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 energías renovables. [1] [4] Esto significa prometer a los productores de energía renovable un precio superior al del mercado [5] y ofrecer certeza de precios y contratos a largo plazo que ayuden a financiar inversiones en energía renovable. [4] [6] Normalmente, los FIT otorgan diferentes precios a diferentes fuentes de energía renovable para fomentar el desarrollo de una tecnología sobre otra. Por ejemplo, tecnologías como la energía eólica y la solar fotovoltaica [7] reciben un precio por kWh más alto que la energía mareomotriz . Los FIT a menudo incluyen una "digresión": una disminución gradual del precio o tarifa para seguir [4] : 25 y fomentar reducciones de costos tecnológicos . [1] : 100 [8]
Los FIT suelen incluir tres disposiciones clave: [9] [1]
Según un FIT, los generadores de electricidad renovable elegibles reciben un precio basado en el costo de la electricidad renovable que suministran a la red . Esto permite desarrollar diversas tecnologías ( eólica , solar , biogás , etc.) y proporciona a los inversores una rentabilidad razonable. Este principio se explicó en la Ley de fuentes de energía renovables de Alemania de 2000 :
Las tasas de compensación se han determinado mediante estudios científicos, sin perjuicio de que las tasas identificadas deben permitir que una instalación, si se gestiona de forma eficiente, pueda funcionar de forma rentable, basándose en el uso de tecnologías de última generación. tecnología de última generación y en función de las fuentes de energía renovables naturalmente disponibles en un entorno geográfico determinado.
— Ley de fuentes de energía renovables de 2000 [10] : 16
La tarifa puede diferir según la tecnología, la ubicación, el tamaño y la región y, por lo general, está diseñada para disminuir con el tiempo para rastrear y fomentar el cambio tecnológico. [1] [4] Los FIT suelen ofrecer un acuerdo de compra garantizado por períodos prolongados (15 a 25 años) y brindan 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 efectivos para promover la electricidad renovable". [13] Esta conclusión fue respaldada 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 FIT. [18]
En economía ambiental , un FIT se puede diferenciar basándose en el costo marginal . En esta estructura de políticas, el precio arancelario varía desde justo por encima del tipo spot hasta el precio requerido para alcanzar el nivel de producción óptimo del gobierno. A las empresas con costos marginales más bajos se les ofrecen precios más bajos, mientras que aquellas con costos marginales más altos están sujetas a precios arancelarios más altos. Esta política tiene como objetivo disminuir 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 infrautilizados. [ cita necesaria ]
El segundo objetivo de la política de tarifas diferenciadas es disminuir el costo total del programa. Bajo un sistema arancelario uniforme, todos los productores reciben el mismo precio, que puede exceder el precio necesario para incentivar la producción, lo que genera excedentes de ingresos y ganancias . Una tarifa diferenciada busca brindar a cada productor los incentivos necesarios para mantener la producción, con el objetivo de alcanzar la cantidad óptima de producción de energía renovable en el mercado. [19]
En el contexto de la globalización , las FIT plantean desafíos desde una perspectiva comercial, ya que su implementación en un país puede afectar las industrias y políticas de otros. Idealmente, estos instrumentos políticos estarían bajo el control de un organismo coordinado globalmente que supervise 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 Estados Unidos en 1978 bajo el presidente Jimmy Carter , quien firmó la Ley Nacional de Energía (NEA). Esta ley incluía cinco leyes distintas, una de las cuales era la Ley de Políticas Reguladoras de Servicios Públicos (PURPA). El propósito de la Ley Nacional de Energía era fomentar la conservación de la energía y desarrollar nuevos recursos energéticos, incluidas las energías renovables como la eólica, la solar y la geotérmica . [21] [22]
Dentro de PURPA había una disposición que requería que las empresas de servicios públicos compraran electricidad generada a productores de energía independientes calificados a tarifas que no excedieran su costo evitado. [22] Los costos evitados se diseñaron para reflejar el costo en el que incurriría una empresa de servicios públicos para proporcionar esa misma generación eléctrica . En la década de 1980 prevalecieron diferentes interpretaciones de PURPA: algunas empresas de servicios públicos y comisiones estatales de servicios públicos interpretaron de manera estricta los costos evitados en el sentido de costos evitados de combustible, mientras que otros optaron por definir los "costos evitados" como el "costo marginal evitado a largo plazo" de la generación. [22] Los costes a largo plazo se referían al coste previsto de la electricidad en los años venideros. 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 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 precios fijos de oferta estándar sobre el costo de generación esperado a largo plazo. Las estimaciones a largo plazo de los costos de la electricidad se basaron en la creencia (ampliamente extendida en ese momento) de que los precios del petróleo y el gas seguirían aumentando. [24] Esto condujo a un programa creciente de precios de compra fijos, diseñado para reflejar los costos evitados a largo plazo de la nueva generación eléctrica. En 1992, los productores privados de energía habían instalado aproximadamente 1.700 MW de capacidad eólica en California, parte de la cual todavía está en servicio hoy. La adopción de PURPA también condujo a una importante generación de energía renovable en otros estados como Florida y Maine. [22]
No obstante, PURPA conserva connotaciones negativas en la industria eléctrica estadounidense. Cuando los precios del petróleo y el gas se desplomaron a finales de los años 1980, los contratos de oferta estándar que se firmaron para fomentar el desarrollo de nuevas energías renovables parecían elevados en comparación. Como resultado, los contratos PURPA llegaron a ser vistos como una carga costosa para los contribuyentes de la electricidad. [24]
Otra fuente de oposición a PURPA surgió del hecho de que fue diseñado para fomentar la generación no pública. Esto fue interpretado como una amenaza por muchas grandes empresas de servicios públicos, en particular por los proveedores monopolísticos . Como resultado de su estímulo a la generación no pública, PURPA también se ha interpretado como un paso importante hacia una mayor competencia. [22]
En 1990, Alemania adoptó su " Stromeinspeisungsgesetz " (StrEG), o "Ley sobre la alimentación de electricidad a la red". [25] La StrEG exigía que las empresas de servicios públicos 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 hidráulica y las fuentes de biomasa se ofrecieron en porcentajes que oscilaban entre el 65% y el 80%. Se incluyó un límite de proyecto de 5 MW. [25]
Si bien el StrEG de Alemania fue insuficiente para fomentar tecnologías más costosas como la fotovoltaica , resultó relativamente eficaz para fomentar 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 del total. capacidad eólica mundial para 1999. [10]
Un desafío adicional que abordó StrEG fue el derecho a conectarse a la red. El StrEG garantizó a los productores de electricidad renovable el acceso a la red. [10] En la década de 1990 se adoptaron leyes similares de alimentación basada en porcentajes en España [26] y Dinamarca [27] .
La ley de alimentación de Alemania experimentó una importante reestructuración en 2000 para convertirse en la Ley de Fuentes de Energía Renovables (2000) ( en alemán : Erneuerbare-Energien-Gesetz o EEG ). [10] El título es una ley que otorga prioridad a las fuentes de energía renovables. En su nueva forma, la ley demostró ser un marco político muy eficaz para acelerar el despliegue de energías renovables. [28] Cambios importantes incluidos: [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 primas. 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. Como los precios de compra se basan en los costos, los proyectos operados eficientemente producen una tasa de rendimiento razonable. [11] [29] Este principio quedó establecido en la ley:
"Las tasas de compensación... se han determinado mediante estudios científicos, con la condición de que las tasas identificadas deben permitir que una instalación –cuando se gestione eficientemente– pueda funcionar de manera rentable, basándose en el uso de tecnología de punta y dependiendo 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 al 10%. [ cita necesaria ] El éxito de la energía fotovoltaica en Alemania resultó en una caída de los precios de la electricidad de hasta un 40% durante las horas pico de 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 las subvenciones 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 más bien como 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 es administrada por el estado. por eso se suele utilizar el término "tarifa de alimentación" (en alemán "Einspeisetarif"). Desde alrededor de 2012, otros tipos de contratos se volvieron más habituales, porque se respaldaban los PPA y, para proyectos solares de 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 necesaria ]
El 1 de agosto de 2014 entró en vigor una Ley revisada de fuentes de energía renovables. Los corredores de despliegue específicos ahora estipulan hasta qué punto se ampliará la energía renovable en el futuro y las tasas de financiación (tarifas de alimentación) para la nueva capacidad ya no serán fijadas gradualmente por el gobierno, sino que se determinarán mediante subasta; comenzando con una planta solar montada en el suelo. [33] Esto representó un cambio importante en la política y se ampliará a partir de 2017 con procesos de licitación para energía eólica terrestre y marina.
Las FiT han aumentado y reducido los precios de la electricidad. [34]
Los aumentos en las tarifas eléctricas se produjeron cuando los contribuyentes proporcionan la financiación del sistema de tarifas reguladas mediante un recargo en sus facturas de electricidad. [35] En Alemania, este enfoque para financiar la tarifa regulada añadió 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 sólo cuando la demanda excede la capacidad de las instalaciones de menor costo. [37] Esto ha llevado a reducciones del precio 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 en el área. La paridad puede variar tanto en el tiempo (es decir, durante el transcurso del día y a lo largo 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 Hawaii y California, hasta áreas de menor costo, como Wyoming e Idaho . [40] En áreas con precios según la hora 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 8 p. m.). 11 a.m.).
En algunas áreas, la energía eólica, el gas de vertedero y la generación de biomasa tienen un costo menor que la electricidad de la red. Se ha logrado la paridad en áreas que utilizan tarifas de alimentación. Por ejemplo, los costos de generación de los sistemas de gas de vertedero en Alemania son actualmente [ ¿cuándo? ] inferior al precio medio del mercado spot de electricidad. [41] En áreas remotas, la electricidad procedente de energía solar fotovoltaica puede ser más barata que construir nuevas líneas de distribución para conectarse a la red de transmisión.
Los Estándares de Cartera de Energías Renovables (RPS) y los subsidios crean mercados protegidos para la energía renovable. RPS exige 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 certificado de energía renovable (UE) o Registro de certificados de energía renovable (AUS) para cumplir con este requisito. Estos certificados se emiten a productores de energía renovable en función de la cantidad de energía que inyectan a la red. Vender los certificados es otra forma para que los productores de energías renovables complementen sus ingresos. [42]
Los precios de los certificados fluctúan según la demanda general de energía y la competencia entre los productores de energías renovables. Si la cantidad de energía renovable producida excede la cantidad requerida, los precios de los certificados pueden caer, como ocurre con el comercio de carbono en Europa. Esto puede dañar la viabilidad económica de los productores de energías renovables. [43] [44] [45]
Los sistemas de cuotas favorecen a los grandes generadores integrados verticalmente y a las empresas eléctricas multinacionales porque los certificados generalmente están denominados en unidades de un megavatio-hora. También son más difíciles de diseñar e implementar que un FIT. [2] [46]
Exigir tarifas dinámicas para las actualizaciones de medidores iniciadas por los clientes (incluida la absorción de energía distribuida) puede ser una forma más rentable de acelerar el desarrollo de la energía renovable. [47]
En 2007, las leyes sobre tarifas de alimentación estaban vigentes en 46 jurisdicciones a nivel mundial. [48] La información sobre las tarifas solares se puede encontrar en forma consolidada, sin embargo, no todos los países figuran en esta fuente. [49]
Para cubrir los costes adicionales de producir 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. [ se necesita aclaración ] Para la electricidad generada únicamente a partir de calor solar o radiante, la bonificación es del 300% del precio por 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 el El aporte mínimo de energía solar representa 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 aportaciones de energía solar inferiores al 25%, dicha bonificación se paga en las siguientes condiciones:
El precio de la electricidad lo fija la CREG (Comisión Reguladora de Gas y Electricidad). Según la última decisión que se tomó, el consumidor paga su electricidad de la siguiente manera:
Otros consumidores (industria, agricultura, etc.) pagan 4,17 DZD/kWh.
La tarifa de alimentación proporciona bonificaciones por la electricidad generada mediante cogeneración del 160%, teniendo en cuenta el uso de energía térmica del 20% de toda la energía primaria utilizada. Las bonificaciones para la electricidad de generación solar y la 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 únicamente sistemas de tarifas reguladas locales. La senadora de los Verdes de Tasmania , Christine Milne, propuso un plan federal uniforme para reemplazar todos los planes estatales, pero no fue promulgado. [50] A mediados de 2011, la tarifa de alimentación en Nueva Gales del Sur y ACT se había cerrado a nuevos generadores ya que 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 la configuración original demasiado generosa. [51] El nuevo gobierno conservador de Victoria reemplazó la tarifa de alimentación original por una tarifa de alimentación transitoria menos generosa de 25 centavos por kilovatio-hora por cualquier energía generada que excediera el uso del generador, en espera del resultado de una investigación por parte del gobierno victoriano. Comisión de Competencia y Eficiencia. Esto no cumple con la definición normal y se ha denominado "tarifa de alimentación falsa". Es medición neta con un pago por cualquier crédito de kilovatio en lugar del rollover 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 disminuyendo 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 una lista de tarifas para proyectos más grandes, de hasta 10 MW inclusive, a una tarifa reducida. Hasta abril de 2010, se habían aprobado varios cientos de proyectos, incluidos 184 proyectos de gran escala, por un valor de 8.000 millones de dólares. [57] En 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 solares a la baja a 28-38 ¢ /kWh. [60]
La Ley de Energía Renovable entró en vigor en 2006 y generó el primer mecanismo de tarifas reguladas para la energía renovable en China. [63]
En agosto de 2011, se emitió una tarifa solar nacional de aproximadamente 0,15 dólares EE.UU. por kWh. [64]
China ha implementado un sistema de tarifas para nuevas plantas de energía eólica terrestre destinado a 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 arancelarias para proyectos eólicos terrestres, clasificadas por región. Las zonas 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 pagada a los generadores de electricidad alimentados con carbón. [sesenta y cinco]
La República Checa introdujo un arancel con la ley no. 180/2005 en 2005. [66] La tarifa está garantizada durante 15 a 30 años (según la fuente). Las fuentes admitidas son las pequeñas centrales hidroeléctricas (hasta 10 MW), la biomasa, el biogás, la energía eólica y la fotovoltaica. En 2010 [update], la tarifa más alta era de 12,25 coronas checas /kWh para las pequeñas instalaciones fotovoltaicas. [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 instalaron sistemas fotovoltaicos . [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] El FIT se aplicaría en dos fases: la fecha oficial para aplicar 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 inició 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 instalaciones de entre 200 y 500 kilovatios, la tarifa aumenta hasta 0,973 EGP/KWh. Las instalaciones no residenciales más grandes, que van desde 500 kilovatios a 20 megavatios, se pagan en dólares estadounidenses a una tasa de 0,136 dólares EE.UU./KWh (con el 15% del arancel vinculado a un tipo de cambio de 7,15 EGP por dólar). La categoría más alta, que abarca de 20 a 50 MW, paga US$0,1434/KWh. Las tarifas de la energía eólica varían según las horas de funcionamiento y oscilan entre 0,1148 dólares EE.UU./KWh y 0,046 dólares EE.UU./KWh.
En la fase posterior, las categorías de generación solar se redujeron a cuatro. La tarifa residencial aumentó hasta 1,0288 EGP/KWh. Las instalaciones no residenciales de menos de 500 KW pagan 1,0858 EGP/KWh. Para instalaciones entre 500 KW y 20 MW, la tarifa es de US$ 0,0788/KWh, y para aquellas entre 20 MW y 50 MW, es de US$ 0,084/KWh (con el 30% de la tarifa ligado 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 después de dos años. El Ministerio de Finanzas proporcionará financiación bancaria subvencionada en condiciones favorables para hogares e instituciones que utilicen menos de 200 KW a un tipo del 4% y del 8% para 200-500 KW. El gobierno está preparando una ley que permitiría poner a disposición tierras estatales para 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 arancelario también incluyó una reducción de los aranceles sobre los suministros de producción de energía nueva y renovable en un 2%, mientras que la proporción de financiación bancaria se ha fijado entre el 40% y el 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 opera ni necesariamente fomenta esquemas de tarifas de alimentación, ya que es un asunto de los países miembros.
Sin embargo, los sistemas de primas en Europa han sido cuestionados bajo la legislación europea por constituir ayuda estatal ilegal . PreussenElektra presentó un recurso en relación con la ley alemana sobre suministro de electricidad ( Stromeinspeisungsgesetz ). En 2001, el Tribunal de Justicia de las Comunidades Europeas (TJCE) dictaminó que los acuerdos alemanes no constituían ayuda estatal. [72] El tribunal concluyó que:
Disposiciones legales de un Estado miembro que, por un lado, exigen a las empresas privadas de suministro de electricidad comprar electricidad producida en su zona de suministro a partir de fuentes de energía renovables a precios mínimos superiores al valor económico real de ese tipo de electricidad y, por otro, distribuir los beneficios financieros La carga resultante de dicha obligación entre dichas empresas de suministro de electricidad y los operadores privados de redes eléctricas no constituye ayuda estatal en el sentido del artículo 92, apartado 1, del Tratado CE.
— Tribunal de Justicia de las Comunidades Europeas, Luxemburgo, 13 de marzo de 2001 [73] : 29–30
El acuerdo comercial propuesto para la Asociación Transatlántica de Comercio e Inversión (TTIP, por sus siglas en inglés) amenaza ahora con anular los esquemas de tarifas reguladas en toda la Unión Europea. El proyecto de 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 esquemas de tarifas reguladas a desafíos comerciales, incluido el utilizado por Alemania. El eurodiputado verde Claude Turmes afirmó: "Estas propuestas [TTIP] son completamente inaceptables. Sabotearían la capacidad de los legisladores de la UE para privilegiar las energías renovables y la eficiencia energética sobre los combustibles fósiles insostenibles. Este es un intento de socavar la democracia en Europa". [74]
El procedimiento administrativo para las instalaciones fotovoltaicas montadas en suelo se modificó significativamente a finales de 2009. La distinción entre segmentos se basó esencialmente en la capacidad, lo que determina la complejidad del proceso administrativo. El 15 de septiembre de 2011 se lanzó una licitación para proyectos fotovoltaicos de más de 250 kW p. Los proyectos debían analizarse según múltiples criterios, incluida la tarifa solicitada por el solicitante.
Introducida por primera vez en 2000, la Ley de fuentes de energía renovables ( en alemán : Erneuerbare-Energien-Gesetz ) se revisa periódicamente. Su predecesor fue el Stromeinspeisegesetz de 1991 . En mayo de 2008, el coste del programa añadía aproximadamente 1,01 euros (1,69 dólares estadounidenses) a cada factura eléctrica residencial mensual. [76] En 2012, los costes aumentaron a 0,03592 euros/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 de la electricidad consumida inmediatamente en lugar de suministrada a la red con rendimientos crecientes si más del 30% de la producción total se consume in situ. Esto tiene como objetivo incentivar la gestión del lado 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 civiles 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 suprimió la prima de fachada. En julio de 2010, se modificó nuevamente la Ley de fuentes de energía renovables para reducir las tarifas en un 16% adicional, además de la depreciación anual normal, ya que los precios de los paneles fotovoltaicos habían caído drásticamente en 2009. La duración del contrato es de 20 años.
Las tarifas fotovoltaicas de alimentación para 2013 son: [81]
La India inauguró su último programa de energía solar hasta la fecha en enero de 2010. La Misión Solar Nacional Jawaharlal Nehru (JNNSM) fue anunciada oficialmente por el Primer Ministro de la India el 12 de enero. [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, mediante el pago de una tarifa fijada por la Comisión Central Reguladora de Electricidad (CERC) de la India. Si bien en esencia 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 de energía solar fotovoltaica se fija en 17,90 rupias (0,397 dólares estadounidenses)/kWh. La tarifa para proyectos solares térmicos es fija de 15,40 rupias (0,342 dólares EE.UU./kWh). La tarifa será revisada periódicamente por el CERC. En 2015, la tarifa de alimentación era de aproximadamente ₹ 7,50 (USD 0,125)/kWh y se aplica principalmente a nivel de servicios públicos. La tarifa de alimentación para las instalaciones fotovoltaicas sobre tejados todavía 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 aprovecha toda la energía producida la factura de la luz se reducirá.
Según una tarifa bruta de alimentación (que ahora no se ofrece para nuevas conexiones), cada unidad de electricidad generada se exporta a la red (líneas eléctricas) con un reembolso al propietario de los paneles solares . Se debe realizar una solicitud al minorista de electricidad y un acuerdo sobre 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 solares de LG pueden conocer cuáles son los minoristas de electricidad más respetuosos con 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 respaldar esta inversión, se acuerdan acuerdos de compra de energía (PPA) con el PLN. Los precios varían ampliamente, desde precios relativamente bajos para grandes plantas de carbón, como la planta de carbón de Cirebon , que comenzó a operar a finales de 2012, hasta precios más altos para plantas geotérmicas más pequeñas que producen energía más cara desde lugares distantes, como la planta geotérmica Wayang Windu en Java Occidental . Indonesia ha elaborado una serie de diferentes Reglamentos FIT para diferentes formas de generación de electricidad renovable, por ejemplo, la energía geotérmica y la generación de electricidad solar fotovoltaica. Estas regulaciones establecen el precio que el PLN debe pagar al IPP en diversas circunstancias diferentes, siempre que se cumplan las condiciones previas.
La Organización de Energías Renovables 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 todos los tipos de energías renovables. recursos. [83] En 2013, el Ministerio de Energía introdujo nuevas tarifas de alimentación, que se fijaron en 4.442 riales /kWh (0,15 dólares EE.UU.). Las condiciones establecidas por el gobierno están mejorando y hay altas tarifas de alimentación [FiT]. Las FiT se aumentaron recientemente y ahora se fijan en un precio razonable de 0,18 dólares EE.UU. por kWh para la energía eólica. Los FiT para paneles solares (por debajo de 10 MW p ) se han reducido en un 27 % desde abril de 2016. Ahora es 4900 Rls/kWh = 0,14 dólares/kWh. En 2016, los gobiernos modificaron la tarifa [84] y diferenciaron la tarifa 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 por digestión anaeróbica. El esquema REFIT es administrado por el Departamento de Comunicaciones, Energía y Recursos Naturales ( DCENR ). El plan 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]
Los proyectos solares, eólicos, hidroeléctricos y de cogeneración residenciales y de microescala no reciben subvenciones ni subsidios y no hay deducciones fiscales disponibles. No hay tarifas de alimentación disponibles para estos clientes y la medición neta tampoco está disponible. La electricidad compartida de forma cooperativa y privada entre propiedades separadas es ilegal. [86] Electric Ireland dispuso de una tarifa de alimentación de 9 céntimos/kWh hasta diciembre de 2014, cuando fue retirada sin reemplazo. Los ingresos de esta tarifa de alimentación estaban sujetos al impuesto sobre la renta hasta en un 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 uso" de 9,45 euros 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 las plantas solares. La tarifa se limita a una instalación total de 50 MW durante 7 años, lo que se alcance primero, con un máximo de 15 kW p para instalación residencial y un máximo de 50 kW p para comercial . [89] Bank Hapoalim ofreció préstamos a 10 años para la instalación de paneles solares. [90] El Ministerio de Infraestructuras Nacionales anunció que ampliaría el sistema de tarifas reguladas para incluir estaciones de energía solar de tamaño mediano que oscilan entre 50 kilovatios y 5 megavatios . El nuevo esquema tarifario hizo que la compañía solar Sunday Solar Energy anunciara que invertiría 133 millones de dólares 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 7.128 MW, [92] sólo por detrás de Alemania (7.500 MW), [93] y redujo la FiT. [94]
El 1 de julio de 2012 comenzó a aplicarse una FiT de ¥42 (USD 0,525) por kWh durante 10 años para sistemas de menos de 10 kW [ se necesita aclaración ] , y de ¥40 (USD 0,50) para sistemas más grandes, pero durante 20 años. ser revisado anualmente, para los sistemas conectados posteriormente. [95]
Para asegurar el precio de segunda ronda de 37,8 yenes/kWh por un plazo 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 celebrar un PPA de 20 años con la empresa de electricidad correspondiente a un precio de 37,8 yenes/kWh durante 20 años. [96]
El Gabinete holandés acordó el 27 de marzo de 2009 implementar algunas partes de una tarifa de alimentación en respuesta a la crisis financiera mundial. [97] El reglamento propuesto puede ajustar el sistema de incentivos de cuotas. Desde el verano de 2009, los Países Bajos aplicaban un sistema de subvenciones. El presupuesto de subvenciones tiene una cuota para diversos tipos de energía de varias decenas de millones de euros. El presupuesto para energía eólica apenas se utilizó porque las tarifas son demasiado bajas. El presupuesto de 2009 para energía eólica terrestre fue de 900 MW (incluidos 400 MW no utilizados de 2008); sólo 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 necesaria ] El sistema de subsidios se introdujo en 2008. El plan de subsidios anterior de 2003 Ministeriële regeling milieukwaliteit elektriciteitsproductie (Reglamento ministerial para la producción de electricidad ambiental), que se financió cobrando 100 euros por hogar anualmente además de los impuestos a la energía, se detuvo en 2006 porque era visto como demasiado caro. [98] En 2009, los parques eólicos holandeses todavía se estaban construyendo con subvenciones del antiguo plan. El antiguo y el nuevo plan de subvenciones se financiaron con cargo al presupuesto general.
En 2011 se adoptó brevemente una tarifa de alimentación, pero finalizó un mes después, en febrero. [ cita necesaria ]
Según la política energética portuguesa, se ofrecen tarifas de alimentación a las fuentes renovables (excepto las grandes centrales hidroeléctricas), así como a la generación microdistribuida (por ejemplo, energía solar fotovoltaica, eólica), residuos y cogeneración, y generación de cogeneración a partir de fuentes renovables y no renovables. , cuyas tarifas más antiguas se remontan a 1998. [102] La tarifa de alimentación más alta es la de 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 constantemente y se han estabilizado entre 80 y 120 €/MWh. [102] Se descubrió que la política portuguesa tuvo impactos positivos durante el período 2000-2010, con una reducción de las emisiones de 7,2 MtCO 2 eq, un aumento del PIB de 1.557 millones de euros y una creación de 160.000 años de empleo. [103] Los impactos a largo plazo aún deben evaluarse ya que las tarifas aún no han expirado para las primeras instalaciones. [103] 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 tarifas de alimentación ni las tiene planificadas. Dado que los impuestos se pagan además de cada kWh en tiempo real de la electricidad consumida (lo que genera +/- 0,24 €), pero solo se paga el precio bruto de la electricidad al realizar la retroalimentación (+/- 0,04 €), descontando los kWh. los totales a finales de año no es posible y le costaría caro a los portugueses. Por tanto, la instalación de baterías tiene sentido para los hogares portugueses.
Según 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 aprovechan la energía renovable bajo el sistema FIT". [104] En febrero de 2015, la ERC acordó otorgar una tarifa FIT de P8,69 por kilovatio hora durante 20 años al Parque Eólico de Burgos de la Energy Development Corporation . [104]
A partir de 2022, la provincia del Cabo Occidental en Sudáfrica permitirá tarifas de alimentación Archivado el 25 de enero de 2022 en Wayback Machine .
El Regulador Nacional de Energía de Sudáfrica ( NERSA ) anunció el 31 de marzo de 2009 un sistema de tarifas reguladas diseñado para producir 10 TWh de electricidad por año para 2013. Las tarifas eran sustancialmente más altas que las de la propuesta original de NERSA. Las tarifas, diferenciadas por tecnología, debían pagarse durante 20 años.
NERSA dijo en su comunicado que las tarifas se basaban en el costo de generación más una ganancia razonable. Las tarifas para la energía eólica y la energía solar de concentración se encuentran entre las más atractivas del mundo.
La tarifa de 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 de concentración, 2,10 ZAR/kWh, era inferior a la de España. El programa revisado de NERSA siguió a una extensa 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 pequeños y grandes inversores podrán ahora contribuir al despegue de la Esta 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 empleos y nuevos ingresos. llega poco después de que el Gobierno de la provincia canadiense de Ontario propusiera la primera ley de alimentación en América del Norte". [105]
Sin embargo, la tarifa se abandonó antes de comenzar a favor de un proceso de licitación competitivo lanzado el 3 de agosto de 2011. En el marco 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 pequeña central hidroeléctrica, 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 constó de dos pasos:
La primera ronda de ofertas debía presentarse el 4 de noviembre de 2011. Se esperaba que los PPA estuvieran vigentes en junio de 2012. Los proyectos deberían ponerse en funcionamiento en junio de 2014, excepto los proyectos de CSP previstos para junio de 2015.
La legislación española de inyección fue fijada por el Real Decreto 1578/2008 ( 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 bajo la Ley 661/2007, las tarifas fotovoltaicas se desarrollaron bajo una ley separada debido a su rápido crecimiento.
El decreto 1578/2008 categorizó las instalaciones en dos grandes grupos con tarifas diferenciadas:
Para otras tecnologías configuración decreto 661/2007:
El 27 de enero de 2012, el gobierno español dejó temporalmente de aceptar solicitudes para proyectos que comenzaron a operar después de enero de 2013. La construcción y operación de los proyectos existentes no se vieron afectadas. [106] El sistema eléctrico del país tenía un déficit de 24 mil millones de euros . [107] Los pagos FiT no contribuyeron significativamente a ese déficit. [108] En 2008, se esperaba que el FiT resultara en la instalación de 400 MW de energía solar. Sin embargo, fue tan alto que se instalaron más de 2.600 MW. [109] 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 está en disputa.
Suiza introdujo la denominada "remuneración que cubre los costes de inyección a la red eléctrica (CRF)" [110] el 1 de mayo de 2008.
El CRF se aplica a la energía hidráulica (hasta 10 megavatios), la fotovoltaica, la energía eólica, la energía geotérmica, la biomasa y los residuos de biomasa y tendrá una vigencia de 20 y 25 años, dependiendo de la tecnología. La implementación se realiza a través del operador de red nacional SWISSGRID . [111]
Si bien es alto en apariencia, el CRF ha tenido poco efecto, ya que se limitó el monto total del costo "adicional" para el sistema. Desde aproximadamente 2009 no se pudieron financiar más proyectos. Alrededor de 15.000 proyectos esperaban la asignación de fondos. Si se implementaran todos esos proyectos, Suiza podría suspender 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-auge.
En marzo de 2012, el KEV-FIT para la 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 renovables, a saber, solar, eólica, hidráulica, geotérmica, biomasa, residuos, etc. [112]
En 2006, el gobierno tailandés promulgó una tarifa que se paga 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/kWh). Los grandes proyectos de biomasa recibieron los más bajos: 0,3 baht/kWh (aproximadamente 1 centavo de dólar por kWh). Se otorgaron subsidios adicionales por kWh para proyectos que compensan el uso de diésel en áreas remotas. [113] En marzo de 2010, 1.364 MW de energía renovable del sector privado estaban en línea y 4.104 MW adicionales en tramitación con PPA firmados. La biomasa representó la mayor parte de esta capacidad: 1292 MW (en línea) y 2119 MW (solo PPA). La electricidad solar ocupó el segundo lugar, pero creció más rápidamente, con 78 MW en línea y PPA firmados por 1759 MW adicionales. [114]
Uganda lanzó una tarifa en 2011. Uganda Electricity Transmission Company Limited poseía la licencia de transmisión en el país y la Autoridad Reguladora de la Electricidad le encomendó proporcionar las siguientes FiT para proyectos de pequeña escala que van desde 0,5 MW a 20 MW. [115]
Ucrania introdujo la ley "Sobre tarifas de alimentación" el 25 de septiembre de 2008. La ley garantizaba el acceso a la red para los productores de energía renovable (pequeñas centrales hidroeléctricas de hasta 10 MW, eólica, biomasa, fotovoltaica y geotérmica). Las tarifas para los productores de energía renovable las fija el regulador nacional. [116] En febrero de 2013 [update]se aplicaban las siguientes tarifas por kWh: biomasa: 1,3446 UAH (0,13 EUR), energía eólica: 1,2277 UAH (0,12 EUR), pequeña central hidroeléctrica: 0,8418 UAH (0,08 EUR), energía 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, mantener la tarifa verde se había vuelto financieramente difícil e inició negociaciones 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 reclamaciones en virtud de tratados 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 del 10 de junio de 2020. Sin embargo, el 21 de julio de 2020, el Parlamento de Ucrania aprobó la Ley de Ucrania "sobre enmiendas a ciertas leyes de Ucrania para mejorar las condiciones para apoyar la producción de electricidad a partir de fuentes de energía alternativas", que podría tener un impacto negativo en los inversores en energías renovables. sector energético y aumenta las posibilidades de reclamaciones en virtud del Tratado sobre la Carta de la Energía contra el Estado. [117]
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 detalles del plan, que comenzó a principios de abril de 2010. [118]
Menos de un año después de iniciado el plan, en marzo de 2011 el nuevo gobierno de coalición anunció que se recortaría el apoyo a las instalaciones fotovoltaicas a gran escala (más de 50 kW). [119] Esto fue en respuesta a los especuladores europeos que hacían fila para establecer enormes parques solares en el oeste del país que habrían absorbido cantidades desproporcionadas del fondo. [120]
El 9 de junio de 2011, DECC confirmó recortes arancelarios para los sistemas solares fotovoltaicos de más de 50 KW después del 1 de agosto de 2011. [120] Muchos [121] quedaron decepcionados con la decisión de DECC. [122] Se creía que los subsidios totales para la industria solar fotovoltaica se mantenían sin cambios, pero que las tarifas para los sistemas grandes se reducirían en beneficio de los sistemas más pequeños. El examen acelerado se basó en el plan a largo plazo para alcanzar una instalación anual de 1,9 GW en 2020. [123]
En octubre de 2011, DECC anunció recortes dramáticos de alrededor del 55% en las tasas arancelarias, con reducciones adicionales para esquemas comunitarios o grupales. Los recortes debían ser efectivos a partir del 12 de diciembre de 2011, con un ejercicio de consulta que finalizaría el 23 de diciembre de 2011. Esto fue impugnado con éxito en el tribunal superior mediante una solicitud de revisión judicial, presentada conjuntamente por el grupo de presión ambiental Amigos de la Tierra (AT). 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 defensores del medio ambiente y la industria solar. Los abogados del Departamento de Energía y Cambio Climático inmediatamente actuaron para apelar el fallo. La apelación fue rechazada por unanimidad por el Tribunal Supremo, permitiendo a cualquiera que instalara sus sistemas antes del 3 de marzo de 2012 recibir la tarifa más alta de 43,3 p/kWh. [124]
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. [125] Los pagos de primas están libres de impuestos en el Reino Unido. [126]
En abril de 2012, 263.274 sistemas, con un total de 1.152,835 MW, recibían pagos FiT. De ellas, 260.041 fueron solares fotovoltaicas, totalizando 1.057,344 MW. [129] Los pagos son por 25 años. Un sistema fotovoltaico típico que cuesta £7.500 se amortiza en 7 años y 8 meses y genera £23.610 en 25 años. [130]
La tarifa de alimentación del Reino Unido finalizó para los nuevos solicitantes el 31 de marzo de 2019. [131]
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 efecto inmediato. [132]
En 2010, Marin Energy Authority 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 a 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 promulgaron programas piloto de alimentación de tarifas en Palo Alto y Los Ángeles: Palo Alto CLEAN (Energía Local Limpia Accesible Ahora) es un programa para comprar hasta 4 MW de electricidad generada por sistemas eléctricos solares 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 dependiendo de la duración del contrato. La ciudad comenzó a aceptar solicitudes el 2 de abril de 2012. [133]
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. [134]
A partir del 1 de enero de 2010, las leyes estatales permitían a los propietarios vender el exceso de energía a la empresa de servicios públicos. Anteriormente, el propietario no recibía ningún crédito por la sobreproducción a lo largo del año. Para obtener el reembolso de la Iniciativa Solar de California (CSI), al cliente no se le permitió instalar un sistema que deliberadamente sobreprodujera, lo que fomentó la instalación de medidas de eficiencia después de la instalación solar. Este crédito de sobreproducción no estaba disponible para ciertos clientes de servicios públicos municipales, a saber, 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). [135] El programa se suspendió en 2014 después de que se hubieran instalado más de 18 MW de capacidad. [136]
En septiembre de 2009, la Comisión de Servicios Públicos de Hawaii exigió a Hawaiian Electric Company (HECO & MECO & HELCO) que pagara precios superiores a los del mercado por la energía renovable alimentada a la red eléctrica. La póliza ofrece a los proyectos un precio fijo y un contrato estándar de 20 años. La PUC planeó revisar la tarifa de alimentación inicial dos años después de que comenzara el programa y posteriormente cada tres años.
El tamaño del proyecto se limitó a cinco megavatios (MW) para la isla de Oahu y 2,72 MW para Maui y la isla de Hawaii . La decisión de la comisión limitó la cantidad total de proyectos de tarifas de alimentación incorporados a la red eléctrica al 5% del pico del sistema en Oahu, Maui y la isla de Hawaii durante los primeros dos años. El Nivel 3 todavía estaba pendiente de una Decisión y Orden basada en las conclusiones del Grupo de Trabajo sobre Estándares de Confiabilidad (un "expediente dentro del expediente").
Los límites de tamaño de los proyectos de Nivel 2 y 3 variaron según la isla y la tecnología. El Nivel 2 incluye sistemas más grandes que son menores o iguales a: 100 kW-AC para energía eólica terrestre e hidroeléctrica en línea en todas las islas; 100 kW-CA para fotovoltaica y CSP en Lanai y Molokai; 250 kW-CA para energía fotovoltaica en Maui y Hawaii; 500 kW-CA para CSP en Maui y Hawaii; y 500 kW-CA para fotovoltaica y CSP en Oahu. El Nivel 3 cubre sistemas más grandes que los límites del Nivel 2. [137]
En 2009, no se aprobó un proyecto de ley de tarifas de "alimentación". [138] [139] Sin embargo, en junio de 2009 se inició un programa piloto que estaba disponible para proyectos de hasta 10 MW de tamaño. [140] El 24 de abril de 2013, el Comité de Energía y Servicios Públicos de Maine debía considerar un nuevo proyecto de ley: LD1085 "Una ley para establecer la tarifa de alimentación de energía renovable". [141]
La Autoridad de Energía de Long Island (LIPA) adoptó una tarifa de alimentación el 16 de julio de 2012, para sistemas de 50 kW (CA) a 20 MW (CA), y estaba limitada a 50 MW (CA). Como los clientes no pueden utilizar su propia electricidad, en realidad se trata de un acuerdo de compra de energía de tarifa fija de 20 años y LIPA retiene los SREC. La legislatura de Nueva York de 2012 no logró aprobar una legislación que habría abierto un mercado en Nueva York para los SREC a partir de 2013. [142] El pago es de 22,5 ¢/kWh, [143] menos de lo que LIPA pagó por la generación máxima en varios momentos. [144] A un costo evitado estimado de $0,075/kWh, el programa añadió alrededor de $0,44/mes a la factura eléctrica doméstica promedio. [145]
En junio de 2009, Oregón estableció un programa piloto de pagos y tarifas de incentivo volumétrico solar. Según 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 un sistema se inscribe en el programa. La Comisión de Servicios Públicos de Oregón (PUC) estableció tarifas y reglas en mayo de 2010. Este programa fue ofrecido por las tres empresas de servicios públicos propiedad de inversionistas en Oregón y administrado por las empresas de servicios públicos. La PUC tenía previsto reevaluar periódicamente las tarifas. Los costos del programa eran recuperables en las tarifas de los servicios públicos y los sistemas propiedad de los 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 de tamaño máximo del sistema de 500 kilovatios (kW). El límite agregado del programa se distribuiría equitativamente a lo largo de cuatro años, siendo elegibles para recibir el incentivo cada año 6,25 MW de capacidad. 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 inspirado en la medición neta. Se ofrecieron ofertas competitivas para sistemas de mayor escala. 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 permanentemente".
Los sistemas de 100 kW o menos podrían participar basándose en la medición neta. La capacidad de generación de 20 MW del límite agregado se reservó para la porción de medición neta, con 12 MW disponibles para sistemas residenciales y 8 MW disponibles para pequeños sistemas comerciales. A estos sistemas residenciales y comerciales pequeños 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 en el sitio. 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 promedio de electricidad. Las tarifas las determinaba la PUC en función del costo anual del sistema y la producción anual de energía, diferenciadas por zonas geográficas. Las estimaciones de costos se basaron en datos de instalación de Energy Trust of Oregon . Las tarifas reales pagadas al cliente-generador fueron la tarifa de incentivo volumétrico menos la tarifa minorista. Las tasas de incentivo volumétrico debían reevaluarse cada seis meses. Las tarifas para el programa de incentivos basado en el desempeño oscilaron entre $0,25/kWh y $0,411/kWh. [146]
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 no superior a 2,2 MW y la participación se limita a 50 MW en 2012, límite que aumentó de 5 a 10. MW/año hasta un total de 127,5 MW en 2022. [147] Los pagos fueron de 24¢/kWh para la energía solar, que se incrementó 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. kWh para aerogeneradores de hasta 100 kW. Otras tecnologías calificadas incluyeron metano, energía hidroeléctrica y biomasa. [148] El programa SPEED de Vermont exigía un 20% de energía renovable para 2017 y un 75% para 2032. El programa se suscribió en su totalidad en 2012. Los pagos son por 25 años. [149]
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 tasa fija de 10 centavos por KW, de los cuales el 25% se retenía para las escuelas públicas. Para participar en el programa se requirieron seguros y medios de desconexión del sistema accesibles desde el exterior del edificio y marcas específicas de equipos dictadas por el gobierno.
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