Denne masteroppgaven undersøker hvordan utviklingen i naturgasspriser påvirker CO₂-priser i EUs kvotesystem (EU ETS) i perioden 2010–2025, med særlig vekt på hvordan denne relasjonen har endret seg i møte med økt fornybarandel, ekstreme energipriser og geopolitiske sjokk. Studien tar utgangspunkt i tre hypoteser som adresserer både klassiske markedsmekanismer og mulige strukturelle brudd. Med et teoretisk rammeverk forankret i marginalkostnadsteori, merit order-logikk og substitusjonsteori mellom fossile brensler, analyseres dynamikken ved hjelp av vektorautoregressive modeller (VAR), vektor feilkorreksjonsmodeller (VECM), impulsresponsfunksjoner (IRF) og variansdekomponering (FEVD).
Datagrunnlaget består av daglige observasjoner for CO₂-kvotepriser (EUA), naturgasspriser (TTF) og kullpriser (API2) fra 2010 til mars 2025. Resultatene viser at økte naturgasspriser tradisjonelt har bidratt til høyere CO₂-priser, særlig gjennom økt kullbruk i kraftsektoren. Dette samsvarer med hypotesen om såkalt fuel switching, der gassens økte kostnader gjør kull mer konkurransedyktig, noe som igjen øker utslippene og etterspørselen etter kvoter. Denne sammenhengen er tydeligst i perioden før COVID-19. Under pandemien svekkes relasjonen, og i perioden etter Ukraina-invasjonen endres dynamikken markant: kullprisen får en positiv effekt på CO₂-prisen, i strid med forventet substitusjonsmønster. Dette tolkes som uttrykk for et regimeskifte i kraftmarkedet, der energisikkerhet og forsyningsbegrensninger overstyrer den klassiske prislogikken.
Videre finner oppgaven at naturgassens rolle som forklaringsvariabel er asymmetrisk og betinget av markedets tilstand: den er ikke-signifikant i normalperioder, negativ under etterspørselsfall (COVID), og positiv under forsyningskriser (krig/energikrise). Slike funn gir støtte til hypotesen om at sammenhengen mellom energipriser og CO₂-priser er regimeavhengig, og at strukturelle faktorer som fornybar ekspansjon, politisk intervensjon og geopolitisk risiko i økende grad preger kvotemarkedets funksjon.
Oppgaven konkluderer med at CO₂-prisdannelsen i dagens marked ikke kan forstås isolert gjennom fossile brenselspriser alene, men krever en helhetlig tilnærming som integrerer energipolitikk, teknologisk innovasjon og makroøkonomiske og geopolitiske variabler. Studien påpeker at videre forskning bør inkludere faktorer som BNP, inflasjon, kvotetilbud og regulatoriske endringer for å fange kompleksiteten i markedet. Funnene har viktige implikasjoner for utforming av klimapolitikk og markedsdesign, særlig i en tid preget av høy usikkerhet og strukturelle omstillinger i Europas energisystem.This master’s thesis investigates how developments in natural gas prices have influenced CO₂ prices within the EU Emissions Trading System (EU ETS) over the period 2010–2025. The study places particular emphasis on how this relationship has evolved in response to a rising share of renewable energy, extreme energy price movements, and geopolitical shocks. The analysis is grounded in three core hypotheses that address both classical market mechanisms and potential structural breaks. The theoretical framework is based on marginal cost theory, merit order logic, and fossil fuel substitution dynamics, while the empirical analysis employs vector autoregressive models (VAR), vector error correction models (VECM), impulse response functions (IRF), and forecast error variance decomposition (FEVD).
The dataset consists of daily observations for CO₂ allowance prices (EUA), natural gas prices (TTF), and coal prices (API2) from 2010 through March 2025. The results indicate that rising natural gas prices have historically led to higher CO₂ prices, primarily through increased reliance on coal in power generation. This supports the fuel switching hypothesis, where more expensive gas makes coal more competitive, thereby increasing emissions and the demand for allowances. This relationship is strongest in the pre-COVID-19 period. During the pandemic, the connection weakens, and in the aftermath of Russia’s invasion of Ukraine, the dynamics shift markedly: coal prices exhibit a positive effect on CO₂ prices—contrary to expectations based on standard substitution patterns. This is interpreted as evidence of a regime shift, where energy security concerns and supply constraints override conventional market logic.
The thesis further finds that the role of natural gas as an explanatory variable is asymmetric and regime-dependent: it is statistically insignificant in normal market conditions, negative during demand-side shocks such as the pandemic, and positive during supply crises, as in the energy shock following the war. These findings lend strong support to the third hypothesis—that the relationship between energy prices and CO₂ prices is contingent on broader structural and institutional factors. The increasing influence of renewable energy deployment, political intervention, and geopolitical uncertainty appear to reshape the functioning of the carbon market.
The study concludes that understanding CO₂ price formation in today’s market context cannot be achieved by focusing solely on fossil fuel prices. A more holistic approach is required—one that integrates energy policy, technological innovation, and macroeconomic and geopolitical variables. It is recommended that future research incorporate additional explanatory factors such as GDP, inflation, quota supply dynamics, and regulatory interventions. The findings have significant implications for climate policy design, risk assessment in energy markets, and the broader discourse on carbon pricing in an era marked by persistent uncertainty and structural transformation across European energy systems
