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）から競争市場へと変化している。FiT認可の不備な運用に起因する紛争が依然として残っており、外国人投資家は慎重な姿勢を示しているが、台頭する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発電容量は、2017年のほぼゼロから2025年には20GWまで拡大し、クリーンエネルギー経済の基盤を確立した。また、日本は大規模な太陽光・風力発電（稼働中および計画中）の規模で、世界約10位にランクインした[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：1,000MW

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た。その結果、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買取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の終了前後に当たる2021年頃に運転を開始した。当時は、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、承認手続き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）の時点で有効な完成・検収証明書（CCA）を取得していなかった点にある。さらに、これらのプロジェクトには、電力購入者としてのEVN、商業運転および完成・検収手続きを所管する商工省（MOIT）や各省の人民委員会など、複数の機関が関与していた。これらの機関の間で手続きに関する判断や解釈が異なっていたため、運用に不整合や混乱が生じた。その結果、本来FiT2が適用され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修正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。.

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、陸上風力発電38GWを達成するには、安定した投資環境の確保が今後ますます重要になる。.

競争市場への戦略的移行

PDP8およびその改訂版に基づき、太陽光・風力発電に対する固定価格買取制度（FiT）から脱却し、競争市場モデルを確立する動きは、世界的な潮流と合致している。.

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、電力購入契約（PPA）についてEVNと交渉中である。2025年4月および5月、商工省は長らく待た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交渉や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、効率的で実現可能性の高いプロジェクトの選定を確実にすることを目的としている。.

ただし、固定価格買取制度（FiT）が適用されていた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約半分の1kWh当たり4.05セントに引き下げられている。プロジェクトの収益性への影響に注目が集まっている。.

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に柔軟な電力供給が可能となり、調達手段の多様化を求める企業のニーズに応えられる。.

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。単一の主要買い手として発電容量の約37%を保有するEVNが支配する構造を緩和し、将来的な卸電力市場および小売電力市場における競争を促進する可能性がある。.

事業面では、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などの新分野への参入機会を創出する。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に加え、再生可能エネルギー証書（RECs）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（各プロジェクト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年後半に政令80/2024/ND-CPおよび文書1543/NSMO-TTDが公布されたことを受け、すべての再生可能エネルギー電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の法的枠組みが整備された。.

ただし、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 chargesに関するEVNの最終的な価格設定も未確定のままである。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明確ではない。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に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、検討および実施の各段階で、制度に精通したエネルギー分野および法務の専門家と連携する必要性が指摘されている。.

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日越クリーンエネルギー協力の新局面 ～タイニン省にみる再エネ・グリーン水素連携～

工場はグリーン電力を直接購入できるのか？ベトナムのDPPAフレームワークと製造業への投資

*この記事の情報を引用したい場合は、著作権を尊重するために、元の記事へのリンクとともに出典を明記してください。.

[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>