El MDL como Elemento Financiador de Proyectos Energéticos Fernando Cubillos Unidad de Financiamiento de Carbono Marzo 2007 San Jose, Costa Rica

Topicos a Revisar Contexto Energetico Futuro Tendencias del Mercado de Carbono Fondos de Carbono del Banco Mundial Impacto Financiero en proyectos de energia Algunos ejemplos Consiredacion en la Contratacion de Activos de Carbono Conclusiones

Perspectivas para la Generacion Electrica Mundial World electricity generation to rise from 16 074 TWh in 2002 to 31 657 TWh in 2030, growing at an average rate of 2.5% per year. Natural gas and renewables will continue to increase their market shares. Coal will lose some of its market share, although it will remain the predominant fuel. The share of oil, already small, will decline still further. The share of hydropower will fall from 16% now to 13% in 2030. Nuclear power will lose a large part of its market share, which could drop from 17% now to 9% in 2030. La generacion basada en Gas Natural se triplicara, pero el carbon permanecera como la fuente dominante a nivel mundial Source: IEA, World Energy Outlook 2004

Perspectivas para la Generacion Electrica Mundial 18 000 Other renewables Nuclear 16 000 Biomass 14 000 Gas 12 000 10 000 Mtoe 8 000 Coal 6 000 4 000 Oil 2 000 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Global demand grows by more than half over the next quarter of a century, with coal use rising most in absolute terms

Contexto: Emisiones CO2 del Sector Energia By 2030, the power sector account for 45% of global CO2 emissions. World CO2 emissions from power plants are projected to increase by 2.1% per Year. Emissions will grow at a lower rate than total electricity generation because of improved generating efficiency, a decline in the share of coal and an increasing share of gas. CO2 emissions from power stations in developing countries will increase nearly threefold from 2002 to 2030. Power plants in developing countries released 3 354 million tonnes of CO2 into the atmosphere in 2002, about a third less than power plants in OECD countries. In 2030, power sector emissions in developing countries will be 44% higher than in the OECD. Source: IEA, World Energy Outlook 2004 La Generacion Electrica contribuira a la mitad del incremento de las emisiones globales de CO2; En el 2030, las plantas de carbon en los paises en desarrollo produciran mas CO2 que el sector electrico completo de los paises OECD;

Tendencias en el Mercado de Carbono Carbono es primeramente un mercado de intercambio Cerca de US$27 billion (2006) > US$11 billion (2005), principalmente en transacciones de European Union Allowances (EUAs) Transacciones van mas alla de las transacciones fisicas de EUAs. Valor de mercado se origina de transacciones: venta, re-venta para cobertura, arbitraje + cumplimiento Senal de precio de EUA (desde los techos de cobertura de EU, se intercala con los mercados energeticos europeos, clima regional) influencia expectativas de precio de activos basados en proyectos (MDL e IJ) Crecimiento de activos de carbono basado en proyectos estabiliza el mercado Precio promedio sube en todos los segmentos de mercado en 2006 Crecimiento de nuevos proyectos MDL se reduce con la aproximacion del 2012 Mayor Vendedor de CERs: China con cerca del 70% e India con 10% del mercado Mayores compradores: Sector privado de Europa, para cumplimiento y re-venta

Evolucion del Mercado Carbono 50 100 150 200 250 300 350 400 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Jan-Nov'06 Annual Volume of Project-based Transactions (Million tCO2 e ) 0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 Average price (US$ per tCO2e) US$ 10.47 US$ 7.25 US$ 4.99 Source: State and Trends of the Carbon Market 2006, The World Bank

Como funcionan los Fondos de Carbono Industrialized Governments and Companies Developing Countries and Communities Bank Managed Carbon Funds $ Technology Finance CO Equivalent 2 Emission Reductions Carbon funds provide long-term revenue streams to climate-friendly projects in poor countries.

Naturaleza de un esquema de Financiamiento de Carbono Investor Banks $$ Up to 25% of ERPA value Equity Debt Power Purchase Agreement $$ Electricity Carbon Fund $ 2 Emission Reduction Purchase Agreement $$ Carbon Credits

Fondos de Carbono del Banco Mundial Fondos Totales = US$ 1.9 billion (13 gobiernos, 62 empresas) Prototype Carbon Fund. $180 million (closed). Multi-shareholder. Multi-purpose. Netherlands Clean Development Mechanism Facility. $264.8 million (closed). Netherlands Ministry of Environment. CDM energy, infrastructure and industry projects. Community Development Carbon Fund. $128.6 million (closed). Multi-shareholder. Small-scale CDM energy projects. BioCarbon Fund. $53.8 million (Tranche One closed). Multi-shareholder. CDM and JI LULUCF projects. Italian Carbon Fund. $155.6 million (closed). Multi-shareholder (from Italy only). Multipurpose. Netherlands European Carbon Facility. $55.9 million (closed). Netherlands Ministry of Economic affairs. JI projects. Spanish Carbon Fund. $278.7 million (closed). Multi-shareholder (for from Spain only). Multipurpose. Danish Carbon Fund. $68.5 million (closed). Multi-shareholder (from Denmark only). Multipurpose. Umbrella Carbon Facility. [$719.2 million] (Tranche One closed). 2 HFC-23 projects in China.

Contratos de Compra del Banco Mundial US$ millions +$447m to go China HFC23 = $1 billion +$232m in CY06 The investible capital level of $1.845 billion assumes NCDMF accepts more funds in order to meet target of 38MtCO2e.

Impacto de Financiamiento de Carbono Source: A. Kossoy, CFU (Feb. 2006)

Impacto Financiamiento Carbono en Renovables

Rangos de Factores de Emision para la Linea de Base Fuel Technology Emission Factor (tCO2/GWh) Natural Gas Combined Cycle Gas Turbines 380 – 425 Simple Cycle Turbines 525 Diesel Internal Combustion Engines 710 – 740 Fuel Oil 815 Coal Steam Turbines 870 – 1200

Ejemplos de Reducciones de Emisiones de Proyectos de Gas y Renovables Source: Bosi et al. 2002

Proyectos MDL Centroamerica

Ecuador: Abanico Hydro 30 MW ROR hydro 85% capacity factor $33.3m cost IRR 15.6% 800,000 tCO2e ERs ERPA $4m rIRR 0.73% => 16.3%

CF Impact in Annual Debt Service, including interest (%) Abanico: Flujos de Caja CF Impact in Annual Debt Service, including interest (%) 33.3% 19.4% 41.4% 44.5% 48.0% 52.1% 57.0% Pago de CERs ayudo al proyecto a cumplir los requerimientos minimos del CII (BID)

Proyecto Abanico Financiamiento de Carbono permitio al proyecto: Cumplir los requerimientos de inversion del CII (BID) Reducir la tasa de interes en 100 bp Acelerar el cierre financiero …En uno de los paises de mayor riesgo en Latinoamerica

Ingeniera financiera en Proyectos FC: Monetizacion de pagos futuros de ERPA Brazilian Gvmt. Rabobank Plantar-BR PCF ERPA Loan Agreement Letter of Approval ERs ERs $5M Loan $5M SPV Pago de ER similar al servicio de la deuda World Bank Multi-shareholder Fund Participants take Kyoto Risk If not: Fewer carbon contracts would be bankable and fewer projects would get built, and Less opportunity to explore financial structures to enhance value of carbon streams on project financing Less opportunity to develop and present baseline methods and pioneer asset creation process in core CDM/JI market Pago de ER amortiza 100% del principal del credito; Pagos de ERs depositados en cuenta Escrow para reducir riesgos pais

Demistificacion del Precio como la componente clave en proyectos de FC Flujos de FC son el resultado de 3 factores: Volumen anual x Precio Unitario x duracion ERPA: Volume esta basado en CO2-e y no considera las necesidades de CAPEX / O&M del proyecto (i.e. HFC23, SW, RE/EE). Tamano minimo para resolver el volumen (> 500ktCO2e) Duracion esta basado periodos pre-definidos (restringidos por el periodo de cumplimiento - 2012) y no considera las necesidades de retorno del proyecto Post-2012 a ser resuelto para la duracion Precio no resuelve la ecuacion (sustentabilidad de largo plazo de la estructura esta en discusion). Precio es parte de condiciones comerciales mas amplias y funcion de la distribucion de riesgo entre vendedores y compradores;

Impacto Condiciones Comerciales mas amplias en proyectos de FC Compra post 2012: mayor valor al ERPA and y muy importante para el financiamiento subyacente (i.e. periodos mas prolongados de ventas de CERs para cobertura de deuda; consistente con perfiles de inversion y retorno de renovables); Precios fijos: sin fluctuacion para servicio de deuda; Pagos Upfront: provee requerimientos minimos de efectivo para el financiamiento subyacente segun estandares normales ~(30% / 70%); Capitalizacion de costos de preparacion para apoyar la implementacion y registro; Sin garantia de entrega: condiciones del ERPA mejoran la bancabilidad del proyecto (i.e. ERPA como “equity”, no obligacion); VERs: asegura flujo, mejora bancabilidad (sin riesgos relacionados a PK); Monetizacion con pagos off-shore (escrow) elimina riesgos de transferencia y convertibilidad

Fernando Cubillos (fcubillos@worldbank.org) Muchas Gracias! Fernando Cubillos (fcubillos@worldbank.org)