Contact Us
Loading...
Solar ATAP – Management Briefing

Solar ATAP – Management Briefing

Peninsular Malaysia · Effective 1 January 2026 · ST Guidelines GP/ST/No. 60/2025
Consumer-based rooftop solar scheme allowing self-consumption with controlled export, designed to be cost-neutral and to support Malaysia’s energy transition.
Self-consumption first Capped export credits No cash payouts No rollover of credits 10-year programme term
Contract Tenure
Up to 10 years
Post-term: self-consumption only.
Max Capacity – Non-Domestic
≤ 100% MD, capped at 1 MWac
Subject to network feasibility (CAS/PSS).
Credit Basis
Energy Charge / Avg. SMP
Domestic: TNB energy tariff · Non-Domestic: Average SMP.

1. Programme Snapshot What ATAP does

Purpose. To allow TNB consumers to install rooftop solar PV primarily for self-consumption, while exporting surplus energy to the grid and receiving transparent, cost-neutral bill credits.

  • Applies to Domestic and Non-Domestic TNB customers (LV, MV, HV) who meet eligibility criteria.
  • Solar PV must be installed on rooftops / structures within the same premises and connected behind the meter.
  • Scheme design protects the wider customer base by keeping non-energy tariff components and cost recovery intact.

2. Eligibility & Scope Who can join

Eligible

  • Existing TNB-registered consumers (Domestic and Non-Domestic).
  • New developments under Domestic-Group concept (subject to CAS by TNB).
  • Consumers currently on FiT under a separate FiT account.
  • NEM or self-consumption customers who first terminate their existing solar contract.

Not Eligible

  • Multi-tenant premises (separate TNB accounts for landlord and tenants within one building).
  • Consumers who are also generators (co-generation, back-feed, etc.).
  • Applicants not meeting licensing or technical compliance requirements.

3. Capacity & Connection Limits System sizing

Domestic Consumers

Connection Type Max PV Capacity Notes
Single phase ≤ 5 kW Above 5 kW → Connection Confirmation Check (CCC) by TNB.
Three phase ≤ 15 kW Above 15 kW → CCC required.

Domestic-Group developments with aggregated capacity > 72 kW require CAS.

Non-Domestic Consumers

  • Inverter output limited to ≤ 100% of Maximum Demand (MD) of the account.
  • MD reference:
    • Existing: average recorded MD over past 12 months; or
    • New: declared MD (per TNB welcome letter).
  • Absolute cap: 1,000 kW (1 MWac) per ATAP installation.
  • Subject to network constraints identified through CAS/PSS.

4. Export, Credits & Settlement How the money flows

4.1 Export & MAQ

  • Excess solar not consumed on-site in a month may be exported to the TNB system.
  • Exports are recognised up to the Maximum Allowable Quantity (MAQ):
    • MAQ = Installed Capacity (kWac) × 5 sun hours × days in billing period
  • If exported energy exceeds MAQ or total imported energy (whichever is lower), the surplus is forfeited.
Implication: The scheme encourages sizing to on-site load rather than oversizing for export revenue.

4.2 Credit Valuation & Bill Impact

  • Domestic: Export credited at applicable Energy Charge (RM/kWh) from the regulated tariff.
  • Non-Domestic: Export credited at Average SMP (7:00–19:00 of preceding month) published by the Single Buyer.
  • Credits offset only the energy component of the bill in the same billing month.
  • Credits cannot offset Automatic Fuel Adjustment (AFA), SST, KWTBB or other non-energy charges.
  • If the net bill becomes negative, it is reset to zero; there is no cash payout and no carry-forward of surplus credits.

5. Technical, Metering & BESS System integrity

  • All design, installation, testing and O&M must comply with:
    • Electricity Supply Act 1990 and subsidiary regulations;
    • Grid Code and Distribution Code (where applicable);
    • Professional engineering / architectural requirements for PV mounting structures.
  • Technical studies:
    • CCC – for larger LV domestic installations.
    • CAS – required above 72 kW and for Domestic-Group; covers fault level, load flow, voltage, power quality, etc.
    • PSS – required for HV connections, to be validated by Grid Owner.
  • BESS may be integrated as part of the solar installation, subject to compliance with all relevant electrical and safety requirements.
  • Metering:
    • Bi-directional meter (by TNB) measures import and export at the consumer’s premises.
    • PV meter (by consumer) measures total PV generation.
  • TNB / Grid Owner may temporarily disconnect if the installation poses a risk to safety, reliability or security, with reconnection once the risk is addressed.

6. Application Flow & Timelines From idea to operation

Applications are submitted online via SEDA’s e-ATAP system.

Step 1 Eligibility & Sizing Confirm TNB account status, absence of multi-tenant / generator issues and size system within ATAP capacity limits.
Step 2 Technical Studies Obtain CCC / CAS / PSS as required. Applicant bears cost of studies and any required network upgrades.
Step 3 SEDA Application Submit through e-ATAP with all supporting documents.
Application fee: RM7.50 per kW (non-refundable).
Step 4 Approval & Installation SEDA targets decision within ~2 months. Upon approval, install PV system, complete testing & commissioning.
Step 5 Contract & COD Sign Solar ATAP Contract with TNB, install bi-directional meter, notify Commencement Date. System must be in operation within 18 months.
Critical management risk: If the project fails to achieve Commercial Operation within 18 months or the ATAP contract is not executed, approval is cancelled and all paid fees are forfeited.

7. Licensing, Transfer & Environmental Attributes Governance

  • Licensing obligations under the Electricity Supply Act 1990 apply, especially for larger systems above defined public-generation thresholds.
  • Technical studies (CAS / PSS) must still be valid when applying for licences; expired studies require revalidation or a new study.
  • If premises are sold:
    • The new owner may continue ATAP for the remaining term by executing a new Solar ATAP Contract with TNB.
  • If the consumer relocates:
    • They may apply to transfer ATAP to the new premises, again subject to approval and a new contract.
  • Environmental attributes and any credits associated with GHG reductions from solar generation remain with the Solar ATAP Consumer.

8. Strategic Takeaways for Management So what?

  • ATAP is a self-consumption optimisation tool, not a pure export business model.
  • Right-sizing PV to match daytime load is critical; oversizing leads to forfeited exports and diluted returns.
  • For Non-Domestic customers, the economics are tied to Average SMP, which may differ from retail tariff and can be more volatile.
  • The 10-year contract term aligns with typical corporate planning cycles, while allowing the PV asset to continue supporting self-consumption after expiry.
  • Environmental attributes retained by the consumer can directly support ESG and decarbonisation reporting.
  • Implementation requires close coordination among management, technical teams, and financiers to manage study approvals, licensing, and the 18-month COD deadline.

9. ATAP vs NEM – Key Differences Capacity, limits & economics

Context. NEM (Net Energy Metering) historically allowed customers to offset imported electricity with exported solar on more incentive-driven terms. ATAP replaces NEM going forward, introducing tighter capacity controls, export limits and cost-neutral bill treatment.

Dimension ATAP NEM (Legacy)
Policy Philosophy Cost-neutral, grid-friendly framework focused on self-consumption first and disciplined exports. Protects non-solar consumers and system stability. Incentive-led framework to accelerate rooftop solar adoption via stronger export-driven bill savings.
Eligible Consumers Domestic and Non-Domestic TNB customers meeting ATAP technical and licensing criteria. Excludes multi-tenant and generator-type customers. Domestic and Non-Domestic customers under respective NEM programme rules and quotas.
Domestic Capacity & Connection Limits
  • Single phase: ≤ 5 kW (above requires CCC).
  • Three phase: ≤ 15 kW (above requires CCC).
  • Domestic-Group: aggregated capacity > 72 kW → CAS required.
  • Subject to scheme-specific caps and quota.
  • Generally small-scale domestic systems approved, but without explicit MAQ-driven export design.
Non-Domestic Capacity & Sizing
  • Inverter output ≤ 100% of Maximum Demand (MD).
  • Absolute cap: 1 MWac per ATAP installation.
  • Subject to network feasibility (CAS / PSS).
  • Strong emphasis on right-sizing to actual load.
  • Quota-based approvals under NEM programmes.
  • Larger systems possible if quota and technical limits allowed.
  • Export potential was a major sizing driver.
Export Rules & Limitations
  • Excess solar may be exported but subject to Maximum Allowable Quantity (MAQ): Installed Capacity (kWac) × 5 sun hours × days in billing period.
  • Recognised export cannot exceed total monthly import.
  • Export beyond MAQ or import is forfeited.
  • No MAQ concept.
  • Exports primarily constrained by system size and NEM quota.
  • Forfeiture risk significantly lower; exports more valuable.
Credit Valuation
  • Domestic: Export credited at Energy Charge (RM/kWh).
  • Non-Domestic: Export credited at Average SMP (7:00–19:00 of preceding month).
  • No cash payouts; no roll-over of surplus credits.
  • Credits determined by NEM scheme rules (e.g. NEM 3.0 variants).
  • Generally more favourable, predictable export valuation vs ATAP SMP linkage.
Bill Treatment & Components Offset
  • Credits offset energy charge only in the same billing month.
  • Cannot offset AFA, KWTBB, SST, demand charges, or other non-energy components.
  • If net bill becomes negative, it is reset to zero (no carry-forward).
  • Credits applied per NEM design; in many cases broader overall impact on bill.
  • Roll-over of credits generally allowed within scheme rules.
Programme Duration & Continuity
  • Contract tenure up to 10 years.
  • After expiry, PV continues as self-consumption only.
  • System must achieve COD within 18 months or approval is cancelled and fees forfeited.
  • Tenure and continuity depended on NEM batch / programme cycle.
  • Quota-based, with risk of sudden closure of application windows.
BESS Integration BESS may be integrated, but does not change MAQ, credit rules or bill structure. Its role is primarily load management and peak control, not export arbitrage. BESS could be used to further optimise export timing and bill savings where scheme design allowed.
Risk & Bankability
  • Exposure to SMP volatility for Non-Domestic customers.
  • Risk of forfeited exports if system is oversized vs load.
  • Higher execution discipline required (technical studies, licensing, COD deadline).
  • Cashflows generally more predictable once quota secured.
  • Less MAQ/forfeiture-driven downside risk.
Strategic Positioning Self-consumption optimisation tool with disciplined capacity and export limits. Success depends on good load profile, right-sizing and compliance. High-savings, incentive-style scheme where success depended heavily on quota access and export value.
Management Interpretation: ATAP narrows the role of export and tightens capacity and bill-treatment rules. The winning strategy shifts from "install as big as possible and export" under NEM, to "design precisely to the consumer’s load, respect MAQ and manage SMP risk" under ATAP. Engineering quality, load analytics and disciplined sizing become core differentiators.

太阳能 ATAP 计划 – 管理层简报

马来西亚半岛 · 自 2026 年 1 月 1 日起生效 · ST 指南 GP/ST/No. 60/2025
面向用电客户的屋顶光伏计划，以自发自用为优先，并在受控条件下允许并网输出， 在保持账单“成本中性”的前提下，支持马来西亚的能源转型。
自用优先 并网电量有上限 不提供现金回扣 电量抵扣不结转 计划期限 10 年
合约期限
最长 10 年
期满后：仅限自用。
最大容量 – 非住宅用户
≤ 100% 最大需量，且上限 1 MWac
须通过电网可行性评估（CAS / PSS）。
电量补偿依据
能源电价 / 平均 SMP
住宅：TNB 能源费率 · 非住宅：平均 SMP。

1. 计划概览 ATAP 的作用

目的。 允许 TNB 用电客户安装屋顶太阳能光伏，以“自发自用”为主，同时可将多余电量输送回电网， 并通过透明、成本中性的账单电量抵扣机制来反映收益。

  • 适用于符合条件的 住宅与非住宅 TNB 客户（低压 LV、中压 MV、高压 HV）。
  • 光伏系统须安装在同一场所的屋顶 / 建筑结构上，并接在电表后端（behind the meter）。
  • 计划设计确保其他用户群体不被交叉补贴，非能源类电价项目及成本回收机制保持不变。

2. 申报资格与适用范围 谁可以参与

符合资格

  • 现有 TNB 注册用户（住宅与非住宅）。
  • 采用 Domestic-Group 概念的新开发项目（需 TNB 进行 CAS 评估）。
  • 已在独立 FiT 帐号下参与 FiT 计划的用户。
  • 现有 NEM 或自用型光伏用户，在先终止原有光伏合约后，可转换至 ATAP。

不符合资格

  • 多租户建筑（同一建筑内，业主与租户分别持有不同 TNB 帐号）。
  • 同时具备“用电 + 发电”性质的用户（如热电联产、反送电等）。
  • 不符合相关牌照或技术合规要求的申请者。

3. 容量与接入限制 系统规模设计

住宅用户

接入类型 最大光伏容量 说明
单相 ≤ 5 kW 超过 5 kW → 需由 TNB 进行接入确认检查（CCC）。
三相 ≤ 15 kW 超过 15 kW → 同样须进行 CCC。

Domestic-Group 项目如总装机容量 > 72 kW，则必须进行 CAS 评估。

非住宅用户

  • 逆变器输出功率上限为该电号最大需量（MD）的 100%。
  • MD 参考：
    • 现有客户：过去 12 个月记录的 MD 均值；或
    • 新客户：TNB 欢迎信 / 接电函中声明的 MD。
  • 单个 ATAP 系统绝对上限为 1,000 kW（1 MWac）。
  • 并须通过 CAS / PSS 所识别的电网约束条件。

4. 并网电量、抵扣与结算 资金与电量如何流转

4.1 并网电量与 MAQ

  • 每月场内未被即时消纳的多余光伏电量，可输送回 TNB 系统。
  • 并网电量按最大允许电量（MAQ）进行计量与认可：
    • MAQ = 装机容量（kWac）× 5 小时日照 × 计费期天数
  • 若并网电量超过 MAQ 或超过当月进口电量（二者孰低），超出部分将被直接作废。
管理含义： 计划鼓励按负荷匹配来设计系统规模，而不是过度放大容量以赚取并网收益。

4.2 电量抵扣与账单影响

  • 住宅： 并网电量按对应电价表中的能源电价（RM/kWh）给予抵扣。
  • 非住宅： 并网电量按 平均 SMP 计价（以前一月 7:00–19:00 的 SMP 平均值，由 Single Buyer 公布）。
  • 抵扣仅可冲减同一计费月份的能源电费部分。
  • 不能冲减自动燃料调整（AFA）、SST、KWTBB 或其他非能源项目费用。
  • 如抵扣后账单出现负值，则按 零 处理；不发放现金，亦不允许结转到下个月。

5. 技术要求、计量与储能（BESS） 系统完整性

  • 系统设计、安装、测试及运维（O&M）必须符合：
    • 1990 年《电力供应法》及其附属法规；
    • 电网规范（Grid Code）及配电规范（Distribution Code）（如适用）；
    • 光伏支架及结构需符合专业工程 / 建筑规范要求。
  • 技术研究与评估：
    • CCC： 适用于容量较大的低压住宅系统。
    • CAS： 适用于装机容量超过 72 kW 以及 Domestic-Group 项目；评估故障电流、潮流、电压、电能质量等。
    • PSS： 适用于高压接入，由电网业主审核确认。
  • BESS 储能系统可作为光伏系统的一部分接入，但须符合所有相关电气及安全要求。
  • 计量配置：
    • 双向表： 由 TNB 安装，用于计量用户侧的进线与并网电量。
    • 光伏表： 由用户负责，用于计量光伏总发电量。
  • 如该安装对电网安全、可靠性或稳定性构成风险，TNB / 电网业主可暂时断电，待隐患排除后再恢复供电。

6. 申报流程与时间安排 从构想到并网运行

所有申请通过 SEDA 的 e-ATAP 在线系统提交。

步骤 1 资格确认与容量初设 确认 TNB 帐号状态、排除多租户 / 发电型用户情形，并在 ATAP 容量限制内初步确定系统规模。
步骤 2 技术研究 按要求完成 CCC / CAS / PSS。相关评估及必要的电网升级费用由申请方承担。
步骤 3 向 SEDA 提交申请 通过 e-ATAP 递交所有文件。
申请费： RM7.50 / kW（不退还）。
步骤 4 审批与安装 SEDA 一般目标为约 2 个月作出决定。获批后进行光伏安装，并完成测试与投运前检查。
步骤 5 合约签署与商业运行（COD） 与 TNB 签署 Solar ATAP 合约、安装双向表，并通知正式起始日。系统须在 18 个月内投入商业运行。
关键管理风险： 若项目未能在 18 个月内实现商业运行（COD），或未能完成 ATAP 合约签署，则批准将被取消，已缴付的各项费用不予退还。

7. 牌照、转让与环境属性 治理与合规

  • 《电力供应法 1990》下的发电牌照义务同样适用，尤其针对超过公众发电容量门槛的大型系统。
  • 技术评估（CAS / PSS）在申请牌照时必须仍保持有效；如已失效需重新评估或进行新的研究。
  • 如房产出售：
    • 新业主可在与 TNB 签署新的 Solar ATAP 合约后，承接剩余合约期限内的 ATAP 权益与义务。
  • 如用户迁址：
    • 可申请将 ATAP 迁移至新地址，但须重新审批并签署新合约。
  • 环境属性及与减排相关的任何碳减排 / GHG 核算权益，均归属于该Solar ATAP 用户。

8. 管理层关键结论 对我们意味着什么

  • ATAP 是“自用优化”工具，而非以并网收益为核心的商业模式。
  • 合理匹配容量与日间负荷至关重要；规模过大将导致并网电量被作废，回报被摊薄。
  • 对非住宅客户而言，收益高度取决于 平均 SMP，其走势可能与零售电价不同且波动更大。
  • 10 年合约期限与多数企业中长期规划周期匹配，同时在期满后，光伏资产仍可继续为自用负荷提供电力。
  • 环境属性由用户保留，可直接用于 ESG 及减碳目标的披露与报告。
  • 成功实施需管理层、技术团队及金融方紧密协作，统筹技术评估、牌照办理及 18 个月 COD 截止期风险。

9. ATAP 与 NEM 的关键差异 容量、限制与经济性

背景。 以往的 NEM（净能源计量）允许客户以较具激励性的机制，使用并网太阳能电量来冲减购电电量。 未来 ATAP 将取代 NEM，引入更严格的容量控制、并网限制以及以成本中性为原则的账单处理方式。

维度 ATAP NEM（历史计划）
政策理念 以电网友好和成本中性为导向的框架，强调自发自用与“有纪律的并网”， 保护未安装光伏用户的利益与电网稳定。 以激励为主的框架，通过较高的并网电量价值，推动屋顶光伏的快速普及。
适用用户 符合 ATAP 技术与牌照要求的住宅与非住宅 TNB 客户， 排除多租户场景与发电型用户。 受各批次 NEM 计划规则与配额约束的住宅与非住宅用户。
住宅容量与接入限制
  • 单相：≤ 5 kW（超出须做 CCC）。
  • 三相：≤ 15 kW（超出须做 CCC）。
  • Domestic-Group：总装机 > 72 kW → 必须进行 CAS 评估。
  • 受各期 NEM 计划的容量上限与配额限制。
  • 普遍为小型住宅系统获批，但未引入类似 MAQ 的并网电量约束设计。
非住宅容量与规模设计
  • 逆变器输出 ≤ 最大需量（MD）的 100%。
  • 单系统上限：1 MWac。
  • 须满足 CAS / PSS 电网可行性要求。
  • 更强调基于真实负荷进行精准配比。
  • 在 NEM 配额框架内审批。
  • 在技术允许及配额充足的情况下，可批准更大系统。
  • 并网收益曾是重要的容量设计驱动因素。
并网规则与限制
  • 可并网多余光伏电量，但受最大允许电量（MAQ）限制： 装机容量（kWac）× 5 小时日照 × 计费期天数。
  • 被认可并网电量不得超过当月总进口电量。
  • 超出 MAQ 或进口电量上限的部分将被作废。
  • 无 MAQ 概念。
  • 并网主要受系统规模与 NEM 配额限制。
  • 并网电量被作废的风险明显较低，并网价值更高。
电量计价方式
  • 住宅： 按能源电价（RM/kWh）给予并网抵扣。
  • 非住宅： 按平均 SMP 计价（以前一月 7:00–19:00 时段的平均 SMP）。
  • 无现金支付，亦无多余抵扣额度的结转。
  • 由各期 NEM 计划（例如 NEM 3.0 不同子计划）规定计价方式。
  • 整体并网收益通常较 ATAP 更高且更具可预测性，相较于 SMP 链接机制。
账单处理与可抵扣项目
  • 并网抵扣仅可冲减当月能源电费。
  • 不能冲减 AFA、KWTBB、SST、需量费及其他非能源项目。
  • 若抵扣后账单为负，则按 0 处理，不结转至次月。
  • 按各批次 NEM 设计执行；许多情形下对整体账单影响更广。
  • 一般允许在计划规则范围内结转并网抵扣额度。
计划期限与延续性
  • 合约期限最长 10 年。
  • 期满后，光伏系统继续以自用模式运行，但不再适用 ATAP 并网抵扣。
  • 系统必须在 18 个月内实现 COD，否则批准取消，费用不退。
  • 期限与延续性取决于各批次 NEM 计划安排。
  • 以配额为主，存在申请窗口突然关闭的政策风险。
BESS 储能整合 可配置 BESS，但不会改变 MAQ、并网计价方式或账单结构。 其核心角色在于负荷转移与峰值管理，而非通过“低价买入、高价卖出”的并网套利。 在部分 NEM 设计下，BESS 可被用来进一步优化并网时点，最大化账单节省效果。
风险与可融资性
  • 非住宅用户暴露于SMP 波动风险。
  • 若系统容量过大且与负荷不匹配，将面临并网电量被作废的风险。
  • 对项目执行纪律要求更高（技术评估、牌照申请、COD 截止期等）。
  • 一旦获得配额，现金流通常更可预测。
  • 较少受到 MAQ / 并网作废规则的负面影响。
战略定位 ATAP 是以自用优化为核心，且对容量和并网进行严格约束的方案。 项目成功取决于良好的负荷曲线分析、精准容量设计以及合规执行。 NEM 更像高节省型激励计划，项目成功高度依赖于 配额获取能力与并网电量价值。
管理层解读： ATAP 弱化了“并网”在商业模式中的核心作用，并通过更严格的容量与账单处理规则来管控风险。 策略焦点从 NEM 时期的“尽量装大、尽量并网”，转向 ATAP 下的“围绕负荷精准设计、尊重 MAQ 限制并管理 SMP 风险”。 工程质量、负荷数据分析与严谨的系统设计，将成为真正的竞争优势。

Solar ATAP – Taklimat Pengurusan

Semenanjung Malaysia · Berkuat kuasa 1 Januari 2026 · Garis Panduan ST GP/ST/No. 60/2025
Skim solar bumbung berasaskan pengguna yang membenarkan penggunaan sendiri dengan eksport terkawal, direka bentuk untuk berkecuali kos dan menyokong peralihan tenaga Malaysia.
Keutamaan guna sendiri Kredit eksport dihadkan Tiada bayaran tunai Tiada bawa hadapan kredit Tempoh program 10 tahun
Tempoh Kontrak
Sehingga 10 tahun
Selepas tamat: hanya untuk penggunaan sendiri.
Kapasiti Maksimum – Bukan Domestik
≤ 100% MD, dihadkan pada 1 MWac
Tertakluk kepada kajian kebolehlaksanaan rangkaian (CAS/PSS).
Asas Kredit
Caj Tenaga / SMP Purata
Domestik: tarif tenaga TNB · Bukan Domestik: SMP Purata.

1. Gambaran Program Apa yang ATAP lakukan

Tujuan. Membenarkan pengguna TNB memasang PV solar bumbung terutamanya untuk penggunaan sendiri, dengan lebihan tenaga dieksport ke grid dan menerima kredit bil yang telus serta berkecuali kos.

  • Terpakai kepada pelanggan TNB Domestik dan Bukan Domestik (LV, MV, HV) yang memenuhi kriteria kelayakan.
  • PV solar mesti dipasang di bumbung / struktur dalam premis yang sama dan disambung di belakang meter (behind the meter).
  • Reka bentuk skim melindungi pangkalan pengguna lain dengan mengekalkan komponen tarif bukan tenaga dan mekanisme pemulihan kos.

2. Kelayakan & Skop Siapa yang boleh menyertai

Layak

  • Pengguna berdaftar TNB sedia ada (Domestik dan Bukan Domestik).
  • Pembangunan baharu di bawah konsep Domestic-Group (tertakluk kepada CAS oleh TNB).
  • Pengguna yang kini berada di bawah FiT melalui akaun FiT berasingan.
  • Pelanggan NEM atau skim guna sendiri yang menamatkan kontrak solar sedia ada sebelum beralih kepada ATAP.

Tidak Layak

  • Premis berbilang penyewa (akaun TNB berasingan untuk tuan tanah dan penyewa dalam satu bangunan).
  • Pengguna yang juga bertindak sebagai penjana (contoh: cogeneration, back-feed dan seumpamanya).
  • Pemohon yang tidak memenuhi keperluan pelesenan atau pematuhan teknikal.

3. Had Kapasiti & Sambungan Penskalaan sistem

Pengguna Domestik

Jenis Sambungan Kapasiti Maksimum PV Catatan
Fasa tunggal ≤ 5 kW Lebih 5 kW → perlu Connection Confirmation Check (CCC) oleh TNB.
Tiga fasa ≤ 15 kW Lebih 15 kW → CCC diperlukan.

Pembangunan Domestic-Group dengan kapasiti agregat > 72 kW memerlukan CAS.

Pengguna Bukan Domestik

  • Keluaran inverter dihadkan kepada ≤ 100% Maximum Demand (MD) akaun tersebut.
  • Rujukan MD:
    • Sedia ada: purata MD direkodkan bagi 12 bulan yang lepas; atau
    • Baharu: MD diisytiharkan (seperti dalam surat alu-aluan TNB).
  • Had mutlak: 1,000 kW (1 MWac) bagi setiap pemasangan ATAP.
  • Tertakluk kepada kekangan rangkaian yang dikenal pasti melalui CAS/PSS.

4. Eksport, Kredit & Penyelesaian Bil Aliran wang & tenaga

4.1 Eksport & MAQ

  • Tenaga solar berlebihan yang tidak digunakan di premis dalam sesuatu bulan boleh dieksport ke sistem TNB.
  • Eksport diiktiraf sehingga Maximum Allowable Quantity (MAQ):
    • MAQ = Kapasiti Terpasang (kWac) × 5 jam matahari × hari dalam tempoh bil
  • Jika eksport melebihi MAQ atau jumlah tenaga import (yang mana lebih rendah), baki lebihan akan dilupuskan.
Implikasi: Skim ini menggalakkan saiz sistem diselaraskan dengan beban di premis, bukannya membesarkan sistem semata-mata untuk menjana hasil eksport.

4.2 Penilaian Kredit & Kesan ke atas Bil

  • Domestik: Eksport dikreditkan pada Caj Tenaga (RM/kWh) yang terpakai mengikut tarif terkawal.
  • Bukan Domestik: Eksport dikreditkan pada SMP Purata (7:00–19:00 bagi bulan sebelumnya) yang diterbitkan oleh Single Buyer.
  • Kredit hanya boleh mengimbangi komponen tenaga dalam bil bagi bulan bil yang sama.
  • Kredit tidak boleh mengimbangi Automatic Fuel Adjustment (AFA), SST, KWTBB atau caj bukan tenaga lain.
  • Jika bil bersih menjadi negatif, ia ditetapkan kepada sifar; tiada bayaran tunai dan tiada bawa hadapan kredit lebihan.

5. Teknikal, Pemeteran & BESS Integriti sistem

  • Reka bentuk, pemasangan, pengujian dan O&M mesti mematuhi:
    • Akta Bekalan Elektrik 1990 dan peraturan subsidiarinya;
    • Grid Code dan Distribution Code (jika berkenaan);
    • Keperluan kejuruteraan / seni bina profesional bagi struktur pemasangan PV.
  • Kajian teknikal:
    • CCC – untuk pemasangan LV domestik berskala besar.
    • CAS – diperlukan bagi kapasiti melebihi 72 kW dan untuk Domestic-Group; meliputi aras arus gangguan, aliran beban, voltan, kualiti kuasa dan sebagainya.
    • PSS – diperlukan untuk sambungan HV, disahkan oleh Pemilik Grid.
  • BESS boleh diintegrasikan sebagai sebahagian daripada pemasangan solar, tertakluk kepada pematuhan semua keperluan elektrik dan keselamatan yang relevan.
  • Pemeteran:
    • Meter dua hala (oleh TNB) mengukur import dan eksport di premis pengguna.
    • Meter PV (oleh pengguna) mengukur jumlah penjanaan PV.
  • TNB / Pemilik Grid boleh memutuskan sambungan buat sementara jika pemasangan menimbulkan risiko kepada keselamatan, kebolehpercayaan atau keselamatan grid; sambungan semula hanya dilakukan selepas risiko ditangani.

6. Aliran Permohonan & Garis Masa Daripada idea ke operasi

Permohonan dikemukakan secara dalam talian melalui sistem e-ATAP SEDA.

Langkah 1 Kelayakan & Saiz Sistem Sahkan status akaun TNB, pastikan tiada isu premis berbilang penyewa / pengguna-penjana dan cadang saiz sistem dalam had kapasiti ATAP.
Langkah 2 Kajian Teknikal Laksanakan CCC / CAS / PSS seperti yang diperlukan. Pemohon menanggung kos kajian dan sebarang penambahbaikan rangkaian yang diperlukan.
Langkah 3 Permohonan kepada SEDA Hantar permohonan melalui e-ATAP beserta dokumen sokongan.
Fi permohonan: RM7.50 setiap kW (tidak boleh dikembalikan).
Langkah 4 Kelulusan & Pemasangan Sasaran SEDA adalah membuat keputusan dalam ~2 bulan. Setelah diluluskan, pasang sistem PV dan lengkapkan pengujian & pentauliahan.
Langkah 5 Kontrak & COD Tandatangani Kontrak Solar ATAP dengan TNB, pasang meter dua hala, dan maklumkan Tarikh Mula. Sistem mesti beroperasi secara komersial dalam tempoh 18 bulan.
Risiko pengurusan kritikal: Jika projek gagal mencapai Operasi Komersial (COD) dalam 18 bulan atau kontrak ATAP tidak dimeterai, kelulusan akan dibatalkan dan semua fi yang dibayar akan dilupuskan.

7. Pelesenan, Pemindahan & Atribut Alam Sekitar Tadbir urus

  • Kewajipan pelesenan di bawah Akta Bekalan Elektrik 1990 terpakai, khususnya bagi sistem berskala besar yang melepasi ambang penjanaan awam yang ditetapkan.
  • Kajian teknikal (CAS / PSS) mesti masih sah ketika memohon lesen; kajian yang luput perlu dinilai semula atau dibuat semula.
  • Jika premis dijual:
    • Pemilik baharu boleh meneruskan ATAP untuk tempoh baki kontrak dengan memeterai Kontrak Solar ATAP baharu dengan TNB.
  • Jika pengguna berpindah:
    • Mereka boleh memohon untuk memindahkan ATAP ke premis baharu, tertakluk kepada kelulusan dan kontrak baharu.
  • Atribut alam sekitar dan sebarang kredit berkaitan pengurangan GHG daripada penjanaan solar kekal dimiliki oleh Pengguna Solar ATAP.

8. Intipati Strategik untuk Pengurusan Apa implikasinya?

  • ATAP ialah alat pengoptimuman guna sendiri, bukan model perniagaan berasaskan eksport semata-mata.
  • Penetapan saiz sistem yang tepat mengikut profil beban siang hari adalah kritikal; sistem yang terlalu besar akan meningkatkan risiko eksport dilupuskan dan melemahkan pulangan.
  • Bagi pelanggan Bukan Domestik, daya maju kewangan berkait rapat dengan SMP Purata, yang mungkin berbeza daripada tarif runcit dan lebih mudah berubah.
  • Tempoh kontrak 10 tahun sejajar dengan kitaran perancangan korporat biasa, sambil membenarkan aset PV terus menyokong penggunaan sendiri selepas tamat tempoh.
  • Atribut alam sekitar yang dikekalkan oleh pengguna boleh menyokong pelaporan ESG dan sasaran dekarbonisasi secara langsung.
  • Pelaksanaan memerlukan koordinasi rapat antara pengurusan, pasukan teknikal dan pembiaya untuk mengurus kelulusan kajian, pelesenan dan tarikh akhir COD 18 bulan.

9. ATAP vs NEM – Perbezaan Utama Kapasiti, had & ekonomi

Konteks. NEM (Net Energy Metering) sebelum ini membenarkan pelanggan mengimbangi elektrik yang diimport dengan tenaga solar yang dieksport di bawah syarat yang lebih berunsur insentif. ATAP menggantikan NEM ke hadapan dengan memperkenalkan kawalan kapasiti yang lebih ketat, had eksport dan kaedah bil yang berkecuali kos.

Dimensi ATAP NEM (Legasi)
Falsafah Polisi Rangka kerja berkecuali kos dan mesra grid yang memberi fokus kepada penggunaan sendiri terlebih dahulu serta eksport yang berdisiplin. Melindungi pengguna bukan solar dan kestabilan sistem. Rangka kerja berasaskan insentif untuk mempercepatkan penerimagunaan solar bumbung melalui penjimatan bil yang lebih besar hasil eksport.
Pelanggan Layak Pelanggan TNB Domestik dan Bukan Domestik yang memenuhi kriteria teknikal dan pelesenan ATAP. Mengecualikan premis berbilang penyewa serta pelanggan yang bertindak sebagai penjana. Pelanggan Domestik dan Bukan Domestik di bawah peraturan dan kuota program NEM masing-masing.
Kapasiti & Had Sambungan Domestik
  • Fasa tunggal: ≤ 5 kW (lebih memerlukan CCC).
  • Tiga fasa: ≤ 15 kW (lebih memerlukan CCC).
  • Domestic-Group: kapasiti agregat > 72 kW → CAS diwajibkan.
  • Tertakluk kepada had skim dan kuota NEM khusus.
  • Secara umum, sistem domestik berskala kecil diluluskan tanpa reka bentuk khusus MAQ untuk mengehadkan eksport.
Kapasiti & Penskalaan Bukan Domestik
  • Keluaran inverter ≤ 100% Maximum Demand (MD).
  • Had mutlak: 1 MWac bagi setiap pemasangan ATAP.
  • Tertakluk kepada kebolehlaksanaan rangkaian (CAS / PSS).
  • Penekanan kuat kepada saiz sistem yang sepadan dengan beban sebenar.
  • Diluluskan berdasarkan kuota di bawah program NEM.
  • Sistem yang lebih besar boleh dipertimbangkan jika kuota dan had teknikal mengizinkan.
  • Potensi eksport pernah menjadi pemacu utama saiz sistem.
Peraturan & Had Eksport
  • Tenaga solar berlebihan boleh dieksport tetapi tertakluk kepada Maximum Allowable Quantity (MAQ): Kapasiti Terpasang (kWac) × 5 jam matahari × hari dalam tempoh bil.
  • Eksport yang diiktiraf tidak boleh melebihi jumlah import bulanan.
  • Eksport melebihi MAQ atau import akan dilupuskan.
  • Tiada konsep MAQ.
  • Eksport terhad terutamanya oleh saiz sistem dan kuota NEM.
  • Risiko pelupusan eksport adalah jauh lebih rendah; eksport lebih bernilai.
Penilaian Kredit
  • Domestik: Eksport dikreditkan pada Caj Tenaga (RM/kWh).
  • Bukan Domestik: Eksport dikreditkan pada SMP Purata (7:00–19:00 bulan sebelumnya).
  • Tiada bayaran tunai; tiada bawa hadapan kredit lebihan.
  • Kredit ditentukan oleh peraturan skim NEM (contohnya varian NEM 3.0).
  • Secara umum, penilaian eksport lebih menarik dan lebih stabil berbanding pautan SMP di bawah ATAP.
Layanan Bil & Komponen Yang Boleh Diimbangi
  • Kredit hanya mengimbangi caj tenaga bagi bulan bil yang sama.
  • Tidak boleh mengimbangi AFA, KWTBB, SST, caj permintaan atau komponen bukan tenaga lain.
  • Jika bil bersih menjadi negatif, ia ditetapkan kepada 0 (tiada bawa hadapan).
  • Kredit digunakan mengikut reka bentuk NEM; dalam banyak kes kesan ke atas bil adalah lebih menyeluruh.
  • Bawa hadapan kredit lazimnya dibenarkan dalam peraturan skim.
Tempoh Program & Kelangsungan
  • Tempoh kontrak sehingga 10 tahun.
  • Selepas tamat, PV terus beroperasi sebagai guna sendiri sahaja.
  • Sistem mesti mencapai COD dalam tempoh 18 bulan atau kelulusan dibatalkan dan fi dilupuskan.
  • Tempoh dan kelangsungan bergantung kepada batch / kitaran program NEM.
  • Berasaskan kuota, dengan risiko tetingkap permohonan ditutup secara mengejut.
Integrasi BESS BESS boleh diintegrasikan, tetapi tidak mengubah MAQ, peraturan kredit atau struktur bil. Peranannya tertumpu kepada pengurusan beban dan kawalan puncak, bukannya arbitrage eksport. BESS boleh digunakan untuk mengoptimumkan masa eksport dan penjimatan bil apabila reka bentuk skim mengizinkan.
Risiko & Kebolehbiayaan
  • Pendedahan kepada volatiliti SMP bagi pelanggan Bukan Domestik.
  • Risiko eksport dilupuskan jika sistem terlebih saiz berbanding beban.
  • Keperluan disiplin pelaksanaan yang lebih tinggi (kajian teknikal, pelesenan, tarikh akhir COD).
  • Aliran tunai secara umum lebih boleh dijangka setelah kuota diperoleh.
  • Kurang terdedah kepada risiko pelupusan eksport berasaskan MAQ.
Posisi Strategik Alat pengoptimuman penggunaan sendiri dengan kawalan ketat ke atas kapasiti dan eksport. Kejayaan bergantung kepada profil beban yang baik, penetapan saiz sistem yang tepat dan pematuhan. Skim berasaskan insentif dengan penjimatan tinggi di mana kejayaan sangat bergantung kepada akses kepada kuota dan nilai eksport.
Interpretasi Pengurusan: ATAP mengecilkan peranan eksport dan mengetatkan peraturan kapasiti serta layanan bil. Strategi yang berjaya beralih daripada “pasang sebesar mungkin dan eksport” di bawah NEM, kepada “reka bentuk tepat mengikut beban pengguna, hormati MAQ dan urus risiko SMP” di bawah ATAP. Kualiti kejuruteraan, analitik beban dan penetapan saiz yang berdisiplin menjadi pembeza utama.