[pic] | EIROPAS KOPIENU KOMISIJA |

Briselē, 7.12.2005

COM(2005) 627 galīgā redakcija

KOMISIJAS PAZIŅOJUMS

Atbalsts elektrībai no neizsīkstošiem enerģijas avotiem{SEC(2005) 1571}

SATURS

1. Ievads 3

2. Pastāvošo atbalsta sistēmu novērtējums 4

3. Iekšējais tirgus un tirdzniecības aspekti 9

4. Līdzāspastāvēšana vai saskaņošana 12

5. Administratīvie šķēršļi 13

6. Jautājumi, kas saistīti ar pieeju tīklam 15

7. Izcelsmes apliecinājumi 16

8. Secinājumi 17

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

Annex 2 – Inventory of current support systems 23

Annex 3 – Costs of current support systems and effectiveness 25

Annex 4 – Methodology for the investor’s perspective 42

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

Annex 6 – Administrative barriers 47

Annex 7 – Guarantees of origin 49

KOMISIJAS PAZIŅOJUMS

Atbalsts elektrībai no neizsīkstošiem enerģijas avotiem (Teksts ar EEA nozīmi)

1. IEVADS

1.1. Ziņojuma iemesli

No neizsīkstošiem enerģijas avotiem ražotās elektrības īpatsvara palielināšanai ES ir daudz priekšrocību, īpaši šādas:

- uzlabojas energoapgādes drošība,

- palielinās ES neizsīkstošās enerģijas tehnoloģijas konkurētspējas aspekts,

- ES enerģijas sektorā mazinās siltumnīcas efekta gāzu emisija,

- mazinās piesārņojošo vielu emisijas reģionālā un vietējā mērogā,

- uzlabojas lauku un izolēto reģionu ekonomiskās un sociālās perspektīvas.

Tādēļ Eiropas Savienības mērķis ir līdz 2010. gadam panākt, lai neizsīkstošās enerģijas avoti nodrošinātu 21% elektrības (skat. 1. pielikumu). Šis mērķis ir formulēts Direktīvā 2001/77/EK[1] par tādas elektrības pielietojuma veicināšanu iekšējā elektrības tirgū, kas ražota, izmantojot neizsīkstošos enerģijas avotus, ar kuru noteikti arī diferencēti mērķi katrai dalībvalstij. Direktīvā turpmāk nosaka to, ka dalībvalstīm jāsniedz neizsīkstošās enerģijas ražotājiem labāka pieeja tīklam, jāracionalizē un jāpaātrina licencēšanas kārtība un jāievieš izcelsmes apliecinājumu sistēma.

Sabiedrības spēcīgais atbalsts „zaļās elektrības” ieiešanai elektrības tirgū ir pamatots, jo iepriekš minētās priekšrocības nav saistītas (vai ir tikai daļēji saistītas) ar pievienoto vērtību, kuru rada elektroenerģētikas uzņēmumi, kas izmanto neizsīkstošos enerģijas avotus.

Saskaņā ar minēto direktīvu dalībvalstis ir atsevišķi izvirzījušas savus mērķus NEA-E (elektrība, kas ražota no neizsīkstošiem enerģijas avotiem) jomā. Lai šos mērķus sasniegtu, tās var brīvi izvēlēties atbalsta mehānismu, un/vai tām atļauts turpināt šo mērķu īstenošanu pārejas periodā, kas ilgs vismaz septiņus gadus pēc jauna ES mēroga regulējuma pieņemšanas. Minētās direktīvas 4. pantā noteikts, ka „līdz 2005. gada 27. oktobrim Komisija sagatavo sīki izstrādātu ziņojumu par pieredzi, kas gūta, atsevišķi un vienlaikus piemērojot dažādos mehānismus”, kurus izmanto dalībvalstīs. „Ziņojumā izvērtē atbalsta sistēmu efektivitāti, to skaitā izmaksu efektivitāti”, tādas elektrības patēriņa veicināšanā, kas ražota, izmantojot neizsīkstošos enerģijas avotus atbilstīgi valsts orientējošajiem mērķiem. Šajā pantā noteikts arī, ka ziņojumam pēc vajadzības var „pievienot priekšlikumu Kopienas sistēmas izveidei attiecībā uz atbalsta shēmām.”

1.2. Darbības joma

Šis paziņojums ir paredzēts trīs mērķiem:

- ziņojumam, kas Komisijai ir jāsagatavo saskaņā ar Direktīvas 2001/77/EK 4. pantu, sniedzot pārskatu par dažādiem dalībvalstīs lietotiem mehānismiem no neizsīkstošiem avotiem iegūtas elektrības atbalstam un aprakstot pieredzi, kas gūta, atsevišķi un vienlaikus piemērojot minētos mehānismus;

- ziņojumam, kas Komisijai ir jāizveido saskaņā ar minētās direktīvas 8. pantu, par administratīvajiem šķēršļiem un ar tīklu saistītajiem jautājumiem un izcelsmes apliecinājuma piemērošanu neizsīkstošai enerģijai;

- plānam pastāvošo sistēmu koordinēšanai, kas pamatojas uz diviem balstiem: sadarbību valstu starpā un valstu shēmu optimizāciju , kā rezultātā, domājams, tiks panākta sistēmu konverģence.

2. PASTāVOšO ATBALSTA SISTēMU NOVēRTēJUMS

2.1. Pastāvošās atbalsta sistēmas

Šobrīd ES ir dažādas darbojošās atbalsta sistēmas, kuras var kopumā iedalīt četrās grupās: valdības regulēti tarifi, „zaļie sertifikāti”, atklāta konkursa sistēmas un nodokļu atvieglojumi.

- Valdības regulēti tarifi pastāv vairumā dalībvalstu. Šīs sistēmas raksturo īpaša cena, kuru parasti nosaka vairāku gadu laikposmam un kura elektrības uzņēmumiem, parasti izplatītājiem, jāmaksā mazajiem „zaļās” elektrības ražotājiem. Šo shēmu papildu izmaksas apmaksā piegādātāji proporcionāli savam pārdošanas apjomam, un uzliek šīs izmaksas enerģijas patērētājiem, pievienojot uzcenojumu gala patērētāju maksātajai cenai par kilovatstundu. Šīm shēmām ir tādas priekšrocības kā ieguldījumu drošība, sīku precizējumu iespējas un vidēja termiņa un ilgtermiņa tehnoloģiju veicināšana. No otras puses, šīs shēmas ir grūti saskaņot ES līmenī, sarežģījumus tām var radīt iekšējā tirgus principi, un tās ir saistītas ar pārāk liela finansējuma piešķiršanas risku, ja neparedz, ka visu NEA-E tehnoloģiju apgūšanai vēlāk būs nepieciešams mazāk laika, nekā sākotnēji. Valsts regulētu tarifu shēmas variācija ir fiksēto uzcenojumu mehānisms, ko šobrīd īsteno Dānijā un daļēji arī Spānijā. Šajā sistēmā valdība nosaka fiksētu uzcenojumu vai vides saudzēšanas piemaksu, ko maksā NEA – E ražotājiem virs normālās jeb pašreizējās tirgus cenas.

- „Zaļo sertifikātu” sistēmā, kura šobrīd pastāv Zviedrijā, Apvienotajā Karalistē, Itālijā, Beļģijā un Polijā, NEA–E tirgo par parastajām enerģijas tirgus cenām. Lai finansētu „zaļās elektrības” ražošanas papildu izmaksas un lai nodrošinātu vajadzīgās „zaļās elektrības” ražošanu, visiem patērētājiem (vai dažās valstīs – ražotājiem) no NEA – E ražotājiem obligāti jāiegādājas noteikts skaits zaļo sertifikātu, kuru nosaka atbilstoši fiksētai procentuālai daļai vai kvotai no to kopējā patērētā/saražotā elektrības daudzuma. Soda maksājumi par neatbilstību šai sistēmai tiek novirzīti vai nu neizsīkstošās enerģijas pētniecības, attīstības un demonstrējumu fondam, vai arī valdības kopbudžetam. Tā kā ražotāji/patērētāji vēlas iegādāties šos sertifikātus iespējami lētāk, attīstās sekundārs sertifikātu tirgus, kur NEA–E ražotāji konkurē savā starpā zaļo sertifikātu tirdzniecībā. Tādēļ zaļie sertifikāti ir pēc tirgus principa veidoti instrumenti, kuri teorētiski spēj nodrošināt labāko ieguldījuma vērtības atdevi, ja tie darbojas labi. Šīs sistēmas varētu sekmīgi darboties vienotā Eiropas tirgū, un teorētiski tām ir mazāks pārāk liela finansējuma piešķiršanas risks. Tomēr zaļie sertifikāti var radīt lielāku risku ieguldītājiem un ilgtermiņa risku, un šobrīd šādās shēmās nav viegli izstrādāt tehnoloģijas, kurām ir augstas izmaksas. Šīm sistēmām ir lielākas administratīvās izmaksas.

- Atbalsta sistēmas, kurās izmanto tikai konkursa procedūras, iepriekš pastāvēja divās dalībvalstīs (Īrijā un Francijā). Tomēr Francija nesen ir mainījusi savu atbalsta sistēmu pret valsts regulētu tarifu sistēmu, kuru dažos gadījumos papildina ar konkursa sistēmu, un Īrija tikko ir izziņojusi līdzīgu pāreju. Saskaņā ar konkursa procedūru, valsts izsludina vairākus konkursus par NEA–E piegādi, un enerģiju pēc tam saskaņā ar konkursā piedāvātajām cenām piegādā uz līguma pamata. Papildu izmaksas, kas rodas, iegādājoties NEA–E, uzliek elektrības gala patērētājiem, piemērojot īpašu nodevu. Kaut gan teorētiski konkursa sistēmas optimāli izmanto tirgū darbojošos spēkus, tām raksturīga pazīme ir nestabilitāte. Šajā shēmā pastāv risks, ka pieteikumi ar zemām piedāvātām cenām kļūs par projektiem, kuri netiks īstenoti.

- Sistēmas, kas balstās tikai uz nodokļu atvieglojumiem , piemēro Maltā un Somijā. Tomēr vairumā gadījumu, piemēram, Kiprā, Apvienotajā Karalistē un Čehijā, šo instrumentu izmanto kā politikas papildu instrumentu.

Iepriekš minētais iedalījums četrās grupās ir visai vienkāršs situācijas atainojums. Pastāv vairākas sistēmas, kurās ir jaukti elementi, it īpaši apvienojumā ar nodokļu atlaidēm. 2. pielikumā ir sniegts ES-25 valstīs pastāvošo atbalsta sistēmu pārskats.

2.2. Darbības efektivitātes novērtējums

No neizsīkstošiem enerģijas avotiem iegūtās enerģijas ražošanas izmaksas ir ļoti dažādas. Valsts, reģionu un lauksaimniecības nozares rīcībā esošie līdzekļi dalībvalstīs ir samērā atšķirīgi. Tādēļ, veicot jebkādu atbalsta shēmu novērtējumu, jāaplūko katra nozare atsevišķi.

Pašreizējais atbalsta līmenis NEA–E dažādās ES dalībvalstīs ir ļoti atšķirīgs. Šā paziņojuma 3. pielikumā sniegts detalizēts novērtējums par starpībām starp kopējo saņemto naudas summu par elektrību, kas saražota, izmantojot neizsīkstošos enerģijas avotus, un ražošanas izmaksām[2], tādējādi norādot uz dažādo shēmu izmaksu efektivitāti. Jo lielāka starpība starp „ražošanas izmaksām” un „atbalstu”, jo izmaksu ziņā neefektīvāka sistēma. Dažādo neizsīkstošo enerģijas avotu sarežģītības un valstu dažādās situācijas dēļ ir izvēlēta analīze pa nozarēm . Vienlaicīgi nolasot diagrammas 3. pielikumā, ir redzams, cik rentabla un efektīva ir katra sistēma.

Attiecībā uz vēja enerģiju, zaļo sertifikātu sistēmās ir ļoti liela starpība starp ražošanas izmaksām un atbalstu. Iemesls tam, kāpēc izmaksas ir lielākas, ir augstāks ieguldījumu risks šādām shēmām, un, iespējams, arī zaļo sertifikātu tirgus, kas joprojām attīstās.

Vājš atbalsts vēja enerģijai ir deviņās no divdesmit piecām dalībvalstīm. Ja kopējais naudas daudzums, ko saņem ražotāji, ir mazāks nekā ražošanas izmaksas, šajās valstīs attiecīgajā nozarē nebūs nekādas attīstības.

Puse dalībvalstu mežkopībai biomasas iegūšanai nepiešķir pietiekamu atbalstu, lai segtu ražošanas izmaksas. Attiecībā uz biogāzi gandrīz trijās ceturtdaļās dalībvalstu atbalsts spēkstaciju izvietošanai nav pietiekams.

Paralēli izmaksām būtisks novērtējuma parametrs ir dažādo atbalsta sistēmu efektivitāte .

Efektivitāte attiecas uz atbalsta shēmas spēju nodrošināt „zaļas elektrības” piegādi.

Vērtējot efektivitāti, ir grūtāk novērtēt jaunāku sistēmu ietekmi. Proti, gūtā pieredze zaļo sertifikātu jomā ir mazāka nekā pieredze valsts regulēto tarifu jomā. Turklāt piegādātās „zaļās elektrības” apjoms jāvērtē, ņemot vērā reālo valsts potenciālu[3].

Attiecībā uz vēja enerģiju 3. pielikumā parādīts, ka visas valstis, kurās efektivitāte pārsniedz ES vidējo līmeni, izmanto valsts regulētu tarifu sistēmu. Šī sistēma šobrīd vēja enerģijas nozarē darbojas visefektīvāk.

Biomasas jomā veiktā analīze nav tik skaidra kā vēja enerģijas nozarē veiktā analīze. Enerģijas ražošanas izmaksas, izmantojot biomasu, ir ļoti atšķirīgas[4]. Šo lielo atšķirību iemesli ir: dažādi avoti (koksnes atliekas, īslaicīgas rotācijas jaunaudzes, salmi, dzīvnieku atkritumi, utt.), dažādi pārstrādes procesi, ko izmanto enerģijas pārveidošanā (sadedzināšana, gazifikācija, utt.), un dažādi izmēri (biomasas apstrādes iekārtu izmēri var atšķirties ar koeficientu 200). Tādēļ vajadzīga daudz precīzāka analīze, kas pamatojas uz konkrētiem kurināmā veidiem un izmantotajām tehnoloģijām.

Tomēr analīzē redzams, ka biogāzes atbalstīšanā labus rezultātus var sasniegt, gan izmantojot valsts regulētus tarifus, gan zaļos sertifikātus (četrās valstīs, kuras izmanto valsts regulētu tarifu sistēmu, un divās, kurās izmanto zaļos sertifikātus, ir augstāka efektivitāte nekā vidēji Eiropā). Biomasas mežsaimniecības sektorā nevar secināt, ka kāda no sistēmām būtu labāka par pārējām. Nozares sarežģītība un atšķirības reģionos nozīmē, ka svarīga loma ir citiem faktoriem[5]. Kopumā, atvieglojumiem mežizstrādei būtu jāpalīdz sniegt visiem patērētājiem vairāk no neizmantotās mežu biomasas enerģijas.

Svarīgi ir arī salīdzināt peļņu ieguldītāja skatījumā un efektivitāti. Šis aprēķins 4. pielikumā veikts ierobežotam dalībvalstu skaitam, pieņemot, ka pašreizējās cenas būs spēkā ilgāku laiku. Tas norāda, vai kādas konkrētas politikas panākumu pamatā vispirms ir lielie finanšu stimuli, vai arī būtiska ietekme uz tirgus difūziju attiecīgajās valstīs ir bijusi citiem faktoriem.

2.3. Galvenie secinājumi attiecībā uz darbības efektivitāti (skatīt 3. un 4. pielikumu)

Vēja enerģija

- Zaļo sertifikātu sistēmu atbalsta līmenis šobrīd ir būtiski augstāks nekā valsts regulēto tarifu atbalsta līmenis. Tas izskaidrojams ar to, ka ir augstākas ieguldītāju prasītās riska prēmijas, augstākas ir administratīvās izmaksas un ka zaļo sertifikātu tirgus joprojām tikai attīstās. Jautājums ir, kā cenu līmenis attīstīsies vidējā termiņā un ilgtermiņā.

- Visefektīvākās sistēmas vēja enerģijas atbalstam ir valsts regulēto tarifu sistēmas Vācijā, Spānijā un Dānijā.

- Zaļo sertifikātu kapitāla atdeve ir augstāka nekā valsts regulēto tarifu atdeve. Šo augsto atdevi (ikgadējos ienākumus) aprēķina, veicot sertifikātu pašreizējo cenu ekstrapolāciju[6]. Kapitāla atdeve ir atkarīga no cenas svārstībām nākotnē.

- Analīze rāda, ka ceturtajā daļā dalībvalstu atbalsts ir par mazu, lai panāktu jebkādu uzplaukumu. Vienā ceturtdaļā valstu atbalsts ir pietiekams, bet rezultāti joprojām ir viduvēji. To var izskaidrot ar administratīvu un ar tīklu saistītu šķēršļu esamību.

- Attiecībā uz peļņu, izpētītās valsts regulēto tarifu sistēmas ir efektīvas, bet, izmantojot šīs sistēmas, ražotāja peļņa ir salīdzinoši zema. No otras puses, zaļajiem sertifikātiem ir augsta peļņas norma. Jāuzsver, ka šīs zaļo sertifikātu sistēmas ir samērā jauni instrumenti. Tāpēc novērotā situācija tomēr varētu radīt būtisku pārejošu ietekmi.

Biomasas mežsaimniecība

- Dānijā izmantotā sistēma ar valsts regulētiem tarifiem un centralizētām koģenerācijas stacijām, kurās dedzina salmus[7], un Somijas jauktā atbalsta sistēma (nodokļu atvieglojumi un ieguldījumi) darbojas vissekmīgāk, gan attiecībā uz atbalsta iedarbīgumu, gan tā ekonomisko efektivitāti. Par šādas tendences galvenajiem iemesliem var uzskatīt lielu pieredzi darbā ar progresīvajām tehnoloģijām biomasas izmantošanā, lai iegūtu enerģiju, stabilu plānošanu un elektrības ražošanu kopā ar siltumenerģiju.

- Lai gan kopumā valsts regulētiem tarifiem vērojami labāki rezultāti, jo ieguldījumu riski atbalsta sistēmās, kur iesaistīti zaļie sertifikāti, šķiet, kavē īsto biomasas sektora uzplaukumu, biomasas mežsaimniecības nozarē veiktā analīze ir sarežģītāka. Būtiska ietekme uz sistēmu efektivitāti ir ar finanšu instrumenta izvēli nesaistītiem faktoriem (ar infrastruktūru saistītiem šķēršļiem, iekārtu izmēriem, optimālai mežu resursu izmantošanai un sekundāro instrumentu esamībai, utt.).

Gandrīz puse Eiropas valstu nepietiekami atbalsta biomasas mežsaimniecību, lai būtu iespējams turpmāk attīstīt šo ar lielu potenciālu apveltīto nozari. Daudzos reģionos ir vajadzīgi uz mežistrādi orientēti stimuli, lai palielinātu koksnes plūsmu no ES mežiem visiem tās lietotājiem, tādējādi mazinot iespējamos kropļojumus koksnes atlieku tirgū.

Biogāzes[8] nozare

Sešās valstīs efektivitāte ir augstāka nekā vidēji ES, četrās no tām ir valsts regulēti tarifi (Dānijā, Vācijā, Grieķijā, Luksemburgā) un divās no tām ir zaļie sertifikāti (Apvienotajā Karalistē, Itālijā). Tāpat kā biomasas mežsaimniecības sektorā, šos rezultātus ietekmē citi faktori:

- agroekonomiskās iespējas un iekārtu izmēru izvēle. Lielas iekārtas ir efektīvākas. Uzskata, ka maza izmēra iekārtām ir lielāka nozīme lauku ekonomikā, taču to izmaksas ir lielākas;

- papildu atbalsta shēmas esamība. Biogāzes nozare ir cieši saistīta ar vides politiku atkritumu apstrādē. Tādas valstis kā Lielbritānija biogāzi atbalsta ar sekundāru instrumentu, piemēram, nodokļu atlaidēm. Šo paņēmienu veicina arī papildu ieguldījumi;

- lauksaimniecības biogāzes[9] ražošanas izmaksas ir lielākas, taču lielāki ir arī ieguvumi no vides aizsardzības viedokļa. Izmantojot atkritumu poligonu gāzes, izmaksas ir mazākas, taču mazāki ir arī ieguvumi no vides aizsardzības viedokļa.

Gandrīz 70% ES valstu nepiešķir pietiekamu atbalstu šīs tehnoloģijas attīstībai.

Citi neizsīkstošās enerģijas avoti

Mazo hidroelektrostaciju sektorā redzamas gan lielas atbalsta apjoma, gan ražošanas izmaksu svārstības. Šo neizsīkstošās enerģijas iegūšanas paņēmienu būtiski ietekmē šķēršļu esamība.

Saules gaismas elektroenerģiju šobrīd aktīvi atbalsta Vācijā (pirmajā vietā pasaulē), Nīderlandē, Spānijā, Luksemburgā un Austrijā.

Pilna mazo hidroelektrostaciju un saules gaismas elektrības ražošanas analīze ir atrodama 3. pielikumā.

Ir citi neizsīkstošie enerģijas avoti, kurus izmanto elektrības ražošanā un kuri nav aprakstīti šajā dokumentā. Viens no tiem ir lielās hidroelektrostacijas, kuras ir ļoti attīstīts neizsīkstošās enerģijas avots un kurām kopumā nav vajadzīgs atbalsts. ģeotermiskā enerģija, viļņu, plūdmaiņu un saules siltuma koncentrācijas enerģija ir citi neizsīkstošie enerģijas avoti, kas nav analizēti šajā ziņojumā, jo atbalstu šo avotu izmantošanai sniedz tikai dažās valstīs vai arī tos neizmanto rūpniecības mērogā.

3. IEKšēJAIS TIRGUS UN TIRDZNIECīBAS ASPEKTI

3.1. Ievads

Iekšējais elektrības tirgus un atbalsts NEA–E ir cieši saistīti. Neizsīkstošie enerģijas avoti nodrošina jaunas iekārtas, kas veicina energoapgādes drošību un paplašina enerģijas ražotājiem pieejamo avotu izvēli. Turpretim iekšējā tirgus aspekti, tādi kā brīva tirdzniecība, pārredzamība, juridiskā nošķirtība, izziņošana, pieslēguma mezgli, var paātrināt NEA–E izplatīšanos iekšējā elektrības tirgū. Daudzos gadījumos uz atbalstu neizsīkstošiem enerģijas avotiem attiecas Kopienas pamatnostādnes par valsts atbalstu vides aizsardzībai[10]. Noteikumi par valsts atbalstu var ietekmēt atbalsta shēmas izstrādi.

3.2. Nošķirtība, pārredzamība un dominējoši uzņēmumi

Juridiski nošķirtā tirgū[11] neatkarīgam pārvades sistēmu operatoram (PSO) un neatkarīgam sadales sistēmu operatoram (SSO) jānodrošina taisnīga pieeja tīklam visiem ražotājiem un jāattīsta tīkla infrastruktūra saskaņā ar ilgtermiņa stratēģiju, ņemot vērā neizsīkstošo enerģijas resursu integrāciju.

Dažās valstīs joprojām dominē viens vai daži, bieži vertikāli integrēti, energouzņēmumi. Tas var radīt monopolam līdzīgu stāvokli, kas var kavēt NEA–E attīstību.

Lai visas NEA–E atbalsta sistēmas varētu efektīvi darboties, būtisks faktors ir patiesi neatkarīgi PSO un SSO.

Valdībām jāuzlabo patērētāju informētība par to, kā neizsīkstošās enerģijas atbalsta izmaksas tiek uzliktas lietotājam. Saskaņā ar Eiropas Komisijas aplēsēm, neizsīkstošās enerģijas atbalsts veido 4% līdz 5% no Spānijas, Lielbritānijas un Vācijas elektrības tarifiem un sastāda 15% no Dānijas tarifu izmaksām. NEA–E, kas iegūta, neizmantojot ūdens enerģiju, procentuālā daļa šajās valstīs šobrīd sastāda 3,5% Lielbritānijā , 9% Vācijā, 7% Spānijā un 20% Dānijā (skatīt 5. pielikumu).

3.3. Nepastāvība ražošanā un jaudas līdzsvarošanā: vajadzīgi piemēroti tiesību akti, lai apvienotu iekšējā tirgus un neizsīkstošo enerģijas avotu regulējumu

Vēja enerģija – tāpat kā citi neizsīkstošie avoti – ir nepastāvīgs enerģijas avots. Īpaši svarīgi ir šādi jautājumi:

- vēja prognozēšana. Tādās valstīs kā Dānijā, Lielbritānijā un Spānijā NEA–E ražotājiem, tāpat kā citiem elektrības ražotājiem, jāprognozē, cik enerģijas tie saražos. Jo uzticamāka ir šī prognoze, jo vērtīgāki ir nepastāvīgie NEA–E avoti;

- piedāvājumu iesniegšanas termiņš[12]. Jo tuvāk darbības laikam ir piedāvājumu iesniegšanas termiņš, jo labāk nepastāvīgo NEA–E tehnoloģiju pārstāvji spēj paredzēt, cik daudz elektrības tie spēs piegādāt;

- maksas iekasēšana līdzsvarošanas izmaksām. Apvienotajā Karalistē, Dānijā un Spānijā[13] pastāv sistēmas maksas iekasēšanai par novirzēm no paredzētā elektrības ražošanas apjoma, neatkarīgi no elektrības izcelsmes, arī attiecībā uz elektrību, kas iegūta no vēja enerģijas. Precīzāka līdzsvarošanas izmaksu analīze sniegta 5. pielikumā.

Pārdomāta atbalsta shēmas izstrāde var palīdzēt novērst nepastāvības problēmu.

Gadījumos, kur enerģijas ražošana, izmantojot nepastāvīgus avotus, veido lielu daļu iekšzemes enerģijas patēriņa, ir svarīgi, lai NEA–E ražotāji varētu labāk reaģēt uz enerģijas cenu svārstībām tirgū. Tādēļ palīdzēt integrēt sistēmā lielu tādas enerģijas daļu, kas ražota, izmantojot nepastāvīgus neizsīkstošus enerģijas avotus, var ar atbalsta sistēmu, kurā iekļauta saikne ar šībrīža enerģijas tirgus cenu, tādējādi izvēloties riska dalīšanas pieeju. Tāda, piemēram, ir uzcenojumu sistēma[14], zaļo sertifikātu sistēma un dažas valsts regulēto tarifu shēmas, piemēram, tā, kuru izmanto Spānijā[15].

3.4. Enerģijas tirdzniecība

Dažādo atbalsta shēmu ietekme uz tirdzniecību ir svarīgs aspekts NEA atbalsta pasākumu savietojamībā ar iekšējo tirgu. Jānošķir enerģijas (elektrības) tirdzniecība un elektrības ekoloģiskā vērtība.

Uz NEA–E tirdzniecību attiecas tie paši ierobežojumi, kurus piemēro tradicionālajai elektroenerģijai[16]. Tirdzniecība kopumā ir iespējama un tā šobrīd tiek veikta. NEA–E izplatīšanās, iespējams, palielinātu vajadzību pēc elektrības pārrobežu tirdzniecības un jaudīgākiem pieslēguma mezgliem.

Direktīvas 2003/54/EK 3. panta 6. punktā noteikta obligāta izziņošanas sistēma, saskaņā ar kuru patērētājiem jābūt informētiem par to, kāda ir katra enerģijas avota daļa kopējā enerģijas avotu apjomā. Pilnīga izziņošanas sistēmas īstenošana palielinātu neizsīkstošās enerģijas ekoloģisko vērtību. Elektrības izcelsmes izziņošana piešķirtu pievienoto vērtību tam ražotājam, kura saražotajā elektrībā lielāks īpatsvars ir enerģijai no neizsīkstošiem enerģijas avotiem.

3.5. Noteikumi par valsts atbalstu

Runājot par konkurenci NEA tirgū un Eiropas valstu ekonomikām kopumā, jāpievērš uzmanība kropļojošai ietekmei, kādu atbalsts var atstāt uz tirgus sekmīgu darbību. Kā noteikts Direktīvas 2001/77/EK preambulas 12. ievilkumā, uz valsts atbalstu ir attiecināmi Līguma noteikumi un jo īpaši tā 87. un 88. pants. Uz šādu atbalstu parasti attiecas Kopienas pamatnostādnes par valsts atbalstu vides aizsardzībai, un tas varētu būt ekonomiski pamatots vairāku iemeslu dēļ, jo šādu pasākumu devums apkārtējai videi atsver konkurenci kropļojošo ietekmi. Tā kā neizsīkstošu enerģijas avotu izmantošana ir Kopienas politikas prioritāte, minētās pamatnostādnes ir samērā labvēlīgas šādām atbalsta shēmām. Uz šāda pamata Komisija laikposmā no 2001. līdz 2004. gadam ir apstiprinājusi ap 60 valsts atbalsta shēmu neizsīkstošo enerģijas avotu atbalstam.

3.6. Galvenais secinājums

Vidējā termiņā un ilgtermiņā būtiska ir visu dažādo neizsīkstošo enerģijas avotu atbalsta shēmu savietojamība ar iekšējā elektrības tirgus attīstību. Eiropas iekšējā tirgus veidošana jāīsteno ar atbilstošu tiesību aktu palīdzību, ņemot vērā pasākumus, kas nepieciešami NEA–E attīstībai. NEA–E attīstībai un uzplaukumam būtiska ir tirgus plānošana. Izstrādājot atbalsta shēmas, attiecīgos gadījumos jāņem vērā noteikumi par valsts atbalstu.

4. LīDZāSPASTāVēšANA VAI SASKAņOšANA

Attiecībā uz neizsīkstošo enerģiju, dalībvalstu ļoti atšķirīgo potenciālu un attīstības dēļ saskaņošanu īsā termiņā, šķiet, būtu grūti veikt. Turklāt īstermiņa izmaiņas sistēmā, iespējams, var sagraut dažus tirgus un apgrūtināt izvirzīto mērķu sasniegšanu dalībvalstīm. Tomēr saskaņošanas priekšrocības un trūkumi attiecībā pret dažādajām šobrīd lietotajām sistēmām ir jāanalizē un jāuzrauga, arī īpaši saistībā ar attīstību vidējā termiņā un ilgtermiņā.

4.1. Potenciālas priekšrocības

- Vairāki pētījumi liecina, ka kopējās izmaksas, lai NEA–E sasniegtu īpatsvaru, kāds tam izvirzīts par mērķi 2010. gadā, būtu būtiski zemākas, ja tiktu saskaņotas zaļo sertifikātu vai valsts regulēto tarifu sistēmas, nekā, ja turpinātu īstenot dažādu politiku dažādās valstīs. Tomēr, lai būtu iespējams panākt šādu izmaksu efektivitāti, ir vajadzīgs labāk funkcionējošs iekšējais elektrības tirgus un augstāka pieslēgumu mezglu un tirgus jauda, un tirgu kropļojošais atbalsts tradicionālajiem enerģijas avotiem jālikvidē.

- No neizsīkstošiem avotiem iegūtās enerģijas integrācija iekšējā tirgū ar vienu pamata noteikumu kopumu var nest apjomradītus ietaupījumus, kas vajadzīgi plaukstošākai un konkurētspējīgākai elektrības ražošanas nozarei, kura izmanto neizsīkstošos enerģijas avotus.

- Visu Eiropu aptveroša zaļo sertifikātu shēma, paredzams, radītu lielāku un tādējādi likvīdāku sertifikātu tirgu, kā rezultātā sertifikātu cenas būtu stabilākas nekā mazākos (valstu) tirgos. Tomēr šādas sistēmas administratīvās izmaksas būtu jānovērtē, salīdzinot ar pašreizējās situācijas administratīvajām izmaksām.

- Visu Eiropu aptveroša kopējā regulēto tarifu shēma, kurā ņemta vērā vietējo resursu pieejamība, varētu samazināt visu NEA tehnoloģiju izmaksas dažādās valstīs, jo iekārtu pieejamība neaprobežojas tikai ar kādu konkrētu dalībvalsti. Šādu regulēto tarifu sistēmu varētu veidot fiksēti tarifi vai no pamata cenas veidoti „uzcenojumu” tarifi, kas ir piesaistīti vidējai elektrības cenai.

4.2. Potenciāli trūkumi

- Saskaņota zaļo sertifikātu shēma var darboties tikai tad, ja tās rezultātā visā Eiropas Savienībā veidojas pareizas sertifikātu cenas un soda mēri, un tādējādi NEA–E iekārtas dažādajās valstīs tiek uzstādītas pēc iespējas efektīvāk. Būtiskas svārstības zaļo sertifikātu cenās var palielināt ieguldītāju nedrošību un apgrūtināt NEA attīstību.

- Vajadzīgs daudz informācijas par tehnoloģijām un izmaksām, lai saskaņotā regulēto tarifu sistēmā optimizētu tarifus un uzturētu zemas izmaksas. Tādēļ ja šos jautājumus atbilstoši nerisina, pastāv risks, ka sistēma kļūs dārga un neelastīga.

- Saskaņošanai, izmantojot zaļo sertifikātu shēmu, kurā nav iedalījuma pēc izmantotās tehnoloģijas, būtu negatīva ietekme uz dinamisku darbības efektivitāti. Tā kā šāda shēma pirmām kārtām atbalstītu izmaksu efektivitāti, izplatītos tikai šobrīd viskonkurētspējīgākās tehnoloģijas. Kaut gan šāds iznākums sniegtu priekšrocības īstermiņā, šāda zaļo sertifikātu shēma nepietiekami stimulētu ieguldījumus citās daudzsološās tehnoloģijās. Tādēļ šāda shēma būtu jāpapildina ar citiem instrumentiem.

- Dalībvalstis, kuras kļūst par NEA-E importētājām, pastāvot saskaņotai sistēmai, iespējams, nevēlēsies maksāt šādu cenu, ja tās negūs tos vietējas ietekmes labumus (nodarbinātība un lauku attīstība, vietējās energoapgādes daudzveidība un tādējādi tās drošība un mazāks vietējais piesārņojums), ko tās saņemtu, ja šādu enerģiju no neizsīkstošiem avotiem ražotu savā teritorijā.

- No otras puses, pat eksportētājvalstis var nevēlēties, lai to NEA ražošanas jauda būtu lielāka, nekā tām vajadzīgs saviem mērķiem, jo tas radītu iedzīvotāju pretestību turpmākai NEA ražošanas iekārtu uzstādīšanai, jo tie nevēlas tādas tuvu savām dzīvesvietām (NIMBisms[17]).

5. ADMINISTRATīVIE šķēRšļI

Nav iespējams apspriest atbalsta shēmas, neapspriežot administratīvo šķēršļu jautājumu. Lai sasniegtu mērķus, kas izvirzīti NEA–E ienākšanai tirgū, ar atbilstošu izmaksu efektivitāti, jāizstrādā process, kurš veicinātu ātru un vienkāršu NEA–E ražošanas pieauguma sasniegšanu.

Šajā nodaļā saskaņā ar Direktīvas 2001/77/EK 6. pantu tiks analizētas dažādās problēmas un tiks piedāvāti daži risinājumi administratīvā sloga mazināšanai (sīkākai informācijai skat. 6. pielikumu).

5.1. Zināmie šķēršļi

Šķēršļi, ar kuriem sastopas projektu izstrādātāji un ieguldītāji, paplašinot jaudu, var būt administratīva, sociāla un finansiāla rakstura un ar tīklu saistīti šķēršļi. Nesen Komisija ir uzsākusi publisku apspriedi par to, kā tiek uztverti šķēršļi[18].

Noteiktos administratīvos šķēršļus var iedalīt šādās kategorijās.

1. Liels iesaistīto iestāžu skaits un to savstarpējas koordinācijas trūkums

Būtiska problēma, kas varētu kavēt neizsīkstošās enerģijas tālāku izplatību, ir tā, ka pastāv vairāki kompetences līmeņi atļauju piešķiršanai ražošanas vienībām. Daudzo iesaistīto iestāžu (valsts, reģionālo un pašvaldības) piemēroto prasību rezultātā bieži vērojamas aizkavēšanās, ieguldījumu nedrošība, dublējas veicamās darbības un, iespējams, rodas lielāks pieprasījums pēc finansiāliem stimuliem projektu izstrādātāju vidū, lai kompensētu projektu ieguldījumu riskus vai sākotnējo kapitāla intensitāti.

Ja ir iesaistīti dažādi pārvaldes līmeņi, dalībvalstīm jāapstiprina vienas pieturas atļauju iestādes, kas atbildīgas par vairāku administratīvo procedūru kārtošanas koordinēšanu; piemēram, Federālais jūrniecības un hidrogrāfijas birojs Vācijā ir atbildīgs par procedūrām saistībā ar elektrības ražošanu, izmantojot vēja enerģiju jūrā. Dažādajām iestādēm būtu jālieto arī standarta veidlapas un jāpiemēro vienādas prasības. |

2. Lai iegūtu vajadzīgās atļaujas, nepieciešams ilgs laiks

Procedūras atļaujas saņemšanai uz sauszemes izmantot vēja enerģiju elektrības ražošanai var ilgt divus līdz septiņus gadus[19], kā rezultātā dažos gadījumos doti mājieni par tirgus attīstības pilnīgu „iesaldēšanu”. Procedūras atļaujas izsniegšanai projektiem, kuros izmanto uz jūras iegūtu vēja enerģiju, ir vēl neefektīvākas, jo tikai nesen ir noteikta skaidra dažādo iesaistīto valdības iestāžu atbildības dalīšanas kārtība.

Ļoti ieteicamas ir skaidras pamatnostādnes atļaujas saņemšanas kārtībai, un šajā kārtībā jāiekļauj termiņš, kādā iesaistītajām iestādēm jāatbild. Apstiprināto projektu procentuālās attiecības[20] noteikšana ir ļoti labs instruments atļauju piešķiršanas vienkāršošanai.

3. Teritorijas plānošanā nepietiekami ņemti vērā NEA

Daudzās valstīs un reģionos, veidojot teritorijas plānus, nav ņemta vērā NEA projektu izplatība nākotnē. Tas nozīmē, ka jāpieņem jauni teritorijas plāni, lai konkrētā teritorijā nākotnē būtu iespējams īstenot NEA–E projektu. Šis process var prasīt ļoti daudz laika. Bieži lielāko daļu laika, kas vajadzīgs, lai izstrādātu projektu, prasa ar teritorijas plānošanu saistītu atļauju iegūšana. Tā, piemēram, jo īpaši notiek ar projektiem vēja enerģijas un biomasas enerģijas jomā. Iestādes jāiedrošina paredzēt turpmāku NEA projektu izstrādi nākotnē (iepriekšēja plānošana) savā reģionā, piešķirot piemērotas teritorijas.

Ja ir iesaistītas dažāda līmeņa iestādes, iespējamais risinājums varētu būt tāda iepriekšēja plānošana, kā to veic Dānijā un Vācijā, kur pašvaldībām prasa piešķirt vietas, kuras ir pieejamas projektu izstrādātājiem, lai no neizsīkstošiem enerģijas avotiem ražotu elektrību, izvirzot kā mērķi noteiktu ražošanas jaudu. Šajās iepriekšējas plānošanas teritorijās prasības atļaujas saņemšanai ir zemākas un tiek izpildītās ātrāk. Zviedrijā šīs platības sauc par „vēja enerģijas nacionālo interešu zonām”. |

Plānošanas un atļaujas izsniegšanas process ir saistīts arī ar Eiropas tiesību aktiem vides aizsardzības jomā, piemēram, Ūdens pamatdirektīva, Dzīvotņu un Putnu direktīva. Komisija turpinās darbu – piemēram, šobrīd tā ir uzņēmusies iniciatīvu attiecībā uz saikni starp Ūdens pamatdirektīvu un Direktīvu par elektrību, kas ražota, izmantojot neizsīkstošus avotus –, lai palielinātu pārredzamību un skaidrību šo direktīvu piemērošanā attiecībā uz neizsīkstošu enerģijas avotu attīstību.

5.2. Ieteikumi attiecībā uz administratīvajiem šķēršļiem

Tā kā starp dažādām dalībvalstīm pastāv būtiskas atšķirības attiecībā uz atļaujas saņemšanas kārtību, ieteikumus uzlabojumiem var formulēt tikai vispārīgi. Neizsīkstošo enerģijas avotu Direktīvā (2001/77/EK) paredzēts, ka jāsaīsina kopējais atļaujas izsniegšanas process. To var panākt tikai ar ciešu valdības, reģionālās pārvaldes un pašvaldību apņemšanos un iesaistīšanos kopīgā darbā, vienlaikus ļoti skaidri nosakot katra līmeņa kompetenci. Komisija iesaka veikt šādas darbības.

- Jādibina vienas pieturas atļauju izsniegšanas aģentūras, kas uzņemtos apstrādāt pieteikumus atļaujas saņemšanai un sniegtu palīdzību pieteikumu iesniedzējiem.

- Dalībvalstīm jānosaka skaidras pamatnostādnes atļaujas izsniegšanas kārtībai, skaidri sadalot pienākumus. Kā nosaka Eiropas Tiesas prakse, atļaujas izsniegšanas kārtībai jābalstās uz objektīviem, nediskriminējošiem kritērijiem, kas ir iepriekš zināmi attiecīgajiem uzņēmumiem, tā, lai noteiktu robežas valsts iestāžu rīcības brīvības izmantošanai, lai to nevarētu izmantot patvaļīgi[21].

- Dalībvalstīm jāievieš iepriekšējās plānošanas mehānismi , kuros reģioniem un pašvaldībām prasīts piešķirt vietas enerģijas ražošanai no dažādiem neizsīkstošiem avotiem.

- Maziem projektiem jānosaka vienkāršāka apstiprināšanas kārtība .

- Jādod norādes par saistību ar Eiropas tiesību aktiem vides aizsardzības jomā.

6. JAUTāJUMI, KAS SAISTīTI AR PIEEJU TīKLAM

Pieeja tīklam par saprātīgu un pārredzamu cenu ir galvenais Direktīvas 2001/77/EK 7. pantā izvirzītais mērķis un ir būtiska tādas enerģijas ražošanas attīstībai, kuras ražošanā izmanto neizsīkstošus enerģijas avotus. Minētajā pantā dalībvalstīm prasīts ieviest pasākumus, kas veicina elektrotīkla pieejamību elektrībai, kas ražota, izmantojot neizsīkstošus enerģijas avotus.

Tīkla infrastruktūra lielākoties ir izveidota laikā, kad elektrības nozare bija valsts īpašumā un tikusi projektēta, lai varētu darboties lielas spēkstacijas, kas atrodas raktuvju vai upju, vai galveno patēriņa centru tuvumā. Enerģijas ražotnes, kuras izmanto neizsīkstošus enerģijas avotus, parasti neatrodas turpat, kur parastās elektrības ražotnes un tām kopumā ir cits ražošanas apjoms. Kaut gan dažām elektrostacijām, kurās izmanto biomasas enerģiju, ražošanas jauda var būt aptuveni 200 MW, un vēja ģeneratoru parku jauda palielinās, sasniedzot līdzīgus apjomus, spēkstacijās, kuras izmanto neizsīkstošos enerģijas avotus, parasti elektrību ražo mazākos apjomos. Spēkstacijas, kuras ražo elektrību, izmantojot neizsīkstošus enerģijas avotus, bieži ir pieslēgtas sadales tīklam, un tām papildus tīkla pieslēgšanai vajadzīgajiem ieguldījumiem nepieciešama tīkla paplašināšana un stiprināšana. Dalībvalstis, ar dažiem izņēmumiem, ir ieviesušas tiesību aktus , kuri nodrošina, ka tīkla operatori garantē tādas elektrības pārvadi un sadali, kas ražota, izmantojot neizsīkstošus enerģijas avotus. Prioritāra pieeja tīklam attiecībā uz pārvades sistēmu operatoriem daudzos gadījumos tomēr nav paredzēta.

Vajadzīgi pārredzami noteikumi ieguldījumu izmaksu segšanai un sadalei, jo daudzi ar tīklu saistīti šķēršļi rodas tieši šādu noteikumu trūkuma dēļ. Dažādās dalībvalstīs jau ieviestie noteikumi un šo noteikumu pārredzamība ir ļoti atšķirīgi. Daudz vēl darāms, lai uzlabotu izmaksu dalīšanas pārredzamību.

Laba prakse ir vērojama vairākās valstīs, piemēram, Dānijā, Somijā, Vācijā un Nīderlandē. Šajās valstīs ir ieviesti pārredzami noteikumi dažādu ar tīklu saistītu ieguldījumu izmaksu segšanai un sadalei. Tās ir izvēlējušās „mazāku” izmaksu pieeju, kurā izmaksas par pieslēgšanu tīklam vai nu sedz projekta izstrādātājs, kurš pieprasījis pieslēgšanu tīklam, vai arī dala tās ar tīkla operatoru, kurpretim izmaksas, kas ir saistītas ar vajadzīgo tīkla paplašināšanu un stiprināšanu attiecībā uz sadali vai pārvadi, sedz tīkla operatori, un tās nodod tālāk ar tīkla tarifu struktūras starpniecību. Dānijā arī dažas vēja enerģijas ražotāju izmaksas par pieslēgšanu tīklam sedz tīkla operators, samazinot ekonomisko slogu elektrības ražotājiem, kas izmanto vēja enerģiju, attiecībā uz ieguldījumu izmaksām, kuras saistītas ar elektrotīklu. Lai gan Nīderlandē nav paredzēta prioritāra pieeja, kopumā visas pieslēgšanas izmaksas sedz tīkla operators.

NEA–E var saskarties ar nepietiekamas tīkla jaudas problēmu. Šo šķērsli pasliktina tas, ka trūkst skaidru noteikumu dažādu ar tīklu saistītu ieguldījumu izmaksu segšanai un sadalei, kā arī tas, ka pastāv vertikāla integrācija un dominējoši komunālie uzņēmumi.

Lai nodrošinātu NEA–E nozīmīgu daļu kopējā elektrības apjomā, vajadzīga labāka plānošana un vispārējā tīkla pārvaldība. Eiropas enerģijas tīklu programma, kā arī pamatprogrammas Eiropas Savienības pētniecībai un tehnoloģiju attīstībai ir sākušas atbalstīt pētījumus par tīkla pielāgošanu un optimizāciju NEA–E projektu integrācijai.

Komisija iesaka, pirmkārt, ieviest pilnībā pārredzamus un nediskriminējošus izmaksu segšanas un sadales principus. Otrkārt, veikt vajadzīgos tīkla infrastruktūras uzlabojumus, lai spētu pārvadīt pieaugošo elektrības daudzumu, kas nāks no neizsīkstošiem enerģijas avotiem. Treškārt, ar tīkla infrastruktūras uzlabojumiem saistītās izmaksas uzņemties tīkla operatoriem. Ceturtkārt, noteikt godīgas un pārredzamas elektrības cenas visā elektrības tīklā, ņemot vērā labumu, ko tīklam dod tajā ietvertais ražotājs.

7. IZCELSMES APLIECINāJUMI

Dalībvalstīm jāievieš sistēma tādas elektrības, kas ražota, izmantojot neizsīkstošus enerģijas avotus, izcelsmes apliecināšanai, lai veicinātu tirdzniecību un pārredzamību patērētājam[22]. Tām jānodrošina, ka izcelsmes apliecinājumu izdod pēc pieprasījuma. Šobrīd, kā redzams no 7. pielikuma, izcelsmes apliecinājumu ieviešana dažādās dalībvalstīs atšķiras.

Jaunā Direktīva par elektrības iekšējo tirgu[23] tika pieņemta pēc Direktīvas 2001/77/EK. Saskaņā ar Direktīvas 2003/54/EK 3. panta 6. punktu, dalībvalstīm jāīsteno shēma kopējā enerģijas apjoma izziņošanai. Komisija uzskata šo noteikumu par nozīmīgu pasākumu, lai sasniegtu mērķi nodrošināt pārredzamību patērētājam, jo šis pasākums attiecas uz visu elektrības nozari, nevis tikai elektrību no neizsīkstošiem enerģijas avotiem. Šo izcelsmes apliecinājumu varētu lietot par pamatu šādai informācijai.

„Zaļās” elektrības tirdzniecība tiek veikta, bet līdz šim tā nav radījusi situāciju, ka vienā valstī ražotu „zaļo elektrību” nodod citai valstij, lai attiecīgajā valstī varētu sasniegt noteiktos mērķus. Lai novērstu divkāršo uzskaiti, nav vajadzīgs vienots izcelsmes apliecinājums. Tomēr jāvienojas par „izmantotu” zaļo sertifikātu drošu izpirkšanas sistēmu. Šāda sistēma pastāv vairākās dalībvalstīs un to varētu koordinēt turpmāk vai pat vajadzības gadījuma saskaņot, ja notiks lielapjoma pārrobežu tirdzniecība.

8. SECINāJUMI

Laiks koordinācijai

Laikā, kad neizsīkstošo enerģijas avotu atbalsta shēmu jomā ES tiek gūta būtiska pieredze, savā starpā konkurējošās valstu atbalsta shēmas var tikt uzskatītas par dzīvotspējīgām vismaz pārejas periodā. Shēmu savstarpējai konkurencei būtu jārada lielāka risinājumu izvēle un arī priekšrocības: piemēram, ieguvumi zaļo sertifikātu sistēmai rodas no tā, ka pastāv valsts regulētu tarifu shēma, jo mazāk efektīvo tehnoloģiju izmaksas krītas tehnoloģiju apgūšanas procesā, kas savukārt rada zemākas pārejas izmaksas patērētājiem. Turklāt ir par agru noteikt labi nostiprinātu atbalsta mehānismu priekšrocības un trūkumus salīdzinājumā ar sistēmām, kuras pastāv samērā neilgu laiku. Tādēļ, kā arī, ņemot vērā šajā paziņojumā veikto analīzi, Komisija neuzskata par piemērotu šobrīd apstiprināt saskaņotu sistēmu visai Eiropai.

Komisija uzskata, ka atbalsta shēmām ir piemēroti izmantot koordinētu pieeju, kura pamatojas uz diviem pīlāriem: valstu sadarbību un valstu shēmu ietekmes optimizāciju.

8.1. Sadarbība

Intensīvāka valstu darbības koordinācija „ sadarbības ” veidā var būt noderīga dažādo Eiropā pastāvošo sistēmu attīstībā. Sadarbība, kas veidojas starp valsts regulēto tarifu sistēmām Vācijā, Spānijā un Francijā vai starp Ibērijas pussalas tirgu un jauno plānoto kopīgo Zviedrijas un Norvēģijas zaļo sertifikātu sistēmu, var kalpot par piemēru citiem. Starp dalībvalstīm, kurās pastāv pietiekami līdzīgas sistēmas, vēlāk varētu veikt saskaņošanu.

8.2. Optimizācija

Komisija piedāvā procesu valstu sistēmu optimizācijai un atgādina, ka sistēmu nestabilitāte vai neefektivitāte parasti rada lielākas izmaksas patērētājiem. Optimizācija attiecas uz ekonomiskiem mehānismiem un izmaksu efektivitāti, bet prasa arī administratīvo un ar tīklu saistīto šķēršļu novēršanu.

Dalībvalstis optimizē un veic sīkus pielāgojumus savās atbalsta shēmās šādi:

- palielinot juridisko stabilitāti un samazinot ieguldījumu risku. Lielas bažas attiecībā uz valstu atbalsta sistēmām sagādā jebkāda sistēmai piemītoša nestabilitāte. Jebkāda sistēmas nestabilitāte rada augstu ieguldījumu risku, kas parasti izpaužas lielākās izmaksās patērētājiem. Tādēļ, lai samazinātu pastāvošos riskus, tirgus dalībniekiem jāuzskata sistēmu par stabilu ilgtermiņā. Ieguldījumu risku samazināšana un likviditātes palielināšana ir būtisks jautājums, jo īpaši zaļo sertifikātu tirgū. Atbalsta mehānismu izstrādē nevajadzīgi tirgus riski jāsamazina līdz minimumam. Lielāka likviditāte var uzlabot ilgtermiņa līgumu izvēli un sniedz skaidrāku tirgus cenu;

- mazinot administratīvos šķēršļus , tostarp racionalizējot administratīvās procedūras. Administratīvās prasības piekļuvei atbalsta shēmām ir jāatvieglo, lai pēc iespējas mazinātu slogu, kas uzlikts patērētājiem. Konkrēti ierosinājumi dalībvalstīm ir skaidras pamatnostādnes, vienas pieturas atļaujas aģentūras, iepriekšējas plānošanas mehānismu ieviešana un vienkāršota kārtība, papildus pilnīgai NEA–E direktīvas īstenošanai;

- risinot ar tīklu saistītos jautājumus un pieslēguma nosacījumu pārredzamību. Iepriekš jāplāno pārvades tīklu pastiprināšana, paredzot tai pienācīgu finansējumu. Komisija iesaka, pirmkārt, ieviest pilnībā pārredzamus un nediskriminējošus izmaksu segšanas un sadales principus. Otrkārt, veikt vajadzīgos tīkla infrastruktūras uzlabojumus, lai spētu pārvadīt pieaugošo elektrības daudzumu, kas tiks iegūts no neizsīkstošiem enerģijas avotiem. Treškārt, ar tīkla infrastruktūras uzlabojumiem saistītās izmaksas uzņemties tīkla operatoriem. Ceturtkārt, noteikt godīgas un pārredzamas elektrības cenas visā elektrības tīklā, ņemot vērā labumu, ko tīklam dod tajā ietvertais ražotājs;

- veicinot tehnoloģiju daudzveidību. Dažām atbalsta shēmām ir tendence atbalstīt tikai izmaksu ziņā konkurētspējīgākās tehnoloģijas elektrības ražošanai no neizsīkstošiem enerģijas avotiem. Piemēram, elektrības ražošana, kurā izmanto vēja enerģiju uz cietzemes parasti neattīstītos, ja tā nonāktu tādos pašos finansiālos apstākļos kā elektrības ražošana, kurā izmanto vēja enerģiju uz jūras. Šādas shēmas tādēļ var papildināt ar citiem atbalsta instrumentiem, lai dažādotu tehnoloģisko attīstību. Labai vispārējai atbalsta politikai elektrības ražošanai no neizsīkstošiem enerģijas avotiem ir ieteicams atbalstīt dažādas tehnoloģijas elektrības ražošanai no neizsīkstošiem avotiem;

- dalībvalstīm labāk jāizmanto nodokļu atvieglojumu un samazinājumu iespējas, ko neizsīkstošiem enerģijas avotiem sniedz saskaņā ar direktīvu par nodokļu uzlikšanu energoproduktiem[24];

- nodrošinot savietojamību ar iekšējo elektrības tirgu. ES dalībvalstīs pašlaik norisinās enerģijas tirgu liberalizācijas process. Ar šo kritēriju novērtē, cik vienkārši atbalsta shēmu var integrēt liberalizētā enerģijas tirgū, un cik efektīvi šī shēma var funkcionēt kopā ar pašreizējiem un jauniem politikas instrumentiem;

- veicinot nodarbinātību un vietējas un reģionālas nozīmes ieguvumus. Būtiska daļa sabiedrības ieguvumu, kas ir neizsīkstošo enerģijas avotu atbalsta politikas instrumentu mērķis, ir saistīti ar nodarbinātību un sociālo politiku, kā arī lauku attīstību, tomēr jāciena un pienācīgi jāņem vērā citi valsts politiskie mērķi;

- savienojot atbalsta pasākumus ar enerģijas lietderīgas izmantošanas pasākumiem un pieprasījuma pārvaldību. Progresu, kas panākts elektrības ražošanā, kurā izmanto neizsīkstošos avotus, atsver pārmērīgs enerģijas patēriņa pieaugums, un tas ir jānovērš. Eiropu tās energopolitikas mērķiem tuvinās tikai NEA–E atbalsta pasākumi kopā ar elektrības gala patēriņa lietderības pasākumiem.

8.3. Turpmākie pasākumi

ņemot vērā 2010. gada mērķu sasniegšanu, tuvākajā nākotnē nav ieteicamas būtiskas pārmaiņas tiesību aktos Kopienas līmenī. Tomēr, ņemot vērā virzību uz iekšējā elektrības tirgus izveidi un augošo izmaksu efektivitātes potenciālu, Komisija arī turpmāk analizēs optimizācijas pieauguma, koordinācijas un, iespējams, saskaņošanas iespējas un ietekmi, progresu attiecībā uz tirgus liberalizāciju un pārvades jaudu, un mācīsies no turpmāk gūtās dalībvalstu pieredzes dažādu atbalsta shēmu pielietošanā.

Komisija cieši uzraudzīs stāvokli ES neizsīkstošo enerģijas avotu politikā un vēlākais 2007. gada decembrī sagatavos ziņojumu par dalībvalstu sistēmām tādas elektrības atbalstam, kura ražota, izmantojot neizsīkstošus avotus, ņemot vērā pastāvīgo novērtējumu 2020. gada mērķu sasniegšanai un pamata politiku attiecībā uz neizsīkstošu enerģiju pēc 2010. gada. Pamatojoties uz šo novērtējumu, Komisija var ierosināt citu pieeju un regulējumu tādas elektrības atbalsta shēmām Eiropas Savienībā, kas ražota, izmantojot neizsīkstošus enerģijas avotus, ņemot vērā vajadzību pēc pieņemama pārejas laika un noteikumiem. Jo īpaši tiks analizētas turpmākas saskaņošanas priekšrocības un trūkumi.

Eiropas Parlaments nesen ir pieņēmis Rezolūciju par neizsīkstošo enerģiju[25], kurā precizēti kritēriji nākotnē iespējamai Eiropas saskaņotai veicināšanas sistēmai.

Saskaņā ar 4. pantu Direktīvā 2001/77/EK Komisija turpinās izvērtēt atbalsta sistēmu panākumus, tostarp šo sistēmu izmaksu efektivitāti. Šajā pantā noteikts arī, ka ziņojumam vajadzības gadījumā pievieno priekšlikumu Kopienas sistēmas izveidei attiecībā uz atbalsta shēmām saistībā ar elektrību, kas ražota, izmantojot neizsīkstošos enerģijas avotus. Priekšlikumam sistēmas izveidei:

a) jāveicina valstu orientējošo mērķu sasniegšana;

b) jābūt savietojamam ar iekšējā elektrības tirgus principiem;

c) jāņem vērā dažādu neizsīkstošo enerģijas avotu īpašības un dažādas tehnoloģijas, kā arī ģeogrāfiskās atšķirības;

d) jāveicina tādas enerģijas efektīvu izmantošanu, kas ražota, izmantojot neizsīkstošus enerģijas avotus, un vienlaikus jābūt vienkāršam un iespējami efektīvākam, jo īpaši izmaksu ziņā;

e) jāietver pietiekami ilgi valstīs pastāvošo atbalsta sistēmu pārejas periodi (vismaz septiņi gadi) un jāsaglabā ieguldītāju paļāvība.

Annex 1 – Current share of electricity from renewable energy sources

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

[pic]

Figure 1: EU25 electricity generation by fuel in 2003.

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

[pic]

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

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

[pic]

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

[pic]

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

Annex 2 – Inventory of current support systems

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

Country | Main electricity support schemes | Comments |

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Country | Main electricity support schemes | Comments |

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Annex 3 – C osts of current support systems and effectiveness

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

[pic]

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

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

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

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

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

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

[pic]

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

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

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

[pic]

Figure 2: 2003 effectiveness indicator – example biogas in UK

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

[pic]

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

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

Wind energy

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

[pic]

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

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

[pic]

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

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

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

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

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

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

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

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

[pic]

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

[pic]

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

Biogas[34]

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

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

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

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

[pic]

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

[pic]

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

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

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

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

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

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

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

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

[pic]

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

[pic]

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

Biomass/forestry residues

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

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

[pic]

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

[pic]

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

* = countries with co-firing.

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

[pic]

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

[pic]

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

To conclude on this sector:

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

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

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

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

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

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

Hydropower

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

[pic]

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

[pic]

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

[pic]

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

[pic]

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

Photovoltaic solar energy

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

[pic]

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

[pic]

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

Annex 4 – Methodology for the investor’s perspective

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

[pic] – Annuity

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

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

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

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

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

Wind energy

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

[pic]

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

Forestry Biomass

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

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

[pic]

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

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

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

[pic]

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

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

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

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

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

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

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

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

[pic]

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

Annex 6 – Administrative barriers

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

Complex legislation concerning renewable projects:

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

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

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

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

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

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

Pre-planning: the experience in Denmark and Germany

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

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

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

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

Success rates and average approval timing – a good evaluation method

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

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

EU-15 |

Austria | Passed | DSO | Operational |

Belgium | Passed | Regulator | Operational |

Denmark | Passed | TSO | Operational |

Finland | Passed | TSO | Operational |

France | In process | TSO | In process |

Germany | Passed | Auditors | Operational |

Greece | In process | TSO | In process |

Ireland | Passed | Regulator | In process |

Italy | Passed | TSO | Operational |

Luxembourg | Passed | Regulator | In process |

Netherlands | Passed | TSO | Operational |

Portugal | In process | TSO | In process |

Spain | In process | Regulator | In process |

Sweden | Passed | TSO | Operational |

UK | Passed | Regulator | Operational |

EU-10 |

Cyprus | In process | Not appointed | In process |

Czech Republic | Passed | Government organisation | In process |

Estonia | Passed | Not appointed | Not started |

Hungary | In process | Not appointed | Not started |

Latvia | Not started | Not appointed | Not started |

Lithuania | In process | TSO | In process |

Malta | Passed | Regulator | In process |

Poland | Passed | Regulator | In process |

Slovenia | Passed | Regulator | In process |

Slovakia | In process | Regulator | In process |

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

[1] 2001. gada 27. septembra Direktīva 2001/77/EK par tādas elektroenerģijas pielietojuma veicināšanu iekšējā elektrības tirgū, kas ražota, izmantojot neizsīkstošos enerģijas avotus; OV 27.10.2001., L 283/33. Minētās direktīvas īstenošanas termiņš bija 2003. gada oktobris, bet jaunajām dalībvalstīm – 2004. gada 1. maijs.

[2] Izmantots 2003. un 2004. gada vidējais līmenis. Valsts regulētu tarifu sistēmā atbalsta cenas līmenis ir vienāds ar tarifa vērtību. Šajā ziņojumā izmantoto ražošanas izmaksu avots ir Green-X .

[3] Potenciāls jāsaprot kā „realizējamais papildu sasniedzamais potenciāls, pieņemot, ka ir iespējams pārvarēt visas esošās barjeras un ka visi virzītājspēki darbojas”. Sīkākiem skaidrojumiem skat. 3. pielikumu.

[4] Izmaksas elektrības ražošanai uz sauszemes, izmantojot vēja enerģiju, svārstās no EUR 40 līdz EUR 100 par MWh, bet izmaksas, izmantojot biomasu, svārstās no EUR 25 līdz EUR 220 par MWh.

[5] Atbalsta līmenis biomasai ir vairāk saistīts ar citiem faktoriem, tādiem kā paņēmienu izvēle (lielas vai mazas iekārtas, vai ir izmantota jaukta degviela), nevis ar izvēlēto instrumentu (valsts regulētie tarifi vai zaļais sertifikāts).

[6] Ir svarīgi, kā attīstīsies zaļo sertifikātu cenas turpmākajos gados. Šajā dokumentā sniegtā analīze pamatojas uz sertifikātu konstantu vērtību.

[7] Salmu izmantošana biomasas enerģijas iegūšanā ir iekļauta biomasas mežsaimniecībā, kaut gan tie pēc izcelsmes nav mežsaimniecības produkts. Dānija ir valsts, kurā visvairāk izmanto šo biomasas veidu.

[8] Biogāze iekļauj visus biomasas fermentācijas procesus: biogāze kopā ar fermentāciju, notekūdeņu attīrīšanas iekārtās un atkritumu izgāztuvēs iegūtās gāzes.

[9] Lauksaimniecības biogāze ir dzīvnieku un augu valsts produktu atkritumu, vai kultūru, ko audzē tieši enerģijas ražošanai, īpašas apstrādes rezultāts. Biogāzes no atkritumu izgāztuvēm iegūst, savācot metānu no atkritumiem.

[10] OV C 37., 3.2.2001., 3. lpp.

[11] Juridiskā nošķirtība Direktīvā 2003/54/EK aprakstīta šādi: lai nodrošinātu efektīvu un nediskriminējošu pieeju tīklam, sadales un pārvades sistēmas jāekspluatē organizācijām, kuras ir juridiski un funkcionāli šķirtas, jo īpaši no ražošanas un piegādes.

[12] Termiņš, kad enerģijas tirgos beidzas piedāvājumu pieņemšana no elektrības ražotājiem.

[13] Lielbritānijā zaļie sertifikāti ir galvenā atbalsta shēma neizsīkstošiem enerģijas avotiem. Dānijā un Spānijā izmanto valsts regulētus tarifus.

[14] Atgādinājumam: uzcenojumu sistēmu parasti klasificē kā valsts regulēto tarifu sistēmu, kaut gan pastāv atšķirības: uzcenojumu piemēro NEA–E ražotājiem virs tirgus cenas. Galīgā no neizsīkstošiem avotiem iegūtas enerģijas cena svārstās līdz ar parastās elektrības tirgus cenu.

[15] Valsts regulēto tarifu sistēmā Spānijā iekļauti izdevumi par novirzēm elektrības ražošanā NEA ražotājiem, tāpat kā pārējiem elektrības ražotājiem.

[16] Šobrīd aptuveni 11% no visas elektrības Eiropā ir pārrobežu tirdzniecības objekts.

[17] NIMBisms - saīsinājums no angļu “Not In My Back Yard” („ne manā pagalmā”).

[18] Apspriedi ar ieinteresētajām personām veica ar interneta aptaujas starpniecību un tai sekojošām pārrunām. Šo procesu apraksta ietekmes novērtējumā, kas pievienots šim paziņojumam.

[19] Šādu termiņu piemēro Nīderlandē un Skotijā.

[20] Britu Vēja enerģijas asociācija publicē apstiprināto projektu ikgadējo procentuālo attiecību: iepriekšējā, 2004., gadā apstiprināto projektu procentuālā attiecība bija 80%.

[21] Skatīt Tiesas spriedumu 20.2.2001 C-205/99, „Analir”

[22] Direktīvas 2001/77/EK 5. pants.

[23] Direktīva 2003/54/EK par kopīgiem noteikumiem attiecībā uz elektrības iekšējo tirgu un Direktīvas 96/92/EK atcelšanu.

[24] Direktīva 2003/96/EK par nodokļu uzlikšanu energoproduktiem un elektroenerģijai (OV 283/51, 31.10.2003.)

[25] EP 2005. gada 28. septembra rezolūcija ( Turmes ziņojums par neizsīkstošiem enerģijas avotiem).

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

[27] TGC = tradable green certificates.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

[46] CHP = Combined Heat and Power generation.

[47] The structure of the elect