Tilleggsnotat til presentasjon på NORWEADAGEN Mars 2014

Transkript

1 Notat NYE KVOTEKURVER: INNVIRKNING PÅ INVESTERINGER, PRIS OG USIKKERHET Tilleggsnotat til presentasjon på NORWEADAGEN Mars 2014 Ole Løfsnæs,

2 TABLE OF CONTENTS 1. INTRODUKSJON 3 2. HVA INNEBÆRER NYE KVOTEKURVER 3 3. INVESTRINGER 6 4. PRIS OG PRISRISIKO OPPSUMMERING 12 ANNEX A :TGC 2.0, PÖYRYS ELSERTIFIKATMODELL 14

3 1. INTRODUKSJON Dette notatet er et supplement til Pöyry s presentasjon på NORWEADAGEN 27. mars Notatet drøfter den foreslåtte tekniske justeringen av kvotekurven i elsertifikatmarkedet og analyserer konsekvensene denne reguleringsendringen vil ha på investeringstakten, pris og markedsaktørenes prisforventninger. Notatet sammenlikner de foreslåtte endringene med den eksisterende kvotekurven. Hva gjelder tilfellet med eksisterende kvotekurver så representerer denne en kontrafaktisk situasjon som ikke gjenspeiler Pöyrys formening om hvordan markedsbetingelsene vil defineres. Eksisterende kvotekurver benyttes kun som et referansepunkt for å belyse etterspørselssideeffekter i elsertifikatmarkedet. Vi har gjennomført analysen med en kvantitativ tilnærming, hvor vi har benyttet Pöyry s elsertifikatmodell TGC 2.0 for å simulere det fremtidige sertifikatmarkedet med nye foreslåtte kvotekurver (sentralbanen) og et alternativtilfelle hvor eksisterende kvotekurver blir bevart (kontrafaktisk tilfelle). Forskjellen i kvotekurver og derav sertifikatetterspørsel er for øvrig den eneste forskjell mellom scenariene. Dermed vil vår analyse fange opp parameterendringer som følge av denne endringen alene. Hva gjelder vår modell så er denne en lineær optimeringsmodell som søker å møte sertifikatkravet til lavest mulig kostnad, hensyntatt den gjeldende tilbudskurven for fornybar kraft og prisen på elektrisk kraft. Modellen tar hensyn til investering under usikkerhet, og skiller seg derfor ut fra typiske perfekt fremsyn modeller hvor aktørenes forventninger til fremtiden utelukkende faktisk inntreffer, og at alle parameterverdier følgelig ikke er heftet med noen form for usikkerhet. For nærmere beskrivelse av modellen se Annex A. 2. HVA INNEBÆRER NYE KVOTEKURVER Bakgrunn for den foreslåtte endringen Som en del av kontrollstasjonen i 2015 har NVE og Energimyndigheten lagt frem sine anbefalinger for en teknisk justering av kvotekurven, med eventuell virkning fra januar Målet om 26,4 TWh ny fornybar energi innen 2020 står fast, og alle foreslåtte endringer gjennomføres med sikte på å sikre måloppnåelsen. Behovet for den tekniske justeringen er et resultat av: Nye prognoser for elsertifikatpliktig forbruk i Norge og Sverige, i den forstand at forbruket har utviklet seg annerledes enn forespeilet ved det felles markedets tiltredelse; og Produksjonsøkning på eksisterende anlegg i overgangsordningen som har vært høyere enn antatt. Hva gjelder forbruksprognoser så forventes det et høyere forbruk i Norge og et lavere forbruk i Sverige relativt til det som ble lagt til grunn ved innføring av eksisterende kvotekurve. I 2013 ble det derfor annullert flere sertifikat i Norge enn forventet og færre i Sverige. Figur 1 viser nye og gamle etterspørselsprognoser i Norge og Sverige. Totalt sett vil det forventede elforbruket ikke være betydelig annerledes enn det som opprinnelig ble antatt. 3

4 Elsertifikatpliktig forbruk (TWh) Figur 1 Gamle og reviderte etterspørselsprognoser i Norge og Sverige (TWh) Gammel etterspørselsprognose -Sverige Ny etterspørselsprognose -Sverige Gammel etterspørselsprognose -Norge Ny etterspørselsprognose -Norge Til tross for at den samlede etterspørselen etter kraft ikke endres nevneverdig som følge av prognosejusteringene så vil derimot sertifikatetterspørselen bli annerledes. Dette kommer av at Norge og Sverige har ulike kvoter. Særlig gjelder dette i perioden hvor Norge innledningsvis har lavere kvoter som følge av at annulleringskravet ikke skal bli for stort. Produksjonsøkning av anlegg om inngår i den svenske overgangsordningen (anlegg tildelt sertifikater fra før det felles markedet ble innført) har medført at produksjonsvolumet fra disse er større enn først antatt. Anlegg som har gjennomført produksjonsøkningstiltak vil motta sertifikater for den økte produksjon i 15 år. Den tekniske justeringen tar sikte på å rebalansere etterspørselen i Norge og Sverige, slik at hvert land finansierer 13,2 TWh av den nye fornybare produksjonen. Samtidig vil endringen korrigere for produksjonen fra anlegg som inngår i overgangsordningen, og sikre at det er tilstrekkelig etterspørsel av sertifikater i markedet for å nå målet om 26,4 TWh i Akkumulert reserve av sertifikater En ytterligere hensikt med den tekniske kvotejusteringen er å korrigere for at historisk innløsning av kvoter har vært lavere enn forventet. Den lave innløsningen har bidratt til en voksende akkumulert reserve av sertifikater. Historisk sett har den akkumulerte reserven i sertifikatmarkedet ligget på rundt 5 TWh. I de senere år har imidlertid overskuddet økt, og ved inngangen av det felles markedet i 2012 var reserven på ca. 8,8 TWh. Årsaken til det økte overskuddet skyldes som sagt negativt avvik i etterspørselen etter sertifikater så vel som positive avvik på produksjonssiden (tilbudssiden). Figur 2 viser historiske produksjon -og kanselleringstall for Produksjonstallene er delt inn i kalenderår, mens kanselleringstallene er delt inn i et «elsertifikatår», som går fra 1. april til 1. april påfølgende år. For 2013 er det lagt til grunn estimert etterspørsel, mens det på produksjonssiden er benyttet faktiske tall for utstedte sertifikat i perioden april t.o.m februar

5 Certificates, TWh Figur 2 Markedsbalanse og akkumulert reserve (TWh) Canc_Norway Canc_Sweden Issued_Norway Issued_Sweden Acc surplus Etter kansellering i 2013 var overskuddet på 11,7 TWh, og det forventes at overskuddet skal øke i Sammenligning av ny og gammel kvotekurve Nettoeffekten av den foreståtte tekniske justeringen vil innebære en samlet økning i elsertifikatetterspørselen på 61 TWh i perioden I perioden vil det være en økning på 28 TWh, noe som i stor grad forventes å redusere den eksisterende reserven av sertifikater. Hvis de forslåtte endringene vedtas vil den nye kvotekurven tre i kraft fra 1. januar viser den eksisterende kvotekuven og de nye foreslåtte kvotekurvene i Norge og Sverige. Som illustrert i figuren er avviket størst i perioden , mens avviket reduseres i perioden

6 TWh per år Figur 3 Eksisterende og nye kvotekurver, Norge og Sverige, prosent 3. INVESTRINGER Som illustrert i Figur 4 under vil en fortsettelse med eksisterende kvotekurver innebære at markedet kan møte etterspørselen av sertifikater frem til 2017 med eksisterende produksjon samt produksjon under bygging med forventet ferdigstillelse i 2014 og Dette betyr med andre ord at det ikke vil være behov for flere investeringer på kort sikt. I tillegg vil eventuelle positive avvik i etterspørselen kunne møtes med den akkumulerte reserven (ikke inkludert i grafen), som også vil øke frem til Dersom nye kvotekurver innføres fra starten av 2016 vil det er derimot være behov for investeringer på et tidligere tidspunkt, og markedet vil ikke klare å møte etterspørselen i 2016 med eksisterende produksjon i markedet. Hvis det ikke tilføres ny produksjon vil det akkumulerte overskuddet reduseres allerede fra det året de nye kvotene innføres. Figur Balanse mellom tilbud og etterspørsel (TWh) Justert kvotekurve Eksisterende kvotekurve Eksist. Prod Potensial - 65 øre/kwh

7 Figur 4 viser også tilbudskurven for fornybar produksjon med en langsiktig marginalkostnad under 65 øre/kwh. De nye kvotekurvene vil holde seg innenfor dette mulighetsområdet, men priseffekten vil være avhengig av formen på tilbudskurven (innenfor mulighetsområdet), og da særlig spennet mellom 55 øre/kwh og 65 øre/kwh. Prissettingen mot 2020 vil derfor være avhengig av hvor store investeringer man trenger for å møte etterspørselen i 2020 (nivå på akkumulert reserve og eksiterende produksjon) og hvor på tilbudskurven disse investeringene ligger. Utbyggingstakt og investeringer Analysen av utbyggingstakten er todelt, og beskrives som eksogene og endogene investeringer. Eksogene investeringer omfatter prosjekter under konstruksjon eller der investeringsbeslutningen er fattet og finansieringen avklart. Slike prosjekt er således en input til modellen snarere enn en del av modelløsningen. I Norge består dette stort sett av tall publisert i kvartalsrapportene til NVE. I Sverige er det i midlertid vanskeligere å få oversikt over eksogene prosjekt. Tallene er i stor grad samlet inn av Pöyry, og hva gjelder onshore vind er tallene rapportert direkte fra prosjektutviklere. Det er tatt investeringsbeslutning på over 1000 MW av onshore vind prosjekter i Sverige for perioden Endogene investeringer utløses av modellen, og disse investeringene gjøres ut fra et prinsipp om at de beste prosjektene realiseres først. Modellen møter derfor etterspørselen i markedet med lavest mulig kostnad for systemet som helhet. Alle endogene prosjekt er fordelt på 39 kostnadskategorier, hvor lokasjon, nett, eierskap osv. benyttes som parameterverdier for kostnadsberegninger i de ulike kategoriene. Figur 5 viser prisspredningen (langsiktig marginalkostnad) for de ulike fornybarteknologiene og for de potensielle prosjektene hvor det enda ikke er foretatt en investeringsbeslutning 1. Det endogene potensialet er også kategorisert ut fra status (for eksempel «i konsesjonskø» eller «endelig konsesjon OED») og beliggenhet/mulighet for nettilknytning, det er derfor restriksjoner på hvor raskt ulike prosjekt kan realiseres. 1 Figuren viser ikke kostnader vektet for potensial. Store deler av potensialet for de ulike teknologiene kan derfor for eksempel ligge i den øvre eller nedre delen av prisspennet. 7

8 Million certificates (TWh) EUR/MWh Figur 5 Langsiktig marginalkostnad for fornybar potensiale ( /MWh) Onshore wind Norway Onshore wind Sweden Hydro Norway Hydro Sweden Offshore wind Norway Offshore wind Sweden CHP Norway CHP Sweden Figur 6 viser utbyggingstakten ved nye kvotekurver. Etterspørselen frem mot 2020 møtes i stor grad av svensk vindkraft og mindre norske vannkraftutbygginger. Tilførselen av norsk vindkraft er liten frem mot 2018, og det bygges ut i størst grad i perioden Det forventes at norsk vindkraft (som inngår i sertifikatmarkedet) vil ha en samlet produksjon på 3-4 TWh før utgangen av På norsk side er det større prosjekt (klyngeprosjekt) med gode vindforhold som vil bli realisert. Den totale sertifikattilførselen blir 38 TWh i 2020, og det forventes å kansellere 38,4 TWh sertifikat i samme år. Figur 6 Utbygging med nye kvotekurver (TWh) Norway-WindOnshore Norway-Hydro Sweden-CHP_Ind Sweden-CHP_Dist Sweden-WindOffshore Sweden-Hydro Sweden-WindOnshore Demand Figur 7 viser utbyggingstakten i tilfellet hvor kvotekurvene ikke endres fra dagens nivå. Det investeres i lite ny produksjon frem mot 2020 selv om overskuddet forventes å falle i I dette scenariet møtes innløsningskravet i 2020 blant annet ved å tære på den betydelige reserven med sertifikater. Imidlertid kreves ytterligere utbygginger enn de 8

9 Million certificates (TWh) grafen viser for å møte kvotekravet gjennom hele perioden, men dette gjøres primært med utbygging etter 2020, og da naturlig nok bare på svensk side. Figur 7 Utbygging med eksisterende kvotekurver Norway-WindOnshore Norway-Hydro Sweden-CHP_Ind Sweden-CHP_Dist Sweden-WindOffshore Sweden-Hydro Sweden-WindOnshore Demand Manglende investeringer før 2020 er et resultat av at vindkraftutviklere ikke ser tilstrekkelige markedsbetingelser for å realisere sine prosjekt, mye grunnet det betydelige sertifikatoverskuddet. Dette gjelder ikke for norske vannkraftutbyggere som for det meste klarer seg med lavere inntekter fra sertifikatmarkedet. Etter 2020 medfører manglende investeringer imidlertid en markedsknapphet som presser sertifikatprisene opp, noe som igangsetter svenske vindkraftinvesteringer på ny. Fremtidig utvikling i akkumulert reserve Ettersom nye kvotekurver ikke implementeres før i 2016 forventes det at det akkumulerte reserven vil stige relativt til dagens nivå både med eksisterende og nye kvotekurver. I scenariet med nye kvotekurver forventes det at overskuddet skal nå 20 TWh i 2015, før det reduseres i Samtidig forventes det et overskudd på rundt 8 TWh fra I situasjonen med eksisterende kvotekurver vil reserven øke ytterligere, og den når et toppnivå i 2017 på ca. 23 TWh. Ettersom det investeres lite i ny produksjon før 2020 vil reserven reduseres mot 2030, og dette tvinger også frem balanseinvesteringer post Nivået på det akkumulerte reserven påvirker timingen av investeringene før og etter Korrelasjonen mellom pris og reserve er tydeligst når reserven beveger seg mot et lavt nivå og risikoen for straffesatser øker. Nivået på den akkumulerte reserven reflekterer at markedsaktørene i modellen ikke har «perfect foresight» men foretar sine investeringsbeslutninger basert for forventninger. Ettersom det ikke er optimalt å møte etterspørselen i markedet gjennom høye volum av straffesatser vil det eksistere et overskudd i markedet gjennom hele markedets levetid. 9

10 EUR/MWh (real 2012 money) million certificates, TWh Figur 8 Akkumulert reserve (TWh) Nye kvoter Gamle kvoter PRIS OG PRISRISIKO Avviket mellom nye og eksisterende kvotekurver er 28 TWh før Dette innebærer økt markedsknapphet ved innføring av nye kvotekurver og dertil behov for investeringer som beskrevet i kapittel 3. Resultatet er en høyere sertifikatpris fram mot 2020 i tilfellet hvor man innfører nye kvotekurver sammenlignet med det kontrafaktiske tilfellet. Akkumulert inntjening per MWh i perioden ligger 34 /MWh høyere med nye kvotekurver (se figuren under). Figur 9 Prisforskjell i Central senarioet med nye og eksisterende kvotekurver ( /MWh) Mindre markedsknapphet og høyere overskudd Mindre utbygging 0-5 Færre investeringer før 2020, trenger mer balansering. Behov for flere vindkraftinvesteringer etter Ettersom det foretas lite investeringer før 2020 med eksisterende kvotekurver vil det være behov for å investere i prosjekter etter 2020 for å unngå underskudd av sertifikater. Prisen i tilfellet med eksisterende kvotekurver vil derfor ligge høyere sammenliknet med tilfellet med nye kvotekurver i perioden fra 2021 til Selv om prisen ligger høyere i perioden er det allikevel forventet at forskjellen vil utjevnes mot Dette er fordi sertifikatprisen vil falle på lang sikt i begge tilfellene. Figur 10 og Figur 11 viser prisspredningen for prisbanene med henholdsvis nye og eksisterende kvotekurver. Prisspredningen er vist relativt til prisene i sentralbanen, også kalt P-50. Den sentrale prisbanen for ett scenario gjengir et vektet snitt av 30 ulike simuleringer innenfor dette scenariet, der simuleringene varierer med markedsaktørenes forventninger til markedsutviklingen (for eksempel en simulering med optimistiske investorer og en simulering med pessimistiske investorer). 10

11 EUR/MWh (forskjell fra P50) Årsaken til de ulike prisbanene er altså investorenes forventninger til fremtiden; dette innebærer forventninger om kraftprisen, mengden tilgjengelig ubygde prosjekt osv. De faktiske markedsforholdene er imidlertid like på tvers av forventninger. Prisutviklingen innenfor det øvre lysegrå prisområdet viser utfallet av tilfellet med pessimistiske investorer, mens det nedre lysegrå området gjengir tilfellet med de mest optimistiske (P5/P95). I tilfellet med pessimistiske investorer forventer disse at markedsbetingelsene er utilstrekkelig for investeringer. En markedsknapphet vil dermed inntreffe, og denne gir høye sertifikatpriser. I tilfelle med de mest optimistiske investorene blir resultatet et kraftig prispress på sertifikater pga. for høy utbygging samt forventning til høye kraftpriser. Som vist i figurene er oppsiden høyere en nedsiden, og dette skyldes i hovedsak at sertifikatprisene beveger/nærmer seg null på lengre sikt. Ettersom sertifikatprisen ikke kan være negativ blir derfor nedsiden (som er differansen fra sentralbanen) begrenset. Figur Prisspredning med nye kvotekurver ( /MWh) P5/P95 P10/P90 P25/P

12 EUR/MWh (forskjell fra P50) Figur 11 Prisspredning med eksisterende kvotekurver ( /MWh) P5/P95 P10/P90 P25/P Prisspredningen skyldes både forventninger framover og konsekvenser av tidligere investeringsbeslutninger. Spredningen er liten innledningsvis delvis på grunn av at kraftprisene er lave og at forventningssprikene dermed er begrenset. Imidlertid skyldes den begrensede spredningen heller at det er relativt liten investeringsaktivitet innledningsvis, og at utfall i form av feil investeringsbeslutninger dermed har liten effekt. Dette forklarer videre hvorfor prisspredningen er lavere i tilfelle med eksisterende kvotekurver. I denne situasjonen har markedet nærmest en klar forventning om at markedet går i overskudd uansett, og med mindre noen aktører investerer for mye på kort tid så forventer både pessimistiske og optimistiske investorer at prisen vil holde seg innenfor et viss nivå. Spredningen øker når konsekvensene av investeringsbeslutninger blir gjeldende, og man innser at man enten får et for stort overskudd eller mangel på sertifikater i perioden etter OPPSUMMERING Vi summerer våre viktigste konklusjoner fra analysen under. Dersom kvotekurvene ikke endres vil trolig etterspørselen i sertifikatmarkedet være for lav til å nå målet om 26,4 TWh innen utgangen av år Eksisterende kvotekurver gir en investeringsbrems ettersom man kan møte etterspørselen i markedet med eksisterende (og fremtidig) overskudd, samt nye planlagte prosjekter i Dette gir en forskyvning i investeringer til etter 2020 og det er derfor hovedsakelig svenske prosjekt som realiseres. Eksisterende kvotekurver vil ikke gi betydelig økte investeringer i onshore vind i Norge utover prosjekt som allerede er under utbygging. Nye kvotekurver betyr at målet om 26,4 TWh nås i 2020, og at måloppnåelsen blant annet besørges av utbygging av landbasert vindkraft i Norge. Den akkumulerte 12

13 reserven reduseres fra år 2016 og økt etterspørsel tvinger frem investeringer før I en situasjon med risiko for straffesatser og hvor markedsaktørenes investeringsbeslutninger er forventningsbasert (hvor aktørene ikke har såkalt «perfect foresight») vil det alltid være behov for et overskudd i markedet. Ved nye kvotekurver blir den gjennomsnittlig akkumulerte reserven ca. 8 TWh fra Nye kvotekurver medfører høyere sertifikatpriser før 2020 og lavere priser i perioden enn tilfellet er med eksisterende kvotekurver. Prisforskjellene skyldes i stor grad timingen av investeringene, hvor det med nye kvotekurver investeres før 2020, mens det med eksisterende kvotekurver investeres i større grad etter I begge tilfeller kommer størsteparten av inntekten fra kraftsalg i perioden etter Ulike markedsforventninger slår ut i stor prisusikkerhet på lang sikt. På kort sikt ( ) er prisspredningen liten ettersom ulike forventninger har mindre utslag på aktørenes investeringsbeslutning. 13

14 ANNEX A :TGC 2.0, PÖYRYS ELSERTIFIKATMODELL TGC 2.0 (Tradable Green Certificates) er Pöyrys verktøy for modellering av elsertifikatpriser. Dette er en lineær optimeringsmodell som finner den optimale investeringene i fornybare prosjekter basert på flere fundamentale antagelser og restriksjoner. Optimeringen består i å møte etterspørselen i sertifikatmarkedet til lavest mulig kostnad for produsentene og konsumentene i markedet. Fundamentale forutsetninger i modellen inkluderer fremtidig etterspørsel etter sertifikater, tilbudskurven av potensielle fornybare prosjekter, vindforhold og tilsig, i tillegg til andre restriksjoner lagt til grunn i Norges og Sveriges rammeverk. Tilbudskurven er et resultat av en detaljert «bottom-up» analyse basert på offentlig tilgjengelig informasjon samt Pöyrys egen informasjonshenting og analyse. Fremtidige kraftpriser er basert på Pöyrys egne kraftmarkedsprognoser. I teorien skal elsertifikatprisen settes ut fra den langsiktige marginalkostnaden til den marginale investeringen minus kraftprisen. Hvis det marginale prosjektet for eksempel har en kostnad på 70 /MWh og gjennomsnittlig kraftpris er 50 /MWh over prosjektperioden så skal sertifikatprisen ligge på 20 /MWh. Dette sammenfaller imidlertid ikke med virkeligheten, og prissettingen i sertifikatmarkedet er betraktelig mer kompleks i tillegg til at markedet er for lite transparent for en slik prissetting. Følgende er også viktig for å forstå prissettingen i markedet: Feil forventninger: investorer vet ikke hvordan fremtiden ser ut, og alle investeringsbeslutninger er basert på forventninger som kan vise seg å være feil; Banking av sertifikat: en akkumulert reserve av sertifikat gir en kortsiktig buffer for straffesatser I en verden hvor alle aktører har perfekt informasjon om fremtiden vil ikke den akkumulerte reserven ha stor påvirkning på elsertifikatprisen, ettersom markedet simpelthen vil holde tilbake investeringer til markedet rebalanseres og prisene justeres oppover. I et marked hvor aktørene ikke har denne type informasjon vet ikke markedsaktørene når markedet rebalanseres, og prisene vil ikke reflektere dette før det er sikkert at reserven er redusert. Det eksisterer også en usikkerhet for at markedet aldri kommer i balanse ettersom aktører kan foreta investeringer basert på feil forventninger. En såkalt «perfect foresight» modell vil ikke fange opp disse faktorene, og vil derfor gi en gjennomsnittlig elsertikatpris lik den langsiktige marginalkostnaden til den marginale fornybare investeringen minus kraftprisen. Alle investeringsbeslutningene i en slik modell vil derfor være «riktige» og alle prosjektene vil være lønnsomme. TGC 2.0 gjør ikke antagelser om «perfekt foresight» og alle investeringsbeslutninger gjøres under usikkerhet, og elsertifikatprisen kan derfor også avvike fra den teoretiske likevektsprisen. Pöyry modellerer tre ulike prisbaner for elsertifikater; Cert_High, Central og Cert_Low, i tillegg modelleres to sensitiviteter med hensyn på kraftpris. Central refererer til Pöyry sitt base case og representeres derfor den prisen som ansees som mest sannsynlig. Modellering av ulike forventninger Pöyry benytter sine egne kraftprisprognoser i de tre ulike prisbanene, og dette blir også det faktiske utfallet for kraftprisen i modellen. Forventningene til markedsaktørene kan allikevel avvike fra denne kraftprisen. I TGC modellen kjører vi tretti separate simuleringer som representerer ulike forventninger. I alle simuleringene har aktørene forventninger for de neste fem årene. Hver simulering består av ulike grener som inneholder følgende parametere: 14

15 kraftpris værforhold som tilsig og vindforhold, og; tilbudskurven for fornybare prosjekter, som sier noe om hvor raskt fornybar potensialet kan realiseres Figur 12 illustrerer oppsettet av simuleringene for alle scenarioene. De ulike grenene i hver simulering har definerte sannsynligheter. For eksempel kan simulering S1 reflektere en situasjon med høy sannsynlighet for at gren 1 (P1) realiseres, som kan bestå av flere «bearish» antagelser, mens simulering S30 kan representere en verden med høy sannsynlighet for P6 og «bullish» forventninger. Summen av disse 30 simuleringene fanger derfor opp kombinasjonen av mange ulike forventninger, og kan derfor også reflektere et marked bestående av mange investorer som foretar sine investeringsbeslutninger basert på disse ulike forventningene. Figur 12 Illustration of scenario simulations in TGC 2.0 Som vist i figuren over så er det forventninger om kraftprisen, kapasitetsutbygging og kraftproduksjon som danner grunnlaget for de ulike grenene. Hver gren har egne verdier for alle parameterne, og det er derfor også mulig å undersøke hvordan ulike forventninger slår ut på elsertifikatprisen. 15

16 Pöyry is a global consulting and engineering firm. Our in-depth expertise extends across the fields of energy, industry, transportation, water, environment and real estate. Pöyry plc has c.7000 experts operating in 50 countries and net sales of EUR 796 million (2011). The company s shares are quoted on NASDAQ OMX Helsinki (Pöyry PLC: POY1V). Pöyry Management Consulting provides leading-edge consulting and advisory services covering the whole value chain in energy, forest and other process industries. Our energy practice is the leading provider of strategic, commercial, regulatory and policy advice to Europe's energy markets. Our energy team of 200 specialists, located across 14 European offices in 12 countries, offers unparalleled expertise in the rapidly changing energy sector. Pöyry Management Consulting (Norway) AS Grensen 16 Tel: N-0601, Oslo Fax: Norway oslo.econ@poyry.com