Hans-Martin Struck RheinEnergie AG · Hans-Martin Struck 07.01.2009 3 Inhalte des Kyoto-Vertrags Beschlossen: am 11.12.1997 (Kyoto) als Zusatzprotokoll zur Klimarahmenkonvention von

Hans-Martin StruckRheinEnergie AG

Emissionshandel

Hans-Martin Struck 07.01.2009

European Federation of Energy Traders

1

Hans-Martin Struck 07.01.2009 2

EFET: Energiehändler und Emissionshandel?

CO2-Emissionen hauptsächlich aus Energieumwandlung und -anwendungen

Energie: Schlüssel zur CO2-Vermeidung

Großer Einfluss der CO2-Preise auf die Energiepreise

Hohe CO2-Exposure der Mitgliedsunternehmen

Gleiche Marktplätze wie Energiecommodities

Ähnliche Commodity-Eigenschaften wie Energie

Aufbau auf EFET-Rahmenvertrag (Emissions Annex)


Inhalte des Kyoto-Vertrags

Beschlossen: am 11.12.1997 (Kyoto) als Zusatzprotokoll zur Klimarahmenkonvention von 1992 (New York)

Inkrafttreten: Völkerrechtlich verbindlich seit 02/05 (russ. Ratifizierung)

Ziel: Emissionsminderung um 5 % in 2008-2012, Basis 1990, (EU: = 8%)

Gase: CO2, CH4, N2O, HFC´s, PFC´s, SF6 => CO2-Äquivalente

Grundidee: Internalisierung externer KostenEmissionshandel folgt dem System „cap and trade“

Cap– Festlegung absoluter Emissions-Obergrenzen.– anschließende Verteilung von Emissionsberechtigungen auf

Emittenten.Trade

– Handel mit Emissionsberechtigungen wird ermöglicht– Emission von CO2-Äquivalenten erhält einen Preis– Emissionsminderung zu günstigsten Grenzvermeidungskosten


Kyoto: Instrumente zur Emissionssenkung

• Zuteilung und Handel von Emissionsberechtigungen

• Zwischen Annex 1 Staaten

• Produkt: AAU (Assigned Amount Units)

• Emissionsgutschriften aus flexiblen Mechanismen (CER & ERU) zur Compliance eingesetztbar

Die flexiblen Mechanismen CDM und JINutzung günstigster Grenzvermeidungskosten

• Emissionsgutschriften aus Projekten

• zwischen Annex 1- Staaten und Entwicklungsländern

• Produkt: CER (Certified Emission Reductions)

• Emissionsgutschriften aus Projekten

• Zwischen Annex 1 Staaten

• Produkt: ERU (Emission Reduction Units)

CDMClean Development

Mechanism

JI

Joint Implementation

ETSEmissions Trading

Scheme


Kyoto und EU-Richtlinie Prozentuale Reduktionsverpflichtung in 2008 – 2012 gegenüber 1990

-8

-8

-7

-6

-6

0

0

0

1

8

10

EU

US (nicht ratifiziert)

Australia

Norway

Ukraine

Canada

Russia

Japan

New Zealand

Iceland

Switzerland

-28,0

-21,0

-21,0

-13,0

-12,5

-7,5

-6,5

-6,0

4,0

13,0

15,0

25,0

27,0

0

0

U.K.Belgium

ItalyNetherlands

Denmark

FranceSwedenIreland

PortugalGreeceSpain

AustriaGermany

Finland


Anteil des EUETS am Emissionsbudget für Deutschland

0 200 400 600 800 1000

Alle Treibhausgase

Energie & Industrie HuK & Verkehr

Emissionshandel mitEUAs (EU Allowances)

nichtCO2

davon CO2

Mio. t CO2-Äquivalent

CAP


Zeitplan für EU-Emissionshandel

2002/03 Zustimmung EU-Parlament und Ministerrat

2003 Vorstellung der nationalen Allokationspläne

2004 Umsetzung der EU-Richtlinie

2005-2007 erste Handelsphase

2008-2012 erste Verpflichtungsperiode gemäß Kyoto

ab 2013 wiederholte Acht-Jahreszyklen


Die Phasen des EUETS (EUETS: EU-Emissions Trading Scheme)

Phase 1, (3 Jahre: 2005 – 2007)EU-interne Testphase zur Einführung des EmissionshandelsCap & Trade System, kostenlose Zuteilung (NAP)Sanktionen bei nicht abgedeckten Emissionen: 40 €/t

Phase 2 (5 Jahre: 2008 – 2012)Erste „Kyoto-Phase“, EU Reduktionsverpflichtung -8%Zuteilung von AAUs auf Staatenebene („Kyoto-Cap & Trade“)Zuteilung von EUAs auf Anlagenebene, z.T. VerauktionierungAnteiliger Einsatz von CER für Compliance möglich (D: 22 %)Sanktionen bei nicht abgedeckten Emissionen: 100 €/t

Phase 3 (8 Jahre: 2013 – 2020)Richtlinienentwurf vom 23.01.2008, Inkrafttreten 2009?Keine kostenlose Zuteilung mehrParameter abhängig von Kyoto-Nachfolgeabkommen (z. B. Cap und CER)


Sektorale Merit Order der Vermeidungskosten (McKinsey Sept 07)


Preisbildungsmechanismen EUETS

Energie-effizienz

Fuel-SwitchCER

ERU

Emissionsminderungin Industrieanlagen

Emissionsminderung

Spe

zifis

che

Min

deru

ngsk

oste

n

Nac

hfra

geEUA-Preis


Preisbildungsmechanismen EUETS

Energie-effizienz

CERERU

Emissionsminderungin Industrieanlagen

Emissionsminderung

Spe

zifis

che

Min

deru

ngsk

oste

n

Nac

hfra

geEUA-Preis

Fuel-Switch


Bedarf

Pre

is (€

/ M

Wh_

el)

KraftwerkeWind SteinkohleBraunkohleKernkraft GuD Gas

Strompreis: Grenzkosten der Erzeugung (ohne CO2 )


CO2 Faktor in der Erzeugung

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

CO

2-E

mis

sion

(t /

MW

h_el

)

Wind Steinkohle BraunkohleKernkraft GuD Gas


Bedarf

Pre

is (€

/ M

Wh_

el)

KraftwerkeWind SteinkohleBraunkohleKernkraft GuD Gas

Strompreis: Grenzkosten der Erzeugung (mit CO2 )

CO2 -Aufschlag

Niedriger CO2 - Preis


Strompreis: Grenzkosten der Erzeugung (mit CO2 )

Bedarf

Pre

is (€

/ M

Wh_

el)

KraftwerkeWind Kernkraft

CO2 -Aufschlag

Hoher CO2 -Preis

Braunkohle Steinkohle GuD Gas


Bedarf

Pre

is (€

/ M

Wh_

el)

KraftwerkeWind Steinkohle BraunkohleKernkraft GuD Gas

Neue Meritorder nach CO2 -Aufschlag

CO2 -Aufschlag


Fuel-Switching Costs beim Kraftwerkseinsatz

Bei niedrigen CO2-Preisen: Keine Änderung der Merit Order Grenzkosten der Kohleverstromung günstiger als Gasverstromung („Clean Dark-Spread“ höher als Clean Spark Spread“) Höherer CO2-Ausstoß bei KohleverstromungKohleverstromung anfälliger gegen steigende CO2-Preise als GasverstromungAls „Fuel Switching Costs“ wird das CO2-Preisniveau bezeichnet, bei dem gilt: Clean Dark-Spread = Clean Spark Spread (abhängig von Kohle- und Gaspreis sowie Wirkungsgraden).Übersteigt der aktuelle CO2-Preis die Fuel Switching Costs, wird die Gasverstromung billiger, als die Kohleverstromung. Es wird zunehmend Strom aus Gas erzeugt und somit weniger CO2 emittiert. => SelbstregeleffektDerzeit sind die Fuel Switching Costs weit entfernt vom CO2-Preisniveau


Mäßige Korrelation EUA-Preis / Fuel-Switching Costs

M J J A S O N D 2008 M A M J J A S O

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

51015202530354045505560657075CO2 Dezember 2009, Fuel Switching Costs

Fuel-Switching Costs

EUA-Preis


Motive für den Emissionshandel

ComplianceUnterausstattung Kraftwerksbetreiber, Überausstattung IndustrieDecken der CO2-Short Positionen am MarktTeilweise Einsatz von Emissionsgutschriften aus Projekten

HedgingKraftwerksbetreiber beschaffen neben Brennstoffen auch CO2CO2 Preis findet sich als preisbildender Anteil z.B. im StrompreisZum Teil Energiebezugsverträge mit CO2-Preisgleitklauseln

TradingGgf. Erzielung zusätzlicher Deckungsbeiträge durch spekulativen Handel („buy low, sell high“)

Konfektionierung„Verleihen“ von Emissionsberechtigungen (Purchase / Repurchase)Austausch von Emissionsberechtigungen und Emissionsgutschriften


Anwendungsbeispiel 1a: EVU mit Eigenerzeugung ist „short“

Im jährlichen Durchschnitt werden rd. 1 Mio. t CO2 emittiert

Zuteilung von 800.000 t am 28.2.2008 (Überweisung auf elektronisch geführtes CO2-Konto bei DEHST)

Rückgabeverpflichtung in Höhe der tatsächlichen Emissionen bis zum 30.04.2009

Zukaufsbedarf von rd. 200.000 t im Jahresverlauf 2008

Beispielhafte Strategiemöglichkeiten:Zukauf der benötigten Menge unmittelbar nach Feststellung der tatsächlichen Emissionen (Anfang 2009)

Verfolgung der Marktentwicklung und Zukauf der voraussichtlich benötigten Menge zum optimalen (?) Zeitpunkt (niedriger Preis). Nachoptimierung nach Jahresablauf notwendig

Gleichmäßige Aufteilung der voraussichtlich benötigten Menge auf mehrere Beschaffungszeitpunkte zur Risikostreuung

Beschaffung billigerer CERs im Rahmen der zulässigen Substitutionsmengen


Anwendungsbeispiel 1b Strategie: Wälzung der Short-Position

20092008

Zuteilung Rückgabe Beschaffung

2010 2011 2012 2013

Zuteilung 2009 vor

Rückgabe 2008

Deckung der Short-Position erst

gegen Ende derHandelsphase

Rückgabemengen höher als Zuteilung


Anwendungsbeispiel 2: Industrieller Anlagenbetreiber ist „long“


Zuteilung von 1,2 Mio. t am 28.2.2008 (Überweisung auf elektronisch geführtes CO2-Konto bei DEHST)


rd. 200.000 t stehen zum Verkauf am Markt zur Verfügung

Beispielhafte Strategiemöglichkeiten:Verkauf der Überschussmenge unmittelbar nach Feststellung der tatsächlichen Emissionen (Anfang 2009)

Verfolgung der Marktentwicklung und Verkauf der Überschussmenge zum optimalen (?) Zeitpunkt (hoher Preis). Nachoptimierung nach Jahresablauf notwendig

Gleichmäßige Aufteilung der Überschussmenge auf mehrere Verkaufszeitpunkte zur Risikostreuung

zusätzlich Beschaffung billigerer CERs im Rahmen der zulässigen Substitutionsmengen; Verkauf der gleichen Menge EUAs (CER/EUA-Swap)


Anwendungsbeispiel 3: REPO (unabhängig von Position)


Zuteilung von 800.000 t am 28.2.2008 (Überweisung auf elektronisch geführtes CO2-Konto bei DEHST)


Noch vor der Rückgabeverpflichtung der für 2008 zugeteilten Emissionsberechtigungen werden am 28.02.2009 bereits die Zuteilungen für 2009 überwiesen ...usw.

Geschäftsmöglichkeit: REPO-GeschäftVerleihen von z. B. 500.000 Emissionsberechtigungen unmittelbar nach Zuteilung

Rückgabe am 1.12.2012

Ausgleichszahlung („Verzinsung“) durch den Geschäftspartner unmittelbar nach Geschäftsabschluss


Anwendungsbeispiel 3 REPO über 5 Jahre

20092008 2010 2011 2012 2013

REPO-Potenzial

Zuteilung Rückgabe Beschaffung


Anwendungsbeispiel 3 REPO über 5 Jahre

20092008 2010 2011 2012 2013

Zuteilung Rückgabe Beschaffung REPO


Marktdesign

EUA, CER, ERU, VER,

AAU,...

Spot- / Forward

Lieferzeitpunkte

Optionen, Swaps

REPOs

(Leihgeschäfte)

Physisches /

finanzielles Settlement

StaatenAAU, CER, ERU

Projektentwickler / -

betreiberprim. CER, sec. CER

Industrie (Compliance)EUA, CER, ERU

Industrie (Marketing)VER

Banker, HändlerEUA, CER, ERU

EUETS– EUA, CER, ERU

Börsen– ICE, EEX, Bluenext...– EUA, sec.CER, ERU

Broker– VER, EUA, CER, ERU

Weltweit „Kyoto“– AAU, CER, ERU

Weltweit „voluntary“ – VER

Verknüpfung der Märkte durch weltweite Projekte

Marktteilnehmer MarktplätzeProdukt-

ausprägungen


Gegenseitige Beeinflussung der Emissionsmärkte

EUA können teilweise durch CER ersetzt werden

CER sind eine „Kyoto-Währung“, Nachfrage aus Annex 1-Staaten

CER werden in Projekten generiert

Projekte können auch die Nachfrage aus anderen CO2-Vermeidungs-Regimes bedienen (z. B. USA)

Weltweite Verknüpfung der

Emissionsmärkte


Preisdeterminanten

NachfrageseitigKonjunktur

Verschärfung politischer Vorgaben (Caps)

Eintritt neuer Marktakteure

Fuel Switch

Wetter

Spekulanten

...

AngebotsseitigProjektentwicklung

Energieeffizienz

„Hot Air“

CCS-Technologie

Spekulanten

...


Preisentwicklungen CO2

0

5

10

15

20

25

30

35

40

01.01.2005 01.01.2006 01.01.2007 01.01.2008 01.01.2009

Marktüberhitzung, Stop-Losses greifen

Nachricht: EU ist „long“

UK-Gaspreis fällt

D erhöht CER- Quote von

12% auf 20%

Bekanntgabe Emissionen 06 sowie Festlegung

NAPs

Viele CER aus Projekten

Starker Anstieg Commoditypreise

US- Subprimekrise:

Commoditypreise sinken

US-Konkunkturkrise: Commoditypreise

fallen

CO2 Phase 1 [€/t](Forward next Dec)



Preisentwicklungen CO2 und Strom

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

01.01.2004 01.01.2005 01.01.2006 01.01.2007 01.01.2008 01.01.2009

Strom [€/MWh](Forward Base Frontjahr)




CER / EUA-Swap in €/t

J J A S O N D 2008 M A M J J A S O N D

2

4

6

8

2

4

6

8

EUA / CER Spread

1416182022242628

1416182022242628

CER

EUA

Entwurf EUGuideline mit Begrenzung der

Verwendbarkeit von CER auf 1,4 Gt in Phase II und III

Geringerer CER-Supply erwartet (Erdbeben China,

Engpass Klimasekretariat...)


Forwardcurves EUA und CER

Verzinsung 3 %

18

20

22

24

26

28

30

32

Spot Dez 08 Dez 09 Dez 10 Dez 11 Dez 12

Lieferzeitpunkt

€/t

EUA

CER

Stand: 24.06.2008

Gültigkeit der Zertifikate für ganze Periode

Zahlung bei Lieferung

Cost of Carry unter-repräsentiert


Marktplätze für Emissionshandel

Regionale Märkte (EUETS, USA, ...)

BörsenICEEEXBluenext...

Broker / Brokerplattformen

Bilateral


Handelsplattformen

Broker,Börsen,oder bilateral


Marktentwicklung EUA an Börsen

0

50.000.000

100.000.000

150.000.000

200.000.000

250.000.000

300.000.000

350.000.000

400.000.000

450.000.000

Jan07

Apr07

Jul07

Okt07

Jan08

Apr08

Jul08

Okt08

Green ExchangeEEXBluenextNordpoolECX / ICE

Volumes reported reflect all contracts up to 2014 and include both screen and cleared volume.


Tägliches Handelsvolumen ICE / ECX

0

5

10

15

20

25

30

35

40

06.02.2006

29.06.2006

16.11.2006

10.04.2007

28.08.2007

18.01.2008

11.06.2008

29.10.2008

VOLU

ME

(mill

ion

tonn

es C

O2)

€0

€5

€10

€15

€20

€25

€30

€35

Pric

e pe

r ton

ne (E

UR

)

Total VolumeDec09 Sett


Fazit

Der CO2-Markt ist ein Markt mit Zukunft!

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!


EFET: Stimme der europäischen Energiegroßhändler

The European Federationof Energy Traders (EFET)

Repräsentiert über 80 Handelsunternehmen in über 20 europäischen Ländern

Fördert den paneuropäischenEnergiehandel in offenen, transparentenund liquiden Grosshandelsmärkten

Wesentliche Aktivitäten– Eintreten für die Marktliberalisierung– Förderung des Energiehandels in Europa– Standardisierung von Verträgen


Markttransparenz

Datenaustausch

Produkte und Prozesse

Gesetze

Regulierung

Steuergesetze

Europäische Verträge

Marktorganisation

Mission: Verbesserung der Bedingungen für den europäischen Energiehandel

Durch bessere

“The EFET mission involves improving conditions for energy trading in Europe and fostering the development of an open, liquid and transparent European wholesale energy market”.




Über EFET

1999: EFET European Federation of Energy Traders, Stiftung niederländischen Rechts, Sitz Amsterdam

2001: EFET Deutschland - Verband deutscher Gas-und Stromhändler e.V., Sitz Berlin

Aufgaben von EFETFörderung des EnergiehandelsAnalyse von Handelshindernissen und MarktbarrierenErarbeitung von Empfehlungen für Marktteilnehmer,

Netzbetreiber und RegierungsstellenInformationsaustauschVerbesserung von Informationstechnologien des

Energiehandels






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