Ausgestaltung von Regelenergieauktionen - wiwi.uni
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Effiziente Ausgestaltung von Regelenergieauktionen zur Verringerung der Netznutzungsentgelte Dipl. Volkswirt Tim Wawer Westfälische-Wilhelms-Universität Münster Lehrstuhl für Volkswirtschaftstheorie Universitätsstr. 14-16 48143 Münster Deutschland [email protected] -1- 1. Einleitung Die Handelszone Deutschland ist in vier Regelzonen unterteilt, in denen jeder Übertragungsnetzbetreiber für die Dienstleistungen zur Bereitstellung von Energie zuständig ist. Dieses beinhaltet neben Ausbau und Erhalt des Netzes auch den Betrieb, der aus Frequenzhaltung, Spannungshaltung und dem Ausgleich von kurzfristigen Fahrplanabweichungen besteht. Eine Regulierung des natürlichen Monopols, dem Netz, ist erforderlich, um Wettbewerb in den vor- und nachgelagerten Märkten zu ermöglichen. Auf der vorgelagerten Stufe, der Erzeugung in Kraftwerken, ist Wettbewerb grundsätzlich möglich. Die Bereitstellung von Regelenergie für den Netzbetrieb ist somit als Schnittstelle zwischen dem wettbewerblichen und dem monopolistischen Bereich zu sehen. Insbesondere im Zusammenhang mit der Ausweitung der Stromerzeugung aus regenerativen Energien ist die Frage nach den Kosten für Regelenergie in den Blickpunkt geraten, da die dargebotsmäßige Erzeugung zu stochastischen Abweichungen führt, die Regelenergie erforderlich machen. Die Struktur eines vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmens mit einer rechtlichen und/oder organisatorischen Entflechtung erfordert nicht nur eine Regulierung der Durchleitungsgebühren, sondern auch der Systemdienstleistungen, die für die Nutzung des Netzes in Anspruch genommen werden müssen. Der Eigentümer und Betreiber des Netzes muss einen diskriminierungsfreien Zugang ermöglichen und die Kosten für den Netzbetrieb möglichst gering halten. In der deutschen Variante mit vier vertikal integrierten Übertragungsnetzbetreibern (eon, EnBW, RWE, Vattenfall Europe), die gleichzeitig einen Großteil der Kraftwerksleistungen besitzen, besteht das Potenzial durch überhöhte Netznutzungsentgelte und Diskriminierung von neuen Anbietern den Wettbewerb zu unterminieren. Durch überhöhte Regelenergiepreise werden Quersubventionierungspotenziale geschaffen, die den vier Verbundunternehmen erhebliche Wettbewerbsvorteile verschaffen könnten und Newcomern auf den verschiedenen Stufen den Markteintritt erschweren. Seit dem 1. Februar 2001 kommt RWE den Auflagen des Bundeskartellamtes nach und beschafft Regelenergie am liberalisierten Markt. Diesem Beispiel sind alle deutschen ÜNB gefolgt und beschaffen ihre Regelenergie elektronisch mit automatischer Prozessabwicklung. Die hierfür verwendeten Auktionsmechanismen können unterschiedlich ausgestaltet werden. Die Folgen unterschiedlicher Mechanismen sollen anhand strategischer Überlegungen verdeutlicht werden, um abschließend mithilfe der empirischen Daten Empfehlungen für die Ausgestaltung der Regelenergiemärkte zu geben. 2. Regel- und Ausgleichsenergie Eine Besonderheit von Elektrizität ist, dass die Erzeugung und der Verbrauch zeitgleich erfolgen müssen, da es keine ökonomisch sinnvollen Verfahren gibt, um größere Strommengen zu speichern. Auch wenn die Erzeuger und Händler versuchen, die Nachfrage möglichst genau zu prognostizieren, kommt es innerhalb einer Regelzone zu Abweichungen zwischen der eingespeisten und der entnommenen Menge. Sofern der Regelzonensaldo (Entnahme - Einspeisung) nicht ausgeglichen ist, muss dieser durch den ÜNB wieder in das Gleichgewicht gebracht werden. Je nach Dauer der Abweichungen setzt er hierfür unterschiedliche Regelenergiequalitäten ein, wobei die Reaktionsschnelligkeit das wichtigste Qualitätsmerkmal ist. Reservearten mit hoher Qualität werden im Zeitablauf durch jene mit geringerer Qualität, also einer langsameren Reaktionszeit, substituiert. Diese Substitution ist -2- erforderlich, damit die Kapazitäten der jeweils höheren Qualität wieder zur Verfügung stehen, um weitere potenzielle Ungleichgewichte zu korrigieren. Des Weiteren ist sie aus ökonomischer Sicht sinnvoll, da Regelenergie mit geringerer Qualität i.d.R. günstiger zu beschaffen ist als solche mit hoher Qualität. Die Reserve mit der höchsten Qualität und einer unmittelbaren Reaktionszeit ist die Sekundenreserve, die zur Primärregelung eingesetzt wird. Die Frequenz des Netzes wird durch den Netzbetreiber innerhalb eines Frequenzbereiches (Primärregelband) automatisch gesteuert. Die hierfür eingesetzte Sekundenreserve wird dezentral im gesamten UCTEVerbund überwiegend von Dampfkraftwerken vorgehalten. Sie wird unmittelbar nach einer Störung aktiviert und kann innerhalb von 30 Sekunden linear auf eine Leistung von 3000 MW gesteigert werden, so dass der Ausfall von zwei Grenzleistungsblöcken mit einer Leistung von je 1500 MW kurzfristig kompensiert werden kann. Die von jeder Regelzone vorzuhaltende Leistung wird jährlich anhand der Nettostromerzeugung des Vorjahres ermittelt. Aufgrund des dezentralen Charakters der Primärregelung ist es nicht erforderlich, dass die Erzeugungseinheiten sich in der entsprechenden Regelzone befinden, jedoch muss die Zurechnung zu einer Regelzone eindeutig gegeben sein. Gibt es eine länger anhaltende oder stärkere Abweichung innerhalb der Regelzone, wird die Primärregelung nach 30 Sekunden durch eine Reserve mit geringerer Qualität, der Sekundärregelung, automatisch substituiert. Somit steht die Primärregelung wieder im vollen Umfang für die Stabilisierung der Netzfrequenz zur Verfügung. Die für die Sekundärregelung vorgehaltene Leistung soll insbesondere sicherstellen, dass der Austausch zwischen den Regelzonen nicht beeinträchtigt wird. Die zu diesem Zwecke vorgehaltenen hydraulischen und thermischen Kraftwerke müssen sich im Gegensatz zu den anderen Regelqualitäten bei der Sekundärregelung zu einem großen Teil innerhalb der Regelzone befinden. Wenn ein Ungleichgewicht nach 15 Minuten nicht beseitigt wurde, ist Sekundärregelung wiederum durch die Tertiärregelung zu substituieren. Die Regelenergie mit der schlechtesten Qualität, sprich langsamsten Reaktionszeit, ist die für die Tertiärregelung vorgehaltene Minutenreserve. Diese wird manuell zur vollen 1/4-Stunde eingesetzt und muss daher innerhalb von 15 Minuten vollständig aktivierbar sein. Die Bereitstellung der Minutenreserve erfolgt aus laufenden thermischen Kraftwerken und durch die Aktivierung von Speicher-, Pumpspeicher-Kraftwerken und Ölturbinen. Auf der anderen Seite ist auch eine Abschaltung von Kundenlasten möglich, um auf die ursprünglichen Sollwerte zurückzukehren. Die Summe aus Sekundärregelung und manuell verfügbarer Minutenreserve in der Regelzone muss mindestens so groß sein wie die größte Kraftwerksblockleistung, um Ausfälle ausgleichen zu können. Die Minutenreserve kann bei einem längerem Leistungsengpass durch die langsame Stundenreserve (Langzeitreserve) abgelöst werden. Diese Austauschleistungen werden durch thermische Kraftwerke mit langer Anfahrtsdauer (1/2 bis 8 Stunden) auf die aktuellen Gegebenheiten angepasst. Die Zuschaltung erfolgt nicht über den ÜNB und wird auch nicht im Vorfeld von diesem beschafft. Hierbei handelt es sich um eine Form des Innertageshandels, auf den im weiteren Verlauf noch näher eingegangen wird. 2.1. Abrechnung von Fahrplanabweichungen Die Abweichungen, die durch den Einsatz von Regelenergie technisch korrigiert werden, führen auch dazu, dass die aus den Energieflüssen resultierenden Geldströme neu ermittelt werden müssen. Hierfür wird in der aktuell gültigen Verbändevereinbarung II+ vom -3- 13.12.2001 (VVII+) das Instrument der Bilanzkreise vereinbart. Jeder Händler und jedes EVU, das in einer deutschen Regelzone Stromgeschäfte tätigen will, benötigt hierfür einen Bilanzkreis, dieser kann eine beliebige Anzahl von Ein- und Ausspeisepunkten innerhalb einer Regelzone beinhalten.1 Einspeisestellen können mehreren Bilanzkreisen zugeordnet werden, Entnahmestellen jedoch nur einem einzigen. Wird Strom über die Grenzen einer Regelzone hinweg geliefert oder gehandelt, muss der Marktteilnehmer in allen betroffenen Regelzonen einen Bilanzkreis besitzen oder sich einem anderen anschließen. Da ein Bilanzkreis aus einer Vielzahl von Unternehmen bestehen kann, muss ein Bilanzkreisverantworlicher (BKV) bestimmt werden, der dafür zuständig ist, die Abrechnungen mit dem ÜNB vorzunehmen. Hierfür muss dieser täglich bis 14:30 Uhr die prognostizierten Einspeise- und Ausspeiseleistungen je Viertelstunde für den folgenden Tag in Form eines Fahrplans bei dem ÜNB einreichen. Durch unvorhergesehene Ereignisse auf Erzeuger- oder Verbraucherseite sowie ungenauen Prognosen kann es allerdings zu Fahrplanabweichungen kommen. Dabei gibt es innerhalb einer Regelzone aufgrund von stochastischen Effekten sowohl Bilanzkreise mit positiven als auch mit negativen Fahrplanabweichungen, die sich teilweise kompensieren. Ein Großteil der Fahrplanabweichungen wird somit durch Prognosefehler anderer BKV innerhalb der Regelzone kompensiert, die hierbei unfreiwillig gelieferte Energie wird als Ausgleichsenergie bezeichnet. Jene Defizite oder Überschüsse, die nicht durch Lieferung von Ausgleichsenergie durch andere Bilanzkreise gedeckt werden können, bilden den Regelzonensaldo und müssen durch den ÜNB auf dem Regelenergiemarkt beschafft werden. Der ÜNB muss in einem 1/4-Stunden-Takt zum einen die gelieferte Ausgleichsenergie zwischen den Bilanzkreisen und zum anderen die beschaffte Regelenergie in Höhe des Regelzonensaldos abrechnen. Als Kalkulationsgrundlage für gelieferte oder empfangene Ausgleichsenergie dient dabei der Preis für eingesetzte Regelenergie. Der mittlere gewichtete Arbeitspreis (MGP) für eingesetzte Regelenergie wird alle 15 Minuten ermittelt und als symmetrischer Preis zur Abrechnung von Unter- und Überdeckungen verwendet. So wird garantiert, dass der ÜNB aus der Systemdienstleistung keinen zusätzlichen Gewinn erzielen kann, da seine Gewinne über die Netznutzungsentgelte reguliert werden. Abbildung 1 verdeutlicht den Sachverhalt bei unterschiedlichen Regelzonensalden. Wenn der Regelzonensaldo positiv ist (Leistungsmangel), dann erhalten die Bilanzkreise, die Ausgleichsenergie liefern, den MGP+ und jene Bilanzkreise, die Verursacher des Leistungsmangels sind, müssen diesen Preis an den ÜNB entrichten. Außerdem muss der ÜNB seine Verpflichtungen gegenüber den Lieferanten von Regelenergie erfüllen. Da der MGP+ im Normalfall über dem Spotpreis liegt, entstehen für die Bezieher von Ausgleichsenergie Kosten gegenüber der regulären Beschaffung. Die Lieferanten von Ausgleichsenergie können hingegen einen höheren Preis als auf dem Spotmarkt erzielen. 1 Vgl. VVII+, Anlage 2. -4- ÜNB bezieht positive Regelenergie zum Preis von MGP+ ÜNB liefert negative Regelenergie und erhält MGP- Gesamtsaldo Regelzone >0 (Leistungsmangel) Gesamtsaldo Regelzone < 0 (Leistungsüberschuss) Mehreinspeisung BKV erhält MGP+, da seine Abweichung den Regelzonensaldo stützt Mindereinspeisung Mehreinspeisung BKV muss MGP+ zahlen, da er Mitverursacher des Leistungsmangels ist BKV erhält MGP-, da der Strom durch den ÜNB verkauft wird Mindereinspeisung BKV muss nur MGP- zahlen, da seine Abweichung den Regelzonensaldo stützt Abbildung 1: Abrechnung von Fahrplanabweichungen Bei einem negativen Regelzonensaldo (Leistungsüberschuss) verkauft der ÜNB den in der Auktion ermittelten Partnern die überschüssige Energie zum MGP- und vergütet den Bilanzkreisen, die für den Leistungsüberschuss verantwortlich sind, ihre Mehreinspeisungen zu genau diesem Preis. Jene Bilanzkreise, die unter ihrer nachgefragten Last eingespeist haben, müssen für bezogene Ausgleichsenergie ebenfalls den MGP- zahlen. Dieser liegt in der Regel unterhalb des Spotpreises. Der Beschaffungsmechanismus für Regelenergie bestimmt somit auch die Preise für Ausgleichsenergie, wobei die Abrechnungspreise erst im Nachhinein bekannt sind. Das Verrechnungssystem für Fahrplanabweichungen muss gewährleisten, dass die Abweichungen verursachungsgerecht abgerechnet werden und die Systemsicherheit nicht durch vorsätzlich falsche Fahrpläne gefährdet wird. Dieses Problem kann aber nicht dauerhaft sein, da mit einem negativen Regelzonensaldo die Abgabe von Regelenergie verbunden ist, die in der Regel nur zu geringen Preisen verkauft werden kann, so dass eine ständige Übereinspeisung nicht lohnend ist. 2.2. Auswirkungen auf die Netznutzungsentgelte Neben den Preisen für Ausgleichsenergie haben die Ergebnisse aus Regelenergieauktionen Auswirkungen auf die Netznutzungsentgelte. Diese beinhalten die Kosten für Vorhaltung und Instandsetzung des Netzes sowie die Dienstleistungen, die für den Betrieb des Netzes eingesetzt werden müssen, wobei die Beschaffung von Regelenergie eine solche ist. Die Netzdienstleistungen sollten soweit möglich verursachungsgerecht abgerechnet werden und nicht über die Netznutzungsentgelte sozialisiert werden. Nur so haben Newcomer auf dem Strommarkt die Chance, durch selber zu beeinflussende Faktoren Kostenvorteile zu erzielen und den Wettbewerb auf dem Strommarkt zu erhöhen. Der Preis der Regelenergie kann sich aus zwei Komponenten zusammensetzen. Zum einen wird die Option, Strom zu beziehen oder abzugeben, mit einem Leistungspreis (LP) vergütet. Dieser ist unabhängig von der tatsächlich nachgefragten Strommenge, die mit dem Arbeitspreis (AP) vergütet wird. Abbildung 2 verdeutlicht die aktuelle Vorgehensweise der ÜNB. Der Ausgleich kurzfristiger Schwankungen durch die Primärregelung ist eine Systemdienstleistung, die nur mit einem Leistungspreis vergütet wird. Da der Anbieter von Primärregelleistung innerhalb des Frequenzbandes sowohl Arbeit abgibt als auch aufnimmt, ist eine Entlohnung der Arbeit nicht erforderlich. Eine verursachungsgerechte Ermittlung der Kosten ist in diesem Fall nicht möglich, daher werden die Kosten für die Netznutzung berechtigterweise in voller Höhe den Netznutzungsentgelten hinzugerechnet. -5- Primärreserve Sekundenreserve Minutenreserve LP Sozialisiert über die Netznutzungsentgelte LP AP LP AP Individuell, da bestimmend für MGP der Ausgleichsenergie Abbildung 2: Auswirkung der Kosten auf Netznutzung und Ausgleichsenergie Bei der Sekundär- und der Minutenreserve erfolgt die Entlohnung durch Arbeits- und Leistungspreise. Wie bereits beschrieben, sind die Arbeitspreise der eingesetzten Regelenergie bestimmend für den MGP, der für die Abrechnung der eingesetzten Arbeit mit und zwischen den einzelnen Bilanzkreisen eingesetzt wird. Die Bereitstellung der Leistung wird hingegen als Systemdienstleistung über die Netznutzungsgebühren verrechnet. Der von den ÜNB ermittelte MGP berücksichtigt somit nicht alle Kosten der Beschaffung von Regelenergie, da die Kosten für die Leistungsbereitstellung über die Systemdienstleistung sozialisiert werden und nicht in den MGP mit einfließen. Die Beschaffung von Regelenergie hat somit zum einen durch die Primäregelleistung und zum anderen über die Leistungspreise der Sekundär- und Minutenreserve Auswirkungen auf die Höhe der Netznutzungsentgelte. 3. Auktionsmechanismen Die Beschaffung von Regelenergie erfolgt über Ausschreibungen. Diese sind umgekehrte Auktionen, bei denen Verkäufer sich mit den Preisen für ein Gut unterbieten müssen. Sie können dort, wo Monopsone auf oligopolistischen Strukturen treffen, zu effizienten Marktergebnissen führen, da der Monopsonist durch den Auktionsmechanismus glaubhaft versichert, seine Marktstellung nicht auszunutzen.2 Um allerdings eine optimale Allokation der Ressourcen zu erreichen, ist eine ausreichend große Anbieterzahl erforderlich. Nur so kann der Auktionator die gesamtwirtschaftliche Angebotskurve aus den Geboten ermitteln, um dann die Kraftwerke in aufsteigender Reihenfolge ihrer Grenzkosten bis zur gewünschten Menge mit der Lieferung zu beauftragen. Der Auktionsmechanismus bestimmt zunächst die Form der Gebotsabgabe. Diese erfolgt bei den meisten Auktionen im Energiesektor als verdeckte Gebotsabgabe ohne Nachbesserung. Die Bieter sind so gezwungen, ohne Informationen über die Kostenverläufe anderer Teilnehmer ihre Gebotshöhe festzulegen. Im Folgenden werden die Wirkungen unterschiedlicher Vergütungsmechanismen in Verbindung mit den Besonderheiten des Regelenergiemarktes betrachtet. Im Gegensatz zu Auktionen bei Immobilien- oder Kunstobjekten steht nicht nur ein Objekt zur Versteigerung, 2 Vgl. McAfee (1987), S.3. -6- sondern eine Vielzahl von Produkten. Hierbei wird auch der Eigenschaft von Regelenergie Rechnung getragen, dass sich die Preise für Regelenergie sich aus einem Arbeits- und einem Leistungspreis zusammensetzen und die Versteigerung so zu einer multivariaten Auktion wird. Die Auktionen werden sowohl für positive als auch für negative Reserveleistungen durchgeführt. Die folgenden Überlegungen beziehen sich jedoch lediglich auf die Beschaffung positiver Reserveleistungen, lassen sich jedoch analog auf die Beschaffung von negativer Reserveleistung übertragen. 3.1. Höchstpreis- vs. Gebotspreisverfahren Eine der Grundlagen der modernen Auktionstheorie ist das Erlös-Äquivalenz-Theorem von Vickrey.3 Er untersucht das Verhalten von Bietern bei unterschiedlicher Ausgestaltung des Auktionsmechanismus im Einproduktfall. Demnach sind die Einnahmen aus Auktionen im Durchschnitt gleich hoch unabhängig davon, ob derjenige, der den Zuschlag erhält, sein eigenes (das höchste) Gebot zahlen muss oder ob er nur den Betrag des zweithöchsten Gebots zahlen muss. Diese Verfahren lassen sich für eine Mehrproduktauktion mit dem Höchstpreisund dem Gebotspreisverfahren vergleichen. Bei dem Gebotspreisverfahren gibt jeder Teilnehmer sein Gebot für eine bestimmte Menge ab. Die Vergütung erfolgt je nach dem abgegebenen Gebot unterschiedlich, daher wird diese Auktionsform auch als diskriminierende Auktion bezeichnet. Das Höchstpreisverfahren bestimmt den Wert der versteigerten Ware mithilfe des ersten nicht oder dem letzten angenommenen Gebot. Wenn alle modellhaften Bedingungen erfüllt sind, gilt das ErlösÄquivalenz-Theorem auch für den Mehrproduktfall, bei dem die Teilnehmer ihre wahren Kosten bieten.4 Diese Ergebnisse können als ein Benchmark unter modellhaften Bedingungen angesehen werden, die jedoch in der Realität selten anzutreffen sind. Daher hat das ErlösÄquivalenz-Theorem selten Gültigkeit und unterschiedliche Ausgestaltungen führen zu unterschiedlichen Ergebnissen. Eine Empfehlung für eines der beiden Vergütungsmodelle kann somit nur nach der Betrachtung des jeweiligen Marktes getroffen werden. Im Folgenden werden die wichtigsten Charakteristika des Regelenergiemarktes untersucht und es wird anhand von strategischen Überlegungen gezeigt, welche Auswirkungen die beiden Vergütungsformen auf die Kosten der Beschaffung haben. Kollusion zwischen den Bietern Eine der größten Gefahren bei Ausschreibungen stellt die Kollusion der Bieter dar. Hierbei sind nicht nur Absprachen ein Problem, sondern auch die Möglichkeit, über den Auktionsmechanismus Signale an seine Mitbewerber zu geben, was zu einer koordinierten Gebotsabgabe führt. Diese Gefahr ist bei täglich wiederkehrenden Auktionen, bei denen im Wesentlichen die gleichen Spieler antreten, in besonderem Maße gegeben. Die Teilnehmer bei Höchstpreisauktion können sich darauf einigen, die Menge untereinander aufzuteilen und zu hohen Preisen anzubieten. Sollte ein Teilnehmer seine Menge mit sinkenden Preisen zulasten der anderen Bieter ausweiten, führt dieses zu einem geringeren Erlös für alle Auktionsteilnehmer. Die Absprache ist stabil, da eine abweichende Handlung nicht profitabel ist.5 Eine Gebotspreisauktion hingegen zwingt die Bieter zu einem Preiswettbewerb. 3 Vgl. Vickrey (1961). Vgl. Green (1999). 5 Vgl. Klemperer (2001), S. 17ff. 4 -7- Private Kosten Die Kosten, die von individuellen Faktoren des Anbieters abhängig sind, werden als private Kosten bezeichnet. Ein Beispiel hierfür ist der Kostenvorteil, wenn nicht die gesamte Kraftwerksleistung am Spotmarkt verkauft werden konnte und die Regelenergie ohne Mehrkosten vorgehalten werden kann. Weiter können hier langfristige Verträge, eigene Fahrplanabweichungen oder Ähnliches genannt werden. Auch diese Modellannahme ist bei Regelenergieauktionen nicht erfüllt, da sich die Kosten zur Bereitstellung von Regelenergie sowohl aus privaten als auch aus gemeinsamen Faktoren zusammensetzen. Die Einsatzwahrscheinlichkeit der Reserve ist z.B. ein Faktor, der im Nachhinein für alle Anbieter identisch ist und durch vorherige Investitionen in Informationsbeschaffung genauer bestimmt werden kann. Jedoch können die Kosten für diese Genauigkeit prohibitive Höhen erreichen, wobei dieser Wert mit zunehmender Auktionsdauer bzw. mit der häufigen Wiederholung der Auktion und Veröffentlichung der Ergebnisse durch alle Anbieter genau bestimmt werden kann. Das Erlös-Äquivalenz-Theorem beruht auf der Annahme, dass die Kosten der Teilnehmer nur aus privaten Kosten bestehen. Wenn die Kosten des zu versteigernden Produktes im Wesentlichen durch gemeinsame Kosten bestimmt sind und sich im Nachhinein exakt quantifizieren lassen, dann ist eine Höchstpreisauktion für den ÜNB vorteilhafter. Dieses lässt sich mit dem „Fluch des Gewinners“ (winners curse) begründen.6 So wird der Sieger einer Auktion genannt, der nur gewonnen hat, weil er bei der Kalkulation seiner Kosten am meisten von der gemeinsamen Wertschätzung abgewichen ist. In einer Situation, in der die Kosten für alle Anbieter identisch sind, führt eine Gebotspreisauktion zu einem zögerlichen Bieterverhalten und tendenziell zu höheren Beschaffungskosten. Bei der Versteigerung von Produkten, deren Kosten sich im Wesentlichen aus individuellen Faktoren ergeben, fällt der Vorteil von Höchstpreisauktionen nicht allzu stark ins Gewicht, da die Gefahr des „Fluchs des Gewinners“ gering ist. Atomistische Bieterstruktur Eine zentrale Annahme des Erlös-Äquivalenz-Theorems ist, dass es eine Vielzahl von Bietern gibt, die jeweils eine stetige Angebotsfunktion als Gebot abgeben. Diese Annahme ist auf dem Regelenergiemarkt nicht erfüllt, da es aufgrund der hohen Anlageinvestitionen und der daraus resultierenden geringen Anzahl von Anbietern einige große Spieler gibt, die durch strategische Handlungen Marktmacht ausüben können. Wenn die Teilnehmerzahl zu gering ist oder es einige große Anbieter mit großer Kapazität gibt, besteht bei einer Vergütung nach Höchstpreisverfahren für den Bieter die Chance, durch eines seiner Gebote den Preis für alle Einheiten zu beeinflussen. Diese strategischen Anbieter können durch inframarginale Angebote ihre Absatzmenge sichern und zugleich durch marginale Gebote den Preis für die gesamte Menge in die Höhe treiben. Ein Beispiel hierfür ist das englische Pool-Modell (19902001), bei dem alle Produzenten ihre Strommengen in einer Höchstpreisauktion versteigern mussten. Das strategische Verhalten der großen Anbieter war ausschlaggebend für eine grundlegende Reform, bei der nun Gebotspreisauktionen Anwendung finden.7 Obwohl das Höchstpreisverfahren zu wesentlich höheren Kosten für den Auktionator führen kann, bietet es kleinen Anbietern den Vorteil, dass sie als „Freerider“ von dem strategischen Verhalten profitieren und ohne größere Informationsbeschaffung an der Auktion teilnehmen können. Somit kann ein Wechsel zu einer Gebotspreisauktion zu einer Verringerung der 6 7 Für eine ausführliche Betrachtung vgl. Thaler(1988). Vgl. Federico (2003). -8- Teilnehmerzahl führen, was bei einer von individuellen Kosten dominierten Auktion einen negativen Effekt auf die Beschaffungskosten des Auktionators hat.8 Auch wenn in der Theorie die Abgabe von Angebotsfunktionen weit verbreitet ist, muss der Bieter bei Regelenergieauktionen in Deutschland mehrere einzelne Gebote abgeben, die einer Mindestgröße unterliegen. Somit sind die ermittelten Angebotsfunktionen nicht stetig, sondern steigen sprunghaft mit jedem weiteren nachgefragten Block an. Da jeder Bieter zu einer Mindestmenge pro Gebot verpflichtet ist, ist bei einer Höchstpreisauktion die Abgabe von marginalen Geboten zur Preisbeeinflussung nicht kostenlos. Der Bieter muss somit zwischen den Wahrscheinlichkeiten abwägen, entweder für alle Einheiten einen höheren Preis zu erzielen oder die Menge des Gebotes nicht verkaufen zu können. Die Mindestgebotsmengen sollten daher bei einer Höchstpreisauktion nicht zu gering ausfallen, um den Verlust durch ein nicht angenommenes Gebot zu erhöhen. Bei einer Gebotspreisauktion hingegen sprechen nur Transaktionskosten bei der Gebotsabwicklung gegen ein sehr geringes Mindestgebot, da so die Teilnehmerzahl erhöht und tendenziell eine Verringerung der Beschaffungskosten erreicht werden kann. Diese Transaktionskosten bestehen bei der Ausschreibung der Minutenreserve auch darin, bei einer manuellen Anforderung eine Vielzahl von Bietern informieren zu müssen, anstatt nur einen Großen. Preiselastische Nachfrage Die Ausgestaltung des Vergütungsmechanismus führt nur unter der Bedingung einer preiselastischen Nachfrage zu den gleichen Ergebnissen. Die Nachfrage des ÜNB nach Reserveleistung ist allerdings durch die Sicherheitsvorschriften bestimmt und damit vollkommen preisunelastisch. Die Nachfrage nach Reservearbeit könnte hingegen durch den Innertageshandel beeinflusst werden. Letzteres ist jedoch zurzeit nur begrenzt möglich, da der Stromhandel mit der Abgabe der Fahrpläne am Vortag der Lieferung endet. Der Innertageshandel in Deutschland ist durch sehr restriktive Regelungen bei der Fahrplanänderung gehemmt. Diese sind laut VVII+ genehmigungspflichtig, wenn sie Änderungen am gleichen Tag betreffen.9 Für regelzoneninterne Fahrpläne gilt die Regelung, dass 6 Fahrpläne bis 16:00 Uhr am Tag nach der Lieferung angepasst werden können. Seit dem 1. April 2002 sind Regelzonen überschreitende Fahrplanänderungen am aktuellen Tag zu festen Zeitpunkten (8:00, 13:00 und 17:00 Uhr) für die verbleibenden Stunden des Tages möglich, wobei die Änderung zu diesem Zeitpunkt frühestens nach drei Stunden erfolgen darf.10 Die Vorschläge des Referentenentwurfs zur Strom-Netzzugangs-Verordnung (StromNZV) vom 13.09.2004, die Fahrpläne sowohl regelzonenübergreifend als auch innerhalb einer Regelzone beliebig oft mit einem Vorlauf von drei Viertelstunden ändern zu können, würden einen flexiblen Innertageshandel gewährleisten.11 Bei der aktuellen Ausgestaltung der Innertagesmärkte ist die Nachfrage nach Arbeit aus Reserve nur in geringem Maße vom Preis abhängig. Der Wegfall der Preiselastizität führt dazu, dass die Zahl der möglichen Gleichgewichte und die damit verbundene strategische Unsicherheit verringert wird. Dieses ermöglicht den Teilnehmern der Auktion, unabhängig von der Ausgestaltung, das Verhalten der Konkurrenten besser einzuschätzen.12 Auch wenn 8 Auktionsergebnisse bei Höchstpreisauktionen können so den Anschein von Kollusion erwecken, obwohl sie nur auf das gewinnmaximierende Verhalten der Teilnehmer zurückzuführen sind. 9 Vgl. VVII+, Punkt 3.3. 10 Vgl. VVII+, Anlage 2, Punkt 2.9.2. 11 Vgl. StromNZV §5(2). 12 Vgl. Holmberg (2004). -9- die strategische Unsicherheit eine Auktion lähmen kann, ist sie auf einem wenig wettbewerblichen Markt ein Schutz gegen Kollusion. Um die Stabilität des Netzes und die Sicherheit der Stromversorgung nicht zu gefährden, ist es nicht möglich, dass der ÜNB bei höheren Preisen weniger Leistung nachfragt. Jedoch sollte den BKV durch einen effizienten Inntertageshandel die Möglichkeit gegeben werden, die Regelarbeit durch bilaterale Verträge ohne Einwirkung des ÜNB zu beschaffen. Des Weiteren könnte eine Verbesserung der innertäglichen Handeslsmöglichkeiten mehr Anbieter für die Teilnahme an Auktionen auf dem Regelenergiemarkt motivieren, da die Gefahr von nicht verkaufter Kapazität verringert werden könnte. Inframarginale Anbieter aus dem Day Ahead Markt, die mit der dortigen Vergütung ihrer Leistungen nicht zufrieden sind, könnten auf dem Reservemarkt aktiv werden und Angebote, die bei den Regelenergieauktionen nicht angenommen wurden, auf dem Innertagesmarkt verkaufen. Die Versteigerung von Regelenergie sollte somit zwischen dem Day Ahead Markt und dem Innertageshandel angesiedelt werden. Die Gefahr von systematisch zu hohen Regelenergiepreisen ist bei einer solchen Auktionsumgebung relativ gering, da inframarginale Anbieter vom Spotmarkt auf den Regelenergiemarkt wechseln können, ohne ein zu großes Risiko einzugehen. Der Innertageshandel kann zudem zu einer Verringerung der nachgefragten Ausgleichsenergie führen, da die BKV Abweichungen von ihren Fahrplanprognosen durch eigene Verträge korrigieren könnten. Wenn sich dieses als ein langfristiger Effekt erweist, kann der ÜNB eine geringere Leistung vorhalten und so einen positiven Effekt auf die Netznutzungsentgelte bewirken. Eine für die Sicherheit des Netzes relevante Folge könnte jedoch sein, dass die BKV die Genauigkeit ihrer Fahrplanprognosen verringern, da eine Korrektur nun kostengünstiger zu erreichen wäre. 3.2. Multivariate Auktionen Nachdem die Vor- und Nachteile unterschiedlicher Vergütungsmechanismen beleuchtet worden sind, muss nun der Besonderheit Rechnung getragen werden, dass die Kosten für Sekundär- und Minutenreserve aus zwei Komponenten bestehen. Die Bieter geben somit auch zwei Gebote, eines für den Arbeitspreis und eines für den Leistungspreis, ab. Diese Art von Auktionen, bei denen die Auktionsware durch mehrere Gebote beschrieben ist, werden als multivariate Auktionen bezeichnet. Die im vorangegangenen Abschnitt dargestellten Vergütungsmechanismen behalten ihre Gültigkeit, müssen aber mit einem Bewertungsmechanismus kombiniert werden, der die Gebote der unterschiedlichen Bieter vergleichbar macht und in aufsteigender Reihenfolge sortiert. Bei dem Bewertungsmechanismus kann der ÜNB entweder eine der beiden Komponenten oder eine Kombination aus beiden benutzen, um eine Reihenfolge der Gebote zu bestimmen. Wenn nur eines der beiden Gebotskomponenten für die Annahme durch den ÜNB ausschlaggebend ist, dann liefern sich die Teilnehmer der Auktion bei diesem Kriterium einen Preiswettbewerb. Werden die Gebote beispielsweise nach den Leistungspreisen eingesetzt, dann muss der geringe Leistungspreis durch hohe Arbeitspreise kompensiert werden. Hier gibt es die Möglichkeit, ein so hohes Arbeitspreisgebot abzugeben, dass der Einsatz sehr unwahrscheinlich wird und so abgesehen von den Kosten der Vorhaltung keine Kosten für die Stromerzeugung entstehen. In diesem Fall ist es den Bietern möglich, sehr geringe Leistungspreise zu verlangen, wenn die Opportunitätskosten der Kapazität Null sind. Ist hingegen der Arbeitspreis das ausschlaggebende Kriterium, werden die Kosten für tatsächlich gelieferte Arbeit wesentlich geringer sein, jedoch die Preise für Leistungsbereitstellung steigen. Eine Kombination aus beiden bietet den Vorteil, dass der ÜNB anhand der - 10 - Vergangenheitswerte die Einsatzwahrscheinlichkeiten ermitteln kann und so sowohl Bieter mit niedrigen Leistungs- und hohen Arbeitspreisen als auch Bieter mit niedrigen Arbeits- und hohen Leistungspreisen berücksichtigen kann. Dieses Verfahren birgt jedoch das Risiko, dass der ÜNB die Erzeugungskapazitäten aus dem eigenen Konzern bevorzugen kann und es zu einem intransparenten Vergabemechanismus kommt. Unterschiedliche Bewertungsmechanismen der Gebote durch den ÜNB führen zu unterschiedlichen Auswirkungen auf die Netznutzungsentgelte. Eine reine Auswahl der Gebote nach dem Leistungspreis verringert die Netznutzungsentgelte, da sich die Bieter bei diesem Merkmal einen Preiswettbewerb liefern und so die Netznutzungsentgelte zulasten höherer Arbeitspreise für Ausgleichsenergie verringert werden können. Da dieses Verfahren verursachungsgerecht ist und die Kosten an die BKV, die für die Abweichungen verantwortlich sind, weitergegeben werden, ist dieses Verfahren angebracht. Dieses entspricht auch den Präferenzen der ÜNB, da höhere Kosten für Ausgleichsenergie mit Verweis auf die Marktentwicklung leichter durchzusetzen sind als eine Erhöhung der Netznutzungsentgelte. Bei multivariaten Auktionen ist zudem eine Kombination aus Höchst- und Gebotspreisauktionen möglich, indem die Leistungspreise nach dem Gebotsverfahren und die Arbeitspreise nach dem Höchstpreisverfahren entlohnt werden. Dieses Verfahren sorgt für einen hohen Wettbewerbsdruck auf die Leistungspreise und verhindert, dass diese durch strategische Gebote in die Höhe getrieben werden. Gleichzeitig ermöglicht es aber den Bietern, in dem Bereich der Auktion, der zu großen Teilen von gemeinsamen Faktoren (der Einsatzwahrscheinlichkeit) abhängig ist, aus Sorge vor dem „Fluch des Siegers“, die Angebote für Arbeitspreise zu erhöhen. Zudem entspricht die Entlohnung bei diesem Vorgang der Preisbildung auf dem Spotmarkt. Die Kraftwerke werden in aufsteigender Reihenfolge ihrer Grenzkosten eingesetzt, was zu einer gesamtwirtschaftlich effizienten Lösung führt. Es lässt sich jedoch nicht verhindern, dass einige Anbieter nur einen Leistungspreis erzielen wollen, ohne Arbeit bereitzustellen. Außerdem birgt es das Risiko, bei hohem Bedarf evtl. sehr hohe Arbeitspreise zahlen zu müssen. 4. Empirische Untersuchung Der Sorge, dass die vier deutschen ÜNB die oligopolistische Struktur bei der Regelenergiebeschaffung nutzen, um andere Erzeuger durch höhere Netznutzungsentgelte zu diskriminieren, wurde in den Auflagen des Kartellamtes zur Fusion von REW/VEW vom Jahre 1999 Rechnung getragen.13 Dort wird die marktbasierte Beschaffung von Regelenergie vorgeschrieben, die seit dem 1. Februar 2001 betrieben wird. Vorher wurde die Regelenergie auf obligatorische Weise bereitgestellt, Vorreiter für die Beschaffung durch Ausschreibungen war somit RWE, gefolgt von den anderen drei ÜNB. Um bei der Auktion von Regelenergieleistungen teilnehmen zu können, ist es erforderlich, ein Präqualifikationsverfahren zu bestehen, in dem die technischen Vorraussetzungen für die Bereitstellung von Reserveleistungen überprüft werden. Wird dieses Verfahren erfolgreich absolviert, kann der Anbieter seine Leistung bei allen ÜNB in der deutschen Handelszone anbieten. Im Folgenden werden die unterschiedlichen Auktionsausgestaltungen der ÜNB beschrieben und die Ergebnisse, soweit möglich verglichen. Auch wenn diese Betrachtungen nur für die Hauptzeit durchgeführt werden, können analoge Untersuchungen für die Nebenzeiten vorgenommen werden. Wie schon bei den Ausführungen der vorangegangenen Kapitel, 13 Vgl. BKartA: AZ B8-40000-U-309/99. - 11 - beschränkt sich die empirische Analyse auf positive Regelleistung, ohne jedoch ihre Gültigkeit für den negativen Bereich zu verlieren. Alle Daten stammen von den Internetseiten der ÜNB und sind öffentlich zugänglich. Die größten Nachfrager nach positiver Reserveleistung sind RWE (2565 MW) und eon (2066 MW) gefolgt von den beiden kleineren ÜNB Vattenfall (1455 MW) und EnBw (1232 MW). 3000 2500 1030 MW 2000 1500 Minutenreserve Sekundärreserve Primärreserve 1100 440 1000 500 0 730 1230 800 720 166 eon 72 EnBW 580 305 145 Vattenfall RWE Abbildung 3: Durchschnittlich nachgefragte Reserveleistung (1.03.2004 - 30.07.2004). 4.1. Primärregelleistung Die Auktionen für Primärregelleistung werden bei allen ÜNB in einem halbjährlichen Rhythmus veranstaltet. Es handelt sich hierbei nicht um eine multivariate Auktion, da nur ein Gebot, der Leistungspreis abgegeben werden muss. Das Auktionsdesign ist bei allen ÜNB nahezu identisch und unterscheidet sich lediglich in der Höhe der Mindestgebote und der nachgefragten Menge. Die Auswirkungen unterschiedlicher Mindestgebotsmengen können anhand der veröffentlichten Daten nicht untersucht werden. Grundsätzlich spricht allerdingsbei der Ausschreibung von Primärregelleistung nichts gegen eine sehr geringe Mindestgebotsmenge, da die Zuschaltung automatisch und ohne weitere Anforderung durch den ÜNB erfolgt. - 12 - mittlerer Leistungspreis €/kW 100 90 80 eon EnBw Vattenfall RWE 70 60 50 Okt 04 Jul 04 Apr 04 Jan 04 Okt 03 Jul 03 Apr 03 Jan 03 Okt 02 Jul 02 Apr 02 Jan 02 Okt 01 Jul 01 Apr 01 Jan 01 40 Abbildung 4: Mittlere Leistungspreise für Primärregelung. Die Höhe der nachgefragten Primärregelleistung hat jedoch keinen entscheidenden Einfluss auf den mittleren Leistungspreis, wie die Abbildung 1, in der die Preise seit Ausschreibungsbeginn abgetragen sind, verdeutlicht. Die Preise der beiden großen Nachfrager liegen am oberen und unteren Rand des Preisspektrums. Die erheblichen Preisunterschiede sind weder durch unterschiedliche Auktionsmodelle, noch durch unterschiedliche Nachfragemengen zu erklären und deuten auf einen nicht funktionierenden Wettbewerb hin. Da die Bereitstellung von Primärregelleistung nicht an die geografischen Grenzen der Regelzonen gebunden ist, müsste sich im Zeitablauf ein einheitlicher Preis herausbilden. 4.2. Sekundärregelleistung Die Auktionen für Sekundärregelleistung finden ebenfalls in einem halbjährlichen Rhythmus statt. Da es sich hierbei um eine multivariate Auktion handelt, bei der ein Leistungs- und ein Arbeitspreisgebot abgegeben werden muss, bestehen hier mehr Ausgestaltungsmöglichkeiten, als bei der Primärregelung. So unterscheiden sich die ÜNB hinsichtlich der Bewertungsregeln für Leistungs- und Arbeitspreisgebote. Eon, EnBW und Vattenfall sehen den Leistungspreis als einzig relevantes Kriterium an, um zu bestimmen welche Angebote angenommen werden. RWE hingegen nutzt hierfür einen auf gemischt ganzzahlig linearer Programmierung basierenden Algorithmus. So könnte durch einen höheren Leistungspreis ein geringerer Arbeitspreis erkauft werden. Bei der Betrachtung der Leistungspreise erscheint sich dieses zunächst zu bestätigen, wobei der von den ÜNB veröffentlichte mittlere Leistungspreis nur begrenzt aussagefähig ist. Wie Abbildung 5 zeigt liegt der Preis von RWE während des gesamten Zeitraums am oberen Rand der Preisspanne. Die beiden kleineren Nachfrager nähern sich bei einem Preis um die 50 EUR/KW an und eon setzt sich klar nach unten hin ab. Die Vergütung der Leistung erfolgt bei EnBW, RWE und Vattenfall nach dem Gebotspreisprinzip. Eon setzt auf das Höchstpreisprinzip, bei dem der letzte akzeptierte Anbieter den Leistungspreis bestimmt. - 13 - mittlerer Leistungspreis €/KW 60,00 50,00 40,00 eon EnBw Vattenfall RWE 30,00 20,00 10,00 Okt 04 Jul 04 Apr 04 Jan 04 Okt 03 Jul 03 Apr 03 Jan 03 Okt 02 Jul 02 Apr 02 Jan 02 Okt 01 Jul 01 Apr 01 Jan 01 0,00 Abbildung 5: Mittlere Leistungspreise für Sekundärregelung. Bei der Ermittlung der Arbeitspreise greifen EnBW, RWE und Vattenfall auf das Gebotspreisprinzip zurück Eon hingegen bleibt auch bei der zweiten Auktionsstufe bei dem Höchstpreisverfahren und folgt somit den Empfehlungen aus den theoretischen Betrachtungen. Bei eon werden somit alle eingesetzten Anbieter, genauso wie auf dem Day Ahead Markt der Börse, mit dem gleichen Preis entlohnt. Alle ÜNB wenden sowohl auf der Stufe der Leistungsentlohnung, als auch auf der Stufe der Arbeitsentlohnung das gleiche Verfahren an, wobei eon als einziger auf das Höchstpreisverfahren setzt. Die ÜNB veröffentlichen neben dem oben dargestellten mittleren Leistungspreis einen minimalen und einen maximalen Arbeitspreis. €Ct/KWh Minimaler AP Maximaler AP EnBw 5,75 12 eon 6,1 8,9 RWE 5,6 8,75 Vattenfall 8,35 9,5 Tabelle 1: Minimale und maximale Arbeitspreise bei Sekundärregelleistung Bei der Sekundärregelung gibt es nun die Möglichkeit, den tatsächlichen Einsatz der Sekundärreserve genauer zu betrachten. Dieses erfolgt über die Analyse des mittleren gewichteten Arbeitspreises für Ausgleichsenergie. Da alle Preise für Ausgleichsenergie, die über dem maximalen Arbeitspreis liegen, durch den Einsatz von in der Arbeit teureren Minutenreserve zu erklären sind, kann dieser gut dazu genutzt werden, die Ausschreibungsergebnisse zu überprüfen.14 14 Vgl. Abschnitt 4.3. - 14 - 12,00 11,00 10,00 €ct/KWh 9,00 8,00 eon enbw Vattenfall RWE 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 800,00 Regelzonensaldo Abbildung 6: Ausgleichsenergiepreise bei unterschiedlichen Regelzonensalden. Der Analysezeitraum ist auf den Zeitraum vom 1.03.2004 bis zum 30.07.2004 beschränkt. Es kann nur ein Zeitraum gewählt werden, in dem keine Auktionen für Sekundärregelleistung veranstaltet wurden, da ansonsten eine Vergleichbarkeit der veröffentlichten MGP für Ausgleichsenergie nicht gegeben ist. Des Weiteren wird nur der Peakload Bereich (Werktags 8:00-20:00) betrachtet, um Effekte, die auf die Ausschreibung von Haupt- und Nebenzeit zurückzuführen sind, zu eliminieren. Es ergeben sich hieraus 5088 Werte für 1/4 Stunden Abrechnungen. In Abbildung 6 sind die Preise für den betrachteten Zeitraum in Abhängigkeit zur Höhe der Regelzonenabweichung dargestellt, wobei nur jene für einen positiven Regelzonensaldo (Leistungsmangel) verwendet werden. Bei der Betrachtung der Ausgleichsenergiepreise wird deutlich, dass nur ein geringer Teil der Regelzonenabweichungen mit Minutenreserve kompensiert wird und die Arbeitspreise für Sekundärregelung der ausschlaggebende Faktor für die Preise der Ausgleichsenergie sind. Die Vermutung, dass RWE durch höhere Leistungspreise einen Vorteil bei den Arbeitspreisen erzielen kann wird durch die Veröffentlichung der im Vergleich zu den anderen ÜNB geringsten minimalen und maximalen Arbeitspreise zunächst gestützt. Bei der Betrachtung der Ausgleichsenergiepreise ist jedoch festzustellen, dass die Kosten in 94 % der Abweichungen bei dem Preis von 8,6 ct/KWh immer noch im oberen Bereich liegen. Dieses ist darin begründet, dass die Angaben zu Minimal- und Maximalpreis auch Nebenzeiten mit einbeziehen. Die eingezeichneten Werte bei 5,6 ct/KWh sind auf den 10.06.04 zurückzuführen, an dem in Teilen des Bundesgebietes Fronleichnam begangen wurde und somit in der Regelzone RWE der Nebenzeit zuzuordnen sind. Bei EnBW liegen 90 % der Arbeitspreise ± 0,01 ct bei dem Wert von 7,50 ct/KWh, also nicht beim Maximum der veröffentlichten Preise. Die leichten Schwankungen könnten auf sehr kleine Anbieter zurückgeführt werden, die nur einen geringen Einfluss auf den mittleren gewichteten Arbeitspreis haben. Bei Vattenfall können 96% der Abweichungen durch Sekundärregelleistungspreise erklärt werden. Dieser liegt durchgängig bei 9,5 ct/KWh. Dieses - 15 - entspricht dem veröffentlichtem Maximalpreis. Der einheitliche Preis, unabhängig von der nachgefragten Menge, ist nur damit zu erklären, dass die drei ÜNB entweder nur einen Bieter mit der Lieferung beauftragt oder dass sich mehrere Bieter abgesprochen haben und sich nur einen Wettbewerb um den Leistungspreis liefern. Beides spricht für einen nicht funktionierenden Wettbewerb. Auffällig ist hingegen das Ergebnis bei eon, das die für Energiemärkte typischen Preissprünge aufweist. Der Arbeitspreis für Ausgleichsenergie ist abhängig von der nachgefragten Menge. Es kann erneut ein großer Anteil von 94% der Abweichungen durch Sekundärregeleinsatz erklärt werden, wobei jedoch nur 10% der Gesamtmenge auf den Maximalpreis entfallen. Die Preise steigen in mehreren Schritten, die nicht durch Feiertage oder Haupt- und Nebenzeiten erklärt werden können, auf den relativ niedrigen Preis von 8,9 ct/KWh an. Damit ist eon der einzige Anbieter mit einem wettbewerblichen Ergebnis. Da abgesehen von dem Vergütungssystem keine weiteren Unterschiede existieren, ist die Schlussfolgerung nahe liegend, dass die Bieter bei einem Höchstpreisverfahren andere Gebote abgeben und so zu einem wettbewerblichen Ergebnis führen. 4.3. Tertiärregelleistung Wie oben gesehen, ist der Einsatz von Minutenreserve ein äußerst unwahrscheinlicher Fall. Da zudem eine relativ lange Reaktionszeit möglich ist, bieten auf diesem Markt hauptsächlich Kraftwerke mit hohen Arbeitspreisen, die auf eine ausschließliche Entlohnung durch den Leistungspreis hoffen. Die Ausschreibung der Minutenreserve erfolgt bei allen ÜNB täglich, wobei die Mechanismen denen bei der Sekundärregeleistung entsprechen. Des Weiteren ist in diesem Zusammenhang die Reihenfolge der Auktionen von Bedeutung, da der Anbieter, der bei einer Auktion nicht angenommen wurde, zur nächsten wechseln kann. Bei Vattenfall und eon müssen die Gebote vor Bekanntwerden des Börsenpreises abgegeben werden, wobei bei EnBW und RWE diese Preise bereits bekannt sind. Gebotsabgabe bis Vattenfall 9:00 Uhr eon 10:30 Uhr EnBW 13:30 Uhr RWE 15:30 Uhr Tabelle 2: Auktionsausgestaltung bei Minutenreserveauktionen Die Gebotsblockgröße ist bei der Minutenreserve je nach ÜNB unterschiedlich: EnBw, eon und RWE trennen nur nach Haupt- und Nebenzeit; bei Vattenfall wird hingegen auf sechs unterschiedlichen Blöcke geboten. Vattenfall eon EnBW RWE Vattenfall eon EnBW RWE 0,9594 0,9500 0,8440 0,9563 0,8199 0,9052 Tabelle 3: Korrelation der Leistungspreise für Minutenreserve Die Korrelation zwischen allen Anbietern ist sehr groß, wobei kein auffälliger Zusammenhang zwischen den Preisen der beiden ÜNB, die vor bzw. nach, Bekanntwerden der Spotmarktpreise ihre Auktionen durchfühten, besteht. - 16 - 500 450 400 350 €/MW 300 LP Vattenfall LP RWE LP eon LP EnBW 250 200 150 100 50 27.09.2004 13.09.2004 30.08.2004 16.08.2004 02.08.2004 19.07.2004 05.07.2004 21.06.2004 07.06.2004 24.05.2004 10.05.2004 26.04.2004 12.04.2004 29.03.2004 15.03.2004 01.03.2004 0 Abbildung 7: Leistungspreise der Minutenreserve. Grundsätzlich ist aber eine Abweichung aufgrund der unterschiedlichen Ausschreibungsezitpunkte möglich. Zudem kann es zu Verzerrungen von Preisen für Tertiärreserve kommen, wenn die Kapazitäten zwischen den unterschiedlichen Regelzonen knapp sind. Bei der aktuellen Einsatzwahrscheinlichkeit der Minutenreserve kann auf ein multivariates Auktionsverfahren verzichtet werden, der gezahlte Arbeitspreis könnte sich am börslichen Handel orientieren. Diese Vereinfachung würde es den ÜNB erschweren, konzernfremde Anbieter zu diskriminieren und würde dem tatsächlich nachgefragten Produkt gerecht werden. Zudem ist davon auszugehen, dass eine Vereinfachung des Auktionsmechanismus eine höhere Beteiligung bei den Auktionen bewirkt, was im Allgemeinen zu einer Verringerung der Beschaffungskosten führt. 5. Schlussbetrachtungen Die verschiednen Reserveleistungen unterscheiden sich stark in der Einsatzhäufigkeit und der somit nachgefragten Arbeit, was zu unterschiedlichen Ausgestaltungsempfehlungen führt. Primär- und Minutenreserve werden, aus vollkommen unterschiedlichen Gründen, hauptsächlich aufgrund der Leistung vorgehalten und können daher als einfache Auktion ausgeschrieben werden. Die Besonderheiten des Regelenergiemarktes führen dazu, dass unterschiedliche Auktionsverfahren zu unterschiedlichen Ergebnissen führen und das ErlösÄquivalenz-Theorem keine Gültigkeit hat. Auch wenn bei einer Höchstpreisauktion theoretisch jeder Bieter "einfach seine Kosten bieten muss", sind die Besonderheiten auf dem Regelenergiemarkt, insbesondere die Marktmacht einzelner Anbieter, dafür verantwortlich, dass bei der Ausschreibung der Regelenergieleistung eine Gebotspreisauktion weniger Möglichkeiten zur strategischen Gebotsabgabe bietet. Da die Auktionen aber häufig wiederholt werden und die Teilnehmerzahlen relativ gering sind, kann Kollusion über einen längeren Zeitraum, unabhängig vom Vergütungsmodell, kaum verhindert werden. - 17 - Bei der Primärregelung sollte die Länge der Ausschreibungen wesentlich verkürzt werden, um auch Anbietern mit kurzfristig frei gewordenen Kapazitäten die Möglichkeit zu bieten, bei den Reserveauktionen teilzunehmen. Ebenso ist eine Verringerung der Mindestgebotsmengen zu begrüßen, sofern hierdurch nicht erhebliche Transaktionskosten entstehen. Dieses ist aufgrund der automatischen Aktivierung der Primärrgelleistung nicht der Fall. Die manuell zu aktivierende Minutenreserve sollte hingegen in größeren Blöcken ausgeschrieben werden, um eine schnelle Reaktion durch den ÜNB zu ermöglichen und die Versorungssicherheit nicht zu gefährden. Bei der Sekundärregelung, die sowohl aufgrund der Leistungs- als auch der Arbeitsnachfrage vorgehalten wird, ist eine multivariate Auktion erforderlich. Aus theoretischer Sicht sollte diese die Gebote nach ihrem Leistungspreisgebot akzeptierenund vergüten. Der Arbeitspreis sollte sich nach dem Gebot des letzten eingesetzten Teilnehmers richten. Bei dem wichtigen Kostenblock der Sekundärregelleistung wird dieses Verfahren von keinem ÜNB angewandt. Als einziger Nachfrager setzt eon auf ein Höchstpreisverfahren, dass im Gegensatz zu den anderen ÜNB zu geringeren und Nachfragemengen abhängigen Kosten führt. Ein grundsätzliches Verbot von Höchstpreisauktionen, wie im §8 des Referentenentwurfs der StromNZV vom 13.09.2004 vorgesehen ist, kann somit nicht befürwortet werden. Wünschenswert wäre ein bundesweiter Market Maker, der die Auktionen veranstaltet. Mit der Schaffung einer einheitlichen Internetplattform könnten Preisunterschiede vermieden werden und die konzerneigenen Kraftwerke der ÜNB müssten in einen Wettbewerb zueinander treten. Da die Beschaffung von Regelenergie als Systemdienstleistung nicht von dem Betrieb des Netzes zu trennen ist, fällt sie unter das natürliche Monopol und sollte von der Regulierungsbehörde überwacht werden. - 18 - Literatur Federico (2003) Federico, Giulio und Rahman, David: Bidding in an Electricity Pay-as-bidauction in Journal of Regulatory Economics, 24:2, S. 175-211, 2003. 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VVII+: Verbändevereinbarung über Kriterien zur Bestimmung von Nutzungsfaktoren für elektrische Energie und über Prinzipien der Netznutzung, vom 13.12.2001 - 19 -
