Margins for Electricity Producers? (EN/ES)

Date: 21st April 2016

As mentioned in previous M•Blogs, Europe is facing a major challenge as regards reducing emissions of greenhouse gases in the coming years, especially after the new commitments made at the UN climate summit held in December 2015 in Paris. Because of that, many countries have established specific measures aimed at promoting renewable energy and reducing coal consumption quotas, especially for electricity generation. However, the constraints of current market place, to some extent, are increasing the difficulty to meet such measures. Oil price drop since mid-2015 is still a key factor, with lower benchmark gas and coal prices in Europe, which makes the use of these technologies cheaper to power production. In addition, EUA allowances prices have fallen 34.5% since mid-2015, so they are not fulfilling their expected goal of discouraging burning coal.

Regarding power generation, Europe is betting on decarbonisation, towards renewables but also gas as a flexible, manageable and able to act in peak hours alternative, but which in turn is less polluting than coal. But, what factor may allow the change from intensive coal to gas in generation? The key is the profitability of each of these technologies.

The term used for the concept of gross margin of a power plant by burning gas in the sale of a unit of electricity is known as “Spark Spread“. In the case of burning coal, it is called “Dark Spread“. This margin is expressed in €/MWh and is calculated as the difference between the selling price of electricity and the burning costs of each hydrocarbon. Theoretically, operating and maintenance costs of the plant should be taken into account, but usually they are simplified by considering only the cost of raw materials and plant efficiency. In a generic way, efficiency coefficient values are usually around 36% for coal plants and 50% for gas (combined cycle application). Therefore, the calculation can be standardized as:

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If you take into account also CO2 emission rights costs in each case, margins are called Clean Spark Spread (CSS) and Clean Dark Spread (CDS).

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The carbon emission factor for a coal-burning plant is 2.5 times that of a gas plant. Therefore, a coal plant will face a higher cost to cover their carbon emissions to generate the same amount of electricity, since it is more polluting.

Despite this, historically, to generate the same unit of electricity, the cost associated in gas plants has been higher than burning coal, as you need less amount of coal to obtain the same energy. Hence, CDS are above of CSS values.

However, UK is faced with a new scenario. Like the other European hubs, NBP gas price has been declining since 2015. Although the international coal price has also fallen, increasing import costs by the weakness of the pound against the dollar has dimmed the fall. But certainly, the factor that is having greater influence in spreads is the establishment of a floor price on CO2 emission rights. Britain has established as a national goal to reduce CO2 emissions by 80% in 2050 compared to 1990 levels. To meet this goal, first they will cease burning coal generation by 2025, and they have set a carbon target price for 2020 at ₤30/tCO2, which will be achieved progressively each year. The difference between EU ETS prices and the annual floor price is covered by the so-called “support rate”, which must be supported by the generation.

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This situation is leading to a substantial reduction in CDS, because burning coal involves a greater emission factor than gas. Since the beginning of 2016 we are seeing an increasing participation of CCGTs, displacing coal to peak hours. The difference between CDS and CSS has been declining, approaching equality.

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CDS and CSS spot in UK (GBP/MWh). Source: Capital IQ

Carbon floor price, therefore, is very close to the so-called “switching price“, ie, the CO2 price that allows that a change from coal to natural gas or vice versa is economically advantageous for a power producer. If the price of allowances exceeds the “switching price”, burning gas becomes economically more advantageous than burning coal.

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But, does gas entered in UK to stay? The emission reduction target proposed by UK is ambitious, and if coal generation will cease in 2025, the country will also need to reduce gas share thereafter, fostering other technologies with lower levels of emissions, such as nuclear or renewables. The lack of government support to CO2 storage (Carbon Capture and Storage Technologies – CCS) also makes it more difficult. For that reason, although currently change in UK power generation model, companies cast doubt on the viability of investments in new CCGTs plants.

UK is an example of how government measures in the carbon market are causing a change in the country’s generation mix. Meanwhile, the rest of Europe is beginning to rethink the current allowance system, with the idea to start taking measures to allow increased prices after the sharp drop suffered since 2015. If we analyze the evolution of CDS and CSS in other European countries like Germany, what is observed is that the CSS has been increasing, reducing the gap with CDS. However, there is still a significant difference between them, compared with UK.

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CDS and CSS spot in Germany (€/MWh). Source: Capital IQ

The sharp drop in carbon emission rights prices in Europe is making the reduction of coal share more difficult, only for market reasons. In fact, Germany has increased coal share from 41.53% to 42.20% in 2014 and Spain from 15.51% to 20.46%.

According to this change of model, Europe is beginning to take note of UK, and there have already been several initiatives to establish floor prices in the EUA system. Europe must take action if they want to meet their emissions reduction targets, encouraging market to let to a change in the energy mix.

Author: Susana Gómez | Energy Procurement Consultant.

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[Versión Español]

Como hemos comentado en anteriores M•Blogs, Europa se encuentra delante de un importante reto en lo que respecta a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero en los próximos años, sobre todo tras los nuevos compromisos adquiridos en la Cumbre del Clima realizada en diciembre 2015 en Paris. Para ello, muchos países han establecido medidas concretas, orientadas al fomento de energías renovables y la reducción de las cuotas de consumo de carbón, especialmente para la generación eléctrica. Sin embargo, los condicionantes de mercado actuales ponen, en cierta medida, cada vez más difícil el cumplir con dichas medidas. La caída de los precios de los hidrocarburos desde mediados de 2015 está siendo un factor clave, con el abaratamiento de los precios de referencia de gas y carbón en Europa, que hace cada vez más barato el uso de estas tecnologías para la obtención de energía eléctrica. Adicionalmente, los precios de los derechos de emisión EUA han caído un 34.5% desde mediados de 2015, por lo que no están cumpliendo su objetivo esperado de desincentivación de la quema de carbón.

En lo que respecta a la generación eléctrica, Europa está apostando por la descarbonización, en pro de las renovables pero también del gas, como alternativa flexible, gestionable y capaz de actuar de forma ágil en horas pico, pero que a su vez es menos contaminante que el carbón. Ahora bien, ¿qué factor puede permitir el cambio de uso intensivo de carbón hacia el gas en la generación? La clave está en la rentabilidad económica de cada una de estas tecnologías.

El término empleado para el concepto de margen bruto de una planta de generación eléctrica por quema de gas en la venta de una unidad de electricidad se conoce como “Spark Spread”. En el caso de la quema de carbón, se denomina “Dark Spread”. Este margen se expresa en €/MWh y se calcula como la diferencia entre el precio de venta de la electricidad y el coste derivado de la quema del hidrocarburo. Teóricamente deberían tenerse en cuenta los costes operativos y de mantenimiento de la planta, aunque suele simplificarse teniendo en cuenta únicamente el coste de la materia prima y la eficiencia de la planta. De forma genérica, suelen tomarse valores de coeficientes de eficiencia alrededor de 36% para la plantas de carbón y del 50% para las de gas (aplicación a ciclos combinados). Por tanto, se puede estandarizar el cálculo como:

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Si se tiene en cuenta adicionalmente el coste de los derechos de emisión de CO2 en cada caso, los márgenes se denominan Clean Spark Spread (CSS) y Clean Dark Spread (CDS).

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El factor de emisión de CO2 para una planta de quema de carbón es del orden de 2,5 veces superior al de una planta de gas. Por tanto, una planta de carbón deberá hacer frente a un mayor coste para cubrir sus emisiones de carbono para generar la misma cantidad de electricidad, dado que es más contaminante.

A pesar de ello, históricamente, para generar la misma unidad de electricidad, el coste asociado en la quema de gas ha sido superior a la quema de carbón, por la necesidad de quemar menos cantidad de carbón para obtener la misma energía. Por tanto, los CDS se han situado con valores superiores a los CSS.

No obstante, en Gran Bretaña se está dibujando recientemente un nuevo panorama. Al igual que el resto de hubs europeos, la referencia NBP del precio del gas ha ido a la baja desde 2015. Aunque el precio del carbón internacional también ha caído, el aumento de los costes de importación por la debilidad de la libra frente al dólar ha amortiguado esta bajada. Pero sin duda, el factor que está teniendo mayor influencia en los spreads es el establecimiento de un precio suelo en los derechos de emisión de CO2. Gran Bretaña ha establecido como objetivo nacional la reducción de las emisiones de CO2 en un 80% en 2050 con respecto a los valores de 1990. Para cumplir con este objetivo, en primer lugar se debe proceder al cese de generación mediante quema de carbón para 2025, y para ello se ha establecido un precio de CO2 objetivo para 2020 de ₤30/tCO2, que debe alcanzarse progresivamente cada año. La diferencia entre el precio en el sistema EU ETS y el precio suelo anual es cubierta por la denominada “support rate”, que debe soportar la generación.

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Esta situación está conllevando una reducción sustancial de los CDS, pues la quema de carbón comporta un factor de emisión mayor que el gas. Desde inicios de 2016 se está observando un aumento de la participación de los ciclos combinados, desplazando al carbón a horas pico. La diferencia entre los CDS y CSS se ha ido reduciendo, aproximándose a la igualdad.

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CDS and CSS spot in UK (GBP/MWh). Source: Capital IQ

El precio suelo del CO2, por tanto, se estaría situando muy cercano del denominado “switching price”, es decir, el precio de referencia que indica cuando un cambio de carbón a gas natural o viceversa es económicamente ventajoso para un productor de energía eléctrica. Si el precio marcado de los derechos de emisión es superior al “switching price”, la quema de gas pasa a ser más ventajosa económicamente que la quema por carbón.

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Pero, ¿el gas ha entrado en Gran Bretaña para quedarse? El objetivo de reducción de emisiones planteado por Gran Bretaña es ambicioso, y si para 2025 la generación por carbón pasa a mejor historia, el país deberá también reducir la participación de la quema de gas a partir de entonces, potenciando otras tecnologías con menor nivel de emisiones, como la nuclear o las renovables. La falta de apoyo del gobierno al almacenamiento de CO2 (Carbon Capture and Storage Technologies – CCS) también lo pone más difícil. Por esa razón, aunque actualmente se está observando este cambio en el modelo de generación eléctrica en Gran Bretaña hacia el gas, las empresas ponen en duda el modelo y la viabilidad de las inversiones en nuevas plantas de ciclo combinado.

Gran Bretaña es un ejemplo de cómo la actuación de medidas del gobierno en el mercado de emisiones de carbono está ocasionando un cambio en el mix de generación del país. Mientras tanto, en el resto de Europa se empieza a replantear el actual sistema de derechos de emisión, con la idea de empezar a tomar medidas que permitan el aumento de los precios tras la fuerte caída sufrida desde 2015. Si analizamos la evolución de los CDS y CSS en otros países europeos como Alemania, lo que se observa es que los CSS han ido en aumento, reduciendo el gap con respecto a los CDS. Sin embargo, aún existe una importante diferencia entre ambos, en comparación con el caso de Gran Bretaña.

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CDS and CSS spot in Germany (€/MWh). Source: Capital IQ

La fuerte caída de los precios de los derechos de emisión de CO2 en Europa está dificultando que, por propias condiciones de mercado, se produzca la reducción de la participación en el mix energético del carbón. De hecho, Alemania aumentó la participación de carbón del 41.53% en 2014 al 42.20%, así como España que pasó del 15.51% al 20.46%.

A raíz de este cambio de modelo, desde Europa se empieza a tomar nota de Gran Bretaña, y ya han surgido varias iniciativas para establecer precios suelo en el sistema EUA. Europa debe tomar medidas al respecto si quiere cumplir con sus objetivos de reducción de emisiones, fomentando que sea mercado quien motive un cambio en el mix energético.

Author: Susana Gómez | Energy Procurement Consultant.

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