Power Purchase Agreement Workshop


Published on

  • Be the first to comment

  • Be the first to like this

Power Purchase Agreement Workshop

  1. 1. Power  Purchase  Agreement       ì  Regulatory  and  Commercial  Key  Issues     PGREG  April  2012     Raluca  Dirjan  
  2. 2. Agenda  ì  Outcome  ì  How  is  electricity  different  than  other  commodi5es?  ì  Market  Structure  Ÿ  Evolu5on  and  Impact    ì  Regulatory  concerns    ì   Contractual  issues    ì   Q&A    
  3. 3. Outcome  ì  Understand  the  basic  concepts  of  electricity   and  the  electricity  industry  chain    ì  Appreciate  the  role  of  the  PPA  in  the  electricity   market  ì  Map  the  main  regulatory  concerns    ì  Familiarise  with  the  key  provisions  of  a  PPA    
  4. 4. Why  a  PPA  workshop?  ì  Ques5on  to  YOU  
  5. 5. Why  a  PPA  workshop?  ì  WB:  the  only  thing  that  kept  the  lights  on  in  CEE,  Russia  and  Central  Assia  has   been  the  recession    ì  Massive  rounds  of  investments  are  needed  to  replace  the  exis5ng  capaci5es  that   had  been  mostly  built  before  the  1980s      ì  In  addi5on:  substan5al  RES-­‐E  capaci5es  are  expected  to  crop  up  across  the   region  by  2020  and  beyond  to  keep  up  with  the  EU  policies  on  climate  change   and  security  of  supply        ì  Prac5oners  can  face  LTSC  issues  in  at  least  3  different  constella5ons:   ì  legacy  of  the  pre-­‐liberalisa5on  era   ì  the  new  PPAs  as  an  effect  of  the  first  step  of  liberalisa5on  –  opening  up  the   genera5on  for  compe55on  –  the  IPP,  BOTs  and  the  award  of  the  PPA  on  a  long-­‐term   basis   ì  new  built  projects  (typically  project  financed  -­‐  off  balance  sheet):  where  the   wholesalers  /  suppliers  /  large  industrial  consumers  would  enter  into  long-­‐term  PPA   with  the  generator,  and  this  would  secure  a  revenue  stream  to  service  to  debt  for   financing  the  project      
  6. 6. How  is  electricity  different  than  other   commodities  ?  (1)  ì  Truth  no  1:  electricity  cannot  be  stored  –  all  electricity  needs  to  be   generated  when  is  needed  –  when  demand  varies  over  the  course  of  a   day,  genera5on  needs  to  vary  exactly  at  the  same  5me      ì  Truth  no  2:  electricity  takes  the  path  of  least  resistance  –  it  is  virtually   impossible  to  command  electricity  to  take  a  certain  path,  the  thicker   the  cable  the  more  electricity  will  want  to  flow  through  that  cable  and   not  through  a  skinny  cable  –  final  consumers  simply  get  whatever   electricity  happens  to  be  flowing  by  their  appliances  at  the  5me  they   switch  on  the  lights    ì  Truth  no  3:  electricity  travels  at  the  speed  of  light  –  each  second   output  has  be  to  precisely  matched  to  demand  –  if  not,  frequency  falls   and  bad  things  happen,  including  blackouts    
  7. 7. How  is  electricity  different  than  other   commodities  ?  (2)  ì  Electricity  as  opposed  to  almost  any  other  commodity  (gas  is  the   closest  it  can  get)  needs  at  all  5mes  coordina5on:  day-­‐ahead,   intra-­‐day  and  in  real  5me  ì  No  maaer  how  liberalised  is  a  market  the  SO  has  to  be  in  charge   at  all  5mes  –  telling  the  plants  when  to  run,  when  to  increase  or   decrease  output  and  when  to  stop      ì  SO  has  to  make  sure  that:     ì  Load  is  met  at  all  5mes   ì  Relieve  conges5ons  on  the  transmission  system   ì  Call  for  reserves  and  use  them  when  necessary        
  8. 8. Electricity  Industry  Chain  in  a  Liberalised  Market  ì  5/6  main  ac5vi5es:   ì  ProducCon  or  GeneraCon   ì  Transmission  =  high  voltage  level  transport     ì  DistribuCon  =  low  voltage  level  transport     ì  Supply  =  selling  electricity  to  the  final  consumer     ì  Trading  =  selling  and  buying  electricity  on  the  wholesale  market   ì  Metering  –  part  of  the  supply  or  distribu5on  ac5vity  in  some   jurisdic5ons  (mostly  all  CEE),  or  on  its  own  in  others  (Nord  Pool   markets  and  UK).  In  a  perfectly  reliable  market  metering  should  be   separate  from  supply  /  distribu5on    
  9. 9. Electricity  Contractual  Chain  (1)     Generator   PPA   Merchant  Power  Plant   Spot  sale  Wholesaler   Spot  market   Spot  purchase   Wholesale  contract   Retailer   Consumer  tariffs  (ini5ally)  now  Retail  Contracts    Consumer  
  10. 10. Electricity  Contractual  Chain  (2)  ì  PPA   ì  sale  of  electricity  from  a  single  generator  to  a  wholesale  company   (can  be  another  generator  or  trader  or  even  end-­‐consumer   typically  non-­‐household)     ì  Wholesaler  buyer  purchases  the  G  output  (kWh)   ì  Wholesaler  may  buy  the  output  of  many  generators  under  many   different  PPAs  (certainty  this  is  the  case  with  RES-­‐E  –  very  many   generators  at  small  capaci5es)  ì  Wholesale  Market     ì  Electricity  from  the  wholesalers  is  sold/purchased  either  OTC  or  on   the  spot  markets/power  exchanges       ì  These  trades  allow  wholesalers  to  balance  their  porholio  on  the   short  term  –  since  electricity  cannot  be  stored  
  11. 11. Electricity  Contractual  Chain  (2)  ì  Wholesale  Contracts   ì  Wholeseller  sells  to  another  one  or  to  another  retailer  via  a   wholesale  contract     ì  Ability  to  call  on  the  spot  markets  allows  the  wholesale  to  offer  to   the  retailers  firm  sales  for  a  defined  quan5ty  at  a  fixed  priced     ì  Deriva5ve  contracts  on  electricity     ì  Compe55on  at  this  level  of  the  market  tends  to  encourage   innova5on  in  the  terms  offered  to  the  retailers    ì  Retail  Contracts  (iniCally  Tariffs)     ì  Electricity  is  sold  to  final  consumers    
  12. 12. Market  Structure  Ÿ  Evolution  and  Impact  (1)  ì  Prior  to  liberalisa5on  start-­‐up  (mid  1990s  in  con5nental  Europe  and   mid  1980s  UK)  –  ver5cally  integrated  companies  carried  out  all  the  5/6   businesses  (listed  on  slide  8)  typically  serving  certain  regions  ì  Transport  –  as  the  only  natural  monopoly  remained  regulated    ì  GeneraCon,  wholesale  trading,  retail  supply  –  progressively  opened  to   compeCCon      ì  Liberalisa5on  in  UK  was  driven  by  the  poli5cal  belief  of  the  then   Thatcher  cabinet  (inspired  by  the  America  model)  that  liberalisa5on   and  priva5sa5on  are  inherently  a  superior  market  model  ì  Liberalisa5on  in  Europe  was  driven  by  the  Commission  compe55on   policies  and  the  belief  in  the  European  single  market  model          
  13. 13. Market  Structure  Ÿ  Evolution  and  Impact  (2)   Liberalisation  Start-­‐up  1990  ì  First  Electricity  Direc5ve  96/92/EC  –  introduced  a  separa5on   between  the  regulated  part  of  the  market  (networks)  and  the   compeCCve  part  of  the  market  (G,  T  and  S)   ì  Removed  legal  monopolies  –  allowed  large  consumers  to  choose   their  supplier  (“eligibility”  concept)   ì  TPA  –  obliged  ver5cally  integrated  companies  to  negoCate  TPA  to   their  transmission  and  distribu5on  networks     ì  Unbundling  (accoun5ng  &  management)  –  minimum  level  of   separa5on  of  the  network  business  from  the  genera5on  and   supply  business  of  the  ver5cally  integrated  companies        ì  Gradual  market  opening  è  significant  differences  between  MSs   regarding  the  level  of  their  market  opening    
  14. 14. Market  Structure  Ÿ  Evolution  and  Impact  (3)   PPAs  in  the  context  of  Liberalisation  Start-­‐up  1990  ì  Despite  their  vital  role  for  the  liberalisa5on  LTSC  are  almost   absent  in  electricity  &  gas  secondary  legisla5on  at  that  5me    ì  COM  started  to  look  into  LTSC  in  mid  –  late  1990s  to  limit  their   dura5on  –  not  hamper  on  opening  the  markets  to  compe55on    ì  Some  precedents:  rule  of  thumb  –  15  years  (eg:  Electricidade  de   Portugal/Pego;  Isab  Energy/Enel;  Rosen)  ì  BUT  no  methodologies  had  been  displayed  for  the  analysis  of   the  foreclosure  effects    ì  Market  players  already  anCcipated  since  late  1990s  that  a  15   year  dura5on  will  probably  not  be  acceptable  anymore    
  15. 15. Market  Structure  Ÿ  Evolution  and  Impact  (4)     2nd  Wave  of  Liberalisation  ì  2nd  Electricity  Direc5ve  (2003/54/EC)  and  Cross   Border  Electricity  Trading  Regula5on   (1228/2003)   ì  aimed  at  full  market  opening  (all  consumers,   including  house-­‐hold)   ì  regulated  (as  opposed  to  nego5ated)  TPA     ì  mandatory  set  up  on  NRAs   ì  legal  unbundling  (not  only  accoun5ng  &   management)    
  16. 16. Market  Structure  Ÿ  Evolution  and  Impact  (5)     PPA  in  the  context  of  2nd  Wave  of  Liberalisation  ì  2004  onwards  relevant  cases  on  LTSC  generally  concerned  long-­‐ term  reservaCon  rights  on  cross-­‐border  interconnectors  signed   before  liberalisa5on  ì  some  MSs  introduced  effec5ve  measures  leading  to  compe55on:     ì  UK  –  state  owned  generator  split  into  compe55ve  companies  and   Virtual  Power  Plants,  ie:  capacity  release  programmes       ì  Italy  –  market  share  caps  for  the  incumbents      ì  BUT  the  issue  of  LTSC  was  sCll  not  addressed    
  17. 17. Market  Structure  Ÿ  Evolution  and  Impact  (6)     Sector  Inquiry  2007  ì  The  SI  was  launched  in  2005  and  responded  to  concerns  of  the   consumers  and  new  entrants  in  the  sector  ì  The  final  report  iden5fied  serious  shortcomings  affec5ng   trading:   ì  Concentra5on  and  market  power   ì  Ver5cal  foreclosure   ì  Lack  of  market  integra5on   ì  Lack  of  transparency  è informa5on  asymmetry  and  distrust  in   the  pricing  mechanism   ì  S5ll  regulated  prices/tariffs  for  the  end  consumers      
  18. 18. Market  Structure  Ÿ  Evolution  and  Impact  (7)     PPAs  in  the  context  of  the  Sector  Inquiry  2007    ì  SI  looked  at  PPAs  –  longer  than  3  years  and  /  or  that  are  tacitly  renewed  è  ver5cal  foreclosure  between  genera5on  and   retail  generally  reduces  the  incen5ves  to  trade  on  the  wholesale  markets  è  as  it  affects:     ì  Price  forma5on  on  the  spot  market     ì  Liquity  (the  lack  of)  –  illiquid  wholesale  markets  =  barrier  to  entry  &  high  price  vola5lity       ì  LTSC  between  par5es  with  opposite  market  posi5ons  in  the  same  MS  tend  to  reduce  the  amount  of  open  long  and  short   posi5ons  needed  to  be  closed  on  the  wholesale  market  trading       ì  LTSC  export  /  import  –  add  or  reduce  the  amount  of  electricity  that  is  available  for  trading  in  a  given  MS:   ì  LTSC  imports  may  mi5gate  the  effects  of  the  domes5c    market  foreclosure     ì  LTSC  exports  may  aggravate  such  affects      ì  SI  –  Remedies   ì  Generally:  Full  and  combined  use  of  the  Commission’s  powers,  in  close  co-­‐opera5on  with  the  NRAs   ì  An5trust  Rules  (Ar5cle  101,  102  and  106  TFEU)   ì  Merger  (Regula5on  139/2004)   ì  State  Aid  (Ar5cles  107  and  108  TFEU)   ì  For  PPAs:  SI  confirmed  the  ver5cal  tying  of  markets  by  LTSC  as  a  priority  for  review  of  case  situa5ons  under  compe55on   law  and  for  providing  guidance  where  required   ì  When  LTSC  concluded  by  dominant  companies  foreclose  the  market  è  potenCal  infringement  of  the  AnCtrust  Rules  unless  there  are   “countervailing  efficiencies  benefiCng  consumers”  –  in  the  analysis  of  the  LTSC  sunk  investments  made  by  the  parCes  are  considered  –   Commission  Guidelines  on  the  applicaCon  of  ArCcle  81(3)  [now  arCcle  101  (3)  TFEU]          
  19. 19. Market  Structure  Ÿ  Evolution  and  Impact  (8)      Relevant  Case  Law  following  the  SI    ì  Lessons  learnt     ì  There  is  no  EU  legisla5on,  guidelines,  etc  to  ban  outright  LTSC   ì  the  COM  will  deal  with  LTSC  only  if  they  may  substan5ally  affect  trade   between  MS    -­‐  for  the  rest  of  the  cases  it  is  up  to  the  na5onal  authori5es  to   get  involved   ì  as  long  as  the  market  share  of  the  companies  involved  does  not  exceed  15%   they  are  considered  de  minimis  and  do  not  fall  under  the  jurisdic5on  of  the   COM,  unless  the  agreement  contains  “black-­‐listed”  restrains       ì  “Black-­‐listed”  clauses  –  considered  illegal  in  several  decisions     ì  Unclear  termina5on  rights   ì  Fidelity  rebates   ì  Tacit  renewal       ì  If  the  market  share  of  at  least  one  of  the  contracCng  parCes  exceeds  30%  -­‐   COM  conducts  a  full-­‐blown  compe55on  analysis  of  the  an5-­‐compe55ve   effects  of  the  LTSC  to  decide  whether  it  infringes  EC  compe55on  law    
  20. 20. Market  Structure  Ÿ  Evolution  and  Impact  (9)      Relevant  Case  Law  following  the  SI    ì  Full-­‐blown  analysis  –  elements  considered:   ì  Market  characteris5cs  –  level  of  ver5cal  integra5on     ì  First  element  to  be  assessed   ì  Looks  at  poten5al  entry  in  supply  and  demand,  and  dominance       ì  Dura5on   ì  is  s5ll  an  enduring  ques5on  for  energy  policies  in  liberalised  markets     ì  but  acceptance  by  the  COM  will  mainly  depend  on  the  compe55on  posi5on  of  the  counterparty   ì  the  COM  is  suspicious  of  contracts  longer  than  5  years  and  considers  that  efficiencies  generally  do   not  offset  foreclosure  effects  beyond  this  limit     ì  The  COM  also  takes  a  more  strict  approach  for  the  producer/trader  contracts  (rather  than  for  the   fuel  supply  contracts,  ie:  mostly  gas  supply  agreements)     ì  Volumes     ì  Exclusivity  clause  –  par5cularly  an  issue  when  the  customer/buyer  represents  a  big  part  of  the   total  demand     ì  Take-­‐or-­‐Pay  (ToP)  –  one  of  main  reasons  why  LTSC  dry  out  the  spot  market;  w/o  the  flexibility   mechanism  of  a  ToP  clause  buyer  will  have  to  go  on  the  spot  markets  to  sell  the  surplus  /  buy  the   missing  quan55es  –  but  ToP  and  flexibility  mechanisms  are  not  banned  per  se      
  21. 21. Market  Structure  Ÿ  Evolution  and  Impact  (10)      Relevant  Case  Law  following  the  SI    ì  Once  a  PPA/PPAs  porholio  is  considered  likely  to  create  significant  an5-­‐ compe55ve  effects  è  analyse  the  poten5al  efficiency  gains  and  run  a  balancing   exercise    ì  In  theory  for  long-­‐term  PPAs  to  be  cleared  by  the  COM  they  should:   ì  SubstanCally  improve  economic  efficiency   ì  Already  recognised  by  the  COM:  investment  and  entry  considered  to  have  contributed   to  the  success  of  the  liberalisa5on       ì  Give  a  fair  share  of  benefits  to  the  final  consumers   ì  if  the  long-­‐term  contract  secures  a  lower  price  for  the  buyer  which  is  then  reflected  in   lowers  bills  for  the  consumers   ì  Indispensable  or  at  least  proporConal  to  the  achievement  of  the  efficiency  gains   ì  Can  only  be  judged  on  a  case  by  case  basis,  but  favourable  precedent  a  price  formula   benefited  the  generator  –  explicitly  considered  by  the  COM  an  efficiency  to  benefit   from  an  exemp5on  under  Ar5cle  101  (3)   ì  Na5onal  compe55on  authori5es  are  s5ll  struggling  with  this  criteria     ì  Not  afford  the  parCes  the  possibility  to  eliminate  compeCCon  in  respect  of  a   substan5al  part  of  the  products  in  ques5on     ì  Public  service  obligaCon        
  22. 22. Market  Structure  Ÿ  Evolution  and  Impact  (11)      Remedies  ì  If  efficiency  gains  do  not  seem  to  clearly  offset  an5-­‐compe55ve  effects   LT  PPA  can  s5ll  be  accepted  provided  sa5sfactory  remedies  can  be   imposed  or  nego5ated    ì   Typical  compe55on  remedies:   ì  Amending  the  PPA:  dele5ng  exclusivity,  limi5ng  the  dura5on,  reducing   the  volume  (100%  to  70%)   ì  Forbidding  any  ver5cal  M&As  to  a  dominant  company  for  a  certain   number  of  years   ì  Note:  security  of  supply  argument  in  today’s  world  is  likely  to  be   accepted  only  for  gas  supply  agreements  and  to  a  lesser  extent  for  PPAs  ì  Energy  specific  remedies:   ì  Virtual  Power  Plants  (VPPs),  ie  capacity  release:  forced  dominant  firms  to   make  capacity  op5ons  available  for  a  pre-­‐determined  5me  horizon   (Synergen  case)    
  23. 23. Market  Structure  Ÿ  Evolution  and  Impact  (12)      Distrigaz  &  EDF  –  reliable  precedents  but  not  enough    Cases   Distrigaz  2007   EDF  2009  Max  duraCon   5  years   5  years  %  of  sales  to  come  back  on   70%   65%    the  market  every  year  (ie:  annual  VPP)  Contract  Clause     No  des5na5on  clause     No  des5na5on  clause    DuraCon  of  commitments     4  years  for  Distrigaz  under   10  years  for  EDF  under  40%   40%  market  share   of  the  market  share  Monitoring  of  Commitments     Annual  report   Annual  report  &   Independent  Auditor    Others     Effec5ve  right  to  contract   Effec5ve  right  to  contract   with  alterna5ve  supplier   with  alterna5ve  supplier    Commitments  may  be  reopened  if  material  changes  in  the  na6onal  law  or  the  market  context  
  24. 24. Market  Structure  Ÿ  Evolution  and  Impact  (13)      Certain  uncertainties    ì  Mul5ple-­‐step  approach  to  analyse  long-­‐term  PPAs  has  emerged   ater  the  2007  SI  but  no  holisCc  approach  dedicated  to  PPAs  yet  ì  Strong  emphasis  on  investment  but  no  robust  methodology  to   ar5culate  short  and  long-­‐term  efficiency  criteria  ì  Balancing  between  an5-­‐compe55ve  effects  and  efficiencies   remains  largely  at  the  discreCon  of  the  COM  ì  Lack  of  predictability  –  ul5mate  effect  detrimental  to  crea5on  of   the  Internal  Energy  Market,  investment  in  new  capaci5es,  and   on  the  prices  to  end-­‐consumers    
  25. 25. 3rd  Electricity  Directive     What’s  new  for  PPAs  ì  Substan5ally  increased  powers  of  the  Na5onal  Regulatory  Authori5es  (NRAs):   ì  Issue  binding  decisions  on  electricity  undertakings     ì  Carry  out  inves5ga5ons  into  the  func5oning  of  the  electricity  markets   ì  Decide  and  impose  any  necessary  and  proporConate  measures  to  promote  effecCve   compeCCon  and  ensure  the  proper  funcConing  of  the  market     ì  Cooperate  with  the  na5onal  compe55on  authori5es  and  the  Commission  in   conduc5ng  an  inves5ga5on  rela5ng  to  compe55on  law   ì  Impose  effecCve,  proporConate  and  dissuasive  penalCes  on  the  electricity   undertakings  that  don’t  comply  with  their  obligaCons  under  the  DirecCve  or  with   any  legally  binding  decision  of  the  NRAs  itself  or  of  the  ACER  or  to  propose  that  a   competent  court  imposes  such  penal5es     ì  Create  appropriate  and  efficient  mechanisms  for  regula5on,  control  and  transparency   to  avoid  any  abuse  of  dominant  posi5on,  in  par5cular  to  the  detriment  of  consumers    ì  but  the  NRAs  are  bound  to  respect  the  contractual  freedom  regarding  long-­‐term   contracts  provided  they  are  compaCble  with  EU  law  and  consistent  with  EU   policies  
  26. 26. What  is  the  role  of  a  PPA  in  a  liberalised  market  ?  ì  Contract  for  the  sale  of  Energy  and  Availability  from  a  generator  to  a   wholesaler,  retailer  or  directly  to  the  end  consumer    ì  Tradi5onally  a  PPA  recognizes  that  the  valuable  service  provided  by  a  power   plant  is  availability,  not  the  actual  produc5on  of  energy  ì  But  in  a  reliable  wholesale  liberalised  market  it  is  OK  for  the  G  to  be  paid  only   for  the  actual  running  5me  –  G  takes  over  some  of  the  market  risk  as  well  ì  In  today’s  energy  markets  both  the  price  risk  and  the  volume  risk  have   become  freely  nego5able  clauses  –  it  all  boils  down  to  the  specific  features  of   each  market   ì  The  more  func5onal  and  reliable  the  wholesale  market  is  the  less  risks  the   buyer  has  to  take  over  –  buyers  in  liberalised  market  gained  more  bargaining   power  –  the  net  effect  should  be  that  the  end-­‐consumers  will  be  happier  as   the  prices  should  go  down  or  at  least  not  go  higher  than  they  could  have   been  should  the  market  not  have  been  liberalised            
  27. 27. Key  Contractual  Issues  (1)   Outline  ì  Contract  Charge  (Pricing)  ì  Dispatching    ì  Volume  ì  Underperformance      ì  Take  of  Pay  (ToP)  ì  Exchange  Rate  (currency  risk)  ì  Opera5on    
  28. 28. Key  Contractual  Issues  (2)   Contract  Charge  –  Energy  Charge  ì  Pricing  principle  =  pass  through  costs  legi5mately  incurred  and  pay  the  G  an   appropriate  profit  for  the  service     ì  Energy  charge  –  designed  to  pay  for  variable  costs  (eg:  fuel  price)   ì  Capacity  (or  availability  charge)  –  designed  to  pay  for  the  fixed  costs  of  the  power   plant  ì  Energy  charge  =  €  /  kWh  =  price  paid  per  unit  of  incremental  output       ì  Price  Formula  =  breakdown  based  on  the  costs  of  the  fuel  and  the  efficiency  rate  (ie:   rate  of  conversa5on  of  a  thermal  unit  into  electricity)   ì  VC  =  AE/  TE   ì  VC  =  variable  costs,  ie:  fuel,  other  variable  costs   ì  AE  =  Actual  Efficiency  (expressed  in  kWh)   ì  TE  =  Targeted  Efficiency     ì  Just  a  single  price  per  kWh  –  different  prices  at  different  stages  of  opera5on  (eg:  start-­‐ up  price,  different  levels  of  output  price,  seasonal  price)   ì  Implies  a  certain  efficiency  level   ì  Can  include  a  penalty  element  –  if  the  G  fail  to  generate  as  instructed  by  the   dispatcher  to  encourage  to  keep  the  market  balanced    
  29. 29. Key  Contractual  Issues  (3)   Contract  Charge  –  Availability  Charge  ì  Capacity/  Availability  Charge  –  2  main  roles   ì  Provide  extra  revenue  to  the  G  to  cover  the  capital  and  other  fixed  costs  which  are  not  covered  by  the   energy  price  per  kWh   ì  Provide  incen5ves  for  the  G  to  be  available  at  5mes  when  the  system  needs  genera5on  capacity     ì  Availability  is  measured  in  MWh,  ie:  a  MW  of  availability  for  an  hour      ì  Steps  to  nego5ate  availability  payments:   ì  Step  1:  agree  on  a  Target  Level  of  Availability  (T)  in  terms  of  MW  level  and  number  of  hours  per  year,  Ty   =  Target  per  year  and  Th  =  Target  per  hour  in  a  year   ì  Step  2:  Fixed  Annual  Payment  (F)  –  to  be  paid  if  the  G  achieves  the  target  level  of  availability,  but  it   should  cover  the  fixed  costs  for  one  year  +  normal  rate  of  profit     ì  Step  3:  Availability  Bonuses  and  PenalAes  above  or  below  the  target  level  (Ah)  –  meant  to  keep  the  G   under  a  con5nuous  pressure  to  ensure  that  the  capacity  is  maintained  and  available,  but  the  buyer   should  not  pay  more  than  the  capacity  is  worth  to  the  system  ì  How  much  is  the  capacity  of  a  G  worth  to  the  system?  =  the  value  of  the  G’s  output  to  the  system  –   price  paid  for  the  G’s  output  under  the  PPA   ì  The  value  of  the  G’s  output  to  the  system  in  any  hour  =  the  cost  incurred  by  the  whole  system  if  the   generator  decreases  its  output   ì  the  G’s  lack  of  output  will  be  replaced  by  output  from  another  G  –  if  this  output  is  more  expensive  the   value  if  called  System  Marginal  Cost      
  30. 30. Key  Contractual  Issues  (4)    Dispatching    ì  Energy  charge  is  a  key  determinant  of  the  paaern  of  dispatching  –  ideally   generators  should  run  in  merit  order,  ie:  only  the  generators  with  the  lowest   variable  costs  should  be  genera5ng  to  meet  demand  =  golden  rule  of  dispatching   in  a  liberalised  market    ì  If  the  energy  price  is  above  the  variable  costs  of  the  power  plant  the    incen5ve  for   efficient  dispatching  is  lost      ì  Naturally  a  G  wants  to  run  at  all  5mes  regardless  of  the  costs  of  the  other   generators  on  the  system  and  even  if  the  power  plant  displaces  other  cheaper   generators    ì  BUT  to  keep  the  prices  for  the  end  consumer  lower  the  dispatcher  (SO/MO)  needs   to  dispatch  according  to  the  merit  order,  ie:  star5ng  with  the  cheapest  capacity   for  any  given  hour  and  going  upwards  5ll  it  meets  the  demand    ì  So  for  efficient  dispatching  the  dispatcher  needs  to  know  the  actual  variable  cost   of  genera5on  –  Energy  Charge  in  a  PPA  needs  to  be  set  as  close  as  possible  to  the   actual  cost  of  the  fuel  burnt  for  genera5ng  1  KWh  +  some  allowance  for  O  &  M  
  31. 31. Key  Contractual  Issues  (5)    Volume      ì  Either  all  produc5on  of  a  plant  or  specified  calcula5on  of  volume    ì  BUT  a  minimum  volume  under  a  long-­‐term  PPA  is  established  by  a  provision   guaranteeing     ì  a  minimum  number  of  running  hours  (most  PPAs  link  the  volume  provision  to   availability  rather  than  actual  running  –  but  the  laaer  is  equally  possible),  and   ì  that  number  will  be  paid  for  –  even  if  the  plant  is  called  on  for  a  shorter  5me    ì  Obtaining  a  guarantee  of  availability  from  the  plant  builder  would  insulate  the   G  –  but  in  prac5ce  it  is  unlikely  for  a  full  guarantee  to  be  given  due  to  the   insurance  premium  the  builder  itself  would  have  to  pay  ì  Aaen5on  must  be  paid  for  those  jurisdic5ons  where  full  unbundling  of  the   generator  and  the  dispatcher  has  not  been  done  yet   ì  Why?  In  5mes  of  low  demand  the  dispatcher  is  faced  with  the  choice   between  running  the  output  of  the  G  and  switching  off  his  own  plant        
  32. 32. Key  Contractual  Issues  (6)   Underperformance  ì  Technically  each  power  plant  is  built  to  provide  a  certain  capacity,  but   if  it  is  not  able  to  produce  that  capacity  the  PPA  will  have  to  deal  with   the  alloca5on  of  underperformance    ì  if  Volume  clause  says  “all  output”  the  buyer  is  taking  the  full  risk  of   underperformance  ì  in  reality  the  buyer  is  unlikely  to  take  100%  of  the  risk  under  all   circumstances,  especially  not  all  technical  failure  risks:  the  plant  is   unavailable  because  the  turbine  does  not  work  –  the  buyer  will  want   some  degree  of  recourse  to  the  manufacturer    ì  if  there  is  a  cap  on  the  liability  of  the  manufacturer  –  since  the  buyer  is   not  a  party  to  that  contract  and  if  it  agrees  to  take  over  100%  of  the   underperformance  risk-­‐  seller  should  expect  a  lower  rate  of  profit   under  the  Fixed  Annual  Payment    
  33. 33. Key  Contractual  Issues  (7)   ToP  ì  the  buyer  agrees  to  purchase  over  specified  period  a  minimum  volume   of  the  output  at  an  agreed  price,  and  it  is  expected  to  pay  for  it   regardless  of  taking  it  or  not  (but  usually  only  if  the  G  had  available   capacity  to  deliver  and  was  willing  to  do  so)  ì  Typically  a  100%  ToP  is  jus5fiable  only  when  there  is  no  wholesale   market  (spot  or  OTC)  where  the  G  can  sell  the  excess  not  taken  by  the   buyer  –  hence  such  a  clause  would  not  be  commercially  arguable  in   preay  much  any  of  the  MSs  ì  Careful  with  the  enforceability  of  the  ToP  –  in  those  jurisdicitons   where  adequate  considera5on  is  an  essen5al  contractual  element  (if   the  PPA  is  under  English  law  –  no  prob:  basic  principle  of  common  law   the  courts  are  not  concerned  with  the  adequacy  of  considera5on,  it  is   totally  acceptable  that  the  par5es  are  “smart”  enough  to  enter  into  a   “bad  bargain”)        
  34. 34. Key  Contractual  Issues  (8)   ToP  –  Flexibility  Mechanisms    ì  2  essen5al  flexibility  mechanisms:  allow  for  a  Buyer’s  ToP  obliga5on  to  be   averaged  over  the  life  of  the  PPA   ì  Make-­‐Up     ì  Carry  forward    ì  Make-­‐up:     ì  once  a  buyer  has  made  a  payment  in  one  year  (and  taken  less)  the  volumes   will  go  into  a  “Make-­‐up  bank”   ì  If  in  the  next  year  the  Buyer  has  taken  the  amount  of  that  year  before  the   year  end  he  can  then  start  to  take  for  free  if  he  needs  to  up  to  the  amount  of   the  outstanding  “Make-­‐up  bank”  ì  Carry-­‐forward:   ì  if  the  buyer  takes  more  than  the  ToP  amount  in  one  year  –  receives  a  credit   for  the  overtake     ì  If  he  then  takes  less  in  another  year  this  is  set-­‐off  against  the  “Carry  Forward   Balance”  from  the  previous  year      
  35. 35. Key  Contractual  Issues  (9)   Exchange  Rate  Risk    ì  This  exists  in  almost  all  new  built  power  plants  projects  outside  the  Eurozone    ì  Depending  on  the  par5es  the  project  costs  are  in  one  or  more  currencies   whilst  the  revenues  of  the  plant  is  in  the  local  currency    ì  Problem  is  the  issue  can  appear  over  5me,  ie:  3-­‐5  years  along  the  line    ì  Role  of  the  PPA  is  to  make  sure  the  generator  receives  the  same  value  of   considera5on  irrespec5ve  of  movements  in  the  exchange  rate    ì  Achieved  by  compelling  the  buyer  to  pay  in  the  same  currency  as  the  costs    ì  Another  problem:  if  the  local  currency  deteriorates  the  price  of  power  under   the  PPA  rises  –  making  alterna5ve  local  sources  more  aarac5ve  for  the  buyer    ì  In  prac5ce  this  risk  is  shared  between  the  seller  and  the  buyer  (if  the  buyer  is   not  a  state  owned  company  –  that  can  afford  to  produce  a  Gov  guarantee  –   and  here  we  aface  State  aid  rules)    
  36. 36. Key  Contractual  Issues  (10)   Operation    ì  To  keep  the  lights  on  PPAs  have  to  fit  within  the  market   architecture  and  the  Grid  Code  arrangements  of  the  market  they   operate  in  ì  The  G  needs  to  know  when  to  switch  on  and  off  the  plant  ì  The  MO  /  TSO  needs  to  know  in  advance  what  the  available   capacity  will  be  ì  Reserve  capacity  needs  to  be  considered  for  transmission  and   distribu5on  constrains      ì  Conclusion:  across  MSs  market  designs  and  Grid  Codes  are   different  –  be  comfortable  that  the  par5es  and  the  advisors   understand  them  before  nego5a5ng  a  PPA  
  37. 37. Qs  Time!  ì  Many  Thanks!