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Ibrahim Ahamada, Djamel Kirat
This paper addresses the economic impact of the European Union Emission Trading Scheme (EU ETS) for carbon on wholesale electricity prices in France and Germany during the Kyoto commitment period (2008-2012). We identify a structural break occurred on the carbon spot price series in October 2008, which is mainly resulting from the financial and economic crisis. We find that the price of carbon does not matter for electricity prices in either countries before October 2008. Electricity producers in both countries were facing uncertainties regarding the future of the EU ETS and thus adopted a wait and see attitude until the end of 2008. The communication of national allocation plans (NAPs) in late October 2008, and the definitive adoption of the European Union climate and energy package by the European Parliament in December 2008 puts an end to these uncertainties. We find also that after October 2008, electricity producers in both countries were constrained to include the carbon price in their cost functions. During that period, French electricity producers were more constrained than their German counterparts, the elasticity of the electricity price relative to the price of carbon being higher in France than in Germany. By comparing the results with those in Kirat and Ahamada [2011] concerning the first phase of the EU ETS we conclude that the changes in the EU ETS introduced in phase II (banking and lower allowances in NAPs) have rendered the carbon market more efficient. Finally, we find a higher conditional correlation between wholesale electricity prices in France and Germany during the second phase of the EU ETS reflecting more integrated French and German electricity markets.
Cet article traite de l’impact économique du système communautaire d’échange de quotas d’émission (SCEQE) sur les prix de gros de l’électricité en France et en Allemagne au cours de la période d’engagement de Kyoto (2008-2012). Nous identifions une rupture structurelle survenue sur la série de prix spot du carbone, en octobre 2008, que nous imputons principalement à la crise économique et financière de 2008. Nous trouvons que le prix du carbone n’a pas été répercuté sur les prix de l’électricité des deux pays avant octobre 2008. Les producteurs d’électricité des deux pays ont fait face à des incertitudes relatives à l’avenir du SCEQE et ont donc adopté une attitude attentiste jusqu’à la fin de 2008. La communication des plans nationaux d’allocation (NAPs), fin d’octobre 2008, et l’adoption définitive du paquet énergie-climat par le Parlement européen en décembre 2008 a mis fin à ces incertitudes. Nous trouvons également qu’à partir d’octobre 2008, les producteurs d’électricité des deux pays ont été contraints d’inclure le prix du carbone dans leurs fonctions de coût de production. Pendant cette période, les producteurs français étaient plus contraints que leurs homologues allemands, l’élasticité du prix de l’électricité par rapport au prix du carbone étant plus élevé en France qu’en Allemagne. En comparant les résultats avec ceux de Kirat et Ahamada [2011] concernant la première phase du SCEQE nous concluons que les changements dans le design du SCEQE introduits dans la phase II (transferrabilité des permis et plus faible allocations dans les NAPs) ont rendu le marché du carbone plus efficace. Enfin, nous trouvons une corrélation conditionnelle plus élevée entre les prix de gros de l’électricité en France et en Allemagne au cours de la deuxième phase du SCEQE reflétant une meilleure intégration des marchés de l’électricité français et allemands
