2008年，欧盟委员会调查了大型垂直一体化电力公司E.ON，指控其通过战略性地扣留发电能力滥用联合主导地位。在E.ON同意剥离5000兆瓦的发电能力及其超高压网络后，该案件得到了解决。我们分析了这些资产剥离对德国批发电价的影响。我们的识别策略是基于这样一个观察结果，即在需求旺盛的高峰期，能源供应商拥有更大的市场力量。因此，市场力量的下降应该导致高峰和非高峰价格之间的趋同。使用2006-2012年期间的每日电价，并控制成本和需求驱动因素，我们发现，在委员会决定实施后，在经济和统计上具有显著的趋同效应。此外，价格下降似乎主要是由于天然气和煤电厂的剥离，这与择优顺序的考虑一致。安慰剂回归支持对我们结果的因果解释。

我们讨论了两个价格区，即一个北部和南部投标区，对德国电力市场的影响。在北部地区，以低可变成本持续增加产能会导致市场调度中出现大量区域供应过剩，而南部地区的常规产能则会下降。随着供应和负荷的空间不平衡加剧，目前的单一招标区域往往导致技术上不可行的市场结果，需要进行治疗性拥堵管理。在一个面临结构性区域失衡的系统中，增加招标区将使稀缺的输电能力更好地融入市场。本文采用直线型电力部门模型，分别分析了2012年和2015年德国电力系统中两个竞价区的系统含义和分配效应。结果显示，跨地区重新调度水平有所下降，尤其是在2015年。然而，2015年，总体网络拥塞和重新调度水平有所上升，而且两个投标区域的网络拥塞和再调度水平仍然很高。结果对额外的线路投资非常敏感，这说明了在动态环境中定义稳定价格区的挑战。对于两个投标区域，模型中的价格在南部区域增加，在北部区域减少。平均价格偏差从2012年的0.4欧元/MWh增长到2015年的1.7欧元/MWh，在有价格差异的小时内，绝对值明显更高。区域内的利益相关者在不同程度上受到价格偏差的影响。与批发价格或不同的网络费用相比，分销效应小得惊人。

在本文中，我们开发了一个市场筛选模型来检测价格变化中的波动性。尽管对串通、定价行为和行为的产业组织研究有着悠久的历史，但迄今为止，还缺少一个检测市场结构结构变化的稳健模型。我们的非参数方法缩小了这一差距，可作为新出现的共谋的初步预警系统。基于先前研究的理论和实证结果，我们描述了筛选的要求，开发了一个模型，并用短期市场模拟来说明我们的方法。最后，我们将该模型应用于德国电力市场。根据我们的研究结果，2001年至2011年间，能源供应商似乎在几个阶段成功地控制了市场价格。

本文研究了2004年欧盟东扩和欧洲电力市场自由化对德国与邻国电力交换和电价的影响。因此，从捷克共和国进口的电力在过去几年中急剧增加，并抑制了德国的电力批发价格。本文应用欧洲电力市场的博弈论模型EMELIE模拟模型来分析这些变化可能产生的长期影响。在模型计算中，假设2030年欧洲电力市场将尽可能利用现有输电能力进行竞争。从2004年到2030年，一次能源价格将适度上涨（天然气价格上涨30%，硬煤价格上涨15%），二氧化碳证书价格将保持高位（25欧元/吨）。人们进一步认为，德国坚持关闭核电站的目标。在参考案例中（运输能力没有增加，没有二氧化碳成本），模型结果显示德国从法国和捷克共和国的电力进口明显增加。随着二氧化碳价格的上涨，从法国的进口略有增加，德国对波兰的电力出口也略有增加。在开放市场的情况下（运输能力增加，东欧邻国建设核电站），如果能源和二氧化碳价格高企，从这些国家进口的电力就会增加。根据模型结果，德国的电力批发价格高于除奥地利和荷兰以外的邻国。到2030年，与所有邻国相比，德国电力消费者的地位将有所改善；只有在法国和瑞典，这些批发电价才会低于德国。