EMLF Renewable Energy Panel Key policies Net Metering, Power - - PowerPoint PPT Presentation

EMLF Renewable Energy Panel

Key policies – Net Metering, Power Purchase Agreements and Wind Siting Rules

Buzz ¡Belleville ¡ Appalachian ¡School ¡of ¡Law ¡ mbelleville@asl.edu ¡ ¡

Net ¡metering ¡

• Net-­‑metering ¡allows ¡roo?op ¡solar ¡owners ¡to ¡

sell ¡excess ¡electricity ¡back ¡to ¡the ¡grid, ¡with ¡ uDliDes ¡issuing ¡full ¡retail ¡credit ¡to ¡the ¡ customer ¡based ¡on ¡the ¡amount ¡of ¡power ¡they ¡

• provide. ¡

Net ¡Metering ¡– ¡History ¡ ¡

• Started, ¡as ¡many ¡things ¡do, ¡in ¡California ¡in ¡1996 ¡with ¡

the ¡passage ¡of ¡the ¡first ¡law ¡of ¡its ¡kind. ¡ ¡

• At ¡the ¡Dme, ¡roo?op ¡solar ¡PVs ¡were ¡an ¡expensive ¡

novelty ¡for ¡the ¡rich ¡and ¡the ¡environmentally ¡ commiOed, ¡as ¡were ¡other ¡forms ¡of ¡self-­‑generaDon ¡or ¡ distributed ¡generaDon. ¡

• TradiDonally, ¡it ¡required ¡the ¡uDlity ¡to ¡purchase ¡all ¡

excess ¡generaDon ¡at ¡the ¡full ¡retail ¡rate. ¡ ¡

• Because ¡electricity ¡storage ¡is ¡costly, ¡customers ¡

typically ¡sell ¡the ¡excess ¡generaDon ¡to ¡the ¡grid ¡and ¡buy ¡ back ¡what ¡they ¡need ¡from ¡the ¡grid ¡at ¡other ¡Dmes. ¡

Net Metering

State-developed mandatory rules for certain utilities (41 states + DC+ 3 territories) No statewide mandatory rules, but some utilities allow net metering (2 states)

www.dsireusa.org / July 2016

KEY U.S. Territories:

41 States + DC,

AS, USVI, & PR have mandatory net metering rules

DC ¡ Statewide distributed generation compensation rules other than net metering (4 states + 1 territory)

GU AS PR VI

Different ¡Approaches ¡and ¡Limits ¡

• Investor-­‑owned ¡uDliDes ¡
• Cap ¡on ¡individual ¡size ¡
• Cap ¡on ¡total ¡amount ¡uDlity ¡will ¡purchase ¡
• Eligible ¡technology ¡
• Net ¡metering ¡credit ¡retenDon ¡>> ¡can’t ¡bank ¡against ¡

future ¡electric ¡bills ¡(excess ¡generaDon ¡lost) ¡

• REC ¡ownership ¡
• **Price ¡paid ¡by ¡u0lity ¡>> ¡compensated ¡at ¡avoided ¡cost ¡

(or ¡wholesale ¡rate ¡or ¡some ¡other ¡amount) ¡rather ¡than ¡ retail ¡cost ¡(related: ¡standby ¡charges) ¡

Cost-­‑of-­‑service ¡ Price ¡of ¡electricity ¡(P) ¡ UDlity’s ¡Revenue ¡Requirement ¡(R) ¡

• P ¡= ¡R ¡/ ¡u ¡

– P: ¡Price ¡per ¡unit ¡of ¡product ¡ – R: ¡UDlity’s ¡revenue ¡requirement ¡ – u: ¡Units ¡expected ¡to ¡be ¡sold ¡

• R ¡= ¡O ¡+ ¡B(r) ¡

– O: ¡OperaDng ¡expenses; ¡variable; ¡no ¡profit ¡ – B: ¡Rate ¡base; ¡capital ¡investment; ¡fixed ¡ – r: ¡rate ¡of ¡return ¡regulators ¡allow ¡

LegiDmate ¡UDlity ¡Concerns ¡

• ‘Retail ¡rate’ ¡that ¡uDlity ¡charges ¡represents ¡cost ¡of ¡

generaDon, ¡distribuDon, ¡transmission ¡and ¡ancillary ¡ charges ¡… ¡not ¡appropriate ¡for ¡roo?op ¡solar ¡customer ¡ who ¡is ¡just ¡generaDng ¡

• P ¡= ¡R/u ¡>> ¡less ¡‘units’ ¡equals ¡higher ¡price ¡for ¡everyone ¡
• Inequity ¡>> ¡non-­‑solar ¡customers ¡paying ¡a ¡greater ¡% ¡for ¡

uDlity’s ¡infrastructure ¡(fixed ¡costs) ¡

– Most ¡roo?op ¡solar ¡customer ¡keeps ¡grid ¡connecDon, ¡so ¡ uDlity ¡must ¡maintain ¡capacity ¡regardless ¡of ¡solar ¡ generaDon, ¡and ¡customers ¡are ¡paying ¡less ¡for ¡capacity ¡ maintenance ¡

• UDlity ¡death ¡spiral ¡

UDlity ¡Death ¡Spiral ¡

• P ¡= ¡R/u ¡

– What ¡if ¡‘u’ ¡keeps ¡going ¡down? ¡

• More ¡customers ¡bypass, ¡leaving ¡uDliDes ¡with ¡

shorhall ¡in ¡revenue ¡

• UDlity ¡raises ¡prices ¡on ¡those ¡le? ¡
• More ¡incenDve ¡for ¡those ¡le? ¡to ¡bypass ¡the ¡

system ¡

State ¡baOles ¡

• California ¡and ¡other ¡solar ¡states ¡have ¡reached ¡

the ¡point ¡where ¡rapidly ¡raising ¡the ¡rates ¡on ¡ those ¡without ¡solar ¡to ¡recover ¡infrastructure ¡ costs ¡won’t ¡be ¡viable ¡much ¡longer ¡

• Hawaii, ¡Georgia ¡and ¡Nevada ¡all ¡nixed ¡retail ¡

net ¡metering ¡within ¡past ¡two ¡years, ¡many ¡

• thers ¡considering ¡it. ¡

OpDons ¡(with ¡many ¡nuanced ¡ variaDons) ¡

• 1. ¡ ¡Suck ¡it ¡up, ¡recover ¡T&D ¡costs ¡from ¡others ¡(keep ¡

applying ¡the ¡cost-­‑of-­‑service ¡type ¡formula) ¡>> ¡per ¡kWh ¡

• f ¡electricity ¡purchased ¡
• 2. ¡ ¡Require ¡solar ¡customer ¡to ¡pay ¡full ¡amount ¡for ¡T&D, ¡

as ¡if ¡no ¡roo?op ¡solar ¡(i.e., ¡charge ¡based ¡on ¡electricity ¡ used, ¡not ¡on ¡amount ¡bought ¡from ¡uDlity) ¡>> ¡per ¡kWh ¡of ¡ electricity ¡used ¡

• 3. ¡ ¡Compensate ¡customer ¡at ¡less ¡than ¡full ¡retail ¡rate ¡>> ¡

try ¡to ¡value ¡electron ¡flowing ¡from ¡solar ¡customer ¡to ¡ uDlity ¡

• 4. ¡ ¡Assess ¡per ¡customer ¡fixed ¡charge ¡(stand-­‑by ¡charge) ¡

>> ¡try ¡to ¡value ¡benefit ¡solar ¡customer ¡sDll ¡receiving ¡but ¡ not ¡paying ¡for ¡

Our ¡jurisdicDons ¡

• States ¡that ¡credit ¡net ¡excess ¡genera0on ¡at ¡the ¡retail ¡rate ¡

with ¡credits ¡that ¡do ¡not ¡expire ¡

– Virginia ¡ ¡ – West ¡Virginia ¡ – Kentucky ¡ – Indiana ¡

• States ¡that ¡credit ¡net ¡excess ¡genera0on ¡at ¡the ¡retail ¡rate ¡at ¡

the ¡outset, ¡but ¡credits ¡expire ¡or ¡are ¡reduced ¡over ¡0me ¡ ¡

– Illinois ¡ – Pennsylvania ¡

• States ¡that ¡credit ¡net ¡excess ¡genera0on ¡at ¡less ¡than ¡the ¡

retail ¡rate ¡

– Ohio ¡

TransacDon ¡Structure ¡

Generally ¡three ¡opDons: ¡

• (1) ¡Solar ¡system ¡ownership ¡
• (2) ¡Leasing ¡
• (3) ¡Power ¡purchase ¡agreement ¡(PPA) ¡(related, ¡

service ¡agreements, ¡CSGAs) ¡

Solar ¡Power ¡Purchase ¡Agreement ¡

Why ¡PPAs? ¡

• Host ¡locks ¡in ¡long-­‑term ¡price ¡of ¡porDon ¡of ¡its ¡

electricity ¡needs ¡

• Price ¡usually ¡just ¡below ¡retail ¡rate, ¡making ¡it ¡

cash ¡posiDve ¡for ¡host ¡from ¡day ¡one ¡

• No ¡upfront ¡capital ¡for ¡host ¡
• Should ¡ulDmately ¡be ¡profitable ¡for ¡system ¡
• wner ¡ ¡
• For ¡non-­‑profits ¡>> ¡tax ¡credits ¡(ITC ¡and ¡MACRS) ¡

• Cost ¡of ¡System ¡(80,000 ¡kW) ¡$292,000 ¡
• AnDcipated ¡20-­‑year ¡PPA ¡
• First-­‑year ¡cost ¡with ¡ITC ¡and ¡MACRS ¡(+bonus) ¡= ¡

$138,739 ¡

• Cost ¡recouped ¡in ¡about ¡7.5 ¡years ¡
• First ¡year ¡cost ¡w/o ¡ITC ¡and ¡MACRS ¡(+bonus) ¡= ¡

$279,950 ¡

• Cost ¡recouped ¡in ¡16-­‑17 ¡years ¡

Solar ¡Assessment ¡

3rd Party Solar PV Power Purchase Agreement (PPA)

www.dsireusa.org / July 2016

At Least 26 States

+ Washington DC and Puerto Rico Authorize or Allow 3rd Party Power Purchase Agreements for Solar PV

Apparently disallowed by state or otherwise restricted by legal barriers Status unclear or unknown

U.S. Territories

DC VA: Limited within a certain utility's service territory CO: With system size limitations TX: With system size limitations NV: With system size limitations AZ: Limited to certain sectors

Authorized by state or otherwise currently in use, at least in certain jurisdictions

• Guam

USVI PR NMI LA, MS, SC: Solar leases explicitly allowed

SZ Enterprises d/b/a Eagle Point Solar

• v. Iowa Utilities Board

APCo’s ¡opposiDon ¡to ¡PPAs ¡

• Would ¡infringe ¡upon ¡APCo’s ¡exclusive ¡territorial ¡

rights ¡

• EnDty ¡selling ¡electricity ¡under ¡a ¡PPA ¡is ¡a ¡“uDlity” ¡

subject ¡to ¡all ¡the ¡laws ¡and ¡regulaDons ¡

• Inequitable ¡to ¡have ¡regulated ¡market ¡for ¡non-­‑

renewable ¡sources ¡and ¡unregulated ¡market ¡for ¡ renewable ¡sources ¡

• Host ¡customer ¡not ¡paying ¡fair ¡share ¡for ¡grid ¡

upkeep ¡

• In ¡2007, ¡the ¡General ¡Assembly ¡reestablished ¡retail ¡rate ¡

regulaDon ¡for ¡most ¡electricity ¡consumers ¡

• Va. ¡Code ¡§56-­‑577.A.5. ¡now ¡provides ¡that ¡an ¡individual ¡

retail ¡customer ¡can ¡“purchase ¡electric ¡energy ¡provided ¡ 100 ¡percent ¡from ¡renewable ¡energy ¡from ¡any ¡supplier ¡

• f ¡electric ¡energy ¡licensed ¡to ¡sell ¡electric ¡energy ¡in ¡the ¡

Commonwealth ¡… ¡if ¡the ¡incumbent ¡electric ¡u0lity ¡ serving ¡the ¡exclusive ¡service ¡territory ¡does ¡not ¡offer ¡an ¡ approved ¡tariff ¡for ¡electric ¡energy ¡provided ¡100 ¡percent ¡ from ¡renewable ¡energy.” ¡

• Va. ¡Code ¡§56-­‑577.A.5. ¡

April ¡2015 ¡>> ¡APCo’s ¡“ApplicaDon ¡for ¡ Approval ¡of ¡an ¡Experimental ¡Rider ¡R.G.P.” ¡

• TradiDonal ¡PPA: ¡ ¡Property ¡owner ¡pays ¡third-­‑

party ¡solar ¡system ¡owner ¡for ¡the ¡amount ¡of ¡ electricity ¡generated ¡

• APCo ¡proposal: ¡ ¡Third-­‑party ¡sells ¡the ¡

generated ¡output ¡to ¡APCo ¡who ¡turns ¡around ¡ and ¡sells ¡it ¡to ¡the ¡host ¡customer ¡

– Price ¡almost ¡always ¡larger ¡than ¡retail ¡rate ¡

APCo ¡proposal: ¡Net ¡metering ¡

• The ¡kicker ¡>> ¡Customer ¡cannot ¡parDcipate ¡in ¡

both ¡the ¡net ¡metering ¡program ¡and ¡the ¡PPA ¡ program ¡

– Virginia’s ¡net ¡metering ¡program, ¡Va. ¡Code ¡§ ¡ 56-­‑594 ¡F, ¡allows ¡customers ¡to ¡contract ¡with ¡third ¡ parDes ¡to ¡“own, ¡operate, ¡or ¡both, ¡an ¡electrical ¡ generaDng ¡facility” ¡that ¡complies ¡with ¡the ¡other ¡ requirements ¡of ¡the ¡Code. ¡

(PUE-­‑2015-­‑00040) ¡ ¡ SCC ¡Hearing ¡9/29/15 ¡ Hearing ¡Examiner ¡Report ¡8/31/16 ¡

Postscript ¡

• PUE-­‑2016-­‑00051 ¡>> ¡APCo ¡“PeDDon ¡for ¡

approval ¡of ¡a ¡100% ¡renewable ¡energy ¡rider” ¡

PPAs ¡– ¡our ¡jurisdicDons ¡

Apparently ¡disallowed ¡by ¡state ¡or ¡otherwise ¡restricted ¡by ¡legal ¡barriers ¡

• West ¡Virginia ¡ ¡
• Kentucky ¡ ¡

¡ Authorized ¡by ¡state ¡or ¡currently ¡in ¡use, ¡at ¡least ¡in ¡certain ¡jurisdic0ons ¡

• Virginia ¡(limited ¡to ¡the ¡Dominion ¡Virginia ¡service ¡territory ¡and, ¡for ¡

tax-­‑paying ¡enDDes, ¡to ¡solar ¡systems ¡between ¡50kW ¡and ¡1MW) ¡

• Pennsylvania ¡
• Ohio ¡
• Illinois ¡

¡ Status ¡uncertain ¡

• Indiana ¡ ¡

Installed ¡wind ¡capacity ¡ ¡

AWEA ¡Annual ¡Market ¡Report ¡(thru ¡end ¡of ¡2015) ¡

Wind ¡energy ¡potenDal ¡and ¡installed ¡capacity ¡ ¡

NREL, ¡Wind ¡Energy ¡Poten0al, ¡by ¡state ¡ AWEA ¡2Q ¡(2016) ¡Market ¡Report ¡

Installed ¡ capacity ¡ Poten2al ¡ ¡ (80 ¡m) ¡ Poten2al ¡ ¡ (110 ¡m) ¡ Poten2al ¡ (140 ¡m) ¡ Illinois ¡ 3842 ¡MW ¡ 130,711 ¡MW ¡ 242,620 ¡MW ¡ 178,635 ¡MW ¡ Indiana ¡ 1895 ¡MW ¡ 40,259 ¡MW ¡ 133,875 ¡MW ¡ 109,607 ¡MW ¡ Kentucky ¡ 0 ¡ 0 ¡ 76,606 ¡MW ¡ 128,123 ¡MW ¡ Ohio ¡ 444 ¡MW ¡ 359 ¡MW ¡ 110,439 ¡MW ¡ 119,149 ¡MW ¡ Pennsylvania ¡ 1340 ¡MW ¡ 878 ¡MW ¡ 43,565 ¡MW ¡ 92,306 ¡MW ¡ Virginia ¡ 0 ¡ 2273 ¡MW ¡ 9539 ¡MW ¡ 72,112 ¡MW ¡ West ¡Virginia ¡ 583 ¡MW ¡ 806 ¡MW ¡ 6950 ¡MW ¡ 39,357 ¡MW ¡

The Appalachian Wind Wars

State ¡guidance ¡for ¡local ¡responses ¡

• Va. ¡Code ¡§67-­‑102 ¡>> ¡Commonwealth ¡Energy ¡Policy ¡to ¡

“promote ¡the ¡use ¡of ¡renewable ¡energy” ¡and ¡promote ¡ generaDon ¡of ¡electricity ¡that ¡does ¡not ¡“contribute ¡to ¡ greenhouse ¡gases ¡and ¡global ¡warming” ¡

• Va. ¡Code ¡§67-­‑103 ¡>> ¡local ¡ordinances ¡addressing ¡siDng ¡
• f ¡renewable ¡energy ¡faciliDes ¡“shall”: ¡

– Be ¡consistent ¡with ¡Commonwealth ¡Energy ¡Policy ¡of ¡ §67-­‑102 ¡ – Provide ¡“reasonable ¡criteria” ¡for ¡siDng, ¡protecDng ¡the ¡ locality ¡in ¡a ¡manner ¡consistent ¡with ¡Commonwealth ¡policy ¡

• f ¡promoDng ¡wind ¡and ¡solar ¡

– Establish ¡“reasonable ¡requirements” ¡for ¡noise, ¡buffer ¡ areas, ¡setbacks ¡and ¡decommissioning ¡

Virginia ¡Permit-­‑by-­‑Rule ¡

• Va. ¡Code ¡§10.1-­‑1197.6 ¡
• Applies ¡to ¡renewable ¡energy ¡projects ¡with ¡a ¡generaDng ¡

capacity ¡between ¡5 ¡and ¡100 ¡megawaOs. ¡

• Directs ¡DEQ ¡to ¡develop ¡“permit-­‑by-­‑rule” ¡by ¡regulaDon ¡
• Bypasses ¡SCC ¡uDlity ¡permizng ¡process, ¡and ¡allows ¡instead ¡

the ¡filing ¡of ¡a ¡“declaraDon ¡of ¡intent” ¡with ¡DEQ ¡

• Must ¡also ¡submit ¡interconnecDon ¡studies ¡and ¡agreements, ¡

and ¡analyses ¡and ¡miDgaDon ¡plans ¡for ¡impacts ¡on ¡natural ¡ resources ¡and ¡the ¡environment, ¡among ¡other ¡items ¡

• PBR ¡regulaDon ¡is ¡at ¡9 ¡VAC ¡15-­‑40 ¡
• DEQ ¡has ¡issued ¡Wind ¡PBR ¡Guidance ¡on ¡how ¡regulaDon ¡can ¡

be ¡met ¡

• Apex ¡Clean ¡Energy ¡in ¡Botetourt ¡County ¡will ¡be ¡first ¡to ¡

uDlize ¡PBR ¡process ¡

One-­‑Stop ¡Permizng ¡ Ohio ¡Power ¡SiDng ¡Board ¡

• Ohio ¡Rev. ¡Code ¡§ ¡4906.13(B): ¡“No ¡public ¡

agency ¡or ¡poliDcal ¡subdivision ¡of ¡this ¡state ¡ may ¡require ¡any ¡approval, ¡consent, ¡permit, ¡ cerDficate, ¡or ¡other ¡condiDon ¡for ¡the ¡ construcDon ¡or ¡iniDal ¡operaDon ¡of ¡a ¡major ¡ uDlity ¡facility ¡or ¡economically ¡significant ¡wind ¡ farm ¡authorized ¡by ¡a ¡cerDficate ¡issued ¡ pursuant ¡to ¡Chapter ¡4906. ¡of ¡the ¡Revised ¡ Code.” ¡ ¡

Na0onal ¡Conference ¡of ¡State ¡Legislatures, ¡ ¡ hOp://www.ncsl.org/research/energy/state-­‑wind-­‑energy-­‑siDng.aspx ¡ ¡

Wind ¡siDng ¡authority ¡– ¡our ¡jurisdicDons ¡

Local ¡Government ¡Si0ng ¡Authority ¡

• Illinois ¡has ¡not ¡adopted ¡a ¡model ¡ordinance, ¡a ¡permit-­‑by-­‑rule ¡or ¡one-­‑stop ¡permizng ¡for ¡industrial-­‑scale ¡

wind ¡energy ¡faciliDes. ¡ ¡Local ¡governments ¡have ¡authority ¡to ¡regulate ¡wind ¡zoning, ¡and ¡municipaliDes ¡may ¡ prohibit ¡large ¡wind ¡faciliDes ¡from ¡locaDng ¡within ¡their ¡corporate ¡limits. ¡ ¡ ¡

• Indiana ¡has ¡not ¡adopted ¡a ¡model ¡ordinance, ¡a ¡permit-­‑by-­‑rule ¡or ¡one-­‑stop ¡permizng ¡for ¡industrial-­‑scale ¡

wind ¡energy ¡faciliDes. ¡ ¡Local ¡governments ¡have ¡authority ¡to ¡regulate ¡siDng. ¡ ¡

• Pennsylvania ¡has ¡developed ¡a ¡model ¡ordinance ¡for ¡local ¡governments, ¡but ¡leaves ¡it ¡to ¡local ¡authoriDes ¡to ¡

plan ¡and ¡regulate ¡land ¡use ¡including ¡the ¡siDng ¡of ¡wind ¡generaDon ¡faciliDes. ¡ ¡ ¡ Split ¡Authority ¡

• Kentucky ¡has ¡not ¡adopted ¡a ¡model ¡ordinance, ¡a ¡permit-­‑by-­‑rule ¡or ¡one-­‑stop ¡permizng ¡for ¡industrial-­‑scale ¡

wind ¡energy ¡faciliDes. ¡ ¡Approval ¡by ¡the ¡Kentucky ¡State ¡Board ¡on ¡Electric ¡GeneraDon ¡and ¡SiDng ¡or ¡Public ¡ Service ¡Commission ¡is ¡required ¡for ¡generaDng ¡faciliDes ¡that ¡sell ¡wholesale ¡power ¡with ¡a ¡generaDng ¡ capacity ¡of ¡10 ¡MW ¡or ¡greater. ¡ ¡FaciliDes ¡with ¡lower ¡generaDng ¡capacity ¡are ¡sited ¡on ¡the ¡local ¡level. ¡ ¡

• Ohio ¡established ¡a ¡state-­‑level ¡agency ¡to ¡site ¡and ¡permit ¡uDlity-­‑scale ¡wind ¡energy ¡faciliDes, ¡has ¡developed ¡

standard ¡siDng ¡guidelines, ¡and ¡has ¡preempted ¡local ¡governments’ ¡ability ¡to ¡impose ¡condiDons ¡beyond ¡ those ¡imposed ¡by ¡the ¡Ohio ¡Power ¡SiDng ¡Board. ¡ ¡ State ¡Government ¡Si0ng ¡Authority ¡

• Virginia ¡has ¡adopted ¡both ¡a ¡permit-­‑by-­‑rule ¡process ¡and ¡a ¡model ¡ordinance, ¡but ¡it ¡has ¡not ¡preempted ¡local ¡

authority ¡over ¡the ¡siDng ¡of ¡wind ¡energy ¡faciliDes. ¡ ¡ ¡

• West ¡Virginia ¡has ¡not ¡adopted ¡a ¡model ¡ordinance, ¡a ¡permit-­‑by-­‑rule ¡or ¡one-­‑stop ¡permizng ¡for ¡industrial-­‑

scale ¡wind ¡energy ¡faciliDes. ¡ ¡ ¡The ¡West ¡Virginia ¡Public ¡Service ¡Commission ¡has ¡sole ¡authority ¡to ¡regulate ¡all ¡ generaDon ¡of ¡electrical ¡energy ¡for ¡service ¡to ¡the ¡public. ¡ ¡