La Ley de Fuentes de Energía Renovable [a] o EEG ( en alemán : Erneuerbare-Energien-Gesetz ) es una serie de leyes alemanas que originalmente proporcionaron un esquema de tarifas de alimentación (FIT) para incentivar 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 se ha completado 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 ha sido modificada varias veces desde entonces. La legislación original garantizaba una conexión a la red, un despacho preferencial y una tarifa de alimentación establecida 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 la electricidad y a los ferrocarriles que contribuyeran con tan solo 0,05 ¢/kWh. Para 2017, el recargo de la EEG sin reducción es6,88 ¢/kWh . [4] En un estudio de 2011, [5] el precio minorista promedio de la electricidad en Alemania, uno de los más altos del mundo, se situó en alrededor de35 ¢/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 plan de tarifa de alimentación de electricidad verde en el mundo. [6] : 439 A la 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 implementación específicos estipulan ahora el grado en que se expandirá 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 su precio de oferta y el precio promedio mensual del mercado spot de la electricidad. El recargo de la EEG sigue vigente para cubrir este déficit. Este nuevo sistema se implementó en etapas, comenzando con la energía fotovoltaica montada en tierra en la ley de 2014. Se introdujeron más revisiones legislativas para las otras ramas con la EEG actual el 1 de enero de 2017.
La actual EEG ha sido criticada por fijar corredores de implementación (véase la tabla) demasiado bajos para cumplir con los objetivos de protección climática a largo plazo de Alemania, en particular dada la probable electrificación del sector del transporte. El objetivo del gobierno para la proporción de energías renovables en la generación de energía es de al menos el 80% para 2050. [11] : 4
El controvertido recargo (o impuesto) EEG en las facturas de energía de los consumidores se eliminó a partir del 1 de julio de 2022. Como resultado, se espera que el hogar alemán promedio ahorre alrededor de200 euros al año. Las obligaciones de pago se cubrirán a partir de ahora con los ingresos procedentes 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 pionera EEG (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 política diseñado para acelerar la adopción de tecnologías de energía renovable . El esquema ofrece contratos a largo plazo a los productores de energía renovable, en función del coste de generación de la tecnología en cuestión. Además, también se garantiza una conexión a la red y un despacho preferencial. Las tarifas ( Einspeisevergütungen ) se financian mediante un impuesto o recargo ( EEG-Umlage ) a los consumidores de electricidad, y los fabricantes con un uso intensivo de la electricidad están en gran medida exentos. El recargo de la EEG se basa en la diferencia entre las tarifas de alimentación especificadas pagadas bajo 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 del sistema 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 aceptación y remuneración, respectivamente, en 2014.
En general, la 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 contrasta con su recurso solar relativamente pobre. [13] Como observó el NREL de EE. UU.:
Países como Alemania, en particular, han demostrado que las FIT pueden utilizarse como una poderosa herramienta política para impulsar el despliegue de energía renovable y ayudar a cumplir 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 drásticamente 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 la totalidad de este aumento se debe a la generación de electricidad que califica para los pagos de la EEG. [15] : 26 La EEG también es responsable de 88,3 Mt de CO 2 eq de emisiones evitadas en 2014, lo que hace una contribución significativa a los objetivos de protección climática 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] : § 5(14) El uso de biomasa para la generación de electricidad también ha crecido como resultado de la EEG. 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] : § 5(14) El gas de mina se encuentra 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 de transición y reintrodujo una eliminación gradual de la energía nuclear . [17] El impulso de la generación de electricidad renovable es una parte esencial de la política nacional (véase la tabla).
La EEG es también un elemento clave en la implementación de la Directiva 2009/28/EC de la UE sobre la promoción del uso de energía procedente de fuentes renovables. [18] Esta directiva requiere que Alemania produzca el 18% de su consumo final bruto de energía (incluyendo calor y transporte) a partir de fuentes de energía renovables para el año 2020. [15] : 6 En este esfuerzo, la EEG se complementa con la Ley de Energías Renovables para el Calor ( Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz o EEWärmeG ). [15] : 6 Un cuadro que resume la legislación energética alemana en 2016 está disponible. [19]
Las primeras discusiones sobre tarifas de alimentación en el parlamento alemán comenzaron en la década de 1980. La Asociación para la Promoción de la Energía Solar (SFV), Eurosolar y la Asociación Federal de Plantas de Energía Hidroeléctrica Alemanas (BDW) lanzaron conceptos tempranos para un esquema FIT. El Ministerio de Economía y los partidos CDU / CSU y FDP se opusieron a las medidas no de mercado y abogaron por cuotas voluntarias de energías renovables en su lugar. A fines de la década de 1980, los políticos de la CDU / CSU y los Verdes redactaron un proyecto de ley de tarifas de alimentación y buscaron apoyo parlamentario y externo. El Ministerio de Medio Ambiente recién formado respaldó la propuesta. Los productores de electricidad existentes no dedicaron mucho esfuerzo a contrarrestar el proyecto de ley porque creían que sus efectos serían mínimos y su esfuerzo de lobby estaba preocupado por la toma de control del sistema eléctrico de Alemania del Este después de la reunificación alemana en 1989. El proyecto de ley se convirtió en la Ley de Alimentación de Electricidad (1991). [20] : 227–228
Antes de la Ley de Alimentación de Electricidad, los operadores de pequeñas centrales eléctricas sólo podían obtener acceso a la red a instancias de los propietarios de la red y, en ocasiones, se les negaba por completo. La remuneración se basaba en los costos evitados que afrontaban las empresas de energía, lo que generaba 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 mediante tarifas de alimentación con la Ley de Alimentación de Electricidad ( Stromeinspeisungsgesetz o StrEG ). El título largo es la ley sobre la alimentación de electricidad 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 plan de tarifas de alimentación 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 prioridad de despacho y pagarles una tarifa de alimentación garantizada durante 20 años. [20] : 226
Aunque la Ley de Alimentación Eléctrica hizo mucho por promover la energía eólica, la capacidad instalada de instalaciones fotovoltaicas siguió siendo baja (véase la tabla). [15] : 10 [22] La remuneración por 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 suministro de electricidad con arreglo a las normas antisubvenciones de la Unión Europea . El Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TJUE) determinó que los acuerdos no constituían ayuda estatal . El tribunal concluyó:
Las disposiciones legales de un Estado miembro que, por una parte, obligan a las empresas privadas de suministro de electricidad a comprar la 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 otra parte, distribuyen la carga financiera resultante de esa obligación entre dichas empresas de suministro de electricidad y los operadores de redes eléctricas privadas anteriores, no constituyen ayudas estatales en el sentido del artículo 92, apartado 1, del Tratado CE.
La Ley de Inyección de Electricidad adolecía de fallas estructurales. En primer lugar, la vinculación de las tarifas de inyección al precio de la electricidad resultó demasiado volátil para garantizar la seguridad de la inversión. En segundo lugar, la distribución de las cargas era desigual, y los operadores de la red en regiones con fuertes vientos tenían que pagar más. [20] : 229 A la luz de esta última preocupación, la ley fue enmendada en 1998 para introducir, entre otras cosas, un límite doble del 5% para las compras de inyección. [22] : 5 Este límite desaceleró la adopción en algunas regiones.
La ley de suministro de electricidad fue promulgada por un gobierno de coalición CDU / CSU / FDP .
La Ley de Alimentación de Electricidad fue sustituida por la Ley de Fuentes de Energía Renovable (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 sobre la concesión de 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 permitan que una instalación, gestionada de forma eficiente, pueda operar de forma rentable, basándose en el uso de tecnología de punta 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 eléctrico (las turbinas eólicas en áreas de vientos bajos recibían más). Las nuevas tarifas se basaban en la recuperación de costos más los beneficios y aumentaron sustancialmente. Por ejemplo, la remuneración fotovoltaica aumentó de 8,5 ¢/kWh a un máximo de 51 ¢/kWh. La energía eólica marina , la energía geotérmica y el gas de mina se incluyeron por primera vez. Se introdujo el concepto de una reducción anual o "degresión", con tasas de degresión anuales que variaban entre el 1% para la biomasa y el 5% para la fotovoltaica. Las instalaciones fotovoltaicas se limitaron a 350 MW p [b] para controlar los costos (posteriormente se aumentaron a 1000 MW p en 2002 y se eliminaron en 2004). [20] : 230–231
La nueva ley introdujo un sistema de compensación a nivel nacional con el objetivo de distribuir la carga de remuneración de los operadores de la red entre todas las empresas eléctricas. Esto incluyó un nuevo recargo EEG ( EEG-Umlage ) para financiar las remuneraciones de alimentación. El límite anterior del doble 5% fue debidamente eliminado. [20] : 231
La nueva ley también introdujo el programa de 100.000 tejados ( 100.000-Dächer-Programm ), que estuvo vigente hasta 2003 y ofrecía préstamos a bajo interés para instalaciones fotovoltaicas de menos de 300 MW /año . Resultó muy exitoso en combinación con el programa FIT y condujo a un rápido aumento de la capacidad fotovoltaica. [20] : 231
La primera modificación de la EEG, que entró en vigor el 16 de julio de 2003, introdujo el «régimen especial de compensación» ( Besondere Ausgleichsregelung ), diseñado para aliviar a las industrias con un uso intensivo de la electricidad del creciente recargo EEG. Para poder optar a él, las empresas debían cumplir los siguientes criterios: consumo de electricidad de más de 100 GWh/a, gastos de electricidad de más del 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 enfrentan 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
La EEG se creó a partir de la experiencia adquirida con la Ley de tarifas de alimentación de electricidad. Sin la ley anterior, la EEG no habría sido tan sofisticada ni habría tenido tanto alcance. No obstante, el Ministerio de Economía siguió siendo hostil al concepto de tarifas de alimentación y se negó a colaborar con la redacción de la ley. [20] : 240
Un gobierno de coalición SPD / Verdes , elegido en 1998, allanó el camino para la reforma de la Ley de Alimentación de Electricidad para dar cabida a la EEG (2000).
La Ley provisional de energía fotovoltaica (2003) aumentó las tarifas fotovoltaicas a partir del 1 de enero de 2004, 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 estaba a punto de expirar. Se eliminaron tanto el límite para los sistemas fotovoltaicos independientes que superaban los 100 kWp como el límite de 1.000 MWp 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 inalterado, esta ley introdujo una estructura tarifaria sustancialmente modificada y diferenciada, para ajustarse mejor a la viabilidad económica de las tecnologías en cuestión. Se aumentaron las tarifas para la biomasa, la energía fotovoltaica y la energía geotérmica. Se introdujeron medidas detalladas para abordar las complejidades del mercado, los beneficios extraordinarios y los incentivos para la innovación y la reducción de costos. Los proyectos elegibles ya no pueden degradar áreas ecológicamente sensibles. Las exenciones para la industria del recargo de la EEG en virtud del plan de compensación especial se ampliaron considerablemente. El requisito de consumo mínimo de electricidad se redujo a 10 GWh/a, la proporción de los costos de la electricidad en relación con el valor agregado bruto se redujo al 15% y se eliminó por completo el criterio de deterioro de la competitividad. Los ferrocarriles ahora estaban automáticamente exentos, al considerarse una forma de transporte respetuosa con el medio ambiente. [20] : 245–247
Por primera vez se han definido en la ley objetivos en materia de energías renovables: un 12,5% de cuota de energías renovables en el consumo final bruto de electricidad para 2010 y al menos un 20% para 2020. [20] : 245
Así, la EEG (2004) dio lugar a 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 condición anterior. El nuevo plan de compensación especial generó mayores beneficios para la industria. Sólo unas 40 empresas cumplían con las normas anteriores, en su mayoría de las industrias química, siderúrgica y metalúrgica. Ese número aumentó a entre 120 y 350 con las nuevas normas. [20] : 250
El Régimen de Comercio de Emisiones de la Unión Europea (RCDE UE ) entró en vigor el 1 de enero de 2005. Muchos grupos de presión de la industria argumentaron que el comercio de emisiones trascendía la necesidad de un sistema de tarifas de alimentación de electricidad renovable y que, por lo tanto, el Régimen de Comercio de Emisiones debería ser desechado. [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 modificaciones de 2009 se llevaron a cabo junto con un auge en la adopción 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 medidas de la Unión Europea sobre clima y energía , aprobado el 17 de diciembre de 2008, contenía un objetivo nacional para el año 2020 para Alemania del 18% de energía renovable en su consumo total de energía.
Las modificaciones 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 decrecimiento flexibles, que ahora se pueden ajustar sin referencia al Bundestag . [28] : 23 La legislación entró en vigor el 1 de enero de 2009.
Más específicamente, las tarifas fotovoltaicas se redujeron un poco, pero no lo suficiente como para afectar la adopción. La degresividad para la energía fotovoltaica se redujo del 5% al 8-10%, dependiendo del tamaño de la instalación. Un nuevo "incentivo de autoconsumo" otorgó una tarifa fija de 25,01 ¢/kWh para la electricidad consumida por un operador de energía fotovoltaica dentro de su propia casa. Se introdujo un "límite de degresividad flexible", bajo el cual la tasa de degresividad podría ajustarse para mantener la adopción de la energía fotovoltaica dentro de un corredor específico. El apoyo a la energía eólica terrestre mejoró. La tarifa inicial se aumentó, la bonificación por repotenciación (cuando las turbinas antiguas se reemplazan por nuevas) ( Repoweringbonus ) se incrementó y se otorgó una bonificación adicional por servicio del sistema para contribuciones técnicas específicas ( Systemdienstleistungen o SDL ), incluida la capacidad de mantener el voltaje si falla la red de transmisión. La tarifa para la energía eólica marina se aumentó sustancialmente. Además, se ha concedido una "bonificación por puesta en marcha temprana" a los parques eólicos marinos que entren en funcionamiento antes de 2015. Paralelamente a la EEG, se ha creado un programa de préstamos independiente de 5.000 millones de euros, que será administrado por el banco estatal KfW , con el objetivo de alcanzar una capacidad instalada de 25 GW de energía eólica en 2030. También se ha aumentado el apoyo a la biomasa, con bonificaciones especiales para distintos tipos de biomasa. Además, la biomasa debe cumplir determinados requisitos ecológicos para ser elegible, que se recogen en una "ordenanza de sostenibilidad" independiente ( BioSt - NachV ). Se han aumentado considerablemente las tarifas de la energía hidroeléctrica, especialmente para las micro y pequeñas centrales eléctricas. También se han aumentado considerablemente las tarifas de la energía geotérmica, así como la bonificación por cogeneración. Se introdujo una "bonificación por puesta en marcha temprana" 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 turbinas eólicas en tiempos de congestión de la red, con una compensación pagadera 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 significativo 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 de transición como parte de su política. [17]
Se hizo evidente que era necesario adoptar medidas en materia de remuneración de la energía fotovoltaica. El crecimiento de la energía fotovoltaica había superado todas las expectativas. Sólo en 2009,Se instalaron 10.600 MWp de capacidad, lo que hizo que los costos de soporte se dispararan. [ 15] : 12
El gobierno respondió con la Ley de Energía Fotovoltaica (2010), que entró en vigor de forma retroactiva 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% según el tipo de instalación, seguida de un segundo recorte del 3%. El corredor de despliegue se duplicó hasta entre 2500 y 3500 MW p , junto con tasas de reducción dependientes del crecimiento más estrictas del 1-12%, además de la reducción ordinaria del 9%. El incentivo al autoconsumo se elevó significativamente hasta alrededor de 8 ¢/kWh y la elegibilidad se extendió a sistemas de hasta 500 kW p . La propia tasa de alimentación dependía del tamaño del sistema y de la proporción de la demanda que se consumía en el lugar. Los sistemas independientes fueron 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 de las tarifas fotovoltaicas durante el año. Si la capacidad instalada durante los primeros meses del año superaba el equivalente a 3.500 MW / año, las tarifas de alimentación se reducirían el 1 de julio de 2011 para los sistemas sobre tejado y el 1 de septiembre de 2011 para los sistemas independientes. También modificó el límite flexible para controlar mejor el crecimiento de la energía fotovoltaica. [20] : 291
En aplicación de la versión de la EEG (2009) vigente en ese momento, [30] no se produjo ningún ajuste adicional en las tarifas de alimentación 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 inferior a 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 promover la expansión dinámica de la generación de electricidad renovable , controlar los crecientes costos asociados con el esquema 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 cual tenía por objeto preparar a las energías renovables para el mercado y, en última instancia, reducir su dependencia de medidas políticas explícitas. [26]
El aumento de la participación de la generación renovable variable había generado inquietudes sobre la capacidad del sistema eléctrico para hacer frente a esta situación. La nueva ley incluía medidas para la integración de sistemas fotovoltaicos en la red. Los operadores de la red podían ahora limitar la alimentación de energía fotovoltaica en tiempos de sobrecarga de la red, y los operadores de las plantas recibían una compensación por su pérdida de ingresos. Una nueva ordenanza exigía la modernización de los sistemas fotovoltaicos para evitar el problema de los 50,2 Hz (el riesgo de apagones generalizados cuando los sistemas fotovoltaicos se disparaban simultáneamente ante frecuencias superiores a 50,2 Hz). [33] Los sistemas fotovoltaicos independientes en áreas de conservación natural quedaron excluidos de la remuneración. La estructura tarifaria para la energía eólica terrestre se mantuvo básicamente, pero la reducción gradual se redujo del 1% al 1,5% para incentivar mejoras de eficiencia. La bonificación por servicios del sistema para la energía eólica terrestre se amplió y la bonificación por repotenciación se mejoró. La energía eólica marina se benefició gracias a la mejora de las disposiciones de inicio temprano. El inicio de la reducción gradual se pospuso hasta 2018, pero se aumentó del 5% al 7%. Las tarifas iniciales se incrementaron, pero ahora duran ocho años en lugar de doce . Las tarifas de biomasa se redujeron en un 10-15% en promedio, en particular para los sistemas pequeños. El sistema de tarifas de biomasa en sí se simplificó en gran medida, con cuatro categorías de tamaño y dos categorías de combustible. La decrecencia para biomasa se incrementó del 1% al 2%. Las tarifas para hidroelectricidad se simplificaron, el período de financiación ahora es uniformemente de 20 años y la tasa de decrecencia se fijó en el 1%. Las tarifas para energía geotérmica se incrementaron y el inicio de la decrecencia se pospuso hasta 2018, aunque a una tasa mayor. Las instalaciones de almacenamiento de electricidad quedaron totalmente exentas de cargos de red y serán apoyadas por un programa especial de investigación. [20] : 292–294
Los privilegios de la industria bajo el esquema de igualación especial se ampliaron para incluir a más empresas y las reducciones de tarifas 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 2057 en 2013. La carga eléctrica exenta aumentó de 84,7 TWh a 97 TWh, un aumento relativamente modesto debido al menor tamaño de las empresas recientemente exentas. [20] : 294
El autoconsumo industrial, que hasta ahora estaba exento del recargo EEG, pasó a estar sujeto al mismo si se utilizaba la red pública, salvo en circunstancias especiales. Esta medida pretendía evitar abusos en la contratación. [20] : 294
La introducción de una prima de mercado opcional se diseñó para apoyar la generación de electricidad orientada a la demanda. La prima de mercado es la diferencia entre la tarifa EEG y el precio medio del mercado spot. Una prima de gestión adicional reembolsó los costes de administración y mitigó los riesgos del 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 las instalaciones de biogás. Los detalles de la prima de mercado se proporcionarían en una siguiente directiva gubernamental, tras la 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 exigió una participación mínima del 20% de fuentes fluctuantes, es decir, eólica y fotovoltaica. [20] : 294–295
Los objetivos en materia de energías renovables se mantuvieron sin cambios y son idénticos a los especificados en el Concepto Energético de 2010. [17]
En 2013, tras numerosas denuncias, la Comisión Europea abrió una investigación exhaustiva sobre las ayudas estatales en relación con las exenciones de los recargos EEG para las empresas de alto consumo energético y el privilegio de la energía verde. [34] No obstante, la Comisión aceptó que los sistemas subyacentes de tarifas de alimentación y primas de mercado eran complementarios. El 10 de mayo de 2016, el Tribunal General de la UE se puso de parte de la Comisión y determinó que la EEG (2012) implicaba ayudas estatales, como se indicaba. [35] (La siguiente EEG (2014) fue diseñada 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 a la energía fotovoltaica, las instalaciones fotovoltaicas siguieron creciendo. Sólo en diciembre de 2011, se añadieron 3000 MW /p en un esfuerzo por superar las reducciones de tarifas que comenzaron en 2012. [20] : 306 Además, el recargo EEG había aumentado a 3,53 ¢/kWh para 2011, siendo el componente más importante la remuneración fotovoltaica. [15] : 29 Se proyectaba que el recargo EEG aumentaría considerablemente, a pesar de la caída de la estructura tarifaria. Por primera vez, el control de costos se convirtió en el "factor determinante" en el debate político sobre el EEG. [20] : 307
Esto se produjo a pesar de que el efecto de orden de mérito había estado deprimiendo los precios spot de la electricidad . El efecto de orden de mérito se produce cuando la generación eólica y fotovoltaica despachada preferentemente desplaza la generación de combustibles fósiles más cara del margen (a menudo, plantas de ciclo combinado a gas ), lo que reduce el precio compensado. Este efecto es más pronunciado en el caso de la energía fotovoltaica porque su pico de mediodía se correlaciona con el requisito máximo de generación del sistema. El efecto de orden de mérito también reduce los ingresos de las plantas de energía 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 abonar 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 fotovoltaica varía de 0,5 ¢/kWh en 2010 a más de 1,1 ¢/kWh en 2012. [38] : 3
La Ley PV (2013) entró en vigor retroactivamente el 1 de abril de 2012. Los recortes arancelarios fueron de hasta un 30%, y los recortes arancelarios programados en la EEG (2012) para el 1 de julio de 2012 se adelantaron y ajustaron desde su 15% original. Las categorías de tamaño del sistema se cambiaron, ahora hasta 10, 40, 1000 y10 000 kW p . Se introdujo una nueva categoría de 10–40 kW p , mientras que los sistemas independientes se limitaron a 10 MW p . La decreción estándar regular se estableció en 1% por mes, igual a 11,4% por año, y reemplazó el ajuste semestral anterior. El tope flexible para el corredor de implementación se mantuvo sin cambios en 2500 a 3500 MW p por año. Si las nuevas incorporaciones exceden este corredor, la decreción aumenta en un 1,0% hasta el 2,8%. Se introdujo un tope duro en la capacidad fotovoltaica total, establecido 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 a 19,5 ¢ / kWh era ahora más baja que el precio promedio de la electricidad para los hogares a 23 ¢ / kWh. Los cambios en el modelo de integración del mercado redujeron la elegibilidad para la remuneración de los sistemas entre 10 y 1000 kWp al 90% de su producción eléctrica a partir de 2014. La electricidad residual podría ser autoconsumida o vendida en el mercado eléctrico. [20] : 309
La EEG (2014) se conoce a veces como la 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 su electricidad ellos mismos. A cambio, reciben una prima de mercado del operador de la red para compensar la diferencia entre el pago fijo de la EEG y el precio spot promedio de la electricidad. [15] : 28 La ley también allanó el camino para un cambio de tarifas de alimentación específicas a un sistema de licitación. [39]
El objetivo de la EEG (2014) se establece en la legislación:
El objetivo de la presente Ley es permitir el desarrollo sostenible del suministro de energía, en particular con el fin de mitigar el cambio climático y proteger el medio ambiente, reducir los costes para la economía, incluso mediante la inclusión de los efectos externos a largo plazo, conservar los recursos energéticos fósiles y promover el desarrollo ulterior de tecnologías para generar electricidad a partir de fuentes de energía renovables.
— § 1(1) Ley de fuentes de energía renovables (2014) [2] : 6
La EEG (2014) también contiene objetivos legales 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 del gobierno de 2010 [17] ):
La EEG (2014) especifica trayectorias vinculantes para las siguientes tecnologías individuales:
Hasta 2017, el nivel de remuneración sigue estando prescrito en la EEG. 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 mensual promedio en la bolsa de energía EEX y la remuneración fija establecida en la EEG. Las instalaciones de menos de 100 kW están exentas de estas disposiciones y las instalaciones existentes continuarán operando bajo las reglas bajo las cuales fueron establecidas. De 2014 a 2017 en adelante, las tasas de remuneración definidas serán reemplazadas por licitaciones competitivas, 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 probaron diseños potenciales utilizando sistemas fotovoltaicos montados en el 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 la expansión de la red de transmisión , así como a una mejora de la seguridad de la planificación para los generadores convencionales. [39]
El corredor objetivo para la energía fotovoltaica se establece en 2,4 a 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 en virtud de la EEG. La remuneración de las instalaciones fotovoltaicas se reduce un 0,50 por ciento cada mes, a menos que la capacidad instalada en los meses anteriores sea inferior o superior al objetivo de capacidad instalada. [2] La tasa de reducción puede aumentar o disminuir según la desviación respecto del objetivo de 2.500 MW p durante los doce meses anteriores al comienzo de cada trimestre. [2] La tasa de reducción correspondiente se utiliza entonces durante los tres meses del trimestre, de la siguiente manera: [2]
La energía eólica terrestre mantiene su objetivo anual de 2,4 a 2,6 GW, pero ahora excluye la repotenciación, lo que amplía el límite de crecimiento. La prima de gestión y la bonificación pagada a los parques eólicos que proporcionan características estabilizadoras ( Systemdienstleistungen ) se están eliminando gradualmente. 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 establece en 0,1 GW por año. Solo las plantas de biogás que utilizan biorresiduos y estiércol líquido recibirán más que la remuneración estándar, dependiendo de su capacidad. Las tarifas se reducirán en un 0,5% cada tres meses para las nuevas instalaciones. [39]
El 16 de abril de 2014, la Comisión Europea concluyó que la ayuda de la EEG (2014) a 20 parques eólicos marinos con una potencia total de casi 7 GW no constituía ayuda estatal . [41] [42] El 23 de julio de 2014, la Comisión Europea aprobó la EEG (2014), tras evaluar que se ajustaba a 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 Renovable que "se vio materialmente influenciada por la opinión de la Comisión sobre ayudas estatales". [36]
En julio de 2015, el Ministerio de Economía y Energía (BMWi) publicó un documento de diseño que cubría las subastas de energías renovables. [44] A principios de 2016, el BMWi informó que la licitación piloto de energía fotovoltaica terrestre, que comprendía tres subastas en 2015, había sido un éxito. El BMWi también afirmó que la competencia era alta 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 en particular produjo 27 ofertas exitosas por un total de163 MW . El precio medio de éxito 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 ha comenzado a actualizar la EEG, que en un principio se denominó EEG (2016) y ahora EEG (2017). Está previsto que la ley revisada entre en vigor el 1 de enero de 2017. [48]
A continuación se explican algunos de los pasos que se dieron antes de la aprobación de la ley definitiva. 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] Ahora, el proyecto de ley pasará 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 permitirá controlar los costes. 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. Para ello, se está desarrollando un conjunto de cálculos complejos ( Referenzertragsmodell ) para garantizar que las ofertas sean comparables y los pagos justos. [55]
La propuesta de EEG (2016) es una continuación de la EEG (2014). Reemplaza las tarifas de alimentación prescritas por un sistema de subastas para la mayoría de las tecnologías renovables. Repite los corredores de despliegue especificados en la EEG (2014) para controlar la adopción de electricidad renovable durante la próxima década y garantizar que se respeten los objetivos futuros de energía renovable. Este corredor se mantendrá subastando solo una capacidad definida cada año. Solo los proyectos de energías renovables que presenten ofertas exitosas recibirán apoyo de la EEG para la electricidad que suministren durante los siguientes 20 años. Cada tecnología (fotovoltaica, eólica terrestre, eólica marina y biomasa) tendrá un diseño de subasta adaptado a sus necesidades. Las pequeñas instalaciones de energías renovables de menos de 750 kW de capacidad o de menos de 150 kW para biomasa no tendrán que participar en las licitaciones y seguirán recibiendo tarifas de alimentación convencionales. Los licitadores 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 subastas se puso a prueba en 2015 para instalaciones fotovoltaicas montadas en tierra. Como resultado de esta prueba, el Ministerio de Economía y Energía (BMWi) abandonó el " precio uniforme " en favor del " pago por oferta ". La Agencia Federal de Redes ( Bundesnetzagentur ) llamará a licitación para proyectos renovables y establecerá la capacidad 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 fotovoltaica y eólica terrestre. Los participantes presentarán ofertas individuales selladas y tendrán que proporcionar un depósito de garantía sustancial para garantizar la buena fe . Las ofertas están vinculadas a proyectos y ubicaciones y normalmente no se pueden transferir. Las ofertas más bajas ganarán hasta que se alcance la capacidad subastada. Se notificará un precio máximo 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 de energía ciudadana: 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 tendrán que obtener una aprobación previa para sus proyectos en virtud de la Ley Federal de Control de Emisiones ( 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 las licitaciones de energía eólica tienen exenciones especiales. Las subastas de energía eólica se celebrarán con mayor frecuencia al principio, con 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 establecerá en 2,8 GW por año para el período 2017-2019 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 restringirá a determinadas "zonas de congestión de la red" en las que no se puedan aceptar grandes aportes 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 funcionar en 2021 o más tarde. A partir de 2025, el gobierno especificará los sitios para los futuros parques eólicos y los inversores competirán entonces 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 de los sitios y las conexiones a la red sean más rentables y estén mejor integradas. Entre 2021 y 2024 se utilizará un modelo de subasta de transición y los parques eólicos que se hayan planificado y aprobado pero no se hayan construido competirán en dos rondas de licitaciones por una cantidad restringida de capacidad. La energía eólica marina seguirá limitada a 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 a la 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 en los próximos tres años y en 200 MW anuales durante los tres años siguientes. Las instalaciones con una capacidad superior a 150 kW también podrán participar en las licitaciones. Las instalaciones de biomasa sólo recibirán remuneración por la mitad de su tiempo de funcionamiento, con el fin de incentivar su uso en épocas de altos precios de la electricidad. La hidroelectricidad, la geotermia y el gas de minas, vertederos y de aguas residuales quedan excluidos del sistema de subastas 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 respetar la introducción prevista para el 1 de enero de 2017. [59] [60]
Esta ronda legislativa 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 de la exitosa EEG pondría en peligro los objetivos de protección climática. La Asociación Alemana de Energía Eólica (BWE) y otros están pidiendo un aumento de capacidad neta de 2,5 GW para la 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) dijo que "la enmienda de la EEG genera una creciente incertidumbre en la industria" y que "sin embargo no es correcto regular la expansión de la producción de energía renovable controlando el volumen de licitación para la energía eólica terrestre y aferrándose inflexiblemente a 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 de energía ( Genossenschaft ) e instalaciones privadas. [58] Los críticos temen que las nuevas reglas excluyan la participación ciudadana, a pesar de las disposiciones especiales para cooperativas e individuos. Preparar licitaciones es costoso (quizás cueste entre 50.000 y 100.000 euros) y ese gasto se hunde si la licitación falla. [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 de la EEG favorecen a las grandes empresas sobre las cooperativas y los individuos. [58]
En noviembre de 2016, la CDU reveló que está considerando eliminar la EEG, aunque aún no ha decidido si convertirá esto en un tema electoral para 2017. [62]
En marzo de 2019, el Tribunal de Justicia de la Unión Europea dictaminó que las tarifas de alimentación no pueden considerarse ayudas estatales , sean admisibles 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 ayudas estatales. Más concretamente, el TJUE determinó que la Comisión no había logrado demostrar que las ventajas proporcionadas por las tarifas de alimentación implicaran recursos estatales y, por lo tanto, constituyeran ayudas estatales.
La estructura y evolución de las tarifas de alimentación a lo largo de la EEG es un tema complejo. Esta sección tiene como único objetivo ofrecer una indicación. [actualizar]En este apartado se enumeran las tarifas de alimentación para todas las tecnologías aplicables a partir del 1 de agosto de 2014. [64] La siguiente tabla 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], bajo el mandato de la EEG, la Agencia Federal de Redes ( Bundesnetzagentur ) publica mensualmente, en forma de hoja de cálculo descargable, la capacidad fotovoltaica instalada actualmente con tarifas de alimentación ajustadas . [66] De lo contrario, para obtener datos posteriores a enero de 2012, consulte: tarifas de alimentación en Alemania .
El desarrollo de la 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' en la que el parlamento alemán, informado y apoyado por una coalición de defensa cada vez más fuerte, respaldó políticas de apoyo a la electricidad generada con energías renovables frente a gobiernos a menudo reticentes y la oposición de los intereses nucleares y del carbón". [7] : 256
Una tesis de 2016 concluye que dos amplias coaliciones de actores se enfrentaron en el desarrollo de la legislación EEG: una "coalición económica" que se oponía al apoyo a las energías renovables y buscaba proteger los intereses de la energía nuclear y los combustibles fósiles y una "coalición ambiental" que adoptó la postura opuesta. La coalición económica quería que prevaleciera la competencia de mercado sin asistencia y prefería las instalaciones a gran escala. La coalición ambiental estaba compuesta por organizaciones ambientales, la industria de las energías renovables, agricultores, los sindicatos de trabajadores del metal ( IG BCE e IG Metall ), una asociación alemana de ingeniería ( VDMA ), en parte la Confederación Alemana de Artesanos Calificados (ZDH) y algunas corporaciones industriales con intereses en las energías renovables. Cuando se propuso la EEG a fines de la década de 1990, las empresas energéticas existentes subestimaron notablemente el potencial tecnológico de las energías renovables, creyendo que solo eran adecuadas para roles nicho. No estaban solas, casi todos los políticos y científicos de la época también lo hacían. [67] : 13 Por lo tanto, la oposición a la EEG fue silenciada. El cabildeo simultáneo sobre la eliminación gradual de la energía nuclear ( Atomausstieg ) también desvió la atención de la industria de las negociaciones de la EEG. No obstante, el éxito de la EEG se puede atribuir 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 negocios de los incumbentes. Como muestra la historia, la coalición ambientalista prevaleció al menos hasta 2014, apuntalando el desarrollo de la legislación de la EEG, la eliminación gradual de la energía nuclear y la Energiewende alemana en general. [20]
Greenpeace Alemania considera que las actuales negociaciones del acuerdo comercial TTIP entre la UE y los EE.UU. [68] han influido en la EEG (2014) en adelante. Las versiones anteriores de la EEG podrían interpretarse como inhibidoras del libre comercio y que la concesión de un despacho preferencial a las energías renovables podría seguir siendo ilegal en virtud del tratado propuesto. [69]
Entre 2015 y 2017, el sistema de tarifas fijas de alimentación , introducido en 1991, se está eliminando gradualmente en aproximadamente el 80% de las instalaciones en favor de un sistema de subastas . Este cambio se define en la EEG (2014) y la legislación posterior.
Varios estudios han demostrado que un sistema de tarifas de alimentación fijas proporciona certeza financiera y es más rentable y menos burocrático que otras formas de apoyo, incluidos los créditos fiscales a la inversión o la producción, los estándares de cartera renovable basados en cuotas (RPS) y los mecanismos de subasta. [70] [71] [72] En 2008, la Comisión Europea concluyó que (aunque en 2014 revirtió su posición para favorecer los instrumentos basados en el mercado [53] ):
Los regímenes de tarifas de alimentación bien adaptados son generalmente los esquemas de apoyo más eficientes y eficaces para promover la electricidad renovable.
Cuando se comparan los costos externos evitados con la compensación que los operadores de energía renovable recibieron por la electricidad proveniente de energía renovable, un estudio de 2003 concluye que los impactos ambientales reducidos y los beneficios económicos relacionados superan con creces los costos adicionales necesarios para compensar a los productores de electricidad proveniente de fuentes renovables. [74] Contabilizar los costos externos del uso de combustibles fósiles y, por lo tanto, "nivelar el campo de juego" había sido uno de los propósitos clave al construir la EEG original. [7] Un esquema de tarifas de alimentación genera más competencia, más empleos y un despliegue más rápido para la fabricación y no requiere la selección de ganadores tecnológicos, como entre la energía eólica y la fotovoltaica . [70] [73] Dinamarca y Alemania han estado a la vanguardia del desarrollo de esquemas FIT. [75]
Un estudio económico de 2008 realizado por RWI Essen criticó duramente los altos niveles de apoyo a la alimentación de energía que se otorgan a la energía fotovoltaica. El estudio sostiene que el Régimen de Comercio de Emisiones de la Unión Europea (RCDE UE) de 2005 fue suficiente para impulsar la transición hacia una economía baja en carbono , que el Régimen de Comercio de Emisiones de la Unión Europea no hace nada intrínseco para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y que la electricidad producida representa una de las opciones de reducción de gases de efecto invernadero más caras que existen. [76] : 4–5, 10 [77]
En junio de 2016, la economista Claudia Kemfert, del DIW de Berlín, sostuvo que el nuevo sistema de subastas, introducido con la EEG (2014) y que se está perfeccionando con la EEG propuesta (2016), no reducirá los costos, sino que más bien socavará la seguridad de la planificación y aumentará la prima de riesgo aplicada por los inversores. Además, el sistema de subastas hará que se pierdan corredores de despliegue, ya que las empresas que realizan licitaciones retrasarán la construcción por cualquier motivo. [58]
El impacto positivo sobre el medio ambiente a nivel global es menos claro. Hans-Werner Sinn , economista alemán y presidente del Instituto de Investigación Económica Ifo, sostiene que el apoyo de Alemania a las energías renovables reduce los precios del mercado mundial de la energía fósil. 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]
Uno de los retos que tenemos por delante es la integración de la electricidad generada por energía renovable descentralizada en la estructura de la red eléctrica existente. La red se construyó para adaptarse al sistema de energía centralizado de las cuatro principales empresas energéticas de entonces, a saber, E.ON , EnBW , RWE y Vattenfall . [c]
La necesidad de reforzar la red de norte a sur es un hecho reconocido por todos. En respuesta, los cuatro GRT propusieron 92 proyectos de expansión que abarcan 7300 km de líneas, pero no todos serán necesarios o aprobados. [79] En 2015, la Agencia Federal de Redes ( Bundesnetzagentur ) publicó su informe sobre los planes de expansión de la red para 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 coinciden en que sea necesario ampliar sustancialmente la red. Claudia Kemfert cree que la gran cantidad de generación a carbón en el sistema es parte del problema. Kemfert dijo que "nuestros estudios y modelos muestran que la ampliación de la red no hace daño, pero no es estrictamente necesaria ... las redes descentralizadas e inteligentes con gestión de la demanda y, a mediano plazo, almacenamiento, serían mucho más importantes". [58] : para citar [81] [82] [83] El análisis para Greenpeace Alemania en 2016 también sugiere que son las plantas de carbón y nucleares inflexibles 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 específicos de cada tecnología (véase la tabla) que serán monitoreados por el nuevo sistema de subastas. Las ONG ambientalistas y los defensores de las energías renovables sostienen que estos corredores son insuficientes para cumplir con los objetivos de protección climática de Alemania. Greenpeace Alemania observa que "reducir las energías renovables al 45% en 2025 significa ampliar la participación de los 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, coincide en que los corredores de implementación están fijados demasiado bajos para alcanzar los objetivos de energías renovables más allá de 2025. [58]
Un informe de 2016 elaborado por Volker Quaschning , de HTW Berlin, concluye que Alemania tendrá que acelerar su adopción de energías renovables en un factor de cuatro o cinco para alcanzar el objetivo de calentamiento global de 1,5 °C del Acuerdo de París de 2015. 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 implementación establecidos en la EEG (2014) son totalmente inadecuados. La generación eólica terrestre debería crecer en cambio en 6,3 GW netos por año ( se especifican 2,8 GW) y la fotovoltaica en 15 GW p (se especifican 2,5 GW p ). [58] [86]
En un artículo de 2011 del DIW de Berlín se modeló la implementación de diversas tecnologías de energía renovable hasta 2030 y se cuantificaron los efectos económicos asociados. La adopción de energía renovable crea simultáneamente oportunidades de negocio e impone costos sociales para su promoción. El estudio revela que la expansión continua de la energía renovable en Alemania debería beneficiar tanto al crecimiento económico como al empleo a mediano plazo. [87]
El instituto de política energética de Berlín , Agora Energiewende, predice que el recargo EEG alcanzará su punto máximo alrededor de 2023 y luego disminuirá. Las razones son que los proyectos costosos comprometidos al comienzo de la EEG en 2000 comenzarán a expirar después de sus 20 años de apoyo, que los nuevos proyectos son ahora mucho más baratos y que la tendencia de reducción de los costos de generación continuará. [58] [88]
En noviembre de 2016, Agora Energiewende informó sobre la nueva ley energética (2017) y 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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