1

Progress on the UK Electricity Market Reform David Newbery1 

Imperial College London and EPRG Cambridge 23 July 2012 

  

Introduction The UK Government has set out proposals for Electricity Market Reform (EMR) in a Draft Energy Bill (HMG, 2012) after lengthy consultation (DECC, 2010) and the publication of a White Paper (DECC, 2011), the normal pre‐cursor to proposed legislation. Both the White Paper and now the Draft Energy Bill have been criticised, most cogently by the Parliamentary Energy and Climate Change Committee (HC2011, 2012), who invited witnesses to give evidence. This note discusses the progress of the EMR, the strength and weaknesses of the main criticisms made, and suggests some possible solutions to the current problems.  Objectives of EMR The core of its much consulted recommendations are directed to reducing the cost of meeting the UK’s legally binding climate change and renewables targets by lowering the cost of capital for their finance, as all low‐carbon and renewable technologies are highly capital intensive. The diagnosis is first that these technologies are not commercially viable given the wholly inadequate carbon price set by the failing EU Emissions Trading System (ETS). Second, their cost of capital is unnecessarily raised by the risk they face under the present determinants of price setting in the electricity market, and entry is impeded by the current electricity market design, which the Draft Bill does nothing to remedy. The wholesale price of electricity is primarily set by the variable cost of fossil fuels (coal and gas) together with the ETS carbon price, and while these technologies are naturally hedged, low‐carbon options are exposed to the full and considerable electricity price volatility. The current electricity market design includes a somewhat perversely designed two‐price Balancing Mechanism and an illiquid prompt market that trades only a few percent of wholesale volume, both of which favour incumbent portfolio generators. The conclusions drawn are that the effective carbon price needs to be raised for the electricity sector through a 

1 Research Fellow in the Control and Power Research Group at Imperial College London and Director, Electricity Policy Research Group, Cambridge.  Contact address: Faculty of Economics, Sidgwick Avenue, Cambridge, CB3 9DE; dmgn@cam.ac.uk. 

2

Carbon Price Floor (CPF) and that price risk should be reduced by long‐term Contracts for Difference (CfD)s,2 disingenuously called Feed‐in Tariffs (FiTs).  

In addition to these two central policies, EMR also proposes the future option of a capacity mechanism to allay security of supply fears, and an Emissions Performance Standard (EPS) stated to be 450gm CO2/kWh,3 primarily designed to rule out the construction of any unabated coal‐fired power stations (but not gas‐fired CCGT, needed for balancing intermittent/unreliable renewables).  The Carbon Price Floor (CPF) If the CfDs fix the price for generating low‐carbon electricity, then the CPF would seem to be redundant, and arguably perverse in that it allows the remainder of the EU to enjoy more EU Allowances (EUAs) to emit CO2 at lower prices, as the UK discourages its own CO2 electricity emissions with a considerably higher carbon price. Given the fixed an unaltered cap on total emissions, the UK CPF would not reduce total EU CO2 emissions at all. Further, it provides windfall profits to current heavily subsidised renewables as well as the existing nuclear power stations, while disadvantaging electricity production in the UK relative to our neighbours who can export to us, and also disadvantaging electricity‐intensive production that can migrate abroad (aluminium, steel, etc.), again with no global climate change benefit. 

In defence of the CPF, it has a number of considerable countervailing benefits. The first is that as a fiscally generative new tax instrument it ought to be attractive to cash‐strapped EU governments in the current financial crisis, and if widely adopted by EU member states, would go a considerable way to addressing the failure of the EU ETS. The second is that it reduces the apparent fiscal cost of supporting the long‐term contracts, as well as meeting a Coalition pledge that nuclear power would not be subsidized (arguably also an EU requirement under State Aids). Unlike many other EU governments, the UK is held to account by the Office of National Statistics that deems any levies on electricity bills to finance renewables, efficiency measures 

2 A classic two‐side CfD sets a strike price, s, and a reference market price, p, for an amount M MW, and pays the generator (s‐p)M (or charges him if this is negative). The generator has an obligation to deliver M MW to the counter‐party via the wholesale market, where if he is successful at trading he will receive price p and the counter‐party is deemed to have received the delivery by buying in the wholesale market at that price. If successful the generator will thus earn pM +(s‐p)M = sM. If the generator fails to deliver he earns only (s‐p)M which could involve a high penalty in peak hours when p > s, thus encouraging availability at times of system stress. 3 more correctly described as a limit on emissions of 3,150‐3,942 tonnes CO2/MW of Transmission Entry Capacity, if as the wording suggests it is based on an assumed base‐load (which might be somewhere between 7000‐8760 hours operation) at that intensity per year. If a coal plant with 900 gm/kWh were to run only 50% of base‐load hours it should meet the EPS. 

3

and the like as taxes, so there is no perverse inducement to choose one form of levy over another in terms of budgetary accounting. 

The third advantage is that it discourages over‐hasty investment in fossil generation that would lock in carbon emissions for the life of the plant. It does to by clearly signalling the risks to any investor who anticipates high capacity factors using conventional generation, whether coal or gas. The Government has consulted on the role of gas in the electricity market (DECC, 2012b) and plans to produce a strategy statement in the autumn 2012. There are concerns that the Government (under pressure from the Treasury) prefers to meet its near‐term climate change targets by increasing the share of gas generation.4 The fuel cost of coal‐fired generation (including the cost of purchasing EUAs) was £32/MWh and for gas‐fired generation was £41/MWh in early 2012.5 At these fuel prices but with the mid 2020’s forecast CPF of £50/tonne, their fuel costs alone would be £72 and £61/MWh respectively (to which would have to be added a margin to cover the capital and other fixed costs). As such they were likely to be at a level at which they would only operate at low load factors. The CPF therefore signals to generators wishing to build fossil generation that they cannot be assured of adequate returns after 2020 and they should therefore consider carefully and probably delay making such investments. In particular, unabated coal is at risk from the EPS, and new gas‐fired generation would likely be delayed until the details of any proposed capacity mechanism are published – making it more likely that such a mechanism will be needed. 

 Contract design  As the CPF was introduced in the Budget of 2011, subsequent criticisms of the EMR concentrated on the remaining elements. In the course of extensive consultation ((DECC, 2010; 2011), and enquiries by the Parliamentary Committee on Energy and Climate Change (HC, 2011), several points were repeatedly stressed but did not gain much traction in the Draft Energy Bill or the amplifying policy overview document (DECC, 2012a). The first criticism was that as various low‐carbon technologies differ considerably (as between controllable nuclear power, and unpredictable wind and solar PV), so should their contract design, instead of all being straight‐jacketed by a single CfD. That places the responsibility on the generator to market his power and pay any imbalance charges. While a CfD is entirely suitable for controllable nuclear power, it unnecessarily raises risks and costs for unpredictable renewables  such as 

4  Financial Times, 19 July 2012 “Reality tests coalition’s energy reforms”. 5 First quarter, 2012, DECC Energy Price Statistics, EUA price £5/tonne, same period, assuming 38% efficient coal plant and 55% efficient gas plant. 

4

wind and solar PV (Newbery, 2012a,b). The Parliamentary Committee worried that all contracts were being forced into a common format so that they could collectively seek approval as legitimate state aid, whereas if nuclear power were to be treated differently from renewables (which can already be state‐supported) they would be objected. (HC 2012, ¶142, p30). If that is indeed the defence, then it is a very indirect argument for choosing a single contract design for all technologies. 

The intention, clearly stated in the consultation documents, is to encourage the entry of new capital into the industry (as the balance sheets of the incumbents fall far short of the capacity to finance the estimated £85 billion of new generation investment needed).  It is therefore crucial to reduce entry barriers and hence unnecessary complexity. For wind farms that means paying a fixed Feed‐in Tariff or contract price per MWh of electricity generated (or per MW per hour if available for dispatch but constrained off) and ensuring a guaranteed off‐take. The contract price should properly reflect the true cost of transmission and balancing and the benefits of meeting the renewables and carbon targets at least cost (paying less per MWh in more windy than less windy locations to extract the site rent.)  That design avoids the need either to continually contract to sell power and then deal with the Balancing Mechanism, or subcontract on less advantageous terms to an incumbent (whose risk and credit would therefore be unnecessarily further strained). Removing the obligation for suppliers to contract for renewable energy further undermines the ability of new entrants to be sure that they can sell their power (HC, 2012, ¶59). 

The Draft Energy Bill (at ¶54) makes some allowances in this direction:  54 In the short term, however, variation in CfDs may be needed for some technologies – within intermittent (i.e. generation that is inherently variable and dependent on primary power sources outside the control of generators, e.g. wind, wave, and solar) and baseload (i.e. generation that generally operates continuously to serve the minimum electricity demand over a given period of time (“baseload”)) classes – in recognition of their different risk profiles (for example early stage CCS projects, due to their demonstration status), to ensure they come forward at a reasonable cost. Any variations agreed will have to represent value for money and maintain a level playing field in line with our approach to securing state aid clearance.”

 Further details are provided in the Policy Review Annex B (DECC, 2012a). It 

reiterates the principle that “the aim is to deliver CfD terms that are largely standardised across technologies” (ibid p 35) but with some technology specific adjustments. Thus the strike price for wind is the hourly day ahead auction price6 for the GB zone (which begs the question whether there will be one for GB, or logically, 

6  Newbery (2012b) argued that the original proposal of a day‐ahead base‐load reference price for wind at least provided some positive basis uplift as wind is currently positively correlated with price, although this basis was risky and might reverse with massive wind. 

5

at least one for England and Wales and a separate zone for Scotland). More sensibly the proposal is “minded to pay the CfD on the basis of metered output unless the reference price is negative, in which case to pay on a measure of availability” (ibid p 33). This appears to avoid the problem of exposure to imbalance risk and the need to find a buyer for the power, but the Parliamentary Committee criticised the Draft Bill for failing to clarify who would actually buy the contracted renewable power (HC, 2012, pp33‐5), and considered that this would create a considerable barrier to entry and hence raise its cost.  

The Parliamentary Committee did not, however, comment on the way in which the strike price for renewables will be set, which appears to imply paying the same price per MWh regardless of the location of the wind power (although with a difference on and off‐shore). The whole advantage of setting a contract price for each wind farm is that it allows site‐specific characteristics to be taken into account without providing windfall profits to wind‐favoured (but possibly expensive to connect) locations, a problem exacerbated by the massive regulatory failure engineered through the Transmission Connect and Manage regime (Newbery, 2011).  

On the positive side the proposals urge a move to tenders or auctions as soon as possible. Elsewhere Newbery (2012b) has argued that this would be best achieved if the sites were separately secured through an intelligently designed planning process, possibly with tenders by land‐owners to secure them at least cost, and then auctioned through a process that allowed the System Operator (SO) to determine the least social cost offers, taking into account the costs of balancing (which would fall on the SO) and transmission reinforcement (borne by the same parent body, NGET) and also the local wind resource. The result would be that the prices paid per MWh for wind would vary by location and transfer the site rents to customers, upon whom the extra costs of supporting renewables will fall under current arrangements.  

As an aside, the UK should follow good Continental practice and exempt commerce and industry from levies to fund the contracts, which are purely designed to raise revenue to provide the public good of renewables support and which should not, under good fiscal practice, distort production decisions. That would not stop generators offering long‐term contracts to industries that would like to lock‐in a real price. A managed transition from the present array of consumer levies to the standard rate of VAT on energy would assist, and the transition date could be chosen so that this were roughly revenue neutral, and although it would exacerbate the Treasury’s problem with the resulting expenditure commitment it would make explicit the nature of the Government’s commitment to supporting the contracts. 

6

Most of these marketing problems would be avoided if Britain re‐introduced a voluntary Pool for wholesale electricity with central dispatch for contracted plant, ideally with nodal pricing as in the US Standard Market Design. 

 Credit risk The second concern strongly expressed by the Parliamentary Committee (HC, 2012, pp21‐8) is that the Government (more specifically the Treasury) appears unwilling to act as the underwriter of, or counter‐party to, these long‐term contracts. Despite an invitation from the Parliamentary Committee, the Treasury declined to appear and be questioned on this critical issue, leaving the more pessimistic observers to conclude that if the counter‐parties to the contracts were asset‐poor supply companies,7 their credit‐worthiness would not reduce the cost of capital to finance the contract‐holding investors one iota, thereby totally undermining the raison d’etre of the EMR. Other critics went as far as to suggest that the proposed synthetic counterparty would not be legally enforceable (HC, 2012 ¶81). 

Optimists argued that a mechanism overseen by Ofgem and the SO for passing through the contract costs to final bills, as with the current Renewable Obligation (RO) Scheme, with arrangements for recovering required revenue owed by any defaulting supplier (and there are such with the RO scheme) would suffice and be adequately bankable. The proposals envisage a collateral requirement during the settlement period (of no more than one month – DECC, 2012a, Annex B pp33‐4) to further allay counter‐party credit risk, although SSE raised questions about the difficulty of predicting future liabilities (HC, 2012, ¶88). 

The Policy Overview (Annex B, p68) argues that these arrangements should allay concerns: 

 “The draft Energy Bill outlines that the CfD will be an instrument that sets out obligations on suppliers and generators. The aim is to provide investors with a level of certainty about the legal status of the CfD that is equivalent to a conventional contract with a counterparty who has a strong credit rating. The CfD would be crystallised when it is issued; that is, the obligations would come into force and stand separate from the underlying legislation. Therefore even if the regulations setting out the CfD scheme were subsequently amended, the CfDs issued beforehand would remain as initially agreed. In addition to providing statutory backing of the CfD, other measures have been identified to reinforce this regulatory certainty.

 The Government has clearly listened to industry concerns, as the next 

paragraph makes clear: 

7  DECC (2012, p33) is minded to place the obligation on suppliers in proportion to their market share. 

7

 However, the Government recognises strong concerns have been raised by industry about this model particularly around whether it can provide an adequate framework to support planned levels of investment, or whether a model which is broadly similar to a conventional bilateral contract with a single counterparty would be preferable. Government analysis shows that the model as set out in this section could work, but recognises that this approach would be novel and that concerns from industry persist. The Government will continue to actively consider the merits of alternative models that use a single counterparty, in order to better address the concerns raised by industry. It is expected that there will be further detailed consideration given to these concerns as part of the pre-legislative scrutiny process.  If these perceptions of credit risk do in fact reduce financial institutions’ 

appetite to fund a large debt share at competitive rates of interest, as pessimists claim, then the obvious solution is for the Government to be the counterparty for all such long‐term contracts (as investors thought was promised in the White Paper, see HC, 2012, ¶76) and/or be willing to lend on them through a properly funded Green Investment Bank. That would also address the much delayed ambition to stimulate growth in the economy through leveraging investment. There is a growing if much belated awareness that this is necessary and the Government announced in July 2012 that it would underwrite up to £40 billion of infrastructure investment. Admittedly it comes with the usual Government preference for rail projects that will take years to materialise, but energy is included in the list of proposed sectors to support.8 

Part of the concern appears to be that the Government is afraid of a suit brought against any contracts for nuclear power that has a Government guarantee as breaching State aid conditions (HC, 2012, ¶78), which might take years to resolve through the EU courts. If so, that would seem to strengthen the case for separating out renewables support, which has already been exempted from State aid rules, and for which proper FiTs are in common use across the Continent, and which would in any case be the correct choice for the UK. However, it would expose nuclear to a possible failure to secure exemption. 

Nuclear power is inevitably a special case, not least as may be only one remaining viable company willing to build at least the first few plants, making any auction process moot. It should be recognised as special, with the first few plants treated, as in the US, as first‐of‐a‐kind projects worthy of additional subsidy to deliver the cost reductions needed for a wider scale roll‐out. It is very hard to believe that either off‐shore wind or CCS plant (coal or gas) will be competitive with nuclear power within 20 years, even including all the extra social costs and benefits of each, and consequently if we are serious about meeting our medium term carbon targets, 

8 http://www.bbc.co.uk/news/business‐18880354 accessed on 19 July 

8

considerable nuclear investment will be needed from 2020 on. The sooner any State aid issues are resolved with the EU the better. The EU has given its commitment to its 2050 Energy Road Map that stresses the need for urgent electricity decarbonisation to avoid locking in fossil fuels for the long lives of any new fossil plant. It ought to accept the logic of not ruling out nuclear power in countries willing to support it by clarifying its view on State aids.  

 Funding Risk The third concern is that the Government has made clear that it wishes to be able to limit expenditure to support low‐carbon contracts and to that end may restrict either the volume of CfDs or the funds available at some future date, up to the amount set out in the Levy Control Framework (DECC, 2012a, Annex B p25‐6; HC, 2012 pp30‐32). This seems reasonable given the financial havoc wrecked by open‐ended and ex post excessive subsidies to PV in Germany, Spain and Italy, given the speed with which PV can be ordered and connected, but is surely less of a problem with other renewables, which have a considerably longer gestation. 

If it takes investors several years and considerable up‐front costs to secure sites, planning permission and grid connections, they will be more reluctant to do so without an assurance that there will be contracts available at the end of the process. Keith Anderson of Scottish Power expressed this cogently, arguing that it might cost £100‐150 million to get to the Final Investment Decision, and if he did not know before that whether he would get a contract it would represent “an unacceptable risk” (HC, 2012, ¶106). 

To partially allay this concern, the proposal (at DECC 2012a, Annex B p12 ¶18) is to publish strike prices for renewables for 5 years from 2013) to provide some comfort. (These may and presumably will vary by year and technology: see p22, ¶18).  This again implies a country‐wide wind power price, for example, which will lead to windy places being developed first regardless whether they are the cheapest in total transmission and generation cost. This problem would be avoided if the tender auction were run for the site at the start of the process, as suggested above. 

There is some reassurance that CfDs should be available before Financial Close so that developers can present the financiers with the necessary risk assurances, and the claim is that this will reduce risk compared to the current RO Scheme (although whether that has attracted adequate outside entry is itself not clear, given the high wind resource in the UK and the disappointing amount installed). 

 

9

The lack of attention to the demand side The Parliamentary Committee raises as almost its first concern that  

“Thinking about the demand-side needs to be given a much higher priority in the Bill, not least because it is likely to deliver much more cost effective solutions than building ever greater levels of generating capacity. (HC, 2012 p4)  

 Newbery argued to the Parliamentary Committee that it would unnecessarily complicate the Draft Energy Bill to also include statutory demand‐side measures, given the large number of disparate arrangements already in place (HC, 2012,¶54). It seems clear that while the focus on decarbonising the electricity sector should concentrate on the choice and amount of low‐carbon plant (as in the Draft Energy Bill), a completely different approach is needed for efficiently reducing electricity and energy demand, and should be addressed by rather different instruments. Even on the need to assure security of supply through a possible capacity mechanism, it was standard practice under the Pool to secure demand‐side reductions to balance supply and demand, so that role is clearly not ruled out in the EMR proposals.  Bureaucracy vs. the market Dieter Helm (2012) has been a cogent critic of the Government’s EMR proposals, and in particular for its lack of stability and growing complexity. His main criticism is that of its “Gosplan approach versus market‐based interventions.” He raises legitimate concerns about how the Government will set and justify the nuclear CfD strike price, other than basing it on the cost and then “doctoring” forecast electricity prices to justify that the contract is in the money. It seems inevitable that at least for the first few reactors the appropriate contract will involve some cost sharing between EdF and the contract counter‐party, given the considerable uncertainty and ignorance about what an EPR would actually cost to build in the UK. The Policy Review expects the strike price to be based on the final investment decision (FID) enabling process (Annex B table 1). 

Helm’s point seems to be that the Government, in setting the strike price, is placing an unknown obligation on consumers (the ultimate counter‐party to the contracts) as the future electricity price is so uncertain. But it is hard to see how this invalidates setting any strike price, nor why it is so different from the old CEGB world in which consumers paid the cost of whatever the CEGB decided to build (nor indeed the obvious point that tax‐payers have to pay for whatever the Government chooses to do, whether to invade Iraq or hugely expand the NHS). An inability to forecast future electricity prices is hardly a reason for not granting a fixed (real) price 

10

long‐term contract if that is the cheapest way to deliver investments that are widely agreed to be necessary. Putting the risk elsewhere would merely increase the cost of capital and the cost to consumers or taxpayers, or delay such investments.9 Helm’s claim (para 24) that “forecasting future gas prices is hazardous, … Yet this is what setting the strike price requires” seems incorrect, except to the extent of being able to prove without doubt that the contract is “unsubsidized”. The strike price is ideally set at the efficient cost of the capacity to be secured, independently of the market price. How much of it should be procured is largely determined by the carbon and renewables targets that the Government has already signed up to. Arguably the issue is not that setting the strike price requires a forecast of future electricity prices, but that determining the volume of CfDs that can be met by the Levy Control requires such a forecast, as the lower the future electricity price, the higher will be the levy required to fund existing contracts. Again this seems to be an abrogation of the Treasury’s willingness to take on risk that it can bear at far lower cost than anyone else. 

The more interesting question that seems largely to have been overlooked is what will happen to electricity prices as the CPF rises above the projected £30/tonne CO2 in 2020 to DECC’s forecast of £70/tonne in 2030. If a reasonable amount of fossil generation remains on the system in the period 2020‐2030 it will be price‐setting some considerable fraction of the time, and at £70/tonne the price would almost certainly make nuclear contracts in the money if the cost of capital is really brought down as EMR proposes. For example, an unabated coal‐fired station would have a fuel cost alone of £90/MWh and a CCGT would have a fuel cost of £70/MWh at 2012 fuel prices, to which would have to be added the considerable mark‐up to recover fixed and capital costs. 

The average base‐load price will then depend on how prices are set when either interconnectors or renewables/nuclear are price setting and this is very hard to predict, depending on how much interconnector capacity is built, how much wind and PV is on the system at each end of these interconnectors, and whether the interconnectors are constrained or not. It is, however, likely that if the high carbon 

9 There is a common but fallacious argument that the allocation of the risk only affects incentives not the cost of that risk. It is standard to note that sharing the risk equally between two parties halves the total cost, as the risk cost rises as the square of the exposure, and also that if different risks are not perfectly correlated then sharing them lowers the total cost – in the extreme case in which they are perfectly negatively correlated aggregating the two risks eliminates the cost, as when an upstream generator and a downstream supplier each with fixed contracts for inputs and outputs hedges the intermediate wholesale market risk via contracts or vertical integration. Allocating the risk cost to all consumers, for whom the exposure is 1‐2% of expenditure, is thus more cost effective than allocating it to a generator whose net revenue exposure may be more than 100%. 

11

prices are maintained that the nuclear CfDs (and on‐shore wind) will be in the money. 

If carbon (and thus to a considerable extent electricity) prices are set to rise in real terms, then should the electricity strike price also rise but from a lower level? The counter‐argument favouring a fixed (real) price is that it front‐end loads the subsidy and that reduces the credibility risk and hence the cost of capital. Indeed, for CCS there is a similarly strong case for subsidizing the initial capital cost directly to even more front‐end load the support (Newbery et al., 2009). However, it may be worth exploring the relative cost to consumers of a lower initial strike price that escalates at above the rate of inflation, versus a stable real price (much as water prices were regulated to rise at a K‐factor to finance investment). 

Helm’s other major criticism is that the Government will be “picking winners” in determining the mix of technologies to support through tailored CfDs, and thus will be prone to lobbying, when it should just allow the market to choose the least cost mature technology choice in the light of a suitable carbon price. Most renewables (but perhaps not on‐shore wind) are immature and support under the Renewables Directive is best justified as a means of lowering their cost to become competitive with properly carbon‐priced generation. Helm recognises that supporting immature renewables should be considered under a carefully designed R&D policy, and this is surely a strong argument to put to the EU as outline below. Unfortunately, we are meantime stuck with the targets that we perhaps imprudently agreed. 

 Arguing for a change in Renewables Support At present the EU has mandated Renewable Energy targets set in terms of the shares of renewable energy supply (RES) in final energy in 2020, which for electricity would require a certain number of TWh (the UK is aiming at 30% of electricity generation by 2020 to come from renewables). That runs the risk that countries will pursue the least cost solutions, rather than those that have the highest payoff in terms of cost reduction and the benefit of learning about their prospects. In practice countries pursue a portfolio of different technologies, as the cheapest typically cannot be deployed at adequate scale in time, but that is hardly the best way to choose the EU technology portfolio. Moreover, it greatly hampers trading RES certificates across countries as the support needed for each technology varies by country and type. In the UK on‐shore wind (at least before the 2012 banding review) received 1 ROC/MWh, off‐shore wind 2 ROCs/MWh and others differing amounts, subject to revision. 

12

There is no doubt that the Renewables Directive has stimulated a huge expansion of support in the electricity industry, as figure 1 shows (and countries like Germany and Spain have supported considerably more RES than the UK). What is less clear is whether the large funds for support have been efficiently targeted at the objective of driving down costs and developing prospective technologies.  

 Figure 1 UK R&D and Renewables support as a share of electricity revenue Sources: IEA R&D statistics, Ofgem for ROC support, DECC for electricity revenue 

 The EU’s Strategic Energy Technology Plan (SET‐Plan) is a response to the 

evident need to stimulate research and development (R&D) in low‐carbon technologies (Newbery et al., 2011). Research intensity in energy is low by comparison with many other sectors, and in the past was heavily oriented towards nuclear fission and fusion, with very modest amounts spent on other low‐C technologies. Figure 2 (reproduced from the SET‐Plan document COM (2009) 519, fig 10) shows that while Member States roughly maintained the real level of R&D spend on non‐nuclear energy at around €(2007) 2 billion/yr, nuclear R&D fell from nearly €(2007) 4 billion/yr in 1985 to less than €(2007) 1 billion/yr in 2007. France, Germany, Italy and the UK accounted for three‐quarters of the EU total. 

 

UK Electricity R&D intensity and renewables support

0.0%

0.5%

1.0%

1.5%

2.0%

2.5%

3.0%

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

perc

ent e

lect

ricity

reve

nue

ROCs

other power

hydrogen and fuel cell

nuclear fission and fusion

Renewables

fossil fuels

Total ESI R&D (estimate)

13

 Figure 2 Aggregate EU Member States public R&D funding (excl EU funds) Source: COM (2009) 519, fig 10 

 The EU will find it very difficult to encourage cash‐strapped Member States to 

treble their R&D support, but there is an attractive alternative that might solve many problems. This would be to persuade the EU to replace the Renewables Directive with a Renewables Support Directive. This would maintain the current excellent club good approach to financing a public good (that of driving down the cost of prospective low‐carbon technologies) by an agreed system of burden sharing. Instead of just requiring each country to support its agreed share of RES, the new Directive would set out the target cumulative expenditure on renewables support and public R&D expenditure, specified as a percentage of GDP cumulated over time (e.g. from 2014 to 2020, or perhaps crediting past support from 2008).  

There would need to be a mechanism to deem the value to credit for supporting 1 MW of on‐shore wind, off‐shore wind, solar PV, marine tidal flow, etc. One natural incentive compatible solution would be to take the average support across the EU as the benchmark for that technology (revised annually), to prevent incentives for locally excessive or inefficient support. If one country decided that it would make more sense to support solar PV in another Member State or even in Kenya, say, then that should be credited towards the country’s target. It might be desirable for an expert body to decide which categories of technology merited 

14

support (in effect, which ones are deemed unpromising at the EU level and which should therefore not count). 

The effect should ideally be a more careful judgement about whether improving a technology would better benefit from R&D or demonstration plants (as with CCS), as envisaged in the SET‐Plan (SEC(2009), or full‐scale deployment as under the Renewables Directive. It would address possible misallocations driven by the existence of a funding commitment for RES and the lack of any such for R&D. In the case of off‐shore wind, for example, there may well be a case for reallocating deployment funds to more R&D, as current designs are highly resource intensive and therefore overly costly. It may also be preferable to spend funds more wisely on combining off‐shore wind (e.g. on the Dogger bank) with interconnections so that the wind can flow efficiently to the higher priced market, and the interconnector can be used as such, partly justified by its access to wind. Before that can be done, however, considerable changes will be needed to the off‐shore legal regime and that will take time to agree – time that could be well justified if results are measured not just by TWh produced in 2020 but the effort devoted to these wider objectives. 

 Conclusions The UK’s misleadingly named Electricity Market Reform has the sensible objective of lowering the cost of reaching its ambitious and legally binding carbon and renewable targets. This it aims to do by reducing risk via credible long‐term contracts. The Parliamentary Committee (HC, 2012), building on a large number of submissions and witnesses, has justifiably criticized the details set out in the Draft Energy Bill as failing to ensure that these contracts will be credible and hence financeable by cheap debt without Government underwriting or guarantees. They further criticise the barriers to entry created by a lack of an assured off‐take of renewable power, and the “one‐size fits all” approach to contract design. 

The Energy Bill could still be rescued and meet its stated objectives with some moderate but important changes, but that would still leave the electricity market poorly designed to handle the growing volume of low‐carbon generation anticipated – clearly a task for a future occasion, as is tidying up and making more effective measures to improve energy efficiency and hence demand and carbon reduction. At the European level, Britain should continue to press for reforms to the EU ETS, failing which it should encourage each Member State to embrace a carbon price floor, to build up a coalition in favour of at least reducing the ETS caps to reflect higher planned renewable energy and lower demand because of the financial crisis. The test for an adequate carbon price is whether it would be able to support 

15

moderately mature zero‐carbon technologies such as nuclear power and on‐shore wind. It would also be desirable to begin a debate on how to adapt the Renewables Directive to encourage R&D for immature but promising low‐carbon technologies, and to avoid a 2030 Renewables Directive for what by then should be largely mature low‐carbon options that should be commercial given a solution to the more pressing need for an adequate carbon price.    

16

 References  COM(2009) 519 final Investing in the development of low carbon technologies (SET‐Plan), 

(Brussels 7.10.2009) DECC (2010). Electricity Market Reform: A consultation document. Dec, available at 

http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/consultations/emr/emr.aspx DECC (2011). Planning our electric future: a White Paper for secure, affordable and low‐carbon 

electricity. 12 July, available at http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/legislation/white_papers/emr_wp_2011/emr_wp_2011.aspx 

DECC (2012a) Electricity Market Reform: Policy Overview, May DECC (2012b) A call for evidence on the role of gas in the electricity market 17 March Helm, D (2012) “EMR and The Energy Bill: A Critique” available at  

http://www.dieterhelm.co.uk/node/1330 HM Government (2012) Draft Energy Bill, CM 8362, May  HC (2011). Electricity Market Reform. House of Commons Energy and Climate Change 

Committee fourth report of session 2010‐12, HC 742, 16 May, Vol 1 HC (2012). Draft Energy Bill: Pre‐legislative Scrutiny. House of Commons Energy and Climate 

Change Committee First report of session 2012‐13, HC 275‐1, 23 July Newbery, D.M. (2011) High level principles for guiding GB transmission charging and some of the 

practical problems of transition to an enduring regime, at http://www.ofgem.gov.uk/Pages/MoreInformation.aspx?docid=93&refer=Networks/Trans/PT 

Newbery, D.M. (2012a) ‘Reforming Competitive Electricity Markets to Meet Environmental Targets’ Economics of Energy & Environmental Policy, 1(1), pp. 69‐82  

Newbery, D.M. (2012b) ‘Contracting for wind generation’ Economics of Energy & Environmental Policy,1(2) pp.19‐36, and EPRG 1120 at http://dx.doi.org/10.5547/2160‐5890.1.2.2 

Newbery, D.M. and others (2011) Public Support for the Financing of RD&D Activities in New Clean Energy Technologies, Florence School of Regulation at http://www.eui.eu/Projects/THINK/Documents/FinancingInnovation%28v2%29.pdf  

Newbery, D.M., D. Reiner, T. Jamasb, R. Steinberg, F. Toxvaerd, P. Noel (2009) “Carbon Capture & Storage (CCS): Analysis of Incentives and Rules in a European Repeated Game Situation” Report for DECC, available at http://decc.gov.uk/en/content/cms/what_we_do/uk_supply/energy_mix/ccs/ccs.aspx 

SEC(2009) 1295/2  A technology roadmap (Brussels)