Зеленые тарифы ( FIT , FiT , стандартный договор предложения , [1] расширенный тариф на возобновляемые источники энергии , [2] или платежи за возобновляемую энергию [3] ) — это политический механизм, предназначенный для ускорения инвестиций в технологии возобновляемой энергетики путем предложения долгосрочных контрактов. производителям возобновляемой энергии. [1] [4] Это означает обещание производителям возобновляемой энергии цены выше рыночной [5] и обеспечение ценовой определенности и долгосрочных контрактов, которые помогают финансировать инвестиции в возобновляемую энергетику. [4] [6] Как правило, FIT назначают разные цены на разные источники возобновляемой энергии, чтобы стимулировать развитие одной технологии над другой. Например, такие технологии, как энергия ветра и фотоэлектрическая солнечная энергия [7], имеют более высокую цену за кВтч, чем энергия приливов . FIT часто включают «отступление»: постепенное снижение цены или тарифа с целью следовать [4] : 25 и стимулировать снижение технологических затрат. [1] : 100 [8]
FIT обычно включают три ключевых положения: [9] [1]
В соответствии с FIT отвечающим критериям производителям электроэнергии из возобновляемых источников выплачивается цена, основанная на затратах, за электроэнергию из возобновляемых источников, которую они поставляют в сеть. Это позволяет развивать разнообразные технологии (ветряные, солнечные, биогазовые и т. д.) и обеспечивает инвесторам разумную прибыль. Этот принцип был объяснен в Законе Германии о возобновляемых источниках энергии 2000 года :
Ставки компенсации были определены посредством научных исследований при условии, что установленные ставки должны позволять установке – при эффективном управлении – эксплуатироваться с минимальными затратами на основе использования современных технологий . художественных технологий и в зависимости от возобновляемых источников энергии, естественно доступных в данной географической среде.
- Закон о возобновляемых источниках энергии 2000 г. [10] : 16
Тариф может различаться в зависимости от технологии, местоположения, размера и региона и обычно предназначен для снижения с течением времени, чтобы отслеживать и поощрять технологические изменения. [1] [4] FIT обычно предлагают соглашение о гарантированной покупке на длительный период (15-25 лет) и стимулируют производителей максимизировать выпуск и эффективность. [1] [11] [12]
В 2008 году подробный анализ, проведенный Европейской комиссией, пришел к выводу, что «хорошо адаптированные режимы льготных тарифов, как правило, являются наиболее эффективными и действенными схемами поддержки для продвижения возобновляемой электроэнергии». [13] Этот вывод был подтвержден другими анализами, в том числе Международным энергетическим агентством , [14] [15] Европейской федерацией возобновляемых источников энергии, [16] и Deutsche Bank . [17] По состоянию на 2019 год более 50 стран приняли политику FIT. [18]
В экономике окружающей среды льготный тариф можно дифференцировать на основе предельных издержек . В этой структуре политики тарифная цена варьируется от чуть выше спотовой ставки до цены, необходимой для достижения оптимального уровня производства, установленного государством. Фирмам с более низкими предельными издержками предлагаются более низкие цены, а фирмам с более высокими предельными издержками применяются более высокие тарифные цены. Эта политика направлена на снижение рентабельности некоторых производственных объектов и содействие более широкому распространению генераторов. Однако это может привести к менее рентабельному производству возобновляемой электроэнергии, поскольку наиболее эффективные площадки могут использоваться недостаточно.
Вторая цель дифференцированной тарифной политики – снижение общей стоимости программы. При единой тарифной системе все производители получают одинаковую цену, которая может превышать цену, необходимую для стимулирования производства, что приводит к увеличению доходов и прибыли. Дифференцированный тариф призван предоставить каждому производителю необходимые стимулы для поддержания производства с целью достижения оптимального рыночного объема производства возобновляемой энергии. [19]
В контексте глобализации зеленые тарифы создают проблемы с точки зрения торговли, поскольку их внедрение в одной стране может повлиять на отрасли и политику других. В идеале эти политические инструменты должны были бы находиться в ведении глобально координируемого органа, контролирующего их реализацию и регулирование, чему могла бы способствовать Всемирная торговая организация. [20]
Существует три способа компенсации.
Первая форма зеленого тарифа (под другим названием [какое название?] ) была введена в США в 1978 году при президенте Джимми Картере , который подписал Закон о национальной энергетике (NEA). Этот закон включал пять отдельных законов, одним из которых был Закон о политике регулирования коммунальных предприятий (PURPA). Целью Закона о национальной энергетике было поощрение энергосбережения и разработки новых энергетических ресурсов, включая возобновляемые источники энергии, такие как энергия ветра, солнца и геотермальной энергии . [21] [22]
В рамках PURPA существовало положение, которое требовало от коммунальных предприятий закупать электроэнергию, произведенную у отвечающих критериям независимых производителей электроэнергии, по ставкам, не превышающим затрат, которых можно избежать. [22] Устраненные затраты были разработаны, чтобы отразить затраты, которые коммунальное предприятие понесет для обеспечения того же самого производства электроэнергии. В 1980-х годах преобладали разные интерпретации PURPA: некоторые коммунальные предприятия и государственные коммунальные комиссии интерпретировали предотвращенные затраты узко как означающие предотвращенные затраты на топливо, в то время как другие предпочитали определять «избегаемые затраты» как «избегаемые долгосрочные предельные затраты» на производство электроэнергии. [22] Долгосрочные затраты относятся к ожидаемой стоимости электроэнергии в предстоящие годы. Этот последний подход был принят Калифорнией в ее Стандартном договоре предложения № 4. [23] Еще одно положение, включенное в закон PURPA, заключалось в том, что коммунальным предприятиям не разрешалось владеть более чем 50% проектов, чтобы стимулировать новых участников. [22]
Чтобы соответствовать PURPA, некоторые штаты начали предлагать производителям стандартные контракты-предложения. Комиссия по коммунальным предприятиям Калифорнии установила ряд стандартных контрактов предложения, в том числе стандартное предложение № 4 (SO4), в котором использовались фиксированные цены, основанные на ожидаемой долгосрочной стоимости производства электроэнергии. Долгосрочные оценки затрат на электроэнергию основывались на убеждении (широко распространенном в то время), что цены на нефть и газ будут продолжать расти. [24] Это привело к увеличению графика фиксированных закупочных цен, призванного отразить долгосрочные затраты на новое производство электроэнергии. К 1992 году частные производители электроэнергии установили в Калифорнии ветровые мощности мощностью около 1700 МВт, часть из которых работает до сих пор. Принятие PURPA также привело к значительному увеличению производства возобновляемой энергии в других штатах, таких как Флорида и Мэн. [22]
Несмотря на это, PURPA сохраняет негативный оттенок в электроэнергетической отрасли США. Когда в конце 1980-х годов цены на нефть и газ резко упали, стандартные контракты предложения, которые были подписаны для стимулирования развития новых возобновляемых источников энергии, казались по сравнению с ними высокими. В результате контракты PURPA стали рассматриваться как дорогостоящее бремя для плательщиков электроэнергии. [24]
Другой источник противодействия PURPA связан с тем фактом, что он был разработан для поощрения производства электроэнергии, не связанной с коммунальными услугами. Многие крупные коммунальные предприятия, особенно поставщики-монополисты, восприняли это как угрозу. В результате поощрения генерации, не связанной с коммунальными услугами, PURPA также была истолкована как важный шаг на пути к усилению конкуренции. [22]
В 1990 году Германия приняла «Stromeinspeisungsgesetz» (StrEG), или «Закон о подаче электроэнергии в сеть». [25] StrEG требовал, чтобы коммунальные предприятия покупали электроэнергию, произведенную у поставщиков возобновляемой энергии, за процент от преобладающей розничной цены на электроэнергию. Процент, предлагаемый для солнечной и ветровой энергии, был установлен на уровне 90% от цены на электроэнергию для населения, в то время как для других технологий, таких как гидроэнергетика и источники биомассы, предлагались проценты в диапазоне от 65% до 80%. Было включено ограничение проекта в 5 МВт. [25]
Хотя StrEG в Германии было недостаточно для поощрения более дорогостоящих технологий, таких как фотоэлектрическая энергетика, он оказался относительно эффективным в поощрении более дешевых технологий, таких как ветер, что привело к развертыванию 4400 МВт новых ветровых мощностей в период с 1991 по 1999 год, что составляло примерно одну треть от общего объема энергии. глобальная ветровая мощность к 1999 году. [10]
Дополнительной проблемой, которую решила StrEG, было право на подключение к сети. StrEG гарантировал производителям возобновляемой электроэнергии доступ к сети. [10] Аналогичные законы о льготных тарифах на процентной основе были приняты в Испании [26] и Дании [27] в 1990-х годах.
Закон Германии о возобновляемых источниках энергии претерпел серьезную реструктуризацию в 2000 году и стал Законом о возобновляемых источниках энергии (2000) ( нем . Erneuerbare-Energien-Gesetz или EEG ). [10] Название представляет собой акт о предоставлении приоритета возобновляемым источникам энергии. В своей новой форме закон оказался высокоэффективной политической основой для ускорения внедрения возобновляемых источников энергии. [28] Включены важные изменения: [28]
Поскольку политика Германии (с поправками, внесенными в 2004, 2009 и 2012 годах) была очень успешной, она часто использовалась в качестве ориентира, относительно которого рассматривались другие политики льготных тарифов. Другие страны также последовали примеру Германии. Долгосрочные контракты обычно предлагаются на недискриминационной основе всем производителям возобновляемой энергии. Поскольку закупочные цены основаны на затратах, эффективно управляемые проекты приносят разумную норму прибыли. [11] [29] Этот принцип был изложен в законе:
«Ставки компенсации... были определены посредством научных исследований при условии, что установленные ставки должны позволять установке – при эффективном управлении – эксплуатироваться экономически эффективно, на основе использования государственных средств. самых современных технологий и в зависимости от возобновляемых источников энергии, естественно доступных в данной географической среде».
— Закон о возобновляемых источниках энергии (2000 г.) [10] : 16
Политика льготных тарифов обычно нацелена на прибыль в размере 5–10%. [ нужна цитата ] Успех фотоэлектрической энергетики в Германии привел к падению цен на электроэнергию до 40% в периоды пиковой производительности, что позволило потребителям сэкономить от 520 до 840 миллионов евро. [30] [31] Экономия для потребителей, наоборот, означала снижение прибыли крупных электроэнергетических компаний , которые отреагировали лоббированием правительства Германии, которое сократило субсидии в 2012 году. [31] Увеличение доли солнечной энергии в Германии также привело к закрытию газовых и угольных электростанций. [32]
Часто вся произведенная электроэнергия подается в сеть, что заставляет систему работать скорее как PPA в соответствии с приведенным выше пояснением, однако нет необходимости в договоре покупки с коммунальным предприятием, а зеленый тариф регулируется государством. поэтому обычно используется термин «зеленый тариф» (нем. «Einspeisetarif»). Примерно с 2012 года другие типы контрактов стали более распространенными, поскольку были поддержаны PPA, а для небольших солнечных проектов прямое использование электроэнергии стало более привлекательным, когда «зеленый» тариф стал ниже, чем цены на покупаемую электроэнергию.
1 августа 2014 года вступил в силу пересмотренный Закон о возобновляемых источниках энергии. Конкретные коридоры внедрения теперь определяют степень расширения возобновляемой энергетики в будущем, а ставки финансирования (зеленые тарифы) для новых мощностей постепенно больше не будут устанавливаться правительством, а будут определяться на аукционе; начиная с наземной солнечной электростанции. [33] Это представляет собой серьезное изменение в политике, и с 2017 года оно будет расширено за счет тендерных процедур для береговой и морской ветроэнергетики.
FiTs как повысили, так и снизили цены на электроэнергию. [34]
Повышение тарифов на электроэнергию произошло, когда финансирование схемы «зеленых» тарифов было предоставлено плательщиками тарифов за счет надбавок к их счетам за электроэнергию. [35] В Германии такой подход к финансированию «зеленого» тарифа добавил 6,88 евро за кВтч к тарифу на электроэнергию для бытовых потребителей в 2017 году. [ 36] Однако возобновляемые источники энергии могут снизить цены на спотовом рынке за счет эффекта порядка заслуг использования более дорогостоящих объектов ископаемого топлива только тогда, когда спрос превышает мощность более дешевых объектов. [37] Это привело к снижению цен на электроэнергию в Испании, [38] Дании, [27] и Германии. [37] [39]
Сетевой паритет возникает, когда стоимость альтернативной технологии производства электроэнергии соответствует существующему среднему значению для региона. Паритет может меняться как во времени (т. е. в течение суток и в течение лет), так и в пространстве (т. е. географически). Цена электроэнергии из сети широко варьируется от регионов с высокими затратами, таких как Гавайи и Калифорния, до регионов с более низкими затратами, таких как Вайоминг и Айдахо. [40] В регионах, где ценообразование зависит от времени суток, тарифы меняются в течение дня, повышаясь в часы высокого спроса (например, с 11:00 до 20:00) и снижаясь в часы низкого спроса (например, с 20:00 до 20:00). 11 утра).
В некоторых регионах энергия ветра, свалочный газ и производство биомассы обходятся дешевле, чем сетевое электричество. Паритет достигнут в сферах, использующих «зеленые» тарифы. Например, стоимость производства электроэнергии из систем свалочного газа в Германии в настоящее время составляет [ когда? ] ниже средней цены на спотовом рынке электроэнергии. [41] В отдаленных районах электроэнергия от солнечных фотоэлектрических установок может быть дешевле, чем строительство новых распределительных линий для подключения к энергосистеме.
Стандарты портфеля возобновляемых источников энергии (RPS) и субсидии создают защищенные рынки возобновляемой энергии. ПСР требуют, чтобы коммунальные предприятия получали минимальный процент своей энергии из возобновляемых источников. В некоторых штатах коммунальные предприятия могут приобрести сертификаты возобновляемых источников энергии (США), систему сертификатов возобновляемых источников энергии (ЕС) или реестр сертификатов возобновляемых источников энергии (Австралия), чтобы удовлетворить этому требованию. Эти сертификаты выдаются производителям возобновляемой энергии в зависимости от количества энергии, которую они подают в сеть. Продажа сертификатов – это еще один способ для производителей возобновляемых источников энергии увеличить свои доходы. [42]
Цены на сертификаты колеблются в зависимости от общего спроса на энергию и конкуренции среди производителей возобновляемых источников энергии. Если объем производимой возобновляемой энергии превысит необходимое количество, цены на сертификаты могут рухнуть, как в случае с торговлей выбросами углерода в Европе. Это может нанести ущерб экономической жизнеспособности производителей возобновляемых источников энергии. [43] [44] [45]
Системы квот отдают предпочтение крупным вертикально интегрированным производителям и транснациональным электроэнергетическим компаниям, поскольку сертификаты обычно выражаются в единицах один мегаватт-час. Их также сложнее разработать и внедрить, чем FIT. [2] [46]
Установление динамических тарифов на модернизацию счетчиков по инициативе потребителей (в том числе для распределенного потребления энергии) может быть более экономически эффективным способом ускорения развития возобновляемых источников энергии. [47]
К 2007 году законы о льготных тарифах действовали в 46 юрисдикциях по всему миру. [48] Информацию о тарифах на солнечную энергию можно найти в сводной форме, однако не все страны перечислены в этом источнике. [49]
Для покрытия дополнительных затрат на производство электроэнергии из возобновляемых источников энергии и затрат на диверсификацию производители электроэнергии из возобновляемых источников получают бонус за каждый произведенный, проданный или потребленный кВтч. [ необходимы разъяснения ] Для электроэнергии, произведенной только за счет солнечной энергии или лучистого тепла, бонус составляет 300% от цены за кВтч электроэнергии, произведенной оператором рынка, определенной Законом 02-01 от 22 Зу Эль Каада 1422, соответствующего 5 февраля 2002 года, до минимальный вклад солнечной энергии составляет 25% всей первичной энергии. Для электроэнергии, вырабатываемой объектами, использующими гибридные солнечные и газовые тепловые системы, бонус составляет 200% от цены за кВтч.
За вклад солнечной энергии ниже 25% указанный бонус выплачивается при следующих условиях:
Цена на электроэнергию устанавливается CREG (Комиссией по регулированию газа и электроэнергии). Согласно последнему принятому решению, потребитель платит за электроэнергию следующим образом:
Остальные потребители (промышленность, сельское хозяйство... и т. д.) платят 4,17 DZD/кВтч.
Зелёный тариф предусматривает бонусы за электроэнергию, вырабатываемую когенерацией, в размере 160%, принимая во внимание использование тепловой энергии в размере 20% от всей используемой первичной энергии. Бонусы за электроэнергию, вырабатываемую солнечной энергией, и когенерацию суммируются. Вознаграждение за произведенную электроэнергию гарантируется в течение всего срока службы станции.
Зеленые тарифы были введены в 2008 году в Южной Австралии и Квинсленде , в 2009 году в Австралийской столичной территории и Виктории и в 2010 году в Новом Южном Уэльсе , Тасмании и Западной Австралии . Северная территория предлагает только местные схемы льготных тарифов. Единая федеральная схема, заменяющая все схемы штатов, была предложена сенатором от зеленых Тасмании Кристиной Милн , но не была принята. [50] К середине 2011 года «зеленый» тариф в Новом Южном Уэльсе и АСТ был закрыт для новых производителей, поскольку был достигнут предел установленной мощности. В Новом Южном Уэльсе и «зеленый» тариф, и верхний предел были сокращены из-за слишком щедрых первоначальных настроек. [51] Новое консервативное правительство штата Виктория заменило первоначальный «зеленый» тариф на менее щедрый переходный «зеленый» тариф в размере 25 центов за киловатт-час за любую выработанную электроэнергию, превышающую потребление генератора, в ожидании результатов расследования, проведенного правительством штата Виктория. Комиссия по конкуренции и эффективности. Это не соответствует обычному определению и было названо «фальшивым зеленым тарифом». Это чистый учет с оплатой за каждый киловатт кредита вместо обычного пролонгирования. [52]
Онтарио ввел «зеленый» тариф в 2006 году, пересмотренный в 2009 [53] и 2010 годах и увеличившийся с 42 центов/кВтч до 80,2 цента/кВтч для микромасштабных (<10 кВт) сетевых фотоэлектрических проектов, [54] [55 ] и снижается до 64,2 цента/кВтч для заявок, полученных после 2 июля 2010 года. Заявки, полученные до этого времени, должны были до 31 мая 2011 года установить систему, чтобы получить более высокий тариф. [56] Программа FiT Онтарио включает тарифный план для более крупных проектов до солнечных электростанций мощностью 10 МВт включительно по сниженной ставке. По состоянию на апрель 2010 года одобрено несколько сотен проектов, в том числе 184 крупномасштабных на сумму 8 миллиардов долларов. [57] К апрелю 2012 года было установлено 12 000 систем, и тариф снизился до 54,9 цента за кВтч для заявок, полученных после 1 сентября 2011 года. [58] [59] Прейскурант на 2013 год изменил цены на солнечную энергию до 28–38 центов. /кВтч. [60]
Закон о возобновляемых источниках энергии вступил в силу в 2006 году и ввел в действие первый механизм льготных тарифов на возобновляемую энергию в Китае. [63]
По состоянию на август 2011 года национальный тариф на солнечную энергию был установлен на уровне около 0,15 доллара США за кВтч. [64]
Китай установил тариф для новых береговых ветряных электростанций, чтобы помочь операторам проектов получить прибыль. Национальная комиссия по развитию и реформам (NDRC), агентство экономического планирования страны, объявила четыре категории береговых ветроэнергетических проектов, которые, в зависимости от региона, смогут претендовать на тарифы. Районы с лучшими ветровыми ресурсами будут иметь более низкие тарифы, в то время как регионы с более низкой мощностью смогут получить доступ к более щедрым тарифам.
Тарифы установлены на уровне 0,51 юаня (0,075 доллара США, 0,05 фунта стерлингов), 0,54 юаня, 0,58 юаня и 0,61 юаня. Это представляет собой значительную надбавку к средней ставке 0,34 юаня за киловатт-час, выплачиваемой угольным электрогенераторам. [65]
Чешская Республика ввела тариф законом №. 180/2005 в 2005 году. [66] Тариф гарантирован на 15–30 лет (в зависимости от источника). Поддерживаемые источники: малая гидроэнергетика (до 10 МВт), биомасса, биогаз, ветер и фотоэлектрическая энергия. По состоянию на 2010 год [обновлять]самый высокий тариф для небольших фотоэлектрических установок составлял 12,25 крон /кВтч. [67] В 2010 году было установлено более 1200 МВт фотоэлектрических систем, но в конце года FiT был отменен для более крупных систем и сокращен на 50% для меньших систем. В 2011 году фотоэлектрические системы не устанавливались. [68]
20 сентября 2014 года Министерство электроэнергетики объявило о новых льготных тарифах (FIT) на электроэнергию, произведенную из новых и возобновляемых источников энергии, для домохозяйств и компаний частного сектора. [69] ЦФ будет применяться в два этапа: официальная дата применения первого этапа — 27 октября 2014 года, а второй этап будет применяться через два года после первого этапа (который начался 28 октября 2016 года).
Тариф на электроэнергию на первом этапе был разделен на пять категорий. Во-первых, покупная цена за киловатт-час (кВтч) для производства солнечной энергии в жилых домах составляет 0,848 египетских фунтов. Для нежилых установок установленной генерирующей мощностью менее 200 киловатт цена возрастает до 0,901 египетского фунта/кВтч. Третья категория, от 200 до 500 киловатт, будет платить 0,973 египетских фунтов/кВтч. Четвертая и пятая категории нежилых установок оплачиваются в долларах США для привлечения иностранных инвестиций, при этом четвертая категория мощностью от 500 киловатт до 20 мегаватт оплачивается 0,136 доллара США за кВтч (при этом 15% тарифа привязаны к обменному курсу 7,15 египетских фунтов за доллар США). ). За последнюю категорию, которая простирается от 20 до 50 МВт, будет выплачиваться 0,1434 доллара США/кВтч. Более того, закупочная цена на электроэнергию, вырабатываемую ветром, зависит от количества часов работы и является более сложной, чем тариф на солнечную энергию. Он охватывает часы работы от 2500 до 4000 часов с понижением тарифов покупки от 0,1148 долларов США/кВтч до 0,046 долларов США/кВтч.
На втором этапе категории солнечной генерации были сокращены до четырех, когда тариф для жилой категории увеличился до 1,0288 египетских фунтов/кВтч. Для второй категории нежилые установки мощностью менее 500 кВт имеют покупную цену 1,0858 египетских фунтов/кВтч. В третьей и четвертой категориях нежилые установки мощностью от 500 до 20 МВт и от 20 до 50 МВт имеют закупочный тариф в размере 0,0788 долларов США/кВтч и 0,084 долларов США/кВтч соответственно (при этом 30% тарифа привязаны к обменный курс 8,88 египетских фунтов за доллар США). [70]
Правительство будет покупать электроэнергию, произведенную инвесторами, с учетом инфляции, тогда как потребление будет оплачиваться в местной валюте, а ставки амортизации будут пересмотрены через два года. Министерство финансов предоставит льготное субсидируемое банковское финансирование домохозяйствам и учреждениям, использующим менее 200 кВт, по ставке 4% и 8% для 200–500 кВт. Правительство готовит закон, который позволит предоставлять государственные земли для новых проектов по производству энергии в рамках системы узуфрукта в обмен на 2% произведенной энергии. Электроэнергетические компании будут обязаны покупать и транспортировать энергию. Новая тарифная система также включала снижение таможенных пошлин на поставки продукции новой и возобновляемой энергетики на 2%, а доля банковского финансирования была установлена на уровне 40–60%. Правительство надеялось, что к 2020 году новые и возобновляемые источники энергии будут составлять 20% от общего энергобаланса Египта. [71]
Европейский Союз не использует и не обязательно поощряет схемы льготных тарифов, поскольку это является делом стран-членов.
Однако схемы льготных тарифов в Европе были оспорены в соответствии с европейским законодательством, поскольку они представляют собой незаконную государственную помощь . Компания PreussenElektra возбудила дело, касающееся Закона о подаче электроэнергии в Германии ( Stromeinspeisungsgesetz ). В 2001 году Европейский суд (ECJ) постановил, что договоренности Германии не представляют собой государственную помощь. [72] Суд пришел к выводу, что:
Нормативные положения государства-члена, которые, во-первых, требуют, чтобы частные предприятия по электроснабжению покупали электроэнергию, произведенную в их зоне поставок из возобновляемых источников энергии, по минимальным ценам, превышающим реальную экономическую стоимость этого типа электроэнергии, и, во-вторых, распределяли финансовую бремя, возникающее в результате этого обязательства между этими предприятиями по поставке электроэнергии и операторами частных электросетей выше по течению, не представляет собой государственную помощь в значении статьи 92 (1) Договора ЕС.
— Европейский суд, Люксембург, 13 марта 2001 г. [73] : 29–30.
Предлагаемое торговое соглашение о Трансатлантическом торговом и инвестиционном партнерстве (ТТИП) теперь грозит отменой схем льготных тарифов во всем Европейском Союзе. Проект главы ТТИП, посвященный энергетике, который попал в газету The Guardian в июле 2016 года, обязывает операторов энергетических сетей предоставлять доступ к газу и электроэнергии «на разумных, прозрачных и недискриминационных коммерческих условиях, в том числе между видами энергии». [74] Это создаст условия для коммерческих проблем в отношении схем льготных тарифов, в том числе и в Германии. Зеленый депутат Европарламента Клод Тюрмес заявил: «Эти предложения [TTIP] совершенно неприемлемы. Они саботируют способность законодателей ЕС отдавать предпочтение возобновляемым источникам энергии и энергоэффективности над неустойчивыми ископаемыми видами топлива. Это попытка подорвать демократию в Европе». [74]
Административная процедура для наземных фотоэлектрических систем была существенно изменена в конце 2009 года. Различие между сегментами в основном основывалось на мощности, которая определяет сложность административного процесса. Тендер на фотоэлектрические проекты мощностью выше 250 кВт был объявлен 15 сентября 2011 года. Проекты должны были быть проанализированы по множеству критериев, включая тарифную ставку, запрошенную заявителем.
Закон о возобновляемых источниках энергии ( нем . Erneuerbare-Energien-Gesetz ) , впервые представленный в 2000 году, регулярно пересматривается. Его предшественником был Stromeinspeisegesetz 1991 года . По состоянию на май 2008 года стоимость программы добавляла около 1,01 евро (1,69 доллара США) к каждому ежемесячному счету за электричество для жилых домов. [76] В 2012 году затраты выросли до 0,03592 евро/кВтч. [77] Тем не менее, впервые за более чем десять лет цены на электроэнергию для бытовых потребителей упали в начале 2015 года. [78]
Тарифы на фотоэлектрическую электроэнергию варьируются в зависимости от размера и местоположения системы. В 2009 году были повышены тарифы на электроэнергию, потребляемую сразу, а не поставляемую в сеть с возрастающей отдачей, если более 30% общего объема производства потребляется на месте. Это должно стимулировать управление спросом и помочь разработать решения проблемы нестабильности солнечной энергии. [79] Срок действия тарифа обычно составляет 20 календарных лет плюс год установки. Системы получают тариф, действующий на момент установки на весь период.
Зелёный тариф, действующий с 1 августа 2004 г., был изменен в 2008 г. [80] Ввиду неожиданно высоких темпов роста амортизация была ускорена и создана новая категория (>1000 кВтп ) с более низким тарифом. . Фасадная надбавка была отменена. В июле 2010 года в Закон о возобновляемых источниках энергии снова были внесены поправки, предусматривающие снижение тарифов еще на 16% в дополнение к обычной годовой амортизации, поскольку цены на фотоэлектрические панели резко упали в 2009 году. Срок действия контракта составляет 20 лет.
Зеленые тарифы на фотоэлектрическую энергию на 2013 год составляют: [81]
Индия открыла свою последнюю на сегодняшний день программу солнечной энергетики в январе 2010 года. Премьер-министр Индии официально объявил о создании Национальной солнечной миссии Джавахарлала Неру (JNNSM) 12 января. [82] Эта программа была направлена на установку 20 ГВт солнечной энергии к 2022 году. Первый этап этой программы был нацелен на 1000 МВт за счет оплаты тарифа, установленного Центральной комиссией по регулированию электроэнергетики (CERC) Индии. Хотя по сути это «зеленый» тариф, на размер проекта и дату ввода в эксплуатацию влияют несколько условий. Тариф на проекты солнечных фотоэлектрических систем фиксирован на уровне 17,90 фунта стерлингов (0,397 доллара США) за кВтч. Тариф на проекты солнечной теплоэнергетики фиксированный и составляет 15,40 фунта стерлингов (0,342 доллара США за кВтч). Тариф будет периодически пересматриваться CERC. В 2015 году зеленый тариф составлял около 7,50 фунта стерлингов (0,125 доллара США) за кВтч и в основном применялся на уровне коммунальных предприятий. Зелёный тариф для фотоэлектрических станций на крыше по-прежнему не применяется. Многие ритейлеры электроэнергии (но не все) ввели «зеленые» тарифы. Зелёный тариф платит владельцу солнечной фотоэлектрической системы за избыточную выработанную и не использованную лично электроэнергию. Если вся произведенная энергия используется, счета за электроэнергию уменьшатся.
По брутто-зеленому тарифу (сейчас не предлагаемому для новых подключений) каждая единица произведенной электроэнергии экспортируется в сеть (линии электропередачи) с возмещением владельцу солнечных панелей. Необходимо подать заявку в розничную торговлю электроэнергией и договор об оплате за каждый экспортированный кВтч. Розничные торговцы электроэнергией могут менять тарифы, и у разных розничных продавцов есть свои преимущества/недостатки.
Существует также группа сторонников солнечной энергии, называемая «солнечными гражданами», которая лоббирует справедливые льготные тарифы. Специалисты по установке солнечных батарей LG, возможно, знают о розничных продавцах электроэнергии, которые наиболее дружелюбны к солнечной энергии.
Правительство Индонезии, действующее в основном через Государственную электроэнергетическую корпорацию ( Perusahaan Listrik Negara, или PLN ), поощряло независимых производителей электроэнергии (IPP) инвестировать в электроэнергетический сектор. Многочисленные НПП инвестируют в крупные электростанции (более 500 МВт) и множество более мелких электростанций (например, 200 МВт и меньше). Для поддержки этих инвестиций с PLN согласовываются соглашения о покупке электроэнергии (PPA). Цены широко варьируются от относительно низких цен на крупные угольные электростанции, такие как угольная электростанция Чиребон , которая начала работу в конце 2012 года, до более высоких цен на более мелкие геотермальные электростанции, производящие более дорогую электроэнергию из отдаленных мест, таких как геотермальная электростанция Ваянг Винду в Западной Яве . Индонезия разработала ряд различных правил FIT для различных форм производства электроэнергии из возобновляемых источников, например, производства геотермальной энергии и солнечной фотоэлектрической энергии. Эти правила определяют цену, которая должна быть уплачена в злотых IPP в различных обстоятельствах при условии соблюдения предварительных условий.
Организация по возобновляемым источникам энергии Ирана (SUNA; سانا) впервые ввела «зеленый» тариф в 2008 году. Закупочная цена в размере 1300 риалов /кВтч (900 риалов/кВтч за 4 часа в ночное время) была установлена для электроэнергии из всех типов возобновляемых источников энергии. Ресурсы. [83] В 2013 году Министерство энергетики ввело новые «зеленые» тарифы, которые были установлены на уровне 4442 риалов /кВтч (0,15 доллара США). Установленные правительством условия становятся лучше, и действуют высокие льготные тарифы [FiTs]. Недавно были повышены ставки FiT, и теперь они установлены на разумном уровне 0,18 доллара США за кВтч для ветровой энергии. FiTs для солнечных панелей (менее 10 МВт ) снижены на 27% с 4/2016. Сейчас это 4900 рупий/кВтч = 0,14 доллара США/кВтч. В 2016 году правительства изменили тариф [84] и дифференцировали тариф для каждого типа возобновляемых технологий.
REFIT III поддерживает среднее и крупномасштабное производство электроэнергии из источников биоэнергии, таких как биомасса, ТЭЦ на биомассе и ТЭЦ с анаэробным сбраживанием. Схема REFIT находится в ведении Министерства связи, энергетики и природных ресурсов (DCENR). Схема была введена в действие после широкого лоббирования со стороны промышленных представительных органов, таких как Ирландская ассоциация биоэнергетики и Ассоциация по производству микроэнергии. [85]
Жилые и микромасштабные проекты солнечной, ветровой, гидроэнергетики и ТЭЦ не получают ни грантовой помощи, ни субсидий, ни налоговых вычетов. Для этих клиентов не доступны «зеленые» тарифы, а также нетто-замеры. Совместное и частное совместное использование электроэнергии между отдельными объектами собственности является незаконным. [86] Зеленый тариф в размере 9 центов/кВтч действовал в компании Electric Ireland до декабря 2014 года, после чего он был отменен без замены. Доходы от этого «зеленого» тарифа облагались подоходным налогом по ставке до 58%. Никакие другие микро-зеленые тарифы недоступны. [87]
С домовладельцев, использующих системы микрогенерации, подключенные к сети, взимается «надбавка за низкое потребление» в размере 9,45 евро за каждый расчетный цикл за импорт менее 2 кВтч в день или за то, что они являются чистыми экспортерами энергии в расчетный период. [88]
2 июня 2008 года Управление коммунальных предприятий Израиля утвердило льготный тариф для солнечных электростанций. Тариф ограничен общей установкой 50 МВт в течение 7 лет, в зависимости от того, что будет достигнуто раньше, с максимальной установкой 15 кВт для жилых помещений и максимум 50 кВт для коммерческих помещений . [89] Банк Hapoalim предложил 10-летние кредиты на установку солнечных батарей. [90] Министерство национальной инфраструктуры объявило, что оно расширит схему льготных тарифов , включив в нее солнечные электростанции среднего размера мощностью от 50 киловатт до 5 мегаватт . Новая тарифная схема побудила солнечную компанию Sunday Solar Energy объявить, что она инвестирует 133 миллиона долларов в установку фотоэлектрических солнечных батарей в кибуцах , которые представляют собой социальные сообщества, которые делят доходы между своими членами. [91]
Италия ввела «зеленый» тариф в феврале 2007 года. К 2011 году Италия установила 7128 МВт, [92] уступив только Германии (7500 МВт), [93] и снизила FiT. [94]
С 1 июля 2012 года начал действовать тариф FiT в размере 42 иен (0,525 доллара США) за кВтч в течение 10 лет для систем мощностью менее 10 кВт [ необходимы разъяснения ] и 40 иен (0,50 доллара США) для более крупных систем, но на 20 лет. Ставка составляла пересматриваться ежегодно для последовательно подключаемых систем. [95]
Чтобы обеспечить цену второго раунда в размере 37,8 иен/кВтч на 20-летний срок PPA , иностранные инвесторы должны выполнить следующие действия до 31 марта 2014 года:
Проекты, которые завершат вышеуказанные этапы к 31 марта 2014 года, получат право на заключение 20-летнего соглашения PPA с соответствующей электроэнергетической компанией по цене 37,8 иен/кВтч на 20 лет. [96]
27 марта 2009 года кабинет министров Нидерландов согласился ввести некоторые части льготного тарифа в ответ на мировой финансовый кризис. [97] Предлагаемое постановление может скорректировать систему стимулирования квот. По состоянию на лето 2009 года в Нидерландах действовала система субсидий. В бюджете субсидий предусмотрена квота на различные виды энергии в несколько десятков миллионов евро. Ветровой бюджет на ветроэнергетику практически не использовался, поскольку тарифы слишком низкие. Бюджет проекта «Ветер на суше» на 2009 год составил 900 МВт (включая неиспользованные 400 МВт с 2008 года); было использовано всего 2,5 МВт. Голландские коммунальные предприятия не обязаны покупать энергию у ветропарков. Тарифы меняются ежегодно. Это создало неопределенные инвестиционные условия. [ нужна цитата ] Система субсидий была введена в 2008 году. Предыдущая схема субсидий 2003 года Miniiele regeling milieukwaliteit elektriciteitsproductie (Министерское регулирование экологически чистого производства электроэнергии), которая финансировалась путем взимания 100 евро с каждого домохозяйства ежегодно сверх налогов на энергию, прекратилась в 2006 году, поскольку она была считается слишком дорогим. [98] В 2009 году голландские ветряные парки все еще строились на гранты по старой схеме. Старая и новая схемы субсидирования финансировались из общего бюджета.
Зелёный тариф был ненадолго принят в 2011 году, но закончился через месяц, в феврале. [ нужна цитата ]
В соответствии с энергетической политикой Португалии льготные тарифы предлагаются для возобновляемых источников (за исключением крупных гидроэлектростанций), а также для микрораспределенной генерации (например, солнечной фотоэлектрической, ветровой), отходов и когенерации, а также генерации ТЭЦ из возобновляемых и невозобновляемых источников. , причем самые старые тарифы были установлены в 1998 году. [102] Самый высокий зеленый тариф установлен для фотоэлектрической энергии: он начинался с более чем 500 евро/МВтч в 2003 году, а затем снизился до 300 евро/МВтч; большинство других тарифов неуклонно повышались и стабилизировались на уровне от 80 до 120 евро/МВтч. [102] Было обнаружено, что политика Португалии оказала положительное воздействие в период 2000–2010 годов: сокращение выбросов на 7,2 млн тонн эквивалента CO 2 , увеличение ВВП на 1,557 миллиарда евро и создание 160 тысяч рабочих лет. [103] Долгосрочные последствия еще предстоит оценить, поскольку тарифы на самые ранние установки еще не истекли. [103] В 2012 году правительство прекратило все льготные тарифы для новых установок, приняв закон 215-B/2012 , и по сей день в Португалии не существует никаких льготных тарифов и они не планируются. Поскольку налоги уплачиваются сверх каждого потребленного в реальном времени кВтч электроэнергии (составляет +/- 0,24 евро), но при возврате оплачивается только цена сырой электроэнергии (+/- 0,04 евро), что составляет вычетом кВтч. подвести итоги на конец года невозможно и это обойдется португальцам очень дорого. Поэтому установка аккумуляторов имеет смысл для португальских домохозяйств.
В соответствии с Законом о возобновляемых источниках энергии 2008 года Филиппинская комиссия по регулированию энергетики может «(гарантировать) фиксированную ставку за киловатт-час - ставки FIT - для производителей электроэнергии, использующих возобновляемые источники энергии в рамках системы FIT». [104] В феврале 2015 года ERC согласился предоставить ставку FIT в размере 8,69 песо за киловатт-час сроком на 20 лет для ветряной электростанции в Бургосе Корпорации энергетического развития . [104]
С 2022 года в Западно-Капской провинции Южной Африки разрешаются льготные тарифы.
Национальный орган регулирования энергетики Южной Африки (NERSA) объявил 31 марта 2009 года о системе льготных тарифов, рассчитанной на производство 10 ТВтч электроэнергии в год к 2013 году. Тарифы были значительно выше, чем в первоначальном предложении NERSA. Тарифы, дифференцированные по технологиям, должны были выплачиваться в течение 20 лет.
В своем сообщении NERSA заявила, что тарифы основаны на стоимости производства плюс разумная прибыль. Тарифы на ветроэнергетику и концентрацию солнечной энергии были одними из самых привлекательных в мире.
Тариф на ветроэнергетику в размере 1,25 южноафриканского ранда/кВтч (0,104 евро/кВтч) был выше, чем тот, который предлагался в Германии, и больше, чем предлагался в Онтарио, Канада.
Тариф на концентрацию солнечной энергии, 2,10 ZAR/кВтч, был ниже, чем в Испании. Пересмотренная программа NERSA последовала за обширными общественными консультациями.
Штефан Гсенгер, генеральный секретарь Всемирной ассоциации ветроэнергетики, заявил: «Южная Африка — первая африканская страна, которая ввела льготный тариф на ветроэнергетику. Многие мелкие и крупные инвесторы теперь смогут внести свой вклад в развитие ветроэнергетики. Ветряная промышленность в стране. Такие децентрализованные инвестиции позволят Южной Африке преодолеть текущий энергетический кризис. Это также поможет многим южноафриканским общинам инвестировать в ветряные электростанции и генерировать электроэнергию, новые рабочие места и новые доходы. Мы особенно рады этому решению. появился вскоре после того, как правительство канадской провинции Онтарио предложило первый закон о льготах в Северной Америке». [105]
Однако от тарифа отказались до его начала в пользу конкурсных торгов, начатых 3 августа 2011 года. В рамках этого тендерного процесса правительство Южной Африки планировало закупить 3750 МВт возобновляемой энергии: 1850 МВт береговой ветровой энергии, 1450 МВт солнечной энергии. PV, 200 МВт CSP, 75 МВт малых гидроэлектростанций, 25 МВт свалочного газа, 12,5 МВт биогаза, 12,5 МВт биомассы и 100 МВт малых проектов. Тендерный процесс состоял из двух этапов:
Первый раунд тендерных заявок должен был состояться 4 ноября 2011 года. Ожидалось, что соглашения PPA будут готовы к июню 2012 года. Проекты должны быть сданы в эксплуатацию к июню 2014 года, за исключением проектов CSP, ожидаемых к июню 2015 года.
Испанское законодательство о льготах было установлено Королевским указом 1578/2008 ( Real Decreto 1578/2008 ) для фотоэлектрических установок и Королевским указом 661/2007 для других возобновляемых технологий, поставляющих электроэнергию в общественную сеть. Первоначально согласно Закону 661/2007, тарифы на фотоэлектрическую энергию были разработаны в соответствии с отдельным законом из-за их быстрого роста.
Постановление 1578/2008 разделило установки на две основные группы с дифференцированными тарифами:
Для установки других технологий согласно указу 661/2007:
27 января 2012 года правительство Испании временно прекратило прием заявок на проекты, вводимые в эксплуатацию после января 2013 года. На строительство и эксплуатацию существующих проектов это не повлияло. [106] Электрическая система страны имела дефицит в 24 миллиарда евро . [107] Платежи FiT не внесли существенного вклада в этот дефицит. [108] Ожидалось, что в 2008 году в рамках FiT будет установлено 400 МВт солнечной энергии. Однако она была настолько высокой, что было установлено более 2600 МВт. [109] Коммунальные предприятия в Испании сообщили, что у них не было возможности переложить рост затрат на потребителей за счет повышения тарифов, и вместо этого они накопили дефицит, хотя это оспаривается.
С 1 мая 2008 года Швейцария ввела так называемое «Компенсационное вознаграждение за ввод в электросеть (CRF)» [110] .
CRF применяется к гидроэнергетике (до 10 мегаватт), фотоэлектрической энергии, энергии ветра, геотермальной энергии, биомассе и отходам биомассы и будет применяться в течение 20 и 25 лет, в зависимости от технологии. Реализация осуществляется через национального сетевого оператора SWISSGRID. [111]
Несмотря на то, что CRF выглядит высоким, он не оказал большого эффекта, поскольку общая сумма «дополнительных» затрат на систему была ограничена. Примерно с 2009 года никакие проекты больше не финансировались. Около 15 000 проектов ожидают выделения денег. Если бы все эти проекты были реализованы, Швейцария могла бы законсервировать все свои атомные электростанции, которые в настоящее время обеспечивают 40% ее электроэнергии.
В 2011 году, после Фукусимы, некоторые местные энергетические компании, в основном принадлежащие деревням и кантонам/провинциям, выборочно начали предлагать свои собственные тарифы, тем самым создав мини-бум.
По состоянию на март 2012 года KEV-FIT для солнечных фотоэлектрических систем несколько раз снижался до 0,30–0,40 швейцарских франков/кВтч (0,33–0,44 доллара США/кВтч) в зависимости от размера, но был выше, чем в Германии и большинстве стран остального мира.
Зеленые тарифы на производство возобновляемой энергии на Тайване устанавливаются Бюро энергетики . Это применимо к большинству возобновляемых источников энергии, а именно солнечной, ветровой, гидравлической, геотермальной, биомассе, отходам и т. д. [112]
В 2006 году правительство Таиланда ввело тариф, выплачиваемый сверх затрат на коммунальные услуги, которых можно избежать, дифференцированный по типу технологии и размеру генератора и гарантированный на 7–10 лет. Солнечная энергия получила наибольшую сумму - 8 бат/кВтч (около 27 центов США/кВтч). Крупные проекты по использованию биомассы получили самую низкую ставку — 0,3 бата/кВтч (около 1 цента США за кВтч). Дополнительные субсидии на киловатт-час были предоставлены для проектов, компенсирующих использование дизельного топлива в отдаленных районах. [113] По состоянию на март 2010 года 1364 МВт возобновляемой энергии частного сектора были подключены к сети, а еще 4104 МВт находились в стадии разработки по подписанным соглашениям PPA. Большую часть этой мощности составляла биомасса: 1292 МВт (онлайн) и 2119 МВт (только PPA). Солнечная электроэнергия была второй, но росла более быстрыми темпами: 78 МВт были подключены к сети и подписаны соглашения PPA еще на 1759 МВт. [114]
Уганда ввела тариф в 2011 году. Компания Uganda Electricity Transmission Company Limited владела лицензией на передачу в стране и получила от Управления по регулированию электроэнергетики поручение предоставить следующие тарифы FiT для мелкомасштабных проектов мощностью от 0,5 МВт до 20 МВт. [115]
Украина приняла закон «О зелёных тарифах» 25 сентября 2008 года. Закон гарантировал доступ к сетям для производителей возобновляемой энергии (малые гидроэлектростанции до 10 МВт, энергия ветра, биомассы, фотоэлектрическая и геотермальная энергия). Тарифы для производителей возобновляемой энергии устанавливаются национальным регулятором. [116] По состоянию на февраль 2013 года [обновлять]применялись следующие тарифы за кВтч: биомасса – 1,3446 грн (0,13 евро), ветер – 1,2277 грн (0,12 евро), малая гидроэнергетика – 0,8418 грн (0,08 евро), солнечная энергия – 5,0509 грн (0,48 евро). ). В случае значительных колебаний курса национальной валюты по отношению к евро «зеленый» тариф корректируется. По состоянию на 2018 год солнечная энергия составляет 0,18 цента за кВтч. В 2020 году правительство Украины, сделав разворот, заявило, что в нынешних обстоятельствах поддерживать зеленый тариф стало финансово сложно, и начало переговоры с производителями возобновляемой энергии о возможном снижении зеленого тарифа. После заявления украинского правительства несколько иностранных инвесторов пригрозили, что они возбудит претензии по инвестиционным договорам в соответствии с Договором к Энергетической Хартии, что приведет к посредническим процедурам и подписанию Меморандума о взаимопонимании от 10 июня 2020 года. Тем не менее, 21 июля 2020 года Верховная Рада Украины приняла Закон Украины «О внесении изменений в некоторые законы Украины относительно улучшения условий поддержки производства электроэнергии из альтернативных источников энергии», который может оказать негативное влияние на инвесторов в возобновляемую энергетику. энергетический сектор и увеличивает вероятность претензий по Договору к Энергетической Хартии против государства. [117]
В октябре 2008 года Великобритания объявила, что Великобритания внедрит эту схему к 2010 году в дополнение к своей нынешней схеме квот на возобновляемые источники энергии ( ROCS ). В июле 2009 года тогдашний государственный секретарь Великобритании по энергетике и изменению климата Эд Милибэнд представил детали схемы, реализация которой началась в начале апреля 2010 года. [118]
Менее чем через год после начала реализации этой схемы, в марте 2011 года новое коалиционное правительство объявило, что поддержка крупномасштабных фотоэлектрических установок (более 50 кВт) будет прекращена. [119] Это было ответом на то, что европейские спекулянты выстроились в очередь, чтобы построить огромные солнечные фермы в Западной стране, которые поглотили бы непропорциональные суммы фонда. [120]
9 июня 2011 года DECC подтвердил снижение тарифов на солнечные фотоэлектрические системы мощностью выше 50 кВт после 1 августа 2011 года. [120] Многие [121] были разочарованы решением DECC. [122] Считалось, что общий объем субсидий для солнечной фотоэлектрической промышленности не изменился, но тарифы для крупных систем будут снижены в пользу более мелких систем. Ускоренный обзор был основан на долгосрочном плане по достижению ежегодной установки 1,9 ГВт в 2020 году. [123]
В октябре 2011 года DECC объявил о резком снижении тарифных ставок примерно на 55% с дополнительными снижениями для общественных или групповых схем. Сокращения должны были вступить в силу с 12 декабря 2011 года, а консультации должны были завершиться 23 декабря 2011 года. Это решение было успешно оспорено в высоком суде посредством заявления о судебном пересмотре, совместно поданного группой экологического давления « Друзья Земли» (FoE). и две компании по производству солнечной энергии – Solar Century и HomeSun. Решение, вынесенное судьей Миттингом после двухдневного судебного слушания, было расценено как крупная победа защитников окружающей среды и солнечной промышленности. Юристы Министерства энергетики и изменения климата немедленно подали апелляцию на это решение. Апелляция была единогласно отклонена Верховным судом, что позволило любому, кто установил свои системы до 3 марта 2012 года, получать более высокую ставку — 43,3 п/кВтч. [124]
Тариф 30,7 п/кВтч был доступен для солнечных систем мощностью до 5 МВт, и, следовательно, более крупные системы не строились. [125] Платежи по льготным тарифам не облагаются налогом в Соединенном Королевстве. [126]
По состоянию на апрель 2012 года платежи FiT получали 263 274 системы общей мощностью 1 152,835 МВт. Из них 260 041 были солнечными фотоэлектрическими установками общей мощностью 1 057,344 МВт. [129] Выплаты рассчитаны на 25 лет. Типичная фотоэлектрическая система стоимостью 7500 фунтов стерлингов окупается за 7 лет 8 месяцев и генерирует 23 610 фунтов стерлингов за 25 лет. [130]
Действие «зеленого» тарифа в Соединенном Королевстве для новых заявителей прекратилось 31 марта 2019 года. [131]
В апреле 2009 года законодательные органы 11 штатов рассматривали возможность принятия FiT в качестве дополнения к своим мандатам в области возобновляемой энергетики. [55]
Комиссия по коммунальным предприятиям Калифорнии (CPUC) утвердила «зеленый» тариф 31 января 2008 года, который вступает в силу немедленно. [132]
В 2010 году Marin Energy Authority запустила первую программу совокупных льготных тарифов по выбору сообщества. Программа была обновлена в ноябре 2012 года и теперь предлагает 20-летние контракты с фиксированной ценой, причем цены варьируются в зависимости от источника энергии (пиковая, базовая нагрузка, прерывистая) и прогресса в направлении текущего ограничения программы в 10 МВт.
Муниципальные коммунальные компании ввели в действие пилотные программы повышения тарифов в Пало-Альто и Лос-Анджелесе: Palo Alto CLEAN (Чистая местная энергия, доступная сейчас) — это программа по закупке до 4 МВт электроэнергии, вырабатываемой солнечными электрическими системами, расположенными на территории обслуживания CPAU. В 2012 году минимальный размер проекта составлял 100 кВт. Ставки покупки составляют от 12,360 центов/кВтч до 14,003 центов/кВтч в зависимости от продолжительности контракта. Прием заявлений город начал 2 апреля 2012 года. [133]
17 апреля 2012 года Совет уполномоченных по водоснабжению и энергетике Департамента водоснабжения и энергетики Лос-Анджелеса утвердил демонстрационную программу FiT мощностью 10 МВт. [134]
С 1 января 2010 года законы штата разрешили домовладельцам продавать избыточную электроэнергию коммунальным предприятиям. Раньше домовладелец не получал кредита за перепроизводство в течение года. Чтобы получить скидку в рамках Калифорнийской солнечной инициативы (CSI), клиенту не разрешалось устанавливать систему, которая намеренно производит перепроизводство, что поощряет установку мер по повышению эффективности после установки солнечной энергии. Этот кредит перепроизводства не был доступен некоторым муниципальным потребителям коммунальных услуг, а именно Los Angeles Water and Power.
В феврале 2009 года городские комиссары в Гейнсвилле , штат Флорида, утвердили первый в стране тариф на использование солнечной энергии. [55] Программа была ограничена 4 МВт в год. По состоянию на 2011 год Гейнсвилл увеличил мощность вырабатываемой солнечной энергии с 328 кВт до 7391 кВт, что составляет примерно 1,2% от энергии пиковой нагрузки (610 МВт). [135] Программа была приостановлена в 2014 году после того, как было установлено более 18 МВт мощности. [136]
В сентябре 2009 года Комиссия по коммунальным предприятиям Гавайев потребовала от Hawaiian Electric Company (HECO, MECO и HELCO) платить цены выше рыночных за возобновляемую энергию, подаваемую в электрическую сеть. Политика предлагает проектам фиксированную цену и стандартный 20-летний контракт. PUC планировал пересматривать первоначальный «зеленый» тариф через два года после начала программы и в дальнейшем каждые три года.
Размер проекта был ограничен пятью мегаваттами (МВт) для острова Оаху и 2,72 МВт для острова Мауи и Гавайи . Решение комиссии ограничило общую сумму проектов льготных тарифов, вносимых в электросеть, на уровне 5% от пикового значения системы на Оаху, Мауи и острове Гавайи в течение первых двух лет. Уровень 3 все еще ожидал решения и приказа, основанного на выводах Рабочей группы по стандартам надежности («список в списке»).
Ограничения на размер проектов уровней 2 и 3 различаются в зависимости от острова и технологии. Уровень 2 включает в себя более крупные системы, мощность которых меньше или равна: 100 кВт переменного тока для береговых ветровых и линейных гидроэлектростанций на всех островах; 100 кВт-переменного тока для фотоэлектрических и CSP на Ланаи и Молокаи; 250 кВт переменного тока для фотоэлектрических систем на Мауи и Гавайях; 500 кВт переменного тока для CSP на Мауи и Гавайях; и 500 кВт переменного тока для фотоэлектрических и CSP на острове Оаху. Уровень 3 охватывает системы, превышающие ограничения уровня 2. [137]
В 2009 году законопроект о «зеленых» тарифах не был принят. [138] [139] Однако в июне 2009 года была начата пилотная программа, которая была доступна для проектов мощностью до 10 МВт. [140] 24 апреля 2013 года Комитет по коммунальным предприятиям и энергетике штата Мэн должен был рассмотреть новый законопроект: LD1085 «Закон об установлении льготного тарифа на возобновляемую энергию». [141]
16 июля 2012 года Управление энергетики Лонг-Айленда (LIPA) приняло «зеленый» тариф для систем мощностью от 50 кВт (переменный ток) до 20 МВт (переменный ток), и он был ограничен 50 МВт (переменный ток). Поскольку потребители не могут использовать собственную электроэнергию, на самом деле это 20-летнее соглашение о покупке электроэнергии с фиксированной ставкой , и LIPA сохраняет за собой SREC. Законодательному органу штата Нью-Йорк в 2012 году не удалось принять закон, который открыл бы нью-йоркский рынок для SREC, начиная с 2013 года. [142] Оплата составляет 22,5 цента/кВтч, [143] меньше, чем то, что LIPA платила за пиковую выработку в разное время. [144] При предполагаемых затратах, которых можно избежать, в размере 0,075 доллара США за кВтч, программа добавила около 0,44 доллара США в месяц к среднему счету за электроэнергию для домохозяйств. [145]
В июне 2009 года в штате Орегон была введена пилотная программа стимулирования и оплаты объемов солнечной энергии. В рамках этой программы стимулирования системы получают оплату за киловатт-часы (кВтч), произведенные за 15-летний период, по ставке, установленной на момент регистрации системы в программе. Комиссия по коммунальным предприятиям штата Орегон (PUC) установила тарифы и правила в мае 2010 года. Эту программу предлагали три коммунальных предприятия штата Орегон, принадлежащие инвесторам, и администрировали они. PUC планировал периодически пересматривать ставки. Затраты на программу возмещались за счет тарифов на коммунальные услуги, а системы, принадлежащие коммунальным предприятиям, не имели права на льготы.
Ограничение установки пилотной программы было ограничено совокупной мощностью солнечных фотоэлектрических систем (PV) в 25 мегаватт (МВт) с максимальным размером системы в 500 киловатт (кВт). Совокупный лимит программы должен был быть равномерно распределен в течение четырех лет, при этом каждый год льготу будут получать 6,25 МВт мощности. Совокупный предел был разделен на основе выручки от розничных продаж за 2008 год. У PGE был предел в 14,9 МВт, у Pacific Power - 9,8 МВт, а у Idaho Power - 0,4 МВт. Программа Idaho Power ограничивалась жилыми установками. Ставки различались в зависимости от размера системы и географической зоны. Малые и средние системы участвовали в программе, созданной по образцу чистых измерений. Более масштабные системы предлагались на конкурсной основе. Участвующие фотоэлектрические системы должны быть подключены к сети, иметь счетчики и соответствовать всем применимым нормам и правилам. Системы должны быть «постоянно установлены».
Системы мощностью 100 кВт или менее могут участвовать на основе чистого учета. Генерирующая мощность в размере 20 МВт совокупного лимита была зарезервирована для чистой части учета, при этом 12 МВт были доступны для жилых домов и 8 МВт - для небольших коммерческих систем. Этим жилым и небольшим коммерческим системам платили за количество произведенной электроэнергии, вплоть до количества потребленной электроэнергии. По сути, потребителям платили за объем потребления электроэнергии коммунальными предприятиями, который компенсировался выработкой электроэнергии на месте. В отличие от типичных «зеленых» тарифов, потребители могут потреблять электроэнергию, произведенную на месте, и получать производственное стимулирование – или объемную стимулирующую выплату – за количество произведенной и потребленной электроэнергии. Чтобы устранить порочный стимул увеличивать потребление электроэнергии для получения большей оплаты, система должна была иметь соответствующий размер, чтобы соответствовать среднему потреблению электроэнергии. Тарифы были определены PUC на основе годовой стоимости системы и годовой выработки энергии, дифференцированных по географическим зонам. Смета расходов была основана на данных об установке Energy Trust of Oregon . Фактические ставки, выплачиваемые производителю потребителей, представляли собой объемную ставку стимулирования за вычетом розничной ставки. Ставки объемного стимулирования должны были пересматриваться каждые шесть месяцев. Ставки программы стимулирования по результатам деятельности варьировались от 0,25 до 0,411 доллара США/кВтч. [146]
Вермонт принял зеленые тарифы 27 мая 2009 года в рамках Закона штата Вермонт об энергетике от 2009 года. Генераторы должны иметь мощность не более 2,2 МВт, а в 2012 году участие ограничено 50 МВт, и этот лимит увеличился на 5–10. МВт/год в общей сложности до 127,5 МВт в 2022 году. [147] Плата составляла 24 цента/кВтч за солнечную энергию, которая была увеличена до 27,1 цента/кВтч в марте 2012 года, и 11,8 цента/кВтч за ветер мощностью более 100 кВт и 25,3 цента/ч. кВтч для ветряных турбин до 100 кВт. Другие подходящие технологии включали метан, гидроэнергию и биомассу. [148] Программа SPEED штата Вермонт предусматривала 20% возобновляемой энергии к 2017 году и 75% к 2032 году. Программа была полностью подписана в 2012 году. Платежи рассчитаны на 25 лет. [149]
На территории действовала программа чистого учета, которая оплачивала энергию, возвращаемую в сеть, по розничному тарифу. Ставка ежемесячно колебалась в пределах 23 центов за киловатт. Программа каждый месяц кредитовала счет провайдера, а не производила фактические платежи. В конце финансового года (июнь) любая надбавка выплачивалась по фиксированной ставке 10 центов за кВт, из которых 25% оставлялось для государственных школ. Для участия в программе требовались страховка и средства для отключения системы, доступной за пределами здания, а также определенные марки оборудования, продиктованные правительством.
{{cite journal}}: CS1 maint: multiple names: authors list (link){{cite web}}: CS1 maint: archived copy as title (link){{cite web}}: CS1 maint: archived copy as title (link){{cite journal}}: CS1 maint: multiple names: authors list (link){{cite journal}}: CS1 maint: multiple names: authors list (link){{cite journal}}: CS1 maint: multiple names: authors list (link){{cite journal}}: CS1 maint: multiple names: authors list (link){{cite journal}}: CS1 maint: multiple names: authors list (link){{cite web}}: CS1 maint: archived copy as title (link){{cite web}}: CS1 maint: archived copy as title (link)