La Ley de Fuentes de Energía Renovables [a] o EEG ( en alemán : Erneuerbare-Energien-Gesetz ) es una serie de leyes alemanas que originalmente establecían un esquema de tarifas de alimentación (FIT) para fomentar la generación de electricidad renovable . La EEG de 2014 [2] especificó la transición a un sistema de subasta para la mayoría de las tecnologías que finalizó con la versión actual de la EEG de 2017. [3]
La EEG entró en vigor por primera vez el 1 de abril de 2000 y desde entonces ha sido modificada varias veces. La legislación original garantizaba una conexión a la red, un despacho preferencial y una tarifa de alimentación fijada por el gobierno durante 20 años, dependiendo de la tecnología y el tamaño del proyecto. El plan se financió mediante un recargo a los consumidores de electricidad, y posteriormente se exigió a los fabricantes con un uso intensivo de electricidad y a los ferrocarriles que contribuyeran tan solo 0,05 ¢/kWh. Para 2017, el recargo EEG no reducido es6,88¢/kWh . [4] En un estudio de 2011, [5] el precio medio de venta al por menor de la electricidad en Alemania, uno de los más altos del mundo, se situaba en torno a35¢/kWh .
La EEG fue precedida por la Ley de Alimentación de Electricidad (1991), que entró en vigor el 1 de enero de 1991. Esta ley inició el primer sistema de tarifas de alimentación de electricidad verde del mundo. [6] : 439 Al EEG original se le atribuye una rápida adopción de la energía eólica y fotovoltaica (PV) y se considera a nivel nacional e internacional como una medida de política energética innovadora y exitosa . [1] [7] [8] [9] La ley también cubre la biomasa (incluida la cogeneración ), la hidroelectricidad y la energía geotérmica .
El 1 de agosto de 2014 entró en vigor una importante revisión de la EEG. Las tarifas de alimentación prescritas deberían desaparecer para la mayoría de las tecnologías en un futuro próximo. Los corredores de despliegue específicos estipulan ahora hasta qué punto se ampliará la electricidad renovable en el futuro y las tasas de financiación ya no las fija el gobierno, sino que se determinan mediante subasta . [10] : 7 Los operadores de plantas comercializan su producción directamente y reciben una prima de mercado para compensar la diferencia entre el precio de oferta y el precio promedio mensual del mercado spot de electricidad. El recargo EEG sigue vigente para cubrir este déficit. Este nuevo sistema se implementó por etapas, comenzando con la energía fotovoltaica montada en el suelo en la ley de 2014. Con la actual EEG del 1 de enero de 2017 se introdujeron más revisiones legislativas para los demás poderes .
El actual EEG ha sido criticado por establecer corredores de despliegue (ver tabla) demasiado bajos para cumplir con los objetivos de protección climática a largo plazo de Alemania, particularmente dada la probable electrificación del sector del transporte. El objetivo del gobierno para la participación de las energías renovables en la generación de energía es al menos el 80% para 2050. [11] : 4
El controvertido recargo (o tasa) EEG en las facturas de electricidad de los consumidores se eliminó a partir del 1 de julio de 2022. Como resultado, se espera que el hogar alemán medio ahorre alrededor de200€ al año. Las obligaciones de pago ahora se cubrirán con los ingresos del comercio de emisiones y del presupuesto federal. En el futuro se seguirán ofreciendo tarifas garantizadas para proyectos de energías renovables. [12]
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La EEG pionera (que abarca el período 2001-2014) y su predecesora, la Ley de Alimentación de Electricidad (1991) (que abarca el período 1991-2001), se clasifican como esquemas de tarifas de alimentación (FIT), un mecanismo de políticas diseñado para acelerar la adopción de tecnologías de energía renovable. . El plan ofrece contratos a largo plazo a los productores de energía renovable, basados en el costo de generación de la tecnología particular en cuestión. Además, también se garantiza conexión a la red y despacho preferencial. Las propias tarifas ( Einspeisevergütungen ) se financian mediante un impuesto o recargo ( EEG-Umlage ) que se aplica a los consumidores de electricidad, quedando en gran medida exentos los fabricantes que consumen mucha electricidad. El recargo EEG se basa en la diferencia entre las tarifas de alimentación especificadas pagadas en el marco de la EEG y la venta de energía renovable en la bolsa de energía EEX por parte de los operadores de la red (también conocidos como operadores de sistemas de transmisión o TSO). A partir de 2016 [actualizar], los TSO comprenden 50Hertz Transmission , Amprion , Tennet TSO y TransnetBW.
Las modificaciones a la EEG original añadieron el concepto de prima de mercado en 2012. Y el uso de corredores de despliegue y subastas para fijar los niveles de adopción y remuneración, respectivamente, en 2014.
En general, el EEG se ha considerado un éxito. La EEG (2000) condujo a la adopción particularmente rápida de dos tecnologías de energía renovable: la energía eólica y la fotovoltaica . [7] El alto crecimiento de la energía fotovoltaica en Alemania se debe a su recurso solar relativamente pobre. [13] Como observó el NREL de EE. UU.:
Países como Alemania, en particular, han demostrado que los FIT pueden utilizarse como una poderosa herramienta política para impulsar el despliegue de energía renovable y ayudar a alcanzar objetivos combinados de seguridad energética y reducción de emisiones.
— Laboratorio Nacional de Energías Renovables , 2010 [8] :v
La proporción de electricidad procedente de fuentes de energía renovables ha aumentado espectacularmente desde la introducción de la EEG en 2000. La tasa de crecimiento anual promedio es de alrededor de 9 mil millones de kWh y casi todo este aumento se debe a la generación de electricidad que califica para los pagos EEG. [15] : 26 La EEG también es responsable de 88,3 Mt CO 2 eq de emisiones evitadas en 2014, contribuyendo así de forma significativa a los objetivos de protección del clima de Alemania . [16] : 2 La siguiente tabla resume la notable adopción de energías renovables y, en particular, de energía fotovoltaica:
Según la legislación, la energía hidroeléctrica incluye "la energía de las olas, las mareas, el gradiente de salinidad y las corrientes marinas". [2] : Artículo 5, apartado 14. Gracias a la EEG también ha aumentado el uso de biomasa para la generación de electricidad. La biomasa incluye: " biogás , biometano, gas de vertedero y gas de tratamiento de aguas residuales y de la parte biológicamente degradable de los residuos domésticos e industriales". [2] : Artículo 5, apartado 14, el gas de mina se clasifica en una categoría separada.
La política energética nacional de Alemania se establece en el Concepto Energético del gobierno publicado el 28 de septiembre de 2010. [17] El 6 de junio de 2011, después de Fukushima , el gobierno eliminó el uso de la energía nuclear como tecnología puente y reintrodujo una eliminación gradual de la energía nuclear . [17] Impulsar la generación de electricidad renovable es una parte esencial de la política nacional (ver tabla).
El EEG también es un elemento clave en la implementación de la Directiva de la UE 2009/28/CE sobre la promoción del uso de energía procedente de fuentes renovables. [18] Esta directiva exige que Alemania produzca el 18 % de su consumo final bruto de energía (incluido el calor y el transporte) a partir de fuentes de energía renovables para 2020. [15] : 6 En este esfuerzo, la EEG se complementa con la Ley de Calor de Energías Renovables ( Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz o EEWärmeG ). [15] : 6 Está disponible un gráfico que resume la legislación energética alemana en 2016. [19]
Las primeras discusiones sobre las tarifas reguladas en el parlamento alemán comenzaron en los años 1980. La Asociación para la Promoción de la Energía Solar (SFV), Eurosolar y la Asociación Federal de Centrales Hidroeléctricas Alemanas (BDW) plantearon los primeros conceptos para un plan FIT. El Ministerio de Economía y los partidos CDU / CSU y FDP se opusieron a las medidas no relacionadas con el mercado y abogaron por cuotas voluntarias de energías renovables. A finales de los años 1980, los políticos del CDU/CSU y de los Verdes redactaron un proyecto de ley sobre tarifas reguladas y buscaron apoyo parlamentario y externo. El recién creado Ministerio de Medio Ambiente respaldó la propuesta. Los productores de electricidad existentes no dedicaron muchos esfuerzos a contrarrestar el proyecto de ley porque creían que sus efectos serían mínimos y su esfuerzo de lobby estaba preocupado por la toma del control del sistema eléctrico de Alemania del Este después de la reunificación alemana en 1989. El proyecto de ley se convirtió en el Electricity Feed-in. Ley (1991). [20] : 227–228
Antes de la Ley de Suministro de Electricidad, los operadores de pequeñas centrales eléctricas sólo podían obtener acceso a la red a instancias de sus propietarios y, en ocasiones, se les negaba por completo. La remuneración se basó en los costos evitados que enfrentaron las empresas de energía, lo que generó tarifas bajas y condiciones de inversión poco atractivas. [20] : 226 El apoyo gubernamental a la electricidad renovable antes de la ley se realizaba principalmente a través de programas de I+D administrados por el Ministerio Federal de Investigación y Tecnología (BMFT). [21] : 3
Alemania comenzó a promover la electricidad renovable utilizando tarifas de alimentación con la Ley de Alimentación de Electricidad ( Stromeinspeisungsgesetz o StrEG ). El título largo es la ley sobre la alimentación de electricidad a partir de fuentes de energía renovables a la red pública. [15] La ley entró en vigor el 1 de enero de 1991. [22] : 4 Esta legislación fue el primer sistema de tarifas reguladas de electricidad verde del mundo. [6] : 439 La ley obligaba a las empresas de la red a conectar todas las plantas de energía renovable, otorgarles despacho prioritario y pagarles una tarifa de alimentación garantizada durante 20 años. [20] : 226
Si bien la Ley de Suministro de Electricidad hizo mucho por promover la energía eólica, la capacidad instalada de las instalaciones fotovoltaicas siguió siendo baja (ver tabla). [15] : 10 [22] La remuneración de la energía fotovoltaica era simplemente demasiado baja en la mayoría de los entornos. Luego se ofrecieron préstamos a bajo interés en el marco de programas gubernamentales adicionales. [20] : 226
A partir de 1998, PreussenElektra (un predecesor de E.ON ) impugnó la Ley de Alimentación de Electricidad bajo las normas antisubvenciones de la Unión Europea . El Tribunal de Justicia Europeo (TJCE) consideró que los acuerdos no constituían ayuda estatal . El tribunal concluyó:
Disposiciones legales de un Estado miembro que, por un lado, exigen a las empresas privadas de suministro de electricidad comprar electricidad producida en su zona de suministro a partir de fuentes de energía renovables a precios mínimos superiores al valor económico real de ese tipo de electricidad y, por otro, distribuir los beneficios financieros La carga resultante de dicha obligación entre dichas empresas de suministro de electricidad y los operadores privados de redes eléctricas no constituye ayuda estatal en el sentido del artículo 92, apartado 1, del Tratado CE.
La Ley de Suministro de Electricidad adolecía de defectos estructurales. En primer lugar, el acoplamiento de las tarifas reguladas con el precio de la electricidad resultó demasiado volátil para garantizar la seguridad de las inversiones. En segundo lugar, la distribución de las cargas fue desigual, y los operadores de redes en regiones con fuertes vientos tuvieron que pagar más. [20] : 229 A la luz de esta última preocupación, la ley fue modificada en 1998 para introducir, entre otras cosas, un doble límite del 5% en las compras de alimentación. [22] : 5 Este límite ralentizó la adopción en algunas regiones.
La Ley de Suministro de Electricidad fue promulgada por un gobierno de coalición CDU / CSU / FDP .
La Ley de suministro de electricidad fue reemplazada por la Ley de fuentes de energía renovables (2000), también conocida como EEG (2000), y entró en vigor el 1 de abril de 2000. La legislación está disponible en inglés. [24] [25] El título largo es una ley que otorga prioridad a las fuentes de energía renovables. Los tres principios de la ley son:
Las tasas de compensación... se han determinado mediante estudios científicos, sin perjuicio de que las tasas identificadas deben permitir que una instalación, si se gestiona con eficacia, pueda funcionar de forma rentable, basándose en el uso de tecnologías de última generación. -tecnología de última generación y en función de las fuentes de energía renovables naturalmente disponibles en un entorno geográfico determinado.
— Ley de fuentes de energía renovables (2000) [24] : 16
A diferencia de la anterior Ley de Alimentación de Electricidad, las tarifas de alimentación ahora se especificaban en términos absolutos y ya no estaban vinculadas al precio de la electricidad vigente. Las tarifas también diferenciaban entre escala (las plantas más grandes recibían menos) y rendimiento de electricidad (las turbinas eólicas en áreas con poco viento recibían más). Las nuevas tarifas se basaron en la recuperación de costos más las ganancias y aumentaron sustancialmente. Por ejemplo, la remuneración de la energía fotovoltaica aumentó de 8,5 ¢/kWh a un máximo de 51 ¢/kWh. Se incluyeron por primera vez la energía eólica marina , la energía geotérmica y el gas de mina . Se introdujo el concepto de reducción anual o "degresión", con tasas de reducción anual que oscilaban entre el 1% para la biomasa y el 5% para la energía fotovoltaica. Las instalaciones fotovoltaicas se limitaron a 350 MW p [b] para controlar los costos (luego se aumentaron a 1000 MW p en 2002 y se eliminaron en 2004). [20] : 230–231
La nueva ley introdujo un esquema de compensación a nivel nacional con el objetivo de distribuir la carga de remuneración de los operadores de la red entre todas las empresas de servicios eléctricos. Esto incluía un nuevo recargo EEG ( EEG-Umlage ) para financiar las remuneraciones de alimentación. El anterior límite del doble 5% fue debidamente eliminado. [20] : 231
La nueva ley también introdujo el programa de 100.000 tejados ( 100.000-Dächer-Programm ). Funcionó hasta 2003 y ofrecía préstamos a bajo interés para instalaciones fotovoltaicas de menos de 300 MW p . Resultó muy exitoso en combinación con el plan FIT y condujo a un rápido aumento de la capacidad fotovoltaica. [20] : 231
La primera enmienda EEG, efectiva a partir del 16 de julio de 2003, introdujo el "régimen especial de compensación" ( Besondere Ausgleichsregelung ), diseñado para aliviar a las industrias con uso intensivo de electricidad del creciente recargo EEG. Para ser elegibles, las empresas debían cumplir los siguientes criterios: consumo de electricidad superior a 100 GWh/año, gastos de electricidad superiores al 20% del valor añadido bruto y un deterioro considerable de la competitividad. Las empresas exentas pagan sólo 0,05 ¢/kWh. Como resultado, los consumidores no privilegiados se enfrentaron a un recargo EEG más alto. El arbitraje sobre la elegibilidad estuvo a cargo de la Oficina Federal de Economía y Control de Exportaciones ( Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle ). [20] : 241–242
El EEG se basó en la experiencia adquirida en virtud de la Ley de suministro de electricidad. Sin la ley anterior, el EEG no habría sido tan sofisticado ni tan trascendental. No obstante, el Ministerio de Economía siguió siendo hostil al concepto de tarifas reguladas y se negó a ayudar con la redacción legal. [20] : 240
Un gobierno de coalición SPD / Verdes , elegido en 1998, allanó el camino para la reforma de la Ley de suministro de electricidad para dar lugar a la EEG (2000).
La Ley provisional fotovoltaica (2003) elevó las tarifas fotovoltaicas a partir del 1 de enero de 2004 y, en particular, para las pequeñas instalaciones en tejados, para compensar la finalización de los préstamos a bajo interés en el marco del programa de 100.000 tejados que expiraba. Se eliminaron el límite para los sistemas fotovoltaicos autónomos que superan los 100 kW p y el límite de 1 000 MW p para las instalaciones fotovoltaicas en total. [20] : 243–244
El 1 de agosto de 2004 entró en vigor una versión modificada de la EEG. Si bien el marco básico permaneció sin cambios, esta ley introdujo una estructura arancelaria sustancialmente modificada y diferenciada, para adaptarse mejor a las viabilidades económicas de las tecnologías en cuestión. Se incrementaron los aranceles para la biomasa, la energía fotovoltaica y la energía geotérmica. Se introdujeron medidas detalladas para abordar las complejidades del mercado, las ganancias inesperadas y los incentivos para la innovación y la reducción de costos. Los proyectos elegibles ya no podrán degradar áreas ecológicamente sensibles. Se ampliaron considerablemente las exenciones para la industria del recargo EEG en el marco del régimen especial de compensación. El requisito de consumo mínimo de electricidad se redujo a 10 GWh/a, la proporción de los costos de electricidad en relación con el valor agregado bruto se redujo al 15% y se eliminó por completo el menoscabo de los criterios de competitividad. Los ferrocarriles ahora estaban automáticamente exentos, ya que se consideraban un medio de transporte respetuoso con el medio ambiente. [20] : 245–247
Los objetivos en materia de energías renovables se definieron por primera vez en la ley: 12,5% de participación de energías renovables en el consumo final bruto de electricidad para 2010 y al menos 20% para 2020. [20] : 245
Así, la EEG (2004) dio como resultado condiciones significativamente mejores para la energía fotovoltaica, la biomasa (incluidos los sistemas de pequeñas granjas y las nuevas tecnologías), la energía eólica marina y la energía geotérmica, mientras que la energía eólica terrestre y las pequeñas centrales hidroeléctricas mantuvieron en gran medida su posición anterior. El nuevo régimen especial de compensación generará beneficios más amplios para la industria. Sólo unas 40 empresas cumplieron las normas anteriores, en su mayoría de las industrias química, siderúrgica y metalúrgica. Ese número aumentó a entre 120 y 350 con las nuevas reglas. [20] : 250
El Régimen de Comercio de Emisiones de la Unión Europea (EU ETS) entró en vigor el 1 de enero de 2005. Muchos cabilderos de la industria argumentaron que el comercio de emisiones trascendía la necesidad de un esquema de tarifas de alimentación de electricidad renovable y que, por lo tanto, el EEG debería ser descartado. [20] : 250 En diciembre de 2005, la Comisión Europea publicó un informe en el que prefería las tarifas de alimentación para el apoyo nacional a la electricidad renovable. [27]
La legislación de 2004 fue supervisada por un gobierno de coalición SPD / Verdes .
Las enmiendas de 2009 se llevaron a cabo junto con un auge en la absorción de electricidad renovable. En 2009, las energías renovables representaron el 16,3% de la generación total de electricidad, frente al 9,3% en 2004. [15] : 10 Durante el mismo período, el recargo EEG aumentó de 0,54 ¢/kWh a 1,32 ¢/kWh. [15] : 29 Para mayor contexto, el paquete de energía y clima de la Unión Europea , aprobado el 17 de diciembre de 2008, contenía un objetivo nacional para el año 2020 para Alemania de un 18% de energía renovable en su consumo total de energía.
Las enmiendas de 2009 produjeron mejoras para toda la gama de energías renovables, aumentaron considerablemente el objetivo de energías renovables, introdujeron nuevos criterios de sostenibilidad para la bioenergía y ampliaron los privilegios de la industria. [20] : 221 También se introdujeron tasas de degresión flexibles, que ahora pueden ajustarse sin referencia al Bundestag . [28] : 23 La legislación entró en vigor el 1 de enero de 2009.
Más concretamente, las tarifas fotovoltaicas se redujeron algo, pero no lo suficiente como para afectar su aceptación. La reducción para la energía fotovoltaica se redujo del 5% al 8-10%, dependiendo del tamaño de la instalación. Un nuevo 'incentivo al autoconsumo' otorgaba una tarifa fija de 25,01 ¢/kWh por la electricidad consumida por un operador fotovoltaico dentro de su propia casa. Se introdujo un "límite de degresión flexible", según el cual la tasa de degresión podría ajustarse para mantener la adopción de energía fotovoltaica dentro de un corredor específico. El apoyo a la energía eólica terrestre mejoró. Se aumentó la tarifa inicial, se aumentó la bonificación por repotenciación (cuando las turbinas viejas se reemplazan por nuevas) ( Repoweringbonus ) y se otorgó una bonificación adicional por el servicio del sistema para contribuciones técnicas específicas ( Systemdienstleistungen o SDL ), incluida la capacidad de mantener el voltaje si el Falla la red de transporte. La tarifa de la energía eólica marina aumentó sustancialmente. Se ofreció un "bono de inicio anticipado" adicional para los parques eólicos marinos que entraran en funcionamiento antes de 2015. Paralelamente a la EEG, se estableció un programa de préstamos independiente de 5.000 millones de euros, que será administrado por el banco estatal KfW , con el objetivo de alcanzando los 25 GW de capacidad instalada para energía eólica en 2030. También se incrementó el apoyo a la biomasa, con bonificaciones especiales para varios tipos diferentes de biomasa. La biomasa también debe cumplir con requisitos ecológicos específicos para ser elegible, requisitos que están contenidos en una "ordenanza de sostenibilidad" separada ( Nachhaltigkeitsverordnung o BioSt-NachV ). Las tarifas de la hidroelectricidad aumentaron considerablemente, especialmente para las micro y pequeñas centrales eléctricas. También se incrementaron considerablemente las tarifas de la energía geotérmica, al igual que el bono de cogeneración. Se introdujo un "bono de inicio temprano" adicional para los proyectos geotérmicos puestos en funcionamiento antes de 2016. Se introdujo un "privilegio de energía verde" ( Grünstromprivileg ), que eximía a los proveedores de electricidad con una cuota mínima de energías renovables del recargo EEG en determinadas circunstancias. Las nuevas medidas permitieron a los operadores de la red limitar temporalmente la producción de las turbinas eólicas en momentos de congestión de la red, pagando una compensación al propietario de la planta por la remuneración perdida. [20] : 264–266
Los objetivos de energías renovables en la nueva ley se incrementaron a al menos el 35% (anteriormente el 20%) de la producción total de electricidad para 2020, el 50% para 2030, el 65% para 2040 y el 80% para 2050.
La legislación de 2009 fue supervisada por un gobierno de gran coalición CDU / CSU / SPD .
El gobierno lanzó su Concepto Energético nacional en septiembre de 2010. [29] Esto representa un hito importante en el desarrollo de la política energética en Alemania. El 6 de junio de 2011, después de Fukushima , el gobierno eliminó el uso de la energía nuclear como tecnología puente como parte de su política. [17]
Cada vez estaba más claro que era necesario actuar en materia de remuneración fotovoltaica. El crecimiento de la energía fotovoltaica superó todas las expectativas. Sólo en 2009, Se instalaron 10.600 MW p de capacidad. Como resultado, los costos de soporte se dispararon. [15] : 12
El gobierno respondió con la Ley Fotovoltaica (2010), que entró en vigor retrospectivamente con efecto a partir del 1 de julio de 2010. La legislación introdujo una reducción drástica de las tarifas fotovoltaicas, recortándolas entre un 8 y un 13% dependiendo del tipo de instalación, seguida de un segundo recorte. de 3%. El corredor de despliegue se duplicó a entre 2.500 y 3.500 MW p , junto con tasas de degresión más estrictas, dependientes del crecimiento, del 1 al 12%, además de la degresión ordinaria del 9%. El incentivo al autoconsumo se incrementó significativamente hasta alrededor de 8 ¢/kWh y la elegibilidad se amplió a sistemas de hasta 500 kW p . La tasa de alimentación en sí dependía del tamaño del sistema y de la proporción de la demanda que se consumía en el sitio. Los sistemas independientes quedaron excluidos del uso de tierras agrícolas. [20] : 281–282
La Ley Provisional de Energía Fotovoltaica (2011) introdujo la posibilidad de realizar nuevos ajustes a la baja para las tarifas fotovoltaicas durante el año. Si la capacidad instalada durante los primeros meses del año excediera el equivalente a 3.500 MW p por año, las tarifas de alimentación se reducirían antes del 1 de julio de 2011 para los sistemas sobre tejados y el 1 de septiembre de 2011 para los sistemas independientes. También modificó el tope flexible para controlar mejor el crecimiento de la energía fotovoltaica. [20] : 291
En aplicación de la versión EEG (2009) vigente en ese momento, [30] no se produjeron nuevos ajustes a las tarifas reguladas en 2011. [31] Esto se explica porque la capacidad instalada entre el 28 de febrero de 2011 y el 1 de junio de 2011 fue menos de 875 MWp ( que multiplicado por 4, está por debajo del umbral de 3.500 MWp). [32]
La ley fue modificada nuevamente y entró en vigor el 1 de enero de 2012. La nueva EEG buscaba avanzar en la expansión dinámica de la generación de electricidad renovable, controlar los costos crecientes asociados con el plan y mejorar la integración del mercado y la red, al tiempo que se adhería a los principios de un sistema de alimentación. El sistema revisado incluye un esquema de prima de mercado; la prima de mercado tenía como objetivo preparar las energías renovables para el mercado y, eventualmente, reducir su dependencia de medidas políticas explícitas. [26]
La creciente participación de la generación renovable variable había generado preocupaciones sobre la capacidad del sistema eléctrico para hacer frente a la situación. La nueva ley incluía medidas para la integración en la red de sistemas fotovoltaicos. Los operadores de la red ahora podrían limitar la inyección de energía fotovoltaica en tiempos de sobrecarga de la red, y los operadores de la planta recibirían una compensación por su pérdida de ingresos. Una nueva ordenanza exigía la modernización de los sistemas fotovoltaicos para evitar el problema de 50,2 Hz: el riesgo de apagones generalizados cuando los sistemas fotovoltaicos se disparaban simultáneamente ante frecuencias superiores a 50,2 Hz. [33] Las instalaciones fotovoltaicas independientes situadas en zonas de conservación de la naturaleza quedaron excluidas de la remuneración. La estructura tarifaria para la energía eólica terrestre se mantuvo básicamente, pero la reducción se redujo del 1% al 1,5% para incentivar las mejoras de eficiencia. Se amplió el bono de servicios del sistema para eólica terrestre y se mejoró el bono de repotenciación. La energía eólica marina se benefició gracias a la mejora de las disposiciones de arranque anticipado. El inicio de la caída se pospuso hasta 2018, pero aumentó del 5% al 7%. Las tarifas iniciales aumentaron pero ahora duran 8 años en lugar de 12. Las tarifas de la biomasa se redujeron entre un 10% y un 15% en promedio, especialmente para los sistemas pequeños. El propio sistema de tarifas de biomasa se simplificó enormemente, contando ahora con cuatro categorías de tamaño y dos categorías de combustible. La reducción para la biomasa se incrementó del 1% al 2%. Se simplificaron las tarifas de la hidroelectricidad, el período de financiación pasó a ser uniformemente de 20 años y la tasa de degresión se fijó en el 1%. Se aumentaron las tarifas de la energía geotérmica y se pospuso el inicio de la degradación hasta 2018, aunque a un ritmo mayor. Las instalaciones de almacenamiento de electricidad quedaron totalmente exentas de las tarifas de red y recibirán el apoyo de un programa especial de investigación. [20] : 292–294
Los privilegios industriales bajo el esquema especial de igualación se ampliaron para incluir a más empresas y las reducciones arancelarias mejoraron aún más. Los requisitos de elegibilidad se redujeron de 10 GWh/a a 1 GWh/a y el umbral de gastos de electricidad en términos de valor agregado bruto se redujo del 15% al 14%. Como resultado, el número de empresas exentas aumentó de 734 en 2012 a aproximadamente 2.057 en 2013. La carga eléctrica exenta aumentó de 84,7 TWh a 97 TWh, un aumento relativamente modesto debido al tamaño más pequeño de las empresas recientemente exentas. [20] : 294
El autoconsumo industrial, anteriormente exento del recargo EEG, pasó a estar sujeto al recargo si se utilizaba la red pública, salvo circunstancias especiales. Esta medida tenía como objetivo evitar abusos mediante la contratación. [20] : 294
La introducción de una prima de mercado opcional fue diseñada para apoyar la generación de electricidad orientada a la demanda. La prima de mercado es la diferencia entre la tarifa EEG y el precio promedio del mercado spot. Una prima de gestión adicional reembolsó los costes administrativos y mitigó los riesgos de mercado. Para las grandes plantas de biogás de más de 750 kW, el uso de la comercialización directa se hizo obligatorio a partir de 2014. Se introdujo una prima de flexibilidad adicional para el almacenamiento de gas en instalaciones de biogás. Los detalles de la prima de mercado se proporcionarían en una siguiente directiva gubernamental, previa aprobación parlamentaria. [20] : 294
También se modificó el privilegio de la energía verde. A los proveedores de energía cuya cartera comprendía más del 50% de energías renovables financiadas por EEG se les redujo el recargo en 2 ¢/kWh, mientras que anteriormente habían estado totalmente exentos. Además, se exigía una proporción mínima del 20 % de fuentes fluctuantes, es decir, eólica y fotovoltaica. [20] : 294–295
Los objetivos de energías renovables se mantienen sin cambios y son idénticos a los especificados en el Concepto Energético de 2010 . [17]
En 2013, después de numerosas quejas, la Comisión Europea abrió una investigación en profundidad sobre las ayudas estatales sobre las exenciones de recargos EEG para empresas que consumen mucha energía y sobre el privilegio de la energía verde. [34] No obstante, la Comisión aceptó que los sistemas subyacentes de primas de mercado y tarifas reguladas eran complementarios. El 10 de mayo de 2016, el Tribunal General de la UE se puso del lado de la Comisión y determinó que la EEG (2012) implicaba ayuda estatal como se indica. [35] (El próximo EEG (2014) fue diseñado específicamente para resolver estas dificultades.) [36]
La legislación de 2012 fue supervisada por un gobierno de coalición CDU / CSU / FDP .
A pesar de los recortes en el apoyo fotovoltaico, las instalaciones fotovoltaicas continuaron en auge. Sólo en diciembre de 2011, se añadieron 3.000 MW p en un esfuerzo por superar las reducciones tarifarias iniciadas en 2012. [20] : 306 Además, el recargo EEG había aumentado a 3,53 ¢/kWh para 2011, siendo el mayor componente la remuneración fotovoltaica. [15] : 29 Se proyectó que el recargo EEG crecería considerablemente, a pesar de la estructura arancelaria decreciente. Por primera vez, el control de costes se convirtió en el "factor determinante" del debate político sobre la EEG. [20] : 307
Esto fue a pesar del hecho de que el efecto del orden de mérito había estado deprimiendo los precios al contado de la electricidad . El efecto de orden de mérito se produce cuando la generación eólica y fotovoltaica despachada preferencialmente desplaza del margen la generación con combustibles fósiles más costosa (a menudo plantas de ciclo combinado alimentadas por gas ), lo que hace bajar el precio de liquidación. Este efecto es más pronunciado en el caso de la energía fotovoltaica porque su pico del mediodía se correlaciona con el requisito máximo de generación del sistema. El efecto del orden de mérito también reduce los ingresos de las centrales eléctricas convencionales y las hace menos viables económicamente. Un estudio de 2007 concluye que "en el caso del año 2006, el volumen del efecto de orden de mérito supera el volumen de los pagos netos de apoyo a la generación de electricidad renovable que deben pagar los consumidores". [37] : i Un estudio de 2013 estima el efecto del orden de mérito de la generación de electricidad eólica y fotovoltaica para los años 2008-2012: el efecto del orden de mérito combinado de la energía eólica y la fotovoltaica oscila entre 0,5 ¢/kWh en 2010 y más de 1,1 ¢/ kWh en 2012. [38] : 3
La Ley fotovoltaica (2013) entró en vigor retrospectivamente el 1 de abril de 2012. Los recortes arancelarios alcanzaron hasta el 30%, y los recortes arancelarios previstos en la EEG (2012) para el 1 de julio de 2012 se adelantaron y endurecieron respecto de su 15% original. Se cambiaron las categorías de tamaño del sistema, ahora hasta 10, 40, 1000 y10 000 kWp . Se introdujo una nueva categoría de 10 a 40 kW p , mientras que los sistemas autónomos se limitaron a 10 MW p . La reducción estándar ordinaria se fijó en el 1% mensual, equivalente al 11,4% anual, y reemplazó el ajuste semestral anterior. El límite flexible para el corredor de despliegue se mantuvo sin cambios en 2500 a 3500 MW p por año. Si las nuevas incorporaciones superan este corredor, la caída aumenta del 1,0% hasta el 2,8%. Se introdujo un límite estricto a la capacidad fotovoltaica total, fijado en 52 GW p . El privilegio de autoconsumo se eliminó para las nuevas instalaciones, ya que la paridad de red ya se cumplió: la tarifa de alimentación para sistemas de techo de 19,5 ¢/kWh era ahora más baja que el precio medio de la electricidad para los hogares de 23 ¢/kWh. Los cambios en el modelo de integración del mercado redujeron la elegibilidad para la remuneración de los sistemas entre 10 y 1000 kW p al 90% de su producción de electricidad a partir de 2014. La electricidad residual podría ser autoconsumida o vendida en el mercado eléctrico. [20] : 309
El EEG (2014) a veces se conoce como EEG 2.0 debido a su marcada desviación de la legislación anterior. [26] Esta revisión entró en vigor el 1 de agosto de 2014. La ley está disponible en inglés. [2] La ley exige que los operadores de nuevas plantas comercialicen ellos mismos su electricidad. A su vez, reciben una prima de mercado del operador de la red para compensar la diferencia entre el pago EEG fijo y el precio spot medio de la electricidad. [15] : 28 La ley también allanó el camino para pasar de tarifas de alimentación específicas a un sistema de licitación. [39]
El propósito de la EEG (2014) está establecido en la legislación:
El objetivo de esta Ley es permitir que el suministro de energía se desarrolle de manera sostenible, en particular con el fin de mitigar el cambio climático y proteger el medio ambiente, reducir los costes para la economía, incluyendo en particular los efectos externos a largo plazo, conservar recursos energéticos fósiles y promover un mayor desarrollo de tecnologías para generar electricidad a partir de fuentes de energía renovables.
— Artículo 1, apartado 1, de la Ley de fuentes de energía renovables (2014) [2] : 6
La EEG (2014) también contiene objetivos estatutarios para la proporción de energía renovable en el consumo final bruto de electricidad (los objetivos son adicionales a los establecidos en la declaración del Concepto Energético de 2010 del gobierno [17] ):
El EEG (2014) especifica trayectorias vinculantes para las siguientes tecnologías individuales:
El nivel de remuneración seguirá prescrito en la EEG hasta 2017. Sin embargo, la forma en que las nuevas instalaciones reciben su remuneración ha cambiado. La mayoría de los operadores de plantas ahora deben comercializar directamente su producción, por lo que reciben un pago adicional de prima de mercado en lugar de una tarifa de alimentación explícita. Esta prima es la diferencia entre el precio mayorista promedio mensual en la bolsa de energía EEX y la remuneración fija indicada en la EEG. Quedan exentas de estas disposiciones las instalaciones inferiores a 100 kW y las instalaciones existentes seguirán funcionando según las normas bajo las cuales fueron establecidas. De 2014 a 2017 en adelante, las tarifas de remuneración definidas serán reemplazadas por licitaciones públicas, también conocidas como subastas o licitaciones. Los inversores que ofrezcan los precios más bajos recibirán apoyo. [39] La nueva ley no especifica el modelo de subasta en detalle, pero en 2015 se pusieron a prueba diseños potenciales utilizando sistemas fotovoltaicos montados en suelo. [40]
El mecanismo de límite flexible para los corredores de expansión fue reemplazado por objetivos anuales establecidos para la adición de capacidad eólica, fotovoltaica y de biogás. El gobierno espera que estos nuevos corredores conduzcan a una mejor coordinación entre las energías renovables y el uso y expansión de la red de transmisión , además de mejorar la seguridad de la planificación para los generadores convencionales. [39]
El corredor objetivo para la energía fotovoltaica se fija entre 2,4 y 2,6 GW p por año y el límite máximo de 52 GW p (introducido en 2013) sigue vigente. Las instalaciones fotovoltaicas que superen este límite superior no recibirán financiación de la EEG. La retribución de las instalaciones fotovoltaicas se reduce un 0,50 por ciento cada mes, salvo que la capacidad instalada en los meses anteriores sea inferior o superior a la capacidad instalada objetivo. [2] La tasa de degresión puede aumentar o disminuir según la desviación del objetivo de 2.500 MW p durante los doce meses anteriores al inicio de cada trimestre. [2] Luego se utiliza la tasa de degresión correspondiente durante los tres meses del trimestre, de la siguiente manera: [2]
La energía eólica terrestre mantuvo su objetivo anual de 2,4 a 2,6 GW. Sin embargo, el objetivo ahora excluye la repotenciación, ampliando efectivamente el límite de crecimiento. Actualmente se están eliminando progresivamente la prima de gestión y la bonificación pagada a los parques eólicos con funciones estabilizadoras ( Systemdienstleistungen ). A partir de 2016, la tarifa de la energía eólica terrestre se reduce trimestralmente, dependiendo de si la nueva capacidad sigue el objetivo prescrito. Para la energía eólica marina, la nueva ley define un objetivo de 6,5 GW para 2020 y 15 GW para 2030. Los parques eólicos marinos que entraron en servicio antes de 2020 pueden elegir entre un pago fijo durante 8 años o un pago reducido durante 12 años. Después de este período, la recompensa básica se reduce aún más, dependiendo de la distancia a la costa y la profundidad del mar. El objetivo de biomasa se fija en 0,1 GW al año. Sólo las plantas de biogás que utilizan residuos biológicos y estiércol líquido recibirán una remuneración superior a la estándar, dependiendo de su capacidad. Las tarifas se reducirán un 0,5% trimestralmente para las nuevas instalaciones. [39]
El 16 de abril de 2014, la Comisión Europea concluyó que el apoyo de EEG (2014) a 20 parques eólicos marinos por un total de casi 7 GW no era ayuda estatal . [41] [42] El 23 de julio de 2014, la Comisión Europea aprobó la EEG (2014), tras haber evaluado que estaba en consonancia con las normas de la UE sobre ayudas estatales. [43] De hecho, la EEG (2014) fue la primera revisión de la Ley de Fuentes de Energía Renovables que estuvo "materialmente determinada por la opinión de la Comisión sobre las ayudas estatales". [36]
En julio de 2015, el Ministerio de Economía y Energía (BMWi) publicó un documento de diseño que cubre las subastas de energías renovables. [44] A principios de 2016, BMWi informó que la licitación piloto de energía fotovoltaica montada en suelo, que comprendió tres subastas en 2015, fue exitosa. BMWi también afirmó que la competencia era dura y que los precios bajaban de una ronda a otra. Añadió que los pequeños postores pudieron ganar las licitaciones. Estos resultados se utilizarán para desarrollar subastas para otras tecnologías de generación de electricidad renovable. [40] [45]
La sexta y última ronda de subastas fotovoltaicas bajo esta legislación particular produjo 27 ofertas exitosas por un total163 megavatios . El precio promedio exitoso fue6,9 ¢ /kWh y el precio más bajo adjudicado fue6,26 ¢ /kWh . Estas cifras confirman una tendencia a la baja de subasta en subasta. [46] [47]
La legislación de 2014 fue supervisada por un gobierno de gran coalición CDU / CSU / SPD .
El gobierno comenzó nuevamente a actualizar el EEG, primero denominado EEG (2016), ahora EEG (2017). Está previsto que la ley revisada entre en vigor el 1 de enero de 2017. [48]
A continuación se explica parte del proceso previo a la legislación final. El 8 de diciembre de 2015, el gobierno publicó sus propuestas de reforma. [49] El 8 de junio de 2016, el Gabinete Federal ( Bundeskabinett ) aprobó el proyecto de ley EEG (2016). [50] [51] Ese proyecto de ley pasará ahora al Bundestag y al Bundesrat para su consideración. [52]
La reforma está impulsada por tres principios rectores, a saber, la necesidad: [49] : 1–2
El gobierno cree que el nuevo sistema de subastas controlará los costos. El nuevo sistema también concuerda con el deseo de la Comisión Europea de que el apoyo a las energías renovables se base en el mercado. [53] [54] En lo que respecta a la energía eólica, las nuevas normas pretenden fomentar las instalaciones en lugares con fuertes vientos y en toda Alemania. Con este fin, se está desarrollando un conjunto de cálculos complejos ( Referenzertragsmodell ) para garantizar que las ofertas sean comparables y los pagos justos. [55]
El EEG propuesto (2016) es una continuación del EEG (2014). Reemplaza las tarifas de alimentación prescritas por un sistema de subasta para la mayoría de las tecnologías renovables. Repite los corredores de implementación especificados en la EEG (2014) para controlar la absorción de electricidad renovable durante la próxima década y garantizar que se cumplan los objetivos futuros de energía renovable. Este corredor se mantendrá subastando únicamente una capacidad definida cada año. Sólo aquellos proyectos de energías renovables que resulten exitosos recibirán apoyo EEG para la electricidad que suministren durante los siguientes 20 años. Cada tecnología (fotovoltaica, eólica terrestre, eólica marina y biomasa) obtendrá un diseño de subasta adaptado a sus necesidades. Las pequeñas instalaciones de energías renovables de menos de 750 kW de capacidad o menos de 150 kW de biomasa no tendrán que licitar y seguirán recibiendo tarifas de alimentación convencionales. Los postores de otros países europeos podrán competir en las subastas por hasta el 5% de la capacidad anual, bajo ciertas condiciones. [56] [57] El nuevo sistema de subastas debería cubrir más del 80% de la nueva capacidad de electricidad renovable. [55] [58]
Como se ha indicado anteriormente, el sistema de subasta se puso a prueba en 2015 para instalaciones fotovoltaicas montadas en suelo. Como resultado de esta prueba, el Ministerio de Economía y Energía (BMWi) abandonó el " precio uniforme " en favor del " pago según la oferta ". La Agencia Federal de Redes ( Bundesnetzagentur ) convocará licitaciones para proyectos renovables y establecerá la capacidad para que corresponda a la trayectoria necesaria para una participación del 40-45% en 2025. A partir de 2017, habrá entre tres y cuatro subastas por año para energía fotovoltaica. y energía eólica terrestre. Los participantes presentarán ofertas individuales selladas y deberán proporcionar un depósito de seguridad sustancial para garantizar la buena fe . Las ofertas están vinculadas a proyectos y ubicaciones y normalmente no pueden transferirse. Las ofertas más bajas ganarán hasta que se alcance la capacidad subastada. El precio máximo deberá notificarse con antelación. Los proyectos exitosos recibirán la tasa de financiación con la que ganaron durante un período de 20 años. Se aplican reglas especiales para los proyectos energéticos ciudadanos: los proyectos pequeños están completamente exentos del sistema de subasta y los proyectos más grandes recibirán la oferta más alta aceptada en su ronda en lugar de su propia oferta posiblemente más baja. [55]
Los inversores en energía eólica terrestre también deberán obtener la aprobación previa para sus proyectos en virtud de la Ley Federal de Control de Inmisiones ( Bundes-Immissionsschutzgesetzes o BlmSchG ), la ley federal que regula los efectos nocivos de la contaminación del aire, el ruido, las vibraciones y fenómenos similares. Las cooperativas de ciudadanos ( Genossenschaft ) que participan en licitaciones de energía eólica tienen dispensas especiales. Las subastas de energía eólica se celebrarán con mayor frecuencia al principio, tres en 2017 y cuatro en 2018, con el fin de establecer rápidamente un nivel de precios. La capacidad anual de los parques eólicos terrestres se fijará en 2,8 GW al año entre 2017 y 2019 y en 2,9 GW a partir de entonces. Para sincronizar mejor el desarrollo de la red con el crecimiento de las energías renovables, la incorporación de energía eólica terrestre se limitará a "zonas de congestión de la red" específicas donde no se puedan aceptar altos insumos de electricidad renovable debido a la congestión de la red. Estas áreas serán identificadas por la Agencia Federal de Redes . Las nuevas normas sobre financiación de parques eólicos marinos se aplicarán a aquellos proyectos que comiencen a operar en 2021 o después. A partir de 2025, el gobierno especificará los sitios para futuros parques eólicos y los inversores competirán por el derecho a construir en esos lugares. Este modelo centralizado (danés) está diseñado para garantizar la competencia y hacer que las aprobaciones de proyectos, la planificación del sitio y las conexiones de red sean más rentables y estén mejor integradas. Entre 2021 y 2024 se utilizará un modelo de subasta de transición y los parques eólicos planificados y aprobados pero no construidos competirán en dos rondas de licitaciones por una cantidad restringida de capacidad. La energía eólica marina seguirá teniendo un límite de 15 GW para 2030 y la capacidad subastada cada año será coherente con este objetivo. En 2021, solo se considerarán los parques eólicos en el Mar Báltico, debido a la escasez de conexiones de red en el Mar del Norte. Los proyectos de biomasa también participarán en el nuevo sistema de subastas. La capacidad de biomasa se ampliará en 150 MW anuales durante los próximos tres años y en 200 MW anuales durante los tres años siguientes. También podrán licitar instalaciones con una potencia superior a 150 kW. Las instalaciones de biomasa solo recibirán retribución por la mitad de su tiempo de funcionamiento con el fin de incentivar su uso en momentos de altos precios de la electricidad. La hidroelectricidad, la geotermia y el gas de minas, vertederos y aguas residuales están excluidos del sistema de subasta debido a la perspectiva de una competencia insuficiente. [55]
El 20 de diciembre de 2016, la Comisión Europea concluyó que las modificaciones de la EEG están en consonancia con las normas de la UE que rigen las ayudas estatales, lo que permite que se respete la introducción prevista para el 1 de enero de 2017. [59] [60]
Esta ronda de legislación está siendo supervisada por un gobierno de gran coalición CDU / CSU / SPD .
En enero de 2016, en respuesta a las propuestas oficiales, Greenpeace Alemania advirtió que una revisión completa del exitoso EEG pondría en peligro los objetivos de protección del clima. La Asociación Alemana de Energía Eólica (BWE) y otros piden una adición neta de 2,5 GW de capacidad de energía eólica terrestre por año que no dependa del aumento de la energía eólica marina. También dicen que el objetivo del 40-45% de energías renovables para 2025 no debería tratarse como un techo fijo. La Federación Alemana de Ingeniería (VDMA) afirmó que "la enmienda EEG genera una creciente incertidumbre en el sector" y que "sin embargo, no es correcto regular la expansión de la producción de energía renovable controlando el volumen de licitaciones para la energía eólica terrestre y aferrándose inflexiblemente hacia un objetivo del 45% en el sector eléctrico". [61] : para citas [48]
Las estimaciones para 2012 sugieren que casi la mitad de la capacidad de energía renovable en Alemania es propiedad de los ciudadanos a través de cooperativas energéticas ( Genossenschaft ) e instalaciones privadas. [58] A los críticos les preocupa que las nuevas reglas impidan la participación ciudadana, a pesar de las disposiciones especiales para cooperativas e individuos. La preparación de licitaciones es costosa (puede costar entre 50.000 y 100.000 euros) y ese gasto se pierde si la oferta fracasa. [58] En enero de 2016, Greenpeace Energy dijo que las subastas de energías renovables harían que la Energiewende fuera menos justa y que las cooperativas ciudadanas y los pequeños inversores estarían en desventaja. Germanwatch , WWF-Alemania y Deutsche Umwelthilfe (DUH), tres ONG alemanas , dijeron que las reformas propuestas no tienen en cuenta adecuadamente los pequeños proyectos de energías renovables de propiedad ciudadana. [48] La participación ciudadana se considera una razón clave para la amplia aceptación pública de las tecnologías renovables en Alemania. Ese apoyo puede retrasarse si las reformas EEG favorecen a las grandes empresas sobre las cooperativas y los individuos. [58]
En noviembre de 2016, la CDU reveló que está considerando eliminar el EEG, aunque sigue indeciso sobre si lo convertirá en un tema electoral para 2017. [62]
En marzo de 2019, el Tribunal de Justicia de la Unión Europea dictaminó que las tarifas reguladas no se consideran ayuda estatal , sea admisible o no. [63] Esta decisión histórica anula una decisión anterior de la Comisión según la cual la ley alemana de energías renovables de 2012 implicaba ayuda estatal. Más específicamente, el TJUE concluyó que la Comisión no había establecido que las ventajas proporcionadas por las tarifas reguladas involucraran recursos estatales y, por lo tanto, constituían ayuda estatal.
La estructura y el desarrollo de las primas a lo largo del EEG es un tema complejo. Esta sección pretende simplemente dar una indicación. Las tarifas de alimentación para todas las tecnologías aplicables a partir del 1 de agosto de 2014 [actualizar]se enumeran aquí. [64] El siguiente cuadro resume las remuneraciones de la energía eólica terrestre desde abril de 2000 hasta octubre de 2016.
La siguiente tabla resume las remuneraciones de la energía fotovoltaica desde agosto de 2004 hasta enero de 2012. A partir de 2016 [actualizar], según el mandato de la EEG, la Agencia Federal de Redes ( Bundesnetzagentur ) publica mensualmente la capacidad fotovoltaica actualmente instalada con tarifas de alimentación ajustadas como una hoja de cálculo descargable . [66] De lo contrario, para datos posteriores a enero de 2012, consulte: tarifas de alimentación en Alemania .
El desarrollo del EEG ha sido objeto de análisis de la ciencia política . Un estudio de 2006 concluye que "el marco regulatorio se forma en una 'batalla por las instituciones' donde el parlamento alemán, informado y apoyado por una coalición de defensa de creciente fuerza, respaldó políticas de apoyo a la electricidad procedente de energías renovables contra gobiernos a menudo reacios y la oposición de las empresas nucleares. y los intereses del carbón". [7] : 256
Una tesis de 2016 encuentra que dos amplias coaliciones de actores se enfrentaron en el desarrollo de la legislación EEG: una "coalición económica" que se opuso al apoyo a las energías renovables y buscó proteger los intereses de la energía nuclear y los combustibles fósiles y una "coalición ambiental" que tomó la postura contraria. La coalición económica quería que prevaleciera la competencia de mercado sin ayuda y prefería instalaciones a gran escala. La coalición ecologista estaba compuesta por organizaciones ecologistas, la industria de las energías renovables, agricultores, los sindicatos de trabajadores del metal ( IG BCE e IG Metall ), una asociación alemana de ingenieros ( VDMA ), en parte la Confederación Alemana de Artesanos Calificados (ZDH) y algunas corporaciones industriales con energías renovables. intereses. Cuando se propuso la EEG a finales de la década de 1990, las empresas energéticas vigentes subestimaron notablemente el potencial tecnológico de las energías renovables, creyendo que sólo eran adecuadas para funciones de nicho. No estaban solos, casi todos los políticos y científicos de la época también lo hicieron. [67] : 13 Por lo tanto, la oposición al EEG fue silenciosa. El lobby simultáneo sobre la eliminación gradual de la energía nuclear ( Atomausstieg ) también desvió la atención de la industria de las negociaciones EEG. No obstante, el éxito del EEG se remonta a un pequeño grupo dedicado de parlamentarios que forjaron una alianza entre varios grupos empresariales, sindicatos, ONG ambientalistas y otros grupos de interés idealistas. Sin embargo, a pesar de las expectativas, la generación renovable llegó a representar el 27,4% del consumo bruto de electricidad en 2014 [11] : 4 y amenazó seriamente el modelo de negocio de los operadores tradicionales. Como muestra la historia, la coalición ecologista prevaleció al menos hasta 2014, apuntalando el desarrollo de la legislación EEG, la eliminación de la energía nuclear y, en general, la Energiewende alemana. [20]
Greenpeace Alemania cree que las negociaciones en curso sobre el acuerdo comercial TTIP UE / EE.UU. [68] han influido en el EEG (2014) en adelante. Se podría interpretar que las versiones anteriores del EEG inhiben el libre comercio y que otorgar despacho preferencial a la energía renovable aún puede ser ilegal según el tratado propuesto. [69]
Entre 2015 y 2017, el sistema de tarifa fija de alimentación , introducido en 1991, se eliminará progresivamente en alrededor del 80 % de las instalaciones en favor de un sistema de subasta . Este cambio se define en la EEG (2014) y la legislación posterior.
Varios estudios han encontrado que un esquema de tarifas de alimentación fijas proporciona certeza financiera y es más rentable y menos burocrático que otras formas de apoyo, incluidos créditos fiscales a la inversión o la producción, estándares de cartera de energías renovables (RPS) basados en cuotas y mecanismos de subasta. [70] [71] [72] En 2008, la Comisión Europea concluyó que (aunque en 2014 cambió su posición para favorecer los instrumentos basados en el mercado [53] ):
Los regímenes de tarifas reguladas bien adaptados son generalmente los esquemas de apoyo más eficientes y efectivos para promover la electricidad renovable.
Cuando se comparan los costos externos evitados con la compensación que recibieron los operadores de energía renovable por la electricidad proveniente de energías renovables, un estudio de 2003 encuentra que los impactos ambientales reducidos y los beneficios económicos relacionados superan con creces los costos adicionales necesarios para compensar a los productores de electricidad a partir de fuentes renovables. . [74] Tener en cuenta los costos externos del uso de combustibles fósiles y así "nivelar el campo de juego" había sido uno de los propósitos clave al construir el EEG original. [7] Un esquema de tarifas reguladas genera más competencia, más empleos y un despliegue más rápido para la industria manufacturera y no requiere elegir a los ganadores tecnológicos, como entre la energía eólica y la fotovoltaica . [70] [73] Dinamarca y Alemania han estado a la vanguardia del desarrollo del plan FIT. [75]
Un estudio económico de 2008 realizado por RWI Essen fue muy crítico con los altos niveles de apoyo a la alimentación que ofrece la energía fotovoltaica. El estudio sostiene que el régimen de comercio de derechos de emisión de la Unión Europea (EU ETS) de 2005 fue suficiente para impulsar la transición hacia una economía baja en carbono , que el EEG no hace nada intrínseco para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y que la electricidad producida representa una de las más Se ofrecen costosas opciones de reducción de gases de efecto invernadero. [76] : 4–5, 10 [77]
En junio de 2016, la economista Claudia Kemfert de DIW Berlín afirmó que el nuevo sistema de subastas, introducido con la EEG (2014) y perfeccionado en la propuesta EEG (2016), no reducirá los costes, sino que socavará la seguridad de la planificación y aumentará la prima de riesgo. aplicados por los inversores. Además, el sistema de subastas provocará que se pierdan corredores de despliegue, ya que las empresas que realizan licitaciones retrasan la construcción por cualquier motivo. [58]
El impacto positivo sobre el medio ambiente a nivel mundial es menos claro. Hans-Werner Sinn , economista alemán y presidente del Ifo Institut für Wirtschaftsforschung, sostiene que el apoyo de Alemania a las energías renovables reduce los precios de la energía fósil en el mercado mundial. Así, países como China o Estados Unidos tienen un incentivo para producir más, y el efecto neto sobre el clima es cero. Este efecto se conoce como la paradoja verde . [78]
Un desafío que queda por delante es integrar la electricidad generada por energía renovable descentralizada en la estructura de la red eléctrica existente. La red se construyó para adaptarse al sistema energético centralizado de las cuatro principales empresas energéticas de entonces: E.ON , EnBW , RWE y Vattenfall . [C]
Comúnmente se reconoce la necesidad de reforzar la red de norte a sur. En respuesta, los cuatro TSO propusieron 92 proyectos de ampliación que cubren 7.300 kilómetros de líneas, pero no todos serán necesarios ni aprobados. [79] En 2015, la Agencia Federal de Redes ( Bundesnetzagentur ) publicó su informe sobre los planes de expansión de la red que cubrirán la próxima década. [d] [80] El rápido desarrollo de la red está siendo impulsado por la adopción de energías renovables y la eliminación gradual de la energía nuclear.
Pero no todos los expertos están de acuerdo en que sea necesaria una ampliación sustancial de la red. Claudia Kemfert cree que la gran cantidad de generación a carbón en el sistema es parte del problema. Kemfert afirmó que "nuestros estudios y modelos muestran que la ampliación de la red no hace daño, pero no es estrictamente necesaria ... redes descentralizadas e inteligentes con gestión de la demanda y, a medio plazo, almacenamiento, serían mucho más importantes". [58] : para citar [81] [82] [83] El análisis de Greenpeace Alemania en 2016 también sugiere que son las inflexibles plantas nucleares y de carbón las que están obstruyendo la red y haciendo subir los precios mayoristas de la electricidad. [58] [84] [85]
La EEG (2014) especifica corredores de implementación de tecnologías específicas (ver tabla) que serán rastreados por el nuevo sistema de subasta. Las ONG medioambientales y los defensores de las energías renovables argumentan que estos corredores son insuficientes para cumplir los objetivos de protección climática de Alemania. Greenpeace Alemania observa que "reducir las energías renovables al 45% en 2025 significa ampliar la proporción de [combustibles] fósiles al 55%, con el objetivo de mitigar el impacto en las grandes empresas de servicios públicos". [58] Patrick Graichen, del instituto de política energética de Berlín, Agora Energiewende, está de acuerdo en que los corredores de despliegue son demasiado bajos para alcanzar los objetivos de energías renovables más allá de 2025. [58]
Un informe de 2016 de Volker Quaschning de HTW Berlín concluye que Alemania necesitará acelerar su adopción de energías renovables en un factor de cuatro o cinco para alcanzar el objetivo más bajo de calentamiento global del Acuerdo de París de 2015 de 1,5 °C. Además, este objetivo requerirá que el sector energético esté libre de carbono para 2040. Dada la probable electrificación de los sectores del transporte y la calefacción, los corredores de despliegue establecidos en la EEG (2014) son totalmente inadecuados. En cambio, la generación eólica terrestre debería crecer en 6,3 GW netos al año ( se especifican 2,8 GW) y la fotovoltaica en 15 GW p ( se especifica 2,5 GW p ). [58] [86]
Un artículo de 2011 de DIW Berlín modeló el despliegue de diversas tecnologías de energía renovable hasta 2030 y cuantificó los efectos económicos asociados. La adopción de energías renovables crea simultáneamente oportunidades de negocio e impone costos sociales para su promoción. El estudio revela que la continua expansión de las energías renovables en Alemania debería beneficiar tanto el crecimiento económico como el empleo a medio plazo. [87]
El instituto berlinés de política energética Agora Energiewende predice que el recargo EEG alcanzará su punto máximo alrededor de 2023 y luego disminuirá. Las razones son que los costosos proyectos comprometidos al comienzo de la EEG en 2000 comenzarán a expirar después de 20 años de apoyo, que los nuevos proyectos ahora son mucho más baratos y que la tendencia a reducir el costo de generación continuará. [58] [88]
En noviembre de 2016, Agora Energiewende informó sobre la nueva EEG (2017) y varias otras nuevas leyes relacionadas. Concluye que esta nueva legislación traerá "cambios fundamentales" para grandes sectores de la industria energética, pero tendrá un impacto limitado en la economía y en los consumidores. [89] [90]
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