章 調査事業概要 - 経済産業省のwebサイト（meti/経 … dakshin gujarat vij company...
TRANSCRIPT
経済産業省
平成２５年度
エネルギー需給緩和型 インフラ・システム普及等促進事業
報告書
（グローバル市場におけるスマートコミュニティ等の 事業可能性調査：インド・グジャラート州における 再生可能エネルギー大量導入に対応した電力系統
安定化ソリューション展開）
平成２６年３月
株式会社三菱総合研究所
公開版
この報告書は、平成２５年度受託事業として株式会社三菱総合研究所が経済産業省から委託を受けて
実施した、「エネルギー需給緩和型インフラ・システム普及等促進事業（グローバル市場におけるス
マートコミュニティ等の事業可能性調査）」の成果です。
目 次
第 1 章 調査事業概要............................................................................................................................. 1 1.1 調査の背景及び目的 .................................................................................................................... 1 1.2 調査の内容 ................................................................................................................................... 1 1.3 実施スケジュール ......................................................................................................................... 2 1.4 実施体制 ...................................................................................................................................... 3
第 2 章 市場分析 .................................................................................................................................... 4 2.1 市場動向 ...................................................................................................................................... 4
2.1.1 地域等の特定 ........................................................................................................................ 4 2.1.2 インフラ・システムの特定 ...................................................................................................... 15 2.1.3 現在の市場規模 ................................................................................................................... 15 2.1.4 将来の市場規模 ................................................................................................................... 16 2.1.5 地域特性等 .......................................................................................................................... 17
2.2 事業環境 .................................................................................................................................... 19 2.2.1 政策動向 .............................................................................................................................. 19 2.2.2 競／協業企業等動向 ........................................................................................................... 27
第 3 章 事業計画 .................................................................................................................................. 30 3.1 事業計画 .................................................................................................................................... 30
3.1.1 事業内容 .............................................................................................................................. 30 3.1.2 インフラ・システム設計 .......................................................................................................... 31 3.1.3 事業スケジュール ................................................................................................................. 40 3.1.4 １０年ビジョン ........................................................................................................................ 41 3.1.5 コンソーシアム形成 .............................................................................................................. 42 3.1.6 相手国政府・企業とのネットワーク及び協力関係の構築状況 ................................................ 43 3.1.7 リスク分析 ............................................................................................................................ 43 3.1.8 資金調達計画 ...................................................................................................................... 45 3.1.9 政策支援の活用 ................................................................................................................... 51
3.2 エネルギー効率化分析 ............................................................................................................... 52 3.3 事業環境分析 ............................................................................................................................. 53 3.4 技術戦略 .................................................................................................................................... 54 3.5 事業課題と方策 .......................................................................................................................... 55 3.6 国内への経済波及効果 .............................................................................................................. 55
i
略 語 表 略記 英文
ALDC Area Load Dispatch Centre AMI Advanced Metering Infrastructure AT&C losses Aggregate Technical and Commercial losses AVR Automatic Voltage Regulator BEE Bureau of Energy Efficiency CEA Central Electricity Authority CERC Central Electricity Regulatory Commission CIL Coal India Limited. COP Conference of the Parties CTU Central Transmission Utility CUF Capacity Utilization Factor DGVCL Dakshin Gujarat Vij Company Limited. DMIC Delhi - Mumbai Industrial Corridor EHV Extra High Voltage EV Electric Vehicle FACTS Flexible AC Transmission System FIT Feed-in Tariff GAIL Gas Authority of India Limited. GDP Gross Domestic Product GERC Gujarat Electricity Regulatory Commission GETCO Gujarat Energy Transmission Corporation Limited. GHGs Greenhouse Gas GIPCL Gujarat Industries Power Company Limited. GMDC Gujarat Mineral Development Corporation Limited. GOI Government of India GOJ Government of Gujarat GPEC Gujarat Paguthan Energy Corporate Private Limited. GPS Global Positioning System GSECL Gujarat State Electricity Corporation Limited. GSEGL Gujarat State Energy Generation Limited. GUVNL Gujarat Urja Vikas Nigam Limited. HPCL Hindustan Petroleum Corporation Limited. HV High Voltage HVAC Heating, Ventilation, & Air Conditioning HVDC High Voltage Direct Current IEA International Energy Agency IPP Independent Power Producer IREDA India Renewable Energy Development Agency JNNSM Jawaharlal Nehru National Solar Mission MGVCL Madhya Gujarat Vij Company Limited. MNRE Ministry of New and Renewable Energy MOF Ministry of Finance MOP Ministry of Power, NAPCC National Action Plan for Climate Change NEMM National Electric Mobility Mission Plan 2020 NHPC National Hydroelectric Power Corporation NLC National Lignite Corporation NLDC National Load Dispatch Centre NPCIL Nuclear Power Corporation of India Limited. NPT Nuclear Non-proliferation Treaty
ii
略記 英文 NPTI National Power Trading Institute NTPC National Thermal Power Corporation OCC Oil Coordination Committee OIL Oil India Limited. ONGC Oil & Natural Gas Corporation OOS Out-Of-Step PCIL Power Grid Corporation of India Limited PCS Power Conditioning System PDPU Pandit Deendayal Petroleum University PFC Power Finance Corporation PGCIL Power Grid Corporation of India Limited. PGVCL Paschim Gujarat Vij Company Limited. PMU Phasor Measurement Units POSOCO Power System Operation Corporation Limited PSS Power System Stabilizer PTCI Power Trading Corporation of India Limited. PV Photovoltaic PWR Pressurized Water Reactor RAS Remedial Action System RE Renewable Energy REC Rural Electrification Corporation RECC Renewable Energy Control Center REMC Renewable Energy Monitoring Center RLDC Regional Load Dispatch Centre RPT Renewable Energy Premium Tariff RTU Remote Terminal Unit Rs Rupees SAS Substation Automation System SCADA Supervisory Control And Data Acquisition SEB State Energy Board SEZ Special Economic Zone SIPS System Integrity Protection Schemes SLDC State Load Dispatch Centre SPS Special Protection Scheme STATCOM Static Synchronous Compensator SV Super Visor SVC Static Var Compensator TPL Torrent Power Generation Limited. UF Under Frequency UGVCL Uttar Gujarat Vij Company Limited. UHV Ultra High Voltage UI Unscheduled Interchange UMPP Ultra Mega Power Project UV Under Voltage WAMS Wide Area Monitoring Systems WASA Wide Area Situation Awareness WEO World Energy Outlook WF Wind Farm
iii
第1章 調査事業概要 1.1 調査の背景及び目的 新興国をはじめとした世界のインフラ需要の増加に伴い、インフラ施設で消費されるエネルギーが
急増する昨今、我が国内外の経済的社会的環境に応じた安定的かつ適切なエネルギーの需給構造の構
築を図ることが必要である。そのためには、新興国等に対しエネルギー利用を高度化及び合理化する
インフラ設備の導入を促進することで、我が国へのエネルギー安定供給を確保し、又、我が国が製造
する機器や設備、技術等を導入することで、我が国エネルギー関連産業の基盤強化を図ることが重要
である。更に、第４回経協インフラ戦略会議にて決定された｢インフラシステム輸出戦略｣に記載のと
おり、我が国の成長戦略・国際展開戦略の一環として、日本の「強みのある技術・ノウハウ」を最大
限に活かして、世界の膨大なインフラ需要を積極的に取り込むことにより、我が国の力強い経済成長
につなげることも重要である。
インフラシステム輸出戦略において、スマートグリッドをはじめ、再生可能エネルギー、都市交通、
水処理、リサイクル、ＩＴなど、日本の強みである環境技術を複合的・分野横断的に組み合わせた新
しい街づくりのコンセプトである｢スマートコミュニティ｣は、今後大きな成長が見込まれる重点分野
の１つに位置づけられている。スマートコミュニティの海外展開においては、我が国企業による「機
器」の輸出のみならず、インフラの設計、建設、運営、管理を含む「システム」としての受注や、現
地での「事業投資」の拡大など、我が国企業の多様なビジネスを展開させていくことが重要である。
特に事業投資においては、初期投資の規模が膨大であり、かつ長期にわたり投資を回収するというリ
スクをとる必要があるとともに、現地政府の政策による影響も大きいことから、官民一体となった取
り組みを推進しなければ国際競争を勝ち抜くことができない。
このような背景を踏まえ、本委託事業は、官民連携によりスマートコミュニティ等の海外展開を強
力に推進することで、我が国のエネルギー安定供給を確保し、我が国エネルギー関連産業の基盤強化
を図るとともに、海外の成長力を我が国の成長に取り込み、新興国を中心とする諸外国の経済成長や
安全な社会の基盤となるインフラ構築の支援を目的とするものである。
1.2 調査の内容 本邦企業が新興国を中心とするグローバル市場を対象としてスマートコミュニティ等の海外展開
を推進するにあたり、著しい発展が期待させるインド国のデリー・ムンバイ間産業大動脈（DMIC）地域の要衝であるグジャラート州を対象として、スマートコミュニティの基幹要素であるスマートグ
リッドに係る事業可能性調査を実施した。
具体的には、日本企業を中心とするコンソーシアムがグジャラート州において該事業を展開するに
際し必要となる、「(1) 市場分析書」及び「(2) 事業計画書」を作成した。
1
1.3 実施スケジュール 本調査の全体としての実施スケジュールを図 1.3.1 に、また、技術的検討に係るスケジュールを図
1.3.2 に、それぞれ示す。
調査項目 2013 年 2014 年
7 8 9 10 11 12 1 2 3
(1) 市場分析書作成
市場動向
事業環境
(2) 事業計画書作成
事業計画
エネルギー効率化
事業環境分析
技術戦略
課題抽出・対応方策
国内経済波及効果
報告書取りまとめ
進捗報告会 ● ● ● ● ● ● ● ● ●
現地会合 ● ● ● ●
現地調査 ● ● ● ●
最終報告書提出 ★
※必要に応じて、調査結果の報告会を実施する。
図 1.3.1 実施スケジュール（全体）
2
図 1.3.2 実施スケジュール（技術的検討）
1.4 実施体制 本調査は、経済産業省の委託により、株式会社三菱総合研究所が行うものである。送電技術に係る
部分は本邦大手重電メーカが担当し、グジャラート州送電会社（GETCO）をはじめ、インド国工科
大学（IIT）、パンディット・ディーンダヤル石油大学（PDPU）の協力を得て調査を進めた。
本調査の実施体制を図 1.4.1 に示す。
経済産業省
現地法人本邦電力会社
本邦重電メーカー
協力契約 外注外注
三菱総合研究所
海外事業センター 環境･エネルギー研究本部
IITインド工科大学
PDPUパンディット・ディーンダヤル
石油大学
協力協力
GETCOグジャラート州送電会社
協力契約
図 1.4.1 実施体制
3
第2章 市場分析 2.1 市場動向 2.1.1 地域等の特定
本事業は、デリー・ムンバイ間産業大動脈（DMIC）の要衝であるインド国グジャラート州を対象
地域とするものである。以下に、インド国全体及びグジャラート州の電力供給の概要を示す。
(1) インド国の電力事情 1) 電気事業体制 ア 概要
インド国の電気事業体制は、州政府系、中央政府系、民間系の３つのセクターで構成されている。
民間系の電気事業者はインド国の独立（1950 年）以前から大都市を中心に電力供給を行ってきたが、
独立後は、大都市以外への電力供給体制を整えるため州電力局（SEB）が創設され、発電・送電・配
電（発送配電）を担うこととなり、電力インフラの整備が進められた。さらに、中央政府系発電公社
（NTPC, NHPC, NPCIL）、や国営送電公社（PGCIL）が設立された。
インド国における電力改革は 1990 年頃から進み、「2003 年の電力法」（Electricity Act, 2003）に基
づき、州電力の発送配電の分離や、電気事業へのオープンアクセスが認められるようになっている。
電力改革の進捗は州によって異なり、現在も SEB が発送配電を行っている州と、これらを別会社
が行っている州とが並存している（図 2.1.1）。グジャラート州は後者に属する。
出所：（一社）海外電力調査会
図 2.1.1 インド国における電気事業体制
イ 発電部門 インド国全体の発電容量は、州政府系が 39%、中央政府系が 29%、民間系が 33%を占めている（表
2.1.1）。
4
中央政府系の発電公社は、国営火力発電公社（NTPC、総容量 52.5 GW）、国営水力発電公社（NHPC同 9.7 GW）、国営原子力発電公社（NPCIL、4.8 GW）３社で構成される。なお、水力以外の再生可能
エネルギー（RE）は、新・再生可能エネルギー省（MNRE）が所管しているが、設備は民間企業や
州が所有、運営している。
表 2.1.1 インド国全体のセクター別・電源別発電容量（2014 年 1 月末） （単位：MW）
セクター 石炭 ガス 石油 原子力 水力 RE* 合計 比率 州 53,078.00 5,947.32 602.61 0.00 27,482.00 3,726.77 90,836.70 39% 民間 40,400.38 7,368.00 597.14 0.00 2,694.00 25,735.78 76,795.30 33% 中央 45,425.01 7,065.53 0.00 4,780.00 9,699.40 0.00 66,969.94 29% 合計 138,903.39 20,380.85 1,199.75 4,780.00 39,875.40 29,462.55 234,601.94 100% 比率 59% 9% 1% 2% 17% 13% 100%
*MNRE 所管の再生可能エネルギー（Renewable energy）。水力を除き、小水力（Small hydro）を含む。
出所：CEA Monthly Report
ウ 送電部門 州を跨ぐ全国レベルの送電は、中央政府系の PGCIL が担っており、系統運用は同社の 100%子会社
である POSOCO が行っている。
全国の送電網（グリッド）は５地域、すなわち、北地域（NR）、西地域（WR）、東地域（ER）、北
東地域（NER）および南地域（SR）の、合わせて６つのグリッドに分かれている。これら地域のう
ち前四者は互いに交流連係されており（New-Grid と呼ばれる）、SR は New-Grid と高圧直流送電
（HVDC）で結ばれ、全体として国家グリッドを形成している（図 2.1.2）。なお、SR も交流連係し
て同期される予定である。
NR
WR
SR
ER NER
北東地域（North-Eastern，NER）東地域（Eastern，ER）西地域（Western，WR）北地域（Northern，NR）南地域（Southern，SR）
HVDC送電交流連系
地図出所：http://www.mapsofindia.com/maps/india/india-power-grid-region-map.jpg 図 2.1.2 インド国全体の送電網
5
各地域のグリッドは、それぞれの地域給電指令所（RLDC）が運営しており、全体を国家給電指令
所（NLDC）が統括している。州電指令所等（SLDC）以下の給電指令所等と RLDC との関係を図 2.1.3に示す。
表 2.1.2 インド国の NLDC 及び RLDC
地域 給電指令所 北地域（NR） Northern Region Load Dispatch Centre (NRLDC), New Delhi
National Load Dispatch Centre
(NLDC)
西地域（WR） Western Region Load Dispatch Centre (WRLDC), Mumbai 東地域（ER） Eastern Region Load Dispatch Centre (ERLDC), Kolkata 南地域（SR） Southern Region Load Dispatch Centre (SRLDC), Bengaluru 北東地域（NER） North-Eastern Region Load Dispatch Centre (NERLDC), Shillong
NLDC: 国家給電指令所; RLDC: 地域給電指令所; SLDC: 州給電指令所; ALDC: エリア給電指令所、SAS: 変電所自動化システム
出所：Desi Smart Grid <http://www.desismartgrid.com/>
図 2.1.3 インド国のグリッドの階層
6
2) 電力需給 インド国における電力需要は、経済発展にともなって急速に伸びており、2011 年の電力需要量及
びピーク電力需要は、それぞれ 940 TWh 及び 130 GW に達した。しかし、電力供給は需要に追いつ
いておらず、電力量、ピークともに常に１割程度不足している（図 2.1.4、図 2.1.5）。
電力供給の遅れがインド国の経済成長を妨げているという見解もあり、インド国においては電力の
安定供給が喫緊の課題となっている。
0
2
4
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率（％
）
電力
量（
TWh）
不足量供給量不足率
出所：Annual Report 2012-2013,Ministrfy of Power, Government of India
図 2.1.4 インド国における電力需給
0
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2011
不足
率（％
）
電力
（G
W）
不足量供給量不足率
出所：Annual Report 2012-2013,Ministrfy of Power, Government of India
図 2.1.5 インド国におけるピーク電力需給
7
3) 電源構成 インド国全体の電源構成を図 2.1.6 に示す。インドの電源容量の約６割は石炭火力が占めており、
温室効果ガス排出源として大きな課題になっている。その一方、系統連係された再生可能エネルギー
（RE）も 12.6%を占める。その他の RE を含め、系統連係された RE（水力を除き、小水力を含む）
は 30 GW（全体の 13%）に達している。系統連係された再生可能エネルギー（RE）の構成を図 2.1.7に示す。インドの RE の７割弱は風力が占めている。
インド国中央政府は、電源構成に占める RE の拡大を積極的に進めており、MNRE の「新・再生可
能エネルギー戦略（Strategic Plan for New and Renewable Energy Sector for the Period 2011-17）」では、
2016 年度末の系統連係 RE 容量を、2010 年度末比 2.1 倍（年平均 13%増）とする目標を打ち出して
いる（「2.2.1 政策動向」、P. 19 参照）。
石油
0.5%原子力
2.0%
ガス
8.7%RE
12.6%
水力
17.0%
石炭
59.2%
合計 = 235 GW
出所：CEA Monthly report に基づき三菱総研作成
図 2.1.6 インド国全体の電源構成（2014 年 1 月末）
廃棄物
1%その他バイオ
マス
4%ソーラー
7%バガス
8%
小水力
13%風力
67%
合計 = 30 GW
出所：MNRE データに基づき三菱総研作成
図 2.1.7 インド国全体の系統連係 RE 構成（2014 年 1 月末）
8
地域別に見た電源構成を図 2.1.8 に示す。西地域グリッドの電源構成に占める RE の割合は 12%、
9.9 GW で、割合、容量ともに南地域（同 16%、13 GW）に次ぐ第２位である。
グジャラート州は西地域グリッドに属し、西地域全体の電源容量（81 GW）の 32%、同 RE 容量の
42%を占めている。
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
北東地域（NER）
東地域（ER）
南地域（SR）
北地域（NR）
〔グジャラート州〕
西地域（WR）
電源容量（GW)
RE 石炭 水力 ガス 原子力 石油
出所：CEA Monthly report に基づき三菱総研作成
図 2.1.8 地域別電源構成（2014 年 1 月末） 4) 再生可能エネルギー計画
GOI は、RE 導入を積極的に導入する政策を進めており、「新・再生可能エネルギー戦略 2011-17）」では 2016 年度末 RE 電源容量を 41 GW とする目標を立てている（cf. 「2.2.1 政策動向」(1)中央政府）
2016 年度末の RE 構成を見ると、出力制御が困難な風力（27 GW, 66%）及びソーラー（4 GW, 10%）
が合わせて 31 GW（76%）を占めている（図 2.1.9）。したがって、同戦略の実現のためには、有効な
電力系統安定化ソリューションが不可欠となる。
9
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
電源
容量
（G
W）
年度
バイオマス
バガス
小水力
ソーラー
風力
（注）バイオマスは、都市ゴミ発電を含み、バガス発電を除く。
出所：Strategic Plan for New and Renewable Energy Sector for the Period 2011-17, February 2011, MNRE/GoI に基づき 三菱総研作成
図 2.1.9 インド国の RE 増強計画
(2) グジャラート州 1) 電気事業体制 ア 概要
グジャラート州における電気事業は、州政府系の GUVNL を中心として、その傘下に発電会社
（GSECL）、送電会社（GETCO）、配電会社（UGVCL, DGVCL, MGVCL, PGVCL）を収める体制で行
われている（表 2.1.3、図 2.1.10）。
表 2.1.3 GUVNL 傘下の電気事業者
機能 会社名 統括会社 Gujarat Urja Vikas Nigam Ltd. (GUVNL)
発電 Gujarat State Electricity Corp. Ltd. (GSECL) 送電 Gujarat Energy Transmission Corp Ltd. (GETCO)
配電
Uttar Gujarat Vij Company Ltd. (UGVCL) Dakshin Gujarat Vij Company Ltd. (DGVCL) Madhya Gujarat Vij Company Ltd. (MGVCL) Paschim Gujarat Vij Company Ltd. (PGVCL)
10
発電 送電 配電
GSECL各発電所
IPP各発電所GETCO
送電会社
DGVCL
MGVCL
UGVCL
PGVCL
統括会社
GUVNL
契約関係
電力流通方向
発電所毎の電力購入契約
電力販売協定送電サービス
協定
図 2.1.10 グジャラート州の電気事業体制 イ 発電部門 グジャラート州の発電容量は全体で 26 GW あり、セクター別に見ると、民間系（IPP）が 15.8 GW
（60%）と最も大きい（表 2.1.4）。このうち、4 GW は、インド国の超臨界圧石炭火力開発プロジェ
クトであるUMPPの 12発電所のひとつで、Tata Powerの 100%子会社であるCoastal Gujarat Power Ltd.（CGPL）が運営している。
グジャラート州における主な民間系独立発電事業者（IPP）としては、CGPLのほか、Adani Power Ltd., Bhavnagar Energy Co. Ltd., Essar Power Ltd., GSPC Pipavav Power Co. Ltd., Gujarat Paguthan Energy Corp. Pvt. Ltd. (GPEC), Torrent Power Ltd. (TPGL)などがある。このほか、民営化した州公社系の事業者とし
て、Gujarat Industries Power Co. Ltd. (GIPCL), Gujarat Mineral Development Corp. Ltd. (GMDCL), Gujarat State Energy Generation Ltd.(GSEGL)がある。
州政府系（GSESL）の容量は 6.9 GW（26%）で民間につづき、中央政府系（NTPC, NHPH, NPCIL）の発電容量は合わせて 3.6 GW（14%）である。
表 2.1.4 グジャラート州のセクター別・電源別発電容量（2014 年 1 月末）
（単位：MW） セクター 石炭 ガス 石油 原子力 水力 RE* 合計 比率
州 2,648.27 424.27 0.00 559.32 0.00 0.00 3,631.86 14% 民間 8,620.00 2,960.00 0.20 0.00 0.00 4,187.46 15,767.66 60% 中央 4,470.00 1,594.72 17.28 0.00 772.00 15.60 6,869.60 26% 合計 15,738.27 4,978.99 17.48 559.32 772.00 4,203.06 26,269.12 100% 比率 60% 19% 0% 2% 3% 16% 100%
*MNRE 所管の再生可能エネルギー（Renewable energy）。水力を除き、小水力（Small hydro）を含む。
出所：CEA Monthly Report
11
ウ 送電部門 グジャラート州内の送電は GETCO が担っており、跨ぐ送電は前述のとおり中央政府系の PGCIL
が所管する。
配電事業には、GETCO 傘下の配電事業者のほか、民間系の Torrent Power Grid Ltd. (TPGL)が参画し
ている。
2) 電力需給 慢性的な電力不足に悩むインド国にあって、グジャラート州は例外的に電力供給が安定している。
しかし、データ上は、電力需要量及びピーク需要に対して、やはり数パーセント程度の不足が見られ
る（図 2.1.11、図 2.1.12）。今後、系統の不安定化要因となる RE の系統連係を進めるためには、電
源容量の増強を前提として、有効な系統安定化技術の導入が必須となる。
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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011不
足率
（％
）
電力
量（
TWh）
不足量供給量不足率
出所：Power Scenario at a Glance (November 2012), CEA に基づき三菱総研作成
図 2.1.11 グジャラート州における電力需給
0
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25
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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
不足
率（％
）
電力
量（
GW）
不足量供給量不足率
出所：Power Scenario at a Glance (November 2012), CEA に基づき三菱総研作成
図 2.1.12 グジャラート州におけるピーク電力需給
12
3) 電源構成 グジャラート州の電源は全体で 26 GW あり、石炭火力が 16 GW（60%）、ガス火力が 5.0 GW（19%）
で合わせて 8 割を占めるが、再生可能エネルギー（RE）も 4.1GW（16%）と、電源ミックスの重要
な部分を占めている（図 2.1.13）。
RE の 99%は風力（78.5%）とソーラー（20.7%）で占められている。これらの電源は、出力変動が
大きく、出力予測も困難なため、大量に導入された場合に系統を不安定化させる大きな要因となる。
石油
0.1%
原子力
2.1% 水力
2.9%
RE16.0%
ガス
19.0%
石炭
59.9%
合計 = 26 GW
出所：CEA Monthly report に基づき三菱総研作成
図 2.1.13 グジャラート州の電源構成（2014 年 1 月末）
バイオマス
0.8%
ソーラー
20.7%
風力
78.5%
合計 = 4.1 GW 出所：グジャラート州 SLDC データに基づき三菱総研作成
図 2.1.14 グジャラート州の系統連係 RE 構成（2013 年 12 月末）
13
RE 容量のほとんど（99.6%）は民間事業者が保有しており、残りが州政府系である。
0 10 20 30
中央
民間
州
合計
電源容量（GW)
RE 石炭 水力 ガス 原子力 石油
出所：CEA Monthly report に基づき三菱総研作成
図 2.1.15 グジャラート州の電源構成（2014 年 1 月末） 4) 再生可能エネルギー計画
グジャラート州は、2020 年までに、RE 電源容量を 13GW にまで増強する計画を有している。
2019 年度末の RE 構成を見ると、RE 全体のうち出力制御が困難な風力（9.3 GW, 71%）及びソーラ
ー（3.4 GW, 26%）が合わせて 97 GW（76%）を占めている（図 2.1.16）。したがって、同戦略の実現
のためには、有効な電力系統安定化ソリューションが不可欠となる。
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2009 2011 2013 2015 2017 2019
電源
容量
（G
W）
年度
バイオマス
ソーラー
風力
出所： 2009-12 年：グジャラート州 SLDC データ（実績値）； 2013-2019 年：GETCO 提供資料に基づき三菱総研作成
図 2.1.16 グジャラート州の RE 増強計画
14
2.1.2 インフラ・システムの特定 (1) 技術的検討
上述の状況にあって、対象となると考えられるインフラ・システム（以下「対象システム」という。）
を表 2.1.5 に示す。これを基礎として、現地調査等での検証を行い。グジャラート州のニーズに最も
適合的な対象インフラ・システムの特定を行った。
表 2.1.5 対象となるインフラ・システム
カテゴリ インフラ・システム
電力系統安定化対策
再生可能エネルギーコントロールセンタ WASA: Wide Area Situation Awareness FACTS 機器（STATCOM,TCSC,SVC, UPFC,HVDC） 統合型広域保護スキーム (SIPS: System Integrity Protection
Scheme)
再生可能エネルギー発電
の安定化対策 蓄電池システム 無効電力制御可能な PCS
注）要素機器、技術の詳細については、章を改めて述べる。
2.1.3 現在の市場規模 (1) 対象技術／装置
試算対象とする技術ないし装置は①WASA、②RECC、③SIPS、④FACTS 及び通信システム等であ
る。
これらの機器を前提に、グジャラート州のグリッド導入した場合、市場規模は 50～100 億円規模
となる（表 2.1.6）。
表 2.1.6 グジャラート州おける現在の市場規模
装置 装置あたり単価 箇所数／送電網 市場規模
WASA 10 億円 1 か所 10 億円 RECC 10 億円 1 か所 10 億円 SIPS 20-30 億円 （複数） 10 億円～ FACTS 20-30 億円 （複数） 10 億円～
通信 数億円 （複数） 10 億円～ 合 計 50-100 億円
15
2.1.4 将来の市場規模 (1) 本システムの市場規模
本調査項目では、グジャラート州における将来の電力系統安定化システム市場規模（成長可能性）
を示す（なお、対象地域からインド国の他地域、さらには他の国への横展開の可能性については、「3.1 事業計画」において検討する）。
提案時点における試算では、世界的な低炭素社会への転換に伴う再生可能エネルギー導入拡大によ
る系統不安定増加要因対策の為に、送電網・配電網の系統安定化システム導入計画が進行中である。
インド国は全土を 5 地域（東、西、南、北、北東）に分け地域間の広域連系運用を国営送電会社の
PGCIL (POSOCO)が管轄している。各州の送電系統は、送電会社（グジャラート州の場合 GETCO）
が管理しており､各州送電会社への系統安定化システムの導入が進めば、最大で 25 州のそれぞれで、
50～100 億円の事業となり、合計で 1,250～2,500 億円（最大）の投資が考えられる（投資案件創出効
果が期待できる）。尚、グジャラート州の計画に続いてマハラシュトラ州、タミルナド州なども、再
生可能エネルギー大量導入に対応するため、具体的な計画を立案中との情報がある。
(2) 関連システムの市場規模 本システムは、電力システムの制御に係るものであり、関連システムは送配電に係るさまざまな機
器に広く関連する。
そこで、送配電システム・機器の世界市場の動向を見ると、IEA は、New Policies Scenario1を前提
として、2023 年から 2035 年における電力セクターへの累積投資額を、17 兆ドルと予測しており、こ
のうちの 42%（7 兆 1,000 億ドル）は、送配電部門への投資となると見積もっている。そして、イン
ド国における送配電部門への投資額は 6,300 億ドル程度と見積もられている（図 2.1.17）。
ただし、非 OECD 諸国では、投資のほとんどは送電線の新規敷設、回収に向けられるため、いわ
ゆる設備・機器への投資額はこれよりもかなり小さくなるが、仮に 6,300 億ドルの 5-6 %が設備・機
器に向けられるとしても、年平均で 15 億ドルの市場が存在することになる。
単位： 10 億ドル（2012 年米ドル換算）
出所：World Energy Outlook 2013, OECD / IEA
図 2.1.17 電力セクターへの累積投資シナリオ（2013-2035）
1 WEO が用いている Current Policies Scenario、New Policies Scenario、450 Scenario の 3 シナリオうち、
基本となるシナリオ。GHG排出量に引き直すと、Current Policies Scenarioは高位シナリオ、New Policies Scenario は中位シナリオ、450 Scenario は低位シナリオに、それぞれ相当する。
16
2.1.5 地域特性等 グジャラート州の電力事情において注目すべき地域特性は、以下のとおりである。
グジャラート州においても系統運用高度化に向けた取組が行われている。
グジャラート州は、スマートコミュニティ／グリッドへの活発な動きがみられるインド国にあって
も、特に活発な動きを見せており、系統運用高度化へのニーズが高い。実際、2013 年 1 月に WAMS構築の入札が公示されており、シナリオ通りに進めば、近々にも州内に WAMS のインフラ整備が行
われることになる。
また、グジャラート州は RE の系統連係にも非常に積極的であり、2020 年までにあわせて 13 GWの RE を導入する計画を持っている。
このような状況にあって、GETCO が認識している課題は、以下の通りである。
風力量や太陽光の変動により発電量が変化し，それによって発電機による出力変動対応や再
生可能エネルギーの制限が必要となる。 発電出力が予測できず，信頼度が低い。 発電所の負荷率が 20-22%と低くなってしまう。 発電制限の制御が必要となる。 需要地までの距離が遠い。 連系点における厳格な規制がある。(力率，電圧) 大規模な太陽光や風力発電が導入されると，主要な需要地へ送電するために高い電圧で送電
しなければならない。しかし，特に再生可能エネルギーの出力が低く，需要も小さい場合，
過電圧の問題が起きてしまう。 再生可能エネルギーの大幅な出力変動によって，電圧制御や過渡安定度に影響を与える。 再生可能エネルギーの出力が急激に低下した際に備え，需要に対応する量の水力や火力の予
備電源を確保する必要がある。
以上を、GETCO における、RE 系統連係の現状として整理すると、表 2.1.7 のようになる。
表 2.1.7 グジャラート州における RE 系統連携の現状
No. 課題
1 出力変動が系統に及ぼす影響がある。昼と夜，天気に応じた変動が特に容量が大きくなると影響する。
2 太陽光発電変動による送電系統の影響は，現在 220kV の送電線につながっていることも
あり，あまり大きな変動が発生していない。ただし，今後更に多くの発電量となった場合に電圧変動が心配される。
3 発電設備の増設に対し，新規の送電設備の建設が間に合わず，仮の送電設備で運用している。
4 太陽光の運転として，操作(他所からも含め)・発電予測・スケジューリングは一切なく，バッテリー等の制御も一切行っていない。
17
本調査においては、このようなグジャラート州の地域特性を前提に、取りうる対策オプションを検
討し、GETCO から提供されたグジャラート州の電力系統の実データを基礎にシミュレーション等を
行い、ソリューションを検討した（表 2.1.8）。
対策オプション ①発電運用で対応 ②送変電設備の増強 ③系統安定化システム導入
実施内容系統信頼度を維持するために運用制約を設定し、それを守るよう運用
送電線増設や変電設備増強による系統を強化しリスクを回避
系統安定化システム導入による既存送変電設備の運用制約を引き上げ
実施効果大規模停電を引起す、外乱発生によるダメージを低減
送電設備自体の容量の引上げ、外乱に対する耐量を確保
１．既存送電設備の送電可能容量(TTC)最大化
２．外乱に対して系統安定化対策の自動制御化による大規模停電防止
メリット・デメリット・問題が顕在化してからの対策となるため、系統運用制約による経済損失が継続的に発生
・追加投資は不要
・昇圧化や送電ルート増設することによって、設備容量が大きくなり、余裕がある系統運用を実現
・投資額が大
・既存設備の設備容量まで送電可能容量を引上げることが可能
・投資対効果が大
損失・投資額
系統運用制約による発電抑制での経済損失(数億～数十億円／年)１．発電会社の売電(売上)機会損失２．送電会社の託送料金収入減３．配電会社の電力調達コスト増加４．RE事業者の売電(売上)機会損失
送変電設備投資(数百億円)
系統安定化システム導入費用(数十億円)
2017 2030202020142013
従来の火力機などとは性質が異なる太陽光発電や風力発電といったREの大量導入により系統安定度低下
2020年には再生可能エネルギー(RE)全体で13GW導入
さまざまな電力系統の運用状態や外乱(系統事故，RE出力急変 など)に対し、常に系統信頼度を維持する枠組みが必要
表 2.1.8 グジャラート州の地域特性等に対応したソリューションの検討
18
2.2 事業環境 2.2.1 政策動向 (1) 中央政府
2010 年時点で、インド国は世界第 3 位の二酸化炭素排出国であり、再生可能エネルギーの導入が
急務となっている。そのため、インド国中央政府は、表 2.2.1 に示す諸政策を実施している。
表 2.2.1 インド国中央政府が進める政策
政策名称 ニーズ
National Action Plan on Climate Change (2008) 温暖化防止に向け再生可能エネルギー開発（RE）
の促進に向け、National Solar Mission 等 8 つの
National Missions を提唱 JNNSM (National Solar Mission) (MNRE, 2010)
2020 年までに 20GW、2030 年までに 100GW、2050年までに 200GW のソーラーを系統連係
Twelfth Five Year Plan 2012–2017 (Planning Commission, Draft)
電力分野をバランスよく成長させるため、発電、
送電、配電の投資額を是正 環境、経済の面から RE を積極推進 National Wind Energy Mission を加えるなどして 12
の National Missions に再編 Strategic Plan for New And Renewable Energy Sector For the Period 2011-17 (MNRE, 2011) 2011 - 2017 年の期間に、合計 41.4 GW の RE 導入
1) 国家温暖化防止計画 （National Action Plan on Climate Change) 過去数年にわたり、インド国では太陽電池市場が年率 40%の成長を遂げてきたが、2009 年には急
激に落ち込むとの予測を受け、太陽電池市場と同市場を支える太陽光発電業界の双方の発展を目指す
ことを目的とし、2008 年 6 月に 2017 年までの国家温暖化防止計画を発表した。この計画では、8 つ
のミッションを掲げ、管轄政府機関が太陽エネルギーを中心に再生可能エネルギーの導入を進めてい
る（表 2.2.2）。
表 2.2.2 国家温暖化防止計画
ミッション 管轄組織 概要 1. National Solar Mission
（太陽エネルギー導入促
進）
新・再生可能エネルギー
省 （Ministry of New and Renewable Energy）
エネルギーミックスにおける太陽エネルギーの割合
を高め、草の根レベルでの国民への普及を高める。国
際協力を通じて、持続性が高く長期備蓄に適した手頃
なソーラーシステム R&D プログラムを実施する。 2. National Mission for
Enhanced Energy Efficiency （エネルギー効率）
電力省 （Ministry of Power）
2001 年省エネ法により設立された省エネルギー局
（Bureau Energy Efficiency, BEE）が第 11 次五ヶ年計画
の最終年である 2012 年に 10,00MW の省エネを推進。 3. National Mission on
Sustainable Habitats （持続可能な居住環境）
都市開発省 （Ministry of Urban Development）
建物における省エネ、固形廃棄物管理、公共交通機関
のモーダルシフトによるエネルギー効率改善を目指
す。 4. National Water Mission
（水資源） 水資源省（Ministry of Water Resources）
2050 年までに水の枯渇が予想されるインド国におい
て、水資源管理による水の利用効率 20%向上を目指
す。
19
5. National Mission for Sustaining the Himalayan Ecosystem （ヒマラヤのエコシステム
の持続性維持）
科学技術省 （Ministry of Science and Technology）
インド国の生態系に大きな影響を与えるヒマラヤの
エコシステムを維持。2006 年の国家環境政策にも対応
している。
6. National Mission for Green India （植林）
環境森林保護省（Ministry of Environment and Forests）
森林地帯を 23%から 33%に増やす植林活動を展開。
7. National Mission on Sustainable Agriculture （持続可能な農業）
農業省 （Ministry of Agriculture）
気候変動に耐性をもつ農業を目指す。
8. National Mission on Strategic Knowledge on Climate Change （気候変動に関する戦略的
知見）
科学技術省 （Ministry of Science and Technology）
異なるメカニズムを通じた世界のリサーチ・技術分野
のコミュニティとの連携。民間からの参加も呼びかけ
ている。
2) ナショナル・ソーラー・ミッション
2010 年 1 月ネルー首相は、2022 年までに 20,000MW 規模の太陽光接続グリッドを整備することに
より、既存の発電よりも低い太陽光発電コスト（Grid tariff parity）を目指す目標を掲げ、ナショナル・
ソーラー・ミッション（Jawaharlal Nehru National Solar Mission: JNNSM）を発表した。この長期計画
に基づく積極的な R&D プログラムを通じて、太陽光発電に重要な部品や製品の国内製造を促し、世
界の太陽光エネルギー市場におけるリーダー的な地位を目指している。
3) 第 12 次 5 ヶ年計画 （2012-2017）
2012 年～2017 年の第 12 次 5 ヶ年計画には 12 の優先事項が掲げられており、その中には国家風力
エネルギー・ミッションと国家ソーラー・ミッションが含まれている。
この 5 ヶ年計画では、2020年までに 30,000MWの風力発電キャパシティの増加が見込めるものの、
風力エネルギー資源は Karnataka 州、Tamil Nadu 州、Andhra Pradesh 州、Maharashtra 州、Gujarat 州に
限られるため、地域計画と共に推進する必要性が述べられている。なお、2010 年、インド国は風力
発電新規設置容量で、中国、米国に次いで第 3 位となっている。
国家ソーラー・ミッションについては、にて記述の通りだが、連系太陽光発電促進策として、フィ
ードインタリフを 25 年間継続する旨を発表した。また、全国レベルのユーティリティ機関に対し、
2022 年までに太陽光発電施設の増設率 3%を義務化している。
4) 新・再生可能エネルギー戦略 2011-17
MNRE の「新・再生可能エネルギー戦略（Strategic Plan for New and Renewable Energy Sector for the Period 2011-17）」では、2016 年度末の系統連係 RE 容量を、2010 年度末比 2.1 倍（年平均 13%増）と
する目標を打ち出している（図 2.2.1）。 同戦略による 2016 年度末の RE 構成は、RE 全体（41 GW）のうち、出力制御が困難な風力（27 GW,
20
66%）及びソーラー（4 GW, 10%）が合わせて 31 GW（76%）を占めることになる。
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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
電源
容量
（G
W）
年度
バイオマス
バガス
小水力
ソーラー
風力
（注）バイオマスは、都市ゴミ発電を含み、バガス発電を除く。
出所：Strategic Plan for New and Renewable Energy Sector for the Period 2011-17, February 2011, MNRE/GoI に基づき 三菱総研作成
図 2.2.1 インド国の RE 増強計画（再掲）
5) Smart Grid Vision and Roadmap for India
MOP が 2013 年に発表した Smart Grid Vision and Roadmap for India は、第 14 次５か年計画期間末
（2017 年 3 月末）までの、スマートグリッド・ロードマップを掲げている（表 2.2.3）。
表 2.2.3 インド国のスマートグリッド・ロードマップ
第 12 次５か年計画期間（2012-17） 第 13 次５か年計画期間（2017-22） 第 14 次５か年計画期間（2022-27） Ａ）すべての人々に良質な電力へアクセスを可能にする。 • 2017 年までに全世帯電化 • 2017 年までに計画停電の減少；主要都市における 24時間電力供給；すべての都市及びライフラインで 22 時間供給（ピーク時の8 時間を含む）
• 2022 年までに、都市部への 24時間電力供給；すべての需要家を対象に 12 時間以上（夕方の需要ピーク時も含む）
• 全国のすべての需要家に対し、良質な電力を安定的に常時供給
Ｂ）損失逓減 • すべての配電施設において、技術的・商業的（AT&C）ロスを15%以下に抑える。
• 送電（66kV 以上）ロスを 4%以下に抑える。
• すべての配電施設において、AT&Cロスを 12%以下に抑える。
• 送電（66kV 以上）ロスを 3.5%以下に抑える。超高圧（EHV）及び超超高圧（UHV）送電を強化
• すべての配電施設において、AT&Cロスを 10%以下に抑える。
• 送電（66kV 以上）ロスを 3%以下に抑制
Ｃ）スマートグリッドの導入（自動化、マイクログリッド、その他の改善を含む） • スマートグリッド（SG）のパイロット事業、パイロット地域での SG 全面展開
• 容量 20 kW以上のすべての需要家及び特定地域の施設を対象としたスマートメーター・インフ
• 都市部での SG 導入展開 • 三相需要家を対象とした AMIの全国導入展開
• 大都市圏及び主要都市圏でのProsumer 許容
• 10,000 か所の村／工業団地／商
• 全国的な SG 導入展開 • すべての需要家を対象とした
AMI の全国導入展開 • Prosumer の積極的展開 • 20,000 か所の村／工業団地／商業ハブにおけるマイクログリッ
21
ラ（AMI）の展開 • 特定地域での電力自給自足（Prosumer）許容
• 1,000 か所の村／工業団地／商業ハブにおけるマイクログリッド開発
• フェーザ情報計測装置（PMU）を含む広域計測システム（WAMS）を中央政府系送電公社（CTU）に導入
• 2017 年までにすべての大都市にガス絶縁の EHV/HV 自動化配電変圧所導入
• 可能な限り、すべての需要家と発電設備を系統連係する
• ５か所のスマート・シティーを開発
業ハブにおけるマイクログリッド開発
• WAMS 導入をすべての変電所に拡大
• 2022 年までにすべての州都及び主要都市にガス絶縁の EHV/HV自動化配電変圧所導入
• 可能な限り、すべての需要家と発電設備を系統連係する
• 25 か所のスマート・シティーを開発
ド開発 • 2027 年までにすべての都市圏にガス絶縁の EHV/HV 自動化配電変圧所導入
• 可能な限り、すべての需要家と発電設備を系統連係する
• 100 か所のスマート・シティーを開発
Ｄ）政策及び電気料金 • 変動電力料金（ダイナミック・タリフ）の導入
• 特定カテゴリの需要家に対してデマンド・レスポンス料金製の義務化
• 屋根置き PV 向け料金制度の導入（余剰電力買取／FIT）の導入
• 大都市圏及び特定の都市圏における需要家に対する電力供給事業者の選択自由化（オープンアクセス）
•デマンド・レスポンス料金製の義務化対象需要家拡大
• すべての需要家に対する電力供給事業者の選択の自由化（オープンアクセス）
Ｅ）グリーン電力及びエネルギーの使用の合理化 • 30 GW の RE を系統連係 • 大都市圏及び州都における照明並びに暖房、換気及び空調（HVAC）の省エネ・プログラム；ダイナミック（スマート）省エネ・プログラム
• すべての新築大型公共施設を対象とした屋根置き PV 及び省エネビル建築基準の義務化に向けた政策を 2014 年までに策定
• 予測、スケジューリング及び給電指令の改善に向け、５か所の地域給電指令所（RLDC）へのRE モニタリングセンター（REMC）設置（MNRE との協働）
• 80 GW の RE を系統連係 • すべての都市圏における照明並びに暖房、換気及び空調（HVAC）の省エネ・プログラム；ダイナミック（スマート）省エネ・プログラムをすべての都市圏に拡大
• 130 GW の RE を系統連係 •ダイナミック（スマート）省エネ・プログラムの全国展開
Ｆ）電気自動車及びエネルギー貯蔵 • 電気自動車（EV）及びスマートグリッド・シナジー・プランの採用（NEMM との協働）
• 都市圏及び特定ハイウェイ沿線への EV 充電ステーション設置
• バッテリ・パーク等のエネルギー貯蔵システム試行
• 電気自動車（EV）及びスマートグリッド・シナジー・プランの採用（NEMM との協働）
• すべての都市圏及びハイウェイの戦略的立地への EV 充電ステーション設置
• すべての都市圏及びすべての国道ハイウェイ及び州道ハイウェイのへの EV 充電ステーション設置
Ｇ）実現方策及び構想等（略） 出所：Smart Grid Vision and Roadmap for India, India Smart Grid Forum / Ministry of Power, August 12, 2013
22
(2) グジャラート州政府 深刻な電力不足に悩むインド国にあって、比較的安定した電力供給を実現しているグジャラート州
においても、電源開発は優先的課題であり、依然として石炭火力が中心の電源ミックスにあって、い
かに温室効果ガス排出削減を実現するかが課題となっており、州政府を中心に極めて意欲的に再生可
能エネルギーの導入が進められている。
グジャラート州政府による再生可能エネルギー政府を表 2.2.4 に示す。
表 2.2.4 グジャラート州政府が進める政策
政策名称 ニーズ The Blueprint for Infrastructure in Gujarat 2020 (GIDB)
急激な経済発展が見込まれる DMIC 被影響域
（DMIC PIA）にあって、電源開発が急務 Wind Power Policy 2007
風力、太陽光／熱、バイオマス等の再生化エネ
ルギーの積極的導入ニーズ Solar Power Policy 2009 Biomass Power Policy 2010 New Offshore Wind Power policy (策定中)
1) The Blueprint for Infrastructure in Gujarat 2020 グジャラート州インフラ開発局（Gujarat Infrastructure Development Board, GIDB) では、The Blueprint
for Infrastructure in Gujarat 2020 において、2009-2010 年に 62,603 MUs であったインド国のエネルギー
需要が、2019-20 年には 1,47,055MUs にまで増加すると予測しており、図 2.2.2 に示すとおり、同州
において発電施設への投資が進められている。インド国の 2007-08 年時点での送配電システムにおけ
る損失率は 26%であり、再生可能エネルギー施設の増設とあわせて損失率を減らすことも重要な課
題となっている。
図 2.2.2 グジャラート州における発電施設への投資状況
出所）The Blueprint for Infrastructure in Gujarat 2020, GIDB
23
2) Wind Power Policy 2007 国内有数の風力賦存量が見込まれるグジャラート州では、積極的に風力発電を推進している。2007
年には Wind Power Policy を発表し、その後改正も行われている。2009 年の Amendment to Wind Power Policy 2007 を表 2.2.5 に示す。
表 2.2.5 Amendment to Wind Power Policy-2007
グジャラート州 Amendment to Wind Power Policy-2007 の概要
担当機関 GEDA （グジャラート州エネルギー開発機構、Gujarat Energy Development Agency）
期間 2007 年 6 月 20 日から 2012 年 6 月 30 日の間に設置された WTGs（風力発電機、Wind Turbine Generators）を対象とし、試運転から 20 年あるいは寿命のいずれか短い期間中に本政策のイ
ンセンティブの適用が可能。 対象施設 2003 年電力法およびその後の改正法に基づいた自家消費または電力売却を目的とした
いかなる法人・個人も対象。 MNRE（新・再生可能エネルギー省、Ministry of New and Renewable Energy）公認および
国際的試験機関により承認された WTGs に限る。既設は対象外。 対象サイト GEDA（グジャラート州エネルギー開発機構、Gujarat Energy Development Agency）指定サイ
トおよび開発者が潜在的に可能であると考えるサイト。 託送料金 66 kV 以上：送電料及び電ロス
66 kV 未満：グリッドに供給されたエネルギーの 10% 66 kV 未満で単一のタービンの場合：グリッドに供給されたエネルギーの 7% 2 ヶ所以上からグリッドに託送する場合は、1 単位ごとに 5 pause
電力税免除 第三者への売却ケースを除き電力税を免除。 需要削減免除 自家利用目的のために割り当てられた WTGs 設備容量 30%までの需要削減を免除する。 電力買取価格 GUVNL および州内配電免許者への電力売却の場合
2009 年 4 月 1 日より前に試運転開始：3.37 Rs /kWh （施設の寿命期間中） 2009 年 4 月 1 日以降に試運転開始：3.50 Rs /kWh （施設の寿命期間中） 購入者と対象施設による PPA（電力購入契約、Power Purchase Agreement）を結ぶ必要あり。
第三者による エネルギー売却
GERC 指令に基づき第三者への電力の売却も可能。
24
3) Solar Power Policy 2009 グジャラート州では年間の快晴日数が約 300 日あり、太陽エネルギー利用に適した地域である。そ
のため、Solar Power Policy 2009 により州政府が太陽光発電を奨励している。
表 2.2.6 グジャラート州 Solar Power Policy 2009
グジャラート州 Solar Power Policy 2009 の概要 担当機関 GEDA
（グジャラート州エネルギー開発機構、Gujarat Energy Development Agency） GPCL （グジャラート州電力会社、Gujarat Power Corporation Limited）
期間 2009 年 1 月 6 日から 2014 年 3 月 31 日までの間に設置された SPGs (Solar Power Generators) を対象とし、試運転から 25 年あるいは寿命のいずれか短い期間中に本政策のインセンティブの
適用が可能。 キャパシティ 期間中、最大 500MW までの設置が上限。 キャパシティの上
限 最小単位は太陽光(PV)、太陽熱(CSP)ともに 5MW。
対象施設 2003年電力法およびその後の改正法に基づいた自家消費または電力売却を目的としたいかな
る法人・個人も対象。既設は対象外。 化石燃料の使用制
限 化石燃料の使用禁止
託送料金 66 kV：送電料及び電ロス キャパシティ 5MW 以上で 66 kV 未満：グリッドに供給されたエネルギーの 10% キャパシティ 5MW 未満：グリッドに供給されたエネルギーの 7% 2 ヶ所以上からグリッドに託送する場合は、1 単位ごとに 5 paise
電力税免除 第三者への売却ケースを除き電力税を免除。 需要削減免除 自家利用目的のために割り当てられた SPGs 設備容量 50%までの需要削減を免除する。 電力買取価格 太陽光 PV
Rs. 15 / kWh（最初の 12 年） Rs. 5 / kWh（13-25 年）
太陽熱 (CSP) Rs. 11 / kWh（最初の 12 年） Rs. 4 / kWh（13-25 年）
【買取価格案（2012 年 1 月 28 日）】 太陽光 PV
MW スケール 2012-13 – Rs. 9.28 / kWh (25 年間） 2013-14 – Rs. 8.63 / kWh (25 年間） 2014-15 – Rs. 8.03 / kWh (25 年間）
kW スケール 2012-13 – Rs. 11.14 / kWh (25 年間） 2013-14 – Rs. 10.36 / kWh (25 年間） 2014-15 – Rs. 9.63 / kWh (25 年間）
太陽熱(CSP) MW スケール
2012-13 – Rs. 11.55 / kWh (25 年間） 2013-14 – Rs. 11.55 / kWh (25 年間） 2014-15 – Rs. 11.55 / kWh (25 年間）
25
4) Biomass Power Policy 2010 グジャラート州のバイオマス発電に関する政策の概要を表 2.2.7 に示す。
表 2.2.7 グジャラート州 Biomass Power Policy 2010
グジャラート州 Biomass Power Policy 2010 の概要 担当機関 GEDA
（グジャラート州エネルギー開発機構、Gujarat Energy Development Agency） 期間 2010 年 6 月 1 日から 2013 年 5 月 31 日 対象施設 2003年電力法およびその後の改正法に基づいた自家消費または電力売却を目的としたいかな
る法人・個人も対象。既設は対象外。 託送料金 66 kV 以上：送電料及び電ロス
66 kV 未満：グリッドに供給されたエネルギーの 10% 66 kV 未満で 5MW 未満のキャパシティ：グリッドに供給されたエネルギーの 7% 11kV 以下：託送ロス 6%/kWh および託送料金 5 paise/kWh
電力買取価格 加速償却優遇あり Rs. 4.40 / kWh（最初の 10 年間） Rs. 4.75 / kWh（11～20 年目）
加速償却優遇なし Rs. 4.45 / kWh（最初の 10 年間） Rs. 4.80 / kWh（11～20 年目）
5) New Offshore Wind Power Policy
グジャラート州政府は、インド国初の洋上風力発電プロジェクトである Greenshore Energy Private Limited（バンガロール）提案の 600MW の洋上風力プロジェクトを支援している。
表 2.2.8 インド国政府およびグジャラート州政府の主な政策動向
中央政府 インフラ 90 億ドルの日印 DMIC ファシリティ（資金支援枠）の立ち上合意
（2011 年） 中央政府（GOI）は官民連携（PPP）を積極的に推進 National PPP Policy 2011 策定中
エネルギー 依然として電源整備が喫緊の課題。第 12 次５か年計画期間（2012-17）に 116-125GW の電源新設を図っている。
自然エネルギー National Solar Mission（JNNSM）推進中、National Wind Energy Missionの発表も近い。
固定電力買取制度（FIT）、RE 電力買取義務（RPO）など支援制度を整備
ファイナンス PPP 推進のため、内閣経済委員会（CCEA）が事業採算性支援措置（VGF）整備（2005 年）
グジャラート州政府 インフラ Blueprint for Infrastructure in Gujarat 2020 (BIG 2020)の描く総合的かつ
大規模なインフラ開発を推進中 エネルギー 第 12 次５か年計画期間中に、11GW の火力新設計画 自然エネルギー 州エネルギー開発局（GEDA）を中心に、積極的に RE 導入推進
固定電力買取制度（FIT）、RE 電力買取義務（RPO）など支援制度を整備
26
2.2.2 競／協業企業等動向 インド国において電力系統安定化システムの開発を行うにあたり、競合、あるいは協業する可能性
のある企業（グローバル企業及び現地企業）の概要は下記の通りである。
(1) Siemens 社（ドイツ） 本社 ドイツ／ミュンヘン 売上高 €75.882 billion（2013 年度） 会社概要 エネルギー、産業、インフラ、医療分野の製造およびシステムソリューションを行う
多国籍企業。2013 年の各分野の売上げは順に 35%、24%、23%、18%である。 本事業では、電力流通事業分野において、SCADA/EMS や FACTS 機器の競合可能性がある。
海外事業所 ほぼ全ての国に事業所を持ち、290 のプラントを全世界で稼動させている。2013 年の地域ごとの売上げはヨーロッパ（除くドイツ）・CIS・アフリカ・中東が 38%、北南米が 28%、アジア・オーストラリアが 20%、ドイツ国内が 14%の順となっている。
従業員数 362,000（2013 年 9 月 30 日現在） 再生可能エネルギー関連
太陽光発電システムとタービンとを組合せた SPPA-T3000 (Siemens Power and Process Automation)管理システム
太陽熱複合発電所（Integrated Solar Combined Cycle, ISCC) 放物線トラフ セントラルタワー 線型フネレル
Concentrated solar power (CSP) の蒸気タービン
インド国における実績
シーメンス・インド国の概要 従業員数 19,000 売上げ（2011 年） Rs 127,080 million グループ企業 12 工場数 23 営業所 56 コンサルティング・センター 8 R&D センター 11 SMART 製品 31
エネルギー部門では電力施設の改善プロジェクトが中心。最近の動向は下記の通り。 2009 年、オーランガバード工場にて世界初の 1200kV SF6 サーキットブレーカー
を製造（売上げ高は 100 億ルピー）。 ゴアの 2 工場にてシーメンス・パワーエンジニアリングの合併。
スマートグリッドに関する最近の動向
シーメンスにはスマートグリッド部門があり、下記のような事業を展開している。 水力発電所からの電力を送電する中国雲南省 -広東省間の HVDC システム
（1400km、5000MW) 2014 年初夏、RWE と共同で地方自治体を対象に、クラウドを利用した分散型エ
ネルギー資源に対する仮想発電所のウェブサイトを提供（2014 年 2 月 10 日発表ニュースリリース）
通信技術を用い、グリッド及びエネルギー管理システムと分散型エネルギー源を接続し、エネルギー効率を高める「SICAM SGU」を展開（2014 年 2 月 7 日発表ニュースリリース）
ドイツにおいて BSI のスマートエネルギー技術指令 TR-03109 に対応したスマートメーター・プラットフォームを展開（2014 年 2 月 6 日発表ニュースリリース）
中近東（主にカタール）向け戦略的スマートグリッド・アライアンスに関するMOU を Iberdrora（スペイン多国籍電力公益企業）と締結。（2014 年 1 月 7 日発表ニュースリリース）
27
(2) ABB 社（スイス） 本社 スイス／チューリッヒ 海外事業所 約 100 ヶ国
2012 年の地域ごとの売上げはヨーロッパが 34%、北南米が 30%、アジアが 26%、中東・アフリ
カが 10%の順となっている。 売上高 393 億 3,600 万ドル（2012 年度） 会社概要 120 年の歴史を持つ電力およびオートメーション技術を有する多国籍企業。R&D に力を注ぎ、
世界に主要 R&D 施設を 7 ヶ所所有。電力関連製品、電力システム、個別オートメーション、低
圧製品、製造オートメーションの 5 部門に分かれている。2012 年の各分野の売上げは順に 25%、
18%、22%、16%、19%である。その中でも、近年では HVDC が主力事業となっている。 送電関連の最近の動向は下記の通りである。 2012 年、大規模地域間直流グリッドの構築に適したハイブリッド DC ブレーカーの開発 2010 年、中国南西部 Xiangiaba 水力発電所と上海間の全長 2,000km を結ぶ定格容量
7,200MW、電圧 800KV の超高圧直流 UHVDC を設置（中国国家電網公司とそのパートナ
ー企業等から 4 億 4,000 万ドル（約 470 億円）で受注）。 2008 年、世界最長 580km の HVDC 海底ケーブル NorNed（定格容量 700MW）によりノル
ウェー-オランダ間を結ぶ。 従業員数 146,100（2012 年） インド国における
実績 ABB インド国の概要 ABB インド国本社はバンガロールにあるが、それ以外にも約 40 の事務所と工場がある。
（単位：1000 万ルピー）
Q4 2013 Q4 2012 12 months ended 2013
12 months ended 2012
Orders 1,666 1,579 6,717 6,966 Revenues 2,175 2,053 7,632 7,470 Profit before tax 94 26 272 206 Profit before tax % 4.3 1.3 3.6 2.8
Profit after tax 59 17 179 137 Profit after tax % 2.7 0.8 2.3 1.8
Operational EBITDA* 172 109 525 385
Operational EBITDA% 7.9 5.3 6.9 5.1
世界最大 HVDC プロジェクト
インド国北東部にある水力発電施設から 1,730km 離れた Agra までを結ぶ Vadodara において超高電圧 1200kV トランスのテストを実施 カルナタカ（Karnataka）州プロジェクト
2009 年、カルナタカ州（州都バンガロール）において、州全体の電力ネットワーク・管理
システムを提供。867 の主要送電・配電ステーション変電所の制御を行い、エネルギー管
理システム（EMS）と配電管理システム(DMS)を有する監視制御システム(SCADA)を設置。
カルナタカ送電会社（Karnataka Power Transmission Corporation Limited, KPTCL)は州内 1800万の顧客に対して電力を提供している。ABB は、このプロジェクト以外にもインド国 5大都市部の SCADA を設置している。
アンドラプラデシュ州における 1,320MW の新設石炭火力プラント（3,800 万ドル）を NCC社（EPC）より受注（2013 年 8 月 6 日発表ニュースリリース）。
2009 年、アンドラプラデシュ州クリシュナパトナムにおいて、石炭超臨界圧火力発電施設、
400kV ターンキー変電所等を受注（顧客：タタ・プロジェクトリミテッド、約 520 万） スマートグリッド
に関する最近の動
向
Kalasatama スマートグリッド（顧客：Helsingin Energia、フィンランド） CenterPoint スマートグリッド（顧客：CenterPoint Energy Inc.、ヒューストン／テキサス） GRID4EU（EU 第 7 次研究枠組み計画、FP7 におけるスマートグリッド研究、2011.11～
2015.12）
28
(3) CG: Crompton Greaves Limited 社（インド国） 本社 インド国／ムンバイ 海外事業所 ベルギー、カナダ、ハンガリー、インド国ネシア、アイルランド、フランス、英国、米国に拠
点を持つ。世界 85 ヶ国において事業展開を行う。これまでの主な買収は下記の通り。 2006 年 Ganz／ハンガリー 2007 年 Microsol／アイルランド 2008 年 Sonomatra／フランス、MSE／米国 2010 年 PTS／英国 CG 社のスマートメーターは、全世界ですでに 200 万以上設置されている。その中でも、代表的
なプロジェクトはスペイン、Bilbao の STAR プロジェクトである。 売上高 12,094 IN RS CRORE（1,209.4 億ルピー）(2012.4.1~2013.3.31)
（部門別内訳 電力システム 7,336、顧客向け製品 2,593、産業システム 1,835） 会社概要 電力システム、産業システム、消費者向け製品の 3 つの部門に分かれ、R&D に力を入れている。
1960 年代に米国 Westinghouse Electric Corporation から 400 kV の変圧器とアルミ巻変圧器の技術
供与を受け、その後、開閉装置、真空遮断器等も製造。2005 年までには上記 3 部門におけるイ
ンド国の主要企業となる。現在は 160kVA から 415MVA の変圧器や反応炉の製造を手掛け、40ヶ国以上に輸出している。電力流通事業分野において、SCADA/EMS や FACTS 機器の競合可能
性あり。 従業員数 15,000（2013 年） インド国における
実績 インド国内に 20 以上の生産拠点を所有し、インド国ならではの低価格製品に強みを持つ。 Puducherryスマートシティプロジェクトでは約 87,000のスマートメーターおよび自動街頭
を設置。 2006 年、CG 変圧部門が東芝と技術提携を行った。CG は国内で最初に 800kVA の変圧器を
製造することを目指し、マドヤプラデシュ州 Bhopal 近郊 Mandideep と Dewas の工場を拡
張しており、拡張計画は今年 9 月までに完成する。CG はこの種の変圧器を年間 7,000 ユ
ニット製造し、輸出することも計画している。 Avantha グループがバンガロールのグローバルビレッジにて最新のスマートグリ
ッド製品工場を稼動。CG はこの施設に 8,000 万ルピーを投じ、変電所オートメ
ーション製品、配電自動化機器、保護・制御システム、スマートメーター(Advanced Metering Infrastructure, AMI)を製造する（2014 年 1 月 11 日発表ニュースリリース）
スマートグリッド
に関する最近の動
向
インド国電力網公社（Power Grid Corporation, PGCIL）では、送電網拡充のため 1,700 億ルピー
の投資を計画している。CG もスマートグリッドプロジェクトへの参画を計画中である。
オンライン事前演算型の系統安定化システムを実用化しているのは日本企業のみであり先行して
いる。欧米メーカである ABB, Siemens 等は PMU（Phasor Measurement Unit）等の情報収集端末機器
を導入し、広域監視（WASA）等のシステム導入を今後試行していく段階にあると思われ､インド国
市場へはこれから参入しようとしている。
29
第3章 事業計画 3.1 事業計画 3.1.1 事業内容
本事業は、基本的に GETCO に対する EPC として構成するものである。
今後の展開の可能性としては、高度な系統制御技術を有する本邦重電メーカ及び電力会社の技術を
相乗的に活用すべく、現地法人等との協力体制の下で O&M サービスの提供を行って行くことが考え
られる（図 1.3.1）。この場合、本邦企業及び現地パートナーは、GETCO ないし GETCO が出資する
SPC（以下「GETCO 側」と言う。）に対して、物・サービスの提供を行う。
インフラビジネスの料金収入は、現地通貨建て（ルピー建て）であるため為替リスクが生じる場合
があるが、GETCO 側からの支払がドルないし円建てであれば、そのようなリスクは切り離される。
しかし、次のステップとして本邦企業がコンソーシアムを形成して SPC に参加する場合には、SPCの収入は現地通貨建てとなるため、スワップなどのリスク対策を講じる必要が出てくる。
ソーラー
風力
その他
IPPGCECL
PGCIL
GETCO
P/U/M/D GVCL
需要家
SPC
EPC本邦重電メーカ
重電現地法人
現地パートナー
O&M本邦電力会社
重電現地法人
現地パートナー
図 3.1.1 次フェーズのビジネススキーム（案）
30
3.1.2 インフラ・システム設計 (1) 計画のフェーズと目的 インフラ・システム設計にあたっては、計画フェーズを設備計画時と系統運用時の２フェーズを設
定し、それぞれにシステム設計上の目的を定めた（表 3.1.1）。
設備設計フェーズに関しては、いかなるシステムを導入し、RE 等新規電源の大規模な系統連係を
実現し、かつ、送変電設備の増強コストを最適化するかを検討した。その結果として、送電系統広域
監視制御システム（WASA）、再生可能エネルギーコントロールセンタ（RECC）及び統合型広域保護
スキーム（SIPS）をサブシステムとする全体システムを構成した。本システムについては、次節「(2) 系統安定化システム概要」においてその概要を述べる。
系統運用フェーズに関しては、平常時と事故時に分けて、系統制運用をシミュレーションによって
検討した。系統運用に係る検討についてはね次々節「(3) 系統解析」において述べる。
表 3.1.1 計画フェーズと目的
フェーズ 目的
設備計画時 系統安定度の向上により、再生可能エネルギーなどの新規電源の
連系に伴う送変電設備の増強コストを低減
系統運用時 平常時
系統制御として、調相設備や FACTS 機器や連系線運用制御によ
り、大規模停電に波及する恐れのあるリスクを事前に低減
事故時 負荷制限や連系線潮流制御、再生可能エネルギー出力抑制などの
制御を高速に実施し、停電範囲の最小化を実現 (2) 系統安定化システム概要
系統安定化システムの概念設計にあたっては、GETCO の全面的協力を得て、系統運用に係る実デ
ータ等を取得して調査・検討を行った。その結果明らかになった現地事情を基礎に、これに応じたイ
ンフラ・システムの概念設計を行い、WASA、RECC 及び SIPS を構成要素とする系統安定化システ
ム（図 3.1.2）の導入が最適であることがわかった。
以下に、本事業において導入を図る WASA、RECC 及び SIPS の機能その他の概要を述べる。
31
SIPS中央演算サーバ
SCADA
中央制御装置(RAS)SPDC
広域動揺監視(WASA) 再生可能ｴﾈﾙｷﾞｰコントロールセンター(RECC)
ｽﾄﾘｰﾑﾃﾞｰﾀﾌﾟﾗットﾌｫｰﾑ
高速通信回線網
変電所
① WASA：Wide Area Situation Awareness
システム概要
WASAとはPMUのフェーザ情報をリアルタイムで収集・解析し，運用者に有用な情報や警告を発信するシステム
機能概要
WAMSではオンライン情報の監視のみを実施し，その解析はオフラインで実施しているが、WASAではPMUのフェーザ情報という時系列データに対してストリームデータ処理を実施。系統を運用する上で深刻な状態へと変化する前触れ（長周期振動，電圧・潮流の擾乱など）を探知した際に，データから現象を解析し運用者に対してアラームや対策内容を発信
② 再生可能エネルギーコントロールセンター
システム概要
再生可能エネルギーの出力変動に伴う送電線の過負荷問題や，需給バランス，電圧変動に対して，再生可能エネルギーの現在出力や将来出力スケジュールを管理し，制御とセキュリティ監視を実施するソリューション
機能概要
•再生可能エネルギースケジュール管理
•混雑管理機能
•再生可能エネルギー発電指令・制御
•連系線管理
•短絡容量監視
•電圧安定度監視
③ SIPS：System Integrity Protection Scheme
システム概要
WASA，再生可能エネルギーコントロールセンターと互いに連携し，再生可能エネルギーが大量導入された複雑な系統を広範囲で保護するソリューション
Remedial Action System (RAS), Special Protection Scheme (SPS)を含んだ統合型の系統安定化スキーム。UnderFrequency (UF), UnderVoltage (UV), Out-Of-Step (OOS)などの系統安定化保護装置をトータルでコーディネイト
地域や制御時間幅に応じた動特性の問題に対してそれぞれ最適な制御を統合して実施
機能概要
•過渡安定度維持機能
•事故時過負荷対策機能
系統安定化システムはハードウエア構成と機能から3つのサブシステムから構成される
WASA: Wide Area Situastion Awareness， SPDC: Super Phasor Data ConcentratorSCADA: Supervisory Control and Data Acquisition, RTU: Remote Terminal Unit, PMU: Phasor Measurement UnitRECC: Renewable Energy Contror Center RAS:Remedial Action Systems，SIPS：System Integrity Protection Scheme
PDC 通信装置計測装置保護リレー
端局装置
発電所
通信回線網
通信装置計測装置保護リレー
端局装置
図 3.1.2 系統安定化システムの構成
ア WASA WASA（Wide Area Situation Awareness: 送電系統広域監視制御）とは PMU（Phasor Measurement Units:
フェーザ情報計測装置）のフェーザ情報をリアルタイムで収集・解析し、運用者に有用な情報や警告
を発信するシステムである（図 3.1.3）。
フェーザ情報とは、発電所（火力、風力、ソーラーその他）やグリッド等における電力の位相、電
圧及び電流並びに時刻情報等を内容とするものであり、時刻情報は GPS の時刻情報（絶対時刻）を
利用して正確に同期される。したがって、各 PMU で取得された位相その他の情報の時間軸を同期さ
せることが可能となり、グリッドにおける位相の状況をリアルタイムに取得、分析することができる。
通常の監視システムでは、オンライン情報の監視のみを実施し、その解析はオフラインで実施して
いるが、WASA では PMU で計測したフェーザ情報という時系列データに対して処理を実施する。こ
のため、電力系統を運用する上で深刻な状態へと変化する前触れ（長周期振動、電圧・潮流の擾乱な
ど）を探知した際に、速やかに系統現象を解析し運用者（オペレータ）に対してアラームや対策内容
を発信可能となるなどの、大きな利点がある。
以上により実現される WASA の主たる機能は、(1) 系統情報の見える化、(2) 動揺解析、(3) 系統
安定度指標通知、である。
32
DB：データペース；PDC：フェーザデータ収集装置； PMU：フェーザデータ計測装置；STATCOM：無効電力補償装置
図 3.1.3 WASA
イ RECC RECC（Renewable Energy Control Center: 再生可能エネルギーコントロールセンタ）は、再生可能
エネルギー（RE）の出力変動に伴う送電線の過負荷問題や、需給バランス、電圧変動に対して、REの現在出力予測や将来出力予測をし、制御とセキュリティー監視を実施するソリューションである。
RECC の主な機能は以下のとおりである
RE 発電スケジュール調整 電力系統セキュリティーリスク評価（供給信頼度、電圧安定度） セキュリティー対策策定 RE 発電と連系線状況の見える化 長期間の系統増強計画サポート（送電線、変電所、蓄電池など）
以上の機能を備えた RECC の業務フローの例を図 3.1.4 に示す。
基本的な流れは、まず、個々の RE 発電事業者が、風況や日照などの予測に基づき RE 電力供給可
能量を宣言し、これを RECC が取りまとめる。次に、RECC が RE 全体の発電計画を SLDC に提出し、
これを基に SLDC は RLDC に対して RE 引取量を提示し両者間の合意を形成する。RLDC は、合意に
基づき RE 電力の引出し量のスケジュールを作成し、これが順次 SLDC、RECC、そして RE 発電事業
者に伝達される。
しかし、風力や日照量の予測を完全に行うことは不可能であるから、当日になって発電スケジュー
ルの変更が生じるのが通常である。本調査で提案する RECC においては、システムに電力系統セキ
ュリティーリスク評価とこれに基づくセキュリティー対策策定のプロセスを加え、RE 発電と連系線
状況の「見える化」と相俟って、グリッドの高度な安定性を実現するものである。
33
RE発
電事
業者
REC
C
SLD
C
RLD
C
時系列
RE供給可能量宣言
発電計画提出
全RE発電計画提出
電力引受請求及び二者間合意
最終発電スケジュール
リアルタイムシステム
オペレーション
分析モニタ（スナップ
ショット）後 分析
当日におけるスケジュール改定
既往プロセス 新規プロセス凡例：
当日におけるスケジュール改定
最終RE発電スケジュール
電力引出し最終スケジュール
ｾｷｭﾘﾃｨｰﾘｽｸ評価及び是正措置
ｾｷｭﾘﾃｨｰﾘｽｸ評価及び是正措置
図 3.1.4 RECC 業務フロー例
ウ SIPS SIPS（System Integrity Protection Schemes: 統合型広域保護スキーム）は WASA、RECC と互いに連
係し、電力系統を広域に把握し、統合的に保護・制御を行うソリューションである。本スキームには、
RAS、SPS が統合されており、また、従来型の UnderFrequency (UF)、 UnderVoltage (UV)、 Out-Of-Step (OOS)などの系統安定化保護装置も含む。本スキームの導入により、地域や制御時間幅に応じた動特
性の問題に対してそれぞれ最適な制御が可能となる。
SIPS では常に監視対象系統全体の状態を把握するとともに、リアルタイムにシミュレーションを
実施するので、想定される現象（系統事故、再生可能エネルギーの出力変動等）に対して安定度を向
上させる施策を予め策定して備えることが可能となる。すなわち、実際に系統事故の発生等により、
系統動揺が発生した際には直ちにこれを検知して、高速で制御指令を出すことにより系統事故の影響
を最小限に留めることができる。
SIPS の主な機能は以下のとおりである。
過渡安定度維持機能 潮流最適化機能（過負荷対策・混雑管理） 電圧維持/電圧安定度対策機能 需給バランス機能（周波数異常対策）
以上の機能を備えた SIPS の構成を図 3.1.5 に示す。
34
配電用変電所
送電ネットワーク 配電ネットワーク
情報の流れ
風力発電所
火力発電所ソーラーパーク
変電所
制御方策決定
オンライン データ収集
状況推定
中央演算サーバ
制御指令
バッテリーエネルギー貯蔵システム
変電所
中央制御装置
可変速用水発電
制御表（control table）（定期的に送信）
脱調した発電機（赤線）.
5(S)
０
電力の流れ（潮流）
詳細安定度計算
SPS-端局
SPS-端局
SPS-端局
SPS-端局
図 3.1.5 SIPS
(3) 系統解析 1) 概要 本事業のシステム構成に基づき、「RE の大量導入がグジャラート電力系統へ与える課題と対策」及
び「系統安定化システム」について、GETCO の協力を得て、実データ等を用いてシミュレーション
を実施し、2020 年を想定した系統解析を行った。 その結果、３ケースの想定事象、すなわち、「風力発電所（WF）の出力変動が生じた場合」、「40 0kV
送電線のルート断故障が発生した場合」及び「母線故障が発生した場合」に、以下の４つの問題が発
生することがわかった。これらの問題を想定ケースごとに整理したもの表 3.1.2 に示すとともに、そ
れぞれの問題について以下に各別に述べる。 RE 大量導入による需給バランス問題 RE 大量導入による送電線の過負荷問題 RE 大量導入による電圧問題 RE 大量導入による過渡安定度問題
表 3.1.2 想定事象と発生しうる問題
想定事象 問題 WF の 出力変動
1. WF 出力の増加により、過負荷が発生する 2. 過負荷により連系線が遮断され、潮流が他連系線に回り込むことで、連鎖的な過
負荷が発生する可能性がある。さらに、電圧低下も同時に発生する。 3. WF 出力の増加に対応するため火力発電所の解列を行った場合、十分な予備力を
維持できない可能性がある。 400 kV 送電線の ルート断故障
1. 400kV 送電線のルート断故障により、過負荷が発生する。 2. 400kV 送電線のルート断故障により、電圧低下が発生する。
母線故障 1. 特定の条件下で母線故障が発生した場合、過渡不安定となり広域停電に繋がる。 2. 過渡安定度は火力発電所の出力や、WF の出力の大きさに影響を受ける。
35
2) RE 大量導入による需給バランス問題 RE 電源のなかでも、風力やソーラー等は風況や日照等に発電力が左右され、出力変動予測も立て
にくい。既に述べたように、グジャラート州においては風力中心とした RE の大量導入が計画されて
おりその影響を見極める必要がある。
風力発電を前提としてシミュレーション分析を行った結果、現状のグリッドの調整力では不十分で
あり、電力系統の需給バランス維持に問題が生じうることがわかった。したがって、需給バランスの
維持のためには、大きく、①運用の制約と②電力貯蔵装置の増設が考えられるところ、これらの対策
を複合的に実施して、需給バランス制御の最適化を行う必要がある。
そこで、①及び②について、それぞれの実施内容を設定し、効果、メリット・デメリット、損失・
投資額について、シミュレーション結果を基に分析を行った。その結果を表 3.1.3 に示す。
なお、②電力貯蔵に関しては、一般的には揚水発電所の設置も考慮されるが、グジャラート州にお
いては、地形や水利等の条件から揚水発電所の設置は現実的ではないと考えられるため、蓄電池シス
テムが有力候補となる。
対策 ①運用制約 ②電力貯蔵装置増設
実施内容風力発電の出力抑制により調整力を確保
蓄電池設置による調整力を確保
実施効果大規模停電を引起す、外乱発生によるダメージを低減
調整力の引上げ、外乱に対する耐量を確保
メリット・デメリット
・問題が顕在化してからの対策となるため、系統運用制約による経済損失が継続的に発生
・追加投資は不要
・投資額が大、用地確保が困難な場合がある
損失・投資額
系統運用制約による発電抑制での経済損失(数億～数十億円／年)
設備投資(数百億円)
風力発電の出力が大きく変動した場合、電力系統の需給バランス維持に問題があることが分かった。
ＲＥ大量導入による需給バランス問題
需給バランス維持のための調整力確保に下記対策を複合的に実施する必要がある
表 3.1.3 需給バランス問題
36
3) RE 大量導入による送電線の過負荷問題 グジャラート州においては、電源立地と消費立地が離れているため、電力系統の構成要素のいずれ
か１単位、たとえば、送電線１回線、あるいは変圧器１台が故障した場合（いわゆる「N-1 故障」）
には、多数の送電線に過剰な負荷が発生するおそれがある。また、主力変動が大きい風力発電が大量
に系統連係されると、平常時（いわゆる「N 状態」）においても、多数の風力発電所が最大出力を同
時に発生するような状況では、多くの送電線で過負荷が発生するおそれがある。
そこで、GETCO の想定する 2020 年時点の条件（以下「2020 年断面」と言う。）で、N-1 故障が発
生した場合を想定してシミュレーション分析を行った結果、多数の送電線に過負荷が生じうることが
確認された。
この問題に対応するためには、大きく、①運用の制約、②送電線の増設、③潮流制御装置の増設及
び④系統安定化システムの導入が考えられるところ、これらの対策を複合的に実施して、過負荷の回
避を行う必要がある。
そこで、①、②、③及び④について、それぞれの実施内容を設定し、効果、メリット・デメリット、
損失・投資額について、シミュレーション結果を基に分析を行った。その結果を表 3.1.4 に示す。
対策 ①運用制約 ②送電線増設 ③潮流制御設備増設 ④系統安定化システム導入
実施内容発電設備に運用制約を設定し、それを守るよう運用
送電線増設し、容量を引上げるＦＡＣＴＳ機器（位相変圧機）、蓄電池設置による潮流制御
電源制限や送電線遮断による潮流制御
実施効果 過負荷を引起すリスク低減送電設備自体の容量の引上げ、外乱に対する耐量を確保
潮流制御による過負荷発生リスクを低減
外乱に対して系統安定化対策の自動制御化による大規模停電防止
メリット・デメリット
・問題が顕在化してからの対策となるため、系統運用制約による経済損失が継続的に発生
・追加投資は不要
・送電線増設することによって、余裕がある系統運用を実現
・投資額が大、用地確保が困難な場合がある
・投資額が大、必要土地は送電線増設より少ない
・投資対効果が大、用地確保不要
損失・投資額
系統運用制約による発電抑制での経済損失(数億～数十億円／年)
設備投資(数百億円)
設備投資(数百億円)
系統安定化システム導入費用(数十億円)
2020年断面において、N-1故障時には，多数の送電線で過負荷が発生することが確認された。
ＲＥ大量導入による過負荷問題
さまざまな電力系統の運用状態や外乱(系統事故，RE出力急変 など)に対し、下記対策を複合的に実施する必要がある
表 3.1.4 送電線の過負荷問題
37
4) RE 大量導入による電圧問題 電力系統の電圧を一定に維持するためには、無効電力が適切に供給される必要がある。無効電力は、
発電機と負荷との間を往復するだけで、仕事をしない（エネルギーとして消費されない）電力成分で、
通常の同期発電機は発電に伴って無効電力が発生する。一方、RE は無効電力を発生しないため、こ
れが大量に導入された場合、電力系統の電圧維持が困難になる可能性がある。このことは、たとえば
系統事故時に無効電力の需給バランスが崩れたときにより問題となる。
この点につき、2020 年断面のシミュレーションを行って検討したところ、定常状態では特段の問
題は見つからなかったが、過渡状態では、電圧の不安定化の可能性があることがわかった。
この問題に対応するためには、長期間に亘って系統状態を監視解析する上で、複数ある母線のうち
いずれ母線が脆弱かを特定し、これに対して、①送変電設備の増設及び②電圧調整設備の増設を行う
ことが考えられるところ、これらの対策を複合的に実施して、系統電圧の安定化を行う必要がある
そこで、①及び②について、それぞれの実施内容を設定し、効果、メリット・デメリット、損失・
投資額について、シミュレーション結果を基に分析を行った。その結果を表 3.1.5 に示す。
対策 ①送変電設備増設 ②電圧調整設備増設
実施内容 送変電設備を増設し、容量を引上げるＦＡＣＴＳ機器（STATCOM ）、蓄電池設置による電圧変動抑制
実施効果送電設備自体の容量の引上げ、外乱に対する耐量を確保
電圧調整による電圧変動発生リスクを低減
メリット・デメリット
・送電線増設することによって、余裕がある系統運用を実現
・投資額が大、用地確保が困難な場合がある
・投資額が大、必要土地は送電線増設より少ない
損失・投資額設備投資(数百億円)
設備投資(数百億円)
2020年断面のにおいて、定常状態での問題は見つからなかったが、過渡状態で問題が確認された。
ＲＥ大量導入による電圧問題
過渡状態で問題に対し、長期間系統状態を監視、解析する上で、 Weak bus（脆弱母線：Critical bus or Busses）を特定し、下記対策を複合的に実施する必要がある
表 3.1.5 電圧問題
38
5) RE 大量導入による過渡安定度問題 正常に電力が供給されるためには、系統連係された多数の交流発電機が互いに一定の位相角を保ち
つつ、同期（シンクロ）して回転しなければならない。しかし、負荷の変化や事故・故障などの擾乱
（じょうらん）などの過渡的な状態が生じた場合、その程度が大きいときは一部の発電機の同期維持
が困難となり（脱調）、これを放置すれば他の発電機にもドミノ式に影響が波及する。そこで、この
ような場合には脱調発電機を切り離すなどの対応により、停電を未然に防ぐ対応が取られる。
上述のような擾乱に対して、同期運転を維持できる度合いを過渡安定度といい、発電機の出力や送
電設備容量によって決定される。この点、RE は蒸気／ガスタービンなど、回転エネルギーを蓄える
慣性を持たない（同期型風力発電機を除く）、高速な出力調整ができない等の特徴があるため脱調し
やすい。したがって、RE が大量に導入された場合、過渡安定度が低下する可能性がある。
この問題に対応するためには、さまざまな電力系統の運用状態や擾乱（系統故障、RE 出力急変な
ど）に対し、常に系統信頼度を維持する枠組みが必要となる。すなわち、①発電運用での対応、②送
変電設備の増強、③系統安定化システムの導入が考えられるところ、これらの対策を複合的に実施し
て、電力系統の過渡安定度向上を行う必要がある
そこで、①、②及び③について、それぞれの実施内容を設定し、効果、メリット・デメリット、損
失・投資額について、シミュレーション結果を基に分析を行った。その結果を表 3.1.6 に示す。
対策オプション ①発電運用で対応 ②送変電設備の増強 ③系統安定化システム導入
実施内容系統信頼度を維持するために運用制約を設定し、それを守るよう運用
送電線増設や変電設備増強による系統を強化しリスクを回避
系統安定化システム導入による既存送変電設備の運用制約を引き上げ
実施効果大規模停電を引起す、外乱発生によるダメージを低減
送電設備自体の容量の引上げ、外乱に対する耐量を確保
１．既存送電設備の送電可能容量(TTC)最大化
２．外乱に対して系統安定化対策の自動制御化による大規模停電防止
メリット・デメリット・問題が顕在化してからの対策となるため、系統運用制約による経済損失が継続的に発生
・追加投資は不要
・昇圧化や送電ルート増設することによって、設備容量が大きくなり、余裕がある系統運用を実現
・投資額が、大用地確保が困難な場合がある
・既存設備の設備容量まで送電可能容量を引上げることが可能
・投資対効果が大、用地確報が不要
損失・投資額系統運用制約による発電抑制での経済損失(数億～数十億円／年)
送変電設備投資(数百億円)
系統安定化システム導入費用(数十億円)
従来の火力機などとは性質が異なる太陽光発電や風力発電といったREの大量導入により系統安定度低下
ＲＥ大量導入による過渡安定度問題
さまざまな電力系統の運用状態や外乱(系統事故，RE出力急変 など)に対し、常に系統信頼度を維持する枠組みが必要
表 3.1.6 過渡安定度問題
39
3.1.3 事業スケジュール 本調査項目では、事業化にあたって具体的に想定される、案件形成、設計・調達・建設（EPC）、
運営・保守（O&M）等の各フェーズを示す。
まず、本調査で事業化にあたって具体的に想定される事業スケジュールを、案件形成、設計・調達・
建設（EPC）及び運営・保守（O&M）のそれぞれについて表 3.1.7 に示す。
また、今後５か年のおける投資、収益、事業拡大は、に示すスケジュールで計画している。
表 3.1.7 事業スケジュール（案）
フェーズ 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
案件形成
EPC
①WASA
②再生可能ｴﾈﾙｷﾞｰｺﾝﾄﾛｰﾙｾﾝﾀ(RECC)
③統合型広域保護制御システム(SIPS)
④FACTS機器
⑤通信設備
O&M
表 3.1.8 ５か年の事業計画
分類 2013 2014 2015 2016 2017 2018 ．．．
計算機システム（WASA、再生可能ｴﾈﾙｷﾞｰｺﾝﾄﾛｰﾙｾﾝﾀ）
統合型広域保護制御システム
通信設備
FACTS機器（STATCOMなど）
事業規模（億円）
案件形成 GJ州
GJ州
GJ州
GJ州
A州B州
C州
A州
B州
A州
B州
A州
B州
C州
40
3.1.4 １０年ビジョン 本調査項目では、 10 年後を視野に具体的な事業展開ストーリーを想定し、収益、マーケットシェ
ア等についての目指すべき姿・ビジョンを示す。
低炭素化社会を実現するために、東南アジアなど今後の経済発展とともに電力需要の伸びが期待さ
れる国々では、再生可能エネルギーの導入が進むことが予想される。再生可能エネルギーの大量導入
により、電力系統への安定化課題といずれ直面することになり、電力系統安定化事業のグローバル展
開が加速していく。
電力系統安定化事業においては、専門性の高い系統解析技術と絶対的な品質確保のための運用実績
が重要となる。インド国市場から、グローバル市場に早期に参入することで、高収益性、高シェア率
を目指す。
先行導入（パイロットプロジェクト） 地域(州)運用 広域運用
マイルストーン
再生可能エネルギー導入量(インド全土)
システム概要
システム導入効果
１．再生可能エネルギー大量導入による系統運用制約(電圧変動、過負荷、過渡安定度維持問題)を緩和することで送電可能容量の最大化を達成２．系統事故対して系統信頼度のセキュリティを維持することで大規模停電を防止３．系統安定度維持システムによる設備投資最適化
１．再生可能エネルギー連系可能量の引上げ２．広域連系設備への投資を最適化３．波及事故による広域停電を防止
経済効果
系統安定化システム導入による投資対効果が数十倍見込まれる１．系統運用制約により、電力事業者の事業機会損失と運用コスト増加２．大規模停電が発生した場合の社会的経済損失３．送変電設備増強に対する過剰投資抑制
2012年インド北部大停電の実績から、広域停電が発生した場合の社会的経済損失は数百億円超
2017 2030202020142013
F/S グジャラート州パイロット
グジャラート州 全域展開
Ａ州 展開
Ｂ州 展開
Ｃ州 展開
Ｄ州 展開
(1)系統安定化問題が顕在化している地域にパイロットプロジェクトとして先行導入(監視機能は州全域)
(2)パイロットシステムからの増強として、低コスト、短納期、高信頼で州全域を制御対象に拡張
(3)グジャラート州での実績を基に、各地域（州）にシステムを導入するとともに、インド全土広域運用に対応したシステム化を実現
12%17%
33%
0%
20%
40%
0
500
1,000一般発電設備(GW)再生可能エネルギー(GW)再エネ比率(%)
監視
制御
41
3.1.5 コンソーシアム形成 本調査項目では、事業を行うにあたっての国内外企業によるコンソーシアムの形成、事業会社
（SPC）の構造を検討し、ＥＰＣコントラクター、オペレーション事業者、出資者・融資者、法務・
財務担当事業者等の体制及び各者の担当部門名・責任者名の明確化を行う。
(1) コンソーシアム／SPC の構造 現時点において想定されるコンソーシアム／SPC の構造（案）を図 3.1.6 に示す。
ソーラー
風力
その他
IPPGCECL
PGCIL
GETCO
P/U/M/D GVCL
需要家
SPC
EPC本邦重電メーカ
重電現地法人
現地パートナー
O&M本邦電力会社
重電現地法人
現地パートナー
コンソーシアム
図 3.1.6 事業スキーム（案）
(2) コンソーシアム／SPC 構成員と役割分担 想定されるコンソーシアム構成員と、その役割分担を表 3.1.9 に示す。SPC の構成員については、
今後 GETCO 側と協議しつつ、具体的な選定を進める予定である。
表 3.1.9 コンソーシアム構成員の役割分担
構成員（企業等） 主な役割 GETCO 系統運営主体
本邦重電メーカ 技術全体取纏、システム取纏
本邦電力会社 技術サポート
重電現地法人 現地における技術全体取纏、システム取纏
現地パートナー 変電所工事・エンジニアニング取纏
42
3.1.6 相手国政府・企業とのネットワーク及び協力関係の構築状況 現時点において提案者が有する主な現地ネットワーク及び主な協議状況を表 3.1.10 に示す。
表 3.1.10 現地との協議状況
相手方 部門 協議状況
GETCO 社長 送電運用に関する電力系統設備データを含む情報提供 IIT 教授 技術サポート
PDPU 教授 技術サポート
3.1.7 リスク分析 本調査項目では、具体的な事業展開を想定し、考えうるポリティカルリスク、需要リスク、コマー
シャルリスク等の各種リスクをリストアップして分析した上で、リスクコントロール策を提言する。
(1) ポリティカルリスク (2) 事業に係るリスク 現時点で想定される一般的及び本件固有のリスクを洗い出し、本事業との関係において検討した結
果を表 3.1.11 に示す。
表 3.1.11 想定されるリスク
リスク 概要 対策等 運転開始前フェーズ
用地 リスク
コストが折り合わない、住民移転問題の存在その他の理由により、期間内にプロジェクト・サイト用地の取得ができないリスク。
本プロジェクト（PJ）では、GETCO の既存変電所等を利用するため、リスクはほぼ無視できる。
財務 リスク
妥当なコストで十分な財源が確保できないために、ファイナンスのクローズが遅れるリスク。
本 PJ では、ODA 活用により低コストで資金調達可能だが、ツー・ステップ・ローンの場合は、妥当な仕上がり金利とするために、現地銀行との交渉を要する。
テクニカル・ リスク
代替技術リスク 本 PJ では、系統安定化対策を変電所、送電線増強による代替技術で行うリスクが考えられる。
計画 リスク
事前調査（技術面、法制面、財務面等）が不適切又は不十分なため、所期の計画に変更が生じるリスク。
本調査により、技術面、法制面、財務面等から適切かつ十分な検討が加えられる。
建設フェーズ
設計 リスク
提案された設計では要求された性能仕様を満足しないため、改良等に追加的コストが生じるリスク。
本調査では、国内電力会社を加えたチームにより周到なシミュレーションを行い、GETCO とも協議行って設計を進めるため、リスクは極めて低い。
建設 建設の遅れ、予算超過、仕様違 本 PJ では GETCO の既存変電所
43
リスク 反等により追加的コストが生じるリスク（原料費、労務費、金融コスト、建設完了部分の維持コスト、顧客に対する代替サービス提供コストなど）。
等を利用するため、建設リスクは低い。
設備工事等については、現地法人を活用するため、適切なリスク管理が可能である。
許認可 リスク
許認可取得が遅れることにより生じるリスク（建設の遅れや、これに起因する予算超過）
DMICD, GIDB, GETCO 等、中央及び州政府（以下「現地側」という。）と綿密な連携を保ちつつPJ を進め、リスクを最小化する。
運転フェーズ
O&M リスク
要求性能を満たすために、追加的設備機器のメンテナンスを行う必要が生じるリスク。いわゆる「ブラウン・フィールド」のPPP において、民間のオペレータが既存設備の O&M を行う場合にとりわけ問題となる。
設計段階でリスクを最小化する（上述「設計リスク」参照）。
ボリューム・ リスク
需要量が計画量よりも少ないために採算性が悪化するリスク。
本 PJ は GETCO の系統全体の制御を行うものであり、いわゆる「消費需要量」の場合と異なり、需要量の予測可能性が高い。
支払 リスク
料金徴収が適切になされないためにキャッシュが入らないリスク。
サービスの対価は、GETCO／州政府から支払われるため、料金徴収リスクは GETCO／州政府が負う。
州政府のデフォルト・リスクは低いが、保険でカバーすることも考えられる。
財務 リスク
資金借入れが不適切で財務負担が増加するリスク（追加的財務コストの発生）。外貨で借り入れ、現地通貨で料金徴収される場合には為替リスクが生じる。
GETCO／州政府からの支払いを
ルピー建円借款の組成により為替リスクを解消することができる。
環境 リスク
事業が環境に悪影響を与えるリスク。
PJ の性質上、環境への悪影響は考えにくい。
その他
法令変更 リスク
現行の法制度や規制の枠組の変更により、事業に重大な悪影響が生じるリスク。
関連事業法等の動向を監視しつつ PJ を進めるとともに、現地側と綿密な連携を保ちつつPJを進め、リスクを最小化する。
なお、グジャラート州では「2003年の電力法」による電力改革は既に相当進行し制度も安定してきているため、本リスクは比較的小さい。
政府の債務不履行リスク
政府が契約上の義務を履行せず、強制履行や損害賠償の請求が行えないリスク。
現地側と綿密な連携を保ちつつPJ を進め、リスクを最小化する。
保険でカバーすることも考えられる。
44
3.1.8 資金調達計画 (1) 利用可能性がある金融スキーム 本事業において利用可能な金融スキームとしては、①国際協力銀行（JBIC）と本邦市中銀行によ
る輸出金融、②本邦の市中銀行による通常のコーポレート・ファイナンス（CF）及び③ODA（円借
款ないし無償資金協力）が主要なものとして考えられる。これらのスキームの概要を表 3.1.12 に示
すとともに、それぞれのスキームについて各別に比較検討を行う。
なお、本事業は、DMIC におけるファシリティ（資金支援枠）のうち、日本側の 45 億ドルにかか
る 19 の候補事業のうちの一つとして推奨されている。
表 3.1.12 利用可能性がある金融スキームの概要
スキーム 日本側機関 概要
輸出金融（外国直接融資） バイヤーズ・クレジット（B/C） バンクローン（B/L）
JBIC / NEXI 市中銀行
・JBIC と市中銀行による協調融資 ・市中銀行による融資部分に係るリ
スクは NEXI の貿易保険によりカバーする
コーポレート・ファイナンス 市中銀行
・企業を対象とする通常の金融（企業を対象とする点で、プロジェクトを対象とするプロジェクト・ファイナンスと異なる）。
ODA （有償資金援助）
アンタイド JICA
・一般条件 タイド ・本邦技術活用（STEP）
注 1：GETCO がプロジェクト実施会社を運営可能であれば、SPV の設立をした上で、プロジェクト・
ファイナンスのスキームを可能性がある。 注 2：具体的条件は当該プロジェクトのバンカビリティ（融資適格性）等に依存する。ほ 1) 輸出金融
JBIC の輸出金融スキームでは、本邦メーカ等（輸出者）と外国のバイヤー（輸入者）の輸出契約
について、JBIC と本邦市中銀行との協調融資により、支払資金を外国のバイヤーに直接又は外国の
銀行を仲介して貸付けるものである（外国直接金融）。前者を「バイヤーズ・クレジット（B/C）」、後者を「バンクローン（B/L）」という。
このとき、協調融資のうち市中銀行の貸出部分は、（独）日本貿易保険（NEXI）の貿易保険によっ
てカバーする。
輸出金融スキームでは、輸出契約は貸付契約と分かれているため、輸出者のリスクが軽減されると
いうメリットがある。
ア バイヤーズ・クレジット バイヤーズ・クレジット（B/C）の流れを図 3.1.7 に示す。JBIC／市中銀行からの融資金は、図中
の(3)に示すように、バイヤーに対して直接貸付けられる。
45
(7) 市中銀行の貸出部分につき、貸倒れリスクをNEXI の貿易保険でカバー
NEXI
JBIC（貸し手）
日本の市中銀行（貸し手）
日本のメーカー（輸出者）
GETCO（輸入者）
(1) 輸出契約
(5) 設備等の輸出
(4) 支払
(2) 貸付契約
(3) 融資 (B/C)
(6) 分割返済
図 3.1.7 バイヤーズ・クレジット（B/C）
イ バンクローン バンクローン（B/L）の流れを図 3.1.8 に示す。B/L スキームでは、サブソブリン・リスクを軽減
するために、図中の(2)及び(3)に示すように、貸し手と輸入者の間に仲介銀行が置かれる。このため、
仲介銀行から貸出金利にリスクマージンが B/C(2)に上乗せされるため、サブローン(3)の仕上がり金
利は B/C の場合よりも高くなる。
JBIC（貸し手）
日本の市中銀行（貸し手）
日本のメーカー（輸出者）
GETCO（輸入者）
(1) 輸出契約
(7) の設備等の輸出
(6) 支払
(3) サブローン契約
ICICI, SBI（仲介銀行）
(2) 貸付契約
(9) 分割返済
(4) 融資 (B/L)
(5) サブローン
(8) サブローン返済
(10) 市中銀行の貸出部分につき、貸倒れリスクをNEXI の貿易保険でカバー
NEXI
図 3.1.8 バンクローン（B/L）
46
ウ 輸出金融の融資条件等 輸出金融スキームの融資条件等を表 3.1.13 に示す。
表 3.1.13 輸出金融の融資条件等
項目 内容
対象分野 ・インフラ輸出案件（鉄道、変電・送配電、スマートグリッド、
etc.）、その他案件（船舶、人工衛星、etc.） ・製品の一定割合は国産であることを要する
融資条件
融資割合 JBIC ・原則として輸出する製品・サービス価額の 50–60%が上限*1
市中銀行 ・その余の部分
利率 ・原則として CIRRs *2
返済期間及び方法 ・OECD 公的輸出信用アレンジメント*3 に基く
リスク・プレミアム ・OECD 公的輸出信用アレンジメント*3 に基く
担保・保証 ・個別案件毎に審査のうえ JBIC が判断
ECI 輸出信用保険（ECI） の範囲
・政治的リスク： 97.5%；商業リスク： 95% ・保険料前払い
*1) 輸出契約価値の 85%および頭金（輸出契約価値の 30%）の金額以下のローカルコスト *2) Commercial Interest Reference Rate＝市場貸出基準金利 *3) 現行バージョンは以下のサイトで入手可 http://www.oecd.org/officialdocuments/displaydocument/?doclanguage=en&cote=tad/pg(2013)11
47
2) コーポレート・ファイナンス コーポレート・ファイナンスのスキームでは、借り手企業（本事業の場合、GETCO）を対象とし
て、通常の企業融資として構成する（図 3.1.9）。
後述するように、本スキームでは市中金利が適用され、融資期間も最長５年程度であるが、長期低
利貸付（ソフトローン）が得られるまでのつなぎ融資にも活用することも考えられる。
図 3.1.9 コーポレート・ファイナンス
ア コーポレート・ファイナンスの融資条件等 コーポレート・ファイナンスの融資条件等を表 3.1.14 に示す。
通常の企業金融としての性質上、金利、返済期間、セキュリティーパッケージの内容等の融資条件
等は、貸し手となる邦銀と借り手との個別交渉となる。
利率は市中金利が目安となり、また、返済期間（融資期間）は、通常５年以下となる。
表 3.1.14 コーポレート・ファイナンスの融資条件等
項目 内容
対象分野 ・特段の制限なし
融資条件
融資額、範囲 ・交渉事項
利率 ・市中金利
返済期間 ・通常は５年以下（バンカビリティ（融資適格性）、信用に依存）
リスク・プレミアム ・交渉事項
担保・保証 ・交渉事項
48
3) ODA 二国間 ODA（政府開発援助）には、有償資金協力、無償資金協力及び技術協力の３形態がある。
資金調達にあたっては、有償資金協力（政府貸付。いわゆる「円借款」）及び無償資金協力（贈与）
が検討対象となる。
ア 有償資金協力（円借款）
有償資金協力（円借款）における貸出資金の流れを図 3.1.10 に示す。
JICA（貸し手）
GETCO（借り手）
ローン
インド政府（借り手）
サブローン 図 3.1.10 円借款の構造
イ ODA の融資条件等
ODA の融資条件等を表 3.1.15 に示す。
表 3.1.15 ODA（有償資金協力）の融資条件等
項目 内容
対象分野 道路、発電所、灌漑や上下水道施設の建設など（プロジェクト借款）
条件 一般条件 本邦技術活用（STEP）
融資条件
金利 1.40 % 0.10 %
償還期間 30 年 40 年
据置期間 10 年 10 年
調達条件 アンタイド タイド (2) 金融スキームの比較 以上で検討した金融スキームの比較を表 3.1.16 に示す。
為替リスクはすべての借り手側のスキームにおいて問題となる。リスクの軽減のためには、したが
って、スワップのアレンジなど、適切な対応策を講じる必要があることがわかる。
ローンの組成（アレンジ）に必要な期間については、ODA では比較的長期間を要し、これに対し
てコーポレート・ファイナンスや輸出金融では比較的迅速な組成が可能である。しかし、金利等の融
資条件では、後二者と比較して ODA が非常に有利であることがわかる。
この点、事業機会を逃すことなく、かつ有利な資金調達を行うためには、コーポレート・ファイナ
ンス等で時宜を逃さず資金調達を行う一方、ODA 手続を進め、適切な時期に借り換えを行う手法が、
現実的な方策であると考えられる。
49
その場合、ODA をアンタイドとするか、タイドとするかが問題となる。タイドの融資条件は、タ
イドと比較してより低金利、長期間であり、この点で有利である。しかし、タイドは本邦技術の活用
が条件となる（STEP）となるから、これに対する抵抗感が存在する場合には、使いにくいという問
題がある。
タイドが有望な場合はこれを有効に活用するとして、本邦技術の適切な評価が重要である。すなわ
ち、本邦技術が当該国においてその優位性を最大限に発揮し、広く裨益するためには、入札における
評価が適切かつ透明に行われることが重要である。
相手国側のニーズに最も適合的な技術がその真価を十分に発揮できるように、入札の仕様（装置ス
ペック等）や、技術評価の方法等についても、十分な検討が必要である。
表 3.1.16 金融スキームの比較
スキーム 内容
輸出金融（外国直接融資） バイヤーズ・クレジット（B/C） バンクローン（B/L）
通商条件 （基本的には CIRR レート が適用される） 返済期間は通常 10 年以下 為替リスク （INR / JPY or USD） 比較的速く組成できる
コーポレート・ファイナンス
通商条件 （担保可能性、信用度にもよる ） 返済期間は通常 5 年以下 為替リスク （INR / JPY or USD）） 比較的速く組成できる
ODA（有償資金協力） アンタイド タイド（STEP）
長期低利貸付（ソフトローン）、ステップローン 為替リスク （INR / JPY or USD） 組成に 2 年以上を要する 融資条件
金利（%）（アンタイド／タイド）：1.40／0.10 償還期間（年）（アンタイド／タイド）：30／40 据置期間（年）（アンタイド／タイド）：10／10
50
3.1.9 政策支援の活用 本調査項目では、本事業の政府間の国際枠組みでの位置付け、政府支援策の活用見込み等について
検討する。
(1) 国際枠組みでの位置づけ 2011 年 12 月､野田首相訪印時にデリー・ムンバイ産業大動脈（DMIC）構想地域におけるインフラ
整備を早期に実現すべく､日印折半の形で､90 億ドルの日インド国 DMIC ファシリティ（資金支援枠）
の立ち上げについて合意した｡また､2012 年 4 月 30 日､枝野大臣とシャルマ商工大臣の間で､日本側の
45 億ドル事業候補リストを作成することに合意し､同年 10 月 19 日の第 10 回 DMIC 次官級タスクフ
ォースにて､全 19 件の事業候補リスト（以下「候補 19 件」という。）の大枠に合意した。
本提案に係る案件は、既にインド国財務省のローリング・プランにも登載されており、日印間の国
際枠組において、候補 19 件中の有望案件として位置づけられる。
(2) 政府支援策の活用見込み
検討対象となる支援スキームとしては、表 3.1.17 に例示するものが考えられる。ここでは、それ
ぞれの支援策について活用見込みを検討し、活用に向けての課題及び方策を検討する。
表 3.1.17 検討対象となる支援スキーム
支援者 スキーム 概要
インド国政府 または 州政府
税の減免
インフラ事業の収益に対する法人税減免措置
が施行されている。 外資のインフラ投資に対する法人税非課税措
置が施行されている 外資による電源開発および送配電分野への投
資にあっては、特に免税措置が施行されてい
た。同様措置の有無、可能性検討 装置等の関税に係る優遇措置の有無
インド国政府 VGF
料金収入で事業を場合にインド国政府が差額
を補填 本事業の適格性は検討を要す PPP は入札が前提となる
日印政府 二国間オフセット／クレジ
ット（JCM / BOCM）
新たな市場メカニズムとして日本政府が推進
中。制度を利用した PJ 設備補助の可能性 実現性は我が国の CO2 削減目標の設定に依存
51
3.2 エネルギー効率化分析 本事業は既存の送変電設備を最大限有効活用することにより、再生可能エネルギーなどの新規電源
の連系に伴う送変電設備の増強コストを低減、大規模停電に波及するリスクを低減、停電範囲の最小
化を実現することである。再生可能エネルギーを利用することによる、二酸化炭素削減を可能にする
と伴に、非効率な火力などの既存発電設備の稼動率を低減することによりエネルギー効率化を実現す
るものである。
グジャラート州においては、既に相当量の RE が系統連係されており、今後さらに RE を大量導入
するためには、本事業による電力系統安定化ソリューション展開が不可欠といえる。 2020 年までに、
同州では、風力 9.3 GW、ソーラー3.4GW の導入が計画されている。
これを元に、RE の導入によって削減される火力発電由来の CO2 排出削減量のポテンシャルを表 3.2.1 に示す前提に従って試算すると、2019 年度には 25 百万トン弱の CO2 排出削減のポテンシャル
があることがわかる（図 3.2.1）。
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2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
CO2削
減量
（百
万トン
/年）
風力
及びソーラー発
電量
（TW
h/年
）
年度
図 3.2.1 本事業を全体としたグジャラート州の CO2 削減ポテンシャル
表 3.2.1 CO2 削減ポテンシャル試算の前提
項目 値 根拠・出典等 RE 導入量 （略） 図 2.1.16 グジャラート州の RE 増強計画
RE 稼働率
（CUF）
風力 24% GERC Order No.2 of 2012, “In the matter of: Determination of Tariff for Procurement of Power by the Distribution Licensees and Others from Wind Power Projects.”
ソーラー 18% GERC Order No. 1 of 2012, “In the matter of: Determination of tariff for Procurement by the Distribution Licensees and others from Solar Energy Projects.”
火力平均 CO2 排出原単位 0.994 kg-CO2/kWh
WEO 2013 New Policies Scenario より、2011 年の石炭焚、
ガス焚、石油焚の原単位を算出し、グジャラート州の
電源構成（2014 年 1 月時点）加重平均
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3.3 事業環境分析 本調査項目では、本事業分野での競合他社の動向及びそれと比較した場合の競争優位性を示す。本
調査時点における主な競合他社の動向及び比較優位性の概要を表 3.3.1 に示す。
表 3.3.1 競合他社の動向及び比較優位性（概要）
企業名（国籍） 競合内容及び本事業の比較優位性
Siemens 社（独） 電力流通事業分野において EMS,保護制御装置の競合あるも、EMS と保護
制御装置を統合しておらず、本技術は EMS と保護制御装置を統合して、オ
ンライン事前演算型系統安定化システムとしての優位性あり。
ABB 社（スイス） 電力流通事業分野において EMS,保護制御装置の競合あるも、EMS と保護
制御装置を統合しておらず、本技術は EMS と保護制御装置を統合して、オ
ンライン事前演算型系統安定化システムとしての優位性あり。
CG 社（印） 電力流通事業分野において EMS,保護制御装置の競合あるも、EMS と保護
制御装置を統合しておらず、本技術は EMS と保護制御装置を統合して、オ
ンライン事前演算型系統安定化システムとしての優位性あり。
通常の保護制御装置は局所的な事象（過大電流、周波数低下など）で独自に動作する、EMS（Energy
Management System）に系統解析機能は存在しても、保護制御装置と連係していない。大規模な再生
可能エネルギーが系統に接続した場合、広域で電力系統が不安定となるため、表 3.3.1 に示すように、
現状の保護制御装置は対応しきれない。
本事業で提案する技術は系統解析機能と保護制御装置を統合し、オンラインデータをリアルタイム
で解析し、現在系統において仮に事故が発生するシナリオを想定し、事前演算を行い、対策を立案す
る。電圧、周波数を制御し、事故のリスクを減らしながら、万が一事故が発生した場合、高速な広域
通信ネットワークを通して保護装置を制御することにより、事故範囲を最小限に留める役割を果たす
ものであり、本件事業環境はかかる技術的優位性を強調しうるものといえる。
53
3.4 技術戦略 インド国においては、深刻な電力不足による再生可能エネルギーへの期待が大きい。太陽光発電や
風力発電等の再生可能エネルギーは、その発電出力の不安定性から、大量の発電量を送電系統へ接続
すると、系統電圧や周波数が不安定になる可能性があり､送電量の需給調整と共に、よりきめ細かな
最適運用（系統全体の最適化運用）ができるシステムを提案する。
再生可能エネルギー導入に対応した送電線や変電所設備の増強が必要となるが、これらの投資を最
適化するために、既存の送変電設備の熱容量限界や過渡安定度限界或いは電圧安定性限界等といった
送電可能容量をリアルタイムに且つ正確に把握する必要がある。これらを、オンライン情報を元にシ
ミュレーションにより導出し、その結果を元に、各変電所にある保護制御システムとダイナミックに
連係し、系統事故時に送電系統を保護することにより、送電可能容量を最大限引き上げることを可能
とするシステムを提案する。
また、系統運用のみならず、送変電所設備増強や電圧安定対策のため STATCOM（静止型無効電力
補償装置）或いは蓄電池システムなど制御対象範囲により、機器側の設備投資も変わることから､将
来の電力需要想定と運用計画を勘案しながら継続して送電系統設備インフラを改善していく作業と
なる為、一過性のシステム導入だけではなく、長期的系統計画に沿って工務部門（変電所機器投資担
当）と系統運用部門（系統運用計画並びにシステム構築）が緊密な連係と長期計画予算に沿った設備
投資のコンサル事業も展開する。
以上を要するに、日本が先行している技術をインド国含む海外電力ユーティリティで早期に導入さ
せることによりデファクト化を行い、最終的には国際標準化を目指すものである。
以上の目的を達するため、要素技術ごとの技術戦略として表 3.4.1 に示す戦略を策定した。
表 3.4.1 要素技術ごと技術戦略
技術要素 国際標準化戦略／知的財産戦略
再生可能エネルギーコントロールセンタ ユースケース策定
WASA（Wide Area Situation Awareness） 系統解析アルゴリズムの特許化
FACTS 機器
（TCSC,SVC,STATCOM,UPFC,HVDC） 上位系システムとの連係要件の国際標準化推進
SIPS（統合型広域保護スキーム） 制御アルゴリズムの特許化
蓄電池システム 上位系システムとの連係要件の国際標準化推進
無効電力制御可能な PCS 上位系システムとの連係要件の国際標準化推進
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3.5 事業課題と方策 本調査項目では、現地の関連制度、技術制約、資金面での課題等を、具体的事業展開を想定して抽
出し、それぞれの課題に応じた対応方策等を提示する。
表 3.5.1 に、制度面及び資金面の課題ならびに方策を示す。
表 3.5.1 制度面及び資金面の課題ならびに対応方策
課題 内容
政策面 ローカルコンテント規制 設備・機材等の一定割合以上の国産化義務 VGF 導入可能性及び割合
資金面 ルピー建円借款 ルピー建ファイナンスによる為替リスクの軽減
インド国対外商業借入（ECB）規制 資金使途、借入期間、金利条件等に制限
3.6 国内への経済波及効果
本事業では、アプリケーションソフトウェアを含む計算機システムの輸出を行う。また、大容量と
なる情報（データ）を保存するためのストレージ製品や、その管理ソフトウェアパッケージの輸出も
行う。
保護制御コンポーネントについては、高度な制御を行う付加価値製品については、日本国内で開発
されたものを、輸出する予定である。また、送電分野での顧客とのパイプをつくることにより、超高
圧系の電力流通設備（変圧器、開閉装置、FACTS 機器）などの輸出にも繋がる
以上を前提とすると、本事業に係る直接の経済効果は、ほぼ全体が国内に対して及ぶものと考えら
れる。そこで、「2.1.3 現在の市場規模」で想定した市場規模を、国内新規需要に引きなおし、表 3.6.1に示す産業部門別国内新規需要を想定した。国内への経済波及効果は、我が国の平成 17 年産業連関
表（総務省統計局）の逆行列係数を用い、これに対して新規需要を掛け合わせることで算出した。
その結果、本事業に係る国内への経済波及効果は、約 175 億円であると試算された。産業部門別の
経済波及効果を表 3.6.2 に示す。
表 3.6.1 本事業に係る産業部門別国内新規需要
装置 産業部門*1) 市場規模→国内新規需要 WASA 電気機械 10 億円 RECC 電気機械 10 億円 SIPS 電気機械 20 億円*2) FACTS 電気機械 20 億円*2) 通信 情報・通信機器 20 億円*2)
*1) 産業連関表（34 部門表）への当てはめ *2) 設置箇所数等により変動するが、簡単のためすべて 20 億円とした
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表 3.6.2 本事業に係る産業部門別国内波及効果 （単位：百万円）
部門 波及効果 部門 波及効果 01.農林水産業 12 19.建設 95 02.鉱業 10 20.電力・ガス・熱供給業 216 03.飲食料品 5 21.水道・廃棄物処理 44 04.繊維製品 24 22.商業 910 05.パルプ・紙・木製品 166 23.金融・保険 336 06.化学製品 252 24.不動産 88 07.石油・石炭製品 101 25.運輸 422 08.窯業・土石製品 115 26.情報通信 412 09.鉄鋼 408 27.公務 14 10.非鉄金属 386 28.教育・研究 891 11.金属製品 222 29.医療・保健・社会保障・介護 0 12.一般機械 103 30.その他の公共サービス 20 13.電気機械 2,353 31.対事業所サービス 915 14.情報・通信機器 6,124 32.対個人サービス 11 15.電子部品 2,162 33.事務用品 26 16.輸送機械 54 34.分類不明 51 17.精密機械 12
合計 17,519 18.その他の製造工業製品 559 注）平成 17 年産業連関表に基づく
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禁 無 断 転 載
平成２５年度 エネルギー需給緩和型インフラ・システム普及等促進事業
（グローバル市場におけるスマートコミュニティ等の事業可能性調査： インド・グジャラート州における再生可能エネルギー大量導入に対応した
電力系統安定化ソリューション展開） 最終報告書
平成 26 年 3 月
（委託）経済産業省 （連絡先：商務情報政策局 情報経済課） 東京都千代田区霞ヶ関 1-3-1 電話：03-3501-0397 （受託）株式会社三菱総合研究所 （連絡先：株式会社三菱総合研究所 海外事業センター） 東京都千代田区永田町 2-10-3 電話：03-6705-6026