Impact of Offsets and REC's on Economics of Alberta Wind Projects in Alberta


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In this presenation given at CanWEA 2011, John Goetz discusses the following topics regarding Alberta’s De‐regulated Electricity Regime, Alberta’s Emission Reduction and Trading Program, California’s Renewable Energy Portfolio Standard and The Economic Impact of Offsets and REC trading.

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Impact of Offsets and REC's on Economics of Alberta Wind Projects in Alberta

  1. 1. The Impact of Offsets and REC’s on the Economics of Wind Projects in Alberta2011 Canadian Wind Energy Association (CanWEA) Annual ConferenceVancouver, British ColumbiaOctober 6, 2011Presented by:  John Goetz Research Assistance by: Keith Bishop Courtney MacQuarrie 1
  2. 2. Overview• Alberta’s De‐regulated Electricity Regime • Alberta’s Emission Reduction and Trading Program• California’s Renewable Energy Portfolio Standard• The Economic Impact of Offsets and REC trading 2
  3. 3. Alberta Wind Farms 3
  4. 4. Alberta Power Pool• Alberta does not have a central power purchaser like most  other provinces (Ontario Power Authority, BC Hydro,  SaskPower)• Alberta adopted a de‐regulated system for the purpose of  increasing competition to provide the lowest possible energy  prices to its consumers • All electric energy bought and sold in Alberta must be  exchanged through the Power Pool of Alberta* – created by  the Electric Utilities Act* Power Purchase Arrangements/contracts for differences are often entered into independently 4
  5. 5. Alberta Power PoolHow Does the Power Pool Work?• Power Pool functions as a spot market, matching  demand and supply to establish an hourly pool price• Generators/importers submit their offer to supply  energy through the Pool for each one‐hour period  during the next seven days• Offers are structured in MWh volume blocks 5
  6. 6. Alberta Power PoolHow Does the Power Pool Work?• System Controller keeps supply and demand in balance by instructing  power suppliers and purchasers about the amount of energy to be  supplied to or taken out of the system• System Controller develops a “merit order” of the offers and bids ‐ an  hourly operation schedule to meet forecast pool demand by ranking  offers and bids from the least expensive to the most expensive ‐ takes  into consideration constraint factors• Scheduling is done a day in advance and the System Controller dispatches  the required generation and import offers to service the actual system  demand and exports in real time 6
  7. 7. Alberta Power PoolHow Is the Price Determined? • Pool Price is determined by taking the weighted average of the system  price over 60 minutes. All power producers receive the hourly Pool  Price for power generated and all purchasers pay the Pool Price for  power received• Bid functions to remove (buy) energy from the Power Pool and  involves distributors, exporters, retailers and direct access customers• Offer functions to supply (sell) energy to the Power Pool and involves  Power Purchase Arrangement buyers, generators, and importers• System Price reflects the up‐to‐date change in demand and price of  energy during each hour 7
  8. 8. Emission Offsets in Alberta Alberta’s Emission Regulation and Trading System• Alberta 1st jurisdiction in North America to regulate GHG  emissions• Require large emitters to reduce emissions intensity by 12%  annually from established baseline• Developed flexible compliance and emission trading system• Designed to achieve emission reductions at the lowest cost 8
  9. 9. Emission Offsets in Alberta Alberta’s Emission Regulation and Trading System• Emission reduction compliance mechanisms: 1. Reduce emissions intensity at the source – often difficult ‐ prohibitively expensive 2. Buy Tech Fund Credits from Alberta Government (one  credit for each tonne of GHG emission reduction required =  $15.00 per tonne/credit 3. Buy emission offsets or emission performance credits  (EPC’s) ($12.00 ‐ $14.00 per offset or EPC) Or any combination of the above 9
  10. 10. Emission Offsets in Alberta Alberta’s Emission Regulation and Trading System• Each offset/EPC = 1 tonne of GHG emission intensity reduction• Offsets are generated by unregulated entities/projects that  generate emission reductions, such as wind power projects• EPC’s are generated by regulated entities exceeding their  targets 10
  11. 11. Emission Offsets in Alberta Alberta’s Emission Regulation and Trading System• Alberta’s major electricity sources are coal and natural gas  fired generating plants (very little hydro)• Alberta has a grid emission intensity factor of 0.65  tonnes of  GHG emitted per MWh of electricity produced• Equals 0.65 offsets for each MWh wind energy produced 11
  12. 12. Emission Offsets in Alberta Offsets not automatically owned by  purchaser• In Alberta, a wind power producer does  not have to assign the “environmental  attributes” to the purchaser like other  jurisdictions• Offsets can be sold separately from the  electricity• Offsets in Alberta have a significant value  (approximately $14.00 each) 12
  13. 13. Emission Offsets in Alberta Value of Emission Offsets in Alberta• At .65 offsets per MWh generated, based on an offset price of  $14.00, offsets add $9.00 to the price per MWh (.65 x $14 = $9)• 30 day Rolling hourly average pool price as of September 28th,  2011 was $136.10 /MWh• Year to date average pool price as of September 28th ‐ $76.43• Adding  offset value would bring this to $85.43 13
  14. 14. Emission Offsets in AlbertaImpact of Offsets on Economics• 3 Year Average Pool Price is around $60.00/MWh Avg. Pool With Period Price/MWh Offsets Aug 2010 - Sept 2011 $ 63.43 $ 72.43 Aug 2009 - Sept 2010 $ 54.17 $ 63.17 Aug 2008 - Sept 2009 $ 61.78 $ 70.78 3 Year Average $ 59.79 $ 68.79 14
  15. 15. California Renewable Portfolio Standard (RPS)California Increasing RPS• Senate Bill X1‐2 (SBX1‐2), signed in April 2011, increased California’s  legislated RPS from 20% of retail sales by December 31, 2013 to 25% of retails sales by December 31, 2016 and 33% by 2020• California RPS incorporates the use of Renewable Energy Credits for  compliance• RECs are a certificate of proof that one MWh of electricity was  generated by a Renewable Portfolio Standard (“RPS”) eligible energy  resource  and are issued through the Western Renewable Energy  Generation Information System (“WREGIS”) *Refer to the current Energy Commission Renewables Portfolio Standard Eligibility Guidebook at for information on eligible renewable energy resources and fuels 15
  16. 16. California RECs in AlbertaCalifornia Renewable Energy Credits (RECs)  Available to Alberta Power Producers• WREGIS tracks renewable energy generation and creates WREGIS certificates  for every renewable energy credit (REC) generated, which are used to  demonstrate compliance with state RPS policies• One REC represents one megawatt‐hour (MWh) of electricity generated from  a renewable resource• RECs originally had to be bundled with electricity delivered for consumption  in California but the CPUC have ruled that Tradable RECs (TRECs) can now be  traded separately from the associated electricity – BUT, there are limitations 16
  17. 17. California RECs in AlbertaCalifornia Renewable Energy Credits (RECs)  Available to Alberta  Power Producers• Since Alberta wind generators can retain their environmental  attributes when they sell their electricity ‐ they can convert emission  reductions into offsets, RECs or other compliance units – whichever  has highest value $$$• RECs are ostensibly available to Wind Power producers in Alberta, but  there are some challenges 17
  18. 18. Generating RECs in AlbertaCalifornia Renewable Energy Credits (RECs)  Available to Alberta Power  Producers• TREC prices have reportedly ranged between $12.00 ‐ $40.00 * with a price  cap of $50/REC for REC‐only contracts (due to expire December 2013 unless  extended) – However, California utilities indicate $15 ‐ $20 is more realistic  for the time being• At these prices, RECS offer an attractive alternative to Alberta offsets for  Alberta Wind Power producers/developers, BUT…RECs may not be readily  available, especially if Wind Producer not actually delivering the power to  California through WECC transmission system• Some Alberta Wind Project owners have reportedly received a cool response  from California utilities lately ‐ citing that it is difficult to get CPUC approval to  use RECs for RPS compliance if the RECS are from out of state and worse, out  of country ‐ also concerns about public perception*Bloomberg January 28, 2011 18
  19. 19. Generating RECs in AlbertaThe Greengate – PG&E Contract• Groundbreaking deal let Greengate sell its energy and RECs to  PG&E  and allowed PG&E to receive credit toward its RPS  requirement in California even though it will not be selling the renewable energy in the state• This was the first transaction since California lifted a ban on buying  and selling credits separately from the renewable energy that  produces them• Greengate‐PG&E deal demonstrates that a market for Alberta  generated RECs is possible and could be a valuable component of  financing 19
  20. 20. Generating RECs in AlbertaThe Greengate – PG&E Contract• The Greengate ‐ PG&E transaction involved buying “green  attributes” only, not power*• Under the contract with Greengate, PG&E will purchase energy,  capacity and green attributes from the Alberta wind farms and   then immediately and continuously resell the energy and  capacity back to Greengate, while keeping the RECs for their  own use** CPUC Resolution E‐4390 January 27, 2011 20
  21. 21. Generating RECs in Alberta25% Cap on TREC Use• Currently a 25% cap on the use of TRECs by utilities for meeting their  RPS • This was due to be lifted in 2013 – but SBX1‐2 seems to have changed  this ‐ use of TRECs will be reduced from current 25% cap at end of  2013 to 10% by 2017 (but 10% of 33%)• Cap has slow demand for TRECs ‐ utilities reportedly near limit for  tradable RECs• This could limit the opportunity for REC only contracts 21
  22. 22. Economic Impact of Trading RECs• RECs could add $10.00 ‐ $50.00 (depending on price) to price per MWh• This could have a significant impact on the economics of a Wind Project in  Alberta• Consider the potential impact RECs would have had over last three years Avg. Pool + $14.00 + $10 + $20 + $30 + $50 Period $/MWh Offsets RECs RECs RECs RECs Aug 2010 - $ Sept 2011 $ 63.43 $ 72.43 $ 73.43 $ 83.43 $ 93.43 113.43 Aug 2009 - $ Sept 2010 $ 54.17 $ 63.17 $ 64.17 $ 64.17 $ 84.17 104.17 Aug 2008 - $ Sept 2009 $ 61.78 $ 70.78 $ 71.78 $ 81.78 $ 91.78 101.78 3 Year $ Average $ 59.79 $ 68.79 $ 69.79 $ 79.79 $ 89.79 109.79 22
  23. 23. Alberta’s Wind Energy Resource• Alberta has one of  the best on‐land  wind energy  resources in Canada• Average annual wind  speeds of 6‐8 m/s  (22 – 25km/hr) are  abundant in south  half of province,  where major  population is  concentrated 23
  24. 24. Alberta’s Wind Energy ResourceConsider the following combined factors:• Above average on‐land wind resource• Sea of flat, open land ‐ cooperative owners/farmers• Simpler/faster permit process w/ less resistance• Growing Economy ‐ growing electricity demands • Looming Closure of “Old” Coal‐Fire Generating Plants • Availability of offsets and RECs to bolster economics• No local content rules 24
  25. 25. Challenges Main Challenges to Wind Development in Alberta• Lack of Long Term PPA’s• No guaranteed price w/o long term PPA• Some risk involved in Power Pool Pricing• Difficulty obtaining debt financing without  Long Term PPA 25
  26. 26. Challenges Main Challenges to Wind Development in Alberta• Short‐term limitations to Grid Tie‐ins ‐ South region transmission  infrastructure requires substantial improvements including: – new transmission lines and substations  – upgrading of existing facilities to connect wind power and move it to  large load centres like Calgary.  – In September 2009, the Alberta Utilities Commission (AUC) approved a  project to reinforce transmission in southern Alberta and connect  2,700 MW of wind to the grid. This project will be built in stages over  next 10 years – In April 2010, AUC approved a project to reinforce the transmission  system in the East Central Alberta area to accommodate anticipated  growth in demand and connect about 700 MW of wind power 26
  27. 27. Opportunities • Alberta currently has  770  MWs of wind connected to its  grid• As of April 2011, AESO has >  7,500 MW of applications for  new wind generation in cue• AESO anticipates approx  1,028 MW of wind power  connected to grid by the end  2011  Suncor’s 30 MW Chin Chute Wind Farm near Taber, Alberta Sean LeBlanc Photography 27
  28. 28. Opportunities Opportunities for Wind Developments in Alberta• Just under 50 Projects (7100 MWs) in pre‐construction/construction phase with  either PPA, under construction or Construction Plan in place • Several of these projects looking for partners/financing ‐ opportunity for  accelerated development – not limited to undeveloped “Greenfield” opportunities• Project Costs may be lower due to flat landscape, amenable landowners and  approval process and access to international turbine/equipment suppliers • Improving Grid should provide more opportunity for more development in strong  but stranded wind resource areas• Opportunity to enter into “contracts for differences” to reduce price risk• Opportunity for increased upside if price of carbon/RECs increase 28
  29. 29. Summary• Alberta is significantly different than other Canadian wind  markets• Presents unique opportunities and unique challenges• Lack of long term PPAs requires creative financing approaches• Not limited or assisted by power authority RFPs• Potential for significant returns and accelerated payouts, but  not without some risk and challenges 29
  30. 30. Questions 30
  31. 31. For Further InformationContact: John C. Goetz (403) 268‐7167 John.Goetz@fmc‐
  32. 32. John Goetz is a partner in the Energy Group at Fraser Milner Casgrain LLP. John has extensive experience advising clients in the energy sector, including in‐house experience at a major oil company. John co‐leads the Cleantech and Emissions Trading Group and brings his energy and cleantech experience and insights to this emerging area of practice.John works closely with energy clients on their corporate commercial matters and has significant experience with large infrastructure projects, cleantech projects and commercialization, mergers and acquisitions and operational matters. John also advises energy and cleantech clients on climate change strategy, emissions trading and renewable energy projects. For more information on John’s practice, go to www.fmc‐
  33. 33. The preceding presentation contains examples of the kinds of issues companies dealing with wind projects could face. If you are faced with one of these issues, please retain professional assistance as each situation is unique.