Kalifornien ist kein Beispiel für eine gescheiterte Strommarktliberalisierung

Vermehrt wird das Funktionieren eines liberalisierten Strommarkts in Frage gestellt. Dabei wird nicht selten auf das vermeintlich negative Beispiel Kalifornien hingewiesen. Dieses illustriert aber vielmehr, wie problematisch Preisregulierungen im Gross- oder auch im Detailhandel sind und wie sehr sie die Stabilität der Märkte und damit der Versorgungssicherheit beeinträchtigen können.

Als Beispiel für eine gescheiterte Strommarktliberalisierung wird häufig Kalifornien genannt, wo es 2000/2001 zu besonders hohen Preisausschlägen und häufigen Versorgungsunterbrüchen kam. Auf den ersten Blick entsprechen die in den 1990er Jahren eingeleiteten Strommarktreformen in Kalifornien etwa jenen in Europa. Tatsächlich bestehen aber zahlreiche Unterschiede. Zwar wurden auch in Kalifornien eine Strombörse (CalPX) und ein unabhängiger Netzbetreiber (Caiso) geschaffen. Dieser verfügte allerdings nicht über das Eigentum an den Netzen. Um den Markt in Gang zu bringen, wurden ausserdem die drei grossen und etablierten Versorger angehalten, grössere Anteile ihrer Produktionskapazitäten an unabhängige Dritte zu veräussern. Während die Preise im Grosshandel durch die Marktkräfte bestimmt werden sollten, intervenierte der kalifornische Staat bei den Endkundenpreisen. Diese wurden im Rahmen einer Übergangsregulierung eingefroren, für kleine Kunden sogar um 10% gesenkt. Die Versorger waren nun beim Einkauf der Energie dem Markt ausgesetzt, auf der Absatzseite hingegen waren die Preise fixiert. Dass der kalifornische Staat überhaupt bei den Endkundenpreisen intervenieren konnte, hat mit der Kompetenzverteilung im US-Energiesektor zu tun. Grundsätzlich galt, dass die Regulierung der Detailhandelsebene Sache der einzelnen Staaten und nicht des Bundes ist. Die zentralen, landesweiten Vorgaben hinsichtlich der Einführung von mehr Wettbewerb im Strommarkt betrafen damit in erster Linie die Gestaltung der Grosshandelsmärkte. Zudem wurden die Versorger und Produzenten gezwungen, den grössten Teil des Stroms kurzfristig über die Börse zu beschaffen bzw. zu veräussern. Vom mehrheitlichen Handel über die CalPX erhoffte man sich höhere Transparenz und damit mehr Wettbewerb. Allerdings wurden dadurch die Möglichkeiten für längerfristige Absicherungen eingeschränkt, was sich tendenziell negativ auf die Investitionsanreize im Markt auswirkte.

Komplexes Marktdesign

Zudem war das Marktdesign in Kalifornien ausgesprochen komplex. So war der Betreiber des Stromnetzes, Caiso, für den Betrieb von diversen Teilmärkten für Netzhilfsdienstleistungen und Ausgleichshandel zuständig. Dabei organisierte er einen Markt für den Handel mit sehr kurzfristigen Produkten zu (regionalen) Ausgleichszwecken. Dieser sogenannte Real-Time-Markt sollte auf kurzfristiger Basis die effektiv benötigten Strommengen ausgleichen, falls diese von den geplanten und dem Caiso vorgängig gemeldeten Lieferungen und Abnahmen abwichen. Dazu nutzte Caiso fest vereinbarte Reservekapazitäten und die speziell zu diesem Zweck von den Marktteilnehmern abgegebenen Preis-Mengen-Gebote für Abweichungen von vertraglich vereinbarten Einspeisungen und Entnahmen – sogenannte inkrementale und dekrementale Gebote. Nachdem es bereits 1998 zu starken Preisanstiegen in diesen Märkten gekommen war, führte Caiso mit Zustimmung der Bundesbehörden auch hier eine Preisregulierung ein, um den Einfluss von Marktmacht zu begrenzen.

Dieses übersteuerte System blieb solange stabil, wie die Preise im Grosshandel relativ niedrig blieben. Im Sommer 2000 änderte sich dies aus mehreren Gründen. Auf der Nachfrageseite wirkten sich das starke Bevölkerungs- und Wirtschaftswachstum sowie hohe Temperaturen aus, auf der Angebotsseite die geringen Niederschlagsmengen im Winter und die dadurch limitierte Produktion der Wasserkraft. Der alternde Kraftwerkspark war zudem von besonders vielen Ausfällen betroffen. Hohe Gaspreise und die strikte umweltpoltische Regulierung (absolute Ausstosslimiten bei älteren Kraftwerken sowie steigende Preise der Emissionszertifikate für Stickoxide) liessen zudem die Kosten im fossilen Kraftwerkspark und damit die Strommarktpreise weiter steigen. Neue Kraftwerkskapazitäten kamen wegen langwieriger Bewilligungsverfahren noch nicht ans Netz. Weil in Knappheitssituationen besonders teure Kraftwerke zugeschaltet werden, war mit hoher Wahrscheinlichkeit auch die Ausübung von Marktmacht für die hohen Preise mitverantwortlich. Die strikte Regulierung der Endkundenpreise verschärfte das Problem zusätzlich, da die Nachfrage dadurch besonders unelastisch war. Die Verbraucher spürten von den Preisspitzen im Grosshandel nämlich nichts und passten ihren Verbrauch nicht den neuen Umständen an.

Negative Effekte der Preisregulierung

Daneben wirkte sich auch die Caiso-Preisregulierung auf dem Real-Time-Market negativ aus. Beispielsweise übertrug sich im November 2000 der zuvor auf 250 $ pro MWh gesenkte Preisobergrenze auch auf den unregulierten Spotmarkt der CalPX: Um Preisen über 250 $ auszuweichen, verlagerten die Versorger ihre Nachfrage von der CalPX vermehrt auf den Real-Time-Markt des Caiso – etwa indem sie ihre Fahrplanangaben mit den kontrahierten Strommengen gegenüber dem Caiso systematisch unterschätzten. Aus diesem Grund deckte der Real-Time-Markt zeitweise bis zu 30% der Gesamtnachfrage, obschon er für solche Mengen nie geschaffen worden war. Anbieter von Strom reagierten umgekehrt mit Kraftwerksabschaltungen (da die variablen Kosten zum Teil über 250 $ lagen) sowie einem vermehrten Export in benachbarte Gliedstaaten, in denen keine oder höhere Preisobergrenzen bestanden. Das Stromversorgungssystem in Kalifornien geriet immer mehr in Schieflage. Neben den hohen Preisen mehrten sich im Jahr 2000 und Anfang 2001 kritische Situationen mit Abschaltungen. Daneben gerieten Versorger und damit auch CalPX finanziell derart unter Druck, dass sie in der Folge Insolvenz anmelden mussten. Der kalifornische Staat sprang als Einkäufer des Stroms ein, um die Lage zu stabilisieren. Die Preise für die Verbraucher wurden nach oben angepasst und langfristige Bezugsverträge ausserhalb der CalPX wurden.

Was aber kann der Schweizer Strommarkt daraus lernen? Erstens taugt Kalifornien nicht als Beispiel für das Scheitern einer Strommarktliberalisierung. Vielmehr lassen sich damit die Grenzen einer zu engen staatlichen (Preis-) Regulierung im Strommarkt aufzeigen. Zweitens offenbart sich die Fragilität des Marktes: Steuernde Eingriffe in einem Teilmarkt haben aufgrund von Arbitragemöglichkeiten Auswirkungen auf andere Teilmärkte – dies muss bei jeder Regulierung berücksichtigt werden. Drittens sollte die Schweiz gerade in Bezug auf die faktische Preisregulierung in der Grundversorgung Konsequenzen ziehen. Am Markt orientierte Endverbraucherpreise sind nicht nur wichtig für die Energieeffizienz, sondern sie sind auch ein Instrument für die kurzfristige Nachfragesteuerung und damit zur Aufrechterhaltung von Systemstabilität und Versorgungssicherheit.

Mehr Informationen zur Schweizer Strompolitik erfahren sie aus der Publikation «Keine Energiewende im Alleingang. Wie die Schweiz mit Ökostrom und Kapazitätsmärkten umgehen soll».