurzfristig fortbestehenden institutionellen Hindernisse im Marktdesign verzerrt werden, sondern vor allem auf Interkonnektorkapazitäten als Engpass abzielen. Sodann belegen Preisanalysen, dass etwa die niederländischen, französischen und österreichischen Märkte weitgehend mit dem deutschen Markt integriert sind. Darüber hinaus hat sich gezeigt, dass das Preisniveau in Deutschland i) tendenziell niedriger ist als in den westlichen Nachbarländern und ii) gleichzeitig unterhalb des Niveaus liegt, das ausreichend Anreize für Investitionen in neue Produktionskapazitäten bieten würde. Daraus folgt, dass in Deutschland der Spielraum für niedrigere Strompreise aufgrund der zunehmenden Marktintegration ohnehin eher gering ist. Allerdings führt eine zunehmende Marktintegration prinzipiell zu mehr Spielräumen für eine großzügigere Auslegung des nationalen Kartellrechts, da das Preisniveau in Deutschland häufiger nicht nur durch deutsche, sondern auch durch ausländische Anbieter bestimmt würde. Vor diesem Hintergrund plädieren wir dafür, dass politische und regulatorische Maßnahmen, z.b. im Zusammenhang mit der (kostspieligen) Erweiterung der Interkonnektorkapazitäten, einer klaren wirtschaftspolitischen Zielsetzung folgen und entsprechend beurteilt werden. 1 In dem hier vorliegenden Bericht werden nur die Großhandelspreise für Strom betrachtet. 1

3 Wesentliche Aspekte Marktintegration Zunächst zwei Vorbemerkungen: In der öffentlichen und politischen Diskussion wird der Begriff Marktintegration in sehr unterschiedlichen Bedeutungen verwendet. Man kann darunter eine vollkommene Integration verstehen, eine Integration aus kartellrechtlicher Sicht oder eine Integration zu regulatorischen und marktgestalterischen Zwecken, um nur einige Beispiele zu nennen. Außerdem scheint eine unausgesprochene Überzeugung zu bestehen, dass die vollkommene Integration der Großhandelsmärkte für Strom per se eine wünschenswerte Sache ist. Unsere Analysen liefern hier zahlreiche Klarstellungen und Relativierungen. Für einen gegebenen Zeitpunkt und Ort ist Strom ein homogenes Gut. Als solches sollte Strom, der in einem vollkommen integrierten Markt gehandelt wird, einen einzigen Preis haben. Doch zeigt die Realität, dass der deutsche Marktpreis für Day-Ahead-Spotgeschäfte häufig von den Preisen an anderen europäischen Börsen abweicht (noch oben oder nach unten). Daraus könnte man den Schluss ziehen, dass die europäischen Strombörsen noch nicht vollkommen integriert sind. Allerdings erhält man nur ein unvollständiges Bild, wenn man die Betrachtung ausschließlich auf die Preisunterschiede an den Day-Ahead-Spotbörsen richtet. Zwei Gründe können dazu führen, dass Stromgroßhandelsmärkte nicht vollkommen integriert sind. Erstens könnten die Interkonnektorkapazitäten zwischen zwei angrenzenden Gebieten unzureichend sein. Zweitens könnte die Ausgestaltung des Marktes institutionelle Schwachstellen aufweisen, die einer optimalen Nutzung vorhandener Interkonnektorkapazitäten entgegenstehen. So handeln die europäischen Spotbörsen den Strom zwar für die gleichen Stunden am nächstfolgenden Tag, doch haben sie unterschiedliche Handelsschlusszeiten und verwenden darüber hinaus unterschiedliche Preisbildungsregeln. Hierdurch können zusätzliche Informationen (z.b. Windbedingungen), die zwischen den beiden Handelsschlussterminen bekannt werden, sowie unterschiedliche Auktionsregeln zu unterschiedlichen Strompreisen führen. Dieser Aspekt verdient besondere Betrachtung, denn die Marktausgestaltung wurde bereits in der Vergangenheit kontinuierlich verbessert und für das Jahr 2010 sind weitere wesentliche Verbesserungen geplant. Hervorzuheben ist hierbei, dass der deutsche Spotmarkt mit den Spotmärkten in den Niederlanden, Belgien, Luxemburg und Frankreich (CWE Market Coupling) gekoppelt werden soll. Hierdurch werden die nachteiligen Folgen aus der mangelhaften Marktausgestaltung und dem nicht optimalen Betrieb der Kuppelleitungen vermieden. Daher sollte in den folgenden Analysen die (zukünftige) Marktintegration auch auf der Grundlage von Preisindikatoren beurteilt werden, die weniger sensibel auf Unzulänglichkeiten der Marktausgestaltung reagieren als Daten des Day-Ahead-Marktes. Zunächst kann man durchaus Daten der Day-Ahead-Börsen nutzen, wenn man nicht die Preisunterschiede, sondern die Richtung von Preisbewegungen (Korrelationen) betrachtet. Hier haben wir eine erhebliche Zunahme der Preiskorrelationen zwischen den Niederlanden und Deutschland festgestellt, und zwar von 0,57 im Jahr 2004 auf 0,91 im Jahr Die Preiskorrelationen in Bezug auf Frankreich und Österreich sind auf einem hohen Niveau geblieben, zwischen etwa 0,83 auf 0,91. Bereits zum Zeitpunkt der Untersuchung der Europäischen Kommission lagen die Werte für diese beiden Länder deutlich über dem Durchschnitt. Darüber hinaus haben wir für die Jahre 2005 bis 2008 eine Kointegration zwischen 2

4 deutschen Marktpreisen für Day-Ahead-Spotgeschäfte und den entsprechenden niederländischen, französischen und österreichischen Preisen festgestellt. Dies ist ebenfalls ein Hinweis darauf, dass zwischen Deutschland und seinen wichtigen Handelspartnern in den angrenzenden Ländern ein langfristiges Wettbewerbsverhältnis besteht. Ferner verwenden wir die Stundenpreise (Auktionsergebnisse) für die Interkonnektorkapazitäten zwischen Deutschland und den angrenzenden Ländern als Maß für die von den Marktteilnehmern vorgenommene stündliche Bewertung der Preisunterschiede zwischen diesen Ländern. Im Anschluss an einen Abwärtstrend überstiegen die Preisunterschiede zwischen Deutschland und den Ländern Niederlande, Frankreich und Österreich im Jahr 2009 die 5%-Marke lediglich in 12%, 29% bzw. 0% der Handelsstunden. Wir bewerten die Preisunterschiede auch auf der Grundlage von Futures mit einer Laufzeit von einem Jahr (Year-Ahead Futures). Hier haben wir in jüngerer Zeit eine positive Entwicklung festgestellt. Zum Beispiel weichen niederländische und französische Futures in nur 1,3% bzw. 11% der Fälle um mehr als 5% von deutschen Futures ab. (Für Österreich liegen keinen Daten vor.) Aus unseren Preisanalysen lässt sich schließen, dass die Märkte unter den herrschenden wirtschaftlichen Rahmenbedingungen deutlich stärker vernetzt sind als es die nach wie vor gegebenen Preisunterschiede der Day-Ahead-Börsen glauben machen. Daher scheint eine differenziertere Betrachtungsweise angeraten, insbesondere angesichts der bevorstehenden Koppelung der deutschen, niederländischen, belgischen und französischen Märkte im Jahr Die oben diskutierten Preisindikatoren liefern nicht nur Informationen über Trends, sondern können auch als Vergleichsgrundlage für Preisunterschiede gegenüber dem Kontrafakt eines vollkommen integrierten Markt dienen. Allerdings beantworten die Preisunterschiede nicht die Frage, ob Märkte aus kartellrechtlicher Sicht hinreichend integriert sind. So würde aus kartellrechtlicher Sicht von einem integrierten Markt ausgegangen, wenn der Wettbewerbsdruck ausländischer Anbieter groß genug ist, um eine konzertierte 5-10%-ige Preiserhöhung aller deutschen Anbieter zu vereiteln. Eine positive Antwort hätte wahrscheinlich zur Konsequenz, dass eine Fusion deutscher Stromanbieter ohne tiefgehende kartellrechtliche Untersuchung genehmigt werden könnte. Freilich handelt es sich hierbei um einen sehr konservativen Standard für Marktintegration, falls in Deutschland keine große Fusion ansteht. Außerdem ist dieser Test im Fall von Stromgroßhandelsmärkten schwierig umzusetzen und nur unter zahlreichen Annahmen und Vereinfachungen möglich. So weit uns bekannt ist, ist unsere Untersuchung der erste Ansatz in dieser Richtung. Wenn wir davon ausgehen, dass die Interkonnektorkapazitäten das größte Hindernis für eine Marktintegration darstellen, und wenn wir darüber hinaus die Stundenpreise (Auktionsergebnisse) für Interkonnektorkapazitäten sowie Kostenschätzungen durch RWE nutzen, stellen wir fest, dass in 29 bis 50% aller Handelsstunden der relevante geografische Markt über die Grenzen Deutschlands hinausgeht. Das heißt, weder die Annahme, dass der deutsche Strommarkt vollkommen isoliert betrachtet kann, noch die Vorstellung, er könne in allen Fällen als vollkommen integriert betrachtet werden, lassen sich untermauern. Wir weisen ausdrücklich darauf hin, dass diese Untersuchung aufgrund ihrer Struktur keine Rückschlüsse darauf zulässt, ob Marktmacht im deutschen Strommarkt besteht. Das Ergebnis würde sich auch dann nicht ändern, wenn es auf dem deutschen Markt verschiedene Anbieter gäbe. Tatsächlich führt der oben beschriebene Standard in vielen Handelsstunden gerade deshalb zu dem Schluss, dass die Marktintegration noch nicht ganz abgeschlossen ist, weil die deutschen Strompreise häufig unter denen der Nachbarländer liegen. Tatsächlich stellt sich, wenn man eine Fusion ausschließt, aus regulatorischer und marktgestalterischer Sicht die Frage, ob die deutschen Strompreise fallen würden, wenn mehr 3

5 Interkonnektorkapazität vorhanden wäre. Hierzu nehmen wir an, dass in den Fällen, in denen die deutschen Preise über den Preisen in einem ausländischen Land liegen, eine Steigerung der Interkonnektorkapazität die Preisunterschiede aufheben würde. Wir gehen vereinfachend davon aus, dass der neue gemeinsame Preis dann in der Mitte zwischen den beiden zuvor bestehenden Preisniveaus liegen würde. 2 Wir haben zum Beispiel festgestellt, dass mehr (d.h. unbegrenzte) Interkonnektorkapazitäten zu den Niederlanden im Jahr 2008 in nur 1,5% aller Stunden zu einer Senkung der deutschen Preise aufgrund der Interkonnektorpreise geführt hätten, wobei die Senkung in diesen Stunden im Durchschnitt lediglich 0,1% betragen hätte. In Bezug auf Frankreich haben wir ermittelt, dass die deutschen Preise möglicherweise in 33% aller Stunden gefallen wären. Aber auch hier hätte die Preissenkung im Durchschnitt bei nur 2,1% gelegen. Da im Verbund mit Österreich keine Engpässe bestehen, würde sich dort eine Ausweitung der Interkonnektorkapazität überhaupt nicht auf das Preisniveau in Deutschland auswirken. Allerdings könnte ein Mehr an Interkonnektorkapazität auch zu Preissteigerungen in Deutschland führen, und zwar immer dann, wenn das Preisniveau in Deutschland unter dem des ausländischen Marktes liegt. Zum Beispiel würden die deutschen Strompreise bei einer Ausweitung der Interkonnektorkapazitäten zu den Niederlanden, Frankreich und Österreich unterm Strich wahrscheinlich steigen. Im Fall des ost- und nordeuropäischen Auslands würde ein gegensätzlicher Trend erzielt. Diese Erkenntnisse werfen Zweifel auf, ob eine vollständige Marktintegration mit Hilfe (teurer) Interkonnektorkapazitäten unter allen Umständen das richtige Mittel zum Zweck sind. Der makroökonomische Nutzen einer Strompreiskonvergenz muss in Relation zu den Investitionskosten für neue grenzüberschreitende Interkonnektorkapazitäten gesetzt werden. Außerdem würde die Ausweitung der grenzüberschreitenden Interkonnektorkapazität allein noch nicht zu einer Zunahme der kommerziellen, grenzüberschreitenden Stromflüsse führen, denn diesen stehen diverse technische Hindernisse (Ringflüsse, Sicherheitsmargen, Engpässe in der dahinterliegenden nationalen Netztopologie, vorrangige Nutzung von erneuerbaren Energien) entgegen. Letztlich muss die Schaffung neuer grenzüberschreitender Kapazitäten auch anderen möglichen Optionen (z.b. Ausweitung der Erzeugungskapazitäten) gegenüber gestellt werden. Bei der soeben präsentierten Analyse wird natürlich vorausgesetzt, dass in Deutschland und seinen angrenzenden Ländern Wettbewerbspreise existieren. Sollte dies nicht der Fall sein, könnten zusätzliche Interkonnektorkapazitäten einen zusätzlichen Preisdruck mit der Folge sinkender Preise in Deutschland und den anderen Ländern auslösen. Die Voraussetzung von Wettbewerbspreisen ist jedenfalls im Einklang mit den Ergebnissen unserer Analyse zur Wirtschaftlichkeit von Stromerzeugungsanlagen (s. u.). Investitionsanreize und Marktbeherrschung Neben dem Grad der Marktintegration befasst sich die Untersuchung der Europäischen Kommission auch mit der potentiellen Marktbeherrschung nationaler Stromanbieter. Insbesondere wird auf die Folgen von hohen Preis-Kosten-Margen und strategischem Kapazitätsabbau hingewiesen. Langfristig werden die Erzeugungskapazitäten schrumpfen, falls, erstens, alte Kraftwerke das Ende ihrer Lebensdauer erreichen und, zweitens, es nicht genügend Neuinvestitionen gibt, um die alten Kraftwerke voll zu ersetzen. Es besteht kein Zweifel, dass die Stromerzeuger im Laufe der Zeit alte Kraftwerke außer Betrieb nehmen werden. Die Frage wird jedoch sein, ob das Preisniveau in Deutschland hoch genug ist, damit sich Investitionen in neue Kraftwerke 2 Dies setzt symmetrische Merit-Order-Kurven in beiden Ländern voraus. Siehe Abschnitt

6 wirtschaftlich rechnen. Ein Markt, der dieses Preisniveau nicht erreicht, kann langfristig nicht existieren. Stromanbieter bewerten die Wirtschaftlichkeit neuer Kraftwerke auf der Grundlage zukünftiger Inputkosten (Futurpreise auf Brennstoff und Emissionszertifikate) sowie den Betriebs- und Kapitalkosten, umgelegt auf die angenommenen Erzeugungsmengen. Diese durchschnittlichen zukünftigen Kosten werden dann den Stromfutures-Preisen gegenübergestellt. Auf Grundlage einer vereinfachenden Betrachtung von Year-Ahead-Futures lagen in den ersten Jahren nach der Liberalisierung die Preise aufgrund von Überkapazitäten unterhalb des Niveaus, das langfristig einen Anreiz für Investitionen hätte bieten können. In unsere Betrachtung gehen die Daten der Preise ab dem Jahr 2005 ein. Dabei haben wir festgestellt, dass die durchschnittliche Gesamtmarge für ein neues Steinkohlekraftwerk (hoher Investitionsaufwand (Capex) und niedrige variable Kosten) bei den jeweils vorherrschenden Kosten- und Preisniveaus in dem Zeitraum von 2005 bis 2009 (mit Ausnahme des Jahres 2007) negativ war. Die durchschnittliche Gesamtmarge für ein neues Gaskraftwerk (niedrige Capex und hohe variable Kosten) war zu den in den Jahren 2005 bis 2007 vorherrschenden Kosten- und Preisniveaus negativ und zu denjenigen der Jahre 2008 und 2009 positiv. Negative Margen können eine Erklärung sein, warum außer Betrieb genommene Kraftwerke nicht durch neue Anlagen ersetzt werden. All dies deutet weder auf die Ausübung von Marktmacht noch auf überhöhte Großhandelspreise hin. Solange Kapazitätserweiterungen ihre Kapitalkosten nicht erwirtschaften, schrumpft die Nettokapazität. Vielmehr muss das Angebot erst so knapp werden, dass mit den Knappheitsrenten auch die Kapitalkosten der Kapazitätserweiterungen gedeckt werden können. Nach unseren Untersuchungen geschah dies nur bei den durch niedrige Capex gekennzeichneten Gaskraftwerken und nur in den letzten beiden Jahren (2008 und 2009). In den folgenden Kapiteln haben wir die Ergebnisse unserer Untersuchungen noch einmal detaillierter zusammengestellt. Zunächst beschreiben wir den Stand der Marktintegration. Anschließend gehen wir auf die Preisniveaus unter Berücksichtigung der Gesamtkosten für neue Erzeugungskapazitäten ein. In diesem Zusammenhang werden auch Aspekte der Marktbeherrschung berücksichtigt. Marktintegration In der Untersuchung der Europäischen Kommission (SI) werden die wesentlichen Schlussfolgerungen in Bezug auf den Grad der Marktintegration wie folgt zusammengefasst (eigene Übersetzung): Die SI führt zu der vorläufigen Erkenntnis, dass die fehlende Integration des Strommarktes vor allem folgende Ursachen hat: - unzureichende Verbundinfrastruktur zwischen den nationalen Stromnetzen, - unzureichende Anreize zur Verbesserung der grenzüberschreitenden Infrastruktur, - ineffiziente Bereitstellung von bestehenden Kapazitäten sowie 5

7 - nicht-kompatible Ausgestaltung der Märkte (z.b. Unterschiede beim Einsatz der Regelenergie, bei Nominierungsverfahren, bei den Öffnungszeiten der Strombörsen) der einzelnen ÜNB und/oder Betreibern von Spotmärkten (521) In der SI werden zahlreiche Einzelaspekte und deren Zusammenwirken bemängelt. Nach unserer Einschätzung wurden jedoch seit der Untersuchung bereits in bestimmten Bereichen wesentliche Verbesserungen erzielt und sind weitere entscheidende Verbesserungen in naher Zukunft zu erwarten. Dies wird durch die Ausführungen in diesem Bericht belegt. Es gibt Belege für eine inzwischen stärker ausgeprägte Marktintegration. Insbesondere bestehen wesentliche Wettbewerbsbeziehungen zwischen Deutschland und den angrenzenden Ländern. Aus den ausgewerteten Daten geht jedoch auch hervor, dass die Großhandelsmärkte noch nicht in allen Beziehungen als vollkommen integriert angesehen werden können. Es gibt immer noch einige wichtige begünstigende Punkte, die darauf warten, umgesetzt zu werden. Dennoch halten wir es nicht für angezeigt, die vollkommene Integration der Märkte grundsätzlich und unter allen Umständen zu einem übergeordneten politischen Ziel zu erheben. Vielmehr haben unsere Untersuchungen gezeigt, dass in bestimmten Fällen eine fortschreitende Integration Deutschlands mit einigen seiner Nachbarländer nur geringfügige Vorteile für die deutschen Stromverbraucher bringen würde. Der Weg hin zu größerer Marktintegration sollte daher über eine qualifizierte und wirkungsorientierte Analyse führen. Zumindest sollten grundlegende politische Ziele dabei klar definiert werden. Außerdem implizieren unsere Ergebnisse nicht, dass die deutschen Stromversorger per se eine marktbeherrschende Stellung haben. Obwohl dies nicht der Schwerpunkt dieses Berichtes ist, haben wir festgestellt, dass die Stromversorgung in Deutschland vergleichsweise stark fragmentiert ist (siehe SI) und dass das Preisniveau in der Vergangenheit nur selten hoch genug war, um anderen Anbietern Anreiz zu einem Markteintritt zu bieten. Wichtige Indikatoren Für einen gegebenen Zeitpunkt und Ort ist Strom ein homogenes Gut. Als solches sollte Strom, der in einem vollkommen integrierten Markt gehandelt wird, einen einheitlichen Preis haben. Für uns ist die Preishomogenität der wesentliche Indikator dafür, ob zwei Regionen einen vollkommen integrierten Markt bilden. Wie wir später noch näher ausführen werden, müssen die Regionen jedoch nicht vollkommen integriert sein, um aus kartellrechtlicher Sicht einen gemeinsamen Markt zu bilden. Zum Beispiel schließt die Börse für Spotgeschäfte in Deutschland später als in Frankreich. D. h., die regionalen Handelsinstitutionen sind noch nicht vollständig vereinheitlicht. Dementsprechend ist der gehandelte Strom kein homogenes Produkt, sondern ein differenziertes Handelsgut aufgrund der zusätzlichen Informationen (z.b. Windbedingungen oder ungeplante Kraftwerksausfälle), die die beteiligten Parteien möglicherweise in der dazwischen liegenden Zeit erhalten. Dies kann zu unterschiedlichen Preisen führen. Erst die Kopplung der Märkte und die Synchronisation der Börsenschlusszeiten (oder sogar Börsenfusionen) können zu homogenen Preisen führen, wie es bereits in der Nordpool-Region meistens der Fall ist. In solch einem Umfeld ist die Preishomogenität der wesentliche Indikator dafür, ob zwei Regionen einen vollkommen integrierten Markt bilden. Solange die Märkte aber nicht gekoppelt und synchronisiert sind, ist der Day-Ahead-Börsenpreis allein kein geeigneter Indikator für die Bewertung der Marktintegration. Aber welche Indikatoren stehen sonst zur Verfügung? 6

8 Trotz gewisser Hindernisse können internationale Stromanbieter untereinander so großen Wettbewerbsdruck ausüben, dass sie aus kartellrechtlicher Sicht einen integrierten Markt bilden. So sind sich die Anbieter auf einer Spot-Handelsplattform mit etwas früheren Handelsschlusszeiten (z.b. in Frankreich) durchaus bewusst, dass die Kunden auch die Plattform mit den späteren Schlusszeiten (z.b. in Deutschland) nutzen können; gleichzeitig würden sich die Kunden nicht auf den deutschen Spot-Handelsmarkt verlassen, wenn die Preise dort strukturell höher als in Frankreich wären. Solche Wettbewerbsbeziehungen spiegeln sich in gleichgerichteten Bewegungen der Day-Ahead-Preise an den verschiedenen Börsen, wie z.b. Preiskorrelationen, wider. Wenn man davon ausgeht, dass die Preise der Day-Ahead-Börsengeschäfte insbesondere aufgrund bestimmter Unzulänglichkeiten in der Marktausgestaltung Unterschiede aufweisen, so müssten doch Preise, die weniger von der Marktgestaltung abhängig sind, geringere Preisunterschiede aufweisen. Im Gegensatz zum Spot-Börsenhandel findet der Handel von Day-Ahead- Interkonnektorkapazität zeitgleich statt, d.h. dem Handel in verschiedenen Ländern liegen die gleichen Informationen zugrunde. So repräsentieren beispielsweise zum Zeitpunkt der täglichen Auktion der Interkonnektorkapazitäten die Preisunterschiede von Stromprodukten, die außerhalb der Börsen (over the counter, OTC) gehandelt werden, die durchschnittlichen Stundenpreisen, die bei den täglichen Auktionen für grenzüberschreitende Interkonnektorkapazität erzielt werden. 3 Das bedeutet, dass die Stundenpreise von Interkonnektorkapazität ein Maß für die stündliche von den Marktteilnehmern vorgenommene Bewertung der Preisunterschiede zwischen Deutschland und den angrenzenden Ländern sind. Wir verwenden daher die Stundenpreise der Interkonnektorkapazität, um Näherungswerte für jene Preisunterschiede zu erhalten, die durch wirtschaftliche Grundphänomene und nicht durch Schwächen der institutionellen Marktgestaltung bedingt sind. Eine andere Möglichkeit, den Grad der Preishomogenität zwischen Deutschland und seinen Nachbarn zu untersuchen, sind Future Contracts (Terminkontrakte). Diese Produkte sollten nicht von den beschriebenen institutionellen Problemen betroffen sein. Wenn wir die Preisunterschiede auf dem Spotmarkt in erster Linie als eine Konsequenz der beschriebenen (temporären) Schwächen in der Marktausgestaltung betrachten, dann sollten die Unterscheide, die wir auf dem Futures-Markt beobachten, deutlich geringer sein. Aufgrund der Volatilität von Angebot und Nachfrage wird es selbst bei optimal ausgelegten Elektrizitätsnetzen irgendwann zu Engpässen kommen. Bei der Analyse der Marktintegration stellt sich daher eine interessante Frage: Üben ausländische Stromanbieter in einem ausländischen Verbundsystem so viel Druck auf die Anbieter auf dem deutschen Markt (deutsche Anbieter) aus, dass sich eine zu einem bestimmten Zeitpunkt durch eine hypothetische konzertierte Aktion aller deutschen Anbieter ausgelöste Preiserhöhung (SSNIP: small but significant, non-transitory increase in prices) als unprofitabel erweisen würde? Diese Frage muss tatsächlich aus zwei verschiedenen Blickwinkeln gestellt werden. Erstens: Würden die ausländischen Stromanbieter die deutschen Anbieter darin hindern, ihre Preise über das bestehende Niveau hinaus anzuheben, z.b. im Nachgang einer Fusion in Deutschland? Dies wäre sicherlich die richtige Fragestellung, wenn es darum ginge, eine potentielle Fusion zwischen zwei großen deutschen Anbietern zu bewerten. Zweitens könnte man sich fragen, ob der bestehende Grad an Marktintegration hoch genug ist, um (ausreichend) niedrige Preise z.b. in Deutschland herbeizuführen. Diese Frage erscheint sinnvoll, wenn keine Fusion deutscher Anbieter zur Debatte steht. Mit 3 Von RWE bereitgestellte nicht-öffentliche Informationen. 7

9 anderen Worten, würde eine stärkere (und teure) Marktintegration das Preisniveau in Deutschland eher nach unten drücken? Man kann sich aber auch die Frage stellen, ob eine stärkere Marktintegration nicht auch zu einer Anhebung des Preisniveaus in Deutschland führen könnte. Die Entwicklungen auf den europäischen Strommärkten bleiben auf jeden Fall dynamisch. In der Vergangenheit wurden bereits große Anstrengungen unternommen, um eine stärkere Integration der Märkte zu erreichen. Einige wichtige Maßnahmen, wie etwa die Marktkopplung, werden jedoch erst in Zukunft wirksam werden. Daher sollte sich die Untersuchung nicht auf eine statische Betrachtung beschränken, sondern auch zukünftige Entwicklungen und deren Auswirkungen in der nahen Zukunft einbeziehen. Denn selbst wenn die Preise heute noch nicht vollkommen einheitlich sind, sprechen die strukturellen Indikatoren für eine zunehmende Konvergenz in naher Zukunft. Preiskorrelationen und Preiskonvergenz Day-Ahead-Börsenmarktpreise Ein natürlicher Ausgangspunkt für die Untersuchung ist die Auswertung von Daten aus dem Day- Ahead-Börsenmarkt. Diese Daten zeigen, dass die Preise auf dem deutschen Day-Ahead- Börsenmarkt immer noch häufig von den Day-Ahead-Börsenmarktpreisen in den Nachbarländern abweichen. Zum Beispiel wichen die deutschen Preise im Jahr 2008 in 67%, 68% bzw. 63% der Handelsstunden um mehr als 5% von den Preisen in den Niederlanden, Frankreich und Österreich ab. Vergleiche mit anderen Ländern kommen zu ähnlichen Ergebnissen. Auf den ersten Blick scheint dies nicht mit der Vorstellung von integrierten Strommärkten vereinbar zu sein. Doch, wie wir bereits dargelegt haben, spiegeln die Unterschiede in den Preisen der Day-Ahead-Spotbörsen nicht (nur) fehlenden Wettbewerb wider, sondern auch die Tatsache, dass es sich um Handelsgüter handelt, die sich zeitlich und hinsichtlich der institutionellen Rahmenbedingungen unterscheiden. Wie in den vorangehenden Kapiteln erläutert, bestehen zwischen den europäischen Stromanbietern nach wie vor Wettbewerbshindernisse. Gleichzeitig werden aber in naher Zukunft (einige) entscheidende institutionelle Veränderungen wirksam werden. Wir untersuchen daher, ob sich die Hypothese, dass eine Kopplung der Märkte (die 2010 stattfinden wird) stärkere Wettbewerbsbeziehungen offenlegt und zu stärkerer Preiskonvergenz führen werden, durch weitere Daten untermauern lässt. Zunächst betrachten wir hierzu die Preiskorrelationen auf dem Day-Ahead-Börsenmarkt. Entsprechend ging man auch in der SI vor. Auf diese Weise werden, ungeachtet der Preisdifferenzen, einige der Wettbewerbsbeziehungen zwischen Anbietern verschiedener Länder sichtbar, wie zwischen Deutschland und seinen wichtigsten Handelspartnern im Westen und Süden: 8

10 Niederlande: Gegenüber den Werten zum Zeitpunkt der SI, 0,57 (2004) und 0,67 (2005), stiegen die Korrelationen auf 0,85 im Jahr 2008 und 0,91 im Jahr 2009 an. Frankreich: Die hohen Werte zum Zeitpunkt der SI, 0,91 (2004) und 0,85 (2005), verhielten sich weiterhin stabil bei 0,88 im Jahr 2008 und 0,83 im Jahr Österreich: Die hohen Werte zum Zeitpunkt der SI, 0,93 (2004) und 0,88 (2005), verhielten sich weiterhin stabil bei 0,93 im Jahr 2008 und 0,91 im Jahr Die Daten deuten im Fall der Niederlande auf eine deutlich stärkere Marktintegration hin. Bei Frankreich und Österreich bleiben die Korrelationen auf einem hohen Niveau, das bereits in der SI deutlich über dem Durchschnitt lag. 4 Nach diesen Daten bestehen also intensive Wettbewerbsbeziehungen zwischen Deutschland und seinen wichtigsten Handelspartnern. Auch mit der Tschechischen Republik bestehen hohe Preiskorrelationen (2008: 0,91 und 2009: 0,89). Mit der Schweiz, Dänemark, Nordpool, Polen und Schweden bestehen Preiskorrelationen, die ebenfalls auf Wettbewerbsbeziehungen hindeuten - jedoch auf einem niedrigeren Niveau mit Werten zwischen 0,50 und 0,85. Mit Ausnahme von Polen lassen sich die niedrigeren Preiskorrelationen in diesen Ländern durch starke saisonale Effekte und wetterbedingte Fluktuationen bei der Erzeugung von Strom aus Wasserkraft erklären. In diesen Fällen ist zu erwarten, dass Maßnahmen zur Marktkopplung und zum weiteren Ausbau der Interkonnektorkapazitäten zu stärkerer Marktintegration führen werden. Während wir auf dem Day-Ahead-Börsenmarkt keine Preishomogenität feststellen können, deuten die Preiskorrelationen jedoch auf eine Marktintegration hin, insbesondere im Fall der Niederlande, Frankreich und Österreich, den - in Bezug auf das Handelsvolumen - großen Handelspartnern. Im Folgenden soll diese Hypothese weiter untermauert werden. Gleichgerichtete Preisbewegungen werden nämlich häufig auch durch gemeinsame Einflussfaktoren, wie Inputkosten, ausgelöst. In diesem Fall können hohe Preiskorrelationen vorliegen, die nicht durch die Wettbewerbsbeziehungen zwischen angrenzenden Ländern ausgelöst werden, sondern durch gleichgerichtete Bewegungen der Inputkosten. Man spricht in diesem Fall von Scheinkorrelationen. Daher gehen wir in unserer Analyse der Bewegungen der Day-Ahead-Börsenpreise noch einen Schritt weiter. Und zwar untersuchen wir den Zusammenhang der Day-Ahead-Börsenpreise zwischen Deutschland und seinen Nachbarländern mit Hilfe von ökonometrischen Methoden. Wir verwenden hierzu die Kointegrationsmethode, die, wie eine einfache Regression, den Zusammenhang der Preise misst. Die einfache Regressionsmethode weist jedoch einige technische Schwächen auf, die der hier gewählte ökonometrische Ansatz nicht hat. Der Schwerpunkt unserer Analyse lag auf der Betrachtung der Day-Ahead-Börsenpreise zwischen Deutschland und seinen wichtigsten Handelspartnern Niederlande, Frankreich und Österreich. Dies sind unsere Ergebnisse: 4 Zum Vergleich die Korrelationen für Spanien-Frankreich: 0,66 0,71, für Frankreich-Italien: 0,63 0,58 und für Frankreich-Niederlande: 0,07 0,16 (siehe SI, S. 335). Für Frankreich Niederlande haben unsere Berechnungen jedoch für das Jahr 2004 einen Korrelationskoeffizienten von 0.57 (im Gegensatz zu 0,07) ergeben. 9

11 In den Zeitspannen und bestand zwischen den deutschen Preisen und den Preisen in den Niederlanden, Österreich und Frankreich ein statistisch signifikanter Zusammenhang. Folglich handelt es sich bei den zuvor berichteten Ergebnissen nicht um Scheinkorrelationen. Die Ergebnisse unserer Analyse zeigen darüber hinaus, dass die systematischen Preiszusammenhänge zwischen Deutschland und seinen Nachbarn zwischen den Zeiträumen und stärker wurden. Der größte Anstieg war dabei zwischen Deutschland und den Niederlanden zu verzeichnen. Die Ergebnisse dieser Analyse stimmen weitgehend mit den bereits dargelegten Ergebnissen aus der einfachen Betrachtung der Korrelationen der Preise auf den Day-Ahead-Börsenmärkten überein. Beide Untersuchungen zeigen, dass die französischen und österreichischen Preise seit 2005 sehr stark mit den deutschen Preisen korrelieren, während das für die niederländischen Preise erst in letzter Zeit zutrifft. Die Analyse untermauert zudem die Hypothese einer strukturell relevanten Wettbewerbsbeziehung zwischen Deutschland und seinen wichtigsten angrenzenden Handelspartnern Niederlande, Frankreich und Österreich. Wenn man die beiden Zeiträume und mit einander vergleicht, spricht Einiges dafür, dass die in Abschnitt 2 beschriebenen institutionellen Verbesserungen tatsächlich zu intensiverem Wettbewerb zwischen Deutschland und seinen wichtigsten Handelspartnern geführt haben. Angesichts der für die nahe Zukunft in Aussicht gestellten stärkeren Synchronisation der Märkte durch Kopplung der Spotbörsen (CWE Market-Coupling) ist damit zu rechnen, dass der Wettbewerb noch an Intensität zunehmen wird. Preiskonvergenz auf der Grundlage von Interkonnektorpreisen Wir haben bereits oben angeführt, dass die Preise der Day-Ahead-Börsengeschäfte aufgrund bestimmter Schwachstellen in der Marktausgestaltung divergieren können und nicht unbedingt aufgrund von (strukturell) fehlenden Wettbewerbsbeziehungen. Falls dies zutrifft, könnte man im Gegenschluss annehmen, dass Preise, die weniger von der Marktgestaltung abhängig sind, entsprechend ähnlicher sind. Im Gegensatz zum Day-Ahead-Spotbörsenhandel findet der Day-Ahead-OTC-Handel zeitgleich statt, d.h. dem Handel in verschiedenen Ländern liegen die gleichen Informationen zugrunde. Nach unseren Erkenntnissen entspricht zum Zeitpunkt der Auktion der Unterschied der OTC- Preise zwischen zwei Ländern den Stundenpreisen (Auktionsergebnissen) für Interkonnektorkapazität in Richtung des Landes mit dem höheren Preis. Im Gegensatz zu OTC- Preisen sind die Auktionsergebnisse für grenzüberschreitende Interkonnektorkapazitäten öffentlich zugänglich. Wir können daher diese grenzüberschreitenden Interkonnektorpreise - als Maß für die von den Marktteilnehmern vorgenommene stündliche Bewertung des Preisunterschieds zwischen dem deutschen und dem ausländischen Spotmarkt-Preisen als Maß für das deutsche Preisniveau in Beziehung setzen. Der Koeffizient gibt näherungsweise den prozentualen Preisunterschied zwischen Deutschland und einem Nachbarland an, die durch wirtschaftliche Grundphänomene und nicht durch Schwächen der Marktgestaltung bedingt ist. Bezüglich der wichtigsten westlichen und südlichen Handelspartner haben wir folgende Erkenntnisse gewonnen: 10

12 Niederlande: Nach den Ergebnissen der Interkonnektorauktionen haben die Preisunterschiede im Jahr 2006 in 46% aller Stunden die 5%-Marke überschritten; im Jahr 2009 lag der Vergleichswert bei nur 12% aller Stunden. Frankreich: Nach den Ergebnissen der Interkonnektorauktionen haben die Preissunterschiede im Jahr 2006 in 45% aller Stunden die 5%-Marke überschritten; im Jahr 2009 lag der Vergleichswert bei nur 29% aller Stunden. Österreich kann als Benchmark dienen, denn hier gab es in den Jahren seit der Liberalisierung des Strommarktes kaum Engpässe in der Interkonnektorkapazität. Nach den Ergebnissen der Interkonnektorauktionen haben die Preisunterschiede zwischen 2006 und 2009 fünf Prozent praktisch in keiner Stunde überschritten. 5 Die Preisunterschiede, die anhand der Ergebnisse der Interkonnektorauktionen bestimmt und von (einigen) Verzerrungen aufgrund von Schwachstellen bei der Marktausgestaltung bereinigt wurden, lassen auf eine deutlich stärkere Preiskonvergenz schließen als die Daten des Day- Ahead-Börsenmarktes es nahelegen. Tatsächlich würden die genannten Zahlen für das Jahr 2009 in dem weit überwiegenden Teil der Stunden für integrierte Märkte sprechen. Die Daten deuten auch im Fall der Tschechischen Republik auf eine ausgeprägte Preiskonvergenz hin. Hier ging der Anteil der Stunden mit Preisdifferenzen von über 5% von 47% im Jahr 2006 auf 8% im Jahr 2008 zurück. Im Jahr 2009 stieg der Wert allerdings wieder bis auf 32% an. Zwischen Deutschland und Polen sowie Dänemark-West ist der Anteil der Streuungen von mehr als 5% mit 62 bis 68% aller Stunden nach wie vor recht hoch. Zwischen Deutschland und der Schweiz ist für den Zeitraum ein Anstieg zu verzeichnen. Preiskonvergenz auf der Grundlage von Futures-Preisen Eine andere Möglichkeit, den Grad der Preishomogenität zwischen Deutschland und seinen Nachbarn zu untersuchen, sind Future Contracts (Terminkontrakte). Futures mit einer Laufzeit von einem Jahr (Year-Ahead Futures) reagieren weniger sensibel auf kurzfristige und außergewöhnliche Einflüsse, insbesondere auf solche, die von den Spotmärkten zu unterschiedlichen Zeiten aufgenommen werden. Die Entwicklung auf dem Futures-Markt zeigt daher die strukturellen und dauerhaften Unterschiede der Angebots- und Nachfragebedingungen auf, und nicht die kurzfristigen Verzerrungen der Preise auf dem Day-Ahead-Spotmarkt (eigene Übersetzung): Während die Preise der Terminkontrakte in erster Linie durch die in der Zukunft erwarteten Rahmenbedingungen von Angebot und Nachfrage beeinflusst werden bzw. beeinflusst werden sollten, werden die Spot-Preise durch die Konsequenzen dieser Rahmenbedingungen bestimmt (SI 374). Wir sagen hier nicht, dass die Homogenität bei den Futures allein ein hinreichender Indikator für eine wirkliche Integration der Strommärkte ist. Doch liefern sie Informationen über die erwarteten systematischen Unterschiede, die nicht durch grenzüberschreitenden Handel ausgeglichen werden können. Ebenso zeigen sie das Fehlen solcher Unterschiede an. Wenn die Marktteilnehmer zum Beispiel erwarten, dass die Interkonnektorkapazität nicht ausreicht, um 5 Über Österreich liegen uns keine Preisinformationen vor; wir legen die Annahme zugrunde, dass die Preisdifferenzen immer gleich Null waren. 11

13 kurzfristige Day-Ahead-Spotmarktpreise auszugleichen, wird es immer dann Preisunterschiede bei den Futures geben, wenn das Preisniveau auf dem deutschen Spotmarkt grundsätzlich als höher eingeschätzt wird als in dem Nachbarland. Andererseits deuten gleiche Preisniveaus bei den Futures darauf hin, dass die Beteiligten nicht mit grundsätzlichen, systematischen Differenzen rechnen. Daten über Futures liegen für Deutschland und die angrenzenden Länder Niederlande, Frankreich, Tschechische Republik und Nordpool vor. Dies sind die von uns gewonnenen Ergebnisse: Im Jahr 2009 divergierten die niederländischen, französischen und tschechischen Grundlast-Futures in weniger als 1,3%, 11% bzw. 13% aller Fälle um mehr als 5% von den deutschen Futures. Dagegen divergierten die Nordpool-Futures in 100% aller Fälle um mehr als 5% von den deutschen Futures. Im Jahr 2009 divergierten die niederländischen, französischen und tschechischen Spitzenlast-Futures in allen Fällen um nicht mehr als 5%. Dagegen divergierten die Nordpool-Futures in 100% aller Fälle um mehr als 5% von den deutschen Futures. Die jüngsten vorliegenden Daten deuten auf nur geringfügige Preisunterschiede zwischen Deutschland, den Niederlanden, Frankreich und der tschechischen Republik hin. Tatsächlich sind die Preisunterschiede in mehr als 85% aller Fälle (Tage) so gering, wie man sie im Allgemeinen in integrierten Märkten erwarten würde. Die Unterschiede in Bezug auf die skandinavischen Preise sind auf die dortige kostengünstigere Herstellung von Strom aus Wasserkraft zurückzuführen. Doch selbst bei den Futures der Nordpool-Region haben wir festgestellt, dass die Preise stark mit denen der deutschen Futures korrelieren. Allerdings treten die geringen Preisunterschiede der Futures vor allem im Jahr 2009 auf und sind damit noch ein recht junges Phänomen. Die für das Jahr 2009 gewonnenen Erkenntnisse sind jedoch ermutigend. Tests zur Feststellung des Wettbewerbsdrucks durch ausländische Anbieter Preiskorrelationen und konvergenzen liefern einen indirekten Beleg dafür, ob bestimmte Regionen (oder Produkte) zu denselben oder verschiedenen Märkten gehören. Diese Informationen eignen sich insbesondere, um einen ersten Eindruck über die Wettbewerbsbeziehungen bestimmter Regionen zu gewinnen. Preiskorrelationen und Preisdifferenzen allein liefern häufig aber keinen eindeutigen Nachweis darüber, ob die Anbieter in zwei Regionen (oder von zwei Produkten) hinreichenden Wettbewerbsdruck aufeinander ausüben, um sie einem gemeinsamen (kartellrechtlichen) Markt zuordnen zu können. Diese Frage muss tatsächlich aus zwei verschiedenen Blickwinkeln gestellt werden. Erstens: Würden die ausländischen Stromanbieter die deutschen Anbieter darin hindern, ihre Preise über das bestehende Niveau hinaus anzuheben, z.b. bei einer Fusion aller in Deutschland aktiven Anbieter? Dies wäre sicherlich die richtige Fragestellung, wenn es darum ginge, eine potentielle Großfusion zwischen deutschen Anbietern zu bewerten. Dies würde der Frage eines klassischen, in Wettbewerbsverfahren häufig verwendeten, SSNIP-Tests entsprechen. Zweitens könnte man sich fragen, ob der bestehende Grad der Marktintegration hoch genug ist, um (ausreichend) niedrige Preise z.b. in Deutschland herbeizuführen. Diese Frage erscheint 12

14 sinnvoll, wenn keine Fusion nationaler Anbieter zur Debatte steht. Mit anderen Worten, würde eine stärkere (und teuere) Marktintegration das Preisniveau in Deutschland eher weiter drücken? Wir glauben, dass es wichtig ist, die Frage aus beiden Richtungen zu stellen, denn in der öffentlichen Diskussion werden häufig beide Fragestellungen miteinander vermischt. Eine klare Trennung erscheint jedoch unerlässlich, um daraus sinnvolle politische Schlussfolgerungen ziehen zu können: Ist zum Beispiel eine Ausweitung der Interkonnektorkapazität notwendig, um zum gegenwärtigen Zeitpunkt eine Senkung der Preise zu erzielen oder um mögliche kartellrechtliche Bedenken angesichts einer stärkeren Konzentration, z.b. in Deutschland, auszuschalten? Wir führen den klassischen SSNIP-Test unter der Annahme einer perfekten Marktausgestaltung durch und betrachten dabei ausschließlich die Interkonnektorkapazität als potenziellen Engpass. Dies tun wir aus drei Gründen. Erstens, wie noch genauer ausgeführt wird, löst diese Annahme zahlreiche messtechnische Probleme. Zweitens gelten unzureichende Interkonnektorkapazitäten als Haupthindernis eines integrierten Marktes. Diesem Sachverhalt trägt die angewandte Methodik Rechnung. Drittens ist die Ausgestaltung des Marktes in der Vergangenheit sehr schnell vorangekommen, und sie wird sich in naher Zukunft weiter verbessern. Die Analyse trägt dieser Dynamik Rechnung und geht gezielt auf die Hindernisse ein, die wahrscheinlich auch noch in einigen Jahren bestehen werden. Schließlich ist noch darauf hinzuweisen, dass alle Analysen solche Preisunterschiede unterstellen, wie sie sich auf Grundlage der Interkonnektorpreise (s.o.) ergeben und nicht - aus den bereits dargelegten Gründen auf Grundlage der Day-Ahead- Börsenmarktpreise. Bei den Analysen betrachten wir das Jahr 2008, das jüngste Jahr, von dem für den ganzen Jahresverlauf Daten vorliegen. Um auf die erste Frage zurückzukommen: Wir vergleichen das Niveau der deutschen (Stunden)- Preise mit dem Niveau der (Stunden-)Preise der angrenzenden Verbundländer. Wenn die deutschen Preise vor einer Preiserhöhung von 5-10% unter denen des angrenzenden Landes liegen, danach jedoch darüber, unterstellen wir zwei Konsequenzen. Erstens werden deutsche Anbieter nach der Preiserhöhung keinen Strom in das angrenzende Land liefern können und einen entsprechenden Mengenverlust im Ausland hinnehmen müssen. Zweitens werden nun die Anbieter des angrenzenden Landes Strom nach Deutschland liefern und deutsche Anbieter werden einen weiteren Mengenverlust im Inland hinnehmen müssen. Dabei entspricht der angenommene Mengenverlust im Ausland und im Inland der durchschnittlich zur Verfügung gestellten Exportund Importkapazität (Net-Transfer-Capacity, NTC). Den deutschen Anbietern geht die Summe dieser Mengen also bei einer 5 10%-igen Preissteigerung verloren. Durch Wiederholung dieser Schritte für jedes Nachbarland 6 berechnen wir den potenziellen tatsächlichen Mengenverlust, den deutsche Anbieter bei einer Preiserhöhung von 5 10% erfahren würden. Schließlich untersuchen wir, ob der tatsächliche potenzielle Mengenverlust den kritischen Mengenverlust, der die betreffende Preiserhöhung unprofitabel machen würde, übersteigt. In diesem Fall würden die ausländischen Anbieter die deutschen Anbieter daran hindern, ihre Preise zu erhöhen. Daher sollten die Märkte (aus deutscher Sicht) über nationale Grenzen hinaus abgegrenzt werden. Aus unserem bevorzugten Modellszenario ergibt sich Folgendes: Im Jahr 2008 wäre eine von allen deutschen Anbietern vorgenommene 10%-ige Preiserhöhung bei 29% aller Stunden unprofitabel gewesen. 6 Wir sind uns bewusst, dass NTC-Kapazität nicht einfach addiert werden kann und dass wir in dem Maße, in dem wir große Mengen NTC hinzufügen, den Stromfluss nach Deutschland möglicherweise überbewerten. Er dient daher nur als eine grobe Schätzung. 13

15 Im Jahr 2008 wäre eine von allen deutschen Anbietern vorgenommene 5%-ige Preiserhöhung bei 50% aller Stunden unprofitabel gewesen. Aus diesen Ergebnissen lässt sich ableiten, dass Deutschland bereits so stark integriert ist, dass ausländische Anbieter in der Hälfte aller Stunden alle deutschen Anbieter von einer 5%-igen Erhöhung der Preise abhalten würden. Eine Preiserhöhung auf 10% wäre immer noch in etwa einem Drittel aller Stunden unprofitabel. Allerdings wurden diese Zahlen aus einer Ex-Post- Analyse abgeleitet, d.h. das Marktergebnis ohne Preiserhöhung wird als bekannte Größe unterstellt. Da die Marktteilnehmer das Marktergebnis (ohne Preiserhöhung) aber tatsächlich nicht vorhersagen können, müssen sie entsprechend ihrer Erwartungen über die erwartete Profitabilität der Preiserhöhungen handeln. Dabei wird die erwartete Profitabilität der Preiserhöhungen niedriger sein als die oben genannten Werte: Bei einem unbekannten Marktergebnis werden sich einige der als profitabel eingeschätzten Preiserhöhungen im Nachhinein (ex post) als unprofitabel erweisen. Jedenfalls muss die allgemeine Aussage, dass die Regionen als unzureichend integriert erscheinen relativiert werden: Häufig reichen Stromgroßhandelsmärkte aus kartellrechtlicher Sicht über nationale Grenzen hinaus. Dennoch sind die Interkonnektorkapazitäten nicht ausreichend, um eine konzertierte Aktion aller deutschen Anbieter (als ein hypothetischer Monopolist oder als Ergebnis einer Fusion) unter allen Umständen zu vereiteln. Eine potentielle Großfusion in Deutschland sollte nicht alleine aufgrund der Tatsache, dass die Märkte über nationale Grenzen hinausreichen, genehmigt werden, sondern muss einer Wettbewerbsanalyse unterzogen werden. Dieses Ergebnis bedeutet weder, dass es auf dem deutschem Markt marktbeherrschende Anbieter gibt (denn bei gleich großen Anbietern wäre das Ergebnis das gleiche), noch, dass bei einer Ausweitung der Interkonnektorkapazitäten die Großhandelspreise für Strom in Deutschland automatisch fallen würden. Tatsächlich können niedrige Preise das Ergebnis fehlender Marktintegration sein. Um dies zu illustrieren, nehmen wir an, dass die deutschen Preise stets um mehr als 5% unter den Preisniveaus der angrenzenden Länder liegen. Dann würde eine Erhöhung der heimischen Preise um 5% durch ein hypothetisches Monopol ausländischen Anbietern noch keinen Anreiz bieten Strom nach Deutschland zu liefern. Die Erhöhung wäre damit durchweg profitabel. In solch einer Situation würde ein voll integrierter Markt mit vollständiger Preiskonvergenz wahrscheinlich zu höheren Preisen führen. Die letztgenannte Beobachtung ist Thema unserer zweiten Untersuchung, in der wir unter der Annahme unbegrenzter Interkonnektorkapazitäten die hypothetische, maximale Preissenkung in Deutschland bestimmen wollen. Wir nehmen vereinfachend an, dass in den Fällen, in denen der deutsche Preis den Preis eines angrenzenden Landes übersteigt (unter Maßgabe der Interkonnektorpreise), eine unbegrenzte Verfügbarkeit von Importkapazität zu einer Senkung des deutschen Preises um 50% der Preisdivergenz führen würde und entsprechend umgekehrt. 7 Anschließend berechnen wir die wahrscheinlich mögliche Preissenkung, die durch die unbegrenzte Verfügbarkeit von Interkonnektorkapazität möglicherweise erreicht werden kann. Für die wichtigen westlichen und südlichen Handelsländer haben die Berechungen folgende Werte ergeben: 7 Hierbei wird angenommen, dass die Angebots- und Nachnahmefunktionen in Deutschland und seinen angrenzenden Ländern linear sind und die gleiche Steigung haben. Wenn die Nachfragekurven in Deutschland und dem Nachbarland linear wären und die gleiche Steigung hätten, die Angebotskurve in Deutschland aber zum Beispiel eine größere Steigung hätte als in dem Nachbarland, dann würde der deutsche Preis um mehr als 50% fallen (und umgekehrt). In manchen Fällen wird Deutschlands Angebotskurve eine größere, in manchen Fällen eine geringere Steigung haben als das angrenzende Land. Auch die Gesamtkapazitäten spielen eine wichtige Rolle, da die Steigungen an der Kapazitätsgrenze praktisch unendlich werden. Ohne genaue Kenntnis der zugrundeliegenden Angebotskurven erscheint es sinnvoll anzunehmen, dass die Nachfragekurven, im Durchschnitt betrachtet, gleiche Steigungen aufweisen. 14

16 Niederlande: Im Jahr 2008 hätte unbegrenzte Interkonnektorkapazität in nur 1,5% der Stunden zu einer Senkung der deutschen Wettbewerbspreise geführt; die durchschnittliche Senkung der deutschen Wettbewerbspreise hätte in diesen Stunden bei 0,1% gelegen. Frankreich: Im Jahr 2008 hätte unbegrenzte Interkonnektorkapazität in 33% der Stunden zu einer Senkung der deutschen Wettbewerbspreise geführt; die durchschnittliche Senkung der deutschen Wettbewerbspreise hätte in diesen Stunden bei 2,1% gelegen. Österreich: Aufgrund der Tatsache, dass keine Kapazitätsengpässe bestehen, hätte zusätzliche Interkonnektorkapazität keine Auswirkungen auf die Preise in Deutschland. In Bezug auf die Schweiz und die Tschechische Republik würde der maximale potenzielle Preisrückgang 0,1% bzw. 2,4% betragen. Eine Ausweitung der Interkonnektorkapazitäten mit Polen und Dänemark-West hätte möglicherweise einen größeren Effekt. Die Preise in Deutschland könnten in diesen Fällen um bis zu 12% bzw. 6,6% fallen. Die genannten Ergebnisse setzen voraus, dass das Ausmaß der Preissenkungen in Deutschland aufgrund größerer (unbegrenzter) Interkonnektorkapazitäten in Abhängigkeit von der Produktionskosteneffizienz ausfällt. Das heißt, bei der Analyse wird davon ausgegangen, dass es keine (zusätzlichen) Preissenkungen aufgrund von Wettbewerbseffekten gibt. Diese Annahme deckt sich mit den weiter unten beschriebenen Ergebnissen, nach denen das Niveau der Preise in Deutschland bereits heute zu niedrig ist, um neue Markteintritte zuzulassen. Das Preisniveau in Deutschland scheint die langfristigen Wettbewerbspreise damit nicht zu übersteigen. Die Ergebnisse legen nahe, die allgemeinen Forderungen nach mehr Interkonnektorkapazitäten zu hinterfragen. Mehr Interkonnektorkapazitäten zu den Niederlanden, der Schweiz und Österreich würden kaum zu Preissenkungen in Deutschland führen. Der Zusatznutzen aus einer Ausweitung der Kapazitäten mit Frankreich und der Tschechischen Republik sollten einer sorgfältigen Kosten-Nutzen-Analyse unterzogen werden. Insgesamt stellen wir fest, dass ein Mehr an Interkonnektorkapazität vielfach nicht zu einer Senkung der Preise in Deutschland führt. Wie die nachfolgenden Analysen zeigen, könnten die Preise allerdings auch steigen. Die oben beschriebene Analyse bezieht sich auf das Maß der potenziellen Preissenkungen in Deutschland aufgrund unbegrenzter Interkonnektorkapazität. Betrachtet wurden daher die Stunden, in denen die Preise in Deutschland die ausländischen Preise überstiegen. Umgekehrt und als Referenzpunkt kann man ebenso die potenzielle maximale Preissteigerung in Deutschland aufgrund unbegrenzter Interkonnektorkapazität betrachten. Hierzu betrachten wir alle Stunden, in denen der Preis in Deutschland unterhalb des Preises in einem Nachbarland lag und bestimmen die potenzielle Preissteigerung in Deutschland näherungsweise als 50% der Preisdivergenz gegenüber dem Nachbarland. Dies hat zu folgenden Ergebnissen geführt: Niederlande: Im Jahr 2008 hätte unbegrenzte Interkonnektorkapazität in 98% der Stunden zu einer Erhöhung der deutschen Wettbewerbspreise geführt; die durchschnittliche Steigerung der deutschen Wettbewerbspreise hätte in diesen Stunden bei 5,0% gelegen. 15

17 Frankreich: Im Jahr 2008 hätte unbegrenzte Interkonnektorkapazität in 64% der Stunden zu einer Erhöhung der deutschen Wettbewerbspreise geführt; die durchschnittliche Steigerung der deutschen Wettbewerbspreise hätte in diesen Stunden bei 5,6% gelegen. Österreich: Aufgrund der Tatsache, dass keine Kapazitätsengpässe bestehen, hätte zusätzliche Interkonnektorkapazität keine Auswirkungen auf die Preise in Deutschland. Hinsichtlich der Kapazitäten im Verbund mit der Schweiz, Dänemark-West und Polen könnte der potenzielle Preisanstieg in Deutschland bei 11%, 7,2% bzw. 4,2% liegen. Gegenüber der Tschechischen Republik sind die potenziellen Preissteigerungen in Deutschland vernachlässigbar. Diese Erkenntnisse werfen Zweifel auf, ob eine vollständige Marktintegration und (teure) Interkonnektorkapazitäten unter allen Umständen das geeignete Mittel zum Zweck sind. Auch hier ist eine differenziertere Betrachtungsweise angeraten. Die Vorteile müssen den Investitionskosten gegenübergestellt werden, wobei auch andere mögliche Engpässe (wie Netztopologie) und sonstige Optionen (wie die Ausweitung der Produktionskapazitäten) betrachtet werden müssen. Der makroökonomische Nutzen einer Strompreiskonvergenz muss in Relation zu den Investitionskosten für neue grenzüberschreitende Interkonnektorkapazitäten gesetzt werden. Außerdem würde die Ausweitung der grenzüberschreitenden Interkonnektorkapazität allein noch nicht zu einer Zunahme der kommerziellen, grenzüberschreitenden Stromflüsse führen, denn diesen stehen diverse technische Hindernisse (Ringflüsse, Sicherheitsmargen, Engpässe in der dahinterliegenden nationalen Netztopologie, vorrangige Nutzung von erneuerbaren Energien) entgegen. Letztlich muss die Schaffung neuer grenzüberschreitender Kapazitäten auch anderen möglichen Optionen (z.b. Ausweitung der Produktionskapazitäten) gegenüber gestellt werden. Investitionsanreize und Marktmacht Neben dem Grad der Marktintegration befasst sich die Untersuchung der Europäischen Kommission auch mit der potentiellen Marktbeherrschung nationaler Stromanbieter. Insbesondere wird auf die Folgen von hohen Preis-Kosten-Margen und strategischem Kapazitätsabbau hingewiesen. Im Zusammenhang mit dem Kapazitätsabbau stellt die SI bezüglich der deutschen Anbieter Folgendes fest (eigene Übersetzung): Es ist bemerkenswert, dass die Gesamterzeugungskapazität der vier großen deutschen Erzeuger zwischen 2000 und Anfang 2005 um 2149 MW zurückgegangen ist (960 MW neue Kapazitäten gegenüber 3109 MW abgebauten Kapazitäten). Grund für eine Außerbetriebnahme kann das Alter eines Kraftwerks oder der Bedarf eines Betreibers an neuen Anlagen sein. Hierbei hat sich in den vorangehenden Jahren gezeigt, dass Betreiber zwar einige neue Kraftwerke in Betrieb genommen haben, dass diese neu hinzugewonnenen Kapazitäten unterm Strich jedoch geringer waren als die stillgelegten Kapazitäten. Es kann davon ausgegangen werden, dass dieser Rückgang an Gesamtkapazität eine nachteilige Wirkung auf das Verhältnis von Angebot und Nachfrage hatte. Der Großteil des Kapazitätsrückgangs (2679 MW) wurde durch die Stilllegung von Kraftwerken mit niedrigen variablen Kosten erzielt (445). In dem hier betrachteten Zusammenhang kann dieser Auszug aus dem Untersuchungsbericht auch so (miss-)verstanden werden, dass die deutschen Anbieter vorhandene, billige Kapazitäten abgebaut hätten, um ihre Strompreise anzuheben und ihre Gewinne zu steigern. Eine genauere Untersuchung hat jedoch gezeigt, dass Ursache und Wirkung möglicherweise anders gelagert 16

18 sind: Bei den vorherrschenden Preisniveaus hätten sich umfangreiche Investitionen in neue Kraftwerke häufig nicht gelohnt. Sodann sinken die Kapazitäten, wenn die alten Kraftwerke das Ende ihre Lebensdauer erreichten. Nach unseren Erkenntnissen bewerten die Stromanbieter die Wirtschaftlichkeit neuer Kraftwerke auf der Grundlage zukünftiger Einsatzkosten (Futuresmarktpreise für Brennstoffe und Emissionszertifikate) sowie den Betriebs- und Kapitalkosten, umgelegt auf die angenommenen Erzeugungsmengen. Wir betrachten aus Gründen der Vergleichbarkeit und Datenverfügbarkeit nur Year-Ahead Einsatzkosten und Preise. Auf dieser Grundlage werden die durchschnittlichen zukünftigen Kosten den zukünftigen Strompreisen gegenübergestellt. Zu Futures-Preisen liegen uns nur Daten ab dem Jahr 2005 vor. Die Auswertung der Daten hat Folgendes ergeben: Unter Berücksichtigung der Year-Ahead-Futures war die durchschnittliche Gesamtmarge für ein neues Steinkohlekraftwerk (hoher Investitionsaufwand (Capex) und niedrige variable Kosten) in dem Zeitraum von 2005 bis 2009 (mit Ausnahme des Jahres 2007) negativ. Unter Berücksichtung der Year-Ahead-Futures war die durchschnittliche Gesamtmarge für ein neues GuD-Kraftwerk (niedrige Capex und hohe variable Kosten) in den Jahren 2005 bis 2007 negativ und in den Jahren 2008 und 2009 positiv. Negative Margen, so sie denn fortbestehen, können als Erklärung dienen, warum stillgelegte Kraftwerke nicht durch neue ersetzt wurden. All dies deutet nicht auf überhöhte Großhandelspreise hin. Solange Kapazitätserweiterungen ihre Kapitalkosten nicht erwirtschaften, schrumpft die Nettokapazität. Das Angebot muss erst so knapp werden, dass mit den Knappheitsrenten auch die Kapitalkosten der Kapazitätserweiterungen gedeckt werden können. Nach unseren Untersuchungen geschah dies nur im Fall der durch niedrige Capex gekennzeichneten Gaskraftwerke und nur in den letzten beiden Jahren (2008 und 2009). 17