Påvirker prisen på fossile brensler elprisene i Norden og Sentral-Europa? En empirisk analyse av prissammenhengen mellom elkraft, fossile brensler og klimakvoter i perioden 2007-2015

Abstract

Vi studerer prissammenhenger mellom kull, gass, CO2 kvoter og elpriser i Norden og Sentral-Europa gjennom perioden 2007-2015. Fossile brensler utgjør en betydelig større andel av den totale kraftproduksjonen i det sentral-europeiske markedet sammenliknet med det nordiske.

Hensikten med oppgaven er derfor å avdekke om prisendringer på kull, gass og CO2 kvoter har noen påvirkning på systemprisen på Nord Pool og EPEX. Vi innleder analysen med å studere korrelasjoner mellom prisendringer i råvarene. Videre ser vi på lead-lag relasjoner, med den hensikt å undersøke hvorvidt prisendringer i råvarene påvirker elprisene på et senere tidspunkt. Vi beregner clean dark og spark spread for å kunne identifisere perioder der det er rimelig å anta at kull og gasskraftverkene er operative. Avslutningsvis vurderer vi om det eksisterer et langsiktig likevekts forhold mellom systemprisene og råvarene, som vil muliggjøre modellering av den kortsiktige dynamikken i markedene.

Vi finner statistiske bevis på at det eksisterer kointegrerte forhold mellom systemprisen og råvarene i begge markedene. Ved en større prisendring i kull og gass, justerer systemprisen på EPEX seg raskere mot likevektsnivået sammenliknet med Nord Pool. Vi observerer at nivået på de variable produksjonskostnadene i kullkraftverkene er en signifikant driver for systemprisen i perioder med høy etterspørsel på Nord Pool og EPEX. Tilsvarende signifikante parameter estimater observeres for de variable produksjonskostnadene i gasskraftverkene innad EPEX systemet. Det vil følgelig være kraftverk med høyest variabel produksjonskostnad som vil være prissettende i perioder med høy etterspørsel. Resultatene gir videre en indikasjon på at ending i kull og gasspriser gir større utslag i det sentral-europeiske markedet sammenliknet med det nordiske.

We are studying the price relationships between coal, gas, CO2 quotas and electricity prices in Nordic countries and Central Europe in the time period 2007-­‐2015. Fossil fuels make up a more considerable share of energy production in the European market compared to Nordic countries. The purpose of this paper is hence to uncover if the price fluctuations of coal, gas, and CO2 quotas have any effect on the electricity price on Nord Pool and EPEX. We will begin the analysis by studying correlations between changes in the electricity price and the cost of raw materials. Then, we will address lead-­‐lag relations in order to investigate whether price fluctuations related to raw materials have an effect on electricity prices at a later time. From this, we can calculate clean dark and spark spread which enables us to identify periods of time where it is reasonable to assume that coal and gas production is in operation. Finally, we will examine whether there is a long-­‐term, reciprocal equilibrium between system costs and the raw materials, which will establish a means of modelling short-­‐term dynamics in the markets. There is statistical evidence that there is co-­‐integrated relationships between the electricity price and the price of raw materials in both markets. In the case of a major price fluctuation in oil and gas, the electricity price on EPEX will adjust more quickly towards equilibrium compared with Nord Pool. Further analysis shows that the level of variability of production costs in coal-­‐fired power stations is a significant factor to the electricity price in times of high demand for both Nord Pool and EPEX. Similar significant parameter estimates can also be observed in the varying production costs of gas within the EPEX system. Therefore, it is the power plants with the highest marginal production cost which set the prices in times of high demand. The results will be an indication that fluctuations in the coal and gas price will have a more significant effect on Central-­‐European markets in relation to the Nordic market.