Load is simply modelled as 4000MW during the day (7am-7pm) (demand is  being impacted  by 3GW of installed rooftop PV) and 8000MW overnight (7pm-7am) – yes, a major assumption. There are a number of retailers but for simplicity you don’t  need to  consider them.  However, there  is one  major  industrial  load,  an aluminium smelter, which has fixed costs associated with debt servicing as well as fixed operating costs of $175,200/MW/year,   and a short run marginal benefit (operating benefit) of $130/MWh. Note that its demand of 600MW is included in the total 4000MW and 8000MW during the day and night, and the plant operates at 100%CF over the year – ie. it can’t be turned up and down over the day.

The total 4000MW of wind generation can be approximately categorized as operating at 60% capacity factor (CF) (2400MW) for 50% of the time, and 20% CF (800MW) for the other 50% of the time – its overall CF, therefore, is 40%.  You can assume that all wind farms have completely correlated outputs – they all generate at either 60% or 20% CF at exactly the sametime. Also, wind generation is entirely uncorrelated with day or nighttime periods.

The 1000MW of utility PV generation can be modelled as a flat 600MW output during daylight hours (30% CF overall)

– yes, another big assumption. All of the utility PV and wind are owned by a variety of smaller market participants.

All generation and the system load are on a single network bus. This electricity industry is dispatched through an ongoing one-hour spot market. You can assume that no participants are attempting to exercise market power – ie. they  offer  their  entire  generation  at  their  operating  cost.  The   market  price  is  set   by  the   marginal  (partially dispatched) generator. Note that if demand should be exactly the same as the maximum capacity of the marginal generator, the price is actually set at the operating cost of the next generator in the supply curve. Strictly speaking this is how market dispatch is solved - they calculate the additional cost of supplying one more MWh of electricity and this would require that the next generator actually start operating and hence setting the price.

Table 1: Generating Unit and Company Data for Question 1 (see new max capacity for Yallourn W)

(a)     For each of the two possible wind generation CF states and two time of day states (four possible states in total  – daytime  high wind, daytime low wind, nighttime high   wind,  nighttime low   wind),  draw  the generation offer curves on the same plot, and solve the spot market price for each case. Assume that all generation participants are preference revealing (offer into the market at their operating costs) and note that the industrial load doesn’t bid to buy in the market but just operates at 100% CF while paying the spot price.    Given  the   probability  distribution  of  wind  generation  CFs  and  day/night  time  demand   (and associated PV generation) – that is the probability associated with each state (a 25% likelihood for each state), calculate the time-weighted average  market  price.  Put your  answers  in tables  and  discuss your findings.

(b)   For each of the two possible wind generation CF and day/night market states, what is the total generation output (MW) of each generation unit for each generation company, the operating profit ($/hr) of each plant and hence company ($k/hour), as well as the operating profit of the Aluminum smelter. As noted above,  the  wind  is  not  correlated  with  day/night,  hence  four  possible  market  states,  each  with  25% probability. Put all answers in tables and discuss your findings. Note that there may be some ambiguity in dispatch when there are two generating units owned by different participants with the same operating cost setting the price (Loyang A and B at $20/MWh and the gas peakers at $160/MWh) as the split across the two units is not defined.

Now  calculate  the  annual  operating   profit   ($m/year)  of  each  of  the  generation  companies  and  the industrial customer given the wind CF and day/night probability distributions. Put all answers in tables and discuss your findings. Also, calculate the average (ie. weighted) renewables penetration of this electricity industry (%) and discuss.

(c)    Now calculate the total (net) profit ($m/year) of each of the generation companies and the smelter given the  wind  CF  probability  distribution  ($m/year)  after  covering  the  fixed  (capital  and  fixed  O&M)  cost repayments that they are required to make. Also calculate these annual profits as a % of total fixed costs for each market  participant  (a  measure of returns on investment).  Please  put your answers in a table. Discuss your findings.

(d)   Your  international  generation  company  is  considering  investing  in  a wind farm  in this  market. You  are aware that there are other international companies that are also contemplating a similar investment and it seems entirely possible that 2000MW of new wind will enter the market over the next couple of years. This  wind  generation will  be  almost  entirely  correlated  with  the  existing  wind.  Given  capital  costs  of $1700/kW for these wind projects, with financing available at 4% over 20 years, and fixed O&M costs of $20/kW/year and zero operating costs, estimate what  price  ($/MWh) you  could  sell  a  20 year  PPA  (a variable volume CFD around the future wholesale market price) for. Do you consider it likely a retailer or the industrial customer might be interested to purchase this PPA given current market prices?

(e)   There is of course the question of all the other wind generation projects, and whether they will proceed. For the case where 2000MW of new wind generation does get built by you and other developers (not any of the existing companies), without any PPAs (ie. all the developers take full exposure to the market price), estimate the total profit or loss made by the 2000MW of new wind ($m/year and % profit/fixed costs). You will of course need to recalculate spot market prices and generator dispatch for each of the four combined wind CF and day/night states (an additional 1200MW of wind for 50% of the time and 400MW of wind for the other 50% of the time). Is there a commercial case for building this wind? Also estimate the impact on overall profitability of all the other generator companies and the smelter. Be sure to put your results in tables and discuss your findings. In particular, what does it say about the value of the PPA to whoever bought it. Also, what would be the average renewable penetration (% energy) in this case?

(f)    You are also considering opportunities to build a utility PV plant. Again, you are aware that there are other international companies that are also contemplating a similar investment and it seems entirely possible that 2000MW of  new  PV will  enter the  market over the  next  couple of years.  Its  performance  can  be assumed to be the same as existing PV (ie. 1200MW of generation during daylight hours). Given capital costs of $1050/kW for these wind projects, with financing available at 4% over 20 years, and fixed O&M costs of $10/kW/year and no operating costs, estimate what price ($/MWh) you could sell a 20 year PPA (a variable volume CFD around the future wholesale market price) for. Do you consider it likely a retailer or the industrial customer might be interested to purchase this PPA given current market prices? Also, what would be the renewable penetration (%energy) in this case?

(g)    There is of course the question of all the other PV generation projects, and whether they will proceed. For the case where 2000MW of new PV generation does get built by you and other developers (not any of the existing companies), without  any  PPAs  (ie.  all  the  developers  take full  exposure  to the  market  price), estimate the total  profit or  loss  made  by  the  2000MW of  new  PV  ($m/year  and %  profit/fixed  costs). Assume that the wind generation in  part e) was not built. You will of course  need to  recalculate  spot market prices and generator dispatch for each of the four combined wind CF and day/night scenarios (an additional  1200MW of PV during daylight hours).  Is there a commercial case for  building this  PV? Also estimate the impact on overall profitability of all the other generator companies, the  retailers and the industrial customer. Be sure to put your results in tables and discuss your findings. In particular, what does it say about the value of the PPA to whoever bought it?