Jump to ContentJump to Main Navigation
Show Summary Details
More options …

 

Perspektiven der Wirtschaftspolitik

Editor-in-Chief: Paqué, Karl-Heinz

Ed. by Arnold, Lutz / Corneo, Giacomo / Grimm, Veronika / Horn, Karen / Schneider, Friedrich / Wagner, Franz

4 Issues per year


CiteScore 2016: 0.34

SCImago Journal Rank (SJR) 2016: 0.324
Source Normalized Impact per Paper (SNIP) 2016: 0.612

Online
ISSN
1468-2516
See all formats and pricing
More options …
Volume 18, Issue 1 (May 2017)

Issues

Modellierung von liberalisierten Strommärkten – Herausforderungen und Lösungen

Veronika Grimm
  • Corresponding author
  • Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg Lehrstuhl für Volkswirtschaftslehre, insb. Wirtschaftstheorie D-90403 Nürnberg Lange Gasse 20 Germany
  • Email
  • Other articles by this author:
  • De Gruyter OnlineGoogle Scholar
/ Mirjam Ambrosius
  • Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg Lehrstuhl für Volkswirtschaftslehre, insb. Wirtschaftstheorie D-90403 Nürnberg Lange Gasse 20 Germany
  • Email
  • Other articles by this author:
  • De Gruyter OnlineGoogle Scholar
/ Bastian Rückel
  • Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg Lehrstuhl für Volkswirtschaftslehre, insb. Wirtschaftstheorie D-90403 Nürnberg Lange Gasse 20 Germany
  • Email
  • Other articles by this author:
  • De Gruyter OnlineGoogle Scholar
/ Christian Sölch
  • Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg Lehrstuhl für Volkswirtschaftslehre, insb. Wirtschaftstheorie D-90403 Nürnberg Lange Gasse 20 Germany
  • Email
  • Other articles by this author:
  • De Gruyter OnlineGoogle Scholar
/ Gregor Zöttl
  • Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg Professur für Volkswirtschaftslehre, insb. Regulierung und Energiemärkte D-90403 Nürnberg Lange Gasse 20 Germany
  • Email
  • Other articles by this author:
  • De Gruyter OnlineGoogle Scholar
Published Online: 2017-05-10 | DOI: https://doi.org/10.1515/pwp-2017-0001

Zusammenfassung

Die Autoren geben einen Überblick über die Literatur zu Investitionsanreizen in Erzeugungs- und Netzkapazität auf liberalisierten Strommärkten und illustrieren die Anwendungsfelder der Strommarktmodellierung mithilfe ausgewählter Ergebnisse aktueller Studien. Zunächst stellen sie die Ideen des „Peak-load pricing“ und der vereinfachten Stromflussmodellierung vor, auf denen Modelle zur Bestimmung eines optimalen Stromversorgungssystems aus Zeiten regulierter staatlicher Gebietsmonopole aufbauen. Seit der Liberalisierung entscheiden jedoch privatwirtschaftliche Akteure über Erzeugungsausbau und Produktion; Betrieb und Ausbau der Netze sind weiterhin reguliert. In der Literatur finden sich seitdem zunehmend Analysen der Investitionsanreize privater Unternehmen, teilweise mit Blick auf die Interdependenz deregulierter und regulierter Bereiche der Stromwirtschaft. Interessant ist unter anderem der Einfluss von Marktmacht auf die Anreize zu Investitionen in die Erzeugungskapazität. Auf dem liberalisierten Strommarkt kann jedoch auch ohne Marktmacht Ineffizienz entstehen, weil private Firmen ihre Standortentscheidungen bezüglich der Erzeugungskapazität nur auf Basis der für sie sichtbaren Preissignale treffen. Weil Netzengpässe im Stromhandel nicht explizit bepreist werden, fehlt es oft an den Preissignalen, die zu einer optimalen Standortwahl führen würden. Die Autoren präsentieren aktuelle Modellierungsansätze, mit denen sich das Zusammenspiel der Erzeugungsinvestitionen privater Unternehmen mit dem Netzausbau durch regulierte Betreiber analysieren und quantifizieren lässt. Dabei werden verschiedene Strommarktdesigns betrachtet, vom Nodalpreissystem mit knotenscharfen Preisen bis hin zum Börsenhandel mit einheitlichem Strompreis gefolgt von Engpassmanagement durch den Netzbetreiber. Die Ergebnisse aktueller quantitativer Studien illustrieren, welche Einsichten sich dank der vorgestellten Ansätze gewinnen lassen; die Autoren zeigen aber auch Grenzen der integrierten quantitativen Marktmodellierung.

JEL-Klassifikation: D41; D47; D58; D78; K23; L51; L94

Schlüsselwörter: Strommarktmodellierung; Strommarktdesign; Netzentwicklungsplanung; Energiesystem der Zukunft; Stromnetze; erneuerbare Energien; Investitionsanreize

5 Literaturverzeichnis

  • Alguacil, N., A. L. Motto und A. J. Conejo (2003), Transmission expansion planning: A mixed-integer LP approach, IEEE Transactions on Power Systems 18(3), S. 1070–77.CrossrefGoogle Scholar

  • Alt, W. (2011), Nichtlineare Optimierung: Eine Einführung in Theorie, Verfahren und Anwendungen, Wiesbaden, Vieweg+Teubner. Google Scholar

  • Ambrosius, M., V. Grimm, C. Sölch und G. Zöttl (2016), Investment incentives for flexible energy consumption in the industry, 2016 13th International Conference on the European Energy Market (EEM), Porto, S. 1–5. doi:10.1109/EEM.2016.7521234. Google Scholar

  • Baringo, L. und A. Conejo (2012), Transmission and wind power investment, IEEE Transactions on Power Systems 27(2), S. 885–93.CrossrefGoogle Scholar

  • BEE (2013), Hintergrundpapier zur EEG-Umlage 2014, Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) e.V., Berlin. Google Scholar

  • Binato S., M. V. F. Pereira und S. Granville (2001), A new Benders decomposition approach to solve power transmission network design problems, IEEE Transactions on Power Systems 16(2), S. 235–40.CrossrefGoogle Scholar

  • Bjørndal, M. und K. Jørnsten (2001), Zonal pricing in a deregulated electricity market, The Energy Journal 22(1), S. 51–73. CrossrefGoogle Scholar

  • Boiteux, M. (1960), Peak-load pricing, The Journal of Business 33(2), S. 157–79.CrossrefGoogle Scholar

  • Borenstein, S., J. Bushnell und F. Wolak (2002), Measuring market inefficiencies in California’s restructured wholesale electricity market, American Economic Review 92(5), S. 1376–405.CrossrefGoogle Scholar

  • BMWi (2014), Ein Strommarkt für die Energiewende, Diskussionspapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (Grünbuch), Berlin. Google Scholar

  • Bushnell, J. und C. Saravia (2002), An empirical assessment of the competitiveness of the New England electricity market, CSEM Working Paper Nr. 101, University of California.Google Scholar

  • Capros, P., L. Mantzos, V. Papandreou und N. Tasios (2008), European Energy and Transport. Trends to 2030 – Update 2007, Europäische Kommission.Google Scholar

  • Capros, P., L. Mantzos, L. Parousos, N. Tasios, G. Klaassen und T. van Ierland (2011), Analysis of the EU policy package on climate change and renewables, Energy Policy 39(3), S. 1476–85.CrossrefGoogle Scholar

  • Cardell, J., C. Hitt und W. Hogan (1997), Market power and strategic interaction in electricity networks, Resource and Energy Economics 19(1–2), S. 109–37. CrossrefGoogle Scholar

  • Chao, H.-P. und S. Peck (1996), A market mechanism for electric power transmission, Journal of Regulatory Economics 10(1), S. 25–59.CrossrefGoogle Scholar

  • Coffrin, C., H. L. Hijazi und P. Van Hentenryck (2016), The QC relaxation: A theoretical and computational study on optimal power flow, IEEE Transactions on Power Systems 31(4), S. 3008–18.CrossrefGoogle Scholar

  • Cramton, P. und S. Stoft (2006), The convergence of market designs for adequate generating capacity with special attention to the CAISO’s resource adequacy problem, MIT-CEEPR Series Nr. 06-007, Massachusetts Institute of Technology.Google Scholar

  • Crew, M., C. Fernando und P. Kleindorfer (1995), The theory of peak-load pricing: A survey, Journal of Regulatory Economics 8(3), S. 215–48.CrossrefGoogle Scholar

  • Czernohous, C., W. Fichtner, D. J. Veit und C. Weinhardt (2003), Management decision support using long-term market simulation, Information Systems and e-Business Management (ISeB) 1(4), S. 405–23.Google Scholar

  • Da Silva, E. L., J. M. A. Ortiz, G. C. De Oliveira und S. Binato (2001), Transmission network expansion planning under a Tabu Search approach, IEEE Transactions on Power Systems 16(1), S. 62–68.CrossrefGoogle Scholar

  • De Frutos, M.-A. und N. Fabra (2011), Endogenous capacities and price competition: The role of demand uncertainty, International Journal of Industrial Organization 29(4), S. 399–411.CrossrefGoogle Scholar

  • Dietrich, K., F. Leuthold und H. Weigt (2010), Will the market get it right? The placing of new power plants in Germany, Zeitschrift für Energiewirtschaft 34(4), S. 255–65.CrossrefGoogle Scholar

  • Dijk, J. und B. Willems (2011), The effect of counter-trading on competition in electricity markets, Energy Policy 39(3), S. 1764–73.CrossrefGoogle Scholar

  • Ding, F. und J. Fuller (2005), Nodal, uniform or zonal pricing: Distribution of economic surplus, IEEE Transactions on Power Systems 20(2), S. 875–82.CrossrefGoogle Scholar

  • EFET Deutschland (2015), EFET-Diskussionspapier zu Redispatch, Berlin. Google Scholar

  • Egerer, J., C. Gerbaulet und C. Lorenz (2016), European electricity grid infrastructure expansion in a 2050 context, Energy Journal, 37(SI3), 101–24. https://dx.doi.org/10.5547/01956574.37.SI3.jege.CrossrefGoogle Scholar

  • Egerer, J., C. von Hirschhausen, J. Weibezahn und C. Kemfert (2015a), Energiewende und Strommarktdesign: Zwei Preiszonen für Deutschland sind keine Lösung, DIW Wochenbericht 9, S. 183–90.Google Scholar

  • Egerer, J., J. Weibezahn und H. Hermann (2015b), Two price zones for the German electricity market – market implications and distributional effects, Energy Economics 59, S. 365–81.CrossrefGoogle Scholar

  • Elberg, C., C. Growitsch, F. Höffler und J. Richter (2012), Untersuchungen zu einem zukunftsfähigen Strommarktdesign, Gutachten im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie.Google Scholar

  • EnLAG (2015), Energieleitungsausbaugesetz vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870), zuletzt geändert durch Artikel 2 Absatz 8 des Gesetzes vom 21. Dezember 2015 (BGBl. I S. 2498). Google Scholar

  • Eßer-Frey, A. und W. Fichtner (2011), Analyzing the regional development of the German power system using a nodal pricing approach, Proceedings der 8th International Conference on the European Energy Market, 25.–27. Mai 2011, Zagreb. S. 814–19.Google Scholar

  • Frontier Economics (2008), Notwendigkeit und Ausgestaltung geeigneter Anreize für eine verbrauchsnahe und bedarfsgerechte Errichtung neuer Kraftwerke, Gutachten für das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie.Google Scholar

  • Garces, L., A. Conejo, R. Garcia-Bertrand und R. Romero (2009), A bilevel approach to transmission expansion planning within a market environment, IEEE Transactions on Power Systems 24(3), S. 1513–22.CrossrefGoogle Scholar

  • Gabszewicz, J. und S. Poddar (1997), Demand fluctuations and capacity utilization under duopoly, Economic Theory 10(1), S. 131–46.CrossrefGoogle Scholar

  • Genoese, M., F. Sensfuß, A. Weidlich, D. Möst und O. Rentz (2005), Development of an agent-based model to analyse the effect of renewable energy on electricity markets, Proceedings der 19th International Conference Informatics for Environmental Protection, S. 542–46.Google Scholar

  • Green, R. und D. Newbery (1992), Competition in the British electricity spot market, Journal of Political Economy 100(5), S. 929–53.CrossrefGoogle Scholar

  • Grimm, V. und G. Zöttl (2013), Investment incentives and electricity spot market competition, Journal of Economics & Management Strategy 22(4), S. 832–51.CrossrefGoogle Scholar

  • Grimm, V., G. Zöttl, B. Rückel und C. Sölch (2015), Regionale Preiskomponenten im Strommarkt, Gutachten im Auftrag der Monopolkommission.Google Scholar

  • Grimm, V., A. Martin, M. Schmidt, M. Weibelzahl und G. Zöttl (2016a), Transmission and generation investment in electricity markets: The effects of market splitting and network fee regimes, European Journal of Operational Research 254(2), S. 493–509.CrossrefGoogle Scholar

  • Grimm, V., L. Schewe, M. Schmidt und G. Zöttl (2016b), Uniqueness of market equilibrium on a network: A peak-load pricing approach, European Journal of Operational Research, forthcoming.Google Scholar

  • Grimm, V., A. Martin, C. Sölch, M. Weibelzahl und G. Zöttl (2016c), Market-based redispatch may result in an inefficient dispatch, unveröffentlichtes Manuskript, FAU Erlangen-Nürnberg.Google Scholar

  • Grimm, V., B. Rückel, C. Sölch und G. Zöttl (2016d), Zonal pricing in Germany, unveröffentlichtes Manuskript, FAU Erlangen-Nürnberg.Google Scholar

  • Grimm, V., B. Rückel, C. Sölch und G. Zöttl (2016e), Zur Reduktion des Netzausbaubedarfs durch Redispatch und effizientes Engpassmanagement: Eine modellbasierte Abschätzung, List Forum für Wirtschafts- und Finanzpolitik 41(4), S. 465–98.Google Scholar

  • Grimm, V., A. Martin, M. Weibelzahl und G. Zöttl (2016 f), On the long run effects of market splitting: Why more price zones might decrease welfare, Energy Policy 94, S. 453–67.CrossrefGoogle Scholar

  • Grimm, V., T. Kleinert, F. Liers, M. Schmidt und G. Zöttl (2016g), Optimal price zones of electricity markets: A mixed-integer multilevel model and global solution approaches, Preprint: http://www.optimization-online.org/DB_HTML/2017/01/5799.html. Google Scholar

  • Haucap, J. und B. Pagel (2014), Ausbau der Stromnetze im Rahmen der Energiewende: Effizienter Netzausbau und Struktur der Netznutzungsentgelte, List Forum für Wirtschafts- und Finanzpolitik 39(4), S. 235–54.Google Scholar

  • Hirth, L. (2013), The market value of variable renewables – The effect of solar wind power variability on their relative price, Energy Economics 38, S. 218–36.CrossrefGoogle Scholar

  • Hogan, W. (1992), Contract networks for electric power transmission, Journal of Regulatory Economics 4(3), S. 211–42. CrossrefGoogle Scholar

  • Hogan, W. (1997), A market power model with strategic interaction in electricity networks, The Energy Journal 18(4), S. 107–41.CrossrefGoogle Scholar

  • Hogan, W. (2002), Financial transmission right formulations, Report, Center for Business and Government, John F. Kennedy School of Government, Harvard University, Cambridge.Google Scholar

  • Hogan, W. (2005), On an „energy only” electricity market design for resource adequacy, unveröffentlichtes Manuskript, Center for Business and Government, John F. Kennedy School of Government, Harvard University.Google Scholar

  • Holmberg, P. und E. Lazarczyk (2015), Comparison of congestion management techniques: Nodal, zonal and discriminatory pricing, The Energy Journal 36(2), S. 145–66.CrossrefGoogle Scholar

  • Hsu, M. (1997), An introduction to the pricing of electric power transmission, Utilities Policy 6(3), S. 257–70.CrossrefGoogle Scholar

  • Huppmann, D. und J. Egerer (2015), National-strategic investment in European power transmission capacity, European Journal of Operational Research 247(1), S. 191–203.CrossrefGoogle Scholar

  • Jenabi, M., S. Ghomi und Y. Smeers (2013), Bi-level game approaches for coordination of generation and transmission expansion planning within a market environment, IEEE Transactions on Power Systems 28(3), S. 2639–50.CrossrefGoogle Scholar

  • Joskow, P. und J. Tirole (2000), Transmission rights and market power on electric power networks, The RAND Journal of Economics 31(3), S. 450–87.CrossrefGoogle Scholar

  • Joskow, P. und E. Kahn (2002), A quantitative analysis of pricing behavior in California’s wholesale electricity market during summer 2000, Energy Journal 23(4), S. 1–35.CrossrefGoogle Scholar

  • Joskow, P. (2007), Competitive electricity markets and investment in new generating capacity, in: D. Helm (Hrsg.), The New Energy Paradigm, New York, Oxford University Press, S. 76–122.Google Scholar

  • Kallrath, J. (2013), Gemischt‑ganzzahlige Optimierung: Modellierung in der Praxis, Wiesbaden, Springer Verlag.Google Scholar

  • Kamyaz, P., J. Valenzuela und C. Park (2007), Transmission congestion and competition on power generation expansion, IEEE Transactions on Power Systems 22(1), S. 156–63.CrossrefGoogle Scholar

  • Kunz, F. (2013), Improving congestion management: How to facilitate the integration of renewable generation in Germany, The Energy Journal 34(4), S. 55–79.CrossrefGoogle Scholar

  • Lavaei, J. und S. H. Low (2012), Zero duality gap in optimal power flow problem, IEEE Transactions on Power Systems 27(1), S. 92–107.CrossrefGoogle Scholar

  • Leuthold, F. U., H. Weigt und C. von Hirschhausen (2012), A large-scale spatial optimization model of the European electricity market, Networks and Spatial Economics 12(1), S. 75–107.Google Scholar

  • Mansur, E. T. (2007), Upstream Competition and Vertical Integration in Electricity Markets, Journal of Law and Economics 50(1), S. 125–56.Google Scholar

  • Monopolkommission (2009), Strom und Gas 2009: Energiemärkte im Spannungsfeld von Politik und Wettbewerb, Sondergutachten 54.Google Scholar

  • Monopolkommission (2013), Energie 2013: Wettbewerb in Zeiten der Energiewende, Sondergutachten 65.Google Scholar

  • Müsgens, F. (2006), Quantifying market power in the German wholesale electricity market using a dynamic multi-regional dispatch model, The Journal of Industrial Economics 54(4), S. 471–98.CrossrefGoogle Scholar

  • Murphy, F. und Y. Smeers (2005), Generation capacity expansion in imperfectly competitive restructured electricity markets, Operations Research 53(4), S. 646–61.CrossrefGoogle Scholar

  • Nolden, C., V. Bertsch und W. Fichtner (2013), Modellierung eines modellendogenen Netzausbaus in optimierenden Energiesystemmodellen, VDI-Berichte 2212, 10, VDI-Fachtagung Optimierung in der Energiewirtschaft, S. 265–76.Google Scholar

  • O’Neill, R., E. Krall, K. Hedman und S. Oren (2013), A model and approach to the challenge posed by optimal power systems planning, Mathematical Programming 140(2), S. 239–66.CrossrefGoogle Scholar

  • Öko-Institut, TU Berlin-WIP und DIW Berlin (2012), Zum Netzentwicklungsplan (NEP) Strom 2012. Analyse des Entwurfs der Übertragungsnetzbetreiber vom 30. Mai 2012 – Stellungnahme für die Konsultation der Übertragungsnetzbetreiber, Berlin, 10. Juli 2012.Google Scholar

  • Pozo, D., J. Contreras und E. Sauma (2013), If you build it, he will come: Anticipative power transmission planning, Energy Economics 36, S. 135–46.CrossrefGoogle Scholar

  • Prognos/FAU/EnCN (2016), Dezentralität und Zellulare Optimierung – Auswirkungen auf den Netzausbaubedarf, Gutachten im Auftrag der N-Ergie AG, Nürnberg.Google Scholar

  • Richter, J. (2011), DIMENSION – A dispatch and investment model for European electricity markets, EWI Working Paper Nr. 11/03, Universität zu Köln.Google Scholar

  • Richter, S. (2003), Das Stadtentwicklungsmodul in der integralen Methode URBS – Beschreibung und erste Ergebnisse am Beispiel Augsburg, in: Amt für Stadtentwicklung und Statistik (Hrsg.), Beiträge zur Stadtentwicklung, Stadtforschung und Statistik 22. http://hdl.handle.net/11858/00-001M-0000-0027-3F53-C

  • Roh, J., M. Shahidehpour und Y. Fu (2007), Market-based coordination of transmission and generation capacity planning, IEEE Transactions on Power Systems 22(4), S. 1406–19. CrossrefGoogle Scholar

  • Roh, J., M. Shahidehpour und L. Wu (2009), Market-based generation and transmission planning with uncertainties, IEEE Transactions on Power Systems 24(3), S. 1587–98. CrossrefGoogle Scholar

  • Romero R., R. A. Gallego und A. Monticelli (1996), Transmission system expansion planning by simulated annealing, IEEE Transactions on Power Systems 11(1), S. 364–69.CrossrefGoogle Scholar

  • Rosen, J. (2007), The Future Role of Renewable Energy Sources in European Electricity Supply – A Model-Based Analysis For the EU-15, Karlsruhe, Universitätsverlag.Google Scholar

  • Sauma, E. und S. Oren (2006), Proactive planning and valuation of transmission investments in restructured electricity markets, The Journal of Regulatory Economics 30(3), S. 261–90.CrossrefGoogle Scholar

  • Sauma, E. und S. Oren (2007), Economic criteria for planning transmission investment in restructured electricity markets, IEEE Transactions on Power Systems 22(4), S. 1394–1405.CrossrefGoogle Scholar

  • Schaber, K., F. Steinke und T. Hamacher (2012), Transmission grid extensions for the integration of variable renewable energies in Europe: Who benefits where?, Energy Policy 43, S. 123–35.CrossrefGoogle Scholar

  • Schweppe F. C., M. C. Caramanis, R. D. Tabors und R. E. Bohn (1988), Spot Pricing of Electricity, Boston, Kluwer.Google Scholar

  • Steiner, P. (1957). Peak loads and efficiency pricing, Quarterly Journal of Economics 71(4), S. 585–10.CrossrefGoogle Scholar

  • Stigler, H. und C. Todem (2005), Optimization of the Austrian electricity sector (control zone of VERBUND APG) by nodal pricing, Central European Journal of Operations Research 13(2), S. 105–25.Google Scholar

  • Stoft, S. (1997), Zones: Simple or complex?, The Electricity Journal 10(1), S. 24–31.Google Scholar

  • Trepper K., M. Bucksteeg und C. Weber (2015), Market splitting in Germany – New evidence from a three-stage numerical model of Europe, Energy Policy 87, S. 199–215.CrossrefGoogle Scholar

  • Übertragungsnetzbetreiber (2012), Netzentwicklungsplan Strom 2012 – Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber, 30. Mai 2012.Google Scholar

  • Übertragungsnetzbetreiber (2014a), Szenariorahmen für die Netzentwicklungspläne Strom 2015 – Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber, 30. April 2014.Google Scholar

  • Übertragungsnetzbetreiber (2014b), Szenariorahmen Kraftwerksliste. Google Scholar

  • Übertragungsnetzbetreiber (2014c), Netzentwicklungsplan Strom 2014 – Zweiter Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber, 4. November 2014.Google Scholar

  • Übertragungsnetzbetreiber (2015), Netzentwicklungsplan Strom 2025, Version 2015 – Zweiter Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber, 29. Februar 2016.Google Scholar

  • Van den Bergh, K., J. Boury und E. Delarue (2016), The flow-based market coupling in Central Western Europe: Concepts and definitions, The Electricity Journal 29(1), S. 24–29.Google Scholar

  • Van der Weijde, A. und B. Hobbs (2012), The economics of planning electricity transmission to accommodate renewables: Using two-stage optimisation to evaluate flexibility and the cost of disregarding uncertainty, Energy Economics 34(6), S. 2089–101.CrossrefGoogle Scholar

  • Wogrin, S., B. Hobbs, D. Ralph, E. Centeno und J. Barquin (2013), Open versus closed loop capacity equilibria in electricity markets under perfect and oligopolistic competition, Mathematical Programming 140(2), S. 295–322.CrossrefGoogle Scholar

  • Wolfram, C. (1999), Measuring duopoly power in the British electricity spot market, American Economic Review 89(4), S. 805–26.CrossrefGoogle Scholar

  • Zöttl, G. (2010), A framework of peak load pricing with strategic firms, Operations Research 58(6), S. 1637–49.CrossrefGoogle Scholar

  • Zöttl, G. (2011), On optimal scarcity prices, International Journal of Industrial Organization 29(5), S. 589–605.CrossrefGoogle Scholar

About the article

Published Online: 2017-05-10

Published in Print: 2017-05-01


Citation Information: Perspektiven der Wirtschaftspolitik, ISSN (Online) 1468-2516, ISSN (Print) 1465-6493, DOI: https://doi.org/10.1515/pwp-2017-0001.

Export Citation

© 2017 Walter de Gruyter GmbH, Berlin/Boston. Copyright Clearance Center

Comments (0)

Please log in or register to comment.
Log in