[pic] | COMMISSIONE DELLE COMUNITÀ EUROPEE |

Bruxelles, 7.12.2005

COM(2005) 627 definitivo

COMUNICAZIONE DELLA COMMISSIONE

Il sostegno a favore dell’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili{SEC(2005) 1571}

INDICE

1. Introduzione 3

2. Valutazione dei regimi di sostegno esistenti 4

3. Mercato interno e aspetti commerciali 9

4. Coesistenza o armonizzazione 12

5. Ostacoli amministrativi 13

6. Problematiche legate all’accesso alle reti 15

7. Garanzia d’origine 16

8. Conclusioni 17

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

Annex 2 – Inventory of current support systems 24

Annex 3 – Costs of current support systems and effectiveness 26

Annex 4 – Methodology for the investor’s perspective 43

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

Annex 6 – Administrative barriers 48

Annex 7 – Guarantees of origin 50

COMUNICAZIONE DELLA COMMISSIONE

Il sostegno a favore dell’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili (Testo rilevante ai fini del SEE)

1. INTRODUZIONE

1.1. Motivazione del presente rapporto

l’aumento della quota di energie rinnovabili nella produzione di elettricità dell’UE comporta vantaggi riconosciuti da tutti, in particolare:

- rafforzamento della sicurezza dell’approvvigionamento energetico,

- rafforzamento del vantaggio competitivo dell’UE nel settore delle tecnologie delle energie rinnovabili,

- riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra prodotte dal settore energetico,

- riduzione delle emissioni regionali e locali di inquinanti,

- migliori prospettive economiche e sociali, in particolari nelle regioni rurali ed isolate.

L’Unione europea si è posta come obiettivo di produrre il 21% della sua elettricità a partire da fonti rinnovabili entro il 2010 (cfr. allegato 1). Questo obiettivo è stato fissato nella direttiva 2001/77/CE[1] sulla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità nella quale sono stabiliti obiettivi specifici per ciascun Stato membro. La direttiva prevede inoltre che gli Stati membri garantiscono ai produttori di energia rinnovabile un accesso più agevole alla rete, razionalizzano ed agevolano le procedure di autorizzazione ed instaurano un sistema di garanzie di origine.

Il sostegno pubblico specifico a favore della penetrazione commerciale dell’elettricità “verde” nel mercato si giustifica in quanto i suddetti vantaggi non corrispondono (o corrispondono solo in parte) al valore aggiunto netto tratto dagli operatori nella catena di valore dell’elettricità prodotta da fonti di energia rinnovabili.

Conformemente alla direttiva, gli Stati membri hanno stabilito obiettivi individuali di E-FER (elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili). Sono liberi di scegliere i meccanismi di sostegno che preferiscono per conseguire tali obiettivi e sono autorizzati a continuare a farlo per un periodo transitorio di almeno sette anni dopo l’adozione di un nuovo quadro comunitario in materia. L’articolo 4 della direttiva stabilisce che la Commissione presenta, entro il 27 ottobre 2005, una relazione ben documentata sull’esperienza maturata durante l’applicazione e la coesistenza dei diversi meccanismi utilizzati negli Stati membri. La relazione valuta il successo, compreso il rapporto costo-efficacia, dei regimi di sostegno che promuovono il consumo di elettricità da fonti di energia rinnovabili, conformemente agli obiettivi indicativi nazionali. Lo stesso articolo stabilisce inoltre che la relazione è corredata, se necessario, di una proposta relativa a un quadro comunitario per i regimi di sostegno dell’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili.

1.2. Campo di applicazione

La presente comunicazione soddisfa un triplice requisito:

- La relazione che la Commissione è tenuta ad elaborare, ai sensi dell’articolo 4 della direttiva 2001/77/EC, contenente un inventario e la descrizione dell’ esperienza maturata nell’applicazione e la coesistenza dei vari meccanismi utilizzati negli Stati membri a favore dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili.

- La relazione che la Commissione è tenuta ad elaborare, ai sensi dell’articolo 8 per quanto concerne gli ostacoli amministrativi e le questioni di rete e l’attuazione della garanzia di origine sull’energia elettrica rinnovabile.

- Un piano di coordinamento dei sistemi esistenti che si basa su due elementi fondamentali: la cooperazione tra paesi e l’ ottimizzazione dei regimi nazionali che porteranno probabilmente ad una convergenza dei sistemi.

2. VALUTAZIONE DEI REGIMI DI SOSTEGNO ESISTENTI

2.1. I regimi di sostegno esistenti

Negli Stati membri sono attualmente in vigore vari regimi di sostegno che possono essere classificati in quattro grandi gruppi: tariffe di alimentazione, certificati verdi, sistemi di appalto e incentivi fiscali.

- In quasi tutti gli Stati membri esistono tariffe di alimentazione . Si tratta di sistemi caratterizzati da un prezzo specifico, stabilito di norma per un periodo di sette anni circa, che le società elettriche, di solito i distributori, devono pagare ai produttori nazionali di energia elettrica verde. I costi addizionali generati da questi sistemi sono pagati dai fornitori in funzione del loro volume di vendite e si ripercuote sui consumatori sotto forma di un premio sul prezzo all’utente finale del kW. I vantaggi offerti da questi regimi sono la sicurezza dell’investimento, la possibilità di un adeguamento preciso e la promozione di tecnologie a medio e a lungo termine. In compenso sono difficili da armonizzare a livello dell’UE, possono essere rimessi in causa alla luce dei principi del mercato interno e comportano un rischio di finanziamento eccessivo se la learning curve (andamento dell’aumento di produttività con l’esperienza) per ciascuna E-FER non tiene conto di una certa degressività nel tempo. Una variante del regime delle tariffe di alimentazione è costituito dal meccanismo di premio fisso vigente in Danimarca e, in parte, in Spagna. Nell’ambito di tale sistema, il governo stabilisce un premio fisso o un bonus ambientale, versato ai produttori di elettricità E-FER in aggiunta al prezzo normale o al prezzo spot (a pronti) dell’elettricità.

- Nel sistema di certificati verdi, attualmente in vigore in Svezia, Regno Unito, Italia, Belgio e Polonia, l’E-FER è venduta al prezzo abituale del mercato. Al fine di finanziare il costo aggiuntivo legato alla produzione di elettricità verde e di garantirne una produzione sufficiente, tutti i consumatori (o produttori in alcuni paesi) sono tenuti a comprare un certo numero di certificati verdi ai produttori di E-FER in base ad una percentuale fissa, o una quota, del loro consumo/produzione totale. L’importo delle penalità per infrazione è trasferito o a un fondo di ricerca, sviluppo e dimostrazione (RS&D) per le energie rinnovabili o al bilancio generale dello Stato. Dato che i produttori/consumatori vogliono acquistare questi certificati al prezzo più basso possibile, si sviluppa un mercato secondario in cui i produttori di E-FER sono in concorrenza uno con l’altro per la vendita di certificati verdi. I certificati verdi sono pertanto degli strumenti basati sul mercato che potenzialmente possono, se utilizzati adeguatamente, garantire la redditività dell’investimento. Questi sistemi potrebbero funzionare in modo soddisfacente in seno al mercato unico europeo e presentano in linea di massimo un rischio ridotto di finanziamento eccessivo. Tuttavia, i certificati verdi possono presentare un rischio più elevato per gli investitori e non è facile sviluppare tecnologie a lungo termine, attualmente costose, nell’ambito di tali sistemi. Questi sistemi inoltre comportano costi amministrativi più elevati.

- Vere e proprie procedure di aggiudicazione esistevano in due Stati membri (Irlanda e Francia), ma quest’ultima di recente ha modificato il proprio sistema per adottare quello delle tariffe di alimentazione associato a volte ad un sistema di aggiudicazione, e l’Irlanda ha appena annunciato una modifica analoga. Nell’ambito di una procedura di aggiudicazione, lo Stato indice una serie di bandi per la fornitura di E-FER che in seguito viene fornita in base ad un appalto al prezzo risultante dallo stesso. I costi aggiuntivi generati dall’acquisto di E-FER si ripercuotono sull’utilizzatore finale dell’energia elettrica sotto forma di una tassa speciale. Anche se i sistemi di aggiudicazione consentono, almeno teoricamente, di utilizzare al meglio le forze del mercato, il loro carattere intermittente non contribuisce alla creazione di condizioni stabili. Questo tipo di sistema comporta anche il rischio che le offerte basse non consentano di realizzare alcuni progetti.

- I sistemi basati sugli incentivi fiscali sono utilizzati a Malta e in Finlandia. Nella maggior parte dei casi (ad esempio, Cipro, Regno Unito e Repubblica ceca), tuttavia, questo strumento è utilizzato come strumento strategico aggiuntivo.

La divisione in quattro categorie costituisce una semplificazione della situazione esistente. In realtà vari sistemi comportano elementi di categorie diverse, associati in particolare ad incentivi fiscali. L’allegato 2 offre una panoramica generale dei sistemi di sostegno esistenti nell’UE-25.

2.2. Valutazione delle prestazioni

Il costo di produzione delle energie rinnovabili varia notevolmente e le risorse nazionali, regionali e agricole variano notevolmente da uno Stato membro all’altro. Qualsiasi valutazione dei regimi di sostegno deve pertanto essere realizzata per singolo settore.

L’ attuale livello di sostegno concesso all’E-SER negli Stati membri è estremamente variabile. L’allegato 3 contiene una valutazione dettagliata della differenza tra l’importo totale percepito per l’energia rinnovabile prodotta e il costo di produzione[2], e pone in evidenza l’efficienza rispetto ai costi dei vari sistemi. Più il divario tra i “costi di generazione” e “il sostegno” è ampio, meno il sistema è redditizio. Data la complessità delle varie energie rinnovabili e delle diverse situazioni nazionali, si è optato per un’analisi settoriale. Una lettura parallela dei grafici di cui all’allegato 3 può dare un’idea del livello di efficacia e di efficienza rispetto ai costi di tale sistema.

Nel caso dell’energia eolica, i sistemi di certificati verdi evidenziano un divario importante tra produzione e sostegno. Il livello più elevato dei costi può spiegarsi con i rischi di investimento più elevati che tali sistemi comportano e, probabilmente, con la scarsa maturità del mercato per i certificati verdi.

In nove dei venticinque Stati membri l’energia eolica beneficia solo di un sostegno ridotto. In questi paesi, se l’importo totale percepito dai produttori è inferiore ai costi di produzione non è prevedibile un’evoluzione in questo settore.

Per quanto concernente la biomassa proveniente dalla silvicoltura, il sostegno apportato non basta a coprire i costi di produzione nella metà degli Stati membri. In materia di biogas, in quasi tre quarti degli Stati membri, l’aiuto fornito è insufficiente ai fini del suo sviluppo.

Parallelamente ai costi, l’ efficacia dei vari regimi di sostegno costituisce un altro importante parametro di valutazione.

Con efficacia si intende la capacità di un regime di sostegno di fornire elettricità verde.

Nella valutazione dell’efficacia è difficile valutare gli effetti dei sistemi più recenti. L’esperienza in materia di certificati verdi è, inoltre, più limitata rispetto all’esperienza acquisita in materia di tariffe di alimentazione. Inoltre, occorre valutare la quantità di elettricità verde fornita in funzione del potenziale effettivo[3] del paese.

Per l’energia eolica, l’allegato 3 mostra che tutti i paesi con un’efficacia superiore alla media dell’UE ricorrono alle tariffe di alimentazione. Questo tipo di sistema è attualmente più efficace per l’energia eolica.

Le analisi relative al settore della biomassa non sono evidenziano risultati altrettanto chiari. In particolare il costo di produzione della biomassa registra notevoli variazioni[4] dovute a: diversità delle fonti (rifiuti forestali, bosco ceduo a rotazione rapida, paglia, rifiuti animali ecc.), diversità dei processi di conversione (co-combustione, gassificazione ecc.) e diversità delle dimensioni (le dimensioni degli impianti attuali di trattamento della biomassa variano da 1 a 200). Sono pertanto necessarie analisi molto più precise basate su materiali di alimentazione e tecnologie specifici.

L’analisi indica tuttavia che per il biogas, sia le tariffe di alimentazione che i certificati verdi danno buoni risultati (quattro paesi che utilizzano le tariffe di alimentazione e due paesi che si avvalgono dei certificati versi vantano un’efficacia superiore alla media europea). Nel settore della biomassa derivante dalla silvicoltura, non si può affermare che un sistema sia migliore dell’altro. La complessità del settore e le variazioni regionali indicano che anche altri fattori svolgono un ruolo importante[5]. In generale, gli incentivi a favore dello sfruttamento delle risorse forestali dovrebbero contribuire a mobilitare ulteriormente la biomassa forestale inutilizzata per tutti gli utilizzatori.

È inoltre importante paragonare i profitti dal punti di vista degli investitori e dell’efficacia. L’allegato 4 contiene un confronto di questo tipo per un numero limitato di Stati membri, ipotizzando i prezzi attuali su un periodo più lungo. Ciò fornisce un’indicazione per stabilire se il successo di una determinata politica risulti soprattutto dagli incentivi finanziari elevati o se altri aspetti hanno un impatto determinante sulla diffusione commerciale nei paesi considerati.

2.3. Principali conclusioni per quanto riguarda le prestazioni (cfr. allegati 3 e 4)

Energia eolica

- I sistemi dei certificati verdi beneficiano attualmente di un sostegno notevolmente più elevato dei sistemi a tariffe di alimentazione. Probabilmente questo è dovuto al premio di rischio più elevato richiesto dagli investitori, ai costi amministrativi e alla scarsa maturità del mercato dei certificati verdi. Si tratta di sapere come evolverà il livello dei prezzi a medio e lungo termine.

- I sistemi più efficaci per l’energia eolica sono attualmente i sistemi di tariffe di alimentazione in Germania, Spagna e Danimarca.

- Il reddito da capitale è più elevato con i certificati verdi che non con le tariffe di alimentazione. Questa remunerazione elevata (rendita) è calcolata per estrapolazione dai prezzi dei certificati attualmente osservati[6]. Il reddito da capitale dipenderà dalle fluttuazioni dei prezzi in futuro.

- Le analisi indicano che in un quarto degli Stati membri l’aiuto è insufficiente per portare ad un vero e proprio sviluppo. Un altro quarto fornisce un aiuto sufficiente ma ottiene ancora risultati mediocri, forse perché sussistono difficoltà di accesso alla rete e problemi amministrativi.

- Per quanto concerne i benefici, i sistemi di tariffe di alimentazione considerati sono efficaci ma offrono al produttore profitti relativi ridotti. I certificati verdi, invece, offrono attualmente margini di profitto relativamente elevati. Occorre sottolineare che tali certificati costituiscono strumenti abbastanza nuovi e che la situazione osservata potrebbe risultare da effetti transitori.

Biomassa proveniente dalla silvicoltura

- Il sistema danese composto da tariffe di alimentazione e centrali di cogenerazione, che utilizzano paglia[7] come combustibile, e il sistema di sostegno ibrido della Finlandia (sgravi fiscali e investimenti) producono chiaramente i risultati migliori, sia in termini di efficacia che di efficienza dell’aiuto economico. Questo sviluppo è dovuto soprattutto alla lunga tradizione dello sfruttamento della biomassa mediante tecnologie di punta per la produzione di energia, alla stabilità delle condizioni di pianificazione e alla combinazione con la produzione di calore.

- Anche se le tariffe di alimentazione garantiscono in genere risultati migliori, in quanto i rischi che i certificati verdi comportano per gli investitori sembrano impedire un vero sviluppo del settore della biomassa, l’analisi è più complessa per quanto riguarda la biomassa derivante dalla silvicoltura. L’efficacia dei sistemi è notevolmente condizionata da fattori diversi dalla scelta dello strumento finanziario (problemi di infrastruttura, dimensioni degli impianti, qualità della gestione delle foreste, esistenza di strumenti secondari ecc.).

In circa metà dei paesi europei l’aiuto concesso alla biomassa derivante dalla silvicoltura è insufficiente per sviluppare ulteriormente questo settore ad elevato potenziale. In molte regioni, occorrerebbero incentivi allo sfruttamento delle foreste per aumentare la quantità di legno proveniente dalle foreste dell’UE destinata a tutti gli utilizzatori, evitando in questo modo qualsiasi distorsione sul mercato dei residui del legno.

Settore del biogas[8]

Sei paesi vantano un’efficacia più elevata rispetto alla media dell’UE: quattro si avvalgono delle tariffe di alimentazione (Danimarca, Germania, Grecia e Lussemburgo) e due dei certificati verdi (Regno Unito e Italia). Come nel settore della biomassa proveniente dalla silvicoltura, questi risultati sono condizionati da altri fattori:

- Le possibilità agro-economiche e la dimensione prescelta degli impianti. Gli impianti più grandi sono più efficaci, mentre anche se gli impianti di piccole dimensioni sono più importanti per l’economia rurale, i loro costi sono più elevati.

- L’esistenza di un regime di sostegno complementare. Il settore del biogas è strettamente legato alla politica ambientale in materia di trattamento dei rifiuti. Alcuni paesi come il Regno Unito sostengono il biogas mediante uno strumento secondario come lo sgravio fiscale. Un aiuto agli investimenti complementare costituisce anche un catalizzatore adeguato per questa tecnologia.

- Per quanto riguarda il biogas agricolo[9], i costi di produzione sono più elevati ma lo sono anche i vantaggi ambientali. Per i gas di discarica i costi sono inferiori ma anche i vantaggi ambientali sono limitati.

Quasi il 70% dei paesi dell’UE non fornisce un aiuto sufficiente per lo sviluppo di questa tecnologia.

Altre fonti energetiche rinnovabili

Nel settore delle piccole centrali idroelettriche, si riscontrano notevoli variazioni per quanto riguarda gli aiuti concessi e i costi di produzione. Lo sviluppo di questa tecnologia è notevolmente condizionato dagli ostacoli esistenti.

L’energia solare fotovoltaica è attivamente promossa in Germania (leader mondiale), nei Paesi Bassi, in Spagna, in Lussemburgo e in Austria.

L’allegato 3 contiene analisi complete riguardanti piccole centrali idroelettriche e fotovoltaiche solari.

Esistono altre fonti di energia rinnovabili che, pur producendo energia elettrica, non sono menzionate nel presente documento. Si tratta, ad esempio, delle grandi centrali idroelettriche che costituiscono una fonte di energia fortemente sviluppata e di norma non richiedono nessun tipo di aiuto. L’energia geotermica, l’energia del moto ondoso e maremotrice e la concentrazione eliotermica sono altre fonti di energia rinnovabili non trattate in quanto beneficiano di aiuti solo in alcuni Stati membri o non sono ancora sfruttate a livello industriale.

3. MERCATO INTERNO E ASPETTI COMMERCIALI

3.1. INTRODU zione

Il mercato interno dell’elettricità e gli aiuti a favore delle E-FER sono strettamente legati. Da un lato le energie rinnovabili portano alla creazione di nuovi impianti che contribuiscono alla sicurezza dell’approvvigionamento e diversificano le fonti utilizzate dai produttori di elettricità. D’altro lato alcuni fattori legati al mercato interno, come la libera circolazione, la trasparenza, la separazione, la divulgazione, le interconnessioni possono accelerare la diffusione dell’E-FER nel mercato interno dell’elettricità. In molto casi, il sostegno concesso alle fonti di energia rinnovabili è regolato dalla disciplina comunitaria degli aiuti di Stato per la tutela dell’ambiente[10]. Le regole che disciplinano gli aiuti di Stato possono condizionare la tipologia del regime di sostegno.

3.2. Separazione, trasparenza e operatori dominanti

In un mercato in cui vige la separazione [11], un operatore indipendente del sistema di trasmissione (TSO) e un operatore indipendente della rete di distribuzione (DSO) sono costretti a garantire a tutti i produttori un accesso equo alla rete e devono sviluppare l’infrastruttura di rete secondo una strategia a lungo termine che tenga conto dell’integrazione delle fonti energetiche rinnovabili.

Da questo punto di vista, alcuni paesi sono ancora caratterizzati dalla predominanza di una o alcune aziende dell’energia elettrica spesso integrate verticalmente. Ciò rischia di comportare una situazione di quasi monopolio che potrebbero ostacolare lo sviluppo dell’E-FER.

Per l’adeguato funzionamento di tutti i regimi di sostegno all’E-FER, l’esistenza di TSO e DSO veramente indipendenti costituisce pertanto un fattore essenziale.

I governi devono informare meglio i consumatori su come i costi del sostegno dell’energia rinnovabile si ripercuotono sull’utilizzatore. Secondo le stime della Commissione europea, il sostegno alle energie rinnovabili rappresenta tra il 4 e il 5% del prezzo dell’elettricità in Spagna, Regno Unito e Germania e fino al 15% in Danimarca. In questi paesi la parte di E-FER (senza idroelettricità) è attualmente il 3,5% per il Regno Unito, 9% per la Germania, 7% per la Spagna e 20% per la Danimarca (cfr. allegato 5)

3.3. Produzione intermittente ed energia di bilanciamento: è necessaria una regolamentazione adeguata per associare mercato interno ed energie rinnovabili

L’energia eolica - come altre fonti rinnovabili - costituisce una fonte di energia intermittente. Particolare importanza rivestono gli aspetti seguenti:

- Le previsioni concernenti il vento: in alcuni paesi come la Danimarca, il Regno Unito e la Spagna, i produttori di E-FER devono prevedere la loro produzione come qualsiasi altro produttore di elettricità. Più le previsioni sono affidabili, più l’E-FER intermittente acquisisce valore.

- Il termine di chiusura ( gate closure )[12]: più tale termine è vicino al periodo di funzionamento, meglio le tecnologie dell’E-FER intermittente consentono di prevedere la quantità di elettricità che saranno in grado di fornire.

- La fatturazione dei costi di bilanciamento: il Regno Unito, la Danimarca e la Spagna[13] hanno sistemi per far pagare lo scarto rispetto alla produzione di elettricità prevista, indipendentemente dalla fonte, anche per l’energia elettrica di origine eolica. Un’analisi più dettaglia dei costi di bilanciamento è contenuta nell’allegato 5.

Un regime di aiuto concepito in modo intelligente può contribuire ad attenuare il problema dell’intermittenza.

Laddove la produzione di energia da fonti intermittenti costituisce una quota elevata del consumo energetico nazionale, è importante che i produttori di E-FER siano in grado di reagire meglio alle fluttuazioni del prezzo dell’energia sul mercato spot . L’integrazione di grandi quantità di E-FER intermittenti nel sistema può essere agevolata da un regime di sostegno che preveda un collegamento col prezzo spot dell’energia e dunque da una strategia basata sulla condivisione dei rischi. Questo è quanto avviene col sistema di premi di certificati verdi[14], e in alcuni sistemi di tariffe di alimentazione come quello utilizzato in Spagna[15].

3.4 . Scambi commerciali di energia

L’impatto dei vari regimi di sostegno sul commercio costituisce un elemento importante della compatibilità delle misure di sostegno delle FER con il mercato interno. Occorre operare una distinzione tra gli scambi commerciali reali nel settore dell’energia (elettricità) e il valore “verde” dell’elettricità.

Il commercio fisico nel settore dell’E-FER è soggetto alle stesse restrizioni che si applicano all’elettricità convenzionale[16]. Di norma è possibile ed è quello che avviene attualmente. Lo sviluppo dell’E-FER comporterà probabilmente una maggiore esigenza di scambi transfrontalieri di energia e di interconnessioni più potenti.

L’articolo 3, paragrafo 6, della direttiva 2003/54/CE prevede l’obbligo di comunicare la quota di ciascuna fonte energetica nel mix complessivo di combustibili. Il rispetto scrupoloso di questo obbligo di divulgazione aumenterebbe il valore verde dell’elettricità FER. Inoltre la divulgazione dell’origine dell’elettricità conferirebbe un valore aggiunto al portafoglio di un produttore di elettricità con una quota di E-FER più elevata.

3.5. Norme concernenti gli aiuti di Stato

Per quanto concerne la concorrenza nel mercato delle FER e nelle economie europee in generale, occorre prestare attenzione agli effetti distorsivi che un regime di sostegno potrebbe avere sul corretto funzionamento del mercato. Come affermato al considerando 12 della direttiva 2001/77/EC, si applicano le disposizioni del trattato, e in particolare gli articoli 87 e 88. Questo tipo di sostegno è disciplinato dagli orientamenti comunitari in materia di aiuti di Stato per la protezione ambientale e potrebbe giustificarsi sul piano economico per una serie di ragioni, in quanto gli effetti benefici di queste misure per l’ambiente superano gli effetti distorsivi sulla concorrenza. Il ricorso alle fonti energetiche rinnovabili costituisce una priorità della politica comunitaria, pertanto detti orientamenti sono abbastanza favorevoli a tali regimi di sostegno. Su tale base, nel periodo dal 2001 al 2004 la Commissione ha approvato una sessantina di regimi di sostegno a favore delle energie rinnovabili.

3.6. Conclusione principale

La compatibilità dei vari regimi di sostegno a favore delle energie rinnovabili con lo sviluppo del mercato interno dell’elettricità è essenziale a medio e lungo termine. La creazione di un mercato interno europeo deve essere attuata mediante una regolamentazione adeguata che tenga conto delle misure necessarie allo sviluppo dell’E-FER. La concezione stessa del mercato è fondamentale per lo sviluppo e l’adozione dell’E-FER. Laddove possibile, nella fase dell’elaborazione dei regimi di sostegno occorre tenere conto delle regole concernenti gli aiuti di Stato.

4. COESISTENZA O ARMONIZZAZIONE

Visti il potenziale e il livello di sviluppo molto diversi nei diversi Stati membri, un’armonizzazione a breve termine sembra difficilmente realizzabile a breve termine. Inoltre qualsiasi cambiamento a breve temine apportato al sistema rischia di destabilizzare alcuni mercati e di impedire agli Stati membri di conseguire i loro obiettivi. È opportuno tuttavia analizzare maggiormente i vantaggi e gli inconvenienti dell’armonizzazione per i vari sistemi attuali e di seguirne l’evoluzione, in particolare per lo sviluppo a medio e lungo termine di questi sistemi.

4.1. Potenziali vantaggi

- Vari studi indicano che il costo complessivo delle misure adottate per conseguire la quota di E-FER fissata per il 2010 sarebbe nettamente inferiore se si armonizzassero i sistemi di certificati verdi o di tariffe di alimentazione invece di portare avanti le diverse politiche nazionali vigenti. Tuttavia, questi aumenti di efficienza presuppongono un migliore funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica, una capacità di interconnessioni e un volume di scambi commerciali più importanti e l’eliminazione delle distorsioni commerciali che risultano dall’aiuto concesso alle fonti di energia classiche.

- L’integrazione delle energie rinnovabili nel mercato interno; con un insieme di regole di base, potrebbe dar luogo ad economie di scala necessarie per un’industria delle energie rinnovabili fiorente e più competitiva.

- Un sistema di certificati verdi su scala europea creerebbe probabilmente un mercato dei certificati più ampio e dunque più fluido, comportando una maggiore stabilità dei prezzi rispetto ai piccoli mercati (nazionali). Tuttavia, occorre valutare i costi amministrativi di un sistema di questo tipo rispetto ai costi della situazione attuale.

- Un sistema di tariffe di alimentazione comune in tutto il territorio europeo, che tenga conto della disponibilità di risorse locali, potrebbe comportare una riduzione del costo di tutte le tecnologie FER nei vari Stati membri, in quanto gli impianti non sarebbero più riservati ad alcuni Stati membri. Un sistema di questo tipo potrebbe consistere in tariffe fisse o premi che andrebbero ad aggiungersi al prezzo base legato al prezzo medio dell’elettricità.

4.2. Potenziali svantaggi

- Un sistema armonizzato di certificati versi può funzionare solo se consente di fissare un livello adeguato dei prezzi e delle penali in tutta l’UE e dunque lo sviluppo ottimale degli impianti FER nei vari paesi. Le fluttuazioni importanti del prezzo dei certificati verdi rischia di determinare un aumento dell’incertezza degli investitori e di frenare lo sviluppo delle FER.

- Occorre disporre di un volume considerevole di informazioni sulle tecnologie e i costi per ottimizzare le tariffe e mantenere i costi ad un livello ridotto per un sistema di tariffe di alimentazione armonizzato. Se non vengono adeguatamente trattati questi aspetti il sistema rischia di diventare oneroso e poco flessibile.

- L’armonizzazione mediante un sistema di certificati verdi, senza differenziazioni basate sulle tecnologie, avrebbe un impatto negativo sull’efficienza dinamica. Infatti, visto che questo tipo di sistema favorirebbe innanzitutto l’efficienza rispetto ai costi, si svilupperebbero unicamente le tecnologie attualmente più competitive. Un risultato di questo tipo sarebbe indubbiamente positivo a breve temine, ma gli investimenti in altre tecnologie promettenti potrebbero non essere sufficientemente incentivati con il sistema di certificati verdi e sarebbero necessarie altre politiche per integrare il regime.

- Gli Stati membri che diventano importatori di E-FER nell’ambito di un sistema armonizzato rischiano di non essere disposti a pagare il conto se non possono trarre a livello locale i vantaggi (occupazione e sviluppo rurale, diversità e dunque sicurezza delle fonti nazionali di approvvigionamento energetico e riduzione dell’inquinamento locale) che potrebbero trarre se le energie rinnovabili fossero prodotte sul loro territorio.

- D’altra parte, anche i paesi esportatori potrebbero non voler disporre di una capacità FER superiore a quella necessaria per conseguire i loro obiettivi, in quanto ciò potrebbe suscitare nella popolazione un opposizione a futuri impianti FER (il fenomeno detto NIMBY-ism [17]).

5. OSTACOLI AMMINISTRATIVI

È impossibile dissociare le discussioni relative ai regimi di sostegno dalla questione degli ostacoli amministrativi. Per conseguire gli obiettivi di penetrazione commerciale dell’E-FER in modo efficace è necessario avviare un processo che consenta di aumentare, in modo semplice e al momento opportuno, la produzione di E-FER.

Il presente capitolo – conformemente all’articolo 6 della direttiva 2001/77/CE – contiene un’analisi delle varie problematiche e propone soluzioni al fine di ridurre gli oneri amministrativi (cfr. allegato 6 per maggiori informazioni).

5.1. Ostacoli individuati

Gli ostacoli che i promotori di progetti e gli investitori incontrano quando si tratta di installare nuove capacità di produzione possono essere difficoltà di accesso alla rete o problemi di natura amministrativa, sociale o finanziaria. La Commissione ha avviato recentemente una consultazione pubblica sul modo in cui questi ostacoli sono percepiti[18].

Gli ostacoli amministrativi individuati possono essere classificati nelle categorie seguenti:

1. Numero elevato di autorità coinvolte e mancanza di coordinamento tra loro

Uno degli aspetti che potrebbe ostacolare la diffusione delle fonti energetiche rinnovabili è che l’autorizzazione delle unità di produzione deve essere ottenuta a vari livelli di competenza. I requisiti imposti dalle numerose autorità interessate (nazionali, regionali e comunali) comportano spesso ritardi, incertezza in materia di investimenti, una moltiplicazione delle azioni necessarie e richieste di aiuti più significativi da parte dei promotori per compensare i rischi d’investimento o l’intensità del capitale iniziale del progetto.

Quando sono coinvolte amministrazioni di livelli diversi, gli Stati membri devono designare servizi di autorizzazione unica, responsabili del coordinamento di varie procedure amministrative, come il Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie responsabile dell’energia eolica off-shore in Germania. Le varie autorità devono inoltre avvalersi di formulari e requisiti standardizzati. |

2. Tempi lunghi per l’ottenimento dei permessi necessari

Le procedure di autorizzazione per le eoliche a terra possono durare da 2 a 7 anni[19] e ciò ha scatenato a volte congetture su un’eventuale volontà di congelare completamente lo sviluppo del mercato. L’iter delle procedure di autorizzazione per i progetti di eoliche offshore è ancora più complesso in quanto, fino pochissimo tempo fa, non esistevano disposizioni precise per quanto concerne la ripartizione delle responsabilità tra le varie autorità pubbliche coinvolte.

Sono pertanto vivamente auspicati orientamenti chiari in materia di procedure di autorizzazione che prevedano anche i termini di risposta obbligatori concessi alle autorità interessate. La fissazione di percentuali di approvazione[20] costituisce uno strumento ottimale per controllare la razionalizzazione delle procedure di autorizzazione.

3. Nella gestione del territorio non si tiene sufficientemente conto delle FER

In molti paesi e regioni, nella pianificazione territoriale non si tiene conto dello sviluppo futuro di progetti FER. Ciò significa che, per consentire la realizzazione di un progetto E-FER in una determinata zona, occorre adottare una nuova pianificazione territoriale, ma questo processo richiede tempi lunghi. Il tempo necessario per ottenere i permessi relativi alla pianificazione territoriale costituisce spesso la parte più considerevole del tempo complessivo necessario per la realizzazione di un progetto. Ciò avviene in particolare per i progetti nel settore dell’energia eolica e della biomassa. Occorre pertanto incoraggiare i poteri pubblici ad prevedere lo sviluppo di futuri progetti FER (pre-pianificazione) nelle loro regioni destinandovi aree adeguate.

Laddove siano coinvolte livelli diversi di potere, una soluzione praticabile potrebbe essere la pre-pianificazione realizzata in Danimarca e Germania in cui i comuni sono tenuti a destinare aree disponibili a progetti di produzione E-FER di una determinata capacità. In queste zone preassegnate, le procedure concernenti le autorizzazioni sono limitate e richiedono tempi ridotti. In Svezia queste aeree sono definite “aree di interesse nazionale per l’energia eolica”. |

Il processo di pianificazione e autorizzazione comporta anche il rispetto della legislazione europea sull’ambiente, come la direttiva quadro “Acque” e le direttive “Habitat” e “Uccelli”. La Commissione proseguirà i suoi lavori – ad esempio l’iniziativa in corso per quanto concerne il collegamento tra la direttiva quadro “Acque” e la direttiva sull’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili come l’idroelettricità – al fine di rendere l’applicazione di queste direttive più trasparente e più chiara per quanto concerne lo sviluppo delle energie rinnovabili.

5.2. Raccomandazioni riguardanti gli ostacoli amministrativi

Essendo le procedure di autorizzazione considerevolmente diverse da uno Stato membro all’altro, le raccomandazioni destinate a migliorarle possono essere formulate solo in modo generico. La direttiva concernente le fonti energetiche rinnovabili (2001/77/CE) mira ad abbreviare l’intera procedura di autorizzazione. Tale obiettivo, tuttavia, richiede un chiaro impegno dei governi centrali e delle autorità regionali e comunali a condizione che le competenze siano chiaramente definite a tutti i livelli:

- Si dovrebbero istituire servizi di autorizzazione unica che gestiscono il trattamento delle richieste di autorizzazione e forniscono assistenza ai richiedenti.

- Gli Stati membri dovrebbero stabilire orientamenti chiari in materia di procedure di autorizzazione e una ripartizione precisa delle responsabilità. Come stabilito dalla giurisprudenza della Corte di giustizia, le procedure di autorizzazione devono basarsi su criteri obiettivi e non discriminatori comunicati in anticipo alle imprese interessate, in modo da limitare l’esercizio del potere discrezionale delle autorità nazionali, evitando che sia utilizzato in modo arbitrario[21].

- Gli Stati membri dovrebbero stabilire meccanismi di pre-pianificazione che impongano alle regioni e ai comuni di assegnare delle aree alle varie energie rinnovabili.

- Occorre istituire procedure più snelle per i piccoli progetti.

- Elaborare degli orientamenti concernenti le relazioni con la legislazione europea in materia ambientale.

6. PROBLEMATICHE LEGATE ALL’ACCESSO ALLE RETI

L’accesso alla rete, ad un prezzo ragionevole e trasparente, costituisce l’obiettivo principale dell’articolo 7 della direttiva 2001/77/CE e costituisce un elemento essenziale per incrementare la produzione di energia da fonti rinnovabili. Questo articolo invita gli Stati membri ad adottare misure per agevolare l’accesso alla rete dell’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili.

L’infrastruttura di rete è stata perlopiù costruita quando il settore dell’energia elettrica era controllato dallo Stato ed è stata concepita per consentire l’installazione di grandi centrali nelle vicinanze di miniere e corsi d’acqua o dei principali centri urbani. In generale la produzione di energia rinnovabile non avviene negli stessi luoghi in cui si produce elettricità tradizionale e si situa su un’altra scala. Anche se alcuni impianti di produzione di elettricità dalla biomassa possono avere capacità intorno ai 200 MW e i parchi eolici stanno arrivando a dimensioni analoghe, la dimensione abituale delle centrali elettriche FER è più ridotta. La produzione di elettricità è spesso legata alla rete di distribuzione e dunque condizionata dalle estensioni e dal rafforzamento della rete rispetto agli investimenti necessari per l’allacciamento. Con poche eccezioni, gli Stati membri hanno adottato disposizioni legislative destinate a garantire che gli operatori di rete garantiscano il trasporto e la distribuzione dell’elettricità rinnovabile. Tuttavia, a livello di trasporto, l’accesso prioritario è previsto solo di rado.

Sono necessarie regole trasparenti per sostenere e ripartire i costi d’investimento di rete necessari, poiché molti dei problemi di accesso nascono dall’assenza di regole. Le norme che sono state fissate e il loro grado di trasparenza variano considerevolmente da uno Stato membro all’altro. Rimane ancora molto da fare per quanto concerne la trasparenza in materia di ripartizione dei costi.

In molti paesi , tra cui la Danimarca, la Finlandia, la Germania e i Paesi Bassi, sono già state istituite delle buone pratiche . Questi paesi hanno stabilito regole trasparenti per quanto concerne il sostegno e la condivisione dei costi dei vari investimenti di rete e optato per un approccio detto del costo parziale, in base al quale i costi di allacciamento sono a carico dei promotori del progetto che lo chiedono e condivisi con gli operatori di rete , mentre i costi legati alle estensioni e ai rafforzamenti della rete a livello della distribuzione e del trasporto sono sostenuti dall’operatore di rete e trasmessi in base ad un tariffario. In Danimarca, alcuni costi di allacciamento per l’energia eolica sono sostenuti anche dall’operatore di rete, in modo da alleggerire l’onere economico che grava sui produttori di energia eolica in termini di costo d’investimento di rete. Nei Paesi Bassi, pur non essendo previsto un accesso prioritario, tutti i costi di allacciamento sono di norma sostenuti dagli operatori di rete.

L’E-FER può soffrire di una capacità di rete insufficiente, ostacolo che diventa ancora più insormontabile se non esistono regole chiaramente applicabili in materia di sostegno e condivisione dei costi d’investimento di rete e se esistono un’integrazione verticale e servizi pubblici dominanti.

Per fare in modo che l’E-FER rappresenti una parte significativa del mix energetico, è necessario migliorare la programmazione e la gestione complessiva delle reti. Il programma concernente le reti transeuropee nel settore dell’energia e i programmi quadro di ricerca e sviluppo tecnologico dell’Unione europea consentono di finanziare studi sull’adeguamento e l’ottimizzazione della rete ai fini dell’integrazione di progetti E-FER.

La Commissione raccomanda, innanzitutto, di garantire la piena trasparenza e la non discriminazione dei principi del sostegno e della condivisione dei costi. In secondo luogo occorre lavorare per lo sviluppo indispensabile dell’infrastruttura di rete in modo da prepararsi al futuro incremento della produzione di E-FER. In terzo luogo i costi legati allo sviluppo dell’infrastruttura di rete devono essere sostenuti dagli operatori di rete. Infine i prezzi dell’energia elettrica nella rete devono essere equi e trasparenti e tenere conto dei vantaggi legati alla produzione integrata.

7. GARANZIA D’ORIGINE

Gli Stati membri devono istituire un sistema che garantisca l’origine dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili al fine di agevolare gli scambi commerciali e garantire la trasparenza nei confronti dei consumatori[22]. Devono garantire il rilascio della garanzia di origine se richiesta. Attualmente l’attuazione delle garanzie di origine varia da uno Stato membri all’altro, come illustrato all’allegato 7.

La nuova direttiva relativa al mercato interno dell’elettricità[23] è stata adottata dopo la direttiva 2001/77/CE. A norma dell’articolo 3, paragrafo 6, della direttiva 2003/54/CE, gli Stati membri sono tenuti ad istituire un sistema di divulgazione del mix energetico utilizzato. La Commissione ritiene che questa disposizione sia importante per il conseguimento dell’obiettivo di un’informazione trasparente dei consumatori, in quanto riguarda l’intero settore dell’energia elettrica e non solo l’elettricità prodotta da fonti rinnovabili. La garanzia di origine potrebbe essere utilizzata come base di informazione.

Gli scambi commerciali di elettricità verde sono una realtà ma, finora, non hanno comportato trasporti di elettricità verde prodotta in un paese verso un altro paese al fine di conseguirvi determinati obiettivi. Per evitare una contabilità doppia, non è indispensabile imporre una garanzia di origine uniforme. D’altra parte occorre stabilire un sistema sicuro per il recupero di certificati verdi “utilizzati”. Un sistema di questo tipo esiste già in vari Stati membri e potrebbe essere maggiormente coordinato, e armonizzato qualora necessario, per volumi considerevoli di scambi commerciali transfrontalieri.

8. CONCLUSIONI

Il momento del coordinamento

Mentre nell’UE si acquisisce un’importante esperienza in materia di regimi di sostegno alle FER, la concorrenza tra sistemi nazionali può essere considerata positivamente almeno durante un periodo di transizione. Tale concorrenza dovrebbe portare ad una maggiore varietà di soluzioni e vantaggi: un sistema di certificati verdi, ad esempio, può trarre vantaggio dall’esistenza di una sistema di tariffe di alimentazione , in quanto i costi delle tecnologie meno efficienti diminuiscono per via del processo di apprendimento delle tecnologie, e ciò comporta una diminuzione dei costi di trasferimento per il consumatore. Inoltre è troppo presto per confrontare i vantaggi e gli svantaggi di meccanismi di sostegno già consolidati con quelli dei sistemi relativamente recenti. Pertanto, viste tutte le analisi menzionate nella presente comunicazione, la Commissione ritiene che non sia opportuno, in questa fase, proporre un sistema europeo armonizzato.

La Commissione ritiene più indicato un approccio coordinato dei regimi di sostegno delle fonti rinnovabili fondato su due elementi principali: la cooperazione tra i paesi e l’ottimizzazione dell’impatto dei sistemi nazionali.

8.1. Cooperazione

L’intensificazione del coordinamento tra i paesi sotto forma di una “ cooperazione ” potrebbe essere utile per lo sviluppo di vari regimi di sostegno in Europa. La cooperazione avviata in materia di tariffe di alimentazione in Germania, Spagna e Francia o nel mercato iberico, nonché il nuovo sistema di certificati verdi comune della Svezia e della Norvegia possono costituire degli esempi cui ispirarsi. Gli Stati membri dotati di sistemi sufficientemente simili potrebbero metter in atto un’armonizzazione parziale degli stessi.

8.2. Ottimizzazione

La Commissione propone un processo di ottimizzazione dei sistemi nazionali e ricorda che l’instabilità o l’inefficienza di questi sistemi si traducono generalmente con un aumento dei costi per il consumatore. L’ottimizzazione riguarda i meccanismi economici e la redditività ma richiede anche l’eliminazione degli ostacoli amministrativi e la difficoltà di accesso alla rete.

Gli Stati membri ottimizzeranno e adatteranno i loro regimi di sostegno mediante:

- il rafforzamento della stabilità legislativa e la riduzione degli rischi di investimento: uno dei principali problemi legati ai regimi di sostegno nazionali è la loro natura intermittente. L’instabilità nel sistema determina rischi di investimento elevati che di solito si traducono in un aumento dei prezzi al consumo. Pertanto è necessario che agli occhi degli operatori economici il sistema risulti stabile ed affidabile a lungo termine al fine di ridurre i rischi percepiti. La riduzione dei rischi di investimento e l’aumento della liquidità del mercato costituiscono problematiche fondamentali, soprattutto nel mercato dei certificati verdi.

- La riduzione degli ostacoli amministrativi, comprendente lo snellimento dell procedure amministrative. I requisiti amministrativi per accedere ai regimi di sostegno dovrebbero essere ridotti al fine di alleviare l’onere che incombe sui consumatori. Le proposte concrete presentate agli Stati membri riguardano orientamenti chiari, servizi di autorizzazione unica, istituzione di meccanismi di pre-pianificazione e procedure più snelle, oltre alla piena attuazione della direttiva E-FER.

- Il trattamento delle problematiche di rete e della trasparenza delle condizioni di allacciamento. Il rafforzamento del trasporto deve essere pianificato e sviluppato in anticipo con un finanziamento adeguato. La Commissione raccomanda, innanzitutto, di garantire la piena trasparenza e non discriminazione dei principi del sostegno e della ripartizione dei costi. In secondo luogo occorre lavorare per lo sviluppo indispensabile dell’infrastruttura di rete in modo da prepararsi per l’incremento futuro della produzione di E-FER. In terzo luogo i costi legati allo sviluppo dell’infrastruttura di rete devono essere sostenuti dagli operatori di rete. Infine i prezzi dell’energia elettrica nella rete devono essere equi e trasparenti e tenere conto dei vantaggi legati alla produzione integrata.

- L’incoraggiamento della diversità tecnologica. Alcuni regimi di sostegno tendono a sostenere solo le tecnologie più promettenti in termini di competitività dei costi. L’energia eolica offshore, ad esempio, non sarebbe sviluppata se fosse disciplinata dallo stesso quadro finanziario applicabile all’energia eolica a terra. Questi regimi potrebbero essere integrati da altri sistemi di sostegno in modo da diversificare lo sviluppo tecnologico. Una politica adeguata di sostegno alle energie rinnovabili dovrebbe di preferenza riguardare varie tecnologie rinnovabili.

- Gli Stati membri dovrebbero sfruttare meglio le esenzioni e le riduzioni fiscali previste per le fonti energetiche rinnovabili nell’ambito della direttiva sulla tassazione dei prodotti energetici[24].

- Garantendo la compatibilità col mercato interno dell’elettricità. Gli Stati membri sono in piena fase di liberalizzazione dei loro mercati energetici . Questo criterio consente di valutare la facilità con cui un regime di sostegno può essere integrato in un mercato energetico liberalizzato e la sua efficacia nell’operare insieme a strumenti strategici nuovi o già esistenti.

- Incentivando l’occupazione e i benefici a livello locale e regionale. Una parte consistente dei benefici perseguiti dalle politiche a favore delle energie rinnovabili riguardano l’occupazione, le politiche sociali e lo sviluppo rurale, tuttavia occorre rispettare e tenere conto di altri obiettivi strategici nazionali.

- Associando le iniziative con azioni in materia di efficienza energetica e gestione della domanda . Il progresso della produzione di elettricità rinnovabile è vanificato dall’aumento eccessivo dei consumi che deve essere evitato. Solo una combinazione di misure a sostegno dell’E-FER e di misure in materia di efficienza dell’uso finale dell’energia elettrica consentiranno all’Europa di progredire verso i suoi obiettivi strategici in materia.

8.3. Prossime tappe

Alla luce degli obiettivi stabiliti per il 2010 non è opportuno modificare drasticamente la regolamentazione comunitaria in questo settore. Tuttavia, tenendo conto della forte spinta verso il completamento del mercato interno dell’elettricità e del potenziale di una maggiore efficienza rispetto ai costi la Commissione valuterà ulteriormente le opzioni e l’impatto di un’ottimizzazione e un coordinamento maggiori, o di un’eventuale armonizzazione e le condizioni in termini di progresso nella liberalizzazione e nella capacità di trasporto, traendo nel contempo insegnamenti dall’ulteriore esperienza acquisita con i vari regimi di sostegno negli Stati membri.

La Commissione monitorerà da vicino la situazione della politica comunitaria in materia di energie rinnovabili e, entro dicembre 2007, elaborerà una relazione sul livello raggiunto dai sistemi degli Stati membri nella promozione dell’elettricità da fonti energetiche rinnovabili nell’ambito della valutazione in corso concernente gli obiettivi del 2020 e il quadro strategico di riferimento per l’energia rinnovabile dopo il 2010. Sulla base dei risultati di questa valutazione, la Commissione può proporre un approccio e un quadro di riferimento diversi per i regimi a sostegno dell’elettricità prodotta da fonti rinnovabili nell’Unione europea, tenendo conto dell’esigenza di un periodo e di provvedimenti di transizione adeguati. In particolare si esamineranno i vantaggi e gli svantaggi potenziali di un’ulteriore armonizzazione.

Il Parlamento europeo ha adottato recentemente una risoluzione sulle energie rinnovabili[25] che illustra i criteri di un possibile futuro sistema europeo armonizzato di incentivazione.

Ai sensi dell’articolo 4 della direttiva 2001/77/CE, la Commissione continua a valutare il successo, compreso il rapporto costo-efficacia, dei regimi di sostegno. Tale relazione è corredata, se necessario, di una proposta relativa a un quadro comunitario per i regimi di sostegno dell’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili. Qualsiasi proposta relativa a un quadro deve:

(a) contribuire al raggiungimento degli obiettivi indicativi nazionali;

(b) essere compatibile con i principi del mercato interno dell’elettricità;

(c) tener conto delle caratteristiche delle diverse fonti energetiche rinnovabili, nonché delle diverse tecnologie e delle differenze geografiche;

(d) promuovere efficacemente l’uso delle fonti energetiche rinnovabili, essere semplice e al tempo stesso per quanto possibile efficiente, particolarmente in termini di costi;

( e) prevedere per i regimi nazionali di sostegno periodi di transizione sufficienti di almeno sette anni e mantenere la fiducia degli investitori .

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] Direttiva 2001/77/CE del 27 settembre 2001, sulla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità (GU L 283 del 27.10.2001, pag. 33). La data limite di