In einem solchen System kann für die Unternehmen ein Anreiz bestehen, möglichst viel Kapital einzusetzen, um die Basis für die Verzinsung zu erhöhen. ^[1] Dieses System regulierter Monopole wurde daher als ineffizient betrachtet und bereits im Jahre 1978 durch das Bundesgesetz "Public Utilities Regulatory Policy Act (PURPA)" modifiziert. PURPA schrieb vor, dass Stromversorgungsunternehmen (EVU) Strom von qualifizierten unabhängigen Stromproduzenten (z. B. kleineren Kraft-Wärme-Anlagen und Kraftwerken auf Basis regenerativer Energien) zu vermiedenen Kosten kaufen müssen. In vielen Bundesstaaten der USA, so auch in Kalifornien, wurden allerdings diese vermiedenen Kosten von den Regulierungsbehörden weit höher angesetzt als die marginalen Kosteneinsparungen, die die Stromversorgungsunternehmen durch den Verzicht auf eigene Stromproduktion tatsächlich erreichten. Viele Unternehmen kauften außerdem Strom von qualifizierten Erzeugern im Rahmen von Langfristverträgen teuer ein, weil sie annahmen, dass die Erdgaspreise und damit die Stromerzeugungskosten künftig steigen würden. Tatsächlich fielen aber die Erdgaspreise von Ende der 70er bis Anfang der 80er Jahre. Erhöht wurden die Kosten der Stromversorgung auch durch Verzögerungen beim Bau und durch Verteuerungen beim Betrieb von Kernkraftwerken. In Kalifornien sind solche Fehler offenbar besonders häufig gemacht worden, da die Strompreise dort merklich höher waren als in den benachbarten Bundesstaaten. ^[2]

Dieses Gesetz schrieb eine Reduktion der Stromtarife für Haushalte und kommerzielle Kleinverbraucher um 10 % vor. Die Stromtarife für Industriekunden und große kommerzielle Abnehmer wurden auf dem bestehenden Niveau eingefroren. ^[6] Diese Höchstpreise ("price cap") sollten bis zur vollständigen Finanzierung der "stranded investments" durch die Verbraucher gültig bleiben (spätestens bis 2002).

Die Höchstpreise für Haushalte und Kleinverbraucher waren so niedrig festgelegt, dass neue Anbieter die Preise der etablierten Unternehmen in der Regel nicht ausreichend stark unterbieten konnten, um viele Kunden zum Wechsel ihres Versorgers zu stimulieren. Damit war für neue Anbieter der Anreiz gering, auf diesen Markt vorzudringen. Auch der Zubau neuer Kapazitäten dürfte dadurch gedämpft worden sein.

Die privaten Stromversorgungsunternehmen von Kalifornien wurden durch das Restrukturierungsgesetz gezwungen, mindestens die Hälfte ihrer Kraftwerkskapazitäten zu verkaufen ^[7] und den zusätzlich benötigten Strom selbst ausschließlich an der neu eingerichteten Strombörse (California Power Exchange, CALPX) zu kaufen. ^[8] Dadurch wurden aus den ehemals weitgehend vertikal integrierten Stromversorgungsunternehmen Netzbetreiber, die vor allem Strom transportieren und verteilen. Diese konnten damit die Sicherheit auf der gesamten Kette der Stromversorgung nicht mehr gewährleisten.

An der CALPX werden Auktionen für Stromlieferungen eine Stunde und einen Tag im Voraus durchgeführt. Außerdem kann Strom auch ein bis drei Monate im Voraus gehandelt werden. Längerfristige Kontrakte waren bis zu Beginn der Stromkrise im Sommer 2000 nicht erlaubt. ^[9] Um zu verhindern, dass die Stromversorgungsunternehmen, die über die Stromnetze verfügen, den Strommarkt zu ihren Gunsten manipulieren, wurde außerdem ein unabhängiger Systemoperator (Independent System Operator, ISO) eingerichtet. Er soll außerdem sicherstellen, dass die von Stromanbietern und -nachfragern gewünschten Transaktionen auch technisch machbar sind. Dazu betreibt er die Stromnetze, auch wenn diese im Eigentum der Netzbetreiber bleiben. ISO betreibt auch einen Real-Time-Markt für Ausgleichs- und Reserveleistung. In Phasen hoher Netzauslastung wurden auf diesem Markt weit größere Lasten gehandelt, als ursprünglich vorgesehen war, weil dort höhere Preise erzielt werden konnten als auf dem CALPX-Markt.

Um großflächige Zusammenbrüche der Stromversorgung zu vermeiden, wurden Ende des Sommers 2000 Industriekunden, bei denen dies vertraglich zulässig war, vorübergehend vom Netz getrennt. ^[10] Im Herbst setzte sich der Preisauftrieb fort. Anfang 2001 spitzte sich die Versorgungssituation so zu, dass auch Haushaltskunden - nach Versorgungsgebieten rotierend - abgeschaltet wurden: Insgesamt wurde allein am 18. Januar die Stromversorgung von 2 Mill. Kunden unterbrochen. Im April stiegen die Spitzenlastpreise für kurze Zeit sogar auf über 1 000 US-$ je MWh.

Bis zum Ausbruch der Krise im Sommer 2000 hatte lediglich ein großes Stromunternehmen (San Diego Gas and Electric, SDG&E) seine "stranded investments" bereits finanziert und konnte daher seine Strompreise für Haushalte und kommerzielle Kunden an die gestiegenen Einstandspreise auf den Spotmärkten anpassen. Die übrigen Netzbetreiber durften dies nicht und gerieten daher bereits im Herbst 2000 in Liquiditätsprobleme. Potentielle Lieferanten in Kalifornien und in den Nachbarstaaten waren daher nicht mehr bereit, an diese Unternehmen Strom zu liefern. Im April 2001 musste mit Pacific Gas & Electric das größte Stromversorgungsunternehmen in Kalifornien Konkurs anmelden. Inzwischen droht auch dem zweitgrößten Netzbetreiber - Southern California Edison - der Bankrott.

- Das Department of Water Resources wurde von der Regierung angewiesen, Strom für zahlungsunfähige Netzbetreiber im Rahmen von Langfristverträgen einzukaufen.

- Die Netzbetreiber können die Stromtarife für Haushalte im Durchschnitt um knapp 27 % erhöhen - auch wenn die "stranded investments" noch nicht voll kompensiert sind.

- Als Gegenleistung dafür müssen die Netzbetreiber ihren selbst erzeugten Strom bis zum Jahr 2010 auf Basis von kostenorientierten Tarifen zur Verfügung stellen ^[11] und ihre Hochspannungsnetze dem Staat Kalifornien zu einem fairen Preis übereignen.

- Eine öffentliche Behörde soll eingerichtet werden, die dafür sorgt, dass das Stromangebot die Stromnachfrage bei Höchstlast wieder um mindestens 15 % übertrifft.

- Um dieses Ziel zu erreichen, sollen in den nächsten drei bis fünf Jahren Kraftwerke mit einer Kapazität von insgesamt 20 GW gebaut werden. ^[12] Wenn der private Sektor dazu nicht in der Lage ist, soll diese Behörde die Kraftwerke selbst bauen.

- Stromsparprogramme sollen bereits kurzfristig zu einer Entspannung der Versorgungsprobleme beitragen. ^[13]

Tatsächlich ist aber aufgrund des kräftigen Bevölkerungs- und Wirtschaftswachstums der Strombedarf seit Mitte der 90er Jahre deutlich gestiegen, bis zum Jahr 2000 um 34 Mrd. kWh bzw. 15 % auf 264 Mrd. kWh (Tabelle 1); bei einer rechnerischen Auslastung von 6 000 Stunden entspricht das einem zusätzlichen Leistungsbedarf von knapp 6 GW. Die Kraftwerkskapazitäten wurden im gleichen Zeitraum nicht einmal um 1 GW erhöht, ^[16] und die Transportkapazität des Hochspannungsnetzes wurde nicht ausreichend gesteigert, um in Zeiten einer hohen Netzbelastung Engpässe beim überregionalen Stromtransport zu vermeiden.

Die zur Zeit der Netzhöchstlast im kalifornischen Netz verfügbaren Kraftwerksreserven waren bereits zu Beginn der Deregulierung im Jahre 1996 mit 7 % der Netzhöchstlast sehr niedrig; ^[17] bis zum Jahr 2000 sind sie sogar auf 3,5 % gesunken. Um erneute Netzzusammenbrüche in diesem Jahr zu vermeiden bzw. diese regional und zeitlich zu begrenzen, müssten noch im Laufe dieses Jahres neue Kraftwerke mit einer Kapazität von mindestens 5 GW in Betrieb gehen.

Knapp ein Fünftel der Stromerzeugung in Kalifornien entfällt derzeit auf die Wasserkraft (Tabelle 2). Auch ein Großteil der Stromimporte, die traditionell 20 bis 25 % des Strombedarfs decken, stammt aus Wasserkraftwerken. Die Leistung solcher Anlagen ist aber stark von der Wasserführung der Flüsse abhängig. Aufgrund geringer Niederschläge waren in den letzten beiden Jahren vor allem die Importe aus Oregon und Washington beschränkt. ^[18] Für solche Leistungsschwankungen ist offenbar nicht ausreichend Vorsorge durch Bereitstellung von entsprechenden Reservekapazitäten oder durch den Ausbau des Hochspannungsverbundes getroffen worden.

Verschärfend auf die Stromkrise wirkte sich auch ein Preisschub beim Erdgas im vergangenen Jahr ^[19] aus, der auf stark gesunkene Erdgasvorräte, eine witterungsbedingt hohe Nachfrage und die Explosion bei einer wichtigen Transportleitung für Erdgas (El Paso Natural Gas Pipeline) zurückzuführen war. Eine Substitution des verteuerten Erdgases durch Erdöl und Kohle war aufgrund der strikten Umweltbestimmungen bzw. der begrenzten Emissionsrechte der meisten Kraftwerksbetreiber nicht ausreichend möglich.

Schließlich ist mehr als die Hälfte der Kraftwerke in Kalifornien über 30 Jahre alt. ^[20] Bei älteren Anlagen nehmen der Wartungsbedarf und die Ausfallzeiten zu. Eine unzureichende Koordinierung dieser Arbeiten hat dazu beigetragen, dass in Zeiten der höchsten Netzlast dringend benötigte Leistungen nicht verfügbar waren (Abbildung 2). Die kalifornische Regulierungskommission geht allerdings davon aus, dass einige Kraftwerke zu Spitzenlastzeiten nicht wegen technischer Probleme vom Netz genommen wurden, sondern mit dem Ziel, die Preise weiter zu erhöhen.

- Stromerzeugern und -verteilern wurden keine Anreize geboten, lang- fristige Kostenentwicklungen und Risiken bei ihren Entscheidungen ausreichend zu berücksichtigen und Sicherheitsreserven über das betriebsnotwendige Minimum hinaus vorzuhalten.

- Vertikale Integration kann durch horizontale Konzentration ersetzt werden.

- In Knappheitslagen können bereits Stromanbieter mit geringen Markt- anteilen durch vorübergehende Zurückhaltung von Kapazitäten als Grenzanbieter die Preisausschläge verstärken.

- Die finanzielle Stabilität von Unternehmen, die sich ausschließlich auf die Stromerzeugung oder die Stromverteilung konzentrieren, ist geringer als die von vertikal integrierten Unternehmen, da Verluste auf einzelnen Stufen der Wertschöpfungskette nicht durch Gewinne auf anderen Stufen kompensiert werden können.

- Koordinationsprobleme bei Wartungsarbeiten zu Spitzenlastzeiten nehmen zu.

- Haushalte und Kleinverbraucher wurden durch Höchstpreise von der Preisentwicklung auf den Großhandelsmärkten abgekoppelt. Dadurch entfallen aber preisbedingte Verbrauchsänderungen, der Zutritt neuer Anbieter wird reduziert, und die finanzielle Stabilität der Netzbetreiber wird gefährdet.

Reicht das Angebot nicht mehr aus, um die Nachfrage zu decken, sind auf Wettbewerbsmärkten markträumende Preise üblich. Die Preisbildung wird dann nicht mehr durch die Grenzkosten der Anbieter, sondern durch die Zahlungsbereitschaft der Verbraucher bestimmt. Bei solchen Marktlagen schöpfen die Anbieter erhebliche Knappheitsrenten ab.

Steigen die Preise deutlich über die Kosten der Strombereitstellung, werden der Ausbau der Kapazitäten und der Marktzutritt neuer Anbieter angeregt. Für Planung, Genehmigung und Bau von Kraftwerken und Stromleitungen werden allerdings in der Regel mehrere Jahre benötigt. Die Preissignale auf den Spotmärkten können also zu spät kommen, besonders drastisch ausfallen und Überreaktionen der Marktteilnehmer auslösen.

Im alten Regulierungssystem waren die EVU gesetzlich verpflichtet und aufgrund der Kostenüberwälzungsmöglichkeit auch in der Lage, das hohe Sicherheitsniveau der Stromversorgung zu gewährleisten. In einem solchen System besteht ein Anreiz, eher größere Sicherheitsreserven zu bilden als unbedingt notwendig. Nach der Deregulierung gab es eine entsprechende Verpflichtung für die unabhängigen Stromerzeuger nicht mehr. Diese Sicherheitslücke wurde aber nicht adäquat durch die neue Marktordnung geschlossen.

Ein vitales Interesse an einer sicheren Stromversorgung haben in jedem Fall die Verbraucher. Ihre Bereitschaft zur Finanzierung von ausreichenden Sicherheitsreserven kann allerdings durch ein unzureichendes Risikobewusstsein und durch das Trittbrettfahrer-Problem reduziert werden. Die Gewöhnung an das zuvor hohe Sicherheitsniveau hat zu einer Unterschätzung solcher Risiken beigetragen.

Vermutlich wären nach Einführung von Wettbewerb auch ohne solche staatlich verordneten Höchstpreise die Strompreise für diese Verbraucher zunächst gesunken, so dass in mittelfristiger Perspektive zu niedrige Preise auch unter solchen Bedingungen vorübergehend aufgetreten wären.

Die Ausgangslage der Stromversorgung sowie die konkreten Reformaktivitäten in Europa unterscheiden sich allerdings erheblich von der Situation in Kalifornien. In Europa sind derzeit insgesamt weitaus größere Kraftwerksreserven verfügbar als in Kalifornien zu Beginn der Liberalisierung. Bei Wartung und Instandsetzung war bisher ein höherer Stand zu verzeichnen als in den USA. Unter dem Druck des Wettbewerbs zeichnen sich hier allerdings bereits erste bedenkliche Änderungen ab. So berichtete die Deutsche Verbundgesellschaft im Oktober 2000, dass in der deutschen Stromversorgung ein deutlich geringeres Zuverlässigkeitspolster erkennbar sei als noch im Jahr zuvor. ^[26] Gleichzeitig sollen die Ausgaben für Wartung und Instandsetzung stark reduziert worden sein. ^[27]

Die Stromrichtlinie der Europäischen Kommission zielt vor allem darauf ab, Großabnehmern den Zugang zu kostengünstigen Stromerzeugern zu eröffnen. ^[28] Die Netzbetreiber wären danach verpflichtet, Strom von Konkurrenten zu fairen und transparenten Bedingungen durch ihr Netz zu leiten. Eine unternehmerische Trennung zwischen Stromerzeugung und -transport wird jedoch nicht verlangt; vorgeschrieben ist lediglich die buchhalterische Trennung dieser Bereiche. Spotmärkte sind nicht vorgeschrieben, und Langfristverträge sind zulässig.

In einigen Ländern der Europäischen Union geht dieReform der Stromversorgung allerdings weit über den von der EU vorgegebenen Rahmen hinaus. Großbritannien ^[29] und einige skandinavische Länder haben hier eine Vorreiterrolle. Deutschland hat im Jahre 1998 im Prinzip allen Verbrauchergruppen die freie Wahl ihrer Lieferanten ermöglicht. Anders als in anderen europäischen Ländern - und von der EU-Kommission gefordert - ist in Deutschland die konkrete Ausgestaltung vor allem der Durchleitungsgebühren den betroffenen Verbänden vorbehalten. Spotmärkte für Strom sind auf freiwilliger Basis entstanden, spielen aber keine dominierende Rolle wie in Kalifornien.

Trotz dieser Unterschiede könnten auch in Europa im Zuge der Deregulierung die Versorgungsrisiken mittelfristig steigen. So sind Norwegen und Schweden besonders stark von der Wasserkraft abhängig. Bei ungünstiger Witterung müssen diese Länder Strom importieren, der in Wärmekraftwerken erzeugt wird. Die Kernkraftwerke in Frankreich können bei geringen Wasserständen ihrer Vorfluter nicht genügend Kühlwasser nutzen, um ihre Leistung voll ausschöpfen zu können. Der verstärkte Ausbau der Stromerzeugung auf Basis von regenerativen Energieträgern erhöht die Versorgungssicherheit wegen des fluktuierenden Charakters der wichtigsten regenerativen Energiequellen (Wind, Wasser, Solarenergie) nur begrenzt. Wenn mehrere dieser Risiken gleichzeitig wirksam werden, könnten regional erhebliche Engpässe entstehen. Diese Risiken dürften aber unter Wettbewerbsbedingungen schwieriger zu beherrschen sein.

In Deutschland nehmen die Stromversorgungsunternehmen unter dem Druck drastisch gesunkener Großhandelspreise für Strom alte Kraftwerke beschleunigt vom Netz. Dies wird je nach Wettbewerbslage auch in anderen europäischen Ländern geschehen. Weiterhin ist nicht ausgeschlossen, dass in einigen Wachstumsregionen der Europäischen Union der Strombedarf künftig schneller wächst als das Stromangebot; derartige Verknappungen sind bereits in Spanien absehbar. Bisher noch vorhandene Überkapazitäten in osteuropäischen Ländern dürften mit dem Beitritt zur Europäischen Union rasch abgebaut werden, wenn diese Länder stark wachsen und sie zugleich ihre Kraftwerkskapazitäten an die Umweltanforderungen der EU anpassen müssen. Unter Wettbewerbsbedingungen wird der Ausbau der innereuropäischen Hochspannungsverbindungen strengen Wirtschaftlichkeitskriterien unterworfen, so dass er in absehbarer Zeit eher stagnieren dürfte.

Aufgrund der zunehmenden Bedeutung von erdgasbefeuerten Kraftwerken bei Neubauten in vielen europäischen Ländern nehmen die Preisrisiken zu. Vor dem Hintergrund dieser Entwicklungen dürfte auch in Europa das Risiko von temporären Versorgungsstörungen durch Einführung von Wettbewerb in der Stromversorgung ohne flankierende Maßnahmen eher größer werden. ^[30]

Grundsätzlich bringt die Einführung einer Wettbewerbsordnung in der Stromversorgung eine Reduzierung der Sicherheitsmargen mit sich, wenn keine adäquaten Märkte für langfristige Kapazitätsreserven zur Verfügung stehen. Bisher zahlen die meisten Endverbraucher Strompreise unter der Annahme, dass eine hohe Versorgungssicherheit gewährleistet ist. Zur Zahlung zusätzlicher Risikoprämien sind sie aufgrund der bisherigen Erfahrungen wohl noch nicht bereit. Es erscheint daher notwendig, bestimmte Sicherheitsmargen verbindlich festzulegen. Um eine effiziente Bereitstellung von Sicherheitsreserven zu gewährleisten, sollte ein Markt geschaffen werden, auf dem langfristige Kapazitätsreserven gehandelt werden. Von grundlegender Bedeutung ist auch, dass die Preisbildung auf den Strommärkten für Endverbraucher nicht durch Höchstpreisvorschriften verzerrt wird. Nur unter dieser Voraussetzung haben die Verbraucher auch den Anreiz, aufgrund von Preisänderungen ihr Verhalten entsprechend anzupassen.

Erstens: Neben der kurzfristigen Allokation des aktuell vorhandenen Angebots über Spotmärkte müssen an anderen Märkten auch Signale ausgetauscht werden, die zur effizienten langfristigen Anpassung des Angebots (Errichtung von Kraftwerken) sowie der Nachfrage (Kauf energiesparender Produkte) führen. Dies setzt jedoch zwingend die Existenz von Märkten voraus, bei denen entsprechende Zukunftserwartungen handelbar sind. Fehlen solche effizienten Märkte, kommt es zu intertemporalen Fehlallokationen. Eine ausschließlich an Spotmärkten orientierte Allokation verschiebt die Entscheidungen der Akteure auf die kurze Frist. Unter Umständen werden sogar falsche Anreize durch die Dominanz von Spotmärkten gesetzt. Wenn dort aufgrund von Preiswettbewerb nur die variablen Grenzkosten erzielt werden, obwohl für eine langfristig sichere Versorgung höhere Preise erforderlich wären, kann dies zu einem langfristig unerwünschten Kapazitätsabbau führen.

Zweitens: Die Zukunft ist grundsätzlich nicht exakt vorhersehbar oder durch die Wirtschaftssubjekte planbar. Durch die Bewertung von Risiken über künftige Marktentwicklungen können die Marktteilnehmer im Zuge eines Informationsaustauschs auf speziellen Zukunftsmärkten ihre unterschiedlichen Erwartungen mittels entsprechender Kontrakte handeln. Diese Märkte schaffen auch die Möglichkeit, dass leistungsfähige Intermediäre ein effizientes Risikomanagement betreiben. ^[1] Diese marktmäßige Koordination reduziert tendenziell die Gefahr von Fehlallokationen, da alle Marktteilnehmer das Marktergebnis mitbestimmen. ^[2] Zugleich lassen sich durch das Pooling von Risiken durch Versicherungskontrakte die Folgen von negativen wirtschaftlichen Ereignissen für die einzelnen Akteure reduzieren. Eine staatliche Regulierung kann ohne Kenntnis der Zukunftserwartungen der Marktteilnehmer das Informationsproblem nur weniger effizient lösen. ^[3]

Drittens: Da das Angebot von Infrastrukturgütern wie Strom kurzfristig unelastisch ist, werden bei unerwarteten Ereignissen - etwa bei einem starken Anstieg oder Rückgang der Nachfrage - längere Zeiträume zur Kapazitätsanpassung benötigt. Nur durch Kapazitätsreserven, mit denen Nachfrageschwankungen kurzfristig ausgeglichen werden können, lassen sich Rationierungen auf der Nachfrageseite aufgrund von Nachfrageschwankungen vermeiden. Diese Risikovorsorge muss jedoch als Risikoprämie vom Stromkunden mitbezahlt werden. Infrastrukturgütermärkte mit langen Bereitstellungsfristen von Zusatzkapazitäten sind daher nicht in der Lage, auch nur annähernd dem Ideal voll flexibler Märkte zu entsprechen. Nur wenn den Marktteilnehmern das Risiko einer Rationierung über entsprechende Märkte signalisiert wird, werden sie zur Zahlung einer Risikoprämie über den Strompreis bereit sein. Fehlt eine solche Transparenz und eine klare Trennung zwischen den Märkten hinsichtlich der Versorgungssicherheit, dann kann es zum Problem adverser Selektion auf zusammengefassten (gepoolten) Märkten kommen. ^[4] Es könnte sich deshalb anbieten, den Stromerzeugern die Verpflichtung aufzuerlegen, Mindestreserven zu halten und einen Markt für langfristige Kapazitätsreserven zu schaffen.

Dieser Markt müsste jedoch hinsichtlich der Konsistenz der vereinbarten Kontrakte auch von einer zentralen Aufsichtsinstitution reguliert werden. Dies ist insbesondere deswegen erforderlich, um zu verhindern, dass risikoaverse Akteure nur einen Kontrakt mit einem risikofreudigen Akteur abschließen, der jedoch weder über bessere Informationen hinsichtlich zukünftiger Marktlagen verfügt noch bereit ist, entsprechend seinen vertraglichen Verpflichtungen Vorsorge zur Vertragserfüllung durch die Schaffung der hierfür erforderlichen Zusatzkapazitäten in Gang zu setzen. Mithin hätte eine solche Aufsicht den Marktteilnehmern im Sinne einer Mindestreserveregulierung aufzuerlegen, dass die eingegangenen vertraglichen Vereinbarungen auch unter den gegebenen Risikoannahmen erfüllt werden können.

[1] Vgl. hierzu Kenneth J. Arrow: Essays in the Theory of Risk Bearing. Chicago, Markham Publishing Company, 1971.

[2] Dies setzt allerdings rationale Marktakteure voraus, die sich nicht durch irrationales Marktverhalten anderer anstecken lassen. Zu den Grenzen der Rationalitätsprämisse eines Homo Oeconomicus anhand experimenteller Forschungen vgl. z. B. Richard H. Thaler: The Winner's Curse, Paradoxes and Anomalies of Economic Life. Princeton, New Jersey, Princeton University Press,1992.

[3] Ein Ausweg aus diesem Dilemma des Regulierers, der nicht über die Kenntnis effizienter Zukunftsmärkte verfügt, kann nur in seiner Lernbereitschaft bestehen, sich flexibel an veränderte Marktverhältnisse mit Reregulierung anzupassen. Dies stößt jedoch oftmals an Grenzen aufgrund von institutioneller Trägheit und Opportunismus, wenn Änderungen der Regulierung Gewinner und Verlierer schaffen.

[4] Unter adverser Selektion wird in der modernen Wirtschaftstheorie das Problem der strategischen Verhaltensänderung einzelner Akteure bei Vorliegen asymmetrischer Informationen zwischen den im Wirtschaftsprozess beteiligten Wirtschaftssubjekten verstanden. Vgl. Daniel F. Spulber: Market Microstructure, Intermediaries and the Theory of the Firm. Cambridge, U. K., Cambridge University Press,1999, S. 203-225.