Morska Energetyka Wiatrowa na świecie - cz. 4 Wielka Brytania

W dzisiejszej odsłonie serii, dotyczącej morskiej energetyki wiatrowej na świecie, autorzy postarają się w sposób lapidarny przybliżyć regulacje dotyczące inwestycji morskich farm wiatrowych na obszarach morskich, jurysdykcyjnie podległych Zjednoczonemu Królestwu Wielkiej Brytanii i Irlandii Północnej.

W chwili obecnej UK (Zjednoczone Królewstwo) posiada jeden z największych morskich zasobów wiatrowych na świecie z ponad 33% całkowitego europejskiego potencjału, co czyni obecnie Wielką Brytanię liderem pod względem całkowitej czynnej mocy zainstalowanej o wartości 10,5 GW. Kolejne etapy dotyczące oddawania brytyjskich MFW przewidują oddanie do użytku kolejnych 32 GW mocy przyłączeniowej, co w sumie ma dać temu krajowi ponad 40 GW mocy przyłączeniowej do 2030 r.

Rozwój MEW w UK w XX wieku

Rozwój produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w Wielkiej Brytanii był w dużej mierze napędzany przez reformę i prywatyzację sektora energetycznego w późnych latach 70. i 80, konserwatywny rząd wybrany w 1979 r. miał nieprzychylne nastawienie do udzielania dotacji i grantów badawczych dotyczących technologii pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych. Ówczesna Centralna Rada Wytwarzania Energii Elektrycznej (CEGB), od połowy lat 70- tych, zaangażowana była w badania i projekty demonstracyjne dotyczące technologii pozyskiwania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Od początku lat 80 – tych, ubiegłego stulecia, CEGB wspierała rozwój kilku demonstracyjnych inwestycji, związanych z komercyjnym wykorzystaniem energii pozyskanej z wiatru. Datą przełomową, dla tego procesu był rok 1982, w którym to uchwalona została Ustawa o przedsiębiorstwach naftowych i gazowych. Ustawa ta przygotowała grunt pod większość krajowego programu prywatyzacyjnego dotyczącego British Gas i British Petroleum (BP). W ciągu następnej dekady proces ten ostatecznie doprowadził do bardzo kompleksowej reformy sektora energetycznego (głównie w Anglii i Walii). Przed 1990 r., jedna znacjonalizowana organizacja, Centralna Rada Wytwarzania Energii Elektrycznej (CEGB), była odpowiedzialna za wytwarzanie i przesyłanie dostaw energii elektrycznej, w ramach krajowej sieci zaopatrzenia w Anglii i Walii. Po 1990 r. CEGB została podzielona na trzy spółki wytwórcze: National Power (w 2000 r. przemianowaną na International Power Plc.), PowerGen, and Nuclear Electric, a także jedną firmę przesyłową energii elektrycznej wysokiego napięcia, National Grid. Kolejnym etapem było sprywatyzowanie, w 1990 roku, 12 regionalnych przedsiębiorstw energetycznych (REC) odpowiedzialnych za dystrybucję i sprzedaż detaliczną energii elektrycznej w Wielkiej Brytanii. Następnie miała miejsce prywatyzacja dwóch, dominujących przedsiębiorstw energetycznych w UK (National Power and PowerGen), które miały ponad 70% udziału w rynku produkcji energii elektrycznej w 1991 r. Przedstawiony powyżej proces prywatyzacji umożliwił stopniowe wejście Niezależnych Producentów Energii (Independent Power Producers - IPP) na rynek brytyjski.

Kolejna data przełomowa, dla MEW w Wielkiej Brytanii, to rok 1990. Ustawa o energii elektrycznej z 1990 r. dostarczyła pierwszych realnych możliwość wdrożenia energii ze źródeł odnawialnych w UK. Na mocy tej ustawy zaproponowano Zobowiązanie Wsparcia Paliw Niekopalnych (NFFO) w celu finansowego dotowania energetyki jądrowej, ale także energetyki ze źródeł odnawialnych. Definicja technologii paliw niekopalnych w ustawie z 1990 r. obejmowała technologie energii odnawialnej, chociaż początkowe wsparcie było skierowane do elektrowni jądrowych. Komisja Europejska usankcjonowała przyjęcie NFFO w celu wspierania energetyki jądrowej tylko przez okres ośmiu lat od 1990 do 1998 roku. Aby zapłacić za NFFO, ustawa o energii elektrycznej z 1990 r. zezwoliła na podniesienie opłaty od paliw kopalnych (FFL). Nowo sprywatyzowane regionalne przedsiębiorstwa energetyczne zostały zobowiązane do zakupu energii od wytwórców energii jądrowej i odnawialnej po wyższej cenie. Wpływy z opłaty od paliw kopalnych zostały wykorzystane do zwrotu różnicy między tą premią a średnią miesięczną ceną zakupu w ich regionach. W oparciu o ten model w 1991 roku w Delabole w Kornwalii zbudowano pierwszą komercyjną farmę wiatrową w Wielkiej Brytanii. Zobowiązanie dotyczące paliw niekopalnych obowiązywało od 1990 do 1998 roku. W tym okresie miało miejsce kilka procesów przetargowych, w których propozycje skupiały się na najlepszej lokalizacji wiatrowej. Zorganizowano pięć rund NFFO: NFFO-1 (600 MW), NFFO-2 (1 000 MW), NFFO-3 (1 500 MW), NFFO-4 (1 700 MW), NFFO-5 (1 177 MW). Proces przetargowy NFFO koncentrował się na uzyskaniu najniższej ceny i nie nakładał kar na firmy, które otrzymały miejsce, ale nie rozpoczęły kontraktowania. Kontrakty przyznawano również na bardzo wczesnym etapie rozwoju, jeszcze przed złożeniem wniosku o pozwolenie na budowę. Wiele projektów nie uzyskało pozwolenia, a część projektów, które otrzymały pozwolenie, była nieekonomiczna ze względu na wyjątkowo niskie ceny ofertowe. W efekcie znaczna część przyznanej pojemności pozostała niewykorzystana. Zwycięscy oferenci otrzymali pięcioletni rabat na budowę i uruchomienie projektu, a następnie 15-letni kontrakt na zakup energii. Ponieważ wszystkie kontrakty na każdą rundę zostały przyznane tego samego dnia, deweloperzy pracowali równolegle względem siebie iw podobnych ramach czasowych. W przypadku projektów wiatrowych stało się szczególnie widoczne, że mniej więcej w tym samym czasie wielu deweloperów ubiegało się o pozwolenie na budowę, a budowa farm wiatrowych odbywała się jednocześnie na podobnych terenach. Kiedy mechanizm NFFO rozpoczął się w 1990 r., nie ustalono żadnych konkretnych docelowych mocy wytwórczych dla OZE. W momencie ogłoszenia kontraktów NFFO-1 cel został ustalony na 600 MW zadeklarowanej mocy netto (DNC). DNC to wielkość obciążenia podstawowego wymagana do wytworzenia równoważnej ilości energii w ciągu roku – 4 MW wiatru przy 25% współczynniku mocy równa się 1 MW DNC.

Do 1997 r. nowo utworzony rząd Partii Pracy w Wielkiej Brytanii zbadał mechanizm przezwyciężania problemów NFFO, ale nadal korzystał z konkurencyjnych rynków w celu dostarczania najtańszych rozwiązań w zakresie energii odnawialnej. Kolejna runda została ogłoszona w 1997 r., kiedy NFFO-4 określił docelową moc 1 700 MW dla nowych kontraktów na energię elektryczną ze źródeł odnawialnych. Zamówienie NFFO-5 zostało ogłoszone pod koniec 1998 r. z docelową mocą 1 177 MW, ale znaczna część tej mocy została ponownie niewykorzystana. Ponieważ NFFO nie przewidywał kar dla firm, które wygrały aukcje, ale nie podjęły kontraktu, stworzyło to możliwość składania przez firmy nie realnie niskich ofert, aby uniemożliwić konkurentom pozyskanie kontraktów. Po 1998 r. nie odbyły się już rundy aukcyjne NFFO. Ogólną tendencją w późniejszych rundach aukcji był okres pięciu lat na budowę i uruchomienie projektu, a następnie 15-letni okres obowiązywania umów na zakup energii (PPA). Marginalne oferty ustalały cenę za rundy 1 i 2, podczas gdy rundy 3, 4 i 5 były „pay-as-bid”. W aukcji typu „pay-as-bid” ceny płacone zwycięskim dostawcom opierają się na ich rzeczywistych ofertach, a nie na ofercie dostawcy o najwyższej cenie, wybranego do zapewnienia dostaw. Z tego powodu aukcje typu „pay-as-bid” są również znane jako „aukcje dyskryminacyjne”, ponieważ płacą zwycięzcom różne ceny powiązane z określonymi cenami oferowanymi w ich ofertach.

Ostatnie rundy aukcji zostały w dużej mierze uznane za nieopłacalne finansowo. Do niedawna umowy te stanowiły znaczną część obecnej mocy wytwórczej energii odnawialnej w Wielkiej Brytanii, nie licząc dużych elektrowni wodnych.

Angielska polityka energetyczna dot. MEW w XXI w.

Do początku XXI wieku polityka Wielkiej Brytanii w dużej mierze wspierała prywatyzację sektora energetycznego. W 2000 r. rząd ogłosił, że do 2010 r. 10% energii elektrycznej w Wielkiej Brytanii będzie dostarczane z energii odnawialnej, pod warunkiem, że koszty będą akceptowalne dla konsumenta. Ustawa o sektorach energetycznych z 2000 r. była przyczynkiem do dalszych reform rynków energii w Anglii i Walii. To na kanwie tego aktu prawnego, w kwietniu 2001 r. weszły w życie nowe porozumienia dotyczące handlu energią elektryczną (NETA).

Regionalne spółki energetyczne zostały podzielone na regulowane spółki sieci dystrybucyjnych i funkcje dostawców. W lutym 2000 r.187 Departament Handlu i Przemysłu opublikował zaproszenie do konsultacji społecznych w sprawie obowiązku OZE. Ustawodawstwo pierwotne zostało zawarte w Ustawie o usługach użyteczności publicznej z 2000 r. W 2002 r. wszedł w życie Obowiązek OZE (Renewables Obligation, RO), który zastąpił NFFO. RO nałożyło na wszystkich zarejestrowanych dostawców energii elektrycznej w Anglii i Walii obowiązek dostarczania swoim klientom w Wielkiej Brytanii określonych ilości energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Nie dokonano rozróżnienia między różnymi technologiami energii odnawialnej i wszystkie otrzymały ten sam poziom wsparcia na kWh. W związku z tym RO została ustanowiona jako „czysty” system handlu. Mechanizm RO wyznaczył cel dla energii odnawialnej i umożliwił obrót certyfikatami odnawialnymi (ROC), które zapewniłyby najtańsze wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych. ROC zostały przydzielone na podstawie grup technologii, w których nowe technologie otrzymywałyby więcej certyfikatów na jednostkę wytworzonej energii elektrycznej niż technologie dojrzałe. Do 2003 r. rząd brytyjski wydał pozwolenia na budowę morskich elektrowni wiatrowych o mocy większej niż wszystkie farmy wiatrowe zbudowane w latach 1990-2000. Pierwsza MFW na dużą skalę w Wielkiej Brytanii, North Hoyle, została uruchomiona w grudniu 2003 roku. Przegląd energetyczny z 2006 r. wyraźnie potwierdził, że w brytyjskiej polityce energii odnawialnej jest miejsce na znaczną poprawę. W raporcie zaproponowano ustanowienie konsultacji społecznych w sprawie dostosowania RO, aby odzwierciedlić fakt, że niektóre technologie nie będą już wymagały pełnego wsparcia, a wsparcie dla nowych technologii – takich jak morska energetyka wiatrowa – będzie musiało wzrosnąć. Zaproponował ponadto formalne konsultacje w celu „dopasowania” RO i zapewnienia zróżnicowanych poziomów wsparcia dla różnych technologii odnawialnych.

Ustawa o zmianach klimatu z 2008 r. zobowiązała Wielką Brytanię do zmniejszenia emisji o 80% do 2050 r. Wymagało to szybkiego przyspieszenia tempa wzrostu energii odnawialnej. Ustawa ponadto określiła redukcję emisji o co najmniej 34% do 2020 r., w stosunku do stanu wyjściowego z 1990 r. W 2008 r. rząd Wielkiej Brytanii zrewidował ustawę o energii elektrycznej. W praktyce, ze względu na wdrożenie „dopasowania” do 2009 roku, 1 MWh z farmy wiatrowej na lądzie otrzymał 1 ROC, a 1 MWh z farmy morskiej otrzymał 2 ROC, co było odejściem od wcześniejszej praktyki, w której wszystkie technologie energetyki odnawialnej otrzymały 1 ROC na MWh. Roczny okres zgodności dla ROC trwa od 1 kwietnia dowolnego roku do 31 marca następnego roku. Oddzielne certyfikaty ROC są wydawane wytwórcom w Szkocji (SROC) i Irlandii Północnej (NIROC), ale te trzy rodzaje certyfikatów są w pełni zbywalne i mogą być używane przez dowolnego dostawcę energii elektrycznej w Wielkiej Brytanii w celu zapewnienia zgodności z RO. Nie ma ceny minimalnej ani maksymalnej za ROC. Określony poziom RO i poziom zgodności określają cenę ROC poprzez „mechanizm recyklingu” finansowany przez fundusz wykupu.

W kwietniu 2010 r. nastąpiły kolejne zmiany, m.in. z dniem 1 kwietnia 2010 r. weszła w życie nowelizacja Rozporządzenia dotyczącego Obowiązku OZE (The Renewables Obligation (Amendment) Order 2010). Na mocy tego aktu prawnego, nastąpiło przedłużenie programu RO dla nowych projektów od 2027 do 2037 r., co dało inwestorom większą pewność w długim okresie i zwiększyło wsparcie dla projektów morskiej energetyki wiatrowej. RO pomogło zwiększyć udział wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w Wielkiej Brytanii z 1,8% w 2002 roku do 6,8% w 2010 roku. W grudniu 2010 r., rząd Wielkiej Brytanii ogłosił że wprowadzi „fazowanie” dla morskich projektów wiatrowych, akredytowanych po 31 marca 2011 r., w których wytwórcy będą mogli zarejestrować zainstalowaną moc dla swoich projektów w maksymalnie pięciu fazach (przy minimum 20% w pierwszej fazie ). Każdy etap będzie kwalifikował się do wsparcia przez 20 lat (do 2037 r.). W ramach systemu RO Wielka Brytania wyprodukowała 7% energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w roku 2010/11, który był słabym rokiem, w porównaniu do mniej niż 3% przed wprowadzeniem obowiązku. Ważną kwestią jest to, że brytyjski system wsparcia nie był finansowany przez centralny system podatkowy, ale jako dodatek do rachunków za energię dla konsumentów.

W lutym 2012 r., niecałą dekadę po uruchomieniu pierwszej morskiej farmy wiatrowej na Morzu Północnym w pobliżu Blyth w Northumberland, moc na morzu w Wielkiej Brytanii przekroczyła 1,7 GW. Wybrzeże Wielkiej Brytanii ma bardzo duże zasoby wiatrowe, a obszar morza wielkości Londynu jest w stanie zaspokoić 10% krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną. W celu właściwego wykorzystania tego zasobu Brytyjskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej rozpoczęło w 1998 r. rozmowy z rządem mające na celu opracowanie formalnych wytycznych do negocjacji z Crown Estate (Organ ten oficjalnie posiada całe dno oceanu w odległości do 12 mil morskich od wybrzeży Wielkiej Brytanii. W rzeczywistości jest to właściciel dna oceanicznego na tym obszarze, a zatem musi wyrazić zgodę na jakikolwiek rozwój na morzu).

W ciągu ostatnich dwóch dekad sektor wiatrowy w Wielkiej Brytanii napotkał kilka barier, z których niektóre były trwałe. Rząd Wielkiej Brytanii uruchomił szereg inicjatyw mających na celu wspieranie rozwoju sektora wiatrowego poprzez stawienie czoła krytycznym problemom, takim jak m.in. dostęp do sieci (opinia dotycząca dostępu do przesyłu), planowanie krajowe (Ustawa planistyczna), planowanie lokalne (opinia Killian Pretty) i podaż sieci (powołanie Biura Rozwoju Energetyki Odnawialnej). Jednak pomimo tych działań sektor wiatrowy nadal stoi przed poważnymi wyzwaniami, zwłaszcza w przypadku wiatru na lądzie. Przepustowość sieci jest ograniczona na obszarach o silnym wietrze, a uzyskanie zatwierdzenia lokalizacji może być trudne. Budowanie znacznych zdolności przesyłowych do odległych lokalizacji może zająć nawet 10 lat, co stwarza dużą niepewność dla inwestorów. Historycznie operator sieci, National Grid, udzielał dostępu do sieci według kryteriów niedyskryminacyjnych. Odnawialne źródła energii nie były zatem traktowane priorytetowo (w porównaniu z konwencjonalnymi wytwórcami). Departament Zmian Klimatu (DECC) przeprowadził dwie konsultacje publiczne w sprawie poprawy dostępu do sieci dla odnawialnych źródeł energii w 2009 i 2010 roku. Doprowadziło to do wprowadzenia, w sierpniu 2010 r., uspołecznionego systemu dostępu do sieci „Połącz i zarządzaj”., który umożliwi na szybsze przyłączenie, nowych i istniejących projektów wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, do sieci.

Duża część Wielkiej Brytanii, zwłaszcza Anglia i Walia, jest gęsto zaludniona, a proces planowania jest złożony. Wielka Brytania nadal jest jednym z najtrudniejszych miejsc w Europie do uzyskania zgody na planowanie, co może trwać pięć razy dłużej niż średnia dla krajów europejskich. Na podstawie porównawczej proces zatwierdzania lokalizacji offshore w Wielkiej Brytanii jest mniej złożony. Wielka Brytania nie posiada dużych krajowych mocy produkcyjnych w zakresie produkcji energii z wiatru, chociaż zaczyna się to powoli zmieniać. Szereg punktów w łańcuchu dostaw jest narażonych na niedobory – najważniejsze z nich to turbiny wiatrowe, statki, kable i podstacje morskie.

Local content przy MFW w UK

Pojęcie local contentu jest wyrażeniem, wbrew pozorom, bardzo trudnym do tłumaczenia na nasz ojczysty język. Aby został w pełni oddany sens tego terminu, wydaje się, że najtrafniejszym jest tłumaczenie „zabezpieczenie lokalnych interesów państwa, regionu i sektora gospodarki w związku z inwestycją w danym sektorze”. Pod tym względem Wielka Brytania wypracowała dość rozbudowane mechanizmy.

Oprócz wkładu w potrzeby energetyczne UK, sektor morskiej energii wiatrowej w Wielkiej Brytanii przynosi również lokalne korzyści gospodarcze pod względem inwestycji i tworzenia lokalnych miejsc pracy. Aby pomóc śledzić postępy, branża związana z MEW śledzi „UK content’ tych inwestycji. Local content w Wielkiej Brytanii jest zdefiniowana w „Metodologii pomiaru UK content morskich farm wiatrowych w Wielkiej Brytanii” („Methodology for measuring the UK content of UK offshore wind farms”). W dniu 3 listopada 2014 r. Rada Przemysłu Morskiej Energii Wiatrowej (OWIC) zatwierdziła wprowadzenie brytyjskich ram raportowania treści. Od 1 stycznia 2015 r. właściciele wszystkich morskich farm wiatrowych w Wielkiej Brytanii, którzy uzyskali ostateczną decyzję inwestycyjną (FID), będą zgłaszać swoje dane dotyczące UK content do RenewableUK.

Niniejszy dokument przedstawia:

- Instrukcje dla właścicieli aktywów farm wiatrowych i ich dostawców dotyczące gromadzenia danych
- Definicje użytych pojęć,
- Przykładowy proces zbierania danych (Załącznik A),
oraz
- Wytyczne dotyczące zbierania danych z określonych części łańcucha dostaw (patrz Załącznik B).

Zgodnie z definicją, zawartą w „Metodologii pomiaru UK content morskich farm wiatrowych w Wielkiej Brytanii”, UK/local content to odsetek całkowitych niezdyskontowanych wydatków właściciela aktywów farmy wiatrowej na farmę wiatrową, które są ostatecznie wydawane w ramach kontraktów przyznanych firmom działającym w Wielkiej Brytanii. Nie obejmuje wartości Kontraktów dla firm brytyjskich, które są wydawane na Umowy Podwykonawcze dla firm nie działających w Wielkiej Brytanii. Obejmuje wartość Kontraktów z firmami spoza Wielkiej Brytanii, które są wydawane na Podwykonawstwo dla firm działających w Wielkiej Brytanii. Metodologia, zawarta w przytoczonym powyżej dokumencie, ma zastosowanie do wszystkich morskich farm wiatrowych na wodach terytorialnych Wielkiej Brytanii oraz w brytyjskiej Strefie Energii Odnawialnej. Nie ma zastosowania do morskich farm wiatrowych zainstalowanych poza wodami Wielkiej Brytanii, chociaż można zastosować podobną metodologię.

Właściciel aktywów farmy wiatrowej kieruje procesem i jest odpowiedzialny za monitorowanie postępów poczynionych przez dostawców oraz za terminowe dostawy. Zbieranie danych rozpoczyna się od właściciela aktywów farmy wiatrowej, który po kolei rozpatruje każdą umowę. W przypadku umowy o wartości poniżej 10 milionów GBP klient szacuje procent UK content, niekoniecznie szukając dodatkowych informacji od dostawcy, biorąc pod uwagę następujące kryteria:
- wszelkie informacje dostarczone przez dostawcę;
- adres faktury dostawcy;
- waluta, w której dokonano płatności;
- znajomość przez klienta działalności jego dostawcy i poddostawców oraz
- znajomość przez klienta działalności i poddostawców podobnych firm.

W przypadku Umowy o wartości 10 milionów GBP lub większej klient prosi swojego dostawcę o zgłoszenie jego UK content. Dostawca następnie rozpatruje każdą z umów swoich poddostawców. Proces jest kontynuowany na kolejnych poziomach łańcucha dostaw, aż wszystkie Kontrakty mają wartość mniejszą niż 10 milionów funtów.

Poniżej przedstawione zostaną agregacje UK content, stworzone za pomocą metodologii opisanej w („Methodology for measuring the UK content of UK offshore wind farms”.

Pierwszy wykres przedstawia podział zawartości Wielkiej Brytanii dla typowej niedawnej morskiej farmy wiatrowej w Wielkiej Brytanii. Ogólny udział Wielkiej Brytanii stanowi 48% niezdyskontowanych wydatków na cały okres użytkowania MFW. Kluczowe wkłady to:
- Eksploatacja, konserwacja i serwis, gdzie znaczna część działalności znajduje się w pobliżu lokalizacji farmy wiatrowej,
- Instalacja i uruchomienie, gdzie Wielka Brytania ma kilku wiodących wykonawców i dostawców sprzętu morskiego, oraz
- Turbiny, gdzie większość łopat i niektóre wieże są dostarczane z Wielkiej Brytanii.

Drugi wykres przedstawia aspiracje Wielkiej Brytanii do budowy morskiej farmy wiatrowej w Wielkiej Brytanii w 2030 r., w oparciu o intencje umowy sektorowej opublikowanej w lutym 2019 r. (Departament ds. Biznesu, Energii i Strategii Przemysłowej) oraz szacunkowy rozkład kosztów dla typowego projektu związanego z MFW w tym momencie. Ogólnie rzecz biorąc, UK content stanowić ma 60% niezdyskontowanych wydatków przez całe życie. Przewiduje się, że kluczowe zmiany składowych to:
- Turbina, w której wszystkie wieże, większość łopat i 20% wartości gondoli, piasty i przystawki odbioru mocy zapewnia Wielka Brytania;
- Bilans zakładu, w którym wszystkie fundamenty i jedna trzecia kabli są dostarczane z Wielkiej Brytanii, oraz
- Instalacja i uruchomienie, gdzie wykonawcy morscy ze wszystkich lokalizacji maksymalizują swój łańcuch dostaw w Wielkiej Brytanii.

Podsumowanie

Kluczowymi instrumentami polityki wsparcia OZE na poziomie krajowym w Wielkiej Brytanii są Obowiązek OZE, zawarty w rozporządzeniu Renewables Obligation (RO) oraz stosunkowo niedawno wprowadzona taryfa gwarantowana dla projektów mniejszych niż 5 MW. Przed wprowadzeniem RO sektor wiatrowy był wspierany przez system aukcyjny (NFFO). W Wielkiej Brytanii wsparcie dla energii odnawialnej było napędzane przez reformę sektora energetycznego pod koniec lat 70. i 80. XX wieku. Każdy z krajów Wielkiej Brytanii ma swój odrębny system planowania; odpowiedzialność za planowanie przestrzenne miast i wsi została przekazana Zgromadzeniu Irlandii Północnej, Parlamentowi Szkockiemu i Zgromadzeniu Walijskiemu. Prawodawstwo dotyczące planowania jest różne w poszczególnych krajach Wielkiej Brytanii i samo w sobie musi uwzględniać dyrektywy europejskie i prawo międzynarodowe (takie jak protokół z Kioto).Jak więc widać, polityka związana ze źródłami energii elektrycznej pochodzącymi z OZE, ma w tym kraju znacznie bogatszą tradycję niż nasza rodzima.

Dodatkowo podejście Wielkiej Brytanii (do niedawna państw członkowiego UE) do zagadnienia związanego z local content, podobnie jak polityka USA w tym zakresie, powinno być dla naszego ustawodawcy kierunkowskazem do dalszych prac związanych z legislacją w tej tematyce.