Tarifa feed-in - Feed-in tariff

Uma tarifa feed-in ( FIT , FiT , contrato de oferta padrão , tarifa renovável avançada ou pagamentos de energia renovável ) é um mecanismo de política projetado para acelerar o investimento em tecnologias de energia renovável , oferecendo contratos de longo prazo para produtores de energia renovável. Seu objetivo é oferecer compensação baseada em custos para produtores de energia renovável, proporcionando certeza de preço e contratos de longo prazo que ajudam a financiar investimentos em energia renovável. Normalmente, os FITs atribuem preços diferentes a diferentes fontes de energia renovável, a fim de incentivar o desenvolvimento de uma tecnologia em detrimento de outra. Por exemplo, tecnologias como energia eólica e solar fotovoltaica recebem um preço mais alto por kWh do que a energia das marés . Os FITs costumam incluir uma "degressão", uma diminuição gradual do preço ou tarifa, a fim de acompanhar e encorajar as reduções de custos tecnológicos.

Descrição

Os FITs normalmente incluem três disposições principais:

  • acesso garantido à rede
  • contratos de longo prazo
  • preços de compra baseados em custos

Sob uma tarifa feed-in, geradores de eletricidade renovável elegíveis , incluindo proprietários, proprietários de negócios, agricultores e investidores privados, recebem um preço baseado no custo pela eletricidade renovável que fornecem à rede. Isso permite o desenvolvimento de diversas tecnologias (eólica, solar, biogás, etc.) e oferece aos investidores um retorno razoável. Este princípio foi explicado na Lei de Fontes de Energia Renovável de 2000 da Alemanha :

As taxas de compensação ... foram determinadas através de estudos científicos, desde que as taxas identificadas devam permitir que uma instalação - quando gerida de forma eficiente - seja explorada de forma rentável, com base na utilização de estado-de -the-art tecnologia e dependendo das fontes de energia renováveis naturalmente disponíveis em um dado ambiente geográfico.

-  Lei de Fontes de Energia Renovável de 2000

Como resultado, a tarifa (ou taxa) pode diferir por tecnologia, localização (por exemplo, telhado ou montado no solo para projetos solares fotovoltaicos ), tamanho (escala residencial ou comercial) e região. As tarifas são normalmente projetadas para diminuir ao longo do tempo para rastrear e encorajar mudanças tecnológicas.

Normalmente, os FITs oferecem um contrato de compra garantida por longos períodos (15 a 25 anos).

As taxas baseadas no desempenho dão incentivos aos produtores para maximizar a produção e a eficiência de seus projetos.

A partir de 2019, políticas tarifárias feed-in foram promulgadas em mais de 50 países, incluindo Argélia, Austrália, Áustria, Bélgica, Brasil, Canadá, China, Chipre, República Tcheca, Dinamarca, Estônia, França, Alemanha, Grécia, Hungria, Irã, República da Irlanda, Israel, Itália, Quênia, República da Coréia, Lituânia, Luxemburgo, Holanda, Malta, Paquistão, Portugal, África do Sul, Espanha, Suíça, Tanzânia, Tailândia, Turquia e Reino Unido. No início de 2012, na Espanha, a administração Rajoy suspendeu a tarifa feed-in para novos projetos.

Em 2008, uma análise detalhada da Comissão Europeia concluiu que "regimes de tarifas feed-in bem adaptados são geralmente os esquemas de apoio mais eficientes e eficazes para a promoção da eletricidade renovável". Esta conclusão foi apoiada por outras análises, incluindo a Agência Internacional de Energia , a Federação Europeia para as Energias Renováveis , bem como o Deutsche Bank .

Uma tarifa feed-in pode diferenciar com base no custo marginal. Esta é uma alternativa teórica que se baseia no conceito de diferenciação de preços (Finon). Sob tal política, o preço da tarifa varia de algum nível ligeiramente acima da taxa à vista até o preço necessário para obter o nível ótimo de produção determinado pelo governo. As empresas com custos marginais mais baixos recebem preços na extremidade inferior do espectro que aumentam suas receitas, mas não tanto quanto sob a tarifa feed-in uniforme. Os produtores mais marginais enfrentam o preço tarifário mais alto. Esta versão da política tem dois objetivos. O primeiro é reduzir a lucratividade de alguns locais de produção.

Muitas fontes renováveis ​​são altamente dependentes de sua localização. Por exemplo, as turbinas eólicas são mais lucrativas em locais com vento, e as usinas solares são melhores em locais ensolarados. Isso significa que os geradores tendem a se concentrar nesses locais mais lucrativos. A tarifa diferenciada visa tornar mais rentáveis ​​os locais menos produtivos naturalmente e assim distribuir os geradores que muitos consideram um bem indesejável na área (Finon). Imagine cortar todas as florestas para construir parques eólicos; isso não seria bom para o meio ambiente. Isso, no entanto, leva a uma produção menos econômica de eletricidade renovável, uma vez que os locais mais eficientes são subutilizados. O outro objetivo das tarifas diferenciadas pelo custo marginal é reduzir o custo do programa (Finon). Ao abrigo da tarifa uniforme, todos os produtores recebem o mesmo preço, por vezes superior ao preço necessário para os incentivar a produzir. A receita adicional se traduz em lucro. Assim, a tarifa diferenciada tenta dar a cada produtor o que é necessário para manter a produção, de modo que a quantidade ótima de produção de energia renovável no mercado possa ser alcançada (Finon).

Em geral, e à luz da globalização incipiente, as tarifas feed-in estão colocando problemas crescentes do ponto de vista do comércio, já que sua implementação em um país pode facilmente afetar indústrias e políticas de outros, exigindo assim uma coordenação idealmente global de tratamento e imposição de tal instrumento de política, que poderia ser alcançado na Organização Mundial do Comércio.

Compensação

Noções básicas sobre tarifas de alimentação e conexões do medidor de contrato de compra de energia

Existem três métodos de compensação.

  • Tarifa feed-in - a compensação está acima do varejo e, à medida que a porcentagem de adotantes aumenta, o FIT é reduzido à taxa de varejo.
  • Medição líquida  - permite que os produtores consumam eletricidade da rede, por exemplo, quando o vento pára. Os créditos normalmente são transferidos para períodos futuros. Os pagamentos (à concessionária ou ao consumidor) dependem do consumo líquido.
  • Power Purchase Agreement (PPA) - paga pela geração de eletricidade e normalmente fica abaixo da tarifa de varejo, embora no caso da energia solar possa em alguns países ser mais alta, pois a energia solar em muitos países gera em horários de pico de demanda.

História

Estados Unidos

A primeira forma de tarifa feed-in (com outro nome) foi implementada nos Estados Unidos em 1978 pelo presidente Jimmy Carter , que assinou a Lei Nacional de Energia (NEA). Essa lei incluía cinco leis distintas, uma das quais era a Lei de Políticas Regulatórias de Serviços Públicos (PURPA). O objetivo da Lei Nacional de Energia era encorajar a conservação de energia e desenvolver novos recursos energéticos, incluindo energias renováveis , como energia eólica, solar e geotérmica.

Dentro do PURPA havia uma disposição que exigia que as concessionárias comprassem eletricidade gerada de produtores de energia independentes qualificados a taxas que não excediam o custo evitado. Os custos evitados foram projetados para refletir o custo que uma concessionária incorreria para fornecer a mesma geração elétrica. Diferentes interpretações do PURPA prevaleceram na década de 1980: algumas concessionárias e comissões estaduais de concessionárias interpretaram os custos evitados como sendo custos de combustível evitados, enquanto outros optaram por definir "custos evitados" como o "custo marginal de longo prazo evitado" de geração. Os custos de longo prazo referem-se ao custo previsto da eletricidade nos próximos anos. Esta última abordagem foi adotada pela Califórnia em seu Contrato de Oferta Padrão nº 4. Outra disposição incluída na lei PURPA foi que as concessionárias foram impedidas de possuir mais de 50% dos projetos, para incentivar novos participantes.

Para cumprir o PURPA, alguns estados começaram a oferecer Contratos de Oferta Padrão aos produtores. A Comissão de Utilidade Pública da Califórnia estabeleceu uma série de Contratos de Oferta Padrão, incluindo a Oferta Padrão No.4 (SO4), que fazia uso de preços fixos, com base no custo de geração esperado de longo prazo. As estimativas de longo prazo dos custos de eletricidade baseavam-se na crença (amplamente difundida na época) de que os preços do petróleo e gás continuariam a aumentar. Isso levou a um cronograma cada vez maior de preços fixos de compra, projetados para refletir os custos evitados de longo prazo da nova geração elétrica. Em 1992, produtores privados de energia tinham instalado aproximadamente 1.700 MW de capacidade eólica na Califórnia, alguns dos quais ainda estão em serviço hoje. A adoção do PURPA também levou a uma geração significativa de energia renovável em estados como Flórida e Maine.

Apesar disso, o PURPA mantém conotações negativas no setor de eletricidade dos Estados Unidos. Quando os preços do petróleo e do gás despencaram no final dos anos 1980, os Contratos de Oferta Padrão que foram assinados para encorajar o desenvolvimento de novas energias renováveis ​​pareciam altos em comparação. Como resultado, os contratos PURPA passaram a ser vistos como um encargo caro para os contribuintes de eletricidade.

Outra fonte de oposição ao PURPA derivou do fato de que ele foi projetado para incentivar a geração de serviços não públicos. Isso foi interpretado como uma ameaça por muitas grandes empresas de serviços públicos, principalmente fornecedores monopolistas. Como resultado de seu incentivo à geração não utilitária, o PURPA também foi interpretado como um passo importante no sentido de aumentar a concorrência.

Europa

Em 1990, a Alemanha adotou sua "Stromeinspeisungsgesetz" (StrEG), ou "Lei sobre a distribuição de eletricidade na rede". A StrEG exigia que as concessionárias comprassem eletricidade gerada de fornecedores de energia renovável a uma porcentagem do preço de varejo da eletricidade em vigor. O percentual oferecido à energia solar e eólica foi fixado em 90% do preço da eletricidade residencial, enquanto outras tecnologias, como energia hidrelétrica e fontes de biomassa, receberam percentuais que variam de 65% a 80%. Um limite de projeto de 5 MW foi incluído.

Embora o StrEG da Alemanha tenha sido insuficiente para encorajar tecnologias mais caras, como a fotovoltaica, ele se mostrou relativamente eficaz no incentivo a tecnologias de custo mais baixo, como a eólica, levando à implantação de 4.400 MW de nova capacidade eólica entre 1991 e 1999, representando aproximadamente um terço da capacidade global capacidade naquele momento.

Um desafio adicional que StrEG abordou foi o direito de se interconectar à rede. A StrEG garantiu o acesso à rede de produtores de eletricidade renovável. Leis de feed-in semelhantes baseadas em porcentagens foram adotadas na Espanha, bem como na Dinamarca na década de 1990.

Lei de Fontes de Energia Renovável da Alemanha

A lei de feed-in da Alemanha passou por uma grande reestruturação em 2000 para se tornar a Lei de Fontes de Energia Renovável (2000) (em alemão : Erneuerbare-Energien-Gesetz ou EEG ). O título longo é um ato de dar prioridade às fontes de energia renováveis. Em sua nova forma, a lei provou ser uma estrutura política altamente eficaz para acelerar a implantação de energias renováveis. Mudanças importantes incluídas:

  • os preços de compra foram baseados no custo de geração - isso levou a preços diferentes para diferentes tecnologias e para projetos de tamanhos variados
  • utilitários foram autorizados a participar
  • as taxas foram projetadas para diminuir anualmente com base nas reduções de custos esperadas, conhecidas como 'degressão tarifária'

Como foi muito bem-sucedida, a política alemã (emendada em 2004, 2009 e 2012) foi freqüentemente usada como referência contra a qual outras políticas tarifárias feed-in foram consideradas. Outros países seguiram a abordagem alemã. Os contratos de longo prazo são normalmente oferecidos de forma não discriminatória a todos os produtores de energia renovável. Como os preços de compra são baseados nos custos, os projetos operados com eficiência geram uma taxa de retorno razoável. Este princípio foi declarado no ato:

“As taxas de compensação ... foram determinadas através de estudos científicos, desde que as taxas identificadas devam permitir que uma instalação - quando gerida de forma eficiente - seja operada de forma rentável, com base na utilização de estado- tecnologia de ponta e dependendo das fontes de energia renováveis ​​naturalmente disponíveis em um determinado ambiente geográfico. "

-  Lei de Fontes de Energia Renovável (2000)

As políticas de tarifa feed-in normalmente visam um retorno de 5 a 10%. O sucesso da energia fotovoltaica na Alemanha resultou em uma queda nos preços da eletricidade de até 40% durante os horários de pico de produção, com economias entre € 520 milhões e € 840 milhões para os consumidores. A economia para os consumidores significou, inversamente, reduções na margem de lucro das grandes empresas de energia elétrica , que reagiram fazendo lobby junto ao governo alemão, que reduziu os subsídios em 2012. O aumento da participação da energia solar na Alemanha também teve o efeito do fechamento do gás e do carvão. usinas de geração queimadas.

Freqüentemente, toda a energia produzida é fornecida à rede, o que faz com que o sistema funcione como um PPA de acordo com a desambiguação acima, no entanto, não há necessidade de um contrato de compra com uma concessionária, mas a tarifa de alimentação é administrada pelo estado, portanto, o termo "tarifa feed-in" (alemão "Einspeisetarif") é geralmente usado. Por volta de 2012, outros tipos de contratos tornaram-se mais usuais, porque PPAs eram apoiados e para projetos solares de pequena escala, o uso direto de energia se tornou mais atraente quando a tarifa de aquisição tornou-se mais baixa do que os preços da energia comprada.

Em 1 de agosto de 2014, uma revisão da Lei das Fontes de Energia Renovável entrou em vigor. Corredores de implantação específicos agora estipulam até que ponto a energia renovável deve ser expandida no futuro e as taxas de financiamento (tarifas feed-in) para a nova capacidade gradualmente não serão mais definidas pelo governo, mas serão determinadas em leilão; começando com a planta solar montada no solo. Isso representou uma grande mudança na política e será estendido a partir de 2017 com processos de licitação para energia eólica onshore e offshore.

Efeitos nas taxas de eletricidade

Os FiTs aumentaram e diminuíram os preços da eletricidade.

Os aumentos nas tarifas de eletricidade ocorreram quando o financiamento para o regime de tarifa feed-in é fornecido pelos contribuintes por meio de uma sobretaxa em suas contas de eletricidade. Na Alemanha, esta abordagem para financiar a tarifa feed-in adicionou 6,88 cEUR por kWh à tarifa de eletricidade para consumidores residenciais em 2017. No entanto, a energia renovável pode reduzir os preços do mercado à vista por meio do efeito de ordem de mérito , a prática de usar fósseis de custo mais alto instalações de combustível somente quando a demanda excede a capacidade das instalações de custo mais baixo. Isso levou a reduções do preço da eletricidade na Espanha, Dinamarca e Alemanha.

Paridade da grade

A paridade da rede ocorre quando o custo de uma tecnologia alternativa para a produção de energia elétrica coincide com a média existente para a área. A paridade pode variar no tempo (ou seja, durante o dia e ao longo dos anos) e no espaço (ou seja, geograficamente). O preço da eletricidade da rede varia muito, desde áreas de alto custo, como Havaí e Califórnia, até áreas de custo mais baixo, como Wyoming e Idaho. Em áreas com preços por hora do dia, as taxas variam ao longo do dia, aumentando durante os horários de alta demanda (por exemplo, das 11h às 20h) e diminuindo durante os horários de baixa demanda.

Em algumas áreas, a energia eólica, o gás de aterro e a geração de biomassa já são mais baratos do que a eletricidade da rede. A paridade já foi alcançada em áreas que usam tarifas feed-in. Por exemplo, o custo de geração de sistemas de gás de aterro sanitário na Alemanha é atualmente inferior ao preço médio do mercado à vista de eletricidade. Em áreas remotas, a eletricidade da energia solar fotovoltaica pode ser mais barata do que construir novas linhas de distribuição para conectar à rede de transmissão.

Alternativas e complementos de políticas

Os Padrões de Portfólio Renovável (RPS) e subsídios criam mercados protegidos para energia renovável. O RPS exige que as concessionárias obtenham uma porcentagem mínima de sua energia de fontes renováveis. Em alguns estados, as concessionárias podem adquirir Certificados de Energia Renovável (EUA), Sistema de Certificado de Energia Renovável (UE), Registro de Certificados de Energia Renovável (AUS) para atender a esse requisito. Esses certificados são emitidos para produtores de energia renovável com base na quantidade de energia que alimentam na rede. Vender os certificados é outra forma de o produtor renovável complementar suas receitas.

Os preços dos certificados flutuam com base na demanda geral de energia e na competição entre os produtores de energias renováveis. Se a quantidade de energia renovável produzida exceder a necessária, os preços dos certificados podem cair, como aconteceu com o comércio de carbono na Europa. Isso pode prejudicar a viabilidade econômica dos produtores renováveis.

Os sistemas de cotas favorecem grandes geradores verticalmente integrados e empresas multinacionais de eletricidade, até porque os certificados são geralmente expressos em unidades de um megawatt-hora. Eles também são mais difíceis de projetar e implementar do que um FIT.

Obrigar tarifas dinâmicas para atualizações de medidores iniciadas pelo cliente (incluindo para consumo de energia distribuída) pode ser uma maneira mais econômica de acelerar o desenvolvimento de energia renovável.

Por país

As leis de tarifas feed-in estavam em vigor em 46 jurisdições em todo o mundo em 2007. As informações sobre as tarifas solares podem ser encontradas em uma forma consolidada, no entanto, nem todos os países estão listados nesta fonte.

Argélia

Para cobrir os custos adicionais de produção de eletricidade a partir de fontes renováveis ​​e os custos de diversificação, os produtores de eletricidade a partir de fontes renováveis ​​recebem um bônus por cada kWh produzido, comercializado ou consumido. Para eletricidade gerada apenas a partir de calor solar ou radiante, o bônus é de 300% do preço por kWh de eletricidade produzida pelo operador de mercado definido pela Lei 02-01 de 22 Dhu El Kaada 1422 correspondente a 5 de fevereiro de 2002 até a contribuição mínima de energia solar a energia representa 25% de toda a energia primária. Para a eletricidade gerada a partir de instalações que utilizam sistemas solares térmicos híbridos solar-gás, o bônus é de 200% do preço por kWh.

Para contribuições de energia solar abaixo de 25%, o referido bônus é pago nas seguintes condições:

Solar Share Bônus
> 25% 200%
20% a 25% 180%
15% a 20% 160%
10% a 15% 140%
5% a 10% 100%
0 a 5% 0

O preço da eletricidade é fixado pela CREG (Comissão Reguladora do Gás e Eletricidade). De acordo com a última decisão que o fixou, o consumidor paga sua energia elétrica da seguinte forma:

  • 1,77 DZD / kWh para um consumo inferior a 41,6 kWh / mês.
  • 4,17 DZD / kWh para um consumo superior a 41,6 kWh / mês.

Outros consumidores (indústria, agricultura ... etc.) Pagam 4,17 DZD / kWh.

A tarifa feed-in fornece bônus para eletricidade gerada por cogeração de 160%, considerando o uso de energia térmica de 20% de toda a energia primária utilizada. Os bônus para eletricidade gerada por energia solar e cogeração são cumulativos. A remuneração da energia elétrica gerada é garantida ao longo de toda a vida útil da usina.

Austrália

As tarifas feed-in foram introduzidas em 2008 na Austrália do Sul e Queensland , em 2009 no Território da Capital da Austrália e em Victoria e em 2010 em Nova Gales do Sul , Tasmânia e Austrália Ocidental . O Território do Norte oferece apenas esquemas de tarifas feed-in locais. Um esquema federal uniforme para substituir todos os esquemas estaduais foi proposto pela senadora dos Verdes da Tasmânia, Christine Milne , mas não foi aprovado. Em meados de 2011, a tarifa feed-in em NSW e ACT foi fechada para novos geradores, uma vez que o limite de capacidade instalada foi atingido. Em NSW, tanto a tarifa feed-in quanto o limite foram reduzidos, devido às configurações originais excessivamente generosas. O novo governo conservador vitoriano substituiu a tarifa feed-in original por uma tarifa feed-in transitória menos generosa de 25 centavos por quilowatt-hora para qualquer excesso de energia gerado para o uso do gerador, enquanto se aguarda o resultado de uma investigação pela Concorrência e Eficiência de Victoria Comissão. Isso não atende à definição normal e foi referido como uma "tarifa feed-in falsa". Na verdade, é uma medição líquida com um pagamento por qualquer crédito de quilowatt, em vez da rolagem normal.

Canadá

Ontário introduziu uma tarifa feed-in em 2006, revisada em 2009 e 2010, aumentando de 42 ¢ / kWh para 80,2 ¢ / kWh para projetos fotovoltaicos ligados à rede em microescala (≤10 kW) e diminuindo para 64,2 ¢ / kWh para inscrições recebidas após 2 de julho de 2010. As inscrições recebidas antes dessa data tinham até 31 de maio de 2011 para instalar o sistema e receber a taxa mais alta. O programa FiT de Ontário inclui um cronograma de tarifas para projetos maiores, até e incluindo parques solares de 10 MW a uma taxa reduzida. Em abril de 2010, várias centenas de projetos foram aprovados, incluindo 184 projetos de grande escala, no valor de US $ 8 bilhões. Em abril de 2012, 12.000 sistemas foram instalados e a taxa diminuiu para 54,9 ¢ / kWh, para aplicações recebidas após 1 de setembro de 2011. A tabela de preços em 2013 revisou os preços da energia solar para 28-38 ¢ / kWh.

Ano Taxa solar (CAD ¢ / kWh)
2006 42
2009 80,2
2010 64,2
2012 54,9
2013 28-38
2016 20,9-31,3
2017 19,2-31,1

China

Em agosto de 2011, uma tarifa solar nacional foi emitida em cerca de US $ 0,15 por kWh.

A China definiu uma tarifa para novas usinas eólicas em terra em um movimento para ajudar os operadores de projeto em dificuldades a obter lucros. A Comissão Nacional de Desenvolvimento e Reforma (NDRC), órgão de planejamento econômico do país, anunciou quatro categorias de projetos eólicos onshore, que, de acordo com a região, poderão aplicar as tarifas. As áreas com melhores recursos eólicos terão tarifas mais baixas, enquanto aquelas com menor produção poderão acessar tarifas mais generosas.

As tarifas são fixadas em 0,51 yuans (US 0,075, GBP 0,05), 0,54 yuans, 0,58 yuans e 0,61 yuans. Isso representa um prêmio significativo na taxa média de 0,34 yuans por quilowatt-hora pago a geradores de eletricidade a carvão.

República Checa

A República Tcheca introduziu uma tarifa com a lei no. 180/2005 em 2005. A tarifa é garantida por 15–30 anos (dependendo da fonte). As fontes apoiadas são pequenas centrais hidrelétricas (até 10 MW), biomassa, biogás, eólica e fotovoltaica. Em 2010, a tarifa mais alta era de 12,25 CZK / kWh para pequenos fotovoltaicos. Em 2010 foram instalados mais de 1200 MW de energia fotovoltaica, mas no final do ano o FiT foi eliminado para sistemas maiores e reduzido em 50% para sistemas menores. Em 2011, não foram instalados sistemas fotovoltaicos .

Egito

Em 20 de setembro de 2014, o Ministério da Eletricidade anunciou o novo preço da tarifa feed-in (FIT) para a eletricidade gerada a partir de fontes de energia novas e renováveis ​​para residências e empresas do setor privado. O FIT será aplicado em duas fases, a data oficial de aplicação da primeira fase é 27 de outubro de 2014 e a segunda fase a ser aplicada dois anos após a primeira fase (que foi lançada a 28 de outubro de 2016).

A tarifa de energia durante a primeira fase foi dividida em cinco categorias; O preço de compra por quilowatt-hora (KWh) para geração solar residencial é EGP 0,848. Para instalações não residenciais de menos de 200 quilowatts de capacidade de geração instalada, o preço sobe para 0,901 EGP / KWh. A terceira categoria, entre 200 e 500 quilowatts, receberá 0,973 EGP / KWh. A quarta e quinta categorias de instalações não residenciais são pagas em dólares, para atrair investimentos estrangeiros, com a quarta categoria, variando de 500 quilowatts a 20 megawatts, paga US $ 0,136 / KWh (com 15% da tarifa atrelada à taxa de câmbio de 7,15 EGP por USD). A última categoria, que vai de 20 a 50 MW, receberá US $ 0,1434 / KWh. Por outro lado, o preço de compra da energia eólica é baseado no número de horas de operação e é mais elaborado do que a tarifa solar. Ele cobre horas de operação que variam de 2.500 a 4.000 horas, com taxas decrescentes de compra que variam de US $ 0,1148 / KWh até US $ 0,046 / KWh.

Na segunda fase, as categorias de geração solar foram reduzidas para quatro, com a tarifa da categoria residencial elevada para 1,0288 EGP / KWh. A segunda categoria, instalações não residenciais de menos de 500 KW, tem um preço de compra de 1,0858 EGP / KWh. A terceira e quarta categorias, instalações não residenciais entre 500 KW e 20 MW e entre 20 MW e 50 MW, têm tarifa de compra de US $ 0,0788 / KWh e US $ 0,084 / KWh, respectivamente (com 30% da tarifa indexada na bolsa taxa de 8,88 EGP por USD).

O governo comprará a eletricidade gerada pelos investidores, levando em consideração a inflação, enquanto o consumo será pago em moeda local e as taxas de depreciação revisadas após dois anos. O Ministério das Finanças fornecerá financiamento bancário subsidiado concessional para famílias e instituições usando menos de 200 KW a uma taxa de 4% e 8% para 200-500 KW. O governo está preparando uma lei que permitiria que terras estatais fossem disponibilizadas para novos projetos de produção de energia em regime de usufruto em troca de 2% da energia produzida. As empresas de eletricidade serão obrigadas a comprar e transportar a energia. O novo sistema tarifário também inclui uma redução na alfândega sobre suprimentos de produção de energia nova e renovável em 2%, enquanto a proporção de financiamento bancário foi definida em 40–60%. O governo espera que a energia nova e renovável seja responsável por 20% da matriz energética total do Egito até 2020.

União Europeia

A União Europeia não opera nem incentiva necessariamente regimes de tarifas feed-in, sendo esta uma questão da competência dos países membros.

No entanto, os regimes de tarifas de aquisição na Europa foram contestados ao abrigo da legislação europeia por constituírem um auxílio estatal ilegal . A PreussenElektra abriu um processo relativo à Lei Alemã de Alimentação de Eletricidade ( Stromeinspeisungsgesetz ). Em 2001, o Tribunal de Justiça Europeu (TJE) decidiu que os acordos alemães não constituíam um auxílio estatal. O tribunal concluiu que:

Disposições legais de um Estado-Membro que, em primeiro lugar, exigem que as empresas privadas de fornecimento de eletricidade comprem eletricidade produzida na sua área de fornecimento a partir de fontes de energia renováveis ​​a preços mínimos superiores ao valor económico real desse tipo de eletricidade e, em segundo lugar, distribuam o financiamento O encargo resultante desta obrigação entre essas empresas de fornecimento de electricidade e os operadores privados da rede eléctrica a montante não constitui um auxílio estatal na acepção do no 1 do artigo 92.o do Tratado CE.

-  Tribunal de Justiça Europeu, Luxemburgo, 13 de março de 2001

A proposta de Parceria de Comércio e Investimento Transatlântico (TTIP) acordo de comércio agora ameaça feed-in reviravolta regimes tarifários em toda a União Europa. O projeto do capítulo de energia do TTIP, divulgado para o The Guardian em julho de 2016, determina que os operadores de redes de energia concedam acesso a gás e eletricidade "em condições comerciais que sejam razoáveis, transparentes e não discriminatórias, incluindo entre os tipos de energia". Isso abriria os esquemas de tarifas feed-in para desafios comerciais, incluindo o usado pela Alemanha. O MEP Verde Claude Turmes declarou: "Estas propostas [TTIP] são completamente inaceitáveis. Elas sabotariam a capacidade dos legisladores da UE de privilegiar as energias renováveis ​​e a eficiência energética sobre os combustíveis fósseis insustentáveis. Esta é uma tentativa de minar a democracia na Europa."

França

O procedimento administrativo para sistemas fotovoltaicos montados no solo sofreu alterações significativas no final de 2009. A distinção entre segmentos baseou-se essencialmente na capacidade, o que determina a complexidade do processo administrativo. Em 15 de setembro de 2011, foi lançado um concurso para projetos fotovoltaicos superiores a 250 kW p . Os projetos deviam ser analisados ​​com base em múltiplos critérios, incluindo a tarifa solicitada pelo candidato.

Tarifas feed-in para sistemas fotovoltaicos de abril a junho de 2016
Tipo de bônus de integração Capacidade (kW p ) Tarifas feed-in (€ - ¢ / kWh)
Integração total 0-9 24,63
Integração simplificada 0-36 13,27
36-100 12,61
Não integrado <12000 5,80

Alemanha

Introduzida pela primeira vez em 2000, a Lei das Fontes de Energia Renovável (em alemão : Erneuerbare-Energien-Gesetz ) é revisada regularmente. Seu antecessor foi o Stromeinspeisegesetz 1991 . Em maio de 2008, o custo do programa adicionou cerca de € 1,01 (US $ 1,69) a cada conta mensal de eletricidade residencial. Em 2012, os custos aumentaram para € 0,03592 / kWh. No entanto, pela primeira vez em mais de dez anos, os preços da eletricidade para clientes domésticos caíram no início de 2015.

As tarifas de eletricidade fotovoltaica variam de acordo com o tamanho e a localização do sistema. Em 2009, as tarifas foram aumentadas para eletricidade imediatamente consumida em vez de fornecida à rede com retornos crescentes se mais de 30% da produção total for consumida no local. O objetivo é incentivar a gestão do lado da demanda e ajudar a desenvolver soluções para a intermitência da energia solar. A duração da tarifa é geralmente de 20 anos civis mais o ano de instalação. Os sistemas recebem a tarifa em vigor no momento da instalação para todo o período.

A tarifa feed-in, em vigor desde 1 de agosto de 2004, foi modificada em 2008. Em vista das taxas de crescimento inesperadamente altas, a depreciação foi acelerada e uma nova categoria (> 1000 kW p ) foi criada com uma tarifa mais baixa. O prêmio de fachada foi abolido. Em julho de 2010, a Lei das Fontes de Energia Renovável foi novamente alterada para reduzir as tarifas em mais 16%, além da depreciação anual normal, uma vez que os preços dos painéis fotovoltaicos caíram drasticamente em 2009. A duração do contrato é de 20 anos.

Grécia

As tarifas PV Feed-in para 2013 são:

Tarifas feed-in - Fotovoltaica (PV)
Taxa FIT (€ / MWh)
Tamanho Roof-Top Terrestre
≤100 kW p 120 120
> 100 kW p 95 95

Índia

A Índia inaugurou seu mais recente programa de energia solar em janeiro de 2010. A Missão Solar Nacional Jawaharlal Nehru (JNNSM) foi oficialmente anunciada pelo Primeiro Ministro da Índia em 12 de janeiro. Esse programa visava instalar 20 GW de energia solar até 2022. A primeira fase desse programa visava a 1.000 MW, mediante o pagamento de uma tarifa fixada pela Central Electricity Regulatory Commission (CERC) da Índia. Embora em espírito esta seja uma tarifa feed-in, várias condições afetam o tamanho do projeto e a data de comissionamento. A tarifa para projetos solares fotovoltaicos é fixada em $$ 17,90 (US $ 0,397) / kWh. A tarifa para projetos de energia solar térmica é fixada em $ 15,40 (US $ 0,342 / kWh). A tarifa será revisada periodicamente pelo CERC. Em 2015, a tarifa feed-in era de cerca de 7,50 (US $ 0,125) / kWh e é principalmente aplicável ao nível da concessionária. A tarifa de alimentação para instalações fotovoltaicas de telhado ainda não é aplicável. Muitos varejistas de eletricidade (mas não todos) introduziram uma tarifa feed-in. Uma tarifa de alimentação paga ao proprietário do sistema fotovoltaico solar pelo excesso de eletricidade gerado e não usado pessoalmente. Se toda a energia produzida for utilizada, a conta de luz será reduzida.

Ao abrigo de uma tarifa feed-in bruta (agora não oferecida para novas ligações), cada unidade de eletricidade gerada é exportada para a rede (linhas de energia) com reembolso ao proprietário dos painéis solares. Requerimento junto ao distribuidor de energia elétrica e acordo sobre o pagamento de cada kW / h exportado - deve ser feito. Os varejistas de eletricidade podem alterar as tarifas e há vantagens / desvantagens para diferentes varejistas.

Há também um grupo de apoio à energia solar chamado cidadãos solares que fazem lobby por um acordo de tarifa feed-in justo. Os instaladores solares da LG podem estar cientes dos varejistas de eletricidade mais amigáveis ​​à energia solar.

Indonésia

O governo indonésio, operando principalmente por meio da Corporação de Eletricidade do Estado ( Perusahaan Listrik Negara, ou PLN ), incentivou os produtores independentes de energia (PIEs) a investirem no setor de energia elétrica. Vários IPPs estão investindo em grandes usinas (mais de 500 MW) e em muitas usinas menores (como 200 MW e menores). Para apoiar este investimento, acordos de compra de energia (PPA) são acordados com o PLN. Os preços variam amplamente, desde preços relativamente baixos para grandes usinas à base de carvão, como a usina de carvão Cirebon, que começou a operar no final de 2012, até preços mais altos para usinas geotérmicas menores, que produzem energia mais cara de locais distantes, como a usina geotérmica Wayang Windu em West Java . A Indonésia fez uma série de diferentes regulamentos FIT para diferentes formas de geração de eletricidade renovável, por exemplo, energia geotérmica e geração de eletricidade solar fotovoltaica. Estes regulamentos determinam o preço que deve ser pago por PLN ao IPP em várias circunstâncias diferentes, desde que sejam cumpridas as condições prévias.

Irã

A Organização de Energia Renovável do Irã (SUNA; سانا ) introduziu pela primeira vez uma tarifa feed-in em 2008. Um preço de compra de 1300 Rials / kWh (900 Rial / kWh por 4 horas noturnas) foi definido para eletricidade de todos os tipos de fontes renováveis Recursos. Em 2013, o Ministério da Energia introduziu novas tarifas de aquisição, que foram fixadas em 4.442 Rials / kWh (US $ 0,15). As condições estabelecidas pelo governo estão melhorando e há altas tarifas feed-in [FiTs]. Os FiTs foram aumentados recentemente e agora estão fixados em US $ 0,18 por kWh para o vento. Os FiTs para painéis solares (abaixo de 10 MW p ) diminuíram 27% desde 4/2016. Agora é 4900 Rls / kWh = $ 0,14 / kWh. Em 2016, os governos modificaram a tarifa e diferenciaram a tarifa para cada tipo de tecnologia renovável.

Irlanda

REFIT III apóia a produção em média e grande escala de eletricidade a partir de fontes de bioenergia, como biomassa, biomassa CHP e digestão anaeróbica CHP. O esquema REFIT é administrado pelo Departamento de Comunicações, Energia e Recursos Naturais (DCENR). O esquema foi implementado após amplo lobby de órgãos representativos da indústria, como a Associação Irlandesa de Bioenergia e a Associação de Geração de Microenergia.

Residencial e Microescala Solar, Eólica, Hidrelétrica e CHP não recebe nenhum auxílio subvencionado, nenhum subsídio e nenhuma dedução de impostos estão disponíveis. Nenhuma tarifa feed-in está disponível para esses clientes e net metering também não está disponível. Eletricidade cooperativa e compartilhada de forma privada entre propriedades separadas é ilegal. Uma tarifa de alimentação de 9c / kWh estava disponível na Electric Ireland até dezembro de 2014, quando foi retirada sem reposição. A receita dessa tarifa feed-in estava sujeita a imposto de renda em até 58%. Nenhuma outra tarifa de alimentação em microescala está disponível.

Proprietários de residências com sistemas de microgeração conectados à rede são cobrados € 9,45 por ciclo de faturamento "sobretaxa de baixo uso" para importar menos de 2 kWh por dia ou ser um exportador líquido de energia em um período de faturamento.

Israel

Em 2 de junho de 2008, a Autoridade de Utilidade Pública de Israel aprovou uma tarifa feed-in para usinas solares. A tarifa é limitada a uma instalação total de 50 MW durante 7 anos, o que for atingido primeiro, com um máximo de 15 kW p de instalação para residencial e um máximo de 50 kW p para comercial . O Banco Hapoalim ofereceu empréstimos de 10 anos para a instalação de painéis solares. O Ministério Nacional de Infraestruturas anunciou que iria expandir o esquema de tarifa feed-in para incluir estações de energia solar de médio porte, variando de 50 quilowatts a 5 megawatts . O novo esquema tarifário fez com que a empresa solar Sunday Solar Energy anunciasse que iria investir US $ 133 milhões para instalar painéis solares fotovoltaicos nos kibutzim , que são comunidades sociais que dividem as receitas entre seus membros.

Itália

A Itália introduziu uma tarifa feed-in em fevereiro de 2007. Em 2011, a Itália instalou 7.128 MW, atrás apenas da Alemanha (7.500 MW), e reduziu o FiT.

Japão

Um FiT de ¥ 42 (US $ 0,525) por kWh por 10 anos para sistemas inferiores a 10 kW e ¥ 40 (US $ 0,50) para sistemas maiores, mas por 20 anos, começou em 1º de julho de 2012. A taxa deveria ser revisada anualmente , para sistemas subsequentemente conectados.

Para garantir o preço da segunda rodada de 37,8 ienes / kWh por um período de PPA de 20 anos , os investidores estrangeiros devem concluir as seguintes ações até 31 de março de 2014:

  1. adquirir direitos firmes sobre um local do projeto (comprando terras, celebrando um arrendamento ou obtendo um compromisso firme por escrito de um proprietário de terras para disponibilizar um local do projeto);
  2. apresentar um pedido de consulta e conexão à rede para a concessionária de eletricidade que irá comprar energia do projeto de energia renovável relevante (ou seja, a concessionária que opera na área geográfica em que o projeto se baseia); e
  3. obter aprovação para sua instalação de geração do Ministério da Economia, Comércio e Indústria ("METI"), de acordo com o Artigo 6 da Lei de Energia Renovável.

Os projetos que concluírem as etapas acima até 31 de março de 2014 serão elegíveis para celebrar um PPA de 20 anos com a concessionária de eletricidade relevante a um preço de 37,8 ienes / kWh por 20 anos.

Os Países Baixos

O Gabinete holandês concordou em 27 de março de 2009 em implementar algumas partes de uma tarifa feed-in em resposta à crise financeira global. O regulamento proposto pode ajustar o sistema de incentivos de cotas. No verão de 2009, a Holanda operou um sistema de subsídios. O orçamento da subvenção tem uma quota para diversos tipos de energia, em várias dezenas de milhões de euros. O orçamento eólico para o vento quase não foi usado, porque as tarifas são muito baixas. O orçamento de 2009 para Eólica em Terra foi de 900 MW (incluindo 400 MW não utilizados de 2008); apenas 2,5 MW foi usado. As concessionárias holandesas não têm obrigação de comprar energia de parques eólicos. As tarifas mudam anualmente. Isso criou condições de investimento incertas. O sistema de subsídios foi introduzido em 2008. O esquema anterior de subsídios de 2003 Ministeriële regeling milieukwaliteit elektriciteitsproductie (regulamento ministerial para a produção de eletricidade ambiental), que foi financiado cobrando 100 euros anuais por domicílio além de impostos sobre energia interrompidos em 2006 por ser considerado muito caro . Em 2009, os parques eólicos holandeses ainda estavam sendo construídos com subsídios do antigo esquema. O antigo e o novo esquema de subsídios foram financiados pelo orçamento geral.

Uma tarifa feed-in foi brevemente adotada em 2011, mas terminou um mês depois, em fevereiro.

Portugal

No âmbito da política energética portuguesa, as tarifas feed-in são oferecidas a fontes renováveis ​​(exceto grandes hidroelétricas), bem como geração microdistribuída (por exemplo, solar fotovoltaica, eólica), resíduos e cogeração e geração de cogeração a partir de fontes renováveis ​​e não renováveis , com as tarifas mais antigas datando de 1998. A tarifa feed-in mais elevada é para a energia fotovoltaica, começando em mais de 500 € / MWh em 2003, e diminuindo posteriormente para 300 € / MWh; a maior parte das outras tarifas aumentaram de forma constante e estabilizaram entre 80 e 120 € / MWh. A política portuguesa teve impactos positivos ao longo do período 2000-2010, com uma redução das emissões de 7,2 Mt CO
2
eq, um aumento do PIB de € 1,557 bilhões e uma criação de 160 mil anos de empregos. Os impactos de longo prazo ainda não foram avaliados, uma vez que as tarifas ainda não expiraram para as primeiras instalações. Em 2012, o governo suspendeu todas as tarifas feed-in para novas instalações com a aprovação da lei 215-B / 2012 e até hoje Portugal não tem tarifas feed-in, nem as tem planejadas. Como os impostos são pagos sobre cada kWh em tempo real da eletricidade consumida (fazendo +/- € 0,24), mas apenas o preço da eletricidade bruta é pago no feed back (+/- € 0,04), compensando os kWh totais no final do ano não é possível e custaria caro aos portugueses. As instalações de bateria, portanto, fazem sentido para as famílias portuguesas.

As Filipinas

De acordo com a Lei de Energia Renovável de 2008 , a Comissão Reguladora de Energia das Filipinas pode "(garantir) uma taxa fixa por quilowatt-hora - as taxas FIT - para produtores de energia que utilizam energia renovável sob o sistema FIT." Em fevereiro de 2015, o ERC concordou em dar uma taxa FIT de P8,69 por quilowatt-hora por 20 anos para o Parque Eólico Burgos da Energy Development Corporation .

África do Sul

O Regulador Nacional de Energia da África do Sul (NERSA) anunciou em 31 de março de 2009 um sistema de tarifas feed-in projetado para produzir 10 TWh de eletricidade por ano até 2013. As tarifas eram substancialmente mais altas do que as da proposta original da NERSA. As tarifas, diferenciadas por tecnologia, seriam pagas por 20 anos.

A NERSA disse em seu comunicado que as tarifas eram baseadas no custo de geração mais um lucro razoável. As tarifas de energia eólica e energia solar concentrada estavam entre as mais atrativas do mundo.

A tarifa da energia eólica, 1,25 ZAR / kWh (€ 0,104 / kWh), era superior à oferecida na Alemanha e superior à proposta em Ontário, Canadá.

A tarifa de concentração solar, 2,10 ZAR / kWh, era inferior à da Espanha. O programa revisado da NERSA foi feito após extensa consulta pública.

Stefan Gsänger, secretário-geral da Associação Mundial de Energia Eólica, disse: "A África do Sul é o primeiro país africano a introduzir uma tarifa feed-in para a energia eólica. Muitos pequenos e grandes investidores agora poderão contribuir para a decolagem do indústria eólica no país. Esse investimento descentralizado permitirá que a África do Sul supere a atual crise de energia. Também ajudará muitas comunidades sul-africanas a investir em parques eólicos e gerar eletricidade, novos empregos e novas receitas. Estamos especialmente satisfeitos com esta decisão vem logo após a primeira lei norte-americana de alimentação ter sido proposta pelo governo da província canadense de Ontário ".

No entanto, a tarifa foi abandonada antes de começar em favor de um processo de licitação competitivo lançado em 3 de agosto de 2011. No âmbito deste processo de licitação, o governo sul-africano planejou adquirir 3.750 MW de energia renovável: 1.850 MW de energia eólica onshore, 1.450 MW de energia solar PV, 200 MW de CSP, 75 MW de pequenas hidrelétricas, 25 MW de gás de aterro, 12,5 MW de biogás, 12,5 MW de biomassa e 100 MW de pequenos projetos. O processo de licitação compreendeu duas etapas:

  • Fase de qualificação. Os projetos são avaliados com base na estrutura do projeto, legal, aquisição e uso do terreno, financeiro, consentimento ambiental, desenvolvimento técnico, econômico e garantia da proposta
  • Fase de avaliação. As propostas conformes são avaliadas com base em: (1) preço relativo a um teto fornecido na documentação da licitação, responsável por 70% da decisão, e (2) desenvolvimento econômico, responsável por 30% da decisão.

A primeira rodada de licitações era para 4 de novembro de 2011. Esperava-se que os PPAs estivessem em vigor até junho de 2012. Os projetos deveriam ser comissionados até junho de 2014, exceto os projetos CSP esperados até junho de 2015.

Espanha

A legislação de feed-in espanhola foi definida pelo Real Decreto 1578/2008 ( Real Decreto 1578/2008 ), para instalações fotovoltaicas, e Real Decreto 661/2007 para outras tecnologias renováveis ​​de injeção de eletricidade na rede pública. Originalmente sob o 661/2007, as tarifas fotovoltaicas foram desenvolvidas sob uma lei separada devido ao seu rápido crescimento.

O decreto 1578/2008 categorizou as instalações em dois grupos principais com tarifas diferenciadas:

  1. Edificação de instalações integradas; com 34c € / kWh em sistemas até 20 kW de potência nominal, e para sistemas acima de 20 kW com um limite de potência nominal de 2MW tarifa de 31c € / kWh
  2. Instalações não integradas; 32c € / kWh para sistemas até 10 MW de potência nominal.

Para outras tecnologias, o decreto 661/2007 instituiu:

Fonte de energia Tarifa de alimentação
Sistemas de cogeração FiT máximo de 13,29c € / kWh durante a vida útil do sistema.
Termoelétrica solar 26,94 c € / kWh nos primeiros 25 anos
Sistemas de vento até 7,32 c € / kWh nos primeiros 20 anos
Geotérmica, das ondas, das marés e termal do mar 6,89 c € / kWh nos primeiros 20 anos
Hidrelétrica 7,8 c € / kWh nos primeiros 25 anos
Biomassa e biogás até 13,06 c € / kWh para os primeiros 15 anos
Combustão de resíduos até 12,57 c € / kWh para os primeiros 15 anos

Em 27 de janeiro de 2012, o governo espanhol parou temporariamente de aceitar candidaturas para projetos que começaram a operar após janeiro de 2013. A construção e a operação de projetos existentes não foram afetadas. O sistema elétrico do país teve um déficit de € 24 bilhões . Os pagamentos da FiT não contribuíram significativamente para esse déficit. Em 2008, esperava-se que o FiT resultasse na instalação de 400 MW de energia solar. No entanto, foi tão alto que mais de 2.600 MW foram instalados. As concessionárias na Espanha informaram que não tinham como repassar os aumentos de custos aos consumidores aumentando as tarifas e, em vez disso, acumularam déficits, embora isso esteja sob disputa.

Suíça

A Suíça introduziu a chamada "Remuneração que cobre os custos para alimentação na rede elétrica (CRF)" em 1 de maio de 2008.

O CRF aplica-se à energia hidrelétrica (até 10 megawatts), fotovoltaica, energia eólica, geotérmica, biomassa e resíduos de biomassa e será aplicável por 20 e 25 anos, dependendo da tecnologia. A implementação é feita através do operador nacional de rede SWISSGRID.

Embora aparentemente alto, o CRF teve pouco efeito, pois o valor total do custo "extra" para o sistema foi limitado. Desde cerca de 2009, não foi possível financiar mais projetos. Cerca de 15.000 projetos aguardavam alocação de verbas. Se todos esses projetos fossem implementados, a Suíça poderia desativar todas as suas usinas nucleares, que atualmente fornecem 40% de sua energia.

Em 2011, depois de Fukushima, algumas empresas locais de energia, em sua maioria pertencentes a aldeias e cantões / províncias, começaram a oferecer seletivamente suas próprias tarifas, criando assim um mini-boom.

Em março de 2012, o KEV-FIT para Solar PV foi reduzido várias vezes para CHF 0,30-0,40 / kWh (US $ 0,33-0,44 / kWh) dependendo do tamanho, mas era maior do que na Alemanha e na maior parte do resto do mundo.

Taiwan

A tarifa feed-in para geração de energia renovável em Taiwan é definida pelo Bureau of Energy . Aplica-se à maioria das fontes de energia renováveis, nomeadamente solar, eólica, hidráulica, geotérmica, biomassa, resíduos, etc.

Tailândia

Em 2006, o governo tailandês promulgou uma tarifa paga sobre os custos evitados da concessionária, diferenciados por tipo de tecnologia e tamanho do gerador e garantidos por 7 a 10 anos. Solar recebeu o valor mais alto, 8 baht / kWh (cerca de US centavos 27 / kWh). Grandes projetos de biomassa receberam o menor valor, 0,3 baht / kWh (cerca de 1 centavo por kWh). Subsídios adicionais por kWh foram fornecidos para projetos que compensam o uso de diesel em áreas remotas. Em março de 2010, 1364 MW de energia renovável do setor privado estavam online com um adicional de 4104 MW no gasoduto com PPAs assinados. A maior parte dessa capacidade era composta de biomassa: 1.292 MW (online) e 2.119 MW (somente PPA). A eletricidade solar ficou em segundo lugar, mas crescendo mais rapidamente, com 78 MW online e PPAs assinados para um adicional de 1759 MW.

Uganda

Uganda lançou uma tarifa em 2011. A Uganda Electricity Transmission Company Limited detinha a licença de transmissão no país e foi mandatada pela Autoridade Reguladora de Eletricidade para fornecer o seguinte FiT para projetos de pequena escala variando de 0,5 MW a 20 MW.

Tecnologia Tarifa (US $ / kWh) O&M% idade 2011 2012 2013 2014 Período de pagamento (anos)
Hydro (9> <= 20 MW) 0,073 7,61% 45 MW 90 MW 135 MW 180 MW 20
Hydro (1> <= 8 MW) Tarifa linear 7,24% 15 MW 30 MW 60 MW 90 MW 20
Hidro (500 kW> <= 1MW) 0,109 7,08% 1 MW 15 MW 2 MW 5 MW 20
Bagaço 0,081 22,65% 20 MW 50 MW 75 MW 100 MW 20
Biomassa 0,103 16,23% 10 MW 20 MW 30 MW 50 MW 20
Biogás 0,115 19,23% 10 MW 20 MW 30 MW 50 MW 20
Gás de aterro sanitário 0,089 19,71% 10 MW 20 MW 30 MW 50 MW 20
Geotérmico 0,077 4,29% 10 MW 30 MW 50 MW 75 MW 20
Solar PV 0,362 5,03% 2 MW 3 MW 5 MW 7,5 MW 20
Vento 0,124 6,34% 50 MW 75 MW 100 MW 150 MW 20

Ucrânia

A Ucrânia introduziu a lei 'Sobre tarifa feed-in' em 25 de setembro de 2008. A lei garantiu o acesso à rede para produtores de energia renovável (pequenas hidrelétricas de até 10 MW, eólica, biomassa, fotovoltaica e geotérmica). As tarifas para produtores de energia renovável são definidas pelo regulador nacional. A partir de fevereiro de 2013, foram aplicadas as seguintes tarifas por kWh: biomassa - UAH 1,3446 (EUR 0,13), vento - UAH 1,2277 (EUR 0,12), pequenas hidrelétricas - UAH 0,8418 (EUR 0,08), solar - UAH 5,0509 (EUR 0,48). Em caso de flutuações significativas da moeda nacional em relação ao Euro, a tarifa feed-in é ajustada. Em 2018 solar € 0,18- ¢ / kWh. Em 2020, o governo ucraniano, fazendo uma reviravolta, afirmou que nas atuais circunstâncias a tarifa verde tornou-se financeiramente difícil de manter e iniciou negociações com produtores de energia renovável sobre possíveis reduções da tarifa verde. Após o anúncio do governo ucraniano, vários investidores estrangeiros ameaçaram iniciar reivindicações de tratado de investimento ao abrigo do Tratado da Carta da Energia conduzindo a procedimentos de mediação e à assinatura do Memorando de Entendimento de 10 de junho de 2020. No entanto, em 21 de julho de 2020, o Parlamento da Ucrânia aprovou a Lei da Ucrânia “Sobre Emendas a Certas Leis da Ucrânia sobre a Melhoria das Condições de Apoio à Produção de Eletricidade de Fontes Alternativas de Energia”, que pode ter um impacto negativo sobre os investidores nas energias renováveis sector da energia e aumenta as hipóteses de reclamações ao Estado ao abrigo do Tratado da Carta da Energia.

Reino Unido

Em outubro de 2008, o Reino Unido anunciou que a Grã-Bretanha implementaria um esquema até 2010, além de seu atual esquema de cotas de energia renovável ( ROCS ). Em julho de 2009, o então Secretário de Estado de Energia e Mudanças Climáticas da Grã-Bretanha, Ed Miliband , apresentou detalhes do esquema, que começou no início de abril de 2010.

Menos de um ano após o início do esquema, em março de 2011, o novo governo de coalizão anunciou que o suporte para instalações fotovoltaicas de grande escala (maiores que 50 kW) seria cortado. Isso foi em resposta aos especuladores europeus fazendo fila para estabelecer enormes fazendas solares no West Country, que teriam absorvido quantias desproporcionais do fundo.

Em 9 de junho de 2011, o DECC confirmou os cortes de tarifas para sistemas fotovoltaicos acima de 50 KW após 1 de agosto de 2011. Muitos ficaram desapontados com a decisão do DECC. Acreditava-se que os subsídios totais para a indústria solar fotovoltaica permaneciam inalterados, mas que as tarifas para grandes sistemas seriam cortadas para beneficiar sistemas menores. A revisão rápida foi baseada no plano de longo prazo para atingir uma instalação anual de 1,9 GW em 2020.

Em outubro de 2011, o DECC anunciou cortes dramáticos de cerca de 55% nas tarifas, com reduções adicionais para esquemas comunitários ou de grupo. Os cortes deveriam entrar em vigor a partir de 12 de dezembro de 2011, com um exercício de consulta a terminar em 23 de dezembro de 2011. Isso foi contestado com sucesso no tribunal superior por um pedido de revisão judicial, feito em conjunto pelo grupo de pressão ambiental Amigos da Terra (FoE) e duas empresas de energia solar - Solarcentury e HomeSun. O julgamento, feito pelo juiz Mitting após uma audiência de dois dias, foi saudado como uma grande vitória por ativistas verdes e da indústria solar. Os advogados do Departamento de Energia e Mudanças Climáticas imediatamente entraram com um recurso contra a decisão. O recurso foi rejeitado por unanimidade pelo Supremo Tribunal Federal, permitindo que qualquer pessoa que instalasse seus sistemas antes de 3 de março de 2012 recebesse a taxa mais alta de 43,3 p / kWh.

A taxa de 30,7 p / kWh estava disponível para sistemas solares de até 5 MW e, conseqüentemente, nenhum sistema maior foi construído. Pagamentos Feed-In-Tariff são isentos de impostos no Reino Unido.

Fonte de energia Tarifa de alimentação
1 de abril de 2012 a 31 de julho de 2012 1 de agosto de 2012 - 30 de setembro de 2012 1 de janeiro - 31 de março de 2015
Biogás AD 9,9 a 14,7p / kWh 9,9 a 14,7p / kWh 9,49 a 12,46 p / kWh
hidro 4,9 a 21,9 p / kWh 4,9 a 21,9 p / kWh 3,12 a 21,12 p / kWh
Micro-CHP 11 p / kWh 11 p / kWh 13,24 p / kWh
Solar PV 8,9 a 21,0p / kWh 7,1 a 15,44 p / kWh 6,38 a 13,88 p / kWh
Vento 4,9 a 35,8 p / kWh 4,9 a 35,8 p / kWh 3,41 a 17,78 p / kWh
Sistemas previamente instalados 9,9 p / kWh 9,9 p / kWh

Em abril de 2012, 263.274 sistemas, totalizando 1.152.835 MW, estavam recebendo pagamentos de FiT. Destes, 260.041 eram solares fotovoltaicos, totalizando 1.057.344 MW. Os pagamentos são por 25 anos. Um sistema fotovoltaico típico que custa £ 7.500 se paga em 7 anos e 8 meses e gera £ 23.610 em 25 anos.

A tarifa feed-in do Reino Unido terminou para novos candidatos em 31 de março de 2019.

Estados Unidos

Em abril de 2009, 11 legislaturas estaduais estavam considerando adotar um FiT como um complemento aos seus mandatos de eletricidade renovável.

Califórnia

A California Public Utilities Commission (CPUC) aprovou uma tarifa feed-in em 31 de janeiro de 2008 com efeito imediato.

Em 2010, a Marin Energy Authority lançou o primeiro programa Community Choice Aggregate Feed-in Tariff. O programa foi atualizado em novembro de 2012, e agora oferece contratos de preço fixo de 20 anos, com preços variando por fonte de energia (pico, carga base, intermitente) e progresso em direção ao limite do programa atual de 10 MW.

As concessionárias municipais aprovaram programas piloto de tarifas em Palo Alto e Los Angeles: Palo Alto CLEAN (Clean Local Energy Accessible Now) é um programa para comprar até 4MW de eletricidade gerada por sistemas solares elétricos localizados no território de serviço da CPAU. Em 2012, o tamanho mínimo do projeto era de 100 kW. As taxas de compra variam entre 12,360 ¢ / kWh e 14,003 ¢ / kWh dependendo da duração do contrato. A cidade começou a aceitar inscrições em 2 de abril de 2012.

Em 17 de abril de 2012, o Conselho de Comissários de Água e Energia do Departamento de Água e Energia de Los Angeles aprovou um Programa de Demonstração 10 MW FiT.

A partir de 1º de janeiro de 2010, as leis estaduais permitiam que os proprietários vendessem o excesso de energia para a concessionária. Anteriormente, o proprietário não recebia nenhum crédito pelo excesso de produção ao longo do ano. Para obter o desconto da California Solar Initiative (CSI), o cliente não teve permissão para instalar um sistema que produzisse em excesso deliberadamente, incentivando a instalação de medidas de eficiência após a instalação solar. Este crédito de superprodução não estava disponível para alguns clientes de serviços públicos municipais, nomeadamente Los Angeles Water and Power.

Flórida

Em fevereiro de 2009, os comissários da cidade em Gainesville , Flórida, aprovaram a primeira tarifa de alimentação solar do país. O programa foi limitado a 4 MW por ano. Em 2011, Gainesville aumentou a eletricidade gerada por energia solar de 328 kW para 7.391 kW, aproximadamente 1,2% da energia de pico (610 MW). O programa foi suspenso em 2014 após a instalação de mais de 18 MW de capacidade.

Havaí

Em setembro de 2009, a Comissão de Serviços Públicos do Havaí exigiu que a Hawaiian Electric Company (HECO & MECO & HELCO) pagasse preços acima do mercado pela energia renovável fornecida à rede elétrica. A apólice oferece aos projetos um preço definido e um contrato padrão de 20 anos. A PUC planejou revisar a tarifa feed-in inicial dois anos após o início do programa e a cada três anos a partir de então.

Tarifas feed-in - Eólica e hidrelétrica
Tipo e tamanho do gerador renovável Taxa FiT (centavos / kWh)
Taxa de FiT de linha de base para qualquer tecnologia qualificada para RPS abaixo do máximo. limite de tamanho 13,8
Vento na costa de nível 1 <20 kW 16,1
Hidreletricidade em linha de nível 1 <20 kW 21,3
Tier 2 On-Shore Wind 20-100 / 500 kW 13,8
Energia hidrelétrica em linha de nível 2 20-100 / 500 kW 18,9
Tarifas de alimentação - energia fotovoltaica (PV) e energia solar concentrada (CSP)
Tipo e tamanho do gerador renovável Taxa FIT (centavos / kWh)
35% de crédito tributário estadual 24,5% de crédito tributário reembolsável
Tier 1 PV <20 kW 21,8 27,4
Tier 1 CSP <20 kW 26,8 33,1
Tier 2 PV 20-100 / 500 kW 18,9 23,8
Tier 2 CSP 20-100 / 500 kW 25,4 27,5

O tamanho do projeto foi limitado a cinco megawatts (MW) para a ilha de Oahu e 2,72 MW para a ilha de Maui e Havaí . A decisão da Comissão limitou a quantidade total de projetos de tarifas feed-in trazidos para a rede elétrica em 5% do pico do sistema em Oahu, Maui e Ilha do Havaí nos primeiros dois anos. A Camada 3 ainda estava pendente de uma Decisão e Ordem com base nas conclusões do Grupo de Trabalho de Padrões de Confiabilidade (uma "pauta dentro da pauta").

Os limites de tamanho dos projetos das camadas 2 e 3 variam de acordo com a ilha e a tecnologia. O Nível 2 inclui sistemas maiores que são menores ou iguais a: 100 kW-CA para energia eólica on-shore e energia hidrelétrica em linha em todas as ilhas; 100 kW-AC para PV e CSP em Lanai e Molokai; 250 kW-AC para PV em Maui e Havaí; 500 kW-AC para CSP em Maui e Havaí; e 500 kW-AC para PV e CSP em Oahu. A Camada 3 cobre sistemas maiores do que os limites da Camada 2.

Maine

Em 2009, uma lei tarifária "feed-in" não foi aprovada. Em junho de 2009, um programa piloto foi iniciado e estava disponível para projetos de até 10 MW. Em 24 de abril de 2013, o Maine Utility and Energy Committee estava para considerar um novo projeto de lei: LD1085 "Uma Lei para Estabelecer a Tarifa de Alimentação de Energia Renovável".

Nova york

A Long Island Power Authority (LIPA) adotou uma tarifa feed-in em 16 de julho de 2012, para sistemas de 50 kW (CA) a 20 MW (CA), e foi limitada a 50 MW (CA). Como os clientes não podem usar sua própria eletricidade, é na verdade um Contrato de Compra de Energia com taxa fixa de 20 anos e a LIPA mantém os SRECs. A legislatura de NY de 2012 falhou em aprovar a legislação que teria aberto um mercado de Nova York para SRECs a partir de 2013. O pagamento é de 22,5 ¢ / kWh, menos do que a LIPA pagou pela geração de pico em vários momentos. A um custo evitado estimado de US $ 0,075 / kWh, o programa adicionou cerca de US $ 0,44 / mês à conta média de energia elétrica das residências.

Oregon

Em junho de 2009, o Oregon estabeleceu uma taxa piloto de incentivo volumétrico solar e um programa de pagamento. Sob esse programa de incentivo, os sistemas são pagos pelos quilowatts-hora (kWh) gerados ao longo de um período de 15 anos, a uma taxa definida no momento em que o sistema é inscrito no programa. A Oregon Public Utility Commission (PUC) estabeleceu taxas e regras em maio de 2010. Este programa foi oferecido pelas três concessionárias de propriedade de investidores em Oregon e administrado pelas concessionárias. A PUC planejou reavaliar as taxas periodicamente. Os custos do programa eram recuperáveis ​​nas tarifas dos serviços públicos e os sistemas de propriedade dos serviços públicos não eram elegíveis para o incentivo.

O limite máximo de instalação do programa piloto foi limitado a um limite agregado de 25 megawatts (MW) de energia solar fotovoltaica (PV), com um limite máximo de sistema de 500 quilowatts (kW). O limite agregado do programa deveria ser distribuído igualmente ao longo de quatro anos, com 6,25 MW de capacidade sendo elegíveis para receber o incentivo a cada ano. O limite agregado foi dividido com base na receita de vendas de varejo de 2008. A PGE tinha um limite de 14,9 MW, a Pacific Power 9,8 MW e a Idaho Power 0,4 MW. O programa da Idaho Power limitava-se a instalações residenciais. As taxas diferem por tamanho do sistema e zona geográfica. Sistemas de pequena e média escala participaram de um programa modelado a partir da net metering. Sistemas de grande escala foram licitados de forma competitiva. Os sistemas fotovoltaicos participantes devem ser conectados à rede, medidos e atender a todos os códigos e regulamentos aplicáveis. Os sistemas devem ser "instalados permanentemente".

Sistemas com tamanho de 100 kW ou menos podem participar com base na medição líquida. A capacidade de geração de 20 MW do limite agregado foi reservada para a parcela de net metering, com 12 MW disponíveis para sistemas residenciais e 8 MW disponíveis para pequenos sistemas comerciais. Esses sistemas residenciais e comerciais de pequeno porte eram pagos pela quantidade de eletricidade gerada, até a quantidade de eletricidade consumida. Em essência, os clientes eram pagos pela quantidade de consumo de carga elétrica da concessionária que é compensada pela geração local. Ao contrário das tarifas normais de alimentação, os clientes podem consumir a eletricidade gerada no local e receber um incentivo de produção - ou um pagamento de incentivo volumétrico - pela quantidade de eletricidade gerada e consumida. Para remover um incentivo perverso de aumentar o consumo de eletricidade para receber um pagamento maior, o sistema teve que ser dimensionado adequadamente para atender ao consumo médio de eletricidade. As tarifas foram determinadas pela PUC com base no custo anual do sistema e na produção anual de energia, diferenciadas por zonas geográficas. As estimativas de custo foram baseadas em dados de instalação da Energy Trust of Oregon . As taxas reais pagas ao consumidor-gerador foram a taxa de incentivo volumétrica menos a taxa de varejo. As taxas de incentivo volumétrico deveriam ser reavaliadas a cada seis meses. As taxas para o programa de incentivo baseado em desempenho variaram de $ 0,25 / kWh a $ 0,411 / kWh.

Vermont

Vermont adotou tarifas feed-in em 27 de maio de 2009 como parte do Vermont Energy Act de 2009. Os geradores devem possuir uma capacidade de no máximo 2,2 MW, e a participação é limitada a 50 MW em 2012, um limite que aumentou de 5 a 10 MW / ano para um total de 127,5 MW em 2022. Os pagamentos foram de 24 ¢ / kWh para energia solar, que aumentou para 27,1 ¢ / kWh em março de 2012, e 11,8 ¢ / kWh para eólica acima de 100 kW e 25,3 ¢ / kWh para energia eólica turbinas de até 100 kW. Outras tecnologias de qualificação incluíram metano, hidro e biomassa. O programa SPEED de Vermont exigia 20% de energia renovável até 2017 e 75% até 2032. O programa foi totalmente inscrito em 2012. Os pagamentos são por 25 anos.

Porto Rico

O território operava um programa de medição líquida que pagava a energia fornecida à rede na tarifa de varejo. A taxa variava mensalmente em torno de 23 centavos por quilowatt. O programa creditava a conta do provedor a cada mês, em vez de fazer os pagamentos reais. No final do ano fiscal (junho), qualquer excesso foi pago a um valor fixo de 10 centavos por KW, dos quais 25% foram retidos para escolas públicas. Para participar do programa eram necessários seguros e meios de desconexão do sistema acessível fora do prédio e marcas específicas de equipamentos ditadas pelo governo.

Veja também

Referências