Sind die Voraussetzungen derzeit, historisch und in der absehbaren Zukunft hinreichend erfüllt?

Transparenz über existierende Anbieter, die derzeitige und zukünftige Nachfrage, Wetterlage etc. sind für Marktteilnehmer sehr gut einsehbar. Darüber hinaus handelt es sich bei Strom um ein sehr homogenes Gut, wodurch Unsicherheiten bezüglich der Qualität de-facto eliminiert sind und nicht Grund für ein potenzielles Marktversagen durch adverse Selektion oder Informationsasymmetrie im Sinne von [7] sein können.

Haushalte besitzen nur unzureichend Flexibilität und Kenntnis über ihren tatsächlichen Verbrauch, können nur in sehr begrenztem Ausmaß über den Verbrauch (zu den relevanten Zeiten) entscheiden. Unelastische Nachfrage begünstigt auch Marktmissbrauch, da durch eine unelastische Nachfrage die Effekte von hohen Preisen und somit der Anreiz zu Marktmissbrauch deutlich höher ist. [8] Darüber hinaus kann argumentiert werden, dass eine unelastische Nachfrage zu einer ineffizienten Bereithaltung von Kapazitäten führt [9], [10]. Im Hinblick auf die Öffentliches-Gut Problematik könnte zusätzlich der Fall sein, dass für diese (Über-) kapazitäten keine Ausreichende Zahlungsbereitschaft besteht. Unelastische Nachfrage stellt möglicherweise ein Problem für die langfristig effiziente Versorgung mit ausreichend Kapazität dar, weil dadurch für einzelne Stunden zu wenig Kapazität vorhanden ist und das zu einem Blackout führt oder, anders formuliert, eine unelastische Nachfrage zur Vorhaltung von hohen (über?) Kapazitäten führt und damit ein relativ teures System produziert.

Für den Bau von (für die Versorgungssicherheit relevanten) Kraftwerkskapazitäten wie Gaskraftwerke oder Pumpspeicher bestehen lange Vorlaufzeiten für umweltrechtliche Genehmigungen, Standortsicherung, Sicherung der Finanzierung, etc. und benötigt hohe Investitionsvolumen. Um Anreize für Investitionen auf Basis der erwartbaren Preise zu sichern, braucht es daher Planungssicherheit. Daher können Marktteilnehmer mit nur sehr unzureichend auf beobachtbare Preissignale reagieren. Investitionen sind durch lange Amortisationszyklen charakterisiert, daher sind für Investitionsentscheidungen die zukünftig erwartbaren Preise eher relevant als die derzeit am Markt beobachtbaren. [11]

Bei der Stromerzeugung sind eine Reihe von Externalitäten zu nennen, jedoch sind diese entweder bereits internalisiert oder verursachen keine derart großes Marktversagen, das zu einem vollständigen Versagen des EOMs führen würde. Zunächst scheint die negative Externalität von Treibhausgas-Emissionen höchst relevant. Für diese Externalität existieren jedoch Mechanismen, um die Schäden zu internalisieren (z.B. EU-ETS) und ökonomische Effizienz damit wieder herzustellen. Weitere Externalitäten betreffen die nicht-Konvexität von Produktionsmöglichkeiten. Bei thermischen Kraftwerken ergeben sich diese aus Start-, Stillstandskosten bzw. den daraus resultierenden Einschränkungen in den Produktionsmöglichkeiten, siehe [12].

Grundsätzlich bieten Forward Märkte ausreichend Liquidität für die kommenden 1-5 Jahre. Jedoch sind Investitionen im Stromsektor mit sehr langen Amortisationszyklen (20-30 Jahre) verbunden. Fraglich ist, ob Forward-Märkte auch im Hinblick auf die typischen Amortisationszyklen genügend Investitionssicherheit und Risiko-Hedging ermöglichen. Typische Produkte auf Forward Märkten umfassen ‚Baseload‘ und ‚Peak‘, wobei das Peak-Produkt eine Lieferung im Zeitraum 8-20:00 an Wochentagen umfasst und daher nicht mit Spitzenzeiten im Sinne von ein paar hundert Stunden im Jahr übereinstimmt. Vor diesem Hintergrund existiert kein expliziter langfristiger Markt für Spitzenlastkraftwerke. [10] bringen das Problem bezüglich der Fristigkeiten auf den Punkt: Während der Aufbau von Kapazitäten einen Zeitraum von mehreren Jahren benötigt, können in der kurzen Frist potenzielle Blackouts/Versorgungsengpässen zu sehr hohen Kosten führen. Weitere Literatur einbauen: [13], [14], [15], Struktur von [16] verwenden, Hogan 1993 checken. Gute zusammenfassung [17]

Geopolitische Verwerfungen (Ukraine Krieg) haben zu Diskussionen rund um die Änderungen des Markt-Designs geführt und teilweise signifikante Markteingriffe bewirkt. Beispiel dafür ist die Abschöpfung von Übergewinnen für EE-Erzeuger in Österreich oder der iberische Gaspreisdeckel. Zudem besteht Unsicherheit über die Erwünschtheit von (vorwiegend fossilen) Kapazitäten für Versorgungssicherheit in Zukunft. Historisch betrachtet gab es in den letzten Jahren viele Änderungen in umweltpolitischer Hinsicht. Auf Basis dieser Erfahrung und unter Berücksichtigung der politischen Ziele (Klimaneutralität EU bis 2050, bzw. Österreich 2040) sind regulatorische Änderungen zu erwarten und in ihrer Auswirkung tendenziell unvorhersehbar. Darüber hinaus führt die potenzielle Einführung von KMs im eigenen Land möglicherweise zur Zurückhaltung von Investitionen, wenn diese KMs bestehende Anlagen nicht inkludieren.

Diese Voraussetzung kann tendenziell als erfüllt angesehen werden. Auf den Spot-Märkten bestehen zwar explizite Preisobergrenzen von €4.000 €/MWh im Single Day Ahead Coupling (SDAC) sowie 9.999 €/MWh im Single Intraday Coupling (SIDC) [18], [19]. Gemessen am durchschnittlichen Preisniveau sind diese Obergrenzen jedoch relativ hoch (im Rekordjahr 2022 lag der maximale Day-ahead Preis in der Gebotszone AT bei 919.64 €/MWh). In diesem Zusammenhang werden die Preisobergrenzen eher aus praktischen Gründen eingesetzt, um z.B. die Auswirkungen von miss-trades oder Sicherheitshinterlegungen zu begrenzen und weniger, um ein gesellschaftlich/politisches akzeptables Preisniveau vorwegzunehmen. Zusätzlich sind diese Preisobergrenzen dynamisch. In einer ursprünglichen Fassung [20] wurde die Preisobergrenze automatisch um 1.000 €/MWh erhöht, sobald 60% des Wertes in einer oder mehreren Gebotszone in einer Stunde erreicht werden. Dies wurde am 4. April 2022 in Frankreich erreicht, wo der Preis der Day-ahead Auktion das Niveau von 2.700 €/MWh überstieg. Infolgedessen wurde die Preisobergrenze von (damals geltenden) 3.000 €/MWh auf 4.000 €/MWh angehoben. [21]. Am 17.8 kam es erneut zu Preisspitzen in den baltischen Märkten, wobei die Obergrenze von 4.000 €/MWh erreicht wurde. Dies hätte eine Anhebung der Obergrenze auf 5.000 €/MWh fünf Wochen danach zur Folge gehabt. [22]. Auf Ansuchen der TSOs und wurde der Automatismus jedoch ausgesetzt, um das Signal steigender Preise im Kontext der Energiekrise zu vermeiden [23]. Daraufhin kam es zur Konsultation des Automatismus sowie einer Anpassung [18]. Demzufolge werden Preise um 500 €/MWh erhöht, wenn der Preis 70% der Obergrenze in zumindest zwei Zeitintervallen an zumindest zwei Tagen überschreitet.

Ausreichend Zahlungsbereitschaft (für ausreichend Kapazität zur Versorgungssicherheit) scheint nicht gesichert erfüllt zu sein. Es wurde bereits festgehalten, dass die Stromnachfrage in weiten Teilen unflexibel bzw. unelastisch ist. Unelastische Nachfrage kann prinzipiell als Ausdruck hoher Zahlungsbereitschaft gewertet werden, schließlich treten dadurch Preisspitzen öfter auf, wodurch es zu einem höheren Deckungsbeitrag für marginale Kraftwerke kommt. Im Fall von Strom ist das jedoch eher eine Folge von unzureichender Flexibilität, Steuerungsmöglichkeiten oder Kenntnis über den Preis zum jeweiligen Zeitpunkt und weniger Ausdruck einer hohen Zahlungsbereitschaft. Es könnte eher das Gegenteil der Fall sein, da Versorgungssicherheit den Charakter eines öffentlichen Guts aufweist und somit eine mangelnde Zahlungsbereitschaft vorhanden ist [24]