Simon Müller, Adam Brown, and Samantha Ölz INFORMATION PAPER RENEWABLE ENERGY POLICY CONSIDERATIONS FOR DEPLOYING RENEWABLES 2011 November Simon Müller, Adam Brown, and Samantha Ölz INFORMATION PAPER 2011 November This information paper was drafted by the Renewable Energy Division. It is one of three information papers that complement the IEA publication Deploying Renewables 2011: Best and Future Policy Practice, providing more detailed data and information. This paper is published under the authority of the Energy Markets and Security (EMS) Directorate and may not reflect the views of individual IEA member countries. For further information, please contact Simon Müller, Renewable Energy Division, at: simon.mueller@iea.org RENEWABLE ENERGY POLICY CONSIDERATIONS FOR DEPLOYING RENEWABLES INTERNATIONAL ENERGY AGENCY The International Energy Agency (IEA), an autonomous agency, was established in November 1974. Its primary mandate was – and is – two-fold: to promote energy security amongst its member countries through collective response to physical disruptions in oil supply, and provide authoritative research and analysis on ways to ensure reliable, affordable and clean energy for its 28 member countries and beyond. The IEA carries out a comprehensive programme of energy co-operation among its member countries, each of which is obliged to hold oil stocks equivalent to 90 days of its net imports. The Agency’s aims include the following objectives: n Secure member countries’ access to reliable and ample supplies of all forms of energy; in particular, through maintaining effective emergency response capabilities in case of oil supply disruptions. n Promote sustainable energy policies that spur economic growth and environmental protection in a global context – particularly in terms of reducing greenhouse-gas emissions that contribute to climate change. n Improve transparency of international markets through collection and analysis of energy data. n Support global collaboration on energy technology to secure future energy supplies and mitigate their environmental impact, including through improved energy efficiency and development and deployment of low-carbon technologies. n Find solutions to global energy challenges through engagement and dialogue with non-member countries, industry, international organisations and other stakeholders. IEA member countries: Australia Austria Belgium Canada Czech Republic Denmark Finland France Germany Greece Hungary Ireland Italy Japan Korea (Republic of) Luxembourg Netherlands New Zealand Norway Poland Portugal Slovak Republic Spain Sweden Switzerland Turkey United Kingdom United States The European Commission also participates in the work of the IEA. Please note that this publication is subject to specific restrictions that limit its use and distribution. The terms and conditions are available online at www.iea.org/about/copyright.asp © OECD/IEA, 2011 International Energy Agency 9 rue de la Fédération 75739 Paris Cedex 15, France www.iea.org © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 3  Table of Contents  Acknowledgements .......................................................................................................................... 5  Context .............................................................................................................................................. 7  Chapter 1: Introduction .................................................................................................................... 8  Chapter 2: Strategic Role of Renewables: Drivers and Benefits ....................................................... 9  Main drivers for deploying renewable energy .......................................................................... 9  Energy security .......................................................................................................................... 9  Energy availability .............................................................................................................. 9  Energy affordability .......................................................................................................... 12  Sustainability .................................................................................................................... 13  Economic development ........................................................................................................... 13  Green growth ................................................................................................................... 13  Innovation and industrial development .......................................................................... 15  Rural development .......................................................................................................... 16  CO2 impacts and environmental benefits ................................................................................ 17  Life‐cycle CO2 emissions ................................................................................................... 17  Reductions of CO2 emissions from power generation ..................................................... 19  Other environmental impacts .......................................................................................... 22  Mapping policy drivers: the energy security / GDP matrix ..................................................... 26  Chapter 3: Successful Deployment: Challenges and Policy Tools ................................................... 31  Overview .................................................................................................................................. 31  Scaling up renewables: challenges and policy tools ................................................................ 32  Economic barriers ............................................................................................................ 34  Non‐economic barriers .................................................................................................... 37  Dynamic aspects of deployment: the policy journey .............................................................. 47  Energy technology maturity and market diffusion .......................................................... 47  Deployment phases and policy responses ....................................................................... 50  Chapter 4: Topical Highlight: Accelerating Diffusion of Renewables in Developing Countries ...... 56  Introduction ............................................................................................................................. 56  Main barriers ........................................................................................................................... 57  Support mechanisms and financing for RETs in developing countries.................................... 58  Support mechanisms ....................................................................................................... 58  Financing sources ............................................................................................................. 60  Rural electrification ................................................................................................................. 61  Support mechanisms for decentralised energy projects ................................................. 61  Sources of finance for decentralised renewable energy projects ................................... 64  Conclusion ............................................................................................................................... 65  Acronyms, Abbreviations and Units of Measure ........................................................................... 66  References ...................................................................................................................................... 69  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 4 List of figures  Figure 2.1     Patent shares among the global total in selected OECD countries and the EU,   2002‐06 ...................................................................................................................... 17  Figure 2.2    Life‐cycle CO2 emissions of power‐generating technologies ..................................... 18  Figure 2.3    GHG emissions reduction potential for biofuels ....................................................... 19  Figure 2.4    Regional shares in attributed CO2 savings in 2008 .................................................... 21  Figure 2.5    Recent life‐cycle SO2 and NOx emissions of power‐generating technologies ............ 22  Figure 2.7    Land use requirements of power generation technologies ...................................... 25  Figure 2.8    Typology of country clusters by strategic policy drivers ........................................... 26  Figure 2.9    Changes shares of RE technologies in power generation, 1990‐2009 ...................... 27  Figure 2.10    Changes in biofuels share, 1990‐2009 ....................................................................... 28  Figure 3.1    Barriers to renewable energy development .............................................................. 33  Figure 3.2    Duration for developing small‐scale roof‐top PV projects in selected EU countries  40  Figure 3.3     Wind energy: Relative importance of renewable energy policy attributes,    project development stage segmentation ................................................................ 44  Figure 3.5    Wind power diffusion in Denmark and the world, 1980‐2008 .................................. 49  Figure 3.6    Issues to tackle as a function of deployment phase .................................................. 51  Figure 4.1    Main barriers for deployment of RE in developing countries ................................... 58  Figure 4.2    Possible financing and ownership structure for a village mini‐grid .......................... 62  Figure 4.3    Simplified financing structure of a RESCO project ..................................................... 63    List of tables  Table 2.1    Characteristics of conventional and renewable energy sources ............................... 10  Table 2.2    Estimated employment in the renewable energy sector, 2010 ................................ 15  Table 2.3    CO2 savings per focus region or country in 2008 ....................................................... 20  Table 2.4    Savings in CO2 emissions in 2030 ............................................................................... 21  Table 2.5    Dynamics of energy dependency and RET deployment ............................................ 29  Table 3.1    Maturity levels of different energy technologies ...................................................... 49  Table 3.2    Importance of deployment barriers relative to deployment progress ..................... 52    List of boxes  Box 2.1   Green growth in China’s 12th  Five‐Year Plan ................................................................... 14  Box 3.1   Brief description of adaptive choice‐based conjoint (ACBC) methodology..................... 43  Box 3.2   Solar PV deployment in Germany .................................................................................... 53        © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 5  Acknowledgements  Simon  Müller,  Adam  Brown  and  Samantha  Ölz  from  the  Renewable  Energy  Division  at  the  International Energy Agency are the lead authors of this publication. Samantha Ölz managed and  coordinated the earlier stages of the work and the studies that have fed into the analysis; Simon  Müller managed and coordinated the completion of this information paper.  This publication has benefitted from extensive contributions from colleagues in the Renewable  Energy  Division,  led  by  Paolo  Frankl,  who  supervised  the  project.  Critical  contributions  were  made  by  colleagues  Milou  Beerepoot,  Hugo  Chandler,  Zuzana  Dobrotková,  Anselm  Eisentraut,  Carlos Gasco, Ada Marmion, Sara Moarif and Cédric Philibert.   Didier  Houssin,  Director  of  the  IEA  Energy  and  Markets  and  Security  Directorate,  provided  valuable guidance and support throughout the project.   A number of consultants contributed to different parts of the project:  • Prof. Rolf Wüstenhagen, Sonja Lüthi, Nina Hampl (Institute for Economy and the Environment,  University of St. Gallen, Switzerland) evaluated the price of renewable energy policy risk  by  using investor surveys with multiple choices of investment possibilities to help reveal investor  preferences.   • Patrick Lamers, Carolin Capone, Lilian Gamba, Saskia Hagedoorn, Anne Palenberg and Gemma  Reece, Jan Rordorf, Helena Stadtmüller, Vivian Schüler (all Ecofys): prepared case studies and  through  stakeholder  surveys  on  non‐economic  barriers  for  individual  renewable  energy  technologies in selected Southeast Asian and Sub‐Saharan African countries   • Dr. Emi Mizuno (ex Judge Business School, University of Cambridge): analysed the risks and  policy solutions for successful renewable energy technology innovation and commercialisation  in a detailed report.  This work was guided by the IEA Working Party on Renewable Energy Technologies (REWP) which  provided continuous support, especially from Hans Jorgen Koch (Chair, Denmark), Roberto Vigotti  (former Chair, Italy), Martin Schöpe (Germany), Willem van der Heul (The Netherlands),  Linda  Silverman  (United  States)  and  Andreas  Indinger  (Austria).  All  renewable  energy  Implementing  Agreements gave invaluable inputs with substantial technical advice and market data.  The IEA gratefully acknowledges the crucial financial support of the German Federal Ministry for  the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety (BMU), the Japanese New Energy and  Industrial Technology Development Organisation (NEDO) and Enel S.p.A., as well as the European  Commission (through its long‐time support of the IEA Renewable Energy Policies and Measures  Database) for this project.  The manuscript was skilfully edited by Jonas Weisel and Andrew Johnston.   Many thanks to the IEA colleagues in the Communications and Information Office, in particular  Rebecca Gaghen, Muriel Custodio, Marilyn Smith, Jane Barbière, Angela Gosmann, Cheryl Haines  and Corinne Hayworth who assisted in the production of this paper, added to the quality of the  final product and ensured its swift completion.  We  would  also  like  to  thank  the  many  experts  who  provided  helpful  and  very  constructive  guidance by commenting on the content of this paper. The final text has benefited hugely from  these suggestions.     Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 6 A number of trainees and interns provided  helpful  data and extensive analysis for this paper,  including Lauren Culver (RE commercialisation and innovation), Charlotte Grosse Wiesmann (CO2  and  life‐cycle  emissions  analysis,  box  on  PV  support  in  Germany,  chapter  on  “Accelerating  Diffusion  of  Renewables  in  Developing  Countries”),  Melisande  Liu  (RE  commercialisation  and  innovation)  and  Asuka  Sato  (RE  commercialisation  and  innovation),  and  we  gratefully  acknowledge their contributions.  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 7  Context  This information paper accompanies the IEA publication Deploying Renewables 2011: Best and  Future Policy Practice (IEA, 2011a). It provides more detailed data and analysis on Policies for  Deploying  Renewables  and  is  intended  to  complement  the  main  publication.  Two  other  information  papers  are  also  available.  One  focuses  on  the  markets,  policies  and  prospects  of  renewable energy (RE) by region (Müller, Marmion and Beerepoot, 2011), and the other explores  the markets, policies and prospects technology (Brown, Müller and Dobrotková, 2011).      Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 8 Introduction  This information paper accompanies the IEA publication Deploying Renewables 2011: Best and  Future  Policy  Practice  (IEA,  2011a).  It  provides  more  detailed  data  and  analysis  on  Policy  Considerations for Deploying Renewables and is intended to complement the main publication.   In carrying out the analyses for the main publication, the IEA has formulated or extended new  ideas that illuminate some of the recent developments, and also provide pointers to future policy  evolution, both for countries with well‐established renewable energy sectors and for those still  entering  the  field  and  putting  new  policies  and  measures  in  place.  These  new  perspectives  include:  • An analysis of the strategic reasons underpinning the pursuit of RET deployment by various  countries. This analysis considers the pressure countries are under to improve energy security  (as represented by their status as energy importers or exporters) and their ability to pay the  higher costs currently often associated with renewables (as indicated by their gross domestic  product  [GDP]/person).  This  strategic  context  helps  explain  how  vigorously  countries  have  been pursuing renewables – or will need to in the future.  • A recognition of the changing challenges that countries face as they embark along a policy  journey that supports the expansion of deployment: from market initiation, through a market  take‐off  phase  with  steadily  increasing  deployment,  and  then  into  a  consolidation  phase  where integration issues begin to dominate.  This information paper reviews the strategic drivers for renewable energy and the barriers to  deployment of RE technologies as well as the policy tools to overcome obstacles to deployment.  Chapter 2 reviews strategic drivers for renewable energy and maps countries according to their  energy dependence and economic strength. The mapping serves as an analytical framework for a  regional analysis, which can be found in the IEA Information paper Renewable Energy: Markets  and Prospects by Region (Müller, Marmion and Dobrotková, 2011).  Chapter  3  identifies  the  general  barriers  that  RE  technologies  face  and  provides  concrete  examples of the types of problems arising for different technologies. Building on this, the chapter  discusses the policy tools available to mitigate or remove these barriers. The chapter also briefly  outlines the basic concepts of the market diffusion of RE technologies and uses this approach in  describing the concept of the policy journey. This section includes guidelines on what measures  need to be taken at what phase of deployment in a national context.  The last chapter focuses on the specific barriers to the diffusion of RE technologies in developing  countries  and  presents  ways  to  overcome  these.  This  is  particularly  important  because  RE  technologies are already cost‐competitive for off‐grid applications in these regions, but specific  barriers are holding back progress.      © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 9  Strategic Role of Renewables: Drivers and Benefits  Main drivers for deploying renewable energy  Governments and consumers take measures to increase the deployment of renewable energy  technologies (RE technologies) for three principal reasons, which are interlinked:  • to improve energy security;  • to  encourage  economic  development,  particularly  associated  with  rural  and  agricultural  sectors, or with innovation and high‐tech manufacturing;  • to protect the climate and the wider environment from impacts of fossil fuels use.  In  general,  these  motivations  lead  to  similar  measures  designed  to  encourage  technology  development  and  deployment,  but  sometimes  policy  imperatives  clash,  requiring  policy  modification  or  compromise.  US  policies  for  deploying  biofuels,  for  example,  were  originally  strongly driven by the need to diversify energy supplies and support the agricultural sector. These  policies have been subsequently modified to include specific quotas for fuels with better overall  greenhouse gas (GHG) balances, in the light of evidence that GHG savings from some biofuels  could be lower than expected, as well as due to broader sustainability issues.   For this reason, it is important to take a long‐term view when developing policy and to consider  adequately  the  interactions  between  policies  designed  to  improve  energy  security,  support  economic development and address climate change and environmental concerns.  Energy security  Energy security involves the provision of sufficient and reliable energy supplies to satisfy demand  at all times and at affordable prices, while also avoiding environmental impacts.  A conventional  view of energy security emphasises availability and affordability; more recent definitions have a  longer‐term perspective and recognise the need to take into account additional factors. In the  long term, only energy sources that reconcile economic factors with sustainability will be able to  guarantee secure energy supplies. Availability, affordability and sustainability of energy supply  are interlinked facets of overall energy security. The importance that countries assign to each  facet will vary depending on aspects such as natural resource endowment, stage of economic  development and local environmental priorities.  Energy availability  Availability  implies  ensuring  sufficient  supply  to  provide  energy  for  final  use  at  all  times.  This  requires  a  sufficient  supply  of  primary  resources  (e.g.  adequate  production  from  fossil  fuels,  wind, solar energy, etc.) and the infrastructure needed to transport the primary resource to the  final use, which implies uninterrupted function of the supply chain (solar panels, wind turbines,  hydro  plants,  refineries,  pipelines,  conventional  power  stations,  gas/heat  grid,  transmission  network, etc.).  Because no energy source is immune from disruptions, a key aspect of energy availability is a  diversity of energy sources. A strategically diversified energy portfolio includes different energy  sources as well as different supply pathways for each energy source. The portfolio chosen must  account for interactions among different energy sources and delivery pathways: having different  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 10 sources in the portfolio increases energy security only if their availability is not directly linked.  Ideally, sources will be complementary, so that one hedges the risk of the other in a portfolio.  Conventional fuels and renewable energy sources have very different characteristics in terms of  the  possibility  of  storage,  extraction  requirements,  amount  of  reserves,  susceptibility  to  meteorological conditions and localisation of the supply chain (Table 2.1). These differences lead  to a different risk profile associated with the availability of either source.1   Table 2.1  Characteristics of conventional and renewable energy sources  Conventional Renewable Can be stored indefinitely in arbitrary quantities (left in the ground) Only few renewable technologies readily allow mass storage (large hydro dams, biomass); others cannot be stored at all or only in small quantities Require extraction Freely available Finite reserves Constantly replenished Not strongly exposed to meteorological factors 2 Subject to meteorological and climatic conditions Key parts of the supply chain localised (ports, pipelines, refineries and conventional power stations) Large potential for decentralisation (rooftop, run-off river hydro, medium-size wind parks and small bioenergy plants) Exploitation requires large, dedicated infrastructure at site of extraction Exploitation done at micro level (small solar panel) up to large scale (large hydro) Long-distance transport of primary resource common Long-distance transport of primary resource impossible (with exception of biomass) Source: Unless otherwise indicated, all material for figures and tables derives from IEA data and analysis.  Key point: Renewables are less exposed to certain supply risks and can increase overall energy  availability.  First,  conventional  energy  resources  can  be  stored  indefinitely;  they  can  always  be  left  in  the  ground and sold later. Blocking or curtailing the supply of conventional energy sources, therefore,  may be economically beneficial for an exporting country. Most OECD countries, as well as other  large emerging economies and developing countries, are large importers of fossil fuels. Imports,  especially  if  pipeline‐based,  are  a  source  of  vulnerability  for  energy  security.  Pipeline  supply  curtailments, whether due to technical problems or decisions by exporting or transit countries,  are hard to compensate for in a short time span and in adequate quantities. Fossil‐fuel importers,  therefore, can face problems of supply availability.  Renewable resources, on the other hand, cannot be stored in primary form over a long time in  large quantities, with the exception of large hydropower and biomass. Renewable electricity that  is not sold by the generator is simply lost. Therefore, with renewables, exporting countries have  less of an economic incentive to curtail. As a result, renewable electricity that is imported from  resource‐rich  countries  is  less  likely  to  be  used  as  a  “political  weapon”,  i.e.  the  disruption  of                                                                                    1   Securing  availability  in  an  energy  system  based primarily  on renewables  (rather than  fossil  fuels) requires the  ability  to  address a new set of challenges. Energy security implications in fully decarbonised energy systems are beyond the scope of  the current publication, but are discussed in detail in (Jewell, 2010; Costantini et al. 2007, Grubb et al. 2006).  2   Weather  conditions  may  also  influence  the  availability  of  conventional  fuels  for  end  use.  Thermal  (particularly  nuclear)  power stations can face problems during droughts due to insufficient cooling water availability. During a period of extremely  low temperatures in Hungary in the early 2000s, power production faced difficulties due to lignite freezing on the way to  being fired in power plants.  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 11  supply used to put pressure on importing countries. This is important to note when assessing the  energy security implications of large‐scale exports of renewable electricity (Lacher and Kumetat,  2010).3   Second,  conventional  energy  sources  require  extraction  at  dedicated,  large‐scale  facilities.  Renewable sources of energy are freely available through natural processes. Third, conventional  energy  sources  are  not  particularly  susceptible  to  meteorological  conditions.  Renewables  do  present challenges in terms of availability. Sun, wind and rainfall follow seasonal patterns and  fluctuate  over  the  course  of  hours  and  even  minutes.  To  harness  their  benefits,  the  energy  system must be adapted to integrate variable renewables. This is particularly true for the power  sector. However, managing variability and uncertainty are not new challenges in power system  management.  Large  shares  of  relatively  inflexible  plants  designed  to  operate  round  the  clock  (nuclear,  many  coal  plants,  geothermal)  must  be  managed  when  demand  falls  lower  than  expected. Every power system already maintains flexible resources, which enable the balancing  of  supply  and  demand.  Where  valued  appropriately,  many  of  these  resources  also  have  the  potential  to  balance  generation  from  variable  renewables  (IEA,  2011b).  In  addition,  the  right  portfolio  of  renewable  energy  technologies,  combined  with  a  geographical  spread  of  installations, can significantly decrease the remaining variability of renewable energy sources.  Fourth, with conventional energy sources, the supply chain frequently includes some potential  bottlenecks such as pipelines or seaports. An outage in one key infrastructure component can  lead to severe supply cuts. For example, the Queensland floods in Australia in late 2010 hit the  country’s coal mining sector, tightening supply globally. Similarly, Hurricane Katrina in the United  States  in  2005  put  oil  prices  under  upward  pressure  due  to  the  loss  of  refining  capacities.  A  terrorist attack targeting a key part of the supply chain could also have significant impacts. In the  case of nuclear power, terrorist attacks could lead not only to supply disruptions but also to a  large‐scale disaster with significant environmental and economic costs as well as harm to human  health.   Renewables, with the exception of large hydro, can and should be deployed in a geographically  diversified manner. As a result, a localised event, such as a natural disaster or terrorist attack, will  have a much smaller impact on the overall system. This lessened impact may not be the case if  renewables  also  use  critical  infrastructure.  In  the  case  of  the  DESERTEC  Concept  (DESERTEC,  2011),  recent  analysis  found  that  Europe  would  not  be  exposed  to  significant  risks  associated  with  the  import  of  approximately  15%  of  total  electricity  from  Middle  East  and  North  Africa  (MENA) countries by 2050 if only a single country cut its supplies. However, if all countries were  to  cut  their  supply  in  a  co‐ordinated  effort,  the  cost  to  Europe  would  be  comparably  large  (Lilliestam and Ellenbeck, 2011). In addition, some renewable technologies are less susceptible to  natural disasters. Wind turbines, for example, resumed power generation immediately after the  Tōhoku earthquake in Japan (CNN, 2011).   In sum, it is increasingly clear that having a significant share of renewables in a country’s energy  supply  can  increase  energy  availability  by  enhancing  the  overall  diversification  of  the  risk  portfolio.  Renewables  are  also  less  exposed  to  certain  risk  factors.  A  final  aspect  of  energy  availability  provides  an  appropriate  link  to  discussion  of  energy  affordability.  The  need  for  a  portfolio‐based approach makes it impossible to rely exclusively on the cheapest energy source.  Such an approach would leave a country vulnerable to potential availability problems due to the  imbalance in the portfolio.                                                                                     3  A similar argument can be made for biofuels: it would not be economically viable for an exporter to install significant storage  capacities  to  buffer  times  when  exports  are  curtailed  due  to  political  reasons.  Heat  is  highly  unlikely  to  be  traded  internationally and, therefore, is not mentioned in this context.  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 12 Energy affordability  Renewables are often still perceived as an expensive energy option. In fact, the reality of their  cost  is  rapidly  changing,  with  technologies  moving  beyond  the  peak  and  prices  coming  down  quickly. Solar photovoltaics (PV) is on the verge of reaching competitiveness with retail electricity  prices  in  some  markets  (Breyer  and  Gerlach,  2010).  Wind  energy  in  New  Zealand  is  being  deployed without a dedicated support mechanism for renewables. In locations lacking access to  modern  energy  services  through  grid‐connected  electricity,  stand‐alone  renewable  energy  applications  are  often  more  economically  viable  than  other  technologies  (such  as  diesel  generators), while also providing an environmentally sustainable option for energy supply (IEA,  2010a). Finally, relying only on the one least‐cost option would create problems with securing  availability, due to the absence of diversity in the energy portfolio.  From  an  energy  security  point  of  view,  two  closely  related  aspects  of  affordability  are  of  key  importance:  price  volatility  and  price  uncertainty.  Price  volatility  refers  to  the  range  in  which  market prices evolve over a given period of time. Two commodities may have the same long‐ term average price but differ in their volatility. Price volatility measures the degree to which large  deviations from the average price (up or down) tend to occur. Price uncertainty, on the other  hand,  refers  to  the  average  price:  besides  prices  being  volatile,  the  average  price  may  also  change.  Fossil  energy  technologies  require  an  input  fuel  and  are  thus  fully  exposed  to  price  volatility  of  fuels  and  price  uncertainty.  Because  they  do  not  need  a  fuel,  renewables  (hydro,  solar, wind) are not exposed to these aspects.  Price volatility  The volatility of fossil fuels has detrimental economic effects. Integrating several studies on the  link between oil prices and GDP, Awerbuch and Sauter (2006) estimate a loss of 0.5% in GDP for a  10%  oil  price  increase  for  the  United  States  and  the  European  Union.  Over  the  past  year,  oil  prices increased by approximately 45%, resulting in a 2.25% loss in GDP – roughly equivalent to  USD 774 billion4  or the total GDP of the Netherlands.  Society incurs the costs of volatile fossil fuel prices because of the great reliance on fuels that are  exposed to large price fluctuations. In 2009, total support payments for all renewables globally  (USD 57 billion)  amounted  to  merely  7.3%  of  the  GDP  loss  mentioned  above  (IEA,  2010a).  Renewables have a key role to play in shifting dependency away from volatile fuels. Depending  on  which  RE  technology  (renewable  energy  technology)  is  deployed  and  how  the  generated  energy is used, different fossil fuel sources are affected. Use of biofuels or the electrification of  the  transport  sector  helps  to  constrain  oil  demand.  Renewable  heat  is  most  likely  to  displace  natural gas, and to a lesser extent coal and oil consumption, while renewable electricity mainly  affects the gas and coal markets.  Price uncertainty  Many explanations are given for the fluctuation of oil and gas prices5 . However, recent IEA work  has  underlined  the  role  that  a  more  sustainable  energy  mix,  including  a  high  penetration  of  renewables,  has  in  influencing  the  future  evolution  of  fossil  fuel  prices  (IEA,  2010b).  Taking  transport as an example, in the World Energy Outlook 2010 450 Scenario, in which overall energy  demand is constrained and low‐carbon sources play important roles, the oil price stays below                                                                                    4  Assuming a price of USD 78/bbl in May 2010 and USD 115/bbl in 2011, the International Monetary Fund (IMF) reports EU  GDP in 2010 at USD 16 282 billion and US GDP in 2010 at USD 14 657 billion.  5  A full discussion of these explanations is beyond the scope of the present publication.  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 13  USD 90 per barrel (in real 2009 dollars). This compares with USD 135/bbl in the Current Policies  Scenario, which reflects a business‐as‐usual future marked by high growth in energy demand.  The outlook for fossil prices is worrisome; WEO 2010 summarises it in the phrase: “The era of  cheap oil is over” (IEA, 2010a). Although some observers now proclaim the dawn of a golden age  of gas (IEA, 2011c), it remains to be seen which markets will have access to these resources and  at what price. With the growing energy hunger of developing Asia, markets are likely to be under  pressure  for  all  important  fossil  commodities  (oil,  gas  and  coal).  Renewables  are  a  strategic  option  to  reduce  dependence  on  these  sources  that  are  subject  to  price  uncertainty  and  its  economically detrimental effects.  Sustainability  Any perspective that views sustainability of energy supply as independent of energy security is  very short term. An energy system that will deliver energy at a very low price while putting the  future of entire nations at stake cannot be seen as secure. A more relevant definition of energy  security appropriately demands that the long‐term consequences of a given energy strategy be  taken into account, which allows for more informed decision making.  Current  global  patterns  of  energy  production  and  consumption  are  unsustainable  for  two  reasons.  First,  proceeding  on  a  business‐as‐usual  path  will  lead  to  unacceptable  increases  in  global average temperature levels (IEA, 2010a). The consequences of higher levels of warming  could be catastrophic, leading to mass migration away from the worst‐affected areas, and the  potential for severe and prolonged regional conflicts. Second, the world will eventually run out of  fossil resources. No one can predict with certainty when the resources will be exhausted, but it  must happen at some point if demand remains high.  Renewables can play a key role in combating climate change; they already deliver important CO2  emission reductions. In fact, renewables will be the central element of any energy system that is  secure in both the short and long term.  Economic development  Green growth  The  deployment  of  RE  technologies  is  frequently  given  high  priority  within  a  comprehensive  strategy towards more sustainable economic growth, sometimes summarised by the term “green  growth”  (OECD  [Organisation  for  Economic  Co‐operation  and  Development],  2011).  The  technologies featured prominently in a number of economic recovery packages in 2008/09.   RE  technologies  are  able  to  contribute  to  sustainable  economic  development  by  allowing  exploitation of natural but replenishing resources, providing new sources of natural capital. The  technologies  allow countries with  good solar or wind resources,  for example, to exploit these  resources as “new” assets to support their own energy needs. RE technologies may even allow  countries  to  exploit  RE  resources  with  long‐term  export  potential,  by  producing  biofuels  sustainably,  or  by  using  high  levels  of  solar  radiation  to  generate  exportable  electricity  via  concentrating solar power, as proposed in the DESERTEC project.  The central feature of a green growth framework is recognition of “natural capital” as a factor of  production and its role in enhancing societal well‐being. Natural capital refers to factors entering  the production process that are provided by nature itself. These include resources – in particular  fossil energy resources.  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 14 Existing  production  technology  and  consumer  behaviour  can  be  expected  to  produce  positive  outcomes  only  up  to  a  point;  beyond  that  point,  depleting  natural  capital  has  negative  consequences for overall growth. Precisely where this frontier lies is not known in all cases, but  the  ability  of  reproducible  capital  to  substitute  for  (depleted)  natural  capital  is  limited  in  the  absence of innovation. By pushing the frontier outward, innovation can help to decouple growth  from natural capital depletion.   Economic  policy  decisions  need  to  incorporate  a  longer  time  horizon.  Patterns  of  growth  and  technological change build on one another, setting society off along certain paths and locking in  commitments  to  particular  technologies  and  institutions.  Environmental  impacts  are  also  cumulative and sometimes irreversible. These factors can mean that today’s decisions have direct  consequences for future economic opportunities and environmental implications (OECD, 2011).  In the context of green growth, policies that support renewables serve two objectives. First, they  aim to create new markets that recognise the importance of natural capital and of reconciling  limited natural resources with economic growth. Second, they provide an exit strategy from the  fossil  energy‐based  development  path  to  which  the  global  economy  is  currently  committed.  Ultimately, renewables provide a sustainable pathway to increased prosperity.   The economic lock‐in effect, i.e. the way that past economic patterns determine future pathways,  can be exemplified by looking at import bills for fossil energy and the cost of climate change.   The net cost of importing fossil fuels into the United States was about USD 410 billion in 2008  alone (EIA, 2010), representing more than 3% of the country’s GDP. The situation is similar in  many other  OECD countries. Developing countries  without abundant  domestic fuels resources  spend even higher percentages of their GDP on net fossil imports. For these countries, their fossil  fuel import bills pose a serious impediment to economic development. Yet IEA estimates show  that  investment  in  low‐carbon  energy  systems  provides  an  extraordinary  return:  the  USD 46 trillion  investment  required  globally  between  2010  and  2050  to  deliver  low‐carbon  energy systems – a 17% increase over current spending – would yield cumulative fuel savings  equal  to  USD 112 trillion  (IEA,  2010b).  These  savings  are  in  addition  to  the  avoided  negative  impacts of climate change (all of which can also be calculated to have a monetary value/cost).  Box 2.1  Green growth in China’s 12th  Five‐Year Plan  Source: OECD (2011).  The Green Development section of China's 12th Five‐Year Plan (FYP, 2011‐15) highlights the country's  aspiration  to move  towards  a  greener  economy.  The  Plan  is  a  strategic  national  roadmap,  setting  priorities regarding China’s future socioeconomic development, and providing guidelines and targets  for policy making at the sectoral and sub‐national level.   The Green Development theme identifies six strategic pillars: respond to climate change, strengthen  resource  saving  and  management,  develop  the  “circular  economy”,  enhance  environmental  protection,  promote  ecosystem  protection  and  recovery,  and  strengthen  systems  for  water  conservation and natural disaster prevention.   These pillars entail several new binding targets (e.g. carbon emission per unit of GDP to be reduced  by 17% by 2015; nitrogen oxide [NOx] and nitrogen air emissions to be reduced by 10% by 2015), in  addition  to  targets  continued  from  the  11th  FYP  (e.g.  energy  intensity,  sulphur  dioxide  [SO2]  and  chemical oxygen demand [COD] pollution). Detailed policy guidelines are also provided in the 12th  FYP;  for  instance,  energy‐efficiency  technology  demonstration  and  diffusion  programmes  are  emphasised as the engine of both energy saving and new growth opportunities.  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 15  Table 2.2  Estimated employment in the renewable energy sector, 2010  Technology Global Key regions Biofuels > 1 500 000 Brazil 730 000 for sugarcane and ethanol production Wind power ~ 630 000 China 150 000 / Germany 100 000 / United States 85 000 / Spain 40 000 / Italy 28 000 / Denmark 24 000 / Brazil 14 000 / India 10 000 Solar hot water ~ 300 000 China 250 000 / Spain 7 000 Solar PV ~ 350 000 China 120 000 / Germany 120 000 / Japan 26 000 / United States 17 000 / Spain 14 000 Biomass power - Germany 120 000 / United States 66 000 / Spain 5 000 Hydropower - Europe 20 000 / United States 8 000 / Spain 7 000 Geothermal - Germany 13 000 / United States 9 000 Biogas - Germany 20 000 Solar thermal power ~ 15 000 Spain 1 000 / United States 1 000 Total estimated > 3 500 000 Source: REN21 (2011).  China’s recent success in deploying renewables demonstrates that emerging economies can also  use green growth strategies in the energy sector to promote more sustainable growth overall  (Box 2.1).  Job creation is an important policy objective for all governments. Deploying renewables can lead  to positive net employment effects. However, when benchmarking renewables support in terms  of  job  creation,  governments  need  to  pay  close  attention  to  the  comparative  baseline.  Job  creation  effects  could  be  higher  in  other  sectors  of  the  economy  if  they  received  the  same  support; and the displacement of jobs in other sectors could outweigh the creation of new jobs in  renewables.  In  its  2008  Green  Jobs  report,  the  United  Nations  Environment  Programme  (UNEP)  concludes  that “Compared to fossil‐fuel power plants, renewable energy generates more jobs per unit of  installed capacity, per unit of power generated and per dollar invested” (UNEP, 2008). Based on  2006 data, the report estimates the global number of jobs in the renewables sector at 2.3 million  or more. Newer estimates (REN21, 2011) have further raised this number to 3.5 million. Broken  down by sector, the REN21 estimate is as follows: 630 000 workers in the wind power sector,  350 000 in solar PV and more than 1.5 million in the biofuels sector (Table 2.2).  Due to the lack of widely accepted methodology of accounting for RE‐related jobs, this analysis  does  not  attempt  to  estimate  the  future  job‐creation  potential  of  REs.  Notwithstanding,  RE  markets  can  be  expected  to  grow  rapidly  in  the  future  due  to  climate  change  mitigation  and  energy security imperatives. Therefore, it is plausible to assume that jobs created in this sector  have a sustainable long‐term perspective, a key element to consider when appraising the labour‐ market effect of government support policies.  Innovation and industrial development  Several established RE market leaders (including Germany, Denmark and Japan) have long placed  industrial  and  economic  development  objectives  at  the  centre  of  their  support  for  RE  technologies (Jochem et al., 2008; Mizuno, 2010). These countries encouraged the creation of  strong  industrial  clusters  and  developed  vibrant  domestic  markets  by  putting  in  place  stable,  enabling  policy  frameworks  along  the  innovation  chain,  along  with  favourable  investment  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 16 conditions for innovative  RE  technologies, including solar PV and wind. They specialised  at an  early stage in the supply of novel RE technologies that were characterised by high knowledge  intensity  and  learning  potential,  and  thus  the  countries  became  front‐runners  in  terms  of  innovation. This strategy helped them establish a first‐mover advantage in exports as global trade  and competition for RE technologies expanded (Jochem et al., 2008; Walz et al., 2009).  Certain factors improve a country’s ability to benefit from a first‐mover advantage in external  trade, including:   • technology characteristics that form obstacles to international relocation;   • positive market conditions in the country, which strengthen learning‐by‐doing and ‐using;   • innovation‐friendly regulation in the country;  • technological capability of the country; and  • the competitiveness of related industry clusters in the country (Walz et al., 2009).  Technological  capabilities  and  innovation  success  in  renewables  result  from  a  broad  range  of  beneficial  factors  influencing  the  innovation  chain,  not  merely  from  effective  research  and  development (R&D) efforts. However, patent activity is an important indicator of a country’s level  of  specialisation  in  certain  technologies  and  a  measure  of  future  potential  for  market  share  growth. A comparison of patent activity indicates the relative strength of Germany and Denmark  in generating patent‐worthy innovations in wind energy technologies, while the United States,  Germany  and  Japan  show  the  highest  shares  of  patents  for  solar  PV‐related  innovations  (Figure 2.1). The EU bloc as a whole, which also encompasses important RE technologies leaders  such as Germany, Denmark and Spain, shows the largest patent shares for biomass and biogas,  wind and solar thermal technologies.  The  challenge  now  emerging  is  whether  these  lead  countries  can  sustain  their  first‐mover  advantage in the face of growing competition from emerging economies with lower production  costs, i.e. so‐called “fast followers” (Jochem et al., 2008).  Rural development  In isolated rural areas with underdeveloped access to electricity, grid extensions are often not  cost‐effective.  Off‐grid  renewable  technologies  provide  a  sustainable  and  cost‐effective  alternative to the diesel generators that would be typically deployed in such areas. Renewable  technologies  can  also  help  to  displace  other  unsustainable  energy  sources  such  as  kerosene  lamps and traditional biomass.  Important benefits can be achieved by using renewable energies to provide cost‐effective access  to modern energy services. Recent studies have also found a positive impact of the deployment  of  solar  home  systems  with  children’s  study  routines  (Gustavsson,  2007).  A  more  detailed  account of possible deployment strategies in rural areas in developing countries is presented in  the  topical  highlight  Accelerating  RE  Diffusion  in  Developing  Countries  that  is  part  of  this  information paper.  Strengthening  the  economy  in  rural  areas  has  also  been  a  rationale  for  using  renewables  in  developed  countries.  By  introducing  support  policies  for  the  production  and  consumption  of  biofuels, the agricultural sector can diversify its activities and open access to new markets that  are economically viable in the long term.      © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 17  Figure 2.1  Patent shares among the global total in selected OECD countries and the EU, 2002‐06    Source: Ragwitz (2010).  Key point: Patent shares reflect the success of government policies to stimulate innovation in the filed  of renewable energies.  CO2 impacts and environmental benefits  RE  technologies  reduce  the  amount  of  CO2  produced  by  substituting  for  fossil  fuels  used  in  producing electricity and heat and in transport. This is already the case on a large scale today.  However, some CO2 emissions are incurred in all renewable technologies. These emissions relate  to the energy from fossil sources used in the production of fuels, manufacturing of equipment,  waste  disposal,  recycling,  etc.  These  so‐called  life‐cycle  emissions  are  recognised  to  be  very  significantly lower than those from fossil fuel use. The following sections first discuss the life‐ cycle emissions of a number of RE technologies in the power sector. Then the sections provide an  estimate  of  the  current  and  future  CO2  emission  reductions  of  deploying  renewables  in  the  transport sector. Although it would be equally important to have a comparable assessment of the  heat sector, the lack of available data and additional uncertainties do not permit this. The life‐ cycle emissions of advanced and conventional biofuels are included due to their high political  significance and the availability of specific and recent IEA analysis in these fields (IEA, 2011d).  Life‐cycle CO2 emissions  The results of several life‐cycle assessment studies indicate that all renewable power generation  technologies  have  significantly  lower  life‐cycle  CO2  emissions  than  fossil‐based  technologies  (Figure 2.2).  These analyses assume that energy inputs required to manufacture renewable systems such as  PV come from the current mix of technologies. Once RE technologies are more widely deployed  or  the  energy  sector  is  decarbonised  by  other  means,  then  the  life‐cycle  emissions  will  be  significantly reduced.    0 70 0.60 . 0.50 0.40 0 20 0.30 0.10 . Patentshares(2002-06) 0 DE DK ESP FR UK IT US JP EUDE DK ESP FR UK IT US JP EU Wind energy Photovoltaics Solar thermal Biomasse - biogas Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 18 Figure 2.2  Life‐cycle CO2 emissions of power‐generating technologies    Source: IEA analysis, based on (Cherubini, 2009); (IEA 2010b); (POST, 2006); (NEEDS, 2009); (IEAPVPS, 2011).  Key point: Renewable energy technologies have lower life‐cycle CO2 emissions than fossil energy  technologies.  These analyses assume that energy inputs required to manufacture renewable systems such as  PV come from the current mix of technologies. Once RE technologies are more widely deployed  or  the  energy  sector  is  decarbonised  by  other  means,  then  the  life‐cycle  emissions  will  be  significantly reduced.  The life‐cycle balance is also an important consideration for the other sectors, such as heat and  transport. Much study and analysis have been devoted to the life‐cycle emissions associated with  the  range  of  biofuels  emissions,  given  that  energy  needs  to  be  expended  in  the  growth,  harvesting  and  processing  of  biofuels.  Although  there  are  broad  ranges,  depending  on  the  feedstock and process details, it is possible to design routes for the production of bioethanol and  biodiesel that have positive emission balances (Figure 2.3) (IEA, 2011d).  Analysis  also  has  to  factor  in  the  emissions  associated  with  any  land‐use  change  related  to  changes in planting patterns. Changes associated directly with change on a particular piece of  land are understood. Replacing established forest with an energy plantation, for example, is likely  to give rise to a significant carbon  debt, which may not be repaid for a long period, whereas  growing perennial energy crops on impoverished soils may lead to an improvement in soil carbon  levels  and  so  provide  an  additional  carbon  benefit.  The  impacts  of  indirect  land‐use  change   – that is, change caused when produce from crops displaced by energy production is replaced by  replanting  land  that  has  another  use  –  are  much  less  well  understood  and  a  cause  of  some  controversy.  ‐ 0.10  0.20  0.30  0.40  0.50  0.60  0.70  0.80  0.90  1.00  Emissions in t CO2equivalent/MWh max min © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 19  Figure 2.3  GHG emissions reduction potential for biofuels      Note: The assessments exclude emissions from indirect land‐use change. Emission savings of more than 100% are possible through  use  of  co‐products.  Bio‐SG  =  bio‐synthetic  gas;  BtL  =  biomass‐to‐liquids;  FAME  =  fatty  acid  methyl  esthers;  HVO  =  hydrotreated  vegetable oil.  Source: IEA analysis based on UNEP and IEA review of 60 LCA studies, published in OECD, 2008; IEA, 2009; DBFZ, 2009.  Key point: Advanced biofuels offer greater potential for GHG emissions than conventional biofuels.  Reductions of CO2 emissions from power generation  RE technologies have an important role to play in the CO2 emission mitigation efforts of different  countries. Their deployment already avoids a significant amount of CO2 that would have been  emitted if the energy supplied by renewable energy had been produced from fossil fuels. With  larger scale, future deployment of renewables, their role in mitigating climate change impacts  will grow.  To  demonstrate  these  effects,  this  section  looks  at  the  impact  of  RE  technologies  power  generation on CO2 emissions reduction. For all the countries included in the analysis, the current  contribution of RE technologies to CO2 savings in the power generation sector has been analysed  for  20086 .  The  chosen  methodological  approach  measures  CO2  savings  against  a  hypothetical  situation in which no RE technology is present in the power generation mix.  To define a country’s baseline, its RE technologies share was replaced by the country’s average  non‐RE power generating technology mix. The generation that was provided by RE technologies  was  replaced  by  nuclear  and  fossil  fuels.  Each  conventional  technology  contributed  to  the  replacement according to its share in the 2008 generation mix. The analysis was performed for all  56 IEA Global Renewable Energy Markets and Policies Programme focus countries. The results  show that, for 2008 alone, renewable power generation in the focus countries saved 1.7 Gt CO2.  This is more than the aggregate power sector‐related CO2 emissions of the OECD Europe region  in the same year (1.4 Gt CO2) (Table 2.3).                                                                                    6  Year chosen according to data availability at the time of analysis.  ‐60% ‐40% ‐20% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% Algae‐biodiesel Butanol* Cellulosic‐ethanol HVO BtL‐diesel bio‐SG Sugarcane‐ethanol Sugarbeet‐ethanol Wheat‐ethanol Corn‐ethanol Rapeseed‐FAME Palm oil‐FAME Biogas R&D/ Pilot Demonstration Commercial % emission reductions compared to fossil fuel gasoline  replacement diesel replacement natural gas  replacement Advanced biofuels                                Conventional biofuels Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 20 Table 2.3  CO2 savings per focus region or country in 2008  Country / region CO2 savings in 2008 (Mt) OECD Europe 297 OECD North America 429 OECD Pacific 77 Brazil 138 Russia 3 India 121 China 563 South Africa 1 North Africa* 7 Middle East* 0.02 Other Latin America* 30 Sub-Saharan Africa* 2 Southeast Asia* 51 Total 1718 Note: The sum of the individual figures may not tally with the total due to the rounding of numbers.  *Only focus countries from the respective regions are included: “North Africa” encompasses Algeria, Egypt, Morocco and Tunisia;  “Middle East” encompasses Israel, Saudi Arabia and the United Arab Emirates (UAE); “Other Latin America” encompasses Argentina  and Chile; “Sub‐Saharan Africa” encompasses Botswana, Ghana, Kenya, Nigeria, Senegal and Tanzania; “Southeast Asia” encompasses  Indonesia, Malaysia, the Philippines, Singapore, Thailand and Vietnam.   The analysis shows that:  • By  technology,  hydropower  contributes  the  largest  share  of  the  attributed  CO2  emission  savings, with 82%, followed by biomass with 8% and wind with 7%.   • If RE technologies were not present in the power mix of the analysed countries, their 2008  emissions would have been 17% higher.   • In 2008, almost half of the CO2 savings due to  RE technologies stems from  the OECD, and  more than a third of all savings from China (Figure 2.4).  The potential of RE technologies to save power generation‐related CO2 emissions in 2030 has also  been estimated. The 2030 projections of the 450 ppm scenario of the World Energy Outlook 2010  (IEA 2010a) were compared with an alternative scenario that was constructed separately for this  analysis. Again, all renewable generation is replaced by conventional generation. Therefore this  scenario  is  called  the  WEO  450  noRE  scenario.7   Table  2.4  shows  the  savings  in  CO2  emissions  between the noRE scenario and the WEO 450 scenario in 2030.   The  potential  savings  of  the  OECD  and  BRICS  (Brazil,  Russia,  India,  China  and  South  Africa)  countries  combined  is  about  5.3 Gt  in  2030,  which  approximates  the  projected  power‐related  CO2 emissions of the same group of countries in 2030 in the WEO 2010 450 ppm scenario (5.8 Gt)  (IEA, 2010a). In other words, in the noRE baseline, emissions in this region are twice as high.  The largest potential for CO2 savings in the power generation sector lies in China. On a 450 ppm  emissions trajectory, it would be saving 2.2 Gt of CO2 emissions in 2030 compared with the noRE  baseline or 64% of the BRICS total savings.                                                                                    7   The  contribution  of  each  conventional  technology  (coal,  coal  with  carbon  capture  and  storage  [ccs],  gas,  nuclear)  corresponds to percentage increase of these technologies from 2008 to 2030 in the WEO Current Policies scenario.  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 21  Figure 2.4  Regional shares in attributed CO2 savings in 2008     Note:  *  Only  focus  countries  from  the  respective  regions  are  included:  “North  Africa”  encompasses  Algeria,  Egypt,  Morocco  and  Tunisia;  “Middle  East”  encompasses  Israel,  Saudi  Arabia  and  the  United  Arab  Emirates  (UAE);  “Sub‐Saharan  Africa”  encompasses  Botswana, Ghana, Kenya, Nigeria, Senegal and Tanzania; “Other Latin America” encompasses Argentina and Chile; “Southeast Asia”  encompasses Indonesia, Malaysia, the Philippines, Singapore, Thailand and Vietnam.   Key point: Current CO2 savings are concentrated in the OECD and China.  Table 2.4  Savings in CO2 emissions between the no‐RE scenario and the WEO 450 Scenario in 2030  Country/region CO2 savings due to RE in 2030 (Mt) Share of saved emissions*** (%) OECD Europe 900 71 OECD North America 915 55 OECD Pacific 65* 18 Brazil 235 90 Russia 333 36 India 594 39 China 2229 46 Africa** 222 56 Middle East** 48 17 Other Latin America** 134 72 Southeast Asia** 396 49 Total 6070 48 Note: The sum of the individual figures may not tally with the total due to the rounding of numbers.  *  In  the  OECD  Pacific  region  (Australia,  Japan,  Korea  and  New  Zealand),  potential  CO2  emission  savings  in  2030  are  lower  than  attributed savings in 2008. This result stems from the methodology used: the OECD Pacific region has lower specific emissions in the  baseline scenario in 2030 than in 2008, translating into lower assumed specific emissions of the RE technology that are replaced, and  thus lower savings.  ** Only focus countries from the respective regions are included: “Africa” encompasses South Africa, “North Africa” (Algeria, Egypt,  Morocco and Tunisia), “Sub‐Saharan Africa” (Botswana, Ghana, Kenya, Nigeria, Senegal and Tanzania); “Middle East” encompasses  Israel, Saudi Arabia and the United Arab Emirates (UAE); “Other Latin America” encompasses Argentina and Chile; “Southeast Asia”  encompasses Indonesia, Malaysia, the Philippines, Singapore, Thailand and Vietnam.  *** Comparing the noRE scenario and the WEO 450 scenario.  OECD North America OECD Europe OECD Pacific Russia China India Middle East* North Africa* Sub‐Saharan Africa* South Africa Brazil Other Latin America* Southeast Asia* Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 22 Other environmental impacts  The deployment of renewables can also have other environmental impacts, both positive and  potentially  negative,  and  these  impacts  must  be  carefully  considered  when  assessing  the  net  benefits of RE technologies deployment. Impacts may be on air quality, water consumption and  land use.  Air quality  Besides carbon dioxide, a number of other air pollutants, such as methane, carbon monoxide,  sulphur dioxide (SO2), nitrous oxides (NOx), particulate matter (PM), mercury, lead, arsenic and  ammonia negatively affect human health and the environment. All these pollutants are emitted,  for example, during the coal combustion process.  Estimates of SO2 and NOX emissions associated with power generation technologies indicate that  the  best  performing  renewable  energy  technologies  are  wind,  ocean  and  concentrated  solar  power  (Figure  2.5).  NOX  and  SO2  emissions  from  biomass  combustion  strongly  depend  on  the  composition  of  the  biomass  and  on  the  conditions  of  biomass  harvesting,  transport  and  conversion to energy.  Figure 2.5  Recent life‐cycle SO2 and NOx emissions of power‐generating technologies     Source: IEA analysis, based on (NEEDS, 2009); (GEA, 2007).  Key point: With the exception of biomass, RE technologies have much lower NOx and SO2 emissions  than fossil energy sources.  Apart  from  biomass  combustion,  RE  technologies  are  essentially  zero‐emission  technologies  during the power generation process. The only emissions are due to manufacturing processes,  material processing and transport. In the case of solar PV, special materials, such as crystalline  silicon,  cadmium  or  tellurium  are  required  for  the  production  of  PV  panels.  Mining  and  processing  of  these  materials  consume  energy  and  can  lead  to  additional  air  pollution.  0.0  0.2  0.4  0.6  0.8  1.0  1.2  1.4  1.6  1.8  2.0  Life cycle emissions (g/kWh) NOX SO2 © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 23  Nonetheless, solar PV emissions are stay far lower than those of coal with or without CCS.8  In  addition,  due  to  the  steep  learning  curve  of  RE  technologies  (such  as  PV),  emissions  can  be  expected to decrease further.   Water consumption  Water  can  be  required  at  the  various  stages  of  producing  and  converting  fuels  and  in  manufacturing the conversion plants. In particular, power generating technologies using turbine  technologies  need  cooling,  which  is  usually  provided  by  water.  When  assessing  the  water  consumption of an energy technology in detail, it is important to address what type of water is  used. A plant running on treated wastewater has different environmental impacts than a plant  extracting freshwater in a region that faces water scarcity. However, the type of water used is  not a technologically intrinsic factor and may vary between similar generating facilities. Because  the  current  analysis  aims  at  providing  a  general  overview  of  the  water  withdrawal  and  consumption of energy technologies, the type of water that is used is not discussed in detail.  Consumption  refers  to  the  amount  of  water  that  is  evaporated,  transpired,  incorporated  into  products  or  crops,  or  otherwise  removed  from  the  immediate  water  environment.  Energy  technologies also withdraw water from the environment. Withdrawal is defined as the amount of  water  removed  from  the  ground  or  diverted  from  a  water  source  for  use.  Withdraw  can  be  several times higher than consumption. For conventional power generation technologies, water  withdrawal in “once‐through operation” can reach levels between 28 000 to 76 000 l/MWh (gas),  76 000 to 190 000 l/MWh (coal) and 95 000 to 230 000 l/MWh (nuclear) (NREL, 2011).  Most  RE  technologies  have  significantly  lower  water  consumption  profiles  than  fossil‐fuel  and  nuclear plants (Figure 2.6). This is especially the case for solar PV and wind. Concentrating solar  power  (CSP)  using  parabolic  troughs  or  tower  systems  has  significant  water  consumption;  however, this level of consumption can be greatly reduced if dry cooling is used. Depending on  technology, geothermal plants show large variations in their water consumption. Consumption of  water by hydropower plants can be very diverse, depending on the site and type of plant. Large  reservoirs may have high water losses due to evaporation. However, this is not the case for small  run‐of‐river  hydropower  systems.  Depending  on  technology,  bioenergy  plants  have  cooling  requirements similar to steam or natural gas combined cycle (NGCC) plants.  Land use  Power generation technologies need land for plant operation, and fuel‐based technologies also  need land for the extraction, processing and transport of the fuel (Figure 2.7).   Onshore wind has the highest land use per unit of produced electricity. However, depending on  the wind availability, the turbines may occupy only 3% to 5% of the land, and the rest can be  employed for other uses, such as agriculture or grazing. Solar technologies need significant land  for  their  operation.  However,  sites  attractive  for  CSP  are  often  in  desert  areas  with  low  population density and do not compete with agriculture or other human uses. When installed on  buildings, solar PV does not use any land. When mining, processing and transport of coal are  taken  into  account,  the  land  use  of  coal‐fired  generation  is  comparable  with  that  of  solar  technologies.                                                                                      8  CCS technologies reduce emissions of acid gases, such as SO2, during combustion, but emissions of other air pollutants, such  as NOx, increase. Furthermore, additional coal per unit of electricity generation needed increases emissions related to mining  and transport.     Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 24     Figure 3.4   Water consumption of power generation technologies during operation (litres per MWh)                                                              Note: * Enhanced Geothermal Systems (EGS) operate similar to geothermal binary technologies yet also require some additional water for hydraulic stimulation. Water used in geothermal technologies may come from geothermal fluids, with little to no impact on local freshwater sources, NGCC stands for Natural Gas Combined Cycle.  Source: NREL (2011), Fthenakis and Kim (2010).  Key point: With the exception of binary and enhanced geothermal plants, RE power generation has lower operating water consumption than fossil and  0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000 9 000 10 000 TowerTowerTowerDryTowerTowerTowerDryTowerDryTowerDryTowerDryTowerDry NuclearOil/gas  steam NGCCCoal Coal CCS PVWindCSP tower CSP trough CSP dish stirling Geothermal binary  Geothermal flash EGS lowhigh 15 000*19 480* © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 25  The land use of hydroelectric plants depends on the site‐specific conditions: hydroelectric power  plants with a water reservoir occupy large areas, while run‐of‐river hydro power plants do not  have a reservoir and, therefore, need relatively little space.  Similarly  to  hydropower,  biomass  power  plants  can  have  very  diverse  land‐use  requirements,  depending on whether the feedstock is purpose grown, in which case land use can be significant,  or whether the feedstock is a waste from forest or agriculture industries, in which case the only  land required is the site for the power plants. For energy crops, land use should satisfy stringent  sustainability criteria, and these crops should not cause food crop displacement or deforestation.  Figure 2.7  Land use requirements of power generation technologies     Source: Fthenakis and Kim (2010), MIT (2006).  Key point: When taking into account extraction and processing steps, land usage of fossil and  renewable technologies are in the same order of magnitude.      0 500 1 000 1 500 2 000 2 500 3 000 Land use (m2/GWh) plant operation  low plant operation  high extraction, processing, transport  low extraction, processing, transport  high * 95%‐97% of the land suitable at the same time for other purposes. Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 26 Mapping policy drivers: the energy security / GDP matrix  The previous sections have assessed the important contributions that renewables can make in  improving energy security, stimulating industrial and economic development, mitigating climate  change  and  protecting  the  environment.  In  a  given  policy  context,  these  drivers  are  active  to  different extents and also interact with other policy objectives. This complex interaction gives rise  to a country’s specific policy and market context for renewable energy technologies.   Change  is  often  said  to  be  driven  either  by  desperation  or  inspiration.  In  the  energy  sphere,  change can be driven by concerns about energy security and the negative impacts of unstable  energy  prices  and  long‐term  energy  access  (desperation).  Countries  facing  energy  security  concerns (that is, those that rely heavily on energy imports) could be expected to take measures  to improve their energy independence or to diversify their energy portfolios though a number of  initiatives, including developing renewables. Change can also be stimulated by a willingness to  support  actions  to  improve  the  global  and  local  environment,  or  to  provide  stimulation  for  innovation  and  economic  development  (inspiration).  To  date,  when  some  renewable  technologies have been relatively expensive compared to fossil‐fuel alternatives, the countries  that are most able to afford a package of measures necessary to promote renewables in order to  stimulate the local and global benefits are likely to be the early adopters and developers.  Figure 2.8  Typology of country clusters by strategic policy drivers      Key point: Energy security concerns and GDP per capita influence RE policy commitment.  The IEA  has  developed a  matrix  that situates  countries in the  global context according  to the  interaction of these two strategic RE policy dimensions – energy security concerns and proactive  measures to harness the benefits of RE technologies (Figure 2.8). The extent to which  energy  security concerns may be driving RET deployment is measured using the country’s dependence  on energy commodities such as fossil fuels. Economic strength, as measured by gross domestic  product  (GDP)  per  capita,  adjusted  for  purchasing  power,  serves  as  a  proxy  for  the  ability  to  afford  RET  development  and  deployment  to  bolster  climate  change  mitigation,  environmental  protection and industrial development.9                                                                                         9 Recent other work also uses a similar grouping approach to identify effective strategies for scaling up renewable energy  investments worldwide (Reid et al., 2010).   Energy security concerns Environmental policies affordable / in place Energy affordability and poverty concerns Lower GDP per capita Higher GDP per capita Net energy exporters Net energy importers e.g. Algeria e.g. Canada e.g. Thailand e.g. Germany © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 27  The  usefulness  of  the  matrix  can  be  illustrated  by  examining  the  change  in  the  share  of  renewables in the power mix of different countries between 1990 and 2009 (Figure 2.9). Several  trends are evident: net fossil‐fuel importers are more likely to deploy renewables, and the per  capita level of GDP is connected to the amount of deployment. This connection is not a one‐to‐ one correspondence; other factors also need to be taken into account to arrive at the full picture.  But the basic GDP/energy dependence categorisation does reveal key drivers for deployment of  RE  technologies  in  the  power  sector.  The  black  line  in  the  graph  is  the  result  of  a  regression  analysis performed for the energy‐importing countries. A significant correlation exists between  GDP and increase in RE generation (p<0.0035). In addition, importers have statistically significant  higher increases in shares than exporters (p<0.03).  Figure 2.9  Changes in percent shares of RE technologies in power generation, 1990‐2009     Note: Data includes wind, bioenergy and solar power. Black line shows result of regression analysis.  Key point: Changes in percent shares of RE technologies in power generation depend on GDP and the  import dependence of a country.  The transport sector has also been examined, plotting changes in the share of biofuels in the  transport sector and distinguishing between net oil importers and exporters and their GDP per  capita (Figure 2.10). Again, a significant correlation exists between GDP and increase in share for  importing  countries  (p<0.005).  Importers  also  have  statistically  significant  higher  increases  in  biofuels  shares  (p<0.067).  The  case  of  Brazil  (very  high  share  at  a  moderate  GDP),  however,  illustrates the importance of other factors, namely the availability of high‐quality arable land and  crops.  The analysis shows that RE technology development has been pursued by countries that have  relatively high GDP per person and also have energy security as a concern. These countries have  had both the motivation and the means to pursue RE technologies during development stages,  when  costs  have  been  high.  GDP  levels  have  also  influenced  technology  choices,  with  less  prosperous countries concentrating on lower‐cost, more established technologies such as hydro,  biomass and geothermal.      ‐15% ‐10% ‐5% 0% 5% 10% 15% 20% 0 5 10 15 20 25 30 35 40 GDP / capita  (thousand USD PPP) importers exporters Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 28 Figure 2.10  Changes in biofuels share, 1990‐2009     Note: Black line shows result of regression analysis.  Key point: Changes in the market share of biofuels depend on GDP and the import dependence of a  country and on other factors such as the availability of arable land.  Given  the  increasing  maturity  of  RE  technologies  and  their  improving  competitiveness,  an  opportunity exists to break out of this pattern, and to deploy the technologies in countries that  are  less  affluent  but  where  the  resource  conditions  are  good  and  the  need  for  expansion  in  energy  services  is  high.  Indeed  this  new  trend  is  starting  to  emerge,  as  the  regional  analysis  shows,  with  many  non‐OECD  countries  introducing  policies  to  support  RE  technologies  and  a  broader  range  of  countries  taking  the  opportunity  to  include  RE  technologies  in  their  energy  portfolio.  An important aspect of the relationship between energy import dependence and deployment of  RE  technologies  is  time.  The  energy  import  dependency  is  not  static.  Typical  examples  in  the  change of energy dependence over time can be correlated with the deployment of renewables  (Table 2.5). In this respect, countries can grouped into four categories:  • stable importers that try to contain or reduce dependence;  • former exporters that try not to become dependent;  • former importers that were successful in becoming independent; and  • exporters that are not concerned due to large resources.  This  categorisation  can  serve  only  as  a  first‐order  approximation  of  an  individual  country’s  intrinsic  incentives  and  abilities  to  deploy  RETs.  These  incentives  and  abilities  can  have  consequences for adequate support policies for effective and efficient deployment.  The  typology  just  described  is,  of  course,  a  simplification.  To  fully  understand  a  country’s  motivation  to  support  RETs  or  not,  an  in‐depth  analysis  at  the  country  level  is  indispensible.  However, to have a first idea what might be the status of RE deployment, this categorisation does  provide analytical value. The current publication covers a large number of countries that are very  diverse  regarding  their  underlying  drivers  as  well  as  markets  and  policy  environments.  The  clustering of the countries aims at providing a first‐order approximation that reveals non‐trivial  structural similarities between different countries.  0.0% 1.0% 2.0% 3.0% 4.0% 5.0% 6.0% 7.0% 8.0% 9.0% 10.0% 0 5 10 15 20 25 30 35 40 GDP/capita  (thousand USD PPP) importers exporters © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 29  Table 2.5  Dynamics of energy dependency and RE deployment  Country Data Comment Germany Long-term importer Legend:  Solid  line,  share  of  net  imports  in  total  primary  energy supply (TPES); bars, electricity generation from non‐ hydro RE sources in TWh.  Germany is strongly dependent on energy imports. It has systematically developed its renewable energy sector to stimulate economic growth and to avoid becoming more energy dependent. China Former exporter Legend:  Solid  line,  share  of  net  imports  in  total  primary  energy supply (TPES); bars, electricity generation from non‐ hydro RE sources. China is faced with very rapid increase in energy demand. This trend has made the country become an increasingly dependent importer. At the same time, China became the largest market for wind power, going from almost no capacity in the early 2000s to over 40 GW in 2010. Denmark Former importer Legend:  Solid  line,  share  of  net  imports  in  total  primary  energy supply (TPES); bars, electricity generation from non‐ hydro RE sources.  Denmark was highly dependent on imports until the 1990s. Systematic support of wind energy and dedicated climate change policies were enacted in the early 1990s. Today, the country has consolidated its wind power sector and is a net energy exporter. Russia Long-term exporter Legend:  Solid  line,  share  of  net  imports  in  total  primary  energy supply (TPES); bars, electricity generation from non‐ hydro RE sources. As an energy exporter with almost inexhaustible resources compared to domestic demand, Russia has had no energy dependency incentive to deploy RE technologies. 0 20 40 60 80 -100% -50% 0% 50% 100% 1990 2000 2005 2006 2007 2008 0 5 10 15 20 -100% -50% 0% 50% 100% 1990 2000 2005 2006 2007 2008 0 2 4 6 8 10 12 -100% -50% 0% 50% 100% 1990 2000 2005 2006 2007 2008 0 5 10 15 20 -100% -50% 0% 50% 100% 1990 2000 2005 2006 2007 2008 Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 30 Some of the subtleties that are lost by the energy security/GDP classification include:   • Availability of cost‐effective, abundant renewable resources (large hydro, geothermal).  • Success  in  becoming  energy  independent  by  means  of  targeted  policy  action,  including  renewables deployment (Denmark).  • Total GDP levels: per capita GDP levels may be similar for small, low‐population economies  (e.g.  Tunisia)  and  large,  populous  emerging  economies  (e.g.  China),  although  the  latter’s  overall economic clout and ability to support renewables are evidently much larger.  • The  influence  of  energy  market  structure:  competitive  and  liberalised  compared  with  monopolistic and centralised/planned organisation.      © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 31  Successful Deployment: Challenges and Policy Tools  Overview  In 2009, two‐thirds of the world’s installed solar water heater capacity was in China, up from only  25% in 2000. This market share was achieved in the absence of direct economic support for the  technology’s recent deployment. At the same time, in Greece, onshore wind power generators  received  the  highest  remuneration  levels  of  all  OECD  and  BRICS  countries  (IEA,  2011a).10   Deployment, however, has been almost absent until very recently. These are two examples, but  they illustrate that it is not merely economic support that leads to successful deployment.  The challenges involved with deploying renewables can be summarised using two concepts that  are  well  known  in  the  financing  community:  risk  and  return.  To  attract  investment,  a  given  investment opportunity needs to provide the right balance between both. The higher the risk is  that the project may fail, the higher the required return. Public debate and political discourse on  deploying renewables tend to highlight only one side of the equation: the returns provided to  investors. The risks that deployment faces tend to be less prominent in the discussion. However,  the risk structure is a key element in determining how high returns must be to enable investment  into  renewables.  Therefore,  policies  need  to  specifically  target  the  risks  associated  with  the  deployment of renewables and find a smart way to remove or mitigate them. This approach leads  to enhanced cost‐effectiveness and faster deployment.   In  the  terminology  of  this  publication,  the  sources  of  risk  are  considered  to  be  deployment  barriers, while the tools to mitigate risks are called enablers. Although a broad literature exists on  the  basic  challenges  to  RET  deployment  and  the  strategies  to  approach  them,  this  chapter  provides an overview to set the stage for a more detailed discussion of specific and/or emerging  issues. Only if the barriers to deployment are sufficiently understood, can the right enablers be  put into place. Therefore the first part of this chapter describes the different types of barriers and  the  options  currently  available  to  overcome  them.  To  make  the  different  barrier  types  more  tangible,  the  discussion  illustrates  selected  barriers  and  corresponding  enablers  with  salient  examples.  This  part  of  the  chapter  also  presents  the  results  of  an  IEA  study  of  the  relative  importance of different barriers.  The second part of the chapter focuses on the dynamics of deployment. Barriers to deployment  are not static. They vary from country to country and also depend on:  • the maturity of a given energy technology;  • the state of the domestic markets for this technology; and   • the state of the global markets for this technology.  An optimal policy package takes into account the current state of the national market and adapts  to the changing barrier profile as deployment takes place. The policy needs to take into account  the overall maturity of the technology and the state of its market on a global scale. To phrase it  differently,  a  country  that  deploys  renewables  needs  to  continuously  adapt  its  policy  tools.  It  needs to go on a policy journey.   Putting  in  place  the  right  package  of  measures  at  the  right  time  is  the  key  to  successfully  deploying  renewables.  Therefore  the  second  part  of  this  chapter  discusses  the  dynamics  of  market development, technology diffusion and policy adaptation.                                                                                    10  Due to the combination of a moderate FIT and direct investment support.  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 32 Scaling up renewables: challenges and policy tools  In recent years, the renewable energy sector has witnessed an investment boom. From 2004 to  2009, new investment in renewable energy grew fivefold, to reach USD 160 billion (UNEP/BNEF,  2011). No comprehensive figures are available for total global investment in energy, but rough  estimates suggest that renewable energy technologies (RETs) now constitute between 15% and  20% of the total. This market expansion has helped push RETs down their respective learning  curves11  as production costs decline and technology performance improves.   Depending on (i) their level of technology maturity and (ii) the extent to which external benefits  and costs (such as those resulting from GHG emissions, pollution remediation and damage to  health)  are  internalised,  RETs  differ  in  their  competitiveness  relative  to  conventional  energy  technologies. When these factors are lacking, the absence can constitute an economic barrier to  the deployment of those technologies. Some RETs are close to becoming commercial and should  be the first to be deployed on a massive scale. Other RETs, which have a large potential, are less  mature and require a longer‐term perspective.  Because  the  deployment  of  modern  renewable  energy  conversion  technologies  is  relatively  recent  in  many  countries,  past  initiatives  for  the  development  of  renewable  energy  sources   (RES‐E) have largely focused on the economic factors, and the reduction of economic barriers has  been the main focus of support measures undertaken. Past success stories for the development  and deployment of RES (e.g. in certain European Union countries) support the point that barriers  can be overcome by targeted policy action (see e.g. Ragwitz et al., 2007).  Risks  associated  with  renewable  energy  projects  stem  both  from  underlying  economic  factors  and barriers  that are non‐economic in nature. An  economic barrier is present if the  cost of  a  given  technology  is  above  the  cost  of  competing  alternatives,  even  under  optimal  market  conditions. Technological maturity and economic barriers are very directly connected. All other  types of barriers are categorised as non‐economic. However, non‐economic barriers have just as  an important role in shaping the cost of RETs. Findings from earlier analysis suggest that non‐ economic barriers stand in the way of significantly scaling up the contribution of renewables to a  future sustainable energy mix (IEA, 2008). Barriers to deployment can be classified as follows:  • Techno‐economic barriers relate to the direct costs of a certain technology in comparison to  competing technologies, given the internalisation of all external costs and ideal framework  conditions.  • Non‐economic  barriers  relate  to  factors  that  either  prevent  deployment  altogether  (no  matter how high the willingness to pay) or lead to higher costs than necessary or distorted  prices. These barriers can be differentiated further:  • Regulatory  and  policy  uncertainty  barriers,  which  relate  to  bad  policy  design,  or  discontinuity and/or insufficient transparency of policies and legislation.  • Institutional  and  administrative  barriers,  which  include  the  lack  of  strong,  dedicated  institutions,  lack  of  clear  responsibilities,  and  complicated,  slow  or  non‐transparent  permitting procedures.  • Market  barriers,  such  as  inconsistent  pricing  structures  that  disadvantage  renewables,  asymmetrical  information,  market  power,  subsidies  for  fossil  fuels,  and  the  failure  of  costing methods to include social and environmental costs.                                                                                    11   Energy  Technology  Perspectives  2010  (IEA,  2010b)  gives  a  detailed  assessment  of  the  long‐term  prospects  for  energy  technologies, including RE technologies.   © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 33  • Financial  barriers  associated  with  an  absence  of  adequate  funding  opportunities  and  financing products for renewable energy.  • Infrastructure barriers that mainly centre on the flexibility of the energy system, e.g. the  power grid, to integrate/absorb renewable energy.   • Lack  of  awareness  and  skilled  personnel  relating  to  insufficient  knowledge  about  the  availability  and  performance  of  renewables  as  well  as  insufficient  numbers  of  skilled  workers.  • Public  acceptance  and  environmental  barriers  linked  to  experience  with  planning  regulations and public acceptance of renewable energy.  Note  that  other  categorisations  are  possible,  and  the  different  types  of  barriers  are  closely  related (Figure 3.1). The importance of the barriers differs for each technology and market, and  the  priority  changes  as  a  technology  matures  along  the  commercialisation  path.  Also,  as  one  barrier is overcome, others may become apparent.  The  following  sections  first  discuss  economic  barriers,  along  with  the  main  economic  support  measures:  feed‐in  tariffs  (FITs),  quota  obligations  with  tradable  green  certificates,  and  investment grants and tax incentives as well as tenders. The sections then discuss non‐economic  barriers, including salient examples for each barrier type. This approach is chosen to make the  importance and character of this type of barrier more tangible. The discussion also includes the  results of a study, conducted for this publication, which quantifies the economic impact of non‐ economic barriers.  Figure 3.1  Barriers to renewable energy development           Key point: Barriers to RE technologies are interlinked.      Technical barriers Infrastructure barriers Policy Site choice External benefits and costs Up- front cost Noise, visual, etc. Grid integration Capital demand and operation costs Economic barriers Regulatory and administrative barriers Financial barriers Market barriersPublic acceptance and environmenal barriers Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 34 Economic barriers  As introduced above, economic barriers are present if the cost of a given technology is above the  cost  of  competing  alternatives,  even  under  the  optimal  market  conditions.    In  the  past,  this  situation has been true for the majority of RETs. Given the current market structure, the cost of  RETs is also, in most cases, above the cost of conventional alternatives. Whether this is due to  market distortions or if this reflects a true economic barrier cannot be said with certainty  due to  the uncertainties connected with the impacts of climate change, and because the true cost of CO2  emissions remains unknown.  Conventional energy technologies have undergone more than 150 years of systematic research  and learning.12  This level of research is more than in the case of renewable energies. However,  the  cost  of  RETs  has  come  down  quickly  recently  as  a  result  of  learning.  Unlocking  the  cost  reduction  potential  of  RETs  by  mass  deployment  is  the  key  rationale  for  direct  economic  deployment support.  Direct economic support policies aim at directly altering the balance of supply and demand in a  way  that  increases  the  total  market  volume.  Economic  support  mechanisms  share  the  characteristic that they create an additional revenue stream for renewable energy, or they force  market participants to use certain technologies. Currently the most widely used mechanism for  generating  additional  revenues  is  the  feed‐in  tariff.  Tradable  green  certificates  are  used  in  a  smaller number of countries. Certificate schemes are commonly linked to a quota obligation. The  obligation  enforces  a  technology  choice  while  the  certificate  system  provides  the  additional  revenue streams. Note that certificate systems need a quota to function properly. But a quota  system can be implemented without a certificate system.13    Tax incentives and direct investment subsidies complement the available tools for overcoming  economic  barriers  by  additional  payments.  Obligatory  standards  such  as  building  codes  or  blending  requirements  are  examples  of  schemes  that  rely  on  making  the  usage  of  renewable  technologies  obligatory,  thereby  creating  demand  even  if  these  technologies  are  not  yet  cost  competitive. Both types of policies can be combined: tradable green certificates gain a market  value only by virtue of the introduction of a quota obligation that requires retailers of electricity  to  buy  a  certain  number  of  certificates.  Tendering  schemes  are  also  used  for  supporting  RET  deployment.  Renewable electricity  The  three  types  of  support  mechanisms  most  commonly  applied  for  deploying  renewable  electricity  on  a  large  scale  are  feed‐in  tariffs  (FITs),  tradable  green  certificates  (TGCs)  in  conjunction  with  quota  obligations,  and  tenders.  Less  widely  used  policies  for  true  mass  deployment are tax incentives and cash grants. For all of the mechanisms to work properly, it is  important  that  renewable  electricity  has  guaranteed  connection  to  the  grid  and  preferential  access. Otherwise, system operators may not connect or may curtail renewable generators.  Feed‐in tariffs  Feed‐in tariffs (FITs) guarantee the generator of renewable electricity a certain price per kWh at  which electricity is bought. The tariff is set over a long period of time, commonly 20 years. Note                                                                                    12  Some 70 years in the case of nuclear energy.  13  In the United States, utilities are mandated to purchase or generate certain quotas from renewable sources (Renewable  Portfolio  Standards).  These  are  often  satisfied  by  long‐term  power  purchasing  agreements  between  RES  generators  and  utilities.  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 35  that the tariff is fixed during the entire period of support (sometimes an adjustment to inflation is  included). Tariff adjustments are made only for new plants.  Although originally intended to be the only remuneration to generators, some later FITs provide  a premium. Generators sell their electricity on the market and receive a premium on top. This  premium is either fixed or varies according to the electricity market price; i.e. the sum of market  revenues and premium is set in a certain interval. Some governments have put annual caps on  the amount of capacity that can benefit from FIT support in a certain time period.  The  most  recent  development  regarding  FITs  is  the  so‐called  breathing  cap,14   which  was  introduced  for  solar  PV  in  Germany.  The  programmed  tariff  degression  is  linked  to  the  deployment in the year before: tariffs go down more quickly if installations are above a certain  target.  Tradable green certificates  Certificate systems are based on the idea of separating the actual power and its “greenness”. The  power is sold on the normal market. In addition, renewable generators can sell a certificate that  represents a certain amount of renewable electricity that they generated. A separate market is  established  for  these  certificates.  Certificates  are  sold  to  large  consumers  or  retailers  of  electricity that are obliged to buy a certain number of these certificates. This number (cap) is an  upper  bound  for  the  annual  generation,  because  prices  would  drop  sharply  if  there  were  an  oversupply  of  certificates.  TGC  schemes  usually  include  a  fine  that  the  entities  under  the  obligation have to pay if  they fail to buy enough certificates. This penalty rate determines an  upper bound for the value of certificates in most cases.   In their original form, certificates did not differentiate by technology. Today some schemes issue  more certificates for the same amount of electricity produced by more expensive, yet promising  technologies to stimulate deployment of a portfolio of technologies.  Tendering schemes  Under a tendering scheme, a regulatory authority announces that it wishes to install a certain  capacity of a given technology or suite of technologies. Project developers then apply to build the  project and name the price at which they are willing to develop the project. Tenders commonly  contain  specific  requirements  (e.g.  shares  of  local  manufacturing,  details  of  technological  specifications, maximum price per unit of energy). The bidder with the lowest offer is selected  and  can  go  ahead  with  the  project.  Usually  the  parties  sign  a  long‐term  contract  (power  purchasing agreement). Tenders combine two enablers to overcoming economic barriers: they  establish a guaranteed demand, and they ensure, at least in theory, that revenues recover costs.  Tax incentives   The  United  States  (on  the  federal  level)  relies  particularly  on  tax  incentives  to  support  renewables.  An  important  prerequisite  for  this  scheme  to  function  is  that  tax  credits  can  be  traded  in  the  United  States.  So  if  a  wind  farm  operator  generates  USD 100  worth  of  tax  deductions, the project owner can sell this deduction to companies that can then deduct this  amount from their taxes.                                                                                     14  The German feed‐in law couples tariff evolution to deployment. If deployment exceeds a certain amount, tariffs are cut  more; if deployment lags behind, tariffs are cut less. This procedure, however, only takes domestic market data into account.  Incorporating global data (module price index) may lead to some further refinement of the mechanism.  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 36 Direct cash grants and rebates  A direct support payment that buys down the price of a given technology is a very direct and  easily implemented way of creating additional revenues for renewables. In the United States, the  Section 1603 grant scheme works in this way: renewable energy project developers get back 30%  of the investment costs in cash. This payment lowers the effective price that project developers  see and, therefore, makes the technology more competitive. This measure was introduced after  the market for tax credits (see above) had collapsed due to the economic and financial crisis in  2009.  Renewable heat  The policy design for renewable heat is different from renewable electricity due to a number of  key  differences  between  the  delivery  of  heat  and  electricity  (Connor  et  al.,  2009).  The  heterogeneous  nature  of  heating  fuels  means  that  a  diverse  group  of  companies  supplies  the  market. The demand side is also is fragmented and difficult to target: heat is produced on site by  millions of building owners and developers, district heating operators and industries. Moreover,  installers, heating engineers and architects often act as crucial gatekeepers between supply and  demand. To date, the most widely adopted financial mechanisms in the European Union for the  support of renewable heat technologies are direct capital grants and tax credits for the purchase  of  a  renewable  heating  system.  Recently,  a  number  of  countries  introduced  more  innovative  renewable  heat  policies,  designed  as  government  budget‐neutral  policies  or  based  on  the  “polluter pays” principle.  Capital grants and subsidies  To  date,  direct  capital  cost  subsidies  for  the  purchase  of  a  renewable  heating  system  are  the  most widely adopted financial mechanism in the OECD for the support of renewable heat. The  general idea is that consumers receive a financial incentive that lowers the effective price of the  installation at the time of purchase. This incentive can be in the form of a direct cash rebate or a  tax credit.  Renewable heat obligations  A  number  of  countries  have  deviated  from  financial  incentive  schemes  to  introduce  use  obligations for a specific renewable heat technology or for renewable heat in general. Israel was  the first country to introduce solar collector obligations, when it made solar collectors obligatory  in new residential buildings in 1980. Due to the solar obligation, solar thermal systems are now a  mainstream  technology  in  the  Israel  water  heater  market  without  any  financial  support.  The  Spanish government developed a national solar obligation policy in 2006, with Portugal and cities  in Italy, Brazil and India following soon after.  Renewable heat feed‐in tariff  On  10  March  2011,  the  government  of  the  United  Kingdom  announced  the  details  of  the  Renewable Heat Incentive policy, a first initiative for designing a feed‐in tariff policy for the heat  market. It is similar to FITs used in the electricity sector. The Renewable Heat Incentive policy  provides a different kind of support in the domestic sector as compared with the non‐domestic  sector. The domestic sector will receive a grant upon installing a renewable heat technology in  the first year of the scheme, with long‐term tariff support to be introduced in the second year.  Renewable Heat Premium payments for the non‐domestic sector will be made quarterly over a  20‐year period.  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 37  Renewable transport  The  principal  policy  tools  that  have  been  used  to  stimulate  demand  for  biofuels  are  blending  mandates  coupled  with  fuel  duty  rebates.  A  mandate  legally  requires  fuel  retailers  to  add  a  certain percentage of biofuels to the conventional fuel. Mandates are now in place in nearly 50  countries.  Non‐economic barriers  Persistent non‐economic barriers, such as government energy policies skewed against renewable  energy and high administrative burdens, can have a significant financial impact, especially if they  obstruct  the  early  investment‐intensive  project  cycle  phases  (project  development,  financial  closure, construction). This obstruction increases the required investment return, thereby raising  levelised  generation  costs.  If  the  right  policies  addressing  these  issues  are  put  in  place,  most  other  barriers  can  be  overcome.  The  following  examples  are  just  a  selection  of  the  types  of  difficulties that RET deployment tends to experience and the solutions that have been found so  far. The selection does not seek to identify the “worst” cases. Rather it aims at giving more life to  the otherwise very abstract notion of non‐economic barriers.    Concrete examples  Market barriers  Costs and benefits of investments in renewable heat are split   between different stakeholders.  Persons renting an apartment (tenants) normally cover the operating costs of the apartment, including the  cost of warm water and heating. Owners of real estate, on the other hand, are commonly in charge of  covering the costs of investments, such as a new heating system. If a more efficient or environmentally  friendly option has a higher up‐front cost, building owners are less likely to buy this option. This is true  even if the total costs of the application are lower, i.e. the benefits outweigh the additional costs in the  long term. This type of barrier has proven to be a major problem for the larger market penetration of solar  heating systems and more efficient space heating systems.  The Dutch residential valuation system aims at resolving the problem of split incentives.  In general, two basic approaches may be taken to resolve this problem. The first approach is to create  mandatory standards for the efficiency of new buildings or the technologies that need to be used. This type  of policy has fostered the deployment of solar water heaters in Israel since the 1980s. Spain and Germany  also have such obligations for new buildings.  A second, innovative approach to address the problem of split incentives in existing buildings has recently  been conceived in the Netherlands. In the Netherlands, 32% of the housing stock consists of social housing,  managed by housing associations. This sector is heavily regulated by the central government by means of a  system that prescribes maximum rents relating to housing quality, the “residential valuation scheme”. Up  to  now,  this  system  complicated  energy  conservation  initiatives,  because  housing  associations  did  not  benefit from increasing the energy label of their stock: the split incentive. It is expected that, from 1 July  2011, the residential valuation scheme will attribute a valuation to the energy label of a property, which  allows  the  housing  association  to  raise  the  rent  whenever  the  energy  label  is  improved.  The  tenant  is  expected to benefit from the new scheme as well, because the scheme is designed in such a way that the  rent increase will be less than the savings on the energy bill.  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 38 Financing barriers  Large‐scale demonstration plants for  second‐generation biofuels   have trouble finding investors.  Advanced  biofuel  production  plants  require  large  amounts  of  up‐front  capital  expenditure.  Large‐scale  demonstration projects are the key to prove the technical and economic feasibility of a novel technology  such as second‐generation biofuels production. However, such projects are considered to be risky, because  the technology has not been proven until such a demonstration is successful. This situation leads to the  absence of large‐scale demonstrations, because developers are unable to secure the necessary financing.  This phenomenon is more broadly known as the commercialisation “valley of death”. It is addressed as a  topical highlight in this publication.  Morocco has established a dedicated institution to develop its solar resource.  Both  the  United  States,  through  the  US  Department  of  Energy’s  Biomass  Program,  and  the  European  Union, through its Seventh Framework Programme and the European Industrial Bioenergy Initiative (EIBI),  provide financial support to advanced biofuel production plants. The provided grants and loan guarantees  are adequate measures to reduce investment risks and have led to a considerable number of pilot and  demonstration plants operating or currently being constructed.  However, only a very few commercial‐scale advanced biofuel projects have yet been announced, and only  a few are operating today. More government support, via grants and loan guarantees promoted through  public‐private partnerships, coupled with revenue support for the novel products, may be needed to bring  these technologies through to full‐scale operation.                                                                                      15  The energy payback time refers to the time after which the energy that was required in the production of a RET system has  been recovered from the generated electricity. The energy payback time of solar PV was estimated around 1.9 years in 2009  (this time depends highly on resource). According to data from the European Wind Energy Association (EWEA), a wind turbine  has an energy payback period of 3‐5 months.  Awareness barriers  Public knowledge about the performance of modern RETs is insufficient.  Renewable energy technologies have seen significant technological advancements, but this progress is not  always reflected in public perceptions. In the public debate, either information on current costs is absent,  or outdated numbers are cited. Other examples include the energy payback time of wind turbines or solar  cells,15   or  the  reliability  of  RETs.  Insufficient  or  false  information  can  impede  public  support  for  the  deployment of renewables. This lack of public support, in turn, makes it less attractive for policy makers to  adopt strong legislation to foster deployment. Especially in developing countries, past experiences with  early models of solar and wind technology have led to a bias against these technologies.  Public competitions can raise awareness and present innovative solutions.  A wide range of public awareness activities have been put in place in many countries, although renewables  are often a sideshow to energy efficiency improvements. These activities have taken many different forms,  including  advertising  campaigns,  providing  information  to  media,  establishing  information  centres,  and  websites. In some cases, raising public awareness is the crux of a policy, in particular when solutions are  diverse  and  need  significant  tailoring.  Public  competitions  that  reward  best  building  designs,  and  accompanying  documentation,  help  publicise  effective  solutions  and  ways  of  conducting  an  analysis  of  needs and possibilities for various buildings under diverse climate conditions. For example, the competition  “Solar housing – housing of today” run by the French NGO Observ’ER since 1989 now has 3 main categories  (individual houses, collective dwellings and commercial buildings) and 13 distinct prices, rewarding recent  achievements  such  as  low‐consumption  buildings,  positive  energy  buildings,  and  refurbishments  under  metropolitan and overseas French climates.  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 39  Environmental barriers  Environmental impacts of construction and operation of  offshore wind parks are not well understood.  The  construction  of  offshore  wind  turbines  requires  extensive  works  for  building  turbine  foundations.  Support structures for offshore turbines are very large (3 m to 7 m in diameter, Lozano‐Minguez, Kolios  and  Brennan,  2011),  and  noise  levels  during  construction  could  have  negative  impacts,  especially  on  marine  mammals  (Bailey  et  al.,  2010).  It  is  unclear  what  impacts  on  marine  wildlife  will  be  seen  once  massive  offshore  deployment  takes  place,  especially  in  the  North  Sea.In  addition,  the  operation  of  the  turbines may also have negative impacts on marine wildlife, due to noise emissions and as an obstacle for  bird populations. The uncertainty concerning the possible environmental impacts of offshore wind power is  a barrier to its deployment and is likely to lead investors to demand risk premiums.  The German government funds research and development to assess and mitigate the environmental  impact of offshore wind power.  Since 2002, the German Ministry for the Environment has funded the construction and maintenance of  three research platforms in the North and Baltic Seas, one of them in proximity to Germany’s first offshore  wind  park.  Among  other  things,  the  platforms  were  used  for  the  scientific  investigation  of  potential  impacts of offshore wind turbines on marine mammals, seabirds, bird migration, the fauna of the seabed  and fish populations.  Further research activities complemented the construction and operation of Germany’s first offshore wind  park. Data on porpoises were collected before, during and after pile‐driving works by counting from ships  in the area, from the air, as well as with underwater microphones. The test results will show the spatial and  temporal effects that pile‐driving noise has on the animals. As part of the migratory bird projects, video  cameras,  thermal  imaging  equipment  and  radar  devices  are  used  to  detect  possible  collisions  with  the  rotor blades and to detect evasive movements.16     Administrative barriers  Renewable project developers need a large number of permits in Italy.  In  Italy,  the  Autorizzazione  Unica  (AU)  was  conceived  to  provide  a  one‐stop‐shop  agency  that  brings  together all administrations involved in PV permitting. However, responsibilities still rested with separate  administrations,  and  coordination  between  different  bodies  was  required.  A  2008  study  found  that  no  fewer than 50 different permits were required for renewable projects (Ecorys, 2008). In mid‐2010, the AU  process  was  still  seen  as  a  major  bottleneck  in  PV  deployment,  according  to  a  study  on  barriers  to  PV  deployment  (PVLegal,  2010).  Recently  the  Italian  government  has  undertaken  measures  to  resolve  this  problem, e.g. the Ministerial decree of 10 September 2010 and the decree DLgs. 28/2011.  Leaders in renewables deployment have streamlined permitting procedures   (“one‐stop‐shop” approach).  In the case of small rooftop PV installations, waiting for permits can be a large part of the time required for  project development. A study performed for the European Commission (Ecorys, 2008) obtained the results  shown in Figure 3.2. At the time, Germany was the only country in the sample that had streamlined “one‐ stop‐shop” permitting procedures. It is also the only country in the study where waiting for permits did not  consume more than 50% of the total project development time.17                                                                                     16  Further information is available online via www.alpha‐ventus.de.  17  Long waiting times may indicate an efficient system operating under a large number of requests, or an inefficient system  under a normal load. However, given the very dynamic PV deployment in Germany in 2008, it is clear that mere pressure on  administrations due to high deployment rates (as was the case in Spain) cannot explain long waiting times alone.  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 40 Figure 3.2  Time needed to develop small‐scale roof‐top PV projects in selected EU countries    Note: Average values shown, error bars show minimum and maximum total durations.  Source: PV legal (2010).  Key point: There are large differences in the duration of project development between countries.    Regulatory barriers  The stop‐and‐go approach of wind energy support in the United States   has led to boom–and‐bust cycles in deployment.  In the United States, a suite of state and federal level incentives is used to support wind power. The US  policy  approach  has  been  flawed  with  uncertainty.  The  two  main  federal  instruments  for  wind  energy  support  (Investment  Tax  Credit  [ITC]  and  Production  Tax  Credit  [PTC])  are  cases  in  point:  the  PTC  was  enacted in 1992 and currently provides the equivalent of USD 0.022/kWh for wind power production in the  form of a tax credit. The PTC expired for the first time in July 1999. In December 2000, it was extended  throughout the end of 2001. It expired again in 2001, but was extended in March 2002, only to expire again  at the end of 2003. It was not renewed until October 2004. It was then extended twice (2005 and 2008), in  each case only a few months before its expiration. In February 2009, the PTC was extended until 2012  (DSIRE, 2011). The ITC was subject to similar last‐minute extensions.  Financing the deployment independent of the public budget increases regulatory certainty.  One  reason  why  the  United  States  has  such  a  changing  support  environment  is  the  volatile  political  situation, combined with the fact that tax credits directly influence the federal budget. This factor always  makes tax credits subject to political debate. Other support systems (the majority of FITs and certificate  systems) are not refinanced from the public budget. In these cases, electricity consumers pay a premium  on their bills to support deployment. This method has proven to be a more stable approach to support.  However, close attention needs to be paid so as not to put a too large burden on consumers.  0 10 20 30 40 50 60 Weeks waiting on permits other © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 41    Infrastructure barriers  Weak power grids are a bottleneck for Chinese wind power.  The  government  of  China  has  put  in  place  favourable  policy  and  legislation  that  contribute  to  the  fast  growth of renewables. The Renewable Energy Law (National People‘s Congress, 2010) remains the most  relevant to overall integration. Under this law, power grid operators are requested to “buy all the grid‐ connected power produced with renewable energy within the coverage of their power grid, and provide  grid  connection  service  for  the  generation  of  power  with  renewable  energy”.  This  should  be  achieved  through grid connection agreements between grid operators and renewable power generation companies.  In reality, implementation of this specific clause has been inconsistent. When local grids are saturated, and  cannot  accommodate  all  the  incoming  electricity  or  easily  transmit  the  electricity  surplus  through  to  adjacent grids, grid companies typically curtail electricity generated by wind farms. This practice reflects  the fact that on‐grid prices for coal‐fired plants are lower than those for wind; as result, variable and more  expensive  wind  power  loses  ground  to  the  cheaper  and  more  reliable  electricity  from  coal  plants.  In  addition to paying out more to bring wind power onto the grid, grid companies are forced to shoulder part  of the costs of physically connecting the wind farms. Obviously, the grid companies have little incentive to  integrate power sources that increase unpredictability and net variability of their power systems.   In Inner Mongolia, the speed and magnitude of mega wind farm construction leave little time for the grid  to react to the sudden influx of variable electricity from one year to another. It is estimated that the total  installed  capacity  doubled  over  the  course  of  2010  (pending  release  of  official  data).  Insufficient  interregional grid connection causes a substantial wind power bottleneck.  China has adapted legislation and made grid extension a priority.  In view of the above difficulties, a revised Renewable Energy Law took effect in April 2010. The revised law  now obliges grid companies to guarantee the purchase of a minimum amount of electricity from renewable  sources.  The  details  of  how  this  obligation  can  be  achieved  and  what  percentage  of  electricity  from  renewables is mandatory are still to be determined (January 2011).  In  addition,  the  12th  Five‐Year  Plan  identifies  grid  expansion  as  a  priority  area  of  action.  It  aims  to  “accelerate the construction of outward power supply projects from large coal power, hydropower and  wind  power  bases,  and  create  some  cross‐regional  power  transmission  channels  using  advanced  technologies. Complete 330 kV or above power transmission lines of 200 000 kilometres.”  Although China has started to tackle the issue as a priority, it remains to be seen whether curtailment and  non‐connection of capacity will be eradicated.  Source: Cheung (2011) and National Development and Reform Commission (NDRC, 2011).    Public acceptance barriers  Wind power projects can face strong public opposition. Although  the  public  acceptance  of  RE  technologies  is  generally  very  high,  specific  energy  projects  frequently  experience  local  opposition,  which  is  also  known  as  the  Not  In  My  Backyard  (NIMBY)  phenomenon. Taking just two examples from a long list, the Canadian company TransCanada had to scale  back plans to build a wind farm in Kibby Mountain, Maine, United States. The project faced significant  public opposition, partially due to environmental concerns. In the Australian state of Victoria, concern over  the threat that turbines could pose to the rare orange‐bellied parrot nearly defeated plans for a wind farm,  the Bald Hills project, in 2006 (The Economist, 2010). Other reasons for public opposition are the aesthetic  impacts of wind turbines and the resulting reduction in the value of neighbouring real estate.Strong public  opposition can pose a significant threat to project success. Local governments are inclined to respond to  public  concerns,  and  this  response  can  translate  into  delays  for  receiving  permits  or  stop  the  project  altogether.  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 42 Danish policies specifically target public acceptance of wind power.  Due to the massive deployment of wind energy in Denmark, public acceptance is an increasingly important  issue.  On  1  January  2009,  the  Promotion  of  Renewable  Energy  Act  entered  into  force  in  Denmark.  It  contains  four  new  schemes  for  the  promotion  of  wind  energy  on  land:  compensation  for  lost  value  of  property  caused  by  new  wind  turbines,  local  citizens'  option  to  purchase  wind  turbine  shares,  a  green  scheme  to  enhance  local  scenic  and  recreational  value,  and  a  guarantee  fund  to  support  financing  of  preliminary investigations.   The “loss of value scheme” clarifies what payments shall be made if real estate loses value due to the  construction of a new wind turbine. It also requires offering at least 20% of the turbine’s ownership shares  for sale to residents living 4.5 kilometres or less from the turbine. Under the legislation, the Minister for  Climate and Energy also establishes a “green scheme”. Subsidies are granted to projects in the municipality  that enhance the landscape and recreational opportunities, as well as to cultural and information activities.  The more newly installed wind power capacity that a municipality has, the more funds it gets for such  projects. Energinet.dk, which is responsible for operating the electricity grid in Denmark, is managing the  scheme.  The price of policy risks: empirical evidence  The preceding paragraphs show how barriers and enablers can affect renewables deployment.  The following section discusses a study that quantifies the cost of deployment barriers in selected  emerging economies, where renewables are currently at the commercial deployment and mass  deployment stages.  The non‐economic barriers discussed in the previous sections influence project developers and  other stakeholders in their perceptions of the risks connected to developing and financing RES‐E  installations (de Jager and Rathmann, 2008; Lamers, 2009).  The  importance  of  non‐economic  barriers  to  public  and  private  renewable  energy  investment  decisions,  and  of  risk  reductions  through  policy  improvements,  is  highlighted  in  a  study  commissioned by the IEA and conducted by the Institute for Economy and the Environment (IEE,  2010),18  concentrating on wind and solar PV. Both RES‐E technologies have large future market  potential  in  a  large  number  of  countries  worldwide.  As  its  geographical  focus,  the  study  investigated  the  policy  frameworks  for  wind  and  solar  PV  investment  in  selected  emerging  economies  (nearly  all  net  fossil  importers  with  low  per  capita  GDP  levels)  with  large  market  potential  and  high  growth  rates:  Brazil,  Chile,  China,  Egypt,  India,  Kenya,  Morocco,  Thailand,  Tunisia and Vietnam. The countries are, with the exception of Egypt and Vietnam, net fossil‐fuel  importers. The analysis shows that, in many emerging markets, legal issues and RE policy stability  are the main barriers to the market penetration of renewables.  The study’s objective was to determine the cost of non‐economic and other market barriers and  the resulting policy risk perception from an investor’s perspective. Such barriers include policy  risks, including administrative hurdles, political instability and grid access.   The study was based on a country‐independent conception; i.e. the questions and choice tasks  presented were not associated with any specific geography. The focus was rather on the general  assessment  of  non‐economic  barriers  (e.g.  grid  access,  administrative  process,  legal  security)  related  to  investments  in  wind  energy  and  solar  PV  projects.  In  total,  eight  factors  (or  risk  attributes), with four to six attribute levels, are included in the experimental design, based on the  conducted expert interviews, analysis of relevant academic literature, and results of previous IEA                                                                                    18  Using an online survey platform, choice experiments were performed with international wind and solar PV investors using  conjoint analysis.  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 43  research  (IEA,  2008).  The  eight  factors  are:  (i)  mainly  financial  support  scheme;  (ii)  total  remuneration;19  (iii) support duration;  (iv) administrative process duration;  (v) risk of negative  renewables policy changes in the subsequent two years; (vi) grid access; (vii) legal security; and  (viii) currency risk. Specifically, the attribute “total remuneration" was included so as to be able  to calculate the “willingness to accept” values for different non‐economic barriers.   The  preferences  for  wind  energy  and  solar  PV  project  investors  were  analysed  separately  (Box 3.1). The study sample included international private investors (e.g. international utility and  energy  companies,  international  investment  banks  and  funds,  international  renewable  energy  project  developers)  and  public  investors  (e.g.  development  banks,  government  ministries)  in  wind energy and PV power generation projects.   Box 3.1  Brief description of adaptive choice‐based conjoint (ACBC) methodology   Relative importance of noneconomic barriers for investment decisions  The investor preferences for the hypothetical markets based on the conjoint survey results show  similar  pictures  for  both  RES‐E  technologies.  For  the  wind  investment  framework,  the  non‐ economic  barriers  perceived  as  most  important  overall  were  legal  security,  the  main  financial  support scheme and the risk of negative policy changes affecting renewables.21  In the solar PV  framework, investors likewise rated legal security as the most important policy attribute overall,  followed by regulatory risk and total remuneration.                                                                                     19  This attribute encompasses the sum of the wholesale energy price, plus any premiums and/or incentives received for every  unit of renewable electricity generated.  20  Part‐worth utilities measure the contribution of attribute levels to an investor’s overall utility, i.e. the influence of a change  of the respective variable on the investor’s likelihood to invest in a specific market context.   21  The results for those attributes that were deemed to be important by the survey respondents are all statistically significant,  i.e. the random errors are smaller than the standard deviation of the data points for a given attribute level.  Conjoint analysis is appropriate for overcoming the shortcomings of other methodologies used for  analysing  investment  decision‐making.  Studies  analysing  decision‐making  using  post‐hoc  methodologies may generate biased results. Conjoint analysis allows the simulation of real decision  situations by requiring respondents to choose between different investment possibilities. Preferences  are then calculated based on the outcomes of these choice tasks, instead of asking individuals to  directly indicate their preferences. This method significantly reduces the likelihood that respondents  indicate responses that are at odds with their real‐life decisions (e.g. Graham, 2004). This approach is  necessary  because  individuals  reflect  a  bias  towards  their  own  behaviour,  avoid  talking  about  potential  mistakes  or  non‐rational  behaviour,  and  can  lack  insight  into  their  own  decision‐making  processes (Golden, 2002; Zacharakis and Meyer, 1998).  The preferences, or part‐worth utilities,20  elicited from the respondents, help estimate the relative  importance of each attribute by considering what difference each attribute makes in the investor’s  overall perceived utility of the national policy framework, i.e. the difference between the highest and  the lowest utility value of each attribute.   In the next step, the part‐worth utilities are converted into investors’ implicit willingness to accept  certain policy risks. The “total remuneration” attribute is used as a proxy to measure willingness to  accept by showing what total remuneration (in US cents/kWh), or risk premium, an investor requires  to accept shouldering the burden of a specific attribute level featuring a low utility.  This  step  is  followed  by  country‐specific  analysis  of  the  data  using  market  simulation  software,  yielding  specific  recommendations  on  how  to  improve  local  RES  policy  frameworks  in  order  to  increase the attractiveness for investors.  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 44 A more detailed analysis of the importance ratings shows that the relative importance of policy  risk attributes differs between segments of the survey sample. When segmented by investment  stage,  the  wind  sample  reveals  that  for  both  segments  (early‐stage  investors22   and  late‐stage  investors23 ),  legal  security  and  the  main  financial  support  scheme  are  of  high  importance.  Different  preferences  can  be  found  regarding  the  total  remuneration  and  the  duration  of  the  support, reflecting the relative significance of specific non‐economic risks at the different stages  of the project development cycles (Table 3.2). Total remuneration is much more important for  early‐stage  investors  than  for  late‐stage  investors  (Figure  3.3).  Furthermore,  the  duration  of  support is of minor importance for late‐stage investors, whereas it is of medium importance for  early‐stage investors.  Segmenting  by  geographical  focus  of  investments  does  not  reveal  major  differences  in  importance values, with legal security remaining the most important risk factor attributed across  the entire survey sample, followed by the main incentive support scheme and regulatory risk.  Figure 3.3  Wind energy: relative importance of renewable energy policy attributes, project development  stage segmentation     Note: The group of countries analysed comprises Brazil, Chile, China, Egypt, India, Kenya, Morocco, Thailand, Tunisia and Vietnam   (* within the next 2 years).  Source: RED analysis based on IEA statistics. (IWOe, 2010).  Key point: Legal security is viewed as the most important policy attribute overall, regardless of the  investment stage focus of wind energy investors.                                                                                    22  Early‐stage investors invest either only in the planning phase (e.g. feasibility study, contracting, siting etc.) or in the planning  and construction phase of the project development cycle.  23  Late‐stage investors invest only in the operation phase or in the construction and operation phases of the project life‐cycle.   0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% Legal security Main financial  support  scheme Risk of  negative  policy  change(s)*  Total  remuneration Grid access Duration of  support Currency risk  Admin  process  duration Total Sample Asia Europe North America Africa © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 45  Investors’ willingness to accept non‐economic barriers  The measure of willingness to accept (WTA) shows what risk premium (in percentage terms) an  individual  investor  requires  or  is  “willing  to  accept”  in  return  for  shouldering  the  burden  of  a  specific attribute level with a low utility. WTA is high for attribute levels that constitute high risk  for  investors  and  low  for  attribute  levels  that  imply  a  lower  risk.  The  highest  WTA,  or  risk  premium, is associated with the attribute or factor that is deemed to have the most significant  impact.  For the interpretation of WTA, it is important to note that the relevant benchmarks are not the  absolute percentage values but rather the differences between the percentage “risk premiums”  for the attribute levels of the individual attributes or risk factors. The absolute percentage values  do  not  reflect  the  risk  premium  for  a  specific  country,  because  they  derive  from  a  range  of  attribute levels deemed to be realistic on average across the analysed group of countries rather  than country‐specific value. More importantly, the percentage “risk premiums” of a change in  attribute levels cannot be compared across attributes/risk factors due to the arbitrary origin of  the scaling within each attribute.24   In the hypothetical wind energy market, the highest additional remuneration is required for very  low legal security, followed by a high possibility of renewable energy policy risks (Figure 3.4). This  reflects  the  fact  that  the  attributes  “legal  security”  and  “risk  of  negative  policy  changes”  are  perceived as the most important of the attributes included in the IWOe study (Figure 3.3).   Country‐specific analyses were performed for all of the countries selected in the conjoint design  study,  whereby  the  information  obtained  from  expert  interviews  was  used  to  define  and  generate the national “base‐case scenarios”, i.e. the current state (as of mid‐2009) of the RES‐E  policy frameworks for wind energy and solar PV within each country. The results of the sensitivity  analysis performed for each of the selected countries corroborate the existence of deployment  barriers.                                                                                        24  As an example, a risk premium of 20 percentage points for one attribute is not equal to 20 of another attribute.  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 46     Figure 3.4  Investors' implicit willingness‐to‐accept certain policy risks for wind energy investments  0 24% 28% 48% 52%56% 1%04% 17% 27% 20% 3%0 7% 8% 0 19% 43% 70% 0 21% 44%47% 01% 68% 87% 03% 28% 30% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% Feed‐in tariff Feed‐in premium Low interest loan Inv. tax incentive  RPS + TGC Tender 25 years 20 years 15 years 10 years 5 years 36 months 24 months 18 months 12 months 6 months 10% 25% 50% 90% Guaranteed, priority dispatch Guaranteed, no priority dispatch Negotiated project‐by‐project Regulated, but not guaranteed Very high High Low Very low Very low Low High Very high Main financial  support scheme  Duration of support Administrative  process duration Risk of negative RES  policy change  Grid accessLegal securityCurrency risk   Note: Attribute levels without a clear a priori preference order (attributes: main financial support scheme and grid access)   are sorted  in ascending order based on their values.   Source: Adapted from IEE (2010).    Key point: Reflecting the importance ranking of policy factors affecting RE project development, wind energy investors demand the highest risk premium  (or willingness‐to‐accept) for low levels of legal security, followed by high policy uncertainty and the type of financial support available.  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 47  Dynamic aspects of deployment: the policy journey  The way in which deployment of renewables takes place over time has consequences for optimal  policy  interventions.  Therefore,  this  section  briefly  presents  and  discusses  the  dynamics  of  technology  deployment.  As  noted  in  the  introduction  to  this  chapter,  the  main  aspects  to  consider when developing effective policies to promote RE deployment are:  • the maturity of a given energy technology;  • the maturity of the national market; and   • the state of the global market for the technology.  The two last issues are so closely connected that they are discussed together.  Energy technology maturity and market diffusion  Renewable energy technologies include a large number of different technical options, which are  at very different stages of the development cycle. Hydropower and bioenergy are already major  sources of energy worldwide. Many other options, although technically proven and available on  commercial terms, still occupy only a fraction of their potential markets, and many opportunities  remain to improve performance and reduce costs.  Yet other technologies are only now reaching  the demonstration stage.  Opening the way to deployment: the role of RD&D  Although  the  focus  of  this  analysis  is  on  effective  strategies  to  overcome  barriers  to  the  widespread  deployment  of  renewables,  the  combination  of  technology‐push  and  market‐pull  support  implemented  in  the  earlier  stages  of  the  innovation  chain  also  plays  a  crucial  role  in  establishing  the  future  deployment  pathway.  If  hurdles  encountered  during  the  research  and  development (R&D) and demonstration phases are not overcome, the commercialisation of a RET  (i.e. the transformation from technology development through product development to market  development) is jeopardised and can, in certain circumstances, even fail.25    Significant challenges, mostly linked to a lack of joined‐up policies to reduce investor risk and the  resulting  funding  gap,  hamper  the  smooth  and  successful  transition  from  demonstration  to  deployment for viable RETs. The absence of adequate financing means that the point at which  innovative energy technologies might be deployed in the market and prove themselves on a large  scale may be delayed or at worst fail, a phenomenon commonly termed the commercialisation  “valley of death”. 26    Innovations  in  this  phase  bear  high  technology  and  market  risks  and  costs,  but  lack  sufficient  funding due to the ambiguous juncture between clear technology‐push supports by governments  and strong market‐pull forces from business. The public sector acts according to the common  perception that it is responsible for early, high‐risk R&D after which the private sector will take  over  commercialisation.  Unfortunately,  as  public  funding  decreases,  the  private  sector  is  still                                                                                    25   Ongoing  IEA  research  on  “accelerating  energy  technology  innovation”  analyses  more  broadly  successful  strategies  to  stimulate low‐carbon energy technology research, development and demonstration (RD&D).  26  Various technology transfer literatures point out the existence of another “valley of death” in earlier phases of innovation  chain, namely between basic research (technology creation) and applied R&D and demonstration. In this case, funding dries  up  after  the  public  sector  has  invested  in  R&D  through  public  laboratories  but  before  the  technology  concept  has  been  demonstrated  on  a  prototype  scale  and  a  corporate  structure  established.  This  lack  of  technology  demonstration  and  corporate structure, in turn, hinders venture capital investors from engaging and playing their critical role in funding “early  stage” or “growth stage” companies.  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 48 wary of investing its own capital (Murphy and Edwards, 2003) when technologies are at the early  stage and technical and market risks are perceived to be high. Thus, neither public nor private  finance  mechanisms  take  the  lead  on  necessary  investments,  leading  to  strong  financial  gaps,  where  many  potential  technology  innovations  are  held  up  before  reaching  successful  commercialisation.  This  lack  of  necessary  funding  or  cash  flow  explains  why  this  challenging  phase is also termed the “cash flow valley of death”.  This  issue  is  a  particular  problem  for  technologies  that  are  not  modular  (such  as  solar  photovoltaics or wind, where individual cells or turbines can be tested) but need to be developed  at a large scale early on in the development cycle. In these cases, the commercial risk is seen as  substantial, and the amount of funding needed to catalyse the projects exceeds that available  within  many  national  energy  RD&D  budgets.  Examples  include  large‐scale  demonstration  of  advanced  biofuels  production,  and  demonstration  of  offshore  wind  arrays  and  marine  energy  devices.    In these cases, innovative thinking is needed on how public and private funding mechanisms can  be  brought  together  to  facilitate  the  necessary  progress,  perhaps  via  the  development  of  risk  loans.   Diffusion theory and three main deployment phases  The deployment of energy technologies can be understood in terms of market diffusion theory.  This  theory  was  originally  applied  to  understand  the  dynamics  with  which  a  given  market  matures until it reaches its final market potential. Broadly speaking, this theory assumes that the  market grows slowly initially, picks up speed with time and accelerates up to a certain peak, after  which it starts slowing down again. Finally growth becomes slower and slower until the market  eventually saturates. Plotting the total market size over time produces an S‐shaped curve (see  e.g. UshaRao and Kishore, 2009).   Market diffusion theory has also been applied to the understanding of the deployment of energy  technologies.  If  the  evolution  of  wind  power  production  for  Denmark  and  for  the  world  are  plotted, the S‐shape of the evolution in Denmark can clearly be identified (Figure 3.5). The Danish  market has reached most of its potential. On a global scale, the evolution is very different. Wind  power has just entered the phase in which diffusion theory predicts the most rapid increase.  Deployment can be segmented into various phases. For the purpose of the current publication,  we use the following categorisation of three phases:  • inception phase, when the first examples of a technology are deployed;  • take‐off phase, when the market grows rapidly, leading to widespread deployment; and  • market  consolidation  phase,  where  deployment  grows  towards  the  maximum  practicable  level.  Taking the Danish example, the inception phase can be observed up to 1995, the take‐off up to  2003,  and  the  following  years  can  be  considered  to  belong  to  the  consolidation  phase.  On  a  global level, wind power recently entered the take‐off phase. These two isolated observations  can be generalised, and more broadly, the market status of selected energy technologies can be  summarised (Table 3.1).      © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 49  Figure 3.5  Wind power diffusion in Denmark and the world, 1980‐2008    Note: The increase in wind capacity in 2009 in Denmark is largely due to the offshore park Horns Rev 2.  Key point: The Danish onshore wind market has reached the consolidation phase. The global wind  market is taking off.  Table 3.1  Maturity levels of different energy technologies  0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 0 50 100 150 200 250 300 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 TWh Global wind electricity production (TWh) Wind's capacity share in Denmark (%) Technology  Status  Typical scale  Global  production 2009  Range of costs  Heating and cooling  ktoe  PJ  USD/MWTh  USD/GJ  Solar Water  Heating  Commercial  1 kWth‐70 kWth  13 027  545  120‐1 800  3.6‐170  Geothermal  (district heating)  Commercial  4 MWth‐45 MWth  5 239  219  600‐1 600  14‐31  Geothermal  (building heating)  Commercial  100 kWth‐1 MWth  1 600‐ 3 900  24‐65  Traditional  Biomass     Commercial  0 kWth ‐5 kWth  1 010 350  42 301  NA  NA  Modern Biomass  Commercial  5 kWth‐30 MWth  300‐1 200  15‐77  Transport fuels  ktoe  PJ     USD/LGE  Bioethanol from  sugar and starch  Commercial     38 497  1 612     0.6‐0.8  Biodiesel from  oil crops  Commercial     15 046  630     0.95‐1.05  Advanced  biofuels  RD&D              0.9‐1.1  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 50 Technology  Status  Typical scale  Global  production  2009  Range of costs  Power generation  TWh  USD/kW  USD/MWh  Bioenergy   (stand alone)  Commercial  100 kW‐100 MW  266  2 600‐ 4 100  69‐150  Bioenergy  (cofiring)  Commercial   20 MW‐100 MW  430‐900  22‐67  Geothermal (flash)  Commercial  10 MW‐250 MW  66  2 000‐ 4 000  50‐80  Geothermal  (binary)  Commercial  12 MW‐20 MW  2 400‐ 5 900  60‐200  Solar PV   (ground mounted)  Commercial  1 kW‐50 MW  22  2 700‐ 4 100  110‐490  Solar PV (roof top)  Commercial  1 kW‐250 kW  3 300‐ 5 800  140‐690  CSP (trough)  Commercial  1 MW‐250 MW  0.85  4 200‐  8 400  180‐300  CSP (tower)  Demonstration   Hydro (large)  Commercial  100 kW‐ 10 000 MW  3 077  1 000‐  2 000  18‐100  Hydro   (small and medium)  Commercial  100 kW‐300 MW  2 000‐  4 000  50‐100  Wind onshore  Commercial  1 kW‐500 MW  344  1 400‐  2 500  40‐160  Wind offshore  Commercial  100 MW‐ 1 000 MW  3  3 200‐ 5 800  100‐190  Wave and tidal  RD&D  100 kW‐2 MW  0.53  4 500‐  5 000  200‐350  Note: LGE stands for litre of gasoline equivalent.  Source: IEA data and analysis, IPCC (2011).   Deployment phases and policy responses  Across  the  three  main  deployment  phases  presented  above  (initiation,  take‐off  and  consolidation), challenges evolve as renewable energy market growth rates accelerate and the  penetration  levels  increase  correspondingly.  In  general  terms,  as  market  development  progresses, certain deployment barriers may be encountered, and consequently certain issues  require policy intervention (Figure 3.6).      © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 51  Figure 3.6  Issues to tackle as a function of deployment phase     Note: The cell shading reflects the relative significance of individual issue along the deployment path. Light shading suggests that  intervention  is  required  but  not  with  the  highest  possible  priority.  Dark  shading  indicates  high  significance  of  the  respective  intervention.  Key point: Policy priorities change as deployment levels increase.  During the inception phase, challenges that can have a significant impact include:  • establishing the costs and potential of the technology so as to be able to set targets in an  informed way;  • establishing  the  feasibility  and  credibility  of  deploying  the  technology  via  pilot  or  demonstration plants;  • ensuring that grid or market access can be achieved;  • developing  the  institutional  capacity  required  to  manage  and  monitor  deployment  (e.g.  permitting issues);  • establishing  a  supply  chain  capability  (including  local  installers,  maintenance  contractors,  etc.);  and  • identifying and tackling other institutional barriers to initial deployment.        Market and operating regulation adaptation Inception Take-off Consolidation Supporting technologies (e.g. power grids) Manage growth and policy cost Public acceptance Economic deployment support for mass market Priority market access Supply chain development Financing Targets Initial plants / large-scale demonstration Institutional and human capacity building Resource/cost, technology portfolio assessment Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 52 In the take‐off phase, further emphasis needs to be given to the following challenges:  • providing the right support structures that lead to deployment as effectively and efficiently as  possible;  • continuing to tackle and remove non‐economic barriers; and  • helping an indigenous supply chain to develop. As deployment into the consolidation phase grows, emphasis shifts to challenges relating to:  • grid integration issues;  • public acceptance; and  • integration into energy market once financial support is no longer required.  Typically,  the  overarching  types  of  economic  and  non‐economic  barriers  are  encountered  throughout the deployment journey, although their relative importance and especially the costs  of  tackling  them  typically  increase  as  countries  progress  through  the  three  main  deployment  phases (Table 3.2).   Table 3.2  Importance of deployment barriers relative to deployment progress  Deployment phase Barrier/Challenge type Inception/commercial roll-out Significant: economic; technical; regulatory and administrative (inadequate joinedup market-pull and supply-push measures). Medium: financing; socio-cultural (lack of experience/technical capacity; institutional/ stakeholder resistance). Take-off/mass deployment Significant: economic; market (electricity market structure, asymmetrical market information, existence of fossil fuel subsidies); financing; socio-cultural (institutional resistance; public acceptance); regulatory and administrative (planning, permitting, grid access procedures). Medium: grid integration/ infrastructure. Consolidation Significant: grid integration; market integration (cost of financial support; electricity price and utility revenue impacts). Medium: socio-cultural (public acceptance). Developing the national market: the policy journey  The deployment phase of a given technology differs from country to country. In addition, the  global market status has important implications for national policy making.  When  countries  seek  to  introduce  new  technology  options  into  their  economies,  they  can,  of  course,  benefit  from  international  experience  and  learning,  particularly  as  they  can  access  commercially available technology that has been deployed in other markets, and so benefit from  technical  improvements  and  costs  reductions  that  should  make  introduction  easier  and  less  costly.    However,  they  will  still  face  many  of  the  inhibiting  barriers  in  their  own  market.   Technologies may have to be adapted to local conditions. The local supply chain (for example, for  installation and maintenance services) will need time to develop. Because of a lack of commercial  and physical infrastructure, these initial projects are likely to be more expensive than those in  well‐developed markets.  Many of the non‐technical barriers will have to be tackled in ways that  are  compatible  with  local  market  structures,  legislation  and  regulations.  Regulatory  and  commercial capacity will have to be built up, and this will take time.  In  many  ways,  the  policy  journeys  need  to  be  repeated,  although  the  process  can  be  short‐ circuited  by  making  use  of  the  technology  learning  and  cost  reduction,  along  with  the  policy  lessons learned in more mature markets. Two very different policy journeys illustrate the effect  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 53  of the global market status: onshore wind in China and solar PV support in Germany. In China,  existing experience led to accelerated deployment and a different policy approach. In Germany,  the technology had to be developed, because no large global market was present yet (Box 3.2).  One important difference between the two approaches is the speed at which large deployment  volumes  became  possible.  This  point  may  seem  obvious,  but  one  can  speculate  that  it  took  Chinese regulators by surprise. One hint that this may be true is the fact that the grid extension  to connect all the new wind turbines was not realised at a sufficient speed.27    Box 3.2  Solar PV deployment in Germany: developing a technology from demonstration to mass market  Solar  PV  in  Germany  has  experienced  an  enormous  boost  in  the  past  two  decades,  the  annually  installed capacity having increased from less than 1 MW in 1990 to 7.4 MW in 2010,28  i.e. a total  capacity of about 17.3 GW by the end of 2010. It can be very instructive, therefore, to have a look at  the  key  policy  mechanisms  and  programmes  that  led  to  the  boost  in  solar  PV  deployment  in  Germany.   The 1 MW of solar PV installed in 1990 were mainly relatively large R&D plants. Before 1990, few  small  grid‐connected  PV  facilities  on  private  buildings  existed  (Hoffmann,  2008;  BMU,  2009).  An  important  demonstration  step  to  bring  forward  the  small‐scale  concept  was  the  1 000  Roofs  Programme (1 000‐Dächer‐Programm) started in 1990, which provided investment subsidies for grid‐ integrated  PV  installations  on  roofs  of  detached  or  semidetached  houses.  The  programme  was  introduced to evaluate the state of the technology at that time and to determine the further needs of  development.  Within  the  1 000  Roofs  Programme,  up  to  70%  of  a  solar  PV  builder’s  costs  were  refunded by the state.  However, by then, the average costs were about EUR 12 400/kWp, and the  operators  made  an  average  contribution  of  about  EUR 10 000  to  the  costs.  Nevertheless,  almost  2 000  solar  PV  installations  were  built  between  1991  and  1995  until  the  1 000  Roofs  Programme  expired in 1995. Programme participants had to send quarterly statistics on the electricity generation  from their installations to the Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (ISE).  What was crucial  about the 1 000 Roofs Programme was that it was closely related to a research programme that was  intended to evaluate the experience gained on the operating behaviour of small grid‐connected solar  PV systems and to optimise the technology. Besides its benefits for R&D, the 1 000 Roofs Programme  paved the way for larger‐scale deployment. The programme was gradually scaled up with a follow‐up  programme,  aimed  at  mass  demonstration:  the  100 000  Roofs  Programme,  and  further  market  growth was then ensured with cost‐covering remuneration (see below).  However, although German PV support may look like a continuous success story, it also experienced  intervals of regression. After the 1 000 Roofs Programme expired in 1995, the only national support  measure for solar PV was contained in the Electricity Feed‐in Law (StrEG), enacted in 1991, which had  been  designed  for  hydro  and  wind  power.  The  remuneration  guaranteed  by  the  law  for  solar  PV  stood at EUR 0.085/kWh, which was insignificant compared with solar PV generation costs of about  EUR 0.90/kWh.  In  the  absence  of  any  federal  investment  or  financing  support  at  the  time,  these  incentives were insufficient to drive deployment of solar PV.   Nevertheless, by guaranteeing grid connection and feed‐in, the introduction of the feed‐in system  was a major milestone and provided support for PV. Only a few German towns, among them Aachen,  had already introduced cost‐covering feed‐in tariffs for solar electricity on the municipal level in the  beginning  of  the  1990s.  This  remuneration  system,  referred  to  as  the  Aachen  model,  already  contained  the  key  issues  that  later  led  to  the  success  of  the  German  Renewable  Energy  Act  (Erneuerbare‐Energien‐Gesetz,  or  EEG).  On  one  side,  the  Aachen  model  addressed  non‐economic  issues by ensuring grid access to the operators and guaranteeing priority dispatching. On the other                                                                                    27  One may argue that the main goal of the Chinese policy was to develop the domestic manufacturing industry. Although this  is certainly one main motivation of the Chinese policy approach, the country’s great need for power makes it seem unlikely  that policy makers would deliberately leave turbines unconnected.  28  According to the Bundesnetzagentur, BMU.  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 54 side, it offered reliable cost‐covering economic support by guaranteeing a fixed feed‐in tariff for a  defined period of time, sharing extra costs among all electricity customers. This municipal model also  had an important pioneer role, because it showed that a larger share of the public was prepared to  install PV systems under proper economic conditions.  On a national level, however, it was only in 1999, after a political power change in 1998, that a new  and more appropriate financing and support scheme for solar PV was introduced: The 100 000 Roofs  Programme provided low‐interest loans from the German state bank Kreditanstalt für Wiederaufbau  (KfW) and an investment grant of 10%, which in total amounted in an allowance of about 35% of the  investment costs. However, it was only in combination with the EEG, which was enacted in 2000, with  a guaranteed feed‐in tariff of EUR 0.506/kWh for small rooftop PV systems, that the remuneration for  solar electricity nearly covered costs and the breakthrough succeeded  An important intermediate step preceding the introduction of the EEG had been the liberalisation of  the electricity market and the Energy Industry Law (EnWG) of 1998 that guaranteed grid access to  individual power producers (IPPs).  This  support  led  to  a  considerable  growth  of  annually  installed  capacity,  so  that  the  total  cap  of  300 MW fixed in the EEG of 2000 was reached in less than three years and was thus augmented to  1 GW in 2002. In 2003, however, the 100 000 Roofs Programme ended, and the EEG had to be revised   to prevent a rapid market decline. This revision led to the first federal law with cost‐covering feed‐in  tariffs for solar PV in 2004. Additionally, the KfW offered a soft loan programme for small‐scale solar  PV  installations  to  ensure  financing  possibilities  beyond  the  100 000  Roofs  Programme.  This  loan  programme induced an even more significant market boost.   In 2008, the EEG was revised in the normal schedule. The tariffs were reduced moderately. In 2009,  the solar industry experienced production overcapacities. One reason was the abrupt cut of the feed‐ in tariff system in Spain beginning of 2009. This was followed by a price drop of 30% in the first six  months  of  2009.    The  resulting  market  explosion  of  solar  PV  in  2009  and  2010,  as  well  as  falling  electricity prices, was the main driver for the rise in the contribution to the cost sharing among the  electricity consumer, the EEG Apportionment (EEG Umlage), by almost 75% to EUR 0.0353/kWh (SRU,  2011). Unscheduled yearly cuts have, therefore, become necessary in the past year. The tariffs were  reduced from 2008 to 2011 by 40%. The drastic increase of solar PV capacity is a challenge for grid  integration, requiring technical standards to be adjusted and local grids to be enlarged. The EEG of  2011  is  tackling  these  issues.  Research  programmes  on  grid  integration  of  PV  exist,  e.g.  at  the  Fraunhofer Institute IWES (Braun, 2010).   In 2007, it was decided that large electricity consumers would be exempt from the cost sharing. They  pay only EUR 0.0005/kWh for the EEG cost sharing. However, this exception does not sufficiently take  into account the lowering of the average market price for electricity due to the priority feed‐in of  renewables  and  the  merit‐order  effect.  In the  end,  therefore,  according  to  market  analyses,  large  electricity consumers pay less than they would without the EEG (Sensfuß et al., 2007). Besides the  wealth  transfer  effects  from  utilities  to  large  electricity  consumers  (merit‐order  effect),  the  implementation  of  FITs  may  also  lead  to  a  redistribution  from  poorer  parts  of  the  society  to  the  middle  class.  A  large  number  of  solar  PV  installations  are  on  rooftops.  These  systems  generate  returns for the house owners. However, all consumers pay the EEG surcharge per kWh. Because less  wealthy  parts  of  society  spend  a  larger  share  of  their  income  on  electricity,  they  are,  in  effect,  subsidising the revenues of small PV plant owners.   On a societal level, this arrangement may still be more efficient than having utilities install PV plants,  because homeowners generally have much lower revenue expectations.  From  the  point  of  view  of  institutional  responsibility,  in  2000,  the  Federal  Clearing  Centre  was  founded  for  the  clearing  of  technical  and  economical  differences  concerning  EEG.  In  2004,  in  the  context of the EEG revision, it was succeeded by the EEG Clearing Centre, which had a much wider  mandate, including all issues concerning the EEG. Moreover, in 2009, all KfW soft loan programmes  for  different  renewable  energy  technologies  were  bundled  to  form  a  single  Renewable  Energy  Programme (KfW, 2011), significantly simplifying financing procedures.  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 55  Nevertheless, despite the several issues that need to be revised, the German solar PV support is a  story of success. It led to a 4 000‐fold growth of installed capacity within two decades, which was the  main driver for the fall of the costs of solar PV installations worldwide. What were the crucial steps  that led to this success?  The 1 000 Roofs Programme was very important for demonstration purposes and was closely related  to a research programme in order to monitor the state of technology and to evaluate the experience  gained  on  the  operating  behaviour  of  small  grid‐connected  solar  PV  systems.  This  pilot  project  already involved individual households and provided some economic support, establishing the basis  for the future step to widespread deployment. This step was succeeded by the investment supports  and financing within the 100 000 Roofs Programme. A crucial step to ensure further market growth  then  was  to  introduce,  with  the  EEG,  a  transparent,  reliable  and  cost‐covering  feed‐in  law  with  guaranteed grid access and priority dispatching. It was crucial to guarantee cost‐covering tariffs at a  fixed level and for a determined period of time, as was the idea of cost‐sharing among all electricity  consumers.  The  EEG  thus  combined  economic  with  non‐economic  support,  while  setting  clear  deployment  targets  and  creating  well‐defined  institutional  responsibilities  with  the  EEG  Clearing  Centre.  It  was  also  important  that  the  financing  offered  by  the  100 000  Roofs  Programme  was  steadily  continued with loan‐softening programs by the KfW after the programme had expired. Moreover, the  bundling  of  all  financing  programmes  for  renewable  energy  was  a  considerable  procedural  facilitation.  Furthermore, it was crucial that the support programmes had clearly defined and understandable  targets  (already  due  to  the  catchy  naming),  contributing  to  public  acceptance  and  to  adequate  capacity building. The stepwise scaling up of support programs and the targets at which they aimed  allowed gradually building up a sufficient amount of skilled labour and institutional capacity.  It should also be mentioned that Germany encountered positive pre‐conditions concerning different  issues that have to be taken into account during the different phases of market deployment. With a  recently  established  Federal  Ministry  for  the  Environment  (founded  in  1986),  staffed  by  young  officials  and  a  strong  administration,  the  institutional  capacity  could  be  built  up  relatively  easily.  Germany  might  also  face  fewer  public  acceptance  problems,  because  nuclear  energy  encounters  relatively strong public opposition.  The high costs that have arisen due to the high remuneration and the subsequent market explosion,  however, threaten public acceptance and need to be brought under control. In principle, a feed‐in  tariff, as offered by the EEG, can be very adequate to guide transition to an economically sustainable  system, when tariffs are adapted quickly enough to follow the cost development. This is the most  important challenge to date, and must be met if solar PV in Germany is to remain a success story.      Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 56 Topical Highlight: Accelerating Diffusion of  Renewables in Developing Countries  Introduction  The global challenge of stabilising greenhouse gas (GHG) concentration on a level that prevents  dangerous  climate  change  demands  that  non‐OECD  countries  address  this  issue,  because  the  economies  of  those  countries  will  rapidly  grow  within  the  next  decades.  They  will,  therefore,  need to deploy a large amount of low‐carbon technologies. This is true not only for the largest  emerging  economies,  such  as  China,  where  trade  and  foreign  direct  investment  (FDI)  or  even  domestic capital are sufficient to drive substantial deployment of renewable energy technologies  (RETs).  RET  diffusion  also  needs  to  be  facilitated  and  expanded  in  less  advanced  developing  countries.29   RETs  in  developing  countries  have  the  potential  to  help  achieve  the  most  important  energy  challenges in these countries: extending access to affordable, reliable and clean energy to the  1.5 billion people in rural areas who do not have grid access; enabling energy independence and  security;  and  reducing  specific  CO2  emissions.  While  developing  countries  are  aiming  for  economic growth and social progress, they are also highly exposed to climate change risks. RET  deployment in these countries has the potential to enhance economic and social development  and, at the same time, reduce the effects of climate change. Domestic financial and technological  resources  and  capacity,  however,  are  generally  lacking,  and,  even  where  RETs  might  be  cost‐competitive with conventional alternatives, significant economic and non‐economic barriers  to deployment and investment are present. Well‐designed and coordinated support is, therefore,  needed  to  address  the  non‐economic  barriers,  strengthen  local  technological  capabilities  and  capacity‐building, and boost the interplay of official development assistance (ODA) and FDI to  create  enabling  conditions  for  deployment  and  to  allow  the  poorest  developing  countries  to  exploit their RET potential.   This topical highlight describes the main types of barriers encountered in developing countries  and  identifies  appropriate  options  for  support  mechanisms  and  finance  sources  for  the  deployment of RETs. Because RETs are cost‐competitive for off‐ and mini‐grid applications, they  offer an enormous potential for reducing poverty by providing remote areas with clean energy  access  and,  concurrently,  reducing  carbon  emissions  with  relatively  low  additional  or  even  negative  costs.  Thus,  this  topical  highlight  places  special  focus  on  support  mechanisms  and  financing options for decentralised renewable energy applications.                                                                                        29  Although no internationally recognised definition of “developing countries” exists, the term is generally used to describe  countries with material well‐being levels lower than those of developed countries and countries in transition. But levels of  development vary widely within the group of “developing countries”, which are, therefore, sometimes differentiated further  into smaller groupings, e.g. the least developed countries (LDCs) and the “emerging economies” (BRICS and others). In this  section, we focus on less advanced developing countries with low FDI levels, not on the emerging economies, where the  deployment  of  renewable  energy  technologies  may  not  have  progressed  very  far  but  technology  diffusion  is  significantly  enhanced by FDI and trade.  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 57  Main barriers  Although RETs have an enormous potential to reduce the CO2 emissions of developing countries  and to alleviate poverty by extending energy access to remote areas, their deployment in the  developing world faces severe economic as well as non‐economic barriers. Most obviously, these  countries  face  a  lack  of  capital  to  finance  deployment  locally  and  a  lack  of  trade  and  FDI  to  accelerate diffusion with foreign capital. In contrast, ODA levels for the financing of low‐carbon  technologies  in  developing  countries  are  considerable,  exceeding  USD 5 billion  per  year  (IEA,  2010b). A number of non‐economic barriers, however, can prevent project makers, as well as  investors, from spending their efforts on projects in poorly developed countries. These barriers  are very different depending on the country context, the specific technology and the application,  e.g. whether grid‐connected or decentralised.   In terms of project development, barriers can include a deficient regulatory structure, a lack of  clear legal framework in the country or region, and a lack of experience with incentivising policies  such  as  feed‐in  tariffs  (FITs).  Technical  concerns  can  also  be  a  significant  barrier  for  project  developers, such as grid integration constraints, the lack of local technological expertise to install  or maintain facilities, and a deficient assessment of available renewable resources (GTZ, 2009a,  2009b). Obtaining financing is, of course, decisive for a project developer. This raises the question  whether  the  technology  is  cost‐competitive  in  the  context  of  the  project,  and  if  not,  whether  adequate, transparent and certain incentives are in place and how these incentives are financed.  In  many  countries,  subsidies  for  fossil  fuels  distort  the  market  and  undermine  the  cost‐competitiveness of RETs. Existing fossil fuel subsidies, therefore, need to be redirected in  favour of support for renewables and energy efficiency.   But  even  if  cost‐competitiveness  or  adequate  incentives  allowed  a  project  to  be  profitable  in  principle, significant barriers and investor risk perceptions generally remain. These barriers can  include a lack of policy and technology expertise on the part of governments, local authorities  and local banks or the level of technical assistance to support them, the creditworthiness of the  project partners (project developers, utilities or sources of incentive payments), and political or  currency risks due to possible government or system instability and corruption. In this way, non‐ economic barriers can also translate into economic barriers, as certain perceived risks can cause  investors to request higher returns. Programmes should, therefore, try to mitigate risks, e.g. by  covering the different kinds of risks present in the country and the project context.  The  availability  of  financing  will,  of  course,  also  depend  on  the  existence  of  well‐developed  projects, which would have needed funding earlier for the development phase. In this way, the  project  developers’  demand  for  finance  and  the  finance  supply  side  are  interdependent.  Programmes that aim at accelerating the diffusion of RETs in developing countries should target  both the supply and demand sides of financing (DB Climate Change Advisors, 2010) (Figure 4.1).  It  is  important,  therefore,  not  only  to  find  the  means  to  make  RET  projects  in  developing  countries profitable, where they are not already cost‐competitive, through incentives carried by  ODA or other sources. Programmes should also aim at reducing non‐economic barriers to foster  enabling conditions for both investors and project developers.  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 58 Figure 4.1  Main barriers for deployment of RE in developing countries    Key point: A lack of demand as well as a lack of supply of finance can be a barrier to RE deployment in  developing countries.  Support mechanisms and financing for RETs in developing  countries  Support mechanisms  Performance‐based incentives  Performance‐based incentives such as feed‐in tariffs (FITs) reduce investment risk and can drive  rapid growth of RETs if designed well and implemented at the right level. The proposed Global  Energy  Transfer  Feed‐In  Tariff  (GET  FiT)  programme  advocates  a  feed‐in  premium  system  in  regions  where  the  grid  is  strong  enough  to  integrate  renewable  energy  sources  (DB  Climate  Change Advisors, 2010). Utilities commit to purchase the electricity at the market price, and the  above‐market costs are carried by multilateral or bilateral public sector funds and passed through  the government and the utilities to the independent power producers (IPPs).30   In  the  case  of  grid  integration  constraints,  FITs  need  to  be  adapted,  e.g.  to  special  power  purchase  agreements  (PPAs)  as  pre‐FiT  mechanisms,  while  at  the  same  time  grid  extension  should  be  prepared  and  supported.  In  the  case  of  remote  areas  not  included  in  current  grid‐ expansion  plans,  performance‐based  incentives  for  decentralised  energy  generation  could  replace FITs. A more extensive discussion of financing solutions for off‐grid applications can be  found in the Rural Electrification section.                                                                                    30  Other performance‐based incentives, such as certificate systems, are not adequate in most developing countries, because  they require stable market structures.   Barriers  ‐ Legal or regulatory structure ‐ Lack of policy expertise and  technological know‐how  ‐ Deficient resource  assessment  ‐ Grid issues    Barriers ‐ Not cost‐competitive or  inadequate incentives  ‐ Lack of local policy and  technology expertise   ‐ Partners’ creditworthiness  ‐ Political, currency or   other risk Project development Demand for finance  Investment  Supply of finance  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 59  Risk insurance  Most developing countries run a relatively high risk for political, economic or currency system  instability; creditworthiness of project partners is also often doubtful. Therefore, in addition to  direct  financial  support,  policy  makers  need  to  reduce  the  various  risks  of  renewable  energy  projects  in  these  countries  through  international  private  and  public  insurances  in  order  to  improve credit conditions and attract private investment.  Loan softening and guarantees  Similarly, loan‐softening programmes and loan guarantees, or reassuring of guarantees given by  the  local  governments,  reduce  the  costs  of  private  lending  and  thus  improve  the  project  economics.  Incubators  Over  160  so  called  incubators  are  working  worldwide.  They  focus  on  commercialising  clean  energy  technologies  (WEF  2010),  providing  know‐how,  business  development  consulting  and  capital for start‐ups. Although, in the past, incubators mainly appeared in developed countries,  they have recently also evolved rapidly in many emerging countries, such  as CIIE in India and  CIETEC in Brazil. Not‐for‐profit incubators funded by multilateral or bilateral donor organisations  could be an interesting support mechanism to facilitate R&D and technology learning in more  advanced developing countries.  Technical assistance and capacity building  A number of technical, administrative, legal or political barriers cannot be addressed by policy  design  only,  but  require  technical  assistance  and  local  private  and  public  capacity  building  to  strengthen demand for finance and to create a clear and reliable framework for investment and  deployment.  Any  support  programme  should  try  to  maximise  the  involvement  of  local  institutions  to  foster  technology  and  policy  learning  in  the  developing  countries  and  thus  to  foster expertise and capacity building. The governments and utilities of the countries should be  involved  to  allow  them  to  gain  experience  with  renewable  energy  projects  and  policies.  In  addition, structures for local private‐sector actors such as local companies and banks should be  created to allow them to gather experience with financing and operation of renewable energy  projects. Technical assistance and capacity building should focus on:  • policy  design  for  policy  makers:  e.g.  feed‐in  tariff  design,  price  and  rate  setting,  as  well  as  policy review and transitional decreasing of financial support over time;  • development, resource assessment and feasibility studies for governments and local partners;  • construction, operation and maintenance for local companies;  • grid expansion, management and integration strategies for utilities; and  • financing and risk mitigation strategies for local financiers.  Technology transfer  Widespread  transfer  of  sustainable  energy  technologies  that  match  a  country’s  needs  and  priorities is required to sufficiently reduce CO2 emissions in the developing world and at the same  time allow sustainable paths for development. To enable technology transfer on a larger scale,  incentives  have  to  be  created  for  technology  developers  to  cooperate  and  share  technology  knowledge.  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 60 Besides  developed  economies,  many  emerging  economies,  such  as  China  and  Brazil,  have  become leaders in RD&D of RETs in the past years. A higher level of south‐south cooperation on  these technologies, therefore, can also be an important component of technology transfer. As an  example, Brazil has implemented technology exchange on biofuel and bioenergy technology with  several  African  countries.  In  2008,  Brazil  established  a  branch  of  the  Brazilian  Agricultural  Research Corporation Embrapa in Accra, Ghana, to promote south‐south exchanges of expertise  and technology transfer to enhance deployment of bioenergy and biofuel technologies in Africa  (Biopact, 2007).  Financing sources  Carbon credits  The  Clean  Development  Mechanism  (CDM)  allows  projects  that  reduce  carbon  emissions  in  developing countries to sell carbon credits into cap‐and‐trade schemes in developed countries  with binding greenhouse gas emission reduction targets under the Kyoto Protocol. The CDM is  thus  a  source  of  financing.  As  of  early  2011,  about  1 750  renewable  energy  projects  were  registered  within  the  framework  of  the  CDM,  with  a  total  investment  volume  of  about  USD 37 billion.  Only  about  20%  of  these  projects,  however,  are  located  in  the  developing  countries, excluding the BRICS, and about 50% of the renewable energy projects are located in  China alone (UNEP Risoe, 2011).  Risk insurance  As  an  example,  the  Multilateral  Investment  Guarantee  Agency  provides  insurance  to  private  investors against political risk.  Loan‐softening programmes or loan guarantees  Many governments of more advanced developing countries, such as India, China and Thailand  and multilateral lenders (e.g. WB, KfW, EIB, IFC, EBDR, ADB) in developing countries offer loan‐ softening programmes or loan guarantees.  Technical assistance funds  A variety of bilateral or multilateral grant funds are available to developing countries for technical  assistance  for  renewable  energy  technology  systems  and  policy  design.  The  Global  Energy  Efficiency and Renewable Energy Fund (GEEREF), for example, offers technical assistance. E&Co  also  provides  technical  assistance,  and  the  Energy  Sector  Management  Assistance  Program  (ESMAP) is a global technical assistance programme sponsored by UNDP, the World Bank and  bilateral donors.  Technology transfer funds  Technology transfer funds are currently lacking for purchasing intellectual property rights for a  free distribution of clean energy technologies in the developing world, in the way that such funds  exist for the pharmaceutical sector, such as the Global Fund for AIDS. Technology transfer would  be  a  great  chance  for  the  developing  countries  to  accelerate  diffusion  of  renewable  energy  technologies; such funds, therefore, would be very valuable.  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 61  Rural electrification  To  enhance  the  diffusion  of  renewables  in  developing  countries,  a  promising  approach  is  to  support access to clean and efficient energy technologies in remote areas and, for this purpose,  to exploit cost‐competitiveness of RETs for off‐ or mini‐grid applications.  Energy in rural areas not connected to a national or regional grid, e.g. from small‐scale diesel  generators,  costs  between  USD 0.35/kWh  and  USD 1.50/kWh  (DB  Climate  Change  Advisors,  2010)  and  is  thus  relatively  expensive  compared  with  large  nationally  or  regionally  grid‐ connected  energy.  In  these  cases,  RETs  are  often  cost‐competitive.  The  situation  is  different,  however,  if  decentralised  renewable  energy  systems  are  to  be  installed  in  areas  with  no  electricity supply at all, where potential consumers cannot afford to buy electricity. Then funds  need to be found to carry the costs, for instance, from ODA.   Even where renewable energy systems replace more expensive fossil‐fuel generators, financing  needs to be found for the high up‐front costs. Financing can be difficult to obtain from financial  institutions  or  private  investors  due  to  small  project  size,  considerable  risks,  administrative  barriers, poor subsidy structures and lack of local expertise for technical maintenance, policy and  market  issues.  This  situation  is  less  problematic  for  grid‐connected  projects,  because  they  generally  need  more  financing,  and  loans  can  be  made  directly  with  electricity  companies.  Programmes  should,  therefore,  provide  structures  for  small‐scale  projects,  find  financing  solutions  for  subsidy  structures  where  needed,  and  enhance  technical  assistance  to  create  enabling conditions for investment.   Different  concepts  for  the  support  of  off‐grid  and  mini‐grid  renewable  energy  projects  have  evolved in the past decade, and are described below.   Support mechanisms for decentralised energy projects  Microfinance  One  of  the  most  common  financing  concepts  for  small‐scale  decentralised  renewable  energy  projects has been different types of microfinance services, i.e. provision of debt to fund low‐cost,  clean  energy  equipment.  Households  do  not  receive  financing  directly.  Instead  private  companies,  non‐governmental  organisations  or  microfinance  groups  have  to  apply  for  a  rural  electrification  project.  Sustainable  projects  should  not  only  imply  investments  into  technology  devices but also the implementation of an efficient service infrastructure.   Most  experience  in  microfinance  has  probably  been  gained  with  solar  PV  home  systems  for  household electrification,  in particular lighting (MEI, 2010). The  size and modular character of  solar  PV  are  well  suited  for  individual  small‐scale  applications  and  easily  adaptable  to  microfinance  solutions.  Mini‐grids  incorporating  e.g.  mini‐hydro  power  plants  are  suitable  for  microfinancing in regions with higher population density. Such projects have a lot of potential for  growth and even future integration into grid‐expansion plans. However, the households might  not have the means to pay back even small debt, because, unless electricity is used for business  purposes such as irrigation, electrification does not create more income for the households.  As a  result,  household  electrification  puts  a  huge  burden  on  the  credit  user.  Microfinance  is,  therefore, most suitable for productive use of electricity, such as solar water pumps for irrigation,  not  for  basic  off‐grid  electricity  needs  such  as  lighting  or  cooking.  Reasonable  financing  and  ownership structures have been developed for village mini‐grids (Figure 4.2).      Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 62 Figure 4.2  Possible financing and ownership structure for a village mini‐grid      Source: IEA analysis based on Schroeter (2011).  Key point: The financing structure for a village mini grid can be optimised to meet the specific situation  of developing countries.  RESCOs  In the case of Renewable Energy Service Companies (RESCOs), generation equipment is owned  either by the RESCO itself or by an external governmental or non‐governmental organisation and  is lent to the users who pay for the energy service. The RESCO carries out maintenance and repair  services,  which  can  involve  local  structures  and  capacity.  Capital  repayment  and  maintenance  costs can be covered either by the users’ service payments, if the renewable energy service is  cost‐competitive, or by additional payments from the public side.    RESCOs  are  a  very  promising  concept  for  off‐grid  electrification  projects,  because  they  relieve  low‐income  rural  households  from  the  burden  of  debt  and  help  ensure  that  equipment  is  properly maintained. This structure might be prone to corruption and finance and material offset,  however, and, depending on the cultural context, microfinance might be more adequate.  As an example, Grameen Shakti was the first RESCO in Bangladesh, and in 2009 installed more  than  100 000  solar  home  systems  As  another  example,  in  rural  Laos,  Sunlabob  tries  to  make  electricity affordable for remote villages through rental systems in remote areas.31  The company  rents  out  solar  equipment  for  fixed  monthly  tariffs  or  sells  lighting  services  per  hour  through  portable battery lamps. The arrangement involves local structures and fosters capacity‐building  by training a village energy committee and a village technician (Figure 4.3).                                                                                      31  Sunlabob Renewable Energy Ltd: www.sunlabob.com/.   Microfinance Private investment Rate payment Repayment Financing Public or international donors Risk insurance, loan softening Raises productivity, creates additional income Pay electricity Additional e.g. outputbased payment to cover costs Provide electricity through public mini-grid Small electric appliance (e.g. irrigation pump) Mini power plant (e.g. mini hydro or solar) small local business (ratepayers) IPP © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 63  Figure 4.3  Simplified financing structure of a RESCO project        Source: IEA analysis based on Schroeter (2011).  Key point: The financing structure for renewable energy service companies (RESCOs) can be optimised  to meet the specific situation of developing countries.  Performance‐based incentives  In remote areas not connected to the grid, performance‐based incentives can be substituted for  FITs  for  energy  generation  from  mini‐  or  off‐grid  renewable  energy  projects.  Mini‐grid  applications have the advantage that performance‐based support can be transformed into power  purchase  agreements  in  the  case  of  future  grid  connection.  For  regions  with  low  population  density  and  without  plans  for  inclusion  into  grid  extension,  however,  off‐grid  applications  are  more  suitable  and  cost‐effective.  Different  possibilities  for  performance‐based  support  are  available  for  decentralised  energy.  Where  renewable  energy  is  cost‐competitive,  a  price  at  levelised costs of electricity can be guaranteed. Alternatively, rural electrification projects could  be supported with incentive payments that lower electricity price to the level of electricity prices  from the national grid. The latter projects put a greater burden on the consumer but have the  potential to create significant demand for mini‐grid applications.  Technical assistance  Technical assistance funds also become increasingly important to foster market development for  off‐grid  renewable  energy  systems  (for  example,  for  solar  home  systems),  and  thus  foster  technological learning and reduce the energy products’ costs. Different output‐based funds exist  for  rural  off‐grid  energy  services,  financing  technical  assistance  and  innovation.  As  a  result,  established  manufacturing  companies  have  recently  developed  innovative  off‐grid  energy  appliances, such as improved biomass stoves (REN 21, 2010).  Private investment RESCO Charging station* Household Village technician Electricity equipment** * owned by RESCO ** owned by Village energy fund Village energy commitee Village energy fund Public donors Rate payment Repayment Financing Rented to Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 64 Technology transfer  Some emerging economies and developing countries, such as India and China, have succeeded in  developing R&D infrastructure for decentralised energy applications. Even more countries, such  as South Africa, Bangladesh, Sri Lanka, Mali, Kenya and Senegal, have accumulated a significant  amount  of  experience  with  off‐  and  mini‐grid  renewable  energy  technologies.  Consequently,  south‐south  cooperation  on  renewable  technologies  for  rural  electrification  could  help  to  disseminate these technologies in the developing world.   Sources of finance for decentralised renewable energy projects  Microfinance funds  Many microfinance funds were initially specialised for one technology, such as solar PV home  systems. They are increasingly expanding, however, to other renewable energy systems, so that a  single financing agency may provide finance for a number of different RETs, including renewable  household systems, improved biomass cooking stoves as well as community small‐grid systems.  Examples are the microfinance programmes of Grameen Shakti and Selco India. E&Co funds a  number of microfinance providers.  RESCO funds  Where renewable energy applications are cost‐, the energy equipment owned by the RESCOs can  be  repaid  from  the  payments  that  the  RESCOs  obtain  for  the  energy  service.  The  consumers’  costs, however, should not exceed the avoided costs for conventional energy applications, or in  the case of mini‐grids, the costs for grid‐connected electricity. Otherwise public donors for a trust  fund  need  to  be  found  to  finance  part  of  the  costs,  e.g.  the  World  Bank  or  other  multi‐  or  bilateral organisations. Some RESCOs, such as Sunlabob, have bundled their emission reductions  over a period of time to participate in the carbon market.  Output‐based aid funds  A variety of output‐based aid funds exist, such as the Global Partnership for Output‐Based Aid  (GPOBA) (DFID, 2007) and funds envisioned in the GET FiT Programme of the DB (DB Climate  Change Advisors, 2010), where public finance is provided as subsidies under performance‐based  contracts.  Community block grant funds  In  Latin  America,  renewable  energy  options  are  also  included  in  community  block  grant  programmes. In Guatemala, for example, improved biomass stoves were financed by the World  Bank (REN21, 2010).  Carbon credits  A number of private carbon funds or international agencies involved in the Clean Development  Mechanism  (CDM)  provide  carbon  credits  for  off‐grid  energy  projects.  The  World  Bank’s  Community Development Carbon Fund, for instance, supports solar home systems, biogas and  micro‐hydro systems, improved biomass cooking stoves and other technologies. Although carbon  funding is difficult  to obtain for small projects, efforts are under way to bundle small off‐grid  projects into larger programmes.  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 65  Conclusion  RETs in developing countries have lower CO2 reduction costs than in developed countries due to  the  cost‐competitiveness  of  RETs  in  decentralised  energy  applications.  Furthermore,  RETs  in  developing  countries  have  the  potential  for  a  wide  range  of  additional  social,  economic  and  environmental benefits, most importantly helping to extend affordable, reliable and clean energy  access to the 1.5 billion people in rural areas of the developing world without grid access. Well‐ designed  support  programmes  must  be  developed,  therefore,  to  tackle  the  barriers  and  challenges described in this topical highlight.  A  necessary  first  step  is  to  cut  fossil‐fuel  subsidies  where  they  exist  so  as  not  to  distort  the  market to the disadvantage of the renewable energies, while respecting the social dimension of  energy  pricing.  Furthermore,  non‐economic  barriers  need  to  be  addressed,  e.g.  by  mitigating  non‐economic risks and using technical assistance to create enabling conditions for deployment,  attract  a  significant  amount  of  private  financing  and  allow  sustainable  development  in  the  regions. A very promising approach is to exploit the cost‐competitiveness of renewables for off‐  and mini‐grid applications by pushing forward programmes that provide structures for financing  of small‐scale off‐grid projects. Another very important, but still underdeveloped, approach to  accelerating diffusion of RETs is technology information sharing. Funds need to be created for  technology transfer, and appropriate incentives need to be designed for technology developers.      Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 66 Acronyms, Abbreviations and Units of Measure  Region definitions and focus countries  ASEAN‐6  Indonesia, Malaysia, Philippines, Singapore, Thailand, Vietnam.  BRICS  Brazil, Russia, India, China (People’s Republic of China and Hong Kong), South  Africa.  MENA‐7  Algeria, Egypt, Israel, Morocco, Saudi Arabia, Tunisia, United Arab Emirates.  OECD‐30  Australia, Austria, Belgium, Canada, Czech Republic, Denmark, Finland, France,  Germany, Greece, Hungary, Iceland, Ireland, Italy, Japan, Korea, Luxembourg,  Mexico, Netherlands, New Zealand, Norway, Poland, Portugal, Slovak  Republic, Spain, Sweden, Switzerland, Turkey, United Kingdom, United States.  LA‐2  Argentina, Chile.  SSA‐6  Botswana, Ghana, Kenya, Nigeria, Senegal, Tanzania.    International bodies and fora  EU‐27 member countries  Austria, Belgium, Bulgaria, Cyprus, Czech Republic, Denmark, Estonia, Finland, France, Germany,  Greece,  Hungary,  Ireland,  Italy,  Latvia,  Lithuania,  Luxembourg,  Malta,  Netherlands,  Poland,  Portugal, Romania, Slovak Republic, Slovenia, Spain, Sweden, United Kingdom.    Clean Energy Ministerial (CEM) countries  Australia,  Brazil,  Canada,  China,  Denmark,  Finland,  France,  Germany,  India,  Indonesia,  Italy,  Japan,  Republic  of  Korea,  Mexico,  Norway,  Russia,  South  Africa,  Spain,  United  Arab  Emirates,  United Kingdom, United States.    Group of Twenty (G20)  Argentina,  Australia,  Brazil,  Canada,  China,  France,  Germany,  India,  Indonesia,  Italy,  Japan,  Mexico,  Republic  of  Korea,  Russia,  Saudi  Arabia,  South  Africa,  Spain,  Turkey,  United  Arab  Emirates, United Kingdom, United States, European Union.    IEA member countries  Australia, Austria, Belgium, Canada, Czech Republic, Denmark, Finland, France, Germany, Greece,  Hungary, Ireland, Italy, Japan, Republic of Korea, Luxembourg, The Netherlands, New Zealand,  Norway, Poland, Portugal, Slovak Republic, Spain, Sweden, Switzerland, Turkey, United Kingdom,  United States.      © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 67  OECD member countries  Australia,  Austria,  Belgium,  Canada,  Chile,  Czech  Republic,  Denmark,  Estonia,  Finland,  France,  Germany,  Greece,  Hungary,  Iceland,  Ireland,  Israel,  Italy,  Japan,  Korea,  Luxembourg,  Mexico,  Netherlands, New Zealand, Norway, Poland, Portugal, Slovak Republic, Slovenia, Spain, Sweden,  Switzerland, Turkey, United Kingdom, United States.    Acronyms  CAGR  compound average growth rate  CCS  carbon capture and storage  CEM  Clean Energy Ministerial  CHP  combined heat and power  CSP   concentrating solar power  DNI   direct normal irradiance  DDGS  dried distillers grains with solubles  DSG  direct steam generation  EIA   Energy Information Administration  EU  European Union  EU ETS  European Union Greenhouse Gas Emission Trading Scheme  EU‐OECD  OECD member countries which are also European Union member states  FIP  feed‐in premium  FIT  feed‐in tariff  FLH  full load hours  GDP  gross domestic product  GWEC  Global Wind Energy Council  IEA  International Energy Agency  IPP  independent power producer  ITC  investment tax credit  IEAPVPS   International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Programme  IEABCC   International Energy Agency Biomass Combustion and Cofiring  IEASHC   International Energy Agency Solar Heating and Cooling Programme  LCA  life‐cycle analysis  LCOE  levelised cost of electricity  LR  learning rate  MoU  Memorandum of Understanding  NPV  net present value  n/a  not applicable  OECD  Organisation for Economic Co‐operation and Development  PII  Policy Impact Indicator  PPA  power purchase agreement  PTC  production tax credit  PV  photovoltaics  RAI  Remuneration Adequacy Indicator  R&D  research and development  RD&D  research, development and demonstration  RE  renewable energy  RES  renewable energy sources  RES‐E  electricity generated from renewable energy sources  RES‐H  heat produced from renewable energy sources  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 68 RES‐T  transport fuels produced from renewable energy sources  RFS  renewable fuels standard  RPS  renewable portfolio standard  ROC  renewable obligation certificate  TCI  Total Cost Indicator  TFC  total final consumption  TGC  tradable green certificate  TPES  total primary energy supply  UNEP  United Nations Environment Programme  WACC  weighted average cost of capital  WEO  World Energy Outlook    Units of measure  GWh  gigawatt‐hour, 1 kilowatt‐hour equals 109  watt‐hours  ha  hectare  Gt  giga tonnes   J  joule  kb  kilobarrel  kWh  kilowatt‐hour, 1 kilowatt‐hour equals 103  watt‐hours  kWp  kilowatt peak  kWth  kilowatt thermal  l  litre  m³  cubic metre  Ml  million litres  Mtoe  million tonnes of oil equivalent  MWh  megawatt hour, 1 megawatt‐hour equals 106  watt‐hours  PJ  petajoule, 1 petajoule equals 1015  joules   Ppm  parts per million  TJ  terajoule, 1 terajoule equals 1012  joules  toe  tonne of oil equivalent  TWh  terawatt‐hour, 1 terawatt‐hour equals 101   © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 69  References  Awerbuch,  S.  and  R.  Sauter  (2006),  “Exploiting  the  Oil–GDP  Effect  to  Support  Renewables  Deployment”, Energy Policy, Vol. 34, Elsevier, Amsterdam, pp. 2805–2819.  Bailey, H., et al. (2010), “Assessing Underwater Noise Levels During Pile‐Driving at an Offshore  Windfarm and its Potential Effects on Marine Mammals”, Marine Pollution Bulletin, Vol. 60,  Elsevier, Amsterdam, pp. 888‐897.  Biopact  (2007),  “Brazil  in  Africa:  South‐South  cooperation  on  bioenergy  speeding  up”,  http://news.mongabay.com/bioenergy/2007/03/brazil‐in‐africa‐south‐south.html .  BMU  (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit)  (2007), “Renewable  Energy and the Clean Development Mechanism“, www.umweltdaten.de/ publikationen/fpdf‐ l/3340.pdf .  Breyer, C. and A. Gerlach (2010), “Global Overview on Grid‐Parity Event Dynamics”, paper for the  25th EU PVSEC/WPEC‐5, Valencia, 6‐10 September.  Brown, A., S.G. Müller and Z. Dobrotková (2011), “Renewable Energy: Markets and Prospects by  Technology”, IEA Information Paper, OECD/IEA, Paris.  CNN  (2011),  “Japan  and  energy:  What’s  the  alternative?”,  http://edition.cnn.com/  2011/BUSINESS/03/24/japan.alternatives/index.html.  Costantini, V. et al. (2007), “Security of Energy  Supply: Comparing Scenarios from a European  Perspective”, Energy Policy, Vol. 35, Elsevier, Amsterdam, pp. 210‐226.  Cherubini,  F.,  et  al.  (2009),  “Energy‐  and  greenhouse  gas‐based  LCA  of  biofuel  and  bioenergy  systems: Key issues, ranges and recommendations”, Resources, Conservation and Recycling,  Vol. 53, Elsevier, Amsterdam, pp. 434–447.  Cheung, K. (2011), “Integration of Renewables: Status and Challenges in China”, IEA Information  Paper, IEA/OECD, Paris.  Connor, P., et al. (2009), “Overview of RES‐H/RES‐C Support Options”, D4 of WP2 report of the EU  project RES‐H Policy, www.res‐h‐policy.eu/downloads/RES‐H_Policy‐Options_(D4)_final.pdf.  DESERTEC (2011), “The DESERTEC Concept”, www.desertec.org/en/concept/.  DB Climate Change Advisors (2010), GET FiT Program: Global Energy Transfer Feed‐in Tariffs for  Developing  Countries,  Deutsche  Bank  (DB)  Climate  Change  Advisors,  Deutsche  Bank  Group,  New York.  DBFZ  (Deutsches  Biomasse  Forschungszentrum)  (2009),  “Bio‐SNG  –  Demonstration  of  the  Production and Utilization of Synthetic Natural Gas (SNG) from Solid Biofuels”, Final Project  Report, DBFZ, Leipzig.  DFID (UK Department for International Development) (2007), “Private Sector Infrastructure  Investment”, www.dfid.gov.uk/Documents/publications1/evaluation/Literature‐review.pdf .  DSIRE (Database of State Incentives for Renewables and Efficiency) (2011), “Renewable Electricity  Production  Tax  Credit  (PTC)”,  www.dsireusa.org/incentives/incentive.cfm?Incentive_Code  =US13F&re=1&ee=1.  Ecorys  (2008),  “Assessment  of  Non‐Cost  Barriers  to  Renewable  Energy  Growth  in  EU  Member  States”, AEON DG TREN No. TREN/D1/48 – 2008 Final report, Ecorys, Rotterdam.  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 70 EIA (Energy Information Agency) (2010), Annual Energy Review 2010, EIA, Washington, D.C.  Fthenakis,  V.  and  H.  C.  Kim  (2010),  “Life‐cycle  uses  of  water  in  U.S.  electricity  generation”,  Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol. 14, Elsevier, Amsterdam, pp. 2039‐2048.  GEA  (2007),  “A  Guide  to  Geothermal  Energy  and  the  Environment”,  Geothermal  Energy  Association, www.geo‐energy.org/reports/Environmental%20Guide.pdf .  Grubb, M., L. Butler and P. Twomey (2006), “Diversity and Security in UK Electricity Generation:  The  Influence  of  Low‐Carbon  Objectives”,  Energy  Policy,  Vol.  34,  Elsevier,  Amsterdam,  pp.  4050‐4062.  GTZ  (2009a),  Renewable  Energies  in  West  Africa,  Regional  Report  on  Potentials  and  Markets,  GTZ, Frankfurt/Eschborn.  GTZ (2009b), Renewable Energies in East Africa, Regional Report on Potentials and Markets, GTZ,  Frankfurt/Eschborn.  Gustavsson,  M.  (2007),  “Educational  Benefits  from  Solar  Technology:  Access  to  Solar  Electric  Services  and  Changes  in  Children's  Study  Routines,  Experiences  from  Eastern  Province  Zambia”, Energy Policy, Vol. 35, Elsevier, Amsterdam, pp. 1292‐1299.   IEE (Institute for Economy and the Environment) (2010), “The Price of Renewable Energy Policy  Risk: An Empirical Analysis Based on Choice Experiments with International Wind and Solar  Energy Investors”, Confidential report prepared for the IEA, IEE, University of St. Gallen, St.  Gallen.  IEA (International Energy Agency) (2008), Deploying Renewables: Principles for Effective Policies,  OECD/IEA, Paris.  IEA (2009), Transport, Energy and CO2. Moving Towards Mobility, OECD/IEA, Paris.  IEA (2010a), World Energy Outlook 2010, OECD/IEA, Paris.  IEA (2010b), Energy Technology Perspectives 2010, OECD/IEA, Paris.  IEA (2011a), Deploying Renewables 2011: Best and Future Policy Practice, OECD/IEA, Paris.  IEA (2011b), Harnessing Variable Renewables, OECD/IEA, Paris.  IEA (2011c), World Energy Outlook 2011: Are We Entering a Golden Age of Gas?, Special Report,  OECD/IEA, Paris.  IEA (2011d), Technology Roadmap: Biofuels for Transport, OECD/IEA, Paris.  IEAPVPS (IEA Photovoltaic Power Systems Programme) (2011),  “Life Cycle Inventories and Life  Cycle  Assessments  of  Photovoltaic  Systems”,  IEA  PVPS  Task  12,  Subtask  20,  LCA  Report,  www.iea‐pvps.org/fileadmin/dam/public/report/technical/rep12_10.pdf.  Jager, D. de and M. Rathmann (2008), “Policy Instrument Design to Reduce Financing Costs in  Renewable  Energy  Technology  Projects”,  Report  prepared  for  the  IEA  Implementing  Agreement  on  Renewable  Energy  Technology  Deployment  (RETD),  Ecofys  International  BV,  Utrecht.  Jewell, J. (2010), “Sustainable Energy Pathways: Are They Secure?”, YSSP report working paper,  Laxenburg: IIASA.  Jochem, E., et al. (2008), “Investitionen für ein klimafreundliches Deutschland” (Investments for a  Climate‐Friendly Germany), Synthesis report of study commissioned by the German Federal  © OECD/IEA 2011  Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables    Page | 71  Ministry  for  the  Environment,  Nature  Protection  and  Nuclear  Safety  (BMU),  authored  by:  Potsdam  Institute  for  Climate  Impact  Research  (PIK),  European  Climate  Forum  (ECF),  Fraunhofer  Institute  for  Systems  and  Innovation  Research  (Fh‐ISI),  BSR‐Sustainability,  Öko‐ Zentrum NRW, Potsdam.  Lacher, W. and D. Kumetat (2010), “The Security of Energy Infrastructure and Supply in North  Africa: Hydrocarbons and Renewable Energies in comparative Perspective”, Energy Policy, Vol.  39, Elsevier, Amsterdam, pp. 4466‐4478.  Lamers,  P.  (2009),  “Assessment  of  Non‐Economic  Barriers  to  the  Development  of  Renewable  Electricity:  Global  Recommendations”,  Confidential  report  prepared  for  the  IEA,  Ecofys  Germany GmbH, Berlin.  Lilliestam,  J.  and  S.  Ellenbeck  (2011),  “Energy  Security  and  Renewable  Electricity  Trade:  Will  Desertec make Europe vulnerable to the ‘Energy Weapon’?”, Energy Policy, Vol. 39, Elsevier,  Amsterdam, pp. 3380‐3391.  Lozano‐Minguez, E., A.J. Kolios, and F.P. Brennan (2011), “Multi‐Criteria Assessment of Offshore  Wind Turbine Support Structures”, Renewable Energy, Vol. 36, Elsevier, Amsterdam, pp. 2831‐ 2837.  Lund, H. (2010), “The implementation of renewable energy systems: Lessons learned from the  Danish case”, Energy, Vol. 35, Elsevier, Amsterdam, pp. 4003‐4009.  MEI  (Micro  Energy  International)  (2010),  The  African  Electrification  Initiative:  The  Role  of  Microfinance, MEI, Berlin.  MIT  (Massachusetts  Institute  of  Technology)  (2006),  “The  Future  of  Geothermal  Energy”,  An  assessment  by  an  MIT‐led  interdisciplinary  panel,  http://geothermal.inel.gov/publications  /future_of_geothermal_energy.pdf.  Mizuno, E. (2010), “Renewable Energy Technology Innovation and Commercialisation Analysis”,  Report prepared for the IEA Renewable Energy Division, Cambridge Centre for Energy Studies  (CCES), Judge Business School, University of Cambridge, Cambridge.  Müller, S.G., A. Marmion and M. Beerepoot (2011), “Renewable Energy: Markets and Prospects  by Region”, IEA Information Paper, OECD/IEA, Paris.  Murphy, L. M. and P. L. Edwards (2003), “Bridging the Valley of Death: Transitioning from Public  to Private Sector Financing“, National Renewable Energy Laboratory (NREL) Report No. MP‐ 720‐34036, NREL, Golden, Colorado.  National People‘s Congress (2010), “The Renewable Energy Law of the People’s Republic of China  (Amended)”, www.npc.gov.cn/huiyi/cwh/1112/2009‐12/26/content_1533216.htm.  NDRC (National Development and Reform Commission) (2011), The Twelfth Five‐Year Plan for  National Economic and Social Development of The People’s Republic of China, Beijing.  NEEDS (2009), “New Energy Externalities Developments for Sustainability Project”, www.needs‐ project.org/ .  NREL  (National  Renewable  Energy  Laboratory)  (2011),  “A  Review  of  Operational  Water  Consumption  and  Withdrawal  Factors  for  Electricity  Generating  Technologies”,  Technical  Report, NREL, www.nrel.gov/docs/fy11osti/50900.pdf .  OECD  (Organisation  for  Economic  Co‐Operation  and  Development)  (2008),  Biofuel  Support  Policies: An Economic Assessment, OECD, Paris.   Renewable Energy: Policy Considerations for Deploying Renewables  © OECD/IEA 2011    Page | 72 OECD  (2011),  Towards  Green  Growth,  OECD,  Paris,  www.oecd.org/dataoecd/37/34/  48224539.pdf.  POST (Parliamentary Office of Science and Technology) (2006), "Carbon Footprint of Electricity  Generation", Postnote N. 268, www.parliament.uk/documents/post/postpn268.pdf.  PV Legal (2010), "First PV Legal Status Report", www.pvlegal.eu/results/status‐reports.html.  Ragwitz, M. (2010), “Effective and efficient long‐term oriented RE support policies”, International  Energy  Agency  (IEA)  Renewable  Energy  Working  Party  Workshop  on  “Renewables,  from  Cinderella options to mainstream energy solutions”, 15  March 2010, Paris.   Ragwitz, M., et al. (2007), “OPTRES: Assessment and Optimisation of Renewable Energy Support  Measures in the European Electricity Market”, Final Report of the project as conducted by a  consortium  led  by  Fraunhofer  Institute  Systems  and  Innovation  Research  for  the  European  Commission,  DGTREN,  Intelligent  Energy  for  Europe  Programme  (Contract  No.  EIE/04/073/S07.38567), Fraunhofer Institute Systems and Innovation Research, Karlsruhe.  Reid, G., et al. (2010), A Global Renewables Investment Plan: Scaling up investments in renewable  energy technologies, report by Jeffereis, Potsdam Institute for Climate Impact Research (PIK),  International  Institute  for  Applied  Systems  Analysis  (IIASA),  PricewaterhouseCoopers  Ltd  (PwC), University of Exeter, Smart Energy for Europe Platform (SEFEP), supported and edited  by the Indo‐German Energy‐Forum; the Government of India, Ministry of New and Renewable  Energy  (NMRE);  Government  of  Germany,  Federal  Ministry  for  the  Environment,  Nature  Conservation  and  Nuclear  Safety  (BMU);  Deutsche  Gesellschaft  für  Technische  Zusammenarbeit  (GTZ)  GmbH;  Permanent  Office  of  the  Indo‐German  Energy  Forum,  New  Delhi.  REN21 (Renewable Energy Policy Network for the 21st Century) (2010), Renewables 2010 Global  Status Report 2011, REN21 Secretariat, Paris.  REN21 (2011), Renewables 2011 Global Status Report 2011, REN21 Secretariat, Paris.  Schroeter, A. (2011), “Extending modern energy to rural households in Asia and Africa”, Sunlabob  Renewable Energy Ltd, Lao PDR, presentation given on 4 February 2011 at the IEA Secretariat,  Paris.  The Economist (2010), “Not on my beach, please”, www.economist.com/node/16846774.  UNEP/BNEF (United Nations Environment Programme / Bloomberg New Energy Finance) (2011),  “Global Trends in Renewable Energy Investment 2011”, UNEP and BNEF, www. fs‐unep‐ centre.org.  UNEP  Risoe  (2011),  “UNEP  Risoe  CDM  Pipeline  Overview,  February  1st  2010”,  http://cdmpipeline.org/.  Usha Rao K. and V.V.N. Kishore (2009), “A Review of Technology Diffusion Models with Special  Reference to Renewable Energy Technologies”, Renewable and Sustainable Energy Reviews,  Vol. 14, Elsevier, Amsterdam, pp. 1070–1078.  Walz,  R.,  N.  Helfrich,  and  A.  Enzmann  (2009),  “A  System  Dynamics  Approach  for  Modelling  a  Lead‐Market‐Based  Export  Potential”,  Fraunhofer  Institute  for  Systems  and  Innovation  Research  (Fh‐ISI)  Working  Paper  Sustainability  and  Innovation,  No.  S  3/2009,  Karlsruhe,  http://isi.fraunhofer.de/isi‐de/e/publikationen/workingpapers_sustainability_innovation.php.  WEF (World  Economic Forum)  (2010), Green Investing 2010: Policy Mechanisms to Bridge the  Financing Gap, New York.  9 rue de la Fédération 75739 Paris Cedex 15 www.iea.org