Average cost power contracts and CO2 burdens for energy intensive industry

Market evidences of the last three years show that the application of the EU-ETS may endanger the European electricity intensive industries both directly and indirectly. The direct ETS burdens come from the costs of both abating emissions from old technologies and buying emission allowances on the market. The pass through of carbon cost in electricity price implies an indirect ETS charge. The combined action of these two carbon burdens may negatively a ect European industries' competitiveness at international level. Some of these industries are threatening to relocate their production activities outside of Europe. This would lead to the so-called "carbon leakage" phenomenon. Taking stock of a French industrial proposal, I consider some special contractual policies whereby electricity intensive industries can buy electricity at average cost. The rest of the market is instead priced at marginal cost. Thanks to these contracts, generators reserve part of their power plants for these industries and apply to them a price depending on the average capacity, fuel and emission costs of these dedicated units. In addition, these contracts account for the average transmission charges. Industries can choose to be supplied either at a single regional average cost price or at zonal (assimilated to nodal) average cost prices (in which case transmission costs are equal to zero). The nal objective consists in analyzing the e ects provoked by the application of the single and the nodal average cost prices in the cases where generators dispose of fi xed capacity or can invest in new technologies. The market for transmission services is of the "flow based market coupling" type and the allowance price is endogenous. The results show that power contracts indeed partially relieve the direct and the indirect carbon costs and mitigate the incentive of European electricity intensive industries to relocate their activities, but with quite diverse regional impacts in correspondence with di erent national policies. Finally, the EU-ETS drives generators' investment choices towards clean and nuclear based technologies. Models are formulated as non-monotone complementarity problems with endogenous electricity, transmission and allowance prices. These are implemented in GAMS and solved by PATH. They are applied to a prototype power system calibrated on four countries of the Central Western Europe represented by France, Germany, Belgium and The Netherlands.

Nel 2005 è stato istituito a seguito della Direttiva Europea 2003/87 il mercato di scambio dei permessi di emissione (EU-ETS). Chi opera nell'ETS può produrre gas serra in misura eguale al numero di permessi che detiene. Ogni permesso equivale al diritto di emettere una tonnellata di anidride carbonica ed è liberamente commerciabile. Come si evince dall'analisi di mercato tale creazione dell'EU-ETS può danneggiare le industrie Europee caratterizzate da un elevato consumo d'elettricità sia in modo diretto che indiretto. L'impatto diretto dell'ETS è dovuto ai costi di abbattimento delle emissioni delle vecchie tecnologie e dall'acquisto dei permessi di emissione sul mercato. L'effetto indiretto è invece rappresentato dal trasferimento del costo dei permessi di emissione nel prezzo dell'elettricità. L'azione combinata di questi due effetti può ridurre la competitivita delle grandi industrie Europee sui mercati internazionali. Alcuni di questo settori industriali minacciano di trasferire le loro attività produttive al di fuori dell'Europa. Questo potrebbe portare al cosiddetto fenomeno di "carbon leakage". Facendo riferimento ad una proposta avanzata dalle grandi industrie francesi, si analizzano politiche contrattuali mediante le quali le grandi imprese possono acquistare elettricità al costo medio. Il prezzo pagato dagli altri consumatori è calcolato in base al costo marginale di produzione dell'elettricità. Grazie a questi contratti, le compagnie produttrici di energia riservano parte dei loro impianti alle grandi industrie che pagano un prezzo basato sul costo medio della capacità, del combustibile e delle emissioni, relativi alle tecnologie a loro dedicate. Tale prezzo include anche il costo medio di trasmissione. Le industrie possono decidere di essere rifornite ad un unico prezzo medio regionale oppure a dei prezzi medi zonali (assimilabili a prezzi nodali). Il fine ultimo consiste nell'analisi degli effetti provocati dall'applicazione dei prezzi basati sul costo medio (singolo e zonale) considerando i casi in cui le imprese produttrici di energia dispongono di una capacità fissata o sono predisposte per nuove tecnologie. Il sistema di trasmissione è del tipo "flow based market coupling" e il prezzo dei permessi d'emissione è endogeno. I risultati ottenuti dimostrano che i contratti basati sul costo medio possono parzialmente contenere i costi diretti e indiretti dell'EU-ETS e ridurre la tendenza delle grandi industrie Europee a trasferire le loro attività. Tuttavia, gli effetti differiscono su base regionale in corrispondenza delle diverse politiche nazionali applicate in campo energetico. Infine, l'EU-ETS influenza le strategie d'investimento indirizzandole verso l'impiego di risorse rinnovabili e del nucleare. I modelli sono formulati come problemi di complementarietà non-monotoni in cui i costi di trasmissione, il prezzo dell'elettricità e dei permessi di emissione sono endogeni. Tali modelli sono implementati in GAMS e risolti mediante PATH. Le simulazioni sono condotte su un prototipo del mercato elettrico dell'Europea Nord-Occidentale comprendente Francia, Germania, Belgio ed Olanda.