風力発電や太陽光発電の投資家および電力使用者がDPPA制度に関してよく質問するQ＆A
¥44.800
資料情報
- ページ数
- 11ページ
- フォーマット
レポート基本情報
– ページ数（企業紹介ページを除く）11ページ
– 発行年月日：2025年5月
– 発行：ONE-VALUE株式会社
– ファイル形式：PDF形式
– 価格：ページのフォームからお問い合わせください
– 購入方法：
※最終的には請求書を発行し、銀行振込となります。
※本レポート資料を用いたワークショップ開催、ベトナム専任コンサルタントへのベトナム市場・業界動向に関するご質問ができるスポットコンサルティングのサービスもご提供しております。
※対面またはオンライン形式にて、日本企業の皆様にベトナム事業展開に関するご質問にすべてご回答するサービスです。
※請求書払いをご希望の方は左の問い合わせフォームからお問い合わせください。
レポートポイント
本レポートは、2024年7月に公布されたDPPA制度（電力直接取引制度）について、風力・太陽光発電の投資家および電力使用者の観点から、よくある疑問をQ&A形式で解説したものである。以下に主なポイントを紹介する。
▶ 政令80号の概要とDPPA制度の枠組み
DPPA制度は、再生可能エネルギー発電事業者（RE GENCO）と大口需要家との間で、EVNを介さず直接電力取引を行うことを可能にする制度である。専用線型と送電網経由型の2方式が認められ、いずれの場合も市場参加ルールやスケジューリング義務が発生する。政令80号により制度設計が明確化されたが、実務上の運用には引き続き慎重な検討が必要である。
▶ 制度運用上の実務的な懸念点と対応方針
本制度の導入にあたり、既存PPAとの関係、スポット市場との価格整合性、蓄電池（BESS）の要否、環境価値の帰属、契約出力量（Qc）の柔軟性など、多くの実務的な疑問が存在する。本レポートでは、政府の正式見解に代わり、現地報道や制度設計の解釈に基づく現時点での実務的理解を整理している。
▶ 投資・導入に関する要件と将来的展望
DPPA制度に参加するには、PDP8の計画への適合、発電設備や情報インフラの整備、法的主体の明確化が求められる。また、将来的には蓄電池導入や価格インセンティブの付与など、制度の進化も視野に入っている。発電事業者・電力使用者双方にとって、制度理解とリスク整理が重要なステップとなる。
本資料は、風力・太陽光発電の投資家や大口電力使用者が抱える「DPPA制度」に関する疑問をQ&A形式で整理したものです。
以下に、全ての質問項目を公開いたします。
各項目の具体的な回答・解説につきましては、有料レポートにてご提供しております。
国家電力システム、DPPA全般に関わる質問
1. 質問
NSMO（国家電力システム・市場運営会社）は30分ごとの発電量を公表しているが、顧客側の負荷曲線（電力使用量の変動）は公表されているのか。また、発電量と顧客の負荷が一致しない場合、買い手はどの価格で支払うことになるのか。
2. 質問
DPPAに参加するには、既存のPPA（電力購入契約）を解約する必要があるのか。
3. 質問
将来にわたってシステムを運営するのにかかる費用（システムコスト）は予測できるのか？
4. 質問
なぜDPPAに参加する発電所に蓄電池（BESS）の設置が義務付けられていないのか。
5. 質問
DPPAに参加する売り手と買い手には、どのような情報インフラ要件があるのか。
6. 質問
現在、工業団地（KCN）内にある企業は、DPPAを実現するためにKCNに委任しなければならない。KCNが電力販売で利益を得ている場合は、KCN はDPPAに参加しない可能性
7. 質問
a. DPPAに参加を希望する新規太陽光発電プロジェクトは、「第8次電力開発計画（PDP8）」において2030年までに商業運転（COD）を許可された総容量2,300MWのリストに含まれていなければならないのか。
b. PDP8で2030年以降に計画されたプロジェクトは、2030年以前に前倒しで開発可能か。それともPDP8の再承認を待つ必要があるのか。
c. 投資登録証明書（IRC）を取得済みであるが、PDP8の実行計画に記載されていない太陽光プロジェクトの扱いはどうなるのか。
8. 質問
a. 大口顧客が再エネ発電事業者（GENCO）から専用線経由で電力を購入しつつ、既存のPPA（EVNや工業団地内の電力小売業者との契約）を保持している場合、既存PPAにはどの価格が適用されるのか。DPPAの導入は既存PPAに影響を与えないと理解しているが正しいか。
b. 工業団地内にある大口顧客が、団地運営者がGENCOの投資者でない場合、GENCOと専用線で自由に交渉した価格でDPPA契約を締結し、一方で工業団地運営者は従来通りの規定小売価格で電力を供給し続ける、という形は可能か。
c. 政令80号第4条1項では、大口顧客がGENCOと専用線でDPPAを締結できるとされるが、第4条2項では「大口顧客または委任された小売事業者」が対象とされている。この点について、工業団地内の委任された小売事業者が専用線によるDPPAを実施することは可能か。
9. 質問
DPPAに基づくプロジェクトが、NSMOのスケジューリングにより優先して出力されると理解しているが、予期せぬ出力制限が発生した場合の補償制度はあるのか。
10.質問
スポット市場におけるRE GENCOの契約期間はどの程度か。また、DPPA契約終了後も引き続きスポット市場に参加できるか。
11.質問
DPPAの終了時には、関係当事者が現行の規定に基づきPPAを再締結する責任を負うとされている。この際、RE GENCOに対してどのような条件が適用されるのか。
12. 質問
a. 再エネ電力の環境価値（環境属性）の所有権は、発電事業者、EVN、大口顧客のいずれに帰属するのか。
b. クリーンエネルギーを利用したと認定されるための証明は、どの機関がどのように発行するのか。
13. 質問
FIT移行制度の下でEVN/EPTCとPPA契約を締結している再エネ（太陽光・風力）プロジェクトがDPPAに移行を検討する場合、
a. 現行のPPAを終了するために違約金を支払う必要があるか？
b. DPPAに移行した後、効果が出ない、またはその他の理由により、再度FIT移行制度に戻ることは可能か？
14. 質問
すでにFIT制度で50%の容量が運転中で、残り50%がFIT移行制度の対象となっている発電所において、この残りの50%をDPPA制度に移行させることは可能か？
15. 質問
a. 市場のスポット価格がFIT移行制度の価格よりも高く、今後も上昇が予測される中で、もしCfD（差額契約）の顧客が事業を停止した場合、RE GENCOはDPPA契約終了後でもスポット市場から収入を得ることができるのか？
b. CfD契約終了後、RE GENCOはスポット市場での売電を継続し、スポット価格による利益を享受できるのか？
c. プロジェクトが全体の出力量（Qm）のうち、わずか10%をCfDとしてDPPAに割り当てている場合、残りの90%に対して市場価格（FMP）による収入を得ることが可能か？
d. 顧客側が2～3ヶ月の保守や短期停止を行った場合、発電事業者の収益はどのように計算されるのか？
16. 質問
太陽光発電は昼間のみ稼働するが、Qcを夜間に割り当てることは可能か。また、風力発電の場合、風がない時間帯にQcを設定することは許容されるか。Qcの設定にはNSMOの承認が必要か、または30分単位で事前に固定する必要があるのか。それとも、これはRE GENCOと顧客の合意によるものなのか？
17．質問
a. 国家送電網を利用したDPPAにおいて、政令80号第23.3条および24.2条では、工業団地（IP）が大口需要家から委任を受けるケースが記載されている。この場合、IPが行う必要があることは何か？
b. 工業団地内の一部または特定の企業のみが、IPに対してDPPAへの参加を委任する場合、EVNとIP間のPPAは、その一部に対してのみ修正されるのか？
c. 再エネ発電事業者（RE GENCO）と委託されたIPの間で合意された小売価格は、DPPAに関連する費用の一部として、各企業（大口需要家）がIPに対して支払うことになるのか？
電力販売者の定義と契約形態に関する質問
1. 質問
発電事業者は「風力または太陽光発電所を1つ以上保有する事業体」と定義されている。親会社が複数の発電所を保有する子会社を所有している場合、DPPAに参加可能か。
2. 質問
1人の大口顧客が複数のRE GENCOと契約でき、また1つのRE GENCOが複数の大口顧客と契約することも可能と理解しているが、これは正しいか。
3. 質問
DPPAにおいて専用線を利用する場合でも、複数者契約は認められるか。
4. 質問
発電プロジェクトを所有していないが、発電事業者と電力購入契約を締結・支払いしている法人が、他の複数の発電事業者を代表して、大口電力使用者と契約を締結することは可能か。
5. 質問
工業団地内の電力小売事業者が、再エネ発電事業者（RE GENCO）およびEVNから電力を購入し、業種に関わらずすべての入居企業に対しDPPAを通じて供給することは可能か。また、その際、小売価格を自由に設定できるのか。
6. 質問
政令80号第6.3条に関連し、計画要件を満たしている限り、新たな電力プロジェクトの開発と、工業団地内企業への電力小売は引き続き可能か。
電力販売者の定義と契約形態に関する質問
1. 質問
発電事業者は「風力または太陽光発電所を1つ以上保有する事業体」と定義されている。親会社が複数の発電所を保有する子会社を所有している場合、DPPAに参加可能か。
2. 質問
1人の大口顧客が複数のRE GENCOと契約でき、また1つのRE GENCOが複数の大口顧客と契約することも可能と理解しているが、これは正しいか。
3. 質問
DPPAにおいて専用線を利用する場合でも、複数者契約は認められるか。
4.質問
発電プロジェクトを所有していないが、発電事業者と電力購入契約を締結・支払いしている法人が、他の複数の発電事業者を代表して、大口電力使用者と契約を締結することは可能か。
5.質問
工業団地内の電力小売事業者が、再エネ発電事業者（RE GENCO）およびEVNから電力を購入し、業種に関わらずすべての入居企業に対しDPPAを通じて供給することは可能か。また、その際、小売価格を自由に設定できるのか。
6.質問
政令80号第6.3条に関連し、計画要件を満たしている限り、新たな電力プロジェクトの開発と、工業団地内企業への電力小売は引き続き可能か。
その他関連事項
1. 新規太陽光発電プロジェクトのDPPA参加に関する質問
a. DPPAに参加を希望する新規太陽光発電プロジェクトは、「第8次電力開発計画（PDP8）」において2030年までに商業運転（COD）を許可された総容量2,300MWのリストに含まれていなければならないのか。
b. PDP8で2030年以降に計画されたプロジェクトは、2030年以前に前倒しで開発可能か。それともPDP8の再承認を待つ必要があるのか。
c. 投資登録証明書（IRC）を取得済みであるが、PDP8の実行計画に記載されていない太陽光プロジェクトの扱いはどうなるのか。
2. DPPAの専用線利用に関する質問
a. 大口顧客が再エネ発電事業者（GENCO）から専用線経由で電力を購入しつつ、既存のPPA（EVNや工業団地内の電力小売業者との契約）を保持している場合、既存PPAにはどの価格が適用されるのか。DPPAの導入は既存PPAに影響を与えないと理解しているが正しいか。
b. 工業団地内にある大口顧客が、団地運営者がGENCOの投資者でない場合、GENCOと専用線で自由に交渉した価格でDPPA契約を締結し、一方で工業団地運営者は従来通りの規定小売価格で電力を供給し続ける、という形は可能か。
c. 政令80号第4条1項では、大口顧客がGENCOと専用線でDPPAを締結できるとされるが、第4条2項では「大口顧客または委任された小売事業者」が対象とされている。この点について、工業団地内の委任された小売事業者が専用線によるDPPAを実施することは可能か。
3. 電力スポット市場と補償制度に関する質問
DPPAに基づくプロジェクトが、NSMOのスケジューリングにより優先して出力されると理解しているが、予期せぬ出力制限が発生した場合の補償制度はあるのか。
4.スポット市場におけるRE GENCOの契約期間に関する質問
スポット市場におけるRE GENCOの契約期間はどの程度か。また、DPPA契約終了後も引き続きスポット市場に参加できるか。
5. DPPAの終了時における契約条件に関する質問
DPPAの終了時には、関係当事者が現行の規定に基づきPPAを再締結する責任を負うとされている。この際、RE GENCOに対してどのような条件が適用されるのか。
6. 環境属性に関する質問
a. 再エネ電力の環境価値（環境属性）の所有権は、発電事業者、EVN、大口顧客のいずれに帰属するのか。
b. クリーンエネルギーを利用したと認定されるための証明は、どの機関がどのように発行するのか。
7. FIT移行制度の終了とDPPAへの移行に関する質問
FIT移行制度の下でEVN/EPTCとPPA契約を締結している再エネ（太陽光・風力）プロジェクトがDPPAに移行を検討する場合、
a. 現行のPPAを終了するために違約金を支払う必要があるか？
b. DPPAに移行した後、効果が出ない、またはその他の理由により、再度FIT移行制度に戻ることは可能か？
8．１つのプロジェクトでのFITとDPPAの併用に関する質問
すでにFIT制度で50%の容量が運転中で、残り50%がFIT移行制度の対象となっている発電所において、この残りの50%をDPPA制度に移行させることは可能か？
9. 市場価格と電力収入に関する質問
a. 市場のスポット価格がFIT移行制度の価格よりも高く、今後も上昇が予測される中で、もしCfD（差額契約）の顧客が事業を停止した場合、RE GENCOはDPPA契約終了後でもスポット市場から収入を得ることができるのか？
b. CfD契約終了後、RE GENCOはスポット市場での売電を継続し、スポット価格による利益を享受できるのか？
c. プロジェクトが全体の出力量（Qm）のうち、わずか10%をCfDとしてDPPAに割り当てている場合、残りの90%に対して市場価格（FMP）による収入を得ることが可能か？
d. 顧客側が2～3ヶ月の保守や短期停止を行った場合、発電事業者の収益はどのように計算されるのか？
10. 契約出力量（Qc）の割当てに関する質問
太陽光発電は昼間のみ稼働するが、Qcを夜間に割り当てることは可能か。また、風力発電の場合、風がない時間帯にQcを設定することは許容されるか。Qcの設定にはNSMOの承認が必要か、または30分単位で事前に固定する必要があるのか。それとも、これはRE GENCOと顧客の合意によるものなのか？
11．DPPAにおける委託された小売事業者および大口需要家に関する質問
a. 国家送電網を利用したDPPAにおいて、政令80号第23.3条および24.2条では、工業団地（IP）が大口需要家から委任を受けるケースが記載されている。この場合、IPが行う必要があることは何か？
b. 工業団地内の一部または特定の企業のみが、IPに対してDPPAへの参加を委任する場合、EVNとIP間のPPAは、その一部に対してのみ修正されるのか？
c. 再エネ発電事業者（RE GENCO）と委託されたIPの間で合意された小売価格は、DPPAに関連する費用の一部として、各企業（大口需要家）がIPに対して支払うことになるのか？
