Тариф на подачу электроэнергии ( FIT , FiT , стандартный контракт на предложение , [1] расширенный тариф на возобновляемую энергию , [2] или платежи за возобновляемую энергию [3] ) — это политический механизм, разработанный для ускорения инвестиций в технологии возобновляемой энергии 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 энергию. [4] [6] Обычно FIT назначают разные цены на различные источники возобновляемой энергии, чтобы стимулировать развитие одной технологии по сравнению с другой. Например, такие технологии, как энергия ветра и солнечная энергия [7], назначаются по более высокой цене за кВт·ч, чем приливная энергия . FIT часто включают «отступление»: постепенное снижение цены или тарифа для того, чтобы следовать [4] : 25 и поощрять снижение технологических затрат . [1] : 100 [8]
FIT обычно включают три ключевых положения: [9] [1]
В рамках FIT, соответствующие требованиям производители возобновляемой электроэнергии получают цену, основанную на себестоимости, за возобновляемую электроэнергию, которую они поставляют в сеть . Это позволяет разрабатывать различные технологии ( ветер , солнце , биогаз и т. д.) и обеспечивает инвесторам разумную прибыль. Этот принцип был разъяснен в Законе Германии о возобновляемых источниках энергии 2000 года :
Ставки компенсации были определены путем научных исследований с учетом того, что установленные ставки должны обеспечивать возможность экономически эффективной эксплуатации установки при эффективном управлении, на основе использования 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
Тариф может различаться в зависимости от технологии, местоположения, размера и региона и, как правило, со временем снижается для отслеживания и поощрения технологических изменений. [1] [4] FITs обычно предлагают гарантированное соглашение о покупке на длительные периоды (15–25 лет) и стимулируют производителей максимизировать объемы производства и эффективность. [1] [11] [12]
В 2008 году подробный анализ Европейской комиссии пришел к выводу, что «хорошо адаптированные режимы фиксированных тарифов, как правило, являются наиболее эффективными и действенными схемами поддержки для продвижения возобновляемой электроэнергии». [13] Этот вывод был поддержан другими анализами, в том числе Международным энергетическим агентством , [14] [15] Европейской федерацией по возобновляемой энергетике, [16] и Deutsche Bank . [17] По состоянию на 2019 год более 50 стран приняли политику FIT. [18]
В экономике окружающей среды FIT может быть дифференцирован на основе предельных издержек . В этой структуре политики тарифная цена варьируется от чуть выше спотовой ставки до цены, необходимой для достижения оптимального уровня производства правительства. Фирмы с более низкими предельными издержками получают более низкие цены, в то время как компании с более высокими предельными издержками подвергаются более высоким тарифным ценам. Эта политика направлена на снижение прибыльности определенных производственных площадок и содействие более широкому распространению генераторов. Однако это может привести к менее рентабельному производству возобновляемой электроэнергии, поскольку наиболее эффективные площадки могут быть недоиспользованы. [ необходима цитата ]
Вторая цель политики дифференцированного тарифа — снизить общую стоимость программы. При единой тарифной системе все производители получают одинаковую цену, которая может превышать цену, необходимую для стимулирования производства, что приводит к избыточному доходу и прибыли . Дифференцированный тариф стремится предоставить каждому производителю необходимые стимулы для поддержания производства, стремясь достичь оптимального рыночного количества производства возобновляемой энергии. [19]
В контексте глобализации FITs создают проблемы с точки зрения торговли, поскольку их реализация в одной стране может повлиять на отрасли и политику других. В идеале эти политические инструменты должны подпадать под глобально координируемый орган, контролирующий их реализацию и регулирование, что может быть осуществлено через Всемирную торговую организацию . [20]
Существует три способа компенсации.
Первая форма фиксированного тарифа (под другим названием [ which? ] ) была реализована в США в 1978 году при президенте Джимми Картере , который подписал Национальный энергетический акт (NEA). Этот закон включал пять отдельных актов, одним из которых был Закон о политике регулирования коммунальных услуг (PURPA). Целью Национального энергетического акта было поощрение энергосбережения и разработка новых энергетических ресурсов, включая возобновляемые источники энергии, такие как энергия ветра, солнца и геотермальная энергия . [21] [22]
В PURPA было положение, которое требовало от коммунальных предприятий закупать электроэнергию, произведенную у квалифицированных независимых производителей электроэнергии, по ставкам, не превышающим их избежавшую стоимость. [22] Избежавшие расходы были разработаны для отражения расходов, которые коммунальное предприятие понесло бы для обеспечения той же генерации электроэнергии . В 1980-х годах преобладали различные толкования PURPA: некоторые коммунальные предприятия и государственные комиссии по коммунальным услугам толковали избежавшие расходы узко, как избежавшие расходов на топливо, в то время как другие решили определить «избежавшие расходы» как «избежавшие долгосрочные предельные издержки» генерации. [22] Долгосрочные расходы относились к ожидаемой стоимости электроэнергии в предстоящие годы. Этот последний подход был принят Калифорнией в ее Стандартном договоре предложения № 4. [23] Другое положение, включенное в закон PURPA, заключалось в том, что коммунальным предприятиям запрещалось владеть более чем 50% проектов, чтобы поощрять новых участников. [22]
Чтобы соответствовать PURPA, некоторые штаты начали предлагать производителям стандартные контракты предложения. Калифорнийская комиссия по коммунальным услугам установила ряд стандартных контрактов предложения, включая стандартные фиксированные цены предложения на ожидаемую долгосрочную стоимость генерации. 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 эскалации графика фиксированных закупочных цен, разработанного для отражения долгосрочных издержек, которых удалось избежать при новой генерации электроэнергии. К 1992 году частные производители электроэнергии установили около 1700 МВт ветровых мощностей в Калифорнии, некоторые из которых все еще работают сегодня. Принятие PURPA также привело к значительному производству возобновляемой энергии в других штатах, таких как Флорида и Мэн. [22]
Несмотря на это, PURPA сохраняет негативные коннотации в электроэнергетической отрасли США. Когда цены на нефть и газ резко упали в конце 1980-х годов, контракты Standard Offer Contracts, которые были подписаны для поощрения развития новых возобновляемых источников энергии, казались высокими по сравнению с ними. В результате контракты PURPA стали рассматриваться как дорогостоящее бремя для плательщиков электроэнергии. [24]
Другой источник сопротивления PURPA возник из-за того, что он был разработан для поощрения некоммерческой генерации. Это было истолковано как угроза многими крупными коммунальными предприятиями, особенно монополистическими поставщиками. В результате поощрения некоммерческой генерации PURPA также был истолкован как важный шаг к повышению конкуренции. [22]
В 1990 году Германия приняла свой « Stromeinspeisungsgesetz » (StrEG), или «Закон о подаче электроэнергии в сеть». [25] StrEG требовал от коммунальных служб закупать электроэнергию, произведенную у поставщиков возобновляемой энергии, по проценту от преобладающей розничной цены на электроэнергию. Процент, предлагаемый для солнечной и ветровой энергии, был установлен на уровне 90% от цены на электроэнергию для жилых помещений, в то время как другие технологии, такие как гидроэнергетика и источники биомассы, предлагались по проценту от 65% до 80%. Был включен предельный размер проекта в 5 МВт. [25]
Хотя немецкая программа StrEG была недостаточной для поощрения более дорогостоящих технологий, таких как фотоэлектричество , она оказалась относительно эффективной в поощрении менее затратных технологий, таких как ветер, что привело к развертыванию 4400 МВт новых ветровых мощностей в период с 1991 по 1999 год, что составило примерно треть от общей мировой ветроэнергетической мощности к 1999 году. [10]
Еще одной проблемой, которую решал StrEG, было право на подключение к сети. StrEG гарантировал производителям возобновляемой электроэнергии доступ к сети. [10] Аналогичные законы о процентном обеспечении были приняты в Испании [26] и Дании [27] в 1990-х годах.
Закон Германии о подпитке претерпел существенную реструктуризацию в 2000 году и стал Законом о возобновляемых источниках энергии (2000) ( нем . Erneuerbare-Energien-Gesetz или EEG ). [10] Название закона — акт о предоставлении приоритета возобновляемым источникам энергии. В своей новой форме закон оказался весьма эффективной политической основой для ускорения внедрения возобновляемых источников энергии. [28] Важные изменения включали: [28]
Поскольку она была очень успешной, немецкая политика (с изменениями 2004, 2009 и 2012 годов) часто использовалась в качестве эталона, по отношению к которому рассматривались другие политики фиксированных тарифов. Другие страны также следовали немецкому подходу. 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 путем научных исследований с учетом того, что установленные ставки должны обеспечивать возможность экономически эффективной эксплуатации установки при эффективном управлении на основе использования самых современных технологий и в зависимости от возобновляемых источников энергии, которые естественным образом доступны в данной географической среде».
— Закон о возобновляемых источниках энергии (2000) [10] : 16
Политика льготных тарифов обычно нацелена на 5–10% прибыли. [ требуется ссылка ] Успех фотоэлектричества в Германии привел к падению цен на электроэнергию до 40% в периоды пиковой выработки, с экономией от 520 до 840 миллионов евро для потребителей. [30] [31] Экономия для потребителей, наоборот, означала сокращение прибыли крупных электроэнергетических компаний , которые отреагировали лоббированием немецкого правительства, которое сократило субсидии в 2012 году. [31] Увеличение доли солнечной энергии в Германии также привело к закрытию газовых и угольных электростанций. [32]
Часто вся вырабатываемая электроэнергия подается в сеть, что делает систему работающей скорее как PPA согласно устранению неоднозначности выше, однако нет необходимости в соглашении о покупке с коммунальным предприятием, но тариф на подачу электроэнергии администрируется государством, поэтому обычно используется термин «тариф на подачу электроэнергии» (нем. «Einspeisetarif»). Начиная с 2012 года, другие типы контрактов стали более распространенными, поскольку PPA поддерживались, и для небольших солнечных проектов прямое использование электроэнергии стало более привлекательным, когда тариф на подачу электроэнергии стал ниже цен на купленную электроэнергию. [ необходима цитата ]
1 августа 2014 года вступил в силу пересмотренный Закон о возобновляемых источниках энергии. Конкретные коридоры развертывания теперь определяют степень, в которой возобновляемая энергия должна быть расширена в будущем, а ставки финансирования (льготные тарифы) для новых мощностей постепенно больше не будут устанавливаться правительством, а будут определяться на аукционе; начиная с наземной солнечной электростанции. [33] Это стало серьезным изменением в политике и будет дополнительно расширено с 2017 года тендерными процессами для наземной и морской ветровой энергии.
FiT как увеличили, так и уменьшили цены на электроэнергию. [34]
Рост тарифов на электроэнергию произошел, когда финансирование схемы фиксированных тарифов осуществлялось плательщиками налогов посредством надбавки к счетам за электроэнергию. [35] В Германии этот подход к финансированию фиксированных тарифов добавил около 6,88 евро/кВтч к тарифу на электроэнергию для бытовых потребителей в 2017 году. [36] Однако возобновляемая энергия может снизить цены на спотовом рынке за счет эффекта порядка заслуг , практики использования более дорогих 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 данной области. Паритет может меняться как во времени (то есть в течение дня и в течение лет), так и в пространстве (то есть географически). Цена электроэнергии из сети сильно варьируется от регионов с высокой стоимостью, таких как Гавайи и Калифорния, до регионов с низкой стоимостью, таких как Вайоминг и Айдахо . [40] В регионах с ценообразованием по 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 11:00).
В некоторых районах ветроэнергетика, свалочный газ и биомасса обходятся дешевле, чем электроэнергия из сети. Паритет был достигнут в районах, где используются фиксированные тарифы. Например, стоимость генерации из систем свалочного газа в Германии в настоящее время [ когда? ] ниже средней цены на электроэнергию на спотовом рынке. [41] В отдаленных районах электроэнергия от солнечных фотоэлектрических установок может быть дешевле, чем строительство новых распределительных линий для подключения к передающей сети.
Стандарты портфеля возобновляемой энергии (RPS) и субсидии создают защищенные рынки для возобновляемой энергии. RPS требует, чтобы коммунальные предприятия получали минимальный процент своей энергии из возобновляемых источников. В некоторых штатах коммунальные предприятия могут приобретать сертификаты возобновляемой энергии (США), систему сертификатов возобновляемой энергии (ЕС) или реестр сертификатов возобновляемой энергии (Австралия) для выполнения этого требования. Эти сертификаты выдаются производителям возобновляемой энергии на основе количества энергии, которое они подают в сеть. Продажа сертификатов — еще один способ для производителей возобновляемой энергии пополнить свои доходы. [42]
Цены на сертификаты колеблются в зависимости от общего спроса на энергию и конкуренции среди производителей возобновляемой энергии. Если количество произведенной возобновляемой энергии превысит требуемое количество, цены на сертификаты могут упасть, как в случае с торговлей углеродом в Европе. Это может нанести ущерб экономической жизнеспособности производителей возобновляемой энергии. [43] [44] [45]
Системы квот благоприятствуют крупным вертикально интегрированным производителям и многонациональным электросетям, поскольку сертификаты обычно выражены в единицах одного мегаватт-часа. Их также сложнее разрабатывать и внедрять, чем тариф на электроэнергию. [2] [46]
Установление динамических тарифов на модернизацию счетчиков, инициированную потребителями (в том числе для распределенного потребления энергии), может быть более экономически эффективным способом ускорения развития возобновляемой энергетики. [47]
К 2007 году законы о фиксированных тарифах действовали в 46 юрисдикциях по всему миру. [48] Информацию о тарифах на солнечную энергию можно найти в консолидированной форме, однако не все страны перечислены в этом источнике. [49]
Для покрытия дополнительных расходов на производство электроэнергии из возобновляемых источников энергии и расходов на диверсификацию производители электроэнергии из возобновляемых источников энергии получают бонус за каждый произведенный, проданный или потребленный кВтч. [ необходимо разъяснение ] Для электроэнергии, произведенной только из солнечного или лучистого тепла, бонус составляет 300% от цены за кВтч электроэнергии, произведенной оператором рынка, определенной Законом 02-01 от 22 Dhu El Kaada 1422, соответствующим 5 февраля 2002 года, до тех пор, пока минимальный вклад солнечной энергии не составит 25% от всей первичной энергии. Для электроэнергии, произведенной на объектах, использующих солнечные тепловые системы, гибридные солнечно-газовые, бонус составляет 200% от цены за кВтч.
При доле солнечной энергии менее 25% указанный бонус выплачивается при следующих условиях:
Цена на электроэнергию устанавливается CREG (Комиссия по регулированию газа и электроэнергии). Согласно последнему принятому решению, потребитель платит за электроэнергию следующим образом:
Прочие потребители (промышленность, сельское хозяйство и т. д.) платят 4,17 DZD/кВт·ч.
В тарифе на электроэнергию, вырабатываемую методом когенерации, предусмотрены бонусы в размере 160% с учетом использования тепловой энергии в размере 20% от всей первичной потребляемой энергии. Бонусы за электроэнергию, вырабатываемую солнечной энергией и когенерацией, являются кумулятивными. Вознаграждение за вырабатываемую электроэнергию гарантируется в течение всего срока службы станции.
Тарифы на подачу электроэнергии 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 тарифов на подачу электроэнергии. Единая федеральная схема, заменяющая все государственные схемы, была предложена сенатором Тасмании от партии зеленых Кристин Милн , но не была принята. [50] К середине 2011 года тарифы на подачу электроэнергии в Новом Южном Уэльсе и столичной территории были закрыты для новых генераторов, поскольку был достигнут предел установленной мощности. В Новом Южном Уэльсе и тариф на подачу электроэнергии, и предел были сокращены из-за слишком щедрых первоначальных настроек. [51] Новое консервативное правительство Виктории заменило первоначальный тариф Feed-in на менее щедрый переходный тариф Feed-in в размере 25 центов за киловатт-час за любую выработанную сверх использования генератора электроэнергию, ожидая результатов расследования Комиссии по конкуренции и эффективности Виктории. Это не соответствует обычному определению и было названо «поддельным тарифом Feed-in». Это чистый учет с оплатой за любой кредит в виде киловатта вместо обычного переноса. [52]
В 2006 году в Онтарио был введен фиксированный тариф, пересмотренный в 2009 [53] и 2010 годах, увеличившийся с 42¢/кВт·ч до 80,2¢/кВт·ч для микромасштабных (≤10 кВт) сетевых фотоэлектрических проектов [54] [55] и снизившийся до 64,2¢/кВт·ч для заявок, полученных после 2 июля 2010 года. Заявки, полученные до этого, должны были установить систему до 31 мая 2011 года, чтобы получить более высокую ставку. [56] Программа FiT Онтарио включает тарифную сетку для более крупных проектов вплоть до солнечных электростанций мощностью 10 МВт по сниженной ставке. По состоянию на апрель 2010 года было одобрено несколько сотен проектов, включая 184 крупномасштабных проекта стоимостью 8 миллиардов долларов. [57] К апрелю 2012 года было установлено 12 000 систем, а тариф снизился до 54,9 центов/кВт·ч для заявок, полученных после 1 сентября 2011 года. [58] [59] В прейскуранте цен на 2013 год цены на солнечную энергию были пересмотрены до 28–38 центов/кВт·ч. [60]
Закон о возобновляемых источниках энергии вступил в силу в 2006 году и привел к появлению первого механизма 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 долл. США за кВт·ч. [64]
Китай внедрил тарифную систему для новых наземных ветровых электростанций, направленную на поддержку испытывающих трудности операторов проектов и обеспечение прибыльности. Национальная комиссия по развитию и реформам (NDRC), агентство экономического планирования страны, ввела четыре тарифные категории для наземных ветровых проектов, классифицированные по регионам. Районы с более благоприятными ветровыми ресурсами будут иметь более низкие тарифы, в то время как регионы с более низкой производительностью получат выгоду от более щедрых тарифов.
Тарифы установлены на уровне 0,51 юаня (0,075 долл. США, 0,05 фунта стерлингов), 0,54 юаня, 0,58 юаня и 0,61 юаня за киловатт-час. Эти ставки представляют собой значительную надбавку по сравнению со средней ставкой в 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 — это малая гидроэнергетика (до 10 МВт), биомасса, биогаз, ветер и фотоэлектричество. По состоянию на 2010 год [update]самый высокий тариф составлял 12,25 чешских крон /кВт·ч для малой фотоэлектричества. [67] В 2010 году было установлено более 1200 МВт фотоэлектричества, но в конце года FiT был отменен для более крупных систем и снижен на 50% для более мелких систем. В 2011 году не было установлено ни одной фотоэлектрической системы . [68]
20 сентября 2014 года Министерство электроэнергетики объявило о введении нового фиксированного тарифа (FIT) на электроэнергию, вырабатываемую из новых и возобновляемых источников энергии для домохозяйств и компаний частного сектора. [69] FIT 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).
На начальном этапе тариф на электроэнергию структурирован по пяти категориям. Стоимость солнечной генерации для жилых помещений составляет 0,848 египетских фунтов за киловатт-час (кВт·ч), в то время как нежилые установки мощностью менее 200 киловатт платят 0,901 египетских фунтов/кВт·ч. Для установок мощностью от 200 до 500 киловатт тариф увеличивается до 0,973 египетских фунтов/кВт·ч. Более крупные нежилые установки, мощностью от 500 киловатт до 20 мегаватт, оплачиваются в долларах США по ставке 0,136 долларов США/кВт·ч (при этом 15% тарифа привязаны к обменному курсу 7,15 египетских фунтов за доллар США). Самая высокая категория, охватывающая от 20 до 50 МВт, платит 0,1434 долларов США/кВт·ч. Тарифы на ветроэнергетику варьируются в зависимости от часов работы и составляют от 0,1148 долл. США/кВт⋅ч до 0,046 долл. США/кВт⋅ч.
На следующем этапе категории солнечной генерации были сокращены до четырех. Тариф для населения увеличился до 1,0288 египетских фунтов/кВт·ч. Нежилые установки мощностью менее 500 кВт платят 1,0858 египетских фунтов/кВт·ч. Для установок мощностью от 500 кВт до 20 МВт тариф составляет 0,0788 долларов США/кВт·ч, а для установок мощностью от 20 МВт до 50 МВт — 0,084 долларов США/кВт·ч (при этом 30% тарифа привязаны к обменному курсу 8,88 египетских фунтов за доллар США). [70]
Правительство будет закупать электроэнергию, произведенную инвесторами, принимая во внимание инфляцию, в то время как потребление должно оплачиваться в местной валюте, а ставки амортизации будут пересмотрены через два года. Министерство финансов предоставит льготное субсидированное банковское финансирование для домохозяйств и учреждений, использующих 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 закупать и транспортировать энергию. Новая тарифная система также включала снижение таможенных пошлин на новые и возобновляемые поставки энергии на 2%, в то время как 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 применяет и не поощряет схемы фиксированных тарифов, поскольку это вопрос компетенции стран-членов.
Однако схемы тарифов на электроэнергию в Европе были оспорены в соответствии с европейским законодательством как представляющие собой незаконную государственную помощь . PreussenElektra подала иск в отношении Закона о подаче электроэнергии в Германии ( Stromeinspeisungsgesetz ). В 2001 году Европейский суд (ЕС) постановил, что немецкие соглашения не являются государственной помощью. [72] Суд пришел к выводу, что:
Положения законодательства государства-члена, которые, во-первых, требуют от частных предприятий по поставке электроэнергии закупать электроэнергию, произведенную в их зоне поставок из возобновляемых источников энергии, по минимальным ценам, превышающим реальную экономическую стоимость этого типа электроэнергии, и, во-вторых, распределяют финансовое бремя, вытекающее из этого обязательства, между этими предприятиями по поставке электроэнергии и вышестоящими частными операторами электросетей, не являются государственной помощью в значении статьи 92(1) Договора о ЕС.
— Европейский суд, Люксембург, 13 марта 2001 г. [73] : 29–30
Предлагаемое торговое соглашение о Трансатлантическом торговом и инвестиционном партнерстве (TTIP) теперь грозит отменить схемы фиксированных тарифов по всему Европейскому союзу. Проект энергетической главы TTIP, просочившийся в The Guardian в июле 2016 года, обязывает операторов энергетических сетей предоставлять доступ к газу и электроэнергии «на коммерческих условиях, которые являются разумными, прозрачными и недискриминационными, в том числе между типами энергии». [74] Это открыло бы схемы фиксированных тарифов для коммерческого оспаривания, включая ту, которая используется Германией. Зелёный депутат Европарламента Клод Турмес заявил: «Эти предложения [TTIP] совершенно неприемлемы. Они подорвут способность законодателей ЕС отдавать приоритет возобновляемым источникам энергии и энергоэффективности по сравнению с неустойчивым ископаемым топливом. 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, что определяет сложность административного процесса. Призыв к тендерам на фотоэлектрические проекты выше 250 кВт p был запущен 15 сентября 2011 года. Проекты должны были быть проанализированы по нескольким критериям, включая тарифную ставку, запрашиваемую заявителем.
Впервые представленный в 2000 году Закон о возобновляемых источниках энергии ( нем . Erneuerbare-Energien-Gesetz ) пересматривается на регулярной основе. Его предшественником был Stromeinspeisegesetz 1991 года . По состоянию на май 2008 года стоимость программы добавляла около €1,01 (US$1,69) к каждому ежемесячному счету за электроэнергию для домохозяйств. [76] В 2012 году расходы выросли до €0,03592/кВтч. [77] Тем не менее, впервые за более чем десять лет цены на электроэнергию для бытовых потребителей упали в начале 2015 года. [78]
Тарифные ставки на электроэнергию от фотоэлектрических установок различаются в зависимости от размера и местоположения системы. В 2009 году тарифы были повышены на электроэнергию, потребляемую немедленно, а не поставляемую в сеть, с ростом прибыли, если более 30% от общего объема производства потребляется на месте. Это делается для стимулирования управления спросом и содействия разработке решений для прерывистости солнечной энергии. [79] Продолжительность тарифа обычно составляет 20 календарных лет плюс год установки. Системы получают тариф, действующий на момент установки, на весь период.
Тариф на электроэнергию, действующий с 1 августа 2004 года, был изменен в 2008 году. [80] В связи с неожиданно высокими темпами роста амортизация была ускорена, и была создана новая категория (>1000 кВт p ) с более низким тарифом. Фасадная премия была отменена. В июле 2010 года Закон о возобновляемых источниках энергии был снова изменен, чтобы снизить тарифы 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.
Тарифы на поставку солнечной энергии на 2013 год следующие: [81]
Индия открыла свою последнюю на сегодняшний день программу солнечной энергетики в январе 2010 года. Национальная солнечная миссия имени Джавахарлала Неру (JNNSM) была официально объявлена премьер-министром Индии 12 января. [82] Целью этой программы было установить 20 ГВт солнечной энергии к 2022 году. Первая фаза этой программы была нацелена на 1000 МВт, за счет уплаты тарифа, установленного Центральной комиссией по регулированию электроэнергетики (CERC) Индии. Хотя по сути это фиксированный тариф, на размер проекта и дату ввода в эксплуатацию влияют несколько условий. Тариф для проектов солнечных фотоэлектрических установок установлен на уровне 17,90 рупий (0,397 долл. США)/кВт·ч. Тариф для проектов солнечных тепловых установок установлен на уровне 15,40 рупий (0,342 долл. США/кВт·ч). Тариф будет периодически пересматриваться CERC. В 2015 году фиксированный тариф составлял около ₹ 7,50 (US$0,125)/кВтч и в основном применялся на уровне коммунальных служб. Фиксированный тариф для фотоэлектрических установок на крыше по-прежнему не применяется. Многие розничные продавцы электроэнергии (но не все) ввели фиксированный тариф. Фиксированный тариф выплачивается владельцу солнечной фотоэлектрической системы за излишки электроэнергии, произведенной и не использованной лично. Если вся произведенная энергия используется, счет за электроэнергию будет уменьшен.
В рамках валового тарифа на электроэнергию (теперь не предлагается для новых подключений) каждая единица произведенной электроэнергии экспортируется в сеть (линии электропередач) с возмещением владельцу солнечных панелей . Необходимо подать заявление продавцу электроэнергии и договориться об оплате за каждый экспортированный кВт·ч. Продавцы электроэнергии могут менять тарифы, и для разных продавцов существуют свои преимущества/недостатки.
Также существует группа поддержки солнечной энергетики под названием Solar Citizens, которая лоббирует справедливую сделку по тарифу на подачу электроэнергии. Установщики солнечных панелей LG могут знать о наиболее дружественных к солнцу розничных продавцах электроэнергии.
Правительство Индонезии, действующее в основном через Государственную электроэнергетическую корпорацию ( Persahaan Listrik Negara, или PLN ), поощряло независимых производителей электроэнергии (НПЭ) инвестировать в сектор электроэнергетики. Многочисленные НПЭ 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 закупке электроэнергии (PPA). Цены сильно варьируются от относительно низких цен для крупных угольных электростанций, таких как угольная электростанция Cirebon , которая начала работу в конце 2012 года, до более высоких цен для небольших геотермальных электростанций, производящих более дорогую электроэнергию из отдаленных мест, таких как геотермальная электростанция Wayang Windu в Западной Яве . Индонезия приняла ряд различных правил FIT для различных форм возобновляемой генерации электроэнергии, например, геотермальной энергии и солнечной фотоэлектрической генерации электроэнергии. Эти правила устанавливают цену, которую PLN должна платить НПЭ в различных различных обстоятельствах, при условии соблюдения предварительных условий.
Организация по возобновляемым источникам энергии Ирана (SUNA; سانا) впервые ввела фиксированный тариф в 2008 году. Закупочная цена в размере 1300 риалов /кВт·ч (900 риалов/кВт·ч в течение 4 ночных часов) была установлена для электроэнергии из всех типов возобновляемых ресурсов. [83] В 2013 году Министерство энергетики ввело новые фиксированные тарифы, которые были установлены на уровне 4442 риалов/кВт·ч (0,15 долл. США). Установленные правительством условия улучшаются, и существуют высокие фиксированные тарифы [FiT]. FiT были недавно повышены и теперь установлены на разумном уровне 0,18 долл. США за кВт·ч для ветра. FiT для солнечных панелей (ниже 10 МВт в час ) были снижены на 27% с 4/2016. Теперь они составляют 4900 риалов/кВт·ч (0,14 долл. США/кВт·ч). В 2016 году правительства изменили тариф [84] и дифференцировали тариф для каждого типа возобновляемой технологии.
REFIT III поддерживает средне- и крупномасштабное производство электроэнергии из биоэнергетических источников, таких как биомасса, биомассовый ТЭЦ и анаэробный ТЭЦ. Схема REFIT администрируется Департаментом коммуникаций, энергетики и природных ресурсов ( DCENR ). Схема была введена в действие после обширного лоббирования со стороны промышленных представительных органов, таких как Ирландская ассоциация биоэнергетики и Ассоциация микроэнергетического производства. [85]
Бытовые и микромасштабные солнечные, ветровые, гидроэлектростанции и ТЭЦ не получают грантовой помощи, субсидий и налоговых вычетов. Для этих клиентов не доступны тарифы Feed-In, а также нет чистого учета. Кооперативное и частное распределение электроэнергии между отдельными объектами недвижимости является незаконным. [86] Тариф Feed-In в размере 9 центов/кВт·ч был доступен от Electric Ireland до декабря 2014 года, когда он был отозван без замены. Доход от этого тарифа Feed-In облагался подоходным налогом в размере до 58%. Других тарифов Feed-In для микромасштабов не существует. [87]
Владельцы домов с подключенными к сети микрогенерирующими системами платят «надбавку за низкое потребление» в размере 9,45 евро за расчетный цикл за импорт менее 2 кВт·ч в день или за то, что они являются чистым экспортером энергии в расчетный период. [88]
2 июня 2008 года Израильское управление коммунальных услуг утвердило тариф на подачу электроэнергии для солнечных электростанций. Тариф ограничен общей установленной мощностью 50 МВт в течение 7 лет, в зависимости от того, что будет достигнуто первым, с максимальной установкой в 15 кВт/ п для жилых помещений и максимальной установкой в 50 кВт/ п для коммерческих . [89] Банк Hapoalim предложил 10-летние кредиты на установку солнечных панелей. [90] Министерство национальной инфраструктуры объявило, что расширит схему тарифа на подачу электроэнергии , включив в нее солнечные электростанции среднего размера мощностью от 50 киловатт до 5 мегаватт . Новая тарифная схема заставила солнечную компанию Sunday Solar Energy объявить, что она инвестирует 133 миллиона долларов в установку фотоэлектрических солнечных батарей в кибуцах , которые являются социальными общинами, делящими доходы между своими членами. [91]
Италия ввела фиксированный тариф в феврале 2007 года. К 2011 году Италия установила 7128 МВт, [92] уступая только Германии (7500 МВт), [93] и снизила FiT. [94]
FiT в размере 42 иен (0,525 долл. США) за кВт·ч в течение 10 лет для систем мощностью менее [ необходимо разъяснение ] 10 кВт и 40 иен (0,50 долл. США) для более крупных систем, но сроком на 20 лет, вступил в силу 1 июля 2012 года. Ставка должна была пересматриваться ежегодно для впоследствии подключенных систем. [95]
Чтобы обеспечить цену второго раунда в размере 37,8 йен/кВт-ч на 20-летний срок действия соглашения о закупке электроэнергии , иностранные инвесторы должны выполнить следующие действия до 31 марта 2014 года:
Проекты, которые завершат вышеуказанные шаги к 31 марта 2014 года, получат право на заключение 20-летнего соглашения о закупке электроэнергии с соответствующей электроэнергетической компанией по цене 37,8 йен/кВтч на 20 лет. [96]
27 марта 2009 года Кабинет министров Нидерландов согласился внедрить некоторые части фиксированного тарифа в ответ на мировой финансовый кризис. [97] Предлагаемое регулирование может скорректировать систему стимулирования квот. По состоянию на лето 2009 года в Нидерландах действовала система субсидий. Бюджет субсидий имеет квоту на различные типы энергии в размере нескольких десятков миллионов евро. Бюджет ветра для ветра почти не использовался, поскольку тарифы слишком низкие. Бюджет 2009 года для ветра на суше составлял 900 МВт (включая неиспользованные 400 МВт с 2008 года); было использовано только 2,5 МВт. Голландские коммунальные службы не обязаны покупать энергию у ветровых парков. Тарифы меняются ежегодно. Это создало неопределенные инвестиционные условия. [ необходимая цитата ] Система субсидий была введена в 2008 году. Предыдущая схема субсидий 2003 года Ministeriële regeling milieukwaliteit elektriciteitsproductie (министерское регулирование по производству экологически чистой электроэнергии), которая финансировалась за счет взимания 100 евро с домохозяйства в год сверх налогов на энергию, была прекращена в 2006 году, поскольку считалась слишком дорогой. [98] В 2009 году голландские ветровые парки все еще строились за счет грантов из старой схемы. Старая и новая схемы субсидий финансировались из общего бюджета.
В 2011 году был на короткое время принят фиксированный тариф, но его действие было прекращено месяц спустя, в феврале. [ необходима цитата ]
В соответствии с португальской энергетической политикой, фиксированные тарифы предлагаются для возобновляемых источников (за исключением крупных гидроэлектростанций), а также для микрораспределенной генерации (например, солнечные фотоэлектрические установки, ветровые электростанции), отходов и когенерации, а также для генерации ТЭЦ из возобновляемых и невозобновляемых источников, причем самые старые тарифы датируются 1998 годом. [103] Самый высокий фиксированный тариф установлен для фотоэлектрических систем, начиная с более чем 500 евро/МВт·ч в 2003 году, а затем снижаясь до 300 евро/МВт·ч; большинство других тарифов неуклонно росли и стабилизировались на уровне от 80 до 120 евро/МВт·ч. [103] Было установлено, что португальская политика имела положительные последствия в период 2000–2010 годов, с сокращением выбросов на 7,2 млн тонн CO2 -экв., увеличением ВВП на 1,557 млрд евро и созданием 160 тысяч рабочих лет. [104] Долгосрочные последствия еще предстоит оценить, поскольку тарифы еще не истекли для самых ранних установок. [104] В 2012 году правительство отменило все фиксированные тарифы для новых установок, приняв закон 215-B/2012 , и по сей день в Португалии нет фиксированных тарифов, и они не планируются. Поскольку налоги выплачиваются сверх каждого реального времени кВт·ч потребленной электроэнергии (составляя +/- €0,24), но только сырая цена на электроэнергию выплачивается при возврате (+/- €0,04), вычитание итогов кВт·ч в конце года невозможно и обойдется португальцам дорого. Поэтому установка батарей 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». [105] В феврале 2015 года ERC согласилась предоставить ставку FIT в размере 8,69 песо за киловатт-час сроком на 20 лет ветряной электростанции Бургос Корпорации по развитию энергетики . [105]
С 2022 года в провинции Западный Кейп в Южной Африке разрешены фиксированные тарифы на электроэнергию (Архивировано 25.01.2022 на Wayback Machine ).
Национальный регулятор энергетики ЮАР ( NERSA ) объявил 31 марта 2009 года о системе фиксированных тарифов, рассчитанных на производство 10 ТВт-ч электроэнергии в год к 2013 году. Тарифы были существенно выше, чем в первоначальном предложении NERSA. Тарифы, дифференцированные по технологиям, должны были выплачиваться в течение 20 лет.
В своем пресс-релизе NERSA заявила, что тарифы основаны на стоимости генерации плюс разумная прибыль. Тарифы на ветровую энергию и концентрированную солнечную энергию были одними из самых привлекательных в мире.
Тариф на ветроэнергетику в размере 1,25 ZAR/кВт·ч (0,104 евро/кВт·ч) оказался выше, чем тариф, предлагаемый в Германии, и выше, чем тариф, предлагаемый в Онтарио, Канада.
Тариф на концентрированную солнечную энергию, 2,10 R/кВт·ч, был ниже, чем в Испании. Пересмотренная программа NERSA последовала за обширными общественными консультациями.
Стефан Гсенгер, генеральный секретарь Всемирной ассоциации ветроэнергетики, сказал: «Южная Африка — первая африканская страна, которая ввела фиксированный тариф на ветроэнергетику. Теперь многие малые и крупные инвесторы смогут внести свой вклад в развитие ветроэнергетики в стране. Такие децентрализованные инвестиции позволят Южной Африке преодолеть текущий энергетический кризис. Это также поможет многим южноафриканским общинам инвестировать в ветровые электростанции и генерировать электроэнергию, новые рабочие места и новые доходы. Мы особенно рады, что это решение было принято вскоре после того, как первый североамериканский закон о фиксированном тарифе был предложен правительством канадской провинции Онтарио». [106]
Однако тариф был отменен до его начала в пользу конкурентного тендера, начатого 3 августа 2011 года. В рамках этого тендера правительство ЮАР планировало закупить 3750 МВт возобновляемой энергии: 1850 МВт наземного ветра, 1450 МВт солнечных фотоэлектрических установок, 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 торгов должен был состояться 4 ноября 2011 года. Ожидалось, что соглашения о закупках будут заключены к июню 2012 года. Проекты должны быть введены в эксплуатацию к июню 2014 года, за исключением проектов CSP, ожидаемых к июню 2015 года.
Испанское законодательство о подаче электроэнергии 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 в соответствии с указом 661/2007 тарифы на фотоэлектрическую энергию были разработаны в рамках отдельного закона из-за ее быстрого роста.
Постановление 1578/2008 разделило установки на две основные группы с дифференцированными тарифами:
Для других технологий установка указа 661/2007:
27 января 2012 года испанское правительство временно прекратило прием заявок на проекты, которые начнут работу после января 2013 года. Строительство и эксплуатация существующих проектов не были затронуты. [107] Электрическая система страны имела дефицит в размере 24 млрд евро. [108] Платежи FiT не внесли существенного вклада в этот дефицит. [109] В 2008 году FiT должен был привести к установке 400 МВт солнечных батарей. Однако он был настолько высок, что было установлено более 2600 МВт. [110] Коммунальные предприятия в Испании сообщили, что у них не было возможности переложить рост затрат на потребителей за счет повышения тарифов, и вместо этого они накапливали дефицит, хотя это оспаривается.
Швейцария ввела так называемую «компенсацию расходов на подачу электроэнергии в электросеть (CRF)» [111] 1 мая 2008 года.
CRF применяется к гидроэнергетике (до 10 мегаватт), фотоэлектричеству, ветровой энергии, геотермальной энергии, биомассе и отходам из биомассы и будет применяться в течение 20 и 25 лет, в зависимости от технологии. Реализация осуществляется через национального оператора сети SWISSGRID . [112]
Несмотря на то, что CRF выглядит высоким, он не оказал большого влияния, поскольку общая сумма «дополнительных» затрат на систему была ограничена. Примерно с 2009 года больше не было проектов, которые могли бы финансироваться. Около 15 000 проектов ожидали выделения денег. Если бы все эти проекты были реализованы, Швейцария могла бы законсервировать все свои атомные электростанции, которые в настоящее время [ когда? ] поставляют 40% ее электроэнергии.
В 2011 году после Фукусимы некоторые местные энергетические компании, в основном принадлежащие деревням и кантонам/провинциям, начали выборочно предлагать собственные тарифы, тем самым вызвав мини-бум.
По состоянию на март 2012 года тариф KEV-FIT для солнечных фотоэлектрических установок был снижен несколько раз до 0,30–0,40 швейцарских франков/кВт·ч (0,33–0,44 долл. США/кВт·ч) в зависимости от размера, но был выше, чем в Германии и большинстве стран остального мира.
Тариф на возобновляемую энергию в Тайване устанавливается Бюро энергетики . Он применяется к большинству возобновляемых источников энергии, а именно: солнечной, ветровой, гидравлической, геотермальной, биомассы, отходов и т. д. [113]
В 2006 году правительство Таиланда ввело тариф, выплачиваемый сверх избегаемых расходов на коммунальные услуги, дифференцированный по типу технологии и размеру генератора и гарантированный на 7–10 лет. Солнечная энергия получила самую высокую сумму — 8 бат/кВт·ч (около 0,27 долл. США/кВт·ч). Крупные проекты по биомассе получили самую низкую — 0,3 бат/кВт·ч (около 1 цента США за кВт·ч). Дополнительные субсидии за кВт·ч были предоставлены для проектов, которые компенсировали использование дизельного топлива в отдаленных районах. [114] По состоянию на март 2010 года 1364 МВт возобновляемой энергии частного сектора были онлайн, а еще 4104 МВт находились в стадии разработки с подписанными PPA. Биомасса составляла большую часть этой мощности: 1292 МВт (онлайн) и 2119 МВт (только PPA). Солнечная электроэнергия была второй, но росла быстрее — 78 МВт онлайн и подписанные PPA на дополнительные 1759 МВт. [115]
Уганда ввела тариф в 2011 году. Компания Uganda Electricity Transmission Company Limited имела лицензию на передачу электроэнергии в стране и была уполномочена Управлением по регулированию электроэнергетики предоставлять следующий тариф FiT для небольших проектов мощностью от 0,5 МВт до 20 МВт. [116]
Украина ввела закон «О фиксированном тарифе» 25 сентября 2008 года. Закон гарантировал доступ к сети для производителей возобновляемой энергии (малые гидроэлектростанции до 10 МВт, ветроэнергетика, биомасса, фотоэлектрические и геотермальные электростанции). Тарифы для производителей возобновляемой энергии устанавливаются национальным регулятором. [117] По состоянию на февраль 2013 года [update]применялись следующие тарифы за кВт·ч: биомасса — 1,3446 грн (0,13 евро), ветроэнергетика — 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 фиксированный тариф корректируется. С 2018 года солнечная энергия составляет 0,18 евро-¢/кВт·ч. В 2020 году украинское правительство, сделав разворот на 180 градусов, заявило, что в текущих условиях зеленый тариф стало финансово сложным для поддержания, и начало переговоры с производителями возобновляемой энергии о возможном снижении зеленого тарифа. После заявления украинского правительства несколько иностранных инвесторов пригрозили инициировать иски по инвестиционным договорам в рамках Договора к Энергетической хартии, что привело к медиации и подписанию 10 июня 2020 года Меморандума о взаимопонимании. 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», что может негативно отразиться на инвесторах в секторе возобновляемой энергетики и увеличивает вероятность исков в рамках Договора к Энергетической хартии против государства. [118]
В октябре 2008 года Соединенное Королевство объявило, что Великобритания внедрит схему к 2010 году в дополнение к своей текущей схеме квот на возобновляемую энергию ( ROCS ). В июле 2009 года тогдашний государственный секретарь Великобритании по энергетике и изменению климата Эд Милибэнд представил детали схемы, которая началась в начале апреля 2010 года. [119]
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. [120] Это было сделано в ответ на то, что европейские спекулянты выстраивались в очередь, чтобы построить огромные солнечные электростанции в Западной стране, которые поглотили бы непропорционально большие суммы фонда. [121]
9 июня 2011 года DECC подтвердила снижение тарифов на солнечные фотоэлектрические системы мощностью свыше 50 кВт после 1 августа 2011 года. [121] Многие [122] были разочарованы решением DECC. [123] Считалось, что общий объем субсидий для солнечной фотоэлектрической промышленности не изменится, но тарифы для крупных систем будут сокращены в пользу более мелких систем. Ускоренный обзор был основан на долгосрочном плане по достижению годовой установки в 1,9 ГВт в 2020 году. [124]
В октябре 2011 года DECC объявила о резком снижении тарифных ставок примерно на 55% с дополнительными сокращениями для общественных или групповых схем. Сокращение должно было вступить в силу с 12 декабря 2011 года, а консультационные мероприятия должны были закончиться 23 декабря 2011 года. Это было успешно оспорено в Верховном суде ходатайством о судебном пересмотре, совместно поданным группой по защите окружающей среды Friends of the Earth и двумя солнечными компаниями — Solarcentury и HomeSun. Решение, вынесенное судьей Миттингом после двухдневного судебного слушания, было воспринято как крупная победа сторонников защиты окружающей среды и солнечной промышленности. Юристы Департамента 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 в размере 43,3 p/kWh. [125]
Ставка 30,7 фунта стерлингов за кВт·ч была доступна для солнечных систем мощностью до 5 МВт, и, следовательно, более крупные системы не строились. [126] Платежи по льготному тарифу не облагаются налогом в Соединенном Королевстве. [127]
По состоянию на апрель 2012 года 263 274 системы общей мощностью 1 152,835 МВт получали платежи FiT. Из них 260 041 были солнечными фотоэлектрическими системами общей мощностью 1 057,344 МВт. [130] Платежи рассчитаны на 25 лет. Типичная фотоэлектрическая система стоимостью £7 500 окупается за 7 лет и 8 месяцев и генерирует £23 610 за 25 лет. [131]
В Соединенном Королевстве фиксированный тариф для новых заявителей закончился 31 марта 2019 года. [132]
В апреле 2009 года законодательные органы 11 штатов рассматривали возможность принятия FiT в качестве дополнения к своим мандатам на возобновляемую электроэнергию. [55]
Комиссия по коммунальным услугам Калифорнии (CPUC) 31 января 2008 года одобрила фиксированный тариф, вступающий в силу немедленно. [133]
В 2010 году Marin Energy Authority запустила первую программу Community Choice Aggregate Feed-in Tariff. Программа была обновлена в ноябре 2012 года и теперь предлагает 20-летние контракты с фиксированной ценой, при этом цены варьируются в зависимости от источника энергии (пиковая, базовая нагрузка, прерывистая) и прогресса в достижении текущего предела программы в 10 МВт.
Муниципальные коммунальные компании ввели пилотные программы льготных тарифов в Пало-Альто и Лос-Анджелесе: Palo Alto CLEAN (Clean Local Energy Accessible Now) — это программа по закупке до 4 МВт электроэнергии, вырабатываемой солнечными электросистемами, расположенными на территории обслуживания CPAU. В 2012 году минимальный размер проекта составлял 100 кВт. Ставки закупки составляют от 12,360 ¢/кВт·ч до 14,003 ¢/кВт·ч в зависимости от срока действия контракта. Город начал принимать заявки 2 апреля 2012 года. [134]
17 апреля 2012 года Совет уполномоченных по водным ресурсам и энергетике Департамента водных ресурсов и энергетики Лос-Анджелеса одобрил демонстрационную программу FiT мощностью 10 МВт. [135]
С 1 января 2010 года законы штата разрешали домовладельцам продавать излишки электроэнергии коммунальной службе. Ранее домовладелец не получал никаких кредитов за перепроизводство в течение года. Чтобы получить скидку California Solar Initiative (CSI), клиенту не разрешалось устанавливать систему, которая намеренно перепроизводит, тем самым поощряя меры по повышению эффективности, которые должны быть установлены после установки солнечных батарей. Этот кредит за перепроизводство не был доступен некоторым муниципальным коммунальным службам, а именно Los Angeles Water and Power.
В феврале 2009 года городские комиссары в Гейнсвилле , Флорида, одобрили первый в стране тариф на подачу солнечной энергии. [55] Программа была ограничена 4 МВт в год. По состоянию на 2011 год Гейнсвилл увеличил выработку электроэнергии с помощью солнечной энергии с 328 кВт до 7391 кВт, что составляет примерно 1,2% от пиковой нагрузки (610 МВт). [136] Программа была приостановлена в 2014 году после того, как было установлено более 18 МВт мощности. [137]
В сентябре 2009 года Комиссия по коммунальным услугам Гавайев потребовала от Hawaiian Electric Company (HECO & MECO & HELCO) платить за возобновляемую энергию, подаваемую в электросеть, цены выше рыночных. Политика предлагает проектам фиксированную цену и стандартный 20-летний контракт. Комиссия PUC планировала пересматривать первоначальный тариф на электроэнергию через два года после начала программы и каждые три года после этого.
Размер проекта был ограничен пятью мегаваттами (МВт) для острова Оаху и 2,72 МВт для Мауи и острова Гавайи . Решение комиссии ограничило общее количество проектов с фиксированным тарифом, введенных в электросеть, на уровне 5% от пиковой нагрузки системы на Оаху, Мауи и острове Гавайи в течение первых двух лет. Уровень 3 все еще ожидал решения и распоряжения, основанных на выводах Рабочей группы по стандартам надежности («доска в доске»).
Ограничения по размеру проектов уровней 2 и 3 различаются в зависимости от острова и технологии. Уровень 2 включает более крупные системы, которые меньше или равны: 100 кВт переменного тока для береговых ветровых и линейных гидроэлектростанций на всех островах; 100 кВт переменного тока для PV и CSP на Ланаи и Молокаи; 250 кВт переменного тока для PV на Мауи и Гавайях; 500 кВт переменного тока для CSP на Мауи и Гавайях; и 500 кВт переменного тока для PV и CSP на Оаху. Уровень 3 охватывает системы, превышающие ограничения уровня 2. [138]
В 2009 году законопроект о тарифе «Feed-In» не был принят. [139] [140] Однако в июне 2009 года была инициирована пилотная программа, доступная для проектов мощностью до 10 МВт. [141] 24 апреля 2013 года Комитет по коммунальным услугам и энергетике штата Мэн должен был рассмотреть новый законопроект: LD1085 «Закон об установлении тарифа на возобновляемую энергию». [142]
Long Island Power Authority (LIPA) приняло фиксированный тариф 16 июля 2012 года для систем от 50 кВт (переменного тока) до 20 МВт (переменного тока) и было ограничено 50 МВт (переменного тока). Поскольку клиенты не могут использовать свою собственную электроэнергию, это фактически 20-летнее соглашение о покупке электроэнергии с фиксированной ставкой , и LIPA сохраняет SREC. Законодательное собрание Нью-Йорка 2012 года не смогло принять закон, который открыл бы рынок SREC в Нью-Йорке, начиная с 2013 года. [143] Оплата составляет 22,5¢/кВт·ч, [144] меньше, чем то, что LIPA платила за пиковую генерацию в разное время. [145] При предполагаемой избежавшей стоимости в 0,075 долл./кВт·ч программа добавила около 0,44 долл./месяц к среднему счету домохозяйства за электроэнергию. [146]
В июне 2009 года в Орегоне была запущена пилотная программа стимулирования объемной солнечной энергии и оплаты. В рамках этой программы стимулирования системы получают оплату за киловатт-часы (кВт-ч), выработанные за 15-летний период, по ставке, установленной на момент регистрации системы в программе. Комиссия по коммунальным услугам штата Орегон (PUC) установила ставки и правила в мае 2010 года. Эта программа была предложена тремя коммунальными предприятиями, принадлежащими инвесторам, в Орегоне и администрировалась коммунальными предприятиями. PUC планировала периодически пересматривать ставки. Затраты на программу возмещались за счет коммунальных тарифов, а системы, принадлежащие коммунальным предприятиям, не имели права на стимулирование.
Ограничение на установку пилотной программы было ограничено совокупным ограничением в 25 мегаватт (МВт) солнечных фотоэлектрических (PV) систем с максимальным ограничением размера системы в 500 киловатт (кВт). Совокупное ограничение программы должно было быть распределено поровну на четыре года, при этом 6,25 МВт мощности имели право на получение стимула каждый год. Совокупное ограничение было разделено на основе выручки от розничных продаж 2008 года. У PGE было ограничение в 14,9 МВт, у Pacific Power — 9,8 МВт, а у Idaho Power — 0,4 МВт. Программа Idaho Power была ограничена установками в жилых помещениях. Тарифы различались в зависимости от размера системы и географической зоны. Малые и средние системы участвовали в программе, смоделированной на основе чистого учета. Более крупные системы участвовали в конкурсе. Участвующие фотоэлектрические системы должны быть подключены к сети, иметь счетчики и соответствовать всем применимым нормам и правилам. Системы должны быть «установлены постоянно».
Системы мощностью 100 кВт или меньше могли участвовать на основе чистого учета. Генерирующая мощность в 20 МВт совокупного лимита была зарезервирована для части чистого учета, при этом 12 МВт были доступны для жилых домов и 8 МВт были доступны для небольших коммерческих систем. Эти жилые и небольшие коммерческие системы оплачивались за объем произведенной электроэнергии, вплоть до объема потребленной электроэнергии. По сути, клиентам платили за объем потребления коммунальной электрической нагрузки, который компенсировался локальной генерацией. В отличие от типичных тарифов на подачу электроэнергии, клиенты могут потреблять электроэнергию, произведенную на месте, и получать стимул производства — или объемный стимулирующий платеж — за объем произведенной и потребленной электроэнергии. Чтобы устранить извращенный стимул к увеличению потребления электроэнергии для получения большей оплаты, система должна была быть соответствующим образом рассчитана для удовлетворения среднего потребления электроэнергии. Тарифы определялись PUC на основе годовой стоимости системы и годового объема производства энергии, дифференцированного по географическим зонам. Оценки затрат основывались на данных об установке от Energy Trust of Oregon . Фактические тарифы, выплачиваемые потребителю-генератору, представляли собой объемный стимулирующий тариф за вычетом розничного тарифа. Ставки стимулирования по объему должны были пересматриваться каждые шесть месяцев. Ставки для программы стимулирования на основе производительности варьировались от $0,25/кВт·ч до $0,411/кВт·ч. [147]
Вермонт принял фиксированные тарифы 27 мая 2009 года в рамках Закона штата Вермонт об энергетике 2009 года. Генераторы должны обладать мощностью не более 2,2 МВт, а участие ограничено 50 МВт в 2012 году, лимит, который увеличился на 5-10 МВт/год до общей суммы 127,5 МВт в 2022 году. [148] Платежи составляли 24¢/кВт·ч для солнечной энергии, которая была увеличена до 27,1¢/кВт·ч в марте 2012 года, и 11,8¢/кВт·ч для ветра более 100 кВт и 25,3¢/кВт·ч для ветровых турбин до 100 кВт. Другие квалификационные технологии включали метан, гидро и биомассу. [149] Программа SPEED в Вермонте предусматривала 20% возобновляемой энергии к 2017 году и 75% к 2032 году. Программа была полностью подписана в 2012 году. Платежи рассчитаны на 25 лет. [150]
На территории действовала программа чистого учета, которая оплачивала энергию, возвращаемую в сеть, по розничной ставке. Тариф колебался ежемесячно около 23 центов за киловатт. Программа ежемесячно зачисляла средства на счет поставщика, а не производила фактические платежи. В конце финансового года (июнь) любые излишки оплачивались по фиксированной ставке 10 центов за кВт, из которых 25% удерживалось для государственных школ. Для участия в программе требовались страховка и средства для отключения системы, доступные снаружи здания, а также определенные марки оборудования, предписанные 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)