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EU Curtailment Rules Could Increase German Wind Costs by 17% by 2020

April 14, 2016 |

 

This week, members of CPI’s Energy Finance team traveled to Brussels to present and discuss findings from our analysis of financing for European low-carbon energy transitions to a panel of EU policymakers and regulators including representatives from DG Energy and DG Competition and investors. This followed a meeting in February to present findings on the German low-carbon energy transition to the Federal Ministry of Economic Affairs and Energy (BMWi) and the Federal Ministry of Finance (BMF). The discussions focused in particular on the subject of economic curtailment an issue that is not yet fully appreciated by most investors but has the potential to reduce the availability and increase the cost investment. BMWi are in the process of designing policy to help mitigate this risk.

Analysis from our latest report suggests that without appropriate policies to lessen curtailment risk the cost of onshore wind in Germany could increase by over 17% by 2020 and by even more in future years. German policymakers are in the process of designing policy to help mitigate this risk.

So what is economic curtailment? Under European Commission state aid guidelines, renewable energy generators should have no incentive to generate electricity at times of negative prices. In other words, revenue support should be suspended during these times so that suppliers of renewable power will stop generating electricity because they will be out of pocket if they continue to do so. We have defined this issue as ‘economic curtailment’ (as distinct from ‘grid curtailment’ which occurs when the grid has no more capacity to take on power) and, as renewable energy deployment increases, it is an issue that is likely to become more relevant until such time as effective energy flexibility solutions (e.g. storage and demand response) are found.

Germany has an agreement with the European Commission that this rule does not need to be applied until prices are negative for six consecutive hours or more. This reduces the potential impact on the levelised cost of electricity somewhat. Curtailing support on an hourly basis could increase the cost of electricity by over 30% in 2020. Applying a six hour rule almost halves the cost increase requirement to 17% by significantly reducing the number of negative price hours affected and therefore lowering the cost of investment by increasing the amount that debt investors would lend.

We identified and tested additional approaches that could further address the needs of policymakers and investors. The solutions we evaluated were:

Take-or-pay: One option would be to curtail production from renewable energy but continue to pay generators for the lost output. This option provides the lowest cost and risk while still offering flexibility, but under current interpretations would fall foul of EU state aid regulations by incentivising production when it was not needed.
Proportional curtailment: Negative prices generally occur when wind or solar generation is high. Our analysis shows that on average a reduction of only 15% of wind output during negative price hours would move prices into positive territory. Thus, a system that could curtail only the excess generation and allocate the cost of this curtailment amongst all fixed tariff generators would better reflect system economics. This option would only be 5% more expensive than the cost of electricity under the take or pay option.
Add to the end: Under this option any hours that are curtailed during the 20-year support period – after incorporating the 6 hour rule – can be accrued and power generation beyond this support period can claim additional support until such time as the accrued hours are used up. However, high discounting of cash flows 20 years from now, as well as the fact that such a policy does not extend the operating life of the generation assets (and therefore would add no value if future energy prices are at or higher than the fixed tariff prices), means that this policy would add almost no additional value to investors.
Cap: under this option we assume that in addition to the 6 hour cut-off there is a limit to the number of hours that can be economically curtailed each year. The impact varies depending on the cap level.

Figure 37 - Impact on bid prices of hourly, 6 hour rule and proportional

The appeal of these additional approaches depends on policymakers’ priorities and investors’ needs but our analysis suggests that if take-or-pay was not available as an option to remove economic curtailment risk then a low level cap or proportional curtailment would be the next best approaches for attracting levels of investment consistent with meeting renewable energy deployment targets and doing so at low cost.

The analysis presented in Brussels was financed by the European Climate Foundation and the Global Commission on the Economy and Climate to examine how policy impacts the availability and cost of investment for low-carbon energy transitions. It aims to inform thinking on how renewable energy deployment targets can be achieved whilst minimising the cost to consumers.

For more information, please see our paper ‘Policy and investment in German renewable energy’.

And keep a look out for a forthcoming paper that will also examine finance for renewable energy in other European countries, namely the UK, Nordic countries, Spain and Portugal.

A version of this blog appeared on EurActiv. Click here to read it.

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Könnten neue Investitionsstrukturen im deutschen Markt für erneuerbare Energien die Finanzierungskosten senken?

June 19, 2015 |

 

Deutschland befindet sich mitten in einer großen Energiewende – die auch für den Rest der Welt als ein Vorbild dienen kann. Die hauptsächliche Herausforderung ist es die erneuerbaren Energien weiter auszubauen (und somit die Abhängigkeit von Kohle zu verringern), und gleichzeitig die Kosten für die Öffentlichkeit und für die Verbraucher zu begrenzen.

Entscheidungsträger in Deutschland versuchen die Kosten im Zaum zu halten, indem sie die Einspeisevergütung die eine Verbreitung und eine Verringerung der Kosten für erneuerbare Energien bewirkt haben, mit neuen wettbewerbsorientierten Mechanismen zu ersetzen. Allerdings könnte diese veränderte Politik unfreiwillig zu höheren Kosten führen, wenn sie ohne Beachtung der Folgen für die Projektfinanzierung durchgeführt wird. Jedwede Änderung der Rahmenbedingungen sollte ein breites Verständnis der gegenwärtigen und potentiellen Investoren in erneuerbare Energien voraussetzen, das auch die Auswirkungen unterschiedlicher Fördermechanismen und Finanzierungsstrukturen auf deren Investitionskosten und -möglichkeiten miteinbezieht.

Unterstützt durch die European Climate Foundation, untersucht die Climate Policy Initiative diesen wichtigen Aspekt der Energiewende, um so energie- und finanzpolitische Rahmenbedingungen anzuregen, die es Deutschland erlauben würden diesen Wandel bei geringeren Kosten voranzutreiben. Als Teil dieses Projektes werden wir:

  1. Für verschiedene potentielle Investorengruppen in diesem Sektor – Energieversorger, Projektentwickler, Finanzinvestoren, Großverbraucher, Kleinverbraucher, Genossenschaften sowie Kommunen und die öffentliche Hand – das Investitionspotenzial der unterschiedlichen Arten erneuerbarer Energien vermessen.
  2. Die Marktchancen von neuen Finanzierungsinstrumenten (z.B. neue Finanzierungsstrukturen wie YieldCos, Eigenverbrauchsmodelle, genossenschaftliche oder kommunale Finanzierung) bewerten, die sich schon in einem früheren Projekt als potentielle Möglichkeiten identifiziert worden sind.
  3. Politische Rahmenbedingungen hervorheben, die entweder größtmögliche positive Auswirkungen auf Investitionen haben oder die größten Hindernisse darstellen könnten. Basierend auf Interviews mit verschiedenen Investorengruppen und Interessenten sowie auf einer Reihe von Fallbeispielen und unseren Modellberechnungen werden wir die Auswirkungen von veränderten Rahmenbedingungen auf die Finanzierungskosten in verschiedenen Marktsegmenten untersuchen.

 
Zusätzlich zu diesem Projekt arbeitet die CPI auch noch mit dem Stockholm Environment Institute (SEI) an dem Projekt New Climate Economy, in dem die Barrieren für Investitionen in erneuerbaren Energien in 5 Ländern bzw. Regionen Europas (Deutschland, Großbritannien, die nordischen Staaten, die iberische Halbinsel, Italien) identifiziert und untersucht werden.

Die Erkenntnisse aus diesen Projekten werden für Europa und auch darüber hinaus von Bedeutung sein. Um Europas neue und anspruchsvollere Ziele für erneuerbare Energien und CO2-Minderung bis 2030 zu erreichen, werden sowohl Veränderungen der Gesetzgebung der EU wie auch der Mitgliedsstaaten notwendig sein.

Letztendlich wird es für die Wende zu einer erneuerbaren Energiewirtschaft grundlegender Veränderungen in Politik, Technologie, Marktstrukturen, Konsumentenverhalten, Wirtschaftsstruktur und Finanzen bedürfen. Sich mit dem finanziellen Teil dieser Gleichung zu beschäftigen, ist unerlässlich um sich ein realistisches Bild von den Prioritäten für die politische Rahmensetzung in Deutschland und darüber hinaus zu verschaffen.

Dieser Blogbeitrag wurde von Kirsten Hasberg übersetzt, die in diesem Projekt für die European Climate Foundation als Beraterin für CPI arbeitet.

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