電力転換

洋上風力発電の区域指定から送電網インフラの新法に至るまで、アジアの各法域では域内のエネルギー分野の変革が進められています。

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日本のEEZにおける洋上風力推進に関する2026年の計画

日本では、排他的経済水域（EEZ）における洋上風力発電プロジェクトを可能にする画期的な改正、およびグリーン・トランスフォーメーション（GX）排出量取引制度の強化がいずれも施行・実施される予定であり、再生可能エネルギーの促進が今後も進展すると見込まれます。EEZに海洋再生可能エネルギー発電設備の設置を可能にする「海洋再生可能エネルギー発電設備の整備に係る法律（海域の利用の促進に関する法律の改正法）」は、2026年４月１日に施行予定です。

また、「脱炭素成長型経済構造への円滑な移行の推進に関する法律（GX推進法）」も改正され、排出量取引制度（GX-ETS）への参加が、2026年４月１日から特定の企業に対して義務化されます。

法律が海洋開発への道を開く

改正後の海域の利用の促進に関する法律の下では、海洋再生可能エネルギー発電設備の設置が可能な区域が、領海および内水からEEZへと拡大されます。特に浮体式風力タービンの開発を通じて、洋上風力発電プロジェクトが大きく進展すると見込まれます。

領海および内水で適用されている１段階の枠組みとは異なり、EEZにおける海洋再生可能エネルギー発電設備の設置の許可については、２段階の枠組みが採用されています。主な手続きは以下のとおりです。

募集区域の指定：経済産業大臣は、公示や行政機関との協議を経て、自然的条件やその他の関連する事情に照らして適切なEEZ内の一定の区域を、海洋再生可能エネルギー発電設備設置募集区域として指定することができます（第32条第１項）。

仮の地位の付与（仮許可）：海洋再生可能エネルギー発電設備を設置しようとする事業者は、募集区域内の海域を特定し、区域図の案および海洋再生可能エネルギー発電設備の設置に関する計画（設置計画）の案とともに、仮の地位を申請しなければなりません（第33条第１項、第２項）。仮の地位（仮許可）は、経産大臣および国土交通大臣が、申請が供給価格、海洋再生可能エネルギー発電設備ならびに当該設備の維持および管理の方法に関する基準に適合すると認める場合に限り、当該事業者に付与されます（第34条第１項）。募集区域の同一の区域で申請が重複する場合は、海洋再生可能エネルギー発電事業を長期的、安定的かつ効率的に運営するために最も適切であると判断される事業者が選定されます（第34条第１項第２号）。仮許可の有効期間は最長５年です（第34条第２項）。

外国為替及び外国貿易法に基づく他の規制が適用される可能性がある一方で、改正後の海域の利用の促進に関する法律は、外国企業や外国資本の参加を直接制限していません。

協議会の設置：仮の地位が付与された後、募集区域内における海洋再生可能エネルギー発電事業の運営に必要な協議を行うための協議会を設置しなければなりません（第36条第１項）。

仮許可事業者が提出した区域図の案または設置計画の案が、上記の協議結果と整合しない場合、事業者は、それらの結果に整合的なものとなるように修正しなければなりません（第36条第６項）。

設置許可：仮許可事業者は、有効期間内に、区域図の案および設置計画の案を精査・修正し、確定した区域図および設置計画を添えて設置許可の申請をしなければなりません（第37条第１項、第２項）。

仮許可事業者が設置許可を付与されるのは、申請が、協議会において合意された事項との整合性を含む一定の基準を満たすと認められる場合に限られます（第38条第１項）。

設置許可を付与された事業者は、許可区域（領海および内水を除く）において海洋再生可能エネルギー発電設備を設置することができ、また、承認された設置計画に従って、設備を維持管理し、撤去する義務も負います（第38条第４項、第40条）。事業をFITまたはFIP制度の対象とするためには、「電気事業者による再生可能エネルギー電気の調達に関する特別措置法」に基づく入札に参加する必要があります。

GX-ETSの排出量報告および取引

改正GX推進法の下では、直前３事業年度における二酸化炭素排出量の年平均が10万トン以上に達する事業者は、毎年、次の情報を経済産業大臣に報告しなければなりません。

1. 1. 名称、所在地および代表者の氏名
   2. 事業分野および活動内容
   3. CO₂の年度平均排出量
   4. 当該事業年度における排出目標量およびその目標を設定した根拠
   5. その他の政令で定める事項（第33条第１項）

排出枠の割当て：経済産業大臣は、報告内容が実施指針に照らして適切なものであると認めるときは、届出をした事業者に対し、届出に記載された排出目標量に基づいて、排出枠を無償で割り当てなければなりません（第34条第１項）。当該事業者は、割当対象年度の排出実績量を、割当対象年度の翌年度に、経済産業大臣、環境大臣および当該事業を所管する関係大臣に報告しなければなりません（第35条第１項）。当該事業者は、排出実績量が実施指針で定める算定方法により適切に算定されていることについて、登録確認機関の確認を受け（第35条第２項、施行令第５条）、確認結果の内容を記載した報告書を添付しなければなりません（第35条第３項、第33条第３項）。

経済産業大臣は、排出実績量に相当する量の排出枠を報告した事業者に対し、その旨を通知しなければなりません（第36条第１項）。報告内容が不適切である場合、またはその他必要がある場合には、経済産業大臣は調査に基づき、保有すべき排出枠の量を決定し、事業者に通知しなければなりません（第36条第２項）。当該事業者は、その後、割当対象年度の翌年１月31日（償却日）までに、第36条第２項に基づき通知された量の排出枠を保有口座において保有しなければなりません（第36条第３項）。排出枠は取引することができますが、投機的取引は認められません（第38条）。

排出枠取引：排出枠取引市場（第111条第１項第６号イ）は、2027年秋頃に開設される予定です。経済産業大臣は、産業および国民生活に与える影響、GXへの移行の状況ならびにエネルギーの需給に関する施策との整合性を考慮して、各事業年度の開始前に、参考上限取引価格（二酸化炭素１トン相当の排出枠の取引価格の上限を算定する基礎となる価格）を定めなければなりません（第39条第１項）。

一方で、経済産業大臣は、各事業年度について、事業活動を誘導する排出枠の取引価格の水準、および二酸化炭素排出に関する国内外の経済動向を考慮して、事業年度の開始前に、調整基準取引価格を定めなければなりません（第116条第１項および第２項）。GX推進機構は、平均取引価格が調整基準取引価格を下回る場合、取引価格を調整するために排出枠を購入することができます（第111条第１項第７号、第117条第１項）。

排出枠の償却：経済産業大臣は、償却日に、通知された量の排出枠を償却しなければなりません（第37条第１項）。経済産業大臣は、当該割当対象年度において通知された量の排出枠について経済産業大臣から償却を受けていない事業者から、償却日の翌日以降に、未償却相当負担金を徴収します。この負担金は、通知された量のうち償却を受けていない排出枠の量に参考上限取引価格を乗じて得た額に、1.1を乗じた額として算定されます（第41条第１項）。

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電力戦略の基盤：韓国の第11次基本計画

韓国の第11次電力需給基本計画（2024～2038年）は、同国の長期的な電力供給戦略の政策上の基盤です。2025年２月に、電気事業法第25条に基づく主要法令とともに策定され、韓国のエネルギー転換の方向性を示す規制枠組みを提供します。

送電インフラ

エネルギー転換の前提条件として位置付けられています。2025年３月に制定され、2025年９月に施行された国家電力網拡充特別法（以下、国家電力網法）は、韓国のエネルギー転換において構造的なボトルネックとして顕在化してきた電力系統の容量制約に対応するために導入されました。

電力系統が混雑し、電化およびデータセンターにより急速に負荷が増加する中で、政府は電力系統の強化を発電目標達成の前提条件に改めて位置付け、同国の政策の重点を、容量拡大のみから送電能力の確保へと移行させました。

国家電力網法は、指定送電プロジェクトのための法定枠組みを確立し、関係機関間の連携を強化し、高電圧インフラ開発を円滑化するための手続き上の仕組みを導入します。その結果、送電能力および電力系統の容量は、プロジェクトの実現可能性を評価する上で重要な要因となると見込まれます。

洋上風力

2025年３月に制定され、2026年３月に施行された洋上風力の普及促進および産業育成に関する特別法（以下、OWP促進法）は、洋上風力開発に関して、政府主導の区域に基づく計画モデルを導入します。

洋上風力は依然、韓国のエネルギー転換戦略の中核をなすものの、プロジェクト開発では、分断的で分散的な許認可、複雑な環境審査、地元の利害関係者の反対など、構造的・手続上の非効率性に頻繁に直面してきました。

OWP促進法により確立される枠組みの下では、洋上風力区域は、環境および利害関係者への配慮がより早い段階で反映される形で、一元的な計画策定を通じて指定されます。さらに、プロジェクトの承認は統合的な手続きに従います。現在準備中の施行令は、区域の選定方法、開発者の選定方法、系統連系の管理方法など、より詳細な措置を示すと見込まれます。

この再編は、洋上風力開発における規制の予見可能性を改善すると見込まれる一方で、政府指定ゾーンへの参加をめぐる競争を、潜在的に激化させる可能性があります。

原子力廃棄物のガバナンス

2025年３月に制定され、2025年９月に施行された高レベル放射性廃棄物の管理に関する特別法（以下、HLRW法）は、高レベル放射性廃棄物の管理に関する制度的な責任および手続きの基準を規律する法定枠組みを確立します。

第11次基本計画は、原子力を韓国の将来の電源構成の一部とし、炭素を排出しない安定したベースロード電源として位置付けますが、原子力運転の持続可能性は高レベル放射性廃棄物の信頼性のある管理にかかっています。

HLRW法は責任の配分を明確化し、廃棄物管理に適用される手続きの基準を成文化することにより、この構造的な依存関係に対処することを目的とし、それによって、韓国のエネルギーシステムにおける原子力発電の継続的な利用に必要な、安定した基盤を確立します。

分散型エネルギー

2024年６月に施行された分散型エネルギー促進に関する特別法（以下、分散型エネルギー法）は、地域ごとに分散して行われるエネルギー発電を支援します。新規プロジェクトが系統の安定性に与える影響を評価する仕組みを導入することで、分散型資源を促進するとともに、それらを系統計画に組み込みます。

第11次基本計画と併せて、地域分散型のエネルギー発電は、電力系統の混雑を緩和し、システム全体の柔軟性を高めることにより送電網の拡張を補う役割を果たします。

水素

2025年10月に施行された水素経済の育成および水素安全管理に関する法律（以下、水素法）は、水素の生産および安全規制の法的根拠を定めています。発電における水素の役割は依然としてコストに依存しますが、同法はその立法上の基盤を整備します。

青写真から実行へ

第11次基本計画は、政策宣言から立法による実施への移行を意味します。この計画は、単なる戦略的な青写真にとどまらず、優先事項を拘束力のある規制枠組みに組み込むための一連の特別法によって強化されています。

韓国政府の政策姿勢は、達成を目指すエネルギー目標に焦点を当てるのではなく、エネルギー転換の実施へと明確に移行しました。

送電および電力系統を改革することでエネルギー転換全体の基盤を確立しつつ、政府は、ゾーニングを政府主導で実施することで洋上風力開発の加速を図り、同時に、電力系統の混雑を緩和するために地域分散型のエネルギーを促進しています。

さらに、原子力廃棄物管理に関する指針を示すことにより、原子力がカーボンフリーの信頼性の高いエネルギー源として引き続き重要な役割を果たすことを可能にします。

投資家および市場参加者にとって、これらの変化は、プロジェクトの成立を評価する上で送電および電力系統の容量の重要性を強調するとともに、洋上風力開発に関する規制の見通しを明確にするものです。今後は、下位の施行令を含む詳細な実施措置を通じて、これらの枠組みがさらにどのように運用され、実務に落とし込まれていくかを注意深く見ていくことが重要になります。

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フィリピンの再生可能エネルギー改革と外国投資の機会

フィリピンは、エネルギー転換において重要な局面に立っています。同国は、かつて輸入化石燃料に著しく依存していましたが、エネルギー安全保障と気候変動へのレジリエンスという２つの避けられない課題を背景に、現在は再生可能エネルギー（RE）への移行を加速させています。過去５年間、フィリピンの法的・規制上の枠組みは、主要なRE技術に関する外国所有規制の自由化、許認可手続の合理化、エネルギー転換を拡大するための新たな市場メカニズムの導入を含む、実質的な改革を遂げてきました。

これらの改革は、2001年の共和国法第9136号（EPIRA）の制定以来、フィリピンのエネルギー部門にとって最大級の変革期となることを示しています。政府が2030年までに電源構成の35％、2040年までに50％を再生可能エネルギーとする目標の達成を目指す中、開発事業者には、より開放的で競争力のある投資環境がもたらされています。

EPIRA、RE法に基づくフィリピンの再生可能エネルギーの法的枠組み

同国のREの法的枠組みは２つの法律を基盤としています。第１に、EPIRAはREを含む発電部門を民間へ全面的に開放することにより、電力産業の構造改革と自由化を行いました。EPIRA以前、発電および送電部門は政府による垂直統合型の独占下にあり、そのモデルは停電や高額な電力コストという弊害をもたらしていました。EPIRAはこの垂直統合体制を大幅に再編して、電力産業を発電、送電、配電、小売供給へと機能別に分離しました。

EPIRAはさらに、卸電力スポット市場や、小売競争およびオープンアクセス（RCOA）を含む市場競争メカニズムの発展を可能にしました。RCOAとは、一定の要件を満たす需要家に対して電力供給者の選択を認める制度です。これらの改革により、国家による支配は縮小され、市場効率が向上するとともに、大規模なRE開発を支える制度的基盤が整備されました。

第二に、共和国法第9513号、すなわち2008年RE法は、RE開発を加速させるために必要な、的を絞った政策枠組みおよび優遇措置制度を確立し、所得税の免税期間、関税の免除、付加価値税（VAT）のゼロ税率等の税制上の優遇措置を導入することで、REプロジェクトの融資適格性を大幅に向上させました。

RE法はまた、次のような制度も整備しました。RE証書の取引を可能にする再生可能エネルギー市場（REM）、REの調達を増加させることを義務付ける再生可能ポートフォリオ基準（RPS）、適格な需要家が電力を全面的に再生可能発電事業者から調達できるようにするグリーン・エネルギー・オプション・プログラムです。これらの制度は総合的に、RE部門を黎明期であった産業から国家エネルギー政策の中核的な柱へと転換させました。

また、これらの法制度は、安全で持続可能なエネルギーシステムに向けた政府の長期ビジョンを掲げる、2023年～2050年のフィリピン・エネルギー計画と並行して機能しています。

フィリピンの再生可能エネルギー開発を監督する規制機関

フィリピンのRE部門は、それぞれが異なりつつも相互補完的な権限を有する複数の政府機関の管轄下に置かれています。エネルギー省（DOE）は、部門計画の策定、エネルギー政策の立案、REサービス契約の付与および管理を担う主管機関です。同省は、競争入札や市場メカニズム、洋上風力発電や水素発電などの新技術を規定する通達を発出しています。

エネルギー規制委員会（ERC）は、料金設定ならびに小売・卸売電力市場の監督を担う独立規制機関です。RE開発事業者にとってERCの承認は、商業運転開始の達成および融資適格性を有するオフテイク契約の確保に不可欠です。

環境面における監督は環境天然資源省の管轄であり、同省は環境影響評価制度を運用するとともに、プロジェクト建設の前提条件となる環境適合証明書を発行します。

国家先住民族委員会（NCIP）は、先祖伝来の領域（ancestral domains）に影響を及ぼすプロジェクトに関して、自由意思による、事前の、十分な情報に基づく同意の手続きを監督します。先住民の土地に影響を及ぼすREプロジェクトにおいては、責任を持った開発を確保するために、NCIPとの協議が不可欠です。

外国所有の自由化による、フィリピン再生可能エネルギー市場の開放

RE規制環境における近年の最も重要な進展の一つが、外資の所有に対する制限の撤廃です。歴史的には、1987年憲法が天然資源の探査、開発、活用に関わる活動への外資参入を40%に制限しており、これが自然の力を利用するRE技術にとって不確実性を生じさせていました。

この曖昧さは、2022年に司法省（DOJ）が2022年意見書第21号を発出し、太陽光、風力、水力（表流水）または海洋・潮汐エネルギーは、憲法が想定する天然資源には該当しないと明確化したことで解消されました。DOJの見解では、これらはポテンシャル・エネルギーではなく運動エネルギーを利用するものであり、本質的に無尽蔵であるという点で、鉱物や化石燃料といった枯渇性資源とは明確に区別されます。DOEはその後この解釈を採用し、これらのRE技術について外国資本が100%保有できることを正式に認めました。

この政策転換は画期的な変革であり、外資や技術移転に対する主要な構造的障壁を打破するものです。これより国内法は国家エネルギー目標と整合し、フィリピンが大規模な国際投資を呼び込むことが可能になり、今後10年間の発電容量の拡大が加速すると期待されます。

フィリピンにおける再生可能エネルギー投資の見通しとプロジェクト開発

フィリピンのRE投資・開発環境は、所有規制の自由化とクリーンエネルギー需要の拡大を背景に、ここ数年大きな進展を遂げています。外国資本40％の上限を撤廃したことにより、フィリピンは現在、より開かれたRE市場へと進化しています。2025年２月現在、DOEは合計潜在容量として約154GWに相当する1400件超のサービス契約を承認しており、その中には外資100%企業への初めての付与案件も含まれます。

また、政策主導による需要拡大も、このような投資の勢いを加速させています。RPS制度のもと、電力事業者はRE再生可能エネルギーの調達量を毎年増やすことが義務付けられており、これが新規設備に対する予測可能な需要の創出につながっています。グリーン・エネルギー・オークション・プログラムは、競争入札による大規模なRE調達でこれを補完し、一方でRCOAは、長期的な価格安定とサステナビリティの遵守を求める大口需要家による、企業の再エネ調達を可能にしています。

こうした進展にもかかわらず、開発事業者は依然として構造的な課題に直面しています。具体的には、エネルギー・バーチャル・ワンストップ・ショップ（Energy Virtual One-Stop Shop）があるにもかかわらず、許認可手続が複数機関にまたがっていること、資源が豊富でありながら遠隔地に位置するために生じる送電上の制約、複雑な土地取得および用途転換の要件です。特定の技術については依然として国籍制限の対象となっています。水力発電プロジェクトには、フィリピン国民かフィリピン資本が過半数を占める法人のみに付与される水利権が必要で、地熱資源は引き続き天然資源として分類され、外国の開発業者は憲法による土地所有制限のため、一般的に長期の土地賃貸契約に依存せざるを得ません。

フィリピンにおける再生可能エネルギーの成長を促進する優遇措置と新興技術

RE法は、フィリピンにおけるRE開発の財務的な実現可能性を支える、強力で包括的な税務上および非税務上の優遇措置を提供しています。税務上の優遇措置としては、７年間の所得税免除、その後の法人税の軽減、設備の輸入関税の免除、VAT（付加価値税）ゼロ税率、欠損金の繰越控除および加速減価償却等があります。これらの優遇措置は資本集約型技術にとって特に重要です。非税務上の優遇措置としては、優先的な電力供給、送配電網へのオープンアクセス、RPSに基づくRE証書取引のためのREM（再生可能エネルギー市場）への参加が含まれます。

同時に、新興技術が同国のクリーンエネルギーの方向性を再形成しています。フィリピンは洋上風力発電の主要な投資拠点になっています。現在、80件を超えるサービス契約が付与され、広範な開発前段階の活動が進められています。蓄電池エネルギー貯蔵システムは、DOEが発出した通達により、蓄電が間欠性の管理と予備力の確保に不可欠であると認められたことで、重要性を高めています。水素開発についても、DOEの2024年水素ロードマップに導かれる形で、開発が加速しています。加えて、廃棄物発電に関する規則や、新たに公表されたエネルギー部門向けのカーボンクレジット枠組みなどの補完的な取り組みは、新たな資金調達の経路を切り開き、長期的な排出削減を支える、気候整合型投資メカニズムへのより広範なシフトを象徴しています。

フィリピンのRE部門は、将来を決定づける10年へ入ろうとしています。より開放された投資環境、強化された規制枠組み、新技術の統合により、同国は近代的で強靭な、競争力のあるエネルギーシステム構築に向けた基盤を築きつつあります。課題は残るものの、政策と市場改革の方向性は明確です。すなわち、REが国の将来の電源構成の中核を形成することになります。

世界的な開発事業者による資本と知見の投入とともに、政府による市場メカニズムやインフラの継続的な改善が進む中、フィリピンは地域で屈指のダイナミックなRE市場として台頭する有利なポジションにあり、野心的なクリーンエネルギー目標の達成と、エネルギー安全保障および気候へのレジリエンスの強化を同時に実現し得ると見込まれます。

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台湾の再生可能エネルギーへの移行

炭素排出量を抑制するため、台湾は電力供給の脱炭素化を通じて、「2050年までのネットゼロ排出」を目標としています。具体的には、政府は、電力供給全体の60～70%を再生可能エネルギーから供給し、20～27%は二酸化炭素回収技術を用いた火力発電から供給することを目指しています。

洋上風力発電と太陽光発電に注力しつつ、政策枠組みは、2025年までに再生可能エネルギーの設備容量を29GWとし、2050年までに40～55GWに引き上げることを定めています。同時に、政府は地熱、バイオマス、海洋エネルギー、水素エネルギーなどの他のエネルギー源も積極的に推進しています。

法的枠組みを強化し、排出量を削減しつつ電力の安定性を確保するため、再生可能エネルギー開発法（REDA）は2019年、2023年、2025年と継続して改正されました。

環境・社会・ガバナンス（ESG）基準や企業による電力購入需要に対応するため、政府は、電気事業法とREDAの改正を含むグリーン電力取引メカニズムの構築を通じて、グリーン電力の開発も積極的に推進しています。これらの法改正により、再生可能エネルギーの発電事業者または小売事業者による最終需要家への電力供給が可能となります。

洋上風力発電

政府は、洋上風力発電の開発を、実証奨励フェーズ（フェーズI）、ポテンシャル海域フェーズ（フェーズII）、ブロック開発フェーズ（フェーズIII）という３つのフェーズに区分しています。

フェーズIでは、2013～21年にかけて２つの実証プロジェクトが成功裏に開発され、設備容量は約237MWとなりました。フェーズIIでは、経済部が２段階で開発されたものを含む計16件のプロジェクトに系統容量を割り当て、設備容量の合計は約5.5GWに達しました。注目すべきことに、16件のうち10件のプロジェクトが、2023年後半～25年末の間に商業運転を開始しました。

フェーズIIIについて、政府は、2026～35年の間に運転開始が予定されている追加の15GWの洋上風力発電容量の割当てを定める一連の規則を公布しています。これらの規則の下で、９GWは、2026～31年にかけての系統接続目標を満たすため３つのフェーズ（R3.1、R3.2、R3.3）に割り当てられ、残る６GWは2032～35年にかけて運転開始される予定です。

オークション手続を通じて、R3.1では約３GWの系統容量が５つのプロジェクトに割り当てられ、R3.2では2.7GWがさらに５つのプロジェクトに割り当てられました。R3.3のオークションの正式発表は、2026年第１四半期のいずれかの時期に見込まれています。

フェーズII以降、政府は洋上風力の開発事業者に対し、地元サプライヤーとの取引および地元サプライヤーからの製品・サービスの調達を行うことを義務付ける一連のローカルコンテンツ・プログラムを開始しました。ローカルコンテンツ要件はR3.1およびR3.2において、より複雑かつ厳格なものとなり、風力タービン、ケーブル、電力設備、基礎、船舶、各種の地元サービスなどのローカライズされた部材を含むものとなっています。

しかし、R3.2の開発事業者が2024年４月にオークション提案書を提出した後に、EUは洋上風力プロジェクトに関する台湾のローカルコンテンツ基準について、世界貿易機関（WTO）での紛争解決協議を要請しました。その後、EUと台湾政府は当該WTO紛争に関して合意に達し、政府は、R3.3と将来の洋上風力プロジェクトにはローカルコンテンツ要件を適用しないことを確認しました。

ただし、R3.1のプロジェクトについては行政契約が締結されているため、開発事業者は引き続き、規定されたローカルコンテンツに関する義務を遵守する必要があります。

R3.2の開発事業者に関しては、経済部が、ローカルコンテンツに関する義務の緩和についての審査基準を見直すためのガイドラインを発出しました。具体的には、地元で生産または供給される製品の数量または納入スケジュールが、契約で定められた系統接続期限（2028年末または2029年末と見込まれる）に間に合わない場合、開発事業者は当該義務の免除を申請することができます。

R3.3のオークションに関して、2026年１月に公表されたオークション規則案には、以下の主な特徴が含まれています。

1. 1. ローカルコンテンツ要件は義務ではないが、ESGのコミットメントの提示が求められます。その範囲および具体的な内容は、正式なオークション規則において経済部によって公表される予定です。
   2. 入札者は、技術的能力および財務的能力（基準は最低70点）で評価されます。同点となった場合、開発事業者の台湾での過去の実績を考慮して優先順位が決定されます。良好な実績は評価を高めますが、過去の債務不履行、遅延、以前のローカルコンテンツの義務における不十分な履行状況は、マイナスの指標となります。この仕組みは、R3.1およびR3.2プロジェクトの適時かつ効率的な履行を促すことを目的としています。
   3. 建設の加速を促すため、予定より早く完了したプロジェクトには相応の売電期間の延長が付与される「アーリーバード・インセンティブ」が導入されています。

太陽光発電

土地は、大規模太陽光プロジェクトの開発における重要な要素です。地上設置型の太陽光プロジェクト用地はほとんどが、都市部以外の地域に位置しています。地域計画法（RPA）に基づき、太陽光プロジェクトの開発は、RPAおよびその付属規則で定められた各種の利用制限に従い、許容されるゾーニングが適用され、かつ必要な土地利用許可を取得した土地に限って行うことができます。

一定の条件が満たされる場合、開発事業者は地上設置型太陽光プロジェクトを進めるために、土地のカテゴリおよび／またはゾーニングの変更を申請しなければなりません。

政府は当初、RPAに代わる新たな法制度である空間計画法（SPA）を2025年５月１日に施行し、土地の分類体系を再編する計画でした。しかし、地方自治体および産業界にSPAへの対応のための追加の時間を確保するため、立法院は機能区域制度の実施を2031年４月30日まで延期しました。その結果、RPAの下での従来の土地転用制度は引き続き適用されています。

太陽光プロジェクトを促進するため、経済部およびエネルギー局は、過去２年間にわたり、水上太陽光発電および営農型太陽光発電の取り組みや、バッテリー・エネルギー貯蔵システム（以下、太陽光 BESS）を組み込んだ太陽光プロジェクトを積極的に支援してきました。

水上／営農型太陽光プロジェクトには、主に課題が２つあります。

1. 1. 政府による一定の制限により、外国資本が過半数を所有するプロジェクト会社は、土地利用許可を取得・維持するために、現地の土地管理コンサルタントと連携する必要があります。
   2. 発電プロジェクト会社は、太陽光プロジェクトの運転と並行して、漁業または農業の生産を最低20年間継続する必要があります。

太陽光BESSプロジェクトに関しては、経済部およびエネルギー局は、これらのプロジェクトへの入札に関する年次ガイドラインを発出する予定です。政府は、その開発を促進するために２つの主要なインセンティブを提供しています。

第一に、バッテリー・エネルギー貯蔵システム（BESS）から供給される電力には、太陽光プロジェクトによって発電される電力と比較して異なる料金が設定され、BESSには、より有利な料金が設定されます。第二に、BESSに関連する系統容量の落札者は、BESSの容量に相当する新たなプロジェクトについて、優先権付きで開発する選択が可能です。

さらに、経済部は省庁間の連携により土地の確保を継続するとともに、太陽光プロジェクトの推進に向けて以下の３本柱のアプローチを通じて設置容量の拡大を図ります。

1. 1. 政府間調整メカニズム：経済部は開発事業者にとっての市場参入障壁を低減させるため、中央政府と地方政府の間にコミュニケーション・チャネルを確立します。
   2. 屋上プロジェクトのインセンティブ：小規模プロジェクトを奨励し、設置を促進するために屋上設置に係るインセンティブの仕組みを導入します。面積が1000平方メートル以上の建物の新築、増築、改築については、最低設置容量を満たす太陽光発電システムの設置が義務付けられます。
   3. サポートとコミュニケーション・プラットフォーム：申請に関する案内およびコミュニケーションのためのプラットフォームが設立され、ワンストップのアドバイザリー・サービス、大規模プロジェクトの管理プラットフォーム、地域のコミュニケーション・プラットフォームを備えます。

その他の再生可能エネルギー

ネットゼロ・カーボン排出の目標と原子力発電を段階的に廃止するコミットメントを支えるため、台湾の内閣および経済部は、洋上風力発電と太陽光発電に加えて、他の再生可能エネルギー源を最大化することに注力しています。

2025～35年にかけて新技術を導入する計画があり、水素エネルギー、地熱エネルギー、海洋エネルギーなどの分野における研究資金への迅速な投資が求められます。

地熱プロジェクトについては、大部分の潜在的な地熱資源が3000メートルを超える深さに存在するため、2026年以降の目標は強化地熱システムや先進地熱システムなどの重要技術を実用化することです。

海洋エネルギーの分野では、中型の浮体式装置を活用した実証サイトが2025年までに設置される予定でした。水素エネルギーに関しては、2025年までに２カ所の水素補給ステーションを設置する計画が含まれていました。

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