Una tarifa de alimentación ( FIT , FiT , contrato de oferta estándar , [1] tarifa renovable avanzada , [2] o pagos de energía renovable [3] ) es un mecanismo de política diseñado para acelerar la inversión en tecnologías de energía renovable ofreciendo contratos a largo plazo a los productores de energía renovable. [1] [4] Esto significa prometer a los productores de energía renovable un precio superior al del mercado [5] y proporcionar certeza de precios y contratos a largo plazo que ayuden a financiar las inversiones en energía renovable. [4] [6] Por lo general, las FIT otorgan precios diferentes a diferentes fuentes de energía renovable para alentar el desarrollo de una tecnología sobre otra. Por ejemplo, a tecnologías como la energía eólica y la solar fotovoltaica [7] se les otorga un precio más alto por kWh que la energía maremotriz . Las FIT a menudo incluyen una "digresión": una disminución gradual del precio o la tarifa para seguir [4] : 25 y alentar las reducciones de costos tecnológicos . [1] : 100 [8]
Los FIT suelen incluir tres disposiciones clave: [9] [1]
En virtud de una FIT, los generadores de electricidad renovable que cumplen los requisitos reciben un precio basado en los costos por la electricidad renovable que suministran a la red . Esto permite desarrollar diversas tecnologías ( eólica , solar , biogás , etc.) y ofrece a los inversores una rentabilidad razonable. Este principio se explicó en la Ley de Fuentes de Energía Renovable de Alemania de 2000 :
Las tasas de compensación se han determinado mediante estudios científicos, siempre 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 renovable de 2000 [10] : 16
La tarifa puede variar según la tecnología, la ubicación, el tamaño y la región y, por lo general, está diseñada para disminuir con el tiempo para seguir y fomentar el cambio tecnológico. [1] [4] Los FIT suelen ofrecer un acuerdo de compra garantizado por períodos largos (15 a 25 años) y dan incentivos a los productores para maximizar la producción y la eficiencia. [1] [11] [12]
En 2008, un análisis detallado de la Comisión Europea concluyó que "los regímenes de tarifas de alimentación bien adaptados son generalmente los esquemas de apoyo más eficientes y eficaces para promover la electricidad renovable". [13] Esta conclusión fue apoyada por otros análisis, incluidos los de la Agencia Internacional de Energía , [14] [15] la Federación Europea de Energías Renovables, [16] y el Deutsche Bank . [17] En 2019, más de 50 países habían promulgado políticas de tarifas de alimentación. [18]
En economía ambiental , una FIT puede diferenciarse en función del costo marginal . En esta estructura de política, el precio de la tarifa varía desde un poco por encima de la tarifa spot hasta el precio requerido para alcanzar el nivel óptimo de producción del gobierno. A las empresas con costos marginales más bajos se les ofrecen precios más bajos, mientras que a las que tienen costos marginales más altos se les aplican tarifas más altas. Esta política tiene como objetivo reducir la rentabilidad de ciertos sitios de producción y promover una distribución más amplia de generadores. Sin embargo, puede resultar en una producción menos rentable de electricidad renovable, ya que los sitios más eficientes podrían estar subutilizados. [ cita requerida ]
El segundo objetivo de la política de tarifas diferenciadas es reducir el costo total del programa. En un sistema de tarifas uniformes, todos los productores reciben el mismo precio, que puede superar el precio necesario para incentivar la producción, lo que genera un excedente de ingresos y ganancias . Una tarifa diferenciada busca brindar a cada productor los incentivos necesarios para mantener la producción, con el objetivo de lograr la cantidad óptima de mercado de producción de energía renovable. [19]
En el contexto de la globalización , los acuerdos de libre comercio plantean desafíos desde una perspectiva comercial, ya que su implementación en un país puede afectar las industrias y políticas de otros. Lo ideal sería que estos instrumentos de política estuvieran bajo la supervisión de un organismo coordinado a nivel mundial que supervisara su implementación y regulación, lo que podría facilitarse a través de la Organización Mundial del Comercio . [20]
Hay tres métodos de compensación.
La primera forma de tarifa de alimentación (con otro nombre [¿qué nombre?] ) se implementó en los EE. UU. en 1978 bajo el presidente Jimmy Carter, quien firmó la Ley Nacional de Energía (NEA). Esta ley incluía cinco leyes separadas, una de las cuales era la Ley de Políticas Regulatorias de Servicios Públicos (PURPA). El propósito de la Ley Nacional de Energía era fomentar la conservación de energía y desarrollar nuevos recursos energéticos, incluidas las energías renovables como la eólica, la solar y la geotérmica . [21] [22]
Dentro de la PURPA había una disposición que requería que las empresas de servicios públicos compraran electricidad generada por productores de energía independientes calificados a tarifas que no excedieran su costo evitado. [22] Los costos evitados fueron diseñados para reflejar el costo que una empresa de servicios públicos incurriría para proporcionar esa misma generación eléctrica . Diferentes interpretaciones de la PURPA prevalecieron en la década de 1980: algunas empresas de servicios públicos y comisiones de servicios públicos estatales interpretaron los costos evitados de manera estricta para significar costos de combustible evitados, mientras que otras optaron por definir los "costos evitados" como el "costo marginal evitado a largo plazo" de generación. [22] Los costos a largo plazo se referían al costo anticipado de la electricidad en los próximos años. Este último enfoque fue adoptado por California en su Contrato de Oferta Estándar No. 4. [23] Otra disposición incluida en la ley PURPA fue que se impedía a las empresas de servicios públicos poseer más del 50% de los proyectos, para alentar a nuevos participantes. [22]
Para cumplir con la PURPA, algunos estados comenzaron a ofrecer contratos de oferta estándar a los productores. La Comisión de Servicios Públicos de California estableció una serie de contratos de oferta estándar, incluidos los precios fijos de oferta estándar sobre el costo esperado de generación a largo plazo. Las estimaciones a largo plazo de los costos de la electricidad se basaron en la creencia (ampliamente sostenida en ese momento) de que los precios del petróleo y el gas seguirían aumentando. [24] Esto condujo a un programa de precios de compra fijos en aumento, diseñado para reflejar los costos evitados a largo plazo de la nueva generación eléctrica. Para 1992, los productores de energía privados habían instalado aproximadamente 1.700 MW de capacidad eólica en California, parte de la cual todavía está en servicio hoy. La adopción de la PURPA también condujo a una importante generación de energía renovable en otros estados como Florida y Maine. [22]
A pesar de todo esto, la PURPA mantiene connotaciones negativas en la industria eléctrica estadounidense. Cuando los precios del petróleo y el gas se desplomaron a fines de los años 1980, los contratos de oferta estándar que se firmaron para fomentar el desarrollo de nuevas energías renovables parecían altos en comparación. Como resultado, los contratos de la PURPA pasaron a ser vistos como una carga costosa para los contribuyentes de la electricidad. [24]
Otra fuente de oposición a la PURPA se originó en el hecho de que estaba diseñada para fomentar la generación de energía no proveniente de servicios públicos, lo que fue interpretado como una amenaza por muchas grandes empresas de servicios públicos, en particular por los proveedores monopolistas . Como resultado de su fomento de la generación de energía no proveniente de servicios públicos, la PURPA también se ha interpretado como un paso importante hacia el aumento de la competencia. [22]
En 1990, Alemania adoptó su " Stromeinspeisungsgesetz " (StrEG), o "Ley de Alimentación de Electricidad a la Red". [25] La StrEG exigía a las empresas de servicios públicos que compraran electricidad generada a proveedores de energía renovable a un porcentaje del precio minorista vigente de la electricidad. El porcentaje ofrecido para la energía solar y eólica se fijó en el 90% del precio de la electricidad residencial, mientras que otras tecnologías, como la energía hidroeléctrica y las fuentes de biomasa, se ofrecían a porcentajes que oscilaban entre el 65% y el 80%. Se incluyó un límite de 5 MW para los proyectos. [25]
Si bien la StrEG de Alemania fue insuficiente para incentivar tecnologías más costosas como la fotovoltaica , resultó relativamente eficaz para incentivar tecnologías de menor costo como la eólica, lo que llevó al despliegue de 4.400 MW de nueva capacidad eólica entre 1991 y 1999, lo que representó aproximadamente un tercio de la capacidad eólica mundial total en 1999. [10]
Otro desafío que la StrEG abordó fue el derecho a conectarse a la red. La StrEG garantizó a los productores de electricidad renovable el acceso a la red. [10] En España [26] y Dinamarca [27] se adoptaron leyes de alimentación basadas en porcentajes similares en la década de 1990.
La ley de alimentación de Alemania sufrió una importante reestructuración en 2000 para convertirse en la Ley de Fuentes de Energía Renovable (2000) ( ‹Ver Tfd› Alemán : Erneuerbare-Energien-Gesetz o EEG ). [10] El título es una ley sobre la concesión de prioridad a las fuentes de energía renovables. En su nueva forma, la ley demostró ser un marco de políticas muy eficaz para acelerar el despliegue de las energías renovables. [28] Los cambios importantes incluyeron: [28]
Dado que tuvo mucho éxito, la política alemana (modificada en 2004, 2009 y 2012) se utilizó a menudo como punto de referencia para considerar otras políticas de tarifas de alimentación. Otros países también siguieron el enfoque alemán. Los contratos a largo plazo suelen ofrecerse de manera no discriminatoria a todos los productores de energía renovable. Dado que los precios de compra se basan en los costos, los proyectos operados de manera eficiente producen una tasa de retorno razonable. [11] [29] Este principio se estableció en la ley:
"Las tasas de compensación... se han determinado mediante estudios científicos, con la condición de que las tasas identificadas permitan que una instalación, gestionada de manera eficiente, pueda operar de manera 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) [10] : 16
Las políticas de tarifas de alimentación suelen apuntar a un rendimiento del 5-10%. [ cita requerida ] El éxito de la energía fotovoltaica en Alemania resultó en una caída de los precios de la electricidad de hasta el 40% durante los períodos de máxima producción, con ahorros de entre 520 y 840 millones de euros para los consumidores. [30] [31] Los ahorros para los consumidores han significado, por el contrario, reducciones en el margen de beneficio de las grandes empresas eléctricas , que reaccionaron presionando al gobierno alemán, que redujo los subsidios en 2012. [31] El aumento de la cuota de energía solar en Alemania también tuvo el efecto de cerrar plantas de generación a gas y carbón. [32]
A menudo, toda la energía producida se inyecta a la red, lo que hace que el sistema funcione de manera similar a un PPA según la desambiguación anterior; sin embargo, no es necesario un acuerdo de compra con una empresa de servicios públicos, sino que la tarifa de alimentación la administra el estado, por lo que se suele utilizar el término "tarifa de alimentación" (en alemán, "Einspeisetarif"). Desde aproximadamente 2012, otros tipos de contratos se volvieron más habituales, porque se apoyaron los PPA y, para los proyectos solares a pequeña escala , el uso directo de la energía se volvió más atractivo cuando la tarifa de alimentación se volvió más baja que los precios de la energía comprada. [ cita requerida ]
El 1 de agosto de 2014 entró en vigor una Ley de Fuentes de Energía Renovable revisada. Los corredores de despliegue específicos estipulan ahora el grado en que se ampliará la energía renovable en el futuro y las tasas de financiación (tarifas de alimentación) para la nueva capacidad dejarán de ser establecidas por el gobierno, sino que se determinarán mediante subasta, comenzando con las plantas solares instaladas en tierra. [33] Esto representó un cambio importante en la política y se ampliará aún más a partir de 2017 con procesos de licitación para la energía eólica terrestre y marina.
Las tarifas de alimentación han aumentado y disminuido los precios de la electricidad. [34]
Los aumentos en las tarifas de electricidad se produjeron cuando la financiación para el esquema de tarifas de alimentación es proporcionada por los contribuyentes a través de un recargo en sus facturas de electricidad. [35] En Alemania, este enfoque para financiar la tarifa de alimentación agregó 6,88 cEUR por kWh a la tarifa de electricidad para los consumidores residenciales en 2017. [36] Sin embargo, la energía renovable puede reducir los precios del mercado spot a través del efecto de orden de mérito , la práctica de utilizar instalaciones de combustibles fósiles de mayor costo solo cuando la demanda excede la capacidad de las instalaciones de menor costo. [37] Esto ha llevado a reducciones de precios de la electricidad en España, [38] Dinamarca, [27] y Alemania. [37] [39]
La paridad de red ocurre cuando el costo de una tecnología alternativa para la producción de electricidad coincide con el promedio existente para el área. La paridad puede variar tanto en el tiempo (es decir, durante el transcurso del día y en el transcurso de los años) como en el espacio (es decir, geográficamente). El precio de la electricidad de la red varía ampliamente desde áreas de alto costo, como Hawái y California, hasta áreas de menor costo, como Wyoming e Idaho . [40] En áreas con precios en función del momento del día, las tarifas varían a lo largo del día, aumentando durante las horas de alta demanda (por ejemplo, de 11 a. m. a 8 p. m.) y disminuyendo durante las horas de baja demanda (por ejemplo, de 8 p. m. a 11 a. m.).
En algunas zonas, la generación de energía eólica, gas de vertedero y biomasa tiene un coste menor que la electricidad de la red. Se ha logrado la paridad en zonas que utilizan tarifas de alimentación. Por ejemplo, el coste de generación de los sistemas de gas de vertedero en Alemania es actualmente [ ¿cuándo? ] inferior al precio medio del mercado spot de la electricidad. [41] En zonas remotas, la electricidad procedente de la energía solar fotovoltaica puede ser más barata que construir nuevas líneas de distribución para conectarse a la red de transmisión.
Las Normas de Cartera de Energía Renovable (RPS, por sus siglas en inglés) y los subsidios crean mercados protegidos para la energía renovable. Las RPS exigen que las empresas de servicios públicos obtengan un porcentaje mínimo de su energía de fuentes renovables. En algunos estados, las empresas de servicios públicos pueden comprar Certificados de Energía Renovable (EE. UU.), Sistema de Certificados de Energía Renovable (UE) o Registro de Certificados de Energía Renovable (AUS, por sus siglas en inglés) para cumplir con este requisito. Estos certificados se emiten a los productores de energía renovable en función de la cantidad de energía que inyectan a la red. La venta de los certificados es otra forma en que los productores de energía renovable complementan sus ingresos. [42]
Los precios de los certificados fluctúan en función de la demanda energética general y de la competencia entre los productores de energía renovable. Si la cantidad de energía renovable producida supera la cantidad requerida, los precios de los certificados pueden desplomarse, como ocurre con el comercio de carbono en Europa, lo que puede perjudicar la viabilidad económica de los productores de energía renovable. [43] [44] [45]
Los sistemas de cuotas favorecen a los grandes generadores integrados verticalmente y a las empresas multinacionales de electricidad porque los certificados suelen estar denominados en unidades de un megavatio-hora. También son más difíciles de diseñar e implementar que un sistema de tarifas de alimentación. [2] [46]
Imponer tarifas dinámicas para las actualizaciones de medidores iniciadas por los clientes (incluso para la captación de energía distribuida) puede ser una forma más rentable de acelerar el desarrollo de la energía renovable. [47]
En 2007, en 46 jurisdicciones del mundo ya existían leyes sobre tarifas de alimentación. [48] Se puede encontrar información sobre tarifas solares en forma consolidada, pero no todos los países están incluidos en esta fuente. [49]
Para cubrir los costes adicionales de producción de electricidad a partir de energías renovables y los costes de diversificación, los productores de electricidad a partir de energías renovables reciben una bonificación por cada kWh producido, comercializado o consumido. [ aclaración necesaria ] Para la electricidad generada únicamente a partir de calor solar o radiante, la bonificación es del 300% del precio del kWh de electricidad producida por el operador del mercado definido por la Ley 02-01 de 22 Dhu El Kaada 1422 correspondiente al 5 de febrero de 2002 hasta que la contribución mínima de la energía solar represente el 25% de toda la energía primaria. Para la electricidad generada a partir de instalaciones que utilizan sistemas solares térmicos híbridos solar-gas, la bonificación es del 200% del precio del kWh.
Para las aportaciones de energía solar inferiores al 25%, dicha bonificación se abona en las siguientes condiciones:
El precio de la electricidad lo fija la CREG (Comisión Reguladora de Gas y Electricidad). Según la última decisión tomada, el consumidor paga su electricidad de la siguiente manera:
Los demás consumidores (industria, agricultura, etc.) pagan 4,17 DZD/kWh.
La tarifa de alimentación ofrece bonificaciones por electricidad generada mediante cogeneración del 160 %, teniendo en cuenta el uso de energía térmica del 20 % de toda la energía primaria utilizada. Las bonificaciones por electricidad generada mediante energía solar y cogeneración son acumulativas. La remuneración de la electricidad generada está garantizada durante toda la vida útil de la planta.
Las tarifas de alimentación se introdujeron en 2008 en Australia del Sur y Queensland , en 2009 en el Territorio de la Capital Australiana y Victoria , y en 2010 en Nueva Gales del Sur , Tasmania y Australia Occidental . El Territorio del Norte ofrece solo esquemas locales de tarifas de alimentación. La senadora de los Verdes de Tasmania Christine Milne propuso un esquema federal uniforme para reemplazar todos los esquemas estatales , pero no se promulgó. [50] A mediados de 2011, la tarifa de alimentación en Nueva Gales del Sur y el Territorio de la Capital Australiana se había cerrado a los nuevos generadores porque se había alcanzado el límite de capacidad instalada. En Nueva Gales del Sur, tanto la tarifa de alimentación como el límite se redujeron debido a los ajustes originales demasiado generosos. [51] El nuevo gobierno conservador de Victoria reemplazó la tarifa de alimentación original con una tarifa de alimentación transitoria menos generosa de 25 centavos por kilovatio-hora para cualquier exceso de energía generada con respecto al uso del generador, en espera del resultado de una investigación de la Comisión de Competencia y Eficiencia de Victoria. Esto no se ajusta a la definición normal y se lo ha denominado "tarifa de alimentación falsa". Se trata de una medición neta con un pago por cada crédito de kilovatio en lugar de la renovación normal. [52]
Ontario introdujo una tarifa de alimentación en 2006, revisada en 2009 [53] y 2010, que aumentó de 42¢/kWh a 80,2¢/kWh para proyectos fotovoltaicos conectados a la red a microescala (≤10 kW), [54] [55] y disminuyó a 64,2¢/kWh para las solicitudes recibidas después del 2 de julio de 2010. Las solicitudes recibidas antes de esa fecha tenían hasta el 31 de mayo de 2011 para instalar el sistema y recibir la tarifa más alta. [56] El programa FiT de Ontario incluye un programa de tarifas para proyectos más grandes de hasta 10 MW inclusive, a una tarifa reducida. A abril de 2010, se habían aprobado varios cientos de proyectos, incluidos 184 proyectos a gran escala, por un valor de 8 mil millones de dólares. [57] Para abril de 2012, se habían instalado 12.000 sistemas y la tarifa disminuyó a 54,9¢/kWh para las solicitudes recibidas después del 1 de septiembre de 2011. [58] [59] La lista de precios de 2013 revisó los precios de la energía solar a 28–38¢/kWh. [60]
La Ley de Energía Renovable entró en vigor en 2006 y estableció el primer mecanismo de tarifa de alimentación para energía renovable en China. [63]
A partir de agosto de 2011 se emitió una tarifa solar nacional de aproximadamente US$0,15 por kWh. [64]
China ha implementado un sistema de tarifas para las nuevas plantas de energía eólica terrestre, con el objetivo de apoyar a los operadores de proyectos en dificultades y garantizar la rentabilidad. La Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma (NDRC), la agencia de planificación económica del país, introdujo cuatro categorías de tarifas para proyectos eólicos terrestres, categorizadas por región. Las áreas con recursos eólicos más favorables tendrán tarifas más bajas, mientras que las regiones con menor producción se beneficiarán de tarifas más generosas.
Las tarifas se fijan en 0,51 yuanes (0,075 dólares estadounidenses, 0,05 libras esterlinas), 0,54 yuanes, 0,58 yuanes y 0,61 yuanes por kilovatio-hora. Estas tarifas representan una prima significativa en comparación con la tarifa promedio de 0,34 yuanes por kilovatio-hora que se paga a los generadores de electricidad a carbón. [65]
La República Checa introdujo una tarifa con la ley n.º 180/2005 en 2005. [66] La tarifa está garantizada durante 15 a 30 años (según la fuente). Las fuentes admitidas son la energía hidroeléctrica a pequeña escala (hasta 10 MW), la biomasa, el biogás, la energía eólica y la fotovoltaica. En 2010 [update], la tarifa más alta era de 12,25 CZK /kWh para la energía fotovoltaica a pequeña escala. [67] En 2010, se instalaron más de 1200 MW de energía fotovoltaica, pero a finales de año, la FIT se eliminó para los sistemas más grandes y se redujo en un 50% para los sistemas más pequeños. En 2011, no se instaló ningún sistema fotovoltaico . [68]
El 20 de septiembre de 2014, el Ministerio de Electricidad anunció la nueva tarifa de alimentación (FIT) para la electricidad generada a partir de fuentes de energía nuevas y renovables para hogares y empresas del sector privado. [69] La FIT se aplicaría en dos fases: la fecha oficial de aplicación de la primera fase sería el 27 de octubre de 2014 y la segunda fase se aplicaría dos años después de la primera fase (que se lanzó el 28 de octubre de 2016).
En la fase inicial, la tarifa energética se estructura en cinco categorías. La generación solar residencial tiene un precio de 0,848 EGP por kilovatio-hora (KWh), mientras que las instalaciones no residenciales de menos de 200 kilovatios pagan 0,901 EGP/KWh. Para las instalaciones entre 200 y 500 kilovatios, la tarifa aumenta a 0,973 EGP/KWh. Las instalaciones no residenciales más grandes, que van desde 500 kilovatios hasta 20 megavatios, se pagan en dólares estadounidenses a una tasa de 0,136 EGP/KWh (con un 15% de la tarifa vinculada a un tipo de cambio de 7,15 EGP por dólar estadounidense). La categoría más alta, que abarca de 20 a 50 MW, paga 0,1434 EGP/KWh. Las tarifas de energía eólica varían en función de las horas de funcionamiento, y van desde 0,1148 EGP/KWh hasta 0,046 EGP/KWh.
En la fase siguiente, las categorías de generación solar se redujeron a cuatro. La tarifa residencial aumentó a 1,0288 EGP/KWh. Las instalaciones no residenciales de menos de 500 KW pagan 1,0858 EGP/KWh. Para las instalaciones entre 500 KW y 20 MW, la tarifa es de 0,0788 USD/KWh, y para las de entre 20 MW y 50 MW, de 0,084 USD/KWh (con un 30% de la tarifa vinculada a un tipo de cambio de 8,88 EGP por USD). [70]
El gobierno compraría la electricidad generada por los inversores, teniendo en cuenta la inflación, mientras que el consumo se pagaría en moneda local y las tasas de depreciación se revisarían al cabo de dos años. El Ministerio de Finanzas proporcionará financiación bancaria subvencionada en condiciones favorables para los hogares e instituciones que utilicen menos de 200 kW a una tasa del 4% y del 8% para 200-500 kW. El gobierno está preparando una ley que permitiría que las tierras de propiedad estatal se pusieran a disposición de nuevos proyectos de producción de energía bajo un sistema de usufructo a cambio del 2% de la energía producida. Las compañías eléctricas estarían obligadas a comprar y transportar la energía. El nuevo sistema tarifario también incluía una reducción de los aranceles sobre los suministros de producción de energía nueva y renovable del 2%, mientras que la proporción de financiación bancaria se ha fijado en el 40-60%. El gobierno esperaba que la energía nueva y renovable representara el 20% de la combinación energética total de Egipto para 2020. [71]
La Unión Europea no aplica ni fomenta necesariamente sistemas de tarifas de alimentación, ya que es una cuestión que compete a los países miembros.
Sin embargo, los sistemas de tarifas de alimentación en Europa han sido cuestionados en virtud de la legislación europea por constituir ayuda estatal ilegal . PreussenElektra presentó un caso relacionado con la Ley alemana de tarifas de alimentación de electricidad ( Stromeinspeisungsgesetz ). En 2001, el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TJUE) dictaminó que los acuerdos alemanes no constituían ayuda estatal. [72] El tribunal concluyó que:
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.
— Tribunal de Justicia Europeo, Luxemburgo, 13 de marzo de 2001 [73] : 29–30
El acuerdo comercial propuesto para la Asociación Transatlántica para el Comercio y la Inversión (TTIP) amenaza ahora con anular los sistemas de tarifas de alimentación en toda la Unión Europea. El borrador del capítulo sobre energía del TTIP, filtrado a The Guardian en julio de 2016, exige que los operadores de redes energéticas concedan acceso al gas y la electricidad "en condiciones comerciales que sean razonables, transparentes y no discriminatorias, incluso entre tipos de energía". [74] Esto abriría los sistemas de tarifas de alimentación a cuestionamientos comerciales, incluidos los utilizados por Alemania. El eurodiputado verde Claude Turmes declaró: "Estas propuestas [del TTIP] son completamente inaceptables. Sabotearían la capacidad de los legisladores de la UE para privilegiar las energías renovables y la eficiencia energética frente a los combustibles fósiles insostenibles. Es un intento de socavar la democracia en Europa". [74]
A finales de 2009 se modificó significativamente el procedimiento administrativo para la adjudicación de instalaciones fotovoltaicas sobre suelo. La distinción entre segmentos se basaba fundamentalmente en la capacidad, lo que determina la complejidad del proceso administrativo. El 15 de septiembre de 2011 se lanzó una convocatoria de licitación para proyectos fotovoltaicos de más de 250 kW /h . Los proyectos debían analizarse en función de varios criterios, entre ellos la tarifa solicitada por el solicitante.
La Ley de Fuentes de Energía Renovable ( ‹Ver Tfd› en alemán : Erneuerbare-Energien-Gesetz ) se introdujo por primera vez en 2000 y se revisa periódicamente. Su predecesora fue la Stromeinspeisegesetz de 1991. A partir de mayo de 2008, el costo del programa agregó alrededor de 1,01 € (1,69 USD) a cada factura eléctrica residencial mensual. [76] En 2012, los costos aumentaron a 0,03592 €/kWh. [77] Sin embargo, por primera vez en más de diez años, los precios de la electricidad para los clientes domésticos cayeron a principios de 2015. [78]
Las tarifas de la electricidad fotovoltaica varían según el tamaño y la ubicación del sistema. En 2009, se aumentaron las tarifas para la electricidad que se consume inmediatamente en lugar de suministrarse a la red, con rendimientos crecientes si más del 30% de la producción total se consume en el sitio. Esto tiene como objetivo incentivar la gestión de la demanda y ayudar a desarrollar soluciones a la intermitencia de la energía solar. [79] La duración de la tarifa suele ser de 20 años calendario más el año de instalación. Los sistemas reciben la tarifa vigente en el momento de la instalación durante todo el período.
La tarifa de alimentación, vigente desde el 1 de agosto de 2004, se modificó en 2008. [80] En vista de las tasas de crecimiento inesperadamente altas, se aceleró la depreciación y se creó una nueva categoría (>1000 kW p ) con una tarifa más baja. Se abolió la prima de fachada. En julio de 2010, se modificó nuevamente la Ley de Fuentes de Energía Renovable para reducir las tarifas en un 16% adicional, además de la depreciación anual normal, ya que los precios de los paneles fotovoltaicos habían caído bruscamente en 2009. La duración del contrato es de 20 años.
Las tarifas de alimentación fotovoltaica para 2013 son: [81]
En enero de 2010, la India inauguró su último programa de energía solar hasta la fecha. El 12 de enero, el Primer Ministro de la India anunció oficialmente la Misión Solar Nacional Jawaharlal Nehru (JNNSM). [82] Este programa tenía como objetivo instalar 20 GW de energía solar para 2022. La primera fase de este programa tenía como objetivo 1.000 MW, pagando una tarifa fijada por la Comisión Central Reguladora de Electricidad (CERC) de la India. Si bien en espíritu se trata de una tarifa de alimentación, varias condiciones afectan el tamaño del proyecto y la fecha de puesta en servicio. La tarifa para proyectos solares fotovoltaicos está fijada en ₹ 17,90 (US$ 0,397) / kWh. La tarifa para proyectos solares térmicos está fijada en ₹ 15,40 (US$ 0,342 / kWh). La tarifa será revisada periódicamente por la CERC. En 2015, la tarifa de alimentación era de aproximadamente ₹ 7,50 (US$ 0,125)/kWh y se aplica principalmente a nivel de servicios públicos. La tarifa de alimentación para plantas fotovoltaicas en azoteas aún no se aplica. Muchos minoristas de electricidad (pero no todos) han introducido una tarifa de alimentación. Una tarifa de alimentación paga al propietario del sistema solar fotovoltaico por el exceso de electricidad generada y no utilizada personalmente. Si se utiliza toda la energía producida, la factura de la electricidad se reducirá.
En el marco de una tarifa de alimentación bruta (que actualmente no se ofrece para nuevas conexiones), cada unidad de electricidad generada se exporta a la red (líneas eléctricas) y se reembolsa al propietario de los paneles solares . Es necesario presentar una solicitud al minorista de electricidad y acordar el pago por cada kWh exportado. Los minoristas de electricidad pueden cambiar las tarifas y existen ventajas y desventajas para los diferentes minoristas.
También existe un grupo de apoyo a la energía solar llamado Solar Citizens que presiona para lograr un acuerdo justo sobre las tarifas de alimentación. Los instaladores de energía solar de LG pueden conocer a los minoristas de electricidad más favorables a la energía solar.
El gobierno de Indonesia, que opera principalmente a través de la Corporación Estatal de Electricidad ( Perusahaan Listrik Negara, o PLN ), alentó a los productores independientes de energía (IPP) a invertir en el sector de la energía eléctrica. Numerosos IPP están invirtiendo en plantas grandes (más de 500 MW) y muchas plantas más pequeñas (como 200 MW y más pequeñas). Para apoyar esta inversión, se acuerdan acuerdos de compra de energía (PPA) con la PLN. Los precios varían ampliamente desde precios relativamente bajos para grandes plantas basadas en carbón, como la planta de carbón de Cirebon, que comenzó a operar a fines de 2012, hasta precios más altos para plantas geotérmicas más pequeñas que producen energía más cara desde ubicaciones distantes, como la planta geotérmica Wayang Windu en Java Occidental . Indonesia ha creado una serie de diferentes Regulaciones FIT para diferentes formas de generación de electricidad renovable, por ejemplo, energía geotérmica y generación de electricidad solar fotovoltaica. Estas regulaciones establecen el precio que debe pagar la PLN al IPP en varias circunstancias diferentes, siempre que se cumplan las condiciones previas.
La Organización de Energía Renovable de Irán (SUNA; سانا) introdujo por primera vez una tarifa de alimentación en 2008. Se fijó un precio de compra de 1300 riales /kWh (900 riales/kWh durante 4 horas nocturnas) para la electricidad procedente de todo tipo de recursos renovables. [83] En 2013, el Ministerio de Energía introdujo nuevas tarifas de alimentación, que se fijaron en 4442 riales /kWh (US$0,15). Las condiciones establecidas por el gobierno están mejorando y hay tarifas de alimentación elevadas. Las FiT se aumentaron recientemente y ahora están fijadas en unos razonables US$0,18 por kWh para la energía eólica. Las FiT para los paneles solares (por debajo de 10 MW p ) se han reducido en un 27% desde abril de 2016. Ahora son 4900 Rls/kWh = $0,14/kWh. En 2016, los gobiernos modificaron la tarifa [84] y diferenciaron las tarifas para cada tipo de tecnología renovable.
REFIT III apoya la producción de electricidad a mediana y gran escala a partir de fuentes de bioenergía, como biomasa, cogeneración de biomasa y cogeneración de digestión anaeróbica. El programa REFIT está administrado por el Departamento de Comunicaciones, Energía y Recursos Naturales ( DCENR ). El programa se puso en marcha tras una intensa presión por parte de organismos representativos de la industria, como la Asociación Irlandesa de Bioenergía y la Asociación de Generación de Microenergía. [85]
La energía solar, eólica, hidroeléctrica y de cogeneración residencial y a microescala no reciben ayudas, subsidios ni deducciones fiscales. No hay tarifas de alimentación disponibles para estos clientes y tampoco hay medición neta disponible. La electricidad compartida de forma cooperativa y privada entre propiedades separadas es ilegal. [86] Hasta diciembre de 2014, Electric Ireland ofrecía una tarifa de alimentación de 9 céntimos por kWh , cuando fue retirada sin reemplazo. Los ingresos provenientes de esta tarifa de alimentación estaban sujetos a un impuesto sobre la renta de hasta el 58 %. No hay otras tarifas de alimentación a microescala disponibles. [87]
A los propietarios de viviendas con sistemas de microgeneración conectados a la red se les cobra un "recargo por bajo consumo" de 9,45 € por ciclo de facturación por importar menos de 2 kWh por día o ser un exportador neto de energía en un período de facturación. [88]
El 2 de junio de 2008, la Autoridad de Servicios Públicos de Israel aprobó una tarifa de alimentación para plantas solares. La tarifa está limitada a una instalación total de 50 MW durante 7 años, lo que se alcance primero, con un máximo de 15 kW p de instalación para residencial y un máximo de 50 kW p para comercial . [89] El Banco Hapoalim ofreció préstamos a 10 años para la instalación de paneles solares. [90] El Ministerio Nacional de Infraestructuras anunció que ampliaría el esquema de tarifa de alimentación para incluir estaciones de energía solar de tamaño mediano que van desde 50 kilovatios a 5 megavatios . El nuevo esquema de tarifas hizo que la empresa solar Sunday Solar Energy anunciara que invertiría $133 millones para instalar paneles solares fotovoltaicos en kibutzim , que son comunidades sociales que dividen los ingresos entre sus miembros. [91]
Italia introdujo una tarifa de alimentación en febrero de 2007. En 2011, Italia instaló 7128 MW, [92] sólo por detrás de Alemania (7500 MW), [93] y redujo la tarifa de alimentación. [94]
El 1 de julio de 2012 comenzó a regir una FIT de ¥42 (US$0,525) por kWh durante 10 años para sistemas de menos de 10 kW , y de ¥40 (US$0,50) para sistemas más grandes, pero durante 20 años. La tarifa debía revisarse anualmente para los sistemas conectados posteriormente. [95]
Para asegurar el precio de segunda ronda de 37,8 yenes/kWh para un período de PPA de 20 años , los inversores extranjeros deben completar las siguientes acciones antes del 31 de marzo de 2014:
Los proyectos que completen los pasos anteriores antes del 31 de marzo de 2014 serán elegibles para firmar un PPA de 20 años con la empresa eléctrica pertinente a un precio de 37,8 yenes/kWh por 20 años. [96]
El 27 de marzo de 2009, el Gabinete holandés acordó implementar algunas partes de una tarifa de alimentación en respuesta a la crisis financiera mundial. [97] La regulación propuesta puede ajustar el sistema de incentivos de cuotas. A partir del verano de 2009, los Países Bajos operaron un sistema de subsidios. El presupuesto de subsidios tiene una cuota para diversos tipos de energía, de varias decenas de millones de euros. El presupuesto para energía eólica casi no se utilizó, porque las tarifas son demasiado bajas. El presupuesto de 2009 para energía eólica en tierra fue de 900 MW (incluidos 400 MW no utilizados de 2008); solo se utilizaron 2,5 MW. Las empresas de servicios públicos holandesas no tienen obligación de comprar energía de los parques eólicos. Las tarifas cambian anualmente. Esto creó condiciones de inversión inciertas. [ cita requerida ] El sistema de subsidios se introdujo en 2008. El esquema de subsidios anterior de 2003 Ministeriële regeling milieukwaliteit elektriciteitsproductie (Reglamento ministerial para la producción de electricidad ambiental), que se financiaba cobrando 100 euros por hogar anualmente además de los impuestos sobre la energía, se suspendió en 2006 porque se consideró demasiado caro. [98] En 2009, los parques eólicos holandeses todavía se estaban construyendo con subsidios del esquema anterior. El esquema de subsidios antiguo y nuevo se financiaba con el presupuesto general.
En 2011 se adoptó brevemente una tarifa de alimentación, pero finalizó un mes después, en febrero. [ cita requerida ]
En el marco de la política energética portuguesa, se ofrecen tarifas de alimentación a fuentes renovables (excepto las grandes centrales hidroeléctricas), así como a la generación microdistribuida (por ejemplo, solar fotovoltaica, eólica), residuos y cogeneración, y generación de cogeneración a partir de fuentes renovables y no renovables; las tarifas más antiguas datan de 1998. [103] La tarifa de alimentación más alta es para la energía fotovoltaica, que comenzó en más de 500 €/MWh en 2003 y luego disminuyó a 300 €/MWh; la mayoría de las demás tarifas han aumentado de forma constante y se han estabilizado entre 80 y 120 €/MWh. [103] Se encontró que la política portuguesa tuvo impactos positivos durante el período 2000-2010, con una reducción de las emisiones de 7,2 MtCO2eq , un aumento del PIB de 1.557 millones de euros y una creación de 160 mil años-trabajo. [104] Los impactos a largo plazo aún están por evaluar, ya que las tarifas aún no han expirado para las primeras instalaciones. [104] En 2012, el gobierno suspendió todas las tarifas de alimentación para nuevas instalaciones mediante la aprobación de la ley 215-B/2012 y hasta el día de hoy Portugal no tiene ninguna tarifa de alimentación, ni las tiene planificadas. Como los impuestos se pagan además de cada kWh en tiempo real de electricidad consumida (lo que hace que +/- 0,24 €), pero solo se paga el precio de la electricidad bruta al realimentar (+/- 0,04 €), no es posible calcular los totales de kWh al final del año y esto costaría caro a los portugueses. Por lo tanto, las instalaciones de baterías tienen sentido para los hogares portugueses.
En virtud de la Ley de Energía Renovable de 2008, la Comisión Reguladora de Energía de Filipinas puede "(garantizar) una tarifa fija por kilovatio-hora - las tarifas FIT - para los productores de energía que aprovechen la energía renovable bajo el sistema FIT". [105] En febrero de 2015, la ERC acordó dar una tarifa FIT de P8,69 por kilovatio-hora durante 20 años al Parque Eólico de Burgos de la Corporación de Desarrollo Energético . [105]
A partir de 2022, la provincia del Cabo Occidental en Sudáfrica permitirá tarifas de alimentación Archivado 2022-01-25 en Wayback Machine .
El 31 de marzo de 2009 , el Organismo Nacional de Regulación de la Energía de Sudáfrica ( NERSA ) anunció un sistema de tarifas de alimentación diseñado para producir 10 TWh de electricidad al año en 2013. Las tarifas eran sustancialmente más altas que las propuestas originalmente por NERSA y se pagarían durante 20 años, diferenciadas por tecnología.
En su comunicado, la NERSA indicó que las tarifas se basaban en el costo de generación más una ganancia razonable. Las tarifas para la energía eólica y la energía solar concentrada estaban entre las más atractivas del mundo.
La tarifa para la energía eólica, 1,25 ZAR/kWh (0,104 €/kWh), era mayor que la ofrecida en Alemania y más que la propuesta en Ontario, Canadá.
La tarifa de la energía solar concentrada, 2,10 ZAR/kWh, era inferior a la de España. El programa revisado de NERSA se llevó a cabo tras una amplia consulta pública.
Stefan Gsänger, Secretario General de la Asociación Mundial de Energía Eólica, afirmó: "Sudáfrica es el primer país africano que introduce una tarifa de alimentación para la energía eólica. Muchos inversores, tanto pequeños como grandes, podrán contribuir ahora al despegue de la industria eólica en el país. Esa inversión descentralizada permitirá a Sudáfrica superar su actual crisis energética. También ayudará a muchas comunidades sudafricanas a invertir en parques eólicos y generar electricidad, nuevos puestos de trabajo y nuevos ingresos. Estamos especialmente satisfechos porque esta decisión llega poco después de que el Gobierno de la provincia canadiense de Ontario propusiera la primera ley de alimentación de América del Norte". [106]
Sin embargo, la tarifa fue abandonada antes de su inicio en favor de un proceso de licitación competitivo lanzado el 3 de agosto de 2011. En virtud de este proceso de licitación, el gobierno sudafricano planeaba adquirir 3.750 MW de energía renovable: 1.850 MW de energía eólica terrestre, 1.450 MW de energía solar fotovoltaica, 200 MW de CSP, 75 MW de pequeñas centrales hidroeléctricas, 25 MW de gas de vertedero, 12,5 MW de biogás, 12,5 MW de biomasa y 100 MW de pequeños proyectos. El proceso de licitación comprendía dos etapas:
La primera ronda de ofertas debía realizarse el 4 de noviembre de 2011. Se esperaba que los PPA estuvieran en vigor en junio de 2012. Los proyectos deberían entrar en funcionamiento en junio de 2014, excepto los proyectos de CSP, previstos para junio de 2015.
La legislación española sobre tarifas de inyección a la red eléctrica se estableció mediante el Real Decreto 1578/2008 , para instalaciones fotovoltaicas, y el Real Decreto 661/2007, para otras tecnologías renovables que inyectan electricidad a la red pública. Originalmente, con el 661/2007, las tarifas fotovoltaicas se desarrollaron mediante una ley independiente debido a su rápido crecimiento.
El decreto 1578/2008 categoriza las instalaciones en dos grandes grupos con tarifas diferenciadas:
Para las demás tecnologías el decreto 661/2007 establece:
El 27 de enero de 2012, el gobierno español dejó de aceptar temporalmente solicitudes para proyectos que comenzaran a operar después de enero de 2013. La construcción y operación de los proyectos existentes no se vio afectada. [107] El sistema eléctrico del país tenía un déficit de 24 mil millones de euros. [108] Los pagos de la FIT no contribuyeron significativamente a ese déficit. [109] En 2008, se esperaba que la FIT diera como resultado la instalación de 400 MW de energía solar. Sin embargo, fue tan alta que se instalaron más de 2600 MW. [110] Las empresas de servicios públicos en España informaron que no tenían forma de trasladar los aumentos de costos a los consumidores mediante el aumento de las tarifas y, en cambio, acumularon déficits, aunque esto es objeto de controversia.
Suiza introdujo el 1 de mayo de 2008 la denominada «remuneración por cobertura de costes de alimentación a la red eléctrica (CRF)» [111] .
El CRF se aplica a la energía hidroeléctrica (hasta 10 megavatios), la energía fotovoltaica, la energía eólica, la energía geotérmica, la biomasa y los residuos de biomasa y tendrá una vigencia de 20 a 25 años, dependiendo de la tecnología. La implementación se realiza a través del operador de red nacional SWISSGRID . [112]
Aunque en apariencia es elevado, el CRF ha tenido poco efecto, ya que se ha limitado el importe total de los costes "adicionales" para el sistema. Desde aproximadamente 2009, no se han podido financiar más proyectos. Unos 15.000 proyectos esperan la asignación de fondos. Si se llevaran a cabo todos esos proyectos, Suiza podría paralizar todas sus centrales nucleares, que actualmente suministran el 40% de su energía.
En 2011, después de Fukushima, algunas compañías eléctricas locales, en su mayoría propiedad de pueblos y cantones/provincias, comenzaron a ofrecer selectivamente sus propias tarifas, creando así un mini-boom.
En marzo de 2012, el KEV-FIT para energía solar fotovoltaica se había reducido varias veces a 0,30–0,40 CHF/kWh (0,33–0,44 USD/kWh) dependiendo del tamaño, pero era más alto que en Alemania y la mayor parte del resto del mundo.
La tarifa de alimentación para la generación de energía renovable en Taiwán la establece la Oficina de Energía . Se aplica a la mayoría de las fuentes de energía renovable, a saber, solar, eólica, hidráulica, geotérmica, biomasa, residuos, etc. [113]
En 2006, el gobierno tailandés promulgó una tarifa que se pagaba además de los costos evitados de los servicios públicos, diferenciada por tipo de tecnología y tamaño del generador y garantizada por 7 a 10 años. La energía solar recibió la cantidad más alta, 8 baht/kWh (alrededor de 27 centavos de dólar estadounidense/kWh). Los grandes proyectos de biomasa recibieron la cantidad más baja, 0,3 baht/kWh (alrededor de 1 centavo de dólar estadounidense por kWh). Se otorgaron subsidios adicionales por kWh para proyectos que compensaran el uso de diésel en áreas remotas. [114] En marzo de 2010, 1364 MW de energía renovable del sector privado estaban en línea con 4104 MW adicionales en trámite con PPA firmados. La biomasa constituía la mayor parte de esta capacidad: 1292 MW (en línea) y 2119 MW (solo PPA). La electricidad solar estaba en segundo lugar, pero creciendo más rápidamente, con 78 MW en línea y PPA firmados por 1759 MW adicionales. [115]
Uganda lanzó una tarifa en 2011. La Uganda Electricity Transmission Company Limited tenía la licencia de transmisión en el país y la Autoridad Reguladora de Electricidad le había encomendado proporcionar la siguiente tarifa de alimentación para proyectos de pequeña escala que iban desde 0,5 MW a 20 MW. [116]
Ucrania introdujo la ley 'Sobre tarifas de alimentación' el 25 de septiembre de 2008. La ley garantiza el acceso a la red para los productores de energía renovable (pequeñas centrales hidroeléctricas de hasta 10 MW, eólicas, biomasa, fotovoltaicas y geotérmicas). Las tarifas para los productores de energía renovable son fijadas por el regulador nacional. [117] A febrero de 2013 [update]se aplicaron las siguientes tarifas por kWh: biomasa - 1,3446 UAH (0,13 EUR), eólica - 1,2277 UAH (0,12 EUR), pequeñas centrales hidroeléctricas - 0,8418 UAH (0,08 EUR), solar - 5,0509 UAH (0,48 EUR). En caso de fluctuaciones significativas de la moneda nacional frente al euro, la tarifa de alimentación se ajusta. A partir de 2018 solar 0,18 ¢/kWh. En 2020, el gobierno ucraniano, dando un giro de 180 grados, declaró que, en las circunstancias actuales, la tarifa verde se había vuelto financieramente difícil de mantener y comenzó a negociar con los productores de energía renovable sobre posibles reducciones de la tarifa verde. Tras el anuncio del gobierno ucraniano, varios inversores extranjeros amenazaron con iniciar demandas en virtud del tratado de inversión en virtud del Tratado sobre la Carta de la Energía, lo que condujo a procedimientos de mediación y a la firma del Memorando de Entendimiento el 10 de junio de 2020. Sin embargo, el 21 de julio de 2020, el Parlamento de Ucrania aprobó la Ley de Ucrania "Sobre modificaciones de determinadas leyes de Ucrania para mejorar las condiciones de apoyo a la producción de electricidad a partir de fuentes de energía alternativas", que podría tener un impacto negativo en los inversores en el sector de las energías renovables y aumenta las posibilidades de que se presenten demandas en virtud del Tratado sobre la Carta de la Energía contra el Estado. [118]
En octubre de 2008, el Reino Unido anunció que Gran Bretaña implementaría un plan para 2010, además de su actual plan de cuotas de energía renovable ( ROCS ). En julio de 2009, el entonces Secretario de Estado de Energía y Cambio Climático de Gran Bretaña, Ed Miliband , presentó los detalles del plan, que comenzó a principios de abril de 2010. [119]
En marzo de 2011, menos de un año después de que se implementara el plan, el nuevo gobierno de coalición anunció que se recortaría el apoyo a las instalaciones fotovoltaicas de gran escala (de más de 50 kW). [120] Esto fue en respuesta a los especuladores europeos que estaban haciendo fila para establecer enormes parques solares en el oeste del país que habrían absorbido cantidades desproporcionadas del fondo. [121]
El 9 de junio de 2011, el DECC confirmó los recortes de tarifas para los sistemas solares fotovoltaicos de más de 50 KW a partir del 1 de agosto de 2011. [121] Muchos [122] se mostraron decepcionados con la decisión del DECC. [123] Se creía que los subsidios totales para la industria solar fotovoltaica no habían cambiado, pero que las tarifas para los sistemas grandes se reducirían para beneficiar a los sistemas más pequeños. La revisión acelerada se basó en el plan a largo plazo de alcanzar una instalación anual de 1,9 GW en 2020. [124]
En octubre de 2011, el DECC anunció recortes drásticos de alrededor del 55% en las tarifas, con reducciones adicionales para los sistemas comunitarios o grupales. Los recortes debían entrar en vigor el 12 de diciembre de 2011, y el proceso de consulta finalizaría el 23 de diciembre de 2011. Esto fue impugnado con éxito en el Tribunal Supremo mediante una solicitud de revisión judicial, presentada conjuntamente por el grupo de presión ambiental Friends of the Earth y dos empresas solares, Solarcentury y HomeSun. La sentencia, dictada por el juez Mitting después de una audiencia judicial de dos días, fue aclamada como una gran victoria por los activistas verdes y la industria solar. Los abogados del Departamento de Energía y Cambio Climático inmediatamente solicitaron apelar la sentencia. La apelación fue rechazada por unanimidad por el Tribunal Supremo, lo que permitió que cualquiera que hubiera instalado sus sistemas antes del 3 de marzo de 2012 recibiera la tarifa más alta de 43,3 p/kWh. [125]
La tarifa de 30,7 p/kWh estaba disponible para sistemas solares de hasta 5 MW, y en consecuencia no se construyeron sistemas más grandes. [126] Los pagos de tarifas de alimentación están libres de impuestos en el Reino Unido. [127]
En abril de 2012, 263.274 sistemas, con un total de 1.152,835 MW, recibían pagos de la FiT. De ellos, 260.041 eran solares fotovoltaicos, con un total de 1.057,344 MW. [130] Los pagos se realizan a 25 años. Un sistema fotovoltaico típico que cuesta 7.500 libras esterlinas se amortiza en 7 años y 8 meses, y genera 23.610 libras esterlinas en 25 años. [131]
La tarifa de alimentación del Reino Unido para los nuevos solicitantes finalizó el 31 de marzo de 2019. [132]
En abril de 2009, 11 legislaturas estatales estaban considerando adoptar una FIT como complemento a sus mandatos de electricidad renovable. [55]
La Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) aprobó una tarifa de alimentación el 31 de enero de 2008 con vigencia inmediata. [133]
En 2010, la Autoridad de Energía de Marin lanzó el primer programa de Tarifa de Alimentación Agregada de Elección Comunitaria. El programa se actualizó en noviembre de 2012 y ahora ofrece contratos de precio fijo de 20 años, con precios que varían según la fuente de energía (pico, carga base, intermitente) y el progreso hacia el límite actual del programa de 10 MW.
Las empresas de servicios públicos municipales han puesto en marcha programas piloto de tarifas de alimentación en Palo Alto y Los Ángeles: Palo Alto CLEAN (Clean Local Energy Accessible Now) es un programa para comprar hasta 4 MW de electricidad generada por sistemas de energía solar ubicados en el territorio de servicio de CPAU. En 2012, el tamaño mínimo del proyecto era de 100 kW. Las tarifas de compra oscilan entre 12,360 ¢/kWh y 14,003 ¢/kWh, según la duración del contrato. La ciudad comenzó a aceptar solicitudes el 2 de abril de 2012. [134]
El 17 de abril de 2012, la Junta de Comisionados de Agua y Energía del Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles aprobó un programa de demostración FiT de 10 MW. [135]
A partir del 1 de enero de 2010, las leyes estatales permitieron a los propietarios de viviendas vender el exceso de energía a la empresa de servicios públicos. Anteriormente, el propietario de la vivienda no obtenía ningún crédito por el exceso de producción a lo largo del año. Para obtener el reembolso de la Iniciativa Solar de California (CSI), el cliente no podía instalar un sistema que produjera deliberadamente un exceso de energía, lo que alentaba la instalación de medidas de eficiencia después de la instalación solar. Este crédito por exceso de producción no estaba disponible para ciertos clientes de servicios públicos municipales, como Los Angeles Water and Power.
En febrero de 2009, los comisionados de la ciudad de Gainesville , Florida, aprobaron la primera tarifa de alimentación solar del país. [55] El programa tenía un límite de 4 MW por año. En 2011, Gainesville había aumentado la electricidad generada por energía solar de 328 kW a 7391 kW, aproximadamente el 1,2 % de la energía de carga máxima (610 MW). [136] El programa se suspendió en 2014 después de que se hubieran instalado más de 18 MW de capacidad. [137]
En septiembre de 2009, la Comisión de Servicios Públicos de Hawái exigió a la Hawaiian Electric Company (HECO, MECO y HELCO) que pagara precios superiores a los del mercado por la energía renovable que inyectara a la red eléctrica. La política ofrece a los proyectos un precio fijo y un contrato estándar de 20 años. La PUC tenía previsto revisar la tarifa inicial de inyección dos años después de que comenzara el programa y cada tres años a partir de entonces.
El tamaño del proyecto se limitó a cinco megavatios (MW) para la isla de Oahu y 2,72 MW para las islas de Maui y Hawái . La decisión de la comisión limitó la cantidad total de proyectos de tarifas de alimentación que se incorporarían a la red eléctrica al 5% del pico del sistema en Oahu, Maui y la isla de Hawái durante los dos primeros años. El nivel 3 aún estaba pendiente de una decisión y orden basadas en las conclusiones del Grupo de trabajo sobre normas de fiabilidad (un "expediente dentro del expediente").
Los límites de tamaño de los proyectos de nivel 2 y 3 varían según la isla y la tecnología. El nivel 2 incluye sistemas más grandes que son menores o iguales a: 100 kW-CA para energía eólica terrestre e hidroeléctrica en línea en todas las islas; 100 kW-CA para PV y CSP en Lanai y Molokai; 250 kW-CA para PV en Maui y Hawái; 500 kW-CA para CSP en Maui y Hawái; y 500 kW-CA para PV y CSP en Oahu. El nivel 3 cubre sistemas más grandes que los límites del nivel 2. [138]
En 2009 no se aprobó un proyecto de ley sobre tarifas de alimentación. [139] [140] Sin embargo, en junio de 2009 se inició un programa piloto que estaba disponible para proyectos de hasta 10 MW de tamaño. [141] El 24 de abril de 2013, el Comité de Servicios Públicos y Energía de Maine iba a considerar un nuevo proyecto de ley: LD1085 "Ley para establecer la tarifa de alimentación de energía renovable". [142]
El 16 de julio de 2012, la Autoridad de Energía de Long Island (LIPA) adoptó una tarifa de alimentación para sistemas de entre 50 kW (CA) y 20 MW (CA), y se limitó a 50 MW (CA). Como los clientes no pueden utilizar su propia electricidad, se trata en realidad de un contrato de compra de energía a una tarifa fija de 20 años y la LIPA conserva los SREC. La legislatura de Nueva York de 2012 no logró aprobar una legislación que hubiera abierto un mercado de Nueva York para los SREC a partir de 2013. [143] El pago es de 22,5¢/kWh, [144] menos de lo que pagaba la LIPA por la generación máxima en varios momentos. [145] Con un costo evitado estimado de $0,075/kWh, el programa agregó alrededor de $0,44/mes a la factura eléctrica promedio de un hogar. [146]
En junio de 2009, Oregón estableció un programa piloto de incentivos volumétricos y tarifas de energía solar. En virtud de este programa de incentivos, los sistemas reciben un pago por los kilovatios-hora (kWh) generados durante un período de 15 años, a una tarifa establecida en el momento en que el sistema se inscribe en el programa. La Comisión de Servicios Públicos de Oregón (PUC) estableció tarifas y normas en mayo de 2010. Este programa fue ofrecido por las tres empresas de servicios públicos de propiedad de inversores en Oregón y administrado por las empresas de servicios públicos. La PUC planeó reevaluar periódicamente las tarifas. Los costos del programa eran recuperables en las tarifas de las empresas de servicios públicos y los sistemas propiedad de las empresas de servicios públicos no eran elegibles para el incentivo.
El límite de instalación del programa piloto se limitó a un límite agregado de 25 megavatios (MW) de energía solar fotovoltaica (PV), con un límite máximo de tamaño del sistema de 500 kilovatios (kW). El límite agregado del programa se distribuiría de manera uniforme a lo largo de cuatro años, y cada año se podrían recibir incentivos con una capacidad de 6,25 MW. El límite agregado se dividió en función de los ingresos por ventas minoristas de 2008. PGE tenía un límite de 14,9 MW, Pacific Power de 9,8 MW e Idaho Power de 0,4 MW. El programa de Idaho Power se limitaba a instalaciones residenciales. Las tarifas diferían según el tamaño del sistema y la zona geográfica. Los sistemas de pequeña y mediana escala participaron en un programa basado en la medición neta. Los sistemas de mayor escala se licitaron de manera competitiva. Los sistemas fotovoltaicos participantes deben estar conectados a la red, contar con medidores y cumplir con todos los códigos y regulaciones aplicables. Los sistemas deben estar "instalados de manera permanente".
Los sistemas de 100 kW o menos podían participar en función de la medición neta. La capacidad de generación de 20 MW del límite agregado se reservaba para la parte de medición neta, con 12 MW disponibles para sistemas residenciales y 8 MW disponibles para pequeños sistemas comerciales. A estos sistemas residenciales y pequeños sistemas comerciales se les pagaba por la cantidad de electricidad generada, hasta la cantidad de electricidad consumida. En esencia, a los clientes se les pagaba por la cantidad de consumo de carga eléctrica de la empresa de servicios públicos que se compensa con la generación in situ. A diferencia de las tarifas de alimentación típicas, los clientes pueden consumir la electricidad generada in situ y recibir un incentivo de producción (o un pago de incentivo volumétrico) por la cantidad de electricidad generada y consumida. Para eliminar un incentivo perverso de aumentar el consumo de electricidad para recibir un pago mayor, el sistema tenía que tener el tamaño adecuado para satisfacer el consumo eléctrico promedio. Las tarifas eran determinadas por la PUC en función del costo anual del sistema y la producción anual de energía, diferenciadas por zonas geográficas. Las estimaciones de costos se basaban en datos de instalación de Energy Trust of Oregon . Las tarifas reales pagadas al cliente-generador eran la tarifa de incentivo volumétrico menos la tarifa minorista. Las tarifas de incentivos volumétricos debían reevaluarse cada seis meses. Las tarifas para el programa de incentivos basados en el desempeño oscilaban entre $0,25/kWh y $0,411/kWh. [147]
Vermont adoptó tarifas de alimentación el 27 de mayo de 2009 como parte de la Ley de Energía de Vermont de 2009. Los generadores deben poseer una capacidad de no más de 2,2 MW, y la participación está limitada a 50 MW en 2012, un límite que aumentó de 5 a 10 MW/año hasta un total de 127,5 MW en 2022. [148] Los pagos fueron de 24¢/kWh para la energía solar, que se aumentó a 27,1¢/kWh en marzo de 2012, y 11,8¢/kWh para la energía eólica de más de 100 kW y 25,3¢/kWh para las turbinas eólicas de hasta 100 kW. Otras tecnologías calificadas fueron el metano, la hidroeléctrica y la biomasa. [149] El programa SPEED de Vermont preveía un 20% de energía renovable para 2017 y un 75% para 2032. El programa se suscribió en su totalidad en 2012. Los pagos se realizan por 25 años. [150]
El territorio operaba un programa de medición neta que pagaba la energía devuelta a la red a la tarifa minorista. La tarifa variaba mensualmente alrededor de 23 centavos por kilovatio. El programa acreditaba la cuenta del proveedor cada mes en lugar de realizar pagos reales. Al final del año fiscal (junio), cualquier excedente se pagaba a una tarifa fija de 10 centavos por kilovatio, de los cuales el 25% se retenía para las escuelas públicas. Para participar en el programa se requería un seguro y medios para desconectar el sistema accesibles desde el exterior del edificio y marcas específicas de equipos dictadas por el gobierno.
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