DE PRIJSVORMING OP DE EUROPESE CO 2 -MARKT

Transcriptie

1 UNIVERSITEIT GENT FACULTEIT ECONOMIE EN BEDRIJFSKUNDE ACADEMIEJAAR DE PRIJSVORMING OP DE EUROPESE CO 2 -MARKT Scriptie voorgedragen tot het bekomen van de graad van: Licentiaat in de Economische Wetenschappen. VALERIE DE BRUYCKERE onder leiding van PROF. DR. J. ALBRECHT

2

3 UNIVERSITEIT GENT FACULTEIT ECONOMIE EN BEDRIJFSKUNDE ACADEMIEJAAR DE PRIJSVORMING OP DE EUROPESE CO 2 -MARKT Scriptie voorgedragen tot het bekomen van de graad van: Licentiaat in de Economische Wetenschappen. VALERIE DE BRUYCKERE onder leiding van PROF. DR. J. ALBRECHT

4 permission

5 HARTELIJK BEDANKT Zoals het hoort zou ik alle personen die me geholpen hebben bij het tot stand komen van deze verhandeling willen bedanken. In de eerste plaats gaat mijn dank naar mijn promotor, prof. dr. J. Albrecht, wiens lessen milieueconomie mij uitermate inspireerden. Zijn goede begeleiding, interessante tips en raadgevingen hebben mij enorm geholpen. In het bijzonder zou ik ook dr. ir. Voorspools K. willen bedanken voor zijn bereidwilligheid tot medewerking aan dit eindwerk. Vooreerst heeft de stage die ik in dit verband heb mogen doen bij Fortis ertoe bijgedragen dat ik met veel enthousiasme en inzet aan deze thesis heb gewerkt. Bovendien verklaart deze stage de praktische invalshoek in dit eindwerk. Ook voor het verstrekken van marktgegevens, suggesties, adviezen en het nalezen van stukken ben ik hem heel dankbaar. Tenslotte dank ik ook mijn vrienden die steeds een aangename omgeving creëerden waarop ik kon terugvallen en vooral ook mijn ouders ben ik heel dankbaar voor het financieren van mijn studies. De Bruyckere Valerie mei 2006

6 INHOUDSTAFEL LIJST VAN GEBRUIKTE AFKORTINGEN... IV LIJST VAN FIGUREN... V LIJST VAN TABELLEN... VII Inleiding Wettelijk kader Protocol van Kyoto Burden Sharing Agreement Directive 2003/87/EG Linking Directive De Amerikaanse SO 2 -markt Wat drijft de prijs van CO 2? Aanbodfactoren Allocatie van EUA s Credits van CDM- en JI-projecten Banking en borrowing van EUA s Vraagfactoren Economische groei Weersomstandigheden Grondstoffenprijzen (gas, olie, kolen) Reductiemogelijkheden Marktsentiment Marktstructuur en regulering Overzicht De Europese CO 2 -markt in praktijk Contracten Handelsplatformen Over-the-counter (OTC) Verdeling van de marktaandelen Event study Eerste jaarhelft Invloed van weersomstandigheden Invloed van de elektriciteitsmarkt Invloed van olie en gas prijzen Invloed van politieke factoren Andere factoren Tweede jaarhelft Januari-april Crash van april/mei I

7 4.5. Range bound trading (juni - september 2006) De tweede prijscrash (september 06) Eind 2006 begin Besluit Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Theoretische verklaring voor de transmissie van CO 2 -prijzen in stroomprijzen Prijsvorming in een perfect competitieve elektriciteitsmarkt De transmissie van CO 2 -prijzen in de prijs van elektriciteit Determinanten van de pass-through rate De marktvorm Prijselasticiteit van de vraag naar elektriciteit Marktregulering Overzicht van de empirische literatuur Grafische analyse Correlatie tussen CO 2 -prijzen en elektriciteitsprijzen Schatten van de (clean) dark/spark spread Econometrische schattingen van de pass-through rate Modelschattingen van de pass-through rate Beperkingen empirisch onderzoek De Europese elektriciteitsmarkt in praktijk Liberalisering van de elektriciteitsmarkt Marktstructuur Prijsvorming Empirisch onderzoek Besluit Geldt de efficiënte markt hypothese op de Europese CO 2 -markt? Efficiëntie van de Europese CO 2 -markt Wat is een efficiënte markt? Methodologie Data Liquiditeit, volatiliteit en efficiëntie Unit root test Test voor random walk type Voorspelbaarheid van de CO 2 -prijs Besluit Winners & losers in het EU ETS Bestaande literatuur Methodologie Dataverzameling Meerkost van elektriciteitsverbruik t.g.v. het EU ETS II

8 Efficiëntie van de centrale Kost kolen- en gascomponent Kost CO 2 -component Marginale kost kolen- en gascentrale Toegewezen en geverifieerde emissierechten per sector Prijs van EUA s Elektriciteitsverbruik per sector Totale elektriciteitsproductie Resultaten en besluit Conclusie Bibliografie... VIII Bijlagen...XV Bijlage 1: EUA 2005 contract...xv Bijlage 2: EUA 2006 contract...xvi Bijlage 3: EUA 2007 contract...xviii Bijlage 4: EUA 2008 contract...xix Bijlage 5: EUA 2009 contract...xxi III

9 LIJST VAN GEBRUIKTE AFKORTINGEN APX CER CAAA CDM CITL EBITDA ERU EXAA ECX EEX EUA EU ETS EC JI LEBA MWh e MWh p NACE NAP OTC TPA Amsterdam Power Exchange Certified Emission Reductions (CDM-credit) Clean Air Act Amendment Clean Development Mechanism Community Independent Transaction Log Earnings before interest, taxes, depreciation and amortisation Emission Reduction Units (JI-credit) Energy Exchange Austria European Climate Exchange European Energy Exchange European Union Allowance European Union Emission Trading Scheme Europese Commissie Joint Implementation London Energy Brokers Association Mega Wattuur elektriciteit Mega Wattuur primaire energie Nomenclature générale des Activités économiques dans les Communautés Européennes, of: Algemene Nomenclatuur der Economische Activiteiten in de Europese Gemeenschappen Nationaal Allocatie Plan Over-the-counter Third Party Access tco 2 ton CO 2 TSO Transmissie Systeem Operator UKPX United Kingdom Power Exchange IV

10 LIJST VAN FIGUREN Figuur 2.1: Switch band van kolen naar gas en de CO 2 -prijs (EUA 2006) ( /tco 2 ) Figuur 2.2: Theoretische switch level, gebaseerd op forward kolen en gasprijzen ( /tco 2 ) Figuur 3.1: Verdeling marktaandelen OTC-handel en emissiebeurzen (februari 2007) Figuur 3.2: Verhandelde volumes OTC en via emissiebeurzen (tco 2 ) Figuur 4.1: CO 2 -prijzen ( /tco 2 ) en verhandelde volumes (mton), januari 2005 april Figuur 4.2: Temperatuur in Spanje en Italië, eerste jaarhelft 2005 ( C) Figuur 4.3: Temperatuur in Duitsland en Frankrijk, eerste jaarhelft 2005 ( C) Figuur 4.4: Neerslag in Spanje in Italië, eerste jaarhelft 2005 (mm) Figuur 4.5: Neerslag in Duitsland en Frankrijk, eerste jaarhelft 2005 (mm) Figuur 4.6: 2007 contract ( /tco 2 ) en Duitse elektriciteitsprijzen (cal 07, /MWh e ) Figuur 4.7: Vergelijking van de elektriciteitsproductie vanuit verschillende primaire energiebronnen Q met Q Figuur 4.8: Elektriciteitsproductie vanuit verschillende primaire energiebronnen, wijziging Q met Q Figuur 4.9: Relatie EUA - gas - elektriciteit midden Figuur 4.10: Gemiddelde temperatuur ( C) in Duitsland en Polen, januari en februari Figuur 4.11: UK BNP winter gasprijzen (pence/therm) Figuur 4.12: Allocatie EUA's in vergelijking met geverifieerde emissies in 2005 (miljoen ton CO 2 ) Figuur 4.13: Verhandelde volumes (miljoen ton CO 2 ) Figuur 4.14: Spread tussen fase I en fase II (EUA 2007-EUA 2008) ( /tco 2 ) Figuur 4.15: Allocatie EUA's in vergelijking met geverifieerde emissies in 2006 (miljoen ton CO 2 ) Figuur 5.1: Prijszetting in een perfect competitieve elektricteitsmarkt Figuur 5.2: Merit order met en zonder carbon kost Figuur 5.3: Merit order van de Europese elektriciteitsmarkt en de impact van een CO 2 -prijs van 20/tCO Figuur 5.4: CO 2 -kost pass-through in een monopoliesituatie Figuur 5.5: CO 2 -kost pass-through bij perfecte concurrentie Figuur 5.6: Invloed van de prijselasticiteit van de vraag op de pass-through rate Figuur 5.7: invloed van marktregulering op de pass-through rate Figuur 5.8: Componenten van de elektriciteitsprijs Figuur 5.9: Stroomprijzen ( /Mwh e ), CO 2 -prijzen ( /tco 2 ) en brandstofkosten ( /Mwh e ) in Duitsland en Nederland (forward cal 2006, januari-juli 2005) Figuur 5.10: Correlatie tussen CO 2 -prijs (cal06 in /tco 2 ) en elektriciteitsprijzen Verenigd Koninkrijk (cal06, piekuren, in /MWh e ) Figuur 5.11: Correlatie tussen CO 2 -prijs ( /tco 2 ) en Duitse baseload stroomprijs ( day ahead, /Mwh e ) V

11 Figuur 5.12 : Dark en spark spreads ( /Mwh e ) voor verschillende pass-through rates in Duitsland en Nederland Figuur 5.13: Mogelijke regionale elektriciteitsmarkten in de Europese Unie Figuur 5.14: Structuur van de Europese elektriciteitsmarkt Figuur 5.15: Verschillende marktsegmenten op de Europese elektriciteitsmarkt Figuur 5.16: Het prijsmechanisme op de Amsterdam Power Exchange Figuur 5.17: Duitse elektriciteitsprijs en zijn componenten ( /Mwh e ) indien de gasprijs de drijver is (a) en indien de kolenrpijs de drijver is (b) Figuur 5.18: Componenten van de Duitse elektriciteitsprijs Figuur 5.19: Spreidingsdiagram CO 2 -prijzen (EUA 2007, /tco 2 ) en Duitse stroomprijzen ( baseload, first year, /MWh e ) Figuur 5.20: Spreidingsdiagram gasprijzen ( /MWh p, UK BNP, gemiddelde first & second season ) en Duitse stroomprijzen ( /MWh e, baseload, first year ) Figuur 5.21: Spreidingsdiagram gasprijzen ( /MWh p, UK BNP, gemiddelde first & second season ) en CO 2 -prijzen ( /tco 2, EUA 2007) Figuur 5.22: De relatie tussen CO 2 -prijzen, elektriciteitprijzen en grondstoffenprijzen Figuur 6.1: Spotpijzen ( /tco 2 ), logaritmische spot prijzen en logaritmische returns spot prijzen Figuur 6.2: Statistische eigenschappen spot prijs ( /tco 2 ) Figuur 6.3: Statistische eigenschappen p t spot prijs Figuur 6.4: Volatilteit spot prijzen (methode Gujarati D.N.) Figuur 6.5: Volatiliteit spot prijzen (methode Hull J.C.) Figuur 6.6: Correlogram van p t spot prijs (lag 1 tot 10) Figuur 6.7: Correlogram van p t EUA 2008 contract (lag 1 tot 10) Figuur 7.1: Kost kolen- en gascomponent ( /MWh e ) Figuur 7.2: Kost CO 2 -component ( /MWh e ) Figuur 7.3: Marginale kosten kolen- en gascentrale ( /MWh e ) Figuur 7.4: Meerkost elektriciteitverbruik ten gevolge van het EU ETS indien de gascentrale de marginale centrale is Figuur 7.5: Meerkost elektriciteitverbruik ten gevolge van het EU ETS indien de kolencentrale de marginale centrale is Figuur 7.6: Stijging elektriciteitsprijs t.g.v. EU ETS ( /MWh e ) Figuur 7.7: Eurostat sectoren en bijhorende NACE-codes Figuur 7.8: Elektriciteitsprijs in België en meerkost elektriciteitsproductie t.g.v. EU ETS ( /MWh e ) VI

12 LIJST VAN TABELLEN Tabel 1.1: Deelnemende installaties in het EU ETS... 6 Tabel 2.1: Overzicht van koersbeïnvloedende factoren en hun impact Tabel 5.1: Correlaties tussen forward elektriciteitsprijzen en spreads cal06 - CO 2 -prijzen (cal06) Tabel 5.2: Geschatte pass-through rates (%) voor Duitsland en Nederland (januari-juli 2005) Tabel 5.3: Aandeel van de verschillende energiebeurzen in de totale hoeveelheid geconsumeerde elektriciteit (in %) Tabel 5.4: Correlatie tussen CO 2 -prijzen (EUA 2007 en EUA 2008, /tco 2 ) en Duitse elektriciteitsprijzen ( baseload, first year, /MWh e ) Tabel 5.5: Correlatie tussen CO 2 -prijzen (EUA 2007, /tco 2 ) en Duitse elektriciteitsprijzen ( baseload, first year, /MWh e ) voor verschillende deelperioden Tabel 5.6: Correlatie tussen Duitse stroomprijzen ( /MWh e, baseload, first year ) en gasprijzen ( /MWh e, UK BNP, gemiddelde first & second season) Tabel 5.7: Correlatie tussen CO 2 -prijzen ( /tco 2 ) en gasprijzen ( /MWh p, UK BNP, gemiddelde first & second season) Tabel 6.1: Onderzochte looptijd en steekproefgrootte van de verschillende CO 2 -contracten Tabel 6.2: Correlatiematrix verschillende CO 2 -contracten Tabel 6.3: ADF-test voor spot prijzen Tabel 6.4: PP-test voor spot prijzen (Powernext) Tabel 6.5: KPSS-test voor spot prijzen (Powernext) Tabel 6.6: Autocorrelatiecoëfficiënt, Ljung-Box (Q(k)) statistiek en t-teststatistiek voor spot prijs, eerste en tweede verschillen Tabel 6.7: Regressieresultaten p t spot prijs Tabel 6.8: Regressieresultaten p t EUA 2008 contract Tabel 7.1: Stijging elektriciteitsprijs ten gevolge van het EU ETS ( /MWh e ) Tabel 7.2: Laagste, hoogste en gewogen gemiddelde CO 2 -prijs in 2005 ( /tco 2 ) Tabel 7.3: Energieverbruik per sector in 2004 (MWh e ) Tabel 7.4: Toegewezen emissierechten en geverifieerde emissies (tco 2 )per sector in Tabel 7.5: Netto voordeel/nadeel van het EU ETS voor industriesectoren (in miljoen ) Tabel 7.6: Netto voordeel/nadeel van het EU ETS voor industriesectoren in % van de omzet Tabel 7.7: Netto voordeel/nadeel voor de elektriciteitssector in absolute waarden (miljoen ) en in % van de omzet Tabel 7.8: Toegewezen rechten en geverifieerde emissies Electrabel Rodenhuize en Sidmar, 2005, in tco VII

13 Inleiding Sinds 2 februari 2007 staat het zo goed als vast dat de mens verantwoordelijk is voor de opwarming van de aarde. Dit is immers de belangrijkste conclusie van het Fourth Assessment Report waarvan het eerste deel op 2 februari j.l. door het IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) in Parijs voorgesteld werd. Niet alleen het IPCC heeft ervoor gezorgd dat het klimaatprobleem in de aandacht kwam, ook Al Gore heeft met zijn film An inconvenienth truth bijgedragen tot de bewustwording van het klimaatprobleem. De verhoogde mediabelangstelling rond klimaatverandering maakt deze thesis dan ook bijzonder maatschappelijk relevant. Om het klimaatprobleem aan te pakken is de Europese Unie een echt klimaatbeleid gaan voeren. Een belangrijk onderdeel hiervan is het European Union Emission Trading Scheme, of kortweg EU ETS. Het systeem, dat op 1 januari 2005 officieel in werking trad, is het grootste internationaal emissiehandelsysteem ter wereld. Eén emissierecht geeft de houder ervan het recht om 1 ton CO 2 uit te stoten. Emissierechten worden toegekend aan alle deelnemende bedrijven (installaties) in het systeem. Bedrijven met een tekort aan emissierechten kunnen zo emissierechten kopen van bedrijven met een overschot. Op die manier komt een CO 2 -prijs tot stand, of m.a.w. de prijs van vervuiling. In deze eindverhandeling wordt getracht zoveel mogelijk aspecten m.b.t. de prijsvorming op de CO 2 -markt te analyseren. Een goed begrip van de prijsvorming op de CO 2 -markt is immers noodzakelijk opdat deze markt zich in de toekomst verder kan ontwikkelen; opdat de liquiditeit verhoogt en opdat een derivatenmarkt tot ontwikkeling kan komen. Deze eindverhandeling is als volgt opgebouwd. In hoofdstuk 1 wordt een beknopt overzicht gegeven van het wettelijk kader van het EU ETS. Vervolgens wordt in hoofdstuk 2 toegelicht hoe emissiehandel in de praktijk verloopt. In hoofdstuk 3 worden de belangrijkste koersbeïnvloedende factoren op een rijtje gezet. Nadien wordt in hoofdstuk 4 een historische schets gegeven van de evolutie van de CO 2 -prijs vanaf januari 2005 tot begin april Het betreft een event study waarin vanuit de praktijk nagegaan wordt welke factoren de koersevolutie kunnen verklaren en heeft als doel de lezer vertrouwd te maken met de koersbeïnvloedende factoren uit hoofdstuk 3. Voorts komen we op basis van de praktijk tot een aantal interessante vaststellingen die het voorwerp uitmaken van verdere studie in de daaropvolgende hoofdstukken. Vooreerst merken we op dat er een interessante relatie bestaat tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt. Dit topic wordt behandeld in hoofdstuk 5. Het wordt duidelijk dat beide markten op verschillende punten nauw met elkaar verbonden zijn. Bovendien komen we tot de vaststelling dat de meeste koersbeïnvloedende factoren uit hoofdstuk 3 in verband gebracht kunnen worden met de elektriciteitsmarkt. Bijzondere aandacht wordt besteed aan de vraag of CO 2 -prijzen aanleiding geven tot een stijging van de elektriciteitsprijs. Deze vraag is essentieel aangezien emissiehandel algemeen wordt aanzien als meest kostenefficiënte manier om emissies te reduceren. Dit vereist echter dat de CO 2 -kost geïnternaliseerd wordt in de economie of m.a.w. doorgerekend in de prijzen. In hoofdstuk 6 komt een tweede voorwaarde aan bod die voldaan moet zijn om van kostenefficiënte emissiehandel te kunnen spreken. Er wordt onderzocht of aan de efficiënte markt hypothese voldaan is in de Europese CO 2-1

14 markt. Hiermee wordt de raaklijn tussen milieueconomie en financiële economie bewandeld (de zgn. environmental finance ). In de event study werd vastgesteld dat de koers vrij vlug en sterk reageert op nieuwe informatie, maar is de CO 2 -markt een efficiënte markt vanuit informatiestandpunt? En is het mogelijk om een model te ontwerpen dat de toekomstige CO 2 -prijs voorspelt? Tenslotte wordt in hoofdstuk 7 nagegaan welke sectoren voordeel of nadeel halen uit het systeem. Wie zijn de winners & losers van het Europees emissiehandelssysteem? Na een kort overzicht van bestaand empirisch onderzoek wordt een nieuwe methodologie toegepast op cijfermateriaal voor België. Er wordt afgesloten met een conclusie en enkele van de vele mogelijkheden tot verder onderzoek. 2

15 Hoofdstuk 1: Wettelijk kader 1. Wettelijk kader Sinds januari 2005 is het Europees emissiehandelssysteem (EU ETS) in werking getreden. Aan deze mijlpaal in het Europees klimaatbeleid gaat echter een evolutie in wetgeving vooraf. Vooreerst worden de krachtlijnen van het Kyoto Protocol en de Burden Sharing Agreement kort herhaald. Vervolgens komt de inhoud van Directive 2003/87/EG en de Linking Directive aan bod. Tenslotte wordt gewezen op de relatie tussen het EU ETS en het Amerikaans SO 2 -emissiehandelsysteem Protocol van Kyoto Op 11 december 1997 werd het UNFCCC-protocol ondertekend in de Japanse stad Kyoto. Het protocol van Kyoto stelt wettelijk bindende limieten vast voor de uitstoot van broeikasgassen in geïndustrialiseerde landen. De deelnemende landen engageren zich om de uitstoot van zes broeikasgassen (koolstofdioxide, methaan, distikstofoxide, gefluoreerde koolwaterstoffen, volledig gehalogeneerde fluorkoolwaterstoffen en zwavelhexafluoride) tijdens de eerste verbintenisperiode van 2008 tot 2012 gemiddeld met 5,2% verminderen ten opzichte van het niveau in 1990 (VN, 2007 en Europese Unie, 2003). Zo moet België zijn uitstoot van broeikasgassen in de periode gemiddeld met 7,5% terugschroeven ten opzichte van de uitstoot in Er zijn geen emissiedoelstellingen voor ontwikkelingslanden. De belangrijkste afwezigen zijn de Verenigde Staten, China en Australië. Het verdrag van Kyoto is op 16 februari 2005 in werking getreden (VN, 2007). Het Kyotoprotocol streeft ernaar dat landen hun uitstoot van broeikasgassen door intern beleid en maatregelen (zoals de productie van groene stroom, het opleggen van isolatienormen voor woningen, de promotie van het openbaar vervoer, ) zouden doen dalen. Daarnaast voorziet het Protocol in drie flexibiliteitmechanismen die de landen moeten toelaten hun reductiedoelstelling op een economisch efficiëntere manier te realiseren: emissiehandel, Joint Implementation (JI) en Clean Development Mechanism (CDM) (Nationaal register voor broeikasgassen). 1. Emissiehandel tussen landen onderling. Voor een aantal landen zal de kost om hun broeikasgasuitstoot te verlagen hoger zijn dan voor andere. Zij hebben de mogelijkheid om bijkomende uitstootrechten te verwerven door te investeren in buitenlandse reductieprojecten of door eenvoudigweg de uitstootrechten aan te kopen. Anderzijds kan een land dat door een doordacht intern beleid en door efficiënte maatregelen een grotere emissiereductie realiseert, dit overschot verkopen aan andere landen die zelf meer denken te zullen uitstoten dan wat het Protocol hen toestaat. Dit systeem van emissiehandel zorgt ervoor dat de inspanningen op een economisch efficiënte manier worden verdeeld. Het gemeenschappelijke resultaat (de reductiedoelstelling) is hetzelfde, maar de totale kosten zijn lager. 2. Bij Joint Implementation wordt geïnvesteerd in projecten voor emissievermindering in landen die ook emissiedoelstellingen hebben, in ruil voor bijkomende emissiekredieten (Emission Reduction Units, ERU s). 3

16 Hoofdstuk 1: Wettelijk kader 3. Bij Clean Development Mechanism gaat het om investeringen in projecten voor emissievermindering in ontwikkelingslanden waarvoor geen doelstellingen zijn vastgesteld. Het donorland krijgt in ruil hiervoor Certified Emission Reductions, CER s. De ratio achter deze drie mechanismen is dat de uitstoot van broeikasgassen een wereldwijd probleem is en dat het minder belangrijk is waar de vermindering wordt bereikt. Op deze manier kan vermindering worden bereikt in gebieden waar dat het minst kost (Europese Unie, 2003) Burden Sharing Agreement In het protocol van Kyoto heeft de Europese Unie zichzelf verplicht om de uitstoot van broeikasgassen tijdens de eerste verbintenisperiode van 2008 tot 2012 met 8% te verminderen ten opzichte van het niveau in 1990 (VN, 2007). In artikel 4 van het Kyoto Protocol is vastgelegd dat de EU haar doelstellingen over de lidstaten mocht verdelen, zolang de uitkomst voor de hele Europese Gemeenschap 8% bedraagt. In juni 1998 werd politieke overeenstemming bereikt over die lastenverdeling, in de zogenaamde burden sharing agreement. De reductiepercentages voor elk van de landen kan teruggevonden worden in COM(1999) 230 (Europese Commissie, 2000). Op 31 mei 2002 hebben de EU en alle lidstaten het protocol van Kyoto geratificeerd (Europese Unie, 2003) Directive 2003/87/EG De Europese Gemeenschap die de officiële inwerkingtreding van het Kyoto Protocol (op 16 februari 2005) niet heeft afgewacht voerde reeds vanaf 1 januari 2005 een systeem in dat een gelijkaardige emissiehandel, maar dan tussen bedrijven, organiseert, nl. het European Union Emission Trading Scheme (EU ETS). Europa heeft daartoe in 2003 de Richtlijn Emissiehandel (Directive 2003/87/EG) goedgekeurd. Doel is de EU-lidstaten te helpen hun verplichtingen in het kader van het Kyoto protocol na te komen. De handel in emissierechten impliceert geen nieuwe milieudoelstellingen, maar maakt een goedkopere naleving van de bestaande doelstellingen van het Kyoto protocol mogelijk. Door de bij het systeem aangesloten bedrijven emissierechten te laten kopen of verkopen kunnen deze doelstellingen tegen de laagst mogelijke kosten worden bereikt (Europese Unie, 2005). Er is sprake van een proefperiode van 2005 tot De vervolgperiode loopt van 2008 tot 2012 en valt samen met de eerste Kyoto verplichtingenperiode (Europese Commissie, 2005b, p.5). Iedere lidstaat moet voor elke handelsperiode een nationaal allocatieplan (NAP) opstellen. In dit plan wordt de totale allocatie van emissierechten vastgesteld, alsook de verdeling van de rechten over de verschillende installaties (Europese Commissie, 2007c). In Annex III van Richtlijn 2003/87/EG zijn een 4

17 Hoofdstuk 1: Wettelijk kader aantal criteria opgenomen waaraan alle plannen moeten voldoen. Nadien heeft de Europese Commissie verdere richtsnoeren bekendgemaakt voor de toepassing van deze criteria. De belangrijkste criteria zijn: 1. De totale hoeveelheid toegestane rechten moet in overeenstemming zijn met de doelstelling van het Kyoto Protocol. Hierbij moet rekening gehouden worden met het aandeel in de totale emissies van EU ETS installaties, en het aandeel dat niet onder het EU ETS valt. Anderzijds moeten de lidstaten ook bijkomende beleidslijnen en maatregelen invoeren om de emissies van niet onder de richtlijn vallende activiteiten te controleren. 2. De totale hoeveelheid toegestane rechten moet in overeenstemming zijn met de huidige emissies en de geprojecteerde emissies voor de toekomst. Het is m.a.w. niet voldoende om de totale hoeveelheid toegestane emissierechten enkel te bepalen op basis van geprojecteerde business-as-usual emissies. Er moet tevens uitgegaan worden van actuele gerapporteerde emissies. De overeenstemming is niet gegarandeerd wanneer een lidstaat van plan is een totale hoeveelheid emissierechten toe te wijzen die hoger is dan de feitelijke of te verwachten emissies van de vorige periode. 3. De hoeveelheden toe te wijzen emissierechten moeten overeenstemmen met de mogelijkheden, waaronder de technologische mogelijkheden, van installaties die onder het EU ETS vallen (Europese Commissie, 2005a). De bedrijven krijgen het merendeel van de emissierechten gratis: minstens 95% in de eerste fase en minstens 90% in de tweede fase. De overige rechten worden geveild (Europese Commissie, 2005b, p.11). De emissierechten van de bedrijven worden op rekeningen bijgehouden in elektronische registers. Elke lidstaat heeft een nationaal register. De communicatie tussen de registers onderling en het afhandelen van transacties gebeurt door het centrale CITL (Community Independent Transaction Log) (Europese Commissie, 2007b). Hoewel het Kyoto Protocol de bedoeling heeft om de uitstoot van alle broeikasgassen te doen dalen, beperkt het EU ETS zich in eerste instantie enkel tot CO 2 -emissies van grote installaties uit de energiesector en bepaalde andere energie-intensieve sectoren uit de industrie. De deelnemende sectoren zijn: de energie- en verwarmingssector (met een capaciteit van meer dan 20 Megawatt), productie en verwerking van ferrometalen, delfstoffenindustrie of papier- en pulpvervaardiging (Directive 2003/87/EG, L 275/42) (zie tabel 1.1). Tijdens de eerste fase vielen ±11500 installaties onder het systeem. Ze stoten ± 45% uit van de totale CO 2 -emissies in de EU en ±30% van alle broeikasgassen in de EU (Europese Commissie, 2005b, p.7). 5

18 Hoofdstuk 1: Wettelijk kader Tabel 1.1: Deelnemende installaties in het EU ETS Bron: Directive 2003/87/EG, L 275/ Linking Directive Zoals reeds aangehaald voorziet het Kyoto protocol naast emissiehandel ook in twee andere flexibele mechanismen, nl. Joint Implementation (JI) en Clean Development Mechanism (CDM). Het Europees emissiehandelssysteem erkent emissierechten afkomstig van CDM- en JI-projecten en laat (voor het merendeel van de projecten) conversie van CER s en ERU s in EUA s toe. Dit werd beslist in de linking directive of directive 2004/101/EG. De conversie gebeurt aan 1 EUA = 1 CER = 1 ERU. De linking directive draagt bij tot een liquide CO 2 -markt, een zeker investeringsklimaat voor CDM- en JI-projecten, een lagere CO 2 -prijs (via een verruiming van de aanbodzijde) en dus een lagere reductiekost voor de deelnemende bedrijven (Europese Commissie, 2005b, p.17) De Amerikaanse SO 2 -markt Naast de wettelijke aspecten van de Europese CO 2 -markt is het ook nuttig op te merken dat het EU ETS opgezet is naar het voorbeeld van de Amerikaanse SO 2 -markt (zwaveldioxide). De Amerikaanse SO 2 - emissiehandel is tot stand gekomen op basis van titel IV van de Clean Air Act Amendments (CAAA) die 6

19 Hoofdstuk 1: Wettelijk kader in 1990 goedgekeurd werden. Doel was om tegen 2010 de jaarlijkse uitstoot van SO 2 te verminderen met 10 miljoen ton in vergelijking met het niveau in 1980 om het probleem van zure regen aan te pakken. De eerste fase van het systeem begon in 1995 en omvatte 263 installaties, waarvan de meeste elektriciteitscentrales op basis van kolen. In de tweede fase, die begon in 2000, werd het emissieplafond verlaagd, waardoor ook kleinere installaties onder het systeem vielen, en waarbij de reeds deelnemende bedrijven minder emissierechten kregen toegewezen (EPA, 2006 en Albrecht et al., 2005, p.1471). In het licht van deze eindverhandeling is de Amerikaanse SO 2 -markt zeer belangrijk omdat deze markt reeds langer bestaat en dus reeds uitvoeriger is bestudeerd dan de Europese CO 2 -markt. Toch zijn er een aantal belangrijke verschilpunten tussen beide markten waardoor veralgemening niet zonder meer mogelijk is. Paolella M.S. en Taschini L. (2006, p.4) wijzen er bijvoorbeeld op dat één van de belangrijkste verschilpunten de mogelijkheid van banking betreft. Titel IV van het CAAA voorziet in de mogelijkheid van inter-phase banking, d.w.z. dat ongebruikte emissierechten uit fase I nog steeds gebruikt kunnen worden in fase II. In het EU ETS is enkel banking mogelijk in dezelfde fase, vb. een EUA van 2005 kan ook in 2006 gebruikt worden, maar niet meer in 2008, gezien deel uitmaakt van de tweede fase, tenzij dit uitdrukkelijk opgenomen is in het nationaal allocatieplan (NAP) van het betrokken land. In de eerste fase van het EU ETS was dit het geval voor Frankrijk en Polen. 7

20 Hoofdstuk 2: Wat drijft de prijs van CO 2? 2. Wat drijft de prijs van CO 2? De prijs waartegen CO 2 -emissierechten verhandeld worden is afhankelijk van een aantal factoren. Grosso modo kunnen de determinanten van de CO 2 -prijs onderverdeeld worden in drie categorieën: aanbodfactoren, vraagfactoren en marktstructuur & regulering. Deze worden afzonderlijk besproken Aanbodfactoren Het aanbod van emissierechten in het EU ETS wordt bepaald door drie factoren: allocatie van EU EUA s, aanbod en conversie van CER s en ERU s en banking en borrowing van EUA s Allocatie van EUA s De totale hoeveelheid EUA s is vastgelegd in de nationale allocatieplannen (NAP s) die opgesteld worden door elke lidstaat en goedgekeurd door de Europese Commissie. In principe bepaalt de allocatie in alle NAP s samen het aanbod op de CO 2 -markt. Dit is echter niet helemaal juist, aangezien de instroom van CDM- en JI-credits het aanbod kan doen toenemen. Anderzijds hebben de meeste landen een New Entrant Reserve (NER) voorzien voor nieuwkomers in het systeem. In de mate dat de NER niet volledig wordt opgebruikt kan het aanbod van emissierechten lager uitvallen dan in de NAP s wordt vooropgesteld. Voor de periode werden ongeveer 2,3 Gton CO 2 -emissierechten per jaar toegewezen aan ongeveer installaties (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.19 en Point Carbon, 2004, p.10) Credits van CDM- en JI-projecten Zoals reeds vermeld is de conversie van CDM- en JI-credits in EUA s geregeld in de Linking Directive. Tijdens de eerste handelsperiode van het EU ETS mogen alleen CDM-credits (CER s) omgezet worden in EUA s. Gedurende de tweede handelsperiode is dit ook mogelijk voor JI-credits (ERU s). Aangezien CER s en ERU s het aanbod van emissierechten doen toenemen, oefenen ze een neerwaartse druk uit op de prijs van emissierechten. Anderzijds merkt men ook dat de prijs van CER s algemeen lager ligt dan de prijs van EUA s, waardoor ook een neerwaartse druk op de CO 2 -prijs ontstaat. Algemeen is er op de markt van CER s grote onzekerheid omtrent het toekomstig aanbod van CER s en dus bestaat er een risicopremie in de CER-prijs (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.19, Reinaud J., 2007, p.17 en IETA, 2005, p.83) Banking en borrowing van EUA s Borrowing kan omschreven worden als het overzetten van EUA s uit de tweede handelsperiode naar de eerste handelsperiode en heeft een toename van het aanbod in fase I tot gevolg. Borrowing is niet toegestaan. Borrowing tussen de eerste drie jaren van de eerste handelsperiode is wel toegestaan (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.20). Banking verwijst naar het omgekeerde van borrowing: omzetten van niet verkochte emissierechten uit de eerste handelsperiode naar de tweede. Ook dit was algemeen niet toegestaan in de eerste handelsperiode, tenzij het land banking voorzien heeft in zijn NAP. Frankrijk en Polen hebben in hun 8

21 Hoofdstuk 2: Wat drijft de prijs van CO 2? NAP voor fase I bepalingen opgenomen die banking mogelijk maken. Anderzijds is banking van CER s wel toegestaan. Dit kan interessant zijn als verwacht wordt dat de CO 2 -prijs hoger zal zijn in de tweede handelsperiode (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.20) Vraagfactoren De voornaamste determinant voor de vraag naar emissierechten is ofwel de geprojecteerde emissies (ex-ante) ofwel de gerealiseerde emissies (ex-post) van installaties die onder het EU ETS vallen. Aangezien EUA s grotendeels gratis toegewezen worden aan de installaties ( grandfathering ), wordt de netto-vraag bepaald door het verschil tussen hun emissies en de hoeveelheid toegewezen rechten, de Emissions-to-cap of E-t-C. Wanneer men daarbovenop nog eens rekening houdt met de mogelijke instroom van CER s en ERU s (aanbodzijde), en deze cijfers aftrekt van de E-t-c, bekomt men de Net Carbon Balance (Point Carbon, 2004, p.12). De geprojecteerde of gerealiseerde emissies zijn afhankelijk van een aantal factoren: economische groei, weersomstandigheden, energieprijzen (gas, olie en kolen) reductiemogelijkheden (geïnstalleerde capaciteit, efficiëntie, beschikbaarheid van bepaalde centrales) en marktsentiment. Deze factoren worden hieronder besproken Economische groei Economische groei is een belangrijke maar onzekere determinant van de toekomstige vraag naar emissierechten. Een wijziging in de (verwachte) toekomstige groei kan belangrijke gevolgen hebben voor de CO 2 -prijs. Indien de groei in 2007 lager is dan verwacht, dan kan dit tot gevolg hebben dat de markt globaal long 1 is (overaanbod van emissierechten), alhoewel men een tekort aan emissierechten verwachtte. Het omgekeerde scenario is minder waarschijnlijk, aangezien EUA allocaties meestal uitgaan van optimistische groeiscenario s (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.21) Weersomstandigheden Temperatuur, regenval en windsnelheid zijn van groot belang voor de betrokken installaties, voornamelijk de installaties die elektriciteit opwekken. Een koude winter zorgt voor een toename in de vraag naar elektriciteit, terwijl een warme zomer de vraag naar elektriciteit doet toenemen door het gestegen gebruik van airconditioning. Voor elektriciteitscentrales die op gas of kolen draaien, betekent dit dat meer CO 2 uitgetstoten zal worden; de vraag naar EUA s stijgt en de CO 2 -prijs stijgt. Regenval is van belang voor bepaalde hydrocentrales. Hydrocentrales zijn installaties die elektriciteit opwekken vanuit water. Wanneer de regenval afneemt en het waterpeil daalt, moet dit tekort aan 1 Long betekent dat er een overaanbod van emissierechten is op de markt. In dat geval tendeert de CO 2 - prijs naar nul. Short betekent dat er een tekort is aan emissierechten. 9

22 Hoofdstuk 2: Wat drijft de prijs van CO 2? elektriciteit opgevangen worden vanuit fossiele brandstoffen, waardoor de vraag naar emissierechten toeneemt (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.21, Point Carbon, 2004, p en Capoor K. en Ambrosi P., 2006, p.17). Deze situatie doet zich voornamelijk voor in Scandinavië, waar hydrocentrales een aanzienlijk deel van de totale elektriciteit opwekken. Een droog jaar in Scandinavië wordt meestal opgevangen door elektriciteitsproductie op basis van kolen in Denemarken en Finland. Dit deed in het verleden de emissies van Denemarken sterk toenemen (Reinaud J., 2007, p.17). Analoog zal ook de windsnelheid een invloed hebben op de elektriciteitsproductie van windmolens. Wanneer windsnelheden toenemen stijgt de elektriciteitsproductie vanuit windsmolens en daalt de CO 2 - uitstoot (Benz E. en Trück S., 2006, p.9 en Point Carbon, 2004, p.10-11) Grondstoffenprijzen (gas, olie, kolen) Eén van de meest geciteerde factoren die de vraag naar emissierechten beïnvloedt is de prijs van fossiele brandstoffen zoals gas, olie en kolen. Voor elektriciteitscentrales die werken op gas of kolen speelt het prijsverschil tussen beide een grote rol. Wanneer de gasprijs stijgt, zal elektriciteitsproductie vanuit gas relatief duurder worden dan vanuit kolen. De centrale kan dan beslissen om over te schakelen van gas naar kolen. Aangezien een kolencentrale bijna dubbel zoveel CO 2 -uitstoot per opgewekte MWh elektriciteit, zal de vraag naar emissierechten en dus de prijs stijgen. Wanneer de prijs van emissierechten een bepaald plafond bereikt, zal elektriciteitsproductie vanuit gas opnieuw goedkoper worden, en kan er een switch van kolen naar gas plaatsvinden (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.21, Reinaud J., 2007, p.17 en Capoor K. en Ambrosi P., 2006, p.17). Fundamenteel in de relatie tussen CO 2 -prijzen en grondstoffenprijzen is het feit dat de energiesector de belangrijkste sector is in termen van CO 2 -uitstoot in het EU ETS. Het aandeel CO 2 -uitstoot van deze sector bedraagt meer dan 50% van de totale CO 2 -emissies in het EU ETS. Van deze sector wordt bovendien aangenomen dat de reductiekost het laagst is in vergelijking met andere sectoren, voornamelijk door de mogelijkheid van fuel switching van kolen naar gas en van bruinkool naar kolen (Reinaud J., 2007, p.16). Bailey (1998) analyseert de prijsvorming van emissierechten op de Amerikaanse SO 2 markt. Hij argumenteert dat de prijs van SO 2 -emissierechten theoretisch gelijk zou moeten zijn aan de marginale kost om een eenheid SO 2 te reduceren, d.i. de marginale kost van fuel switching. In elke periode zal de houder van een emissierecht immers beslissen om SO 2 te reduceren totdat de marginale kost van reductie gelijk is aan de SO 2 -prijs in die periode (P t =MC t ). De switch level geeft een theoretische indicatie voor de prijs van emissierechten. De prijs van CO 2 moet in theorie gelijk zijn aan de kostprijs om emissies te reduceren. Aangezien investeringen in milieuvriendelijker technologieën een lange termijn planning vergen, hebben deze investeringen meestal nog niet plaatsgevonden. In de elektriciteitssector kunnen emissies op korte termijn gemakkelijk gereduceerd worden door elektriciteitsproductie vanuit CO 2 -intensieve centrales (vb. kolencentrales met 10

23 Hoofdstuk 2: Wat drijft de prijs van CO 2? een emissiefactor van 0,8-1,0 tco 2 /MWh e 2 ) te vervangen door productie vanuit minder CO 2 -intensieve centrales (vb. gascentrales met een emissiefactor van 0,4-0,5 tco 2 /MWh e ). Elektriciteitsproducenten zullen deze switch enkel maken wanneer dit voor hen financieel voordelig is. Dit is afhankelijk van de efficiëntie van de centrales, de prijs van de grondstoffen (kolen en gas) en de prijs van emissierechten. Opdat een switch zou plaatsvinden moet, voor gegeven kolen en gasprijzen, de prijs van emissierechten een minimumwaarde bereiken, zodat het verschil tussen de goedkopere kolen en duurdere gas kan gecompenseerd worden. Deze minimumwaarde voor de prijs van emissierechten wordt de switch level genoemd (Voorspools K., 2006c, p.5). Gegeven de grote variëteit aan elektriciteitscentrales die bestaat is er geen unieke switch level te bepalen. De eerste switch van een kolen naar een gascentrale zal plaatsvinden tussen van de minst efficiëntie kolencentrale naar de meest efficiëntie gascentrale. De switch zal eindigen wanneer de meest efficiëntie kolencentrale overschakelt naar de minst efficiëntie gascentrale (Voorspools K., 2006c, p.5). Figuur 2.1 vergelijkt de coal-gas switch band met de CO 2 -prijs (EUA 2006). De CO 2 -prijs volgt de switch band in zekere mate. Tijdens de winterperiode is de CO 2 -prijs minder gekoppeld aan de switch band. Dit komt omdat tijdens de winter, de vraag naar gas en de gasprijzen hoger liggen, waardoor een hogere CO 2 -prijs nodig zou zijn om toch een switch van een kolen naar gascentrale te stimuleren. Dit wijst er trouwens op dat het marktmechanisme wel degelijk werkt, door CO 2 -reductie te stimuleren wanneer dit het goedkoopst is, nl. in de zomer (Voorspools K., 2006c, p.5-6 en Delarue et al., 2006, p.3). Figuur 2.1: Switch band van kolen naar gas en de CO 2 -prijs (EUA 2006) ( /tco 2 ) EUR / tonco coal-to-gas switch range EUA price, first contract upper band switch from 40% coal to 48% gas lower band switch from 36% coal to 55% gas 1 Jan 05 Feb 05 Mar 05 Apr 05 May 05 Jun 05 Jul 05 Aug 05 Sep 05 Oct 05 Nov 05 Dec 05 Bron: Voorspools K., 2006a, p.12 Andere auteurs (Paolella M.S. en Taschini L., 2006, p.11-12) vinden dat fuel switching een vrij slechte indicatie geeft over de CO 2 -prijs, en dat modellen die de CO 2 -prijs evolutie proberen te verklaren op basis van proxies voor de fundamentals aan vraagzijde onvoldoende zijn. 2 e staat voor elektriciteit. 11

24 Hoofdstuk 2: Wat drijft de prijs van CO 2? Delarue E. et al.(2006, p.2-3) bepalen de switch level op algebraïsche wijze. Vergelijking (2.1) geeft de marginale kost van een elektriciteitscentrale in een systeem van emissierechten: FC EF MC = * AC η + η (2.1) waarbij MC = marginale kost van de (kolen of gas) centrale in /GJ e 3 FC = brandstofkost (kostprijs van gas of kolen) in /GJ i η = de efficiëntie van de centrale in GJ e /GJ i EF = de emissiefactor van de gebruikte brandstof (kolen of gas) in kg CO 2 eq/gj i AC = prijs van een emissierecht in /kg CO 2 eq Vergelijking (2.1) kan geschreven worden voor een gas en voor een kolencentrale. De switch level (AC switch ) wordt gevonden door MC kolen =MC gas. Na vereenvoudiging bekomt men 4 : AC switch η kolen * FC gas η gas * FCkolen = (2.1) η * EF η * EF gas kolen kolen gas Ook Fehr M. en Hinz J. (2006, p.6-8) geven een algebraïsche uitwerking om de switch level van een kolencentrale naar een propere CCGT (Combined Cycle Gas Turbine) te bepalen. Hij werkt met een verbrandingscoëfficiënt van 0,202 tco 2 /MWh 5 therm voor een gascentrale en 0,341 tco 2 /MWh therm voor een kolencentrale. De efficiëntie van een gascentrale wordt 52% verondersteld, en die van een kolencentrale 38%. Zo bekomt men een emissiefactor van 0,388 tco 2 / MWh e voor een gascentrale en 0,897 tco 2 / MWh e voor een kolencentrale. De relatie tussen de aldus berekende switch level en de CO 2 spot prijs is niet altijd even duidelijk. Zij vinden ook dat het verband het duidelijkst is in de zomermaanden. Voorspools K. besluit dat de switch level een goede indicatie geeft over de toekomstige CO 2 -prijs indien forward kolen en gas prijzen goede voorspellers zijn van de toekomstige kolen en gasprijzen, indien emissiereducties verwacht worden van de elektriciteitssector, en indien de markt globaal short is (d.w.z. er is schaarste in de markt van emissierechten) (Voorspools K., 2006c, p.39). 3 Index i verwijst naar de input brandstof (kolen of gas) 4 Deze vergelijking is geldig indien de marginale brandstofkost ( FC / η in /GJ e ) hoger is voor de gascentrale dan voor de kolencentrale. Indien dit niet het geval is dan zou de CO 2 -prijs nul bedragen, aangezien een gascentrale dan sowieso voordeliger zou zijn. 5 therm staat voor thermische energie (gas of kolen). 12

25 Hoofdstuk 2: Wat drijft de prijs van CO 2? Figuur 2.2: Theoretische switch level, gebaseerd op forward kolen en gasprijzen ( /tco 2 ) Bron: Voorspools K., 2006c, p Reductiemogelijkheden In principe zijn er voor elke installatie mogelijkheden om minder CO 2 uit te stoten. De keuze om al dan niet te reduceren is echter afhankelijk van de kost en het bestaan van deze maatregel in vergelijking met de CO 2 -prijs, nl. installaties zullen emissies reduceren indien dit goedkoper is dan zelf emissierechten te kopen. Daarnaast bepaalt ook de beschikbare informatie, beschikbare technologie en ervaring met emissiereductie de reductiemogelijkheden (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.21) Marktsentiment De Europese CO 2 -markt wordt vaak omschreven als sentiment-driven. Hiermee wordt verwezen naar de grote onzekerheid over toekomstige prijzen en over toekomstige beleidsmaatregelen (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.20 e.v.) Marktstructuur en regulering Marktstructuur verwijst voornamelijk naar het aantal partijen actief in de markt en hun mogelijkheid om de koers te beïnvloeden d.m.v. strategisch gedrag. Bovendien speelt de allocatie over de verschillende sectoren (o.a. de elektriciteitssector) een rol. Regulering verwijst naar de politieke beslissingen die genomen worden in het kader van het EU ETS. Voorbeelden hiervan zijn: de allocatie in de NAP s, het aantal sectoren en installaties dat onder het systeem valt, linking van EUA s met CDM- en JI-credits, banking en borrowing, methode van allocatie, In de event study zal blijken dat dergelijke politieke beslissingen een zeer grote invloed hebben op de koers, doordat ze de verwachtingen omtrent de toekomstige schaarste in de markt beïnvloeden (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.21 en Capoor K. en Ambrosi P., 2006, p.15). In dit verband speelt ook politieke onzekerheid een grote rol. Momenteel is er enkel volledige zekerheid over de eerste fase van het EU ETS. Over de tweede fase is er nog onzekerheid, bijvoorbeeld doordat nog niet alle NAP s zijn goedgekeurd. Het feit dat de tijdshorizon zeer kort is heeft een invloed op de investeringsbeslissingen. Op lange termijn (investeringen op jaar) kampt men met grote 13

26 Hoofdstuk 2: Wat drijft de prijs van CO 2? onzekerheid over het toekomstig beleid. Dit impliceert risico s, waardoor de kans reëel is dat investeringen vertraagd worden (Reinaud J., 2007, p.18) Overzicht Onderstaande tabel geeft een overzicht van de verschillende factoren die de CO 2 -prijs beïnvloeden. Variability verwijst naar de waarschijnlijkheid dat fluctuaties optreden in de betrokken factor. CO 2 price impact verwijst naar de kwalitatieve impact op de CO 2 -prijs als de betrokken factor toeneemt. Relation is een semi-kwantitatieve elasticiteitsmaatstaf. Tabel 2.1: Overzicht van koersbeïnvloedende factoren en hun impact Bron: Sijm J.P.M. et al., 2005, p.22 14

27 Hoofdstuk 3: De Europese CO 2 -markt in praktijk 3. De Europese CO 2 -markt in praktijk Om de prijsvorming op de Europese CO 2 -markt ten volle te doorgronden is het ondenkbaar om niet stil te staan bij enkele wezenlijke kenmerken van elke handelsmarkt: de instrumenten, de verschillende handelsplatformen en de verhandelde hoeveelheden op de markt. In dit hoofdstuk worden achtereenvolgens de verschillende contractvormen toegelicht en wordt een overzicht gegeven van de bestaande emissiebeurzen. Vervolgens wordt de over-the-counter (OTC) handel van naderbij bekeken en tenslotte wordt de verdeling van de marktaandelen tegen het licht gehouden Contracten EUA s kunnen verhandeld worden op basis van spot, futures, forward en optie contracten. Wanneer een spot transactie afgesloten wordt betekent dit dat de emissierechten onmiddellijk (d.w.z. binnen de drie werkdagen) geleverd worden. Deze transacties verlopen via het CITL. Spot transacties kunnen zowel gebeuren via een emissiebeurs als OTC. Futures, forwards en opties zijn derivaten of afgeleide producten. Dit betekent dat ze gebaseerd zijn op de spot markt, met EUA s als onderliggende. Afgeleide producten komen meestal tot stand op grote ontwikkelde spot markten met volatiele prijzen. In het EU ETS echter is eerst de forward en futures markt ontwikkeld, en pas daarna de spot markt. Bovendien zijn ongeveer 95% van alle verhandelde volumes in het EU ETS afgeleide producten. Dit kan verklaard worden doordat bij de start van het EU ETS de nationale registers nog niet klaar waren, waardoor spot handel onmogelijk was. Een andere reden is dat de CO 2 -markt een nieuwe, en volatiele markt is. Dit impliceert dat afgeleide producten noodzakelijk zijn om de risico s te beperken (ECX, 2007a). Een futures contract is een contractuele overeenkomst waarin de verkoper er zich toe verplicht een bepaalde hoeveelheid van een goed op een vastgesteld tijdstip in de toekomst te leveren, tegen een vooraf bepaalde prijs. Een futures contract impliceert een verplichting voor beide partijen: de verkoper moet leveren, en de koper moet betalen (ECX, 2007b). Marktpartijen die een futures contract sluiten vinden elkaar via de bestaande emissiebeurzen. De afwikkeling van de transactie op leveringsdatum gebeurt ook via het CITL. Het doel van de handel in futures bestaat erin het risico voor toekomstige prijswijzigingen over te dragen naar diegenen die het risico wensen te nemen. Wanneer gelijke, maar tegengestelde posities ingenomen worden op de spot en de futures markt spreekt men van hedging. Aangezien de spot en de futures markt ongeveer dezelfde schommelingen kennen, kunnen zo verliezen op de ene markt gecompenseerd worden door winst in de andere. Er kunnen twee soorten hedging onderscheiden worden: de long hedge en de short hedge. - In een long hedge worden futures contracten gekocht in afwachting van een toekomstige aankoop op de spot markt. Dit soort hedge wordt toegepast door marktpartijen die zich wensen in te dekken tegen een toekomstige prijsstijging. 15

28 Hoofdstuk 3: De Europese CO 2 -markt in praktijk - Een short hedge wordt gebruikt wanneer men zich wenst in te dekken tegen een toekomstige koersdaling, wanneer men van plan is het onderliggende op een tijdstip in de toekomst te verkopen. In dat geval kan men een futures contract verkopen in afwachting van een verkoop op de spot markt op een later tijdstip (ECX, 2007b) De meest voorkomende CO 2 futures contracten zijn contracten met levering in december 2005 (EUA 2005), december 2006 (EUA 2006), december 2007 (EUA 2007),, en sinds maart 2007 wordt er ook een EUA 2013 (met levering in december 2013, fase III van het EU ETS) verhandeld (Voorspools K., CO 2 Weekly, 19/03/ 07). Op ECX (European Climate Exchange, de belangrijkste emissiebeurs) worden ook futures met andere leveringsdata dan december verhandeld, bij voorbeeld futures met levering in maart 2007 of januari 2008 (ECX, 2007c, p.1). Een forward contract is vergelijkbaar met een futures contract, maar verschilt hierin dat de looptijd, onderliggende hoeveelheid en eventueel ook andere contract specificaties niet gestandaardiseerd zijn, maar op maat gemaakt. De marktpartijen beslissen zelf over de voorwaarden in het contract. Forward contracten worden OTC verhandeld, d.w.z. zonder tussenkomst van een emissiebeurs. De forward markt is minder transparant dan de futures markt doordat de handel niet gereguleerd wordt (ECX, 2007b). Tenslotte worden ook opties met EUA s als onderliggende verhandeld. Een optie op een futures contract is een overeenkomst die de houder van de optie (de koper) het recht geeft, maar niet de verplichting, om een future te kopen (call optie) of verkopen (put optie) tegen een vooraf bepaalde prijs ( strike price ) vóór of op de vervaldag van het contract. Het verschil tussen een future en een optie bestaat erin dat bij een future zowel de koper als de verkoper gebonden zijn door het contract, terwijl bij een optie enkel de schrijver of verkoper van de optie een verplichting heeft (ECX, 2007d). Optie handel komt in de CO 2 - markt nog niet zo vaak voor. Op de emissiebeurs ECX zijn historische prijzen van opties beschikbaar sinds 13 oktober 2006 (ECX, 2007d) Handelsplatformen Vandaag zijn er minstens 6 handelsplatformen waar CO 2 -emissierechten verhandeld worden (Daskalakis et al., 2006, p.7-8 en Paolella M.S. en Taschini L., 2006, p.6). - ECX (European Climate Exchange) in Amsterdam begon in april 2005 met de handel in futures contracten. Initieel bedroeg het verhandelde volume ton CO 2 per dag, d.w.z. 40% van het verhandelde volume in Europa. Ondertussen is ECX de grootste emissiebeurs in termen van verhandelde volumes. - Nordpool (de Noorse energiebeurs) startte reeds in februari 2005 met het verhandelen van futures contracten. - EEX (European Energy Exchange) in Leipzig begon in maart 2005 met het verhandelen van spot contracten. Ondertussen worden ook futures verhandeld. 16

29 Hoofdstuk 3: De Europese CO 2 -markt in praktijk - EXAA (Energy Exchange Austria) biedt sinds juni 2005 de mogelijkheid om EUA s te verhandelen. Er is geen continumarkt, wel een fixing markt. - Powernext in Frankrijk startte op 24 juni 2005 met de handel van spot contracten. In het begin werd dagelijks ton CO 2 verhandeld. Momenteel is Powernext de meest liquide markt voor spot contracten. - Climex (alliantie tussen de Amsterdamse Power Exchange APX, de UK Power Exchange UKPX, de Spaanse CO 2 -markt SENDECO2 en een aantal Europese bedrijven die consulting en andere diensten aanbieden) 3.3. Over-the-counter (OTC) Naast de gespecialiseerde emissiebeurzen kiezen verschillende marktpartijen ervoor om bilateraal over contracten te onderhandelen. Hierbij treedt meestal een makelaar op als tussenpersoon. Bilaterale handel heeft als belangrijkste voordeel de flexibiliteit om het contract op maat te kunnen maken. Het voornaamste nadeel aan OTC-handel is de kostprijs en het groter risico dat verbonden is aan de transactie. OTC-handel is duurder omdat er tussenkomst van een makelaar vereist is en omdat de bidask spread groter is. Doordat het kredietrisico verbonden aan de transactie bij de tegenpartij blijft (en niet wordt overgedragen op de clearinginstantie), is OTC-handel risicovoller (ECX, 2007b) Verdeling van de marktaandelen Wanneer men de marktaandelen van OTC-handel en emissiebeurzen vergelijkt valt allereerst op dat de meeste contracten bilateraal (OTC) gesloten worden. Figuur 3.1: Verdeling marktaandelen OTC-handel en emissiebeurzen (februari 2007) Bon: ECX, 2007d, p.7 17

30 Hoofdstuk 3: De Europese CO 2 -markt in praktijk De European Climate Exchange is de grootste emissiebeurs in termen van verhandelde volumes. Powernext, Nordpool, EXAA en EEX verhandelen slechts een kleiner volume in de CO 2 -markt. Het is evenwel zinvol om de evolutie van de marktaandelen over de tijd te beschouwen. Figuur 3.2 toont de evolutie en de verdeling van de verhandelde volumes in de periode januari 2005 februari Figuur 3.2: Verhandelde volumes OTC en via emissiebeurzen (tco 2 ) Powernext Nordpool EXAA EEX ECX OTC jan feb mrt apr mei jun jul aug sep okt nov dec jan feb mrt apr mei jun jul aug sep okt nov dec jan feb 07 tijd Bron: Eigen weergave, gegevens Fortis Noot: Er werd het 30-daags voortschrijdend gemiddelde genomen van de verhandelde volumes om de grafiek leesbaarder te maken. Uit deze figuur blijkt dat er grote schommelingen zijn in de verhandelde volumes. Bovendien merkt men een graduele stijging op in de verhandelde volumes. Bij de opstart van het EU ETS in januari 2005 waren nog geen beurzen actief en was alle handel OTC. In de loop van 2005 zijn de verschillende handelsplatformen tot stand gekomen. Gradueel is het belang van emissiebeurzen gestegen. 18

31 Hoofdstuk 4: Event study 4. Event study Met de bagage van de drie voorgaande hoofdstukken op zak, is het nu interessant de levensloop van de Europese CO 2 -markt in detail te analyseren. Dit hoofdstuk is chronologisch opgebouwd. In de verschillende deelperioden wordt telkens getracht de verschillende factoren te achterhalen die hebben bijgedragen tot de koersevolutie. De eerste emissierechten werden verhandeld begin De prijs klom van ± 6/tCO 2 tot ± 12/tCO 2. In mei 2004 viel de prijs terug tot 7 à 8/tCO 2, nadat bleek dat de nationale allocatieplanner ruimere allocaties bevatten dan verwacht. De prijs bleef stabiel rond de 8/tCO 2 schommelen gedurende 2004 (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.19). De verhandelde volumes bleven relatief laag in 2003 en 2004, met een maximum van verhandelde rechten per week (alle contracten) (gegevens Fortis) Eerste jaarhelft 2005 Figuur 4.1: CO 2 -prijzen ( /tco 2 ) en verhandelde volumes (mton), januari 2005 april 2007 /tco Miljoenen Verhandeld volume EUA 2009 EUA 2008 EUA 2007 EUA 2006 EUA 2005 Spot price jan mrt mei jul sep nov jan mrt mei jul sep nov jan mrt 07 Bron: Eigen weergave op basis van gegevens Fortis Noot: spot prijzen van Powernext, futures prijzen van ECX Begin januari 2006 ging het EU ETS officieel van start. In de eerste jaarhelft van 2005 wordt een een bijna continue stijging van de CO 2 -prijs waargenomen (± 8 tot ± 30/tCO 2 ). Gemiddeld worden ongeveerd rechten per dag verhandeld. Hieronder wordt een overzicht gegeven van de verschillende factoren die hebben bijgedragen tot deze spectaculaire prijsstijging. 19

32 Hoofdstuk 4: Event study Invloed van weersomstandigheden Bij de prijsstijging in de eerste jaarhelft van 2005 (van ± 8 tot ± 30/tCO 2 ) spelen de weersomstandigheden een grote rol. Vooral de temperatuur en de neerslag zijn determinerend. In verschillende landen (Spanje, Italië, Duitsland en Frankrijk) wordt de gemiddelde neerslag en temperatuur in meer dan 150 steden geanalyseerd tijdens de referentieperiode en de eerste jaarhelft van 2005 (januari-juni 2005) (Climate Corporation, 01/07/ 05). In Spanje en Italië lag de gemiddelde wintertemperatuur beneden het gemiddelde, wat voor een toename in de vraag naar emissierechten zorgt. Vanaf april lag de temperatuur in Spanje gemiddeld boven het gemiddelde. Ook hierdoor stijgt de vraag en dus de prijs van CO 2. In Italië lag de temperatuur enkel in mei boven het gemiddelde (Climate Corporation, 01/07/ 05). In Duitsland lag de temperatuur in januari ver boven het gemiddelde, maar dit werd ruimschoots gecompenseerd door de koude periode die zich aandrong in februari en maart. De temperatuur in Frankrijk was gelijkaardig aan die van Duitsland (Climate Corporation, 08/07/ 05). Figuur 4.2: Temperatuur in Spanje en Italië, eerste jaarhelft 2005 ( C) Bron: Climate Corporation, 08/07/ 05 Figuur 4.3: Temperatuur in Duitsland en Frankrijk, eerste jaarhelft 2005 ( C) 20

33 Hoofdstuk 4: Event study Bron: Climate Corporation, 08/07/ 05 Neerslag heeft een belangrijke invloed op het waterniveau in rivieren en dammen. Dit is van belang voor het opwekken elektriciteit in hydrocentrales. Het eerste halfjaar (alsook de herfst van 2004) in Spanje was extreem droog (Climate Corporation, 01/07/ 05). De energieproductie van Spaanse hydrocentrales ligt daardoor ongeveer 36 % lager dan de productie een jaar geleden. Dit leidt tot een additioneel tekort in emissierechten van ongeveer 50 kton CO 2 per dag (Voorspools K., 2006a, p.9). In Italië daarentegen was januari-juni relatief nat, met uitzondering van de maand juni (Climate Corporation, 01/07/ 05). In Duitsland (het land met de meeste emissierechten) was de regenval overeenkomstig het gemiddelde. Frankrijk kende in de maanden januari-juni zeer weinig regenval; in geen enkele maand werd het gemiddelde gehaald van Dit deed de vraag naar emissierechten vanuit Frankrijk stijgen (Climate Corporation, 08/07/ 05). Figuur 4.4: Neerslag in Spanje in Italië, eerste jaarhelft 2005 (mm) Bron: Climate Corporation, 08/07/ 05 Figuur 4.5: Neerslag in Duitsland en Frankrijk, eerste jaarhelft 2005 (mm) Bron: Climate Corporation, 08/07/ 05 21

34 Hoofdstuk 4: Event study Op basis van de weersomstandigheden in het eerste halfjaar van 2005 blijkt dat de grote vraag naar emissies voornamelijk afkomstig is van Spaanse installaties: meer dan 9 extreem droge maanden, een extreem koude winter en enkele regionale hittegolven hebben doen de vraag naar emissierechten doen stijgen. Gezien het aanbod onvoldoende was om dit op te vangen steeg de vraag naar emissierechten (Climate Corporation, 01/07/ 05). Ook de droogte in Frankrijk heeft de prijs omhoog geduwd (Climate Corporation, 08/07/ 05) Invloed van de elektriciteitsmarkt Zoals reeds aangehaald in paragraaf bestaat er een nauwe band tussen de elektriciteitsmarkt en de CO 2 -markt. Figuur 4.6 toont het Duitse elektriciteitsprijzen (daluren, /MWh e ) van januari 2005 tot eind Uit de grafiek blijkt duidelijk dat er een verband bestaat tussen beide. Hoofdstuk 5 gaat dieper in op deze relatie. Figuur 4.6: 2007 contract ( /tco 2 ) en Duitse elektriciteitsprijzen (cal 07, /MWh e ) EUA 2007 ( /tco2) German baseload cal07 ( /Mwh) jan mrt mei jul sep nov jan mrt mei jul sep nov 06 Bron: Eigen weergave op basis van gegevens Fortis Naast de invloed van de elektriciteitsprijs kan mijn ook kijken naar de cijfers over elektriciteitsproductie vanuit fossiele brandstoffen. Gebaseerd op gegevens van IEA (International Energy Agency) analyseerde Climate Corporation de elektriciteitsproductie van 19 landen in het eerste kwartaal van Hieruit blijkt dat de productie van elektriciteit vanuit fossiele brandstoffen gestegen is met 1,8% of 8,1 TWh. De elektriciteitproductie vanuit hydrocentrales is gestegen met 5,9% of 7,1 TWh (zie figuur 4.7). Het feit dat Frankrijk, Spanje en Portugal getroffen werden door een relatief droge en koude periode wordt ook weerspiegeld in de data. In figuur 4.8 ziet men duidelijk dat de productie vanuit fossiele brandstoffen drastisch gestegen is in Frankrijk, Spanje en Portugal en productie vanuit water is drastisch gedaald. Anderzijds heeft een relatief milde en natte winter in Scandinavië (vooral Noorwegen en Zweden) gezorgd voor een toename van de elektriciteitsproductie vanuit water, en een afname van de productie vanuit brandstoffen. Vooral Finland 22

35 Hoofdstuk 4: Event study en Denemarken, de twee voornaamste importeurs van Noorse Hydro-elektriciteit, konden hun productie vanuit brandstoffen fors laten dalen (Climate Corporation, 26/08/ 05). Figuur 4.7: Vergelijking van de elektriciteitsproductie vanuit verschillende primaire energiebronnen Q met Q % 30% 25% Change (%) FUEL Change (%) NUCLEAR Change (%) HYDRO Change (%) OTHER Change (%) TOTAL 21,20% 29,00% 20% 15% 10% 5% 0% 5,90% 1,80% 0,10% Comparison of European energy production of Q1/2005 with Q1/2004 Bron: Eigen weergave op basis van Climate Corporation, 26/08/ 05 Figuur 4.8: Elektriciteitsproductie vanuit verschillende primaire energiebronnen, wijziging Q met Q % 50% Fuel Nuclear Hydro Other 30% 10% -10% -30% -50% Austria Belgium Czech Republik Denmark Finland France Germany Greece Hungary Ireland Italy Netherlands Norway Poland Portugal Slovak Republik Spain Sweden UK Total -70% Bron: Eigen weergave op basis van Climate Corporation, 26/08/ 05 Dezelfde analyse werd gedaan voor het tweede kwartaal van Nu steeg de elektriciteitsproductie vanuit brandstoffen in het tweede kwartaal 2005 met 4,9% of 19,5 TWh in vergelijking met het tweede kwartaal De voornaamste reden voor deze evolutie is de gestegen energievraag vanuit Spanje, Duitsland en Italië. In Noorwegen en Zweden steeg de productie vanuit water met 30% en 42% respectievelijk. Hierdoor daalde de energieproductie vanuit kolen en gas in Finland en Denemarken (Climate Corporation, 23/09/ 05). 23

36 Hoofdstuk 4: Event study Invloed van olie en gas prijzen Andere belangrijke redenen voor de stijging in CO 2 -prijzen zijn de hoge gas en olieprijzen en de relatief lage kolenprijzen. Algemeen wordt het prijsverschil tussen kolen en gas gezien als een prijsdrijver voor de CO 2 -prijzen: als gas veel duurder wordt dan kolen, dan wordt het voordeliger voor een centrale om kolen te verbranden i.p.v. gas. Gezien een kolencentrale bijna twee maal zoveel CO 2 -uitstoot als een gascentrale, stijgt de vraag naar emissierechten en dus ook de prijs (Climate Corporation, 20/05/ 05 en 25/03/ 05) Invloed van politieke factoren Tijdens de eerste helft van 2005 reageert de markt heel gevoelig op politieke beslissingen. Vooral beslissingen over de NAP s hebben veel invloed. In het Verenigd Koninkrijk zorgde de goedkeuring van het eerste NAP voor heel wat problemen. In april 2004 wordt een voorlopige versie van het NAP ingediend. Dit plan werd in juli 2004 goedgekeurd, maar in november 2004 beweerde het ministerie van milieu dat dit een voorlopige versie was en diende een vernieuwde versie in waarin 20 miljoen ton meer geëist werd. De koers reageerde hierop scherp en zakte met 2/tCO 2. Wanneer bekend raakt dat de Europese Commissie niet bereid is om het nieuwe plan te aanvaarden, stijgt de prijs. Uiteindelijk beslist het Verenigd Koninkrijk zelf om een rechtzaak aan te spannen tegen de Europese Commissie bij het Europees Gerecht van eerste aanleg. Deze zaak blijft nog een tijd lang aanslepen en veroorzaakt telkens kleine schokken in de prijs (Climate Corporation, 28/01/ 05, 18/02/ 05, 11/03/ 05 en 15/04/ 05). Ook nieuwsmeldingen over het Pools NAP drijven de prijzen. In de week van 11/03/ 05 deelt de Europese Commissie mee dat de allocatie in het Pools NAP met 16,4% (47 miljoen ton CO 2 jaarlijks) moet teruggedrongen worden. Gezien de markt slechts een daling in de allocatie met 15% had verwacht, schiet de prijs de hoogte in. Even later in dezelfde week verklaart de Tsjechische regering dat de Europese Commissie van plan is om de allocatie in hun NAP te verminderen met 15,8% (17 miljoen ton CO 2 jaarlijks). Opnieuw stijgt de prijs en het prijsplafond van 11/tCO 2 wordt doorbroken (Climate Corporation, 11/03/ 05). Midden april kwamen de Tsjechische regering en de Europese Commissie tot het akkoord om de vooropgestelde allocatie met 9,4% te verlagen. De prijs van emissierechten heeft op deze beslissing niet echt meer gereageerd gezien marktparticipanten reeds een verlaging van deze grootte orde verwachtten (Climate Corporation, 15/04/ 05). Ook nieuws i.v.m. de NAP s van Italië, Griekenland, beïnvloeden de koers. 24

37 Hoofdstuk 4: Event study Andere factoren In de eerste week van februari gaat het nationaal register van Denemarken open. Denemarken was toen de enige EU lidstaat waarvan het register volledig operationeel was en waarvan iedere installatie zijn emissierechten reeds gekregen had. Dit betekent dat de Deense installaties een rekening hebben en dat ze emissierechten van de ene rekening naar de andere kunnen overzetten. Dit maakt spot handel mogelijk voor Deense installaties. In de week daarop sluiten Shell en Energi E2 het eerste spot contract af. Slechts een klein volume werd verhandeld tegen een prijs van ongeveer 7,20/tCO 2 (Climate Corporation, 11/02/ 05 en 23/09/ 05). Op 28 februari 2005 zouden normaalgezien alle registers van het CITL actief en operationeel moeten zijn. Dit was niet het geval: slechts in 3 landen werkt alles zoals het moest (Denemarken, Finland en Nederland). De reden voor de vertraging is dat de verschillende NAP s zijn nog niet klaar waren of nog niet werden goedgekeurd door de Europese Commissie (Climate Corporation, 04/03/ 05). Ook de software van de registers was niet volledig klaar, en de communicatie met het CITL verliep niet naar behoren (Climate Corporation, 08/04/ 05). Deze problemen raakten ook in de maanden maart en april niet opgelost (Climate Corporation, 22/04/ 05). Dit verklaart het geringe aanbod van emissierechten de eerste maanden van 2005 en heeft de prijs omhoog gestuwd. Eind mei, begin juni werden de registers van Duitsland, Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk operationeel. Dit heeft ervoor gezorgd dat meer en meer marktpartijen uit de industrie op de markt actief werden. Voorheen werd vooral handel gedreven door de energiesector, die vragende partij was. Nu komen ook partijen uit de staal en cement sector op de markt (Climate Corporation, 17/06/ 05). Algemeen valt toch op dat de markt nog zeer onvolwassen is. Begin maart zijn slechts een 50 tal spelers actief op de carbon markt (Climate Corporation, 04/03/ 05). De meeste marktparticipanten op de CO 2 - markt komen uit de energiesector. Daardoor is de CO 2 -prijs sterk verbonden met de prijs van gas, olie kolen en elektriciteit (Climate Corporation, 08/04/ 05) Tweede jaarhelft 2005 Het tweede halfjaar van 2005 wordt gekenmerkt door verschillende schommelingen in de koers. Hieronder volgt een overzicht van de voornaamste schommelingen en hun oorzaken. Op 11 juli bereikt de prijs van het EUA 2005 contract een historisch hoogtepunt van 29,1/tCO 2. Daarna volgt een daling met 10/tCO 2 in amper 10 dagen tijd. De plotse daling werd in gang gezet door de terroristische aanslagen in Londen van 7 juli. De olieprijs nam een forse duik (IPE crude futures contract zakte van $60,70 naar $55,55) en trok de prijs van CO 2 -emissierechten mee in zijn val (Climate Corporation, 08/07/ 05). De verhandelde volumes bereiken een recordhoogte van 29 miljoen ton op 14 juli (som van OTC en de verschillende beurzen). In de week daarop zet de dalende trend in de prijs van emissierechten zich verder. Als verklaring kan vooral gewezen op het negatief marktsentiment als reactie op de nieuwsmelding dat de registers in Oost-Europa zouden opengaan. Dit betekent dat spot handel 25

38 Hoofdstuk 4: Event study mogelijk wordt voor deze landen. De angst voor een overaanbod uit Oost-Europa zette sommige marktpartijen aan tot verkopen (Climate Corporation, 15/07/ 05). De volatiliteit is fors gestegen in de maand juli: van ±30% naar ±70% (gegevens Fortis Bank). De CO 2 -prijs vond op 22 juli resistance bij 18/tCO 2 : verschillende marktpartijen startten terug met aankopen. Ook de indicatoren in het energie complex duwden de CO 2 -prijs terug omhoog. Dit zet dan weer andere partijen aan tot kopen. Ook de weersomstandigheden in Europa (hittegolf) ondersteunen de vraag naar CO 2 -emissierechten (Climate Corporation, 29/07/ 05), waardoor de CO 2 -prijs weer boven de 24/tCO 2 uitkomt vanaf 1 september Het dagelijks verhandeld volume bedraagt ongeveer 1 mton in Wanneer de relatie CO 2 -gas-elektriciteit van naderbij bekeken wordt, blijkt dat UK NBP winter gas prijs de grootste gelijkenis vertoont met de prijs van EUA s (zie figuur 4.9). Hoewel de olieprijs de laatste maanden sterk gestegen is, zien we deze evolutie niet in de CO 2 -markt. Als laatste worden ook de elektriciteitsprijzen vaak genoemd als determinant voor de CO 2 -markt. De evoluties in de CO 2 -prijs en de Duitse elektriciteitsprijs zijn gelijkaardig, hoewel de Duitse prijs minder aan fluctuaties onderhevig is dan de CO 2 -prijs. Globaal valt wel op dat de invloed van evoluties op de energiemarkt het grootst is wanneer er geen andere (politieke) gebeurtenissen zijn (Climate Corporation, 05/08/ 05). Figuur 4.9: Relatie EUA - gas - elektriciteit midden /04/ /05/ /05/ /06/ /06/ /07/ /07/ /08/ /08/ /09/ /09/2005 NBP gas (UK), 1st season (pence/therm) German baseload first year ( /Mwh) EUA 2005 ( /tco2) EUA 2006 ( /tco2) Bron: Eigen weergave op basis van gegevens Fortis Tussen 26 september en 12 oktober stijgt de prijs van alle CO 2 -contracten (bijna) continu: van ± 21 tot ± 24/tCO 2. Opnieuw is de oorzaak voornamelijk te vinden bij de gestegen Duitse elektriciteitsprijzen. Bovendien was er toenemende ongerustheid over het al dan niet op tijd klaar zijn van bepaalde registers vóór december Sommige bedrijven hadden al forward contracten afgesloten met levering op 1 december 2005 (EUA 2005 contract). Als de betrokken registers nog niet operationeel zouden zijn voor de einddatum van het contract kon er geen fysieke levering van de contracten gebeuren. De betrokken partij moet dan ofwel een (zeer zware) boete betalen, ofwel alsnog aan emissierechten zien te geraken 26

39 Hoofdstuk 4: Event study op de spot markt. Ongerustheid in dit verband oefende opwaartse druk uit op de spot prijzen (Climate Corporation, 30/09/ 05). Het verhandeld volume schommelt rond de 1,8 mton per dag (gegevens Fortis). Daarna begint de CO 2 -prijs opnieuw aan een periode van dalende prijzen gedurende de tweede helft van oktober en de maand november (Climate Corporation, 14/10/ 05). Dit keer is deze evolutie niet in overeenstemming met de fundamentals. Vermoedelijk ligt de reden voor de prijsdaling in het verkoopgedrag van een aantal marktpartijen uit de industrie (globaal long ). In tegenstelling tot bedrijven uit de energiesector zijn bedrijven uit de industrie niet gewoon om handel te drijven. Zij baseren hun verkoop (of aankoop) beslissingen dan ook niet op bewegingen in andere (verbonden) markten, maar kijken gewoon naar de historische prijzen. Nadat de prijs onder de 23/tCO 2 was gezakt zijn een aantal partijen beginnen verkopen om toch nog een relatief goede (hoger dan gemiddelde) prijs voor hun rechten te kunnen krijgen. Dit duwde de prijs omlaag (Climate Corporation, 18/11/ 05). Bovendien haalde de kwestie over het NAP van het Verenigd Koninkrijk opnieuw het nieuws. Toen het Europees Gerecht van eerste aanleg beslist had dat de Europese Commissie moest zorgen voor een herverdeling van de emissierechten binnen het NAP van het Verenigd Koninkrijk, zette dit de deur open voor een toename van het aantal emissierechten voor de elektriciteitssector met 20 miljoen ton. Daarop reageerde de markt door te verkopen, en de prijs van CO 2 daalde (Climate Corporation, 25/11/ 05). Op 1 december 2005 vond de levering plaats van EUA 2005 contracten. Dit gebeurde via het CITL (Community Independent Transaction Log). Verschillende marktpartijen waren reeds in het begin van de week met de overdracht van emissierechten gestart, om een vlotte transfer mogelijk te maken. Hiermee verdween een grote onzekerheid uit de markt (Climate Corporation, 02/12/ 05). De prijs van emissierechten schommelt gedurende de hele maand december rond de 21/tCO 2. Het dagelijks verhandeld volume bedraagt gemiddeld 1,3 mton (gegevens Fortis) Januari-april 2006 In de periode januari tot april stijgt de prijs van emissierechten vrijwel constant. Alle fundamentals zorgen voor een toename in de vraag naar emissierechten. Het verhandeld volume schommelt rond de 2,7 mton per dag (gegevens Fortis). De temperatuur in Europa zit beneden het gemiddelde. Figuur 4.10 vergelijkt de gemiddelde temperatuur in januari en februari 2006 met die van 1990 in Polen en Duitsland. In beide landen lag de temperatuur onder het gemiddelde. Bovendien wezen de voorspellingen in de richting van een koudere periode over Centraal en Oost-Europa (Climate Corporation, 10/03/ 06). Dit zet marktpartijen aan tot kopen. Tegelijkertijd is de Duitse elektriciteitsprijs ( baseload 6 cal07) gestegen van 45/MWh e tot 56/MWh e (Climate Corporation, 10/03/ 06). 6 baseload staat voor daluren. 27

40 Hoofdstuk 4: Event study Figuur 4.10: Gemiddelde temperatuur ( C) in Duitsland en Polen, januari en februari 2006 Bron: Climate Corporation, 10/03/ 06 In januari stegen ook de gasprijzen (zie figuur 4.11), deels als gevolg van de Russisch/Oekraïense gascrisis (Climate Corporation, 06/01/ 06). Midden februari zorgde ook de explosie van een gasinstallatie in de Noordzee voor een stijging in de gasprijzen. Daarop steeg de CO 2 -prijs tot boven de 27/tCO 2 (Climate Corporation, 17/02/ 06). Toch is het effect van de gasprijzen op de carbon markt kleiner in de winter dan in de zomer. Dit komt doordat tijdens de zomermaanden de mogelijkheid van fuel switching veel groter is (zie paragraaf 2.2.3). In de winter draaien de meeste centrales (kolen en gas) op volle kracht, waardoor er minder ruimte is voor fuel switching. In de zomermaanden kan de producent, afhankelijk van de kostprijs van gas, kolen en de prijs van emissierechten, zelf bepalen welke installatie wordt ingezet. Wanneer bijvoorbeeld in november 2005 de UK winter gas prijs steeg van 45p/therm naar boven de 100p/therm reageerde de CO 2 -prijs amper op deze gebeurtenis. Wanneer echter in de zomer van 2005 de gasprijs steeg, steeg ook de prijs van emissierechten (Climate Corporation, 07/04/ 06). Figuur 4.11: UK BNP winter gasprijzen (pence/therm) sep 05 17/10/ /11/ /11/ /12/ /12/ /01/ /01/ /02/ /02/ /03/ /03/2006 Bron: Eigen weergave op basis van gegevens Fortis 28

41 Hoofdstuk 4: Event study Vervolgens hebben ook de Duitse elektriciteitsprijzen een invloed gehad op de prijs (zie figuur 4.6). Ook dit zorgt voor een opwaartse druk op CO 2 (Climate Corporation, 13/01/ 06). Bovendien zat de prijs van ruwe olie in de lift, deels door de moeilijke situatie in Iran en Israël (Climate Corporation, 06/01/ 06). Algemeen kan men opmerken dat de invloed van de prijs van ruwe olie vooral groot is bij natuurrampen of geopolitieke gebeurtenissen (Nigeria, Iran, ) waarbij de prijs van olie stijgt met ongeveer $2. Kleine prijswijzigingen in ruwe olie veroorzaken geen bijzondere veranderingen in de CO 2 -prijs (Climate Corporation, 07/04/ 06). Al deze elementen zorgen ervoor dat er een continue vraag is naar emissierechten vanwege elektriciteitsproducenten. Anderzijds was ook de aanbodzijde bullish. Het aanbod van emissierechten van de industrie viel terug: de meeste marktpartijen hadden hun emissierechten reeds verkocht eind 2005 en wachtten op nieuw aanbod van emissierechten voor 2006 (de allocatie gebeurt eind februari) (Climate Corporation, 06/01/ 06). Verder beïnvloeden (zoals gewoonlijk) ook politieke elementen de markt. Nieuwsmeldingen over de extra 20 miljoen ton in het Britse NAP zorgen voor opwaartse/ neerwaartse druk op de koers (Climate Corporation, 10/02/ 06, 17/02/ 06 en 24/02/ 06) Crash van april/mei 2006 De gebeurtenissen op de CO 2 -markt in de maand mei werden gedomineerd door de publicatie van de geverifieerde emissies van Deze data zouden officieel pas vrijgegeven worden op 15 mei. Toch begon de markt reeds op deze gegevens te anticiperen vanaf eind april. Sommige marktpartijen waren duidelijk al eerder op de hoogte van het slechts nieuws. De geverifieerde emissies in Estland, Tsjechische Republiek, Nederland, Wallonië, Frankrijk, Spanje en Zweden lagen ongeveer 55 miljoen ton lager dan algemeen verwacht, waardoor de vraag rees of er überhaupt schaarste was op de CO 2 -markt. Als reactie op het overaanbod in 2005 zakte de CO 2 -prijs in elkaar, van ± 30/tCO 2 naar ± 10/tCO 2 begin mei 2006 (zie ook Paolella M.S. en Taschini L., 2006, P.10). Figuur 4.12 vergelijkt de allocatie van EUA s met de geverifieerde emissies in 2005 in de verschillende landen. 29

42 Hoofdstuk 4: Event study Figuur 4.12: Allocatie EUA's in vergelijking met geverifieerde emissies in 2005 (miljoen ton CO 2 ) Miljoenen Toegewezen rechten 2005 Geverifieerde emissies AUT BEL CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA GBR GRC HUN IRL ITA LTU LUX LVA NLD POL PRT SVK SVN SWE TOTAAL Bron: Eigen weergave op basis van gegevens CITL (2007) Tegelijkertijd schoten de verhandelde volumes de hoogte in. Gedurende drie opeenvolgende dagen werden bijna 12 miljoen emissierechten per dag verhandeld. De week ervoor was dit ongeveer 2,5 miljoen per dag (Voorspools K., CO 2 Weekly 02/05/ 06). Ook de weken daarna bleef nieuws omtrent geverifieerde emissies van andere landen de markt domineren. Figuur 4.13: Verhandelde volumes (miljoen ton CO 2 ) Miljoenen jan mrt mei jul sep nov jan mrt mei jul sep nov jan mrt 07 Bron: Eigen weergave op basis van gegevens Fortis Bovendien vergrootte de spread tussen fase I en fase II (zie figuur 4.14). Voor de crash noteerde de koers van het EUA 2008 contract algemeen onder de koers van fase I (backwardation). Dit betekent dat de markt verwacht dat er minder schaarste zal zijn in Sinds de crash is daar verandering in gekomen, en noteert het EUA 2008 contract hoger dan de contracten met levering in 2006 en

43 Hoofdstuk 4: Event study (contango): de spread tussen het EUA 2007 en EUA 2008 contract bedraagt in de maand mei en juni gemiddeld 4,8/tCO 2. Dit geeft aan dat de markt verwacht dat er meer schaarste zal zijn in de tweede fase van het EU ETS (Kris Voospools, CO 2 Weekly, 02/05/ 06). In dat geval is het weinig waarschijnlijk dat marktparticipanten hun aanbod van CER s zullen gebruiken vóór fase II. CER s zijn, naast de mogelijkheid van banking in Polen en Frankrijk, de enige link tussen fase I en fase II (Voospools K., CO 2 Weekly, 02/05/ 05). Figuur 4.14: Spread tussen fase I en fase II (EUA 2007-EUA 2008) ( /tco 2 ) sep nov jan mrt mei jul sep nov jan mrt 07 Bron: Eigen weergave op basis van gegevens Fortis Tegelijkertijd met de Europese emissiemarkt wordt er ook een sterke daling waargenomen in de Europese elektriciteitsprijs. Elektriciteitsprijzen in Europa verloren allemaal ongeveer 8/MWh e per week (Voorspools K., CO 2 Weekly, 02/05/ 06) (zie figuur 4.6 voor Duitsland). Dit wijst erop dat de CO 2 -markt een belangrijke invloed heeft op de elektriciteitsprijs Range bound trading (juni - september 2006) Na de periode van turbulentie in de CO 2 -markt vindt de marktprijs opnieuw zijn evenwicht: de koers schommelt rond de 15 à 20/tCO 2 en het dagelijks verhandeld volume bedraagt 2 à 3 miljoen ton. Toch is er een duidelijk gebrek aan fundamentele prijsdrijvers. Dit gebrek aan fundamentals maakt de koers zeer vatbaar voor nieuwsmeldingen (Voorspools K., CO 2 Weekly, 06/06/ 06). Ook de weersomstandigheden hebben weinig invloed op de koers. In de maand juni is de temperatuur ongeveer 2 à 6 C boven het seizoensgemiddelde in West-Europa. Dit zou via een stijging in de vraag naar airconditioning moeten leiden tot een toename van de CO 2 -emissies. Toch speelt dit effect weinig: weersveranderingen kunnen de vraag/aanbod van emissierechten dagelijks beïnvloeden met ongeveer ton. Aangezien het verhandelde volume dagelijks 2 à 3 mton bedraagt heeft dit relatief weinig invloed (Voospools K., CO 2 Weekly, 12/06/ 06). 31

44 Hoofdstuk 4: Event study Bovendien worden langzamerhand voorlopige versies van de NAP s gepubliceerd. Algemeen valt op dat de allocaties vrij ruim zijn, en dat er een gebrek is aan harmonisatie in de plannen. De plannen hebben echter geen invloed op de markt. Zoals in 2005 wacht men om te reageren totdat de Europese Commissie de plannen heeft beoordeeld (Voorspools K., CO 2 Weekly, 30/06/ 06) De tweede prijscrash (september 06) In september is de CO 2 -prijs opnieuw fors gedaald. Op 14 september noteerde de spot prijs nog 16,18/tCO 2. Sindsdien daalde de CO 2 -prijs tot een minimum van 11,75/tCO 2. Gedurende de hele maand oktober schommelde de spot prijs en het de prijs van het EUA 2006 contract rond de 11-12/tCO 2. Dit wijst op de vorming van een support level (Voorspools K., CO 2 Weekly, 9/10/ 06). De verhandelde volumes stegen aanzienlijke: op 20 september werden 8,6 miljoen EUA s verhandeld. Dit was een record liquiditeit sinds het vorig record van april/mei Als verklaring voor deze daling moet ten eerste gewezen worden op de daling van de gasprijzen. NBP UK (National Balancing Point), Zeebrugge Gas en TTF (Title Transfer Facility) prijzen daalden met 30% in één week tijd. Bij dergelijke lag gasprijzen wordt een duidelijke incentive gegeven aan elektriciteitsproducenten om waar mogelijk te switchen van kolen naar gas. De day ahead 7 switch level werd eind september geschat op 10/tCO 2 (op basis van gas prijzen (week ahead) en front end API#2 kolenprijzen). Dit betekent dat als de prijs van EUA s boven de 10/tCO 2 ligt, elektriciteitsproducenten zullen verkiezen om gas te verbranden i.p.v. kolen, waardoor minder CO 2 uitgestoten wordt. De elektriciteitsproducenten moeten dan minder emissierechten kopen, waardoor de vraag daalt, en daarmee ook de prijs van emissierechten. Daarnaast speelden ook de milde weersomstandigheden in Europa een rol (Voorspools K., CO 2 Weekly, 22/09/2006). Een tweede element betreft de nucleaire installaties in Zweden. In augustus en september waren een 4 tal Zweedse nucleaire centrales inactief. In de week van de prijscrash echter werd het nieuws bekendgemaakt dat één centrale terug in werking was getreden, en vermoedelijk gevolgd zou worden door een andere. Ook deze nieuwsmelding had een neerwaarts effect op de prijzen (Voorspools K., CO 2 Weekly, 2/10/06). Daarnaast is ook de vraagzijde van belang. In normale omstandigheden is er voldoende vraag naar emissierechten vanuit de hoek van elektriciteitsproducten. De meeste stroomleveranciers hadden het merendeel van hun elektriciteit van 2007 reeds verkocht, en hebben dus hun CO 2 positie reeds gehedged voor deze periode. Daardoor was er weinig aankoop van emissierechten. Dit duwde de prijs omlaag (Climate Corporation, 22/09/ 06). Deze prijscrash gaat samen met een verschuiving in interesse van fase I naar fase II contracten (vooral het EUA 2008 contract) (Climate Corporation, 22/09/ 06). Zo meldt LEBA (The London Energy Brokers 7 Day ahead slaat op contracten met onmiddellijke levering (volgende dag of week). 32

45 Hoofdstuk 4: Event study Association) dat steeds meer EUA 2008 contracten verhandeld worden op de OTC-markt. Dit aandeel steeg van 25% begin september tot 35% midden oktober (Voorspools K., CO 2 Weekly, 16/10/ 06). Toch mag deze prijscrash niet vergeleken worden met de crash van mei Deze keer is de daling vooral te wijten aan gedaalde grondstoffenprijzen. De daling van de CO 2 -prijs wijst erop dat participanten op de elektriciteitsmarkt op zoek zijn naar manieren om emissies te reduceren (Voorspools K., CO 2 Weekly, 02/10/ 06) Eind 2006 begin 2007 Na de tweede prijscrash bleef de koers van het EUA 2006 en EUA 2007 contract in de maand september en oktober rond de 11 à 12/tCO 2 schommelen. Er zijn een aantal redenen voor deze trend: - vooreerst is er sterke interesse aan de buy side van zodra de prijs onder de 12/tCO 2 zakt. - marktpartijen uit de industrie (globaal gezien long) accepteren stilaan het nieuwe prijsniveau. - meer en meer partijen beslissen hun emissierechten te verkopen vooraleer de prijs verder zakt (Climate Corporation, 06/10 06) Het EUA 2008 en EUA 2009 contract schommelen in een nauwe band rond de 15 à 16/tCO 2. Vanaf eind oktober beginnen de spot prijs, het EUA 2006 en EUA 2007 contract aan een vrijwel continue daling, volledig los van de fundamentals. De prijs van fase I contracten koppelt zich volledig los van de energie markt (elektriciteit, olie, gas en kolen) het EUA 2006 contract daalde met ± 30 cent/tco 2, terwijl het Duitse basload cal07 contract 1,1/MWh e steeg. Dit werd door verschillende partijen aangegrepen om emissierechten te verkopen, met dalende prijzen tot gevolg (Climate Corporation, 03/11/ 06). Bovendien stijgt het aanbod omdat bedrijven hun overschot aan emissierechten vóór het einde van het jaar willen verkopen (Voorspools K., CO 2 Weekly 06/11/ 06). De vrees voor verder dalende prijzen zette een verkoopgolf in gang (Voorspools K., CO 2 Weekly 13/11/ 06). Daarnaast is ook de vraagzijde bearish. Tot voor kort zorgden elektriciteitscentrales voor een continue vraag naar emissierechten door hun CO 2 exposure in te dekken van zodra forward stroomcontracten afgesloten worden. Eind 2006 hebben de meeste elektriciteitscentrales hun posities voor fase I ( ) echter reeds ingedekt, waardoor de vraagzijde grotendeels wegvalt (Climate Corporation, 03/11/ 06). Als tweede reden waarom de vraag naar EUA s daalt kan gewezen worden op de milde weersomstandigheden (Climate Corporation, 27/10/ 06). Men merkt een toegenomen volatiliteit in fase I contracten eind 2006 (Voorspools K., CO 2 Weekly 17/11/ 06). Het EUA 2006 contract verviel op 18 december 2006 met een eindwaarde van 6,60/tCO 2. gemiddeld worden zo n 4 à 5 miljoen EUA s per dag verhandeld (Voorspools K., CO 2 Weekly 06/11/ 06). Het EUA 2008 en EUA 2009 contract beweegt tot begin december in de omgekeerde richting, waardoor de spread tussen beide vergrootte. Bovendien merkt men dat gradueel het percentage verhandelde fase II contracten stijgt. Eind november zijn 60% van alle OTC-contracten fase II contracten (LEBA) (Voorspools K., CO 2 Weekly 27/11/ 06). De stijging van het EUA 2008 en EUA 2009 contract werd vooral gedreven door de berichtgevingen omtrent de NAP s voor fase II ( ). In afwachting van negatief 33

46 Hoofdstuk 4: Event study antwoord van de Europese Commissie op 29 november, besloot Duitsland reeds op 24 november om in fase II jaarlijks 17 miljoen ton minder te alloceren dan vooropgesteld in het NAP. Hierop reageerde het EUA 2008 contract met een stijging van ± 1/tCO 2 (Voorspools K., CO 2 Weekly 27/22/ 06). Op 29 november besliste de Europese Commissie over 10 NAP s fase II (Duitsland, Griekenland, Ierland, Letland, Litouwen, Luxemburg, Malta, Slowakije, Zweden en het Verenigd Koninkrijk). Samen zijn deze landen goed voor 42% van de emissierechten in fase I (Climate Corporation, 01/12/ 06). Het plan van het Verenigd Koninkrijk werd aanvaard; alle andere plannen werden afgekeurd (Voorspools K., CO 2 Weekly 4/12/ 06). Deze nieuwsmelding zorgde voor hoge volatiliteit in het EUA 2008 contract. Tegen het einde van de week noteerde het EUA 2008 contract 1,3/tCO 2 hoger ( 19,6/tCO 2 op 1 december 2006). In totaal moet ± 7% minder gealloceerd worden dan wat voorgesteld werd in de NAP s en ± 7% minder dan de geverifieerde emissies in Hiermee wil de Europese Commissie duidelijk maken dat het de Kyoto doelstelling wil halen: EU commissaris van milieu Stavros Dimas: Todays decisions send a strong signal that Europe is fully committed to achieving the Kyoto target and making the EU ETS a success. The Commission has assessed the plans in a consistent way to ensure equal treatment of Member States and create the necessary scarcity in the European carbon market. Fase II contracten reageerden bullish op deze berichten. Fase I contracten daarentegen reageerden bearish op de beslissing dat banking tussen fase I en II streng gecontroleerd wordt: Banking is allowed only if it does nog lead to an allocation beyond the total allocation approved by the Commissions for the second trading period. Frankrijk en Polen zijn de enige landen die eventueel emissierechten kunnen overdragen van fase I naar fase II (Climate Corporation, 01/12/ 06 en Voorspools K., CO 2 Weekly 04/12/ 06). Na het tijdelijk hoogtepunt van 19,6/tCO 2 (EUA 2008 contract) laten het EUA 2008 en EUA 2009 contract zich ook beïnvloeden door de alsmaar dalende spot prijs en EUA 2007 prijs (Voorspools K., CO 2 Weekly 18/12/ 06). Negatief marktsentiment is de belangrijkste prijsdrijver. Berichtgevingen over afgekeurde fase II NAP s slagen er niet meer in fase II contracten te ondersteunen en de EUA 2008 prijs zakt tot een dieptepunt van 12,25/tCO 2 op 20 februari. Enkel de evolutie van het Duitse baseload cal08 contract lijkt de fase II contracten nog wat sturing te geven (Climate Corporation, 02/02/ 07, 16/02/ 07 en 23/02/ 07). Desondanks wordt algemeen verwacht dat fase II short zal zijn, d.w.z. men verwacht schaarste in de markt. Fortis schat dat de jaarlijkse uitstoot in fase II 300 miljoen ton hoger ligt dan de allocatie. De jaarlijkse CER/ERU instroom wordt geschat op 100 à 200 miljoen ton per jaar (Voorspools K., CO 2 Weekly 08/01/ 07). 34

47 Hoofdstuk 4: Event study De switch level op basis van zomer 2008 gas en kolen futures 8 bedraagt 26/tCO 2. Switch levels zijn een goede benchmark voor de CO 2 -prijs indien de markt short is, en indien fuel switching plaatsvindt in de zomer. De prijs van het EUA 2008 contract ligt daar nog ± 8/tCO 2 onder, wat er op wijst dat elektriciteitsmaatschappijen zich zo ver in de toekomst nog niet indekken voor hun CO 2 exposure (Voorspools K., CO 2 Weekly 22/12/ 06). Vanaf 20 februari pikt de trend van fase II contracten de draad weer op en laat zich opnieuw leiden door de fundamentals. De prijs van fase II contracten herstelt langzaam (Climate Corporation, 09/03/ 07). Aangezien fase II algemeen short verwacht wordt, moet de prijs van emissierechten minstens de switch level bereiken om elektriciteitscentrales een incentive te geven te switchen van kolen naar gas. Deze switch level bedroeg ± 20/tCO 2 in de week van 12/03/ 07 (Voorspools K., CO 2 Weekly, 12/03/ 07). Fase I contracten zijn ondertussen hopeloos verloren en schommelen reeds geruime tijd rond de 1/tCO 2. Reden hiervoor is de overallocatie in fase I en de restricties op banking van fase I naar fase II. De volatiliteit van fase I contracten is echter zeer hoog. Bovendien heeft 34% van alle OTC-contracten nog steeds betrekking op fase I (LEBA, Voorspools K., CO 2 Weekly, 12/03/ 07). Op twee april bereikte nieuws over de geverifieerde emissies van 2006 de markt. Het CITL gaf data vrij van 22 landen van de EU27, samen goed voor 92% van de installaties. Eén bron schatte de emissies in % lager in dan de allocatie in Daarop daalde de spot prijs van 1,4/tCO 2 tot een dieptepunt van 0,9/tCO 2. Ook de prijs van fase II contracten daalde (van 16,83/tCO 2 tot 15,93/tCO 2 ) omdat een overschatting van emissies in 2006 impliceert dat voorspellingen voor fase II te ruim zijn. Dagelijks werden ongeveer 7,4 miljoen emissierechten verhandeld. Op twee april was dit zelfs 11,4 miljoen (Voorspools K., CO 2 Weekly, 3/04/ 07). Na de crash daalde de liquiditeit tot ongeveer 4 miljoen emissierechten verhandeld per dag. De prijs van fase I contracten daalde verder, en de prijs van fase II contracten herpakt zich tot 17,8/tCO 2 (EUA 2008) op 16 april (Voorspools K., CO 2 Weekly, 16/04/ 07). 8 Kolencentrale met efficiëntie 38% en gascentrale met efficiëntie 50%. 35

48 Hoofdstuk 4: Event study Figuur 4.15: Allocatie EUA's in vergelijking met geverifieerde emissies in 2006 (miljoen ton CO 2 ) Miljoenen Toegewezen rechten 2006 Geverifieerde emissies AUT BEL CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA GBR GRC HUN IRL ITA LTU LUX LVA NLD POL PRT SVK SVN SWE TOTAAL Bron: Eigen weergave op basis van gegevens CITL (2007) 4.8. Besluit Hoewel de historiek van de Europese CO 2 -markt nog relatief kort is, hebben zich toch al enkele opmerkelijke bewegingen voorgedaan in de markt. Uit deze analyse kunnen bovendien enkele algemene observaties over de prijsdrijvers opgetekend worden. Wanneer men de koersbeïnvloedende factoren wil rangschikken volgens hun invloed, moet men een onderscheid maken tussen zomer en winter (Climate Corporation, 07/04/ 06). In de winter geldt: 1. Politieke beslissingen 2. Energie (vooral Duitse energieprijzen op EEX) 3. Weersomstandigheden (temperatuur) 4. Gas (UK winter gas prijs) 5. (Olie) In de zomer geldt: 1. Politieke beslissingen 2. Duitse energie en UK zomer gas prijzen (de mogelijkheid om te switchen van kolen naar gas) 3. (Olie) 4. Weersomstandigheden (regen/wind) Daarnaast werd duidelijk dat er een interessante relatie bestaat tussen de CO 2 -prijs en de elektriciteitsprijs. Dit topic wordt verder uitgewerkt in hoofdstuk 5. Daar zal blijken dat de relatie tussen gas-, kolen-, olie- en CO 2 -prijzen verband houdt met de elektriciteitsmarkt. 36

49 Hoofdstuk 4: Event study Tenslotte moet opgemerkt worden dat CO 2 -prijzen vrij snel en sterk reageren op nieuwe marktinformatie. Indien nieuwe marktinformatie onmiddellijk in de koers verwerkt wordt (en niet in verschillende stapjes) is de CO 2 -markt efficiënt is vanuit informatiestandpunt. De efficiëntie van de CO 2 -markt vanuit informatiestandpunt wordt in detail behandeld in hoofdstuk 6. 37

50 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt 5. Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt In de event study werd reeds duidelijk dat er een interessante relatie bestaat tussen CO 2 -prijzen en elektriciteitsprijzen. Het beste bewijs voor deze relatie is de prijscrash van begin mei Toen de koers van CO 2 met 10/tCO 2 daalde, zakte ook de Duitse elektriciteitsprijs met 5 à 10/MWh e (Reinaud J., 2007, p.6). De uitstoot van broeikasgassen van de energiesector maakte in % uit van het totaal in de EU15 (EEA, 2006). In de eerste fase van het EU ETS was de energiesector de sector met het grootste deel CO 2 -emissies. Het aandeel bedraagt meer dan 50% van de totale CO 2 -emissies in het systeem. (Reinaud J., 2007, p.16) Dit gegeven is zeer belangrijk aangezien het verklaart waarom een verband tussen beide markten mogelijk is. Het opzet van dit hoofdstuk bestaat erin na te gaan hoe de CO 2 -markt en elektriciteitsmarkt met elkaar interageren. In paragraaf 5.1. wordt theoretisch nagegaan hoe het EU ETS van invloed is op elektriciteitsprijzen, en in paragraaf 5.2. wordt een overzicht gegeven van het bestaand empirisch onderzoek inzake de transmissie van CO 2 -kosten in stroomprijzen. In paragraaf 5.3. wordt duidelijk hoe de elektriciteitsmarkt in de praktijk werkt en wat de invloed van de marktstructuur en de prijsvorming is op het verband tussen CO 2 en elektriciteit. Dit moet duidelijk maken dat er geen universeel antwoord is op de vraag hoe het EU ETS van invloed is op elektriciteitsprijzen. Het liberaliseringsproces is nog niet voltooid, waardoor er niet ééngemaakte Europese elektriciteitsmarkt bestaat, maar wel verschillende kleinere markten met eigen regelgeving. Ten tweede gebeurt de prijszetting in de Europese elektriciteitsmarkt niet overal opdezelfde manier. Het is daarbij onmogelijk data te verzamelen over de prijszettingstrategie op elektriciteitsmarkten, de marginale centrale, Ten derde beïnvloeden verschillende andere factoren de elektriciteitsprijs, zoals bijvoorbeeld de gasprijzen. Al deze factoren zorgen ervoor dat het zeer moeilijk is om het verband tussen CO 2 -prijzen en elektriciteitsprijzen te achterhalen (Reinaud J., 2007, p.6). In paragraaf 5.4. worden, rekening houdende met de informatie in paragraaf 5.3., de bestaande empirische methoden herbeken en geëvalueerd. Vooraleer van start te gaan met de theorie, moet erop gewezen worden dat volgens de economische theorie van emissiehandel de gestegen CO 2 -kost doorgerekend moet worden in de eindprijs. Op die manier wordt aangezet tot minder energieverbruik en worden propere technologiën gestimuleerd. Enkel dan is emissiehandel een kosten-efficiënte manier om emissies te reduceren (Reinaud J., 2007, p.5). In hoofdstuk 6 komt een tweede voorwaarde aan bod die voldaan moet zijn vooraleer men kan spreken van kosten-efficiënte emissiehandel, nl. de CO 2 -markt moet een efficiënte markt zijn. 38

51 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt 5.1. Theoretische verklaring voor de transmissie van CO 2 -prijzen in stroomprijzen Prijsvorming in een perfect competitieve elektriciteitsmarkt Elektriciteit kan worden opgewekt uit verschillende primaire energiebronnen. Zo is er kernenergie, waterenergie, windenergie, energie opgewekt uit bruinkool, kolen, gas, Elke soort installatie wordt geconfronteerd met verschillende kosten. De korte termijn marginale kost geeft aan met hoeveel de totale kost wijzigt als de output met één eenheid wijzigt. De korte termijn wijst erop dat wijzigingen in de kapitaalstock van de elektriciteitscentrale niet in rekening gebracht worden. In de korte termijn marginale kost worden enkel variabele kosten opgenomen, zoals bijvoorbeeld brandstofkosten en onderhoudskosten van de centrale. Op lange termijn worden wijzigingen in de kapitaalstock wel in rekening gebracht. De lange termijn marginale kost bevat daarom ook vaste kosten en investeringskosten (Reinaud J., 2005a, p.xii). In een perfect competitieve markt geeft de korte termijn marginale kost de ondergrens van de elektriciteitsprijs weer: centrales zullen op korte termijn geen elektriciteit produceren als de marktprijs het niet mogelijk maakt de variabele kosten te vergoeden. Men kan de prijsvorming op zo een markt best voorstellen op basis van vraag en aanbodcurven. Elektriciteitsproducenten bieden bepaalde hoeveelheden elektriciteit aan tegen bepaalde prijzen. Iedere producent heeft zo zijn eigen aanbodcurve. Voor elke producent komt deze aanbodcurve overeen met de merit order van de installaties in zijn systeem, gerangschikt van de goedkoopste installatie (vb. een waterkrachtinstallatie) tot de duurste installatie (vb. een gascentrale) in termen van korte termijn marginale kosten (zie figuur 5.1). De markt aanbodcurve wordt geconstrueerd door horizontale sommatie van de individuele aanbodcurven. Consumenten geven prijzen op waartegen zij bereid zijn elektriciteit te kopen. Dit resulteert in een vraagfunctie. In figuur 5.1 worden twee bijna verticale (inelastische) vraagfuncties weergegeven; één voor piekuren en één voor daluren. De markt vindt zijn evenwicht op het punt waar vraag- en aanbod elkaar snijden. Naarmate dat de vraag varieert gedurende de dag, zal ook de marginale centrale en dus ook de marktprijs variëren gedurende de dag. Wanneer de vraag zeer laag is zullen enkel nucleaire installaties werken om de vraag te voldoen, terwijl op andere momenten van de dag ook duurdere kolencentrales zullen ingezet worden, waarna ook gascentrales en uiteindelijk oliecentrales zullen ingezet worden (Reinaud J., 2005a, p.xii en Scheepers M.J.J. et al., 2003, p.16). 39

52 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Figuur 5.1: Prijszetting in een perfect competitieve elektricteitsmarkt Bron: Scheepers M.J.J. et al., 2003, p.16 Er is bovendien een dieperliggende verklaring voor de merit order curve. Voor een elektriciteitsproducent is het voordelig om te investeren in verschillende soorten elektriciteitscentrales. Enerzijds zijn baseload centrales met marginale kosten beneden de marktprijs nodig om voor voldoende producentensurplus te zorgen en zo de vaste kosten te betalen. Anderzijds zijn ook centrales nodig met hogere marginale kosten om de marktprijs te zetten en voor producentensurplus te zorgen. In de huidige marktomstandigheden zijn gascentrales nodig om de prijzen te bepalen, terwijl kolencentrales, nucleaire centrales en hernieuwbare energie zorgt voor voldoende producentensurplus. Daarenboven is diversificatie in verschillende types centrales een manier om zich in te dekken tegen schommelingen in grondstoffenprijzen en CO 2 -prijzen (Voorspools K., 2007, p.3). Grote elektriciteitsproducenten werken dagelijks met mixed integer lineair programming (MILP) programma s om het gebruik van de verschillende types centrales te optimaliseren. Deze programma s zorgen ervoor dat het productie portfolio geoptimaliseerd wordt op basis van de marginale kosten in een compexe omgeving met verschillende parameters: verschillende brandstofkosten, minimale draaiduur van een centrale, verschillende prijzen op de markt, (Reinaud J. 2005b, p.48) De transmissie van CO 2 -prijzen in de prijs van elektriciteit CO 2 -emissierechten zijn een schaars goed. Een elektriciteitscentrale heeft daarom de keuze tussen twee opties: - ofwel worden de emissierechten gebruikt om de uitstoot van de centrale te dekken - ofwel reduceert de centrale zijn emissies en kunnen de overtollige emissierechten verkocht worden. Omwille van deze logica zullen elektriciteitsproducenten de opportuniteitskost (de optie om een emissierecht te verkopen) van een emissierecht meerekenen in hun productiekost. Bijgevolg zorgt de introductie van het EU ETS voor een toename van de variabele kost, en dus een toename van de korte termijn marginale kost. Voor iedere ton CO 2 die uitgestoten wordt moet immers een emissierecht voorgelegd kunnen worden (Reinaud J., 2005a, p.xii en Reinaud J., 2007, p.22). 40

53 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Figuur 5.2 toont de merit order van een elektriciteitscentrale, (a) zonder CO 2 -kost en (b) met CO 2 -kost. Luik (b) toont dat door het in rekening brengen van de opportuniteitskost van CO 2 de variabele kosten van elektriciteitsproductie gestegen zijn. Met relatieve prijzen zoals aangenomen in deze figuur leidt dit tot een wijziging in de merit order, nl. de fuel switch. Deze fuel switch zal niet altijd plaatsvinden, maar is afhankelijk van de relatieve prijzen van kolen, gas, de efficiëntie van de centrale, en de prijs van de CO 2 - emissierechten. Toch zal, onafhankelijk of fuel switch plaatsvindt, de kost van elektriciteitsproductie toenemen. Indien men veronderstelt dat de vraag niet perfect elastisch is, zal dit resulteren in een stijging van de elektriciteitsprijs (Riechmann et al., 2006, p.9). Hierbij moet opgemerkt worden dat enkel de CO 2 - component van de marginale centrale een rol speelt in de prijszetting op de elektriciteitsmarkt; de totale CO 2 -uitstoot speelt hierbij geen rol (Voorspools K., 2007, p.3). Figuur 5.2: Merit order met en zonder carbon kost Bron: Sijm J.P.M. et al., 2005, p.45 Door het in rekening brengen van de opportuniteitskost van CO 2 stijgt de kostprijs van centrales die CO 2 uitstoten. Elektriciteitscentrales rekenen deze gestegen kost door in de prijzen. Deze gestegen prijs is echter niet alleen van toepassing op de marginale centrale, maar ook op alle andere installaties. Aangezien vb. waterkrachtinstallaties en installaties op basis van windenergie geen CO 2 uitstoten zullen deze installaties voordeel halen uit het de hogere elektriciteitsprijs. Dit zorgt immers voor een stijging van het producentensurplus. In de literatuur staat dit bekend als windfall profits (Reinaud J., 2005a, p. xiii en Sijm J.P.M. et al., 2006b, p.51-52). In hoofstuk 7 wordt hier dieper op ingegaan. De stijging van het producentensurplus als gevolg van de CO 2 -kost vormt voor elektriciteitsproducenten een bijkomende incentive om meer te investeren in hernieuwbare energie met lage marginale kosten (Voorspools K., 2007, p.3). Het International Energy Agency (IEA) heeft de korte termijn marginale kosten berekend voor de verschillende soorten elektricitietscentrales in de EU15. Vervolgens werd de marginale kost van de verschillende centrales berekend wanneer rekening gehouden wordt met een CO 2 -prijs van 20/tCO 2. Op 41

54 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt die manier heeft men de merit order (met en zonder CO 2 -kost) geconstruceerd, weergegeven in figuur 5.3. Details van de berekeningen zijn te vinden in Reinaud J. (2003). Figuur 5.3: Merit order van de Europese elektriciteitsmarkt en de impact van een CO 2 -prijs van 20/tCO 2 Bron: International Energy Agency, 2003, p.19 Meer algemeen heeft de introductie van het EU ETS vier mogelijke gevolgen voor de elektriciteitsmarkt (Riechmann et al., 2006, p.8): 1. Er is een fuel-switch mogelijk van installaties met hoge CO 2 -uitstoot (vb. kolencentrales) naar installaties met lagere CO 2 -uitstoot (vb. gascentrales). Op korte termijn kan de introductie van het EU ETS leiden tot een grotere benutting van gascentrales en een lagere benutting van kolencentrales. Op langere termijn zijn investeringen in centrales met een lagere CO 2 -uitstoot mogelijk en kunnen centrales met te hoge uitstoot ontmanteld worden. Of deze fuel switching daadwerkelijk zal gebeuren is afhankelijk van de schaarste op de markt van emissierechten en hun prijs, de relatieve grondstoffenprijzen en de efficiëntie van de centrales (zie paragraaf ). 2. Retro-fitting is mogelijk. Dit betekent dat de bestaande installatie minder CO 2 zal uitstoten door het toepassen van een milieuvriendelijker technologie. Er wordt niet overgegaan op een andere grondstof. 3. De vraag naar energie en CO 2 -intensieve producten kan dalen door een toename van de prijs van deze producten. 4. Tenslotte kan ook de import van elektriciteit toenemen van regio s in de omgeving van de EU maar die niet onder het EU ETS vallen, of kan de export van elektriciteit afnemen naar regio s buiten de EU. 42

55 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Determinanten van de pass-through rate Er werd reeds gezegd dat het al dan niet optreden van fuel switching ondermeer afhankelijk is van de prijs van de grondstoffen en de prijs van emissierechten. Dit betekent tevens dat de elektriciteitsprijs elk uur kan wijzigen doordat de kostprijs van de marginale centrale wijzigt. Eveneens kan het bedrag waarmee de elektriciteitsprijs toeneemt wijzigen omdat de opportuniteitskost van CO 2 emissierechten elk uur kan wijzigen. Bijgevolg wordt de CO 2 -kost pass-through door Sijm J.P.M. et al. (2006b, p.50-51) gedefinieerd als de gemiddelde toename van de elektriciteitsprijs gedurende een bepaalde periode omwille van de toename in de CO 2 -prijs. Een aantal factoren zijn van invloed op de pass-through rate. De belangrijkste zijn: de marktvorm, de prijselasticiteit van de vraag naar elektriciteit en marktregulering De marktvorm Het idee dat de pass-through rate afhankelijk is van de marktvorm wordt door verschillende auteurs naar voor gebracht. In Sijm J.P.M. et al. (2005, p ) en Riechmann et al. (2006, p.10-12) vindt men een theoretische uitwerking van de invloed van de marktvorm op basis van klassieke micro-economie. Hier worden enkel de twee uiterste gevallen van monopolie en perfecte concurrentie beschouwd. Figuur 5.4 toont de reactie van een elektriciteitsproducent in monopolie op een toename van de marginale kosten (van MC 1 naar MC 2 ), bijvoorbeeld veroorzaakt door het in rekening brengen van de opportuniteitskost van CO 2. De monopolist maximaliseert zijn winst waar marginale opbrengsten gelijk zijn aan marginale kosten. Het gevolg is een prijsstijging van P 1 naar P 2, wat lager ligt dan de stijging van de marginale kosten. Figuur 5.4: CO 2 -kost pass-through in een monopoliesituatie Bron: Riechmann et al., 2006, p.11 Figuur 5.5 toont de reactie van een elektriciteitsproducent in perfecte concurrentie op een toename van de marginale kosten (van MC 1 naar MC 2 ). De toename in de marginale kosten is dezelfde voor alle marktpartijen. Opnieuw wordt het optimale punt gevonden waar marginale opbrengsten marginale kosten snijden. In dit geval zijn marginale opbrengsten gelijk aan de marktvraag. Elke speler in de markt zal zijn prijs evenveel laten toenemen. Indien de prijs meer wordt opgedreven dan de marktprijs, zou deze speler 43

56 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt zijn marktaandeel volledig verliezen. Ook prijzen lager dan de marktprijs zijn niet rationeel. Alle marktpartijen zullen bijgevolg de CO 2 -kost volledig opnemen in de marktprijs, met als resultaat een volledige (100%) pass-through van de CO 2 -kost. De daling van de vraag naar elektriciteit als gevolg van de prijsstijging wordt bepaald door de prijselasticiteit van de vraag, maar dit heeft geen effect op de mate van pass-through. Figuur 5.5: CO 2 -kost pass-through bij perfecte concurrentie Bron: Riechmann et al., 2006, p.11 Tussen deze twee uitersten van monopolie en perfecte concurrentie kan met nog andere marktvormen onderscheiden, zoals duopolie en oligopolie. De analyse in deze marktvormen leidt tot dezelfde conclusie, nl. dat meer competitie in de markt (groter aantal aanbieders) zorgt voor een grotere transmissie van CO 2 -prijzen in elektriciteitsprijzen. Deze conclusie is tegengesteld aan wat men intuïtief zou verwachten. Het is te verklaren door het feit dat naarmate de markt competitiever wordt, de prijzen veel meer de onderliggende kosten weerspiegelen. In competitieve markten, zorgt winstmaximalisatie voor prijzen gelijk aan marginale kosten. Bijgevolg zullen, ceteris paribus, CO 2 -kosten volledig doorgerekend worden in de prijzen. In minder competitieve markten zoals een monopolie, zijn de prijzen reeds hoog omwille van de mark-up boven de marginale kosten. De toename van de marginale kosten zorgt dan deels voor een stijging in de prijzen, en deels voor een reductie van de mark-up boven marginale kosten (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.40 en p.99) Prijselasticiteit van de vraag naar elektriciteit Naast de marktvorm speelt ook de gevoeligheid van de vraag naar elektriciteit voor prijswijzigingen, m.a.w. de prijselasticiteit van de vraag een belangrijke rol. Deze elasticiteit is algemeen laag voor gezinnen en kleine bedrijven en is groter voor energie-intensieve industrie. Bovendien is de elasticiteit groter op lange termijn dan op korte termijn. Algemeen is de prijselasticiteit hoger indien consumenten de mogelijkheid en bereidheid hebben om te veranderen van energieleverancier (Sijm J.P.M. et al. 2005, p.43). Onderstaande figuur toont de invloed van de prijselasticiteit van de vraag op de pass-through rate. Indien de vraag inelastisch is, wordt de toename van de marginale kosten (de CO 2 -kost) volledig doorgerekend in de prijzen. Indien de vraag elastisch is, zoals in het tweede deel van de figuur, zal de 44

57 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt prijsstijging kleiner zijn dan de toename van de marginale kosten (Sijm J.P.M. et al., 2005, p en Reinaud J., 2007, p.23). Figuur 5.6: Invloed van de prijselasticiteit van de vraag op de pass-through rate Bron: Sijm J.P.M. et al., 2005, p Marktregulering In sommige Europese landen (vb. Ierland, Italië en Spanje) heeft de regering aangekondigd dat er beperkingen zouden ingevoerd worden op de toename van elektriciteitsprijzen ten gevolgde van het EU ETS (Reinaud J., 2007, p.23). Men wou zo voorkomen dat elektriciteitsproducenten windfall profits zouden realiseren op basis van emissierechten die gratis werden toegewezen (Sijm J.P.M. et al., 2005,p. 41). Op basis van een eenvoudige grafiek kan aangetoond worden dat dergelijke vorm van marktregulering niet verhindert dat er windfall profits gerealiseerd worden. Figuur 5.7: invloed van marktregulering op de pass-through rate Bron: Sijm J.P.M. et al., 2005, p.42 Wanneer door de introductie van het EU ETS de marginale productiekosten toenemen (S 0 verschuift naar boven tot S 1 ), zorgt dit normaliter voor een toename van de prijs (van P 0 naar P 1 ) en een afname van de geproduceerde elektriciteit (van Q 0 naar Q 1 ). In het geval van marktregulering wordt de prijs beperkt tot P r. Elektriciteitsproducenten zullen hun productie laten afnemen tot Q s. Hoewel de prijs P r bedraagt, is de opportuniteitskost nog steeds volledig doorgerekend. Het verschil is dat door de daling in productie de 45

58 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt andere marginale kosten gedaald zijn, maar niet de CO 2 pass-through rate (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.42) Overzicht van de empirische literatuur In deze paragraaf wordt een overzicht gegeven van het bestaand empirisch onderzoek naar de passthrough rate van CO 2 -prijzen naar stroomprijzen. Bovendien worden de bestaande methodes beoordeeld op hun merites. Vooraleer dieper in te gaan op de details van de onderzoeken is het interessant enkele veel gebruikte termen nader te verklaren. Men kan volgende componenten van de elektriciteitsprijs onderscheiden: De spark spread is het verschil tussen de marktprijs van elektriciteit en de kost verbonden aan de aankoop van gas om deze elektriciteit te kunnen opwekken. Analoog is de dark spread gelijk aan het verschil tussen de marktprijs van elektriciteit en de kost verbonden aan de aankoop van kolen om deze elektriciteit te kunnen opwekken. Spark en dark spreads worden gebruikt om te bepalen welke energiebron het voordeligst is om elektriciteit op te wekken. Als de dark spread groter is dan de spark spread, zullen elektriciteitsproducenten verkiezen om een kolencentrale te gebruiken boven een gascentrale. Als de spark spread groter wordt dan de dark spread zal de voorkeur gegeven worden aan een gascentrale. De carbon-adjusted dark- en spark spreads of clean dark- en spark spreads (Sijm J.P.M., 2005, p.54) worden bekomen door de prijs van EUA s (in /tco 2 ) samen met de uitstoot van de centrales (in tco 2 /MWh e ) in rekening te brengen. Aangezien bij de verbranding van kolen ongeveer 2 keer zoveel CO 2 vrijkomt als bij de verbranding van gas, is de CO 2 -component van een kolen centrale ongeveer 2 keer zo groot als die van een gas centrale (Voorspools K., 2006b, p. 4545). Figuur 5.8 toont in paneel (a) de componenten van de elektriciteitsprijs voor een gascentrale, eerst zonder en dan met CO 2 -component. Paneel (b) toont hetzelfde maar dan voor een kolencentrale. 46

59 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Figuur 5.8: Componenten van de elektriciteitsprijs Bron: Voorspools K., 2006b, p Grafische analyse Sijm J.P.M. et al. (2005, p.51-54) analyseren de relatie tussen CO 2 en stroomprijzen voor Nederland en Duitsland. In figuur 5.9 worden niet alleen stroom- en CO 2 -prijzen weergegeven, maar ook brandstofkosten en CO 2 -kosten 9. De linkerfiguur toont de peakload stroomprijzen in Duitsland in relatie tot de kolen kostcomponent (in /MWh e ) en CO 2 -kost (in /MWh e ), terwijl de rechterfiguur de peakload stroomprijzen in Nederland toont in relatie tot de CO 2 -kost (in /MWh e ) en de kost van gas (in /MWh e ). De sterke correlatie tussen stroomprijzen en CO 2 -prijzen valt op in beide grafieken. In Duitsland bleef in de periode januari-juli 2005 de kost van kolen relatief stabiel (rond de 16/MWh e ). De CO 2 -kost van kolencentrales steeg in deze periode van ongeveer 6/MWh e in januari tot 18/MWh e in juli. Aangezien de stroomprijs in die periode gestegen is van 47/MWh e tot 57/MWh e, leiden Sijm J.P.M. et al. hieruit af dat 83% (=(10-0)/12) van de CO 2 -kost van kolencentrales wordt doorgerekend in de Duitse stroomprijs. In Nederland steeg de gascomponent van 33/MWh e tot 50/MWh e. De CO 2 -kost van gascentrales steeg van 4 tot 10/MWh e. De stroomprijs steeg van 52/MWh e tot 72/MWh e. Hieruit wordt afgeleid dat 50% (=(20-17)/6) van de CO 2 -kost van gascentrales werd doorgerekend in de Nederlandse stroomprijzen. 9 De CO 2 -kosten werden berekend door uit te gaan van een efficiëntie van 40% voor een kolencentrale en 42% voor een gascentrale, een emissiefactor van resp. 0,85 en 0,48 tco 2 /MWh, en opportuniteitskosten van kolen of gas worden volledig in rekening gebracht. 47

60 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Figuur 5.9: Stroomprijzen ( /Mwh e ), CO 2 -prijzen ( /tco 2 ) en brandstofkosten ( /Mwh e ) in Duitsland en Nederland (forward cal 2006, januari-juli 2005) Bron: Sijm J.P.M. et al., 2005, p Bij deze methode rijzen twee vragen. Ten eerste is de vergelijking van januari met juli methdologisch niet helemaal correct. Januari ligt in de winter (hoge vraag naar elektriciteit en dus hoger in de merit order ) en juli in de zomer (lage vraag naar elektricteit en dus lager in de merit order ). Het is bijgevolg zeer waarschijnlijk dat de marginale centrale in beide periodes verschillend is. Ten tweede is het zeer onwaarschijnlijk dat in piekuren kolencentrales de marginale centrale zijn in Duitsland Correlatie tussen CO 2 -prijzen en elektriciteitsprijzen Riechmann et al. (2006, p.15-20) onderzoeken de invloed van de CO 2 -prijs op de elektriciteitsprijs door na te gaan in welke mate de CO 2 -prijs en elektriciteitsprijs gecorreleerd zijn. Ze gaan dit na in competitieve elektriciteitsmarkten, omdat, zoals boven aangetoond, de pass-through van CO 2 -prijzen naar elektriciteitsprijzen zich vooral voordoet in competitieve markten. Uit onderzoek van de Europese Commissie is gebleken dat de elektriciteitsmarkten van het Verenigd Koninkrijk, Nederland en Scandinavië relatief competitief zijn. Bovendien gaan Riechmann et al. ervan uit dat de prijszetting in deze markten gebeurt op basis van de variabele kosten. Als motivatie hiervoor wordt verwezen naar het percentage elektriciteit dat opgewekt wordt vanuit gas en kolen, welke CO 2 uitstoten. In alle beschouwde landen wordt het merendeel van de elektriciteit opgewekt vanuit CO 2 uitstotende centrales. Er moet evenwel op gewezen worden dat deze redenering niet helemaal correct is. Het is vb. niet omdat het merendeel van de elektriciteit opgewekt wordt vanuit vanuit kolen, dat dit daarom ook de marginale centrale is. In theorie is één gascentrale tussen vele kolencentrales voldoende om als marginale centrale dienst te doen indien de prijszetting gebeurt op basis van marginale kosten. Er wordt gebruik gemaakt van forward contracten (cal06) voor zowel elektriciteit als CO 2, omdat korte termijn schommelingen in forward prijzen minder voorkomen dan in spot prijzen. Wat betreft elektriciteitsprijzen werd een onderscheid gemaakt tussen piek- en daluren, omdat de marginale centrale en dus de CO 2 -intensiteit van de elektriciteitsproductie kan variëren. De correlatie werd nagegaan tussen 48

61 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt CO 2 -prijzen en elektriciteitsprijzen, maar ook tussen CO 2 -prijzen en dark/spark spreads. Op die manier worden schommelingen in de prijs van gas of kolen gecontroleerd. Om te controleren voor het mogelijks verschillend effect van verschillende marginale centrales, werd de spark spread gerelateerd aan CO 2 - prijzen in piekperioden en de dark spread aan CO 2 -prijzen in dalperioden. Er wordt een sterke correlatie bekomen tussen CO 2 -prijzen en elektriciteitsprijzen voor de drie landen voor piek en daluren. Figuur 5.10 toont de correlatie van CO 2 -prijzen met stroomprijzen in piekuren in het Verenigd Koninkrijk. Figuur 5.10: Correlatie tussen CO 2 -prijs (cal06 in /tco 2 ) en elektriciteitsprijzen Verenigd Koninkrijk (cal06, piekuren, in /MWh e ) Bron: Riechmann et al., 2006, p Tabel 5.1: Correlaties tussen forward elektriciteitsprijzen en spreads cal06 - CO 2 -prijzen (cal06) Korrelationen Cal06 Whole year W/o 4th quarter UK: Peak prices vs. permit prices 91% 97% UK: Off-peak prices vs. permit prices 97% 98% UK: Spark spreads vs. permit prices (for peak hours) 89% 95% UK: Dark spreads vs. permit prices (for off-peak hours) 93% 95% NL: Peak prices vs. permit prices 91% 92% NL: Off-peak prices vs. permit prices 95% 96% Scandinavia: baseload prices vs. permit prices 97% 98% Bron: Riechmann et al., 2006, p Zoals uit tabel 5.1 blijkt is de correlatie tussen elektriciteitsprijzen of spreads en CO 2 -prijzen in alle gevallen hoger dan 90%. Riechmann et al. besluiten dus dat er een sterk empirisch verband is tussen CO 2 -prijzen en elektriciteitsprijzen in de Europese (competitieve) elektriciteitsmarkten. Wel valt op dat de correlatie minder sterk is in het vierde kwartaal van Riechmann verklaart dit doordat de leveringsdatum van het forward elektriciteitscontract naderde, wat betekent dat korte termijn ontwikkelingen invloed hebben op de forward koers. In het vierde kwartaal van 2005 voorspelde men een koude winter wat de forward prijs voor elektriciteit deed stijgen. 49

62 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Ook voor Duitsland werd de correlatie tussen CO 2 en stroomprijzen ( baseload ) nagegaan (VIK, 2006, p.7-8). De onderzochte periode loopt van 25/10/2004 tot 23/02/2006. De correlatie was zeer hoog de eerste jaarhelft van 2005 (tussen 1 maart en 15 juli bedroeg de correlatiecoëfficiënt 0,98). In de tweede helft van 2005 bleven de CO 2 -prijzen relatief constant en daalde de correlatie tot -0,24 (tussen 16 juli en 28 december). De eerste twee maanden van 2006 steeg de correlatie tot 0,92. Als mogelijke reden voor de lage correlatie in de tweede jaarhelft van 2005 wordt het opengaan van verschillende registers genoemd. Verschillende marktpartijen kregen hun emissierechten en begonnen die te verkopen. De markt raakte in de war. In de periode ervoor werden voornamelijk emissierechten aangeboden doordat emissies gereduceerd werden tot onder de allocatie (VIK, 2006, p.7-8). Toch betekent een lagere correlatie niet noodzakelijk dat de pass-through rate gedaald is. De correlatie kan immers gedaald zijn doordat andere factoren, bijvoorbeeld grondstoffenprijzen, in die periode belangrijker waren voor de stroomprijs (Reinaud J., 2007, p.24-25). Figuur 5.11: Correlatie tussen CO 2 -prijs ( /tco 2 ) en Duitse baseload stroomprijs ( day ahead, /Mwh e ) Bron: VIK, 2006, p.8 Nadeel van deze methode is dat een hoge correlatie niet noodzakelijk een aanwijzing is voor een hoge pass-through rate. Zelf bij een lage pass-through rate is het mogelijk dat er sterke correlatie is tussen CO 2 en stroomprijzen (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.52) Schatten van de (clean) dark/spark spread Een andere methode van Sijm J.P.M. et al. (2005, p.54-60) om de pass-through rate te schatten is te kijken naar de trend van de (clean) dark en spark spreads. Men gaat telkens de dark of spread spread uitzetten tegenover de tijd, bij verschillende veronderstellingen over de pass-through rate in de periode januari-juli 2005 tijdens piekuren. Voor Duitsland berekent men telkens de dark spread en voor 50

63 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Nederland telkens de spark spread. Men gaat uit van een efficiëntie van 40% voor een kolencentrale en 42% voor een gascentrale. In de twee bovenste grafieken wordt de dark en spark spread berekend waarbij 0% van de CO 2 -kost doorgerekend wordt in de prijzen. Zowel in Duitsland als in Nederland geeft de trendlijn een stijging aan, met een correlatiecoëfficiënt van 0,83 en 0,30 respectievelijk. Deze stijgende dark en spark spreads kunnen verklaard worden doordat een steeds groter deel van de CO 2 -kosten wordt doorgerekend in de prijs. De assumptie van een 0% pass-through rate kan dus verworpen worden. In de twee grafieken daaronder wordt een pass-through rate van 100% verondersteld. Dit maal leidt dit tot dalende dark en spark spreads. De correlatiecoëfficiënt is 0,42 en 0,54 respectievelijk. Dit geeft aan dat de CO 2 -kost niet volledig werd doorgerekend in de prijzen. In de onderste figuren gaat men uit van de assumptie dat men de correcte pass-through rate in de markt vindt indien de overeenstemmende trendlijn van de dark en spark spreads horizontaal ligt. Dat betekent de correlatiecoëfficiënt nul moet zijn. Op die manier bekomt men een pass-through rate van 73% in Duitsland en 39% in Nederland. Deze methode is echter op een aantal punten onbetrouwbaar. Ten eerste berekent men de trendlijn voor dark/spark spreads over een periode van 6 maand, terwijl het goed zou kunnen dat de dark/spark spreads seizoensgebonden zijn en bijvoorbeeld hoger zijn in de winter omdat dan de vraag naar elektriciteit hoger is en de capaciteitsbenutting groter is. Ten tweede worden er veronderstellingen gemaakt over de efficiëntie van de centrale. De pass-through rate varieert aanzienlijk als de efficiëntie van de centrale wijzigt. Ten derde is het niet duidelijk of de gebruikte data wel correct zijn. Bijvoorbeeld werd voor de gasprijs de GUTS genomen (Gas Union Trade & Supply). De GUTS prijs is gebaseerd op een index voor olie en gasprijzen, en is omwille van de gestegen olieprijzen sinds 2004 sterk gestegen. In realiteit worden in Nederland vaak lange termijn contracten afgesloten waarbij de prijs gebaseerd is op een index van olie en kolenprijzen. De geschatte trendlijn voor de dark/spark spreads op basis van de GUTS prijs wordt dus onderschat (Sijm et al., 2005, p.60). 51

64 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Figuur 5.12 : Dark en spark spreads ( /Mwh e ) voor verschillende pass-through rates in Duitsland en Nederland Bron: Sijm et al., 2005, p.60 Noot: efficiëntie kolencentrale 40%, efficiëntie gascentrale 42%, forward cal2006, januari-juli Econometrische schattingen van de pass-through rate Ook methoden uit de econometrie werden gebruikt om na te gaan of er een pass-through is van CO 2 - prijzen in elektriciteitsprijzen. Sijm J.P.M. et al. (2005) gaan vooreerst na in welke mate wijzigingen in de forward elektriciteitsprijs (year ahead) verklaard kunnen worden door wijzigingen in forward prijzen van 52

65 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt brandstoffen en CO 2 (periode januari-december 2005). Men gaat daarbij uit van de veronderstelling dat wijzigingen in de elektriciteitsprijs volledig verklaard kunnen worden door wijzigingen in brandstofkosten en CO 2 -prijzen, dat andere kosten, zoals operationele kosten of onderhoudskosten constant zijn gedurende de periode en dat de marktstructuur (vb. technologie of marktmacht) tijdens deze periode niet gewijzigd is. Volgende vergelijking wordt als basis genomen: P = α + β1co2 + β 2F + ε (5.1) t c, g t waarbij 10 P = forward elektriciteitsprijs (cal2006) in /MWh e CO 2 = CO 2 -kost in /MWh e (prijs EUA 2006 contract in /tco 2 vermenigvuldigd met een constante emissiefactor voor kolen/gas in tco 2 /MWh e ) F = brandstofkost (c staat voor kolen, g voor gas) in /MWh e c, g t t Tevens gaat men ervan uit dat wijzigingen in de brandstofkost volledig doorgerekend worden in de elektriciteitsprijs. Dit betekent dat de coëfficiënt β2 één verondersteld wordt. Vervolgens definieert men Y t als het verschil tussen de elektriciteitsprijs en de brandstofkost op tijdstip t, of m.a.w. de dark spread in het geval van een kolencentrale en de spark spread in het geval van een gascentrale. Vergelijking (5.2) is de regressievergelijking die geschat wordt, waarbij vooral de coëfficiënt β 1 van belang is: Y t = ( P F ) = α + β CO2 + ε (5.2) t c, g t 1 c, g t t Zoals vrij vaak het geval is bij tijdsreeksen, vertonen dat datareeksen autocorrelatie. Sijm J.P.M. et al. veronderstellen dat de storingsterm scheme, Gujarati D.M., 2003, p. 450) volgt: ε t een AR(1) proces (ook wel Markov first-order autoregressive ε + u met 1 < ρ < 1 (5.3) t = ρε t 1 t waarbij u t een white noise error term is. Indien de OLS methode gebruikt wordt in het geval van autocorrelatie heeft dit tot gevolg dat de geschatte coëfficiënten niet langer efficiënte schatters zijn, m.a.w. de variantie van de geschatte coëfficiënt is niet langer minimaal (Gujarati D.M., 2003, p.452). Om hieraan te verhelpen hanteert Sijm J.P.M. naast de OLS methode ook de Prais-Winston methode. 10 e staat voor elektriciteit. 53

66 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Tabel 5.2: Geschatte pass-through rates (%) voor Duitsland en Nederland (januari-juli 2005) Bron: Sijm J.P.M. et al., 2005, p.61 Uit de tabel blijkt dat de pass-through rates voor Duitsland variëren tussen de 42% en 72% en voor Nederland tussen de 40% en 53%. Als verklaring voor het lager pass-through percentage tijdens daluren moet erop gewezen worden dat tijdens daluren centrales ingezet worden die lager liggen in de merit order en vaak geen CO 2 uitstoten (vb. nucleaire centrales). In de studie werd ook de coëfficiënt ρ geschat. De bekomen waarden waren allemaal statistisch significant verschillend van één met waarden lager dan één. Dit bewijst dat er autocorrelatie aanwezig was waardoor de Prais-Winston methode waarschijnlijk betrouwbaarder resultaten geeft (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.62). In een vervolgstudie van Sijm J.P.M. et al. (2006a) probeert men verschillende alternatieve methodes uit. Ten eerste voert men naast een univariate regressie ook een multivariate regressie uit. In de univariate regressie werd aangenomen dat de pass-through rate van grondstoffenrprijzen op stroomprijzen 100% was. In multivariate regressie wijkt men af van deze veronderstelling en schat men volgende regressie vergelijking: S CO2 n = 1 + β 2Cn + β3 β C + ε Deze regressies geven echter onbetrouwbare resultaten omwille van de correlatie tussen gasprijzen en CO 2 -prijzen of tussen kolenprijzen en CO 2 (Sijm J.P.M. et al., 2006a, p.17, p.39-43). fuel n n Ten tweede wordt i.p.v. met absolute waarden voor de datareeksen met eerste orde verschillen gewerkt. De resultaten voor de pass-through rates voor CO 2 zijn statistisch significant op het 1% significantieniveau. De geschatte pass-through rate bedraagt voor Nederland 100% (piekuren) en 34% (daluren). Voor Duitsland zijn de waarden 60% (piekuren) en 45% (daluren). We merken opnieuw op dat de lagere pass-through rate in daluren te verklaren is doordat tijdens daluren minder CO 2 -emitterende installaties actief zijn. Ten derde wordt de regressie uitgevoerd voor 2005 in zijn geheel, naast het eerste en tweede semester afzonderlijk. Het is opmerkelijk dat verschillende van de geschatte coëfficiënten in de tweede jaarhelft van 2005 niet statistisch significant zijn op het 1% en 5% significantieniveau. Bovendien zijn de geschatte coëfficiënten ofwel zeer laag (of negatief) ofwel zeer hoog (vb. hoger dan 100%). Dit wijst erop dat de resultaten niet betrouwbaar zijn. Dit komt omdat bij de regressie als cruciale veronderstelling aangenomen werd dat de stroomprijzen volledig verklaard konden worden door wijzigingen in de 54

67 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt grondstoffenprijzen en CO 2 -prijzen, en dat andere variabelen zoals operationele kosten en onderhoudskosten constant zijn, de marktstructuur (marktmacht) niet wijzigt, of dat de veronderstellingen omtrent de schaarste in de markt gelijk blijven. Deze veronderstellingen lijken niet meer op te gaan in de tweede jaarhelft van 2005, waardoor men hogere waarden bekomt. Er kan een catching-up zijn van de pass-through rate zijn naar 100%, maar sowieso waren andere factoren mede van invloed op de dark/spark spreads. Voor de resultaten van de schatting voor 2005 als geheel worden waarden tussen de 40% en 80% bekomen. Deze resultaten zijn statistisch significant op het 1% significantieniveau (Sijm J.P.M. et al. 2006a, p.19-21). Honkatukia J. et al. (2006) gaan de pass-through rate van CO 2 na in de Noorse elektriciteitsmarkt. Hun analyse is vernieuwend in die zin dat er rekening wordt gehouden met de marktimperfecties en hun invloed op de prijsvorming. Ze gaan dus niet uit van de veronderstelling dat de Noorse elektriciteitsmarkt perfect competitief is, maar introduceren daarentegen een zekere vorm van marktmacht. Er wordt veel aandacht gehecht aan het construeren van het juiste econometrisch model, en het zoeken van de juiste tijdseries voor de relevante variabelen. Om bijvoorbeeld de invloed van marktmacht in rekening te brengen introduceert men twee variabelen. Ten eerste wordt als proxy voor marktmacht de graad van capaciteitsbenutting ingevoerd. Hoge capaciteitsbenutting zorgt namelijk op korte termijn voor de mogelijkheid om marktmacht uit te oefenen. Ten tweede wordt het reservoirniveau in hydrocentrales in rekening gebracht. Waterenergie is zeer belangrijk in de Noorse elektriciteitsmarkt. Wanneer de niveaus in de reservoirs zeer laag zijn is er meer mogelijkheid om marktmacht uit te oefenen. Om rekening te houden met de variatie in de vraag naar elektriciteit wordt een dummy ingevoerd voor werkdagen versus weekend. Verder worden ook grondstoffenprijzen en prijzen van EUA s ingevoerd in de specificatie. De schatting werd uitgevoerd d.m.v. drie verschillende methodes. Een vector error correction model (VECM), een autoregressive moving average model (ARMA) en een autoregressive general autoregressive conditional heteroskedasticicty model (AR-GARCH). Uit de studie bleek dat tijdens de geanalyseerde periode (29/03/2003 tot 07/05/2006) 75% tot 95% van de prijsveranderingen in EUA s doorgerekend werd in de NordPool spot prijs. De marktstructuur van de Noorse elektriciteitsmarkt blijkt van invloed op de gevoeligheid van de spot prijs op prijswijzigingen van inputkosten (o.a. ook de EUA prijs). Tevens liggen alle pass-through rate schattingen tussen de 60% en 100%, wat in overeenstemming is met eerdere schattingen (o.a. Sijm J.P.M. et al., 2006b). Tot slot nog een kritische bedenking. Noorwegen maakt (nog) geen deel uit van het EU ETS. Men kan zich bijgevolg de vraag stellen waarom de CO 2 -kost (reeds) doorgerekend wordt in de elektriciteitsprijs. Om deze vraag te kunnen beantwoorden kan verwezen worden naar paragraaf Daar wordt 55

68 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt duidelijk dat ingevolge de liberalisering van de Europese elektriciteitsmarkt de verschillende deelmarkten steeds meer geïntegreerd raken. Omwille van de interconnecties tussen de verschillende deelmarkten is vb. de Duitse elektriciteitsprijs van invloed op de Noorse elektricteitsprijs Modelschattingen van de pass-through rate Tenslotte worden in de economische literatuur verschillende modellen ontworpen om de pass-through rates te schatten. Eén daarvan, het zgn. COMPETES model wordt o.a. door Sijm J.P.M. et al. gebruikt. Hierbij wordt o.a. rekening gehouden met de marktstructuur (o.a. perfecte concurrentie, oligopolie en monopolistische concurrentie) en het strategisch gedrag van stroomproducenten. Het model werd gebruikt om de gevolgen op de stroomprijs te schatten voor continentaal noord-west Europa (België, Frankrijk, Duitsland en Nederland). Algemeen bekomt men waarden voor pass-through rates tussen de 60% en 80%. (Sijm J.P.M. et al., 2006b, p.60-61) Beperkingen empirisch onderzoek Reinaud J. (2007, p.30-31) geeft een aantal redenen op waarom de geschatte pass-through rates in de praktijk mogelijks niet opgaan. Vooral bij de econometrische methode van Sijm J.P.M. et al. rijzen ernstige bezwaren. In de econometrische methode worden wijzigingen in de dark en spark spreads volledig toegeschreven aan wijzigingen in CO 2 -prijzen. In realiteit werken nog veel meer factoren in op de spreads, waardoor de schattingen mogelijks onjuist zijn. Voorbeelden hiervan zijn specifieke wetgevende maatregelen (vb. vaste prijzen), onderhoud van de centrales, verstoringen in de transmissie van elektriciteit, het uitoefenen van marktmacht, De studie van Konkatukia houdt enigszins rekening met die bezwaren door o.a. indicatoren voor marktmacht op te nemen. De studie van Sijm et al. houdt geen rekening met bovenvermelde factoren, en veronderstelt dat deze constant zijn door slechts een korte tijdsperiode (januari-juli 2005) en twee landen (Duitsland en Nederland) te onderzoeken. Bovendien wordt de de relatie tussen CO 2 -prijzen en elektriciteitsprijzen dynamisch genoemd omwille van twee redenen: Grondstoffenprijzen spelen een belangrijke rol in de prijszetting van elektriciteit en CO 2. Hoge gasprijzen stimuleren het gebruik van kolencentrales voor elektriciteitsproductie. Hierdoor neemt de vraag naar CO 2 -emissierechten toe (elektriciteitscentrales met kolen als grondstof stoten ongeveer dubbel zoveel CO 2 uit per MWh e ), en stijgt de prijs. Wanneer de prijs van CO 2 een bepaalde drempelwaarde overschrijdt (de switch level ), zal het voordeliger worden om met gas te werken i.p.v. kolen. Als de elektriciteitsprijzen laag zijn, zal dit aanleiding geven tot meer elektriciteitsconsumptie en dus tot meer CO 2 -uitstoot. De vraag naar emissierechten zal stijgen, waardoor de CO 2 -prijs toeneemt. Voor elektriciteitsproducenten betekent dit dat de productiekost toeneemt. Wanneer dit doorgerekend wordt in de elektriciteitsprijzen, zal de vraag hierop reageren. Dit veronderstelt natuurlijk een zekere prijselasticiteit van de vraag naar elektriciteit. 56

69 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Dit moet duidelijk maken dat er verschillende verbanden zijn tussen CO 2 -prijzen, elektriciteitsprijzen en grondstoffenprijzen (Reinaud J. (2007, p.72). Hoe dan ook is een precieze schatting van de pass-through rates onmogelijk omwille van redenen die verband houden met de marktstructuur en de prijsvorming op de Europese elektriciteitsmarkt. Ten eerste gebeurt de prijsvorming op de Europese elektriciteitsmarkt niet altijd op basis van een systeem waarbij de marginale centrale de prijs bepaalt. In de theoretische verklaring was dit nochtans het uitgangspunt. In de praktijk is de elektriciteitsmarkt nog niet volledig geliberaliseerd en kan men nog steeds verschillende deelmarkten onderscheiden met elk een eigen regelgeving en prijszetting. Deze verschillende prijszettingmechanismen komen verder aan bod in paragraaf Ten tweede worden verschillende soorten contracten afgesloten tussen producent en leverancier. Het merendeel van de elektriciteit wordt op voorhand verkocht via lange termijn contracten. Op korte termijn worden vraag en aanbod in evenwicht gebracht via de day ahead markt of de balancing market. Verder wordt een overzicht gegeven van de verschillende soorten contracten. In de volgende paragraaf wordt dieper ingegaan op deze aspecten omtrent de Europese elektriciteitsmarkt De Europese elektriciteitsmarkt in praktijk Liberalisering van de elektriciteitsmarkt Met het verdrag van Maastricht (1993) werd de basis gelegd voor een interne markt in de Europese Unie, waarbij vrij verkeer van personen, goederen en kapitaal gewaarborgd is. Aangezien elektriciteit toen als een dienst, en niet als een goed beschouwd werd, waren de regels voor vrij verkeer niet van toepassing. Op 19 december 1996 werd het liberaliseringproces van de elektriciteitsmarkt in gang gezet d.m.v. Directive 96/92/EG. De richtlijn trad twee maanden later (19 februari 1997) in werking. Sindsdien worden elektriciteit (als goed) en de distributie ervan (de dienst) afzonderlijk beschouwd. Er werden regels in vastgelegd die de energiemarkten van de lidstaten moesten harmoniseren tot één Europese elektriciteitsmarkt (Meeus L. et al., 2005, p en Coppens F. en Vivet D., 2006, p.1). De voornaamste doelstelling van de ééngemaakte energiemarkt was to increase efficiency in the production, transmission and distribution of electricity, while reinforcing security of supply and the competitiveness of the European economy and respecting environmental protection (EU, Directive 96/92/EC, preambule 4). Het belangrijkste principe in de liberalisering van de energiemarkt was het introduceren van concurrentie. Concurrentie moet ervoor zorgen dat producenten en distributiemaatschappijen innovatiever, flexibeler en efficiënter worden. Dit moet de prijzen doen dalen en een efficiënter gebruik van schaarse natuurlijke hulpbronnen stimuleren. Directive 96/92/EC legt een aantal voorwaarden op die voldaan moeten zijn vooraleer de interne markt verwezenlijkt kan worden. Ten eerste moeten consumenten kunnen kiezen tussen verschillende energieleveranciers. Ten tweede is Third Party Access vereist. Dit betekent dat de toegang tot het 57

70 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt netwerk niet mag belemmerd worden 11. Ten derde moest het bestaande netwerk ontbonden worden. (Serrallés R.J., 2006, p ). Verticaal geïntegreerde bedrijven moeten hun activiteiten splitsen in productie, transmissie, distributie en levering. De productie en levering worden geherstructureerd om de concurrentie te stimuleren. De transmissie en distributie worden gereguleerd, aangezien dit activiteiten zijn waarbij anders een natuurlijk monopolie zou ontstaan (Scheepers et al., 2003, p.9-11). Het transmissie systeem moet beheerd en onderhouden worden door de Transmissie Systeem Operator of TSO. Analoog moet het distributie systeem beheerd en onderhouden worden door de Distributie Systeem Operator (Coppens F. en Vivet D., 2006, p.1-3). Toch werden de lidstaten relatief vrij gelaten bij het kiezen van de maatregelen om tot een ééngemaakte markt te komen. Het principe van subsidiariteit (zoals bepaald in het Verdrag van Maastricht) bepaalt immers dat voor zaken die niet tot de exclusieve bevoegdheid van de Gemeenschap behoren, de Gemeenschap slechts zal handelen voor zover dat de maatregelen niet door de lidstaten kunnen genomen worden. Bijgevolg werden algemene regels opgelegd door de Gemeenschap, maar de precieze implementatie van deze regels werd overgelaten aan de lidstaten, zodat iedere lidstaat die maatregelen kan kiezen die het best aansluiten bij de individuele situatie (Serralés R.J., 2006, p.2546). Dit resulteerde in sterk onderling sterk verschillende deelmarkten wat betreft organisatie, controle en regelgeving. Bijgevolg werd de volgende bekommernis deze verschillende nationale netwerken te integreren tot één groot Europees netwerk. Dit harmonisatieproces is zonder twijfel het meest uitdagende in het hele liberaliseringproces. In 2000 werd hiertoe het Florence Proces ontwikkeld. De voornaamste doelstelling van dit plan is to achieve a simple, objective, transparant, non-discriminatory trading system reflecting costs in order to create a real internal energy market (Europese Commissie, COM(2000) 297 definitief) (Serralés R.J., 2006, p.2547). Op 26 juni 2003 werd Directive 96/92/EC vervangen door Directive 2003/54/EC. Hierin werden de deadlines korter en werd minder vrijheid gegeven aan de lidstaten om te komen tot een betere harmonisatie onder lidstaten (Meeus L. et al., 2005, p.28 en Coppens F. en Vivet D., 2006, p.3). Bovendien werd samen hiermee verordening 1228/2003 uitgegeven. Hierin wordt vastgelegd volgens welke mechanismen de internationale handel in elektriciteit moet verlopen en hoe de capaciteit van de inter-connecties moet verdeeld of gealloceerd worden (Meeus L. et al., 2005, p.28). In een in 2004 uitgegeven Strategy Paper van de Europese Commissie werd bovendien gesteld dat er een interim stage moet bestaan vooraleer de energiemarkt volledig vrijgemaakt kan worden. In deze tussenfase is het de bedoeling dat regionale elektriciteitsmarkten gevormd worden tussen bepaalde lidstaten en hun buurlanden. De reden is dat er nog onvoldoende interconnecties bestaan tussen de 11 De lidstaten kunnen daarbij kiezen tussen (i) gereguleerde Third Party Access (TPA), (ii) onderhandelde TPA en (iii) het single buyer model. De details hiervan kunnen teruggevonden worden in Directive 96/92/EC of in Coppens F. en Vivet D., 2006, p

71 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt lidstaten, terwijl andere lidstaten al begonnen zijn met het implementeren van de harmonisatieregelgeving. Figuur 5.13 toont de mogelijke regionale elektriciteitsmarkten in de tussenfase (Europese Commissie, 2004, p.5-6). Figuur 5.13: Mogelijke regionale elektriciteitsmarkten in de Europese Unie Bron: Europese Commissie, 2004, p Marktstructuur Sijm J.P.M. et al. stellen dat, ondanks de recente liberalisering in de Europese elektriciteitsmarkt, er nog steeds significante marktimperfecties bestaan omwille van beperkte toegang op het netwerk en andere beperkingen op de internationale handel in elektriciteit. Op basis van de huidige verbindingen van het elektriciteitsnetwerk bestaat de Europese elektriciteitsmarkt uit 6 regionale markten, nl. 1. Noordwest continentaal Europa (Duitsland, Frankrijk, België, Luxemburg en Nederland) 2. De Noorse elektriciteitsmarkt (Noorwegen, Finland, Zweden en Denemarken) 3. De Iberische markt (Spanje en Portugal) 4. De Italiaanse markt 5. De Britse markt 6. De Centraal en Oost-Europese markt (Tsjechische Republiek, Polen, Hongarije, Slowakije en Slovenië) De concurrentie tussen deze markten verschilt substantieel, bijvoorbeeld op basis van de marktconcentratie. Het aantal elektriciteitsproducenten is relatief laag in Italië, de Iberische markt en noordwest continentaal Europa, terwijl de concentratie veel hoger ligt in de andere markten. Ook de hoeveelheid reservecapaciteit verschilt onderling. Er is weinig reservecapaciteit in de Noorse elektriciteitsmarkt en in Italië, en meer in de andere deelmarkten. Bovendien verschilt ook de mate van verticale integratie, het strategisch gedrag, het soort contracten, Dit resulteert in verschillende prijzen en pass-through rates tussen de verschillende deelmarkten (Sijm J.P.M. et al., 2005, p.38-40). 59

72 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt De huidige structuur van de Europese energiemarkt kan best omschreven worden als een grote markt bestaande uit verschillende deelmarkten met inter-connecties daartussen. De verschillende deelmarkten vallen samen met de controlezones van de verschillende transmission system operators (TSO s). Deze regionale markten kunnen verder onderverdeeld worden in wholesale, balancing en retail (Meeus L. et al., 2005, p.28-30). Onderstaande figuur stelt dit schematisch voor. Figuur 5.14: Structuur van de Europese elektriciteitsmarkt Bron: Meeus L. et al., 2005, p.28 In de wholesale markt wordt het grootste deel van de elektriciteit verhandeld via forward contracten op de OTC-markt. Energieleveranciers kopen de elektriciteit op voorhand via forward contracten en stellen zo een portfolio samen. Op korte termijn moeten echter aanpassingen gebeuren, en daarom is er nood aan dag- en uurcontracten op de spot markt. Dit heeft geleid tot het ontstaan van energiebeurzen in verschillende landen. Energiebeurzen zijn handelsplatformen waar elektriciteit verhandeld wordt via blocks van een uur, een dag, of langer. Hoewel via de beurzen slechts een kleiner deel van de handel plaatsvindt, is de prijs op de energiebeurs belangrijk omdat ze dient als referentie voor de forward contracten op de OTC-markt. De nationale wholesale markten worden met elkaar verbonden via een netwerk van inter-connectoren. Deze verbindingen zijn nog zeer zwak zodat internationale handel in elektriciteit beperkt wordt. De wholesale markt eindigt daar waar de verschillende producenten hun elektriciteit doorgeven aan de TSO. De TSO brengt vraag en aanbod in evenwicht ( balances load and generation ) en houdt hierbij rekening met de beperkingen van het netwerk. Dit is de balancing market. De TSO voorziet ook een zekere reserve aan elektriciteit. Op enkele uitzonderingen na zijn de verschillende balancing markets niet met elkaar verbonden (Meeus L. et al., 2005, p.28-30). Verder is er nog de retail markt waarin de elektriciteit van de leverancier tot bij de consument wordt gebracht (Meeus L. et al., 2005, p.28-30). 60

73 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Prijsvorming Ingevolge de liberalisering in de elektriciteitssector en de splitsing van verticaal geïntegreerde bedrijven is de manier waarop prijzen tot stand komen grondig aan het veranderen (Scheepers M.J.J. et al., 2003, p.15). Algemeen kunnen drie plaatsen onderscheiden worden waar contracten tot stand komen (Scheepers M.J.J. et al., 2003, p.16): Opaque of niet-transparante OTC-markt. Het gros van alle elektriciteit in Europa wordt nog steeds op deze manier verhandeld. Lange termijn contracten worden afgesloten tussen producent en leverancier. Hierover is weinig informatie beschikbaar. De mate waarin gebruik gemaakt wordt van dergelijke contracten is sterk afhankelijk van de structuur van de betrokken deelmarkt. In markten met sterk verticaal geïntegreerde structuren (zoals in België en Frankrijk) gebeurt vrijwel alle handel via dit kanaal. Korte termijn handel via de energiebeurzen komt dan moeilijk tot ontwikkeling. Transparante OTC-markt. Hier worden contracten bilateraal verhandeld. De contracten zijn niet gestandaardiseerd maar aangepast aan de wensen van beide partijen. Het gaat om day-ahead contracten, forwards, swaps en opties. Energiebeurzen waar gestandaardiseerde contracten verhandeld worden. Dit stimuleert de efficiëntie door transparantie, liquiditeit en reduceert de transactiekosten. Figuur 5.15 geeft een overzicht. Het merendeel van de elektriciteit wordt verhandeld via lange termijn contracten. Aangezien niet alles kan voorzien worden op lange termijn, worden korte termijn contracten afgesloten op de day-ahead en de balancing market. Figuur 5.15: Verschillende marktsegmenten op de Europese elektriciteitsmarkt Bron: Scheepers M.J.J. et al., 2003, p.17 61

74 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Over de lange termijn contracten die gesloten worden tussen producent en leverancier is relatief weinig geweten. Reinaud J. (2007, p.7-8) heeft op basis van enquêtes in de sector een aantal contractvormen kunnen onderscheiden: geïndexeerde contracten (vb. geïndexeerd op grondstoffenprijzen en CO 2 - prijzen), cross-market contracten (vb. de spark spread option waarbij de koper van dergelijk contract de optie heeft om een eenheid gas te ruilen vor een eenheid elektriciteit tegen een bepaalde prijs), floating contracts met bodem en plafond prijs, fixed price contracten, contract for differences (d.w.z. er wordt een vergoeding betaald voor prijsverschillen tijdens een vooraf bepaalde periode), Essentieel hierbij is de vraag of deze contracten toelaten de gestegen CO 2 -kost door te rekenen. Bestaat er een relatie tussen de productiekosten (de productiekost van de marginale centrale) en de prijs? Indien de prijs van dergelijke contracten lager ligt dan de marktprijs wordt transmissie van CO 2 -kosten naar de elektriciteitsprijs bemoeilijkt (Reinaud J., 2007, p.14). Reinaud J. (2005b, p.49) wijst erop dat in het geval van bilaterale handel tussen elektriciteitsproducent en leverancier (langetermijn contracten) niet de volledige CO 2 -component van de marginale centrale in de prijzen wordt doorgerekend, maar enkel de gemiddelde CO 2 -kost (de totale CO 2 -kost / de totale hoeveelheid geproduceerde elektriciteit). Samenvattend kunnen we stellen dat het gedeelte van de elektriciteitsmarkt waar prijsvorming gebeurt op basis van de marginale kosten zich beperkt tot de energiebeurzen waar op korte termijn ( day ahead ) verhandeld wordt. Producenten die elektriciteit willen leveren geven voor elk uur van de volgende dag prijs en hoeveelheid aan waartegen zij bereid zijn te leveren. Op dezelfde manier geeft de vragende partij de prijs en hoeveelheid aan waartegen hij/zij bereid is elektriciteit af te nemen de volgende dag. De emissiebeurs aggregeert al deze vraag en aanbodcurves en bepaalt de evenwichtsprijs. Zo komt één evenwichtsprijs ( market clearing price ) en hoeveelheid tot stand voor elk uur van de volgende dag (Coppens F. en Vivet D., 2006, p.25-26). Figuur 5.16 toont een voorbeeld van dergelijke vraag en aanbodcurves op de Amsterdamse energiebeurs APX (Amsterdam Power Exchange). 62

75 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Figuur 5.16: Het prijsmechanisme op de Amsterdam Power Exchange. Bron: APX, 2007 Hoewel deze energiebeurzen sinds de liberalisering aan een echte opmars bezig zijn, blijven de verhandelde volumes op deze markten nog relatief klein, meestal ongeveer 10% van alle elektriciteitsverbruik. De enige uitzondering is de Noorse energiemarkt, waar ongeveer 30% van alle geconsumeerde elektriciteit verhandeld wordt op Nordpool (Coppens F. en Vivet D., 2006, p.25-26). Tabel 5.3: Aandeel van de verschillende energiebeurzen in de totale hoeveelheid geconsumeerde elektriciteit (in %) Bron: Coppens F. en Vivet D., 2006, p.26 De theoretische verklaring voor de pass-through rate is nochtans gebaseerd op de veronderstelling dat prijzen op de elektriciteitsmarkt tot stand komen waar de marginale kosten de vraag snijden. Dit is dus niet volledig juist. De transmissie van de CO 2 -kost in de stroomprijs wordt verhinderd doordat lange termijn contracten worden afgesloten die geen aanpassing toelaten voor wijzigende CO 2 -prijzen. 63

76 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Cost-plus prijsvorming daarentegen komt algemeen voor waar de liberalisering nog niet volledig voltooid is. De prijs wordt dan bepaald op basis van de variabele én de vaste kosten, waar een winstmarge aan toegevoegd wordt (Voorspools K., 2007, p.2-3). Voorspools K. (2007, p.4-5) toont aan dat in de Duitse elektriciteitsmark een overgang kan opgemerkt worden van cost-plus prijszetting naar prijszetting op basis van de marginale kosten. Uit gegevens van Eurostat blijkt dat in de eerste helft van 2006 dubbel zoveel elektriciteit werd opgewekt uit kolen dan uit gas. Indien de prijszetting zou gebeuren op basis van een cost-plus model zou dit betekenen dat koolprijzen de drijver zijn van de Duitse stroomprijzen. Indien echter de prijszetting gebeurt op basis van de marginale kosten, zijn de gasprijzen de drijver. Deze laatste stelling is gebaseerd op een vergelijking van de marginale kosten van gas en kolen (inclusief de bijhorende CO 2 -component). Aangezien de marginale kost van een gascentrale hoger ligt dan de marginale kost van een kolencentrale, moeten gascentrales de marginale centrales zijn, en gebeurt de prijszetting op basis van de gasprijzen (plus de CO 2 -component). De vraag die rest is uit te maken wat de drijver is van de Duitse elekticiteitsprijzen: gas of kolen. Daarvoor wordt teruggegrepen naar de crash eind april begin mei Vóór de crash noteerde het cal 07 contract ongeveer 60/MWh e. In de periode na de crash (juni 2006) noteerde het cal 07 contract ongeveer 53/MWh e. Opmerkelijk hierbij is dat de val in de Duitse stroomprijs vrijwel volledig gelijk loopt met de val in de CO 2 -component indien gas de prijsdrijver is, zoals blijkt uit figuur Indien de koolprijs de drijver zou geweest zijn, zou de Duitse stroomprijs ongeveer dubbel zo sterk gedaald moeten zijn. Hieruit besluit Voorspools K. dat de prijszetting gebeurt op basis van de marginale kosten. De overgang tussen cost-plus prijszetting en prijszetting op basis van de marginale centrale blijkt trouwens heel mooi uit figuur 5.17 (a). Vóór oktober 2006 lag de marginale kost van een gascentrale boven de marktprijs, waardoor de clean spark spread negatief was. In de tweede helft van 2006 echter wordt de clean spark spread positief wat erop wijst dat de prijszetting op Duitse elektriciteitsmarkt nu gebeurt op basis van de marginale centrale. 64

77 Hoofdstuk 5: Relatie tussen de CO 2 -markt en de elektriciteitsmarkt Figuur 5.17: Duitse elektriciteitsprijs en zijn componenten ( /Mwh e ) indien de gasprijs de drijver is (a) en indien de kolenrpijs de drijver is (b) Bron: Voorspools K., 2007, p Empirisch onderzoek Hieronder worden de bestaande methoden inzake het schatten van de pass-through rate opnieuw herbekeken in het licht van de opmerkingen in voorgaande paragrafen. Er wordt gekozen voor de Duitse elektriciteitsmarkt omdat Duitsland het grootste land is in het EU ETS in termen van CO 2 -uitstoot en toegewezen rechten (zie figuur 4.12 voor 2005 en 4.15 voor 2006). De onderzochte tijdsperiode loopt van 22 april 2005 (omwille van de beschikbaarheid van het EUA 2007 contract van ECX) tot en met 3 april Vooraleer van start te gaan met het testen van de verschillende methoden is het interessant een eerste blik op de data te werpen door de verschillende gegevens in grafiek uit te zetten. Figuur 5.18 toont de gegevens voor de Duitse elektriciteitsmarkt. Zowel de componenten met gas als drijver of kolen als drijver worden weergegeven: de Duitse stroomprijs ( /MWh e, baseload 12, first year contract), de kost van de kolencomponent ( /MWh e, op basis van de kolenindex API#2 met een verbrandingswaarde van 6,978MWh p /ton kolen en een efficiëntie van 35%), de kost van de gascomponent ( /MWh e, op basis van de gasprijzen NBP gemiddelde first season & second season, en een efficiëntie van 50%), de CO 2 - kostencomponent van een gascentrale (met uitstootfactor 0,20196 tco 2 /MWh p en een efficiëntie van 50%), de CO 2 -kostencomponent van een kolencentrale (met uitstootfactor van 0,34056 tco 2 /MWh p en opnieuw een efficiëntie van 35%) Baseload staat voor daluren, peakload voor piekuren. 13 Voor de precieze berekening van de kolen- gas- en CO 2 -kostencomponent wordt verwezen naar paragraaf