52005DC0627

[pic] | AZ EURÓPAI KÖZÖSSÉGEK BIZOTTSÁGA |

Brüsszel, 7.12.2005

COM(2005) 627 végleges

A BIZOTTSÁG KÖZLEMÉNYE

A megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia támogatásáról{SEC(2005) 1571}

TARTALOMJEGYZÉK

1. Bevezetés 3

2. A meglévő támogatási rendszerek értékelése 5

3. Belső piaci és kereskedelmi megfontolások 10

4. Párhuzamos szabályozás vagy harmonizáció 12

5. Adminisztratív akadályok 14

6. A távvezeték-hálózati hozzáféréssel kapcsolatos kérdések 16

7. Származási garanciák 17

8. Következtetések 18

Annex 1 – Current share of electricity from renewable energy sources 21

Annex 2 – Inventory of current support systems 24

Annex 3 – Costs of current support systems and effectiveness 26

Annex 4 – Methodology for the investor’s perspective 43

Annex 5 – Intermittency in production and balancing power: need for an appropriate combination of internal market and renewables regulation 46

Annex 6 – Administrative barriers 48

Annex 7 – Guarantees of origin 50

A BIZOTTSÁG KÖZLEMÉNYE

A megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia támogatásáról (EGT vonatkozású szöveg)

1. Bevezetés

1.1. A jelentés háttere

Az EU villamosenergia-termelésén belül a megújuló energiaforrások arányának növelése jól meghatározható előnyökkel jár:

- Az energiaellátás növekvő biztonsága.

- Az EU növekvő versenyképessége a megújuló energiaforrások technológiáival foglalkozó ágazatokban.

- Az üvegházhatást okozó gázok uniós energiaszektor általi kibocsátásnak csökkentése.

- A regionális és helyi szennyezőanyagok kibocsátásának csökkentése.

- Javuló gazdasági és szociális kilátások, különösen a vidéki és az elzárt területek esetében.

Az Európai Unió ezért azt tervezi, hogy 2010-re a villamos energia 21%-át megújuló energiaforrásokból fedezi (lásd az 1. mellékletet). Ezt a célkitűzést a belső villamosenergia-piacon a megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia támogatásáról szóló 2001/77/EK irányelv[1] fogalmazta meg, és egyben egyedi célkitűzéseket is meghatározott az egyes tagállamok számára. Az irányelv előírja továbbá, hogy a tagállamoknak javítaniuk kell a megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia termelőinek távvezeték-hálózathoz való kapcsolódását, egyszerűsíteniük és támogatniuk kell az engedélyezési eljárásokat, és ki kell alakítaniuk a származási garanciák rendszerét.

A zöld energia energiapiacon való elterjesztésének közpénzből való célzott támogatása indokolt, mivel a fenti előnyöket nem (vagy csak részben) fedezi a megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia értékláncában a szolgáltatókra jutó nettó hozzáadott érték.

A tagállamok az irányelvnek megfelelően saját RES-E (megújuló energiaforrásokból származó villamos energia) célkitűzéseket állapítottak meg. A célkitűzések elérése érdekében szabadon megválaszthatják a legelőnyösebbnek vélt támogatási mechanizmust és/vagy folytathatják ezt a gyakorlatot egy legalább hét éves átmeneti időszakon keresztül azt követően, hogy elfogadták az új EU-szintű szabályozási keretet. Az irányelv 4. cikke kimondja, hogy a Bizottság legkésőbb 2005. október 27-ig jól dokumentált jelentést nyújt be az egyes tagállamokban használt különböző mechanizmusok alkalmazására és párhuzamos érvényesülésére vonatkozó tapasztalatokról . A jelentésnek értékelnie kell azon támogatási rendszerek sikereit, illetve költséghatékonyságát , amelyek a közelítő nemzeti célértékekkel összhangban a megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia fogyasztását támogatják. Ez a cikk azt is előírja, hogy szükség esetén a jelentéshez mellékelhető a közösségi keretszabályra vonatkozó javaslat .

1.2. Hatály

E közlemény három célt szolgál:

- A Bizottság által a 2001/77/EK irányelv 4. cikke értelmében készítendő jelentést, amely összefoglalja az egyes tagállamokban a megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia támogatására használt különböző mechanizmusokat, valamint az azok alkalmazására és párhuzamos érvényesülésére vonatkozó tapasztalatokat .

- A Bizottság által a 8. cikk értelmében készítendő jelentést, amely az adminisztratív akadályokat és a távvezeték-hálózattal kapcsolatos kérdéseket , illetve a megújuló forrásokból származó villamos energiára vonatkozó származási garancia alkalmazását tárgyalja.

- A meglévő rendszerek koordinálására vonatkozó tervet, amely két pillére támaszkodik: az országok közötti kooperációra és a nemzeti rendszerek optimalizálására , amely valószínűleg a rendszerek közötti konvergenciához vezet.

2. A MEGLÉVő TÁMOGATÁSI RENDSZEREK ÉRTÉKELÉSE

2.1. A meglévő támogatási rendszerek

Az EU-ban jelenleg különböző támogatási rendszerek működnek, amelyek nagyjából négy csoportba sorolhatók: kötelező átvételi árak, zöld tanúsítványok, versenytárgyalásos rendszerek és adókedvezmények.

- A tagállamok többségében léteznek kötelező átvételi árak . E rendszerek jellemzője egy általában hétéves időszakra rögzített ár, amelyet a villamosenergia-vállalatok – általában elosztók – a hazai zöldenergia-termelőknek fizetnek. E rendszerek többletköltségét az áramszolgáltatók állják értékesítésük arányában, és továbbhárítják az áramfogyasztókra a kWh-ban mért fogyasztói árra felszámított ártámogatás (prémium) formájában. E rendszerek előnye a beruházások biztonsága, a finom kiigazítások lehetősége, valamint a közép- és hosszú távú technológiák támogatása. Másrészt viszont EU-szinten bonyolult az összehangolásuk, ellentétesek lehetnek a belső piaci alapelvekkel, továbbá fennáll a túlfinanszírozás lehetősége, amennyiben az egyes RES-E technológiák tanulási görbéje idővel nem válik degresszívvé. A kötelező átviteli árak rendszerének egyik változata a jelenleg Dániában és részben Spanyolországban alkalmazott rögzített árprémium mechanizmus. E rendszer szerint a kormány rögzített összegű prémiummal vagy környezetvédelmi bónusszal egészíti ki a RES-E termelőknek fizetendő normál vagy azonnali villamosenergia-árakat.

- A jelenleg Svédországban, Nagy-Britanniában, Olaszországban, Belgiumban és Lengyelországban alkalmazott zöld tanúsítványok rendszere értelmében a megújuló forrásokból származó villamos energia a szokásos energiapiaci árakon kerül értékesítésre. A zöld energia előállítási többletköltségeinek finanszírozása, valamint a kellő mennyiségű zöld energia előállítása érdekében a fogyasztók (egyes országokban a termelők) kötelesek teljes energiafogyasztásuk, illetve –termelésük meghatározott százalékában vagy adott mennyiségében bizonyos számú zöld tanúsítványt vásárolni az RSE-E termelőktől. A mulasztásért kiszabott bírságok a megújuló energiaforrások számára elkülönített kutatási, technológiai fejlesztési és demonstrációs (KTFD) alapba vagy az általános kormányzati költségvetésbe folynak be. Mivel a termelők/fogyasztók ezeket a tanúsítványokat a lehető legolcsóbban igyekeznek beszerezni, kialakul a tanúsítványok másodlagos piaca, ahol a RES-E termelők egymással versenyeznek a zöld tanúsítványok értékesítésében. Ez azt jelenti, hogy a zöld tanúsítványok piaci alapú eszközök, ami megfelelő működés esetén biztosítja a beruházás legjobb megtérülésének elméleti lehetőségét. Ezek a rendszerek az egységes európai piacon is működőképesek lennének, és elméletileg esetükben alacsonyabb a túlfinanszírozás veszélye. A zöld tanúsítványok azonban kockázatosabbak lehetnek a befektetők számára, és az ilyen rendszerek keretei között nem könnyű hosszú távon megtérülő, jelenleg magas költségekkel járó technológiákat kifejleszteni. E rendszerek magasabb adminisztratív költségekkel járnak.

- Két tagállamban (Írország és Franciaország) van érvényben tisztán versenytárgyalásos eljárás. Franciaország ugyanakkor nemrégiben módosította saját rendszerét egy – bizonyos esetekre érvényes – versenytárgyalással kombinált kötelező átvételi áras rendszerre, és Írország is hasonló bejelentést tett. A versenytárgyalásos eljárás keretében az állam versenytárgyalások sorozatát írja ki a megújuló forrásokból származó villamos energia beszerzésére, majd a tényleges beszerzés szerződés alapján, a versenytárgyalás eredményeként kialakult áron történik. A megújuló forrásokból származó villamos energia vásárlásából adódó többletköltségeket az állam különadó formájában áthárítja a végső energiafogyasztókra. Bár a versenytárgyalásos rendszerek elméletben a piaci hatóerők optimális kihasználását biztosítják, „stop-and-go” természetüknél fogva nem vezetnek stabil piaci feltételekhez. Ez a fajta rendszer annak a kockázatát is magában hordozza, hogy az alacsony ajánlati árak miatt a projektek nem valósulnak meg.

- Kizárólag adókedvezményeken alapuló rendszerek Máltán és Finnországban vannak használatban. A legtöbb esetben azonban (pl. Ciprus, Nagy-Britannia és a Cseh Köztársaság) ezt az eszközt kiegészítő szakpolitikai eszközként használják.

A fenti négy csoportba való besorolás csak leegyszerűsítve mutatja be a helyzetet. Számos rendszer vegyes elemeket használ, különösen adókedvezményekkel kombinálva. A 2. melléklet összefoglalja az EU-25-ök támogatási rendszereit.

2.2. A teljesítmény értékelése

A különféle megújuló forrásokból előállított energia előállítási költsége nagyon különböző. Az egyes tagállamokban nagymértékben eltérnek a nemzeti, regionális és mezőgazdasági erőforrások. Ezért a támogatási rendszerek értékelésének az egyes szektorokra kell irányulnia.

A megújuló forrásokból előállított villamos energiához nyújtott támogatások jelenlegi szintje tagállamonként jelentős eltéréseket mutat. A 3. mellékletben részletes elemzés található az előállított zöld energiából származó összes bevétel és előállítási költség különbözetéről[2], amely kiemeli a különféle rendszerek költséghatékonyságát. Minél nagyobb a különbség az „előállítási költségek” és a „támogatás” között, annál kisebb a rendszer költséghatékonysága. A különböző megújulóenergia-fajták összetettsége és a nemzetenként eltérő helyzetek miatt a választás a szektorális elemzésre esett. A 3. mellékletben szereplő grafikonok összevetésével állapítható meg, hogy mennyire költséghatékonyak, illetve hatékonyak az ilyen rendszerek.

A szélenergia esetében zöld tanúsítványokat alkalmazó rendszereknél nagy különbség tapasztalható az előállítás és a támogatás között. A magasabb költségre magyarázat lehet az ilyen rendszerek magasabb beruházási kockázata, valamint a zöld tanúsítványok talán még nem megfelelően kialakult piaca.

A huszonöt tagállamból kilencben a szélenergia támogatása alacsony. Amennyiben a termelők összes bevétele az előállítási költségek alatt marad, ezen országokban nem várható elmozdulás a szektoron belül.

A biomassza célú erdőgazdálkodás esetében a tagállamok fele nem nyújt kellő támogatást az előállítási költségek fedezéséhez. A biogáz esetében a tagállamok majdnem háromnegyedében nem elegendő a támogatás a fejlődéshez.

A költségek mellett a különböző támogatási rendszerek hatékonysága is lényeges értékelési szempont.

A hatékonyság arra vonatkozik, hogy a támogatási rendszer mennyire képes a zöld energia előállítását ösztönözni.

A hatékonyság értékelése során nem egyszerű a legújabb rendszerek hatásainak megítélése. A kötelező átvételi árakkal összevetve különösen kevés a tapasztalat a zöld tanúsítványokkal kapcsolatban. Ráadásul az előállított zöld energia mennyiségét az ország tényleges lehetőségeivel[3] kell összevetni.

A szélenergia esetében a 3. mellékletből az derül ki, hogy a hatékonyság szempontjából az EU-átlagot meghaladó országok mind kötelező átvételi árakat alkalmaznak. Pillanatnyilag ez a típusú rendszer biztosítja a legjobb teljesítményt a szélenergia esetében.

A biomassza szektorok elemzése kevésbé egyértelmű a szélenergiához képest. A biomassza előállítási költségeiben nagy eltérések mutatkoznak[4]. Ezeket a nagy eltéréseket a következők magyarázzák: különböző alapanyagok (erdészeti melléktermékek, a rövid rotációs idejű sarjerdő, szalma, állati hulladék stb.), különböző átalakítási folyamatok (együttes égetés, gázzá alakítás stb.), és eltérő méretek (a biomassza-üzemek mérete jelenleg 1:200 arányban szóródik). Ezért sokkal pontosabb, az egyes alapanyagokat és technológiákat külön-külön érintő elemzésekre van szükség.

Mindemellett az elemzés azt mutatja, hogy a biogáz esetében a kötelező átvételi áras és a zöld tanúsítványos rendszer is jó eredményeket biztosít (négy kötelező átvételi áras, illetve két zöld tanúsítványos ország az európai átlag fölötti hatékonyságot tud felmutatni). A biomassza-erdőgazdálkodási szektorban nem lehet olyan megállapítást tenni, hogy az egyik rendszer jobb volna a másiknál. A szektor összetettsége és a regionális eltérések miatt más tényezők is fontos szerepet játszanak[5]. Általában elmondható, hogy az erdőkitermelés ösztönzése minden felhasználó esetében hozzájárulna a kihasználatlan erdei biomassza mobilizálásához.

Fontos továbbá a befektetői szempontú nyereségesség és hatékonyság összehasonlítása. Ez az elemzés a 4. mellékletben korlátozott számú tagállam esetében lett végrehajtva, a jelenlegi árak hosszabb távon való fennmaradásának feltételezésével. Az elemzésből kiolvasható, hogy egy-egy politika sikeressége alapvetően a nagyarányú pénzügyi ösztönzőkön múlik-e, vagy pedig más tényezők is kulcsszerepet játszottak-e az adott országon belüli piaci elterjedésben.

2.3. A teljesítményre vonatkozó fő következtetések (lásd a 3. és 4. számú mellékletet)

Szélenergia

- A zöld tanúsítványi rendszerek jelenleg jelentősen magasabb támogatási szintet biztosítanak, mint a kötelező átvételi árak. Ez magyarázható a befektetők által elvárt magasabb kockázati prémiummal, az adminisztrációs költségekkel, valamint a zöld tanúsítványok még nem megfelelően kialakult piacával. A kérdés az, hogyan fog alakulni az árszínvonal közép- és hosszútávon.

- A szélenergia terén jelenleg a leghatékonyabb rendszerek a Németországban, Spanyolországban és Dániában működő kötelező átvételi áras rendszerek.

- A zöld tanúsítványok esetében a tőkemegtérülés magasabb, mint a kötelező átvételi áras rendszereknél. Ez a magas megtérülés (annuitás) a jelenleg megfigyelt tanúsítványárak extrapolálásával adódik[6]. A tőkemegtérülés a jövőbeli ármozgások függvénye.

- Az elemzések azt mutatják, hogy a tagállamok negyedében a támogatás nem elegendő még az elinduláshoz sem. A tagállamok további egynegyedében a támogatás megfelelő szintű, az eredmények mégis közepesek. Ezeket a távvezeték-hálózattal kapcsolatos, illetve az adminisztratív akadályok magyarázzák.

- A nyereséget tekintve a vizsgált kötelező átvételi áras rendszerek hatékonyabban működnek, viszonylag mérsékelt termelői jövedelmezőség mellett. A zöld tanúsítványoknál ellenben magas a jövedelmezőség. Szükséges hangsúlyozni, hogy ezek a zöld tanúsítványos rendszerek meglehetősen új eszközök. Ezért a megfigyelt állapotot még továbbra is jelentős átmeneti hatások jellemezhetik.

Biomassza célú erdőgazdálkodás

- Mind a hatásosság, mind a támogatások gazdasági hatékonysága szempontjából egyértelműen a dániai rendszer mutatja a legjobb teljesítményt, amelyet a kötelező átvételi árak, szalmaégetést[7] használó kapcsolt hő- és villamosenergia-termelő üzemek jellemeznek, illetve a finn hibrid támogatási rendszer (adómentesség és beruházások) . E fejlődés fő okai között említhető a fejlett biomassza-technológiák energiatermelésre való használatának hosszú múltra visszatekintő hagyománya, a stabil tervezési feltételek, valamint a hőtermelést magában foglaló megoldás.

- Bár az eredményesség szempontjából a kötelező átvételi áras rendszerek általában jobbak – mivel úgy tűnik, a zöld tanúsítványok használata esetében a befektetői kockázatok akadályozzák a biomassza szektor igazi nekilendülését –, az elemzés a biomassza célú erdőgazdálkodást tekintve összetettebb. A rendszerek hatékonyságát döntően befolyásolják a pénzügyi eszközök megválasztásán kívüli tényezők (infrastrukturális akadályok, üzemméretek, optimális erdőgazdálkodás, másodlagos eszközök megléte stb.).

Az európai országok csaknem felében nem elegendő a biomassza célú erdőgazdálkodás részére nyújtott támogatás e nagy lehetőségeket rejtő szektor további fejlesztésére. Számos régióban az erdőkitermelésre irányuló olyan kezdeményezésekre lenne szükség, amelyek ösztönzik a kitermelt faanyag szállítását az európai erdőkből a felhasználók irányába, és ezáltal megakadályozzák a fa melléktermékeknél esetlegesen fellépő piaci torzulásokat.

Biogáz[8] szektor

Hat országban magasabb a hatékonyság az EU átlagnál, ebből négy használ kötelező átvételi árakat (Dánia, Németország, Görögország és Luxemburg), kettő pedig zöld tanúsítványokat (Nagy-Britannia és Olaszország). A biomassza célú erdőgazdálkodáshoz hasonlóan ezek eredményességét egyéb tényezők is befolyásolják:

- Az agroökonómiai lehetőségek és az üzemméret megválasztása. A nagyüzemek jobb hatékonysággal üzemelnek. A kisüzemek a vidék gazdasága szempontjából fontosabbak, ugyanakkor magasabb költségekkel járnak.

- Kiegészítő támogatási rendszer megléte. A biogáz szektor a hulladékfeldolgozás szempontjából alapvetően kötődik a környezetvédelmi politikához. Egyes országok, például Nagy-Britannia másodlagos eszközökkel, többek között adókönnyítéssel is támogatják a biogázt. E technológia számára jó katalizátorként működnek a kiegészítő beruházási támogatások is.

- A mezőgazdasági biogáz[9] előállítási költsége magasabb, de környezetvédelmi előnyei szintén magasabbak. A szemétlerakó-gáz esetében a költségek alacsonyabbak, de alacsonyabb a környezetvédelmi előny is.

Az uniós országok csaknem 70%-a nem biztosít megfelelő támogatást e technológia számára.

Egyéb megújuló energiaforrások

A mini-vízerőművekben előállított energia mind a támogatások, mind az előállítási költségek vonatkozásában nagy eltéréseket mutat. E megújuló technológia fejlesztését alapvetően befolyásolja a korlátozások megléte.

A fényelektromos (fotovoltaikus) energia jelenleg aktív támogatást élvez Németországban (világszinten az első), Hollandiában, Spanyolországban, Luxemburgban és Ausztriában.

A 3. melléklet tartalmazza a mini-vízerőművekben előállított, valamint a fényelektromos energia termelésének teljes elemzését.

Ez a dokumentum nem tartalmazza az összes, megújuló forrásból termelt energiát. Ilyen a nagy vízierőművekben termelt energia, amely a megújuló energia széles körben elterjedt forrása, és általában nem igényel támogatást. E jelentés nem tartalmaz olyan egyéb megújuló energiafajtákat, mint a geotermikus energia, a hullám- és árapály-energia, valamint a szoláris termikus villamosenergia-fejlesztés, mivel ezeket csak néhány tagállam támogatja, vagy ipari szinten még nincsenek használatban.

3. Belső piaci és kereskedelmi megfontolások

3.1. Bevezetés

A belső villamosenergia-piac és az RES-E termelők támogatása szorosan kapcsolódik egymáshoz. A megújuló energiákra épülő energiatermelés olyan új létesítményeket eredményez, amelyek hozzájárulnak az ellátás biztonságához, és szélesítik a villamosenergia-termelők energiatermelési spektrumát. Viszont a belső piaci megfontolások, úgymint a szabad kereskedelem, az átláthatóság, a tulajdonjogi szétválasztás, az információk nyilvánossá tétele és a rendszerösszekötők felgyorsíthatják az RES-E termelők belső villamosenergia-piaci térnyerését. A megújuló energiaforrásokhoz nyújtott állami támogatásokat sok esetben a környezetvédelem állami támogatásáról szóló közösségi iránymutatások szabályozzák[10]. Az állami támogatási szabályok befolyásolhatják a támogatási rendszerek kialakítását.

3.2. Szétválasztás, átláthatóság és domináns szereplők

A tulajdonjogi szétválasztás[11] által jellemzett piacon a független átviteli rendszerüzemeltetők (TSO-k) és a független elosztórendszer-üzemeltetők (DSO) kötelesek az összes termelő számára méltányos hálózati hozzáférést biztosítani és a hálózati infrastruktúrát hosszú távú stratégia alapján fejleszteni, melynek során tekintettel kell lenniük a megújuló energiaforrások bevonására.

Néhány országra még mindig az egyetlen vagy néhány villamosenergia-vállalat dominanciája jellemző, amelyek vertikálisan integráltak. Ez monopóliumszerű helyzetet teremthet, ami gátolhatja az RES-E termelők fejlődését.

Az RES-E termelőket támogató minden támogatási rendszer jó működéséhez lényeges tényezőt jelentenek a valóban független TSO-k és DSO-k.

A kormányoknak javítaniuk kell a fogyasztók azzal kapcsolatos tájékoztatását, miként hárítják át a felhasználókra a megújuló energia támogatásával kapcsolatos költségeket. Az Európai Bizottság becslései szerint a megújuló energia támogatása a villamos energia fogyasztói árában 4-5% Spanyolországban, Nagy-Britanniában és Németországban, Dániában pedig a fogyasztói ár 15%-a. A nem vízi energiát használó RES-E termelők részesedése ezen országokban jelenleg a következő: Nagy-Britannia 3,5%, Németország 9%, Spanyolország 7% és Dánia 20% (lásd az 5. mellékletet).

3.3. A termelés időszakossága és az energiaellátás egyenletessé tétele: megfelelő szabályozás szükségessége a belső piaci és a megújuló energiaforrásokra vonatkozó szabályozás összehangolására

A szélenergia a többi megújuló energiaforráshoz hasonlóan időszakos jellegű energiaforrás. Külön kiemelendők az alábbi kérdések:

- Szélelőrejelzés. Dániában, Nagy-Britanniában, Spanyolországban és a hasonló országokban az RES-E termelőknek előrejelzést kell adniuk a termelésről csakúgy, mint a többi villamosenergia-termelőnek. Minél megbízhatóbb ez az előrejelzés, annál nagyobb az időszakos megújuló energia értéke.

- Ajánlati határidő[12]. Minél közelebb esik az ajánlati határidő az üzemidőhöz, az időszakos RES-E technológiai termelők annál biztosabban képesek előrejelezni villamosenergia-termelési kapacitásukat.

- Az egyensúlyozási költségek fedezése. Nagy-Britannia, Dánia és Spanyolország[13] olyan rendszert használ, amely díjat vet ki a – bármilyen forrásból származó – villamos energia előre jelzett szinttől eltérő termelésére, és ebbe a szélenergia is beletartozik. Az egyensúlyozási költségek részletesebb elemzése az 5. mellékletben található.

A támogatási rendszer előrelátó tervezése hozzájárulhat az időszakosság problémájának enyhítéséhez.

Amennyiben az időszakos forrásokra alapuló energiatermelés jelentős részarányt képvisel a belföldi energiafogyasztáson belül, fontos, hogy az RES-E termelők képesek legyenek gyorsabban reagálni az azonnali piacon kialakuló villamosenergia-árakra. A nagy részarányt kitevő időszakos RES-E energia rendszerbe történő integrálását mindezek alapján olyan támogatási rendszerekkel lehet elősegíteni, amelyek biztosítják a kapcsolatot az azonnali árakkal, azaz kockázatmegosztási megközelítést tartalmaznak. Ez jellemző az árkiegészítési (prémium) rendszereknél[14], a zöld tanúsítványi rendszereknél, illetve egyes kötelező átvételi áras rendszereknél, például a spanyolországinál[15].

3.4. Villamosenergia-kereskedelem

A különböző támogatási rendszerek kereskedelemre gyakorolt hatása fontos eleme az RES támogatási intézkedések belső piaccal való összeegyeztethetőségének. Meg kell különböztetni a villamos energia fizikai kereskedelmét, illetve a villamos energia „zöld” értékét.

Az RES-E energia fizikai kereskedelme a hagyományos energiafajtáknál is alkalmazott korlátozások hatálya alá esik[16]. Ez általában is lehetséges, és ez a jelenleg alkalmazott gyakorlat is. Lehetséges, hogy az RES-E energia elterjedése növelni fogja a határon átnyúló energiakereskedelmmel és az erősebb rendszerösszekötőkkel kapcsolatos szükségleteket.

A 2003/54/EK irányelv 3. cikkének (6) bekezdése rendelkezik egy olyan kötelező tájékoztatási rendszerről, melynek értelmében a fogyasztókat tájékoztatni kell az egyes energiafajták teljes energiaellátáson (tüzelőanyag-mix) belüli arányáról. E tájékoztatási kötelezettség teljes körű alkalmazása növelhetné a megújuló energia zöld értékét. A villamos energia eredetére vonatkozó tájékoztatás szintén hozzáadott értéket jelenthet a nagy RES részaránnyal rendelkező termelők portfoliójában.

3.5. Az állami támogatásra vonatkozó szabályozás

A megújuló energiaforrások piacának, valamint az európai gazdaságok általános versenyhelyzetének elemzésekor nem szabad figyelmen kívül hagyni azokat az esetleges torzító hatásokat, amelyeket a támogatások jelenthetnek a piac zavarmentes működése szempontjából. Az állami támogatásokra a 2001/77/EK irányelv (12) preambulumbekezdése, valamint a Szerződés szabályai, különösen annak 87. és 88. cikke alkalmazandók. Ezek a támogatások rendszerint a környezetvédelem állami támogatásáról szóló közösségi iránymutatások hatálya alá esnek, és közgazdaságilag számos okból indokoltak lehetnek, mivel ezen intézkedések környezetvédelmi előnyei meghaladják a versenyt torzító hatásokat. Mivel a megújuló energiaforrások használata a közösség egyik politikai prioritása, az említett iránymutatások többnyire megengedők az ilyen támogatási rendszerek alkalmazásában. Ennek megfelelően a Bizottság a 2001 és 2004 közötti időszakban hozzávetőlegesen 60, megújuló energiaforrásokra vonatkozó állami támogatási programot hagyott jóvá.

3.6. Fő következtetések

Közép- és hosszútávon rendkívül fontos a megújuló energiára vonatkozó különböző támogatási rendszerek összeegyeztethetősége a belső villamosenergia-piac fejlesztésével. Az európai belső piac kialakítását megfelelő szabályozással kell végrehajtani, amely figyelembe veszi a megújuló energia fejlesztéséhez szükséges intézkedéseket. A megújuló energia fejlesztése és térnyerése szempontjából elengedhetetlen a piac tervezése. A támogatási rendszerek kialakítása során adott esetben az állami támogatásra vonatkozó szabályokat is figyelembe kell venni.

4. Párhuzamos szabályozás vagy harmonizáció

Mivel az egyes tagállamokban a megújuló energiával kapcsolatos lehetőségek és megtett intézkedések nagy mértékben különböznek, a harmonizáció rövid távon csak nagy nehézségek árán tűnik elérhetőnek. Ráadásul a rendszer rövid távú módosításával bizonyos piacok működésében fennakadások keletkezhetnek, ami megnehezíti a tagállamok számára célkitűzéseik elérését. Mindazonáltal közép és hosszú távon is szükséges elemezni és figyelemmel kísérni a különböző energiaellátó rendszerek harmonizálásának előnyeit, illetve hátrányait.

4.1. Lehetséges előnyök

- Több tanulmány is rámutat, hogy a megújuló energia 2010-re kitűzött részarányának elérésével kapcsolatos általános költségek jelentősen alacsonyabbak lehetnek a zöld tanúsítványi vagy kötelező átvételi áras rendszerek harmonizálása mellett, mint a jelenlegi eltérő nemzeti politikák fenntartása esetén. Ezen költséghatékonysági előnyök realizálásához azonban jobban működő belső villamosenergia-piacra, valamint nagyobb rendszerösszekötő és kereskedelmi kapacitásra van szükség, továbbá meg kell szüntetni a hagyományos energiaforrások támogatása által kiváltott piactorzító hatásokat.

- A megújuló energia egyetlen alapvető szabálycsoporttal történő belső piaci integrálása olyan méretgazdaságossági előnyöket kínálhat, amelyek fellendülést és jobb versenyképességet biztosíthatnak a megújuló forrásokra épülő energiatermelési ágazat számára.

- Az egész Európára kiterjedő zöld tanúsítványi rendszer valószínűleg nagyobb méretű és likviditású tanúsítványpiacot eredményez, ami a kisebb (nemzeti) piacokhoz képest stabilabb zöldtanúsítvány-árakhoz vezethet. Mindenképpen szükséges azonban összevetni egy ilyen rendszer adminisztrációs költségeit a jelenlegi állapothoz tartozó adminisztrációs költségekkel.

- A helyi erőforrások elérhetőségével is számoló közös európai kötelező átvételi áras rendszer leszoríthatja a különböző tagállamokban létező megújulóenergia-technológiák költségeit, mivel a létesítmények nem korlátozódnak bizonyos tagállamokra. E kötelező átvételi áras rendszer tartalmazhat rögzített árakat, vagy pedig az átlagos villamosenergia-árhoz kötött alapárat kiegészítő árkiegészítést (prémium).

4.2. Lehetséges hátrányok

- A harmonizált zöldtanúsítványi rendszer csak akkor lehet működőképes, ha az Unió egészében megfelelő tanúsítványárakat és bírságokat eredményez, és ezáltal biztosítja a megújulóenergia-berendezések leghatékonyabb telepítését a különböző országokban. A zöld tanúsítványok árszínvonalának jelentős ingadozása növelheti a befektetők bizalmatlanságát, és csökkentheti a termelt megújuló energia mennyiségét.

- Az árak optimalizálásához és a harmonizált kötelező átvételi áras rendszer költségeinek alacsony szinten tartásához rengeteg információra van szükség a technológiákkal és a költségekkel kapcsolatban. Tehát a kérdések nem megfelelő kezelése esetén a rendszert a költségek növekedésének és a rugalmatlanságnak a veszélye fenyegeti.

- A zöldtanúsítványi rendszerrel megvalósítandó és technológiák szerint nem differenciált harmonizáció károsan befolyásolná a dinamikus hatékonyságot. Mivel egy ilyen rendszer elsősorban a költséghatékonyságot támogatná, csak az adott pillanatban legversenyképesebb technológiák terjednének el. Míg rövid távon ez a fejlemény hasznos lenne, a zöldtanúsítványi rendszerrel nem lehetne kellően ösztönözni a többi ígéretes technológiába történő befektetést. Így ezt a rendszert egyéb politikákkal kellene kiegészíteni.

- Egy harmonizált rendszerben a megújulóenergia-importőrré váló tagállamok nem feltétlenül hajlandóak viselni a költségeket, amennyiben nem részesülnek a helyben jelentkező előnyökből (foglalkoztatás és vidékfejlesztés, a helyi energiaellátás diverzifikációja és ezzel járó biztonsága, valamint csökkenő helyi szennyezés), amelyek akkor lennének elérhetőek a számukra, ha a megújuló energiát a saját területükön állítanák elő.

- Másfelől még az exportőr országok sem minden esetben hajlandók a saját szükségleteiken túlmenő megújulóenergia-kapacitások kiépítésére, mivel ez ellenzést válthat ki a lakosság körében a jövőbeli megújulóenergia-létesítményekkel kapcsolatban (angol rövidítéssel NIMBY-jelenség[17]).

5. Adminisztratív akadályok

A támogatási rendszerrel kapcsolatos viták nem választhatók el az adminisztratív akadályok kérdésétől. A megújuló energia kitűzött részesedésének költséghatékony módon való eléréséhez szükség van egy olyan eljárás létrehozására, amely a megfelelő időben és egyszerűen támogatja a megújuló energia fokozott termelését.

Ez a fejezet – a 2001/77/EK irányelv 6. cikkével összhangban – elemzi a különböző problémákat, és megoldásokat javasol az adminisztratív akadályok csökkentésére (részletesen lásd a 6. mellékletet).

5.1. Azonosított akadályok

A fejlesztők és a befektetők az új kapacitások kialakítása során adminisztratív, hálózati, társadalmi és pénzügyi akadályokba ütközhetnek. A Bizottság nemrégiben nyilvános konzultációs folyamatot kezdeményezett az akadályokkal kapcsolatos tapasztalatokról[18].

Az azonosított adminisztratív akadályok az alábbi kategóriákba sorolhatók:

1. Nagyszámú érintett hatóság és hiányos koordináció

Az egyik fontos probléma, amely akadályozhatja a megújuló energiaforrások nagyobb elterjedését, hogy a villamosenergia-termelő berendezések engedélyezése számos különböző felelősségi szinten történik. A számos érintett (nemzeti, regionális és helyi) hatóság által előírt követelmény gyakran eredményez késéseket, befektetési bizonytalanságot, többszörös intézkedéseket és a fejlesztők potenciálisan nagyobb keresletét olyan kezdeményezések iránt, amelyekkel kezelhetik a beruházási kockázatokat vagy a projekt induló tőkeintenzitását.

Amennyiben több közigazgatási szint is érintett, a tagállamoknak javasolt kinevezni a több közigazgatási eljárás koordinálásáért felelős közös engedélyezési ügynökséget, mint amilyen pl. a Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie Németországban a parti szélenergia esetében. A különböző hatóságoknak ezen kívül szabványos űrlapokat és követelményeket kell alkalmazniuk. |

2. A szükséges engedélyek beszerzésének hosszadalmassága

A parti szélenergiával kapcsolatos projektek esetében az engedélyezési eljárás 2–5 évig[19] is elhúzódhat, ami egyes esetekben a piaci fejlődés teljes leállásához vezet. A parti szélenergiával kapcsolatos projektek engedélyezési eljárásai a múltbeli tapasztalatok alapján még kevésbé hatékonyak, mivel csak az utóbbi időben lettek megállapítva a különböző érintett kormányzati hatóságok közötti felelősségmegosztásra vonatkozó egyértelmű eljárások.

Kiemelten ajánlott világos iránymutatásokat elfogadni az engedélyezési eljárásokra, továbbá ezeknek az eljárásoknak kötelező válaszadási határidőket kell tartalmazniuk az érintett hatóságok számára. Az engedélyezések ésszerűsítésének ellenőrzésére kiváló eszköz a jóváhagyási arányok meghatározása[20].

3. A megújuló energia nem megfelelő kezelése a területrendezési tervekben

Sok országban, illetve régióban a területrendezési tervek elkészítésekor nem veszik figyelembe a megújulóenergia-projektek távlati fejlesztését. Ez azt jelenti, hogy egy megújulóenergia-projekt adott területen történő megvalósítása érdekében új területrendezési terveket kell elfogadni. Ez a folyamat igen sok időt vehet igénybe. A projektfejlesztéshez szükséges összes időigényen belül gyakran a területrendezési engedélyek beszerzése képviseli a legnagyobb arányt. Ez kiemelten így van a szél- és biomasszaenergia-projektek esetében. A hatóságokat ösztönözni kell, hogy megfelelő területek kijelölésével segítsék elő az adott régióban megvalósítandó megújulóenergia-projektek fejlesztését (előzetes tervezés)

Amennyiben több közigazgatási szint is érintett, a lehetséges megoldás a Dániában és Németországban követett előzetes tervezési gyakorlat lehet, amely szerint az önkormányzatoknak ki kell jelölniük azokat a területeket, amelyek a kitűzött megújulóenergia-termelési kapacitás meghatározott mennyiségén belül a területfejlesztők számára rendelkezésre állnak. Az előzetes tervezésbe bevont ilyen területeken egyszerűsített és gyorsabb jóváhagyást lehetővé tevő engedélyezési eljárások érvényesek. Svédországban az ilyen területek elnevezése „szélenergia szempontjából nemzeti érdekű terület”. |

A tervezési és engedélyezési eljárás kapcsolódik az európai környezetvédelmi jogalkotáshoz is, így például a vízügyi keretirányelvhez, az élőhelyekről szóló irányelvhez és a madárvédelmi irányelvhez. A Bizottság tovább folytatja munkáját – például a vízügyi irányelv, illetve a vízi- és egyéb megújuló energiaforrásokból előállított villamos energiáról szóló irányelv közötti kapcsolódásokra vonatkozó, jelenleg tárgyalt bizottsági kezdeményezést – annak érdekében, hogy a megújuló energia fejlesztésével összefüggésben növelje ezen irányelvek végrehajtásának átláthatóságát és egyértelműségét.

5.2. Az adminisztratív akadályokra vonatkozó ajánlások

Mivel az engedélyezési eljárásokkal kapcsolatos helyzet tagállamonként nagymértékben különbözik, az ezek javítására vonatkozó ajánlások csak általános formában fogalmazhatók meg. A megújuló energiáról szóló ajánlás (2001/77/EK) előírja az engedélyezési eljárások általános lerövidítését. Ez csak abban az esetben érhető el, ha mind a tagállami kormányok, mind a regionális és települési önkormányzati hatóságok erős elkötelezettséget mutatnak és aktív szerepet vállalnak, ugyanakkor világosan elkülönítik az egyes szintek hatásköreit. A Bizottság a következő intézkedéseket javasolja:

- Létre kell hozni azokat a közös engedélyezési ügynökségeket , amelyek az engedélyezési kérelmek feldolgozásáért és a kérelmezők kiszolgálásáért felelősek.

- A tagállamoknak egyértelmű iránymutatásokat kell kidolgozniuk az engedélyezési eljárásokhoz, amelyek egyértelműen meghatározzák a felelősségi köröket. A Bíróság ítélkezési gyakorlatával összhangban az engedélyezési eljárásoknak az érintett vállalatok előtt előzetesen ismert objektív, megkülönböztetéstől mentes kritériumokon kell alapulniuk, és olyan formában kell megvalósulniuk, amely az önkényes alkalmazás elkerülése érdekében körülhatárolja a nemzeti hatóságok saját hatáskörét[21].

- A tagállamoknak ki kell alakítaniuk azokat az előzetes tervezési mechanizmusokat , melyek alapján a régióknak és a települési önkormányzatoknak területet kell kijelölniük az egyes megújuló energiafajták számára.

- A kisebb projektekhez egyszerűsített eljárásokat kell kialakítani.

- Iránymutatásokat kell kidolgozni ezen eljárásoknak az európai környezetvédelmi jogalkotáshoz való viszonyáról.

6. A távvezeték-hálózati hozzáféréssel kapcsolatos kérdések

A 2001/77/EK irányelv 7. cikkének fő célkitűzése a távvezeték-hálózathoz való hozzáférés ésszerű és átlátható árak melletti biztosítása, ami elengedhetetlen a megújulóenergia-termelés fejlesztése szempontjából. Az irányelv előírja a tagállamok számára, hogy hozzanak intézkedéseket a megújuló energia hálózati hozzáférésének előmozdítására.

A vezetékhálózat nagyrészt akkor épült ki, amikor a villamosenergia-szektor állami tulajdonban volt, és úgy tervezték, hogy a nagy erőműveket bányák, folyók vagy a fő felhasználási központok közelébe lehessen telepíteni. A megújulóenergia-termelés általában nem ugyanoda települ, ahová a hagyományos villamosenergia-termelés, és általában eltérő a termelőkapacitása is. Bár egyes biomassza erőművek elérhetik a 200 MW körüli kapacitást, és a szélerőműparkok is fokozatosan megközelítik ezt a nagyságrendet, a megújulóenergia-termelő erőművek ennél rendszerint kisebb kapacitásúak. A megújulóenergia-termelés gyakran az elosztóhálózathoz van kapcsolva, és ki van szolgáltatva a hálózati összekapcsolási beruházásokon felüli rendszerbővítéseknek és -fejlesztéseknek. A tagállamok kevés kivételtől eltekintve elfogadták azokat a törvényi rendelkezéseket , amelyek előírják a hálózatüzemeltetők számára, hogy szavatolják a megújuló villamos energia továbbítását és elosztását. Az átvitel szintjén azonban sok esetben nem biztosítanak elsőbbséget az elosztásban.

Átlátható szabályokra van szükség a vezetékhálózat szükséges beruházási költségeinek viselésére és megosztására vonatkozóan, mivel ezen szabályok hiánya sok hálózati akadályhoz vezet. Az elfogadott szabályok, illetve azok átláthatóságának mértéke között tagállamonként jelentős eltérések tapasztalhatók. Jelentős tennivalók vannak még hátra a költségmegosztás átláthatóságával kapcsolatban.

Számos ország, így Dánia, Finnország, Németország és Hollandia példája követendő gyakorlatokkal szolgálhat. Ezekben az országokban átlátható szabályokat fogadtak el a vezetékhálózat különböző beruházási költségeinek viselésére és megosztására vonatkozóan. Ezek az országok a „belépési” költségek módszerét választották, amely szerint a vezetékhálózathoz való csatlakozástatás költségét a hozzáférést kérő területfejlesztők viselik saját maguk vagy a hálózatüzemeltetőkkel megosztva, míg a hálózatbővítéshez vagy -fejlesztéshez szükséges, elosztási vagy átviteli szintű költségeket a hálózatüzemeltetők viselik, és a hálózathasználati díjakon keresztül fedezik. Dániában a szélenergia bizonyos csatlakoztatási költségeit szintén a hálózatüzemeltetők viselik, miáltal mérsékelhető a termelőkre háruló, hálózati beruházási költségek formájában jelentkező gazdasági teher. Bár Hollandia nem biztosít elsőbbségi hozzáférést, általában minden csatlakoztatási költséget a hálózatüzemeltetők viselnek.

A megújuló energiának meg kell küzdenie a szükséges hálózati kapacitások hiányával. Ezt a helyzetet tovább súlyosbítja a vezetékhálózat különböző beruházási költségeinek viselésére és megosztására vonatkozó, egyértelműen alkalmazható szabályok hiánya, valamint a vertikális integráció és a domináns létesítmények megléte.

A hálózatok jelenleginél hatékonyabb tervezésére és általános üzemeltetésére van szükség annak érdekében, hogy a megújuló energia jelentős hányadot tegyen ki a villamosenergia-mixen belül. Az Európai Unió Transzeurópai Energiahálózatok Programja, illetve kutatási és technológiafejlesztési keretprogramjai keretében elkezdődött a megújulóenergia-projektek integrálásának hálózati adaptálására és optimalizálására vonatkozó tanulmányok támogatása.

A Bizottság először is azt ajánlja, hogy a költségviselési és -megosztási elvek legyenek teljesen átláthatók és megkülönböztetéstől mentesek. Másodszor a szükséges hálózati infrastrukturális fejlesztéseket olyan formában kell megvalósítani, amely lehetővé teszi a megújulóenergia-termelés jövőbeli fejlesztését. Harmadszor a hálózati infrastrukturális fejlesztésekkel kapcsolatos költségeket a hálózatüzemeltetőknek kell állniuk. Negyedszer az energiaáraknak a teljes villamosenergia-hálózaton belül méltányosaknak és átláthatóknak kell lenniük, és figyelembe kell venniük az integrált termelés előnyeit.

7. Származási garanciák

A kereskedelem, illetve a fogyasztók egyértelmű tájékoztatásának előmozdítása érdekében a tagállamoknak ki kell alakítaniuk egy olyan rendszert, amely garantálja a megújuló forrásból származó villamos energia származását[22]. A tagállamoknak biztosítaniuk kell, hogy kérésre az ennek igazolására szolgáló származási garanciát állítsanak ki. Amint a 7. mellékletből is kiderül, jelenleg a származási garanciák alkalmazása tagállamonként eltérő.

A belső villamosenergia-piacról szóló új irányelv[23] a 2001/77/EK irányelv után került elfogadásra. A 2003/54/EK irányelv 3. cikkének (6) bekezdésével összhangban a tagállamoknak tájékoztatási rendszert kell működtetniük az egyes energiafajták teljes energiaellátáson (tüzelőanyag-mix) belüli arányáról. A Bizottság véleménye szerint ez a rendelkezés fontos intézkedésnek minősül a fogyasztók egyértelmű tájékoztatására vonatkozó célkitűzés teljesítése szempontjából, mivel az egész energiaszektorra alkalmazandó, és nem csak a megújuló forrásokból előállított energiára. E tájékoztatás alapja lehetne például a származási garancia.

A zöld energia kereskedelme elindult, de nem jutott el odáig, hogy az egyik országban megtermelt zöld energiát átvigyék egy másikba az ottani célok teljesítése érdekében. A többszörös elszámolások elkerülése érdekében nem feltétlenül szükséges egységes származási garanciát használni. Ugyanakkor szükséges létrehozni egy megbízható rendszert a „felhasznált” zöld tanúsítványok beváltására. Számos tagállamban működik ilyen rendszer, amelyet a nagyobb volumenű határon átnyúló kereskedelem szükségleteinek megfelelően jobban össze lehetne hangolni, vagy akár harmonizálni.

8. KÖVETKEZTETÉSEK

A koordináció időigénye

Mivel az EU-ban a megújuló energia támogatási rendszereivel kapcsolatban rengeteg tapasztalat halmozódott fel, kijelenthető, hogy a versengő nemzeti rendszerek legalább átmeneti fenntartása kívánatosnak látszik. A rendszerek közötti verseny a megoldások szélesebb körét eredményezi, és további előnyöket is: a zöld tanúsítványi rendszer profitál a kötelező átvételi áras rendszer meglétéből, ugyanis a technológiai tanulási folyamat lenyomja a kevésbé hatékony technológiák költségeit, ami viszont alacsonyabb fogyasztói költségekhez vezet. Ezen kívül még túl korai lenne összehasonlítani a már jól bevált támogatási mechanizmusok, illetve a csak rövid ideje működő rendszerek előnyeit és hátrányait. Mindezek, illetve az e közleményben található összes elemzés alapján a Bizottság jelenleg nem látja megfelelőnek a helyzetet egy harmonizált európai rendszer bevezetéséhez.

A Bizottság a megújuló energiaforrások támogatási rendszerének két pilléren alapuló koordinált megközelítését tartja megfelelőnek: az országok közötti együttműködés , illetve a nemzeti rendszerek hatásainak optimalizálása alapján.

8.1. Együttműködés

Az együttműködés formájában megvalósuló intenzívebb, országok közötti koordináció hasznos lehet az Európán belüli különböző támogatási rendszerek fejlesztésében. Másoknak is példát mutathat a németországi, spanyol és francia, vagy az Ibériai-félszigeti piacon működő átvételi áras rendszerek közötti kialakulóban lévő együttműködés, valamint a tervezett új, közös svéd-norvég zöld tanúsítványos rendszer. A kellőképpen hasonló rendszerekkel rendelkező tagállamok közötti belső harmonizációt később is végre lehetne hajtani.

8.2. Optimalizáció

A Bizottság optimalizálási eljárást javasol a nemzeti rendszerekre , és emlékeztet rá, hogy a rendszerek instabilitása vagy nem megfelelő hatékonysága általában magasabb fogyasztói árakat eredményez. Az optimalizálás a gazdasági mechanizmusokra és a költséghatékonyságra vonatkozik, de szükséges hozzá az adminisztratív és hálózati akadályok felszámolása is.

A tagállamoknak az alábbi módon kell optimalizálniuk és egymáshoz igazítaniuk támogatási rendszereiket:

- A jogi stabilitás növelése és a beruházási kockázat csökkentése. A nemzeti támogatási rendszerek egyik fő gondja a rendszerek általános „stop-and-go” jellege. A rendszeren belüli instabilitások magas befektetési kockázathoz vezetnek, amely általában a magasabb fogyasztói árakban jelentkezik. Ezért a piaci szereplőknek a tapasztalt kockázatok mérsékléséhez hosszú távon stabilnak és megbízhatónak kell tartaniuk a rendszert. Különösen a zöld tanúsítványok piacán fontos kérdés a befektetési kockázatok csökkentése és a likviditás növelése. A támogatási mechanizmusok kialakításával minimalizálni kell a felesleges piaci kockázatokat. A növekvő likviditás növelhetné a hosszú távú szerződések lehetőségét, és átláthatóbb piaci árat biztosít.

- Az adminisztratív akadályok csökkentése , beleértve az adminisztratív eljárások ésszerűsítését. A fogyasztói terhek minimalizálása érdekében csökkenteni kell a hozzáférés-támogatási rendszerek adminisztratív követelményeit. A megújuló energiára vonatkozó irányelv maradéktalan végrehajtásán túlmenően a tagállamoknak szóló konkrét javaslatok a következők: egyértelmű iránymutatások, közös engedélyezési ügynökségek, előzetes tervezési mechanizmusok létrehozása és egyszerűsített eljárások.

- A hálózati kérdések kezelése és a kapcsolódási feltételek átláthatósága. Az átvitel fejlesztését előzetesen, a megfelelő pénzeszközök hozzárendelésével meg kell tervezni és végre kell hajtani. A Bizottság először is azt ajánlja, hogy a költségviselési és -megosztási elvek legyenek teljesen átláthatók és megkülönböztetéstől mentesek. Másodszor a szükséges hálózati infrastrukturális fejlesztéseket olyan formában kell megvalósítani, amely lehetővé teszi a megújulóenergia-termelés jövőbeli fejlesztését. Harmadszor a hálózati infrastrukturális fejlesztésekkel kapcsolatos költségeket általános elvként a hálózatüzemeltetőknek kell állniuk. Negyedszer az energiaáraknak a teljes villamosenergia-hálózaton belül méltányosaknak és átláthatóknak kell lenniük, és figyelembe kell venniük az integrált termelés előnyeit.

- A technológiai diverzitás támogatása. Egyes támogatási rendszerek olyan hatással járnak, hogy a megújuló technológiák közül csak a leginkább költséghatékonyat támogatják. Például a nem parti szélenergia fejlesztésébe rendszerint nem történne beruházás, amennyiben a parti szélenergiával megegyező pénzügyi feltételrendszer vonatkozna rá. Ezért a technológiafejlesztés diverzifikációja érdekében ezeket a rendszereket ki lehetne egészíteni egyéb támogatási eszközökkel. A megújuló energia támogatási politikája akkor mondható általánosságban jónak, ha különféle megújulóenergia-technológiákat támogat.

- A tagállamok jobban kihasználhatnák azokat az adómentességeket és adókedvezményeket , amelyeket az energiatermékek adóztatásáról szóló irányelv[24] a megújuló energia számára biztosít.

- Az összeegyeztethetőség biztosítása a belső villamosenergia-piaccal. Az EU tagállamaiban folyamatban van az energiapiacok liberalizálása. Ez a kritérium azt méri fel, milyen könnyen integrálható egy támogatási rendszer a liberalizált energiapiacokon, és hogy mennyire hatékonyan működik együtt a meglévő, illetve új politikai eszközökkel.

- A foglalkoztatás és a helyi, illetve regionális előnyök ösztönzése. A megújuló energiát támogató politikák által megvalósítandó egyik legfontosabb közjó a foglalkoztatással, a szociálpolitikával és a vidékfejlesztéssel van összefüggésben, azonban egyéb nemzeti politikai célkitűzéseket is tiszteletben kell tartani és figyelembe kell venni.

- Energiahatékonysági és keresletmenedzselési intézkedések bekapcsolása. A megújulóenergia-termelés fejlődését az energiafogyasztás gyors növekedése kíséri, mely utóbbi jelenség kerülendő. Európát csak az viheti közelebb energiapolitikai céljai megvalósításához, ha a megújulóenergia-támogatási intézkedéseket végfelhasználói energiahatékonysági intézkedésekkel kombinálja.

8.3. A következő lépések

A 2010-es célkitűzéseket figyelembe véve rövid távon nem javasolt jelentősebb közösségi szintű szabálymódosítás. Azonban a belső villamosenergia-piac befejezése irányába ható törekvéseket és a nagyobb költséghatékonyság lehetőségét figyelembe véve a Bizottság tovább folytatja a javuló optimalizáció, koordináció és lehetséges harmonizáció lehetőségeinek és hatásainak, valamint a liberalizáció és az átviteli kapacitások terén elérhető haladás feltételeinek elemzését, és hasznosítani fogja a tagállamok különböző támogatási rendszereivel kapcsolatos további tapasztalatokat.

A Bizottság részletesen figyelemmel fogja kísérni az EU megújulóenergia-politikájában tapasztalható fejleményeket, és a 2020-as célkitűzésekkel kapcsolatos folyamatban lévő értékeléssel, illetve a megújuló energia 2010 utánra tervezett keretszabályával összefüggésben legkésőbb 2007 decemberéig jelentést készít az egyes tagállamok megújulóenergia-támogatási rendszereiről. Ezen értékelés eredményei alapján a Bizottság más megközelítést és keretet is javasolhat az Európai Unióban a megújuló forrásokból előállított villamos energia támogatási rendszereivel kapcsolatban, figyelembe véve a megfelelő átmeneti időszak, illetve rendelkezések szükségességét. Kiemelt hangsúlyt kap a további harmonizáció előnyeinek és hátrányainak elemzése.

Az Európai Parlament nemrégiben fogadott egy határozatot a megújuló energiáról[25], amely tisztázza egy jövőbeli esetleges harmonizált európai ösztönzőrendszer kritériumait.

A 2001/77/EK irányelv 4. cikkének értelmében a Bizottság folytatja a támogatási rendszerek sikerességének, beleértve költséghatékonyságának elemzését. A jelentéshez szükség esetén mellékelni kell a javaslatot a megújuló forrásokból előállított villamos energia támogatási rendszereire vonatkozó közösségi keretről. A keretre vonatkozó javaslatoknak:

(a) hozzá kell járulniuk a nemzeti célelőirányzatok megvalósításához;

(b) összeegyeztethetőnek kell lenniük a belső villamosenergia-piac elveivel;

(c) figyelembe kell venniük a különböző megújuló energiaforrások sajátosságait az eltérő technológiákkal és földrajzi különbségekkel együtt;

(d) elő kell mozdítaniuk a megújuló energiaforrások hatékony felhasználását, egyszerűnek, ugyanakkor a lehető leghatékonyabbnak kell lenniük, különös tekintettel a költségekre;

(e) elegendő, legalább hétéves átmeneti időszakokat kell tartalmazniuk a nemzeti támogatási rendszereket illetően, és fenn kell tartaniuk a befektetők bizalmát.

Annex 1 – Current share of electricity from renewable energy sources

Renewable energies promise to bring about strategic improvements in the security of supply, reducing the long-term price volatility to which the EU is subject as a price-taker for fossil fuels, and could offer an enhanced competitive edge for the EU’s renewable technology industry. Renewable energies reduce air pollution and greenhouse gas emissions. They could also help improve economic and social prospects in the rural and isolated regions of industrialised countries and provide a better means of meeting basic energy needs in developing countries. The cumulative effect of all these benefits makes a robust case for supporting renewables. The EU aims at having renewable sources provide for 21% of the electricity consumed in its 25 member states by 2010. Romania and Bulgaria have set up a target by 2010, maintaining the objective for the enlarged Union at 21%[26]. This target is formulated in the EU Renewables Directive 2001/77/EC, which sets individual national targets to this end. The electricity produced by renewable energy sources (RES-E) in the EU-25 countries accounted for 394 TWh in 2003, corresponding to a share of 14% in electricity generation (see Figure 1). The recent very dry years and the considerable growth of electricity consumption affect the percentage of RES-E in consumption as a whole. One percentage point of the objective on renewable electricity has been missed in the last three years due to the important draughts occurring in Europe. Electricity consumption is growing at 2% per year.

[pic]

Figure 1: EU25 electricity generation by fuel in 2003.

To avoid the interference due to the variability of rain conditions in recent years, Figure 2 shows all renewable energies apart from hydropower. In recent years, the growth in renewable electricity has been faster with the non-hydro sources. Figure 2 shows the impressive evolution of wind (three countries were mainly responsible for the growth of this sector up to 2003) and the other sectors such as biomass, geothermal and photovoltaic solar energy.

[pic]

Figure 2: Historical development of electricity generation from ‘new’ RES-E in the European Union (EU-25) from 1990 to 2003.

Hydropower remains the dominant source, but new renewable sources such as biomass or wind are starting to play a role. Especially in the EU-15 countries, wind energy is the most important of the new renewable sources in recent portfolios with a yearly growth of 35% in the last ten years while biomass is prominently represented in some of the new Member States.

[pic]

Figure 3: RES-E as a share of the total achieved potential in 2004 for the EU-15.

[pic]

Figure 4: Breakdown of RES-E in 2004 for the EU-10.

Annex 2 – Inventory of current support systems

Table 1: Overview of the main policies for renewable electricity in EU-15

Country | Main electricity support schemes | Comments |

Austria | Feed-in tariffs (now terminated) combined with regional investment incentives. | Feed-in tariffs have been guaranteed for 13 years. The instrument was only effective for new installations with permission until December 2004. The active period of the system has not been extended nor has the instrument been replaced by an alternative one. |

Belgium | Quota obligation system / TGC[27] combined with minimum prices for electricity from RES. | The Federal government has set minimum prices for electricity from RES. Flanders and Wallonia have introduced a quota obligation system (based on TGCs) with the obligation on electricity suppliers. In Brussels no support scheme has been implemented yet. Wind offshore is supported at federal level. |

Denmark | Premium feed-in tariffs (environmental adder) and tender schemes for wind offshore. | Settlement prices are valid for 10 years. The tariff level is generally rather low compared to the previously high feed-in tariffs. |

Finland | Energy tax exemption combined with investment incentives. | Tax refund and investment incentives of up to 40% for wind, and up to 30% for electricity generation from other RES. |

France | Feed-in tariffs. | For power plants < 12 MW feed-in tariffs are guaranteed for 15 years or 20 years (hydro and PV). For power plants > 12 MW a tendering scheme is in place. |

Germany | Feed-in tariffs. | Feed-in tariffs are guaranteed for 20 years (Renewable Energy Act). Furthermore soft loans and tax incentives are available. |

Greece | Feed-in tariffs combined with investment incentives. | Feed-in tariffs are guaranteed for 10 years. Investment incentives up to 40%. |

Ireland | Tendering scheme. It has been announced that the tendering scheme will be replaced by a feed-in tariff scheme. | Tendering schemes with technology bands and price caps. Also tax incentives for investment in electricity from RES. |

Italy | Quota obligation system / TGC. Anew feed-in tariff system for photovoltaic valid since 5th August 2005. | Obligation (based on TGCs) on electricity suppliers. Certificates are only issued for new RES-E capacity during the first eight years of operation. |

Luxembourg | Feed-in tariffs. | Feed-in tariffs guaranteed for 10 years (for PV for 20 years). Investment incentives also available. |

Netherlands | Feed-in tariffs. | Feed-in tariffs guaranteed for 10 years. Fiscal incentives for investment in RES are available. The energy tax exemption on electricity from RES ended on 1 January 2005. |

Portugal | Feed-in tariffs combined with investment incentives. | Investment incentives up to 40%. |

Spain | Feed-in tariffs. | Electricity producers can choose between a fixed feed-in tariff or a premium on top of the conventional electricity price, both are available over the entire lifetime of a RES power plant. Soft loans, tax incentives and regional investment incentives are available. |

Sweden | Quota obligation system / TGC. | Obligation (based on TGCs) on electricity consumers. For wind energy, investment incentives and a small environmental bonus are available. |

UK | Quota obligation system / TGC. | Obligation (based on TGCs) on electricity suppliers. Electricity companies which do not comply with the obligation have to pay a buy-out penalty. A tax exemption for electricity generated from RES is available (Levy Exemption Certificates which give exemption from the Climate Change Levy). |

Table 2: Overview of the main policies for renewable electricity in EU-10

Country | Main electricity support schemes | Comments |

Cyprus | Grant scheme for the promotion of RES (since February 2004) financed through an electricity consumption tax of 0.22 E/kWh (since Aug. 2003). | Promotion scheme is fixed only for a 3-year period. |

Czech Republic | Feed-in tariffs (since 2002), supported by investment grants Revision and improvement of the tariffs in February 2005. | Relatively high feed-in tariffs with 15-year guaranteed support. Producer can choose between a fixed feed-in tariff or a premium tariff (green bonus). For biomass cogeneration, only the green bonus applies.. |

Estonia | Feed-in tariff system with purchase obligation. | Feed-in tariffs paid for up to 7 years for biomass and hydro and up to 12 years for wind and other technologies. All support schemes are scheduled to end in 2015. Together with relatively low feed-in tariffs this makes renewable investments very difficult. |

Hungary | Feed-in tariff (since January 2003) combined with purchase obligation and tenders for grants. | Medium tariffs (6 to 6.8 ct/kWh) but no differentiation among technologies. Actions to support RES are not coordinated, and political support varies. All this results in high investment risks and low penetration. |

Latvia | Quota obligation system (since 2002) combined with feed-in tariffs. | Frequent policy changes and the short duration of guaranteed feed-in tariffs result in high investment uncertainty. The high feed-in tariff scheme for wind and small hydropower plants (less than 2 MW) was phased out in January 2003. |

Lithuania | Relatively high feed-in tariffs combined with a purchase obligation. In addition good conditions for grid connections and investment programmes. | Closure of the Ignalina nuclear plant will strongly affect electricity prices and thus the competitive position of renewables as well as renewable support. Investment programmes limited to companies registered in Lithuania. |

Malta | Low VAT rate for solar. | Very little attention to RES-E so far. |

Poland | Green power purchase obligation with targets specified until 2010. In addition renewables are exempted from the (small) excise tax. | No penalties defined and lack of target enforcement. |

Slovak Republic | Programme supporting RES and energy efficiency, including feed-in tariffs and tax incentives. | Very little support for renewables. The main support programme runs from 2000, but there is no certainty as to the time frame or tariffs. The low support, lack of funding and lack of longer-term certainty make investors very reluctant. |

Slovenia | Feed-in system combined with long-term guaranteed contracts, CO2 taxation and public funds for environmental investments. | None. |

Bulgaria | Combination of feed-in tariffs, tax incentives and purchase obligation. | Relatively low levels of incentive make penetration of renewables especially difficult as the current commodity prices for electricity are still relatively low. A green certificate system to support renewable electricity developments has been proposed. Bulgaria recently agreed upon an indicative target for renewable electricity, which is expected to provide a good incentive for further promotion of renewable support schemes. |

Romania | Subsidy fund (since 2000), feed-in tariffs. | Normal feed-in tariff modest, but high tariff for autonomous small wind systems (up to 110-130 €/MWh). Romania recently agreed upon an indicative target for renewable electricity, which is expected to provide a good incentive for further promotion of renewable support schemes. |

Annex 3 – C osts of current support systems and effectiveness

The generation cost for renewable energies shows a wide variation (see Figure 1). Any assessment of support schemes should therefore be carried out for each sector.

[pic]

Figure 1: Cost of electricity generation –Long-run marginal costs (LRMC). Sources: FORRES report.

The current level of support for RES-E differs significantly among the different EU Member States. This is due to the different country-specific cost-resource conditions and the considerable differences in the support instruments applied in these countries. In order to compare the prices paid for the different RES-E generation options with the costs in each Member State, both quantities are analysed and shown simultaneously for wind onshore, agricultural biogas, biomass forestry, small-scale hydropower and solar photovoltaic.

Before comparing costs and support levels among the countries, we have to make sure we are dealing with comparable quantities. In particular, the support level in each country needs to be normalised according to the duration of support in each country, e.g. the duration of green certificates in Italy is only eight years compared to 20 years for guaranteed feed-in tariffs in Germany. The support level under each instrument has therefore been normalised to a common duration of 15 years. The conversion between the country-specific duration and the harmonised support duration of 15 years is performed assuming a 6.6% interest rate.

Only minimum to average generation costs are shown because the readability of the graphs would suffer if the upper cost range for the different RES-E were shown as well.

Effectiveness[28] can be defined in simple terms as the outcome in renewable electricity compared to what’s remains of the 2020 potential. This means that a country with an 8% yearly average effectiveness indicator over a six-year period has been delivering 8% of the 2020 potential every year over that period – as is the case for Germany in Figure 5 (wind). Over the complete six-year period, therefore, 48% of Germany’s 2020 potential has been deployed.

In more complex terms, effectiveness is defined as the ratio of the change in the electricity generation potential over a given period of time to the additional realisable mid-term potential by 2020 for a specific technology, where the exact definition of effectiveness reads as follows:

[pic]

This definition of effectiveness is a measure of the available potentials of a specific country for individual technologies. This appears to be the correct approach since Member State targets as determined in the RES-E directive are based mainly on the realisable generation potential of each country.

The yearly effectiveness of a Member State policy is the ratio of the change of the electricity generation potential in that year compared to the remaining additional realisable mid-term potential until 2020 for a specific technology.

Figure 2 below shows the concept of the yearly effectiveness indicator:

[pic]

Figure 2: 2003 effectiveness indicator – example biogas in UK

The indicators included in this Communication are calculated in an average period of six or seven years[29]. In figure 2, we show the annual effectiveness indicator for the particular example of biogas in UK for the years 1998 until 2003 as well as the average during the period. The interpretation of this indicator can be pursued as follows: if a country has an average effectiveness indicator of 3% - as indicated by the dot line in figure 3 - it means that it has already mobilised a 17% of its additional potential until 2020[30] in a linear manner.

[pic]

Figure 3: Average effectiveness indicator for the period 1998-2003 –Example biogas in UK

In the following section, effectiveness indicators are shown for the sectors wind onshore and solar photovoltaic for the period 1998-2004, and solid biomass, biogas and small hydro for the period 1998-2003. It must be clarified that in the subsequent section for the period 1997-2003, over which the effectiveness indicator is analysed, a mixed policy is considered in Belgium, France, Italy, the Netherlands, Sweden and the UK.

Wind energy

Figure 4 and figure 6 show the generation cost of wind energy and the level of the supported prices in each country. Support schemes for wind vary considerably throughout Europe with values ranging from €30/MWh in Slovakia to €110 per MWh in the UK. These differences – as seen in Figures 4 and 6 – are not justified by the differences in generation costs. Generation costs are shown in a range based – in the case of wind – on the different bands of wind potential.

[pic]

Figure 4: Price ranges (average to maximum support) for direct support of wind onshore in EU-15 Member States (average tariffs are indicative) compared to the long-term marginal generation costs (minimum to average costs). Support schemes are normalised to 15 years.

How effective are these support schemes? The definition of effectiveness has been taken as the electricity delivered in GWh compared to the potential of the country for each technology.

[pic]

Figure 5: Effectiveness indicator for wind onshore electricity in the period 1998-2004. The relevant policy schemes during this period are shown in different colour codes.

The three countries that are most effective in delivering wind energy are Denmark, Germany and Spain as can be seen in Figure 5.

Germany applies a stepped tariff with different values depending on wind resources. France uses the same system. This stepped support scheme – although controversial as it does not use only the best potentials – is justified at national level in order to extend potential resources in the country and avoid concentration in one region and hence NIMBY effect. The values used in Figure 4 consider the maximum tariff for Germany[31].

It is commonly stated that the high level of feed-in tariffs is the main driver for investment in wind energy especially in Spain and Germany. As can be seen, the level of support is rather well adjusted to generation cost. A long-term stable policy environment seems to be the key to success in developing RES markets, especially in the first stage.

The three quota systems in Belgium, Italy and the UK, currently have a higher support level than the feed-in tariff systems. The reason for this higher support level, as reflected in currently observed green certificate prices, can be found in the higher risk premium requested by investors, the administrative costs and the still immature green certificate market. The question is how the price level will develop in the medium and long term.

Figure 4 shows the three countries with the lowest support: FI, DK and IE. The situations in these countries are very different. DK has a very mature market with the highest rate per capita of wind installations in the world and current support is concentrated in re-powering[32], while IE has the best wind potential in Europe but only 200 MW installed capacity, and Finland has chosen a policy of biomass promotion and provides too little support to initiate stable growth in wind.

For the EU-10, the comparison of costs and prices for wind onshore as shown in Figure 6 leads to the conclusion that the supported price level is clearly insufficient in Slovakia, Latvia, Estonia and Slovenia, as the level is below marginal generation costs.

The level seems to be sufficient in at least Cyprus and Czech Republic. For countries like Hungary and Lithuania, support is just enough to stimulate investment[33].

[pic]

Figure 6: Price ranges (average to maximum support) for supported wind onshore in EU-10 Member States (average tariffs are indicative) compared to the long term marginal generation costs (minimum to average costs).

[pic]

Figure 7: Effectiveness indicator for wind onshore electricity in the period 1998-2004. The relevant policy schemes during this period are shown in different colour codes.

Biogas[34]

Comparing apples and pears sometimes seems easier than analysing the biomass sector – as the latter is like comparing cows and trees. Biomass is a very complex sector as it covers wastes, products and residues from very different sources: agriculture, forests, cities, animals, etc. Analysis of the support schemes becomes even more complex when 25 countries are considered.

This report is intended to give an overview of two main biomass sectors in Europe: biogas and forest residues.

The different support levels are shown for agricultural biogas electricity generation in Figure 8 for EU-15 and Figure 10 for EU-10. The effectiveness indicators are depicted in Figures 9 and 11.

Among the EU-15 level, the level of promotion in France and Sweden appears to be insufficient when compared to long-run marginal generation costs. Finland clearly does not specifically promote this technology. For Greece, Ireland, and Portugal, the support level is at the lower end of the cost range. In Austria, the tariffs[35] are relatively high with policy aiming to support small-scale agricultural applications (average range of 70-100 kW) as compared to large centralised plants. Germany also promotes small-scale installations with a high effectiveness (Figure 9). UK has a rather high support (TGC + CCL exemption)[36], resulting in a high effectiveness. Denmark has a medium support with a fairly high effectiveness. The Danish support scheme prioritises large central power plants. The Swedish and Finnish tax rebates have been unable to trigger relevant investment in biogas plants. Similarly, the Irish tender rounds seem to have ignored biogas as an option for increasing RES-E generation capacity. It should be noted here that the high growth in Italy and the UK has been based mainly on the expansion of landfill gas capacity, whereas in Austria, Denmark, and Germany agricultural biogas has had a significant share in the observed growth.

[pic]

Figure 8: Price ranges (average to maximum support) for direct support of agricultural biogas in EU-15 member states (average tariffs are indicative) compared to the long-term marginal generation costs (minimum to average costs).

[pic]

Figure 9: Effectiveness indicator for biogas electricity in the period 1998-2003. The relevant policy schemes during this period are shown in different colour codes.

The effectiveness of the biogas support level is influenced by the following factors, rather than the choice of support scheme:

- The choice of small or large plants: large plants yield a higher effectiveness. Small plants are supposed to be more important for the rural economy, but the cost is higher.

- The existence of a complementary support scheme. The biogas sector is intimately linked to environmental policy for waste treatment. Countries like the UK support biogas with a secondary instrument such as tax relief (CCL exemption)[37]. A complementary investment aid is a good catalyst for this technology.

- If a country supports agricultural biogas, generation costs are higher but so are environmental benefits. For supporting landfill gas, the cost is ‘cheaper’ but the environmental benefit is reduced.

- The existence of district heating networks has proved to be an important aspect in the successful development of the biogas sector, e.g. Denmark.

The EU-15 figures lead to the conclusion that, when the feed-in tariffs are set correctly, the support scheme is able to start market development. The green certificate systems seem to need a secondary instrument (based on environmental benefits) for a real market effect.

The picture for the new Member States looks rather different from the EU-15. For most EU-10 countries, the supported price is low compared to the long-run marginal generation costs. Except in the Czech Republic and Slovenia, financial support is insufficient to trigger significant investment into biogas technology. Effectiveness is nearly zero due to the lack of sufficient support.

[pic]

Figure 10: Price ranges (average to maximum support) for supported agricultural biogas in EU-10 member states (average tariffs are indicative) compared to the long-term marginal generation costs (minimum to average costs).

[pic]

Figure 11: Effectiveness indicator for biogas electricity in the period 1998-2003. The relevant policy schemes during this period are shown in different colour codes.

Biomass/forestry residues

Before any analysis is carried out, the complexity of this sector should be recalled as it includes small combined heat and power systems, the big pulp and paper industry, the co-firing of wood residues, etc.

Figures 12 and 13 show the differences between support schemes around EU-15 and also the variation in generation costs[38]. The level of Member States support in the EU-10 is generally relatively lower than in the EU-15.

[pic]

Figure 12: Price ranges (average to maximum support) for supported biomass electricity production from forestry residues in EU-15 member states (average tariffs are indicative) compared to the long-term marginal generation costs (minimum to average costs).

[pic]

Figure 13: Price ranges (average to maximum support) for supported biomass electricity production from forestry residues in EU-10 Member States (average tariffs are indicative) compared to the long-term marginal generation costs (minimum to average costs).

* = countries with co-firing.

Figures 14 and 15 show the effectiveness of RES support for electricity produced from solid biomass . The first conclusion is that at EU-15 level, only a small part of the available potential was exploited on an annual basis during the period 1998-2003. The effectiveness indicator for solid biomass electricity is significantly lower compared with wind exploitation[39]. This confirms the conclusion of the Communication of May 2004[40] that the development of biomass electricity is lagging behind expectations at EU level.

[pic]

Figure 14: Effectiveness indicator for biomass electricity in the period 1998-2003. The relevant policy schemes during this period are shown in different colour codes.

[pic]

Figure 15: Effectiveness indicator for biomass electricity in the period 1998-2003. The relevant policy schemes during this period are shown in different colour codes.

It must be clarified that, for Denmark, Figure 14 covers not only forest residues but also straw, which represents half of their solid biomass market. The figure for the Netherlands also includes the co-firing of palm oil, which in 2003 represented 3% of the total solid biomass market.

Denmark saw strong growth in biomass until 2001 with large centralised CHP plants, initiated by the relatively high feed-in tariffs and a stable policy framework.

In the Netherlands, a partial tax exemption was introduced in July 2003 for a feed-in tariff system. Additional support was given by investment grants. Co-firing is the main technology in NL. It is highly likely that the Netherlands will already reach their 9% target for 2010 by 2006.

In Finland, the tax refund for forestry chips has been the main driver of market growth in recent years. An additional 25% investment incentive is available for CHP plants based on wood fuels. The key element in the success of this mix of tax relief and investment incentives is the important traditional wood and paper industry.

In 2002, Sweden switched from investment grants to a TGC system and tax refunds.

Austria and Germany have chosen a policy of medium- and small-scale biomass installations, which has higher costs but is driven not only by energy policy but also by environment and rural development considerations.

The new German support system shows a larger gap between support and generation costs. This new level was adopted in August 2004. Effectiveness in the biomass forestry sector needs still to be demonstrated in this country.

The main barriers to the development of this RES-E source are both economic and infrastructural. Denmark, Finland and NL show the best effectiveness and a smaller gap between support and generation costs. Denmark and the Netherlands have implemented feed-in tariffs and Finland has tax relief as the main support scheme. The common characteristic in these three countries is that centralised power stations using solid biomass attract the largest share of RES-E investment.

Nevertheless, biomass features a large band of options, uses and costs. The promotion of large biomass installations should not ignore promising technology options with a significant potential for technology learning.

To conclude on this sector:

- In UK, BE, IT and to some extent SE, the level of support is just enough. Nevertheless, it looks like that the biomass sector is not yet able to cope with the risk of green certificate schemes.

- Denmark, Finland and NL show the best effectiveness and the smallest gap between support and generation costs. Denmark and the Netherlands have implemented feed-in tariffs and Finland has tax relief and 25% investment support. Centralised power stations using solid biomass attract the largest share of RES-E investment.

- In France, Greece, Ireland, Luxembourg, Portugal and Spain, the feed-in tariff support is not enough to bring about a real take-off in the biomass sector.

- Secondary instruments especially small investment-plant support and tax relief are good catalysts for kicking off biomass. They also have the advantage of less interference with the wood market.

- CHP support is very good for the biomass development, adding higher energy efficiency.

- It is not a matter of demand: good management of agriculture and forest residues is an important factor for good biomass exploitation.

Hydropower

As our third example, we provide the same analysis for small-scale hydropower . In this case, country-specific costs show very large differences. The technology is also especially relevant for some of the new member states. Again, it can be seen that existing feed-in tariffs are quite well adjusted to the costs of generation, with the Austrian and the Portuguese tariffs at the lower end of the cost spectrum. The Finnish tax measure is again unable to cover the costs needed to stimulate investment in new generation capacity. Very good financial conditions for small hydropower exist in France and in Slovenia. For Cyprus, the support level might be higher than shown in the figure, since additional investment grants are not considered.

[pic]

Figure 16: Price ranges (average to maximum support) for direct support of small-scale hydro in EU-15 Member States (average tariffs are indicative) compared to the long-term marginal generation costs (minimum to average costs).

[pic]

Figure 17: Effectiveness indicator for small hydro electricity in the period 1998-2003. The relevant policy schemes during this period are shown in different colour codes.

[pic]

Figure 18: Price ranges (average to maximum support) for direct support of small-scale hydro in EU-10 Member States (average tariffs are indicative) compared to the long-term marginal generation costs (minimum to average costs).

[pic]

Figure 19: Effectiveness indicator for small hydro electricity in the period 1998-2003. The relevant policy schemes during this period are shown in different colour codes.

Photovoltaic solar energy

As can be seen from Figure 21, photovoltaic electricity generation showed the strongest growth in Germany[41] followed by the Netherlands and Austria over the period considered. The support system in these three countries consists of fixed feed-in tariffs supplemented by additional mechanisms such as the soft loans in Germany. As expected, quota obligations and tax measures provide little incentive for investment in PV technology, since these schemes generally promote only the cheapest available technology. The PV support scheme in DE, NL, ES and AT is implemented as part of a long-term policy for the market development of this technology.

[pic]

Figure 20: Price ranges (average to maximum support) for direct support of photovoltaic electricity in EU-15 Member States (average tariffs are indicative) compared to the long-term marginal generation costs (minimum to average costs).

[pic]

Figure 21: Effectiveness indicator for photovoltaic electricity in the period 1998-2004. The relevant policy schemes during this period are shown in different colour codes.

Annex 4 – Methodology for the investor’s perspective

We define the effectiveness of a member state policy in the following as the ratio of the change in electricity generation potential during a given period of time to the additional realisable mid-term potential by 2020 for a specific technology, where the exact definition of effectiveness reads as follows:

[pic] – Annuity

One possible approach for calculating actual support over the entire lifetime from an investor’s perspective is to determine the average expected annuity of the renewable investment. The annuity calculates the specific discounted average return on every produced kWh by taking into account income and expenditure throughout the entire lifetime of a technology.

[pic] A= annuity; i=interest rate; t=year; n=technical lifetime |

The average expected annuity of wind energy investment for Germany, Spain, France, Austria, Belgium, Italy, Sweden, the UK and Ireland is calculated based on the expected support level during the period of promotion. The level of support in the German system is annually adjusted according to the degression implemented in the German EEG. For the four countries using quota obligation systems, the certificate prices of the year 2004 are extrapolated for the entire active period of support.[42] Furthermore, an interest rate of 6.6% is assumed[43] and country-specific prices of wind technology are used, taking the average market prices of wind turbines in those countries in 2004. Therefore, the expected annuity considers country-specific wind resources, the duration the support is given as well as additional promotion instruments, such as soft loans and investment incentives. An important limitation of this approach is that an estimate of the future evolution of certificate prices in quota systems is needed. Such an estimate typically does not exist. We therefore assume that TGC prices will remain constant at 2004 levels.

In this section, a comparison of profits from an investor perspective and effectiveness has been made for a limited number of Member States and assumping current prices over a longer period.

Therefore, the effectiveness indicator as defined in Annex 3 is shown against the expected annuity of investment in wind and biomass energy for each country. In this way one can correlate the effectiveness of a policy with the average expected annuity of investment. This gives an indication as to whether the success of a specific policy is primarily based on the high financial incentives, or whether other aspects have a crucial impact on market diffusion in the considered countries.

Wind energy

This analysis has been carried out only for a selection of countries in order to show the principal differences between the different policy schemes. The reference year for both the effectiveness indicators and the expected annuity is 2003. This analysis covers the country-specific costs of generation and the duration of payments. Furthermore, country-specific wind yields are used to calculate the income generated during the lifetime of plants.

[pic]

Figure 1: Historically observed efficiency of support: effectiveness indicator in relation to the expected annuity. WIND.

Forestry Biomass

The same analysis has been carried out for electricity generation from biomass. However, the biomass sector is influenced by other factors, such as secondary instruments[44], the combination of heat and electricity generation or an optimal forest management.

The final result of this exercise, carried out for the year 2003[45], is shown in Figure 2.

[pic]

Figure 2: Historically observed efficiency of support: effectiveness indicator in relation to the expected annuity. BIOMASS The economic data regarding investment costs and operation and maintenance costs are based on biomass electricity generation using CHP[46] technologies. The sale of heat as a by-product is therefore also taken into account for the economic assessment.

Annex 5 – Intermittency in production and balancing power: need for an appropriate combination of internal market and renewables regulation

As previously stated in Chapter 3.3, balancing costs will of course depend on the volume of intermittent power that has to be balanced, which again depends on the prediction of renewable production, gate closure etc. Moreover, the cost will also depend on the availability of balancing power, which will in turn depend on the generating system (energy mix) and interconnectors to other countries. As said before, an appropriate forecast of wind generation so as to minimise deviations will optimise system costs and regulation services. Under certain conditions, RES-E integration can match with local and regional demand peaks (e.g., solar energy with respect to peaking and grid-destabilizing air-condition demand in Mediterranean countries during daytime.

[pic]

Figure 1: Comparison of international studies on additional balancing cost due to large-scale intermittent wind integration.

It should be stressed that most existing power markets are designed to cater to the needs of conventional thermal and hydropower, and therefore only to a very limited degree take into account the needs of new renewables. At EU level, therefore, the need for rules and other measures to integrate intermittent RES-E technologies should be considered.

The influence of wind power on cross-border bottlenecks between Germany and its neighbours has created some disturbances in the Netherlands and Poland. Arrangements for power plant scheduling, the possible rigidity of the structure of electricity market, reserve capacity for cross-border transmission and congestion management seem to be crucial points requiring further analysis.

If developed in a more intensive manner, demand flexibility can also handle some of the fluctuations in power production from intermittent sources. At the same time, this flexible demand which could ensure a better balance between supply and demand, may offer advantages not only for integrating RES-E capacity, but also for the general operation of a liberalised power market.

How is the cost of support systems reflected in the electricity tariff? The consumer’s point of view.

The transparency of consumers of the different support systems depends almost entirely on the design of the system, especially the flexibility of the market. The majority of countries in the EU do not give the explicit cost of renewable energies in electricity bills.

The transfer of the cost of renewable electricity depends on national regulation aspects and the tariff structure.

The structure of the electricity market and the design aspects are very different in Europe, so the following graph should be considered an estimate of the inclusion of RES support in electricity prices. The cost of the renewable support systems as reflected in the tariff is between 4% and 5% for Germany, Spain and UK and around 15% for Denmark. The share of renewable electricity in Denmark is currently higher than 20%.

[pic]

Figure 2: Approximate breakdown of electricity prices. European Commission, own estimation[47]. * No tax is considered for Spain.

Annex 6 – Administrative barriers

Many Member States recognise the problem that renewable energies come in many cases under different codes and legislations. This multiple regulation leads to extra work for both applicants and the authorities concerned.

Complex legislation concerning renewable projects:

• | Spatial planning laws involve competent authorities at different hierarchical levels (e.g. central, provincial and local government); civil construction works law and building codes involve local government as the competent authority. |

• | Environmental laws justify a favourable environmental impact assessment for granting environmental permits. |

• | Noise disturbance laws (in the case of wind) are intended to limit noise ‘pollution’. Competent authorities are typically at local and/or provincial level. |

• | Nature diversity laws aim at protecting indigenous plants and animals, notably birds. The competent authority is typically central government. |

• | Laws for the management of water and road infrastructure seek to protect and promote the efficient use of public infrastructure. The competent authority is central government. (More problematic in the case of small hydropower plants). |

• | Electricity laws governing the transmission, distribution and supply of electricity. |

Pre-planning: the experience in Denmark and Germany

In the 90s, more systematic planning procedures were initially developed at national level in Denmark, with directives for local planners. In addition, an executive order from the Minister of Environment and Energy ordered municipalities to find suitable sites for wind turbines through the country. This “pre-planning” with public hearings in advance of any actual applications for turbine sites was a considerable help in gaining public acceptance of subsequent sites for wind turbines.

Around 1997, another set of planning regulations were developed for offshore wind farms, with a central, national authority, the Danish Energy Agency, designated to hear all interested parties, public and private. This “one-stop shop ” method has facilitated the planning process considerably, and is being widely studied around the globe.

In Germany, under the principle of proportionality, small projects may be authorized by the local authorities. Large projects are subject to authorization by a national body under the Federal Emission Control Act (BImSchG).

Under the national building code (Federal Building Code, BauGB), wind power installations are privileged and therefore generally permitted outside residential areas. However, the Länder (Federal states) can designate specific areas in which wind energy use is restricted.

Success rates and average approval timing – a good evaluation method

The British Wind Energy Association publishes overall planning approval rates. From the outset, the approval rate in the UK as a whole has been around 80%. The statistics also include figures for different parts of the UK: Scotland has had an approval rate of over 90% compared with less than 20% in Wales. The time taken to decide on wind farm applications is also publicly available: this is currently around 13 months for local decisions and over 2 years for national or federal decisions.

Estimation of administrative barriers to renewable energy deployment in the EU, excluding grid barriers

EU-15 |

Austria | Passed | DSO | Operational |

Belgium | Passed | Regulator | Operational |

Denmark | Passed | TSO | Operational |

Finland | Passed | TSO | Operational |

France | In process | TSO | In process |

Germany | Passed | Auditors | Operational |

Greece | In process | TSO | In process |

Ireland | Passed | Regulator | In process |

Italy | Passed | TSO | Operational |

Luxembourg | Passed | Regulator | In process |

Netherlands | Passed | TSO | Operational |

Portugal | In process | TSO | In process |

Spain | In process | Regulator | In process |

Sweden | Passed | TSO | Operational |

UK | Passed | Regulator | Operational |

EU-10 |

Cyprus | In process | Not appointed | In process |

Czech Republic | Passed | Government organisation | In process |

Estonia | Passed | Not appointed | Not started |

Hungary | In process | Not appointed | Not started |

Latvia | Not started | Not appointed | Not started |

Lithuania | In process | TSO | In process |

Malta | Passed | Regulator | In process |

Poland | Passed | Regulator | In process |

Slovenia | Passed | Regulator | In process |

Slovakia | In process | Regulator | In process |

In total only 9 of the 25 Member States have fully transposed this article into national legislation and put in place an operational system for issuing guarantees of origin. At present, none of the new Member States has an operational system issuing guarantees of origin.

Most of the EU-15 have passed legislation concerning a system of guarantees of origins, the exceptions being France, Greece and Portugal. However, these countries are in the process of adopting legislation. Of the new Member States, only the Czech Republic, Estonia, Malta, Poland and Slovakia have passed legislation regarding a system of guarantees of origin. The remaining new Member States, with the exception of Latvia, are in the process of preparing or have proposed legislation.

Altogether 21 countries have designated an issuing body. The majority of countries have appointed either a transmission system operator (TSO) (9 countries) or a regulator (8 countries) as the issuing body. The exceptions are Austria, Germany and Czech Republic, which have opted for a distribution system operator (DSO), a group of auditors and a governmental organisation, respectively. The tasks assigned to the issuing body also vary from country to country. In some countries, issuing bodies maintain a national register of guarantees of origin, while in others they are also responsible for accrediting the power generating plants. However, the task of plant accreditation and verification of eligibility is more often assigned to an institution other than the issuing body. All 9 countries with an operational system in place, with the exception of Germany, have established a national registry for keeping track of ownership of guarantees of origin and to facilitate redemption, if required. Only 3 countries, Austria, Belgium and the Netherlands have introduced redemption. Registry and redemption requirements help reduce the problems of multiple counting.

Other design features, also regarding applications for guarantees of origin, vary greatly from country to country. All countries with a fully operational system in place, with the exception of Italy and Germany, allow for the transferability of guarantees of origin. Italy requires transferability to be linked with the physical electricity, whereas Germany does not allow the transfer of guarantees of origin issued to production eligible for the German feed-in system. A few countries have introduced earmarking of guarantees of origin. In addition to Germany, Austria, Denmark and the Netherlands require that the guarantee of origin is earmarked for support received or for tax benefits.

Under Article 5 of the directive, the Commission has to consider the desirability of proposing common rules for guarantees of origin. At present, the Commission does not see the need for proposing common rules. There are several reasons for this. Firstly, regarding the objective of facilitating trade, a necessary clarification was made in COM(2004) 366 on the role of the guarantee of origin and under what conditions a Member State can consider that imported renewable electricity can contribute to the achievement of the RES-E targets:

The Commission has decided to apply the following principle in assessing the extent to which national targets are met:

A Member State can only include a contribution from imports from another Member State if the exporting state has accepted explicitly, and stated on a guarantee of origin, that it will not use the specified amount of renewable electricity to meet its own target and has thereby also accepted that this electricity can be counted towards the importing Member State’s target.

This agreement should be included in a mutually recognised guarantee of origin. Currently, it seems there are no transfers of guarantees of origin between Member States in order to achieve targets.

Secondly, Directive 2003/54/EC[48] was adopted after Directive 2001/77/EC. Under Article 3(6) of Directive 2003/54/EC, Member States are required to implement a scheme for the disclosure of the fuel mix and selected environmental indicators on electricity sold to final consumers. The Commission regards this provision as an important measure in meeting the objective of consumer transparency as it covers the whole electricity sector, not only electricity from renewable energy sources. Several countries with legislation on the disclosure of generation details have already indicated that they will use the guarantee of origin to track information on renewable electricity generation. The guarantee of origin can therefore facilitate the implementation of electricity disclosure. The further development of disclosure would clearly increase consumer transparency.

Thirdly, a few countries have opted for a mandatory renewable energy quota obligation as the main support mechanism for renewable electricity. The quota obligation is administered by a system of tradable renewable energy certificates and there can be significant similarities between the guarantee of origin and tradable green certificates.

Nevertheless, the majority of Member States have chosen feed-in tariffs as the main instrument for promoting renewable electricity. Although there may be similar tasks required for the feed-in tariff system as for the issuance of a guarantee of origin, such as accreditation and verification procedures for renewable electricity production, the issuance of a guarantee of origin is not strictly necessary to facilitate feed-in tariff system.

The Commission considers that for the moment, the further development of disclosure would clearly increase consumer transparency.

[1] A belső villamosenergia-piacon a megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia támogatásáról szóló, 2001. szeptember 27-i 2001/77/EK irányelv. HL L 283/33., 2001.10.27. Az irányelv végrehajtási időpontja 2003. október volt, az új tagállamok esetében pedig 2004. május 1.

[2] A 2003-as és 2004-es átlagos szint. A kötelező átvételi áras rendszerben a támogatott árszint megegyezik a tarifa értékével. A közleményben az előállítási költségek forrása a Green-X.

[3] A lehetőségek úgy értelmezendők, mint „a reálisan elérhető többletteljesítmény, feltételezve az összes akadály leküzdhetőségét és az összes hatótényező működését". A részletesebb magyarázat a 3. mellékletben olvasható.

[4] A parti szélenergia költségei 40-100EUR/MWh-t tesznek ki, míg a biomassza esetében 25-220EUR/MWh-t.

[5] A biomassza támogatási szintje inkább kötődik egyéb tényezőkhöz, például a szakpolitikai döntésekhez (kis- vagy nagyméretű üzem, együtt-égetéssel vagy anélkül...), mint a választott eszközhöz (kötelező átvételi árak vagy zöld tanúsítványok).

[6] A fő kérdés az, miként fog alakulni a következő években a zöld tanúsítványok ára. Az e dokumentumban bemutatott elemzések változatlan tanúsítványárakkal számolnak.

[7] A biomassza célú erdőgazdálkodás elemzése tartalmazza a szalma használatát is, bár az eredetét tekintve nem erdészeti termék. A biomassza e típusának fő felhasználója Dánia.

[8] A biogáz tartalmazza a biomassza összes fermentációs feldolgozási eljárását: az együtt-égetéssel előállított biogázt, valamint a szennyvíztisztításnál és a szemétlerakóknál keletkező gázt.

[9] A mezőgazdasági biogáz az állattenyésztésből, az üzemi termelésből vagy speciális energianövényekből származó hulladék speciális kezelésének eredménye. A szemétlerakó-biogáz metángáz kinyerését jelenti a lerakott szemétből.

[10] HL C 37., 2001.2.3., 3. o.

[11] A 2003/54/EK irányelvben a szétválasztás meghatározása a következő: a hatékony és megkülönböztetéstől mentes hálózati hozzáférés biztosítása érdekében az elosztási és átviteli rendszereket olyan jogi személyeknek kell üzemeltetniük, amelyek jogilag és funkcionálisan elkülönülnek különösen a termelési és ellátási tevékenységektől.

[12] Az a határidő, ameddig a villamosenergia-piacok ajánlatokat fogadnak el a villamosenergia-termelőktől.

[13] Nagy-Britannia elsősorban zöld tanúsítványokat használ a megújuló energia támogatására. Dánia és Spanyolország kötelező átvételi árakat alkalmaz.

[14] Emlékeztetőül, az ártámogatási rendszert többnyire mint kötelező átvételi áras rendszert említik, a meglévő különbségek ellenére: az RES-E termelők az ártámogatást az azonnali piaci árak kiegészítéseként kapják meg. Az RES-E termelőknek fizetett végleges ár a normál azonnali villamosenergia-piac változásainak megfelelően ingadozik.

[15] A spanyol kötelező átvételi áras rendszerben díjat vetnek ki az RES termelők termelésében mutatkozó eltérésekre, és ehhez hasonlóan a többi energiatermelőre is.

[16] Európában jelenleg az összes termelt villamos energia kb. 11%-a tárgya a határon átnyúló fizikai kereskedelemnek.

[17] NIMBY – angol betűszó, jelentése „ne az én hátsóudvaromban” (Not In My Back Yard).

[18] Az érdekeltekkel folytatott konzultáció egy internetes kérdőívből és azt ezt követő megkérdezésből állt. Ezen eljárás ismertetését az e közleményhez mellékelt hatásvizsgálat tartalmazza.

[19] Ez az időtartam Hollandiában és Skóciában érvényes.

[20] A Brit Szélenergia Társaság éves jóváhagyási arányokat közöl: a múlt évben, azaz 2004-ben a jóváhagyási arány 80% volt.

[21] Lásd a Bíróság 2001. február 2-i C-205/99. sz. „Analir” ügyben hozott ítéletét.

[22] A 2001/77/EK irányelv 5. cikke.

[23] A villamos energia belső piacára vonatkozó közös szabályokról és a 96/92/EK irányelv hatályon kívül helyezéséről szóló 2003/54/EK irányelv.

[24] Az energiatermékek és a villamos energia közösségi adóztatási keretének átszervezéséről szóló 2003/96/EK irányelv (HL 283/51, 2003.10.31.)

[25] Európai parlamenti határozat, 2005. szeptember 28. (a megújuló energiaforrások arányáról szóló Turmes jelentés).

[26] Romania has set up a target for passing from 28% to 33% by 2010 and Bulgaria from 6% to 11% by 2010.

[27] TGC = tradable green certificates.

[28] The source of the indicators for Annexes 3 and 4 is the work carried out under the OPTRES contract of the European Commission, Contract EIE-2003-073.

[29] The period of seven years applies to the case of wind energy and PV.

[30] As the remaining potential decreases every year that more renewable electricity is generated, the complete figure is 17% instead of 18% (3% x 6 years).

[31] Germany wind onshore: tariff €87/MWh (maximum tariff). Duration of support is 20 years. Interest rate: 4.8% (considering the soft loans granted by the German federal government). Wind conditions: 1 750 full load hours (country-specific average).

[32] The DK system is now concentrating on re-powering (replacement of old turbines by more efficient ones) and offshore which is not included in this text.

[33] For Poland no figures are shown since a green certificate price cannot yet be given.

[34] Biogas includes all biomass fermentation processes: biogas with co-fermentation, sewage and landfill gas.

[35] Paid for new installations until December 2004. The system has now stopped.

[36] The total level of support in the UK is about: €110/MWh = €68/MWh certificate price + €6.9/MWh CCL + €36/MWh market price. Before 2002, the UK had different tender rounds for biogas applications.

[37] The total level of support in the UK is about: €110/MWh = €68/MWh certificate price + €6.9/MWh CCL + €36/MWh market price. Before 2002, the UK had different tender rounds for biogas applications.

[38] The support for combined heat and power (CHP) is not included in this figure.

[39] Countries with a high effectiveness in wind energy have an indicator between 6-8%. For biomass, the top figures are around 4%.

[40] Communication on the share of renewable energy in the EU - COM(2004) 366.

[41] DE has just become the world leader, overtaking Japan.

[42] This assumption might be questionable because certificate prices might reduce as the certificate markets in those countries mature. However, only very little knowledge exists about the temporal development of prices in these markets.

[43] For Germany only, an interest rate of 4% was used based on the soft loans granted.

[44] Some Member States ‘reinforce’ the main instrument (normally feed-in tariff or green certificate) by tax relief or investment support. These instruments are good ways of catalysing the kick-off of biomass. They also have the advantage of less interference with the wood market.

[45] Again, as in the case of wind, the reference year for both effectiveness indicators and the expected annuity is 2003.

[46] CHP = Combined Heat and Power generation.

[47] The structure of the electricity tariff varies between countries in Europe. The figures included in this table are based on data from Member States and further elaborated by Commission services in order to compare different countries.

[48] Directive 2003/54/EC concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 96/92/EC.

Effectiveness indicator