アジアの政策立案者は、エネルギーミックスにおいて再生可能エネルギーを優先することに焦点を移しています。さまざまなグリーン構想が明らかになっているため、企業は持続可能な発電に投資する前に、管轄区域の規制を比較する必要があります

インド

インドネシア

日本

マレーシア

フィリピン

インド

世界が気候変動の問題と戦う中、インドは従来の形態からクリーンな再生可能発電源にゆっくりと移行することを決定しました。2008年、連邦政府と州政府は、インドの気候変動に関する国家行動計画を立ち上げながら、ナショナルソーラーミッションと呼ばれる主要なイニシアチブを開始しました。クリーンな再生可能エネルギーへの移行を目的として、国は2030年までに450GWの容量を達成するという目標を設定しました。インドは現在、再生可能エネルギープラントに100GW以上の設備容量を持っており、約80GWが太陽光発電設備と風力発電設備で構成されています。

法的枠組み

インドには、連邦政府と単一国家の両方のガバナンス構造があります。したがって、憲法は、連邦と州の間の行政権と立法権の分配を規定しています。この権力分立では、インド憲法の同時リストに電気が含まれています。したがって、国会と州議会の両方が、この主題に関する法律を制定する権利を持っています。ただし、紛争が発生した場合は、中央法の規定が州法に優先するものとします。インドの電力部門を統治する主要な法律は、2003年の電力法（電気法）です。現在、インドには再生可能エネルギーを管理する特定の法律はありません。 再生可能エネルギーは電力分野の一部であるため、電力の発電、送電、配電、取引、および使用の枠組みを提供する電力法の規定に準拠しています。

電力省は電力法の実施を管理し、主に国内の電力分野の発展を取り締まる監督的役割を果たしています。 ただし、インドの再生可能エネルギーの開発と成長は、再生可能エネルギーの開発に関連するすべての問題について政府のノードエージェントとして機能する新再生可能エネルギー省によって管理されています。

政策イニシアチブ

インドはさまざまな再生可能エネルギー源に恵まれており、その中で太陽エネルギーと風力エネルギーが最も普及しています。2015年以降、連邦政府とほとんどの州政府は、再生可能エネルギー部門への民間部門の投資（外国投資を含む）を支援する有利な政策を発表しています。電気法は、連邦政府が州政府と協議して国家電力政策を発行することを要求しています。これは、石炭、天然ガス、核物質、水力、再生可能エネルギーなどの資源を最適に利用して、国内の電力分野の開発を加速するためのガイドラインを定めています。最後の国家電力政策は2005年に発行されました。政府はまた、5年に1回、電力分野の短期的な枠組みを定めた国家電力計画を通知しています。5月、政府は国家電力政策2021の草案を発表しましたが、これはまだ通知されていません。電気法はまた、2006年に最初に発行され、2016年に改訂された国家料金政策を公表することを政府に義務付けています。2016年の国家料金政策は、再生可能エネルギー源による発電の促進を強調し、再生可能エネルギープラントの設置への民間部門の参加を奨励したことが注目に値します。

過去に、風力および太陽光プロジェクトの開発を促進するために、政府は、発電機に、運用の最初の10年間に送電網に供給される電力の各ユニットに対する金銭的インセンティブを与える発電ベースのインセンティブスキームを発表しました。発電機はまた、加速償却の恩恵を受ける権利があります。これにより、インドの太陽光発電の商業および産業ユーザーは、一般的な固定資産よりもはるかに高い割合で風力および太陽光への投資を減価償却できます。電気法に基づいて設立された規制委員会は、再生可能エネルギー源から発電された電力のより広い採用を確実にするために、配電ライセンシーが総需要の一部として購入する再生可能エネルギーの最低レベルを義務付ける規制を発行しました。再生可能エネルギー源の可能性が高いほとんどの州政府は、風力と太陽光への民間投資を誘致するための特定の政策を発表しています。

これらの政策は、プロジェクトの立ち上げのための土地取得へのより簡単なアクセス、再生可能エネルギープロジェクトの開発に合わせた土地利用のより迅速な転換、州の配電ライセンシーによる再生可能エネルギーの優先的調達、避難能力の優先的割り当て、及び手間のかからない伝送インフラストラクチャなどの利点を提供します。
インドで太陽光発電の大規模な成長を可能にした主なインセンティブの1つは、風力発電所と太陽光発電所に「実行しなければならない」ステータスを付与することです。従来の発電所の二部料金とは異なり、風力発電所と太陽光発電所はどちらも一部料金制です。したがって、彼らの収入は、発電とそれ以降の送電に関連しています。実行しなければならないステータスにより、風力発電所と太陽光発電所は、送電インフラストラクチャの混雑によって不当な後退や削減にさらされることがなくなります。電力省は、通知により随時、太陽エネルギーおよび風力エネルギー源から発電された電力の中央送電を介した州間送電システムの料金を免除しました。

規制の枠組み

インドでは、電力は高度に規制された分野です。 電気法は、中央および州レベルで電力規制委員会を設立するための枠組みを設定します。つまり、中央電力規制委員会と州電力規制委員会です。委員会は立法権と司法権を享受し、規制と従属法を発行し、発電機と配電ライセンシー、または配電ライセンシーと消費者の間の紛争を統括する司法権を持っています。中央または州の委員会の命令は、電力に関する紛争を検討する専門機関である電力上訴裁判所（APTEL）に上訴することができます。APTELの決定は、インドの最高裁判所で異議を申し立てられる可能性があります。

中央および州の委員会は、電力販売の料金の規制（中央および州レベルで）、さまざまな供給源（再生可能エネルギー源を含む）から発電された電力の調達の性質の規制、紛争の裁定、送電の規制、およびライセンスの発行を含むさまざまな機能を果たします。電気法は、2つの料金開示方法を規定しています。1つは、中央委員会と州委員会が発行するさまざまな料金規制に基づいて決定される料金であり、もう1つは、競争入札を通じて開示される料金です。競争入札は、連邦政府が発行する標準入札ガイドラインおよび標準入札文書に基づいて行われます。

中央委員会は現在、2017年の中央電力規制委員会（再生可能エネルギー源からの料金決定の条件）規則の下で定められたパラメーターに基づいて、再生可能プラントの一般的な料金を定めています。この規制では、「再生可能エネルギー」を、再生可能エネルギー源から生成される送電品質の電力と定義しています。「再生可能エネルギー源」という用語は、複合サイクルとの統合を含む、小型水力、風力、太陽光、バイオマス、バイオ燃料コージェネレーション、都市または都市廃棄物および新再生可能エネルギー省によって承認されたその他の発生源を含むように規制でさらに定義されています。同様に、州の委員会は、料金決定規則に基づいて定められた固定の一般的なパラメータまたはコスト要素に基づいて、公聴会手順を通じて決定された一般的な料金に達します。発電機はそのような料金を自由に採用し、配電ライセンシーに電力を販売することに同意します。このようなプロジェクトの電力購入契約は、州の同意と承認のための委員会にさらに提出されます。承認されると、発電機は、契約に基づいて合意された料金で配電ライセンシーに電力を供給する権利を持ちます。競争入札ルートを通じて開示された料金の場合、同法は中央委員会または州委員会によって同じものが採用され、発電機とライセンシーの間で締結された合意が承認されることを条件としています。これらの電力購入契約には、発電に有利な調達者（配電ライセンシー）が発行する信用状を通じて確保された非常に堅牢な支払いメカニズムがあります。

今後の方向性

連邦政府は、再生可能エネルギー分野の成長に焦点を当てた改正案を提案するために、2020年の電力（改正）法案を導入しました。たとえば、電力購入契約から生じる紛争を裁定する唯一の権限を有する電力契約執行機関の憲法は、電力購入契約に基づく支払いセキュリティメカニズムの確立を義務付け、再生可能エネルギー購入義務を順守しなかった場合の配電ライセンシーに対する罰金を賦課し、連邦政府が国家再生可能エネルギー政策に通知し、再生可能エネルギーの最低購入義務を規定する権限を与えます。この法案、国家電力政策2021の草案、およびその他の政策は、技術の進歩と気候変動の目標を達成し、エネルギー効率を高めて切望されている変化をもたらすことを期待されています。

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インドネシア

インドネシア政府は、投資家により緩和された規則と機会を与えることにより、2025年に23％の再生可能エネルギー利用目標を達成するという真剣な取り組みを示しています。新再生可能エネルギーおよび省エネルギー総局（Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi、またはDJEBTKE）は最近、インドネシアが水力、太陽光、地熱、およびバイオエネルギーベースの発電所から2021年の前期に217MWを発電することに成功したと発表しました。DJEBTKEはまた、現在、太陽光発電のより多くの利用を促進することに焦点を合わせていると述べています。その巨大な太陽光発電の可能性（最大207.8GWの潜在的容量）にもかかわらず、国はまだ太陽エネルギーの非常に低い利用率しか示していません（わずか0.1％）。

規制の観点から、政府はインドネシアの再生可能エネルギーベースの発電への投資に前向きな勢いを設定しています。たとえば、エネルギー鉱物資源省（MEMR）は、8月に公益のための電力供給事業ライセンスの保有者の電力網に接続された屋上太陽光発電所に関する規制を発行しました。MEMRと国営電力会社（Perusahaan Listrik Negara、またはPLN）も、2021-2030年の待望の電力供給事業計画を規定しています。政府は、上記の新しい規制の枠組みがクリーンエネルギーの使用の増加を効果的に刺激し、最終的には再生可能エネルギー分野への投資を刺激することを強く期待しています。

再生可能エネルギーへの投資

再生可能エネルギー分野への投資は、MEMR（電力総局およびDJEBTKEと共に）および投資調整委員会によって監督され、以下の通り規制されています。
（1）投資に関する2007年法律第25号。
（2）投資事業活動に関する2021年の大統領規則第10号（改正）。
（3）エネルギーに関する2007年法律第30号（改正）。
（4）電気に関する2009年法律第30号（改正）（電気法）、 と
（5）電力供給のための再生可能エネルギー源の利用に関する2017年のMEMR規則第50号（改正）。

T再生可能エネルギー分野の規制の枠組みには、通常、次の重要な要素が含まれています。

（1）外国人の所有制限。政府は特定の外国人所有制限を緩和しました。現在、以下の電力分野は100％外国人所有に開放されています。（i）すべての種類のエネルギーに対して1MWを超える容量の発電（1MW未満の容量の発電は外国投資家に閉鎖されたままです）。 （ii）送電。 （iii）配電。

（2）PLNおよび独立系発電事業者（IPP）。原則として、政府はIPPが最終顧客に直接電力を販売することを許可していません。代わりに、政府はPLNに優先権と特権を与えて、最終顧客に電力を供給します。電力分野で最も一般的な事業構造は、IPPがPLNと電力購入契約を結び、発電所を開発、建設、運営し、PLNに電力を供給します。PLNは、IPPから電力を受け取った後、さらに配電して一般に販売します。

（3）調達。直接の選択または任命に関する規則によって設定された特定の状況を除いて、公共インフラの調達は、公開入札を通じて行われなければなりません。手順、要件、および技術調達文書は、2020年8月28日付けの、新再生可能エネルギーベースの発電所からの電力購入に関するPLNの取締役会の規則で指定されています。再生可能エネルギー分野のIPPは、選択されたプロバイダーリストに登録される必要があります。このリストは、事前に選択された商品およびサービスプロバイダーを含み、PLNによって発行および維持されます。このリストは、PLNが適切で適格なプロバイダーを選択するプロセスを速めるのに役立ち、限られた入札の事前適格プロバイダーを候補リストに載せたり、PLNプロジェクトの適格プロバイダーを直接任命したりすることができます。

（4）再生可能エネルギーベースの電力の購入価格。IPPからPLNに提案された購入価格は、MEMRの承認が必要です。購入価格は、IPPとPLNの間の交渉、または政府によって定められた最大ベンチマーク価格に基づいて設定されます。これは、再生可能エネルギーの種類と国および地方または地域レベルでのMEMRによって承認されたPLNの発電コスト（配電コストを除く）に大きく依存します。政府は最近、発電コストの新しいベンチマーク価格を設定しました。これは、一部の地域では以前のベンチマークよりも低くなっています。これは、再生可能エネルギーベースの発電業界の投資家にとっては問題かもしれません。

（5）購入計画。政府は、IPPから電源を購入する際に、さまざまな構造または計画を適用します。「建設、所有、運用、譲渡」計画を通じて行われなければならない再生不可能なエネルギーベースの電力の購入とは異なり、再生可能エネルギーベースの電力は、PLNとの交渉の対象となる「建設、所有、運用」を可能にすることで、より魅力的な計画を提供します。両者の主な違いは、後者の計画では、IPPは、電力購入契約の満了時にプロジェクトをPLNに譲渡する義務を負わないことです。

再生可能エネルギーベースの発電の購入計画では、投資家は、資産譲渡のコスト要素を考慮しなくなったため、内部収益率に関する新しい計算を採用しているようです。これにより、プロジェクトの銀行能力が高まる可能性があります。

屋上太陽光発電所の場合、インドネシアで最も人気のある事業計画は、オペレーティングリース契約を採用することです。屋上太陽光発電所の開発者は、契約に基づいて、賃貸料を基本的な料金支払いとして、屋上太陽光発電所の設備を消費者にリースします。MEMR規制は、さらなる緩和を提供します。

設置された屋上太陽光発電所からPLN送電網、または公益事業ライセンス(izin usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum, or IUPTLU), の電力供給の所有者に属する送電網に送電された余剰電力に対して、顧客は、電気代の大幅な削減につながる、100％のクレジット（以前は65％に制限されていました）を受け取ることができます。

いくつかの懸念

株式譲渡制限。MEMR規制は、スポンサー（地熱ベースのIPPを除く）がIPPが商業運転日に達する前に株式を譲渡することを禁じています。ただし、PLNの承認を条件に、そのようなスポンサーまたは株主が株式の90％以上を保有している関連当事者への譲渡を除きます。

ローカルコンテンツ要件。電気法では、国内の製品やサービス（ローカルコンテンツ）の優先順位付けが義務付けられています。したがって、外国の製品および潜在的な資源は、国内の製品または資源が利用できない場合にのみ許可されます。再生可能エネルギーベースの発電に関しては、産業大臣は、再生可能エネルギーの種類に応じて、使用するローカルコンテンツの最小パーセンテージを設定します。

実際には、再生可能エネルギーの投資家は、必要な部品を供給する国内産業がないために、規定されたローカルコンテンツ政策に準拠するのが困難になることがよくあります。現在まで、政府が関連する政策を間もなく緩和するかどうかについての最新情報はありません。

期待

現在、政府による最終決定が保留されている再生可能エネルギー部門には、PLNによる再生可能エネルギーベースの電力の購入に関する大統領規制と、新エネルギーおよび再生可能エネルギーに関する法案の2つの新しい規制があります。新しい規制のために提案された重要なポイントのいくつかには、購入価格計画の変更（つまり、発電コストのベンチマーク価格から固定価格買取制度への変更）、および再生可能エネルギーの発電コストを計算するためのより良い方法が含まれます。

多くの利害関係者は、これらの規制が、より魅力的で銀行可能な電力価格設定計画を提供し、従来のエネルギーから再生可能エネルギーへのより迅速な移行を促進し、投資家に有利なビジネスチャンスをもたらすことにより、インドネシアへの再生可能エネルギー投資を直接刺激することを望んでいます。

政府はまた、事業者が事業活動からの炭素排出量を管理し、適用される排出基準に従うことを奨励するために、炭素価格設定手段（すなわち、炭素排出量取引および炭素税）を適用することを計画しています。これは、エネルギー分野の企業が待ち望んでいたことです。

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日本

日本では、電力会社による再生可能エネルギー電力の調達に関する特別措置法に基づき、2012年に、特に固定価格買取制度（FIT）が導入された後、再生可能エネルギーの採用が増加しています。2020年6月に、この法律は改正され、再生可能エネルギー電力の使用の促進に関する特別措置に関する法律に改名されて、2022年4月1日にいくつかの例外を除いて発効します。改正法に基づき、固定買取プレミアム（FIP）システムが追加されました。

この記事は、太陽光発電の扱いに焦点を当てています。改正された法律は「新再生可能エネルギー法」と呼ばれ、改正前後の法律は共に「再生可能エネルギー法」と呼ばれます。

FITおよびFIPシステム

FITとは、電力会社が再生可能エネルギーで発電した電力を一定の固定価格（調達価格）で一定期間購入することを政府が保証する制度です。再生可能エネルギー法に基づく認証を取得した事業者は、電力会社との間で電力購入契約（特定契約）を締結する権利があります。この特定の契約に基づき、電力会社による購入は、調達期間にわたって調達価格で保証されます。

再生可能エネルギー発電設備のカテゴリーごとに、経済産業大臣が各会計年度に調達価格と調達期間を決定します。

調達価格は、価格目標や適切な利益率などを考慮し、プロジェクトを効率的に実施した場合に通常必要となる費用に基づいて決定されます。一定規模以上の太陽光発電設備の調達価格は、入札制度の対象となり、入札結果に基づいて決定されます。

FIPは、標準価格（新再生可能エネルギー法で定義）と基準価格の差額を一定期間（付与期間）のプレミアムとして事業者に付与する制度です。FIPシステムでは、事業者は卸電力市場で、または交渉による取引を通じて電力を販売します。購入価格は、卸電力市場で、または交渉取引を通じて決定されます。事業者は、再生可能エネルギー法に基づいて定義された供給促進補助金を受け取ります。これは、日本の送電事業者地域間調整機構（OCCTO）によって毎月支払われます。

調達価格と同様に、FIPシステムの「標準価格」は、プロジェクトが効率的に実施された場合に通常必要となるコストに基づいて、価格目標や適切な利益率などを考慮して決定されます。「基準価格」は 卸売電力取引市場の平均価格に基づいて決定されます。FIPシステムでは、販売される電力の価格は市場価格にリンクされます。 価格に加えて供給促進補助金が支給されるため、市場価格が高い電力需要のピーク時に供給を増やすインセンティブがあります。FIPシステムは、再生可能エネルギー電力事業を向上させ、一般電力市場への統合を促進することを目的としています。FITとFIPシステムは、新しい再生可能エネルギー法の下で共存します。

太陽光発電のFITまたはFIPの下での価格と期間

太陽光発電設備の規模	2021年度 調達価格（FIT）	2022年度 調達価格（FIT） および標準価格（FIP）	調達期間（FIT）および付与期間（FIP）
1000kW以上	入札により決定	FIPシステムが適用され、標準価格は入札によって決定されます	20年
250kW以上1000kW未満	入札により決定	FITまたはFIPシステムを選択できます FITシステムを選択した場合、調達価格は入札により決定されます。FIPシステムを選択した場合の標準価格は10円/ kWhです。	20年
50 kW以上250 kW未満	11円/ kWh	FITまたはFIPシステムを選択できます 調達価格と標準価格は10円/ kWh	20年
10 kW以上50 kW未満	12円/ kWh	FITシステムが適用され、調達価格は11円/ kWhです。	20年
10kW未満	19円/ kWh	FITシステムが適用され、調達価格は17円/ kWhです。	10年

備考。表中の2022年度の説明は、これまでに政府が発表した資料に基づいており、まだ正式に決定されていません。

プロジェクト計画の認証

プロジェクト計画。FITまたはFIPシステムをプロジェクトに適用するには、事業者は再生可能エネルギー発電プロジェクト計画を作成し、経済産業大臣の証明書（プロジェクト計画の証明書）を取得する必要があります。計画は、すべての認証基準を満たす必要があります。認証を取得するには、プロジェクト現場を確保し、出力、パネル、電力調整システムなどの設備、基本設計を決定する必要があります。プロジェクト現場を確保するためには、土地関連の法規制を検討する必要があります。環境アセスメントが必要な場合は、認証を申請する前に手続きを開始する必要があります。 また、関連する送配電事業者に接続調査を申請し、認証を申請する前に送電線網への接続の同意を得る必要があります。

操業開始の遅延。プロジェクト計画の認証を取得した後、太陽光発電の建設を進めます。なお、操業開始の遅れは、調達や交付期間の短縮、プロジェクト計画の認証の取り消しなどの悪影響をもたらす可能性があります。太陽光発電の場合、開始期限は、いくつかの例外を除いて、プロジェクト計画の認証日から3年です。締切日以降に操業を開始した場合は、遅延により調達・交付期間が短縮されます。新再生可能エネルギー法では、プロジェクト計画の認証日から一定期間内に発電が開始されない場合、プロジェクト計画の認証は取り消しになります。

プロジェクト計画の変更。認定されたプロジェクト計画を変更する場合は、マイナーな場合を除いて、変更の認定を取得する必要があります。プロジェクトに適用される調達価格または標準価格は、プロジェクト計画に対する次の変更のいずれかによって変更される場合があります。（1）発電設備の出力の増加。（2）太陽電池の総出力の増加（3kW以上または3％以上）または減少（20％以上）。（3）自家発電設備等の設置。（4）送電網接続契約の日付の変更。

規則、注意すべき問題

太陽光発電プロジェクトの収益性とキャッシュフローに影響を与える規則と問題は次のとおりです。

（1）太陽光発電設備の廃止に伴う費用の確実な準備金を確保するために、10kW以上のすべての認定太陽光発電プロジェクトは準備金を確保する必要があります。準備金は、FITシステムの調達価格またはFIPシステムの供給促進補助金から差し引かれ、内部で準備金を維持することが許可されている場合を除き、OCCTOで維持されます。

（2）電力会社は、所定の回避策を講じた後でも、電力供給が需要を超えると予想される場合、事業者に出力を削減するように指示することができます。2021年4月1日以降に送電網接続契約が締結された日本のどの地域の太陽光発電プロジェクトでも、制限や補償なしに出力制御の対象となります。

（3）電力託送料金が、小売電力会社から送電および配電事業者に支払われています。電力生産者側に費用の一部を負担させるための議論が進行中です。

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マレーシア

マレーシアは、半島マレーシアと、サバ州とサラワク州で構成される東マレーシアで成り立っています。各地域には、マレーシア半島のTenaga Nasional 、サバ州のSabah Electricity、サラワク州のSerawak Energy など、電力を発電、送電、配電するためのそれぞれの地域に独自の公益施設があります。

この記事では、開発者または投資家が国、特にマレーシア半島の電力供給のための再生可能資源に基づく発電施設に投資する際に考慮すべき関連する法的側面に焦点を当てています。

国の適用可能な再生可能エネルギー法は、1990年の電力供給法と2011年の再生可能エネルギー法です。再生可能エネルギー法の下では、再生可能資源は「スケジュールの最初の列に記載されている、繰り返し発生する非枯渇の原産の資源または技術」と定義され、該当する再生可能資源としてバイオガス、バイオマス、小型水力発電、または太陽光発電がリストされています。再生可能資源から発電または生成された電気は、再生可能エネルギーと呼ばれます。

承認とライセンス

再生可能エネルギー法では、再生可能資源から発電・供給を希望する人は、固定価格買取制度の承認申請書を提出し、固定価格買取制度の承認保有者となる必要があります。発電所のサイズは、バイオガス、バイオマス、小規模水力発電の場合は1MWから30MWの範囲であり、太陽光発電の場合は1kWから30MWの範囲です。

この法律は、最大30MWの再生可能資源から電力を発電する発電所にのみ適用されます。固定価格買取制度の承認は、2011年の持続可能なエネルギー開発局法に基づいて設立された持続可能なエネルギー開発局（SEDA）に申請書を提出することで取得できます。

30MWを超える再生可能資源を使用する発電所の場合、開発者は、2001年のエネルギー委員会法に基づいて設立されたエネルギー委員会から電力供給法に基づくライセンスを取得する必要があります。著者の経験によれば、その発電所の開発者に適用される条件は、通常、エネルギー委員会によって発行されたライセンスで包括的に提供されます。

再生可能エネルギー法

SEDAは、マレーシアの電力会社Tenaga Nasionalとの再生可能エネルギー電力購入契約（RePPA）に基づいて、再生可能エネルギー設備から発電された電力について開発者に支払われる固定価格買取制度の規制当局です。

再生可能エネルギー法の下では、申請で成功する開発業者または投資家が知っておく必要のある重要な事項は次のとおりです。

（1）固定価格買取制度の承認は、固定価格買取制度の承認所有者個人のものであり、SEDAの事前の書面による承認がない限り、他の人に割り当てまたは譲渡することはできません。

（2）固定価格買取の承認保有者は、RePPAを締結するものとします。バイオガスまたはバイオマスから発電される電力の一般的な期間は16年ですが、小型水力または太陽光発電からの電力は、固定価格買取制度の開始日からそれぞれのRePPAの下で21年です。

（3）SEDAは、固定価格買取制度に基づく固定価格買取制度を管理・実施します。固定価格買取制度の料金は、法のスケジュールの3番目の列に記載されています。

（4）固定価格買取制度は、1月1日の年間値下げ率の対象となります。

（5）固定価格買取制度は、エネルギー委員会の同意を得て、SEDAによって規定された技術的および運用上の要件の対象となります。

（6）SEDAは、いつでも追加の条件を課すか、固定買取制度の承認にすでに課されている条件を変更または取り消すことができます。但し、条件の賦課、変更、または取り消しの草案とともに、そのような意図を事前に通知することを条件とします。

（7）SEDAは、固定買取制度の承認保有者が書面による提出によって異議を唱える可能性のある条件の遵守または非遵守を要求する指示を随時発行する可能性があります。SEDAによる十分な検討の後、その人がその固定買取制度の承認の条件または法律の規定に違反しないことを保証するために、必要に応じてそのような特定の行動を取ることを要求する場合があります。指示が確定したら、固定買取制度の承認所有者はそのような指示に従う必要があります。

（8）SEDAは、他のさまざまな事項についても規則を作成する場合があります。 例えば、技術上と運用上の要件、設置の基準、または法律がSEDAに権限を与えたその他の事項です。

電力供給法

上記のように、30MWを超える再生可能エネルギーに基づく発電所の設立を希望する開発業者または投資家は、電力供給法に基づくライセンスを取得し、発電所のサイズとその場所に応じて、他の法律を遵守する必要があります。エネルギー委員会は、法の下で発電するライセンシーの規制当局として積極的な役割を果たしています。そして、さまざまな補助的な規制やガイドラインの下でその権限を行使することができます。

最近、再生可能資源から発電される電力のフットプリントを増やすというマレーシアの推進の一環として、エネルギー委員会は最大100MWの大規模太陽光発電所の提案依頼書（RFP）を発行しました。2017年以来、委員会は3つのRFPを発行しており、プログラムは現在、大規模太陽光発電入札サイクル4と呼ばれる第4サイクルにあります。

大規模な太陽光発電プログラムでは、RFPの要件に準拠することを条件に、誰でも入札に参加することができます。RFPの要件には、通常、買電契約（PPA）の草案が含まれます。入札者はRFPに完全に準拠するか、提案の一部として、入札者が落札した場合に公益事業者と交渉する可能性のあるPPA草案の規定からの逸脱を提出することができます。PPAは通常、マレーシア政府によって書面で別途承認されない限り、直接または間接レベルの両方で株式所有権を譲渡するための猶予期間を提供します。大規模な太陽光発電プログラムの下での落札者の選択は、競争力のある料金に基づいています。

単一の購入者

電力供給法の下では、単一の購入者はTenaga Nasionalのユニット、部　または部門であり、マレーシア半島の再生可能および再生不可能な資源から電力供給のための機能を果たす権限を与えられています。単一の購入者は、エネルギー委員会の権限の下でも機能します。単一のバイヤーがPPAの交渉と実施を監督します。

外国投資政策

マレーシア政府は、外国投資家が、再生可能エネルギー源からであろうとなかろうと、発電施設の開発者になることを意図している国で設立された会社の最大49％の株式所有権を保持することを許可しています。

市場の観察

著者の経験に基づくと、ほとんどの開発者は、再生可能エネルギー法または電力供給法に基づいているかどうかにかかわらず、通常、マレーシアの金融機関から、完全にマレーシアリンギットで債務融資を受けています。債務返済期間は通常12〜15年です。保険プログラムもマレーシアリンギットに基づいています。

土木工事の多くは、通常、マレーシアの請負業者によって実施されます。機器の供給は、海外の供給業者、つまり相手先ブランド供給業者から調達することも、認可された販売業者を通じて現地で入手することもできます。

結論

マレーシアの再生可能資源からの発電の将来は、主に太陽光発電と、程度は少ないですが水力発電から増えるでしょう。サラワク州には、その気候条件のために多数の水力発電所があります。

上記は、マレーシアの特定の再生可能エネルギー法の概要を読者に提供することを目的としています。常に、法律の他の側面も開発段階から商業運転までの取引に影響を及ぼします。これは開発業者が不断の問題として適切に考慮する必要があります。

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フィリピン

過去数年間、フィリピンはアジアで最も高い電気料金にあることで有名でした。 従来のエネルギー資源と発電所への依存は、電気料金の高騰と繰り返す電圧低下を引き起こしていると批判されています。2020年の時点で、フィリピンは57.2％の石炭、2.4％の石油、19.2％の天然ガス、21.2％の再生可能エネルギーの発電エネルギー構成で運営されています。

エネルギー安全保障への道のりで、エネルギー省（DOE）は最近、フィリピンのエネルギー計画2020-2040を発表し、再生可能エネルギーが2030年までに発電構成の35％、2040年までに50％に到達するという国の目標を設定しました。フィリピンの法律は、この大胆な目標に資金を提供するために必要な開発前投資を引き付けることを目的とした法的枠組みを確立しています。

再生可能エネルギー法

フィリピンの再生可能エネルギー開発は、主に再生可能エネルギー法に準拠しています。フィリピンの法律では、再生可能エネルギー資源を「使用する総量に上限がなく、ダムやその他の新しい再生可能エネルギー技術に関する国際的に認められた規範や基準に準拠している、バイオマス、太陽光、風力、地熱、海洋エネルギー、水力などを含むエネルギー資源」と定義しています。

再生可能エネルギー開発の一般的な枠組み。フィリピン憲法は、国家がその天然資源の所有者であると主張するリーガリアの教義の原則の修正を採用しました。事実上、すべてのエネルギーの効力はフィリピン国家によって所有されています。フィリピン憲法第XII条の第2条に従い、国は、天然資源と再生可能エネルギー源の探査、開発、利用を完全に管理および監督する権限を与えられています。此処では、国は、直接またはフィリピン市民との合弁事業、または資本の60％以上がフィリピン人によって所有されている企業と事業を行うことが出来ます。

上記を実施するために、再生可能エネルギー法は、DOEに資格のある再生可能エネルギー開発業者との契約を結ぶことを義務付けています。再生可能エネルギー契約は通常25年間有効であり、さらに25年間更新可能です。

財政的インセンティブ。再生可能エネルギー法は、適格な再生可能エネルギー開発業者に多くのインセンティブを提供します。財政的インセンティブは次のとおりです。

• 7年間の所得税の猶予（ITH）;
• 再生可能エネルギーの機械、設備、材料の免税輸入。
• 設備および機械に対する特別不動産税率。
• 純営業損失の繰越。
• ITH後の10％の法人所得税率。
• 加速減価償却。
• 再生可能エネルギーの販売と購入に対する0％の付加価値税率。
• 布教電化のための現金インセンティブ。
• 炭素クレジットの免税。
• 国内の資本設備やサービスに対する税額控除。及び、
• 電力産業改革法（EPIRA）に基づいて規定されたユニバーサル料金の免除。

その他のインセンティブと機会。再生可能エネルギーへの投資を奨励するための以下の非財政的インセンティブと機会は、現在享受されているか、まもなく実施される予定です。

（1）固定価格買取制度（FIT）。再生可能エネルギー法は、風力、太陽光、海洋、流れ込み式水力発電、バイオマスから生成される電力のFITシステムの確立を義務付けています。FITは、電力業界の参加者に、適格な新興の再生可能エネルギー源から、一定期間、kWhあたりの保証された固定料金で電力を調達することを要求する政策に言及しています。

（2）再生可能ポートフォリオ基準（RPS）は、電力供給業者が適格な再生可能エネルギー資源からエネルギー供給の合意された部分を調達することを要求する市場ベースの政策です。関連する規制では、配電事業者（DU）、電力供給業者、直接接続された顧客に電力を供給する発電会社、およびエネルギー分野の参加者に、適格な再生可能エネルギー資源から一定の割合の電力を調達または生産することを義務付けています。これには、バイオマス、廃棄物からエネルギーへの技術、風力、太陽光、水力、海洋、地熱、および後にDOEによって特定されるその他の技術が含まれます。

（3）グリーンエネルギーオプションプログラム（GEOP）は、資格のある小売電力供給業者（RES）から電気供給を調達することにより、再生可能エネルギーからのエネルギー要件を満たすために少なくとも100kWの電力を消費する採集顧客に権限を与えるメカニズムで、再生可能エネルギー発電機から電力を購入します。

（4）ネットメータリングは、分散型電源に適したシステムであり、配電送電網のユーザーは送電網に双方向で接続し、正味の電力消費量に対してのみ課金され、電力送電網への全体的な貢献に対してクレジットされます。このシステムでは、資格のある顧客は、最大100kWの容量の再生可能エネルギー施設を通じて発電することができます。そのような参加者は、電気料金を相殺するために使用できるクレジットを使って、余剰電力をDUに送り出すことができます。

（5）再生可能エネルギー市場。この法律はまた、再生可能エネルギー資源から生成された電力量に相当する再生可能エネルギー証明書（REC）の取引が取引される再生可能エネルギー市場の設立を義務付けています。

EPIRAと電力業界

再生可能エネルギー法とは別に、再生可能エネルギー開発業者は、フィリピンの電力業界全体とその参加者を規制するEPIRA法に主に準拠します。

発電EPIRAは、発電は公益事業とは見なされないため、発電会社として運営するための全国的なフランチャイズは必要ないことを明確にしています。EPIRA規則では、発電会社は、エネルギー規制委員会（ERC）からの発電に使用される施設を運用するために、コンプライアンス証明書（COC）を確保する必要があります。COCは、新発電施設の商業運転前にERCから確保され、定期的（5年ごと）に更新されなければなりません。特に、EPIRAは、発電会社またはその持ち株会社に対して、普通株式の15％以上の一部を一般に提供および販売することを義務付けています。

伝送送電網への接続は、発電会社が送電網、相互接続された送電線の高圧バックボーンシステム、変電所、および大容量電力を伝達するための関連施設に電力を注入するために必要です。現在、フィリピンのNational Grid Corporation（NGCP）は、国が所有する電力網の運用、保守、開発を担当しています。送電網に接続する前に、送電網の影響調査の実施、NGCPとの接続契約の実行、提案された接続のERCからの承認など、いくつかの手順を実行する必要があります。

配電専属市場に電力を供給するために、発電会社は、DUの専属市場向けの容量および/またはエネルギーの供給について、DUと電力供給契約（PSA）を締結する必要があります。PSAは、成功した透明性のある競争力のある選考プロセスに続いて、勝利した発電会社に授与されるものとします。PSAに基づいて請求される料金は、ERCによる承認が必要です。

小売電力供給。小売競争およびオープンアクセス（RCOA）制度の下では、特定のしきい値を満たす電力最終顧客は、ERCによってRESとして正式に認可された事業体から電力要件を調達することを許可された競争市場の一部と見なされるものとします。ERCによる料金承認の対象となるDUを備えたPSAとは異なり、小売供給契約に基づいてRESが請求できる料金はERCによって規制されていません。

卸電力スポット市場（WESM）は、実際の使用（需要）と入手可能性（供給）に基づいて価格が決定される商品として電力を取引するための購入者と販売者のための中央集権的な場所です。WESMは、電力の販売者と購入者の間の契約に基づいて取引された数量から実際の変動する価格を識別および設定するためのメカニズムを提供します。WESMは、フィリピンの独立電力市場オペレーター（IEMOP）によって運営され、主にPEMCの取締役会とWESMガバナンス委員会を通じてフィリピン電力市場公社（PEMC）によって管理されています。

その他の考慮事項

フィリピンの再生可能エネルギー開発者にとってのその他の重要な考慮事項は、土地の所有権と使用または権利に関連する法律、先住民族の権利法およびその他の関連法、環境法、地方自治体の法律および規制です。

最後に、再生可能エネルギー部門の成長に特に焦点を当てて、制限をさらに緩和し、電力およびエネルギー業界の複雑な要件を簡素化することを目的とした法案および立法発議がいくつか提案されています。

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