Supporting ‘Green’ electricity:             Lessons learned from the Spanish Feed‐in tariff system                        ...
support  scheme  would  be  negative,  that  is,  the  consumer  would  pay  lower         prices.”      -   Merit  order ...
In  Europe,  Member  States  are  required  by  different  Directives  to  support  electricity from  renewable  energy  s...
 Tendering In a tendering system, the Government sets an objective for the energy mix and tries to reach it trough a succe...
Tendering  was  in  place  in  the  UK  at  the  time  where  Germany  and  Denmark  started their  wind  development  thr...
programme unit (like a virtual plant), thus consolidating its deviations. This leads to an easier management of supply for...
 The  intraday  market  has  been  established  in  order  to  introduce  adjustments  to  the day‐ahead  market.  This  w...
In Spain, the tariffs and premiums are fixed for the entire life of the plant. The level of support  decreases  however  f...
35.000  30.000                                                                            TRAT.RESIDUOS  25.000           ...
technology  and  a  too  high  tariff  that  incentivise  a  technology  still  inefficient, uneconomic or even speculativ...
3. Impact on prices: reaching zero spot prices  Figure 4 describes the price fixation based on merit order, while crossing...
During  the  first  four  months  of  2010,  Spanish  market  has  experienced  293  hours  of zero  spot  prices  (CNE,  ...
REFERENCES    BOE (2009): Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre, por la que se revisan los peajes   de  acceso  a  parti...
Upcoming SlideShare
Loading in …5

Supporting ‘Green’ electricity: Lessons learned from the Spanish Feed‐in tariff system


Published on

Paper read at 4th Atlantic Workshop on Energy and Environmental Economics (A Toxa, Spain), 07-2010. Lara Pérez Dueñas, GNERA Energía y Tecnología.

Lecciones aprendidas del sistema español de apoyo a las renovables basado en un sistema de primas y tarifas.

The Spanish economic support system for electricity from renewable energy sources
has had a good reputation due to its good results in terms of number of new plants,
installed megawatts, industrial development, etc. Nevertheless, in the last years we
have assisted to major and sudden legislative changes motivated by different events
that have put under discussion the system sustainability. After describing the main
green electricity support systems available and the benefits of introducing renewable
energies in the electricity market, this paper analyses the causes of the “boom and
burst” of the Spanish support mechanisms and the main lessons learned.

  • Be the first to comment

  • Be the first to like this

No Downloads
Total views
On SlideShare
From Embeds
Number of Embeds
Embeds 0
No embeds

No notes for slide

Supporting ‘Green’ electricity: Lessons learned from the Spanish Feed‐in tariff system

  1. 1. Supporting ‘Green’ electricity:  Lessons learned from the Spanish Feed‐in tariff system   Lara Pérez Dueñas Gnera Energía y Tecnología. Energy Consultant and Energy & Environment Engineer  ABSTRACT The Spanish economic support system for electricity from renewable energy sources has had a good reputation due to its good results in terms of number of new plants, installed megawatts, industrial development, etc. Nevertheless, in the last years we have assisted to major and sudden legislative changes motivated by different events that  have  put  under  discussion  the  system  sustainability.  After  describing  the  main green electricity support systems available and the benefits of introducing renewable energies in  the electricity market, this paper analyses the  causes of the “boom and burst” of the Spanish support mechanisms and the main lessons learned.  JEL code: Q4  Key‐words:  electricity  market,  renewable  energy,  feed‐in  tariff,  renewable  energy support instruments     I. GREEN ELECTRICITY SUPPORT INSTRUMENTS  Costs and benefits of renewables in the electricity market  A  sustained  development  of  renewable  energy  (RE)  is  nowadays  still  not  possible without    the support of dedicated policy instruments. Much debate has been made to argue  if  renewable  energies  are  ‘too  expensive’  or  not,  leading  to  even  emotional debates.  Actually,  the  use  of  electricity  from  renewable  energy  sources  has  several direct  and  indirect  effects  on  energy  costs,  as  well  on  economics  and  social  issues. Their quantification can allow us to have a more global vision of the incentives paid to renewable  electricity  producers.  Let  us  briefly  describe  some  of  these  positive  and negative effects:  - Environmental externalities: Actual energy costs do not include environmental  externalities:    health  issues,  energy  dependency,  energy  resources  depletion,  supply and public security, accidents, climate change, global justice…   - Economic  and  social  benefits:  Deloitte  (2009)  in  its  study  on  the  macroeconomic impact of wind energy, compares the direct cost of incentives  for  wind  power  in  Spain  to  other  quantified  benefits  such  as  CO2  emissions,  fewer fossil fuels import and other indirect economic and social benefits such  as new job creation, direct and indirect increase in PIB, R&D… Morthorst (2010)  also  states  that  “if  both  the  direct  and  indirect  cost  savings  from  renewable  energy  generation  were  taken  into  consideration,  the  net  effect  of  the  RES 
  2. 2. support  scheme  would  be  negative,  that  is,  the  consumer  would  pay  lower  prices.”   - Merit  order  effect:  The  introduction  of  renewable  energy  in  an  electricity  market  where  price  setting  is  based  on  merit  order  can  result  in  lower  electricity  spot  prices  for  consumers  and  eventually  (but  not  necessarily)  in  lower retail prices, as will be further discussed.   - Opportunity cost due to additional operating reserve: Most renewable energies  are said to be “not administrable”, i.e. we cannot regulate their production on  demand  as  it  depends  mainly  on  weather  conditions  (wind,  sunlightning  or  rain) or on the lack of flexibility of the plant –which is also the case for nuclear  power. Thus, we need to grant an additional operating reserve that will ensure  the electricity supply on peak hours. Combined cycles are a valuable technology  for  operating  reserve  because  of  its  high  flexibility.  Spain  has  bet  on  this  technology and has greatly increased the installed capacity of combined cycles  in few years. These plants, with a high marginal cost, are used increasingly as  operational  reserve  due  to  the  development  of  non  administrable  energies,  causing them to be shut down most of the time, thus reducing its efficiency and  its profitability.   ‘Green electricity’ support instruments  The  theoretical  start  point  of  renewable  energy  economic  support  in  the  electricity market context is the existence of externalities for environmental, security and health associated costs in conventional energy plants (Finon et al, 2004).   Putting it into other terms, the goal is to ensure the development of the technologies until  grid  parity  is  reached.  Grid  parity  is  defined  as  the  point  where  renewable electricity is equal or cheaper than the reference cost for grid power. This point could be  achieved  by  2016  for  Spanish  PV,  and  will  differ  for  different  technologies  and countries.  Nevertheless  the  achievement  of  grid  parity  does  not  have  to  mean  the removal of incentive regimes (KPMG, 2009).  To overcome this “market failure”, the first idea that comes into mind is to introduce a direct pollution tax to make producers pay for actual environmental costs, for example a  CO2  emissions  tax.  Other  instruments  have  been  developed  that  differ  from  a genuine  “green  tax”,  but  which  pursue  the  same  objective,  in  environmental  and economical terms, such as:  - voluntary market based on a certification for renewables, which consumers will  buy with an extra cost (“origin guaranties”)  - granted costs for every renewable kWh  - tendering systems  - quota exchange systems  
  3. 3. In  Europe,  Member  States  are  required  by  different  Directives  to  support  electricity from  renewable  energy  sources.  Countries  are  given  freedom  to  choose  their preferred  support  scheme.  Given  different  national  priorities  and  segmentation  in electricity  market  (despite  the  market  opening  since  early  2000’s),  the  support schemes differ in each country and we can state that the 27 Member States operate 27 different support schemes. No harmonisation is foreseen at the short‐middle term, and a coordinated approach is preferred (European Commission, 2008).   Implemented  policy  tools  in  Europe  and  worldwide  can  be  divided  into  two  main categories:  price‐based  instruments  and  quantity‐based  instruments.  Price‐based instruments  (as  Feed‐in  Tariffs  or  Premiums,  as  developed  in  Germany,  France  or Spain)  will  fix  a  price  for  electricity,  and  the  quantity  will  be  determined  by  industry development and market evolution. Quantity‐based instruments, on the contrary, will fix  an  established  volume  of  energy  or  power  for  the  country,  communities  or companies, and the price will be set by the competition between operators. Examples for  quantity‐based  instruments  are  green  certificates  (UK,  Belgium,  Italy,  Sweden)  or tendering systems (Ireland, France).  FIT and premiums In a Feed‐in Tariffs (FIT) scheme, producers are granted an amount of money for every kWh generated. This can be a fixed tariff or a premium paid on top of the electricity market  price.  The  utility  is  obliged  to  purchase  all  electricity  generated,  or  to  give  it preference,  with  the  generator  obliged  to  sell  all  electricity  generated  to  the  utility. The tariff or premium is granted for a long period of time, typically 15‐20 years. This provides a long term degree of certainty, thus lowering the market risk.  Rates can be differentiated based on RE source, technology type, capacity size, the date the system becomes operational, or location of the project. Tariff adjustments can be made in the future, based on inflation or on installed capacity or generation costs (Burgie, 2009).  Quota Obligations Under a quota obligation, governments impose an obligation on consumers, suppliers or producers to source a certain percentage of their electricity from renewable energy. This  obligation  is  usually  facilitated  by  tradable  green  certificates.  Accordingly, renewable electricity producers sell the electricity at the market price, but can also sell green certificates, which prove the renewable source of the electricity. Suppliers prove that  they  reach  their  obligation  by  buying  these  green  certificates,  or  they  pay  a penalty to the government (European Commission, 2008).  Theoretically, this system could have great advantages that have led to a keen interest for  green  certificates  in  the  last  years:  it  is  in  the  line  of  electricity  market  and  is financed directly and equally by the operators.   Nevertheless, it results on high transaction costs and high risk associated costs, which have been poorly taken into account in the past. Moreover, quota obligations benefits the  lower  cost  technologies,  already  mature,  but  doesn’t  support  emerging technologies with a great potential. 
  4. 4.  Tendering In a tendering system, the Government sets an objective for the energy mix and tries to reach it trough a succession of tenders. As a result, the producer will get a long term contract at the price set in its bid, with a buying obligation for Utilities. The proposals are ranked from low to high until the auction is reached. Theoretically, tendering would allow a better control of quantities that have to be paid to  renewables,  would  limit  global  costs  as  they  support  in  the  first  place  the  lower costs  technologies  and  would  stimulate  innovation.  In  practice,  nevertheless,  the experiences have not been so positive.   Other systems Other instruments, such as voluntary agreements, CO2 taxes, investment incentives or Fiscal  incentives  (tax  exemptions  or  reductions),  obligations  on  fuel  suppliers,  public procurement policy, research and development... are mainly used as a complement, in addition to the main support scheme.   Comparison between support instruments The  European  Commission  (2008)  has  measured  the  success  of  a  policy  with  its effectiveness  in  increasing  renewable  electricity  generation  and  by  the  level  of payment  received  by  generators  in  comparison  to  the  level  they  require  for profitability.  As a general rule, the criteria for evaluating the support system quality can be summed up as: 1‐a reasonable cost for community, 2‐system stability, 3‐avoiding administrative barriers and 4‐ensuring grid access.  As  we  will  further  discuss,  although  the  Spanish  system  was  well  rated  in  the  2008 European  Commissions  study,  in  practise  some  of  these  criteria  have  not  been  met, resulting in most of the problems attributed to Spanish FIT.  Today, FIT is the most prevalent renewable energy policy in the world. In Europe, with the  recent  shift  of  the  United  Kingdom  towards  a  combination  of  ROC  (renewable obligation  certificates)  and  FIT,  70%  of  member  states  have  implemented  a  feed‐in tariffs policy. Worldwide, forty‐five countries had adopted this kind of system in 2008 and  even  in  North  America,  traditionally  reluctant  to  tariff  systems,  FIT  policies  have been  implemented  in  some  US  states  and  in  a  Canadian  province  (Ontario)  and  are being carefully considered in a number of other US states (Burgie, 2009).  The  European  Commission  has  been  very  favourable  in  the  past  to  green certificates instruments,  but  has  evolved  in  its  lasts  reports:  “Comparing  the  two  main  types  of support  schemes,  namely  quota  obligations  and  feed‐in  tariffs,  historic  observations from EU Member States suggest that feed‐in tariffs achieve greater renewable energy penetration, and do so at lower costs for consumers.” (European Commission, 2008) 
  5. 5. Tendering  was  in  place  in  the  UK  at  the  time  where  Germany  and  Denmark  started their  wind  development  through  a  feed‐in  tariffs  system.  The  comparison  between wind industry developments in all three countries is clearly in favour of FIT (Finon et al, 2004).  Nowadays,  it  is  generally  considered  that  tendering  is  not  a  well  adapted instrument  to  build  a  renewable  energy  support  policy  except  as  a  complement  for other  instruments  (Hadjsaïd,  2009).  In  Denmark,  for  instance,  tendering  is  used  as  a stimulus for the development of a particular technology –off‐shore wind.    II. THE SPANISH FEED‐IN TARIFFS SYSTEM  Spain  has  bet  on  Feed‐In  tariffs  since  early  90s,  following  Germany  and  becoming  a world pioneer and leader in this kind of policy. The  basis  for  the  current  FIT  system  was  established  in  1994  for  small  capacity facilities,  obliging  utilities  to  buy  the  renewable  electricity  surplus  at  a  price  that depended  on  retail  price.  With  the  opening  of  the  market,  developed  with  Royal Decree (RD) 2818/1998, the producers could sell their energy directly in the market or at  a  fixed  tariff.  Later,  RD  436/2004  introduced  the  obligation  of  forecasting  when penalizing  deviations  between  energy  prediction  and  real  production,  and  gave  the possibility of choosing between a fixed tariff or the market price plus a fixed premium. RD  661/2007  separates  finally  the  support  from  the  reference  electricity  price  (the tariff or premium is not a % of the electricity price any more). It also introduces a cap and  floor  for  some  technologies  to  avoid  a  too  high  or  too  low  retribution  due  to possible strong fluctuations of spot market price. In 2008, RD 1578/2008 introduced a quota  and  registry  for  solar  plants,  which  was  also  applied  for  the  rest  of  the technologies included in the “Special Regime” (i.e.: all renewables and CHP plants with less than 50MW) in 2009. In 2010 a new Royal Decree is expected to come.  Next, will be described the most relevant differentiating characteristics of Spanish FIT and its evolution.   • Electricity market agents Since  the  liberalisation  of  the  market,  the  different  agents  have  to  be  juridically separated  to  avoid  vertical  integration.  The  following  agents  participate  in  the generation market:  - Producer  - Independent System Operator (REE): is in charge of the technical management  of the system and of the security of supply  - Independent Market Operator (OMEL)  - Independent  regulatory  body  (CNE):  regulates  the  system  and  centralises  all  the information  - Utilities: own the lines and distribute the electricity  - Representative  agent:  acts  as  the  speaker  between  producers  and  other  agents.  It is interesting to note that the representative agent is given the possibility to have a so‐called  “portfolio  effect”,  i.e.  to  send  predictions  of  many  plants  in  the  same 
  6. 6. programme unit (like a virtual plant), thus consolidating its deviations. This leads to an easier management of supply for the System Operator, as well as reduced deviations costs for generators.  • Choosing between tariff or market A big particularity of Spanish FIT system is that producers can opt for either getting a fixed tariff per kWh produced or being paid a premium on top of market price.   Premium  FITs  have  the  advantage  of  introducing  competition  between  producers  in the  electricity  market  and  helping  to  give  an  incentive  to  renewable  electricity production during peak periods. To avoid excessive costs when prices rise or too low income for producers when prices sink, Spain has introduced in 2007 a cap and floor system  which  “restrains”  the  final  price.  Today,  cap  and  floor  exists  for  wind  power, small hydropower, biomass and biogas, whereas photovoltaic can opt only for a fixed tariff.    Caso de Tarifa Regulada b.7.1 Caso de la opción Mercado + PrimaPrecio Horario Electricidad (€/MWh) 1409080 12070 10060 Prima opción Mercado (€/MWh)50 Prima Equivalente 80 Precio horario Mercado (€/MWh) Precio horario Mercado (€/MWh)40 Techo 6030 Suelo20 4010 20 0 H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24 0 Horas H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24Figure 1: Illustration of the two market options: fixed tariff and premium on top of spot price with cap  and  floor.  For  tariff  option,  the  (variable)  difference  between  tariff  and  spot  price  is  called  “equivalent premium”   • Forecasts Few  countries  require  RE  generators  to  forecast  their  output  and  to  provide  this information  to  grid  operators  (Spain,  Slovenia,  Estonia):  since  November,  2009, Spanish generators over 450kW are required to forecast their generation 24 hours in advance,  or  through  the  intraday  market  (until  that  date,  forecasting  was  requested only for plants bigger than 1MW).  However, only Spain charges generators if their actual electricity output deviates from their predictions. A deviation may incur in a penalty if this deviation goes against the regulating  system.  That  means  that  if  a  generator  has  produced  more  energy  than forecasted,  and  that  the  global  system  has  less  energy  than  predicted,  then  the deviations of this particular generator will have no cost, and vice‐versa.   • Daily markets To allow better adjustments of forecasting and actual production, and to sharpen the System Operator regulation, several markets have been established:  The day‐ahead market (spot market) is a physical market in which prices and amounts are  based  on  supply  and  demand.  It  takes  place  in  one  daily  session  and  fixes  the trading for the 24 hours of the next day.  
  7. 7.  The  intraday  market  has  been  established  in  order  to  introduce  adjustments  to  the day‐ahead  market.  This  way,  the  operators  can  adjust  the  forecasts  to  the  real production,  resulting  in  a  better  regulation  of  power  market  and  reducing  the deviations.  It  is  developed  in  six  different  intraday  sessions,  and  the  new  bids  or adjustments to the spot market can be introduced three to four hours before the next session.  In  addition  to  these,  technical  restrictions  and  deviations  from  predictions  are regulated  through  a  regulating  power  market  and  a  balancing  market,  with  different prices.   • Differentiated support levels Tariff levels have been set to get a rate of return of 7% after tax (Kema, 2009). Both the  tariff  and  premium  option  are  differentiated  by  technology  and  by  size  ‐through capacity thresholds‐ to take into account economies of scale in larger plants. Capacity thresholds, however, instead of linear capacity progression can lead RE developers to size  to  the  limit  of  the  highest  rate,  focusing  on  capacity  rather  than  actual  output (Burgie,  2009).  Note  that  Spain  was  the  first  country  to  introduce  a  FIT  for  solar thermal technology. Whenever  the  fixed  tariff  option  has  been  chosen,  generators  can  receive differentiated FITs for peak or off‐peak hours.  CHP (incl. biomass CHP) in peak hours will receive a bonus of +37% of the tariff and a penalisation of ‐36% in off‐peak (small hydro and biomass can have a more limited bonus and penalisation).  Moreover,  to  discourage  speculative  queuing  grid  access  deposits  are  required: 500€/kW for photovoltaic and 20€/kW for the rest of the special regime. Note  that  biomass  pricing  has  been  difficult.  At  first,  market  for  biomass  did  not respond to FIT comparably to solar or wind, as happened as well in Germany (Kema, 2009). This technology, with slower reaction times and very particular challenges (fuel supply logistics, feed stocks, diversity of technologies, etc.), needed a higher support level  and  longer  to  be  pushed  up.  Now  in  Spain  we  assist  to  an  incipient  but generalised development in the whole country of biogas and waste biomass plants.  In case of voltage dips (short drops in voltage in a system), a decoupling from the grid is  required  for  security  reasons.  This  can  lead  however  to  the  decoupling  of  a  whole wind  farm,  which  can  totally  destabilise  the  electric  system.  There  has  been  a  great effort  made  in  Spain  (although  not  yet  implemented  in  Portugal,  which  affects  the Iberian electric system) to make wind power farms able to ride through these electric faults. Wind installations capable for short drop in voltage may perceive an economic incentive. Thus, according to Red Eléctrica de España, in 2009 the biggest wind power loss due to voltage dips has been 700MW despite having a total installed capacity of 19.000MW. This complement may be introduced also for photovoltaic in the future.   • FIT adjustment and revision 
  8. 8. In Spain, the tariffs and premiums are fixed for the entire life of the plant. The level of support  decreases  however  for  some  technologies:  after  15  years  for  biomass  and biogas, and after 25 years for photovoltaic.  These  tariffs  are  planned  to  be  inflation  adjusted  yearly  according  to  the  consumer price  index  (CPI)  and  fuel  prices.  This  is  a  way  to  protect  investors,  which  are committed to renewable energy project for as much as forty years (Burgie, 2009).   Revision  is  a  broader  process  in  which  the  FIT  may  be  substantively  altered.  RD 661/2007  established  that,  as  85%  of  capacity  cap  for  2010  would  be  covered,  they would be given at least 12 months to receive the same tariff, which happened for solar already in 2007. Table 1 shows the rate of fulfillment of these caps in April 2010, and shows that the 85% capacity cap has been exceeded for solar and for wind.   Installed  Capacity  cap  Rate  of    capacity (MW)  (MW)  fulfilment (%) CHP  6.312  9.215  68% Solar PV  3.472  1.331  261% Solar termal  136  500  27% Wind  18.401  20.155  91% Wind (repowering)  0  2.000  0%  1.405  2.400  59% Small hydro =< 10MW Biomass  510  1.317  39% Biogas and manure  180  250  72% Solid waste  279  350  80% Table 1: Capacity caps and rate of fulfilment in April 2010 (CNE, 2010)  • RE Quotas After  the  unexpected  boom  of  PV  in  2008,  the  government  decided  to  set  a  solar quota,  not  only  through  a  new  cap  for  2009,  2010,  and  so  on,  but  also  with  the addition of a registry that will keep record of each new project. If the quota is reached, the actual tariff decreases each year 10%, starting in 2009 with 32 c€/kWh. This  quotas  and  registry  system  was  extended  to  the  rest  of  the  Special  Regime  in 2009, to break down an incipient “bubble” in solar thermal technology.  Analysis of the Spanish case and lessons learned If we analyse the development of renewable electricity in Spain with its FIT system in terms  of  its  effectiveness  in  increasing  installed  capacity  and  energy  generation,  the results  are  quite  spectacular  (Figure  2).  Nevertheless  since  2007  we  have  assisted  to several sudden changes in regulation that show the difficulties of the system adopted. Let us analyse this turbulent evolution and other critics raised to Spanish FITs.   1. The evolution of RE installation and of changing legislation 
  9. 9. 35.000 30.000 TRAT.RESIDUOS 25.000 RESIDUOS 20.000 BIOMASA HIDRÁULICA 15.000 EÓLICA SOLAR 10.000 COGENERACIÓN 5.000 0 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 19 19 19 19 19 20 20 20 20 20 MW  Figure 2: Evolution of installed capacity of technologies in Special Regime in Spain (CNE, 2010).  Despite  a  relatively  stable  policy  in  theory  (Spain  is  the  only  country  to  date  where tariffs are granted during the whole lifetime of the installation), investor certainty has not been provided.   If we look at the boom and burst of solar PV in Spain, we see that in august 2007 the 85%  of  the  2010  capacity  cap  set  for  solar  had  already  been  reached.  A  revision  of tariffs  was  expected  for  September  2008,  but  the  new  tariff  was  not  known  before. This led to a great uncertainty among project developers, who rushed to complete PV projects on time for fear of getting a lower tariff (which could have even lead to fraud in  some  cases).    This  caused  a  spectacular  increase  in  PV  capacity  in  2008  (Figure  2) and  caused  the  developers  rush  installing  new  plants  which  could  lead  to  an overdevelopment and lock‐in of inferior technologies at the best resource sites. As he himself  claimed,  the  government  had  relied  on  the  forecasts  of  industry  associations and  could  not  keep  track  of  the  actual  projects  that  were  being  installed.  The  2008 result was therefore a surprise for them. Actually, in 2010 the 2010 capacity cap has been exceeded by a 261% (Table 1).  After this, the government decided to create a registry for  new  projects  (first  for  photovoltaic,  and  then  for  the  rest  of  technologies),  as described before, and a degressive tariff after the reach of a quota.  The  uncertainty  goes  on  today:  a  global  revision  of  retributive  system  seems  to  be currently  on  the  table,  but  no  official  draft  has  been  released  yet.  In  2010  after denunciation in press of possible frauds in PV, rumors have been circulating on radical tariff  cuts  and  even  on  the  possibility  of  being  retroactive,  which  have  lead  to  a collapse  on  the  stock  exchange  for  renewables  industry  and  to  the  halting  of  new investments.  In  2010  is  also  expected  a  new  “Renewable  Energy  Plan”  (former  plan was in force 2005‐2010) and the revision of the Special Regime Royal Decree.  On the other hand, the tariff set for PV has been criticised for being set too high from the outset (similar tariffs than in Germany with much more sunshine). A balance has to be found between a sufficient FIT that will allow the development of a yet unmature 
  10. 10. technology  and  a  too  high  tariff  that  incentivise  a  technology  still  inefficient, uneconomic or even speculative.     2. Cost for the community  Despite a rise on fuel prices and therefore on generation costs and electricity prices, the consumer tariffs where not correspondingly increased by the government. This decoupling between  the  electricity  tariff  and  the  actual  cost  was  made  possible  with  the  RD 1432/2002 and has created the so‐called “energy deficit”: difference between the amount collected from consumers through the tariff set by the Government and the actual costs of generation, transportation, distribution, etc. The different items included in this cost and their  distribution  in  volume  are  detailed  in  Figure  3.  This  deficit  will  be  amortized  in  the next  years,  therefore  it  is  a  debt  to  be  paid  for  future  consumers  although  created  by current consumption.  Special  Regime  FITs  were  included  into  this  consumer’s  tariff,  representing  37%  of  2010 total  costs.  Even  if  the  rise  in  renewables  and  CHP  retribution  cannot  be  considered  the sole  cause  of  the  energy  deficit,  the  exponential  increase  of  solar  in  2008  with  its  high retribution  had  a  relevant  impact  on  the  actual  costs  and  therefore  on  the  deficit.  Thus, the  Government  himself  stated  in  the  decree  1578/2008,  despite  his  declared commitment  towards  renewables,  that  "Energy  sources  under  this  special  regime constitute a risk for the systems sustainability because of their effects on power prices." This  suggests  that  RE  were  blamed  for  the energy  deficit,  as the  tariff has  not  risen  that much. The total payment for renewables and CHP amounted in April 2010 €660 million, from which  FV  and  wind  power  were  both  paid  about  €210  million.  For  2009  tariffs  and premiums paid for RE amounted for 5.000 million (CNE, 2010). The energy deficit, however, is not circumstantial but really structural, as it has been used by  the  government  as  a  strategy  to  fix  a  consumption  tariff  whose  maximum  rise  was determined in advance: electricity rates were kept artificially low.   Otros costes Servicio gestión  3% interrumpibilida d Transporte 3% 9% Primas Régimen  Distribución Especial 31% 37% Déficit tarifario Moratoria  11% Compensación  Nuclear extrapeninsular 0% 6%  Figure 3: Distribution of the different costs in the access toll of consumption electricity tariff (BOE, 2009)   
  11. 11. 3. Impact on prices: reaching zero spot prices  Figure 4 describes the price fixation based on merit order, while crossing demand and supply  curves.  The  demand  curve  is  inelastic;  therefore  minor  changes  in  the  supply can  result  in  major  price  changes.  As  renewable  power,  like  wind  or  solar,  has  a  low marginal  cost  due  to  zero  fuel  costs,  their  bids  enter  the  supply  curve  at  the  lowest level. This shifts the supply curve to the right, resulting in a lower power price.  This ‘merit  order  effect’  can  range,  according  to  various  studies,  3‐23€/MWh  for  wind power  (Morthost,  2010).  The  total  amount  of  savings  made  due  to  the  wind  power penetration has been evaluated within a range of €1.3‐5 billion per year in Germany or €0.1 billion for 2006 in Denmark.    Figure 4:  Demand and supply curve for price fixation (  In Spain, GELABERT et al. (2009) have concluded that an increase in the generation of renewable  energy  sources  under  the  Special  Regime  by  1  GWh  would  result  in  a decrease on electricity prices by around 2.5 Euros on average, or around 5%. However, the decrease of electricity price (pool) will not directly affect consumers, as price is set by tendering.   It  is  nevertheless  important  to  note  that  this  effect  can  be  just  temporary  because “when this decrease in electricity prices takes place, the signal for investment is also reduced  and  thus  future  investments  are  reduced,  bringing  about  a  subsequent increase  in  electricity  prices.  In  addition,  when  market  power  exists,  traditional producers may bid higher in order to keep the price level as before” (GELABERT et al, 2009).   The merit order effect can eventually result in zero spot prices, part of which can be attributed  to  renewable  power  generation.  Low  or  zero  spot  price  results  in  lower incomes for generators, but also in a lower cost for the general system. Nevertheless, Spanish government and energy producers consider this as a failure of the system and ways of avoiding it are being discussed. The whole electricity system could be revised and Special Regime could be taken off the spot market.  
  12. 12. During  the  first  four  months  of  2010,  Spanish  market  has  experienced  293  hours  of zero  spot  prices  (CNE,  2010),  i.e.  10%  of  the  total  amount  of  hours.  This  can  be attributed to the high production of wind and hydro power and a lower demand.  To finish, we can note that the Spanish system “special regime” has not been thought for  broad  distributed  generation.  This  makes  Spanish  goals  different  from  Germany (where one third of Germany’s wind power is owned by 200.000 local landowners) or Denmark (where 150.000 families own 80% of installed turbines) (WFC, 2009). This is not necessarily a planning error, but makes it more difficult to implement a distributed generation system where renewable energies supply local demand and go beyond the problems created by a centralised regime.    III. FINAL REMARKS  Spain has embraced more than 15 years ago a green electricity support policy which has since then proven to be one of the most efficient tools for promoting renewable energies  in  the  electricity  market.  This  pioneer  position  can  explain  some  of  the difficulties  experienced  by  the  successive  governments  which  have  lead  to  a  major discussion on the sustainability of the system.  Anyway, difficulties should not make us forget the innovative and interesting solutions implemented  in  Spanish  market  to  ensure  a  great  and  high  quality  integration  of electricity from renewable energy sources: ‘Green’ electricity represented almost 40% of the electricity generation in April 2010.  The  main  difficulty  is  perhaps  the  lack  of  a  consistent,  clearly  defined,  long‐term strategy,  which  leads  therefore  to  a  great  uncertainty  for  investors  and  project developers.  It  is  certain  that  it  is  difficult  to  adjust  a  tariff  from  the  outset  for  a  new,  immature technology as was the photovoltaic; but effectively the tariff seemed to have been set to high, without a good capacity cap control, encouraging uncontrolled development and  promoting  quantitative  capacity  increase  at  the  expense  of  quality  and  with  an exponential  costs  escalation.  A  well  defined  revision  mechanism  and  a  degressive tariff, among other measures, could have helped.  An  additional  problem  was  the  decoupling  between  actual  generation  costs  and consumers  tariff  due  to  a  political  decision  to  contain  the  tariff  rise.  As  the  amount paid to FIT system grows, the debt for future consumers due to energy deficit has to be kept, entering a vicious circle.   Again, the numerous and sudden legislative adjustments to try to solve the detected problems have contributed to investors uncertainty. 2010 might be a key year to solve this uncertainty and design a new, re‐adapted system.   
  13. 13. REFERENCES   BOE (2009): Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre, por la que se revisan los peajes  de  acceso  a  partir  de  1  de  enero  de  2010  y  las  tarifas  y  primas  de  las  instalaciones  de  régimen especial  BURGIE,  B.  and  CRANDALL,  K.  (2009):    The  Application  of  Feed‐in  Tariffs  and  Other  incentives  to  Promote  Renewable  Energy  in  Colorado,  Colorado  Public  Utilities  Commission, Denver  CNE (2010): “Informe mensual de ventas de energía del régimen especial”, 10/04/2010  COMISIÓN  EUROPEA  (2008):  The  support  of  electricity  from  renewable  energy  sources,  SEC(2008)57.  COMISIÓN EUROPEA (2009): The renewable energy progress report, SEC(2009) 503 final.  DECC (2010) : Feed in Tariffs. Government’s response to the Summer 2009 consultation,  Department of Energy & Climate Change, London.  DEL RÍO, P. (2009): “La Promoción de la electricidad renovable en España en el contexto  europeo”, ICE nº 847  DELOITTE (2009): Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España  FINON, D. and MENANTEAU, P. (2004): “La promotion des énergies renouvelables dans  les  nouveaux  marchés  électriques  concurrentiels »,  Anales  des  Mines‐Réalités  Industrielles  FRONDEL D., RITTER, N. and VANCE, C. (2009): Economic impacts from the promotion of  renewable energies: the German experience, RWI  GELABERT, L., LINARES, P. and LABANDEIRA, X. (2009) Renewable Energy and Electricity  Prices in Spain, Working Paper AEEE 09‐2009  HADJSAÏD,  N.(2010):  La  distribution  d’énergie  électrique  en  présence  de  production  décentralisée, Lavoisier.  KEMA(2009): California Feed‐In Tariff design and policy options, Oakland  KPMG (2009): Informe estratégico para el sector fotovoltaico en España: acercándonos a  la paridad de red  MITYC  (2010):  “Energías  renovables:  situación  y  objetivos”,  Ministerio  de  Industria,  Turismo y Comercio. April 2010, Madrid.  MORTHOST, P. E. et. Al  (2010): Wind energy and electricity prices. Exploring the ‘merit  order effect’, Pöyry.   WFC(2009): FITness testing: Exploring the myths and misconceptions about feed‐in tariff  policies, World Future Council, Washington