Prijsverschillen op de elektriciteitsbeurs

Transcriptie

1 Prijsverschillen op de elektriciteitsbeurs Reinier Buiter Studentnummer: Opleiding: Bedrijfseconomie Docent: mw.dr.m.t.brouwer Datum: 23 januari 2009

2 Abstract: Sinds de jaren negentig is de Europese elektriciteit- en gasmarkt begonnen met het liberaliseringproces. Het liberaliseren van de markt zal moeten leiden tot een verbetering van de economische efficiency, het stimuleren van innovatie, betere kwaliteit en lagere prijzen. In 1999 is de Amsterdam Power Exchange (APX) opgericht. Op deze elektriciteitsbeurs komt vraag en aanbod samen net zoals op de aandelenbeurs. Toch verschillen deze van elkaar omdat de elektriciteitmarkt een aparte markt is waar het verhandelde goed vooraf moeten worden ingekocht en niet opgeslagen kan worden. Dit beschrijvend literatuuronderzoek bekijkt of de liberalisering de gewenste effecten heeft gebracht en of de totstandkoming van de APX een minder volatiele prijs heeft gebracht. 2

3 Inleiding 3 Prijsverschillen op de elektriciteitsbeurs APX. 6 Ervaringen met buitenlandse elektriciteitsbeurzen. 12 Marktmacht door schaarste? 21 Manieren om de allocatieve efficiëntie te verbeteren. 23 Conclusie. 29 Literatuurlijst. 31 3

4 Inleiding Energie is altijd een paradox geweest voor de Europese gemeenschap. Ondanks de regelgeving van het energiebeleid in de basisverdragen van de Europese gemeenschap heeft het nog niet geleid tot een centrale Europese markt. In 1952 werd in Parijs de Europese Gemeenschap voor Kolen en Staal (EGKS) opgericht. De verdragen voor atoomenergie (EURATOM) en het verdrag van het Europese Economische Gemeenschap (EEG) werden allebei getekend in Deze twee verdragen waren de basis voor de sectoriele benadering van integratie. Energie was toen nog voor het grootste deel onbesproken in de EEG. In de jaren zestig verschoof de nadruk in energiewinning naar aardolie. Alle lidstaten bepaalden hun eigen koers en daar kwam in 1973 een einde aan. Dit was de eerste aardolieschok die alle producenten van energie raakten. Om samen sterk te staan tegenover de olieproducerende landen werd er door middel van de Organisatie voor Economische Samenwerking en Ontwikkeling (OESO) het Internationaal Energie Agentschap (IEA) opgericht. Deze ontwikkeling zorgde er slechts voor dat producenten gedwongen werden om minimumvoorraden aan te houden. Voor de liberalisering was de elektriciteitsmarkt in alle lidstaten een overheidsmonopolie. De overheid zorgde voor de productie en de levering van elektriciteit. Het liberaliseren is begonnen in de jaren negentig. In 1989 is de elekriciteitswet aangenomen. Deze wet zorgt ervoor dat de geïntegreerde bedrijven worden opgesplitst in een netwerkbedrijf en een leveringsbedrijf. Het netwerkbedrijf is verplicht afnemers op verzoek aan te sluiten (aansluitplicht) en voor hen elektriciteit te transporteren (transportplicht). Door deze wet zijn de afnemers beter beschermd, is de leveringszekerheid verhoogd, de concurrentie toegenomen en de prijzen verlaagd. In 1998 is Europa daadwerkelijk geliberaliseerd. Vanaf 1999 is de productie, import en export vrij voor iedereen. Het landelijke hoogspanningsnet is afgesneden van de productie en volledig in handen van TenneT. Dit bedrijf is voor 100 procent in handen van de Rijksoverheid. De Dienst uitvoering en toezicht energie (DTe) bepaalt de 4

5 toegangstarieven. DTe is een directie van de Nederlandse Mededingings Autoriteit. Als toezichthouder op de energiemarkt houdt DTe de markt goed in de gaten. In 1999 is de Amsterdam Power Exchange (APX) opgericht. Deze beurs brengt vraag en aanbod samen op de day-ahead spotmarkt. Dit is de markt voor dagelijkse handel in elektriciteit die de dag daarop (gespecificeerd per uur van de dag) fysiek geleverd wordt. De spotmarkt ziet op contracten met een looptijd van 1 klokuur en maximaal 1 kalenderdag. Binnen- en buitenlandse bedrijven verhandelen elektriciteit op deze markt. Eind 2006 zijn de Nederlandse, Belgische en Franse spotmarkten aan elkaar gekoppeld. Dit is de eerste stap naar een universele markt voor Europa. Door de koppeling moeten de prijzen voor elektriciteit convergeren en wil men de benutting van de capaciteit verbeteren. De eerste resultaten van de koppeling laten zien dat het grensverkeer verdrievoudigd is en het handelsvolume op de markten gestegen is. De prijzen zijn heel snel geconvergeerd. Zoveel zelfs dat er in driekwart van de tijd sprake is van één stroomprijs in België en Nederland. Tussen Frankrijk en België is er de helft van de tijd sprake van één stroomprijs. De liberalisering heeft ook negatieve effecten. Het kan leiden tot inefficiënte productie wanneer er sprake is van marktmacht. Sinds het ontstaan van de elektriciteit beurzen is manipulatie onderschat. Dit komt voor als bedrijven actief zijn op beide kanten van de spotmarkt. Deze bedrijven produceren zelf en kopen elektriciteit weer op als retailer. De producent kan dan een stimulans hebben om niet op de goedkoopste manier te produceren. Marktmacht word gemeten als het verschil tussen de prijs en de marginale kosten van de productie. In de elektriciteitsmarkt kan er ook sprake zijn van marktmacht wanneer de prijs gelijk is aan de marginale kosten. De producenten trekken dan simpelweg de generatoren met lagere marginale kosten weg. Bedrijven kunnen ook profiteren van een stijging in de spotprijs tegen de tijd dat geleverd moet worden. Een producent kan zijn marktpositie verbeteren door het kopen van termijncontracten. Als er dan geleverd moet worden bezit de producent niet alleen zijn eigen productie capaciteit maar ook een deel van de capaciteit van andere producenten. Door eigen vermogen achter te houden of storingen voor te doen kan men zijn leveringsplichten dekken met de gekochte termijnleveringscontracten. Door de 5

6 gekochte contracten dwingt deze producent andere producenten vermogen in te zetten met hogere marginale kosten. Dit is onderzocht door TenneT maar heeft niks opgeleverd. 6

7 Prijsverschillen op de elektriciteitsbeurs APX. Door liberalisering in de energiesector in Europa zijn er een aantal elektriciteitsbeurzen ontstaan. De belangrijkste doelen van deze spotmarkten is de handel in korte termijn gestandaardiseerde producten en de verspreiding van marktinformatie, concurrentie en liquiditeit. Deze beurzen bieden ook andere voordelen zoals een neutrale marktplaats, een onpartijdige prijsvorming, makkelijke toetreding, lage transactie kosten, en een marktclearing service. Hiernaast zijn de vastgelegde prijzen belangrijk voor een aantal andere handelswijzen zoals: Over the-counter-trading, en voor het handelen in forwards, futures en optie contracten. Er zijn verschillende soorten beurzen voor de allocatie en het prijsmechanisme voor elektriciteit. De eenzijdige en de dubbelzijdige veilingen gaan over de manier van bieden door respectievelijk alleen de producent of de producent en de koper. Ook de manier van prijzen geschiedt verschillend zo maken ze gebruik van bijvoorbeeld een uniforme prijs. Deze prijs geeft de zelfde prijs voor ieder bod, namelijk het limiet van het laatst geaccepteerde bod en de zogenoemde pay-your-bid prijs die voor elk verschillend is. De beurzen kunnen deze koop en verkoopgegevens kenbaar maken aan alle participanten of geheim houden. Een andere manier om deze veilingen te classificeren is op de manier hoe ze met de vraag omgaan. Er is de verticale manier waar de vraag is gesplitst in uren of halve urenmarkten. De horizontale manier deelt echter de dag in verschillende momenten zoals piek en dal. Er zijn drie eigenschappen die invloed hebben op de prijsvorming: De vraag en het aanbod van elektriciteit moeten voortdurend in balans blijven voor de stabiliteit van het netwerk. Elektriciteit is niet op te slaan waardoor leveranciers en afnemers zich niet kunnen indekken wanneer de prijs van elektriciteit stijgt. De gevraagde hoeveelheid is op korte termijn vrijwel ongevoelig voor veranderingen in de prijs. Dit resulteert in een zeer inelastische vraag en aanbodcurve bij piekbelasting. In korte tijd kunnen er dus aanzienlijke prijsstijgingen voordoen. De prijsvorming op de spotmarkt 7

8 komt tot stand door vraag en aanbod. De optimale hoeveelheid die wordt aangeboden wordt bepaalt door de marktprijs van de spotmarkt te vergelijken met de marginale kosten van de producent. Men kijkt hier naar de marginale kosten omdat het de korte termijn betreft. Als men naar de lange termijn kijkt zal de producent moeten investeren om actief op de markt te blijven. Deze marginale kosten omvatten de brandstofkosten zoals kolen, de bedienings- en onderhoudskosten. De producent zet eerst zijn goedkoopste centrale in om de vraag te dekken. Dit gebeurt voor elke type vraag. Men begint bij de dalvraag totdat deze is voorzien en de dalvraag overschrijdt, daarna de basis oftewel de plateauvraag en als laatste de piekvraag. In het figuur 1 hieronder is de inzet van centrales schematisch weergegeven. In de volgende tabel 2 zijn de prijzen weergegeven van uur contracten op de dayahead-markt van drie januari Bron: F.H.A Janszen, M. Kaag, 2001, Simulatie van prijsvorming en investeringsbeslissingen in een geliberaliseerde Nederlandse elektriciteitsmarkt. p Data van 8

9 Uur Prijs 28,00 24,50 21,40 17,37 15,50 22,00 29,01 39,73 Uur Prijs 43,81 49,09 51,00 53,12 51,12 49,38 44,64 44,00 Uur Prijs 50,00 62,00 60,99 55,51 51,77 34,51 39,31 38,05 Zoals men kan zien is de prijs erg volatiel. De laagste prijs op drie januari is 15,50 Euro voor 1 megawattuur om vijf uur s ochtends. De hoogste prijs die betaald werd voor een zelfde megawattuur aan elektriciteit op dezelfde dag was 62 Euro. Dit was echter om zes uur s avonds. Aangezien er om zes uur s avonds meer stroom gebruikt word (piekuur) zijn de marginale kosten van de producenten hoger waardoor de stroom meer kost. Opmerkelijk is dat een megawattuur op dezelfde dag, het zelfde uur, een jaar later ook erg afwijkt. Doormiddel van data van de APX wil ik bekijken of die volatiliteit is afgenomen sinds het ontstaan van de beurs in Hiervoor heb ik steekproefsgewijs twee dagen genomen, namelijk drie november en vijftien juni. Ik ga bekijken of de standaarddeviatie (σ) van de basis prijs (alle uren) en de prijzen van de piekuren (08:00-23:00) minder is geworden sinds het ontstaan van de APX. Hieronder staan de gemiddelde prijzen per dag en de gemiddelde piekuren over een periode van 1999 tot en met nov 3-nov 15-jun 15-jun Jaar Basis Piek Jaar Basis Piek ,99 28, x x ,25 39, ,18 38, ,25 74, ,06 25, ,45 35, ,53 18, ,58 177, ,46 17, ,19 72, ,61 43, ,88 58, ,84 9

10 ,81 95, ,96 72, , ,29 48, ,28 94, ,09 54,8 Van drie november heb ik de volgende zes standaardafwijkingen berekend namelijk de σ van de basis- en de piekprijzen over de periode 99-< 09, de σ over de subperiode 99-< 04 en de tweede subperiode 04-< 09. Hetzelfde heb ik gedaan voor vijftien juni. De standaarddeviaties van drie november zijn als volgt: Basis 1999-<2009: 29,39 σ 99-< 04: 40,59 σ 04-< 09: 16,25 Piek 1999-<2009: 43,65 σ 99-< 04: 61,99 σ 04-< 09: 20,93 Het eerste wat opvalt aan deze gegevens van drie november is dat de prijs voor een megawattuur in 1999 uitzonderlijk laag is en 2003 uitzonderlijk hoog is. Als men kijkt naar de standaarddeviaties bij zowel de piek als de basis ziet men dat deze na vijf jaar minstens twee keer zo klein zijn geworden. Is dit een bewijs dat de prijsverschillen kleiner zijn geworden naarmate de APX groeide en er meer verhandeld werd? Voor vijftien juni heb ik precies hetzelfde gedaan desalniettemin er voor juni 1999 geen gegevens waren aangezien de APX toen nog niet open was. De standaarddeviaties voor vijftien juni zijn als volgt: Basis 2000-<2009: 14,78 σ 00-< 04: 8,11 σ 04-< 09: 9,16 Piek 2000-<2009: 18,07 σ 00-< 04: 9,51 σ 04-< 09: 11,09 Bij de standaarddeviaties van deze dag over de jaren heen zien we dat de alle standaarddeviaties stukken lager liggen dan die van november. Bij de σ s van de twee subperioden gebeurt eigenlijk het tegenovergestelde als op drie november. De 10

11 standaarddeviatie neemt de laatste vijf jaar toe. Het verschil in de σ over de twee subperiodes is dan wel klein maar toch. Wanneer men de prijzen vergelijkt van november en juni ziet men dat de prijzen in juni een stuk lager liggen dan in november. Dit suggereert dat de vraag naar elektriciteit minder is in deze periode. Dit kan veroorzaakt worden doordat het stroomgebruik in de zomer misschien lager is doordat het warmer is of omdat het langer licht is. De kleinere vraag ligt misschien ook ten grondslag aan de lagere volatiliteit. De steekproef is echter niet groot genoeg om iets significant te verklaren. Verder heb ik gekeken of de prijsverschillen kleiner zijn geworden tussen de pieken daluren, dit kan duiden op een verbeterde allocatieve efficiëntie. Hiervoor neem ik twee andere dagen. Namelijk twee juli en twee december. Een zomerdag en winterdag net als hierboven. De daluren zijn van 24:00 tot en met 07:00 en de piekuren van 08:00 tot en met 23:00. In de tabel 3 hieronder zijn de prijsverschillen in Euro s per megawattuur weergegeven jul 3,7 231,6 30,94 30,07 17,53 19,79 17,24 9,33 63,36 2-dec 21,47 4,46 10, ,61 19,83 54,73 19,93 16,95 40,52 Van deze reeks heb ik eveneens zes standaarddeviaties berekend namelijk over de hele periode, de subperiode 1999-<2004 en de subperiode 2004-<2009. σ Subperiode 1 Subperiode 2 2-jul Standaarddeviatie 71,3 105, , dec Standaarddeviatie 14,89 12, ,55756 Het eerste wat opvalt aan deze reeks over het prijsverschil tussen piek en dal is dat op twee juli de standaarddeviatie veel hoger is. Vooral de eerste subperiode. Dit is vooral te wijten aan de uitschieter op twee juli Deze uitschieter kan veroorzaakt 3 Bron: 11

12 zijn door het warme weer die dag. Volgens het Koninklijk Nederlands Meteorologisch Instituut (KNMI) was de week van 2 juli stukken warmer in 2001 (periodes van >30 graden) dan in de andere jaren, 2006 daargelaten. Als we voor de uitschieter een gemiddelde afwijking in zouden vullen zijn de standaarddeviaties nagenoeg gelijk. De standaard-deviaties van twee juli zouden dan achttien en zeventien zijn. Mogelijk is deze steekproef ook te klein om iets te kunnen verklaren. Verder onderzoek is nodig. 12

13 Ervaringen met buitenlandse elektriciteitsbeurzen Engeland en Wales. In veel andere landen is de elektriciteitsmarkt ook geliberaliseerd. Dat is niet altijd even goed gegaan. Met name bij de electricity pools in Engeland en Wales en de elektriciteit beurs in Californië. Ik belicht deze twee gevallen omdat deze beurzen instorten door verschillenden redenen. De beurs in Engeland en Wales functioneerde niet naar behoren door marktmacht en in Californië was er ook sprake van marktmacht, maar ook een verkrappende balans tussen de vraag en het aanbod. Laatstgenoemde zorgde voor een ramp en resulteerde in grote power black-outs. In Engeland en Wales begon men in 1988 met de herstructurering van de elektriciteitmarkt. Voorheen werden de prijzen berekend door een bepaald algoritme met vectoren die stonden voor de productiekosten en bepaalde operationele parameters waarmee een computer een minimaal kosten schema calculeerde die de vraag van de volgende dag zou voorspellen (Green 2001). De hervormde markt hing een zelfde systeem aan maar in plaats van de vectoren die de productiekosten weergaven mochten de leveranciers van elektriciteit zelf vijf prijscomponenten toevoegen. Een ander programma werd gemaakt om de gemiddelde kosten per leverancier te berekenen. De System Marginal Price (SMP) werd gelijk gesteld aan het bod van de duurste leverancier. Een tweede component van de prijs (the capacity payment) werd bepaald door de kans op de zogenaamde Loss of Load, de kans op een stroomstoring. Dit tarief werd vermenigvuldigd met de waarde van de verloren afzet. Deze component van de prijs moet ervoor zorgen dat bepaalde stations die alleen gebruikt worden bij piekuren hun vaste kosten kunnen dekken. Echte afzet en vraag verschilden natuurlijk en dit werd nauwlettend in de gaten gehouden door controllers. Deze controllers gaven verschillende leveranciers de opdracht om hun output te verminderen dan wel te verhogen. Als een installatie meer moest produceren dan vooraf werd bepaald dan werd er een prijs betaald die hoger was dan de SMP. Wanneer installaties minder produceerden dan was vastgesteld werden zij verplicht 13

14 om stroom terug te kopen die niet meer nodig was. Al deze extra kosten en baten werden opgenomen in een component die men de Uplift noemde. Men verwachtte dat de prijzen van de markt erg volatiel zouden zijn maar een hedging mechanisme zou dat moeten opvangen. Deze hedging contracten met een strike prijs gelijk aan de marginale kosten en een betaling vooraf voor de gemiddelde vaste kosten zorgden ervoor dat een koper de output kocht tegen een prijs die dicht tegen de kostprijs lag. Men noemde deze contracten contracts for differences (CfD). Two-way CfDs verlangde van de koper dat deze de producent zou betalen als de strike price lager is dan de prijs op de markt. Door het gebruik van al deze mechanismen wilde men een efficiëntere markt creëren. De Engelse overheid wilde de hele sector privatiseren waaronder ook de verkoop van twee nucleaire centrales die twintig procent van de totale vraag produceerden. De twee centrales waren erg duur en men wist niet of ze altijd gebruik wilde maken van deze complexe vorm van energie. Een grote elektriciteit centrale werd gebouwd die aan zeventig procent van de vraag kon voldoen. Een tweede centrale kon de andere dertig procent leveren voor het geval dat de nucleaire centrales niet zouden presteren. In 1989 werd duidelijk dat de twee nucleaire centrales te duur en te risicovol waren om geprivatiseerd te worden. Nu men geen tijd had om de markt anders in te richten erfde de grootste producent (National Power) meteen zestig procent van de conventionele capaciteit. PowerGen kreeg de andere veertig procent in handen. Het werd al snel duidelijk dat deze twee giganten de prijzen boven de competitieve niveaus brachten. In eerste instantie waren de prijzen laag omdat de twee producenten contracten hadden waardoor ze toch een vaste prijs voor hun elektriciteit kregen. De intentie van de producenten was om zoveel mogelijk kool te verbranden zodat ze lage prijzen konden bieden. Naar verloop van tijd toen de contracten verliepen reduceerde men de productie en steeg de prijs in 1991, afgebeeld in figuur Bron Failing electricity markets. Richard Green

15 Figuur 2 Grote afnemers die in tegenstelling tot de kleine consument wel konden kiezen of ze de prijs van de Pool wilden betalen, betaalden nu fors meer. Veel bedrijven stapten naar de regulator om hun beklag te doen. De regulator vond echter dat de Pool prijzen eerst onder de kosten van de centrales waren en een stijging in de prijzen terecht achtte. Pas vanaf 1993 vond de regulator dat er sprake was van dubieuze prijsverhogingen en dreigde naar de Monopolies and Mergers Commission te gaan. De centrales wilde dit voorkomen en beloofden de komende twee jaar de prijs laag te houden en vijftien procent van hun centrales te verkopen. Dit geschiedde en de real-time gemiddelde prijzen daalden elk jaar, op 1997/98 daargelaten. De markt werd steeds competitiever en er waren veel 15

16 toetreders. Figuur drie laat deze defragmentatie van de markt zien. Figuur 3 5 In oktober 1997 heeft de overheid een nieuw onderzoek gedaan en vond nog steeds dat de manier van prijzen marktmacht in de hand speelde. De overheid kwam met New Electricity Trading Arrangements (NETA) waardoor er nog meer vrijheid kwam in het maken van contracten. Het is nog onduidelijk of de prijsverlagingen voor en na NETA te maken hebben met de veranderingen in de regels van de markt of met de afname van marktmacht. Green (2001) concludeert dat de governance van de markt structuur inadequaat was en veranderd moest worden. Of het ook vijfhonderd miljoen pond waard was om NETA te implementeren is nog niet duidelijk. 5 Bron Failing electricity markets. Richard Green

17 Californië. In Californië begon de deregulatie midden jaren negentig. Door de open natuur van de Amerikaanse wetgeving was er een heftig debat voor de deregulatie van start ging. Voorstanders argumenteerden dat de het vrijgeven van de markt beter zou zijn voor de efficiëntie en flexibiliteit van de elektriciteitmarkt. Tegenstanders daarentegen drongen aan op de risico s van het privatiseren van de nutsbedrijven. Volgens Stoft (1997) 6 waren er ook voorstanders die om andere motieven deel uit maakten van het debat. Namelijk de energie handelaren en arbitrageurs. Arbitrage houdt in dat een product wordt verkocht op twee markten voor verschillende prijzen. Deze arbitrageurs dragen het risico en zorgen ervoor dat de prijs convergeert en er geen gratis lunch overblijft voor de andere handelaren. Dit komt ten goede aan de efficiëntie van de markt. Stoft (1997) zegt echter dat er hier sprake was van arbitrageurs die eigenlijk een inefficiënte markt wilden creëren. Deze inefficiënte markt zou dan voor hun extra arbitrage mogelijkheden bieden waarmee ze hogere winsten konden behalen. Er werd een onafhankelijk systeem beheerder benoemd (ISO) die het netwerk moest controleren. De ISO zorgde ervoor dat vraag en aanbod in de real-time markt in balans was. Daarnaast zorgde de ISO ook voor vijf andere markten voor verschillende soorten reserves om de balans in de real-time markt te garanderen. De ISO was niet verantwoordelijk voor de productieschema s van de nutsbedrijven. Alle elektriciteit producenten hadden een coördinator die de ISO een schema konden geven met het uitgebalanceerde vraag en aanbod van die dag. Ook gaven zij een prijslijst mee met de prijzen om de productie te verhogen dan wel te verlagen. De ISO besloot dan of het schema uitvoerbaar was en niet voor blokkades zorgde op de noord-zuid lijn (path 15). Mocht de noord-zuid lijn geblokkeerd zijn dan werden noord en zuid Californië opgedeeld in twee markten met verschillende prijzen. Coördinatoren die alsnog elektriciteit via de belemmerde lijn transporteerden moesten het verschil in de prijs bijbetalen of ontvangen. 6 Stoft, S (1997) What should a power marketer want? The Electricity Journal, June

18 De grootste coördinator was de California Power Exchange (PX). Deze door de overheid opgerichte non-profit organisatie bestond uit een day-ahead veiling en kwam tot een market clearing prijs en kwantiteit. De problemen in Californië werden veroorzaakt door een aantal factoren. Het eerste probleem zat in de prijsverschillen. De Federale Energie Regulatie Commissie had een biedinglimiet gesteld van $250/MWH in de ISO s real-time markt. Hierdoor wilde geen enkele koper meer betalen dan $250 op de PX. Borenstein 7 toonde aan dat er significante verschillen waren tussen de real-time prijs en de prijs van elektriciteit op de PX gedurende Hierna convergeerden de prijzen langzaam waardoor men dacht dat de markt participanten hadden geleerd over tijd en dat de markten meer efficiënt werden. Een inefficiëntie die bleef bestaan was marktmacht. Puller (2001) 8 heeft direct bewijs gevonden van het bestaan van marktmacht in de periode tijdens de piekuren. Hij toonde aan dat bedrijven ongebruikte capaciteit hadden met marginale kosten die onder de marktprijs lagen. Ondertussen waren er signalen dat de vraag snel toe nam aangezien een gezette benchemark voor de prijs door de ISO s departement van Markt Analyse jaarlijks overschreden werd met zo n twintig procent. Dus met een groeiende vraag en bijna geen investeringen in de jaren daarvoor moest er wel wat mis gaan. In mei 2000 steeg de vraag naar energie voor de zomer en vernauwde het gat tussen vraag en aanbod wat marktmacht in de hand speelde. Het probleem werd nog groter in juni toen de reserve marges onder de tien procent vielen. De behaalde mark ups over die uren zijn bijgeteld bij de competitieve benchemark in de grafiek hieronder. De competitieve prijs was in 2000 ook erg gestegen omdat de prijs van gas was gestegen. In december 2000 kan men aan de grafiek zien dat de prijzen exorbitant stegen. The ISO had berekend dat de gemiddelde prijs $395/MWH was in vergelijking met de benchemark van $285/MWH. De nutsbedrijven konden hier niet meer meeleven. Ze kochten de dure stroom op de spotmarkt en moesten het weer verkopen voor de gelimiteerde prijs, waardoor ze verliezen leden. In San Diego liet men de gelimiteerde prijs los maar niet in Californië als een respons op het consumenten protest. De 7 The rand journals of Economics, Borenstein, vol.36 No.3 (2005) 8 Puller,S. L. (2001) Pricing and Firm conduct in California s deregulated electrcicty market power working paper, PWP-080, University of California Energy Institute 18

19 nutsbedrijven hadden ondertussen toestemming gekregen om een bepaalt percentage buiten de PX om te kopen, maar dit mocht niet baten. De Nutsbedrijven stopten met betalen voor hun stroom waardoor sommige producenten niet in staat waren om brandstof aan te schaffen voor hun centrales. Dit met het gevolg dat sommige centrales stil kwamen te liggen. Andere producenten stopten met leveren omdat zij bang waren in de toekomst ook niet betaald te worden. Het aanbod uit andere staten daalde om dezelfde redenen en ook omdat de weinige regenval het aanbod van hydro-elektrische energie reduceerde was de vraag groter dan het aanbod (en dat zelfs terwijl de winter niet het piek seizoen is van de vraag in Californië). Dit resulteerde in een aantal black-outs tijdens de piekuren. Als men naar de grafiek hieronder kijkt ziet men meteen het grote verschil in de prijs. In de zomer van 2000 was de markt prijs van elektriciteit maar liefst 166 Dollar per mwh tegenover 36 Dollar per mwh in Een onderzoek hiernaar is uitgevoerd door de Market Surveillance Comittee (MSC). Zij onderzochten de interactie van de tekorten, de slechte structuur van de markt en het bestaan van marktmacht. Het rapport dat werd opgemaakt na het onderzoek bevatte aanbevelingen om de marktstructuur te veranderen. De eerste fout in de markt structuur en waar het rapport zich op toe spitst is het handelen in forward contracten door de nuts bedrijven. De MSC concludeerde dat de nutsbedrijven door het handelen in 9 Department of Market Analysis, "Report on California Energy Market Issues and Performance: May-June 2000," Special Report, California Independent System Operator (CAISO), August 10, 2000, p. 18. This includes the cost of energy and ancillary services. 19

20 ongelimiteerde forward contracten marktmacht kon verminderen. Scott M. Harvey en William W. Hogan (2000) onderzoeken of de marktmacht in Californie kan verminderen door simpelweg de door de overheid opgelegde restricties op te heffen en nuts bedrijven te stimuleren om te handelen in forward contracten. Het rapport van de MSC laat zien dat wanneer de nutsbedrijven voor de maanden mei en juni hun netto behoefte aan stroom met forward contracten hadden vast gelegd de volatiliteit op de PX een stuk minder was geweest. De MSC beweert dat het bestaan van forward contracten het gedrag van de markt beïnvloed en lagere gemiddelde prijzen levert. Door de forward contracten zijn de elektriciteits leveranciers niet langer meer blootgesteld aan de steeds fluctuerende spotprijs. De nuts bedrijven kampen dan nog wel met het risico dat de prijzen in de forward markten verschillen met de spotprijs. De prijzen van een forward contract in de lente van 2000 waren beduidend lager dan de prijzen op de spotmarkt in de maanden mei en juni. Dit bevoordeelde de bedrijven die wel forward contracten hadden afgesloten maar dit is achteraf makkelijk om te zeggen. De hoge prijzen op de spotmarkt in de zomer kwamen als verrassing en de forward prijzen waren toen redelijk hoog. Dus wanneer men forwards had gekocht en de onverwachte prijsstijgingen bleven uit dan was er veel geld verspild. Het is volgens Scott en William niet te beweren dat forward contracten altijd voor een lagere gemiddelde prijs zorgen. Scott en William beweren dat de geprezen effectiviteit van de forward contracten door de MSC alleen kan opgaan wanneer er sprake is van marktmacht of een slecht gestructureerde markt. In een competitieve markt zal de prijs op de spotmarkt en de forward markt altijd naar een evenwichtsprijs convergeren. Door middel van forward contracten zal volgens de MSC de marktmacht van elektriciteits producenten verminderen. Volgens hun theorie zal een forward contract zorgen dat de producent minder gestimuleerd wordt om marktmacht uit te oefenen. De daling in de vraag en in zijn verkopen door een stijgende prijs zal dan niet langer gecompenseerd worden door hogere korte termijn winsten op de rest van zijn capaciteit. De MSC zegt dat producenten met marktmacht vrijwillig forwards zullen handelen en hun verwachte winsten zullen verlagen door de interactie van de forwards en de contract markten. De achterliggende gedachte van deze theorie moet men zoeken in game theorie van een oligopolie met weinig aanbieders. Als men kijkt naar een spotmarkt met 20

21 aanbieders die marktmacht kunnen uitoefenen zal de prijs hoog zijn en een inefficiënte output hebben. Het oligopolie model beschreven door Allaz and Vila 10 voor de spot en forward markten volgen het bekende Cournot model. Stel dat er een een periode spotmarkt is en de producenten nemen de output van hun concurrentie aan als vast. Wanneer men dan de forward markt zou introduceren dan zal de marktmacht afnemen aangezien de producenten nu naast de andere leveranciers ook moeten concurreren met zichzelf in de forward periode. De conclusie die we uit deze analyse kunnen trekken is dat het dus onmogelijk is dat marktmacht en forward contracten samengaan. Mensen die bekend zijn met de game theorie verwachten echter dat wanneer men de assumpties zal veranderen er een totaal andere conclusie uit kan rollen. Allaz en Vila gebruiken twee assumpties namelijk het Cournot gedrag dat producenten de output van de andere als gegeven aannemen en het prissoners dilemma. Volgens Allaz en Vila zullen beide producenten ervoor kiezen om forward contracten aan te gaan en zullen dan beiden slechter af zijn. Dit is inherent aan de assumptie dat het spel maar een keer word gespeeld, als men vaker het spel speelt zou men misschien dichter bij een soort samenwerkingsverband komen. Volgens Scott en William zijn de door de MSC geroemde forward contracten alleen in staat marktmacht te verminderen wanneer producenten gedwongen worden om lange termijncontracten te maken. Het kan dus zijn dat het handelen in forward contracten de marktmacht kan verminderen, maar volgens Scott en William zit de echte fout in het design van de markt. 10 Blaise Allaz and Jean-Luc Vila, "Cournot Competition, Forward Markets and Efficiency," Journal of Economic Theory, Volume 59, 1993, pp

22 Marktmacht door schaarste? De deregulering van de elektriciteitsmarkt moet natuurlijk voordelen opleveren voor de consumenten en in de productie efficiëntie. Toch zijn er ook zorgen dat de deregulering marktmacht in de hand zou spelen en de voordelen op de korte termijn wel eens erg konden tegenvallen. Severin Borenstein and James Bushnell 11 beargumenteren dat de elektriciteitsmarkt erg ontvankelijk is voor het uitvoeren van marktmacht. Borenstein en Bushnell zijn van mening dat marktmacht ernstig wordt onderschat. Met name door de vraag elasticiteit en de transmissie capaciteit. De elektriciteitsmarkt bestaat volgens hen uit drie verschillende componenten namelijk: de generatie, de transmissie en de verspreiding. De elektriciteit word gegenereerd en vervolgens door het hoogspanningsnet naar lokale regio s verzonden waar de elektriciteit word geconsumeerd. Wanneer de elektriciteit aangekomen is in de regio waar het gebruikt word, word het hoge voltage omgezet in een lager voltage en door lokale lijnen verspreid over de eindgebruikers. Vele jaren bestonden deze componenten uit natuurlijke monopoliën. Wanneer er op deze sectoren geconcurreerd zou worden moet eigenlijk elke producent zijn eigen lijnen beginnen. Dit zou erg inefficiënt zijn. Als de lijnen eigendom zijn van verschillende bedrijven en deze een netwerk zouden vormen komt men al snel met de natuurschappelijke wetten dat de stroom op een lijn de capaciteit aantast op andere lijnen. De productie van stroom werd beschouwt als een natuurlijk monopolie door de grote van de bedrijven om efficiënt te produceren en de bijkomende kosten om het over grote afstanden te vervoeren. Door de verbeterende technologie daalden de kosten om stroom over lange afstanden te transporteren en stelden producenten in staat te concurreren met andere producenten die honderden kilometers verder zaten. Men verwachtte in de jaren tachtig in de Verenigde Staten dat elektriciteit opgewekt zou worden door enkele grote producenten door het bouwen van nucleaire centrales in enkele staten. Deze nucleaire centrales kregen echter te kampen met onvoorziene hoge constructiekosten, ongelukken, meer veiligheidsregels en de steeds hoger wordende prijs 11 Bron: Borenstein S en Bushnell J, Deregulation or reregulation. (2001) 22

23 voor het storten van het nucleaire afval. Door de overheidsregulering moesten de consumenten de historische kosten van deze dure investeringen doorbetalen. Dit tot tegenstelling van consumenten in andere staten waar ze niet hadden geïnvesteerd in de nucleaire technologie. De ontstane prijsverschillen waren volgens Borenstein en Bushnell de drijvende kracht achter de deregulering. Deze prijsverschillen die door gemaakte contracten en verkeerde investeringen werden veroorzaakt zijn echter van historische aard en hebben niets te maken met de marginale kosten. Bedrijven in deze elektriciteitsmarkt hebben weinig zekerheid ten opzichte van hun rate of return op hun investeringen en zullen daardoor voorzichtiger zijn met investeren en anders omgaan met risico. Hierdoor vinden veel economen dat de voordelen van de deregulatie moeten komen uit het veranderen van de investerings- en de consumptiekeuzes. De consumenten hebben weinig te maken met de volatiliteit van de elektriciteitspijzen door vraag en aanbod en zullen in geval van schaarste niet hun stroomvraag verminderen. Ook beperkingen op de productiecapaciteit, die voor snel oplopende marginale kosten zorgen bij een bepaalde output en de andere aspecten van de markt (vraag en aanbod altijd gelijk moet zijn voor het netwerk, hoge kosten om elektriciteit op te slaan enz.) spelen marktmacht in de hand. Borenstein en Bushnell geven hierover een voorbeeld dat zich afspeelt op een hete zomerdag met een hoge luchtvochtigheid. De system operator heeft dan alle bronnen van elektriciteit nodig om in de gigantische vraag te voorzien. Stel dat hij dan nog maar een klein percentage van de reserve capaciteit over heeft en er is een producent die slechts een klein percentage van de totale output genereert. Dan zal deze producent zijn capaciteit graag verkopen, anders gezegd deze producent kan een extreem hoge prijs vragen voor zijn elektriciteit die uiteindelijk gewoon door de groothandel betaald zal worden. In de meeste markten is het voor kleine bedrijven, die maar een klein marktaandeel hebben, nagenoeg onmogelijk om de prijs zo op te stuwen. Als het goed is op te slaan zullen verkopers (groothandel) hierop anticiperen door voorraden aan te leggen. Wanneer de eindconsument vooraf de prijzen weet zal deze de prijs niet betalen en de prijsverhoging beletten. Wanneer er sprake is van aanbodselasticiteit zal het kleine bedrijf met de extreem hoge prijs gewoon marktaandeel verliezen ten opzichte van zijn 23

24 concurrenten. Deze aspecten zorgen ervoor dat de elektriciteitsmarkt zo verschilt van elk andere markt. Wat verder deze discussie zo compliceert is dat dezelfde factoren die de elektriciteitsmarkt karakteriseren ook voor volatiele prijzen zorgen als er geen sprake is van marktmacht. Inelastische vraag en aanbod zullen altijd tot hogere prijzen leiden bij de piekvraag. Als de vraag groter is dan de productiecapaciteit en prijsverhogingen niet tot een afname in de vraag of een stijging in het aanbod leiden, dan zal de prijs gewoonweg efficiënt de schaarste reflecteren van het aanbod ten opzichte van de vraag. In deze situatie is het volgens Borenstein en Bushnell makkelijk aan te tonen dat een kleine producent zich snel kan verleiden tot het beperken van zijn capaciteit en deze alleen aan te bieden tegen een extreem hoge prijs dan simpelweg de prijs te krijgen die de schaarste reflecteert. Borenstein en Bushnell zeggen dan ook dat zo n prijsvolatiliteit zelfs in een volledig competitieve markt zich kan voordoen. Desalniettemin kan men ook snel concluderen dat bedrijven (van wat voor grote dan ook) geen marktmacht zullen gebruiken puur uit de goedheid van hun hart terwijl het tegen de belangen in is van hun aandeelhouders. 24

25 Manieren om de allocatieve efficiëntie te verbeteren Waarom is er sprake van grote inefficiëntie op de elektriciteitsmarkt? In bijna geen andere markt is er sprake van een zo n groot verschil in de detailprijzen en de groothandelsprijzen als in de hervormde elektriciteitsmarkt. De consument betaald een vast tarief per jaar voor elektriciteit. Deze prijs bevat een gedeelte belasting, een gedeelte voor het netbeheer en een gedeelte voor de levering. Dit tarief verandert per jaar of misschien per half jaar. Als men echter naar de prijzen kijkt die de groothandelaar betaald ziet men dat de elektriciteitsprijs heftig fluctueert. Elektriciteit is niet op te slaan en de consument betaald een vast tarief waardoor de vraag van de groothandels naar elektriciteit erg inelastisch is. Dit veroorzaakt schommelingen in de prijs tot soms wel meer dan honderd procent. In een vrije markt moet de prijs stijgen naarmate de productiekosten toenemen, maar de consumenten betalen maar één prijs. Veel economen erkennen dat door het bestaan van twee verschillende prijzen erge inefficiënties voorkomen. Deze twee prijzen zijn de time-invariant price en de real-time prijs (RTP). Volgens Borenstein en Holland 12 is het beter als een deel, of alle consumenten de RTP betalen. Dit onderzoeken zij door naar het consumentensurplus te kijken. De baten voor de consumenten moeten groter zijn dan de kosten om een systeem te implementeren waardoor iedereen het RTP betaald. Borenstein en Holland leiden de vraagcurven af van de groothandel en laat zien wat er gebeurt met de vraagcurve als men een gedeelte α de RTP laat betalen en een gedeelte (1-α) het vaste tarief laat betalen. Het figuur hieronder laat vier vraagcurven zien van de piek- en daluren. De prijs van het RTP is gelijk aan p en de prijs van het vaste tarief is gelijk aan P. De geaccumuleerde vraag van de groothandel is dan gelijk aan: D(p,P)=αD(p)+(1-α)DP, wat inhoud dat D dalend is in p en P. 12 The rand Journals of Economics, Vol. 36, No.3 (2005) 25

26 Dl (pl) is de vraag in het daluur wanneer iedereen het RTP betaald. Dl (pl,p) is de vraag in het daluur wanneer een gedeelte RTP betaald en een gedeelte een vaste prijs betaald. Dh (ph,p) is de vraagcurve in het piekuur wanneer een gedeelte RTP betaald en een gedeelte een vaste prijs. Dh (ph) is de vraag wanneer iedereen RTP betaald. Men kan zien dat wanneer een gedeelte van de consumenten een vast tarief betaald de vraagcurve inelastischer word. De groothandel betaald voor de elektriciteit de marginale kosten van productie. Stel dat C(q,k) de korte termijn variabele kosten zijn van het produceren van q stuks elektriciteit, gegeven dat k stuks capaciteit zijn geïnstalleerd. Op de lange termijn kunnen de elektriciteit producenten de hoeveelheid capaciteit aanpassen. Borenstein en Holland veronderstellen dat de kosten per unit van de capaciteit dagelijks r kost. Hiermee kunnen we de winstfunctie afleiden: (groothandelsprijs*q-mc)- r*k=π. De detailhandel die de door hen ingekochte elektriciteit (w) aan de uiteindelijke consument verkopen gedragen zich als in een Bertrand competition. Deze bedrijven zetten zelf de prijs (RTP en het vaste tarief). De winst van de detailhandel zal dan worden berekend als de som van (P-w)(1-α)D(P)+(p-w)αD(p). Dit laat zien dat er een vast tarief haalbaar is zolang de marginale kosten van het produceren van de gevraagde hoeveelheid oneindig is. Oftewel een vast tarief is haalbaar wanneer er genoeg consumenten zijn die RTP betalen zodat de groothandel de markt vrij kan maken bij een oneindige prijs. De evenwichtsprijs in de detail sector wordt bepaalt door concurrerende detaillisten. Stel er is een groep die de RTP betaald en de real-time prijs, p is groter dan de prijs op de wholesale markt, dan zal de detaillist zijn prijs verlagen om meer 26

27 consumenten aan te trekken. Wanneer de p onder de wholesale prijs ligt maakt de detaillist simpelweg verlies. Hierdoor zal de korte termijn retail prijs gelijk zijn aan de wholesale prijs. Op gelijke wijze word de vaste prijs P berekend. Door concurrentie wordt een vaste prijs gezet die exact de kosten dekt om de elektriciteit te leveren. Dit houdt in dat er geen winsten zijn te behalen voor de detailsector en komen Borenstein en Holland tot de volgende vergelijking van korte termijn evenwichtsprijs voor de vaste detailprijs. Ε(Psr-w)(1-α)D(Psr)=0. Hieruit blijkt dat de evenwichtsprijs voor de vaste prijs een gewogen gemiddelde is van de real-time wholesale prijs. Op de korte termijn worden de prijzen in de wholesale markt bepaalt door vraag en aanbod. De producenten van elektriciteit zetten de wholesale prijs gelijk aan de marginale kosten, dan is de vraag gelijk aan het aanbod wanneer w=cq((d(p,p),k)). Voor de lange termijn, zullen producenten de markt betreden zolang er nog winst te behalen is, of de markt verlaten in geval van verliezen. De concurrentie zorgt ervoor dat de lange termijn winsten nul zullen zijn. Hiermee komen we tot de zero profit functie Ε(wq-C(q,K))-rK=0. Voor de lange termijn evenwichtsprijs gelden dan de condities voor de korte termijn plus het volgende Ε(wD(p,P)-C(D(p,P),K)=rK. Borenstein en Holland zijn van mening dat de eerste welvaart theorie niet opgaat wanneer α kleiner is één. De consumenten die het vaste tarief betalen kunnen niet onderhandelen met de consumenten die RTP betalen. Deze missende markt zorgt ervoor dat het equilibrium in de volledig concurrerende markt van de elektriciteit niet efficiënt is. Pas als elke consument de real-time prijs betaalt (α=1) zal het evenwicht Pareto efficiënt zijn. Wanneer α kleiner is dan 1 zal het evenwicht niet Pareto efficiënt zijn. Dit komt doordat in bijna alle uren de consumenten die de vaste prijs betalen niet de marginale kosten van de producenten betalen. Het word steeds duidelijker dat real-time pricing de welvaart doet toenemen. Deze toename moet wel de kosten van de implementatie kunnen dekken. Borenstein en Holland simuleren een aantal lange termijn evenwichten onder realistische assumpties om te bekijken wat de ideale verdeling is voor α. Ze beginnen de simulatie met de situatie waarin alle consumenten de vaste prijs betalen en laten dan steeds een gedeelte overstappen op real-time prijs. Voor de vraagzijde hebben Borenstein en Holland gebruik gemaakt van de vastgelegde gegevens van de ISO van Californië. De 27

28 periode betrof november 1998 tot en met november Zoals eerder beschreven bestond deze periode uit records, namelijk hele hoge consumptie en hele lage consumptie. De prijselasticiteit van de vraag naar elektriciteit schatten zij op de korte termijn rond 1 en op de lange termijn wordt deze groter naar gelang de consumenten de nieuwe technologie oppakken om RTP te betalen. Hieronder staat het resultaat van het onderzoek van Borenstein en Holland. In tabel twee staan de capaciteit, de prijzen en hoeveelheden en in tabel drie worden de veranderingen weergegeven in het consumentensurplus. De gegevens in tabel twee laten zien dat naarmate een groter gedeelte de RTP betaald de equilibriumprijs daalt. Het laat ook zien dat wanneer zelfs maar een derde van de consumenten overstapt op RTP bij een elasticiteit 1 het aantal peakers al daalt met ongeveer veertig procent en de geïnstalleerde capaciteit kan dalen met meer dan tien procent. Het theoretische model laat zelfs zien dat de energieconsumptie kan stijgen terwijl de energierekeningen dalen. 28

29 In tabel drie staan de welvaartseffecten door de implementatie van RTP. Alle kolommen die veranderingen laten zien zijn in vergelijking met de evenwichtssituatie wanneer alle consumenten de vaste prijs betalen. De kolom Total Surplus laat zien dat de baten in de honderden miljoenen lopen alleen al voor de markt in Californië. Borenstein en Holland tonen aan in hun artikel dat wanneer alle consumenten RTP betalen de welvaart zal stijgen. Borenstein en Holland beseffen ook dat het nog niet haalbaar is om dat te verwezenlijken. De kosten om meters te plaatsen bij alle individuele consumenten zullen niet opwegen tegen de baten. Daarentegen is er in Californië al een wet aangenomen die de grootste afnemers (die tijdens piekuren meer dan tweehonderd kilowatts afnemen) van elektriciteit verplicht stelt om de meters te plaatsen en RTP te betalen. De kosten van deze wet waren zo om en nabij de vijfendertig miljoen dollar. Deze grote afnemers zijn ongeveer één derde van de totale consumenten en vergde het plaatsen van twintigduizend meters. Wil men echter de andere twee derde van de consumenten voorzien van deze meters, dan zal dit het plaatsen van meer dan 10 miljoen meters vergen. 29

30 Conclusie De vraagstelling van deze scriptie is of er sinds de liberalisering, met name na het ontstaan van de APX, de prijsverschillen voor elektriciteit zijn afgenomen. Door te onderzoeken hoe de elektriciteitsbeurs werkt en hoe de prijzen op deze beurs tot stand komen blijkt prijsvorming van elektriciteit gecompliceerder dan het lijkt. Door de karakteristieken van elektriciteit verschilt deze markt erg van de normale markten zoals bijvoorbeeld olie, gas en goud. De prijs van elektriciteit is erg volatiel wat voornamelijk word veroorzaakt door schaarste van de productiecapaciteit tijdens de piekuren. Door deze schaarste worden producenten volgens sommige economen verleidt om capaciteit achter te houden en de prijs op te drijven. Dit is de achterliggende gedachte waarom het bij een aantal buitenlandse beurzen niet naar behoren werkte. Vele kostbare manieren zijn aangewend om marktmacht te reduceren en slechts enkele tikken op vingers zijn uitgedeeld door de toezichthouders. De voornaamste oplossing voor marktmacht is de inen export van stroom stimuleren door de capaciteit van (grens) connectoren te vergroten. Wanneer er genoeg capaciteit is op de transmissielijnen zijn pogingen om de prijs op te drijven onverdienstelijk aangezien er dan simpelweg aanbod uit het buitenland word weggetrokken. Toch is dat simpeler gezegd dan gedaan, want op economisch en politiek gebied lijkt dit probleem op de wereldhandel waarin producenten hun voordelen willen behouden op de lokale markt. Wat optimaal zou zijn is wanneer consumenten zelf geconfronteerd worden met de volatiele prijs. Dit zal de elasticiteit van de vraag erg beïnvloeden en volgens Borenstein en Holland is het dan zelfs theoretisch mogelijk dat de energie-consumptie kan stijgen terwijl de energierekeningen dalen. De implementatie van dit systeem is erg kostbaar en wacht nog op de techniek om dit goedkoop van de grond te krijgen. Alhoewel de APX ervoor gezorgd heeft dat elektriciteitsprijzen met de aangesloten buurlanden snel geconvergeerd zijn is de vraag van deze scriptie nog onbeantwoord. De prijsverschillen tussen dagen en piek en dal zijn niet kleiner geworden volgens het onderzoek. Het onderzoek was echter klein van aard en niet representatief. Een grotere steekproef kan wellicht een ander licht werpen op deze vraag. 30

31 Bronnenlijst Literatuur: Allaz B. and Vila J.L. "Cournot Competition, Forward Markets and Efficiency," Journal of Economic Theory, Volume 59, 1993, pp Borenstein S. and Holland S. (2005) On the efficiency of competitive electricity markets with time-invariant retail prices RAND Journal of Economics, Vol. 36, No. 3 pp Borenstein, S en Bushnell, J. (2000) Electricity Restructuring: Deregulation or Reregulation? University of California Energy Institute. Green R.J. and D.M. Newberry (1992) Competition in the British Electricity Spot Market Journal of Political Economy 100(5), October. Green R. (2001) Failing Electricity Markets: Should we shoot the Pools? Janszen, F.H.A, Kaag, M. (2001) Simulatie van prijsvorming en investeringsbeslissingen in een geliberaliseerde Nederlandse elektriciteitsmarkt. Marten S. (2001) Industrial Organization A European Perspective Oxford University Press Puller, S. L. (2001) Pricing and Firm Conduct in California s Deregulated Electricity Market Power Working Paper PWP-080, University of California Energy institute. Shy O. (1996) Industrial Organization Massachusetts Institute of Technology. Stoft, S (1997) What could a power Marketer Want? The Electricity Journal, June. 31

32 Elektronische Bronnen: (2008) (2008) (2008) (2008) (2008) Rapport Monitoring Leveringszekerheid (2006) Liberalisation of European energy markets: challenges and policy options. CPB Document No