Zusammenfassung Durch das Auftreten negativer Preise ist eine Debatte über Mängel im aktuellen Design des deutschen Strommarktes entstanden. Wir zeigen, dass negative Preise nicht ausschließlich auf die Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien zurückzuführen sind und sich zudem wohlfahrtsfördernd auswirken. Ein Wohlfahrtsverlust entsteht dagegen durch die Vorrangregelung für Erneuerbare Energien, die auch dann zur Produktion anreizt, wenn die Produktionskosten den Marktpreis -und damit den Wert des erzeugten Stroms -überschreiten. Als politische Handlungsempfehlung regen wir eine Abschaffung dieser Regelung in Verbindung mit einer Modifizierung der Einspeisevergütung an. Dabei werden die Erzeuger von Strom aus Erneuerbaren Energien nicht schlechter gestellt, und die gesamtgesellschaftliche Wohlfahrt steigt. Negative Electricity Prices and the Priority of Renewable Energy SourcesAbstract With the appearance of negative prices a discussion about flaws in the design of the German electricity market arose. We show that negative prices are not only due to the integration of electricity from renewable energy sources. Negative prices can actually increase welfare. Yet, a loss of welfare does arise because of the priority feed-in of these sources. They are inclined to deliver energy even when the cost of production exceeds the market price, i.e. the electricity's value. We suggest to remove the priority feed-in com-

The aim of this paper is to develop a methodology for measuring the exercise of potential market power in liberalized electricity markets. We therefore investigate producer behavior in the context of electricity pricing with respect to fundamental time-dependent marginal cost (TMC), i.e. CO 2 -and fuel cost. In doing so, we do not -in contrast to most current approaches to market power investigation -rely on an estimate of the entire generation cost, which inevitably suffers from the lack of appropriate available data. Applying an analytical model of a day-ahead electricity market, we derive work-on rates, which provide information about the impact of TMC variations on electricity prices in the market constellations of perfect competition, quasi-monopoly and monopoly. Comparing these model-based work-on rates with actual work-on rates, estimated by an adjusted first-differences regression model of German power prices on the cost for hard coal, natural gas and emission allowances, we find evidence of the exercise of market power in the period 2006 to 2008. However, our results reveal that German market competitiveness increases marginally. We confirm our results by simulating a TMC-driven diffusion model of futures power prices estimated by maximum-likelihood. AcknowledgementWe gratefully acknowledge the Deutsche Forschungsgemeinschaft (DFG = German Research Foundation) for financial support.

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Dieser Artikel diskutiert die Frage einer marktkohärenten Bewertung von physischen Übertragungsrechten am Beispiel der grenzüberschreitenden Transferkapazitäten zwischen Deutschland und den Niederlanden. Für eine faire Bewertung dieser Kontrakte müssen alle wichtigen Eigenschaften der Preisdifferenzen, wie mean reversion, Sprünge und die Korrelationen der Preise modelltheoretisch erfasst werden. Dazu werden zwei unterschiedliche Bewertungsmethoden vorgestellt und die Ergebnisse analysiert. Da die Bewertung von physischen Übertragungsrechten gegenwärtig in der wissenschaftlichen Literatur selten und zumeist nur qualitativ diskutiert wird, konzentriert sich dieser Beitrag auf zwei grundlegende quantitative Aspekte dieser Thematik. Zum einen werden die Herausforderungen bei der Modellierung von regionalen Preisdifferenzen dargestellt, zum anderen kann eine strukturelle Unterbewertung der gebotenen Flexibilität gezeigt werden. Dies impliziert wiederum fehlende Anreize für den Ausbau der Grenzkuppelstellen und der damit verbundenen Integration des zentraleuropäischen Strommarktes.The purpose of this paper is to discuss market-coherent valuation of physical transmission rights for cross-border capacities between Germany and the Netherlands. Aiming at a fair valuation of these contracts, the most important stylized facts of electricity prices such as mean reversion, spikes and correlations of regional prices have to be considered. We present two different approaches to the valuation of physical transmission rights and perform a quantitative analysis of the results. On the one hand various challenges of modeling regional price differences are discussed. On the other hand a structural undervaluation of required flexibility is indicated, which implicates missing incentives for the extension of cross border capacities.