Zusammenfassung Durch das Auftreten negativer Preise ist eine Debatte über Mängel im aktuellen Design des deutschen Strommarktes entstanden. Wir zeigen, dass negative Preise nicht ausschließlich auf die Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien zurückzuführen sind und sich zudem wohlfahrtsfördernd auswirken. Ein Wohlfahrtsverlust entsteht dagegen durch die Vorrangregelung für Erneuerbare Energien, die auch dann zur Produktion anreizt, wenn die Produktionskosten den Marktpreis -und damit den Wert des erzeugten Stroms -überschreiten. Als politische Handlungsempfehlung regen wir eine Abschaffung dieser Regelung in Verbindung mit einer Modifizierung der Einspeisevergütung an. Dabei werden die Erzeuger von Strom aus Erneuerbaren Energien nicht schlechter gestellt, und die gesamtgesellschaftliche Wohlfahrt steigt. Negative Electricity Prices and the Priority of Renewable Energy SourcesAbstract With the appearance of negative prices a discussion about flaws in the design of the German electricity market arose. We show that negative prices are not only due to the integration of electricity from renewable energy sources. Negative prices can actually increase welfare. Yet, a loss of welfare does arise because of the priority feed-in of these sources. They are inclined to deliver energy even when the cost of production exceeds the market price, i.e. the electricity's value. We suggest to remove the priority feed-in com-
The aim of this paper is to develop a methodology for measuring the exercise of potential market power in liberalized electricity markets. We therefore investigate producer behavior in the context of electricity pricing with respect to fundamental time-dependent marginal cost (TMC), i.e. CO 2 -and fuel cost. In doing so, we do not -in contrast to most current approaches to market power investigation -rely on an estimate of the entire generation cost, which inevitably suffers from the lack of appropriate available data. Applying an analytical model of a day-ahead electricity market, we derive work-on rates, which provide information about the impact of TMC variations on electricity prices in the market constellations of perfect competition, quasi-monopoly and monopoly. Comparing these model-based work-on rates with actual work-on rates, estimated by an adjusted first-differences regression model of German power prices on the cost for hard coal, natural gas and emission allowances, we find evidence of the exercise of market power in the period 2006 to 2008. However, our results reveal that German market competitiveness increases marginally. We confirm our results by simulating a TMC-driven diffusion model of futures power prices estimated by maximum-likelihood. AcknowledgementWe gratefully acknowledge the Deutsche Forschungsgemeinschaft (DFG = German Research Foundation) for financial support.
Wissenschaftliche Mitarbeiter am Lehrstuhl für Volkswirtschaftstheorie, Universität Münster, gefördert durch die Deutsche Forschungs gemeinschaft (DFG) Universitätsstraße 14-16 48143 Münster Abstract Dieser Artikel befasst sich mit dem Investitionsdilemma in der Stromerzeugung, welches in unzureichend ausgestalteten liberalisierten Strommärkten zu einem gesamtwirtschaftlich unerwünscht geringen Niveau an Versorgungssicherheit führt. Die originären Ursachen im deutschen Strommarkt liegen in einer eingeschränkten Schadenersatzpflicht der Lieferanten im Falle eines kapazitätsbedingten Stromausfalls und in der zeitlichen Differenz zwischen letzter Handelsmöglichkeit und Lieferung. Letzteres verhindert ein jederzeitiges individuelles Glattstellen von unerwartet auftretenden Ein-bzw. Ausspeiseänderungen. Des Weiteren führen Faktoren wie die fehlende Partizipation der Endverbraucher am Großhandelsmarkt, die nur undifferenziert mögliche Abschaltung von Endverbrauchern oder time lags durch lange Bau-und Genehmigungszeiten von Erzeugungskapazitäten in Verbindung mit über lange Zeiträume nicht versicherbaren Risiken bezüglich Brennstoff-, CO 2 -Zertifikate-und Strompreisen zu einer Verschärfung der Problematik. Sinnvolle Lösungsansätze sind zum einen die Erhöhung der Intraday-Handelsliquidität zur Verbesserung der Markträumungsfunktion bis möglichst kurz vor Stromlieferung, was z. B. durch eine Förderung der Direktvermarktung Erneuerbarer Energien erreicht werden kann. Zum anderen trägt ein verstärkter Ausbau von smart metern bei Endverbrauchern zu einer höheren Versorgungssicherheit bei, da dies die Glättung von Lastspitzen und die Artikulation der tatsächlichen Zahlungsbereitschaft von Endverbrauchern am Großhandelsmarkt ermöglicht.
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