PJM Power Market and the Impact on the Coal IndustryImpact on the Coal Industry

Hank BaumannNorth Carolina Coal Institute

April 16, 2015

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TopicsTopics

Formation and Transformation of PJM Formation and Transformation of PJM Market Impact What does this mean for you?y

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PJM HistoryPJM History

Founded in 1927 by Pennsylvania Power & Light  Philadelphia Electric  and Public Service Electric Light, Philadelphia Electric, and Public Service Electric & Gas of New Jersey. Original name was Pennsylvania‐New Jersey Interconnection (PNJ). 

Became PJM in 1956 when Baltimore Gas & Electric and GPU joined.

PEPCO joined in 1965  ACE and DP&L joined in 1981 PEPCO joined in 1965, ACE and DP&L joined in 1981.

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PJM History (continued)PJM History (continued)

PJM’s primary task is to ensure the f li bili d i f h b lksafety, reliability and security of the bulk 

electric system.

Share energy and capacity resources.  Energy  “split savings” Installed capacity

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PJM EvolutionPJM Evolution

In 1997, PJM became the nation’s first fully functioning Independent System Operator functioning Independent System Operator (ISO) and established the first bid‐based energy market.I l t d  k t  f  i   8  d  Implemented market reforms in 1998 and 1999 to facilitate open access and create sufficient capacity to enhance reliability.  Locational Marginal Pricing (LMP) Capacity market adjustments

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PJM TodayPJM Today

Membership: 875+ entitiesp 75 Generating capacity: 183,604 MW Peak demand: 165,492 MW Transmission lines: 62,556 milesTransmission lines: 62,556 miles Annual energy: 793,679 Gwh Annual billings: $33.8 billion States served: 13 + D CStates served: 13 + D.C. Size: 243,417 square miles Population: 61 millionSource: PJM Annual Report, May, 2014

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Independent System Operators (ISO)p y p ( )

In addition to PJM, there are 6 additional ISO’s within the United States:1) ISO New England (ISO‐NE)2) New York ISO (NYISO)2) New York ISO (NYISO)3) Midcontinent ISO (MISO)4) Southwest Power Pool (SPP)5) Electric Reliability Council of Texas (ERCOT)6) California ISO (CAISO)

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Regional Transmission Organizations/Independent System OperatorsOrganizations/Independent System Operators

4/20/20158Source: FERC

Market Impact

Electric demand Electric demand Economic activity Weather

Market Structure Organized market with economic dispatch  Liquid, competitive and non‐discriminatory market Liquid, competitive and non discriminatory market Clearing market for energy and capacity Import capabilityN   t t New entrants Merchant generators (traditional fuels) Renewables Demand Side Management (DSM)

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Load Growth - Impact of Economic Downturn and Efficiency Improvements350,000

Load Growth Impact of Economic Downturn and Efficiency Improvements

310,000

330,000

Wh)

Weather Normalized Load Trend Line(1.7% annual growth rate)

Projection

290,000

ad G

row

th (G

W

270,000

JM M

AA

C L

oa

Load Differential: - 19%Weather Normalized Load

230,000

250,000 PJ

Actual Load

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Jan-94 Jan-97 Jan-00 Jan-03 Jan-06 Jan-09 Jan-12 Jan-15

Merchant GeneratorsMerchant Generators

Not regulated by state utility commissions No guaranteed rate of return No guaranteed rate of return Difficult to pass along higher costs Prices dictated by markets, not regulation

Focus on free cash flow/EBIT, not EPS Leaner, more aggressive cost management

Capital constraints Capital constraints Market discipline determines winners and losers

Low generation costs a priority

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Natural GasNatural Gas

Shale gas from efficient horizontal drilling has dramatically reduced gas prices in recent years.   Shale gas is expected to account for half of the US48 total  Shale gas is expected to account for half of the US48 total 

production by the end of 2015. 50% of shale production is expected to come from the 

northeast fields of Marcellus and Utica in 2015.  Th   h  i   d   b    l    b   d   The northeast is expected to be net long gas by year‐end. 

Numerous pipeline infrastructure projects have been completed with many more under development to broaden distribution across the eastern US. o o S

Recent oil price reductions may eventually impact gas supply.  About half the gas produced is associated with oil well 

t t   

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output.  

Coal Generation in the Marcellus/Utica Basins

4/20/201513Source: EIA

PJM Average West Hub On-Peak & Off-Peak PricesPJM Average West Hub On Peak & Off Peak Prices

($/Mwh)

$140 00$150.00$160.00$170.00$180.00

Forward Prices

($/Mwh)

$100.00$110.00$120.00$130.00$140.00

$50.00$60.00$70.00$80.00$90.00

$0 00$10.00$20.00$30.00$40.00

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$0.00Jan-10 Jul-10 Jan-11 Jul-11 Jan-12 Jul-12 Jan-13 Jul-13 Jan-14 Jul-14 Jan-15 Jul-15 Jan-16 Jul-16

On Peak Off Peak

How Does This Impact You?o o p o

Market changes Market changes Lower Demand Efficient market More competitors Alternative supply

Change in coal buying fundamentals Seasonal variation Forward view Forward view Inventory management

Emphasis on flexibility

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