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固定価格買取制度（FIT、FiT、標準オファー契約[ 1 ] 、先進再生可能エネルギー買取制度[ 2 ]、または再生可能エネルギー支払い[ 3 ] ）は、再生可能エネルギー生産者に長期契約を提供することで、再生可能エネルギー技術への投資を加速するように設計された政策メカニズムです。 [ 1 ] [ 4 ]これは、再生可能エネルギー生産者に市場価格を上回る価格を約束し[ 5 ]、再生可能エネルギー投資の資金調達に役立つ価格の確実性と長期契約を提供することを意味します。[ 4 ] [ 6 ]通常、FITは、ある技術の開発を他の技術よりも促進するために、異なる再生可能エネルギー源に異なる価格を割り当てます。たとえば、風力発電や太陽光発電[ 7 ]などの技術は、潮力発電よりもkWhあたり高い価格が支払われます。FITには、技術コストの削減に追随し、促進するために、価格または買取価格を徐々に下げる「ディグレッション」が含まれることがよくあります。[ 4 ] : 25 [ 1 ] : 100 [ 8 ]
FITsには通常、3つの重要な条項が含まれています。[ 9 ] [ 1 ]
FIT制度の下では、対象となる再生可能エネルギー発電事業者は、送電網に供給する再生可能エネルギー電力に対して、コストに基づいた価格を受け取ります。これにより、多様な技術（風力、太陽光、バイオガスなど）の開発が可能になり、投資家は妥当な収益を得ることができます。この原則は、ドイツの2000年再生可能エネルギー法で説明されています。
補償率は科学的研究に基づいて決定されており、その際、特定された補償率は、最新技術の使用に基づき、かつ特定の地理的環境で自然に利用可能な再生可能エネルギー源に応じて、設備が効率的に管理された場合に費用対効果の高い運用を可能にするものでなければならないという条件が付されている。
— 2000年再生可能エネルギー源法[ 10 ]： 16
関税は技術、場所、規模、地域によって異なる場合があり、通常は技術革新を追跡し促進するために時間とともに低下するように設計されています。[ 1 ] [ 4 ] FITは通常、長期間（15～25年）の保証された購入契約を提供し、生産者に生産量と効率を最大化するためのインセンティブを与えます。[ 1 ] [ 11 ] [ 12 ]
2008年、欧州委員会による詳細な分析では、「適切に調整された固定価格買取制度は、一般的に再生可能電力の促進に最も効率的かつ効果的な支援制度である」と結論付けられました。[13] この結論は、国際エネルギー機関[ 14 ] [ 15]、欧州再生可能エネルギー連盟[16]、ドイツ銀行[17]などによる他の分析によっても支持されています。 2019年現在、 50か国以上がFIT政策を実施しています。[ 18 ]
環境経済学では、FITは限界費用に基づいて区別することができます。この政策構造では、関税価格はスポット価格をわずかに上回る価格から、政府の最適生産レベルに達するために必要な価格までの範囲になります。限界費用が低い企業には低い価格が提示され、限界費用が高い企業には高い関税価格が適用されます。この政策は、特定の生産拠点の収益性を低下させ、発電機のより広範な分散を促進することを目的としています。しかし、最も効率的な拠点が十分に活用されない可能性があるため、再生可能電力の費用対効果の低い生産につながる可能性があります。[ 19 ]
差別化料金制度の第二の目的は、プログラム全体のコストを削減することです。均一料金制度では、すべての生産者が同じ価格を受け取りますが、これは生産を促すために必要な価格を超え、余剰収益と利益が生じる可能性があります。差別化料金制度は、各生産者に生産を維持するために必要なインセンティブを提供し、再生可能エネルギー生産の最適な市場量を達成することを目指しています。[ 20 ]
グローバル化の文脈において、FITは貿易の観点から課題を提起する。なぜなら、ある国でのFITの実施は、他の国の産業や政策に影響を与える可能性があるからである。理想的には、これらの政策手段は、その実施と規制を監督する世界的に調整された機関の管轄下に置かれるべきであり、それは世界貿易機関を通じて促進される可能性がある。[ 21 ]
補償方法は3つあります。
固定価格買取制度（別の名称で）の最初の形態は、 1978年にジミー・カーター大統領が国家エネルギー法（NEA）に署名した際に米国で実施されました。この法律は5つの別々の法律から成り、そのうちの1つが公益事業規制政策法（PURPA）でした。国家エネルギー法の目的は、エネルギーの節約と、風力、太陽光、地熱などの再生可能エネルギーを含む新しいエネルギー資源の開発を促進することでした。[ 22 ] [ 23 ]
PURPA には、電力会社が適格な独立系発電事業者から発電された電力を、回避コストを超えない料金で購入することを義務付ける条項が含まれていました。[ 23 ]回避コストは、電力会社が同じ発電を行うために負担するコストを反映するように設計されていました。1980 年代には PURPA の解釈が異なっていました。一部の電力会社や州の公益事業委員会は、回避コストを回避燃料費と狭義に解釈しましたが、他の電力会社は「回避コスト」を発電の「回避長期限界コスト」と定義することを選びました。[ 23 ]長期コストとは、今後数年間の予想電力コストを指します。この最後のアプローチは、カリフォルニア州の標準オファー契約第 4 号で採用されました。 [ 24 ] PURPA 法に含まれるもう 1 つの条項は、新規参入者を奨励するために、電力会社がプロジェクトの 50% 以上を所有することを禁止することでした。[ 23 ]
PURPA を遵守するため、一部の州では生産者に対して標準オファー契約の提供を開始しました。カリフォルニア州公益事業委員会は、発電の予想長期コストに対する標準オファー固定価格を含む、多数の標準オファー契約を確立しました。電力コストの長期見積もりは、石油とガスの価格が上昇し続けるという（当時広く信じられていた）考えに基づいていました。[ 25 ]これにより、新しい発電の長期的な回避コストを反映するように設計された、固定購入価格の段階的なスケジュールが実現しました。1992 年までに、民間の発電事業者は カリフォルニア州で約 1,700 MW の風力発電設備を設置し、その一部は現在も稼働しています。PURPA の採用は、フロリダ州やメイン州などの他の州でも、再生可能エネルギー発電の大幅な増加につながりました。[ 23 ]
それにもかかわらず、PURPAは米国の電力業界では依然として否定的な意味合いを持っている。1980年代後半に石油とガスの価格が急落したとき、新しい再生可能エネルギー開発を促進するために締結された標準オファー契約は、それに比べて高額に見えた。その結果、PURPA契約は電気料金の負担となる高額な負担と見なされるようになった。[ 25 ]
PURPAに対する反対意見のもう一つの源は、非公益事業による発電を促進するように設計されていたという事実から生じた。これは、多くの大手公益事業会社、特に独占的な供給業者によって脅威と解釈された。非公益事業による発電を促進する結果として、PURPAは競争の促進に向けた重要な一歩としても解釈されている。[ 23 ]
1990年、ドイツは「Stromeinspeisungsgesetz」（StrEG）、「電力網への電力供給に関する法律」を採択した。[ 26 ] StrEGは、電力会社に対し、再生可能エネルギー供給業者から発電された電力を、電力の小売価格の一定割合で購入することを義務付けた。太陽光発電と風力発電に提示された割合は家庭用電力価格の90%に設定され、水力発電やバイオマスなどの他の技術には65%から80%の割合が提示された。プロジェクトの上限は5MWと 定められた。[ 26 ]
ドイツのStrEGは太陽光発電などの高コスト技術を促進するには不十分であったが、風力発電などの低コスト技術を促進する上では比較的効果的であることが証明され、1991年から1999年の間に4,400MWの新たな風力発電容量が導入され 、これは1999年までに世界の風力発電容量全体の約3分の1を占めた。[ 10 ]
StrEGが取り組んだもう一つの課題は、送電網への接続権でした。StrEGは、再生可能電力生産者に送電網へのアクセスを保証しました。[ 10 ]同様のパーセンテージベースの固定価格買取制度は、1990年代にスペイン[ 27 ]とデンマーク[ 28 ]で採用されました。
ドイツの固定価格買取制度は、2000年に大幅な改正を経て、再生可能エネルギー源法（2000年）（ドイツ語：Erneuerbare-Energien-GesetzまたはEEG）となった。[ 10 ]この法律は、再生可能エネルギー源に優先権を与える法律である。新しい形では、この法律は再生可能エネルギーの導入を加速するための非常に効果的な政策枠組みであることが証明された。[ 29 ]重要な変更点には以下が含まれる。[ 29 ]
ドイツの政策（2004年、2009年、2012年に改正）は非常に成功したため、他の固定価格買取制度を検討する際のベンチマークとしてよく用いられた。他の国々もドイツのアプローチに倣った。長期契約は通常、すべての再生可能エネルギー生産者に差別なく提供される。買取価格はコストに基づいて決定されるため、効率的に運営されるプロジェクトは妥当な収益率をもたらす。[ 11 ] [ 30 ] この原則は法律に明記されている。
「補償率は、科学的研究に基づいて決定されたものであり、ただし、特定された補償率は、最新技術の使用に基づき、かつ特定の地理的環境で自然に利用可能な再生可能エネルギー源に応じて、効率的に管理された場合に、設備が費用対効果の高い方法で運用されることを可能にするものでなければならない。」
—再生可能エネルギー源法（2000年）[ 10 ]： 16
固定価格買取制度は通常、5～10%の収益率を目標としている。ドイツにおける太陽光発電の成功により、ピーク出力時の電気料金が最大40%低下し、消費者は5億2000万ユーロから8億4000万ユーロの節約を実現した。[ 31 ] [ 32 ]消費者の節約は逆に大手電力会社の利益率の低下を招き、大手電力会社はドイツ政府に働きかけ、2012年に補助金を削減した。 [ 32 ]ドイツにおける太陽エネルギーの割合の増加は、ガス火力発電所や石炭火力発電所の閉鎖にもつながった。[ 33 ]
多くの場合、発電された電力はすべて送電網に送られるため、上記の説明にあるように、システムはPPAとよく似た仕組みで機能します。ただし、電力会社との購入契約は不要で、売電価格は国が管理しているため、「売電価格」（ドイツ語では「Einspeisetarif」）という用語が一般的に使用されます。2012年頃から、PPAが支援されるようになり、小規模太陽光発電プロジェクトでは、売電価格が購入電力価格よりも低くなったため、電力の直接利用がより魅力的になったことから、他のタイプの契約がより一般的になりました。
2014年8月1日、改正再生可能エネルギー法が施行された。特定の導入回廊によって、将来的に再生可能エネルギーをどの程度拡大するかが規定され、新規設備の資金提供率（固定価格買取制度）は、地上設置型太陽光発電所から始まり、徐々に政府によって設定されるのではなく、オークションによって決定されるようになる。[ 34 ]これは政策の大きな変更であり、2017年からは陸上および洋上風力発電の入札プロセスによってさらに拡大される予定である。
固定価格買取制度（FiT）は、電気料金の値上げと値下げの両方をもたらしました。[ 35 ]
固定価格買取制度の資金が、電気料金の追加料金を通じて料金負担者によって提供される場合、電気料金の値上げが発生します。[ 36 ]ドイツでは、この固定価格買取制度の資金調達方法により、2017年に住宅用消費者の電気料金が6.88セント/kWh上昇しました。[ 37 ]しかし、再生可能エネルギーは、需要が低コストの設備の容量を超える場合にのみ、高コストの化石燃料設備を使用する慣行であるメリットオーダー効果により、スポット市場価格を下げることができます。 [ 38 ]これにより、スペイン、[ 39 ]デンマーク、[ 28 ]およびドイツで電気料金が下がりました。[ 38 ] [ 40 ]
グリッドパリティとは、代替の発電技術のコストがその地域の既存の平均コストと一致することを指します。パリティは時間（つまり、1日の間や年を通して）と空間（つまり、地理的に）の両方で変動する可能性があります。グリッドからの電力価格は、ハワイやカリフォルニアのような高コスト地域から、ワイオミングやアイダホのような低コスト地域まで大きく異なります。[ 41 ]時間帯別料金制の地域では、料金は1日を通して変動し、需要の高い時間帯（例： 午前11時 ～午後8 時）には上昇し、需要の低い時間帯（例： 午後8時 ～ 午前11時）には下落します。
地域によっては、風力発電、埋立地ガス発電、バイオマス発電の方が送電網からの電力よりもコストが低い。固定価格買取制度を採用している地域では、価格の均衡が達成されている。例えば、ドイツの埋立地ガス発電システムの発電コストは、現在、平均的な電力スポット市場価格よりも低い。[ 42 ]遠隔地では、太陽光発電による電力の方が、送電網に接続するための新しい配電線を建設するよりも安価になる場合がある。
再生可能エネルギーポートフォリオ基準（RPS）と補助金は、再生可能エネルギーのための保護された市場を作り出します。RPSは、電力会社にエネルギーの一定割合以上を再生可能エネルギー源から調達することを義務付けています。一部の州では、電力会社はこの要件を満たすために、再生可能エネルギー証明書（米国）、再生可能エネルギー証明書制度（EU）、または再生可能エネルギー証明書登録制度（オーストラリア）を購入することができます。これらの証明書は、再生可能エネルギー生産者が送電網に供給するエネルギー量に基づいて発行されます。証明書を販売することは、再生可能エネルギー生産者が収入を補うもう1つの方法です。[ 43 ]
証明書の価格は、全体のエネルギー需要と再生可能エネルギー生産者間の競争に基づいて変動します。再生可能エネルギーの生産量が要求量を超えると、ヨーロッパの炭素取引のように証明書の価格が暴落する可能性があります。これは、再生可能エネルギー生産者の経済的存続可能性を損なう可能性があります。[ 44 ] [ 45 ] [ 46 ]
割当制度は、証明書が一般的にメガワット時単位で発行されるため、大規模な垂直統合型発電事業者や多国籍電力会社に有利です。また、固定価格買取制度よりも設計や実施が難しいです。[ 2 ] [ 47 ]
顧客主導のメーターアップグレード（分散型エネルギー導入を含む）に動的な料金体系を義務付けることは、再生可能エネルギーの開発を加速させるためのより費用対効果の高い方法となる可能性がある。[ 48 ]
2007年までに、固定価格買取制度は世界46の管轄区域で施行されていた。[ 49 ] 太陽光発電の買取価格に関する情報は統合された形で入手できるが、この情報源にはすべての国が記載されているわけではない。[ 50 ]
再生可能エネルギーによる発電の追加コストと多様化コストを補うため、再生可能エネルギーによる発電事業者は、発電、販売、または消費された1kWhごとにボーナスを受け取ります。太陽熱または放射熱のみで発電された電力の場合、ボーナスは、太陽エネルギーの最低貢献度がすべての一次エネルギーの25%に達するまで、2002年2月5日に相当する1422年ドゥ・エル・カアダ22日の法律02-01で定義された市場運営者が発電した電力1kWhあたりの価格の300%です。太陽熱システムまたは太陽熱ガスハイブリッドシステムを使用する施設で発電された電力の場合、ボーナスは1kWhあたりの価格の200%です。
太陽光発電の貢献度が25%未満の場合、当該ボーナスは以下の条件で支払われます。
電気料金はCREG（ガス・電気規制委員会）によって定められています。最新の決定によると、消費者は以下のように電気料金を支払います。
その他の消費者（産業、農業など）は、1kWhあたり4.17DZDを支払う。
固定価格買取制度では、コジェネレーションによる発電電力に対して160%のボーナスが支払われます。これは、使用される一次エネルギー全体の20%が熱エネルギーであることを考慮すると妥当な金額です。太陽光発電とコジェネレーションによる発電電力に対するボーナスは累積されます。発電された電力に対する報酬は、発電所の耐用年数全体にわたって保証されます。
固定価格買取制度は、2008 年に南オーストラリア州とクイーンズランド州で、2009 年にオーストラリア首都特別地域とビクトリア州で、2010 年にニューサウスウェールズ州、タスマニア州、西オーストラリア州で導入されました。ノーザンテリトリーでは、地域ごとの固定価格買取制度のみを提供しています。タスマニア州緑の党のクリスティン・ミルン上院議員は、すべての州の制度に取って代わる統一的な連邦制度を提案しましたが、制定されませんでした。[ 51 ] 2011 年半ばまでに、ニューサウスウェールズ州と ACT では、設備容量の上限に達したため、固定価格買取制度は新規発電事業者に対して閉鎖されました。ニューサウスウェールズ州では、当初の設定が寛大すぎたため、固定価格買取制度と上限の両方が削減されました。[ 52 ]新たに発足した保守的なビクトリア州政府は、ビクトリア州競争効率委員会の調査結果が出るまでの間、発電機の使用量を超える発電量に対して1キロワット時あたり25セントという、当初の固定価格買取制度よりも手厚くない暫定的な固定価格買取制度に置き換えた。これは通常の定義を満たしておらず、「偽の固定価格買取制度」と呼ばれている。これは、通常の繰り越しではなく、キロワットクレジットごとに支払いが行われるネットメータリングである。[ 53 ]
オンタリオ州は2006年に固定価格買取制度を導入し、2009年[ 54 ]と2010年に改定し、小規模（≤10 kW）の系統連系型太陽光発電プロジェクトに対して42¢/kWhから80.2¢/kWhに引き上げ[ 55 ] [ 56 ]、2010年7月2日以降に受け付けた申請に対しては64.2¢/kWhに引き下げた。それ以前に受け付けた申請は、より高いレートを受けるために2011年5月31日までにシステムを設置する必要があった[ 57 ] 。オンタリオ州のFiTプログラムには、10 MWまでの大規模太陽光発電所に対する割引レートの料金表が含まれている 。2010年4月現在、80億ドル相当の184の大規模プロジェクトを含む数百のプロジェクトが承認されている 。[ 58 ] 2012年4月までに12,000のシステムが設置され、2011年9月1日以降に受け付けた申請については料金が54.9セント/kWhに引き下げられた。 [ 59 ] [ 60 ] 2013年の価格表では、太陽光発電の価格が28～38セント/kWhに改定された。[ 61 ]
再生可能エネルギー法は2006年に施行され、中国で初めて再生可能エネルギーに対する固定価格買取制度が導入された。[ 64 ]
2011年8月現在、全国的な太陽光発電料金は1kWhあたり約0.15米ドルで設定されている。[ 65 ]
中国は、経営難に陥っているプロジェクト運営者を支援し、収益性を確保することを目的とした、新規陸上風力発電所向けの料金制度を導入した。国家発展改革委員会（NDRC）は、地域別に分類した4つの料金区分を陸上風力発電プロジェクトに導入した。風力資源が豊富な地域では料金が低く設定され、発電量の少ない地域ではより有利な料金が適用される。
料金は1キロワット時あたり0.51元（0.075米ドル、0.05ポンド）、0.54元、0.58元、0.61元に設定されている。これらの料金は、石炭火力発電所に支払われる1キロワット時あたりの平均料金0.34元と比較して、かなり割高である。[ 66 ]
チェコ共和国は2005年に法律第180/2005号で料金制度を導入した。[ 67 ]この料金は（電源によって異なるが）15～30年間保証される。支援対象となる電源は、小水力発電（最大10MW ）、バイオマス、バイオガス、風力、太陽光発電である。2010年現在2010年には、1200MWを超える太陽光発電設備が設置されましたが、年末には、大規模システムに対するFiTは廃止され、小規模システムに対するFiTは50%削減されました。2011年には、太陽光発電設備は設置されませんでした。[ 69 ]
2014年9月20日、電力省は、家庭および民間企業向けの新エネルギーおよび再生可能エネルギー源から発電された電力に対する新しい固定価格買取制度（FIT）価格を発表した。[ 70 ] FITは2段階で適用され、第1段階の適用開始日は2014年10月27日、第2段階は第1段階の2年後（2016年10月28日開始）に適用される予定である。
初期段階では、エネルギー料金は5つのカテゴリーに分かれています。住宅用太陽光発電は 1キロワット時（kWh）あたり0.848エジプトポンド、200キロワット未満の非住宅用設備は 1kWhあたり0.901エジプトポンドです。200キロワットから500キロワットの設備の場合、料金は1kWhあたり0.973 エジプトポンドに上がります。500キロワットから 20 メガワットまでの大規模な非住宅用設備は、1kWhあたり0.136米ドルで支払われます（料金の15%は1米ドルあたり7.15エジプトポンドの為替レートに連動）。20メガワットから50メガワットまでの最高カテゴリーでは、1kWhあたり0.1434米ドルが支払われます。風力発電の料金は稼働時間によって異なり、1kWhあたり0.1148米ドルから0.046米ドルの範囲です。
次の段階では、太陽光発電のカテゴリーは4つに減らされました。住宅用料金は1.0288 EGP/KWhに引き上げられました。500 KW未満の非住宅用設備は 1.0858 EGP/KWhを支払います。500 KWから20 MW までの設備の料金は0.0788 US$/KWh、20 MWから50 MWまでの設備の料金は0.084 US$/KWhです（料金の30%は1 USDあたり8.88 EGPの為替レートに連動しています）。[ 71 ]
政府はインフレを考慮して投資家が発電した電力を購入する一方、消費は現地通貨で支払われ、減価償却率は2年後に見直される。財務省は、200kW未満の電力を使用する世帯および機関に対しては 4%、200～500kWの場合は8%の優遇補助付き銀行融資を提供する。政府は、生産されたエネルギーの2%と引き換えに、用益権制度の下で国有地を新しいエネルギー生産プロジェクトに利用できるようにするための法律を準備している。電力会社はエネルギーを購入して輸送する義務を負う。新しい料金制度には、新エネルギーおよび再生可能エネルギー生産供給に対する関税を2%削減することも含まれており、銀行融資の割合は40～60%に設定されている。政府は、2020年までに新エネルギーおよび再生可能エネルギーがエジプトのエネルギーミックス全体の20%を占めることを期待している。[ 72 ]
欧州連合は、固定価格買取制度を運営しておらず、また必ずしも奨励もしていません。これは加盟国の判断に委ねられている事項だからです。
しかし、ヨーロッパにおける固定価格買取制度は、違法な国家補助に当たるとして、欧州法の下で異議を申し立てられてきた。プレウセンエレクトラ社は、ドイツ電力固定価格買取法（Stromeinspeisungsgesetz）に関する訴訟を起こした。2001年、欧州司法裁判所（ECJ）は、ドイツの制度は国家補助には当たらないとの判決を下した。[ 73 ]裁判所は次のように結論付けた。
加盟国の法令規定であって、第一に、民間電力供給事業者に、供給区域内で再生可能エネルギー源から生産された電力を、当該電力の実質的な経済価値よりも高い最低価格で購入することを義務付け、第二に、その義務から生じる財政的負担を当該電力供給事業者と上流の民間電力ネットワーク事業者との間で分配するものは、EC条約第92条(1)の意味における国家援助には該当しない。
—欧州司法裁判所、ルクセンブルク、2001年3月13日[ 74 ]： 29-30
提案されている環大西洋貿易投資パートナーシップ（TTIP）貿易協定は、現在、欧州連合全体で固定価格買取制度を覆す恐れがある。2016年7月にガーディアン紙にリークされたTTIPのエネルギー章の草案は、エネルギーネットワークの事業者が「エネルギーの種類を問わず、合理的で透明性があり、差別的でない商業条件」でガスと電気へのアクセスを許可することを義務付けている。[ 75 ]これにより、ドイツが採用しているものを含め、固定価格買取制度が商業的な異議申し立てを受けることになる。緑の党の欧州議会議員クロード・トゥルメス氏は、「これらの[TTIP]提案は全く受け入れられない。これらは、持続不可能な化石燃料よりも再生可能エネルギーとエネルギー効率を優先するEU立法者の能力を阻害する。これはヨーロッパの民主主義を弱体化させようとする試みだ」と述べた。[ 75 ]
地上設置型太陽光発電システムの行政手続きは、2009年末に大幅に変更されました。区分は主に容量に基づいており、これが行政手続きの複雑さを決定づけています。250kWpを超える太陽光発電プロジェクトの入札募集は、2011 年9月15日に開始されました。プロジェクトは、申請者が要求する料金率を含む複数の基準に基づいて分析されることになっていました。
2000年に初めて導入された再生可能エネルギー源法（ドイツ語：Erneuerbare-Energien-Gesetz）は定期的に見直されている。その前身は1991年のStromeinspeisegesetzである。2008年5月時点で、このプログラムの費用は各家庭の月々の電気料金に約1.01ユーロ（1.69米ドル）上乗せされた。[ 77 ] 2012年には費用は0.03592ユーロ/kWhに上昇した。[ 78 ]それにもかかわらず、10年以上ぶりに、2015年初頭に家庭向け電気料金が下落した。[ 79 ]
太陽光発電の料金体系は、システムの規模や場所によって異なります。2009年には、総生産量の30%以上を自家消費する場合、電力網に供給するのではなく、自家消費される電力の料金が引き上げられ、収益が増加しました。これは、需要側管理を促進し、太陽光発電の断続性に対する解決策の開発を支援するためです。[ 80 ] 料金体系の期間は通常、20暦年と設置年です。システムは、設置時に有効な料金体系を全期間にわたって適用されます。
2004年8月1日から施行されている固定価格買取制度は、2008年に改正された。[ 81 ] 予想外に高い成長率を考慮して、減価償却が加速され、より低い買取価格の新しいカテゴリー（>1000 kW p）が作られた。ファサードプレミアムは廃止された。2010年7月、2009年にPVパネルの価格が急落したため、再生可能エネルギー源法が再び改正され、通常の年間減価償却に加えて買取価格がさらに16%削減された。契約期間は20年である。
2013年のPV固定価格買取制度は以下のとおりです。[ 82 ]
インドは2010年1月に、現在までで最新の太陽光発電プログラムを開始しました。ジャワハルラール・ネルー国家太陽光発電ミッション（JNNSM）は、1月12日にインド首相によって正式に発表されました。[ 83 ]このプログラムは、2022年までに20GWの太陽光発電を設置することを目指しています。 このプログラムの第1フェーズでは、インド中央電力規制委員会 （CERC）が定めた料金を支払うことにより、1,000MWを目標としています。これは実質的には固定価格買取制度ですが、いくつかの条件がプロジェクトの規模と稼働開始日に影響します。太陽光発電プロジェクトの料金は1kWhあたり17.90ルピー（0.397米ドル）に固定されています。太陽熱発電プロジェクトの料金は1kWhあたり15.40ルピー（0.342米ドル）に固定されています。料金はCERCによって定期的に見直されます。 2015年の固定価格買取制度は、1kWhあたり約7.50ルピー（0.125米ドル）で、主に電力会社レベルで適用されていました。屋上太陽光発電設備に対する固定価格買取制度は、まだ適用されていません。多くの電力小売業者（すべてではありませんが）が固定価格買取制度を導入しています。固定価格買取制度は、太陽光発電システムの所有者が、発電したものの個人的に使用しなかった余剰電力に対して支払うものです。発電した電力をすべて使用すれば、電気料金は削減されます。
固定価格買取制度（現在は新規接続には適用されていません）では、発電された電力はすべて送電網に送られ、太陽光パネルの所有者にその対価が支払われます。電力小売業者への申請と、送電されたkWhごとの支払いに関する合意が必要です。電力小売業者は料金体系を変更する可能性があり、小売業者によってメリットとデメリットが異なります。
太陽光発電を支援する団体「ソーラー・シチズンズ」は、公正な固定価格買取制度の実現を求めてロビー活動を行っています。LGの太陽光発電設置業者は、太陽光発電に最も友好的な電力小売業者を把握しているかもしれません。
インドネシア政府は、主に国営電力会社（Perusahaan Listrik Negara、略称PLN）を通じて、独立系発電事業者（IPP）に電力セクターへの投資を奨励している。多数のIPPが大規模発電所（500MW以上 ）と小規模発電所（200MW以下など ）に投資している。この投資を支援するため、PLNとの間で電力購入契約（PPA）が締結されている。価格は、2012年末に操業を開始したチレボン石炭火力発電所のような大規模石炭火力発電所の比較的低価格から、西ジャワのワヤン・ウィンドゥ地熱発電所のような遠隔地からより高価な電力を生産する小規模地熱発電所の高価格まで、大きく異なっている。インドネシアは、地熱エネルギーや太陽光発電など、さまざまな形態の再生可能エネルギー発電に対して、さまざまなFIT規制を設けている。これらの規制は、前提条件が満たされている場合、さまざまな状況でPLNがIPPに支払うべき価格を規定している。
イラン再生可能エネルギー機構（SUNA; سانا）は、2008年に初めて固定価格買取制度を導入しました。あらゆる種類の再生可能エネルギー源からの電力に対して、 1kWhあたり1300リアル（夜間4時間の場合は1kWhあたり900リアル）の買取価格が設定されました。[ 84 ] 2013年、エネルギー省は、1kWhあたり4442リアル（0.15米ドル）に設定された新しい固定価格買取制度を導入しました。政府が設定した条件は改善されつつあり、固定価格買取制度（FiT）も高くなっています。FiTは最近引き上げられ、風力発電に対しては1kWhあたり0.18米ドルという妥当な価格に設定されています。太陽光パネル（10MWp未満）のFiTは、2016年4月から27%減少しました。現在は1kWhあたり4900リアル（0.14ドル）となっています。 2016年に政府は関税を改正し[ 85 ]、再生可能エネルギー技術の種類ごとに関税を差別化した。
REFIT IIIは、バイオマス、バイオマスCHP、嫌気性消化CHPなどのバイオエネルギー源からの電力の中規模および大規模生産を支援します。REFITスキームは、気候・エネルギー・環境省によって管理されています。このスキームは、アイルランドバイオエネルギー協会やマイクロエネルギー発電協会などの業界代表団体による広範なロビー活動を受けて導入されました。[ 86 ]
住宅用および小規模太陽光発電、風力発電、水力発電、およびCHPには補助金、助成金、税額控除は適用されません。これらの顧客に対しては固定価格買取制度は適用されず、ネットメータリングも同様に利用できません。別々の物件間での協同組合および私的共有電力は違法です。[ 87 ] 2014年12月までElectric Irelandから9セント/kWhの固定価格買取制度が提供されていましたが、代替制度なしで廃止されました。この固定価格買取制度からの収入には最大58%の所得税が課せられました。その他の小規模固定価格買取制度は利用できません。[ 88 ]
系統連系型小規模発電システムを持つ住宅所有者は、1日あたり2kWh未満の電力を輸入した場合、または請求期間中にエネルギーを純輸出した場合、請求サイクルごとに9.45ユーロの「低使用量追加料金」を課せられます。[ 89 ]
2008 年 6 月 2 日、イスラエル公共事業庁は太陽光発電所に対する固定価格買取制度を承認した。この制度は、7 年間で合計 50 MW の設置に制限されており、いずれか先に到達した方が適用され、住宅 用は最大 15 kW p 、商業用は最大 50 kW pの設置が認められている。[ 90 ]バンク・ハポアリムは太陽光パネル設置のための 10 年ローンを提供した。[ 91 ]国家インフラ省は、固定価格買取制度を 50キロワットから5メガワットの中規模太陽光発電所にも拡大すると発表した。この新しい買取制度により、太陽光発電会社のサンデー・ソーラー・エナジーは、キブツ（メンバー間で収益を分配する社会共同体）に太陽光発電アレイを設置するために1 億 3300 万ドルを投資すると発表した。[ 92 ]
イタリアは2007年2月に固定価格買取制度を導入した。2011年までにイタリアは7128MWを設置し[ 93 ] 、ドイツ（7500MW ）に次ぐ規模となった[ 94 ]。また、FiT（固定価格買取制度）は縮小された[ 95 ] 。
2012年7月1日から、10kW未満のシステムには1kWhあたり42円（0.525米ドル）を10年間 、それ以上のシステムには1kWhあたり40円（0.50米ドル）を20年間支払う固定価格買取制度（FiT）が開始された。この料金は、後から接続されるシステムについては毎年見直されることになっていた。[ 96 ]
20年間の電力購入契約（PPA ）において、第2ラウンドの価格である37.8円/kWhを確保するためには、外国人投資家は2014年3月31日までに以下の手続きを完了する必要があります。
上記の手順を2014年3月31日までに完了したプロジェクトは、関連する電力会社と20年間、1kWhあたり37.8円の価格で20年間の電力購入契約（PPA）を締結する資格を得ます。 [ 97 ]
オランダ内閣は2008年の金融危機に対応して、2009年3月27日に固定価格買取制度の一部を導入することに合意した。[ 98 ]提案された規制により、割当インセンティブ制度が調整される可能性がある。2009年夏の時点で、オランダは補助金制度を運用していた。補助金予算には、数千万ユーロのさまざまな種類のエネルギーの割当枠がある。風力発電の予算は、買取価格が低すぎるためほとんど使用されなかった。2009年の陸上風力発電の予算は900MW （ 2008年の未使用400MWを含む）であったが、 使用されたのはわずか2.5MWだった。オランダの電力会社は風力発電所からエネルギーを購入する義務はない。買取価格は毎年変更される。これにより、投資条件が不確実になった。補助金制度は2008年に導入された。それ以前の2003年の補助金制度「Ministeriële regeling milieukwaliteit elektriciteitsproductie（環境配慮型電力生産に関する省令）」は、エネルギー税に加えて世帯ごとに年間100ユーロを徴収することで資金が賄われていたが、費用がかかりすぎると判断されたため2006年に廃止された。[ 99 ] 2009年時点でも、オランダの風力発電所は旧制度からの補助金で建設されていた。旧制度と新制度の補助金は、いずれも一般予算から資金が拠出されていた。
固定価格買取制度は2011年に一時的に導入されたが、その1か月後の2月に終了した。
2021年現在、1MWhあたりのリラ建ての固定価格買取制度は、風力と太陽光が320、水力が400、地熱が540、バイオマスの種類ごとに異なる料金が設定されており、これらすべてにおいて、地元産の部品を使用する場合は1MWhあたり80のボーナスが加算されます。[ 100 ]料金は10年間適用されます。[ 100 ]料金は大統領府によって決定され、[ 101 ]この制度は、以前の米ドル建ての再生可能エネルギー固定価格買取制度に取って代わりました。[ 102 ]したがって、他のいくつかの国と同様に、再生可能電力の卸売価格は、現地通貨建てでは化石燃料電力の価格よりも変動がはるかに小さくなっています。トルコの再生可能エネルギー補助金制度のもう1つの注目すべき点は、地元産の部品を強く重視していることです。これは、地元で製造された機器の使用率が高い投資に対するYEKDEMの追加支払いの場合と同様です。[ 103 ]このローカルコンテンツボーナスは5年間支給されます。[ 100 ]
ポルトガルのエネルギー政策では、再生可能エネルギー源（大規模水力発電を除く）や小規模分散型発電（太陽光発電、風力発電など）、廃棄物発電、コージェネレーション、再生可能エネルギー源と非再生可能エネルギー源からのCHP発電に対して固定価格買取制度が提供されており、最も古い買取価格は1998年に遡ります。[ 104 ]最も高い固定価格買取価格は太陽光発電向けで、2003年に500ユーロ/MWh以上で始まり、その後300ユーロ/MWhに下がりました。その他の買取価格は着実に上昇し、80～120ユーロ/MWhで安定しています。[ 104 ]ポルトガルの政策は2000～2010年の期間にプラスの影響を与え、CO2 換算排出量が7.2 Mt削減され、GDPが15億5700万ユーロ増加し、16万年の雇用が創出されたことが分かりました。 [ 105 ]初期の設置に対する料金がまだ期限切れになっていないため、長期的な影響はまだ評価されていません。[ 105 ] 2012 年に政府は法律215-B/2012を可決し、新規設置に対するすべての固定価格買取制度を停止しました。現在でもポルトガルには固定価格買取制度はなく、計画もありません。消費された電力のリアルタイム kWh ごとに税金が上乗せされて支払われ (±0.24 ユーロ)、フィードバック時に支払われるのは生の電力価格 (±0.04 ユーロ) だけなので、年末に kWh の合計を差し引くことは不可能であり、ポルトガル人にとって大きな負担となります。したがって、バッテリーの設置はポルトガルの家庭にとって理にかなっています。
2008年の再生可能エネルギー法に基づき、フィリピンエネルギー規制委員会は「FIT制度の下で再生可能エネルギーを利用する発電事業者に対し、1キロワット時あたりの固定料金（FIT料金）を保証する」ことができる。[ 106 ] 2015年2月、ERCはエネルギー開発公社のブルゴス風力発電所 に対し、20年間1キロワット時あたり8.69ペソのFIT料金を付与することに合意した。[ 106 ]
2022年現在、南アフリカの西ケープ州では固定価格買取制度が認められています（Wayback Machineに2022年1月25日にアーカイブ済み）。
南アフリカの国家エネルギー規制機関（NERSA）は、2009年3月31日、2013年までに年間10テラワット時の電力を生産することを目的とした固定価格買取制度を発表した 。買取価格は、NERSAの当初の提案よりも大幅に高かった。買取価格は技術ごとに異なり、20年間支払われることになっていた。
NERSAは発表の中で、これらの料金は発電コストに妥当な利益を加えたものに基づいていると述べた。風力発電と集光型太陽光発電の料金は、世界でも最も魅力的な水準の一つだった。
風力発電の料金は 1kWhあたり1.25南アフリカランド（0.104ユーロ）で、ドイツで提示されている料金よりも高く、カナダのオンタリオ州で提案されている料金よりも高かった。
集光型太陽光発電の料金は2.10 レアル/kWhで、スペインの料金よりも低かった。NERSAの改訂プログラムは、広範な国民協議を経て策定された。
世界風力エネルギー協会の事務総長であるステファン・グゼンガー氏は、「南アフリカは風力発電の固定価格買取制度を導入した最初のアフリカの国です。多くの大小の投資家が、この国の風力産業の発展に貢献できるようになります。このような分散投資により、南アフリカは現在のエネルギー危機を克服することができます。また、多くの南アフリカのコミュニティが風力発電所に投資し、電力、新たな雇用、新たな収入を生み出すことにも役立ちます。この決定は、カナダのオンタリオ州政府が北米初の固定価格買取制度を提案した直後に行われたため、特に喜ばしく思います」と述べた。[ 107 ]
しかし、この料金制度は開始前に廃止され、2011年8月3日に競争入札方式が開始された。この入札方式では、南アフリカ政府は3,750MW の再生可能エネルギーを調達する計画だった。内訳は 、陸上風力発電1,850MW、 太陽光発電1,450MW、 集光型太陽熱発電200MW 、小水力発電75MW、 埋立地ガス発電25MW、 バイオガス発電12.5MW、 バイオマス発電12.5MW、 小規模プロジェクト100MWである。入札方式は2段階で構成された。
第1回入札の締め切りは2011年11月4日でした。電力購入契約（PPA）は2012年6月までに締結される予定でした。プロジェクトは2014年6月までに稼働開始する必要がありましたが、集光型太陽熱発電（CSP）プロジェクトは2015年6月までに稼働開始が予定されていました。
スペインの固定価格買取制度は、太陽光発電設備については国王令1578/2008（Real Decreto 1578/2008）、その他の再生可能エネルギー技術による公共送電網への電力供給については国王令661/2007によって定められました。当初は国王令661/2007に基づいていましたが、太陽光発電の急速な普及に伴い、別途の法律で買取価格が定められました。
政令1578/2008では、設備を2つの主要なグループに分類し、それぞれに異なる料金体系を適用した。
その他の技術については、政令661/2007に基づく設定を行ってください。
2012年1月27日、スペイン政府は2013年1月以降に運用開始するプロジェクトの申請受付を一時的に停止した。既存プロジェクトの建設と運用には影響がなかった。[ 108 ]スペインの電力システムは240 億ユーロの赤字を抱えていた。[ 109 ] FiT支払いはその赤字に大きく寄与しなかった。[ 110 ] 2008年にはFiTにより400MW の太陽光発電設備が設置されると予想されていたが、実際には2600MW以上が 設置された。[ 111 ]スペインの電力会社は、料金の値上げによってコスト増加を消費者に転嫁する方法がなく、代わりに赤字を積み上げたと報告したが、これは議論の的となっている。
スイスは2008年5月1日にいわゆる「電力網への売電に対する費用補償報酬（CRF）」[ 112 ]を導入した。
CRFは、水力発電（最大10メガワット）、太陽光発電、風力発電、地熱発電、バイオマス、バイオマス廃棄物に適用され、技術に応じて20年または25年間適用されます。実施は、国の送電網事業者であるSWISSGRIDを通じて行われます。[ 113 ]
CRFは一見高額に見えるものの、システムへの「追加」コストの総額に上限が設けられたため、その影響は限定的だった。2009年頃から、新たなプロジェクトへの資金提供は不可能となり、約1万5000件のプロジェクトが資金配分を待っている状態だった。これらのプロジェクトがすべて実施されれば、スイスは現在電力の40%を供給している原子力発電所をすべて休止状態にすることも可能になるだろう。
2011年の福島原発事故後、主に村や州が所有する一部の地方電力会社が、独自の料金プランを限定的に提供し始め、それによってちょっとしたブームが生まれた。
2012年3月時点で、太陽光発電に対するKEV-FITは、 規模に応じて0.30～0.40スイスフラン/kWh（0.33～0.44米ドル/kWh）まで数回引き下げられていたが、ドイツや世界の他のほとんどの国よりも高かった。
台湾の再生可能エネルギー発電に対する固定価格買取制度はエネルギー局によって設定されています。これは太陽光、風力、水力、地熱、バイオマス、廃棄物など、ほとんどの再生可能エネルギー源に適用されます。[ 114 ]
2006年、タイ政府は、電力会社が回避したコストに上乗せして支払う料金制度を制定し、技術の種類と発電機の規模に応じて料金を分け、7～10年間保証した。太陽光発電には最高額の8 バーツ/kWh（約0.27米ドル/kWh）が支払われた。大規模バイオマスプロジェクトには最低額の0.3 バーツ/kWh（約1 米セント/kWh）が支払われた。遠隔地でのディーゼル燃料の使用を相殺するプロジェクトには、kWh当たりの追加補助金が提供された。[ 115 ] 2010年3月現在、民間セクターの再生可能エネルギー1364MWが稼働しており、PPAが締結されたパイプラインには さらに4104MWがあった。この容量の大部分はバイオマスで、1292MW （稼働中）と2119MW（PPAのみ）であった。太陽光発電は2番目であったが、より急速に成長しており、78MWが稼働中で、さらに1759MWのPPAが締結されていた。[ 116 ]
ウガンダは2011年に料金制度を導入した。ウガンダ電力送電会社が国内の送電ライセンスを保有し、電力規制当局 から0.5MWから20MWまでの小規模プロジェクトに対して以下の固定価格買取制度（FiT）を提供するよう委任された 。[ 117 ]
ウクライナは2008年9月25日に「固定価格買取制度に関する法律」を制定した。この法律は、再生可能エネルギー発電事業者（10MW以下の小水力発電 、風力発電、バイオマス発電、太陽光発電、地熱発電）の送電網への接続を保障するものである。再生可能エネルギー発電事業者に対する買取価格は、国の規制当局によって設定される。[ 118 ] 2013年2月現在1 kWh あたり以下の料金が適用されました: バイオマス – UAH 1.3446 (€0.13)、風力 – UAH 1.2277 (€0.12)、小水力 – UAH 0.8418 (€0.08)、太陽光 – UAH 5.0509 (€0.48)。自国通貨がユーロに対して大きく変動した場合、固定価格買取制度は調整されます。2018 年現在、太陽光は €0.18-¢/kWh です。2020 年、ウクライナ政府は方針を転換し、現状ではグリーン料金を維持することが財政的に困難になっていると述べ、グリーン料金の引き下げの可能性について再生可能エネルギー生産者との交渉を開始しました。ウクライナ政府の発表を受けて、複数の外国人投資家がエネルギー憲章条約に基づく投資協定請求を開始すると脅迫し、調停手続きを経て2020年6月10日に覚書が締結された。しかしながら、2020年7月21日、ウクライナ議会は「代替エネルギー源からの電力生産を支援する条件を改善するためのウクライナの特定の法律の改正に関する法律」を可決した。この法律は再生可能エネルギー分野の投資家に悪影響を及ぼす可能性があり、エネルギー憲章条約に基づく国家に対する請求の可能性を高めている。[ 119 ]
2008年10月、英国は、既存の再生可能エネルギー割当制度（ROCS）に加えて、2010年までに新たな制度を導入すると発表した。2009年7月、当時のエネルギー・気候変動担当大臣エド・ミリバンドは、2010年4月初旬に開始されたこの制度の詳細を発表した。[ 120 ]
計画開始から1年も経たない2011年3月、新連立政権は大規模太陽光発電設備（50kW以上）への支援を削減すると発表した。[121] これは、欧州の投機家たちが、基金の不均衡な額を吸収するであろう大規模な太陽光発電所 をイングランド南西部に建設しようと列をなしていたことへの対応だった。[ 122 ]
2011年6月9日、DECCは 2011年8月1日以降、50kWを超える太陽光発電システムの料金引き下げを確定した。 [ 122 ]多くの人々[ 123 ]はDECCの決定に失望した。[ 124 ] 太陽光発電業界への補助金総額は変わらないが、大規模システムの料金が引き下げられ、小規模システムが恩恵を受けると考えられていた。この迅速な見直しは、 2020年までに年間1.9GWの設置を達成するという長期計画に基づいていた。[ 125 ]
2011 年 10 月、DECC は、コミュニティまたはグループ スキームに対する追加削減を含め、約 55% の大幅な料金引き下げを発表しました。この引き下げは 2011 年 12 月 12 日から有効となり、協議は 2011 年 12 月 23 日に終了する予定でした。この決定は、環境圧力団体Friends of the Earthと 2 つの太陽光発電会社 ( Solarcenturyと HomeSun) が共同で司法審査を申し立て、高等裁判所で異議を申し立てられ、勝訴しました。2 日間の法廷審理の後、ミッティング判事によって下された判決は、環境保護活動家と太陽光発電業界から大きな勝利として歓迎されました。エネルギー・気候変動省の弁護士は直ちに判決に対する上訴を申し立てました。最高裁判所は上訴を全員一致で棄却し、2012 年 3 月 3 日以前にシステムを設置した人は誰でも 43.3 p/kWh の高い料金を受け取ることができるようになりました。[ 126 ]
30.7 p/kWh の料金は 5 MW までの太陽光発電システムに適用され 、その結果、より大規模なシステムは建設されませんでした。[ 127 ]英国では固定価格買取制度による支払いは非課税です。[ 128 ]
2012年4月現在、合計1,152.835MWの263,274システムが FiT支払いを受けています。このうち260,041は太陽光発電で、合計1,057.344MWです 。[ 131 ]支払いは25年間です。7,500ポンドの典型的な太陽光発電システムは7年8ヶ月で元が取れ、25年間で23,610ポンドを生み出します。[ 132 ]
英国の固定価格買取制度は、2019年3月31日に新規申請者に対する受付を終了しました。[ 133 ]
2009年4月、11の州議会が再生可能エネルギー義務化の補完として固定価格買取制度（FiT）の導入を検討していた。[ 56 ]
カリフォルニア州公益事業委員会（CPUC）は、2008年1月31日に即時発効の固定価格買取制度を承認した。[ 134 ]
2010年、マリンエネルギー公社は初のコミュニティ選択型集約型固定価格買取制度（FIT）プログラムを開始しました。このプログラムは2012年11月に更新され、現在は20年間の固定価格契約を提供しており、価格はエネルギー源（ピーク時、ベースロード時、間欠時）と、現在のプログラム上限である10MWへの進捗状況によって変動します 。
市営電力会社はパロアルトとロサンゼルスで固定価格買取制度の試験プログラムを実施しました。パロアルトのCLEAN（Clean Local Energy Accessible Now）は、CPAUのサービスエリア内に設置された太陽光発電システムで発電された最大4MWの電力を購入するプログラムです。2012年の最小プロジェクト規模は100kWでした 。購入価格は契約期間に応じて1kWhあたり12.360セントから14.003セントです。市は2012年4月2日に申請の受付を開始しました。[ 135 ]
2012年4月17日、ロサンゼルス水道電力局の水道電力委員会は10MWの FiT実証プログラムを承認した。[ 136 ]
2010年1月1日より、州法により、住宅所有者は余剰電力を電力会社に売却することが可能になった。それ以前は、住宅所有者は年間を通じて過剰発電しても何のクレジットも受け取れなかった。カリフォルニア太陽光発電イニシアチブ（CSI）のリベートを受けるためには、意図的に過剰発電するシステムを設置することは認められておらず、そのため太陽光発電システムの設置後に効率化対策を講じるよう促されていた。この過剰発電に対するクレジットは、ロサンゼルス水道電力公社など、一部の地方自治体の電力会社には適用されなかった。
2009年2月、フロリダ州ゲインズビルの市議会は、全米初の太陽光発電固定価格買取制度を承認した。[ 56 ] この制度は年間4MWに制限されていた。2011年時点で、ゲインズビルは太陽光発電による電力を328kWから 7,391kWに増やし 、ピーク負荷電力（610MW ）の約1.2%に達した。[ 137 ] 18MWを超える 容量が設置された後、この制度は2014年に停止された。[ 138 ]
2009年9月、ハワイ州公益事業委員会は、ハワイアン・エレクトリック・カンパニー（HECO、MECO、HELCO）に対し、電力網に供給される再生可能エネルギーに対して市場価格を上回る価格を支払うことを義務付けた。この政策により、プロジェクトには固定価格と標準的な20年契約が提供される。公益事業委員会は、プログラム開始から2年後、その後は3年ごとに当初の固定価格買取制度を見直す予定だった。
プロジェクトの規模は、オアフ島では5メガワット（MW） 、マウイ島とハワイ 島では2.72MWに制限された。委員会の決定により、最初の2年間は、オアフ島、マウイ島、ハワイ島で電力網に導入される固定価格買取制度プロジェクトの総量は、システムピークの5%に制限された。ティア3については、信頼性基準ワーキンググループ（「ドケット内のドケット」）の調査結果に基づく決定と命令がまだ保留中であった。
ティア2とティア3のプロジェクト規模の上限は、島と技術によって異なりました。ティア2には、以下の値以下の大規模システムが含まれます。 すべての島における陸上風力発電とインライン水力発電の場合は100kW-AC、 ラナイ島とモロカイ島のPVとCSPの場合は100kW -AC、マウイ島とハワイ島のPVの場合は250kW-AC、 マウイ島とハワイ島のCSPの場合は500kW-AC、 オアフ島のPVとCSPの場合は500kW-AC。ティア3は、ティア2の上限を超えるシステムを対象としています。[ 139 ]
2009年に「固定価格買取制度」法案が否決された。[ 140 ] [ 141 ] しかし、2009年6月にパイロットプログラムが開始され、最大10MWのプロジェクトが対象となった 。[ 142 ] 2013年4月24日、メイン州公益事業エネルギー委員会は、新たな法案LD1085「再生可能エネルギー固定価格買取制度を確立する法律」を審議することになっていた。[ 143 ]
ロングアイランド電力公社（LIPA）は、2012年7月16日に、 50kW（AC）から 20MW（AC）までのシステムを対象とした固定価格買取制度を導入し、50MW （AC）までに制限しました。顧客は自分の電気を使うことができないため、実際には20年間の固定料金電力購入契約であり、LIPAはSRECを保持します。2012年のニューヨーク州議会は、2013年からSRECのニューヨーク市場を開放する法案を可決できませんでした。[ 144 ]支払額は22.5セント/kWhで、[ 145 ] LIPAがさまざまな時間帯のピーク発電に対して支払った金額よりも低くなっています。[ 146 ]推定回避コストが0.075ドル/kWhであるため、このプログラムは平均的な家庭の電気料金に約0.44ドル/月を追加したことになります。[ 147 ]
2009年6月、オレゴン州は太陽光発電の発電量に応じたインセンティブ料金および支払いプログラムの試験運用を開始しました。このインセンティブプログラムでは、システムがプログラムに登録された時点で設定された料金に基づき、15年間で発電されたキロワット時（kWh）に対して料金が支払われます。オレゴン州公益事業委員会（PUC）は、2010年5月に料金と規則を定めました。このプログラムは、オレゴン州の3つの投資家所有の電力会社によって提供され、電力会社によって運営されました。PUCは、料金を定期的に再評価する予定でした。プログラムの費用は電力料金で回収され、電力会社所有のシステムはインセンティブの対象外でした。
パイロットプログラムの設置上限は、太陽光発電（PV）の合計上限が25メガワット（MW）に制限され、最大システム規模の上限は500キロワット（kW）でした。プログラムの合計上限は4年間で均等に分配され、 毎年6.25MWの容量がインセンティブの対象となりました。合計上限は、2008年の小売売上高に基づいて分割されました。PGEの上限は14.9MW 、パシフィック・パワーは9.8MW 、アイダホ・パワーは0.4MWでした 。アイダホ・パワーのプログラムは住宅用設置に限定されていました。料金はシステム規模と地理的ゾーンによって異なりました。小規模および中規模のシステムは、ネットメータリングをモデルにしたプログラムに参加しました。大規模システムは競争入札されました。参加するPVシステムは、グリッドに接続され、計測され、すべての適用法規および規制を満たしている必要があります。システムは「恒久的に設置」されている必要があります。
100 kW以下のシステムは、ネットメータリングに基づいて参加できます。 総発電容量のうち20 MWがネットメータリング用に確保され、そのうち12 MWが住宅用、8 MWが小規模商業用システム用に利用可能でした。これらの住宅用および小規模商業用システムは、消費電力量まで発電量に応じて料金が支払われました。つまり、顧客は、オンサイト発電によって相殺される電力会社の電力負荷消費量に応じて料金が支払われました。一般的な固定価格買取制度とは異なり、顧客はオンサイトで発電した電力を消費し、発電量と消費量に応じて生産奨励金 （または従量奨励金）を受け取ることができます。より多くの支払いを受けるために電力消費量を増やすという不当なインセンティブを排除するために、システムは平均電力消費量を満たすように適切な規模にする必要がありました。料金は、地理的ゾーンごとに区別された年間システムコストと年間エネルギー出力に基づいて、公益事業委員会（PUC）によって決定されました。コスト見積もりは、Energy Trust of Oregonの設置データに基づいています。顧客発電者に実際に支払われる料金は、従量奨励金から小売料金を差し引いたものでした。容量インセンティブ率は6か月ごとに再評価されることになっていた。パフォーマンスベースのインセンティブプログラムの料金は、$0.25/kWhから$0.411/kWhの範囲であった。[ 148 ]
バーモント州は、2009年5月27日にバーモント州エネルギー法の一部として固定価格買取制度を導入した。発電事業者は最大2.2MWの容量を有していなければならず 、参加は 2012年には50MWに制限され、この制限は年間5～10MWずつ増加し、 2022年には 合計127.5MWとなった。 [ 149 ]支払額は、太陽光発電の場合は24セント/kWhで、2012年3月に27.1セント/kWhに引き上げられ、100kWを超える風力発電の場合は11.8セント/kWh 、100kW以下の風力タービンの場合は25.3セント/kWhとなった。その他の対象となる技術には、メタン、水力、バイオマスが含まれる。[ 150 ]バーモント州のSPEEDプログラムは、2017年までに再生可能エネルギーを20%、2032年までに75%にすることを目標としていた。このプログラムは2012年に定員に達した。支払いは25年間である。[ 151 ]
当該地域では、電力網に送電された電力に対して小売料金で支払いを行うネットメータリング制度が運用されていた。料金は毎月変動し、1キロワットあたり約23セントであった。この制度では、実際の支払いではなく、毎月電力供給事業者の口座にクレジットが振り込まれる仕組みになっていた。会計年度末（6月）には、余剰電力に対して1キロワットあたり10セントの固定料金が支払われ、そのうち25%は公立学校のために留保された。この制度に参加するには、保険への加入、建物外からアクセス可能なシステム切断手段、および政府が指定した特定のブランドの機器の使用が義務付けられていた。
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