Die Deregulierung des Strommarkts in den Vereinigten Staaten von Amerika und insbesondere des Bundesstaates Kalifornien

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1 Einleitung

2 Regulierung und Deregulierung
2.1 Begriffsbestimmung
2.2 Zur Theorie der Regulierung
2.2.1 Normative Theorie der Regulierung
2.2.1.1 Natürliche Ausnahmebereiche
2.2.1.2 Politische Ausnahmebereiche
2.2.2 Positive Theorie der Regulierung
2.3 Die Regulierung der Elektrizitätswirtschaft
2.3.1 Das Marktverhalten
2.3.2 Die Marktstruktur
2.3.3 Der Marktzutritt
2.3.4 Besonderheiten in der Elektrizitätswirtschaft
2.4 Ordnungstheoretische Implikationen der Deregulierung
2.4.1 Die Deregulierung im engeren Sinne
2.4.2 Institutionelle Restrukturierungen
2.4.3 Alternativen zur Regulierung
2.5 Schlussbetrachtung

3 Die Stromwirtschaft der Vereinigten Staaten von Amerika
3.1 Historie
3.2 Die Infrastruktur der US amerikanischen Stromwirtschaft
3.3 Gesetzliche Bestimmungen auf Bundesebene
3.3.1 Der Public Utility Holding Company Act von
3.3.2 Der Public Utility Regulatory Policies Act von
3.3.3 Der Energy Policy Act von
3.3.4 Die Regulierungspolitik der FERC
3.3.4.1 Die Order 888 und 889†
3.3.4.2 Die Order
3.4 Gesetzliche Bestimmungen auf einzelstaatlicher Ebene
3.5 Derzeitiger Stand des Deregulierungsprozesses in den USA

4 Die Grundzüge der Deregulierung des Strommarkts in Kalifornien
4.1 Hintergründe und politische Maßnahmen der Deregulierung
4.2 Die veränderten Marktstrukturen
4.2.1 Die Großhandelsstufe
4.2.1.1 Erzeugung
4.2.1.2 Transport
4.2.1.3 Stromhandel
4.2.1.3.1 Die Strombörse CalPX
4.2.1.3.1.1 Der day-ahead-Markt
4.2.1.3.1.2 Der hour-ahead-Markt
4.2.1.3.2 Bilaterale Verträge
4.2.1.3.3 Der Ausgleichshandel
4.2.1.3.4 Block Forwards
4.2.2 Der Endverbrauchermarkt
4.2.2.1 Verteilung
4.2.2.2 Die Competition Transition Charge

5 Probleme in der deregulierten Stromwirtschaft von Kalifornien
5.1 Überblick
5.2 Anstieg des Elektrizitätsverbrauchs
5.3 Rückgang der Erzeugungskapazitäten
5.3.1 Fehlende Investitionen
5.3.2 Wasserkraftanlagen
5.3.3 Importe und Exporte
5.4 Steigende Kosten
5.4.1 Primärenergieträger
5.4.2 Emissionszertifikate
5.5 Marktmacht auf der Angebotsseite
5.5.1 Die Zusammenhänge des CAISO und CalPX Marktes
5.5.1.1 Der Ersatzreservemarkt
5.5.1.2 Die out-of-market Käufe
5.5.1.3 RMR Verträge
5.5.2 Anwendung strategischer Vorenthaltungskapazitäten
5.6 Regulierungsversagen auf der Nachfrageseite
5.6.1 Long-Term Verträge
5.6.2 Endpreisregulierung
5.7 Zusammenfassung

6 Neuere Entwicklung auf dem kalifornischen Strommarkt
6.1 Reaktionen und Maßnahmen zur Energiekrise
6.1.1 Vereinigte Staaten von Amerika
6.1.2 Bundesstaat Kalifornien
6.2 Derzeitiger Stand

7 Fazit

Literaturverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abb. 1: Der U.S. Primärenergieanteil in der Stromerzeugung

Abb. 2: Status der Deregulierung der einzelnen U.S. Bundesstaaten

Abb. 3: Primärenergieträger und Importe der kalifor. Stromerzeugung

Abb. 4: Altersstruktur der Kraftwerke in Kalifornien

Abb. 5: Erzeugungskapazitäten im Nordwesten der USA

Abb. 6: Die kalifornische Gaspreisentwicklung 1999-2001

Abb. 7: Preise der SCAQMD NOx Emissionszertifikate 2000-2001

Tabellenverzeichnis

Tab. 1: Stromnachfrage in Kalifornien nach Verbrauchergruppen

Tab. 2: Erzeugungskapazitäten und tatsächliche Stromerzeugung

Tab. 3: Stromgroßhandelspreise im day-ahead- und Futuresmarkt

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

Traditionell wurde die Elektrizitätswirtschaft in ihrer Gesamtheit als natürlicher Monopolbereich angesehen, von dem angenommen wurde, dass sich kein wirksamer Wettbewerb bilde und der demnach zu regulieren sei. Als Gegenleistung für die Beistimmung eines Monopolstatus, bei dem unter Aufsicht einer Regulierungsinstitution keine Überrenditen erzielt werden sollten und die Unternehmen keinem Risiko durch Wettbewerb ausgesetzt waren, wurden den Unternehmen soziale und politische Verpflichtungen auferlegt. Die Sichtweise wird in der heutigen Zeit jedoch als überholt angesehen, auch wenn sich der Ordnungsrahmen der Stromwirtschaft in den entwickelten Ländern lediglich sukzessiv verändert.

Ein deutlicher Wandel hin zu Deregulierungstendenzen in der Elektrizitätswirtschaft ist seit Anfang der neunziger Jahre in verschiedenen Ländern zu beobachten. In Nordamerika ist der Deregulierungsprozess auf unterschiedliche Weise in den einzelnen Bundesstaaten strukturiert und uneinheitlich vorangeschritten. Mit der Umstrukturierung der Elektrizitätswirtschaft in Kalifornien übernahm der westliche Bundesstaat die Vorreiterrolle in den USA. Unvorhergesehne Begebenheiten stellten dabei den kalifornischen Strommarkt vor Probleme, die den weiteren Verlauf nach Inkrafttreten der Regulierungsreformen drastisch beeinflussten.

Ziel dieser Arbeit ist es, zunächst einen Überblick über die elektrizitätswirtschaftlichen Deregulierungsdiskussionen im Allgemeinen zu verschaffen sowie die grundsätzlichen stromwirtschaftlichen Rahmenbedingungen in den Vereinigten Staaten von Amerika darzustellen. Im Speziellen werden der Deregulierungsprozess und die Folgen auf dem Strommarkt im Bundesstaat Kalifornien bis zum gegenwärtigen Zeitpunkt aufgezeigt.

2 Regulierung und Deregulierung

2.1 Begriffsbestimmung

Unter dem Begriff der Regulierung werden die staatlichen Interventionen subsumiert, welche die Gewerbe- und Vertragsfreiheit der Wirtschaftsubjekte einschränken^[1]. Bei der staatlichen Regulierung werden die Strukturen der Märkte und das Verhalten der Marktteilnehmer durch den Staat vorgeschrieben und somit der Wettbewerb außer Kraft gesetzt. Dieses findet in der Regel in Märkten statt, in denen ein Versagen des Marktmechanismus angenommen und typischerweise damit begründet wird, dass ein ungehinderter Wettbewerbsprozess zu unerwünschten Marktergebnissen führt^[2].

Unter dem Begriff der Deregulierung werden im Umkehrschluss diejenigen Maßnahmen staatlicher Institutionen verstanden, welche darauf gerichtet sind, das auf reglementierten Märkten vorhandene Wettbewerbspotential dann in Kraft zu setzten und zu fördern, wenn die der Regulierung zugrunde liegenden Vorstellungen über den Marktprozess oder seiner Ergebnisse unzutreffend und daher unbegründet sind^[3].

2.2 Zur Theorie der Regulierung

Traditionell beschäftigt sich die Regulierungstheorie vor allem mit den Bereichen der Volkswirtschaft, in denen der Staat planend und steuernd eingreift oder gar über öffentliche Unternehmen die Produktion selbst übernimmt. Es werden Untersuchung von qualitätssichernden staatlichen Eingriffen vorgenommen, die all diejenigen Güter betreffen, deren Qualität durch Sicherheitsvorschriften, Haftungsregeln, Mindeststandards und Normen reguliert werden. Neben der staatlichen Setzung von Mindeststandards gibt es eine Vielzahl von staatlichen Interventionen, die die Regeln für Marktprozesse festlegen. Letztlich gehört deshalb die Theorie der Rahmenbedingungen von Wettbewerbsprozessen und Wettbewerbsgesetzgebungen zur Regulierungstheorie^[4].

Grundsätzlich lassen sich in der Literatur die Ansätze der staatlichen Wettbewerbsregulierungen, welche sich aus verschiedener Sichtweise mit wettbewerblichen Ausnahmebereichen befassen, in die normative und positive Theorie der Regulierung unterteilen.

2.2.1 Normative Theorie der Regulierung

Die normative Theorie der Regulierung geht von dem theoretisch erreichbaren Wohlfahrtsoptimum bei vollständiger Konkurrenz, dem Pareto-Optimum, aus und untersucht, unter welchen Bedingungen dieses verfehlt wird^[5]. Es werden alle Ansätze zusammengefasst die zu begründen versuchen, weshalb in bestimmten Bereichen Wettbewerb unerw-nscht und unmöglich ist. Zusätzlich zeigt die normative Theorie der Regulierung in diesen Ausnahmebereichen besser geeignete Lenkungsmechanismen auf^[6].

In der normativen Theorie wird zwischen den ökonomischen Ursachen für unerwünschte Wettbewerbsergebnisse (sogenannte natürliche Ausnahmebereiche) und den sonstigen Zielen, die durch Wettbewerb nicht erreicht werden (sogenannte politische Ausnahmebereiche) unterschieden^[7].

2.2.1.1 Natürliche Ausnahmebereiche

Führt der Wettbewerb nicht zu den gewünschten Ergebnissen, spricht man von Marktversagen, darunter werden Konstellationen verstanden, in denen der Wettbewerb keine allokativ effizienten Ergebnisse liefert und indem mindestens eine der Marginalbedingungen für die Pareto-Optimalität des Gleichgewichts ung-ltig ist^[8]. Mögliche Ursachen für Marktversagen sind natürliche Monopole, das Vorliegen externer Effekte, ruinöse Konkurrenz und Informationsasymmetrien.

Als natürliches Monopol wird eine Situation bezeichnet, in der die firmeninterne Kostendegression im Verhältnis zur gegebenen Marktgröße von so großer Bedeutung ist, dass im Wettbewerb auf Dauer nur ein Unternehmen überleben würde^[9]. Mit anderen Worten herrscht Subadditivität der Kosten, d. h. die gesellschaftliche Kostenfunktion hat eine solche Gestalt, dass die insgesamt hergestellte Menge eines einzelnen Anbieters die Nachfrage zu geringeren Kosten decken kann, als die Summe aller Kostenfunktionen mehrerer Anbieter von Teilmengen^[10]. Für ein Monopolverhalten sind irreversible und damit versunkene Kosten eine Voraussetzung. Diese versunkenen Kosten entstehen durch Investitionen in Produktionsbereichen, die eine mehrperiodische Nutzung vorsehen und nicht ohne Wertverluste in andere ökonomische Bereiche transferierbar sind^[11]. Zusätzlich muss die Bedingung gegeben sein, dass auch bei Wettbewerb keine Produkt- oder Prozessinnovation zu erwarten sind, wodurch die Mehrkosten der Investition nicht durch Kostensenkungen infolge von Innovation ausgeglichen werden können.

Bei Bestehen eines natürlichen Monopols ist davon auszugehen, dass der gewinnmaximierende Anbieter einen höheren Preis setzen wird als auf einem Markt mit vollständiger Konkurrenz. Liegt bei der Optimalitätsbedingung der vollständigen Konkurrenz der Preis gleich hoch mit den Grenzkosten, so wird der Anbieter im natürlichen Monopol, um Defiziten vorzubeugen, seine langfristigen Durchschnittskosten, infolge hoher Anfangsinvestitionen, den Grenzkosten im Preis hinzuaddieren^[12]. Sofern der Anbieter den Grenzerlös den Grenzkosten gleichsetzt und die Nachfrage nicht völlig unelastisch ist, werden aufgrund der höheren Preise niedrigere Mengen abgesetzt und es kommt zu allokativen Ineffizienzen, den sogenannten Wohlfahrtsverlusten^[13]. Liegt ein natürliches Monopol vor, so hat der Staat mit Kontroll- und Anreizmechanismen dafür Sorge zu tragen, dass der Monopolist nicht eine geringere Menge zu einem höheren Preis anbietet als dies bei Wettbewerb der Fall wäre. Da der Monopolist bei der wohlfahrtsoptimalen Preisbildung einen Fehlbetrag infolge der hohen Investitionskosten erwirtschaftet, muss der Staat zudem einen Ausgleich schaffen. Die kann zum Beispiel durch staatliche Subventionen oder feste Durchschnittkostenpreise geschehen.

Als weitere mögliche Ursache bedeuten die externen Effekte, dass die Aktivitäten eines Wirtschaftssubjekts auf mindestens ein anderes Wirtschaftssubjekt wirken, ohne das jenes bei Vorteilhaftigkeit (positiv) bezahlen muss, oder bei Nachteiligkeit (negativ) entschädigt wird^[14]. Die Preise geben bei externen Effekten falsche Signale für die Allokation knapper Ressourcen, wenn nicht alle Kosten berücksichtigt bzw. internalisiert werden^[15]. Für den Staat wird daraus die Aufgabe abgeleitet, in die Allokation der Ressourcen einzugreifen und etwa über Steuern oder Abgaben die verursachten negativen Effekte zu belasten.

Der Preisverfall eines Gutes, die unterdurchschnittlichen Gewinne bzw. die Verluste, die hohe Unternehmenssterblichkeit und eine niedrige Faktorentlohnung in einer bestimmten Branche sind Merkmale einer ruinösen Konkurrenz^[16]. Diese kennzeichnet eine Politik, bei der ein oder mehrere Unternehmen ihre Produkte unter Selbstkosten anbieten, um ihre Marktanteile zu erhöhen, andere Anbieter zu verdrängen und um eine beherrschende Marktstellung zu erreichen^[17]. Nach gelungener Verdrängung der Konkurrenz kann es dazu kommen, dass der oder die überlebenden Unternehmen die Preise monopolistisch stark erhöhen. Hierbei wird ein regulierender Eingriff des Staates als notwendig angesehen, da zuviel Wettbewerb vorhanden ist.

Schließlich kann die Informationsasymmetrie als mögliche Ursache für Marktversagen herangezogen werden, in der es sich um die ungleich verteilte Informationsbasis der Akteure innerhalb einer Transaktion handelt. Einerseits geschieht dies in der asymmetrischen Informationsverteilung. Hierbei besitzt der eine Transaktionspartner einen Informationsvorsprung über entscheidungsrelevante Faktoren der Transaktion gegenüber dem anderen Teilnehmer und kann diesen Informationsvorsprung zu Lasten des schlechter informierten Partners ausnutzen (ex-ante = adverse selection und ex-post = moral hazard). Andererseits fehlt bei der zeitlichen Informationsasymmetrie allen Transaktionspartnern gleichermaßen das Wissen über mögliche zuk-nftige Ereignisse, welche die potentielle Transaktion beeinflussen kann. Im Gegensatz zur asymmetrischen Informationsverteilung stellt die zeitliche Informationsasymmetrie jedoch kein Marktversagen dar, sondern ist eine normale Begleiterscheinung des täglichen Lebens, in dem keine Regulierungseingriffe begründet werden können^[18].

2.2.1.2 Politische Ausnahmebereiche

Neben den wirtschaftlichen Gründen für staatliche Eingriffe in den Markt werden zudem als Argumente politische Ziele angeführt, die auch mit Wettbewerb nicht erreicht werden. Sie lassen sich folgendermaßen zusammenfassen:

- Die bedarfsgerechte Verteilung des Sozialprodukts kann der marktleistungsgerechten Einkommensverteilung widersprechen. Neben den klassischen Instrumenten einer Umverteilungspolitik durch Steuern und Subventionen werden staatlich administrative Preise zur Zielerreichung eingesetzt (redistributive Preise).
- Die regulativen Eingriffe lassen sich mit der Bereitstellung einer politisch gewollten Infrastruktur begründen, etwa im Sinne der Betriebssicherheit, des Verbraucherschutzes, der Vorsorge für den Krisenfall oder der erfolgreichen Entwicklung der Wirtschaft (Industriepolitik).
- Eine korrekturbedürftige Nachfragefunktion ergibt sich, wenn der gesellschaftliche Nutzen bestimmter Güter und Dienstleistungen nach Ansicht der Politiker größer ist als der, der dem individuellen Nutzen entgegenkommt (meritorische Güter)^[19].

2.2.2 Positive Theorie der Regulierung

Die positive Theorie der Regulierung versucht dagegen die Analyse des politischen und historischen Verhaltens in die traditionelle ökonomische Analyse mit einzubeziehen und untersucht die Folgen der dort institutionalisierten Lenkungsmechanismen^[20]. Ein Denkansatz besteht darin, dass ein Markt für Ausnahmebereiche und Regulierung besteht. Politiker treten dabei als Anbieter und Unternehmen bzw. Interessengruppen als Nachfrager von Regulierungsleistungen auf. Während die Politiker vor allem Wählerstimmen und sonstige Unterstützungen benötigen, ziehen die Unternehmen die Begebenheit einer Regulierung den unsicheren Ereignissen des Wettbewerbs vor. Diese basiert zumeist unter Vorgabe von Branchenbesonderheiten. Anbieter und Nachfrager streben gemeinsam danach, ihren individuellen Nutzen zu maximieren. Die positive Regulierungstheorie liefert somit Erklärungen für das Zustandekommen von Regulierungen, die normativ nicht begründbar sind^[21].

2.3 Die Regulierung der Elektrizitätswirtschaft

Die wettbewerbspolitische Ausnahmestellung in der Elektrizitätswirtschaft wird unter R-ckgriff auf die energiepolitischen Ziele gestützt, die auf der Preisgünstigkeit der Energieversorgung, der Versorgungssicherheit und dem Schutz der natürlichen Lebensgrundlagen beruhen^[22].

Bei der Begründung der elektrizitätswirtschaftlichen Regulierung wird auf die Argumentationslinien des Marktverhaltens, der Marktstruktur, des Marktzutritts und vor allem auf die Besonderheiten in der Elektrizitätswirtschaft zurückgegriffen.

2.3.1 Das Marktverhalten

Der entscheidende Ansatzpunkt für die Regulierung des Marktverhaltens in der Stromwirtschaft richtet sich auf die Kontrolle der Elektrizitätspreise. Es besteht die theoretische Möglichkeit allokative Ineffizienzen abzumildern, da effiziente Preise bezüglich der Nachfrage, die Absatzmengen und langfristig die optimalen Investitionen bestimmen. Indirekt können zusätzlich die technische Effizienz sowie die X-Effizienz, d. h. die überhöhten Kosten der EVU^[23], positiv beeinflusst werden. Hierbei kann die Regulierungsinstitution die gesellschaftliche Wohlfahrt maximieren, indem die Endverbraucherpreise als auch die Preise auf den vorgelagerten Produktionsstufen den Grenzkosten entsprechen^[24].

2.3.2 Die Marktstruktur

Die Regulierungsbegründung in der elektrizitätswirtschaftlichen Strommarktstruktur basiert auf der technischen Struktur, die konventionell in die Stufen der Stromerzeugung, des Stromtransports und der Stromverteilung aufgegliedert ist. Die Beziehungen der Branchenstruktur innerhalb der Stufen sind in ihrer Ganzheit durch verschiedene vertragliche Absprachen horizontaler und vertikaler Natur gekennzeichnet^[25]. Da die scheinbare Vielfalt existierender Versorgungsunternehmen die Konzentration und Ansammlung von Marktmacht verdeckt und der Großteil der Stromerzeugung auf wenige Unternehmen fällt (horizontale Integration), die über vielgestaltige Kapitalverflechtungen mit Unternehmen der Transport- und Verteilerstufen verbunden sind (vertikale Integration), wird die Monopolstellung abgesichert^[26]. Die Branchenstruktur in ihrer gesamten Betrachtung legt somit einen hohen Integrationsgrad für regulative Eingriffe bei der Existenz eines natürlichen Monopols offen.

2.3.3 Der Marktzutritt

Das Verhalten in der Stromwirtschaft wird durch den möglichen Markteintritt potentieller Konkurrenten dadurch beeinflusst, dass neue Anbieter durch kostenbedingte und gesetzliche bzw. institutionelle Eintrittsbarrieren gehemmt sind am Markt zu partizipieren. Die kostenbedingten Eintrittsbarrieren ergeben sich aus den irreversiblen Kosten, die ein Newcomer gegenüber dem schon eingesessenen Unternehmen aufbringen muss, um am Markt aktiv zu werden.

Ein regulatives Argument des Marktzutritts ergibt sich aber aus dem Kritikpunkt des „Rosinenpickers“ in der Elektrizitätswirtschaft. Weicht dabei die Preisstruktur von der Kostenstruktur ab, so kann ein Anreiz bestehen, Teile der Versorgung auch zu niedrigen Preisen gewinnbringend zu übernehmen^[27]. Die neuen Anbieter werden somit nur in den Teilmärkten agieren, in denen lukrative Geschäfte zu erwarten sind und keine versunkenen Kosten entstehen^[28]. Das Ziel der Regulierung ist es, die Monopolisten vor dem Ausfall dieser Gewinne zu sch-tzen, um Quersubventionen in kostenintensivere gemeinwirtschaftliche Bereiche sicherzustellen.

2.3.4 Besonderheiten in der Elektrizitätswirtschaft

Die Elektrizitätswirtschaft weist einige Besonderheiten zu anderen Branchen auf, die nicht allein durch politische Aufgaben begründet sind, wie beispielsweise der Umweltschutz, die Anschluss- und Versorgungspflicht zu Einheitstarifen im Raum etc.. Zusätzlich bilden die technischen Besonderheiten normative Argumente für die Regulierung der Elektrizitätswirtschaft in der vergangenen Zeit.

Im Erzeugungsbereich fallen bei der Herstellung von Strom mehrere, vor allem Abwärme und erzeugungsabhängige umweltbelastende Kuppelprodukte an. Zudem unterliegt die Nachfrage nach Strom zeitlichen Schwankungen. Da Strom nicht bzw. kaum speicherbar ist, muss die Produktionskapazität an die höchst auftretende Nachfrage angepasst sein und im Zeitpunkt ihrer Nachfrage produziert werden^[29]. Übersteigt dabei die Leistungsentnahme der Verbraucher die Stromeinspeisung der Erzeuger, so „bricht“ das Netz zusammen und es kommt zu Elektrizitätsausfällen in der Versorgung, den sogenannten Blackouts^[30]. Die Elektrizität ist leitungsgebunden, d. h. dass die stromproduzierenden Unternehmen zu den Abnehmern durch ein Übertragungsnetz miteinander verbunden sein m-ssen. Die Netze und Erzeugungsanlagen sind sehr fixkosten- und kapitalintensiv, führen zu versunkenen Kosten und sind überdies durch lange Planungs- und Bauzeiten charakterisiert, was die kurzfristige Flexibilität des Angebots beeinträchtigt.

Im Verteilungsbereich und zum Teil im Übertragungsbereich liegen die Bedingungen eines natürlichen Monopols vor^[31], da die Kosten der getrennten Versorgung jeder möglichen Abnehmergruppe oder Kombination von Abnehmergruppen durch mehrere Anbieter im Normalfall höher sind als die gemeinsame Versorgung aller Abnehmergruppen durch einen einzigen Anbieter. Die Versorgung durch eine Übertragungsleitung ist kostengünstiger als die Verlegung von Parallelleitungen, solange eine Substitutionsmöglichkeit für den kabelgebundenen Stromtransport zu vergleichbaren Kosten nicht in Sicht ist^[32].

2.4 Ordnungstheoretische Implikationen der Deregulierung

Grundsätzlich ist in einer marktwirtschaftlichen Ordnung nicht die Deregulierung begründungsbedürftig, sondern die Regulierung. Da wettbewerbliche Marktmechanismen im Normalfall theoretisch überzeugend sind und praktisch ihre Leistungsfähigkeit unter Beweis stellen, ist für jede Art von staatlichen Markteingriffen deren Notwendigkeit darzulegen. In Kapitel 2.2 wurden Ausnahmebereiche für die Regulierung beschrieben, denen aber gleichwohl Implikationen der Deregulierung entgegengebracht werden können. Vor allem zur Reduzierung von Preisen und Markteintrittsbarrieren ist dies der Fall^[33].

Ordnungstheoretische Implikationen für die Deregulierung lassen sich in drei Gruppen aufteilen. Erstens in die deregulierenden Maßnahmen im engeren Sinne, zweitens in die institutionelle Restrukturierung zur Ausweitung der wettbewerblich gesteuerten Bereiche und schließlich in die Alternativen zur konventionellen Regulierung für natürliche Monopole^[34].

2.4.1 Die Deregulierung im engeren Sinne

Die Deregulierung im engeren Sinne fasst alle Maßnahmen zusammen, die die Preis-, Qualitäts- und Marktzutrittsinterventionen reduzieren. Regulative Eingriffe in den Preis werden durch Schätzungen vorgenommen, die kaum die Genauigkeit von Marktergebnissen erreichen werden und damit nur einen Notbehelf bei dem Versuch darstellen, Marktmissbrauch zu verhindern. Zusätzlich bietet die Preisregulierung keine hinreichende Bedingung für die Begründung staatlicher Preiseingriffe, da in der Regel alternative Möglichkeiten der Ausf-llung eines kollektiven Handlungsbedarfs bestehen^[35].

Die F-lle einzelner Sachverhalte und Argumente, die in der Qualitätsregulierung umfasst werden, rechtfertigt keine zusammenfassende Bewertung. Obwohl mehrere Begründungen für eine Qualitätsregulierung identifiziert werden können, ist das Deregulierungspotenzial hier beträchtlich, da Staatseingriffe in vielen Branchen weit über das akzeptable Maß hinausgehen und restriktiver und unflexibler gehandhabt werden als inhaltlich geboten^[36].

Die Marktzugangsregulierung ist ein häufig eingesetztes Instrument, das für eine Menge von Ineffizienzen herangezogen werden kann, da es in einer ganzen Reihe von Märkten nicht nur den aktuellen Wettbewerb, sondern vor allem auch die disziplinierende Wirkung potentieller Konkurrenz verhindert oder beschränkt^[37]. Im vorgenannten Beispiel des Rosinenpickers (vgl. Kap. 2.3.3), in dem Monopolunternehmen mittels Quersubventionierung gemeinwirtschaftliche Aufgaben erf-llen die bei Eintritt eines Newcomers nicht mehr zu realisieren sein würden, gibt es bei Akzeptanz der entsprechenden Ziele unterschiedliche Möglichkeiten. Auf der einen Seite besteht die Möglichkeit der Ausdehnung der Auflagen an die neuen Anbieter zu bedingen und auf der anderen Seite kann die Möglichkeit der direkten Verfolgung der Ziele mit anderen wirtschaftlichen Mitteln entschieden werden^[38]. Eine ökonomische Begründung für institutionelle Markteintrittsbarrieren lässt sich daraus nicht ableiten, sondern stellt in monopolistischen und anderen Sektoren ein Deregulierungsziel dar.

2.4.2 Institutionelle Restrukturierungen

Unter dem Begriff der institutionellen Restrukturierung werden Situationen verstanden, die auf die ökonomisch organisatorische Gliederung der Entscheidungseinheiten abzielen und große praktische Relevanz in bisher monopolistischen Bereichen finden. Natürliche Monopole erfordern einen hohen Grad an horizontaler und vertikaler Integration und schließen somit Bereiche ein, die nicht unbedingt bei einzelner Betrachtung Marktversagen verursachen. Eine entsprechende Desintegration der Unternehmen ermöglicht die ordnungspolitischen Entscheidungen für jede Stufe separat zu treffen und damit wettbewerbliche Bereiche auszuweiten^[39]. Somit werden die Quersubventionen reduziert und Vergleiche zwischen Unternehmen in verschiedenen Regionen erlaubt, welche die Disziplinierungswirkung in Richtung auf effizientere Preisstrukturen, Kostengestaltungen und Produktpolitiken erhöhen. Zusätzlich können dadurch die Markteintrittsbarrieren gesenkt und die Zahl der unternehmerischen Einheiten für wettbewerbliche und innovative Impulse vergrößert werden^[40].

Die mangelnde Funktionstrennung zwischen Unternehmens-, Regulierungs- und politischen Instanzen ist ein zusätzliches Problem, da Träger von Regulierungsfunktionen direkt in allgemeinpolitische Prozesse integriert bzw. von diesen abhängig sind. Dies ermöglicht die Instrumentalisierung von Regulierungsentscheidungen für andere Ziele und kurzfristigen politischen Opportunismus. Besonders in öffentlichen Unternehmen ist es schwierig die Regulierungsinstanzen und Leitorgane der regulierten Unternehmen zu trennen, da diese zumeist personell identisch oder in ihre Interessenlage eng verkn-pft sind^[41]. Hierdurch können weite Spielräume zu Lasten der Kunden, aktueller und potentieller Konkurrenten und der ökonomischen Effizienz eröffnet werden.

2.4.3 Alternativen zur Regulierung

Trotz der Deregulierungspotentiale verbleiben einzelne Fälle resistenter natürlicher Monopole, die systematische Ineffizienzen erwarten lassen. In diesen Fällen können zwei Alternativen aufgezeigt werden, die beide gemeinsam haben, dass der kollektive Handlungsbedarf weitgehend ohne staatliche Interventionen ausgef-llt werden kann.

Zum einem kann die Regulierung durch organisierte Ausschreibungsmodelle ersetzt werden, die die Vergabe eines Auftrages an den nach Preis und Qualität günstigsten Bieter erteilt. Somit wird eine Ausschöpfung der Subadditivität ermöglicht und wirksame Anreize zu allokativer, technischer und qualitativer Effizienz geschaffen^[42]. Zum anderen kann ein organisierter Kontrollwettbewerb etabliert werden, der die Institutionalisierung eines Wettbewerbs auf Leitungsebene der einzelnen Unternehmen beinhaltet. Hierbei bestimmen die Kunden die Mitglieder einer Kontrollinstanz, die über die Unternehmen wachen^[43].

2.5 Schlussbetrachtung

Im Bezug auf die Stromwirtschaft hat sich die Ansicht zur Regulierung im Laufe der letzten Jahre verändert. Offiziell begründeten sich die staatlichen Eingriffe in der Stromwirtschaft auf die normative Theorie der Regulierung, deren Argumente allerdings in der Gegenwart in Frage gestellt werden. Die Ursache für das hohe Preisniveau wird im Regulierungssystem gesehen, dass durch den Wettbewerbsausschluss die potenzielle Erwirtschaftung unangemessener Monopolrenten eröffnete. Aufgrund der Deregulierungsdiskussionen haben sich neue Argumente gebildet, die die Regulierung in der Elektrizitätswirtschaft in Zweifel ziehen und Schritte hin zu einem Markt mit Wettbewerb erwägen. So haben beispielsweise auch andere, unregulierte Branchen eine hohe Fixkostenbelastung und eine lange Ausreifungszeit der Investitionen. Ferner unterstellt die Regulierung die Bedingung für ein natürliches Monopol in der gesamten Stromwirtschaft. Die Strukturen in der Elektrizitätswirtschaft m-ssen jedoch getrennt voneinander betrachtet werden. Bei isolierter Sichtweise der Stromwirtschaftsbereiche haben die Regulierungsbedingungen eines natürlichen Monopols für den Verteilungsbereich und z. T. für den Transportbereich G-ltigkeit. Diese Bedingungen sind allerdings nicht auf die Erzeugungsstufe übertragbar, da die durch einen großen Kraftwerkspark erzielbaren Portfolioeffekte bei der Lastoptimierung bereits ab einer Dimension die unterhalb der Größe des Gesamtmarkts liegt, ausgeschöpft sind^[44]. Somit ist bei Betrachtung der einzelnen Stromwirtschaftsbereiche die Rechtfertigung zum gesamten wettbewerblichen Ausnahmebereich nicht weiter tragbar und der Trend hin zu deregulierten Elektrizitätsmärkten beobachtbar.

3 Die Stromwirtschaft der Vereinigten Staaten von Amerika

3.1 Historie

Am 2. September 1882 wurde in New York die öffentliche Produktion von Elektrizität aufgenommen, in der ein Generator etwa 400 Lampen mit Energie versorgte. In den darauffolgenden Jahren wurden in vielen amerikanischen Städten ähnliche Versorgungseinrichtungen geschaffen und es entstanden zahlreiche neue Firmen, die jeweils kleinere Gebiete mit Elektrizität versorgten. Hohe Transportverluste und geringe Generatorgrößen machten eine zentrale Versorgung größerer Gebiete unmöglich^[45].

Im Jahre 1911 entstand das erste kleine Verbundsystem, in dem mehrere kleine regionale Netze miteinander verkn-pft wurden. Diese Innovation setzte sich mehr und mehr durch und es begann in den 20er Jahren ein starker Konzentrationsprozess. Holdinggesellschaften etablierten sich am Markt, die entweder als reine Dachgesellschaften fungierten oder Elektrizitätserzeuger darstellten, die Anteile an anderen Produzenten hielten. Im Jahre 1932 war dieser Prozess so weit vorangeschritten, dass 16 Holdinggesellschaften über 75% der erzeugten Energie verfügten^[46].

3.2 Die Infrastruktur der US amerikanischen Stromwirtschaft

Die Infrastruktur der Stromwirtschaft wird in die Funktionen und Bestandteile unterteilt. Die Funktionen werden dabei in ihre technische Struktur der Stromerzeugung, des Stromtransports und der Stromverteilung gegliedert, während sich die Bestandteile am Markt in den Großhandels- und Endverbrauchermarkt teilen lassen.

Bei der Stromerzeugung wird die chemische Energie fester, flüssiger oder gasförmiger Brennstoffe, die Bindungsenergie von Atomkernen, die kinetische Energie des Wassers und des Windes, die Wärmeenergie der Erde oder die Sonnenenergie in elektrische Energie umgewandelt. Innerhalb der USA ist der Primärenergieeinsatz unterschiedlich verteilt und variiert zwischen den einzelnen Bundesstaaten. Überwiegend werden auf der gesamten Bundesebene fossile Brennstoffe eingesetzt, deren Hauptanteil der Kohle zukommt (siehe Abbildung 1). Auf amerikanischer Bundesebene existieren zwei Arten von Stromerzeugern. Zum einen die öffentlichen und privaten Stromerzeuger, die ihre Elektrizität zur öffentlichen Versorgung der Endverbraucher anbieten und zum anderen die privaten, unabhängigen Erzeuger, die den produzierten Strom für sich selbst nutzen und / oder an andere Versorgungsunternehmen weiterverkaufen^[47].

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1: Der U.S. Primärenergieanteil in der Stromerzeugung, Okt. 2000

Quelle: EIA 2000 (b), S. 11; eigene Darstellung

Die Elektrizitätsübertragung im Höchstspannungsnetz erfolgt von den Erzeugungsanlagen mittels Leitungen über zumeist weitere Distanzen. In den Vereinigten Staaten teilen sich die Übertragungsleitungen in drei große Netzsysteme, das Western, das Eastern und das Texas Interconnect, auf. Das Texas Interconnect besteht als separates Netz, das nicht mit den anderen beiden Netzen verbunden ist. Die Eastern und Western Netze sind zusammengeschlossen, zu einigen Provinzen in Quebec verbunden und gleichzeitig in das kanadische Stromnetz integriert^[48]. Zusätzliche sind die Netze der Western und Texas Interconnect mit einigen Regionen Mexikos verlinkt. Größter Eigent-mer der Übertragungsleitungen in den USA sind die privaten Versorgungsunternehmen, die knapp dreiviertel der Netze besitzen^[49].

Unter der Stromverteilung wird die Stromversorgung von den EltVU zu den Endkunden verstanden. Hierbei wird der Strom über Umspannanlagen auf eine niedrigere Spannung transformiert und über Niederspannungsnetze zu den Verbrauchern geleitet. Zu den Endkunden im Endverbrauchermarkt zählen vor allem die Haushalte, die Gewerbe- und die Industriekunden die mit Elektrizität versorgt werden^[50]. Der amerikanische Verbrauch belief sich insgesamt im Jahre 1998 auf rund 3.240 Millionen Megawattstunden.

Im Gegensatz zu dem Endverbrauchermarkt, der die Endabnehmer auf der Verteilungsstufe mit Strom versorgt, werden auf dem Stromgroßhandelsmarkt hohe Mengen der produzierten Elektrizität zwischen den Unternehmen gehandelt. Die Unternehmen auf der Erzeugungs- und Übertragungsstufe treten dabei direkt oder indirekt als Anbieter von Strom auf, den die weiterverteilenden Versorgungsunternehmen zur Deckung des Endverbraucherbedarfs nachfragen.

3.3 Gesetzliche Bestimmungen auf Bundesebene

3.3.1 Der Public Utility Holding Company Act von 1935

Der Public Utility Holding Company Act (PUHCA) aus dem Jahre 1935 hatte die nachhaltige Zerschlagung der staatsübergreifenden Holdinggesellschaften in der Stromwirtschaft zum Hauptziel und sollte den Neuorganisationsprozess überwachen. Die Zerschlagungsbestimmungen zwangen die Versorgungsunternehmen auf die geographische Beschränkung räumlich abgetrennter Versorgungsgebiete einzelner Bundesstaaten. Es entstanden die sogenannten Gebietsmonopole, in diesen die Unternehmen das ausschließliche Recht auf Versorgung der ansässigen Verbraucher hatten. Die Neuorganisation hatte zum Prinzip, die Holdinggesellschaften nur in räumlich benachbarten Gebieten und bei ökonomisch sinnvollen Kooperationsmöglichkeiten der einzelnen EltVU zuzulassen. Diese Aufgabe erwies sich als äußerst langwierige Prozedur und wurde erst Anfang der 60er Jahre abgeschlossen^[51].

3.3.2 Der Public Utility Regulatory Policies Act von 1978

Der U.S. Gesetzgeber verabschiedete im Jahre 1978 den Public Utility Regulatory Policies Act (PURPA) um zur Energieeinsparung und zum effizienten Ressourceneinsatz beizutragen. Durch den PURPA wurden die EVU verpflichtet qualifizierte, unabhängige Stromerzeuger, d. h. Stromeigenerzeuger die den größten Teil der Stromproduktion für sich selbst nutzen, an das Netz der Gebietsmonopolisten anzuschließen und den Strom zu „angemessenen und gerechten“ Preisen abzunehmen^[52]. Die geschlossenen Versorgungsgebiete blieben durch diese neue Gesetzgebung unangetastet, da die Endversorgung mit Elektrizität weiterhin von gebietsmonopolistischen Unternehmen vorgenommen wurde^[53].

3.3.3 Der Energy Policy Act von 1992

Zur Reduzierung der Markteintrittbarrieren schuf der amerikanische Gesetzgeber mit dem Energy Policy Act (EPAct) aus dem Jahre 1992 eine neue Kategorie von Energieerzeugern, die Exempted Wholesale Generators (EWG). Durch die eingeführten Bestimmungen wurden die EWG angehalten, den Strom exklusiv an andere Energieerzeuger im U.S. Großmarkt zu verkaufen. Um die Teilnehmerzahl auf der Anbieterseite des Großhandelsmarkts zu erhöhen, wurden die EWG nicht den geographischen Beschränkungen unterworfen und von den meisten Restriktionen des PUHCA und des PURPA befreit. Für eine Steigerung auf der Nachfrageseite im Großhandelsmarkt war der amerikanischen Regulierungskommission auf Bundesebene erstmals die Möglichkeit zur Anordnung von Durchleitungen durch fremde Netze dadurch gegeben, dass unabhängige Erzeuger und gebietsfremde EltVU ihren Strom konkurrierenden Nachfragern anbieten konnten^[54]. Diese intensive Regulierung des Stromtransports führte zu etwas mehr Wettbewerb in der Stromwirtschaft und zu einer partiellen Deregulierung der Stromerzeugung.

3.3.4 Die Regulierungspolitik der FERC

Die amerikanische Bundesregierung etablierte durch den Federal Power Act aus dem Jahre 1935 eine eigene Regulierungskommission, die Federal Power Commission (FPC, später Federal Energy Regulatory Commission).

Die Federal Energy Regulatory Commission (FERC) ist die hauptsächliche Regulierungsinstitution für EltVU auf Bundesebene. Sie besteht aus 5 Kommissionsmitgliedern, die vom Präsidenten in Übereinstimmung mit dem Senat ernannt werden. Die FERC reguliert bei den zwischenstaatlichen Elektrizitätsübertragungen und bei der Durchleitung die Preisbildung im Elektrizitätsgroßhandel. Des Weiteren regelt sie die grundsätzliche Zusammenarbeit zwischen den EltVU und sonstigen Stromerzeugern, die in das Netz der öffentlichen Stromversorgung einspeisen^[55].

3.3.4.1 Die Order 888 und 889†

Gestützt auf die existierende Bestimmung des Federal Power Act, der für alle Preise und sonstigen Konditionen auf der Großhandelsebene das Prinzip der Nichtdiskriminierung festlegte, schrieb die FERC mit der Verordnung 888 vom April 1996 („Open Access“ Order 888) ein Common-Carrier-Modell vor, das eine striktere Regulierung des Stromtransports gegenüber dem EPAct vorsah und die wirksame Durchsetzung von nichtdiskriminierenden Netznutzungsrechten auf der Großhandelsstufe erlaubte^[56]. Die beiden zentralen Elemente eines Common-Carrier-Modells der Open Access Verordnung (Order 888) wurden in die Tarifierungspflicht und in die funktionale Entflechtung aufgegliedert.

In der Tarifierungsplicht werden die Versorgungsunternehmen zur Veröffentlichung von Tarifen für die Nutzung ihrer Übertragungsanlagen verpflichtet, die von der FERC zu genehmigen sind. Dabei gilt als wichtigste Bestimmung, dass die Tarife nicht diskriminierend seien dürfen, d. h. dass die eigene Nutzung von Übertragungsanlagen den gleichen Konditionen unterliegen muss, wie die Nutzung durch Dritte. Zudem gilt die Tarifierungspflicht nicht nur für die Stromübertragungsdienstleistungen im engeren Sinne, sondern schließt auch sogenannte Netzhilfsdienstleistungen mit ein. Zu diesen Netzhilfsdienstleistungen, die im Rahmen der Stromübertragung regelmäßig zur Sicherung der Systemstabilität und aus Gründen der Effizienz des Gesamtsystems erbracht werden, zählen beispielsweise die Vorhaltung von Reservekapazität zum Ausgleich von Netzverlusten sowie generelle Überwachungs- und Kontrollinstanzen^[57].

Bei der funktionalen Entflechtung werden die integrierten Unternehmen soweit vertikal entflechtet, wie es für eine effektive Regulierung der eigentumsmäßig integrierten Unternehmen zu erachten ist. Vor allem bezeiht sich dies auf den Bereich der Rechnungslegung, damit die internen Unternehmenstransaktionen der Überwachung durch die Regulierungsinstanzen unterliegen können und Quersubventionen zwischen der Stufe der Stromübertragung und anderen Bereichen vermieden werden^[58]. Zudem werden die Unternehmen verpflichtet separate Preise für die Großhandelserzeugung, die Übertragung und andere Dienstleistungen zu bilden^[59].

Neben der Anordnung des freien Netzzugangs wurden in der Order 888 zusätzliche Bestimmungen zur Wiedergewinnung der versunkenen Kosten verankert. Durch diese Verordnung ist den Unternehmen gestattet worden, die versunkenen Kosten mittels einer Ausstiegsgeb-hr bei der K-ndigung des Liefervertrages mit dem Energieversorger von den Endverbrauchern einzuholen.

Ergänzend zur Order 888 wurde die Verordnung 889 (Order 889) verabschiedet, die neben der buchhalterischen Trennung integrierter Unternehmen aus Order 888, die organisatorische Trennung der Bereiche der Stromübertragung und Stromerzeugung verbindlich vorschrieb^[60]. Alle Informationen über freie Netzkapazitäten, verfügbare Übertragungsservices und Übertragungsentgelte waren mit Inkrafttreten dieser Verordnung durch ein für alle Netznutzungskunden zugängliches Echtzeit-Informations-System bereitzustellen^[61].

3.3.4.2 Die Order 2000

Im Dezember des Jahres 1999 verabschiedete die FERC die Verordnung 2000 (Order 2000), die die „freiwillige“ Bildung von regionalen Übertragungsorganisationen (RTO) in den USA bestrebte. Folgende Vorteile in der Übertragung von Strom sollten mit der Einführung der Order 2000 bewirkt werden^[62]:

- Erhöhung der Effizienz in der Verwaltung von Übertragungsnetzen
- Verbesserung der Netzstabilität um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten
- Eliminierung der verbleibenden Möglichkeiten in der diskriminierenden Übertragung
- Verbesserung der Marktergebnisse
- Optimierung der Preisermittlungsmethoden im Übertragungsbereich

Die Order 2000 forderte alle Transportunternehmen innerhalb einer bestimmten Frist auf, einer bereits bestehenden oder neu zu gründenden regionalen Übertragungsorganisation beizutreten. Bei Nichteintritt in eine RTO wurde eine ausführliche Begründung verlangt, in der das Unternehmen seinen Hinderungsgrund beschreiben und einen Zeitplan an k-nftigen Bem-hungen zur Teilnahme einer RTO aufstellen musste^[63].

3.4 Gesetzliche Bestimmungen auf einzelstaatlicher Ebene

Jeder der Bundesstaaten in den Vereinigten Staaten von Amerika verfügt über eine separate Public Utility Commission (PUC), die als eigenständige Behörden von der Exekutive weitgehend unabhängig sind. Ihnen obliegt die Aufsicht der privaten EVU im Interesse des Verbraucherschutzes. Die drei Hauptelemente der PUC sind gerechte Preise, Nichtdiskriminierung und gegenseitige Verbindlichkeit. Das bedeutet, dass die Preise der Verbraucher sich an den Kosten der Versorgung orientieren sollen und den EltVU die Chance eingeräumt wird, als ein Unternehmen mit gesunder finanzieller Basis weiterzubestehen^[64]. Die Befugnisse sind im Einzelnen in den für jeden Bundesstaat existierenden Public Utility Acts festgelegt. Insgesamt erf-llen diese Organe administrative, legislative und judikative Funktionen.

Neben den PUCs gibt es in einigen Staaten noch getrennte Energiekommissionen die für Standortgenehmigungen und Energieplanung zuständig sind, welche über den EVU Bereich hinausgehen. Obwohl die PUCs unabhängig von der FERC operieren, m-ssen sie sich an den Richtlinien der FERC orientieren^[65].

3.5 Derzeitiger Stand des Deregulierungsprozesses in den USA

In Konsequenz zu dem EPAct und der Verordnungen der FERC geht die Elektrizitätswirtschaft in den Vereinigten Staaten von Amerika von den einst streng geführten Monopolen zu mehr Wettbewerb über. Mehr als die Hälfte der Bundesstaaten haben bis zum jetzigen Zeitpunkt Gesetzte zur Restrukturierung ihres Strommarkts verabschiedet (siehe Abbildung 2). Für den elektrizitätswirtschaftlichen Wettbewerb wurden Vorschläge zu neuen Reformen und zur Novellierung der nicht mehr wettbewerbskonformen PUHCA präsentiert. Da die Strompreise zwischen den einzelnen Staaten stark variieren, haben einige der Bundesstaaten bereits ihre Stufe der Stromverteilung zu den Endverbrauchern geöffnet. So sollen die Preise durch mehr Wettbewerbsdruck gesenkt werden und die dortigen Kunden über ihren Stromversorger frei wählen können.

Vereinzelt etablierten sich auf dem amerikanischen Elektrizitätsmarkt Strombörsen und Energiebroker (Händler), die Elektrizitätsleistungen verschiedener Fristigkeit kaufen, Risikomanagement betreiben und den Strom alsdann wieder an die Versorger und Endverbraucher liefern. Die Zahl der Stromerzeuger und Netzbetreiber verringerte sich. Rund 16% der Stromerzeugungskapazitäten sind an unabhängige Untenehmen verkauft oder an Tochterunternehmen transferiert worden, während die horizontale Integration privater Versorgungsunternehmen seit Mitte der 90er nachhaltig ansteigt. Wegen der rigorosen Preiskontrolle der PUCs und der Elektrizitätswirtschaftsreformierung haben sich die Investoren in den letzten Jahren anfänglich zurückgehalten, sodass in einigen Staaten der Zubau neuer Erzeugungsanlagen ausgeschrieben werden musste^[66].

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2: Status der Deregulierung der einzelnen U.S. Bundesstaaten, Sep. 2001

Quelle: EIA 2001 (c), eigene Bearbeitung

4 Die Grundzüge der Deregulierung des Strommarkts in Kalifornien

4.1 Hintergründe und politische Maßnahmen der Deregulierung

Der Hauptbeweggrund der Deregulierung des Strommarkts in Kalifornien basierte auf den signifikant hohen Strompreisen im Gegensatz zu anderen Bundesstaaten in Amerika. Hier lagen im Jahre 1996 die Elektrizitätspreise über 50% höher im Vergleich zu den bundesdurchschnittlichen Preisen. Die Ursachen der Preisdifferenz waren wesentlich in dem kostenintensiven Zubau der kalifornischen Kernkraftwerkskapazitäten und in dem massiven Ausbau der regenerativen Energien zu finden, den die kalifornische Energiekommission (CEC) sowie die kalifornische PUC (CPUC) verordneten. Der regenerative Strom musste von den Versorgungsunternehmen zu einem fixen Ankaufspreis, der durch die CPUC festgelegt wurde, abgenommen werden. Dabei lagen die Ankaufspreise über den Stromerzeugungskosten in den konventionellen Kraftwerken und wurden auf die Endverbraucher umgelegt^[67].

Weitere Ursachen für die überdurchschnittlich hohen Preise beruhten auf den kostenintensiven und langfristigen Verträgen mit den unabhängigen Erzeugungsanlagen, den kostenlastigen und ineffizienten Regulierungsinstanzen und dem Demand Side Management (DSM). Im DSM Konzept wurden die Versorgungsunternehmen verpflichtet in Energieeinsparpotentiale zu investieren, bevor neue Kraftwerke gebaut werden dürften. Das Ziel war die Stromnachfrage, vor allem in Spitzenlastzeiten, zu reduzieren^[68]. Durch die Senkung der Nachfrage mussten die zunächst unveränderten fixen Kosten auf eine niedrigere Elektrizitätsmenge umgewälzt werden. Zusätzlich stiegen mit zunehmenden Investitionen in die Energieeinsparprogramme die Kosten der Versorgungsunternehmen pro abgesetzter Mengeneinheit. Da die Versorgungsunternehmen durch das DSM Konzept ihre gestiegenen Kosten an den Endkunden weiterleiteten, wirkte sich die Verteuerung erneut im Endverbrauchermarkt aus und führte zu erhöhten Strompreisen^[69].

Im April 1994 hatte die CPUC einen Bericht veröffentlicht, den sogenannten „Blue Book“ Bericht, der als ein radikales Reformierungsprogramm im Energiebereich von Kalifornien angesehen wurde. Er beinhaltete zu gleichen Teilen die Deregulierung auf dem Großhandels- und Endverbrauchermarkt zu erzielen. Die Elektrizitätserzeugungsunternehmen sollten dazu angehalten werden ihren Strom auf einem neu gestalteten wettbewerblichen Großhandelsmarkt zu verkaufen und die Schranken des Markteintritts für Newcomer zu öffnen. Den Endverbrauchern sollte ein freier Zutritt zu den Stromversorgungsnetzen gewährt werden, um somit über die Versorgungsunternehmen am Großhandelsmarkt partizipieren zu können oder um den Strom ihrer bisherigen Versorger zu Grenzkosten zu beziehen^[70].

Diese Diskussion führte im Jahre 1996 zu den Restrukturierungsentscheidungen der kalifornischen Regulierungskommission und zu dem ergänzenden Umstrukturierungsgesetz AB 1890. In weiten Teilen folgte das Gesetz den Vorgaben des im Jahre 1994 veröffentlichten Berichts der CPUC, zog jedoch zusätzliche Veränderungen und Verfeinerungen mit in das Gesetz ein, die im Nachfolgenden näher erläutert werden^[71].

4.2 Die veränderten Marktstrukturen

Die Entschlossenheit der CPUC und das Inkrafttreten des Umstrukturierungsgesetzes änderte die Elektrizitätsstruktur in Kalifornien. Ziel der Restrukturierungen war auf der einen Seite die Senkung der Strompreise und auf der anderen Seite eine Erhöhung der Effizienz in der Stromerzeugung zu schaffen. Kurz nach der Verabschiedung der Gesetze auf Bundes- und einzelstaatlicher Ebene ergriff die CPUC die Initiative die Bedingungen in der Stromwirtschaft von Kalifornien grundlegend zu verändern. Dabei gingen die Maßnahmen zumeist über die Verordnungen der FERC und des EPAct hinaus.

[...]

^[1] Vgl. Borrmann / Fissinger 1999, S. 8

^[2] Vgl. Soltwedel 1986, S. 3

^[3] Vgl. Kroker 1985, S. 10

^[4] Vgl. Finsinger 1991, S. 9

^[5] Vgl. Lammers 1992, S. 5

^[6] Vgl. Schmidt 1999, S. 35

^[7] Vgl. Schmidt 1999, S. 36 ff

^[8] Vgl. Borchers 1994, S. 8

^[9] Vgl. Müller / Vogelsang 1979, S. 36 ff

^[10] Vgl. Schmalensee 1979, S. 3 ff

^[11] Vgl. Kruse 1986, S. 30

^[12] Vgl. Schmidt 1999, S. 37

^[13] Vgl. Lammers 1992, S. 9 ff

^[14] Vgl. Samuelson / Nordhaus 1987, S. 96

^[15] Vgl. Olten 1995, S. 77 ff

^[16] Vgl. Aberle 1980, S. 66

^[17] Vgl. Dick 1993, S. 14

^[18] Vgl. Schmidt 1999, S. 39 ff

^[19] Vgl. Schmidt 1999, S. 41 ff

^[20] Vgl. Durach 1996. S. 5

^[21] Vgl. Schmidt 1999, S. 45

^[22] Vgl. Borchers 1994, S. 16

^[23] Vgl. Viscusi / Veron / Harrington 1992, S. 77

^[24] Vgl. Lammers 1992, S. 44 ff

^[25] Vgl. Schlesinger 1999, S. 12 ff

^[26] Vgl. Borchers 1994, S. 16

^[27] Vgl. Krakowski 1988, S. 163

^[28] Vgl. Durach 1996, S. 20

^[29] Vgl. Eising 2000, S. 45 ff

^[30] Vgl. Kumkar / Neu 1997, S. 68

^[31] Vgl. Riechmann 1999, S. 2 ff

^[32] Vgl. Kumkar / Neu 1997, S. 66

^[33] Vgl. Carlton / Perloff 1994, S. 898 ff

^[34] Vgl. Kruse 1989, S. 28

^[35] Vgl. Hoppmann 1974, S. 12

^[36] Vgl. Finsinger 1991, S. 216

^[37] Vgl. Posner 1988, S. 26

^[38] Vgl. Kruse 1986, S.35

^[39] Vgl. Dahlmanns1990, S. 239

^[40] Vgl. Kroker 1985, S. 27

^[41] Vgl. Borchers 1994, S. 28

^[42] Vgl. Durach 1996, S. 66 ff

^[43] Vgl. Weber 1986, S. 622 ff

^[44] Vgl. Schlesinger 1999, S. 17

^[45] Vgl. Bolle 1990, S. 11 ff

^[46] Vgl. EIA 2000 (b), S.112

^[47] Vgl. EIA 2000 (b), S. 9 ff

^[48] Vgl. National Energy Policy 2001, S. 7-5

^[49] Vgl. B-chner / von Son 1994, S. 703

^[50] Vgl. Joskow 2000 (b), S. 3

^[51] Vgl. Bolle 1990, S. 13

^[52] Vgl. Schulz / Wilhelm 1988, S. 29

^[53] Vgl. Horn / Knieps / Müller 1988, S. 145

^[54] Vgl. Nwaeze 2000, S. 52

^[55] Vgl. Schulz / Wilhelm 1988, S. 155 ff

^[56] Vgl. Kumkar 2001 (a), S. 12

^[57] Vgl. Joskow 2000 (a), S. 131

^[58] Vgl. Trebing 2000, S. 63

^[59] Vgl. EIA 2000 (a), S. 16

^[60] Vgl. FERC 1996, S. 137

^[61] Vgl. Florek / Waffel 1997, S. 352

^[62] Vgl. EIA 2000 (b), S. 67 ff

^[63] Vgl. FERC 1999, S. 703

^[64] Vgl. Herppich / Zuchtriegel / Schulz 1989, S. 38 ff

^[65] Vgl. Thierer / Walker 1997, S. 12 ff

^[66] Vgl. Grawe 1998, S. 10 ff und EIA 2001 (a), S. 1

^[67] Vgl. The World Bank 2001, S. 3

^[68] Vgl. Herppich / Zuchtriegel / Schulz 1989, S. 9 ff

^[69] Vgl. Kumkar 1997, S. 110

^[70] Vgl. Joskow 2001 (a), S. 6 ff

^[71] Vgl. Joskow 2000 (a), S. 42