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固定価格買い取り制度 （FIT 、 FiT 、標準提供契約、[1]、 先進的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への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、ある技術を他の技術よりも開発することを促進するために、再生可能エネルギーのさまざまなソースに異なる価格を付与します。たとえば、風力発電や太陽光発電[7]などの技術には、潮力発電よりも高いkWhあたりの価格が付与されます。FITには、多くの場合、「逸脱」が含まれます。つまり、 [4] : 25 に従って、技術コストの削減を促進するために、価格または料金を徐々に引き下げます。[1] : 100 [8]
説明
FITには通常、3つの重要な規定が含まれています。[9] [1]
- 保証されたグリッドアクセス
- 長期契約
- 原価ベースの購入価格
FIT では、対象となる再生可能電力発電事業者は、送電網に供給する再生可能電力に対して、コストに基づいた価格を支払われます。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、投資家に妥当な利益がもたらされます。この原則は、ドイツの2000 年再生可能エネルギー源法で説明されています。
補償率は科学的研究によって決定されており、特定された補償率は、最先端の技術を使用し、特定の地理的環境で自然に利用できる再生可能エネルギー源に依存して、効率的に管理された場合に、設備を費用対効果の高い方法で運用できるようにすることを条件としています。
— 2000年再生可能エネルギー法[10] ：16
関税は技術、場所、規模、地域によって異なり、通常は技術革新を追跡し促進するために時間の経過とともに下がるように設計されています。[1] [4] FITは通常、長期（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年に欧州委員会が行った詳細な分析では、「適切に適応された固定価格買い取り制度は、一般的に再生可能電力を促進するための最も効率的で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]などの他の分析によっても裏付けられています。2019年現在、50か国以上がFIT政策を制定しています。[18]
環境経済学では、FIT は限界費用に基づいて差別化できます。この政策構造では、関税価格はスポット レート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です。限界費用が低い企業には低価格が提示され、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。ただし、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、再生可能電力の生産の費用対効果が低下する可能性があります。[引用が必要]
差別化関税政策の2つ目の目的は、プログラム全体のコストを削減することです。均一な関税制度では、すべての生産者が同じ価格を受け取りますが、これは生産を奨励するために必要な価格を超え、余剰収入と利益をもたらす可能性があります。差別化関税は、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。[19]
グローバル化の文脈では、FITは貿易の観点から課題を提起する。なぜなら、ある国での実施が他国の産業や政策に影響を与える可能性があるからだ。理想的には、これらの政策手段は、世界貿易機関を通じて促進されるような、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る。[20]
補償
補償方法は3つあります。
- 固定価格買い取り制度 - 補償額は小売価格を上回り、導入者の割合が増えるにつれて、固定価格買い取り制度は小売価格まで引き下げられます。
- ネットメータリング – 風が止まったときなど、生産者がグリッドから電気を消費できるようにします。クレジットは通常、将来の期間に繰り越されます。支払い（電力会社または消費者への支払い）は、純消費量に応じて異なります。
- 電力購入契約(PPA) – 発電に対して支払い、通常は小売価格よりも低くなります。ただし、太陽光発電の場合は、需要がピークになる時間帯に発電されるため、一部の国では価格が高くなる場合があります。
歴史
アメリカ合衆国
最初の固定価格買い取り制度（別名[何という？ ] ）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導入された。この法律には5つの別々の法律が含まれており、そのうちの1つが公益事業規制政策法（PURPA）である。国家エネルギー法の目的は、エネルギーの節約を奨励し、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を開発することであった。[21] [22]
PURPA には、公益事業会社が適格な独立発電事業者から発電された電気を、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。[22]回避コストは、公益事業会社が同じ発電を提供するために発生するコストを反映するように設計されました。1980 年代には PURPA のさまざまな解釈が広まりました。一部の公益事業会社と州の公益事業委員会は回避コストを回避燃料コストと狭く解釈しましたが、他の公益事業会社と州の公益事業委員会は「回避コスト」を発電の「回避された長期限界費用」と定義することを選択しました。[22]長期費用は、今後数年間の電力の予測コストを指します。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 No. 4 で採用されました。[23] PURPA 法に含まれていた別の条項は、新規参入を奨励するために、公益事業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。[22]
PURPA に準拠するため、一部の州では発電業者に標準オファー契約を提供し始めました。カリフォルニア州公益事業委員会は、予想される長期発電コストに基づく標準オファー固定価格を含む、いくつかの標準オファー契約を制定しました。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。 [24]これにより、固定購入価格の上昇スケジュールが生まれ、新規発電の長期回避コストを反映するように設計されました。1992 年までに、民間発電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 の採用により、フロリダ州やメイン州など他の州でも再生可能エネルギーの大幅な発電が行われました。[22]
それにもかかわらず、PURPAは米国の電力業界では否定的な意味合いを保っている。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の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契約は電気料金支払者にとって高額な負担と見なされるようになった。[24]
PURPAに対するもう一つの反対の原因は、それが非公益事業による発電を奨励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、特に独占的供給者によって脅威と解釈された。非公益事業による発電を奨励した結果、PURPAは競争を促進するための重要なステップであるとも解釈された。[22]
ヨーロッパ
1990年、ドイツは「Stromeinspeisungsgesetz」（StrEG）または「送電網への電力供給に関する法律」を制定した。[25] StrEGは、再生可能エネルギー供給業者から発電された電力を、現行の電力小売価格の一定割合で購入することを電力会社に義務付けた。太陽光発電と風力発電に提供される割合は、住宅用電気料金の90％に設定され、水力発電やバイオマス発電などの他の技術には、65％から80％の割合で提供された。プロジェクト上限は5MWであった。[25]
ドイツのStrEGは太陽光発電などの高価な技術を奨励するには不十分でしたが、風力発電などの低コスト技術を奨励するに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の新しい風力発電容量が導入され、1999年までに世界の風力発電容量の約3分の1を占めました。[10]
StrEGが取り組んだもう一つの課題は、送電網に接続する権利でした。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い取り法は、1990年代に スペイン[26]とデンマーク[27]で採用されました。
ドイツの再生可能エネルギー法
ドイツの固定価格買い取り法は2000年に大幅な改正が行われ、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、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。[28]重要な変更点は以下の通りである。[28]
- 購入価格は発電コストに基づいており、これにより技術やプロジェクトの規模によって価格が異なっていた。
- 公益事業会社も参加を許可された
- 料金は、予想されるコスト削減に基づいて毎年下がるように設計されており、「関税削減」として知られている。
ドイツの政策（2004年、2009年、2012年に改正）は大きな成功を収めたため、他の固定価格買い取り政策の基準としてよく使われた。他の国々もドイツのアプローチを踏襲した。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。購入価格はコストに基づいているため、効率的に運営されるプロジェクトは妥当な収益率を生み出す。[11] [29] この原則は法律で次のように述べられている。
「補償率は科学的研究によって決定されており、特定された補償率は、最先端の技術を使用し、特定の地理的環境で自然に利用できる再生可能エネルギー源に依存して、効率的に管理された場合に、施設を費用対効果の高い方法で運用できるようにすることを条件としています。」
— 再生可能エネルギー法（2000年）[10] ：16
固定価格買い取り制度は通常、5～10%の収益を目標としている。[要出典]ドイツでは太陽光発電が成功した結果、ピーク時の電気料金が最大40%低下し、消費者は5億2000万～8億4000万ユーロを節約できた。[30] [31]消費者の節約は逆に大手電力会社の利益率の低下を意味し、大手電力会社はドイツ政府にロビー活動を行い、2012年に補助金が削減された。 [31]ドイツでは太陽光発電の割合が増加したため、ガス火力発電所や石炭火力発電所が閉鎖されるという影響もあった。[32]
多くの場合、生産された電力はすべて送電網に供給されるため、上記の曖昧さ回避によれば、システムはむしろPPAのように機能しますが、公益企業との購入契約は必要ありません。ただし、固定価格買い取り制度は国が管理するため、「固定価格買い取り制度」（ドイツ語では「Einspeisetarif」）という用語が通常使用されます。2012年頃から、PPAがサポートされ、小規模な太陽光発電プロジェクトでは、固定価格買い取り制度が電力購入価格よりも低くなると、電力の直接使用がより魅力的になったため、他の種類の契約がより一般的になりました。[引用が必要]
2014年8月1日、改正再生可能エネルギー法が発効した。現在、特定の導入経路で再生可能エネルギーの将来的な拡大範囲が規定されており、新規容量の資金調達率（固定価格買い取り制度）は、地上設置型太陽光発電所を皮切りに、徐々に政府による設定ではなくオークションで決定されることになる。[33]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の入札プロセスがさらに拡大される予定である。
電気料金への影響
固定価格買い取り制度は電気料金の上昇と下落の両方をもたらしました。[34]
電気料金の上昇は、固定価格買い取り制度の資金が電気料金の割増金として料金支払者から提供されるときに発生した。[35]ドイツでは、この固定価格買い取り制度の資金提供方法により、2017年に住宅消費者の電気料金が6.88ユーロ/kWh増加した。 [36]しかし、再生可能エネルギーは、需要が低コストの施設の容量を超えた場合にのみ、より高価な化石燃料施設を使用するというメリットオーダー効果を通じて、スポット市場価格を下げることができる。 [37]これにより、スペイン、 [38]デンマーク、[27]ドイツで電気料金が引き下げられた。 [37] [39]
グリッドパリティ
グリッドパリティは、電力生産のための代替技術のコストが、その地域の既存の平均と一致する場合に発生します。 グリッドパリティは、時間（つまり、1日のうちおよび数年間）と空間（つまり、地理的）の両方で変化する可能性があります。 グリッドからの電気の価格は、ハワイやカリフォルニアなどの高コスト地域から、ワイオミングやアイダホなどの低コスト地域まで大きく異なります。[40]時間帯別価格設定の地域では、料金は1日を通して変化し、需要が高い時間帯（例：午前11時～午後8時）には上昇し、需要が低い時間帯（例：午後8時～午前11時）には下がります。
一部の地域では、風力発電、埋立地ガス、バイオマス発電は系統電力よりも低コストです。固定価格買い取り制度を採用している地域では、同等のコストが達成されています。たとえば、ドイツの埋立地ガスシステムによる発電コストは現在、平均的な電力スポット市場価格よりも低くなっています。[41]遠隔地では、太陽光発電による電力は、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可能性があります。
政策の代替案と補完
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保護された市場を作り出します。RPSは、電力会社に再生可能エネルギー源から最低限の割合のエネルギーを得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システム（EU）、または再生可能エネルギー証明書レジストリ（オーストラリア）を購入できます。これらの証明書は、再生可能エネルギー生産者がグリッドに供給するエネルギー量に基づいて発行されます。証明書の販売は、再生可能エネルギー生産者が収益を補うもう1つの方法です。[42]
証明書の価格は、全体的な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必要な量を超えると、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。[43] [44] [45]
割当制度は、一般的に1メガワット時単位で証明書が発行されるため、大規模な垂直統合型発電会社や多国籍電力会社に有利である。また、固定価格買い取り制度よりも設計や実施が難しい。[2] [46]
顧客主導のメーターのアップグレード（分散型エネルギーの導入を含む）に対して動的料金を義務付けることは、再生可能エネルギーの開発を加速す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。[47]
国別
2007年までに、固定価格買い取り制度は世界46の管轄区域で施行されました。[48] 太陽光発電の関税に関する情報は統合された形で見つけることができますが、この情報源にはすべての国が記載されているわけではありません。[49]
アルジェリア
再生可能エネルギーからの電気生産の追加コストと多様化のコストをカバーするために、再生可能エネルギーからの電気の生産者は、生産、販売、または消費されたkWhごとにボーナスを受け取ります。[説明が必要]太陽熱または輻射熱のみから生成された電気の場合、ボーナスは、太陽エネルギーの最小寄与がすべての一次エネルギーの25％を占めるまで、2002年2月5日に対応する22 Zhu El Kaada 1422の法律02-01で定義された市場オペレーターによって生産された電気のkWhあたりの価格の300％です。太陽熱システム太陽ガスハイブリッドを使用する施設から生成された電気の場合、ボーナスはkWhあたりの価格の200％です。
太陽エネルギーの寄与率が25％未満の場合は、以下の条件に従ってボーナスが支払われます。
電気料金は CREG (ガス・電気規制委員会) によって決定されます。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。
- 消費量が 41.6 kWh/月未満の場合は 1.77 DZD/kWh。
- 消費量が 41.6 kWh/月を超える場合、4.17 DZD/kWh となります。
その他の消費者（産業、農業など）は 4.17 DZD/kWh を支払います。
固定価格買い取り制度では、使用される全一次エネルギーの 20% の熱エネルギー使用を考慮して、コジェネレーションによって生成された電力に対して 160% のボーナスが提供されます。太陽光発電とコジェネレーションのボーナスは累積されます。発電された電力の報酬は、発電所の寿命全体にわたって保証されます。
オーストラリア
固定価格買い取り制度は、2008年に南オーストラリア州とクイーンズランド州、2009年にオーストラリア首都特別地域とビクトリア州、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た。ノーザンテリトリーでは、地方の固定価格買い取り制度のみを提供している。すべての州の制度に取って代わる統一連邦制度が、タスマニア緑の党上院議員クリスティン・ミルンによって提案されたが、制定されなかった。[50] 2011年半ばまでに、ニューサウスウェールズ州とオーストラリア首都特別地域の固定価格買い取り制度は、設置容量の上限に達したため、新規の発電機に対して閉鎖された。ニューサウスウェールズ州では、当初の設定が過度に寛大であったため、固定価格買い取り制度と上限の両方が削減された。[51]保守派となった新しい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、当初の固定価格買い取り制度を、発電機の使用量を超えて発電された電力に対して1キロワット時あたり25セントという、より寛大でない移行的固定価格買い取り制度に置き換えた。これは通常の定義を満たしておらず、「偽の固定価格買い取り制度」と呼ばれている。これは、通常のロールオーバーではなく、キロワットクレジットに対して支払いを行うネットメータリングである。[52]
カナダ
オンタリオ州は2006年に固定価格買取制度を導入し、2009年[53]と2010年に改定され、小規模（10kW以下）の系統接続型太陽光発電プロジェクトについては42¢/kWhから80.2¢/kWhに値上げされ、[54] [55]、2010年7月2日以降に受理された申請については64.2¢/kWhに値下げされた。それ以前に受理された申請は、2011年5月31日までにシステムを設置しなければならず、その場合、より高いレートが適用された。[56]オンタリオ州のFiTプログラムには、10MW以下の太陽光発電所を含む大規模プロジェクト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、数百のプロジェクトが承認されており、そのうち184の大規模プロジェクトは80億ドルに上る。[57] 2012年4月までに12,000のシステムが設置され、2011年9月1日以降に申請があった場合の料金は54.9¢/kWhに引き下げられました。 [58] [59] 2013年の価格表では、太陽光発電の価格が28～38¢/kWhに引き下げられました。[60]
中国
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い取り制度を導入した。[63]
2011年8月現在、国の太陽光発電料金は1kWhあたり約0.15米ドルで発行されています。[64]
中国は、苦境に立たされ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に、陸上風力発電所の新設に対する関税制度を導入した。同国の経済企画機関である国家発展改革委員会（NDRC）は、地域別に分類された陸上風力発電プロジェクトに対する4つの関税区分を導入した。風力資源に恵まれた地域では関税が低く、発電量の少ない地域ではより寛大な関税の恩恵を受けることになる。
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0.34元という平均料金と比較すると、大幅なプレミアムとなっている。[65]
チェコ共和国
チェコ共和国は、 2005年に法律第180/2005号で電気料金を導入した。[66]電気料金は15～30年間保証されている（供給源によって異なる）。支援される供給源は、小規模水力（10MWまで）、バイオマス、バイオガス、風力、太陽光発電である。2010年時点で[update]、小規模太陽光発電の最高料金は12.25 CZK /kWhだった。[67] 2010年には1200MWを超える太陽光発電が設置されたが、年末に大規模システムに対する固定価格買い取り制度は廃止され、小規模システムに対しては50％削減された。2011年には太陽光発電システムは設置されなかった。[68]
エジプト
2014年9月20日、電力省は、家庭や民間企業向けに新エネルギーや再生可能エネルギーから発電された電力に対する新たな固定価格買い取り制度（FIT）の価格設定を発表した。[69] FITは2段階で適用され、第1段階の公式適用日は2014年10月27日、第2段階は第1段階（2016年10月28日に開始）の2年後に適用される。
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 EGP で、200 キロワット未満の非住宅用設備は 0.901 EGP/KWh です。200 ～ 500 キロワットの設備の場合、料金は 0.973 EGP/KWh 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、0.136 米ドル/KWh の料金で米ドルで支払われます (料金の 15% は 7.15 EGP/米ドルの為替レートにリンクされています)。20 ～ 50 MW に及ぶ最高カテゴリーは、0.1434 米ドル/KWh です。風力発電料金は稼働時間によって異なり、0.1148 米ドル/KWh から 0.046 米ドル/KWh の範囲となります。
その後の段階では、太陽光発電のカテゴリーは4つに削減されました。住宅用料金は1.0288 EGP/KWhに引き上げられました。500KW未満の非住宅用設備は1.0858 EGP/KWhです。500KWから20MWまでの設備の場合、料金は0.0788米ドル/KWh、20MWから50MWまでの設備の場合、料金は0.084米ドル/KWhです（料金の30％は1米ドルあたり8.88 EGPの為替レートにリンクされています）。[70]
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が、消費は現地通貨で支払われ、減価率は2年後に見直される。財務省は、200KW未満の家庭や機関に4％、200～500KWの場合は8％の優遇補助金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、使用権制度の下で国有地を新エネルギー生産プロジェクトに提供できるようにする法律を準備している。電力会社はエネルギーを購入し輸送する義務がある。新しい関税制度には、新エネルギーと再生可能エネルギーの生産供給に対する関税を2％削減する一方、銀行融資の割合を40～60％に設定することも含まれている。政府は、2020年までに新エネルギーと再生可能エネルギーがエジプトの総エネルギーミックスの20％を占めることを期待している。[71]
欧州連合
欧州連合は、加盟国の問題であるため、固定価格買い取り制度を運用したり、必ずしも奨励したりはしません。
しかし、ヨーロッパの固定価格買い取り制度は、違法な国家補助を構成するとして、ヨーロッパ法の下で争われてきた。プロイセンエレクトラは、ドイツの電力固定価格買い取り法（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を構成しないとの判決を下した。[72]裁判所は次のように結論付けた。
加盟国の法定規定で、第一に民間電力供給事業者に対し、その供給地域内で再生可能エネルギー源から生産された電力を、その種類の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電力供給事業者と上流の民間電力網運営者の間で分配することを義務付けるものは、EC条約第92条(1)の意味での国家補助には当たらない。
— 欧州司法裁判所、ルクセンブルク、2001年3月13日[73] ：29–30
提案されている大西洋横断貿易投資パートナーシップ（TTIP）貿易協定は、現在、欧州連合全体の固定価格買い取り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のエネルギーに関する草案では、エネルギーネットワークの運営者は「エネルギーの種類間を含め、合理的で透明性があり、差別のない商業条件で」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。[74]これにより、ドイツが利用しているものを含む商業上の異議申し立てに対して固定価格買い取り制度が開かれることになる。緑の党の欧州議会議員クロード・ターメスは、「これらの[TTIP]提案はまった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立法者の能力を妨害するものである。これは、ヨーロッパの民主主義を弱体化させる試みである」と述べた。[74]
フランス
地上設置型 PV システムの管理手続きは、2009 年後半に大幅に変更されました。セグメント間の区別は基本的に容量に基づいており、これが管理手続きの複雑さを決定します。250 kW /年を超える PV プロジェクトの入札の呼びかけは、2011 年 9 月 15 日に開始されました。プロジェクトは、申請者が要求する関税率を含む複数の基準に基づいて分析されることになりました。
ドイツ
2000年に初めて導入された再生可能エネルギー法（ドイツ語：Erneuerbare-Energien-Gesetz）は定期的に見直されています。その前身は1991年の再生可能エネルギー法です。2008年5月の時点で、このプログラムの費用により、各家庭の毎月の電気料金に約1.01ユーロ（1.69米ドル）が追加されました。[76] 2012年には、費用は0.03592ユーロ/kWhに上昇しました。[77]それでも、10年以上ぶりに、2015年の初めに家庭の電気料金が下がりました。[78]
太陽光発電の料金は、システム規模と場所によって異なります。2009年には、総発電量の30%以上が現場で消費される場合、収益が増加する形で送電網に供給されるのではなく、すぐに消費される電力の料金が引き上げられました。これは、需要側管理を奨励し、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。[79] 料金期間は通常、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日から施行された固定価格買い取り制度は、2008年に改正された。 [80] 予想外に高い成長率を考慮して、減価償却が加速され、より低い料金の新しいカテゴリ（> 1000kW p）が設けられた。ファサードプレミアムは廃止された。2009年にPVパネルの価格が急落したため、2010年7月、再生可能エネルギー法が再度改正され、通常の年間減価償却に加えて、料金がさらに16%削減された。契約期間は20年である。
ギリシャ
2013年の太陽光発電の固定価格買取制度は以下のとおりです。[81]
インド
インドは2010年1月にこれまでで最新の太陽光発電プログラムを開始した。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公式に発表された。[82]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た。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で1,000MWを目標としていた。精神的にはこれは固定価格買い取り制度であるが、いくつかの条件がプロジェクト規模と稼働日に影響する。太陽光発電プロジェクトの料金は17.90ルピー（0.397米ドル）/kWhに固定されている。太陽熱発電プロジェクトの料金は15.40ルピー（0.342米ドル/kWh）に固定されている。料金はCERCによって定期的に見直される。 2015 年、固定価格買い取り制度は約₹ 7.50 (US$0.125)/kWh で、主に電力会社レベルで適用されています。屋上太陽光発電所の固定価格買い取り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) が固定価格買い取り制度を導入しています。固定価格買い取り制度は、太陽光発電システムの所有者に、発電された余剰電力のうち個人的に使用しなかった電力を支払います。発電されたエネルギーがすべて使用されると、電気料金が削減されます。
総固定価格買い取り制度（現在、新規接続には提供されていません）では、発電されたすべての電力がグリッド（電力線）に送電され、ソーラーパネルの所有者に返金されます。電力小売業者に申請し、送電された kWh ごとの支払いについて合意する必要があります。電力小売業者は料金を変更する場合があり、小売業者ごとに利点と欠点があります。
また、公正な固定価格買い取り制度を求めてロビー活動を行うソーラー・シチズンズと呼ばれる太陽光発電支援団体もあります。LG の太陽光発電設置業者は、太陽光発電に最も優しい電力小売業者を知っているかもしれません。
インドネシア
インドネシア政府は、主に国営電力会社（PLN）を通じて、独立系発電事業者（IPP）に電力部門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）と多くの小規模発電所（200MW以下など）に投資している。この投資を支援するため、PLNと電力購入契約（PPA）を取り決めている。価格は、2012年後半に稼働を開始したチルボン石炭火力発電所などの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など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、幅広く異なる。インドネシアは、地熱エネルギーや太陽光発電など、再生可能電力発電のさまざまな形態に対して、さまざまなFIT規制を制定している。これらの規制は、前提条件が満たされることを条件に、さまざまな状況下でPLNがIPPに支払うべき価格を義務付けている。
イラン
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い取り制度を導入した。あらゆる種類の再生可能資源からの電力の買取価格は1300 リアル/kWh（夜間4時間で900リアル/kWh）と設定された。[83] 2013年にエネルギー省は新しい固定価格買い取り制度を導入し、4442リアル/kWh（0.15米ドル/kWh）に設定された。政府が設定した条件は改善しており、固定価格買い取り制度[FiT]は高額である。FiTは最近引き上げられ、現在では風力発電に対して1kWhあたり0.18米ドルと妥当な水準に設定されている。太陽光パネル（10MW p未満）のFiTは、2016年4月から27％引き下げられ、現在は4900リアル/kWh（0.14米ドル/kWh）となっている。 2016年に政府は関税を改正し[84]、再生可能技術の種類ごとに関税を差別化した。
アイルランド
REFIT IIIは、バイオマス、バイオマスコージェネレーション、嫌気性消化コージェネレーションなどのバイオエネルギー源からの中規模および大規模電力生産を支援する。REFITスキームは、通信エネルギー天然資源省（DCENR）によって管理されている。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大規模なロビー活動の末に導入された。[85]
住宅および小規模の太陽光、風力、水力、コージェネレーションは、助成金、補助金、税控除の対象ではありません。これらの顧客には固定価格買取制度はなく、ネットメータリングも同様に利用できません。別々の物件間で共同で電力を私的に共有することは違法です。[86] 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、その後、代替制度なしで撤回されました。この固定価格買取制度による収入には、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ありません。[87]
グリッド接続型マイクロ発電システムを備えた住宅所有者は、請求期間中に1日あたり2kWh未満の輸入またはエネルギーの純輸出者である場合、請求サイクルごとに9.45ユーロの「低使用量追加料金」を請求されます。[88]
イスラエル
2008年6月2日、イスラエル公益事業局は太陽光発電所の固定価格買い取り制度を承認した。この制度は、7年間で合計50MWの設置（いずれか先に到達した方）に制限されており、住宅用は1年あたり最大15kW 、商業用は1年あたり最大50kWの設置となっている。[89]ハポアリム銀行は、太陽光パネルの設置に10年ローンを提供した。[90]国家インフラ省は、固定価格買い取り制度を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まで拡大すると発表した。この新しい制度を受けて、太陽光発電会社サンデー・ソーラー・エナジーは、収入を構成員間で分配する社会的共同体であるキブツに太陽光発電アレイを設置するため1億3,300万ドルを投資すると発表した。 [91]
イタリア
イタリアは2007年2月にFITを導入した。2011年までにイタリアは7128MWを設置し[92] 、ドイツ（7500MW）に次ぐ規模となり[93]、FiTを引き下げた[94] 。
日本
2012年7月1日から、 10kW未満のシステムについては10年間1kWhあたり42円（0.525米ドル）、10kW以上のシステムについては20年間1kWhあたり40円（0.50米ドル）の固定価格買取制度が開始された。この料金は、その後に接続されたシステムについては毎年見直されることになっていた。[95]
20年間のPPA期間で第2ラウンド価格37.8円/kWhを確保するには、外国投資家は2014年3月31日までに以下の措置を完了する必要があります。
- プロジェクト サイトに対する確固たる権利を取得する (土地を購入する、リース契約を結ぶ、または土地所有者からプロジェクト サイトを提供する確固たる書面による約束を得る)。
- 関連する再生可能エネルギープロジェクトから電力を購入する電力会社（すなわち、プロジェクトが拠点を置く地理的地域で運営されている電力会社）に相談および系統接続の申請書を提出する。
- 再生可能エネルギー法第6条に基づき、経済産業省から発電設備の認可を受けること。
2014年3月31日までに上記の手順を完了したプロジェクトは、関連する電力会社と20年間37.8円/kWhの価格で20年間のPPAを締結する資格を得る。[96]
オランダ
オランダ内閣は2009年3月27日、世界金融危機に対応して固定価格買い取り制度の一部を実施することに同意した。[97]提案された規制は、割当インセンティブ制度を調整する可能性がある。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、数千万ユーロの多様なタイプのエネルギーに対する割当がある。風力に対する予算は、料金が低すぎるため、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年の未使用の400MWを含む）で、使用されたのは2.5MWのみだった。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。料金は毎年変更される。これにより、不確実な投資条件が生じた。[要出典]補助金制度は2008年に導入された。2003年に導入された以前の補助金制度である環境電力生産に関する省令は、エネルギー税に加えて1世帯あたり年間100ユーロを徴収することで資金を賄っていたが、高すぎると見られ、2006年に廃止された。[98] 2009年、オランダの風力発電所は依然として旧制度の助成金で建設中だった。新旧の補助金制度は一般予算から資金が賄われていた。
固定価格買い取り制度は2011年に短期間導入されたが、1か月後の2月に終了した。[要出典]
七面鳥
2021年現在[update]、固定価格買い取り制度は1MWhあたりリラで、風力と太陽光は320、水力は400、地熱は540、バイオマスの種類ごとにさまざまな料金が設定されている。これらすべてにおいて、地元の部品が使用される場合は1MWhあたり80のボーナスも適用される。[99]料金は10年間適用される。[99]料金は大統領府によって決定され、[100]この制度は、再生可能エネルギーに対する以前の米ドル建て固定価格買い取り制度に代わるものである。[101]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、化石燃料電力の価格よりも現地通貨ではるかに変動が少ない。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、地元産のコンテンツを重視していることであり、これは、ある程度地元で製造された機器を利用する投資に対する追加のYEKDEM支払いの場合に当てはまった。[102]この地元産コンテンツボーナスは5年間付与される。[99]
ポルトガル
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）に加え、小規模分散型発電（太陽光発電、風力発電など）、廃棄物発電、コジェネレーション、再生可能エネルギー源および非再生可能エネルギー源からのコージェネレーション発電にも固定価格買い取り制度が適用されており、最も古い制度は1998年にまで遡る。 [103]最も高い固定価格買い取り制度は太陽光発電に対するもので、2003年に500ユーロ/MWh以上から始まり、後に300ユーロ/MWhに引き下げられた。他のほとんどの制度は着実に値上がりし、80～120ユーロ/MWhで安定している。[103]ポルトガルの政策は2000～2010年にかけてプラスの影響を与え、排出量が720万トンCO2換算で削減され、GDPが15億5,700万ユーロ増加し、16万雇用が創出された。 [ 104]最も初期の設備に対する固定価格買い取り制度は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ない。[104] 2012年に政府は法律215-B/2012を可決し、新規設備に対するすべての固定価格買い取り制度を停止したため、今日までポルトガルには固定価格買い取り制度はなく、計画もされていない。税金は消費された電力のリアルタイムkWhごとに上乗せして支払われる（+/-€0.24）が、フィードバック時に支払われるのは生の電力価格のみ（+/-€0.04）であるため、年末にkWh合計を差し引くことは不可能であり、ポルトガル人に多大な負担がかかる。したがって、ポルトガルの家庭にとって蓄電池の設置は理にかなっている。
フィリピン
2008年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キロワット時当たりの固定料金（FIT料金）を（保証する）」ことができる。[105] 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20年間にわたり1キロワット時当たり8.69ペソのFIT料金を付与することに合意した。[105]
南アフリカ
2022年現在、南アフリカの西ケープ州では固定価格買い取り制度が導入されている（Wayback Machineに2022年1月25日アーカイブ）。
南アフリカの国家エネルギー規制機関 ( NERSA ) は、2009 年 3 月 31 日に、2013 年までに年間 10 TWh の電力を生産することを目的とした固定価格買い取り制度を発表しました。この料金は、NERSA の当初の提案よりも大幅に高くなっていました。技術によって差別化されたこの料金は、20 年間支払われることになっていました。
NERSAは発表文で、この料金は発電コストと妥当な利益に基づいていると述べた。風力エネルギーと集光型太陽熱発電の料金は世界でも最も魅力的なものの一つである。
風力エネルギーの料金は1.25 ZAR/kWh（0.104ユーロ/kWh）で、ドイツで提示された料金よりも高く、カナダのオンタリオ州で提案された料金よりも高かった。
集光型太陽熱発電の料金は 2.10 R/kWh で、スペインよりも低かった。NERSA の改訂プログラムは、広範な公聴会を経て作成された。
世界風力エネルギー協会のステファン・グンガー事務局長は、「南アフリカは風力エネルギーの固定価格買い取り制度を導入した最初のアフリカの国です。多くの中小投資家や大口投資家が、この国の風力産業の立ち上げ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乗り越えることができます。また、南アフリカの多くのコミュニティが風力発電所に投資し、電気、新しい雇用、新しい収入を生み出すのに役立ちます。カナダのオンタリオ州政府が北米初の固定価格買い取り法を提案した直後にこの決定が下されたことを、私たちは特に嬉しく思っています」と述べた。[106]
しかし、この料金は開始前に廃止され、2011 年 8 月 3 日に開始された競争入札プロセスが採用されました。この入札プロセスでは、南アフリカ政府は 3,750 MW の再生可能エネルギーを調達する計画を立てていました。その内訳は、陸上風力 1,850 MW、太陽光発電 1,450 MW、集光型太陽光発電 200 MW、小規模水力発電 75 MW、埋立地ガス 25 MW、バイオガス 12.5 MW、バイオマス 12.5 MW、小規模プロジェクト 100 MW です。入札プロセスは 2 つのステップで構成されていました。
- 資格審査段階。プロジェクトは、プロジェクトの構造、法律、土地の取得と使用、財務、環境同意、技術、経済開発、入札保証に基づいて評価されます。
- 評価段階。適合した入札は、(1)入札書類に記載された上限に対する価格（決定の70%を占める）、および(2)経済発展（決定の30%を占める）に基づいて評価されます。
最初の入札期限は 2011 年 11 月 4 日でした。PPA は 2012 年 6 月までに締結される予定です。プロジェクトは 2014 年 6 月までに開始される予定ですが、CSP プロジェクトは 2015 年 6 月までに開始される予定です。
スペイン
スペインの固定価格買い取り法は、太陽光発電設備については王令 1578/2008 ( Real Decreto 1578/2008 ) によって、公共送電網に電気を供給するその他の再生可能技術については王令 661/2007 によって制定されました。当初は 661/2007 に基づいて、太陽光発電の急速な成長のため、別の法律に基づいて太陽光発電料金が策定されました。
法令 1578/2008 では、設備を 2 つの主要グループに分類し、料金を差別化しています。
- 建物統合型設備。公称電力が 20 kW までのシステムでは 34 セント/kWh、公称電力が 2MW の制限がある 20 kW を超えるシステムでは 31 セント/kWh の料金。
- 非統合型設備：公称電力 10 MW までのシステムの場合、32 セントユーロ/kWh。
その他のテクノロジーについては、法令 661/2007 の設定:
2012年1月27日、スペイン政府は2013年1月以降に稼働するプロジェクトの申請受付を一時停止した。既存のプロジェクトの建設と運営には影響がなかった。[107]同国の電力システムは240億ユーロの赤字を抱えていた。[108]固定価格買い取り制度による支払いはこの赤字に大きく寄与しなかった。[109] 2008年には固定価格買い取り制度により400MWの太陽光発電が導入されると予想されていた。しかし、予想が高すぎたため、2600MW以上が設置された。[110]スペインの電力会社は、料金を値上げしてコスト増加を消費者に転嫁する方法がなく、代わりに赤字を計上したと報告しているが、これは論争中である。
スイス
スイスでは、2008年5月1日にいわゆる「電力系統への固定価格買い取りに対する費用補償制度（CRF）」[111]を導入した。
CRFは水力発電（10メガワットまで）、太陽光発電、風力エネルギー、地熱エネルギー、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年から25年適用されます。実施は国営送電事業者SWISSGRIDを通じて行われます。[112]
一見すると高額だが、CRF は、システムにかかる「追加」コストの総額に上限が設けられていたため、ほとんど効果がない。2009 年頃から、これ以上のプロジェクトには資金を供給できなくなった。約 15,000 件のプロジェクトが資金の割り当てを待っている。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[いつ? ]電力の 40% を供給しているすべての原子力発電所を休止することができる。
2011年、福島原発事故後、主に村や州が所有するいくつかの地方電力会社が、独自の料金プランを厳選して提供し始め、小規模なブームが起こりました。
2012 年 3 月現在、太陽光発電の 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ますが、ドイツや世界の他のほとんどの国よりも高い水準です。
中国 台湾
台湾の再生可能エネルギー発電に対する固定価格買い取り制度は、エネルギー局によって設定されており、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。[113]
タイ
2006年、タイ政府は、技術の種類と発電機の規模によって差別化され、7～10年間保証される、公益事業の回避コストに加えて支払われる料金を制定した。太陽光発電は最高額の8バーツ/kWh（約0.27米ドル/kWh）を受け取った。大規模なバイオマスプロジェクトは最低額の0.3バーツ/kWh（1kWhあたり約1米セント）を受け取った。遠隔地でのディーゼル使用を相殺するプロジェクトには、kWhあたりの追加の補助金が提供された。[114] 2010年3月現在、民間セクターの再生可能エネルギーは1364MWがオンラインであり、さらに4104MWがPPA締結済みのパイプラインにある。バイオマスはこの容量の大半を占め、1292MW（オンライン）と2119MW（PPAのみ）を占めた。太陽光発電は2番目だが、より急速に成長しており、78MWがオンラインであり、さらに1759MWのPPAが締結されている。[115]
ウガンダ
ウガンダは2011年にこの料金制度を導入した。ウガンダ送電会社が国内の送電ライセンスを保有しており、電力規制当局から0.5MWから20MWの小規模プロジェクトに以下の固定価格買い取り制度を提供するよう義務付けられていた。[116]
ウクライナ
ウクライナは2008年9月25日に「固定価格買い取り制度について」という法律を導入した。この法律は再生可能エネルギー生産者（10MWまでの小水力、風力、バイオマス、太陽光発電、地熱）の送電網へのアクセスを保証した。再生可能エネルギー発電者に対する料金は国家規制当局によって設定される。[117] 2013年2月現在、[update]1kWhあたり以下の料金が適用されている：バイオマス – 1.3446 UAH（0.13ユーロ）、風力 – 1.2277 UAH（0.12ユーロ）、小水力 – 0.8418 UAH（0.08ユーロ）、太陽光 – 5.0509 UAH（0.48ユーロ）。国内通貨がユーロに対して大幅に変動した場合、固定価格買い取り制度は調整される。 2020年、ウクライナ政府は方針を一転し、現状ではグリーン関税の維持が財政的に困難になっていると述べ、再生可能エネルギー生産者とグリーン関税の引き下げ交渉を開始した。ウクライナ政府の発表を受けて、複数の外国投資家がエネルギー憲章条約に基づく投資協定に基づく請求を開始すると脅迫し、調停手続きと2020年6月10日の覚書の調印に至った。しかし、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ための条件改善に関するウクライナの特定法の改正について」というウクライナ法を可決した。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し、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る可能性がある。[118]
イギリス
2008年10月、英国は現行の再生可能エネルギー割当制度（ ROCS ）に加え、2010年までに新たな制度を導入すると発表した。2009年7月、当時の英国エネルギー・気候変動大臣エド・ミリバンド氏が制度の詳細を発表し、2010年4月初旬に制度が開始された。[119]
計画開始から1年も経たないうちに、2011年3月に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。[120]これは、ヨーロッパの投機家たちがウェストカントリーに巨大な太陽光発電所を建設しようとしており、それが資金の過度な部分を吸収することになっていたことへの対応策だった。[121]
2011年6月9日、DECCは2011年8月1日以降、50KW以上の太陽光発電システムに対する関税を削減することを確認した。 [121]多くの人々[122]はDECCの決定に失望した。[123]太陽光発電産業に対する補助金の総額は変わらないが、大規模システムの関税は削減され、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年に年間設置量を1.9GWにするという長期計画に基づいていた。[124]
2011年10月、DECCは、コミュニティまたはグループ制度に対する追加的な値下げを含め、料金率を約55％削減すると発表した。値下げは2011年12月12日から有効となり、協議は2011年12月23日に終了する予定だった。この措置は、環境圧力団体Friends of the Earthと2つの太陽光発電会社（SolarcenturyとHomeSun）が共同で提出した司法審査請求によって高等裁判所で不服申し立てされ、成功した。2日間の法廷審問の後にミッティング判事が下した判決は、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控訴を申し立てた。控訴は最高裁判所によって満場一致で却下され、2012年3月3日までにシステムを設置した人は誰でも、43.3 p/kWhという高い料金を受け取ることができるようになった。[125]
30.7 p/kWhの料金は5MWまでの太陽光発電システムに適用可能であったため、それより大きなシステムは建設されなかった。[126]英国では固定価格買い取り制度による支払いは非課税である。[127]
2012年4月現在、263,274のシステム、合計1,152.835MW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。[130]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か月で元が取れ、25年間で23,610ポンドを生み出します。[131]
英国の固定価格買い取り制度は2019年3月31日に新規申請者に対して終了した。[132]
アメリカ合衆国
2009年4月、11の州議会は再生可能電力の義務化を補完するものとしてFiTを導入することを検討していた。[55]
カリフォルニア
カリフォルニア州公益事業委員会（CPUC）は2008年1月31日に固定価格買い取り制度を承認し、即時発効した。[133]
2010 年、マリン エネルギー局は最初のコミュニティ チョイス アグリゲート フィードイン タリフ 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います。価格はエネルギー源 (ピーク、ベース ロード、断続的) によって異なり、現在のプログラム上限である 10 MW に向けて進んでいます。
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い取り制度のパイロットプログラムを制定した。パロアルトCLEAN（Clean Local Energy Accessible Now）は、CPAUのサービス地域にある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ある。2012年の最小プロジェクトサイズは100kWだった。購入料金は契約期間に応じて12.360セント/kWhから14.003セント/kWhの間である。市は2012年4月2日に申請の受け付けを開始した。[134]
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。[135]
2010 年 1 月 1 日以降、州法では住宅所有者が余剰電力を公益事業会社に販売することが許可されています。以前は、住宅所有者は年間を通じて過剰生産に対してクレジットを受け取ることができませんでした。カリフォルニア ソーラー イニシアチブ(CSI) の払い戻しを受けるには、顧客が故意に過剰生産するシステムを設置することは許可されず、太陽光発電の設置後に効率化対策を導入することが推奨されていました。この過剰生産クレジットは、ロサンゼルス水道電力などの特定の公益事業顧客には適用されませんでした。
フロリダ
2009年2月、フロリダ州ゲインズビル市の市政委員は、国内初の太陽光発電の固定価格買い取り制度を承認した。[55]この制度は年間4MWの上限が設けられた。2011年時点で、ゲインズビル市は太陽光発電による電力を328kWから7,391kWに増加させており、これはピーク負荷電力（610MW）の約1.2%に相当する。[136]この制度は、18MW以上の容量が導入された後、2014年に中止された。[137]
ハワイ
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よう要求しました。この方針では、プロジェクトに対して固定価格と標準 20 年契約が提供されます。PUC は、プログラム開始から 2 年後に最初の固定価格買い取り制度を見直し、その後は 3 年ごとに見直しを行う予定です。
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 2.72 MWに制限されました。委員会の決定により、最初の 2 年間、オアフ島、マウイ島、ハワイ島の電力網に導入される固定価格買い取りプロジェクトの総量は、システム ピークの 5% に制限されました。Tier 3 は、信頼性基準作業グループ (「ドケット内のドケット」) の調査結果に基づく決定と命令をまだ保留中です。
ティア2およびティア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す。ティア2には、すべての島の陸上風力発電と直列水力発電の100kW-AC以下、ラナイ島とモロカイ島のPVとCSPの100kW-AC以下、マウイ島とハワイ島のPVの250kW-AC以下、マウイ島とハワイ島のCSPの500kW-AC以下、オアフ島のPVとCSPの500kW-AC以下の大規模システムが含まれます。ティア3は、ティア2の上限よりも大規模なシステムを対象としています。[138]
メイン州
2009年に「固定価格買い取り」法案は可決されなかった。[139] [140] しかし、2009年6月にパイロットプログラムが開始され、10MWまでのプロジェクトに利用可能となった。[141] 2013年4月24日、メイン州公益事業・エネルギー委員会は、新しい法案「再生可能エネルギー固定価格買い取り制度の確立に関する法律」LD1085を検討する予定であった。[142]
ニューヨーク
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）のシステムに対する固定価格買い取り制度を導入したが、50MW（AC）までに制限されていた。顧客は自分の電気を使うことができないため、これは実際には20年間の固定料金の電力購入契約であり、LIPAはSRECを保持する。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設する法案を可決できなかった。[143]支払いは22.5セント/kWhで、[144] LIPAがさまざまな時間帯のピーク発電に支払った金額よりも低い。[145]回避コストは推定0.075ドル/kWhで、このプログラムにより平均的な家庭の電気代が月額約0.44ドル増加した。[146]
オレゴン
2009 年 6 月、オレゴン州は太陽光発電の容積インセンティブ料金および支払いのパイロット プログラムを確立しました。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で、15 年間に発電されたキロワット時間 (kWh) に対してシステムが支払われます。オレゴン州公益事業委員会 (PUC) は、2010 年 5 月に料金と規則を確立しました。このプログラムは、オレゴン州の 3 つの投資家所有の公益事業会社によって提供され、公益事業会社によって管理されました。PUC は、料金を定期的に再評価することを計画しました。プログラム費用は公益事業料金で回収可能であり、公益事業会社所有のシステムはインセンティブの対象ではありませんでした。
パイロット プログラムのインストール上限は、太陽光発電 (PV) の総容量 25 メガワット (MW) に制限され、システム サイズの上限は最大 500 キロワット (kW) でした。プログラムの総容量上限は 4 年間に均等に配分され、毎年 6.25 MW の容量がインセンティブを受け取る資格がありました。総容量上限は、2008 年の小売販売収益に基づいて分割されました。PGE の上限は 14.9 MW、Pacific Power は 9.8 MW、Idaho Power は 0.4 MW でした。Idaho Power のプログラムは住宅へのインストールに限定されていました。料金はシステム サイズ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でした。参加する PV システムは、グリッドに接続され、メータリングされ、適用されるすべてのコードと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。
100kW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。総キャップの20MWの発電容量はネットメータリング部分用に確保されており、12MWは住宅用に、8MWは小規模商業システムに使用できます。これらの住宅用および小規模商業用システムには、消費された電力量を上限として、発電量に対して支払われました。基本的に、顧客は、オンサイト発電によって相殺された公益事業の電力負荷消費量に対して支払われました。一般的な固定価格買い取り制度とは異なり、顧客はオンサイトで発電された電力を消費し、発電量と消費量に対して生産インセンティブ（または容積インセンティブ支払い）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サイズ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PUCによって決定されました。コストの見積りは、オレゴン州エネルギートラストの設置データに基づいています。顧客発電者に支払われる実際の料金は、容積インセンティブ料金から小売料金を差し引いたものです。量的インセンティブ率は6ヶ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率は0.25ドル/kWhから0.411ドル/kWhの範囲であった。[147]
バーモント州
バーモント州は、2009年バーモント州エネルギー法の一環として、2009年5月27日に固定価格買い取り制度を導入した。発電機の容量は2.2MW以下でなければならず、参加は2012年には50MWに制限されていたが、この制限は2022年には年間5～10MW増加し、合計127.5MWとなった。 [148]支払いは太陽光発電では24¢/kWhで、2012年3月に27.1¢/kWhに引き上げられた。また、100kWを超える風力発電では11.8¢/kWh、100kW以下の風力タービンでは25.3¢/kWhとなった。その他の適格技術には、メタン、水力、バイオマスなどがある。[149]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の割合を20％、2032年までに75％にすることを目標としている。このプログラムは2012年に全額が加入した。支払いは25年間続く。[150]
プエルトリコ
領土では、電力網に送り返された電力を小売価格で支払うネット メータリング プログラムを実施していました。料金は毎月変動し、1 キロワットあたり約 23 セントでした。このプログラムでは、実際の支払いを行うのではなく、毎月プロバイダーの口座に入金していました。会計年度末 (6 月) に、超過分は 1 キロワットあたり 10 セント固定で支払われ、そのうち 25% は公立学校に留保されました。このプログラムに参加するには、保険、建物の外からアクセス可能なシステムの切断手段、および政府によって指定された特定のブランドの機器が必要でした。
参照
- 自動メーター読み取り
- 分散型発電
- 米国の農場における電気エネルギー効率
- 電気メーター
- 効率的なエネルギー利用
- 固定価格買取制度
- マイクロ熱電併給
- ネットメータリング
- 電力購入契約
- 再生可能エネルギーの商業化
- 異なる電源で発電された電力の相対コスト
- スマートメーター
- ユーティリティサブメーター
- 仮想発電所
参考文献
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