Tarifa de alimentación

Una tarifa de alimentación (FIT, FiT, contrato de oferta estándar, tarifa renovable avanzada o pagos de energía renovable) es un mecanismo de política diseñado para acelerar la inversión en tecnologías de energía renovable al ofrecer contratos a largo plazo a los productores de energía renovable. Esto significa prometer a los productores de energías renovables un precio superior al del mercado y brindar certeza de precios y contratos a largo plazo que ayuden a financiar las inversiones en energías renovables. Por lo general, las FIT otorgan diferentes precios a diferentes fuentes de energía renovable para fomentar el desarrollo de una tecnología sobre otra. Por ejemplo, las tecnologías como la energía eólica y la energía solar fotovoltaica obtienen un precio más alto por kWh que la energía mareomotriz. Las FIT a menudo incluyen una "degradación": una disminución gradual del precio o la tarifa para seguir y alentar las reducciones de costos tecnológicos.

Descripción

Las FIT suelen incluir tres disposiciones clave:

• acceso garantizado a la red
• contratos a largo plazo
• precios de compra basados ​​en costos

Bajo una tarifa de alimentación, los generadores de electricidad renovable elegibles, incluidos los propietarios de viviendas, propietarios de negocios, agricultores e inversores privados, reciben un precio basado en el costo por la electricidad renovable que suministran a la red. Esto permite desarrollar diversas tecnologías (eólica, solar, biogás, etc.) y proporciona a los inversores una rentabilidad razonable. Este principio se explicó en la Ley de fuentes de energía renovable de Alemania de 2000:

Las tarifas de compensación se han determinado mediante estudios científicos, con la condición de que las tarifas identificadas permitan que una instalación, cuando se gestione de manera eficiente, sea operada de manera rentable, basada en el uso de tecnología de punta. tecnología de última generación y en función de las fuentes de energía renovables naturalmente disponibles en un entorno geográfico determinado.—  Ley de fuentes de energía renovable de 2000

Como resultado, la tarifa (o tarifa) puede diferir según la tecnología, la ubicación (p. ej., en la azotea o en el suelo para proyectos de energía solar fotovoltaica), el tamaño (a escala residencial o comercial) y la región. Las tarifas generalmente están diseñadas para disminuir con el tiempo para rastrear y alentar el cambio tecnológico.

Los FIT suelen ofrecer un acuerdo de compra garantizado por períodos prolongados (de 15 a 25 años).

Las tarifas basadas en el desempeño brindan incentivos a los productores para maximizar la producción y la eficiencia de su proyecto.

A partir de 2019, se han promulgado políticas de tarifas de alimentación en más de 50 países, incluidos Argelia, Australia, Austria, Bélgica, Brasil, Canadá, China, Chipre, República Checa, Dinamarca, Estonia, Francia, Alemania, Grecia, Hungría, Irán, República de Irlanda, Israel, Italia, Kenia, República de Corea, Lituania, Luxemburgo, Países Bajos, Malta, Pakistán, Portugal, Sudáfrica, España, Suiza, Tanzania, Tailandia, Turquía y Reino Unido. A principios de 2012 en España, la administración Rajoy suspendió la tarifa de alimentación para nuevos proyectos.

En 2008, un análisis detallado de la Comisión Europea concluyó que "los regímenes de tarifas de alimentación bien adaptados son generalmente los esquemas de apoyo más eficientes y efectivos para promover la electricidad renovable". Esta conclusión fue apoyada por otros análisis, incluso por la Agencia Internacional de Energía, la Federación Europea de Energía Renovable, así como por Deutsche Bank.

Una tarifa de alimentación puede diferenciarse sobre la base del costo marginal. Esta es una alternativa teórica que se basa en el concepto de diferenciación de precios (Finon). Bajo tal política, el precio de la tarifa varía desde un nivel ligeramente por encima de la tarifa al contado hasta el precio requerido para obtener el nivel óptimo de producción determinado por el gobierno. Las empresas con costos marginales más bajos reciben precios en el extremo inferior del espectro que aumentan sus ingresos, pero no tanto como con la tarifa regulada uniforme. Los productores más marginales enfrentan el precio arancelario más alto. Esta versión de la política tiene dos objetivos. El primero es reducir la rentabilidad de ciertos sitios de producción.

Muchas fuentes renovables dependen en gran medida de su ubicación. Por ejemplo, las turbinas eólicas son más rentables en lugares ventosos y las plantas solares son mejores en lugares soleados. Esto significa que los generadores tienden a concentrarse en estos sitios más rentables. La tarifa diferenciada busca hacer más rentables los sitios naturalmente menos productivos y dispersa los generadores que muchos resultan ser un bien indeseable en la zona (Finon). Imagina talar todos los bosques para construir parques eólicos; esto no sería bueno para el medio ambiente. Esto, sin embargo, conduce a una producción menos rentable de electricidad renovable, ya que los sitios más eficientes están infrautilizados. El otro objetivo de las tarifas diferenciadas por costo marginal es reducir el costo del programa (Finon). Bajo la tarifa uniforme, todos los productores reciben el mismo precio, que a veces es un exceso bruto del precio necesario para incentivarlos a producir. Los ingresos adicionales se traducen en ganancias. Por lo tanto, la tarifa diferenciada intenta dar a cada productor lo que necesita para mantener la producción de modo que se pueda alcanzar la cantidad óptima de mercado de producción de energía renovable (Finon).

En general, ya la luz de la globalización incipiente, las tarifas de alimentación están planteando problemas cada vez mayores desde el punto de vista del comercio, ya que su implementación en un país puede afectar fácilmente a las industrias y políticas de otros. Idealmente, esto requeriría una coordinación global del tratamiento y la imposición de dicho instrumento de política, que podría lograrse en la Organización Mundial del Comercio.

Compensación

Hay tres métodos de compensación.

• Tarifa de alimentación: la compensación está por encima del precio minorista y, a medida que aumenta el porcentaje de adoptantes, el FIT se reduce a la tarifa minorista.
• Medición neta: permite a los productores consumir electricidad de la red, por ejemplo, cuando cesa el viento. Los créditos generalmente se transfieren a períodos futuros. Los pagos (a la empresa de servicios públicos o al consumidor) dependen del consumo neto.
• Acuerdo de compra de energía (PPA): paga por la generación de electricidad y normalmente está por debajo de la tarifa minorista. Aunque, en el caso de la energía solar, puede ser mayor en algunos países porque la energía solar se generaría en momentos de máxima demanda.

Historia

Estados Unidos

La primera forma de tarifa de alimentación (con otro nombre) se implementó en los EE. UU. en 1978 bajo el presidente Jimmy Carter, quien firmó la Ley Nacional de Energía (NEA). Esta ley incluía cinco leyes separadas, una de las cuales era la Ley de Políticas Reguladoras de Servicios Públicos (PURPA). El propósito de la Ley Nacional de Energía era fomentar la conservación de energía y desarrollar nuevos recursos energéticos, incluidas las energías renovables como la energía eólica, solar y geotérmica.

Dentro de PURPA había una disposición que requería que las empresas de servicios públicos compraran electricidad generada de productores de energía independientes calificados a tarifas que no excedieran su costo evitado. Los costos evitados se diseñaron para reflejar el costo en el que incurriría una empresa de servicios públicos para proporcionar esa misma generación eléctrica. En la década de 1980 prevalecieron diferentes interpretaciones de PURPA: algunas empresas de servicios públicos y comisiones estatales de servicios públicos interpretaron los costos evitados de manera estricta como costos de combustible evitados, mientras que otros optaron por definir "costos evitados" como el "costo marginal a largo plazo evitado" de generación. Los costos a largo plazo se referían al costo anticipado de la electricidad en los próximos años. Este último enfoque fue adoptado por California en su Contrato de Oferta Estándar No. 4.Otra disposición incluida en la ley PURPA fue que se impedía que las empresas de servicios públicos fueran propietarias de más del 50% de los proyectos, para alentar a nuevos participantes.

Para cumplir con PURPA, algunos estados comenzaron a ofrecer contratos de oferta estándar a los productores. La Comisión de Servicios Públicos de California estableció una serie de Contratos de Oferta Estándar, incluida la Oferta Estándar No. 4 (SO4), que hizo uso de precios fijos basados ​​en el costo esperado de generación a largo plazo. Las estimaciones a largo plazo de los costos de la electricidad se basaron en la creencia (generalmente sostenida en ese momento) de que los precios del petróleo y el gas continuarían aumentando.Esto condujo a un cronograma creciente de precios de compra fijos, diseñado para reflejar los costos evitados a largo plazo de la nueva generación eléctrica. 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 en la actualidad. La adopción de PURPA también condujo a una importante generación de energía renovable en otros estados como Florida y Maine.

A pesar de ello, PURPA conserva connotaciones negativas en la industria eléctrica estadounidense. Cuando los precios del petróleo y el gas se desplomaron a fines de la década de 1980, los contratos de oferta estándar que se firmaron para fomentar el desarrollo de nuevas energías renovables parecían altos en comparación. Como resultado, los contratos PURPA llegaron a ser vistos como una carga costosa para los contribuyentes de electricidad.

Otra fuente de oposición a PURPA surgió del hecho de que fue diseñado para fomentar la generación sin servicios públicos. Esto fue interpretado como una amenaza por muchas grandes empresas de servicios públicos, en particular por los proveedores monopólicos. Como resultado de su fomento de la generación sin servicios públicos, PURPA también se ha interpretado como un paso importante hacia el aumento de la competencia.

Europa

En 1990, Alemania adoptó su "Stromeinspeisungsgesetz" (StrEG), o "Ley sobre la alimentación de electricidad a la red". La StrEG requería que las empresas de servicios públicos compraran electricidad generada de proveedores de energía renovable a un porcentaje del precio minorista de electricidad vigente. El porcentaje ofrecido a la energía solar y eólica se fijó en el 90% del precio de la electricidad residencial, mientras que a otras tecnologías como la energía hidráulica y las fuentes de biomasa se les ofrecieron porcentajes que oscilan entre el 65% y el 80%. Se incluyó un tope de proyecto de 5 MW.

Si bien el 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 4.400 MW de nueva capacidad eólica entre 1991 y 1999, lo que representó aproximadamente un tercio del total. capacidad eólica mundial para 1999.

Un desafío adicional que abordó StrEG fue el derecho a conectarse a la red. El StrEG garantizó el acceso a la red de los productores de electricidad renovable. En la década de 1990 se adoptaron leyes de alimentación basadas en porcentajes similares en España y Dinamarca.

Ley de fuentes de energía renovable de Alemania

La ley de alimentación de Alemania se sometió a una importante reestructuración en 2000 para convertirse en la Ley de fuentes de energía renovable (2000) (en alemán: Erneuerbare-Energien-Gesetz o EEG). El título es un acto sobre la concesión de 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 las energías renovables. Los cambios importantes incluyeron:

• los precios de compra se basaron en el costo de generación; esto llevó a diferentes precios para diferentes tecnologías y para proyectos de diferentes tamaños
• se permitió la participación de los servicios públicos
• las tarifas se diseñaron para disminuir anualmente en función de las reducciones de costos esperadas, lo que se conoce como "reducción de tarifas"

Dado que tuvo mucho éxito, la política alemana (modificada en 2004, 2009 y 2012) se usó a menudo como punto de referencia contra el cual se consideraron otras políticas de tarifas reguladas. Otros países también siguieron el enfoque alemán. Los contratos a largo plazo normalmente se ofrecen de manera no discriminatoria a todos los productores de energía renovable. Debido a que los precios de compra se basan en los costos, los proyectos operados eficientemente producen una tasa de rendimiento razonable. Este principio fue declarado en el acto:

"Las tarifas de compensación... se han determinado mediante estudios científicos, con la salvedad de que las tarifas identificadas deben permitir que una instalación, cuando se gestiona de manera eficiente, sea operada de manera rentable, basada en el uso de recursos estatales. tecnología de punta y dependiendo de las fuentes de energía renovable naturalmente disponibles en un entorno geográfico dado".—  Ley de Fuentes de Energía Renovable (2000)

Las políticas de tarifas de alimentación suelen apuntar a un rendimiento del 5% al ​​10%. El éxito de la fotovoltaica en Alemania se tradujo en una caída de los precios de la electricidad de hasta un 40 % en las horas punta, con ahorros de entre 520 y 840 millones de euros para los consumidores. Los ahorros para los consumidores han significado, por el contrario, reducciones en el margen de beneficio de las grandes empresas de energía eléctrica, que reaccionaron presionando al gobierno alemán, que redujo los subsidios en 2012. plantas de generación a fuego.

A menudo, toda la energía producida se alimenta a la red, lo que hace que el sistema funcione como un PPA de acuerdo con la desambiguación anterior; sin embargo, no hay necesidad de un acuerdo de compra con una empresa de servicios públicos, pero la tarifa de alimentación es administrada por el estado. por lo tanto, generalmente se usa el término "tarifa de alimentación" (alemán "Einspeisetarif"). Desde alrededor de 2012, otros tipos de contratos se volvieron más habituales, porque se apoyaron los PPA y para proyectos solares de pequeña escala, el uso directo de la energía se volvió más atractivo cuando la tarifa de alimentación se volvió más baja que los precios de la energía comprada.

El 1 de agosto de 2014 entró en vigor una Ley de fuentes de energía renovable revisada. Los corredores de despliegue específicos ahora estipulan hasta qué punto se expandirá la energía renovable en el futuro y las tasas de financiación (tarifas de alimentación) para la nueva capacidad dejarán de ser establecidas gradualmente por el gobierno, sino que se determinarán mediante subasta; comenzando con la planta solar montada en el suelo. Esto representó un cambio importante en la política y se extenderá aún más a partir de 2017 con procesos de licitación para energía eólica terrestre y marina.

Efectos en las tarifas eléctricas

Las FiT han aumentado y disminuido los precios de la electricidad.

Los aumentos en las tarifas de electricidad ocurrieron cuando los contribuyentes proporcionan la financiación para el esquema de tarifas de alimentación a través de un recargo en sus facturas de electricidad. En Alemania, este enfoque para financiar la tarifa de alimentación agregó 6,88 cEUR por kWh a la tarifa de electricidad para los consumidores residenciales en 2017. Sin embargo, la energía renovable puede reducir los precios del mercado al contado a través del efecto de orden de mérito, la práctica de usar combustibles fósiles de mayor costo. instalaciones de combustible sólo cuando la demanda excede la capacidad de las instalaciones de menor costo. Esto ha llevado a reducciones en el precio de la electricidad en España, Dinamarca y Alemania.

Paridad de la red

La paridad de red ocurre cuando el costo de una tecnología alternativa para la producción de electricidad coincide con el promedio existente para el área. La paridad puede variar tanto en el tiempo (es decir, durante el transcurso del día ya lo largo de los años) como en el espacio (es decir, geográficamente). El precio de la electricidad de la red varía mucho desde áreas de alto costo, como Hawái y California, hasta áreas de menor costo, como Wyoming e Idaho. En áreas con precios según la hora del día, las tarifas varían a lo largo del día, aumentando durante las horas de alta demanda (p. ej., de 11 a. m. a 8 p. m.) y disminuyendo durante las horas de baja demanda (p. ej., de 8 p. m. a 11 a. m.).

En algunas áreas, la energía eólica, el gas de vertedero y la generación de biomasa tienen un costo más bajo que la electricidad de la red. Se ha logrado la paridad en áreas que utilizan tarifas reguladas. Por ejemplo, el costo de generación de los sistemas de gas de vertedero en Alemania es actualmente más bajo que el precio promedio del mercado spot de electricidad. En áreas remotas, la electricidad de la energía solar fotovoltaica puede ser más barata que construir nuevas líneas de distribución para conectarse a la red de transmisión.

Alternativas y complementos de política

Los estándares de cartera renovable (RPS) y los subsidios crean mercados protegidos para la energía renovable. RPS requiere que las empresas de servicios públicos obtengan un porcentaje mínimo de su energía de fuentes renovables. En algunos estados, las empresas de servicios públicos pueden comprar Certificados de energía renovable (EE. UU.), Sistema de certificados de energía renovable (UE) o Registro de certificados de energía renovable (AUS) para cumplir con este requisito. Estos certificados se emiten a los productores de energía renovable en función de la cantidad de energía que inyectan en la red. Vender los certificados es otra forma de que el productor renovable complemente sus ingresos.

Los precios de los certificados fluctúan según la demanda general de energía y la competencia entre los productores de energías renovables. Si la cantidad de energía renovable producida excede la cantidad requerida, los precios de los certificados pueden colapsar, como ocurre con el comercio de carbono en Europa. Esto puede dañar la viabilidad económica de los productores renovables.

Los sistemas de cuotas favorecen a los grandes generadores integrados verticalmente ya las empresas eléctricas multinacionales, porque los certificados generalmente están denominados en unidades de un megavatio-hora. También son más difíciles de diseñar e implementar que un FIT.

Exigir tarifas dinámicas para las actualizaciones de medidores iniciadas por el cliente (incluso para la captación de energía distribuida) puede ser una forma más rentable de acelerar el desarrollo de la energía renovable.

Por país

Las leyes de tarifas de alimentación estaban vigentes en 46 jurisdicciones a nivel mundial en 2007. La información sobre las tarifas solares se puede encontrar en forma consolidada, sin embargo, no todos los países se enumeran en esta fuente.

Argelia

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

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

Compartir energía solar	Prima
>25%	200%
20% a 25%	180%
15% a 20%	160%
10% a 15%	140%
5% a 10%	100%
0 a 5%	0

El precio de la electricidad lo fija la CREG (Comisión Reguladora de Electricidad y Gas). Según la última decisión que se tomó, el consumidor paga 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 proporciona bonificaciones para la electricidad generada por cogeneración del 160%, teniendo en cuenta el uso de energía térmica del 20% de toda la energía primaria utilizada. Las bonificaciones de energía solar y cogeneración son acumulativas. La retribución de la electricidad generada está garantizada durante toda la vida útil de la planta.

Australia

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 esquemas de tarifas de alimentación locales. La senadora de los Verdes de Tasmania, Christine Milne, propuso un esquema federal uniforme para reemplazar todos los esquemas estatales, pero no se promulgó. A mediados de 2011, la tarifa de alimentación en NSW y ACT se cerró a los nuevos generadores cuando se alcanzó el límite de capacidad instalada. En NSW, tanto la tarifa de alimentación como el límite se redujeron debido a la configuración original demasiado generosa.El nuevo gobierno victoriano conservador reemplazó la tarifa de alimentación original con una tarifa de alimentación de transición menos generosa de 25 centavos por kilovatio-hora para cualquier exceso de energía generada para el uso del generador, a la espera del resultado de una investigación realizada por Victorian Competition and Efficiency. Comisión. Esto no cumple con la definición normal y se ha denominado "tarifa de alimentación falsa". Es una medición neta con un pago por cualquier crédito de kilovatio en lugar del traspaso normal.

Canadá

Ontario introdujo una tarifa de alimentación en 2006, revisada en 2009 y 2010, que aumentó de 42¢/kWh a 80,2¢/kWh para proyectos fotovoltaicos conectados a la red a microescala (≤10 kW) y disminuyó 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. El programa FiT de Ontario incluye un cronograma de tarifas para proyectos más grandes de hasta 10 MW e incluye granjas solares a una tarifa reducida. Hasta abril de 2010, se han aprobado varios cientos de proyectos, incluidos 184 proyectos a gran escala, por un valor de $ 8 mil millones. 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.El programa de precios de 2013 revisó los precios de la energía solar a la baja a 28–38 ¢/kWh.

Año	Tarifa Solar (CAD ¢/kWh)
2006	42
2009	80.2
2010	64.2
2012	54,9
2013	28–38
2016	20,9–31,3
2017	19,2–31,1

Porcelana

En agosto de 2011, se emitió una tarifa solar nacional de alrededor de US$0,15 por kWh.

China estableció una tarifa para las nuevas plantas de energía eólica en tierra en un movimiento para ayudar a los operadores de proyectos en dificultades a obtener ganancias. La Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma (NDRC), la agencia de planificación económica del país, anunció cuatro categorías de proyectos eólicos terrestres que, según la región, podrán solicitar las tarifas. Las áreas con mejores recursos eólicos tendrán tarifas más bajas, mientras que aquellas con menor producción podrán acceder a 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. Estos representan una prima significativa sobre la tarifa promedio de 0,34 yuanes por kilovatio-hora pagado a los generadores de electricidad a carbón.

República Checa

República Checa introdujo una tarifa con la ley no. 180/2005 en 2005. La tarifa está garantizada por 15 a 30 años (según la fuente). Las fuentes admitidas son la energía hidroeléctrica pequeña (hasta 10 MW), la biomasa, el biogás, el viento y la energía fotovoltaica. A partir de 2010, la tarifa más alta fue de 12,25 CZK/kWh para fotovoltaica pequeña. En 2010 se instalaron más de 1200 MW fotovoltaicos, pero a finales de año se eliminó el FiT para sistemas más grandes y se redujo en un 50% para sistemas más pequeños. En 2011 no se instalaron sistemas fotovoltaicos.

Egipto

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 los hogares y las empresas del sector privado. El FIT se aplicaría en dos fases, la fecha oficial de aplicación de la primera fase sería 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).

La tarifa de energía durante la primera fase se ha dividido en cinco categorías. Uno, el precio de compra por kilovatio-hora (KWh) para la generación solar residencial es EGP 0,848. Para instalaciones no residenciales de menos de 200 kilovatios de capacidad de generación instalada, el precio sube a 0,901 EGP/KWh. La tercera categoría, entre 200 y 500 kilovatios, se pagará 0,973 EGP/KWh. Las categorías cuarta y quinta de instalaciones no residenciales se pagan en USD para atraer inversiones extranjeras y la cuarta categoría va desde 500 kilovatios hasta 20 megavatios y se paga 0,136 USD/KWh (con el 15 % de la tarifa fijada al tipo de cambio de 7,15 EGP por USD).). La última categoría, que se extiende entre 20 y 50 MW, se pagará US$0,1434/KWh. Es más, el precio de compra de la energía eólica se basa en el número de horas de funcionamiento y es más elaborado que la tarifa solar. Cubre horas de operación que van de 2500 a 4000 horas, con tasas de compra decrecientes que van desde US$0,1148/KWh hasta US$0,046/KWh.

En la segunda fase, las categorías de generación solar se redujeron a cuatro cuando la tarifa de la categoría residencial aumentó a 1,0288 EGP/KWh. Para la segunda categoría, las instalaciones no residenciales de menos de 500 KW tienen un precio de compra de 1,0858 EGP/KWh. En la tercera y cuarta categoría, las instalaciones no residenciales entre 500 KW y 20 MW y entre 20 MW y 50 MW, tienen una tarifa de compra de US$0,0788/KWh y US$0,084/KWh, respectivamente (con 30% de tarifa fijada al tipo de cambio de 8,88 EGP por USD).

El gobierno compraría la electricidad generada por los inversores teniendo en cuenta la inflación, mientras que el consumo se pagará en moneda local y las tasas de depreciación se revisarán después de dos años. El Ministerio de Finanzas proporcionará financiamiento bancario subsidiado en condiciones concesionarias para hogares e instituciones que usen menos de 200 KW a una tasa del 4% y del 8% para 200–500KW. El gobierno prepara una ley que permitiría poner a disposición tierras del Estado para nuevos proyectos de producción de energía bajo un régimen de usufructo a cambio del 2% de la energía producida. Las empresas eléctricas estarían obligadas a comprar y transportar la energía. El nuevo sistema de tarifas también incluyó una reducción de las aduanas sobre los suministros de producción de energía nueva y renovable en un 2 %, mientras que la proporción de financiación bancaria se fijó en un 40–60 %.

Unión Europea

La Unión Europea no opera ni fomenta necesariamente esquemas de tarifas de alimentación, ya que es un asunto de los países miembros.

Sin embargo, los esquemas de tarifas de alimentación en Europa han sido cuestionados bajo la ley europea por constituir ayuda estatal ilegal. PreussenElektra presentó un caso relativo a la Ley alemana de alimentación de electricidad (Stromeinspeisungsgesetz). En 2001, el Tribunal de Justicia de las Comunidades Europeas (TJCE) dictaminó que los acuerdos alemanes no constituían ayuda estatal. El tribunal concluyó que:

Las disposiciones legales de un Estado miembro que, en primer lugar, obliguen a las empresas privadas de suministro de electricidad a comprar la electricidad producida en su zona 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, distribuyan la la carga resultante de esa obligación entre dichas empresas de suministro de electricidad y los operadores de redes eléctricas privadas anteriores no constituyen ayuda estatal en el sentido del artículo 92, apartado 1, del Tratado CE.—  Tribunal de Justicia de las Comunidades Europeas, Luxemburgo, 13 de marzo de 2001

El acuerdo comercial propuesto para la Asociación Transatlántica de Comercio e Inversión (TTIP, por sus siglas en inglés) ahora amenaza con anular los esquemas de tarifas reguladas en toda la Unión Europea. El borrador del capítulo de energía del TTIP, filtrado a The Guardian en julio de 2016, exige que los operadores de redes de energía otorguen acceso a gas y electricidad "en términos comerciales que sean razonables, transparentes y no discriminatorios, incluso entre tipos de energía". Esto abriría los esquemas de tarifas de alimentación al desafío comercial, incluido el utilizado por Alemania. El eurodiputado verde Claude Turmes declaró: "Estas propuestas [TTIP] son ​​completamente inaceptables. Sabotearían la capacidad de los legisladores de la UE para privilegiar las energías renovables y la eficiencia energética sobre los combustibles fósiles insostenibles. Este es un intento de socavar la democracia en Europa".

Francia

El procedimiento administrativo para los sistemas fotovoltaicos montados en suelo se modificó significativamente a finales de 2009. La distinción entre segmentos se basó esencialmente en la capacidad, lo que determina la complejidad del proceso administrativo. El 15 de septiembre de 2011 se lanzó una convocatoria de licitación para proyectos fotovoltaicos de más de 250 kWp _. Los proyectos debían analizarse según múltiples criterios, incluido el tipo de tarifa solicitado por el solicitante.

Tipo de bono de integración	Capacidad (kW p)	Tarifas de alimentación (€-¢/kWh)
Integración completa	0–9	24.63
Integración simplificada	0–36	13.27
36–100	12.61
no integrado	<12000	5.80

Alemania

Introducida por primera vez en 2000, la Ley de Fuentes de Energía Renovable (en alemán: Erneuerbare-Energien-Gesetz) se revisa periódicamente. Su predecesor fue el Stromeinspeisegesetz de 1991. A partir de mayo de 2008, el costo del programa sumó alrededor de € 1,01 (US $ 1,69) a cada factura mensual de electricidad residencial. En 2012 los costes ascendieron a 0,03592 €/kWh. No obstante, por primera vez en más de diez años, los precios de la electricidad para los clientes domésticos cayeron a principios de 2015.

Las tarifas de la electricidad fotovoltaica varían según el tamaño y la ubicación del sistema. En 2009, se aumentaron las tarifas para la electricidad consumida inmediatamente en lugar de suministrada a la red con rendimientos crecientes si más del 30% de la producción total se consume en el sitio. Esto es para incentivar la gestión del lado de la demanda y ayudar a desarrollar soluciones para la intermitencia de la energía solar. La duración de la tarifa suele ser de 20 años naturales más el año de instalación. Los sistemas reciben la tarifa vigente al momento de la instalación para todo el período.

La tarifa de alimentación, en vigor desde el 1 de agosto de 2004, se modificó en 2008. En vista de las tasas de crecimiento inesperadamente altas, se aceleró la depreciación y se creó una nueva categoría (>1000 kW _p) con una tarifa más baja. Se suprimió la prima de fachada. En julio de 2010, la Ley de Fuentes de Energía Renovable se modificó nuevamente 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.

Grecia

Las tarifas de alimentación fotovoltaica para 2013 son:

	Tarifa FIT (€/MWh)
Tamaño	Techo	basado en tierra
≤100 kWp	120	120
>100 kWp	95	95

India

India inauguró su último programa de energía solar 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. Este programa tenía como objetivo instalar 20 GW de energía solar para 2022. La primera fase de este programa tenía como objetivo 1.000 MW, mediante el pago de una tarifa fijada por la Comisión Reguladora de Electricidad Central (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 los proyectos de energía solar fotovoltaica se fija en ₹ 17,90 (US$ 0,397)/kWh. La tarifa para los proyectos de energía solar térmica se fija en ₹ 15,40 (US$ 0,342/kWh). La tarifa será revisada periódicamente por el CERC. En 2015, la tarifa de alimentación era de alrededor de ₹7,50 (US$0,125)/kWh y se aplica principalmente a nivel de servicios públicos. La tarifa de alimentación para plantas fotovoltaicas en azoteas todavía no es aplicable. Muchos minoristas de electricidad (pero no todos) han introducido una tarifa de alimentación. Una tarifa de alimentación paga al propietario del sistema solar fotovoltaico por el exceso de electricidad generada y no utilizada personalmente. Si se utiliza toda la energía producida, la factura de la luz se reducirá.

Según una tarifa de alimentación bruta (que ahora no se ofrece para nuevas conexiones), cada unidad de electricidad generada se exporta a la red (líneas eléctricas) con reembolso al propietario de los paneles solares. Se debe realizar la solicitud al comercializador de electricidad y el acuerdo sobre el pago por cada kWh exportado. Los minoristas de electricidad pueden cambiar las tarifas y existen ventajas/desventajas para los diferentes minoristas.

También hay un grupo de apoyo solar llamado ciudadanos solares que presionan por un acuerdo de tarifas de alimentación justo. Los instaladores de energía solar de LG pueden conocer los minoristas de electricidad más amigables con la energía solar.

Indonesia

El gobierno de Indonesia, que opera principalmente a través de la Corporación Estatal de Electricidad (Perusahaan Listrik Negara, o PLN), alentó a los productores independientes de energía (IPP) a invertir en el sector de la energía eléctrica. Numerosos IPP están invirtiendo en plantas grandes (más de 500 MW) y muchas plantas más pequeñas (como 200 MW y más pequeñas). Para respaldar esta inversión, se acuerdan arreglos de Contrato de Compra de Energía (PPA) con el PLN. Los precios varían ampliamente, desde precios relativamente bajos para grandes plantas a base de carbón, como la planta de carbón Cirebon, que comenzó a operar a fines de 2012, hasta precios más altos para plantas geotérmicas más pequeñas que producen energía más costosa desde ubicaciones distantes, como la planta geotérmica Wayang Windu en Java Occidental. Indonesia ha elaborado una serie de diferentes Regulaciones FIT para diferentes formas de generación de electricidad renovable, por ejemplo, energía geotérmica y generación de electricidad solar fotovoltaica.

Irán

La Organización de Energía Renovable de Irán (SUNA; سانا) introdujo por primera vez una tarifa de alimentación en 2008. Se fijó un precio de compra de 1300 riales/kWh (900 riales/kWh durante 4 horas nocturnas) para la electricidad de todo tipo de fuentes renovables. recursos. En 2013, el Ministerio de Energía introdujo nuevas tarifas de alimentación, que se fijaron en 4442 riales/kWh (0,15 dólares estadounidenses). Las condiciones establecidas por el gobierno están mejorando y hay altas tarifas de alimentación [FiTs]. Los FiT se elevaron recientemente y ahora se fijan en un valor razonable de US$0,18 por kWh para la energía eólica. Los FiT para paneles solares (menos de 10 MW _p) se han reducido en un 27 % desde 4/2016. Ahora es 4900 Rls/kWh= $0.14/kWh. En 2016, los Gobiernos modificaron la tarifa y diferenciaron la tarifa para cada tipo de tecnología renovable.

Irlanda

REFIT III apoya la producción de electricidad a mediana y gran escala a partir de fuentes de bioenergía como la biomasa, la cogeneración de biomasa y la cogeneración de digestión anaeróbica. El esquema REFIT es administrado por el Departamento de Comunicaciones, Energía y Recursos Naturales (DCENR). El esquema se implementó luego de un amplio cabildeo por parte de organismos representativos industriales como la Asociación Irlandesa de BioEnergía y la Asociación de Generación de Micro Energía.

La energía solar, eólica, hidroeléctrica y de cogeneración residencial y a microescala no recibe subvenciones, subvenciones ni deducciones fiscales. No hay tarifas de alimentación disponibles para estos clientes y la medición neta tampoco está disponible. La electricidad cooperativa y privada compartida entre propiedades separadas es ilegal. Una tarifa de alimentación de 9c/kWh estuvo disponible en Electric Ireland hasta diciembre de 2014, cuando se retiró sin reemplazo. Los ingresos de esta tarifa de alimentación estaban sujetos al impuesto sobre la renta hasta en un 58%. No hay otras tarifas de alimentación a microescala disponibles.

A los propietarios de viviendas con sistemas de microgeneración conectados a la red se les cobra un "recargo por bajo uso" de 9,45 € por ciclo de facturación por importar menos de 2kWh por día o ser un exportador neto de energía en un período de facturación.

Israel

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 se alcance primero, con un máximo de 15 kW _p de instalación para residencial y un máximo de 50 kW _p para comercial. Bank Hapoalim ofreció préstamos a 10 años para la instalación de paneles solares. El Ministerio de Infraestructuras Nacionales anunció que ampliaría la tarifa de alimentaciónesquema para incluir estaciones de energía solar de tamaño mediano que van desde 50 kilovatios hasta 5 megavatios. El nuevo esquema tarifario hizo que la compañía solar Sunday Solar Energy anunciara que invertiría $133 millones para instalar paneles solares fotovoltaicos en kibbutzim, que son comunidades sociales que dividen los ingresos entre sus miembros.

Italia

Italia introdujo una tarifa de alimentación en febrero de 2007. Para 2011, Italia instaló 7128 MW, solo detrás de Alemania (7500 MW), y redujo el FiT.

Japón

El 1 de julio de 2012 comenzó un 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 más grandes, pero durante 20 años. La tarifa se revisaría anualmente., para sistemas conectados posteriormente.

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

1. adquirir derechos firmes sobre el sitio de un proyecto (ya sea comprando un terreno, celebrando un contrato de arrendamiento u obteniendo un compromiso firme por escrito de un propietario para que el sitio del proyecto esté disponible);
2. presentar una solicitud de consulta y conexión a la red a la empresa de servicios públicos de electricidad que comprará energía del proyecto de energía renovable pertinente (es decir, la empresa de servicios públicos que opera en el área geográfica en la que se basa el proyecto); y
3. obtener la aprobación para su instalación de generación del Ministerio de Economía, Comercio e Industria ("METI") en virtud del artículo 6 de la Ley de Energía Renovable.

Los proyectos que completen los pasos anteriores antes del 31 de marzo de 2014 serán elegibles para celebrar un PPA de 20 años con la empresa de electricidad correspondiente a un precio de 37,8 yenes/kWh durante 20 años.

Los países bajos

El gabinete holandés acordó el 27 de marzo de 2009 implementar algunas partes de una tarifa de alimentación en respuesta a la crisis financiera mundial. El reglamento propuesto podrá ajustar el sistema de incentivos de cuotas. A partir del verano de 2009, los Países Bajos operaron con un sistema de subsidios. El presupuesto de subvenciones tiene una cuota para diversos tipos de energía, en varias decenas de millones de euros. El presupuesto eólico para viento apenas se utilizó, porque las tarifas son demasiado bajas. El presupuesto de 2009 para Wind on Land fue de 900 MW (incluidos 400 MW no utilizados de 2008); sólo se utilizaron 2,5 MW. Las empresas de servicios públicos holandesas no tienen la 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 sistema de subvenciones anterior de 2003 Ministeriële regeling milieukwaliteit elektriciteitsproductie(Reglamento ministerial para la producción ambiental de electricidad) que se financió mediante el cobro de 100 euros anuales por hogar además de los impuestos a la energía detenidos en 2006 porque se consideraba demasiado caro. En 2009, los parques eólicos holandeses aún se estaban construyendo con subvenciones del antiguo plan. El antiguo y el nuevo régimen de subvenciones se financiaban con cargo al presupuesto general.

Se adoptó brevemente una tarifa de alimentación en 2011, pero finalizó un mes después, en febrero.

Pavo

A partir de 2021, las tarifas de alimentación en liras por MWh son: eólica y solar 320, hidroeléctrica 400, geotérmica 540 y varias tarifas para diferentes tipos de biomasa: para todas estas también hay una bonificación de 80 por MWh si los componentes locales son usados. Las tarifas se aplicarán durante 10 años y el bono local durante 5 años. Las tarifas son determinadas por la presidencia, y el esquema reemplazó las tarifas de alimentación anteriores denominadas en USD para energía renovable. Por lo tanto, como en algunos otros países, el precio mayorista de la electricidad renovable es mucho menos volátil en moneda local que el precio de la electricidad de combustibles fósiles.

Portugal

Según la política energética portuguesa, las tarifas de alimentación se ofrecen a las fuentes renovables (excepto las grandes hidroeléctricas), así como a la generación microdistribuida (por ejemplo, energía solar fotovoltaica, eólica), residuos y cogeneración, y generación de cogeneración de fuentes renovables y no renovables., con las tarifas más antiguas que datan de 1998. La tarifa de alimentación más alta es para 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. Se encontró que la política portuguesa tuvo impactos positivos durante el período 2000–2010, con una reducción de las emisiones de 7,2 MtCO ₂ eq, un aumento del PIB de 1.557 millones de euros y una creación de 160 mil empleos-año.Los impactos a largo plazo aún no se han evaluado, ya que las tarifas aún no han expirado para las primeras instalaciones. En 2012, el gobierno detuvo todas las tarifas de alimentación para nuevas instalaciones mediante la aprobación de la ley 215-B/2012 y, hasta el día de hoy, Portugal no tiene tarifas de alimentación ni las tiene planificadas. Dado que los impuestos se pagan además de cada kWh en tiempo real de la electricidad consumida (lo que genera +/- 0,24 €), pero solo se paga el precio bruto de la electricidad al realimentar (+/- 0,04 €), compensando los kWh los totales al final del año no es posible y le costaría muy caro a los portugueses. Por lo tanto, las instalaciones de baterías tienen sentido para los hogares portugueses.

Las Filipinas

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". En febrero de 2015, el ERC acordó otorgar una tarifa FIT de P8.69 por kilovatio hora durante 20 años al Parque Eólico Burgos de Energy Development Corporation.

Sudáfrica

A partir de 2022, la provincia de Western Cape en Sudáfrica permitirá tarifas de alimentación.

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

NERSA dijo en su comunicado que las tarifas se basaban en el costo de generación más una utilidad razonable. Las tarifas de la energía eólica y la energía termosolar se encontraban entre las más atractivas del mundo.

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

La tarifa por concentración solar, 2,10 ZAR/kWh, fue inferior a la de España. El programa revisado de NERSA siguió a una extensa consulta pública.

Stefan Gsänger, secretario general de la Asociación Mundial de Energía Eólica, dijo: "Sudáfrica es el primer país africano en introducir una tarifa de alimentación para la energía eólica. Muchos inversores pequeños y grandes ahora podrán contribuir al despegue del industria eólica en el país. Dicha inversión descentralizada permitirá a Sudáfrica superar su actual crisis energética. También ayudará a muchas comunidades sudafricanas a invertir en parques eólicos y generar electricidad, nuevos puestos de trabajo y nuevos ingresos. Nos complace especialmente que esta decisión llega poco después de que el gobierno de la provincia canadiense de Ontario proponga la primera ley de alimentación en América del Norte".

Sin embargo, la tarifa se abandonó antes de que comenzara a favor de un proceso de licitación competitivo lanzado el 3 de agosto de 2011. Bajo este proceso de licitación, el gobierno sudafricano planeó adquirir 3.750 MW de energía renovable: 1.850 MW de energía eólica terrestre, 1.450 MW de energía solar Fotovoltaica, 200 MW de CSP, 75 MW de minihidráulica, 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 pasos:

• Fase de calificación. Los proyectos se evalúan en función de la estructura del proyecto, legal, adquisición y uso de la tierra, consentimiento financiero, ambiental, desarrollo técnico y económico y garantía de licitación.
• Fase de evaluación. Luego, las ofertas que cumplen se evalúan en función de: (1) el precio en relación con un límite máximo proporcionado en la documentación de la oferta, lo que representa el 70 % de la decisión, y (2) el desarrollo económico, lo que representa el 30 % de la decisión.

La primera ronda de ofertas vencía el 4 de noviembre de 2011. Se esperaba que los PPA estuvieran en vigor en junio de 2012. Los proyectos deberían ponerse en marcha en junio de 2014, excepto los proyectos de CSP que se esperan para junio de 2015.

España

La normativa española de feed-in fue establecida por el Real Decreto 1578/2008 (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 bajo el 661/2007, las tarifas fotovoltaicas se desarrollaron bajo una ley separada debido a su rápido crecimiento.

El decreto 1578/2008 categorizó las instalaciones en dos grandes grupos con tarifas diferenciadas:

1. Instalaciones integradas en edificios; con 34c€/kWh en sistemas hasta 20 kW de potencia nominal, y para sistemas por encima de 20 kW con límite de potencia nominal de 2MW tarifa de 31c€/kWh
2. Instalaciones no integradas; 32c€/kWh para sistemas de hasta 10 MW de potencia nominal.

Para otras tecnologías el decreto 661/2007 establece:

Fuente de energía	Tarifa de alimentación
Sistemas de cogeneración	FiT máximo de 13,29c€/kWh durante la vida útil del sistema.
Termoeléctrica solar	26,94 c€/kWh los primeros 25 años
Sistemas de viento	hasta 7,32 c€/kWh los primeros 20 años
Geotérmica, undimotriz, mareomotriz y térmica marina	6,89 c€/kWh los primeros 20 años
Hidroeléctrico	7,8 c€/kWh los primeros 25 años
Biomasa y biogás	hasta 13,06 c€/kWh los primeros 15 años
Combustión de residuos	hasta 12,57 c€/kWh los primeros 15 años

El 27 de enero de 2012, el gobierno español dejó de aceptar temporalmente solicitudes de proyectos que iniciaron operaciones después de enero de 2013. La construcción y operación de los proyectos existentes no se vio afectada. El sistema eléctrico del país tenía un déficit de 24.000 millones de euros. Los pagos FiT no contribuyeron significativamente a ese déficit. En 2008, se esperaba que FiT resultara en la instalación de 400 MW de energía solar. Sin embargo, fue tan alto que se instalaron más de 2600 MW. Las empresas de servicios públicos en España informaron que no tenían forma de trasladar los aumentos de costos a los consumidores al aumentar las tarifas y, en cambio, acumularon déficits, aunque esto está en disputa.

Suiza

Suiza introdujo la llamada "Remuneración que cubre los costos de alimentación a la red eléctrica (CRF)" el ​​1 de mayo de 2008.

CRF se aplica a la energía hidráulica (hasta 10 megavatios), fotovoltaica, energía eólica, energía geotérmica, biomasa y material de desecho de la biomasa y será aplicable durante 20 y 25 años, dependiendo de la tecnología. La implementación se realiza a través del operador de red nacional SWISSGRID.

Si bien aparentemente es alto, CRF ha tenido poco efecto, ya que se limitó la cantidad total de costos "adicionales" para el sistema. Desde aproximadamente 2009, no se pudieron financiar más proyectos. Alrededor de 15'000 proyectos esperaban la asignación de fondos. Si se implementaran todos esos proyectos, Suiza podría suspender todas sus plantas de energía nuclear, que actualmente suministran el 40% de su energía.

En 2011, después 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 mini-boom.

En marzo de 2012, el KEV-FIT para energía solar fotovoltaica se había reducido varias veces a 0,30–0,40 CHF/kWh (0,33–0,44 USD/kWh) según el tamaño, pero era más alto que en Alemania y la mayor parte del resto del mundo.

Taiwán

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 renovables, a saber, solar, eólica, hidráulica, geotérmica, biomasa, residuos, etc.

Tailandia

En 2006, el gobierno tailandés promulgó una tarifa pagada además de los costos evitados 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 (alrededor de 27 centavos de dólar estadounidense/kWh). Los grandes proyectos de biomasa recibieron el precio más bajo a 0,3 baht/kWh (alrededor de 1 centavo de dólar estadounidense por kWh). Se proporcionaron subsidios adicionales por kWh para proyectos que compensan el uso de diésel en áreas remotas. En marzo de 2010, 1364 MW de energía renovable del sector privado estaban en línea con 4104 MW adicionales en proyecto con PPA firmados. La biomasa constituyó la mayor parte de esta capacidad: 1292 MW (en línea) y 2119 MW (solo PPA). La electricidad solar ocupó el segundo lugar, pero creció más rápidamente, con 78 MW en línea y PPA firmados por 1759 MW adicionales.

Uganda

Uganda lanzó una tarifa en 2011. Uganda Electricity Transmission Company Limited tenía la licencia de transmisión en el país y la Autoridad Reguladora de la Electricidad le ordenó proporcionar el siguiente FiT para proyectos de pequeña escala que van desde 0,5 MW a 20 MW.

Tecnología	Tarifa (US$/kWh)	% O&M	2011	2012	2013	2014	Período de Pago (Años)
Hidro (9><=20 MW)	0.073	7,61%	45 megavatios	90 megavatios	135 megavatios	180 megavatios	20
Hidro (1 ><=8MW)	Tarifa lineal	7,24%	15 megavatios	30 megavatios	60 megavatios	90 megavatios	20
Hidro (500 kW><=1MW)	0.109	7,08%	1MW	15MW	2MW	5MW	20
bagazo	0.081	22,65%	20 megavatios	50 megavatios	75 megavatios	100 megavatios	20
Biomasa	0.103	16,23%	10 megavatios	20 megavatios	30 megavatios	50 megavatios	20
biogás	0.115	19,23%	10 megavatios	20 megavatios	30 megavatios	50 megavatios	20
gas de vertedero	0.089	19,71%	10 megavatios	20 megavatios	30 megavatios	50 megavatios	20
Geotermia	0.077	4,29%	10 megavatios	30 megavatios	50 megavatios	75 megavatios	20
energía solar fotovoltaica	0.362	5,03%	2 megavatios	3 megavatios	5 megavatios	7,5 megavatios	20
Viento	0.124	6,34%	50 megavatios	75 megavatios	100 megavatios	150 megavatios	20

Ucrania

Ucrania introdujo la ley 'Sobre la tarifa de alimentación' el 25 de septiembre de 2008. La ley garantizaba el acceso a la red para los productores de energía renovable (pequeña hidroeléctrica de hasta 10 MW, eólica, biomasa, fotovoltaica y geotérmica). Las tarifas para los productores de energía renovable las establece el regulador nacional. A partir de febrero de 2013Se aplicaron las siguientes tarifas por kWh: biomasa: UAH 1,3446 (EUR 0,13), eólica: UAH 1,2277 (EUR 0,12), pequeña hidroeléctrica: UAH 0,8418 (EUR 0,08), solar: UAH 5,0509 (EUR 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 en U, declaró que, en las circunstancias actuales, la tarifa verde se había vuelto financieramente difícil de mantener y comenzó negociaciones con productores de energía renovable sobre posibles reducciones de la tarifa verde. Tras el anuncio del gobierno ucraniano, varios inversores extranjeros amenazaron con iniciar reclamos de tratados de inversión en virtud del Tratado sobre la Carta de la Energía que condujo a procedimientos de mediación y la firma del Memorando de Entendimiento del 10 de junio de 2020. Sin embargo,

Reino Unido

En octubre de 2008, el Reino Unido anunció que Gran Bretaña implementaría un esquema para 2010, además de su actual esquema de cuotas de energía renovable (ROCS). En julio de 2009, el entonces Secretario de Estado de Energía y Cambio Climático de Gran Bretaña, Ed Miliband, presentó los detalles del esquema, que comenzó a principios de abril de 2010.

Menos de un año después de iniciado el esquema, en marzo de 2011, el nuevo gobierno de coalición anunció que se eliminaría el apoyo a las instalaciones fotovoltaicas a gran escala (más de 50 kW). Esto fue en respuesta a los especuladores europeos que se alinearon para establecer enormes parques solares en West Country que habrían absorbido cantidades desproporcionadas del fondo.

El 9 de junio de 2011, DECC confirmó los recortes de tarifas para los sistemas solares fotovoltaicos de más de 50 KW después del 1 de agosto de 2011. Muchos se sintieron decepcionados con la decisión de DECC. 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.

En octubre de 2011, DECC anunció recortes drásticos de alrededor del 55% en las tarifas, con reducciones adicionales para esquemas comunitarios o grupales. Los recortes iban a ser efectivos a partir del 12 de diciembre de 2011, con un ejercicio de consulta que finalizaría el 23 de diciembre de 2011. Esto fue impugnado con éxito en el tribunal superior mediante una solicitud de revisión judicial, presentada conjuntamente por el grupo de presión ambiental Amigos de la Tierra (FoE) y dos empresas de energía solar: Solarcentury y HomeSun. El fallo, realizado por el juez Mitting después de una audiencia judicial de dos días, fue aclamado como una gran victoria por parte de los activistas ecológicos y la industria solar. Los abogados del Departamento de Energía y Cambio Climático se movilizaron de inmediato para apelar el fallo. La apelación fue rechazada por unanimidad por la Corte Suprema, permitiendo que cualquier persona que haya instalado sus sistemas antes del 3 de marzo de 2012 reciba la tasa más alta de 43.

La tarifa de 30,7 p/kWh estaba disponible para sistemas solares de hasta 5 MW, por lo que no se construyeron sistemas mayores. Los pagos de tarifas de alimentación están libres de impuestos en el Reino Unido.

Fuente de energía	Tarifa de alimentación
1 de abril de 2012 a 31 de julio de 2012	1 de agosto de 2012 - 30 de septiembre de 2012	1 de enero – 31 de marzo de 2015
DA biogás	9,9 a 14,7p/kWh	9,9 a 14,7p/kWh	9,49 a 12,46 p/kWh
Hidro	4,9 a 21,9 p/kWh	4,9 a 21,9 p/kWh	3,12 a 21,12 p/kWh
Micro-CHP	11 peniques/kWh	11 peniques/kWh	13,24 p/kWh
energía solar fotovoltaica	8,9 a 21,0p/kWh	7,1 a 15,44 p/kWh	6,38 a 13,88 p/kWh
Viento	4,9 a 35,8 p/kWh	4,9 a 35,8 p/kWh	3,41 a 17,78 p/kWh
Sistemas instalados previamente	9,9 p/kWh	9,9 p/kWh

A abril de 2012, 263.274 sistemas, por un total de 1.152,835 MW, recibían pagos FiT. De estos, 260.041 fueron solares fotovoltaicos, totalizando 1.057,344 MW. Los pagos son por 25 años. Un sistema fotovoltaico típico que cuesta 7500 £ se amortiza en 7 años y 8 meses y genera 23 610 £ en 25 años.

La tarifa de alimentación del Reino Unido finalizó para los nuevos solicitantes el 31 de marzo de 2019.

Estados Unidos

En abril de 2009, 11 legislaturas estatales estaban considerando adoptar un FiT como complemento a sus mandatos de electricidad renovable.

California

La Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) aprobó una tarifa de alimentación el 31 de enero de 2008 con efecto inmediato.

En 2010, Marin Energy Authority lanzó el primer programa de tarifa de alimentación agregada de elección comunitaria. El programa se actualizó en noviembre de 2012 y ahora ofrece contratos de precio fijo a 20 años, con precios que varían según la fuente de energía (punta, carga base, intermitente) y el progreso hacia el límite actual del programa de 10 MW.

Las empresas municipales de servicios públicos promulgaron programas piloto de alimentación en tarifas en Palo Alto y Los Ángeles: Palo Alto CLEAN (Clean Local Energy Accessible Now) es un programa para comprar hasta 4MW de electricidad generada por sistemas eléctricos solares ubicados en el territorio de servicio de CPAU. En 2012, el tamaño mínimo del proyecto era de 100 kW. Las tarifas de compra oscilan entre 12.360 ¢/kWh a 14.003 ¢/kWh dependiendo de la duración del contrato. La ciudad comenzó a aceptar solicitudes el 2 de abril de 2012.

El 17 de abril de 2012, la Junta de Comisionados de Agua y Energía del Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles aprobó un programa de demostración FiT de 10 MW.

A partir del 1 de enero de 2010, las leyes estatales permitieron a los propietarios de viviendas vender el exceso de energía a la empresa de servicios públicos. Anteriormente, el propietario no obtenía crédito por la sobreproducción durante el transcurso del año. Para obtener el reembolso de la Iniciativa Solar de California (CSI), al cliente no se le permitió instalar un sistema que deliberadamente produce en exceso, lo que fomenta la instalación de medidas de eficiencia después de la instalación solar. Este crédito de sobreproducción no estaba disponible para ciertos clientes de servicios públicos municipales, a saber, Los Angeles Water and Power.

Florida

En febrero de 2009, los comisionados de la ciudad de Gainesville, Florida, aprobaron la primera tarifa de alimentación solar del país. El programa se limitó a 4 MW por año. A partir de 2011, Gainesville había aumentado la electricidad generada por energía solar de 328 kW a 7391 kW, aproximadamente el 1,2% de la energía de carga máxima (610 MW). El programa se suspendió en 2014 después de haber instalado más de 18 MW de capacidad.

Hawai

En septiembre de 2009, la Comisión de Servicios Públicos de Hawái exigió a Hawaiian Electric Company (HECO & MECO & HELCO) que pagara precios superiores a los del mercado por la energía renovable alimentada a la red eléctrica. La póliza ofrece a los proyectos un precio fijo y un contrato estándar de 20 años. La PUC planeó revisar la tarifa de alimentación inicial dos años después de que comenzara el programa y cada tres años a partir de entonces.

Tipo y tamaño de generador renovable	Tarifa FiT (centavos/kWh)
Tasa de referencia de FiT para cualquier tecnología elegible para RPS por debajo del máx. límite de tamaño	13.8
Eólica terrestre de nivel 1 < 20 kW	16.1
Energía hidroeléctrica en línea de nivel 1 < 20 kW	21.3
Eólica terrestre Tier 2 20-100/500 kW	13.8
Energía hidroeléctrica en línea Tier 2 20-100/500 kW	18.9

Tipo y tamaño de generador renovable	Tarifa FIT (centavos/kWh)
	35% de crédito fiscal estatal	Crédito fiscal reembolsable del 24,5 %
Fotovoltaica de nivel 1 < 20 kW	21.8	27.4
CSP de nivel 1 < 20 kW	26,8	33.1
Fotovoltaica de nivel 2 20-100/500 kW	18.9	23.8
Nivel 2 CSP 20-100/500 kW	25.4	27.5

El tamaño del proyecto se limitó a cinco megavatios (MW) para la isla de Oahu y 2,72 MW para Maui y la isla de Hawái. La decisión de la comisión limitó la cantidad total de proyectos de tarifas de alimentación incorporados a la red eléctrica al 5% del pico del sistema en Oahu, Maui y la isla de Hawái durante los primeros dos años. El Nivel 3 todavía estaba pendiente de una Decisión y Orden basada en los hallazgos del Grupo de Trabajo de Estándares de Confiabilidad (un "expediente dentro del expediente").

Los límites de tamaño de los proyectos de nivel 2 y 3 varían según la isla y la tecnología. El Nivel 2 incluye sistemas más grandes que son menores o iguales a: 100 kW-CA para energía eólica en tierra e hidroeléctrica en línea en todas las islas; 100 kW-CA para PV y CSP en Lanai y Molokai; 250 kW-CA para fotovoltaica en Maui y Hawái; 500 kW-AC para CSP en Maui y Hawái; y 500 kW-CA para PV y CSP en Oahu. El nivel 3 cubre sistemas más grandes que los límites del nivel 2.

Maine

En 2009, no se aprobó un proyecto de ley de tarifas de "alimentación". Sin embargo, en junio de 2009 se inició un programa piloto y estaba disponible para proyectos de hasta 10 MW de tamaño. El 24 de abril de 2013, el Comité de Servicios Públicos y Energía de Maine debía considerar un nuevo proyecto de ley: LD1085 "Una ley para establecer la tarifa de alimentación de energía renovable".

Nueva York

La Autoridad de Energía de Long Island (LIPA) adoptó una tarifa de alimentación el 16 de julio de 2012, para sistemas de 50 kW (CA) a 20 MW (CA), y se limitó a 50 MW (CA). Como los clientes no pueden usar su propia electricidad, en realidad es un Acuerdo de Compra de Energía de tarifa fija de 20 años y LIPA retiene los SREC. La legislatura de Nueva York de 2012 no logró aprobar la legislación que habría abierto un mercado de Nueva York para los SREC a partir de 2013. El pago es de 22,5¢/kWh, menos de lo que pagó LIPA por la generación pico en varios momentos. Con un costo evitado estimado de $0.075/kWh, el programa agregó alrededor de $0.44/mes a la factura eléctrica promedio de los hogares.

Oregón

En junio de 2009, Oregón estableció un programa piloto de pago y tasa de incentivos volumétricos solares. Bajo este programa de incentivos, se paga a los sistemas por los kilovatios-hora (kWh) generados durante un período de 15 años, a una tarifa establecida en el momento en que el sistema se inscribe en el programa. La Comisión de Servicios Públicos de Oregón (PUC, por sus siglas en inglés) estableció tarifas y normas en mayo de 2010. Este programa fue ofrecido por tres empresas de servicios públicos propiedad de inversionistas en Oregón y administrado por las empresas de servicios públicos. La PUC planeó reevaluar periódicamente las tarifas. Los costos del programa eran recuperables en las tarifas de los servicios públicos y los sistemas de propiedad de los servicios públicos no eran elegibles para el incentivo.

El límite de instalación del programa piloto se limitó a un límite agregado de 25 megavatios (MW) de energía solar fotovoltaica (PV), con un límite máximo de tamaño del sistema de 500 kilovatios (kW). El tope agregado del programa se distribuiría equitativamente durante cuatro años, con 6,25 MW de capacidad elegibles para recibir el incentivo cada año. El tope agregado se dividió en función de los ingresos por ventas minoristas de 2008. PGE tenía un tope de 14,9 MW, Pacific Power 9,8 MW e Idaho Power 0,4 MW. El programa de Idaho Power se limitaba a instalaciones residenciales. Las tarifas diferían según el tamaño del sistema y la zona geográfica. Los sistemas de pequeña y mediana escala participaron en un programa modelado a partir de la medición neta. Los sistemas de mayor escala se licitaron competitivamente. Los sistemas fotovoltaicos participantes deben estar conectados a la red, medidos y cumplir con todos los códigos y regulaciones aplicables. Los sistemas deben estar "instalados permanentemente".

Los sistemas con un tamaño de 100 kW o menos podrían participar según la medición neta. La capacidad de generación de 20 MW del tope agregado se reservó para la porción de medición neta, con 12 MW disponibles para sistemas residenciales y 8 MW disponibles para sistemas comerciales pequeños. Estos sistemas residenciales y comerciales pequeños fueron pagados por la cantidad de electricidad generada, hasta la cantidad de electricidad consumida. En esencia, a los clientes se les pagó por la cantidad de consumo de carga eléctrica de servicios públicos que se compensa con la generación en el sitio. A diferencia de las tarifas de alimentación típicas, los clientes pueden consumir la electricidad generada en el sitio y recibir un incentivo de producción, o un pago de incentivo volumétrico, por la cantidad de electricidad generada y consumida. Para eliminar un incentivo perverso para aumentar el consumo de electricidad para recibir un pago mayor, el sistema tenía que tener el tamaño adecuado para cumplir con el consumo promedio de electricidad. Las tarifas fueron determinadas por la PUC con base en el costo anual del sistema y la producción anual de energía, diferenciadas por zonas geográficas. Las estimaciones de costos se basaron en los datos de instalación de Energy Trust of Oregon. Las tarifas reales pagadas al cliente-generador fueron la tarifa de incentivo volumétrico menos la tarifa minorista. Las tasas volumétricas de incentivos debían reevaluarse cada seis meses. Las tarifas para el programa de incentivos basados ​​en el desempeño oscilaron entre $0,25/kWh y $0,411/kWh. Las tarifas reales pagadas al cliente-generador fueron la tarifa de incentivo volumétrico menos la tarifa minorista. Las tasas volumétricas de incentivos debían reevaluarse cada seis meses. Las tarifas para el programa de incentivos basados ​​en el desempeño oscilaron entre $0,25/kWh y $0,411/kWh. Las tarifas reales pagadas al cliente-generador fueron la tarifa de incentivo volumétrico menos la tarifa minorista. Las tasas volumétricas de incentivos debían reevaluarse cada seis meses. Las tarifas para el programa de incentivos basados ​​en el desempeño oscilaron entre $0,25/kWh y $0,411/kWh.

Vermont

Vermont adoptó tarifas de alimentación el 27 de mayo de 2009 como parte de la Ley de Energía de Vermont de 2009. Los generadores deben poseer una capacidad de no más de 2,2 MW, y la participación está limitada a 50 MW en 2012, un límite que aumentó de 5 a 10 MW/año a un total de 127,5 MW en 2022. Los pagos fueron de 24 ¢/kWh para la energía solar, que aumentó a 27,1 ¢/kWh en marzo de 2012, y 11,8 ¢/kWh para la eólica de más de 100 kW y 25,3 ¢/kWh para la eólica turbinas de hasta 100 kW. Otras tecnologías calificadas incluyeron metano, hidro y biomasa. El programa SPEED de Vermont requería un 20 % de energía renovable para 2017 y un 75 % para 2032. El programa se suscribió por completo en 2012. Los pagos son por 25 años.

Puerto Rico

El territorio operaba un programa de medición neta que pagaba la energía devuelta a la red a la tarifa minorista. La tarifa variaba mensualmente en torno a los 23 céntimos el kilovatio. El programa acreditaba la cuenta del proveedor cada mes en lugar de realizar los pagos reales. Al final del año fiscal (junio) cualquier exceso se pagaba a una tasa fija de 10 centavos por KW, de los cuales el 25% se retenía para las escuelas públicas. Para participar en el programa se requerían seguros y medios para desconectar el sistema accesible fuera del edificio y marcas específicas de equipos dictadas por el gobierno.