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Document 52005DC0627

Comunicação da Comissão - Promoção da electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis {SEC(2005) 1571}

/* COM/2005/0627 final */

52005DC0627

Comunicação da Comissão - Promoção da electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis {SEC(2005) 1571} /* COM/2005/0627 final */


[pic] | COMISSÃO DAS COMUNIDADES EUROPEIAS |

Bruxelas, 7.12.2005

COM(2005) 627 final

COMUNICAÇÃO DA COMISSÃO

Promoção da electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis{SEC(2005) 1571}

ÍNDICE

1. Introdução 3

2. Avaliação dos regimes de apoio existentes 5

3. Mercado interno e aspectos comerciais 10

4. Coexistência ou harmonização 12

5. Obstáculos administrativos 14

6. Questões relacionadas com o acesso à rede 16

7. Garantias de origem 17

8. Conclusões 18

Annex 1 – Current share of electricity from renewable energy sources 22

Annex 2 – Inventory of current support systems 25

Annex 3 – Costs of current support systems and effectiveness 27

Annex 4 – Methodology for the investor’s perspective 44

Annex 5 – Intermittency in production and balancing power: need for an appropriate combination of internal market and renewables regulation 47

Annex 6 – Administrative barriers 49

Annex 7 – Guarantees of origin 51

COMUNICAÇÃO DA COMISSÃO

Promoção da electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis (Texto relevante para efeitos do EEE)

1. INTRODUÇÃO

1.1. Justificação do relatório

O reforço da parte das energias renováveis na produção de electricidade da UE possui vantagens incontestáveis, nomeadamente:

- Aumento da segurança do aprovisionamento energético,

- Reforço da vantagem concorrencial da UE no sector das tecnologias das energias renováveis,

- Redução das emissões de gases com efeito de estufa por parte do sector da energia da UE,

- Redução das emissões regionais e locais de poluentes,

- Melhoria das perspectivas económicas e sociais, especialmente nas regiões rurais e isoladas.

O objectivo da União Europeia consiste por conseguinte em produzir, até 2010, 21% de electricidade a partir de fontes de energia renováveis (ver anexo 1). Este objectivo foi formulado na Directiva 2001/77/CE[1] relativa à promoção da electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis no mercado interno da electricidade, que estabeleceu igualmente metas diferenciadas para cada Estado-Membro. A directiva preconiza também que os Estados-Membros proporcionem uma melhoria do acesso à rede dos produtores de energia renovável, racionalizem e facilitem os procedimentos de autorização e estabeleçam um sistema de garantias de origem.

O apoio público específico à penetração da electricidade verde no mercado da electricidade justifica-se na medida em que as vantagens supracitadas não são tidas em conta (ou apenas parcialmente) no valor acrescentado líquido obtido pelos operadores na cadeia de valor da electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis.

Os Estados-Membros estabeleceram, no âmbito da directiva, metas individuais em termos de produção de electricidade a partir de fontes de energia renováveis (E-FER). Têm a liberdade de escolher o mecanismo de apoio que preferem para alcançar as metas e/ou podem continuar a fazê-lo por um período transitório de pelo menos sete anos após adopção de um novo quadro de regulamentação à escala da UE. Nos termos do artigo 4.º da directiva, a Comissão deve apresentar, até 27 de Outubro de 2005, um relatório devidamente documentado sobre a experiência adquirida com a aplicação e a coexistência dos diversos mecanismos utilizados nos Estados-Membros . Esse relatório deve avaliar o êxito, incluindo a relação custo/eficácia, dos regimes de apoio ... no que se refere à promoção do consumo de electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis em conformidade com as metas indicativas nacionais. O mesmo artigo prevê igualmente que o relatório será acompanhado, se necessário, de uma proposta de quadro comunitário relativo aos regimes de apoio .

1.2. Âmbito de aplicação

A presente comunicação possui três objectivos:

- O relatório que a Comissão deve apresentar nos termos do artigo 4.º da Directiva 2001/77/CE, que faz um inventário da experiência adquirida com a aplicação e a coexistência dos diversos mecanismos utilizados nos Estados-Membros para apoiar a produção de electricidade a partir de fontes de energia renováveis;

- O relatório que a Comissão deve apresentar, nos termos do artigo 8.º, sobre os obstáculos administrativos e as questões relacionadas com a rede e a aplicação da garantia de origem da electricidade produzida a partir de fontes renováveis;

- Um plano de coordenação dos regimes existentes assente em dois pilares: cooperação entre os países e optimização dos regimes nacionais, que conduzirá presumivelmente a uma convergência dos regimes.

2. AVALIAÇÃO DOS REGIMES DE APOIO EXISTENTES

2.1. Regimes de apoio existentes

Existe actualmente na UE um conjunto de regimes de apoio diversos, que podem classificar-se em quatro grandes grupos: tarifas de aquisição, certificados verdes, regimes de concurso e incentivos fiscais.

- As tarifas de aquisição existem na maioria dos Estados-Membros. Estes regimes caracterizam-se por um preço específico, normalmente fixado pelo prazo de alguns anos, que deve ser pago pelas empresas de electricidade, geralmente distribuidores, aos produtores nacionais de electricidade verde. Os custos adicionais destes regimes são pagos pelos fornecedores, na proporção do volume de vendas respectivo, repercutindo-se a nível dos consumidores finais de energia através de um prémio sobre o preço por kWh. Estes regimes possuem as vantagens de garantir a segurança de investimento, a possibilidade de ajuste e a promoção de tecnologias a médio e longo prazo. Por outro lado, são difíceis de harmonizar a nível da UE, podem ser questionados à luz dos princípios do mercado interno e envolvem um risco de sobrefinanciamento, se a curva de aprendizagem de cada tecnologia E-FER não assumir uma forma degressiva ao longo do tempo. Uma variante do regime de tarifas de aquisição é o mecanismo de prémios fixos, actualmente aplicado na Dinamarca e, parcialmente, em Espanha, segundo o qual o Governo estabelece um prémio fixo ou um bónus ecológico, pago aos produtores de E-FER para além do preço normal ou do preço à vista da electricidade.

- No âmbito do regime de certificados verdes , que vigora actualmente na SE, UK, IT, BE e PL, a E-FER é vendida ao preço convencional do mercado. Para financiar o custo adicional de produção de electricidade verde e garantir a produção desejada desta, todos os consumidores (ou produtores, em determinados países) são obrigados a comprar um certo número de certificados verdes aos produtores de E-FER de acordo com uma percentagem fixa, ou quota, do seu consumo/produção total de electricidade. As sanções pecuniárias aplicadas por incumprimento são transferidas quer para um fundo de investigação, desenvolvimento e demonstração (ID&D) das energias renováveis quer para o orçamento geral do Estado. Uma vez que os produtores/consumidores desejam comprar estes certificados ao preço mais baixo possível, desenvolve-se um mercado secundário de certificados em que os produtores de E-FER concorrem entre si para a venda de certificados verdes. Consequentemente, os certificados verdes são instrumentos de mercado, que possuem a capacidade teórica, caso funcionem devidamente, de garantir a máxima rentabilidade do investimento. Estes regimes podem funcionar bem num mercado único europeu e, teoricamente, envolvem um risco menor de sobrefinanciamento. Os certificados verdes podem todavia envolver riscos mais elevados para os investidores e o desenvolvimento a longo prazo de tecnologias cujo custo actual é elevado não é fácil no âmbito destes regimes. Estes regimes têm custos administrativos mais elevados.

- Em dois Estados-Membros (IE e FR), existem verdadeiros processos de concurso . A França, no entanto, substituiu recentemente o seu sistema por uma tarifa de aquisição, combinada com um regime de concurso, em determinados casos, e a Irlanda acaba de anunciar uma mudança semelhante. No âmbito de um processo de concurso, o Estado lança uma série de convites à apresentação de propostas para o fornecimento de E-FER, que é então fornecida numa base contratual, ao preço a que foi adjudicada. Os custos adicionais ocasionados pela compra de E-FER repercutem-se a nível do consumidor final de electricidade sob a forma de uma imposição especial. Se os regimes de concurso permitem, teoricamente, utilizar o melhor possível as forças do mercado, o seu carácter descontínuo não contribui para a criação de condições estáveis. Este tipo de regime envolve igualmente o risco de, se as propostas forem baixas, os projectos não se realizarem.

- Malta e a Finlândia aplicam sistemas que se baseiam meramente em incentivos fiscais. Na maioria dos casos (e.g. Chipre, Reino Unido e República Checa), porém, este sistema é utilizado como instrumento político adicional.

Os quatro grupos de categorias acima descritos constituem uma descrição relativamente simplificada da situação. Vários sistemas comportam elementos mistos, especialmente em combinação com incentivos fiscais. O anexo 2 oferece uma panorâmica dos regimes de apoio na UE-25.

2.2. Avaliação do desempenho

O custo de produção das energias renováveis é muito variável. Os recursos nacionais, regionais e agrícolas são bastante diferentes nos Estados-Membros, pelo que a avaliação dos regimes de apoio deverá ter em conta cada sector individualmente.

O actual nível de apoio à produção de E-FER é muito divergente nos Estados-Membros da UE. O anexo 3 procede a uma avaliação pormenorizada das diferenças entre o montante total recebido pela energia renovável produzida e o custo de produção[2], evidenciando assim a rentabilidade dos diversos regimes. No final, quanto maior for a diferença entre os «custos de produção» e o «apoio» tanto menos rentável é o regime em causa. Devido à complexidade das diversas energias renováveis e às diferenças da conjuntura nacional, foi escolhida uma análise sectorial. Uma leitura paralela dos gráficos do anexo 3 permite determinar a rentabilidade e a eficiência de um regime deste tipo.

No caso da energia eólica, os regimes de certificados verdes revelam uma grande diferença entre a produção e o apoio. O custo mais elevado prende-se com o risco de investimento mais significativo de tais regimes e, provavelmente, com a falta de maturidade do mercado dos certificados verdes.

A energia eólica não beneficia de grande apoio em nove dos vinte e cinco Estados-Membros. Enquanto o montante total recebido pelos produtores for inferior aos custos de produção, não é de prever qualquer evolução deste sector nestes países.

No caso da silvicultura para a produção de biomassa, o apoio à cobertura dos custos de produção não é suficiente em metade dos Estados-Membros. No que respeita ao biogás, o apoio que lhe é concedido em quase três quartos dos Estados-Membros é insuficiente para permitir a sua implantação.

Paralelamente ao custo, a eficácia dos diversos regimes de apoio é igualmente um parâmetro essencial da avaliação.

Por eficácia, entende-se a capacidade de um regime de apoio para fornecer electricidade verde.

Quando se procede à avaliação da eficácia, são difíceis de apreciar os efeitos de regimes mais recentes. A experiência adquirida com os certificados verdes, nomeadamente, é mais limitada do que com as tarifas de aquisição. Por outro lado, é necessário avaliar a quantidade de electricidade verde fornecida em função do potencial real[3] do país.

No que respeita à energia eólica, o anexo 3 indica que todos os países cuja eficácia é superior à média da UE usam tarifas de aquisição. Este tipo de sistema é o que actualmente revela melhor desempenho na produção de energia eólica.

As análises dos sectores da biomassa não são tão evidentes como no caso da energia eólica. O custo de produção da biomassa revela grandes variações[4]. Estas grandes variações devem-se à diversidade de fontes (resíduos florestais, talhadia de rotação curta, palha, resíduos de animais, etc.), diversidade de processos de conversão da transformação (combustão combinada, gaseificação, etc.) e à diversidade de dimensão (a dimensão das instalações de biomassa existentes pode variar de 1 para 200). Consequentemente, são necessárias análises muito mais rigorosas, baseadas em matérias-primas e tecnologias específicas.

A análise revela todavia que, no que respeita ao biogás, quer as tarifas de aquisição quer os certificados verdes produzem bons resultados (quatro países que dispõem de tarifas de aquisição e dois países com um regime de certificados verdes revelam maior eficácia quando comparados com a média europeia). No sector da silvicultura para a produção de biomassa, não é possível concluir que um sistema é melhor do que outro. A complexidade do sector e as variações regionais indicam que outros factores desempenham um papel significativo[5]. Regra geral, os incentivos à exploração florestal deverão contribuir para mobilizar mais biomassa florestal não utilizada a favor de todos os utilizadores.

É igualmente importante comparar os benefícios do ponto de vista do investidor e a eficácia. Este exercício é realizado relativamente a um número restrito de Estados-Membros no anexo 4, tomando por base os preços actuais num período mais longo, e indicará se o êxito de uma política específica advém essencialmente de incentivos financeiros significativos ou se outros aspectos tiveram um impacto fundamental na difusão no mercado dos países considerados.

2. 3. Principais conclusões sobre o desempenho (ver anexos 3 e 4)

Energia eólica

- Os regimes de certificados verdes registam actualmente um nível de apoio significativamente mais elevado do que as tarifas de aquisição. Isto poder-se-á explicar pelo prémio de risco mais elevado exigido pelos investidores, pelos custos administrativos, bem como pela falta de maturidade do mercado dos certificados verdes. A questão é saber como evoluirá o nível de preço a médio e longo prazo.

- Os regimes mais eficazes de energia eólica são actualmente os regimes de tarifas de aquisição aplicados na Alemanha, Espanha e Dinamarca.

- A rentabilidade do capital é mais elevada com os certificados verdes do que com as tarifas de aquisição. Esta rentabilidade elevada (renda) é calculada por extrapolação a partir dos preços dos certificados registados actualmente.[6] A rentabilidade do capital dependerá da evolução futura dos preços.

- As análises revelam que, em um quarto dos Estados-Membros, o apoio concedido é demasiado reduzido para permitir o arranque. Um outro quarto dos Estados-Membros concede apoio suficiente, mas apenas obtém resultados medíocres. Isto pode explicar-se pela existência de obstáculos de acesso à rede e administrativos.

- Em matéria de benefícios, os regimes de tarifas de aquisição analisados são eficazes, com uma margem de lucro para o produtor relativamente reduzida. Por outro lado, os certificados verdes registam actualmente margens de lucro elevadas. Importa salientar que estes regimes de certificados verdes são instrumentos relativamente novos. A situação observada pode por conseguinte caracterizar-se ainda por efeitos transitórios significativos.

Silvicultura para a produção de biomassa

- O sistema de tarifas de aquisição e de centrais de co-geração centralizadas que utilizam a palha como combustível[7] da Dinamarca e o regime híbrido de apoio da Finlândia (redução fiscal e investimento) revelam claramente um melhor desempenho, quer em termos de eficácia quer de eficiência económica do apoio. Uma longa tradição de utilização da biomassa, através de tecnologias de ponta, para a produção de energia, a estabilidade das condições de planeamento e a combinação com a produção de calor podem considerar-se as principais razões desta evolução.

- Embora as tarifas de aquisição, em geral, registem melhores resultados, na medida em que os riscos do investidor, no caso dos certificados verdes, parecem impedir o verdadeiro arranque do sector da biomassa, a análise é mais complexa no sector da silvicultura para a produção de biomassa. Factores distintos da escolha do instrumento financeiro (obstáculos de infra-estrutura, dimensão da instalação, gestão florestal optimizada e existência de instrumentos secundários, etc.) influenciam de modo considerável a eficácia dos regimes.

Em quase metade dos países europeus, o apoio à silvicultura para a produção de biomassa é insuficiente para permitir desenvolver mais este sector de elevado potencial. Em inúmeras regiões, seriam necessários incentivos destinados à exploração florestal, de modo a aumentar o fluxo de madeira das florestas da UE para todos os utilizadores, evitando assim a possibilidade de distorções do mercado dos resíduos de madeira.

Sector do biogás[8]

Seis países registam uma eficácia superior à média da UE, quatro dos quais dispõem de tarifas de aquisição (DK, DE, GR, LU) e dois de um regime de certificados verdes (UK, IT). À semelhança do sector da silvicultura para a produção de biomassa, estes resultados são influenciados por outros factores:

- As possibilidades agroeconómicas e a escolha da dimensão das instalações: as grandes instalações possuem uma eficácia mais elevada. As pequenas instalações são supostamente mais importantes em termos de economia rural, mas o seu custo é mais elevado.

- A existência de um regime de apoio complementar: o sector do biogás está intimamente ligado à política de ambiente no que respeita ao tratamento de resíduos. Certos países, como o Reino unido, apoiam o biogás aliado a um instrumento secundário, como a redução fiscal. O auxílio complementar ao investimento constitui igualmente um bom catalisador para esta tecnologia.

- No que respeita ao biogás agrícola[9], os custos de produção são mais elevados, mas os benefícios ambientais também o são. O custo do biogás proveniente dos aterros é mais baixo, mas os benefícios ambientais são reduzidos.

Em quase 70% dos países da UE, o apoio ao desenvolvimento desta tecnologia é insuficiente.

Outras fontes de energia renováveis

O sector das mini-hídricas revela grandes variações em termos de apoios e custos de produção. O desenvolvimento desta tecnologia de energia renovável é consideravelmente influenciado pela existência de obstáculos.

A energia solar fotovoltaica é actualmente promovida, de forma activa, na DE (líder mundial), NL, ES, LU e AT.

O anexo 3 contém análises completas da produção de energia solar fotovoltaica e em mini-hídricas.

O presente documento não inclui outras fontes de energia renováveis para a produção de electricidade. Entre estas, citem-se as grandes centrais hidroeléctricas, que constituem uma fonte de energia renovável bem desenvolvida e, em geral, não exigem qualquer apoio. A energia geotérmica, das ondas e das marés e a energia solar térmica concentrada são outras formas de energias renováveis não incluídas no presente relatório, na medida em que apenas são apoiadas nalguns Estados-Membros e ainda não são aplicadas a nível industrial.

3. MERCADO INTERNO E ASPECTOS COMERCIAIS

3.1. INTRODU ção

O mercado interno da electricidade e o apoio à E-FER estão intimamente ligados. As energias renováveis dão lugar a novas instalações, contribuindo para a segurança de aprovisionamento e alargando o leque energético dos produtores de electricidade. Por outro lado, determinados aspectos do mercado interno, nomeadamente comércio livre, transparência, separação, revelação de informações, interligações, podem acelerar a implantação da E–FER no mercado interno da electricidade. Em inúmeros casos, o apoio às fontes de energia renováveis é regulado pelo enquadramento comunitário dos auxílios estatais a favor do ambiente[10]. As regras relativas aos auxílios estatais podem influir na concepção do regime de apoio.

3.2. Separação, transparência e operadores dominantes

Num mercado caracterizado pela separação[11], um operador da rede de transporte independente (ORT) e um operador da rede de distribuição independente (ORD) devem garantir a todos os produtores um acesso equitativo à rede e desenvolver a infra-estrutura da rede de acordo com uma estratégia a longo prazo, tendo em conta a integração das fontes de energia renováveis.

Alguns países ainda se caracterizam pela predominância de uma ou algumas empresas produtoras de electricidade, muitas vezes integradas verticalmente, o que pode envolver uma situação de tipo monopólio, susceptível de obstar ao desenvolvimento da E-FER.

Um factor essencial para o bom funcionamento de todos os regimes de apoio à E-FER é a existência de ORT e ORD verdadeiramente independentes.

Os Governos devem melhorar a informação dos consumidores sobre a forma como o custo do apoio às energias renováveis se repercute no utilizador. Segundo estimativas da Comissão Europeia, o apoio às energias renováveis representa entre 4% e 5% do preço da electricidade na Espanha, Reino Unido e Alemanha e 15% na Dinamarca. A parte não-hidráulica da E-FER nestes países é actualmente de 3,5% no UK, 9% na DE, 7% na ES e 20% na DK (ver anexo 5).

3.3. Intermitência da produção e compensação: necessidade de uma combinação adequada de regulamentação sobre o mercado interno e as energias renováveis

A energia eólica – à semelhança de outras fontes renováveis – é uma fonte de energia intermitente. Neste contexto, são especialmente importantes as seguintes questões:

- As previsões de vento: em países como a Dinamarca, o Reino Unido e a Espanha, os produtores de E-FER têm de prever a produção respectiva, à semelhança de outros produtores de electricidade. Quanto mais segura for essa previsão, maior será o valor das fontes de energia renováveis intermitentes para a produção de electricidade.

- Hora de encerramento[12]: quanto mais próxima a hora de encerramento estiver do momento da operação, melhor os produtores de electricidade a partir de fontes de energia renováveis intermitentes poderão prever a quantidade de electricidade que poderão fornecer.

- Cobrança dos custos de compensação: o Reino Unido, a Dinamarca e a Espanha[13] dispõem de sistemas de cobrança de desvios em relação à produção de electricidade prevista, independentemente da sua origem e incluindo a energia eólica. O anexo 5 contém uma análise mais pormenorizada dos custos de compensação.

Uma concepção inteligente do regime de apoio pode contribuir para atenuar o problema da intermitência.

Nos casos em que a produção de energia a partir de fontes intermitentes cobre uma percentagem elevada do consumo nacional de energia, é importante que os produtores de E-FER possam reagir melhor aos preços da energia no mercado à vista. Um sistema de apoio que inclua uma ligação ao preço à vista da energia e, consequentemente, uma abordagem de partilha de riscos pode por conseguinte facilitar a integração na rede de grandes quantidades de electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis intermitentes. É o que acontece com o regime de prémios[14], o regime de certificados verdes e alguns regimes de tarifas de aquisição, como o existente em Espanha[15].

3.4 . Comércio de energia

O impacto dos diversos regimes de apoio no comércio é um aspecto importante da compatibilidade das medidas de apoio às FER com o mercado interno. É necessário estabelecer uma distinção entre o comércio físico de energia (electricidade) e o valor ecológico da electricidade.

O comércio físico de E-FER está subordinado às mesmas restrições que se aplicam à electricidade convencional[16]. Em geral, é possível e, actualmente, é uma realidade. A implantação da E-FER aumentaria provavelmente a necessidade de trocas comerciais transfronteiras de energia e de interligações mais sólidas.

O n.º 6 do artigo 3.º da Directiva 2003/54/CE prevê um sistema obrigatório de revelação de informações, de acordo com o qual os consumidores devem ser informados sobre a parte de cada fonte de energia no leque global de combustíveis. A aplicação plena do sistema de revelação de informações aumentaria o valor ecológico da electricidade produzida a partir de fontes renováveis. A revelação da origem da electricidade conferiria igualmente valor acrescentado à carteira de um produtor que disponha de uma parte mais significativa de FER.

3.5. Regras relativas aos auxílios estatais

Quando se aborda a questão da concorrência no mercado das FER e nas economias europeias em geral, importa prestar igualmente atenção aos efeitos de distorção que um apoio poderá exercer no funcionamento harmonioso do mercado. Conforme previsto no considerando 12 do preâmbulo da Directiva 2001/77/CE, as regras do Tratado, nomeadamente os artigos 87.º e 88.º, aplicam-se no que respeita ao apoio público. Tal apoio é geralmente regulado pelas orientações comunitárias em matéria de auxílios estatais à protecção do ambiente e poderá justificar-se economicamente por uma série de razões, designadamente o facto de os efeitos benéficos de tais medidas sobre o ambiente se sobreporem aos efeitos de distorção da concorrência. Na medida em que a utilização de fontes de energia renováveis constitui uma prioridade comunitária, as orientações supracitadas são bastante generosas em relação a tais regimes de apoio. Neste contexto, foram aprovados pela Comissão, no período compreendido entre 2001 e 2004, cerca de 60 regimes de auxílios estatais de apoio às fontes de energia renováveis.

3.6. Principal conclusão

A compatibilidade de todos os diversos regimes de apoio às energias renováveis com o desenvolvimento do mercado interno da electricidade é essencial a médio e longo prazo. A realização de um mercado interno europeu deverá passar por uma regulamentação adequada, que tenha em conta as medidas necessárias para o desenvolvimento da E-FER. A concepção do mercado é essencial para o desenvolvimento e aceitação da E-FER. As regras relativas aos auxílios estatais devem ser tidas em conta, se for caso disso, na concepção dos regimes de apoio.

4. COEXISTÊNCIA OU HARMONIZAÇÃO

Atendendo à extrema variedade de potenciais e níveis de desenvolvimento das energias renováveis nos diferentes Estados-Membros, afigura-se extremamente difícil conseguir uma harmonização a curto prazo. Por outro lado, as alterações a curto prazo introduzidas na rede podem perturbar certos mercados e dificultar mais a consecução das metas pelos Estados-Membros. Porém, as vantagens e os inconvenientes da harmonização para os diversos sistemas actuais devem ser analisadas e acompanhadas, nomeadamente no que respeita à sua evolução a médio e longo prazo.

4.1. Vantagens potenciais

- Uma série de estudos sugere que o custo global do cumprimento da meta respeitante à parte de E-FER em 2010 poderá ser substancialmente mais baixo com a harmonização dos regimes de certificados verdes ou de tarifas de aquisição do que através da prossecução das diferentes políticas nacionais actuais. Porém, para obter esta relação custo-eficácia, é necessária uma melhoria do funcionamento do mercado interno da electricidade e da capacidade de interligação e de comércio e as distorções de mercado sob a forma de apoio às fontes de energia convencionais deverão ser eliminadas.

- A integração das energias renováveis no mercado interno, acompanhada de um conjunto de regras básicas, poderia gerar as economias de escala necessárias a um sector florescente e mais competitivo da electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis.

- Um regime de certificados verdes à escala europeia poderá criar um mercado de certificados mais vasto e, por conseguinte, mais fluido, donde resultará uma maior estabilidade dos preços dos certificados verdes quando comparados com mercados (nacionais) mais restritos. Os custos administrativos de tal regime deverão todavia ser apreciados em relação com os custos administrativos da situação actual.

- Um regime comum de tarifas de aquisição à escala europeia que tenha em conta a disponibilidade de recursos locais poderá fazer baixar os custos do conjunto das tecnologias ligadas às FER nos diversos Estados-Membros, na medida em que as instalações não ficam limitadas a certos Estados-Membros. Um regime de tarifas de aquisição deste tipo poderá consistir quer em tarifas fixas quer em tarifas com «prémio», aplicado sobre um preço de base ligado ao preço médio da electricidade.

4.2. Inconvenientes potenciais

- Um regime harmonizado de certificados verdes apenas pode funcionar se der lugar a um nível correcto de preços dos certificados e de sanções em toda a UE e, consequentemente, ao desenvolvimento mais eficiente das instalações FER nos diversos países. As variações significativas de preço dos certificados verdes podem envolver uma maior incerteza para os investidores e travar o desenvolvimento das FER.

- É necessário dispor de um volume de informação considerável sobre as tecnologias e os custos para optimizar as tarifas e manter os custos de um regime harmonizado de tarifas de aquisição a um nível reduzido. Assim, se estas duas questões não forem devidamente geridas, o sistema corre o risco de se tornar dispendioso e inflexível.

- A harmonização através de um regime de certificados verdes, sem diferenciação por tecnologias, teria uma influência negativa na eficiência dinâmica. Na medida em que um regime deste tipo privilegiaria acima de tudo a relação custo-eficácia, só se desenvolveriam as tecnologias actualmente mais competitivas. Não obstante este resultado ser benéfico a curto prazo, o regime de certificados verdes poderia não promover suficientemente o investimento noutras tecnologias promissoras, devendo por conseguinte ser completado por outras políticas.

- Os Estados-Membros que se tornam importadores de E-FER num regime harmonizado podem não estar dispostos a pagar a factura, se não beneficiam das vantagens locais (emprego e desenvolvimento rural, diversidade e, por conseguinte, segurança do aprovisionamento energético nacional e poluição local reduzida) que lhes adviriam da produção das energias renováveis no seu território.

- Por outro lado, os próprios países exportadores poderiam não querer dispor de uma capacidade em FER superior à necessária para alcançar as suas próprias metas, na medida em que isso poderia gerar uma oposição da população a futuras instalações FER (síndrome «no meu quintal, não»[17]).

5. OBSTÁCULOS ADMINISTRATIVOS

É impossível dissociar os debates sobre os regimes de apoio da questão dos obstáculos administrativos. Para alcançar os objectivos de penetração da E-FER de modo economicamente eficiente, é necessário desenvolver um processo que facilite, de forma simples e no momento oportuno, o aumento da produção de E-FER.

Este capítulo analisará – em conformidade com o artigo 6.º da Directiva 2001/77/CE – os diversos problemas e proporá determinadas soluções para reduzir os encargos administrativos (para mais informações, ver o anexo 6).

5.1. Obstáculos identificados

Os obstáculos que enfrentam os responsáveis pelos projectos e os investidores quando instalam novas capacidades podem ser de carácter administrativo, social e financeiro e de acesso à rede. A Comissão iniciou recentemente um processo de consulta pública sobre a forma como são encarados os obstáculos[18].

Os obstáculos administrativos identificados podem classificar-se nas seguintes categorias:

1. Grande número de autoridades envolvidas e ausência de coordenação entre elas

Um factor importante que poderia obstar a uma presença mais significativa das fontes de energia renováveis é a existência de diversos níveis de competência para a autorização de unidades de produção. Os requisitos impostos pelas diferentes autoridades envolvidas (nacionais, regionais e locais) ocasionam frequentemente atrasos, insegurança de investimento, uma multiplicação de esforços e, potencialmente, mais exigências de incentivos por parte dos responsáveis para compensar os riscos de investimento ou a intensidade de capital inicial do projecto.

Quando estiverem envolvidas administrações de níveis diversos, os Estados-Membros deverão designar serviços de autorização únicos, responsáveis pela coordenação de diversos procedimentos administrativos, como por exemplo o Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie para a energia eólica produzida no mar, na Alemanha. As diversas autoridades deverão basear-se igualmente em formulários e requisitos normalizados. |

2. Necessidade de prazos longos para obtenção das autorizações necessárias

Os procedimentos de autorização de projectos de produção de energia eólica em terra podem durar entre dois a sete anos[19], o que, em certos casos, levou a insinuar uma intenção de «congelamento» total do desenvolvimento do mercado. O historial dos procedimentos de autorização de projectos de produção de energia eólica no mar revela uma ineficácia ainda maior, na medida em que, até há bem pouco tempo, não haviam sido estabelecidos procedimentos claros sobre a partilha de responsabilidades entre as diversas autoridades governamentais envolvidas.

Recomenda-se vivamente o estabelecimento de directrizes claras para os procedimentos de autorização, os quais deverão incluir os prazos de resposta obrigatórios para as autoridades competentes. A fixação de taxas de aprovação[20] constitui um instrumento excelente para controlar a racionalização das autorizações.

3. Tomada em consideração insuficiente das FER no ordenamento do território

Em inúmeros países e regiões, o desenvolvimento futuro de projectos FER não é tido em conta na elaboração dos planos de ordenamento do território. Isto significa que a execução de um projecto de E-FER numa zona específica envolve a adopção de novos planos de ordenamento do território. Este processo pode ser muito longo. A obtenção das autorizações relativas ao ordenamento do território representa, frequentemente, a maior parte do tempo total necessário para o desenvolvimento de um projecto. É o que acontece, nomeadamente, com projectos no domínio da energia eólica e da biomassa. As autoridades deverão ser instadas a prever o desenvolvimento de futuros projectos FER (ordenamento prévio) na sua região, atribuindo-lhes zonas adequadas.

Quando estiverem envolvidas autoridades de níveis diversos, uma solução possível poderá ser o ordenamento prévio praticado na Dinamarca e na Alemanha, onde os municípios devem afectar locais que estejam disponíveis a responsáveis por projectos, tendo em vista alcançar um nível específico de capacidade de produção de electricidade a partir de fontes de energia renováveis. Nestas zonas que foram objecto de ordenamento prévio, as exigências de autorização são reduzidas e aplicam-se com maior rapidez. Na Suécia, estas zonas designam-se por «zonas de interesse nacional para a energia eólica». |

O processo de ordenamento e autorização remete igualmente para o cumprimento da legislação europeia em matéria de ambiente, designadamente a Directiva-Quadro «Água» e as Directivas «Habitats» e «Aves». A Comissão prosseguirá o seu trabalho – por exemplo, a iniciativa em curso sobre o vínculo existente entre a Directiva-Quadro «Água» e a Directiva relativa à electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis, como a energia hidroeléctrica –, no sentido de reforçar a aplicação transparente e clara destas directivas ao desenvolvimento das energias renováveis.

5.2. Recomendações relativas aos obstáculos administrativos

Atendendo a que situação no que respeita aos procedimentos de autorização varia consideravelmente nos Estados-Membros, as recomendações formuladas com vista à sua melhoria só podem ser de carácter geral. A Directiva «Fontes de Energia Renováveis» (2001/77/CE) prevê que o processo global de autorização seja abreviado. Só um firme compromisso e uma participação dos Governos centrais e das autoridades regionais e locais – mas com competências muito claras para cada nível – permitirão alcançar esse objectivo. A Comissão recomenda as seguintes acções:

- Criação de serviços de autorização únicos responsáveis pelo tratamento dos pedidos de autorização e pela prestação de assistência aos requerentes.

- Estabelecimento pelos Estados-Membros de orientações claras sobre os procedimentos de autorização, com uma atribuição de responsabilidades inequívoca. Em conformidade com a jurisprudência do Tribunal de Justiça, os procedimentos de autorização prévia devem ser fundamentados em critérios objectivos, não-discriminatórios e conhecidos antecipadamente pelas empresas em causa, de modo a enquadrar o exercício do poder de apreciação das autoridades nacionais a fim de este não ser utilizado de modo arbitrário[21].

- Criação pelos Estados-Membros de mecanismos de ordenamento prévio no âmbito dos quais as regiões e os municípios devem afectar locais às diversas energias renováveis.

- Criação de procedimentos simplificados para os pequenos projectos.

- Orientações sobre a relação com a legislação europeia em matéria de ambiente.

6. QUESTÕES RELACIONADAS COM O ACESSO À REDE

O acesso à rede a um preço razoável e transparente é o objectivo fundamental do artigo 7.º da Directiva 2001/77/CE, sendo essencial para o aumento da produção de electricidade a partir de fontes renováveis. O referido artigo prevê que os Estados-Membros adoptem medidas para facilitar o acesso à rede da electricidade produzida a partir de fontes renováveis.

A infra-estrutura da rede foi essencialmente criada quando o sector da electricidade era propriedade pública e foi concebida no sentido de permitir que as grandes centrais eléctricas se situassem perto de minas e rios ou dos principais centros de consumo. A produção de electricidade a partir de fontes renováveis efectua-se, normalmente, em locais distintos da produção de electricidade convencional e, em geral, a uma escala diferente. Não obstante determinadas centrais de produção de electricidade a partir da biomassa possam dispor de uma capacidade de cerca de 200 MW e os parques eólicos estejam a aumentar para dimensões semelhantes, a escala normal de produção de electricidade a partir de fontes renováveis é mais reduzida. A electricidade produzida a partir de fontes renováveis está frequentemente ligada à rede de distribuição e sujeita a extensões e reforços da rede e a investimentos na ligação à rede. Os Estados-Membros, salvo algumas excepções, adoptaram disposições legislativas que garantem que os operadores da rede asseguram o transporte e a distribuição da electricidade produzida a partir de fontes renováveis. Em muitos casos, porém, não está previsto um acesso prioritário por ocasião do despacho a nível do transporte.

São necessárias regras transparentes relativas ao pagamento e à partilha dos necessários custos de investimento na rede, na medida em que muitos obstáculos de acesso à rede resultam da ausência de tais regras. As regras estabelecidas e o seu grau de transparência variam consideravelmente nos Estados-Membros. Muito resta ainda fazer no que respeita à transparência da partilha de custos.

As boas práticas são apanágio de diversos países, nomeadamente Dinamarca, Finlândia, Alemanha e Países Baixos. Nestes países, foram estabelecidas regras transparentes relativas ao pagamento e à partilha dos custos dos diversos investimentos na rede. Estes países optaram por uma abordagem «superficial» dos custos, no âmbito da qual os custos de ligação à rede são pagos pelos responsáveis pelos projectos que solicitam a ligação ou partilhados com os operadores da rede, ao passo que os custos relacionados com as indispensáveis extensões e reforços da rede a nível da distribuição ou do transporte são cobertos pelos operadores da rede, repercutindo-se na estrutura tarifária da rede. Na Dinamarca, determinados custos de ligação para a energia eólica são igualmente suportados pelo operador da rede, o que reduz os encargos económicos dos produtores de energia eólica em termos de custos de investimento na rede. Embora os Países Baixos não concedam acesso prioritário, todos os custos de ligação são, em geral, cobertos pelos operadores da rede.

A E-FER pode enfrentar uma ausência de capacidade suficiente da rede. Este obstáculo agrava-se com a ausência de aplicação clara de regras relativas ao pagamento e à partilha de diversos custos de investimento na rede e com a existência de integração vertical e serviços públicos dominantes.

Para permitir que a E-FER represente uma parte considerável do leque energético, é necessária uma melhoria do planeamento e uma gestão global das redes. O programa relativo às redes transeuropeias no sector da energia e os programas-quadro de investigação e desenvolvimento tecnológico da União Europeia começaram a apoiar estudos sobre a adaptação e optimização da rede para a integração de projectos de E-FER.

A Comissão recomenda, em primeiro lugar, que os princípios relativos ao pagamento e à partilha dos custos sejam plenamente transparentes e não-discriminatórios. Em segundo lugar, deve proceder-se ao necessário desenvolvimento da infra-estrutura da rede para integrar a futura evolução da electricidade produzida a partir de fontes renováveis. Em terceiro lugar, os custos associados ao desenvolvimento da infra-estrutura da rede deverão ser cobertos pelos operadores da rede. Em quarto lugar, a tarifação da electricidade em toda a rede eléctrica deverá ser equitativa e transparente, tendo em conta as vantagens da produção integrada.

7. GARANTIAS DE ORIGEM

Os Estados-membros devem aplicar um sistema que garanta a origem da electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis, a fim de facilitar as trocas comerciais e a transparência em relação aos consumidores[22], e devem assegurar que, em resposta a um pedido, seja emitida uma garantia de origem. Actualmente, a aplicação das garantias de origem varia nos Estados-membros, como o ilustra o anexo 7.

A nova directiva relativa ao mercado interno da electricidade[23] foi adoptada depois da Directiva 2001/77/CE. Nos termos do n.º 6 do artigo 3.º da Directiva 2003/54/CE, os Estados-Membros devem aplicar um sistema que permita revelar informação sobre o leque de combustíveis utilizados. A Comissão considera que esta medida é importante para alcançar o objectivo da transparência em relação aos consumidores, na medida em que abrange todo o sector da electricidade e não apenas da electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis. A garantia de origem poderia ser utilizada como base desta informação.

O comércio de electricidade verde continua, mas ainda não ocasionou transferências de electricidade verde produzida num país para outro país com o objectivo de cumprir as metas deste último. Para evitar uma dupla contagem, não é absolutamente necessária uma garantia de origem uniforme. É todavia indispensável aprovar um sistema seguro de reembolso dos certificados verdes «utilizados». Diversos Estados-Membros dispõem de um sistema deste tipo, que poderia ser objecto de uma maior coordenação ou mesmo de uma harmonização, se necessário, para volumes mais significativos de comércio transfronteiras.

8. CONCLUSÕES

A hora da coordenação

Na medida em que vão adquirindo experiência significativa na UE com os regimes de apoio às energias renováveis, os regimes nacionais concorrentes poderão considerar-se benéficos, pelo menos durante um prazo de transição. A concorrência entre os diversos regimes deverá conduzir a uma maior variedade de soluções e trazer igualmente vantagens: por exemplo, um regime de certificados verdes beneficia da existência de um regime de tarifas de aquisição, na medida em que os custos das tecnologias menos eficientes diminuem devido ao processo de aprendizagem tecnológica, o que, por sua vez, envolve custos de transferência mais baixos para os consumidores. Por outro lado, é demasiado cedo para comparar as vantagens e os inconvenientes de mecanismos de apoio bem implantados com sistemas relativamente recentes. Consequentemente, e tendo em conta todas as análises contidas na presente comunicação, a Comissão não considera adequado, na fase actual, apresentar um regime europeu harmonizado.

A Comissão considera apropriada uma abordagem coordenada dos regimes de apoio às fontes de energia renováveis, baseada em dois pilares: cooperação entre os países e optimização do impacto dos regimes nacionais.

8.1. Cooperação

A intensificação da cooperação entre os países sob a forma de « cooperação » poderá ser útil para o desenvolvimento dos diversos regimes de apoio na Europa. A cooperação emergente entre os regimes de tarifas de aquisição na Alemanha, Espanha e França, ou no mercado ibérico, e o novo regime previsto de certificados verdes comum à Suécia e à Noruega podem constituir exemplos para outros países. Os Estados-Membros cujos regimes possuem um grau de semelhança suficiente poderão, ulteriormente, ser objecto de uma sub-harmonização.

8.2. Optimização

A Comissão propõe um processo de optimização dos regimes nacionais e recorda que a instabilidade ou a ineficácia dos sistemas se traduz geralmente em custos mais elevados para os consumidores. A optimização refere-se a mecanismos económicos e à relação custo-eficácia, mas apela igualmente à supressão de obstáculos administrativos e de acesso à rede.

Os Estados-Membros optimizarão e ajustarão os regimes de apoio respectivos das seguintes formas:

- Reforço da estabilidade legislativa e redução do risco de investimento : uma das principais preocupações ligadas com os regimes de apoio nacionais é o seu carácter descontínuo. Qualquer tipo de instabilidade do sistema gera riscos de investimento significativos, que assumem geralmente a forma de custos mais elevados para os consumidores. O sistema deve por conseguinte ser considerado, pelos intervenientes no mercado, estável e fiável a longo prazo, a fim de reduzir a percepção de risco. A redução do risco de investimento e o aumento da liquidez são questões importantes, nomeadamente no mercado dos certificados verdes. A criação de um mecanismo de apoio deve minimizar riscos de mercado desnecessários. O aumento da liquidez poderá melhorar a opção dos contratos a longo prazo, contribuindo para um preço de mercado mais claro.

- Redução dos obstáculos administrativos, incluindo a racionalização dos procedimentos administrativos: as exigências administrativas aplicáveis aos regimes de apoio ao acesso deverão ser reduzidas, a fim de minimizar os encargos dos consumidores. Orientações claras, serviços de autorização únicos, criação de mecanismos de ordenamento prévio e procedimentos simplificados, para além da aplicação plena da Directiva E-FER, são algumas das propostas concretas apresentadas aos Estados-Membros.

- Abordagem das questões relacionadas com a rede e transparência das condições de ligação: o reforço do transporte deve ser planeado e previamente desenvolvido, através do financiamento adequado. A Comissão recomenda, em primeiro lugar, que os princípios relativos ao pagamento e à partilha dos custos sejam plenamente transparentes e não-discriminatórios. Em segundo lugar, deve proceder-se ao necessário desenvolvimento da infra-estrutura da rede para integrar a futura evolução da electricidade produzida a partir de fontes renováveis. Em terceiro lugar, os custos associados ao desenvolvimento da infra-estrutura da rede deverão geralmente ser cobertos pelos operadores da rede. Em quarto lugar, a tarifação da electricidade em toda a rede eléctrica deverá ser equitativa e transparente, tendo em conta as vantagens da produção integrada.

- Promoção da diversidade tecnológica : determinados regimes de apoio tendem a apoiar apenas as tecnologias de produção de energia a partir de fontes renováveis que se revelam mais sólidas em termos de competitividade de custos. A energia eólica produzida no mar, por exemplo, não seria normalmente desenvolvida, caso estivesse inserida no mesmo quadro financeiro que a energia eólica produzida em terra. Estes regimes poderiam, portanto, ser completados com outros instrumentos de apoio, a fim de diversificar o desenvolvimento tecnológico. Uma política adequada de apoio global à produção de electricidade a partir de fontes renováveis deveria abranger, de preferência, diversas tecnologias.

- Os Estados-Membros deveriam tirar melhor partido das possibilidades de isenção e redução fiscal oferecidas às fontes de energia renováveis no âmbito da directiva relativa à tributação dos produtos energéticos[24].

- Garantia de compatibilidade com o mercado interno da electricidade : os Estados-Membros da UE estão em pleno processo de liberalização dos seus mercados da energia. Este critério avalia a facilidade com a qual um regime de apoio pode ser integrado num mercado da energia liberalizado e a sua eficácia de funcionamento conjuntamente com instrumentos políticos novos e existentes.

- Promoção do emprego e dos benefícios locais e regionais : uma parte substancial dos benefícios públicos almejados pelas políticas de apoio às fontes de energia renováveis prendem-se com o emprego e as políticas sociais, bem como com o desenvolvimento rural, ao mesmo tempo que devem ser respeitados e devidamente tidos em conta outros objectivos políticos nacionais.

- Combinação com acções no domínio da eficiência energética e da gestão da procura : os progressos a nível da produção de electricidade a partir de fontes renováveis estão a ser neutralizados por um aumento excessivo do consumo de electricidade, que deve ser evitado. Só uma combinação de medidas de apoio à E-FER com medidas de eficiência da utilização final da electricidade permitirá aproximar a Europa dos seus objectivos de política energética.

8.3. Próximas etapas

Tendo em conta a consecução das metas de 2010, não é recomendável uma alteração regulamentar significativa, a curto prazo, a nível da Comunidade. Atendendo porém à tendência para a realização do mercado interno da electricidade e às potencialidades de melhoria da relação custo-eficácia, a Comissão continuará a analisar as opções e os impactos de uma maior optimização e coordenação e de uma eventual harmonização, as condições em termos de progressos no domínio da liberalização e da capacidade de transporte e retirará ensinamentos das novas experiências adquiridas com os diversos regimes de apoio dos Estados-Membros.

A Comissão acompanhará de perto a situação da política da UE em matéria de energia produzida a partir de fontes renováveis e apresentará, o mais tardar até Dezembro de 2007, um relatório sobre o nível dos sistemas dos Estados-Membros destinados a promover a produção de electricidade a partir de fontes renováveis, no contexto da avaliação em curso relacionada com as metas de 2020 e de um quadro político aplicável às energias renováveis a partir de 2010. Com base nos resultados desta avaliação, a Comissão poderá propor uma abordagem e um enquadramento distintos para os regimes de apoio à electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis na União Europeia, tendo em conta a necessidade de um prazo de transição e de disposições adequadas. Serão designadamente analisadas as vantagens e os inconvenientes de uma harmonização mais profunda.

O Parlamento Europeu aprovou recentemente uma resolução sobre as energias renováveis[25], clarificando os critérios relativos a um eventual futuro regime europeu harmonizado de incentivos.

Nos termos do artigo 4.º da Directiva 2001/77/CE, a Comissão continuará a avaliar o êxito dos regimes de apoio, incluindo a sua relação custo-eficácia. O relatório será acompanhado, se necessário, de uma proposta de quadro comunitário relativo aos regimes de apoio à produção de electricidade a partir de fontes de energia renováveis. Qualquer quadro proposto deverá:

a) contribuir para a consecução das metas indicativas nacionais;

b) ser compatível com os princípios do mercado interno da electricidade;

c) ter em conta as características das diferentes fontes de energia renováveis, bem como as diversas tecnologias e as diferenças geográficas;

d) prom over a utilização eficaz de fontes de energia renováveis e ser simples e, simultaneamente, o mais eficiente possível, nomeadamente em termos de custos;

e) incluir prazos de transição suficientes para os regimes de apoio nacionais, de pelo menos sete anos, e manter a confiança dos investidores.

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.

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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.

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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.

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

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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 – Costs 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.

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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:

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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:

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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.

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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.

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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.

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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].

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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).

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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.

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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).

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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.

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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).

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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.

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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).

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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.

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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.

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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.

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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).

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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.

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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).

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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.

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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).

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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.

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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.

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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.

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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%.

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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] Directiva 2001/77/CE, de 27 de Setembro de 2001, relativa à promoção da electricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis no mercado interno da electricidade. JO L 283/33 de 27.10.2001. A data de aplicação desta directiva era Outubro de 2003 e, para os novos Estados-Membros, 1 de Maio de 2004.

[2] É tido em conta o nível médio de 2003 e 2004. No contexto do regime de tarifas de aquisição, o nível do preço de apoio é igual ao valor da tarifa. No que respeita aos custos de produção, a fonte utilizada na presente comunicação é Green-X.

[3] Por potencial, deve entender-se o «potencial adicional que é realizável alcançar, partindo do princípio de que todos os obstáculos existentes podem ser superados e de que todas as forças motrizes se encontram activas». Para uma explicação mais pormenorizada, ver anexo 3.

[4] O custo da energia eólica produzida em terra varia entre ¬ 40-100/MWh, ao passo que menorizada, ver anexo 3.

[5] O custo da energia eólica produzida em terra varia entre €40-100/MWh, ao passo que o da biomassa oscila entre €25 e €220/MWh.

[6] O nível de apoio concedido à biomassa está mais ligado a factores como a opção política (instalações grandes ou pequenas, com ou sem combustão combinada…) do que ao instrumento seleccionado (tarifa de aquisição ou certificado verde).

[7] A grande questão consiste em saber como evoluirá o preço dos certificados verdes nos próximos anos. As análises contidas no presente documento baseiam-se num valor constante dos certificados.

[8] A utilização da palha é incluída nas análises sobre a silvicultura para a produção de biomassa, embora, na sua origem, a palha não seja um produto florestal. A Dinamarca é o principal país a utilizar este tipo de biomassa.

[9] O biogás inclui todos os processos de fermentação da biomassa: biogás com co-fermentação, gás proveniente do tratamento de efluentes e dos aterros.

[10] O biogás agrícola resulta do tratamento específico de resíduos da produção animal e vegetal ou de culturas energéticas específicas. O biogás proveniente dos aterros envolve a extracção de metano de resíduos depositados em aterro.

[11] JO C 37 de 3.2.2001, p. 3.

[12] A Directiva 2003/54/CE descreve a separação do seguinte modo: para garantir um acesso à rede eficiente e não-discriminatório, as redes de distribuição e transporte devem ser operadas por entidades que se encontram legal e juridicamente separadas, em especial das actividades de produção e fornecimento.

[13] Hora-limite de encerramento dos mercados da electricidade para recepção de propostas dos produtores de electricidade.

[14] O principal regime de apoio do Reino Unido às energias renováveis é o dos certificados verdes. A Dinamarca e a Espanha dispõem de tarifas de aquisição.

[15] É conveniente recordar que um regime de prémios se classifica normalmente como regime de tarifas de aquisição, embora com algumas diferenças: é aplicado um prémio aos produtores de E-FER sobre o preço à vista do mercado. O preço final pago aos produtores de E-FER flutua em função do mercado à vista da electricidade normal.

[16] O regime de tarifas de aquisição em Espanha inclui encargos para os produtores de electricidade a partir de FER - bem como para todos os restantes produtores - pelos desvios de produção.

[17] Actualmente, cerca de 11% do total de electricidade é objecto de comércio físico transfronteiras na Europa.

[18] Síndrome designada em inglês pelo acrónimo NIMBY – ism, «Not In My Back Yard».

[19] A consulta dos interessados consistiu num questionário na Internet e em entrevistas de acompanhamento. Este processo é descrito na avaliação de impacto que acompanha a presente comunicação.

[20] Este prazo aplica-se nos Países Baixos e na Escócia.

[21] A British Wind Energy Association publica anualmente as taxas de aprovação: no ano passado (2004), a taxa de aprovação foi de 80%.

[22] Ver Tribunal de Justiça, acórdão 20/2/2001 C-205/99, «Analir».

[23] Artigo 5.º da Directiva 2001/77/CE.

[24] Directiva 2003/54/CE que estabelece regras comuns para o mercado interno da electricidade e que revoga a Directiva 96/92/CE.

[25] Directiva 2003/96/CE relativa à tributação dos produtos energéticos e da electricidade (JO 283/51 de 31.10.2003).

[26] Resolução do PE de 28 de Setembro de 2005 (relatório Turmes sobre a parte das fontes de energia renováveis).

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

[28] TGC = tradable green certificates.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

[47] CHP = Combined Heat and Power generation.

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

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

Effectiveness indicator

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