化石燃料への依存を低減し、再生可能エネルギーへ移行する道筋は、固定価格買取制度（FiT）から競争市場へと移行しつつある。FiT認可のずさんな運用に起因する紛争は依然として解決しておらず、外国人投資家を慎重にさせているが、新興市場は幅広い参入機会を提供している。.

FiT制度の歴史的成果

2011年から2021年にかけて導入された補助金ベースの固定価格買取制度（FiT1およびFiT2）は、再生可能エネルギー市場の構築において中心的な役割を果たした。再生可能エネルギーの設備容量は、2017年のほぼゼロから2025年には20GWへと拡大し、クリーンエネルギー経済の基盤が確立された。日本はまた、大規模な太陽光・風力発電（稼働中および計画中）の規模で世界約10位に位置した[1].

Evolution of the Electricity Pricing System

注：移行価格および上限価格は、規制の施行日にベトナム国家銀行が公表した中央為替レートに基づき、VNDからUSDに換算している。.

出所：B&Company分析 

Top 15 Countries by Solar and Wind Power Capacity as of February 2025

 単位：1,000 MW

出所：Global Solar Power Tracker、Global Wind Power Tracker

この成功により、政策立案者はクリーンエネルギー政策を積極的に推進する自信を得て、2025年上半期には再生可能エネルギーが総発電量の約14%まで増加した。一方、石炭などの従来型電源は依然として54%を占めた。.

しかし、2023年末の政府監査により、173件の再生可能エネルギープロジェクトについて、固定価格買取制度の適用価格が遡及的に改定される可能性が明らかになった。これらのプロジェクトの多くは、FiT2の終了前後にあたる2021年頃に運転を開始した。この時期には、新型コロナウイルス感染症対策の一環として実施されたソーシャルディスタンス措置により、承認プロセスが大きな影響を受けていた。問題は、これらのプロジェクトが商業運転開始日（COD）時点で有効な完成・受入証明書（CCA）を取得していなかったことにある。さらに、電力購入者であるEVN、商業運転および完成・受入手続きを所管する商工省（MOIT）や省人民委員会など、複数の機関がこれらのプロジェクトに関与していた。これらの機関間で手続きに対する判断や解釈が異なっていたため、適用にばらつきと混乱が生じた。その結果、本来FiT2の適用対象となるべきプロジェクトにFiT1が適用されたり、移行価格の対象となるプロジェクトにFiT2が適用されたりした可能性がある。これにより、電力購入価格が下方改定される可能性がある。事業者の収益は25～50%減少し、法的紛争を引き起こすとともに、今後の投資家の信頼を損なう可能性がある。.

安定した投資環境の確保は、第8次電力開発計画（PDP8）の目標である2030年までの太陽光発電73GWおよび陸上風力発電38GWを達成する上で、ますます重要になる。.

競争市場への戦略的移行

PDP8およびその改訂に基づき、太陽光・風力発電について固定価格買取制度（FiT）から脱却し、競争市場モデルを確立しようとする動きは、世界的な潮流に沿っている。.

2021年以降に開始された多くの再生可能エネルギープロジェクトは、現在、EVNと電力購入契約（PPA）について交渉中である。2025年4月および5月には、商工省が待望されていた地域別上限価格を設定した。.

これらの上限価格は、今後のPPA交渉および競争入札プロセスにおける基準として機能すると見込まれている。新たな価格制度の下では、投資家は政府が設定した上限価格の範囲内で入札する。この透明性の高い仕組みは、コストを管理し、効率的で実行可能なプロジェクトを選定することを目的としている。.

しかし、固定価格買取制度（FiT）が実施されていた2017年から2021年までの期間と比較すると、太陽光発電プロジェクトの上限価格は1kWh当たり4.05セントと、約半分に引き下げられた。プロジェクトの収益性への影響が注目されている。.

DPPA

再生可能エネルギー発電事業者が消費者と電力を直接売買できる直接電力購入契約（DPPA）制度も注目を集めている。DPPAにより、国有送電網に依存せず柔軟な電力供給が可能となり、調達先の多様化を求める企業ニーズに対応できる。.

マクロ的には、約1,000MW規模の再生可能エネルギー電源を対象とするDPPA制度は、触媒として機能する可能性がある。発電容量の約37%を保有する単一の主要買い手であるEVNが支配する構造を緩和し、将来的な卸電力・小売電力市場の競争を促進する可能性がある。.

ビジネス面では、送電線などの民間インフラへの投資や、エネルギー貯蔵技術といった新分野への参入機会が生まれる。DPPAにより、再生可能エネルギー開発事業者は安定した収益基盤を確保できる一方、電力購入者にとっては長期的な価格安定性が得られ、再生可能エネルギー証書（REC）やカーボンクレジットの取得を通じて、製品の国際競争力を高められる可能性がある。.

DPPAは、当初2021年に、合計1,000MW（各30MW超）の風力・太陽光発電プロジェクトに限定した試行プログラムとして提案された。その後、2024年末に政令80/2024/ND-CPおよび文書1543/NSMO-TTDが公布され、すべての再生可能エネルギー源を対象とする制度として開始された。これにより、取引形態、価格設定、登録要件、手続きなど、DPPAの法的枠組みが確立された。.

しかし、試行段階を経ずに導入されたためリスク評価が難しく、送電料金その他の費用に関するEVNの最終的な価格設定も未確定である。さらに、DPPAの対象となる適格消費者の条件や、送電接続要件の技術面も不明確である。また、工業団地内の企業は既存の長期契約による制約を受けるため、再生可能エネルギー発電事業者との直接契約へ切り替えることが難しい[5] .

したがって、DPPAへの参加に当たっては、制度に精通したエネルギーおよび法律の専門家と、検討・実施の各段階で連携する必要性が指摘されている。.

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[1]  Global Energy Monitor (2025) <アクセス>

[2]  Institute for Energy Economics and Financial Analysis (2025) <アクセス>

[3]  Taiyang News <アクセス>

[4]  International Renewable Energy Agency (2022) <アクセス>

[5]  Vilasia (2025) <アクセス>