52005DC0627

[pic] | EUROOPA ÜHENDUSTE KOMISJON |

Brüssel 7.12.2005

KOM(2005) 627 lõplik

KOMISJONI TEATIS

Taastuvatest energiaallikatest toodetud elektrienergia toetamine{SEK(2005) 1571}

SISUKORD

1. Sissejuhatus 3

2. Hinnang praegustele toetussüsteemidele 4

3. Siseturg ja kaubanduslikud aspektid 9

4. Üheaegne esinemine või ühtlustamine 11

5. Haldustõkked 12

6. Pääs võrgusüsteemi 14

7. Päritolutagatised 15

8. Järeldused 16

Annex 1 – Current share of electricity from renewable energy sources 20

Annex 2 – Inventory of current support systems 23

Annex 3 – Costs of current support systems and effectiveness 25

Annex 4 – Methodology for the investor’s perspective 42

Annex 5 – Intermittency in production and balancing power: need for an appropriate combination of internal market and renewables regulation 45

Annex 6 – Administrative barriers 47

Annex 7 – Guarantees of origin 49

KOMISJONI TEATIS

Taastuvatest energiaallikatest toodetud elektrienergia toetamine (EMPs kohaldatav tekst)

1. SISSEJUHATUS

1.1. Ettekande põhjused

Taastuvate energiaallikate osakaalu tõstmisega ELi toodetavas elektrienergias kaasneb üldtunnustatud kasu, eelkõige.

- suurem energiavarustuse kindlus;

- ELi parem konkurentsivõime taastuvenergia tehnoloogiate osas;

- ELi energiasektori kasvuhoonegaaside heitkoguste vähendamine;

- piirkondlike ja kohalike saasteainete heitkoguste vähendamine;

- paremad majanduslikud ja sotsiaalsed väljavaated, eelkõige maapiirkondade ja isoleeritud piirkondade jaoks.

Seetõttu püüab Euroopa Liit tagada, et aastaks 2010 oleks taastuvate energiaallikate osakaal elektrienergiast 21% (vt 1. lisa). See eesmärk on sõnastatud direktiivis 2001/77/EÜ[1] (taastuvatest energiaallikatest toodetud elektrienergia kasutamise edendamise kohta elektrienergia siseturul), milles on ka seatud kõigile liikmesriikidele diferentseeritud eesmärgid. Lisaks on direktiivis sätestatud, et liikmesriigid peavad tagama taastuvenergia tootjatele parema pääsu võrgusüsteemi, tõhustama ja hõlbustama lubade väljaandmise korda ning kehtestama päritolutagatiste süsteemi.

Sihtotstarbeline riiklik toetus rohelise energia osa suurendamiseks energiaturul on õigustatud, kuna ülalnimetatud eelised ei sisaldu (või sisalduvad ainult osaliselt) netolisandväärtuses, mida saavad taastuvatel energiaallikatel põhineva elektri väärtusahela operaatorid.

Direktiivi kohaselt on liikmesriigid püstitanud individuaalsed RES-E (taastuvatest energiaallikatest toodetud elektrienergia) eesmärgid. Eesmärkide saavutamiseks võivad liikmesriigid vabalt valida eelistatava toetusmehhanismi ja/või nad võivad seda teha vähemalt seitsme aasta pikkuse üleminekuperioodi jooksul pärast uue, tervet ELi hõlmava reguleeriva raamistiku vastuvõtmist. Direktiivi artiklis 4 on sätestatud, et komisjon teeb hiljemalt 27. oktoobril 2005 hästi dokumenteeritud ettekande eri mehhanismide rakendamise ja üheaegse esinemise kogemuste kohta liikmesriikides. Ettekandes hinnatakse toetussüsteemide edukust, sealhulgas nende tulemuslikkust taastuvatest energiaallikatest toodetud elektri tarbimise edendamisel vastavalt riigisisestele soovituslikele eesmärkidele. Nimetatud artiklis on samuti sätestatud, et vajaduse korral võib ettekandega kaasneda ettepanek ühenduse toetuskavade raamprogrammi kohta.

1.2. Reguleerimisala

Käesolev teatis täidab kolme ülesannet:

- Ettekanne, mille komisjon on kohustatud tegema vastavalt direktiivi 2001/77/EÜ artiklile 4 ning kus esitatakse ülevaade ja saadud kogemused seoses taastuvatest energiaallikatest toodetud elektrienergia toetamisel liikmesriikides kasutatavate eri mehhanismide rakendamise ja üheaegse esinemisega.

- Ettekanne, mille komisjon on kohustatud tegema vastavalt artiklile 8 ning mis käsitleb haldustõkkeid ja võrgusüsteemi ning taastuvenergia päritolutagatiste rakendamist.

- Kahel sambal põhinev olemasolevate süsteemide kooskõlastamise kava: riikide koostöö ja riiklike kavade optimeerimine, mis tõenäoliselt toovad kaasa süsteemide lähenemise.

2. HINNANG PRAEGUSTELE TOETUSSÜSTEEMIDELE

2.1. Praegused toetussüsteemid

Praegu on ELis kasutusel terve rida eri toetussüsteeme, mille võib üldjoontes jagada nelja rühma: soodustariifid, rohelised sertifikaadid, pakkumissüsteemid ja maksusoodustused.

- Soodustariifid on olemas enamikus liikmesriikides. Selliseid süsteeme iseloomustab tavaliselt mitmeks aastaks paika pandud erihind, mida energiaettevõtted, kelleks on tavaliselt turustajad, peavad omamaistele rohelise energia tootjatele maksma. Kavade täiendavad kulud maksavad tarnijad kinni võrdeliselt nende müügimahuga ning kulud kantakse energiatarbijatele üle lõpptarbija kilovatt-tunni (kWh) hinnale lisanduva lisatasu näol. Nende kavade eelisteks on investeerimise turvalisus, täpse kohandamise võimalus ning keskmiste ja pikaajaliste tehnoloogiate edendamine. Teisest küljest on neid ELi tasandil raske ühtlustada; need võivad sattuda vastuollu siseturu põhimõtetega ning kätkeda endas ülerahastamisriske, juhul kui iga RES-E tehnoloogia korduval rakendamisel ei saavutata kulude vähenemist. Üheks soodustariifisüsteemi variandiks on fikseeritud lisatasu süsteem, mis on praegu kasutusel Taanis ning osaliselt ka Hispaanias. Selle süsteemi kohaselt määrab riik fikseeritud lisatasu või keskkonna-lisatoetuse, mida makstakse RES-E tootjatele lisaks elektri tavalisele või hetkehinnale.

- Rohelise sertifikaadi süsteemi puhul, mida rakendatakse praegu Rootsis, Ühendkuningriigis, Itaalias, Belgias ja Poolas, müüakse taastuvatest energiaallikatest toodetud elektrienergiat praegu elektrienergia tavapäraste turuhindadega. Rohelise energia tootmisega seotud lisakulude rahastamiseks ja selleks, et soovitud rohelist energiat toodetaks, peavad kõik tarbijad (mõne riigi puhul tootjad) ostma RES-E tootjatelt teatud hulga rohelisi sertifikaate vastavalt kindlaksmääratud protsendimäärale või kvoodile nende tarbitud/toodetud elektri koguhulgast. Nõuete rikkumisest tulenevad karistusmaksed suunatakse kas taastuvenergia valdkonna uurimis-, arendus- ja tutvustusfondi või riigieelarvesse. Kuna tootjad/tarbijad soovivad neid sertifikaate osta võimalikult odavalt, kujuneb välja sertifikaatide järelturg, kus RES-E tootjad roheliste sertifikaatide müümisel üksteisega konkureerivad. Seetõttu on roheliste sertifikaatide näol tegu turupõhiste vahenditega, millel on soodsa toimimise puhul teoreetiline võimalus tagada investeeringute parim väärtus. Taolised süsteemid võiksid Euroopa siseturul hästi toimida ja teoreetiliselt omada väiksemat ülerahastamisriski. Siiski võivad rohelised sertifikaadid kujutada endast investorite jaoks suuremat riski ning pikaajalisi ja praegu kulukaid tehnoloogiaid ei ole selliste süsteemide juures lihtne arendada. Niisuguste süsteemidega kaasnevad suuremad halduskulud.

- Puhtaid pakkumismenetlusi esines kahes liikmesriigis (Iirimaal ja Prantsusmaal). Prantsusmaa on hiljuti oma süsteemi siiski mõnel juhul muutnud soodustariifide ja pakkumissüsteemi kombineeritud süsteemiks ning Iirimaa on just teada andnud samasugusest muutusest. Pakkumismenetluse raames teeb riik rida pakkumisi RES-E tarnimiseks ning energiat tarnitakse seejärel lepingu alusel pakkumisest tuleneva hinnaga. RES-E ostuga kaasnevad täiendavad kulud kantakse erimaksu abil edasi elektrienergia lõpptarbijale. Kuigi teoreetiliselt kasutavad pakkumissüsteemid turujõude optimaalselt, on neil siiski ebastabiilne iseloom, mis ei tekita stabiilseid tingimusi. Samuti kaasneb niisuguste süsteemidega oht, et madalate pakkumiste tagajärjel projekte ei rakendatagi.

- Ainult maksusoodustustel põhinevaid süsteeme rakendatakse Maltal ja Soomes. Enamasti (nt Küprosel, Ühendkuningriigis ja Tšehhi Vabariigis) kasutatakse sellist meetodit aga täiendava vahendina.

Kirjeldatud nelja rühma liigitamine annab olukorrast küllaltki lihtsustud pildi. On mitmeid süsteeme, mis hõlmavad mitut elementi, eeskätt kombinatsioonis maksusoodustustega. 2. lisas antakse ülevaate ELi 25 liikmesriigi toetussüsteemidest.

2.2. Tulemuste hindamine

Taastuvenergia tootmiskulud varieeruvad oluliselt. Riiklikud, piirkondlikud ja põllumajanduslikud ressursid on liikmesriigiti vägagi erinevad. Seetõttu tuleks toetussüsteeme hinnata iga üksiku sektori puhul eraldi.

RSE-E praegune toetuste tase erineb liikmesriigiti märkimisväärselt. 3. lisas antakse üksikasjalik hinnang taastuvenergia tootmiseks saadava raha kogusumma ja tootmiskulude erinevuste kohta[2] ning rõhutatakse sellega eri süsteemide tasuvust. Kokkuvõttes võib öelda, et mida suurem on vahe „tootmiskulude“ ja „toetuse“ vahel, seda madalam on süsteemi tasuvus. Erinevate taastuvenergiate keerukuse ja riikide erineva olukorra tõttu on valitud sektoripõhine analüüs. 3. lisas esitatud graafikud annavad koos ülevaate sellest, kui tasuv ja tõhus teatav süsteem on.

Tuuleenergia puhul näitavad roheliste sertifikaatide süsteemid suurt erinevust tootmise ja toetuse vahel. Suuremate kulude põhjusteks võivad olla selliste süsteemidega kaasnevad suuremad investeerimisriskid ja turg, mis tõenäoliselt ei ole roheliste sertifikaatide jaoks veel küps.

Tuuleenergiat ei toetata piisavalt üheksas liikmesriigis kahekümne viiest. Riikides, kus tootjate saadud kogusumma jääb tootmiskuludest madalamaks, pole selles sektoris arengut oodata.

Biomassi tootmise puhul metsanduses ei anna pooled liikmesriigid piisavalt toetust tootmiskulude katmiseks. Biogaasi tõhusat kasutamist piirab ebapiisav toetus ligi kolmveerandis liikmesriikidest.

Lisaks kuludele on oluliseks hindamisparameetriks ka eri toetussüsteemide tõhusus.

Tõhusus näitab toetuskava võimekust tagada rohelise energia tootmine.

Tõhususe seisukohast on uuemate süsteemide hindamine keerukas. Näiteks roheliste sertifikaatide puhul on kogemusi tunduvalt vähem kui soodustariifide puhul. Lisaks tuleb toodetud rohelise energia koguste hindamise puhul arvesse võtta riigi tegelikku potentsiaali[3].

Tuuleenergia puhul on 3. lisas näha, et kõik riigid, kelle tõhusus on ELi keskmisest kõrgem, kasutavad soodustariife. See süsteemiliik on tuuleenergia puhul osutunud praegu kõige tulemuslikumaks.

Biomassisektoris ei ole analüüs nii selge kui tuuleenergia puhul. Biomassi tootmiskuludes on näha suuri erinevusi.[4] Selliste suurte kõikumiste põhjused on järgmised: erinevad allikad (puidujäägid, lühikese raieringiga madalmets, põhk, loomsed jäätmed jne), erinevad muundamisprotsessid (koospõletamine, gaasistamine jne) ja erinevad suurused (olemasolevate biomassirajatiste suuruste erinevuse koefitsient võib olla 200). Seetõttu oleks vaja palju täpsemat analüüsi, mis põhineks konkreetsetel toorainetel ja tehnoloogiatel.

Vaatamata sellele näitab analüüs, et biogaasi puhul annavad nii soodustariifid kui ka rohelised sertifikaadid häid tulemusi (neljal riigil, kes kasutasid soodustariife, ja kahel riigil, kes kasutasid rohelisi sertifikaate, oli Euroopa keskmisest suurem tõhusus). Biomassi-metsandussektori puhul ei saa teha järeldust, et üks süsteem on teisest parem. Sektori keerukus ja piirkondlikud erinevused tähendavad seda, et olulist rolli mängivad muud tegurid[5]. Üldiselt peaksid metsalõikusel rakendatavad stiimulid aitama kõigil kasutajatel kasutamata biomassi paremini ära kasutada.

Samuti on oluline võrrelda tõhusust ja investori seisukohast vaadeldavat kasumit. See võrdlus on esitatud 4. lisas ainult piiratud arvu liikmesriikide puhul ning aluseks on võetud jooksvad hinnad pikema aja jooksul. See näitab, kas konkreetse strateegia edu põhineb peamiselt suurtel rahalistel stiimulitel või on vaatlusalustes riikides turu laienemist olulisel määral mõjutanud ka muud asjaolud.

2.3. Peamised järeldused seoses tulemustega (vt 3. ja 4. lisa)

Tuuleenergia

- Rohelise sertifikaadi süsteemidega pakutakse praegu märksa kõrgemat toetustaset kui soodustariifidega. See võib olla seletatav kõrgemate riskipreemiatega, mida investorid nõuavad, halduskulude ja veel väljakujunemata roheliste sertifikaatide turuga. Küsimus on selles, kuidas areneb hinnatase keskpikas ja pikaajalises perspektiivis.

- Tuuleenergia puhul on praegu kõige tõhusamad Saksamaal, Hispaanias ja Taanis rakendatavad soodustariifisüsteemid.

- Kapitalitulu on roheliste sertifikaatide puhul suurem kui soodustariifide puhul. Selline kõrge kasum (annuiteet) arvutatakse jooksvalt jälgitavate sertifikaadihindade ekstrapoleerimise abil.[6] Kapitalitulu sõltub edaspidistest hinnasuundumustest.

- Analüüsid näitavad, et tootmise alustamiseks on veerandis liikmesriikides toetus liiga väike. Veel veerandis liikmesriikides on toetused küll piisavad, kuid tulemused on vaatamata sellele keskpärased. See on seletatav võrgu- ja haldustõketega.

- Kasumi poolest on vaadeldavad soodustariifisüsteemid tõhusad tootja suhteliselt madala kasumi korral. Teisest küljest on roheliste sertifikaatide kasumimarginaalid praegu kõrged. Tuleb rõhutada, et rohelise sertifikaadi süsteemide näol on tegemist küllaltki uute vahenditega. Seetõttu võivad vaadeldud olukorda iseloomustada märkimisväärsed üleminekumõjud.

Biomassi-metsandus

- Nii tõhususe kui toetuste majandusliku tasuvuse seisukohast näitavad parimaid tulemusi Taani süsteem, mis hõlmab soodustariife ning põhu[7] põletamisel soojust ja elektrit koos tootvaid tsentraliseeritud rajatisi, ning Soome hübriid-toetussüsteem (maksuvabastus ja investeeringud). Selle arengu taga on sellised võtmetegurid nagu pikaajaline kõrgtehnoloogilise biomassi kasutamise traditsioon energiatootmises, stabiilsed planeerimistingimused ning kombineerimine soojuse tootmisega.

- Ehkki soodustariifide puhul on tulemused üldiselt paremad, kuna roheliste kaartide puhul tunduvad investorite riskid mõjuvat biomassisektori tegelikule arengule pidurdavalt, on biomassi-metsandussektori puhul tegu komplekssema analüüsiga. Muud tegurid peale finantsinstrumendi valiku (infrastruktuuritõkked, käitiste suurus, optimaalne metsamajandus ning teiseste vahendite olemasolu jne) mõjutavad süsteemide tõhusust oluliselt.

Ligi pooltes Euroopa riikides on toetus biomassi-metsandusele ebapiisav, et seda suure potentsiaaliga sektorit edasi arendada. Paljudes piirkondades oleks tarvis metsalõikusele suunatud stiimuleid, et suurendada puuvoogusid ELi metsadest kõigi kasutajateni ja hoida sel moel ära võimalikke turumoonutusi puidujääkide turul.

Biogaasisektor[8]

Kuus riiki on ELi keskmisest kõrgema tõhususega, neist neljas rakendatakse soodustariife (Taani, Saksamaa, Kreeka, Luksemburg) ning kahes rohelisi sertifikaate (Ühendkuningriik, Itaalia). Nii nagu biomassi-metsandussektoris mõjutavad ka siin tulemusi muud tegurid:

- Põllumajanduslikud võimalused ja rajatiste suuruse valik. Suuremad rajatised on tõhusamad. Väiksemad rajatised on maapiirkondade majanduse jaoks olulisemad, kuid nende kulud on suuremad.

- Täiendava toetussüsteemi olemasolu. Biogaasisektor on tihedalt seotud jäätmekäitluse keskkonnapoliitikaga. Näiteks Ühendkuningriik toetab biogaasi tootmist sellise teisese vahendiga nagu maksuvabastus. Selle tehnoloogia puhul on tugevaks katalüsaatoriks ka täiendavad investeeringutoetused.

- Põllumajandusliku biogaasi[9] tootmiskulud on küll kõrgemad, kuid suurem on ka keskkonnakasu. Prügilagaasi puhul on kulud madalamad, kuid ka keskkonnakasu on väiksem.

Ligi 70% ELi riikidest ei toeta selle tehnoloogia arengut piisavalt.

Muud taastuvad energiaallikad

Väikeste hüdroelektrijaamade sektoris esinevad suuresti nii toetused kui ka toomiskulud. Selle taastuvenergia tehnoloogia arengut mõjutavad märkimisväärselt tõkked.

Päikeseenergia tootmist edendatakse praegu aktiivselt Saksamaal (maailmas juhtpositsioonil), Madalmaades, Hispaanias, Luksemburgis ja Austrias.

Täielik analüüs väikeste hüdroelektrijaamade toodangu ja päikeseenergia tootmise kohta on esitatud 3. lisas.

Elektrienergiat toodetakse ka muudest taastuvatest energiaallikatest, mida käesolev dokument ei hõlma. Üheks selliseks on suured hüdroelektrijaamad, mis on hästi arenenud taastuvad energiaallikad ega vaja üldiselt mingit toetust. Maasoojusenergia, laine- ning tõusu- ja mõõnaenergia, samuti päiksesoojust koondav energia on teised taastuvenergia liigid, mida käesolev aruanne ei hõlma, kuna nende tootmist toetatakse ainult mõnes liikmesriigis või ei kasutata neid veel tööstuslikul tasemel.

3. SISETURG JA KAUBANDUSLIKUD ASPEKTID

3.1. Sissejuhatus

Elektrienergia siseturg ja taastuvatest energiaallikatest toodetud elektrienergia toetamine on tihedalt üksteisega seotud. Taastuvenergia toob kaasa uusi rajatisi, mis aitavad tõhustada energiavarustuse kindlust ja mitmekesistavad elektrienergiatootjate energiaallikaid. Samas võivad siseturuga seotud asjaolud, näiteks vabakaubandus, läbipaistvus, eristatus, avalikustamine ja võrkudevahelised ühendused kiirendada RES-E kasutamist elektrienergia siseturul. Mitmel juhul kuuluvad taastuvenergia toetused keskkonnakaitse riigiabi käsitlevate ühenduse suuniste[10] kohaldamisalasse. Riigiabi eeskirjad võivad toetuskavade koostamist mõjutada.

3.2. Eristatus, läbipaistvus ja põhilised osalised

Eristatud turu puhul[11] peavad sõltumatu põhivõrguettevõtja ja sõltumatu jaotusvõrguettevõtja tagama kõigile tootjatele võrdse pääsu võrgusüsteemi ning arendama võrgu infrastruktuuri vastavalt pikaajalisele strateegiale, võttes arvesse taastuvenergia ressursside integratsiooni.

Teatavate riikide puhul võib siiani täheldada ühe või mõne üksiku sageli vertikaalselt integreeritud energiaettevõtte domineerimist. Sellega võib kaasneda monopolilaadne olukord, mis on RES-E arengule takistuseks.

Kõigi RES-E toetussüsteemide korraliku toimimise seisukohast on oluline, et põhi- ja jaotusvõrguettevõtjad oleksid tõeliselt sõltumatud.

Valitsused peavad tarbijatele paremini selgitama, kuidas taastuvenergia toetuste kulud kasutajale üle kantakse. Euroopa Komisjoni hinnangul moodustab taastuvenergia toetus Hispaanias, Ühendkuningriigis ja Saksamaal 4–5% tariifidest, Taanis koguni 15%. Praegu on RES-E (välja arvatud hüdroenergiaallikad) osakaal Ühendkuningriigis 3,5%, Saksamaal 9%, Hispaanias 7% ja Taanis 20% (vt 5. lisa ).

3.3. Tootmise katkendlikkus ja tasakaalustavad jõud: vajadus siseturu ja taastuvenergia ühise reguleerimise järele

Sarnaselt muudele taastuvatele energiaallikatele on ka tuuleenergia katkendliku loomuga energiaallikas. Järgmised asjaolud on eriti olulised:

- Tuule prognoosimine. Taanis, Ühendkuningriigis ja Hispaanias tuleb RES-E tootjatel oma toodangut prognoosida, samamoodi nagu seda teevad teised elektritootjad. Mida kindlam on prognoos, seda suurem on katkendlike RES-E allikate väärtus.

- Pakkumiste vastuvõtmise lõpetamise aeg.[12] Mida lühem on pakkumiste vastuvõtmise lõpetamise ja tööperioodi vaheline aeg, seda lihtsam on katkendliku RES-E tehnoloogia puhul prognoosida, kui palju elektrienergiat on võimalik toota.

- Tasakaalustamiskulude sissenõudmine. Ühendkuningriigis, Taanis ja Hispaanias[13] kasutatakse prognoositud energiatoodangust kõrvalekaldumise maksustamise süsteeme kõikide energialiikide puhul, kaasa arvatud tuuleenergia. Üksikasjalikum tasakaalustamiskulude analüüs on esitatud 5. lisas.

Asjatundlikkus toetuskavade koostamisel võib katkendlikkusest tulenevaid probleeme leevendada.

Kui katkendlikest allikatest toodetud energia katab olulise osa omamaisest energiatarbimisest, on RES-E tootjate puhul tähtis, et nad suudaksid paremini reageerida energia hetkehindadele. Seega saab katkendlike taastuvate energiaallikate suure osakaalu puhul nende üldisesse süsteemi integreerimist hõlbustada toetussüsteemidega, mille puhul võetakse arvesse ka hetkehindu ja seeläbi on hõlmatud ka riskijagamisaspekt. Antud juhul on tegemist lisatasusüsteemi,[14] rohelise sertifikaadi süsteemi ja osaliselt ka soodustariifisüsteemiga sarnaselt Hispaaniale[15].

3.4. Energiakaubandus

Eri toetussüsteemide mõju kaubandusele on RES-E toetusmeetmete ja siseturu kokkusobivuse oluline tegur. Tuleb vahet teha füüsilise energiakaubanduse (elektrikaubanduse) ja elektrienergia rohelise väärtuse vahel.

RES-E füüsilise kaubanduse puhul kehtivad samasugused piirangud nagu tavapärase elektrienergia puhulgi.[16] Üldjuhul on see võimalik ja see praegu ka toimub. RES-E kasutamine suurendaks tõenäoliselt vajadust piiriülese energiakaubanduse ja tugevamate võrkudevaheliste ühenduste järele.

Direktiivi 2003/54/EÜ artikli 3 lõikega 6 on kehtestatud kohustuslik avalikustamissüsteem, mille kohaselt tuleb tarbijaid teavitada iga energiaallika osakaalust kogu kütusetarbes. Avalikustamise täiel määral rakendamine suurendaks taastuvenergia rohelist väärtust. Elektrienergia päritolu avalikustamine tõstaks ka taastuvate energiaallikate suurema osakaaluga tootjate mainet.

3.5. Riigiabi eeskirjad

Seoses konkurentsiga taastuvenergia turul ja Euroopa riikides üldiselt tuleks tähelepanu pöörata moonutavale mõjule, mida toetused võivad turu sujuvale toimimisele avaldada. Nagu on sätestatud direktiivi 2001/77/EÜ preambuli 12. põhjenduses, kohaldatakse riigiabi suhtes asutamislepingu eeskirju ja eriti selle artikleid 87 ja 88. Selliseid toetusi reguleerivad tavaliselt keskkonnakaitse riigiabi käsitlevad ühenduse suunised ja toetused võivad olla majanduslikult põhjendatud mitmel põhjusel, kuna selliste meetmete kasulik mõju keskkonnale kaalub üles kahjustava mõju konkurentsile. Kuna taastuvate energiaallikate kasutamine on ühenduse poliitikas esmatähtsal kohal, siis on nimetatud suunised selliste toetussüsteemide suhtes küllaltki soodsad. Nii kiitis komisjon aastatel 2001–2004 heaks ligikaudu 60 taastuvaid energiaallikaid toetavat riigiabikava.

3.6. Peamine järeldus

Kõigi erinevate taastuvenergia toetuskavade kokkusobivus elektrienergia siseturu arenguga on keskmises ja pikaajalises perspektiivis oluline. Euroopa siseturu väljaehitamine tuleks saavutada piisava reguleerimise abil, mille puhul arvestatakse RES-E arenguks vajalike sammudega. Turu kujundus on RES-E arengu ja kasutuselevõtu seisukohast olulise tähtsusega. Kui võimalik, tuleb toetuskavade loomisel võtta arvesse riigiabi eeskirju.

4. ÜHEAEGNE ESINEMINE VÕI ÜHTLUSTAMINE

Kuna taastuvenergia puhul on eri liikmesriikide potentsiaal ja areng küllaltki erinev, tundub ühtlustamine lühikese ajaga väga raskelt saavutatav. Lisaks võivad süsteemi lühiajalised muudatused teatavaid turge tõenäoliselt kahjustada ja teha liikmesriikidele eesmärkide saavutamise raskemaks. Vaatamata sellele tuleb praeguste eri süsteemide ühtlustamise eeliseid ja puudusi analüüsida ja jälgida, eelkõige ka keskmise ja pikaajalise arengu suhtes.

4.1. Võimalikud eelised

- Terve hulk uuringuid näitab, et üldised kulud, mis vastaksid RES-E sihtosakaalule aastal 2010, võiksid roheliste sertifikaatide või soodustariifisüsteemide ühtlustamise puhul olla tunduvalt madalamad kui praeguste erinevate riiklike strateegiate jätkumise puhul. Sellise tasuvuse tagamiseks on siiski vaja paremini toimivat elektrienergia siseturgu, tugevamaid võrkudevahelisi ühendusi ja paremat kaubandusalast suutlikkust; kõrvaldada tuleks tavapäraste energiaallikate toetamise vormis esinevad turumoonutused.

- Taastuvenergia integreerimine siseturgu ühtsete eeskirjade alusel looks mastaabisäästu, mis võimaldaks hästitoimiva ja konkurentsivõimelisema taastuvenergiatööstuse väljakujunemist.

- Tõenäoliselt tekitab üleeuroopaline roheliste sertifikaatide süsteem suurema ja seega ka likviidsema sertifikaadituru, mis omakorda tooks kaasa püsivamad roheliste sertifikaatide hinnad võrreldes väiksemate (riigisiseste) turgudega. Taolise süsteemi halduskulusid tuleks aga hinnata võrdluses praeguste halduskuludega.

- Üleeuroopaline ühine soodustariifisüsteem, mille puhul võetakse arvesse kohalike allikate kättesaadavust, alandaks kõigi taastuvenergia tehnoloogiate kulusid eri liikmesriikides, kuna tootmisrajatised pole piiratud vaid teatavate liikmesriikidega. Lisaks keskmise elektrihinnaga seotud baashinnale võiksid sellised soodustariifisüsteemid sisaldada ka fikseeritud tariife või „lisatasutariife“.

4.2. Võimalikud puudused

- Ühtlustatud roheliste sertifikaatide süsteem toimiks ainult juhul, kui sellega kaasneksid õiged sertifikaadihinnad ja trahvid kogu ELis ja seega kõige tõhusam taastuvenergiarajatiste levik eri riikides. Roheliste sertifikaatide suured hinnakõikumised võivad põhjustada investorite suurenevat ebakindlust ja taastuvate energiaallikate kasutuselevõtu vähenemist.

- On vaja hulgaliselt andmeid tehnoloogiate ja kulude kohta, et ühtlustatud soodustariifisüsteemi tariife optimeerida ja kulusid väiksena hoida. Seega kui neid probleeme õigesti ei lahendata, võib süsteem kujuneda kulukaks ja paindumatuks.

- Ühtlustamine roheliste sertifikaatide süsteemi kaudu ilma tehnoloogiaid diferentseerimata mõjuks dünaamilisele tõhususele negatiivselt. Kuna taolise süsteemi puhul seataks esikohale tasuvus, annaks see laienemisvõimaluse vaid hetkel kõige konkurentsivõimelisematele tehnoloogiatele. Kuigi selline tagajärg oleks kasulik lühiajalises perspektiivis, ei stimuleeriks roheliste sertifikaatide süsteem piisavalt investeeringuid muudesse lootustandvatesse tehnoloogiatesse. Seetõttu peaks seda süsteemi muude strateegiatega täiendama.

- Liikmesriigid, kes hakkavad RES-E importijateks ühtlustatud süsteemis, ei ole ilmselt maksmisest huvitatud, kui nad ei saa sellest kasu kohalikul tasandil (tööhõive, maaelu areng, omamaiste energiavarude mitmekesisus ja seeläbi turvalisus ning kohaliku reostuse vähenemine), mis oleks saavutatav, kui taastuvenergiat toodetaks nende enda territooriumil.

- Teisest küljest ei pruugi ka eksportivad riigid olla huvitatud suuremast taastuvenergia tootmisvõimsusest kui see, mis on vajalik nende enda eesmärkide saavutamiseks, sest see võib kaasa tuua elanikkonna vastuseisu taastuvenergiarajatiste loomiseks edaspidi (NIMBY-ism[17]).

5. HALDUSTÕKKED

Toetussüsteemidest rääkides ei saa kuidagi mööda minna haldustõkete küsimusest. Et RES-E turuosa suurendamine toimuks tulemuslikult, tuleb ette valmistada meetod, mis hõlbustaks kasvavat RES-E tootmist kiirel ja lihtsal viisil.

Käesolevas peatükis analüüsitakse kooskõlas direktiivi 2001/77/EÜ artikliga 6 halduskoormusega seotud probleeme ning pakutakse selle vähendamiseks välja mõned lahendused (lisateavet saab 6. lisast).

5.1. Tuvastatud tõkked

Tõkked, millega puutuvad kokku projektide loojad ja investorid uute rajatiste kasutuselevõtmisel, võivad olla halduslikud, võrgusüsteemiga seotud, sotsiaalsed või rahalised. Hiljuti käivitas komisjon avaliku arutelu selle kohta, kuidas tõketesse suhtutakse.[18]

Tuvastatud haldustõkked võib jagada järgmistesse kategooriatesse:

1. Kaasatud ametiasutuste suur hulk ja nendevahelise koostöö puudumine

Oluliseks asjaoluks, mis võib takistada taastuvate energiaallikate laialdasemat kasutuselevõttu, on erinevad pädevustasemed seoses tootmisüksustele lubade väljaandmisega. Lugematute ametiasutuste (riiklike, piirkondlike ja munitsipaalasutuste) kehtestatud nõuded põhjustavad sageli viivitusi, investeeringute ebakindlust, mitmekordseid jõupingutusi ja potentsiaalselt suuremat arendajatepoolset nõudlust stiimulite järele, et korvata investeerimisriske või projekti algset kapitalimahukust.

Juhul kui protsessi on haaratud mitu eri haldustaset, võiksid liikmesriigid määrata lubade väljaandmisega tegeleva koondametiasutuse, kes tegeleb haldusmenetluste kooskõlastamisega, nagu avamere-tuuleenergiaga tegelev Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie Saksamaal. Samuti võiksid eri ametiasutused kasutada tüüpvorme ja -nõudeid. |

2. Pikad tähtajad vajalike lubade hankimisel

Maismaa-tuuleenergia projektidele lubade hankimine võib kesta kahest seitsme aastani,[19] mistõttu on nii mõnelgi korral väidetud, et turu areng on „külmunud“. Andmed avamere-tuuleenergia projektidele lubade väljaandmise korra kohta on veelgi kehvemad, kuna siiani pole kehtestatud kindlaid menetlusi kaasatud valitsusasutuste vastutuse jagamise jaoks.

Täpsed suunised lubade väljaandmise korra kohta on tungivalt soovitatavad ning need peavad sisaldama ka ametiasutuste kohustuslikke vastamistähtaegu. Heakskiidumäärade kindlaksmääramine[20] on suurepärane võimalus lubade väljaandmist lihtsustada.

3. Ebapiisav arvestamine taastuvate energiaallikatega ruumilises planeerimises

Paljudes riikides ja piirkondades ei arvestata ruumilise planeerimise puhul taastuvenergia projektide edaspidise arenguga. See tähendab seda, et RES-E projekti rakendamiseks mingis kindlas piirkonnas tuleb vastu võtta uued ruumilised planeeringud. See protsess võib olla väga pikaajaline. Sageli kulub ruumilise planeerimisega seotud lubade hankimisele suurim osa projekti arendamisele kuluvast ajast. Eeskätt kehtib see tuuleenergia või biomassiga seotud projektide puhul. Ametiasutusi tuleks ergutada piirkonnas arendatavate taastuvenergiaga seotud tulevikuprojektide arengut ennetama (eelplaneerimine) ja eraldama nende jaoks sobivaid alasid.

Kui kaasatud on erineva tasandi ametiasutused, võib üheks võimalikuks lahenduseks olla eelplaneerimine, mida tehakse Taanis ja Saksamaal, kus kohalikel omavalitsustel tuleb saadaolevad piirkonnad eraldada projektiarendajatele vastavalt taastuvenergia tootmisvõimsuse planeeritavale tasemele. Selliste eelplaneeritud piirkondade puhul on lubadele esitatavaid nõudeid vähendatud ja lube menetletakse kiiremini. Rootsis nimetatakse selliseid piirkondi „riikliku tähtsusega tuulepiirkondadeks“. |

Planeerimine ja lubade väljaandmine peavad olema kooskõlas ka Euroopa keskkonnaalaste õigusaktidega (veepoliitika raamdirektiiv, elupaikade direktiiv ja linnudirektiiv). Komisjon jätkab tööd – üheks näiteks on käimasolev komisjoni algatus, mis käsitleb veepoliitika raamdirektiivi ja taastuvatest energiaallikatest saadavat elektrit (näiteks hüdroenergiat) käsitleva direktiivi seoseid ning mille eesmärgiks on suurendada läbipaistvust ja selgust nende direktiivide rakendamisel seoses taastuvenergia arenguga.

5.2. Soovitused seoses haldustõketega

Kuna lubade väljaandmise korra olukord on liikmesriigiti märkimisväärselt erinev, saab parandamissoovitusi sõnastada vaid üldiselt. Taastuvenergia direktiivis (2001/77/EÜ) on sätestatud üldine lubade väljaandmise korra lühendamise. See on saavutatav ainult keskvalitsuste ning piirkondlike ja kohalike omavalitsuste tugeva tahte ja kaasamisega, kusjuures igal tasandil on kindel pädevus. Komisjon soovitab järgmisi meetmeid:

- Tuleks luua lubade väljaandmisega tegelevad koondasutused , kes vastutaksid loataotluste menetlemise eest ja oleksid loataotlejatele abiks.

- Liikmesriigid peaksid välja töötama lubade väljaandmise korra täpsed suunised ning selgelt määratlema vastutusvaldkonnad. Nagu on sätestatud Euroopa Kohtu pretsedendiõigused, peab lubade väljaandmise kord põhinema objektiivsetel, mittediskrimineerivatel kriteeriumitel, mis on asjaomastele ettevõtjatele eelnevalt teada, viisil, millega piiratakse riiklike ametiasutuste valikuvabaduse kasutamist, et seda ei kasutataks suvaliselt.[21]

- Liikmesriigid peaksid välja töötama eelplaneerimismehhanismid , mille kohaselt piirkonnad ja kohalikud omavalitsused peavad ette nägema alad eri taastuvate energiaallikate jaoks.

- Väiksemate projektide jaoks tuleks kehtestada lihtsam kord.

- Tuleks anda nõu seoses Euroopa keskkonnaalaste õigusaktidega.

6. PÄÄS VÕRGUSÜSTEEMI

Mõistlike ja läbipaistvate hindadega pääs võrgusüsteemi on direktiivi 2001/77/EÜ artikli 7 peamine eesmärk ning taastuvenergia tootmise arendamisel olulise tähtsusega. See eeldab, et liikmesriigid kehtestaksid meetmed, millega hõlbustataks taastuvenergia pääsu võrgusüsteemi.

Võrgusüsteemi infrastruktuur on loodud peamiselt ajal, mil elektrisektor oli riigiomanduses, ning on projekteeritud selliselt, et suured elektrijaamad saaksid paikneda kaevanduste, jõgede või peamiste tarbimiskeskuste läheduses. Taastuvenergiat ei toodeta harilikult tavapärastes elektritootmispiirkondades ning seetõttu on taastuvenergia tootmise puhul tegu teistsuguse ulatusega. Ehkki mõnede biomassi-elektrijaamade võimsus võib olla ligikaudu 200 MW ja tuulepargid on kasvamas samasuguste mahtudeni, on tavaliste taastuvenergia tootmisrajatiste ulatus väiksem. Taastuvenergia tootmine ühendatakse sageli jaotusvõrku ning see on vastuvõtlik võrgu laiendamise, võrgu arendustööde ning võrguga liitumisega seotud investeeringute suhtes. Kui mõned üksikud erandid välja arvata, on liikmesriigid võtnud kasutusele õigusnormid , mille kohaselt peavad võrgusüsteemi ettevõtjad tagama taastuvenergia edastamise ja jaotamise. Eelistatud pääsu ülekandetaseme juures jaotamisel siiski paljudel juhtudel ei tagata.

Läbipaistvad eeskirjad vajalike võrgusüsteemi investeerimiskulude kandmisel ja jagamisel on vajalikud, kuna paljud tõkked võrgusüsteemi pääsul on põhjustatud just selliste eeskirjade puudumisest. Kehtestatud eeskirjad ja nende läbipaistvus on liikmesriigiti väga erinev. Palju tuleb veel teha kulude jagamise läbipaistvuse osas.

Head tava võib kohata paljudes riikides, näiteks Taanis, Soomes, Saksamaal ja Madalmaades. Need riigid rakendavad ka läbipaistvaid eeskirju mitmesuguste võrgusüsteemi investeerimiskulude kandmise ja jagamise osas. Need riigid on valinud „madalate“ kulude lähenemisviisi, mille kohaselt võrguga liitumise kulud kannavad liitumist taotlevad projektiarendajad või jagavad nad need võrgusüsteemi ettevõtjatega; võrgu laiendamise ja arendustöödega seotud kulud jaotus- ja ülekandetasemel kannavad võrgusüsteemi ettevõtjad ja need kantakse üle võrgusüsteemi tariifistruktuuri kaudu. Taanis kannab osa tuuleenergia võrgusüsteemiga liitumise kuludest ka võrgusüsteemi ettevõtja, vähendades nii tuuleenergia tootjate majanduslikku koormust võrgu investeerimiskulude näol. Ehkki Madalmaades ei rakendata eelistatud võrkupääsu, kannavad kõik liitumiskulud reeglina võrgusüsteemi ettevõtjad.

RES-E võib seista silmitsi võrgu ebapiisava võimsusega. Seda tõket halvendab ka selgete kehtestatud eeskirjade puudumine mitmesuguste võrgusüsteemi investeerimiskulude kandmisel ja jagamisel ning vertikaalse integratsiooni ja põhiliste ettevõtete olemasolu.

Selleks et RES-E moodustaks tuntava osa kogu elektrienergiast, on vaja võrgusüsteemide paremat planeerimist ja üldist haldamist. Üleeuroopaliste energiavõrkude programmi ning Euroopa Liidu teadusuuringute ja tehnoloogia arengu raamprogrammide raames on hakatud toetama RES-E projektide integreerimisele suunatud võrgusüsteemide kohandamise ja optimeerimise uuringuid.

Esiteks soovitab komisjon, et kulude kandmise ja jagamise põhimõtted peaksid olema täiesti läbipaistvad ja mittediskrimineerivad. Teiseks on vaja võrgusüsteemi infrastruktuuri arendada, et võta arvesse taastuvenergia tootmise edasist arengut. Kolmandaks peaksid võrgusüsteemi infrastruktuuriga seotud kulud kandma võrgusüsteemi ettevõtjad. Neljandaks peaks elektrihinnasüsteem kogu elektrivõrgu ulatuses olema õiglane ja läbipaistev ning selle puhul tuleks arvesse võtta jaotusvõrguga seotud tootmise eeliseid.

7. PÄRITOLUTAGATISED

Liikmesriikides tuleb rakendada süsteem, mis tagaks taastuvatest energiaallikatest toodetud elektri päritolu, et lihtsustada kauplemist ja tagada tarbija jaoks läbipaistvus.[22] Nad peavad hoolitsema selle eest, et taotluse korral antakse välja päritolutagatis. Praegu on päritolutagatiste rakendamine liikmesriigiti erinev, nagu näha 7. lisas.

Pärast direktiivi 2001/77/EÜ võeti vastu uus elektrienergia siseturgu käsitlev direktiiv[23]. Vastavalt direktiivi 2003/54/EÜ artikli 3 lõikele 6 on liikmesriigid kohustatud rakendama kütusetarbe avalikustamise süsteemi. Komisjon peab seda sätet tähtsaks meetmeks tarbija jaoks läbipaistvuse saavutamisel, kuna see hõlmab tervet elektrienergiasektorit ja mitte üksnes taastuvatest energiaallikatest saadud elektrit. Selle teabe alusena võib kasutada päritolutagatist.

Kauplemine rohelise energiaga jätkub, kuid siiamaani ei ole jõutud ühes riigis toodetud rohelise energia ülekandmiseni teise riiki sealsete eesmärkide saavutamiseks. Topeltloendamise vältimiseks ei ole ühesugune päritolutagatis hädavajalik. Tuleb siiski kokku leppida vettpidavas süsteemis, mille kaudu lunastatakse „kasutatud“ rohelised sertifikaadid. Niisugune süsteem on olemas mitmes liikmesriigis ja seda võiks veelgi kooskõlastada või vajadusel isegi ühtlustada suuremate piiriüleste kaubavoogude puhul.

8. JÄRELDUSED

Kooskõlastamise aeg

Samal ajal kui ELis kogutakse märkimisväärseid kogemusi seoses taastuvenergia toetussüsteemidega, võib võistlevaid riiklikke süsteeme vaadelda kasulikena vähemalt üleminekuperioodi jooksul. Konkurents süsteemide vahel peaks kaasa tooma suurema lahenduste hulga ning suurema kasu: näiteks saab roheliste sertifikaatide süsteem soodustariifisüsteemist kasu, kui vähemtõhusate tehnoloogiate kulud seoses tehnoloogia tundmaõppimisega vähenevad, mis toob omakorda tarbija jaoks kaasa madalamad ülekandekulud. Lisaks sellele on veel vara võrrelda hästi väljakujunenud toetusmehhanismide eeliseid ja puudusi süsteemidega, mille puhul on kogemused lühemaajalised. Võttes arvesse kõiki selles teatises nimetatud analüüse, ei pea komisjon seega praegu asjakohaseks kehtestada ühtlustatud Euroopa süsteem.

Komisjon peab taastuvate energiaallikate toetussüsteemide puhul asjakohaseks kahel sambal põhinevat kooskõlastatud lähenemisviisi: koostöö riikide vahel ja riiklike süsteemide mõju optimeerimine.

8.1. Koostöö

Intensiivsem kooskõlastamine „ koostöö ” vormis tuleks kasuks eri toetussüsteemide arengule Euroopas. Teistele võiks eeskujuks olla arenev koostöö soodustariifisüsteemide osas Saksamaal, Hispaanias ja Prantsusmaal või Pürenee poolsaare turul ning kavandatav Rootsi-Norra ühine roheliste sertifikaatide süsteem. Liikmesriigid, kelle süsteemid on piisavalt sarnased, võivad neid hiljem omakorda ühtlustada.

8.2. Optimeerimine

Komisjon teeb ettepaneku riiklike süsteemide optimeerimise protsess kohta ning meenutab, et süsteemide ebastabiilsus või madal tõhusus põhjustab tavaliselt kõrgemat hinda tarbijate jaoks. Optimeerimine hõlmab majanduslikke mehhanisme ja tasuvust, kuid nõuab ühtlasi haldus- ja võrgusüsteemi tõkete kaotamist.

Liikmesriigid optimeerivad ja täpsustavad oma toetussüsteeme järgmiselt:

- Õigusliku stabiilsuse suurendamine ja investeerimisriskide vähendamine . Üks põhilisi mureallikaid riiklike toetussüsteemide puhul on süsteemi ebastabiilsus. Igasugune süsteemi ebastabiilsus suurendab investeerimisriske, mille tagajärjeks on tavaliselt kõrgem hind tarbijate jaoks. Niisiis peab süsteem olema pikemas perspektiivis turuosaliste jaoks stabiilne ja usaldusväärne, et vähendada võimalikke riske. Investeerimisriski vähendamine ja likviidsuse suurendamine on oluline, eriti roheliste sertifikaatide turul. Toetussüsteemi ülesehitus peab vähendama tarbetut tururiski. Suurem likviidsus võib muuta pikaajalised lepingud vastuvõetavamateks ning annab ka selgema turuhinna.

- Haldustõkete vähendamine , sealhulgas haldusmenetluste lihtsustamine. Haldusnõudeid toetussüsteemidele pääsuks võrgusüsteemi tuleks vähendada, et minimeerida tarbijate halduskoormust. Lisaks RES-E direktiivi täielikule rakendamisele tehakse liikmesriikidele konkreetsed ettepanekud kehtestada selged suunised, luua lubade väljaandmisega tegelevad koondasutused, töötada välja eelplaneerimismehhanismid ja lihtsamad menetlused.

- Võrgusüsteemi küsimustega tegelemine ja võrguga liitumise tingimuste läbipaistvus. Ülekandesüsteemi arendustöid tuleb planeerida ja need tuleb välja töötada eelnevalt koos sobiva finantseerimisega. Komisjon soovitab esiteks, et kulude kandmise ja jaotamise põhimõtted peaksid olema täiesti läbipaistvad ja mittediskrimineerivad. Teiseks tuleks võrgusüsteemi infrastruktuuri arendada, et võimaldada taastuvenergia tootmise edasist arengut. Kolmandaks peaksid võrgusüsteemi infrastruktuuride arendustööga seonduvad kulud katma tavaliselt võrgusüsteemi ettevõtjad. Neljandaks peaks elektrihinnasüsteem kogu elektrivõrgu ulatuses olema õiglane ja läbipaistev ning selle puhul tuleks arvesse võtta jaotusvõrguga seotud tootmise eeliseid.

- Tehnoloogilise mitmekesisuse soodustamine. Mõned toetussüsteemid kipuvad toetama taastuvenergia tehnoloogiatest ainult neid, mis on hinna poolest kõige konkurentsivõimelisemad. Näiteks ei toodetaks avamere-tuuleenergiat ilmselt üldse, kui selle suhtes kohaldataks samasugust rahastamisskeemi kui maismaa-tuuleenergia suhtes. Järelikult on võimalik neid süsteeme teiste toetusvahenditega täiendada, et mitmekesistada tehnoloogilist arengut. Hästi toimiv üldine taastuvenergia toetuspoliitika peaks hõlmama erinevaid taastuvenergia tehnoloogiaid.

- Liikmesriigid peaksid rohkem rakendama võimalusi, mis kaasnevad maksuvabastuste ja -vähendustega , mida pakutakse taastuvatele energiaallikatele vastavalt energiatoodete maksustamise direktiivile[24].

- Ühilduvuse tagamine elektrienergia siseturuga. ELi liikmesriigid on liberaliseerimas oma energiaturge. Selle kriteeriumiga hinnatakse seda, kui lihtsalt on võimalik toetussüsteemi liberaliseeritud energiaturuga liita, ning näitab selle tõhusust olemasolevate ja uute tegevusvahenditega koos toimimisel.

- Tööhõive ning kohalike ja piirkondlike hüvitiste soodustamine. Märkimisväärne osa riiklikest hüvitistest, mida antakse seoses taastuvenergiat toetava poliitikaga, on seotud tööhõive- ja sotsiaalpoliitikaga ning maaelu arenguga, samas kui ka teisi riikliku poliitika eesmärke tuleks silmas pidada ning kohaselt arvesse võtta.

- Koostöö energiatõhususe ja nõudluse juhtimisega seotud tegevustes. Edusamme taastuvenergia tootmise vallas pidurdab energiatarbimise liigne kasv, mida tuleb vältida. Ainult RES-E toetusmeetmete ja elektrienergia lõppkasutuse tõhustamise meetmete ühendamine viib Euroopa lähemale tema energiapoliitika eesmärkidele.

8.3. Järgmised sammud

2010. aasta eesmärkide saavutamist silmas pidades ei ole suured lühiajalised regulatiivsed muudatused ühenduse tasandil soovitatavad. Võttes arvesse tungi siseriikliku energiaturu väljakujundamiseks ja suurema tasuvuse potentsiaali, analüüsib komisjon siiski edasi parema optimeerimise, kooskõlastamise ja võimaliku ühtlustamise võimalusi ja mõjusid ning liberaliseerimise ja ülekandevõime parandamise tingimusi ning võtab õppust uutest kogemustest, mida saadakse liikmesriikide eri toetussüsteemidest.

Komisjon jälgib tähelepanelikult ELi taastuvenergiapoliitika hetkeseisu ja esitab hiljemalt 2007. aasta detsembris ettekande liikmesriikide süsteemidest taastuvenergia edendamiseks; see on osa käimasolevast 2020. aasta eesmärkidega seonduvast hindamisest ja taastuvenergia poliitilisest raamistikust pärast 2010. aastat. Selle hindamise tulemustele tuginedes võib komisjon teha ettepaneku erineva lähenemisviisi ja raamistiku kujundamiseks taastuvatest energiaallikatest toodetud elektrienergia toetamiseks Euroopa Liidus, võttes arvesse vajadust piisava üleminekuaja ja sätete järele. Eelkõige uuritakse edasise ühtlustamise eeliseid ja puudusi.

Euroopa Parlament võttis hiljuti vastu taastuvenergiat käsitleva resolutsiooni,[25] milles selgitati võimaliku tulevase ühtlustatud Euroopa stiimulite süsteemi kriteeriume.

Direktiivi 2001/77/EÜ artikli 4 alusel jätkab komisjon toetussüsteemide edu, sealhulgas tasuvuse hindamist. Ettekandele lisatakse vajaduse korral ettepanek ühenduse raamistiku loomiseks seoses taastuvatest energiaallikatest toodetud energia toetussüsteemidega. Kõik raamprogrammiga seotud ettepanekud peaksid:

a) aitama saavutada siseriiklikke soovituslikke eesmärke;

b) vastama elektrienergia siseturu põhimõtetele;

c) arvestama taastuvenergia eri allikate omadusi ning eri tehnoloogiaid ja geograafilisi erinevusi;

d) tulemuslikult edendama taastuvate energiaallikate kasutamist ning olema lihtsad ning samal ajal tõhusad, eriti kulude osas;

e) hõlmama siseriiklike toetussüsteemide piisavat, vähemalt seitsme aasta pikkust üleminekuaega, ning säilitama investorite kindlustunde.

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] 27. septembri 2001. aasta direktiiv 2001/77/EÜ taastuvatest energiaallikatest toodetud elektrienergia kasutamise edendamise kohta elektrienergia siseturul. EÜT L 283, 27.10.2001, lk 33. Kõnealuse direktiivi rakendamise tähtaeg oli 2003. aasta oktoober ja uute liikmesriikide jaoks 1. mai 2004.

[2] Kasutatud on 2003. ja 2004. a. keskmist taset. Soodustariifisüsteemi puhul võrdub toetushinna tase tariifi väärtusega. Käesolevas teatises kasutatud tootmiskulude allikas on Green-X.

[3] Tegeliku potentsiaali all peetakse silmas realiseeritavat saavutatavat lisapotentsiaali eeldusel, et kõik olemasolevad tõkked on ületatavad ja kõik liikumapanevad jõud on aktiivsed. Üksikasjalikum selgitus on esitatud 3. lisas.

[4] Maismaa-tuuleenergia tootmiskulu jääb vahemikku 40–100 ¬ /MWh, samas kui biomassi[5] puhul on see vahemikus 25Effectiveness indicator