Tarifa de alimentación

Existen tres métodos de compensación.

• Tarifa de alimentación  : la compensación es superior a la tarifa minorista y, a medida que aumenta el porcentaje de usuarios, la tarifa de alimentación se reduce a la tarifa minorista.
• La medición neta  permite a los productores consumir electricidad de la red, por ejemplo, cuando no hay viento. Los créditos suelen acumularse para periodos futuros. Los pagos (a la compañía eléctrica o al consumidor) dependen del consumo neto.
• Contrato de Compra de Energía (PPA)  : financia la generación de electricidad y suele tener un precio inferior al precio minorista. Sin embargo, en el caso de la energía solar, puede ser más elevada en algunos países, ya que se genera en momentos de máxima demanda.

La primera forma de tarifa de alimentación (con otro nombre ) se implementó en Estados Unidos en 1978 bajo la presidencia de Jimmy Carter , quien promulgó la Ley Nacional de Energía (NEA). Esta ley incluía cinco leyes distintas, una de las cuales era la Ley de Políticas Regulatorias de Servicios Públicos (PURPA). El objetivo de la Ley Nacional de Energía era fomentar el ahorro energético y desarrollar nuevos recursos energéticos, incluyendo energías renovables como la eólica, la solar y la geotérmica . ^{[ 22 ] [ 23 ]}

Dentro de la PURPA había una disposición que obligaba a las empresas de servicios públicos a comprar electricidad generada por productores independientes de energía calificados a tarifas que no excedieran su costo evitado. ^{[ 23 ]} Los costos evitados estaban diseñados para reflejar el costo en que una empresa de servicios públicos incurriría para proporcionar esa misma generación eléctrica . En la década de 1980 prevalecieron diferentes interpretaciones de la PURPA: algunas empresas de servicios públicos y comisiones estatales de servicios públicos interpretaron los costos evitados de forma restrictiva como costos de combustible evitados, mientras que otras optaron por definir "costos evitados" como el "costo marginal a largo plazo evitado" de la generación. ^{[ 23 ]} Los costos a largo plazo se referían al costo previsto de la electricidad en los años venideros. Este último enfoque fue adoptado por California en su Contrato de Oferta Estándar No. 4. ^{[ 24 ]} Otra disposición incluida en la ley PURPA era que las empresas de servicios públicos tenían prohibido poseer más del 50% de los proyectos, para incentivar la entrada de nuevos participantes. ^{[ 23 ]}

Para cumplir con la PURPA, algunos estados comenzaron a ofrecer Contratos de Oferta Estándar a los productores. La Comisión de Servicios Públicos de California estableció varios Contratos de Oferta Estándar, incluyendo precios fijos basados ​​en el costo esperado de generación a largo plazo. Las estimaciones a largo plazo de los costos de electricidad se basaron en la creencia (muy extendida en ese momento) de que los precios del petróleo y el gas seguirían aumentando. ^{[ 25 ]} Esto dio lugar a un programa creciente de precios de compra fijos, diseñado para reflejar los costos evitados a largo plazo de la nueva generación de electricidad. Para 1992, los productores privados de energía habían instalado aproximadamente 1700  MW de capacidad eólica en California, parte de la cual todavía está en servicio hoy. La adopción de la PURPA también condujo a una generación significativa de energía renovable en otros estados como Florida y Maine. ^{[ 23 ]}

No obstante, la PURPA conserva connotaciones negativas en el sector eléctrico estadounidense. Cuando los precios del petróleo y el gas se desplomaron a finales de la década de 1980, los Contratos de Oferta Estándar firmados para fomentar el desarrollo de nuevas energías renovables parecían elevados en comparación. En consecuencia, los contratos de la PURPA pasaron a considerarse una carga costosa para los consumidores de electricidad. ^{[ 25 ]}

Otra fuente de oposición a la PURPA surgió del hecho de que fue diseñada para fomentar la generación de energía no convencional. Esto fue interpretado como una amenaza por muchas grandes empresas de servicios públicos, en particular por los proveedores monopolísticos . Como resultado de su fomento de la generación de energía no convencional, la PURPA también se ha interpretado como un paso importante hacia el aumento de la competencia. ^{[ 23 ]}

En 1990, Alemania adoptó su « Stromeinspeisungsgesetz » (StrEG), o «Ley de suministro de electricidad a la red». ^{[ 26 ]} La StrEG obligaba a las empresas de servicios públicos a comprar electricidad generada por proveedores de energías renovables a un porcentaje del precio minorista vigente de la electricidad. El porcentaje ofrecido para la energía solar y eólica se fijó en el 90 % del precio de la electricidad residencial, mientras que otras tecnologías, como la energía hidroeléctrica y las fuentes de biomasa, se ofrecían a porcentajes que oscilaban entre el 65 % y el 80 %.  Se incluyó un límite máximo de proyecto de 5 MW. ^{[ 26 ]}

Si bien la StrEG de Alemania fue insuficiente para fomentar tecnologías más costosas como la fotovoltaica , demostró ser relativamente eficaz para fomentar tecnologías de menor costo como la eólica, lo que llevó al despliegue de 4400  MW de nueva capacidad eólica entre 1991 y 1999, que representaba aproximadamente un tercio de la capacidad eólica mundial total en 1999. ^{[ 10 ]}

Otro desafío que abordó StrEG fue el derecho a conectarse a la red. StrEG garantizó el acceso a la red a los productores de electricidad renovable . ^{[ 10 ]} En la década de 1990 se adoptaron leyes de alimentación basadas en porcentajes similares en España ^{[ 27 ]} y Dinamarca ^{[ 28 ]} .

La ley alemana de incentivos a la red sufrió una importante reestructuración en el año 2000 para convertirse en la Ley de Fuentes de Energía Renovables (2000) ( en alemán : Erneuerbare-Energien-Gesetz o EEG ). ^{[ 10 ]} El título es una ley que otorga prioridad a las fuentes de energía renovables. En su nueva forma, la ley demostró ser un marco político muy eficaz para acelerar el despliegue de energías renovables. ^{[ 29 ]} Entre los cambios importantes se incluyeron: ^{[ 29 ]}

• Los precios de compra se basaban en los costos de generación, lo que daba lugar a precios diferentes para distintas tecnologías y para proyectos de diferentes tamaños.
• Se permitió la participación de las empresas de servicios públicos.
• Las tarifas se diseñaron para disminuir anualmente en función de las reducciones de costos previstas, lo que se conoce como "digresión tarifaria".

Dado su gran éxito, la política alemana (modificada en 2004, 2009 y 2012) se utilizó a menudo como referencia para comparar otras políticas de tarifas de alimentación. Otros países también adoptaron el enfoque alemán. Los contratos a largo plazo se ofrecen generalmente de forma no discriminatoria a todos los productores de energía renovable. Dado que los precios de compra se basan en los costes, los proyectos gestionados de forma eficiente generan una tasa de retorno razonable. ^{[ 11 ] [ 30 ]} Este principio se estableció en la ley:

"Las tasas de compensación... se han determinado mediante estudios científicos, con la condición de que las tasas identificadas permitan que una instalación, cuando se gestione de forma eficiente, funcione de manera rentable, basándose en el uso de tecnología de vanguardia y dependiendo de las fuentes de energía renovables disponibles de forma natural en un entorno geográfico determinado."

Las políticas de tarifas de alimentación suelen apuntar a un retorno del 5-10%. El éxito de la energía fotovoltaica en Alemania resultó en una caída de los precios de la electricidad de hasta un 40% durante las horas pico de producción, con ahorros de entre 520 y 840 millones de euros para los consumidores. ^{[ 31 ] [ 32 ]} Los ahorros para los consumidores han significado, a su vez, reducciones en el margen de beneficio de las grandes compañías eléctricas , que reaccionaron presionando al gobierno alemán, que redujo los subsidios en 2012. ^{[ 32 ]} El aumento de la cuota de energía solar en Alemania también tuvo el efecto del cierre de centrales de generación de gas y carbón. ^{[ 33 ]}  

A menudo, toda la energía producida se inyecta a la red, lo que hace que el sistema funcione de forma similar a un PPA , según la aclaración anterior. Sin embargo, no es necesario un contrato de compraventa con una compañía eléctrica, sino que la tarifa de alimentación está gestionada por el Estado, por lo que se suele utilizar el término "tarifa de alimentación" (en alemán, "Einspeisetarif"). Desde alrededor de 2012, otros tipos de contratos se hicieron más comunes, ya que se impulsaron los PPA y, para proyectos solares a pequeña escala , el uso directo de la energía se volvió más atractivo cuando la tarifa de alimentación se redujo en comparación con los precios de la energía comprada.

El 1 de agosto de 2014 entró en vigor una versión revisada de la Ley de Fuentes de Energía Renovables. Ahora, los corredores de despliegue específicos estipulan el alcance de la expansión futura de las energías renovables, y las tarifas de financiación (tarifas de alimentación) para la nueva capacidad dejarán de ser fijadas por el gobierno y se determinarán mediante subasta, comenzando con las plantas solares terrestres. ^{[ 34 ]} Esto representó un cambio importante en la política y se extenderá aún más a partir de 2017 con procesos de licitación para la energía eólica terrestre y marina.

Para cubrir los costos adicionales de producción de electricidad a partir de fuentes renovables y los costos de diversificación, los productores de electricidad de fuentes renovables reciben una bonificación por cada kWh producido, comercializado o consumido. Para la electricidad generada únicamente mediante energía solar o calor radiante, la bonificación es del 300 % del precio por kWh de electricidad producida por el operador del mercado definido por la Ley 02-01 del 22 de Dhu El Kaada de 1422, correspondiente al 5 de febrero de 2002, hasta que la contribución mínima de la energía solar represente el 25 % de toda la energía primaria. Para la electricidad generada en instalaciones que utilizan sistemas solares térmicos híbridos de gas y energía solar, la bonificación es del 200 % del precio por kWh.

Para contribuciones de energía solar inferiores al 25%, dicha bonificación se paga bajo las siguientes condiciones:

El precio de la electricidad lo fija la CREG (Comisión Reguladora de Gas y Electricidad). Según la última decisión adoptada, el consumidor paga por su electricidad de la siguiente manera:

• 1,77 DZD/kWh para un consumo inferior a 41,6 kWh/mes.
• 4,17 DZD/kWh para un consumo superior a 41,6 kWh/mes.

Otros consumidores (industria, agricultura, etc.) pagan 4,17 DZD/kWh.

La tarifa de alimentación ofrece bonificaciones del 160 % para la electricidad generada mediante cogeneración, teniendo en cuenta el uso de energía térmica, que representa el 20 % de la energía primaria total utilizada. Las bonificaciones para la electricidad generada con energía solar y la cogeneración son acumulativas. La remuneración por la electricidad generada está garantizada durante toda la vida útil de la planta.

Las tarifas de alimentación se introdujeron en 2008 en Australia Meridional y Queensland , en 2009 en el Territorio de la Capital Australiana y Victoria , y en 2010 en Nueva Gales del Sur , Tasmania y Australia Occidental . El Territorio del Norte ofrece solo planes locales de tarifas de alimentación. La senadora de los Verdes de Tasmania, Christine Milne, propuso un plan federal uniforme para reemplazar todos los planes estatales, pero no se promulgó. ^{[ 51 ]} A mediados de 2011, la tarifa de alimentación en Nueva Gales del Sur y el Territorio de la Capital Australiana se había cerrado a los nuevos generadores, ya que se había alcanzado el límite de capacidad instalada. En Nueva Gales del Sur, tanto la tarifa de alimentación como el límite se redujeron debido a los ajustes originales excesivamente generosos. ^{[ 52 ]} El nuevo gobierno conservador de Victoria reemplazó la tarifa de alimentación original con una tarifa de alimentación transitoria menos generosa de 25 centavos por kilovatio-hora para cualquier exceso de energía generada al uso del generador, a la espera del resultado de una investigación de la Comisión de Competencia y Eficiencia de Victoria. Esto no cumple con la definición normal y se ha denominado "tarifa de alimentación falsa". Se trata de una medición neta con un pago por cada kilovatio de crédito en lugar del abono habitual. ^{[ 53 ]}

Ontario introdujo una tarifa de alimentación en 2006, revisada en 2009 ^{[ 54 ]} y 2010, aumentando de 42¢/kWh a 80,2¢/kWh para  proyectos fotovoltaicos conectados a la red de microescala (≤10 kW), ^{[ 55 ] [ 56 ]} y disminuyendo a 64,2¢/kWh para solicitudes recibidas después del 2 de julio de 2010. Las solicitudes recibidas antes de esa fecha tenían hasta el 31 de mayo de 2011 para instalar el sistema y recibir la tarifa más alta. ^{[ 57 ]} El programa FiT de Ontario incluye un cuadro tarifario para proyectos más grandes de hasta 10  MW inclusive, parques solares a una tarifa reducida. A abril de 2010, se habían aprobado varios cientos de proyectos, incluidos 184 proyectos a gran escala, por un valor de 8  mil millones de dólares. ^{[ 58 ]} Para abril de 2012, se habían instalado 12.000 sistemas y la tarifa disminuyó a 54,9¢/kWh, para las solicitudes recibidas después del 1 de septiembre de 2011. ^{[ 59 ] [ 60 ]} El cuadro de precios de 2013 revisó los precios solares a la baja a 28–38¢/kWh. ^{[ 61 ]}

La Ley de Energías Renovables entró en vigor en 2006 e introdujo el primer mecanismo de tarifa de alimentación para energías renovables en China. ^{[ 64 ]}

En agosto de 2011, se emitió una tarifa solar nacional de aproximadamente US$0,15 por kWh. ^{[ 65 ]}

China ha implementado un sistema tarifario para las nuevas centrales eólicas terrestres con el objetivo de apoyar a los operadores de proyectos con dificultades y garantizar su rentabilidad. La Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma (CNDR), la agencia de planificación económica del país, introdujo cuatro categorías tarifarias para los proyectos eólicos terrestres, clasificadas por región. Las zonas con recursos eólicos más favorables tendrán tarifas más bajas, mientras que las regiones con menor producción se beneficiarán de tarifas más generosas.

Las tarifas se fijan en 0,51 yuanes (0,075 dólares estadounidenses, 0,05 libras esterlinas), 0,54 yuanes, 0,58 yuanes y 0,61 yuanes por kilovatio-hora. Estas tarifas representan un sobreprecio significativo en comparación con la tarifa promedio de 0,34 yuanes por kilovatio-hora que se paga a las centrales eléctricas de carbón. ^{[ 66 ]}

La República Checa introdujo una tarifa con la ley n.º 180/2005 en 2005. ^{[ 67 ]} La tarifa está garantizada por 15 a 30 años (dependiendo de la fuente). Las fuentes subvencionadas son la pequeña hidroeléctrica (hasta 10  MW), la biomasa, el biogás, la energía eólica y la fotovoltaica. A partir de 2010La tarifa más alta fue de 12,25 CZK /kWh para sistemas fotovoltaicos pequeños. ^{[ 68 ]} En 2010,  se instalaron más de 1200 MW de energía fotovoltaica, pero a finales de año, la tarifa de alimentación (FiT) se eliminó para los sistemas más grandes y se redujo en un 50 % para los sistemas más pequeños. En 2011, no se instaló ningún sistema fotovoltaico . ^{[ 69 ]}

El 20 de septiembre de 2014, el Ministerio de Electricidad anunció la nueva tarifa de alimentación (FIT) para la electricidad generada a partir de fuentes de energía nuevas y renovables para hogares y empresas del sector privado. ^{[ 70 ]} La FIT se aplicaría en dos fases, la fecha oficial para la aplicación de la primera fase fue el 27 de octubre de 2014 y la segunda fase se aplicaría dos años después de la primera fase (que se lanzó el 28 de octubre de 2016).

En la fase inicial, la tarifa energética se estructura en cinco categorías. La generación solar residencial tiene un precio de  0,848 EGP por kilovatio-hora (kWh), mientras que las instalaciones no residenciales de menos de 200 kilovatios pagan  0,901 EGP/kWh. Para instalaciones entre 200 y 500 kilovatios, la tarifa aumenta a 0,973  EGP/kWh. Las instalaciones no residenciales más grandes, que van desde 500  kilovatios hasta 20  megavatios, se pagan en USD a una tarifa de 0,136 USD/kWh (con el 15 % de la tarifa vinculado a un tipo de cambio de 7,15 EGP por USD). La categoría más alta, que abarca de 20 a 50 MW, paga 0,1434 USD/kWh. Las tarifas de energía eólica varían según las horas de funcionamiento, que van desde 0,1148 USD/kWh hasta 0,046 USD/kWh.

En la fase subsiguiente, las categorías de generación solar se redujeron a cuatro. La tarifa residencial aumentó a 1,0288  EGP/kWh. Las instalaciones no residenciales de menos de 500  kW pagan 1,0858  EGP/kWh. Para instalaciones entre 500  kW y 20  MW, la tarifa es de 0,0788 US$/kWh, y para aquellas entre 20  MW y 50  MW, es de 0,084 US$/kWh (con el 30% de la tarifa vinculado a un tipo de cambio de 8,88 EGP por USD). ^{[ 71 ]}

El gobierno compraría la electricidad generada por los inversionistas, teniendo en cuenta la inflación, mientras que el consumo se pagaría en moneda local y las tasas de depreciación se revisarían después de dos años. El Ministerio de Finanzas proporcionará financiamiento bancario subsidiado en condiciones favorables para hogares e instituciones que utilicen menos de 200  kW a una tasa del 4% y del 8% para 200–500 kW. El gobierno está preparando una ley que permitiría que terrenos estatales se destinen a nuevos proyectos de producción de energía bajo un sistema de usufructo a cambio del 2% de la energía producida. Las compañías eléctricas estarían obligadas a comprar y transportar la energía. El nuevo sistema tarifario también incluye una reducción del 2% en los aranceles sobre los suministros de producción de energía nueva y renovable, mientras que la proporción de financiamiento bancario se ha fijado entre el 40% y el 60%. El gobierno esperaba que la energía nueva y renovable representara el 20% de la matriz energética total de Egipto para 2020. ^{[ 72 ]}

La Unión Europea no gestiona ni fomenta necesariamente los sistemas de tarifas de alimentación, ya que es competencia de los Estados miembros.

Sin embargo, los planes de tarifas de alimentación en Europa han sido impugnados conforme al derecho europeo por constituir ayudas estatales ilegales . PreussenElektra presentó una demanda relativa a la Ley alemana de tarifas de alimentación de electricidad ( Stromeinspeisungsgesetz ). En 2001, el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TJUE) dictaminó que los acuerdos alemanes no constituían ayudas estatales. ^{[ 73 ]} El tribunal concluyó que:

Las disposiciones legales de un Estado miembro que, en primer lugar, exigen a las empresas privadas de suministro eléctrico que compren la electricidad producida en su área de suministro a partir de fuentes de energía renovables a precios mínimos superiores al valor económico real de ese tipo de electricidad y, en segundo lugar, distribuyen la carga financiera resultante de esa obligación entre esas empresas de suministro eléctrico y los operadores privados de redes eléctricas aguas arriba no constituyen ayuda estatal en el sentido del artículo 92, apartado 1, del Tratado CE.

El propuesto Acuerdo Transatlántico de Comercio e Inversión (TTIP) amenaza con desmantelar los sistemas de tarifas de alimentación en toda la Unión Europea. El borrador del capítulo energético del TTIP, filtrado a The Guardian en julio de 2016, exige que los operadores de redes energéticas concedan acceso al gas y la electricidad «en condiciones comerciales razonables, transparentes y no discriminatorias, incluso entre los distintos tipos de energía». ^{[ 75 ]} Esto expondría los sistemas de tarifas de alimentación a la competencia comercial, incluido el utilizado por Alemania. El eurodiputado verde Claude Turmes declaró: «Estas propuestas [del TTIP] son ​​totalmente inaceptables. Sabotearían la capacidad de los legisladores de la UE para priorizar las energías renovables y la eficiencia energética sobre los combustibles fósiles insostenibles. Se trata de un intento de socavar la democracia en Europa». ^{[ 75 ]}

El procedimiento administrativo para sistemas fotovoltaicos terrestres se modificó significativamente a finales de 2009. La distinción entre segmentos se basaba fundamentalmente en la capacidad, lo que determinaba la complejidad del proceso administrativo. El 15 de septiembre de 2011 se abrió una convocatoria de licitación para proyectos fotovoltaicos de más de 250  kWp _. Los proyectos debían analizarse según múltiples criterios, incluida la tarifa solicitada por el solicitante.

Introducida por primera vez en 2000, la Ley de Fuentes de Energía Renovables ( en alemán : Erneuerbare-Energien-Gesetz ) se revisa periódicamente. Su predecesora fue la Stromeinspeisegesetz de 1991. En mayo de 2008, el coste del programa añadía aproximadamente 1,01 € (1,69 US$) a cada factura mensual de electricidad residencial. ^{[ 77 ]} En 2012, los costes aumentaron a 0,03592 €/kWh. ^{[ 78 ]} No obstante, por primera vez en más de diez años, los precios de la electricidad para los clientes domésticos bajaron a principios de 2015. ^{[ 79 ]}

Las tarifas para la electricidad fotovoltaica varían según el tamaño del sistema y su ubicación. En 2009, se incrementaron las tarifas para la electricidad consumida inmediatamente en lugar de inyectada a la red, con rendimientos crecientes si más del 30 % de la producción total se consume en el sitio. Esto tiene como objetivo incentivar la gestión de la demanda y ayudar a desarrollar soluciones para la intermitencia de la energía solar. ^{[ 80 ]} La duración de la tarifa suele ser de 20 años calendario más el año de instalación. Los sistemas reciben la tarifa vigente en el momento de la instalación durante todo el período.

La tarifa de alimentación, vigente desde el 1 de agosto de 2004, fue modificada en 2008. ^{[ 81 ]} En vista de las tasas de crecimiento inesperadamente altas, la depreciación se aceleró y se creó una nueva categoría (>1000  kW _p ) con una tarifa más baja. La prima de fachada fue abolida. En julio de 2010, la Ley de Fuentes de Energía Renovables fue nuevamente enmendada para reducir las tarifas en un 16% adicional además de la depreciación anual normal, ya que los precios de los paneles fotovoltaicos habían caído drásticamente en 2009. La duración del contrato es de 20 años.

Las tarifas de alimentación fotovoltaica para 2013 son: ^{[ 82 ]}

India inauguró su programa de energía solar más reciente hasta la fecha en enero de 2010. La Misión Solar Nacional Jawaharlal Nehru (JNNSM) fue anunciada oficialmente por el Primer Ministro de India el 12 de enero. ^{[ 83 ]} Este programa tenía como objetivo instalar 20  GW de energía solar para 2022. La primera fase de este programa se dirigió a 1000  MW, pagando una tarifa fijada por la Comisión Reguladora Central de Electricidad (CERC) de India. Si bien en espíritu se trata de una tarifa de alimentación, varias condiciones afectan el tamaño del proyecto y la fecha de puesta en marcha. La tarifa para proyectos solares fotovoltaicos se fija en ₹ 17,90 (US$0,397)/kWh. La tarifa para proyectos solares térmicos se fija en ₹ 15,40 (US$0,342/kWh). La tarifa será revisada periódicamente por la CERC. En 2015, la tarifa de alimentación era de aproximadamente 7,50 rupias (0,125 dólares estadounidenses) por kWh y se aplica principalmente a nivel de la compañía eléctrica. La tarifa de alimentación para plantas fotovoltaicas en tejados aún no se aplica. Muchos comercializadores de electricidad (aunque no todos) han introducido una tarifa de alimentación. Esta tarifa paga al propietario del sistema fotovoltaico por el excedente de electricidad generada y no utilizada. Si se utiliza toda la energía producida, la factura de electricidad se reducirá.

Bajo una tarifa de alimentación bruta (actualmente no disponible para nuevas conexiones), cada unidad de electricidad generada se exporta a la red eléctrica, con reembolso al propietario de los paneles solares . Es necesario solicitar la autorización a la compañía eléctrica y acordar el pago por cada kWh exportado. Las compañías eléctricas pueden modificar las tarifas, y existen ventajas y desventajas para cada una.

También existe un grupo de apoyo a la energía solar llamado Solar Citizens, que aboga por una tarifa de alimentación justa. Los instaladores de paneles solares de LG probablemente conozcan a las compañías eléctricas más favorables a la energía solar.

El gobierno indonesio, operando principalmente a través de la Corporación Estatal de Electricidad ( Perusahaan Listrik Negara, o PLN ), incentivó a los productores independientes de energía (IPP) a invertir en el sector eléctrico. Numerosos IPP están invirtiendo en grandes centrales (de más de 500  MW) y en muchas centrales más pequeñas (de 200  MW o menos). Para respaldar esta inversión, se firman acuerdos de compra de energía (PPA) con PLN. Los precios varían ampliamente, desde precios relativamente bajos para grandes centrales de carbón, como la central de carbón de Cirebon , que comenzó a operar a finales de 2012, hasta precios más altos para centrales geotérmicas más pequeñas que producen energía más cara desde ubicaciones distantes, como la central geotérmica de Wayang Windu en Java Occidental . Indonesia ha establecido una serie de regulaciones de tarifas de alimentación (FIT) para diferentes formas de generación de electricidad renovable, por ejemplo, energía geotérmica y energía solar fotovoltaica. Estas regulaciones establecen el precio que PLN debe pagar al IPP en diversas circunstancias, siempre que se cumplan las condiciones previas.

La Organización de Energías Renovables de Irán (SUNA; سانا) introdujo por primera vez una tarifa de alimentación en 2008. Se estableció un precio de compra de 1300 riales /kWh (900 riales/kWh para 4 horas nocturnas) para la electricidad proveniente de todo tipo de recursos renovables. ^{[ 84 ]} En 2013, el Ministerio de Energía introdujo nuevas tarifas de alimentación, que se fijaron en 4442 riales/kWh (0,15 USD). Las condiciones establecidas por el gobierno están mejorando y hay tarifas de alimentación [FiT] altas. Las FiT se incrementaron recientemente y ahora se fijan en un razonable 0,18 USD por kWh para la energía eólica. Las FiT para paneles solares (por debajo de 10 MW _p ) se han reducido en un 27 % desde abril de 2016. Ahora son 4900 riales/kWh (0,14 USD/kWh). En 2016, los Gobiernos modificaron la tarifa ^{[ 85 ]} y diferenciaron la tarifa para cada tipo de tecnología renovable.     

REFIT III apoya la producción de electricidad a mediana y gran escala a partir de fuentes de bioenergía como biomasa, cogeneración de biomasa y cogeneración por digestión anaeróbica. El programa REFIT es administrado por el Departamento de Clima, Energía y Medio Ambiente . El programa se implementó tras una intensa labor de presión por parte de organizaciones representativas de la industria, como la Asociación Irlandesa de Bioenergía y la Asociación de Microgeneración de Energía. ^{[ 86 ]}

Los sistemas solares, eólicos, hidroeléctricos y de cogeneración residenciales y a microescala no reciben subvenciones ni deducciones fiscales. No existen tarifas de alimentación a la red disponibles para estos clientes, ni tampoco la medición neta. El suministro eléctrico compartido entre propiedades, tanto cooperativas como privadas, es ilegal. ^{[ 87 ]} Electric Ireland ofreció una tarifa de alimentación a la red de 9 céntimos/kWh hasta diciembre de 2014, fecha en la que se retiró sin ser reemplazada. Los ingresos procedentes de esta tarifa estaban sujetos a un impuesto sobre la renta de hasta el 58 %. No existen otras tarifas de alimentación a la red para sistemas a microescala. ^{[ 88 ]}

A los propietarios de viviendas con sistemas de microgeneración conectados a la red se les cobra un "recargo por bajo consumo" de 9,45 € por ciclo de facturación por importar menos de 2 kWh al día o por ser exportadores netos de energía en un período de facturación. ^{[ 89 ]}

El 2 de junio de 2008, la Autoridad de Servicios Públicos de Israel aprobó una tarifa de alimentación para plantas solares. La tarifa está limitada a una instalación total de 50  MW durante 7 años, lo que ocurra primero, con un máximo de 15  kWp para instalaciones _{residenciales} y un máximo de 50  kWp para instalaciones comerciales . ^{[ 90 ]} Bank Hapoalim ofreció préstamos a 10 años para la instalación de paneles solares. ^{[ 91 ]} _{El Ministerio de} Infraestructuras Nacionales anunció que ampliaría el esquema de tarifa de alimentación para incluir centrales solares de tamaño mediano que oscilan entre 50 kilovatios y 5 megavatios . El nuevo esquema tarifario llevó a la empresa solar Sunday Solar Energy a anunciar que invertiría 133 millones de dólares para instalar paneles solares fotovoltaicos en kibutzim , que son comunidades sociales que dividen los ingresos entre sus miembros. ^{[ 92 ]} 

Italia introdujo una tarifa de alimentación en febrero de 2007. Para 2011, Italia instaló 7128  MW, ^{[ 93 ]} solo por detrás de Alemania (7500  MW), ^{[ 94 ]} y redujo la tarifa de alimentación. ^{[ 95 ]}

El 1 de julio de 2012 entró en vigor una tarifa de alimentación (FiT) de 42 yenes (0,525 dólares estadounidenses) por kWh durante 10 años para sistemas de menos de 10  kW, y de 40 yenes (0,50 dólares estadounidenses) para sistemas de mayor tamaño, pero durante 20 años. La tarifa se revisaría anualmente para los sistemas conectados posteriormente. ^{[ 96 ]}

Para asegurar el precio de la segunda ronda de 37,8 ¥/kWh para un plazo de PPA  de 20 años , los inversores extranjeros deben completar las siguientes acciones antes del 31 de marzo de 2014:

1. adquirir derechos firmes sobre un sitio de proyecto (ya sea mediante la compra de terrenos, la celebración de un contrato de arrendamiento o la obtención de un compromiso firme por escrito de un propietario para que ponga a disposición un sitio de proyecto);
2. presentar una solicitud de consulta y conexión a la red eléctrica a la empresa de servicios eléctricos que comprará energía del proyecto de energía renovable correspondiente (es decir, la empresa de servicios públicos que opera en el área geográfica en la que se ubica el proyecto); y
3. obtener la aprobación de su planta de generación por parte del Ministerio de Economía, Comercio e Industria ("METI") de conformidad con el Artículo 6 de la Ley de Energías Renovables.

Los proyectos que completen los pasos anteriores antes del 31 de marzo de 2014 podrán suscribir un PPA de 20 años con la compañía eléctrica correspondiente a un precio de 37,8  ¥/kWh durante 20 años. ^{[ 97 ]}

El Gabinete neerlandés acordó el 27 de marzo de 2009 implementar algunas partes de una tarifa de alimentación en respuesta a la crisis financiera de 2008. [ ^{98 ] La} regulación propuesta puede ajustar el sistema de incentivos de cuota. A partir del verano de 2009, los Países Bajos operaban un sistema de subsidios. El presupuesto de subsidios tiene una cuota para diversos tipos de energía, en varias decenas de millones de euros. El presupuesto para energía eólica apenas se utilizó, porque las tarifas son demasiado bajas. El presupuesto de 2009 para energía eólica terrestre fue de 900  MW (incluidos 400  MW no utilizados de 2008); solo  se utilizaron 2,5 MW. Las empresas de servicios públicos neerlandesas no tienen obligación de comprar energía de los parques eólicos. Las tarifas cambian anualmente. Esto creó condiciones de inversión inciertas. El sistema de subvenciones se introdujo en 2008. El anterior plan de subvenciones de 2003, Ministeriële regeling milieukwaliteit elektriciteitsproductie (Reglamento ministerial para la producción de electricidad ambiental), que se financiaba mediante un cargo anual de 100 euros por hogar además de los impuestos sobre la energía, se suspendió en 2006 por considerarse demasiado caro. ^{[ 99 ]} En 2009, todavía se construían parques eólicos neerlandeses con subvenciones del antiguo plan. Tanto el antiguo como el nuevo plan de subvenciones se financiaban con cargo al presupuesto general.

En 2011 se adoptó brevemente una tarifa de alimentación a la red, pero finalizó un mes después, en febrero.

Bajo la política energética portuguesa, se ofrecen tarifas de alimentación a las fuentes renovables (excepto la gran hidroeléctrica) así como a la generación microdistribuida (por ejemplo, solar fotovoltaica, eólica), residuos y cogeneración, y generación de cogeneración a partir de fuentes renovables y no renovables, con las tarifas más antiguas que datan de 1998. ^{[ 104 ]} La tarifa de alimentación más alta es para la energía fotovoltaica, comenzando en más de 500 €/MWh en 2003, y luego disminuyendo a 300 €/MWh; la mayoría de las demás tarifas han aumentado constantemente y se han estabilizado entre 80 y 120 €/MWh. ^{[ 104 ]} Se encontró que la política portuguesa tuvo impactos positivos durante el período 2000-2010, con una reducción de emisiones de 7,2  Mt CO ₂ eq, un aumento del PIB de 1.557  mil millones de euros y una creación de 160 mil años de empleo. ^{[ 105 ]} Los impactos a largo plazo aún no se han evaluado, ya que las tarifas aún no han expirado para las primeras instalaciones. ^{[ 105 ]} En 2012, el gobierno eliminó todas las tarifas de alimentación para nuevas instalaciones mediante la aprobación de la ley 215-B/2012 y, hasta la fecha, Portugal no tiene ninguna tarifa de alimentación, ni las tiene previstas. Dado que los impuestos se pagan además de cada kWh de electricidad consumida en tiempo real (lo que genera ±0,24 €), pero solo se paga el precio bruto de la electricidad al inyectarla a la red (±0,04 €), no es posible calcular los totales de kWh al final del año y costaría muy caro a los portugueses. Por lo tanto, las instalaciones de baterías tienen sentido para los hogares portugueses.

Según la Ley de Energía Renovable de 2008, la Comisión Reguladora de Energía de Filipinas puede "(garantizar) una tarifa fija por kilovatio-hora (las tarifas FIT) para los productores de energía que aprovechan la energía renovable bajo el sistema FIT". ^{[ 106 ]} En febrero de 2015, la ERC acordó otorgar una tarifa FIT de P8,69  por kilovatio-hora durante 20 años al parque eólico Burgos de la Corporación de Desarrollo Energético . ^{[ 106 ]}

A partir de 2022, la provincia del Cabo Occidental en Sudáfrica permite tarifas de alimentación ( Archivado el 25/01/2022 en Wayback Machine ).

El 31 de marzo de 2009 , el Regulador Nacional de Energía de Sudáfrica ( NERSA ) anunció un sistema de tarifas de alimentación diseñado para producir 10  TWh de electricidad al año para 2013. Estas tarifas eran sustancialmente más altas que las de la propuesta original de NERSA. Dichas tarifas, diferenciadas por tecnología, debían pagarse durante 20 años.

NERSA indicó en su comunicado que las tarifas se basaban en el costo de generación más un margen de beneficio razonable. Las tarifas para la energía eólica y la energía solar de concentración se encontraban entre las más atractivas del mundo.

La tarifa para la energía eólica, 1,25  ZAR/kWh (0,104 €/kWh), era superior a la ofrecida en Alemania y mayor que la propuesta en Ontario, Canadá.

La tarifa para la energía solar de concentración, 2,10  R/kWh, era inferior a la de España. El programa revisado de NERSA se elaboró ​​tras una amplia consulta pública.

Stefan Gsänger, Secretario General de la Asociación Mundial de Energía Eólica, declaró: «Sudáfrica es el primer país africano en introducir una tarifa de alimentación para la energía eólica. Muchos inversores, tanto pequeños como grandes, podrán ahora contribuir al despegue de la industria eólica en el país. Esta inversión descentralizada permitirá a Sudáfrica superar su actual crisis energética. También ayudará a muchas comunidades sudafricanas a invertir en parques eólicos y a generar electricidad, nuevos empleos y nuevos ingresos. Nos complace especialmente que esta decisión se produzca poco después de que el Gobierno de la provincia canadiense de Ontario propusiera la primera ley de tarifas de alimentación de Norteamérica». ^{[ 107 ]}

Sin embargo, la tarifa se abandonó antes de su inicio en favor de un proceso de licitación competitiva lanzado el 3 de agosto de 2011. Bajo este proceso de licitación, el gobierno sudafricano planeó adquirir 3750  MW de energía renovable: 1850  MW de energía eólica terrestre, 1450  MW de energía solar fotovoltaica, 200  MW de energía termosolar de concentración (CSP), 75  MW de energía hidroeléctrica a pequeña escala, 25  MW de gas de vertedero, 12,5  MW de biogás, 12,5  MW de biomasa y 100  MW de pequeños proyectos. El proceso de licitación constaba de dos etapas:

• Fase de calificación. Los proyectos se evalúan en función de la estructura del proyecto, los aspectos legales, la adquisición y el uso del terreno, la financiación, la autorización medioambiental, los aspectos técnicos, el desarrollo económico y la garantía de la oferta.
• Fase de evaluación. Las ofertas que cumplen con los requisitos se evalúan en función de: (1) el precio en relación con un límite máximo establecido en la documentación de la licitación, que representa el 70% de la decisión, y (2) el desarrollo económico, que representa el 30% de la decisión.

La primera ronda de licitaciones debía presentarse el 4 de noviembre de 2011. Se esperaba que los acuerdos de compra de energía (PPA) estuvieran vigentes para junio de 2012. Los proyectos debían entrar en funcionamiento en junio de 2014, excepto los proyectos de energía termosolar de concentración (CSP), cuya puesta en marcha estaba prevista para junio de 2015.

La legislación española sobre tarifas de alimentación a la red se estableció mediante el Real Decreto 1578/2008 para instalaciones fotovoltaicas y el Real Decreto 661/2007 para otras tecnologías renovables que inyectan electricidad a la red pública. Originalmente contempladas en el Real Decreto 661/2007, las tarifas para la energía fotovoltaica se desarrollaron bajo una ley independiente debido a su rápido crecimiento.

El decreto 1578/2008 clasificó las instalaciones en dos grupos principales con tarifas diferenciadas:

1. Instalaciones integradas en edificios; con 34  c€/kWh en sistemas de hasta 20  kW de potencia nominal, y para sistemas superiores a 20  kW con un límite de potencia nominal de 2 MW, la tarifa es de 31  c€/kWh.
2. Instalaciones no integradas; 32  céntimos de euro/kWh para sistemas de hasta 10  MW de potencia nominal.

Para otras tecnologías, ajuste el decreto 661/2007:

El 27 de enero de 2012, el gobierno español suspendió temporalmente la recepción de solicitudes para proyectos que comenzaran a operar después de enero de 2013. La construcción y operación de los proyectos existentes no se vieron afectadas. ^{[ 108 ]} El sistema eléctrico del país tenía un  déficit de 24 mil millones de euros. ^{[ 109 ]} Los pagos de FiT no contribuyeron significativamente a ese déficit. ^{[ 110 ]} En 2008, se esperaba que el FiT resultara en  la instalación de 400 MW de energía solar. Sin embargo, fue tan alto que  se instalaron más de 2600 MW. ^{[ 111 ]} Las empresas de servicios públicos en España informaron que no tenían forma de trasladar los aumentos de costos a los consumidores mediante el aumento de tarifas y, en cambio, acumularon déficits, aunque esto está en disputa.

Suiza introdujo la denominada "Remuneración que cubre los costos por la inyección a la red eléctrica (CRF)" ^{[ 112 ]} el 1 de mayo de 2008.

El CRF se aplica a la energía hidroeléctrica (hasta 10 megavatios), la energía fotovoltaica, la energía eólica, la energía geotérmica, la biomasa y los residuos de biomasa, y tendrá una vigencia de entre 20 y 25 años, según la tecnología. La implementación se realiza a través del operador de la red eléctrica nacional, SWISSGRID . ^{[ 113 ]}

Aunque aparentemente elevado, el CRF ha tenido escaso efecto, ya que el coste total adicional para el sistema estaba limitado. Desde aproximadamente 2009, no se han podido financiar más proyectos. Alrededor de 15.000 proyectos esperaban la asignación de fondos. Si todos esos proyectos se llevaran a cabo, Suiza podría cerrar todas sus centrales nucleares, que actualmente suministran el 40% de su energía.

En 2011, tras el desastre de Fukushima, algunas compañías eléctricas locales, en su mayoría propiedad de pueblos y cantones/provincias, comenzaron a ofrecer selectivamente sus propias tarifas, creando así un pequeño auge.

En marzo de 2012, la tarifa KEV-FIT para energía solar fotovoltaica se había reducido varias veces a entre  0,30 y 0,40 CHF/kWh (entre 0,33 y 0,44 US$/kWh) según el tamaño, pero era superior a la de Alemania y la mayor parte del resto del mundo.

La tarifa de alimentación para la generación de energía renovable en Taiwán la establece la Oficina de Energía . Se aplica a la mayoría de las fuentes de energía renovable, a saber, solar, eólica, hidráulica, geotérmica, biomasa, residuos, etc. ^{[ 114 ]}

En 2006, el gobierno tailandés promulgó una tarifa que se pagaba además de los costos evitados por la empresa de servicios públicos, diferenciada por tipo de tecnología y tamaño del generador y garantizada por 7 a 10 años. La energía solar recibió la cantidad más alta, 8  baht/kWh (aproximadamente US$0,27/kWh). Los grandes proyectos de biomasa recibieron la más baja, 0,3  baht/kWh (aproximadamente 1  centavo de dólar estadounidense por kWh). Se proporcionaron subsidios adicionales por kWh para proyectos que compensaran el uso de diésel en áreas remotas. ^{[ 115 ]} A marzo de 2010, 1364  MW de energía renovable del sector privado estaban en línea, con 4104 MW adicionales  en desarrollo con PPA firmados. La biomasa constituía la mayor parte de esta capacidad: 1292  MW (en línea) y 2119  MW (solo PPA). La electricidad solar era la segunda, pero crecía más rápidamente, con 78  MW en línea y PPA firmados para 1759 MW adicionales  . ^{[ 116 ]}

Uganda lanzó una tarifa en 2011. La Uganda Electricity Transmission Company Limited poseía la licencia de transmisión en el país y la Autoridad Reguladora de Electricidad le encomendó proporcionar la siguiente tarifa de alimentación para proyectos de pequeña escala que oscilan entre 0,5  MW y 20  MW. ^{[ 117 ]}

Ucrania promulgó la ley «Sobre la tarifa de alimentación» el 25 de septiembre de 2008. Esta ley garantizaba el acceso a la red a los productores de energía renovable (pequeñas centrales hidroeléctricas de hasta 10  MW, eólica, biomasa, fotovoltaica y geotérmica). Las tarifas para los productores de energía renovable las establece el regulador nacional. ^{[ 118 ]} A febrero de 2013Se aplicaron las siguientes tarifas por kWh: biomasa –  1,3446 UAH (0,13 €), eólica –  1,2277 UAH (0,12 €), minihidráulica –  0,8418 UAH (0,08 €), solar –  5,0509 UAH (0,48 €). En caso de fluctuaciones significativas de la moneda nacional frente al euro, la tarifa de alimentación se ajusta. A partir de 2018, solar 0,18 €/kWh. En 2020, el gobierno ucraniano, dando un giro de 180 grados, declaró que, en las circunstancias actuales, la tarifa verde se había vuelto financieramente difícil de mantener e inició negociaciones con los productores de energía renovable sobre posibles reducciones de la tarifa verde. Tras el anuncio del gobierno ucraniano, varios inversores extranjeros amenazaron con iniciar reclamaciones de tratados de inversión en virtud del Tratado de la Carta de la Energía, lo que condujo a procedimientos de mediación y a la firma del Memorando de Entendimiento del 10 de junio de 2020. No obstante, el 21 de julio de 2020, el Parlamento de Ucrania aprobó la Ley de Ucrania «Sobre enmiendas a ciertas leyes de Ucrania para mejorar las condiciones de apoyo a la producción de electricidad a partir de fuentes de energía alternativas», que podría tener un impacto negativo en los inversores del sector de las energías renovables y aumenta las posibilidades de reclamaciones contra el Estado en virtud del Tratado de la Carta de la Energía. ^{[ 119 ]}

En octubre de 2008, el Reino Unido anunció que implementaría un plan para 2010, además de su actual plan de cuotas de energía renovable ( ROCS ). En julio de 2009, el entonces Secretario de Estado británico de Energía y Cambio Climático, Ed Miliband , presentó los detalles del plan, que comenzó a principios de abril de 2010. ^{[ 120 ]}

Menos de un año después de la puesta en marcha del programa, en marzo de 2011, el nuevo gobierno de coalición anunció que se recortaría el apoyo a las instalaciones fotovoltaicas a gran escala (superiores a 50 kW). ^{[ 121 ]} Esto se debió a que especuladores europeos estaban haciendo cola para establecer enormes parques solares en el oeste del país que habrían absorbido cantidades desproporcionadas del fondo. ^{[ 122 ]} 

El 9 de junio de 2011, el DECC confirmó los recortes tarifarios para los sistemas solares fotovoltaicos de más de 50  kW a partir del 1 de agosto de 2011. ^{[ 122 ]} Muchos ^{[ 123 ]} se mostraron decepcionados con la decisión del DECC. ^{[ 124 ]} Se creía que los subsidios totales para la industria solar fotovoltaica no cambiarían, pero que las tarifas para los sistemas grandes se reducirían para beneficiar a los sistemas más pequeños. La revisión acelerada se basó en el plan a largo plazo para alcanzar una instalación anual de 1,9  GW en 2020. ^{[ 125 ]}

En octubre de 2011, el DECC anunció recortes drásticos de alrededor del 55% en las tarifas, con reducciones adicionales para planes comunitarios o grupales. Los recortes entrarían en vigor el 12 de diciembre de 2011, y el período de consulta finalizaría el 23 de diciembre de 2011. Esta medida fue impugnada con éxito ante el Tribunal Superior mediante una solicitud de revisión judicial, presentada conjuntamente por el grupo ecologista Friends of the Earth y dos empresas de energía solar: Solarcentury y HomeSun. El fallo, dictado por el juez Mitting tras una audiencia judicial de dos días, fue aclamado como una gran victoria por los activistas ecologistas y la industria solar. Los abogados del Departamento de Energía y Cambio Climático interpusieron inmediatamente un recurso de apelación. El Tribunal Supremo rechazó unánimemente el recurso, permitiendo que quienes instalaron sus sistemas antes del 3 de marzo de 2012 recibieran la tarifa más alta de 43,3  p/kWh. ^{[ 126 ]}

La  tarifa de 30,7 p/kWh estaba disponible para sistemas solares de hasta 5  MW, y en consecuencia no se construyeron sistemas más grandes. ^{[ 127 ]} Los pagos de la tarifa de alimentación están exentos de impuestos en el Reino Unido. ^{[ 128 ]}

En abril de 2012, 263.274 sistemas, con una capacidad total de 1.152,835  MW, recibían pagos de tarifas de alimentación (FiT). De estos, 260.041 eran sistemas solares fotovoltaicos, con una capacidad total de 1.057,344  MW. ^{[ 131 ]} Los pagos se realizan durante 25 años. Un sistema fotovoltaico típico con un coste de 7.500 £ se amortiza en 7 años y 8 meses, y genera 23.610 £ en 25 años. ^{[ 132 ]}

La tarifa de alimentación del Reino Unido finalizó para nuevos solicitantes el 31 de marzo de 2019. ^{[ 133 ]}

En abril de 2009, 11 legislaturas estatales estaban considerando adoptar una tarifa de alimentación como complemento a sus mandatos de electricidad renovable. ^{[ 56 ]}

El territorio operaba un programa de medición neta que pagaba la energía devuelta a la red al precio minorista. La tarifa variaba mensualmente en torno a 23 centavos por kilovatio. El programa abonaba el importe correspondiente en la cuenta del proveedor cada mes, en lugar de realizar pagos directos. Al final del año fiscal (junio), cualquier excedente se pagaba a una tarifa fija de 10 centavos por kW, de los cuales el 25 % se destinaba a las escuelas públicas. Para participar en el programa, se requería un seguro, un sistema de desconexión accesible desde el exterior del edificio y equipos de marcas específicas, según lo estipulado por el gobierno.