エジプト・アラブ共和国電力セクター情報収集・確...

エジプト・アラブ共和国

電力セクター情報収集・確認調査

ファイナルレポート

平成 30 年 10 月

（2018 年）

独立行政法人国際協力機構（JICA）

東電設計株式会社中欧 JR

18-029

エジプト・アラブ共和国

電力・再生可能エネルギー省（MoERE）

エジプト電力持株公社（EEHC）

目次

第１章序章 ............................................................................................................................... 1

調査の背景 ................................................................................................................................... 1 １－１

調査の目的・内容 ....................................................................................................................... 1 １－２

調査団の構成 ............................................................................................................................... 2 １－３

調査スケジュール ....................................................................................................................... 2 １－４

第２章電力セクターの現状 ....................................................................................................................... 4

電力政策・計画とその進捗状況、他ドナーの支援状況について ....................................... 4 ２－１

エネルギー・電力分野におけるエジプト政府の政策と計画 ................................... 4 ２－１－１

国家エネルギー戦略と各種計画の関連、手法等 ..................................................... 10 ２－１－２

電力セクターを巡る状況、電気事業実施体制、関連する経済・財務状況 ......... 23 ２－１－３

電力セクター改革の現状 ............................................................................................. 40 ２－１－４

他ドナーの対応状況 ..................................................................................................... 56 ２－１－５

電力需給 ..................................................................................................................................... 60 ２－２

一次エネルギーに係る情報、調達計画の現状と見通し ......................................... 60 ２－２－１

電力需要の現状と見通し ............................................................................................. 64 ２－２－２

電源開発と電力需給の現状と見通し ......................................................................... 65 ２－２－３

発電分野 ..................................................................................................................................... 70 ２－３

既存発電設備の状況 ..................................................................................................... 70 ２－３－１

建設中及び計画中の発電設備（運転開始予定、設備容量、ファイナンスの確保２－３－２

状況等） ......................................................................................................................... 75

IPP 契約に係る情報 ...................................................................................................... 79 ２－３－３

水力発電設備（揚水発電設備計画） ......................................................................... 81 ２－３－４

送変電分野 ................................................................................................................................. 82 ２－４

送変電分野の基礎情報 ................................................................................................. 82 ２－４－１

送電公社の組織と運営 ................................................................................................. 89 ２－４－２

送変電設備の現状（運用開始年、導入メーカー、運営・維持管理状況） ......... 90 ２－４－３

建設中及び計画中の送変電設備（運用開始予定、ファイナンスの確保状況等）２－４－４

......................................................................................................................................... 96

国際連系線の整備状況及び整備計画に係る状況 ..................................................... 98 ２－４－５

配電分野 ................................................................................................................................... 101 ２－５

配電分野の基礎情報（配電ロス、スマートメーターの導入状況等） ............... 101 ２－５－１

配電公社の体制 ........................................................................................................... 110 ２－５－２

既存の配電設備の状況 ............................................................................................... 111 ２－５－３

建設中及び計画中の配電設備の状況 ....................................................................... 113 ２－５－４

最終消費者からの電気料金徴収の状況 ................................................................... 113 ２－５－５

再生可能エネルギー及び新エネルギー分野 ....................................................................... 113 ２－６

関連政策・施策（FIT 制度含む） ............................................................................ 113 ２－６－１

既存設備、運営維持状況 ........................................................................................... 117 ２－６－２

導入計画（2015 年マスタープランの確認と分析、アフリカ向け太陽光発電含む）２－６－３

....................................................................................................................................... 117

連系条件・技術的課題（系統安定上の課題を含む。） ......................................... 120 ２－６－４

環境分野 ................................................................................................................................... 122 ２－７

環境政策及び環境規制に係る情報 ........................................................................... 122 ２－７－１

プロジェクトの実施に際し必要となる環境基準（戦略的環境アセスメント等）２－７－２

に係る情報 ................................................................................................................... 130

石炭火力発電所を導入した際の石炭灰の処理等具体的な環境対策に係る状況２－７－３

....................................................................................................................................... 141

エネルギー効率利用 ............................................................................................................... 142 ２－８

エネルギー消費に係る情報 ....................................................................................... 142 ２－８－１

エネルギー効率向上に関連する制度や法令等の整備・取り組み状況 ............... 158 ２－８－２

電力セクターの人材育成 ....................................................................................................... 165 ２－９

電力セクターの人材育成体制 ................................................................................... 165 ２－９－１

電力研修施設に係る情報 ........................................................................................... 173 ２－９－２

電力セクターの人材育成に対する評価 ................................................................... 175 ２－９－３

本邦技術に係る情報 ........................................................................................................... 176 ２－１０

調査結果共有セミナー開催 ............................................................................................... 178 ２－１１

火力長期保存研修の開催 ................................................................................................... 184 ２－１２

第３章電力セクターの課題分析と解決に向けた方策 ....................................................................... 190

開発課題に係る電力セクターの全体状況 ........................................................................... 190 ３－１

政策レベルの課題と解決の方向性 ....................................................................................... 192 ３－２

需要増加の不確実性拡大を踏まえた電力供給力確保 ........................................... 192 ３－２－１

需要増加の不確実性拡大を踏まえた流通設備の拡充 ........................................... 194 ３－２－２

長期的な RE の大量導入を踏まえた対応 ................................................................ 195 ３－２－３

FIT の課題 .................................................................................................................... 197 ３－２－４

電力事業実施体制と電力セクター改革 ................................................................... 197 ３－２－５

個別セクターの課題と解決策 ............................................................................................... 198 ３－３

電源分野 ....................................................................................................................... 198 ３－３－１

送変電系統分野 ........................................................................................................... 199 ３－３－２

エネルギー効率利用関連 ........................................................................................... 201 ３－３－３

財務関連 ....................................................................................................................... 202 ３－３－４

環境関連 ....................................................................................................................... 202 ３－３－５

人材育成関連 ............................................................................................................... 203 ３－３－６

配電分野 ....................................................................................................................... 203 ３－３－７

日本の ODA の役割及び具体的案件形成に向けた考え方 ................................................ 205 ３－４

第４章課題解決に向けた具体的案件の提言 ....................................................................................... 206

課題解決に向けた支援案件候補 ........................................................................................... 206 ４－１

支援案件候補の具体的内容 ................................................................................................... 206 ４－２

添付資料（別冊）

添付資料―１ 2025 年送変電計画(検討中案)概要

添付資料―２「エ」国の財務分析

添付資料―３既設 220kV 送電設備

添付資料―４プロジェクトの実施に際し必要な環境基準の概要

添付資料―５人材育成体制関連資料

添付資料―６調査結果共有セミナー資料

略語表

略語名称和文

AFD Agence Francaise de Developpment フランス開発庁

AfDB African Development Bank アフリカ開発銀行

BMS Building Management System ビルマネジメントシステム

BOO Built-Operation-Own 建設、運営、所有

BOOT Built-Operation-Own-Transfer 建設、運営、所有、移管

C/C Combined Cycle コンバインドサイクル

CAA Competent Administrative Authority 管轄組織

CAPMAS the Central Agency for Public Mobilization and

Statistics エジプト中央動員統計局

CREMP Combined Renewable Energy Master Plan 再生可能エネルギーマスタ

ープラン

CSP Concentrating Solar Power 集光型太陽熱発電

DMS Distribution Management System 配電管理システム

DPF Development Policy Financing 開発政策融資

EBRD European Bank for Reconstruction and

Development 欧州復興開発銀行

EEAA Egyptian Environmental Affairs Agency エジプト環境庁

（環境省下の機関）

EEDC Egypt Economic Development Conference エジプト経済開発会議

EEHC Egyptian Electricity Holding Company エジプト電力持株会社

EETC Egyptian Electricity Transmission Company エジプト電力送電会社

EgyptERA Egyptian Electric Utility and Consumer

Protection Regulatory Agency

エジプト電力設備・消費者保

護監督庁

EIA Environmental Impact Assessment 環境影響評価

EIB European Investment Bank 欧州投資銀行

EU European Union ヨーロッパ連合

FIT Feed in Tariff 固定価格買取制度

GAFRD General Authority for Fish Resources

Development 魚類資源開発総局

GEFF Green Economy Financing Facility グリーン経済の融資ファシ

リティ

略語名称和文

GT Gas Turbine ガスタービン

HPPEA Hydro Power Plants Executive Authority 水力発電所管理庁

IMF International Monetary Fund 国際通貨基金

IPP Independent Power Producer 独立発電事業者

ISES2035 Integrated sustainable energy strategy to 2035

包括的持続的エネルギー戦

略 2035(2035 に向けたエネル

ギー戦略)

ISES2035Scenario4b Scenario 4b adopted in

Integrated Sustainable Energy Strategy to 2035

包括的持続的エネルギー戦略

2035 で検討された各案の中で採用

された案（石炭火力、原子力を 2020

年代に導入）現在、国家エネルギ

ー戦略に位置付け

JICA Japan International Cooperation Agency 独立行政法人国際協力機構

KfW KfW Bankengruppe ドイツ復興金融公庫

KPIs Key Performance Indicators 重要業績評価指標

LED Light Emitting Diode 発光ダイオード

LOLP Loss of Load Probability 供給予備力必要量を計算す

る際の見込み不足日数

LV Low Voltage 低圧側電圧

MoERE Ministry of Electricity and Renewable Energy 電力・再生可能エネルギー省

MoP Ministry of Petroleum and Mineral Wealth エジプト石油・鉱物資源省

MoPMAR Ministry of Planning, Monitoring and

Administrative Reform

エジプト計画・モニタリン

グ・行政改革省

MoSfEA Ministry of State for Environmental Affairs エジプト環境省

MV Middle Voltage 中圧

NECC National Electricity Control Center 中央給電指令所

NEEDS Egypt National Environmental, Economic and

Development Study

エジプト国家環境経済開発

調査

NREA New and Renewable Energy Authority 新再生可能エネルギー庁

NSEC National Strategy for Environmental

Communication

環境コミュニケーションの

ための国家戦略

PPA Power Purchase Agreement 電力販売契約

PPS Power Producer and Supplier 特定規模電気事業者

PV Photo Voltaic 太陽光発電

略語名称和文

RMU Ring Main Unit リングメインユニット（遮断機・

開閉器）

SAIDI System Average Interruption Duration Index 顧客 1 軒あたりの年間停電時

間

SAIFI System Average Interruption Frequency Index 顧客 1 軒あたりの年間停電回

数

SCADA Supervisory Control And Data Acquisition リモート監視・制御システム

SCE Supreme Council of Energy エネルギー最高評議会

SDS2030 Sustainable Development Strategy: Egypt's

vision

持続的開発戦略－エジプト

ビジョン 2030

ST Steam Turbine 蒸気タービン

SVC Static var compensator 静止型無効電力補償装置

SVR Step Voltage Regulator 高圧自動電圧調整器

TSO Transmission System Operator 送電系統運用者(＊基幹系統

を所有・運用する会社)

WB World Bank 世界銀行

1

序章第１章

調査の背景１－１

エジプト・アラブ共和国（以下、「エ」国と表記）では、経済成長に併せて電力需要の伸びが年

率約 6％で推移しているが、発電設備が需要に追いついていないことに加え、燃料調達の困難さ

など、種々の要因により停電が発生し、社会問題の一つとなってきた。発電設備の約 90％を占める火力発電設備は、増強が進められているものの建設期間が短いガス

タービン機増設で対応するなど、長期的視点での安定供給確保が課題と考えられる。また、火力

発電の燃料は、主に自国産の石油及びガスであるが、天然ガス生産量は、新たなガス田開発が見

込まれるものの大幅に増加することに関しては不透明な面があり、一次エネルギーの安定供給と

電源の多様化が必須となっている。送配電設備については、需要の急速な伸びとそれに伴う非技術ロス増加を考慮しても、送配電

ロス率が 11％を超え、さらに増加傾向を示しており、設備の適切な拡充・電圧管理・計量システ

ム更新等が重要な課題と考えられる。 2014 年のシシ大統領就任以降、「エ」国では、経済回復計画が立案され、その内容等を国内及

び諸外国に公表する場として、2015 年 3 月に、エジプト経済開発会議（Egypt Economic Development Conference：EEDC）が開催された。その会議で、電力セクターとしては 2022 年までに、54GWの発電設備の増強計画が示された。

更に EU の支援を受けた「持続的エネルギー戦略 2035（Integrated Sustainable Energy Strategy to 2035）」等が検討・策定され、長期的な方向性も確立しつつある。

これらを見ると、大規模な火力発電所増設と風力を中心とする再生可能エネルギー電源

（Renewable Energy Generation：RE）の大規模増強が当面並行して進められるとともに、エネル

ギーの効率利用を織り込んでも需要も着実に増加することから、「エ」国の電力系統は、大きく発

展する時期を迎えている。一方、これらに関する具体的な情報は必ずしも十分でなく、その資金確保状況の確認も十分で

ないこと、また、発電設備に関連する送変電や配電設備等について、改修も含めた電力系統全体

の計画、国際連系や RE 開発との整合性確保や新設変電所の情報が確認されていないことから、

電力分野全体を包括する情報が十分整理されていない状況にある。本調査は、上記の背景を踏まえ、電力セクター各分野において、包括的な調査を行い、電力セ

クターにおける今後の支援対象分野を提案する。

調査の目的・内容１－２

本業務は、「エ」国における電力セクターに係る情報を包括的に収集、分析することで、同国政

府が短期（～2020 年）、中長期（～2035 年）で取り組むべき課題を明確にする。その上で、他ド

ナーの動向等の情報も収集し、これらの課題解決策及び日本の ODA が役割を果たしうる分野及

び具体策について整理することを目的とする。

2

調査団の構成１－３

本調査は以下の専門家が行った。氏名担当業務

1 渡辺勉総括／電力政策 1／送電計画小松崎茂総括上林亮電源開発／電力需要予測吉澤広明送電計画 1 岩瀬郁也送電計画 2

2 石塚さりー副総括／電力開発計画 2 星公一副総括／電力開発計画久保田裕石炭火力

3 笹山哲朗火力発電 4 高瀬英和系統計画 5 石倉康弘変電計画／電力政策 2 5 髙木雅義変電計画／電力政策 2 6 森健二郎配電計画星公一配電計画

7 辻田浩和エネルギー効率利用／再生可能・新エネルギー 8 小栗良輔省エネルギー制度 9 浦郷昭子環境社会配慮

10 鈴木繁経済財務分析 2016 年 11 月の契約変更に伴って、団員メンバーが見直された。灰色部分の専門家たちは

それ以前の旧団員である。副総括・石塚さりーは 2017 年 7 月 1 日から副総括・星公一に変更。

調査スケジュール１－４

本業務のスケジュールは以下の通りである。

エジプト

日本国内

エジプト

日本国内

12月

2018年1月 2月 3月 4月 5月 8月

3月

2015年

10月 11月

第一次現地調査

2016年

11月 12月

第二次現地調査

2017年

1月 2月

第三次現地調査

4月 5月

第四次現地調査

6月 7月

第五次現地調査

第一次国内作業第二次国内作業第三次国内作業第四次国内作業

第九次現地調査

6月 7月

第十次現地調査

第八次国内作業第九次国内作業第十次国内作業

8月 9月 10月 11月

第六次現地調査第七次現地調査第八次現地調査

第五次国内作業第六次国内作業第七次国内作業

3

渡辺勉総括は 2016 年 11 月 26 日～2017 年 2 月末まで約 90 日間滞在石塚副総括は 2017 年 3 月中に補足調査実施のため約 1 ヶ月間滞在

4

電力セクターの現状第２章

電力政策・計画とその進捗状況、他ドナーの支援状況について２－１

エネルギー・電力分野におけるエジプト政府の政策と計画２－１－１

主要な政策と計画 (1)

本項では、2010 年以降に明確化された「エ」国におけるエネルギー源の多様化政策の

中の重要要素であり、現状でも引き続き堅持されている再生可能エネルギー（RE）の導

入目標の設定から、シシ大統領就任以降の「エ」国において基本となった持続的開発戦

略 2030（Sustainable Development Strategy： Egypt's Vision 2030：SDS2030）及びそれと

同時に発表されたエネルギー白書、更には現状の国家エネルギー戦略まで、それぞれの

相関を踏まえながら、主要な政策と計画を極力時系列に沿って示す。 1) 再生可能エネルギー（RE）の導入目標

2008 年 2 月にエネルギー最高評議会（Supreme Council of Energy：SCE）は、エ

ネルギー供給のセキュリティー向上と電力分野における CO2 排出量の削減を実現

するために、2020 年までに RE による発電電力量を 20％とする目標を設定した。

この目標は発電電力量で 11％を占めている水力が 2020 年には 6％となることを想

定し、水力以外による RE による発電電力量を 2020 年までに 14％とするもの 1で

あった。この時に想定された RE の設備容量及び発電電力量の割合は、以下の通り

である。

表２－１－１－１ 2020 年までの RE 導入目標（2008 年設定）

風力水力太陽 RE 合計設備容量（RE 合計割合）

7,200MW (64%)

2,800MW (25%)

1,320MW (12%)

11,320MW (100%)

発電電力量割合（RE 合計割合）

12% (60%)

6% (30%)

2% (10%)

20% (100%)

※RE 合計割合は調査団による計算値出典：Current and expected contribution of RES-E in NA countries (NREA)

RE による発電電力量を 20％にするという目標はその後、延期になり、2018 年現在

では 2022 年までの目標 2として基本的に堅持されている。このことからエネルギー

源の多様化、化石燃料への依存割合低下が「エ」国エネルギー分野における主要政策

で有り続けていることが分かる。

2) 再生可能エネルギーマスタープラン（Combined Renewable Energy Master Plan for

Egypt：CREMP）

1 Egyptian Electric Utility and Consumer Protection Regulatory Agency HP “Future Plans (Wind Strategy including Feed-in Tariffs)” 2 EEHC Annual Report 2014/2015

5

2008 年にリーマンショックからもたらされた世界同時不況、石油価格の低迷等

の深刻な影響をエネルギーセクターが受けたことを契機に、2010 年 2 月、SCE に

おいてリスク対応力を強化することを念頭に新たなエネルギー戦略(Strategy of the Energy Sector until year 2030 in Egypt)が承認された。その中では、エネルギー源の多

様化を進めることが政府の最重要課題として掲げられた。具体的には原子力および

RE の開発を可能な限り早く始めることが挙げられた。 3 これを受けて NIF（Neighborhood Investment Facility）4のスキームにより AFD 及

び EIB とも協調し、ドイツ復興金融公庫（KfW Bankengruppe：KfW）の主導で EUとして支援した 5のが CREMP の策定である。この CREMP のスタディは、欧州の

コンサルタントである Lahmeyer International と Fraunhofer により 2011～2012 年に

実施された。 CREMP は以下の 3 つの要素から構成されている。 6 風力及び太陽エネルギー開発のフレームワーク Kom Ombo における大規模な集光型太陽熱発電（Concentrating Solar Power：

CSP）のフィージビリティスタディその他 RE のための同様なフレームワークスタディの TOR の準備

また、その検討内容は、以下の 8 つのタスクに分かれて検討されている。

表２－１－１－２ CREMP の検討内容

タスク検討内容 Task 1 Economic potential for wind and solar energies in Egypt and key

challenges Task 2 Integration of wind and solar energies in the electricity power supply Task 3 Technology policy and promotion of national manufacturing Task 4 Institutional support structure for wind and solar energies Task 5 Financing a framework for wind and solar energy in Egypt Task 6 Wind and solar (CSP & PV) Sector Framework and Road Map for

Implementation Task 7 Terms of Reference for Other Renewable Energies Task 8 Feasibility study for a large scale CSP project in Kom Ombo, Egypt

出典：CREMP CREMP では、RE それ自体の開発検討だけではなく、電力系統連系の影響検討や

電力貯蔵の必要性の検討等も実施されており、RE 開発に関わる網羅的な内容とな

っている。具体的には、2020 年代中頃、20GW 強の RE 開発：西ナイル 13GW、エ

3 Nexant “Egypt Energy Strategy to 2030 Final Report” 4 EU の予算および EU 加盟国からの助成金をプールし、それらおよび他金融機関の融資等により協調融資する仕組み。 5 The Commission's Directorate-General for International Cooperation and Development HP “Combine Renewable Energy Master Plan for and Feasibility Study for a Concentrated Solar Power Plant in Egypt” 6 Combined Renewable Energy Master Plan for EGYPT “Introduction”

6

ジプト中部 8GW、シナイ方面 1GW の開発に伴う送変電設備の拡充想定、周波数維

持対応、FIT 等の経済性支援策の在り方等が検討されている。これらの内容は開発

量を含め、必ずしも最新状況に合致していないが（後述）、今後の検討に際し出発

点となる有用な内容である。

3) 持続的開発戦略 SDS2030

2015 年 3 月に開催されたエジプト経済開発会議（Egypt Economic Development Conference：EEDC）において発表された「エ」国の長期開発ビジョンが SDS2030である。この戦略は 2014 年 6 月のシシ大統領就任後、シシ政権の開発ビジョンと

して発表されたもので、本戦略が起点となってその後の電力セクター政策やドナー

のコミットメントにより以降の電源開発が進められてきた。このため、現状におい

ても高い重要性を持つ戦略と位置づけられる。なお、EEDC は 112 カ国や主要ドナ

ーなど 2000 名が参加し開催された国際会議で、その場で新たな資金的コミットの

枠組みが示される（MOU 調印等）等、エジプト政府として非常に重要な場となっ

た。

7

4) エネルギー白書

SDS2030 が発表された 2015 年 3 月の EEDC において、同じく発表されたのがエ

ネルギー白書（英文名は Energizing Egypt）である。2015 年当時、EU の支援により

持続的エネルギー戦略 2035（Integrated Sustainable Energy Strategy to 2035）が準備

中であるとともに、当該戦略の実施をサポートする中期アクションプラン（2015～2019 年）が検討中であったが、エネルギー白書も、至近の 2015～2019 年に焦点

を当て、持続的エネルギー戦略 2035 及び中期アクションプランに整合及び補完す

るもの 7として発表されたものである。エネルギー白書では、エネルギー分野は、安定性（security）、持続性（sustainability）

及びガバナンス（governance）の 3 本柱から構成され、それぞれの柱には合計 10 の行

動領域（action area）が設定されている。

出典：Energizing Egypt 図２－１－１－１エネルギー分野の 3 本柱と 10 の行動領域

各行動領域では、複数の政策措置（policy measure）、主要要素（key elements）、

時期及び担当省庁を設定している。各柱の政策措置等は２－１－４ (1)にて電力セクター改革の状況に添って紹介

するが、基本的に後述する国家エネルギー戦略（ Scenario4b）と整合する内容となっている。これらの内容は、EEDC において、Addressing Egypt’s Electricity Vision と題して電

力・再生可能エネルギー大臣から発表されており、2022 年までに 54GW の発電設備

を増強する等の施策が注目を集めた。 7 Energizing Egypt “0. Executive Summary”

8

国家エネルギー戦略の策定 (2)

2016 年 10 月、SCE において、「エ」国の今後の超長期（2035 年）における国家エネ

ルギー戦略となる包括的持続的発展のためのエネルギー戦略 2035（Energy Strategy for Integrated and Sustainable Development to the Year 2035）が決定された。これは、一次エ

ネルギー、電力分野を包括した画期的な計画であり、政府及び電力セクター関係機関に

対し横断的に方向性を示したものである。なお、本戦略では RE 開発を優先する案、従

来を踏襲したガス系火力開発を優先する案等、幾つかの Scenario が比較・検討されてい

るが、その中で経済性、エネルギー源多様化等に配慮した Scenario4b に沿い戦略を進め

ることが決定された。本 Scenario による発電電力量の想定シェア推移を以下に示す。

出典：Integrated Sustainable Energy Strategy 2035 図２－１－１－２エネルギー戦略 2035－Scenario4b の発電電力量シェアの推移

電力セクターでは、当面の安定供給確保を図るべく従来からの目標である 54GW の新

規電源導入の根拠が具体的に位置付けられるとともに、CREMP が掲げた 2022 年に REによる 20％の電力エネルギーが反映されるとともに、それ以降のさらなる導入拡大、

2020 年代前半の石炭火力の導入・拡大、2020 年代中頃の原子力電源の導入について、

エネルギー源の多様化の観点から進めることが明確化された。

9

一方、本戦略では、エネルギー白書にあるエネルギー分野の 3本柱に加えて Competitionが新たな柱として位置づけられており、これを達成するために、電気料金への政府から

の補助金の 2020 年までの廃止、エネルギー利用効率化、競争の導入等、によるエネル

ギーセクターの合理的な発展のための指針も打ち出されている。指針の中では、ガス分野において、一体的に運用されてきたガス開発、ガス輸送、ガ

ス販売を将来の競争の導入に備えて整理合理化すること、電力分野でも同様に EEHC グ

ループの再編、その中での EETC の TSO 化の重要性を指摘するとともに市場の導入等、

具体的な方向性を提示している。なお、54GW の新規電源導入のうち、RE については風況等が好条件であることを前提

とした高稼働率での発電電力量を見込んだ設備導入量となる見通しである。

国家エネルギー戦略への電力セクター関係機関等の対応状況 (3)

国家エネルギー戦略は、EU の資金支援によるエネルギー分野改革支援技術協力

（Technical Assistance to Support the Reform of the Energy Sector in Egypt）により策定され

た本エネルギー戦略 2035（Integrated Sustainable Energy Strategy to 2035：ISES2035）を基

本としている。この包括的持続的エネルギー戦略 2035 は、複数のシナリオを含む柔軟

性を持つ戦略であるが、当面、前述の通りシナリオ 4b に沿い進めることとされた。本調査では、電力セクター関係機関等の本シナリオへの対応状況を中心に調査を行っ

たことから、以下では、同シナリオを参照する場合、ISES2035Scenario4b と略称する。策定された戦略は 2035 年までの長期に亘るもので、その実現のための課題設定と解

決の方向性も検討されている。一方、短期断面（2020 年初頭まで）については、従来の

種々の政策を本戦略の中に統合・一本化を図った側面がある。このため、電力セクター

関係機関等を見る限り、基本的に違和感なく、ISES2035Scenario4b に沿った具体的な対

応が進められていると判断される。具体的には、2022 年までの 54GW 電源増強、RE（既存水力発電分を含む）の 2022 年

の電力発電量における 20％確保のための新規風力・太陽光電源の大量開発（それを進め

るための制度条件整備を含む）が精力的に進められている。一方、後述の経済・財務分

析に示す通り、電力料金値上げが着々と進められており、2020 年前半までには、発送配

電原価を反映した電気料金へ移行する見通しである。また、本戦略では電力分野で競争導入の要となる送電部門の中立化も設定されており、

具体的には、エジプト電力送電公社（Egyptian Electricity Transmission Company：EETC）

の送電系統運用者（Transmission System Operator：TSO）化検討が、EETC にて進められ

ている。2017 年中には、具体的な体制や諸条件が決定され、2018 年 TSO 化に向けた準

備が進められる見通しである。なお、TSO を規制する機関となるエジプト電力設備・消

費者保護監督庁（Egyptian Electric Utility and Consumer Protection Regulatory Agency：EgyptERA）においても、規制側としての TSO 規制のあり方等を検討している。なお、

両者の検討に際しては、EgyptERA と EETC 間で情報交換し齟齬が生じないように進め

られている。

10

エネルギーの効率利用分野についても電力・再生可能エネルギー省（Ministry of Electricity and Renewable Energy：MoERE）、エジプト電力持株公社（Egyptian Electricity Holding Company：EEHC）傘下企業等にて積極的に取り組みが行われている。

電力セクター関係機関等対応状況に関する調査団の評価スタンス (4)

以上の状況を概観すると、電力セクター政策は、国家エネルギー戦略

（ISES2035Scenario4b）を基本戦略として確立し、関係機関において戦略への対応が進

められている。従って、以下では、戦略の中心的な各課題について、国家エネルギー戦

略（ISES2035Scenario4b）との整合が適切に図られているかを中心に評価を行う。国家エネルギー戦略と各種計画の関連、手法等２－１－２

全国発電計画の現状と計画策定の方法及び計画策定に必要なデータの所在 (1)

1) 全国発電計画の現状（2016 年 12 月面談時）

調査団が取得した現在建設中及び計画中の発電設備増設計画概要を次表に示す。

表２－１－２－１今回調査による発電設備増設計画

出典：調査団による聞き取りなお、2017 年 2 月の段階で 2022/2023 年以降の計画は未定との情報が伝えられたこ

とから、2022/2023 年以降分はあくまでも調査団としての参考扱いである。なお、2017年 2 月以降も需要想定を見直し（伸び率低下を実勢に合わせ順次実施中）に対しては、

上記計画の大幅な見直しは行わず、老朽化した火力設備から順次廃止する対応を行う

見通しである。国家エネルギー戦略（ISES2035Scenario4b）では、次表の通り、火力発電容量（N.Gas&

Dual Fuel Oil Plant）は 2014/15 年の 33GW から 2019/20 年には 55.9GW と 22.9GW の

増設が想定されており、これに石炭火力（Coal）の増分 1.6GW を加えて計 24.5GW の

増設が想定されている。

2016/17 2017/18 2018/19 2019/20 2020/21 2021/22 2022/23 2023/24 2024/25 2025/26 2026/27 UNKNOWNTOTAL[MW]

COAL 0 0 0 0 0 0 3,640 2,000 2,000 1,000 0 0 8,640Steam

Turbine0 1,300 650 1,300 0 0 0 4,550

Conversion(GT CC)

750 590 0 500 0 0 485 0 0 0 0 0 2,325

CombinedCycle

9,600 4,800 0 0 0 0 1,300 24,450

TOTAL[MW]

10,350 6,690 650 1,800 0 0 1,300 39,965

1,300

8,750

19,175

Total 19,490MW

11

表２－１－２－２ ISES2035Scenario4b での電源増強想定

Installed Capacity (GW) 2009/10 2014/15 2019/20 2025/26 2029/30 2034/35 2009 2014 2019 2025 2029 2034

Nuclear Power Stations 0 0 0 3.6 4.8 4.8 Coal 0 0 1.6 12.0 13.6 23.2

Oil products 1.4 1.3 0.9 1.0 1.3 1.3 N.Gas & Dual fuel Oil plant 20.4 33.0 55.9 54.9 55.0 54.8

Hydro 2.8 2.8 2.8 2.9 2.9 2.9 Wind 0.5 0.5 13.3 20.5 20.6 20.6 PV 0 0 3.0 5.9 22.9 31.0

CSP 0 0.1 0.1 0.1 4.1 8.1

Total(GW) 25.1 37.7 77.6 100.9 125.2 146.7

出典：ISES2035

一方、表２－１－２－１の 2016/17～2021/22 年開発量 19.4GW に 2016 年までに導

入された FAST-TRACK 等電源約 4.8GW を加えると 24.2GW となり、現状計画では石

炭火力新設が含まれなくなったものの（工程を考慮し 1 年運転開始繰り延べ）、火力

電源開発総量は基本的に整合していると考えられる。EEHC 電源計画部門も整合して

いると言明している。なお、上表の通り 2022 年までの火力電源開発は 2020 年頃には完了する前倒し気味

の計画となっている。

2) 電力需要予測の方法

ISES2035Scenario4b の需要予測のベースは、EEHC の需要予測部門から提供されて

いることが確認されたことから、その予測手法のポイントを以下に記述する。年間電力需要量（kWh）予測 a)

電力需要量の予測は、E-VIES と呼ばれる計量経済手法を用いた計算プログラムを

用いて行われている。まず、産業、農業、家庭、業務、政府系、公益事業の各分野

に、GDP、人口、及び電気料金レベルに関する係数を、過去のデータを元に回帰的

に求め、これらに基づき、各分野の年間電力需要量（kWh）を算出する。 i；年の販売需要電力量

𝐸𝐸𝑖𝑖(𝑖𝑖年総 kWh) = ∑{𝑎𝑎𝑎𝑎 × 𝐺𝐺𝐺𝐺𝐺𝐺𝑎𝑎 + 𝑏𝑏𝑎𝑎 × 人口 + 𝑐𝑐𝑐𝑐�電気料金�j

} （j; 各分野)

本式の GDP 予測は計画省、人口予測は、エジプト中央動員統計局（the Central Agency for Public Mobilization and Statistics：CAPMAS）、電力料金予測は EEHC から

入手する。上式の係数 aj、bj、cj は過去のデータから回帰的に求める。発電設備端から見た総需要（発電端総需要）は、これに送配電ロス、発電所所内

電力、国際連系線からの受電量を考慮して算出する。なお、送配電ロスには非技術

12

ロスを含めており、また力率改善や系統増強効果を反映した数値を EEHC 及び配電

会社から入手する。また発電所所内電力は発電会社から入手する。最近の送配電ロ

ス及び発電所所内電力の合計は、総需要の 14.5％である。

最大電力予測（kW） b)

代表的な需要家 3000 軒に通信機能付メーターを設置し、15 分毎の計量値を集積

して、負荷率と需要曲線の予測を行う。予測の際には、配電管理システム（Distribution Management System：DMS）やエネルギー効率改善効果を考慮している。

最大電力は負荷率＝年間電力総需要量／（最大電力×8760 時間）より算出する。

需要予測の範囲・見直し、現在の需要予測 c)

需要予測は、短期（～3 年）、中期（～5 年）、長期（10 年）に分けて実施してい

る。最大電力予測値が、実測値と+/-3％以上乖離した場合、原則として見直す。但

し、頻繁な見直しは数値の安定性の面から好ましくないため、毎年の見直しは実施

しない。現在は 5.5％／年の電力需要量増加を最もありうる数値としており、国家エネル

ギー戦略（ISES2035Scenario4b）と基本的に一致している。（ISES2035Scenario4b で

は 2009/10～2034/35 の平均で 4.61％）なお、直近においては、「エ国」の経済状況

を踏まえ需要増加量を順次見直（低減）している。

3) 電源設備開発量の設定の考え方

国家エネルギー戦略（ISES2035Scenario4b）の電源開発量の考え方は、EEHC と同

一であることが判明したことから、その概要を以下に記述する。需要想定に 25％のマージンを見込んで設定する。このマージンには、メンテナン

ス停止、設備劣化や夏場の高気温によるガスタービン（Gas Turbine：GT）、コンバイ

ンドサイクル（Combined Cycle：C/C）の出力低下を含んでおり、これらを除いた本

邦の予備率に相当する Availability Capacity は 5％である。なお夏場の高気温による出

力低下は GT：8％、C/C の蒸気タービン（Steam Turbine： ST）パート：3％としてお

り、これらは 6,7,8 月の実績の平均値から算出している。また、供給予備力必要量を計算する際の見込み不足日数（Loss of Load Probability：

LOLP）は、8hours/year である。以上の需要予測、電源開発量設定の考え方は、各国や本邦の考え方と合致しており

妥当なものと判断される。

RE 開発計画の現状とデータの所在等 (2)

1) RE 開発計画と国家エネルギー戦略（ISES2035Scenario4b）等との整合性

13

２－１－１(1)1)にある通り 2022 年に電力発電量の 20％とすることが設定され、

国家エネルギー戦略（ISES2035Scenario4b）においては、更に、2022 年までの開発量

を前提に、2035 年までに総エネルギーコストがミニマムとなる開発量を目指すこと

（ISES2035Scenario4b では 30％以上）が設定された。現在、新再生可能エネルギー庁

（New and Renewable Energy Authority：NREA）において、2022 年までの具体的な開

発の検討がすすめられている。個別開発プロジェクトは、後述の個別セクターに現状計画を記載するが、現在運転

中の太陽光 0.05GW、風力 0.75GW を含め、太陽光 3GW、風力 6GW の計 9GW を開

発することで、既設水力電源の 2.8GW と合わせて 2022 年までに 20％の電力量を REにて供給する計画である。

なお、RE の開発量（GW）は、表２－１－２－２に示される国家エネルギー戦略

（ISES2035Scenario4b）で想定された規模（2019/2020 年で 19.2GW の発電容量確保）

を下回るが、発電設備が立地する地点の年間日射量、風況等の条件が良ければ、発電

電力量は平均的な想定よりも増加することが見込まれるので、地点調査の進捗に合わ

せ、適宜、開発量（GW）を見直すことは合理的である。なお、開発の概略の内訳は以下の通りである。 2017 年 3 月（2015 年以降）現在太陽光：0.05GW（単独系統等）風力：0.75GW → NREA にて開発 2022 年（既設に加えた新規開発分（8GW 強））太陽光：FIT：1.56GW、BOO8：0.4GW、NREA：0.08GW の見通しが得られている 9。風力：FIT：2GW、BOO：1GW、NREA：約 2GW の見通しが得られている 10。なお、開発プロジェクトの内訳は２－６－４導入計画に示す。以上の開発計画を踏まえると、2022 年に太陽光、風力を合計 9GW 強開発すること

は基本的に達成可能と考えられ、平均稼働率 47％と想定すると、現在の開発計画と

2022 年に電力発電量の 20％を RE にするという国家エネルギー戦略

（ISES2035Scenario4b）における目標は整合していると判断される。なお、これらの

開発量の最新状況は NREA 及び EgyptERA が有している。なお、2022 年以降の開発計画は未だ具体化していない状況であることが確認され

たが、「エ」国での有望地点の潜在開発可能量は、日射量、風況に恵まれている地点

が多いことから、下図の通り数十 GW と見込まれており、今後、適宜、開発を計画

してゆけば開発量確保について大きな課題はないと考えられる。

8 Built-Operation-Own；建設、運営、所有 9 NREA、EgyptERA の情報 10 JICA 分を含む。NREA、EgyptERA の情報

14

なお、RE 導入に伴い、周波数変動問題等の系統運用面の課題への対応が必要とな

るが、この面の調査団としての評価は２－６－５にて行う。

出典：NREA 図２－１－２－１ RE の潜在開発量

全国送電計画の現状と計画策定の方法及び計画策定に必要なデータの所在 (3)

国家エネルギー戦略（ISES2035Scenario4b）では、送電設備の分野は検討の対象外と

なっている。このため、現在の EETC にて検討されている送変電拡充計画に関する情報、

そのベースとなる電力系統形成の考え方を確認し、国家エネルギー戦略

（ISES2035Scenario4b）で想定される電源開発への対応妥当性等を評価する。 1) 電力系統計画の考え方

電力系統の計画及び運用方法は電力送電規定（Grid Code）に定められている。電力系統計画に必要な規定は次の通りであり、本邦の状況と比較しても妥当な内容

と考える。なお、本規定は EETC にて管理されている。定格周波数 a)

定格周波数を 50Hz に維持。（周波数変動は+/-1％以内：過去の調査実績から）

規定電圧 b)

「エ」国の送電線網の電圧は 500kV、400kV、220kV、132kV、66kV、33kV 及び

11kV が使用される。

電圧基準 c)

電力系統電圧の運用幅は送電線の送電端及び受電端、変電所母線で規定電圧の

95~105％で計画。

15

設備形成基準 d)

電圧階級が 500kV 及び 400kV の設備形成基準は n-1 11が適用され、電圧階級が

220kV、132kV 及び 66kV の設備形成基準は n-2 12が適用される。

短絡電流上限値 e)

短絡電流上限値を次表に示す。

表２－１－２－３短絡電流上限値

Nominal Voltage at Point of Connection Design Fault Levels K Ampere Fault Duration Seconds

500 kV 40 One 220 kV 40 / 50 One 66 kV 31.5 One 33 kV 31.5 Three

出典：Egyptian Electric Power Transmission Code

2) 全国送電設備の現状

調査団は EEHC の Annual Report を分析し、500kV 送電網の現状とこれからの建設

計画を次図の通り整理した。500kV 送電線は、ナイル川の上流にあるハイダム及びア

スワンで作られた電気を人口が集中する「エ」国北部へ送電するように建設されてい

る。また、ヨルダン国との国際連系を行うために国境近傍まで 500kV 送電線が建設

され、ヨルダン国とは 400kV 送電線で連系されている。 500kV 変電所の変電所数は 2016 年時点で 18 カ所、今後 10 カ所（内 1 カ所は交直

変換所）の増設が見込まれている。これに伴い 500kV 送電線の増設も見込まれてい

る。また、現在の国際連系は、隣国のヨルダン国（400kV）、リビア国（220kV）と結

ばれているが、今後、パレスチナ国（220kV）、スーダン国（220kV、500kV）及びサ

ウジアラビア国（DC500kV）と連系する計画がある。更にギリシャ国との国際連系の

検討も進められている。サウジアラビア国との連系は、直流送電による連系が 2018 年に予定されており、

送電容量は 3,000MW である。直流送電により「エ」国国内系統の連系に伴う短絡電

流増加が発生せず、サウジアラビア国と非同期連系となることで連系線潮流制御も容

易なことから、系統運用で適切に活用すれば大きなメリットがあると想定される。

11 例えば、1 ルート 2 回線の送電線の場合、1 回線事故（N-1）時には、残りの健全回線で全量を送電する。 12 N-2 故障に対しては、一部の電源脱落や供給支障は許容する。ただし、供給支障規模が大きく社会的影響が懸念される場合

などは、対策を行うよう考慮する。

16

出典：EEHC Annual report 2014/15 に基づき調査団が作成図２－１－２－２ 2016 年現在の 500kV 送電網と建設計画

3) 今後の全国送電網

全国発電計画に基づき発電地点がわかるものについて 500kV 送電系統図上にプロ

ットした図を次図に示す。発電計画に基づき 500kV 送電線網を概観すると、既設送

電線網や計画送電線近辺に発電所がほぼ計画されていることが判る。一方、ハムラウ

イン発電所（6,000MW）等の建設に伴う送電網の開発に対する具体計画等は、2025年計画（2025 年マスタープラン）の項で検討されている。

S.BaranyNegela

Alamen

Rumano

ElmagharaElgfgafa

ElnekhiNaqab

Saint KalreenDahab

Abu Zenimo

Elbwete

Moot

Ros Garib

Elqsier

Marso Alam

Brnees

Elkharga

A.sembl

Thermal Power StationHydro Power Station

500kV Substation400kV Substation

Wind Power StationSolar Power Station

500kV Transmission Line500kV Transmission Line (Plan)

400kV Transmission Line

500kV Transmission Line (DC/Plan)

17

出典：EEHC Annual report 2014/15 に基づき調査団が作成

図２－１－２－３新規発電地点と 500kV 送電線網

4) 2025 年送変電計画案（2025 年 Master Plan）

2025 年の電力送電系統は、独 Siemens 社の支援を受けて 2015 年から検討が進めら

れ、2018 年 7 月時点では原案が EETC と Siemens 社で協議中である。検討に際しては、

電力大臣の指示を受ける等の過程を経ており、本計画は国家計画に順ずる「エ国」の

送変電計画と位置づけられる予定である。現在検討中の 2025 年電力系統概念及び関

連設備増強に関する考え方等の概要は以下のとおりで、基幹送電系統概要図は図２－

１－２－４のとおりである。すなわち、「エ」国南部エリアでは、500kV の梯子型に近い系統でループを構成し、

同地区周辺の RE 等の安定供給力を確保する。具体的にはハムラウインの大規模火力、

ナイル東・西両岸の RE 大規模開発電力を安定的に受電する基幹系統とする。なお、

最南部側に将来のスーダンとの国際連系線の受け口も設定し、この電力も合わせて総

受電することが配慮されている。「エ」国南部地域では、RE が出力の変動を齎すこと

が想定されるが、このような電力潮流に柔軟に対応できる電力系統構成として、この

S.BaranyNegela

Alamen

Rumano

ElmagharaElgfgafa

ElnekhiNaqab

Saint KalreenDahab

Abu Zenimo

Elbwete

Moot

Ros Garib

Elqsier

Marso Alam

Brnees

Elkharga

A.sembl







South Helwan (1950MW)

The New Administrative Capital (4800MW)

Beni Suef (4800MW)

Oyoun Moussa (2640MW)

Hamrawein (6000MW)

Dairowt (2250MW)

Kena (2300MW)

Borollos (4800MW)

18

様なループ系統構成が優れた機能を発揮すると考えられる。本邦でも同様の考え方で

ループ系統を導入しており、この考え方に基づき系統増強を図ることは合理的と判断

される。カイロ以北の地域は、需要供給、火力電源立地、国際連系線潮流の通り道等の機能

等更に高い柔軟性を確保することが必要であることから、ループ系統構成より更に安

定的に電力のやりとりが出来る効果を確保する基幹送電系統のニーズが高い。このた

め、このような機能に優れるメッシュ（網目）状に近い系統を構成している。一般的

に、メッシュ系統を構成する送電線で距離が比較的長くなる場合、より高い交流電圧

（例えば、800kV 級）の導入も対応オプションとなるが、送電線距離等も考慮の上検

討し、メッシュ系統を採用したと想定するならば合理的な設備形成と考えられる。一方、メッシュ系統では、一般的に電力系統事故時の事故電流が増大するため、必

要な対策を検討する必要が生じる可能性が高い。これに関しても、EETC として事故

電流増大に対応する遮断器などの設備機能アップと一部送電線の開放運用・廃止する

ことが検討されており、基本的に対応が図られるものと想定される（事故電流増大対

策については、２－４－１ 6）を参照）一方、カイロ周辺地域では、2 重に外輪系統で拡充された 500kV 系統から 220kV

に降圧し、新たな供給力を地中線にて確保することを念頭に置いた都市圏エリア供給

計画が想定されている。本邦での大都市圏供給の経験から見ても、架空線で供給力を

確保するためには、大電力の需要増加が継続することから、高電圧送電が必須となる。

一方、新たに高電圧の架空送電ルートを確保するには絶縁距離確保、送電鉄塔用地確

保、新規送電線下の住居移設等に相当な困難が伴う。このため、本邦でも、大都市圏

供給に対しては、既存の架空線設備を極力活用しつつも、高電圧架空線供給から高電

圧地中線供給へと順次移行する形態を導入してきた。今後、EETC では 220kV 地中線

によるカイロ首都圏供給を進めることとしている（2025 年計画案）。一方、首都圏供

給についての長期的基本指針は十分な内容として設定されておらず、2025 年以降も

踏まえた長期に安定供給を図るビジョン（構想）を設定することが望ましい。国土の

重要機能がカイロ圏に集中することは必須であり、同地域の持続的な発展が「エ」国

全体の発展に大きく資すると予想されるため、カイロとその周辺地域の供給力確保策

として、高電圧地中線系統を長期的視点に基づき導入・発展させることが肝要と考え

られる。なお、「エ」国の都市圏供給系統の現状の運用に当たっては、地中線系統を変電所

の両端から送電させることで片方の供給が途絶えても、他方からの供給が継続し、高

信頼度を確保することとしている（ループ運用）。但し、このような運用は、本邦で

実施されている、両端の連系のうち片側の遮断器を開放し運用する放射状系統運用と

比較して、ループ潮流と呼ばれる電力供給に無関係な潮流が発生する等の課題が生じ

るとともに事故電流の増加が顕著となる。ループ運用を地中線系統で行うためには、

対応する地中線設備仕様、必要な潮流・電圧等の制御等システムの設定が重要となる。

なお、2025 年計画案では 220kV 系統の一部廃止や遮断器開放運用を導入し対応する

こととしている。

19

以上のとおり、「エ」国の 2025 年を踏まえた電力流通系統計画案は、2020 年代中

頃までを見据えた電源増強や国際連系強化の状況にも対応することを考慮した合理

的なものと判断される。このため、調査団として、現段階では、国家エネルギー戦略（ISES2035Scenario4b）

に整合する基幹系統増強が図られていくものと判断するが、2025 年までに大規模な

基幹電力系統増強が想定されている、例えば、2015 年の 500kV 送電線総延長約

3,000km に対し 2025 年には約 13,000kｍと 1 万 km の増強を現段階で見込んでいるこ

とから、系統の安定運用確保、コストダウンの実現、所要資金確保等を含め総合的な

観点で実現することが重要と考えられる。

出典：EETC 提供資料に基づき調査団が作成

図２－１－２－４ 2025 年基幹系統（500kV（カイロエリアは 220kV））概念図

地中海

かかカイロ

国際連系線

アスワン

国際連系線

国際連系線

図２－１－２－５カイロエリア開発概念図

20

500kV line

500kV substation

220kV line

220kV Substation

XLine to be removed

出典：EETC 図２－１－２－５カイロエリア開発概念図

21

配電計画の現状と計画策定の方法及び計画策定に必要なデータの所在 (4)

国家エネルギー戦略（ISES2035Scenario4b）では、流通設備系の検討は対象外である

ため、配電計画については、配電会社 9 社の全体を把握する位置にある EEHC への調査

と、各配電会社の状況調査を行い、適切な対応が行われているかの確認を行った。なお、

EEHC は、組織上、各配電会社の状況を統括し指導することが可能な立場にある。（組織

構成は後述）このため、計画策定の状況、根拠となるデータ等は、各配電会社に状況を確認するこ

ととし、地中系が主な供給エリアである北カイロ配電会社、架空系が主な供給エリアで

ある北デルタ配電会社を代表例として調査した。なお、残る配電会社も、EEHC が状況調査アンケートを実施し、調査団にて結果をと

りまとめ、全体的な状況の把握に努めた。ここでは、現地インタビューで詳細な状況が得られた北カイロ配電会社中心に状況を

概括する。なお、配電分野全体の状況は２－５項に示す。 1) 負荷の伸び

昨年度（2015/2016 年）は、約 10％の伸び率。セクター毎（14 セクター）で差があ

る（4～20％／年）。過去 5、6 年のデータを基に、将来の伸びを予測している。 2) 昨年度の各配電線の最大電流値

昨年度の最大需要は、8 月夕方で 3,641MW。なお、最低負荷は 2,728MW で 2 月の

朝の時間帯である。 3) 配電計画の決定方法

配電計画は最大負荷の伸びを考慮して行っており、最小負荷、電圧降下は考慮して

いない。既設配電用変電所の最大電流値、大規模地域開発計画を考慮する。計画は地域毎に予算を付けその範囲内で行うことが基本である。しかし、新興開発

地などで急な伸びに対応する場合など突発的なものは、地域間での予算の調整を行う。

なお、配電会社の予算設定は各配電会社が行っているが、その内容に対し、EEHC 管

理部門が、EEHC 全体の状況を見て必要と判断する場合、各社の予算内で優先順位の

付け替え等の指示を行っている。この際、長期計画・短期計画・緊急計画の全計画に

対して、EEHC 本社が確認を行い、変更等を指示している。なお、北カイロ配電会社では、特に New Cairo エリア（Cairo から西部へ約 30km 程

のエリア）の新規開発に合わせ、この地区では 30～40％の負荷の伸びとなっており、

多くの配電線新設が必要、として計画を策定している。 4) 計画状況

計画に際しての配電系統構成は、オープンループ構成で、リングメインユニット（遮

断機・開閉器）（Ring Main Unit：RMU）を 2 つ接続した構成を基本としている。次図

に参考に電力系統の基本的な構成を示す。

22

出典：調査団による北カイロ配電会社聞き取り調査図２－１－２－６基本的な配電系統構成

北カイロ配電会社の計画（実績）設備関連予算額の推移は以下の通り。

表２－１－２－４北カイロ配電会社の設備関連予算額の推移

year Investment (Pound) 2014/2015 220,066,000 2015/2016 204,982,000 2016/2017 250,200,000 2017/2018 1,428,320,000 2018/2019 1,918,660,000

出典：調査団による北カイロ配電会社聞き取り調査

2017/2018 年度以降は、New Cairo エリア開発進展等のためかなりの増額となる

見通しである。 2016/2017 年度以降は、計画値である。配電設備計画は毎年 2 年分の計画を作成している。計画は新設だけではなく改

良、更新も含んでいる。なお、長期計画は特に作成していないが、10 年後まで

の需要予測を EEHC へ提出している。

11kV BUS

Ring Main Unit

23

5) 現在実施中のプロジェクト

53,000 台のスマートメーターを Nasr City と Abour のエリアに設置する計画が

ある。（北カイロ配電会社の全契約数は 400 万軒）自己資金での実施で、2018年 3 月において仕様書の作成段階にある。

全ての配電管理セクターに配電管理システム（Distribution Management System：DMS）を設置する計画を立てている。台数は全部で 7 台、このうち 1台が JICA プロジェクトによる設置である。

既設の DMS は Shobra に設置されており、システムの通信手段は GPRS 13を使

用している。現在 Helmaya 地区での配電高度化については、スマートメーター

の設置を含め、JICA プロジェクトとして実施中である。

電力セクターを巡る状況、電気事業実施体制、関連する経済・財務状況２－１－３

電力セクターの概要 (1)

1) 電力セクターの構成

「エ」国の電力セクターに関連する政府組織は次図のとおりである。SCE はエネル

ギー分野の指導・監督を行う政治的審議会で、実際に電力セクターを管轄するのは電

力・再生可能エネルギー省で、その下に実務を担当する 6 組織がある。

出典： NREA Annual Report（2012/2013）図２－１－３－１電力セクターに関連する政府の体制

これら政府組織のうち、電力の生産・流通に関連するのは EEHC と NREA である。

EEHC グループは持ち株会社で傘下は、6 発電会社、1 送電会社、9 配電会社からなる。

EEHC グループは発電の 91％（2014/15）、送電の 100％及び配電のほぼ 100％を握る。

NREA は再生可能エネルギーに特化した組織で、その発電量のシェアは現状、約 1％である。

13 General Packet Radio Service；第 2 世代の通信方式「GSM」のネットワークを利用した、第 2.5 世代のデータ通信システム。

24

出典：入手資料から調査団作成図２－１－３－２発電・流通体制（現状）

電力の生産・流通は国と民間に分かれる。国は EEHC グループと NREA に分かれ、

規制機関として Egypt ERA がある。民間は IPP と Auto-Production に分かれる。IPP と

は BOO または BOOT 14スキームで民間が開発した発電所であり、Auto-Production と

は EETC と余剰電力販売に関する契約を結んでいる大型自家発電所を有している事

業体のことである（なお、EEHC 年報ではこちらを IPP と記載している）。基本的に

は、本邦での自家発余剰購入契約に相当するものと考えて良い。また、一部地方には

民間の独立配電会社があるが、EEHC によると無視しても良い規模である。現状では、電力の発電・流通に関して、主役は前述の通り EEHC グループである。

但し、政府は発電分野について民間発電所の開発を推進しようとしている。現状、

BOOT は 3 か所（Suez Gulf、PortSaid、Sidi Krir3, 4；２－３－３(2)参照）であるが、

FIT スキームによる RE を含め民間発電所の数が大幅に増える予定である。電力セクターの主要な組織の概略は以下の通りである。

Supreme Energy Council (SCE)

SCE は「エ」国におけるエネルギー政策の最高評議会であり、「エ」国における

エネルギー部門の指導と監督を行う閣僚委員会を通じて、「エ」国のダイナミック

なエネルギー政策と戦略の開発と監視を担当している。1979 年に首相令第 1093 号

の下設立され、2006 年に法令第 1395 号で改正された。国防総省、財政、石油、電

力経済開発、環境、投資、住宅、貿易産業、輸送、外交など 11 の省庁で構成され、

首相が議長となる 15。

14 Built -Own-Operate-Transfer；建設、所有、運営、移管 15 Development in Egyptian Energy Efficiency Policy Project Technical Director Dr. Ibrahim Yasssin Mahmoud

25

MoERE 「エ」国の電力セクターの政策を統括し監督するのは MoERE である。次図に

MoERE の組織図を示す 16。

出典： MoERE への聞き取り調査図２－１－３－３ MoERE の組織図

MoERE は 1964 年に設立された（当初の名称は Ministry of Electricity and Energy）。

その後、国が活動を規制し指定するための多くの法令が発行されている。最後の令

は 1974 年であり、省庁の目標は全国の全ての消費者に電力を供給することである。そして、その義務を完全に満たすために、省は以下を実施する 17。

- 様々な電圧レベルと様々な用途で、電気エネルギー価格を提案する。 - 必須の電気プロジェクトの調査と実施を監督する。 - 電気エネルギーの生産と消費に関する統計とデータを公表する。 - アラブ諸国や他の国々への技術分野のコンサルティングや電化サービスを提

供する。 16 Head Office の職員の多くは関係機関の出向者であり正規職員は 40 名程度 17 MoERE のホームページより

26

EgyptERA

EgyptERA は 1997 年に設立（大統領令 No326）され、2000 年に改編（大統領令

No339）された電力分野における規制機関である。規制当局の任務は、需要を満た

すために電力供給の可用性と継続性を確保する一方で、発電、送電、配電、消費等

の、電力活動に関連する全ての事項を規制、監督、管理することである。 EgyptERA は、発電、送電、配電の分野における合法的な競争環境の準備と、電

気事業者内での独占の回避を目指している。EgyptERA は 2000 年に設立されて以来、

全ての政府所有の公益事業、3 つの BOOT プロジェクト、22 以上の ISP にライセン

スを供与している。EgyptERA は、財務的及び技術的なパフォーマンスの両方につ

いて、ベンチマーキングスキームを通じてこれらの事業のパフォーマンスを追跡し

ている。2015 年の新電力法により機能が大幅に増加されている。 EgyptERA のビジョン：電力部門のアップグレードと国際基準に基づくサービス。競争力のある電力市場

の運営に貢献し、最高水準のサービスで最高の価格と他国との互換性を通じた地域

協力を達成し、非差別の原則、予測可能な意思決定による自由競争の重視、業績の

透明性による消費者保護、そしてサプライヤーと消費者のバランスのとれた関係を

確保する。また、経済ファンダメンタルズに対するインフラ投資の提供や再生可能

エネルギーへの投資促進を通じた電力セクターへの投資を促進する。 EgyptERA の使命：合理的な価格と異なる用途の要件を満たすための可用性と継続性を確実にする

ために、発電、送電、配電の全ての活動をフォローアップし監視する。パフォーマ

ンスの透明性を達成し、独占的競争を防止するために、電気エネルギー供給者と消

費者のための規制を定めている EgyptERA の目的： EgyptERA の目的は、発電、送電、配電及び消費の全ての活動を組織し、フォロ

ーアップし、モニタリングし、電力供給を保証し適切な価格で異なる使用者の要求

に継続的に適合し、発電会社、送電会社、配電会社、消費者の利益を考慮しながら

環境を保全し、電気エネルギーの生産、輸送、流通の活動における公正な競争を実

現することである 18。 EEHC

EEHC は 2000 年の法 164 により、前身である Egyptian Electricity Authority （EEA）

を組織変更して設立された。EEHC は、EEA や及び「エ」国の電力部門の責任を担

う他の旧来機関の役割を継承している。EEHC は、政府の電力会社（関連会社： 6発電会社、1 送電、9 配電）の業務実施と運営を監督するだけでなく、計画におい

て重要な役割を担っている。

18 Egypt ERA のホームページ

27

EEHC ホームページに記載されている、会社の目標は以下の通りである。 - 電力の節約のために多様な努力を行い、全ての用途のために高効率で適切な

価格を実現する。 - 会社及びその子会社の能力の分野における計画、研究及び設計を行う。 - 火力発電所から電力を生産するプロジェクトの実施。 - 家庭や街灯の電気の合理化プログラムの実施。 - 電力プロジェクトの移転の実施。 - 電気エネルギーの生産、送電、及び配電を監督する統制管理局。 - 発電所から生産された電力を購入し、ネットワークを通じて販売する。 - 送配電ネットワークの適切な管理・運用、保守、国内での適切な電力販売、

最適なネットワークの開発 - 全国のネットワークにかかる負荷の変化を適切に管理する。 - 国内のネットワークの必要に応じて、電力国際接続プロジェクトの実施と他

国との電力相互融通、販売及び購入。 - 同社はまた、アラブ・アフリカ企業・機関と協同し、必要に応じて、例えば

「エ」国・リビアやシリア・「エ」国などのエンジニアリング・コンサルタン

トの分野で合弁事業を設立する。 - 適切な注意を払い、電気機器の研究と試験を行う

*会社名は、「地域名＋Electricity Production(Distribution) Companies」出典：入手資料から調査団作成

図２－１－３－４ EEHC グループの構成

EEHC グループは、持ち株会社を中心に 6 発電会社、1 送電会社、9 配電会社で構

成される。発電会社及び配電会社は基本的に地域別に分割されている。発電の

Egyptian Electricity Holding Comoany (EEHC)

Egyptian Electricity Transmission Company

(EETC)

Electricity Production Companies *・Cairo・East Delta・Middle Delta・West Delta ・Upper Egypt・Hydro-Power Plants

Electricity Distribution Companies*・North Cairo・South Cairo・Alexandria・Canal・North Delta・South Delta・El-Behera・Middle Egypt・Upper Egypt

28

Hydro-Power Plant のみ発電形式の違いで分かれている。各社の名称は上図の通りで

ある。次図に EEHC 内の組織図を示す。

出典：EEHC Web site 図２－１－３－５ EEHC の組織図

また、EEHC グループの職員数は、2014/2015 年度末時点で 17,486 人であり、各

組織の内訳は、下表の通りである。

29

表２－１－３－１ EEHC グループの職員数内訳

出典：EEHC Annual Report2014/2015

NREA エネルギープログラムの実施とともに、商業規模で「エ」国に再生可能エネルギ

ーを導入するための技術開発を実施するための国家的な中心として、1986 年に

NREA が設立された。 NREA は、その任務の枠組みの中で、関係する国内及び国際機関と連携して、再

生可能エネルギープログラムを企画し実施することを委任されており、以下を含む19。

- 再生可能エネルギー資源アセスメント - 太陽光、風力、バイオマスを中心に様々な RE 技術の研究、開発、実証、試

験、評価 - 再生可能エネルギープロジェクトの実施 - 「エ」国の一般的な条件のもとで、「エ」国の再生可能エネルギー設備及びシ

ステムの標準仕様を提案し、その性能を評価するためのテストを実施し、そ

の結果としてそれぞれのライセンス証書を発行する - 再生可能エネルギー分野におけるコンサルティングサービスの提供 - 再生可能エネルギー設備の技術移転と現地生産の開発 - 教育、訓練、情報発信

19 NREA のホームページ

30

次図に NREA の組織図を示す。

出典：NREA 提供資料から調査団作成図２－１－３－６ NREA の組織図

また、NREA の職員数は、2015/2016 年度時点で 1,159 人である。

2) 電力セクターの運営：電力市場の現状（統制市場）

Power Pool の仕組み

31

現状では EEHC グループは発電から需要家までの電気の流れの大部分を担ってい

る。EEHC グループと外部との電力取引は輸出入を除くと、EEHC グループ以外の

発電分野との取引となる。IPP、大型自家発電の余剰電力、NREA の再生エネルギー

発電からの電力購入が中心となる。電力シェアでは、IPP が約 8％、NREA が約 1％、

自家発電の余剰電力購入は量的にはわずかである。以上から、発電部門から配電部門までの取引の大部分は EEHC グループ内で行わ

れている状況である。

出典：入手資料から調査団作成図２－１－３－７ Power Pool の仕組み

EEHC グループの各社は形式上独立しているが、EEHC がグループ内各社の株式

を 100％所有しているため、実態としては一体としての性格が強い。グループ会社

間の電力取引は「Power Pool」と呼ばれるシステムにより運営されている。なお、

Power Pool は、世界的に電力系統一般に使用される名称であるため、以下、EEHCグループに特化する場合、「」を付記した表記とする。

「Power Pool」の目的は EEHC グループ構成会社の財務水準を均一化させること

で、このシステムの概要は上図の通りである。各発電会社から EETC への販売価格と、EETC から各配電会社への販売価格を

EEHC が計画的に決定し、各社の財務内容を平準化させる。このシステムのポイン

トは EETC である。送電部門は EETC1 社で、発電部門から見て電力は送電線を通

じて送られ、売り先は EETC1 社となるが、この点は、一般的に言われる Power Poolシステム（Single Buyer System）と同様である。同じように、配電部門から見ると、

電力は送電線から送られてくるため、電力の購入先も EETC1 社となる。一般的な

Power Pool と異なるのは、その価格は各社に対し一意的に決定するのではなく、

EEHC が EETC と各社の取引価格をコントロールすることで、各社の財務内容を管

理出来る仕組みとなっていることである。このような価格での取引は、形式的には会社間の販売価格であるが、実態は製造

業における、部門間の内部取引に近いものである。

取引価格の決定方法各発電会社から EETC への売却価格及び EETC から各配電会社への売却価格は年

初に昨年度の実績及び今までの価格推移を元に今年の仮価格が決定される。各発電

会社からの仮価格は各社の発電原価（固定原価及び変動原価）の実績及び推移を元

32

に決められる。各発電会社により、発電機の種類（蒸気、ガス、コンバインドサイ

クル）や能力や燃料の種類が異なるため、発電会社の原価は異なり（一般的な Power Pool で採用されているシングルプライス方式と異なる）、各社の原価発生額の違い

に応じて、仮価格は異なる。EETC から各配電会社への仮価格は、各配電会社の売

上平均単価の実績及び推移により決まる。「エ」国内で適用される売上単価表は共

通であるが、種別（Residential と Commercial の割合の違い）や顧客の消費量の違い

によって配電会社の単位（kWh）あたりの売上単価は変わってくる。仮価格は年間を通じて適用される。年度終了後に各会社の利益状況を勘案して、

年間の正式な取引価格が EEHC の取締役会により決定される。正式決定された価格

により、期中の取引は遡って修正され、取引は確定する。最終的に各会社の財務内

容が横並びになるように、取引価格は調整される。

関係会社・政府との取引に対する相殺処理政府・公共部門と EEHC グループとの取引は大まかにいうと以下の通りである。 - 各発電会社が石油・エネルギー省等から石油等の発電用エネルギーを購入 - 各配電会社が各省庁等に電力を販売するこれらの債権・債務の処理についても独特の制度を設けている。

過去において、政府間取引の債権回収は EEHC グループに限らず大きな問題であ

った。どの組織も債務を支払わないケースが多発していた。EEHC グループである

と、各発電会社は石油省から燃料を仕入れていたが、その債務を支払っていなかっ

た。また、各配電会社は電力を各公共機関に販売していたが、その債権回収は問題

であった。その問題の解決のために、政府・公共部門に対する債権については、期

日までに支払いがなされなかった場合、財務省を通じて相殺している。この相殺と

いうのは、各配電会社が持っている政府・公共部門の債権と、各発電会社が持って

いる石油省等への買掛金を相殺するというものである。石油省と各政府・公共部門

との債権債務の精算については、予算を通じて実施しているとのことである。この取引を図示すると以下のようになる。

出典：入手資料から調査団作成図２－１－３－８公的機関との債権・債務相殺

33

具体的な相殺の手順は以下の通りである。 - 配電各社は政府・公共各機関に対して月次で電力の請求書を発行する。 - 支払い期限までに支払いが行われない場合には、配電会社社員が期限超過と

なった債権の証書と共に各機関を訪問する。 - 配電会社社員は各機関に対して、証書にサインするよう依頼し、各機関から

のサインを入手する。 - 各配電会社はサインをもらった証書をまとめて毎月財務省に提出する。 - 財務省では入手した証書を確認して配電会社の債権と発電会社の債務を相殺

する。上記の手続きでは、新規に発生した債権については相殺出来るが、過去に滞留し

ている債権は相殺出来ない。滞留債権については個別に対処している。

システムの特徴 EEHC は 2000 年に設立されたが、このシステムは、EEHC が発足した時点では一

時的なシステムと考えられていた。2000 年時点で公社を会社に変換したのは将来の

民営化・自由化を想定してのことであった。将来的には EEHC 各社は名称・実質の

両方において独立することが想定されており、その時点での各社間の電力販売価格

は市場で決定される価格となるはずであった。実際には EEHC が設立されて 16 年

が経過するが、市場価格は設定されず、大きなシステム変更はなされていない。このシステムにより EEHC が取引価格を調整し、子会社の利益が適切に維持され

ることとなり、各社の業務継続性が維持される一方、EEHC は各子会社への管理・

監督を強めることが可能となる。また、上記の取引状況や、子会社の資金繰りが親

会社により保証されることから、EEHC グループは実質的に 1 つの企業としての色

彩が強い。このシステムは、電気事業収入が原価以下で補助金を前提とし、また、需要の急

速な増大や未電化地域の解消等、公共的な役割が強い状況では強みを発揮したと考

えられる。一方、仮に各会社の非効率な経営が存在しても、経営の効率化の努力や事業再編

といった改革がなされなくても個別の会社の事業が継続しえてしまう面があるこ

とである。すなわち、各社の利益水準をある程度保証するシステムの面があり、現

状の経営を改革するインセンティブが十分発揮出来ない可能性がある。仮にこのような状況が継続すると、電力セクター企業としての改革モティベーシ

ョンが低下し、経営や組織の効率等が十分行えず、結局、国家の基幹産業である電

力セクターの競争力低下を招く可能性がある。（仮に国内で競争がなくても、国間

の競争は必ず存在する）。電力はエジプト製品全体の原価に影響を与えることから、

国際競争力にマイナスの影響を及ぼす可能性があることは否めない。

34

3) 消費者電気料金と電力補助金

電気料金の改定は省令により公布される。電気料金改定案は次年度の損益予測を基

礎として EEHC で作成され、MoERE により審査される。Egypt ERA が同意すれは、

最後に首相により承認される。電力は生活必需品の一つであるため、過去においては、

政府は値上げには慎重であった。しかしながら、シシ政権設立以降、政府の対応にも

大きな変化が見られ始めた。「エ」国の電気料金は、1994 年から一部の消費カテゴリーでわずかな増加、産業

部門の価格が引き上げられたものの、長期にわたって一定の価格が適用された結果、

電力会社のキャッシュフローが赤字となり、それを補う補助金の増加で対処してきた。このような状況に対し、電力セクターは電気料金構造の変革と価格調整を求めて調

査報告を作成し、内閣に提出され、2014 年 7 月 17 日に、5 年間電気料金を徐々に引

き上げることを定めた Decree1257/2014 が公布された。現在まで 2014 年、2015 年、

2016 年、2017 年、2018 年と 5 年連続で価格改定が行われている。但し、一部のカテ

ゴリーについては大統領からの指示により価格改定を見送っている。電力補助金を廃止するために、5 年間連続して値上げし、原価と販売価格とを一致

させるのが目標であるが、最近のエジプトポンドの大幅下落、エネルギーへの補助金

廃止の両方を反映し設定すると大幅な値上げが避けられないため、達成時期は 1～2年後延ばしになる可能性が高いと想定される。なお、原価を反映する料金となっても、

最貧困層料金と農業料金（Irrigation）には、国からの補助金（財務省から配電公社へ

の差額補てん）が充てられ（電力法第 41 条）安い料金が維持される。ちなみに、産

業用料金は既に原価を反映した料金となっている 20。過去 5 年間の電気料金は次表の通りである。

20 EgyptERA とのインタビュー

35

表２－１－３－２電気料金 2010/2011～2013/2014

出典： EEHC Annual Report 2011/2012 - 2013/2014

2008/10/1-2012/12/31

2013/1/1-2014/6/30

Pt/kWh Pt/kWhOutside

rash hours

In rash hours

Outside rash hours

In rash hours

Pt/kWh Pt/kWh Pt/kWh Pt/kWhKima 4.7 4.7 UHV (220-132 KV)Metro- Ramsis 6.8 7.9 Intensive industries 21.7 32.6 27.7 41.5Somed (Arabian Company fo 27.3 31.6 Glass, ceramic, porcelineOther Consumers 12.9 15.0 Other consumers

HV (66 KV)Metro - Toura 11.3 13.1 Intensive industries 26.3 39.5 30.0 45.0Other subscribers 15.7 18.2 Glass, ceramic, porceline

Other consumersMV (22-11 KV) Demand charge Le/kW/Month

Demand charge (Le/kW/M) 9.5 10.0 Intensive industries 35.8 53.8 35.8 53.7Energy rate (Pt/kWh) 21.4 25.0 Glass, ceramic, porceline

Other consumersAgriculture (Pt/kWh) 11.2 11.2Irrigation (Le/fedan/year) 135.2 135.2Other purpose (Pt/kWh) 25.0 29.0

0-50 5.0 5.051-200 11.0 12.0201-350 16.0 19.0351-650 24.0 29.0651-1000 39.0 53.0More than 1000 48.0 67.0

0-100 24.0 27.0101-250 36.0 41.0251-600 46.0 53.0601-1000 58.0 67.0More than 1000 60.0 72.0Public lighting 41.2 47.5

2012/1/1-2014/6/31

25.215.4

28.618.6

32.725.5

Purpose of use

UHV (220-132 KV)

HV (66 KV)

2010/7/1-2011/12/31

15.915.4

Purpose of use

19.218.6

26.325.5

MV (22-11 KV) & LV (380 V)More than 500 KW

Up to 500 KW

Domestic (kWh/Month)

Commercial (kWh/Month)

36

表２－１－３－３電気料金 2014/2015～

出典： EEHC Annual Report 2013/2014 – 2014/2015

2017 年の家庭料金（Domestic usage consumption）

出典：Reuters

Capacity charge

Average energy price

Outside rash hours

In rach hours

Capacity charge


Outside rash hours

In rach hours

Customer service charge

Capacity charge


Outside rash hours

In rach hours

Customer service charge

LE/kW mon Pt/kWh Pt/kWh Pt/kWh LE/kW moPt/kWh Pt/kWh Pt/kWh Le/cust/M LE/kW/M Pt/kWh Pt/kWh Pt/kWh Le/cust/M

KimaCairo Metro(Subway)Heavy industries 10.0 39.6 34.1 51.1 15.0 39.6 36.6 54.8 25.0 46.5 42.9 64.4Other subscribers 10.0 - 15.0 26.9 24.8 37.2 25.0 41.9 38.7 58.1

Cairo Metro(Subway)Heavy industries 20.0 38.8 35.8 53.7 26.0 41.4 37.9 56.9 35.0 49.0 45.2 67.8Other subscribers 20.0 - 26.0 29.1 26.9 40.3 35.0 44.6 41.1 61.7

Intensive industries 30.0 41.5 38.3 57.5Glass, ceramic, porcelin 30.0Other consumers 30.0

Irrigation - - - - 3 - - 4Other subscribers - - - - - -Public lighting - - - - - -

0-50 1 151-100 1.5 2101-200 3 6201-350 6 8351-650 8 8651-1000 20 20More than 1000 20 20Zero read 6 6

0-100 3 5101-250251-600601-1000 10 25More than 1000 20 25Zero read 6 6

Domestic usages Consumption (kWh/Month)7.514.516.030.540.571.084.0

11.019.021.542.055.095.095.0

-

32.0

50.0 10

61.086.0

- - -

45.0 52.0 48.0 72.0 30

LV (380 V)

- -Commercial shops Consumption (kWh/Month)

35.0

64.475.0 8

59.078.083.0

1569.0

96.096.0

14.516.024.034.060.074.0

30.044.0

41.536.5

17.036.656.6

7.5

MV (22-11 KV)

30.0 43.5 40.2 60.2 25

22.046.0

758.0

Purpose of use

1/7/2014-30/6/2015

4.714.5

22.6

16.3

27.5

UHV (220-132 KV)

HV (66 KV)

1/7/2015-30/6/2016

4.7

2518.0

20.525

9.4

3030.0

32.030

27.1

1/7/2016-

1/7/2017

(kWh) (Pt/Kwh)0-50 13

51-100 22101-200 27201-350 55351-650 75651-1000 125More than

1000135

37

電気料金は低圧の配電網から販売される消費者への価格と、超高圧、高圧の送電網

から直接販売する大規模顧客（主に大規模工場）への価格との 2 種類がある。両者は

料金表が分かれており、異なる体系の料金になっている。この 5 年間で価格体系が変化している。元々UHV、HV、MV 顧客に対しては通常

の料金表とは別に産業別の価格表が設けられ、省令も別であった。前述の通り価格

体系の改革により、2014 年からはこれらが一つの料金表にまとめられて、Capacity Charge が追加されている。2015 年には、更に Customer Service Charge が追加されて

いる。これらの価格改定により、kWh あたりの平均販売単価は以下のように変遷し

ている。

表２－１－３－４消費者平均販売価格

2011/2012 2012/2013 2013/2014 2014/2015 Total Revenues (LE Mil) 27,886 31,457 33,303 46,056 Total Sold Energy (GWh) 135,838 140,918 143,585 146,645 Unit Price (LE/kWh) 0.205 0.223 0.232 0.314

出典：EEHC Annual Report

電力セクターの財務状況 (2)

現状の電力セクターでは、発電・送電・配電の全ての分野で圧倒的なシェアを持つの

は EEHC グループである。そのため、以下では EEHC グループの財務状況を概説する。

1) 財務諸表の状況

企業の経営状況や財産の状態は財務諸表に反映されるが、EEHC における状況を概

説すれば以下のとおりである。電力は設備産業であるため、資産に占める固定資産の割合が高くなるが、｢エ｣国で

は人口増や電力需要の増加に伴い、供給設備が増加することで固定資産が増加してお

り、建設途中のプロジェクトも増えている。この様な状況を反映し資産規模と比較して自己資本が少ない状況となっている。以

上の状況については、現状では、電力の基幹を担う政府企業であり、事実上倒産の危

険性はないと想定されるため、民間企業のように大問題ではないが、資本が少ない分、

借入に頼ることになり、借入残高が増え、利息の支払い負担も増えることに留意すべ

きと考えらえる。 EEHC の収益性は、電力販売単価と燃料仕入れ単価の組み合わせと補助金額にによ

り年により異なる。収益の大部分（補助金を除く）は電力販売であり、営業費用では

燃料代が多くを占める。なお、燃料代が大きくなるのは、発電分野を有する電力企業

では一般的である。政府は 2014 年 7 月開始の事業年度から 5 年間連続して電気料金を値上げすること

で、原価と販売価格を一致させ、補助金を廃止していく方針であるため、昨今の経済

38

情勢から、少なくとも実施が数年遅れそうであるが、方針自体には変更はない見通し

ある。このため、財務体質等が従来とは異なってくるものと想定される。なお、将来費用と電力料金を均衡するまで値上げした場合でも、例外的に消費量の

少ないカテゴリーについては費用よりも低い利用料金に据置き、差額については政府

が支援すると規定している。その分については、今後も補助金が残ると想定されてい

るため、補助金（予算による措置分）が完全になくなることはない。また、今後は再生可能エネルギーを増やしていく予定（2022 年までに全発電量の

10％）であるが、FIT や BOO でも既存の発電単価よりも高くなると想定されている。

EEHC グループとしては仕入単価が高くなることになり、利益を圧迫する原因となり

得る。これに対する対策としては、明確には決定していないようであり、電気料金の

値上げと補助金との両建てで対応していくと想定される。なお、世界各国の電力料金を比較すると、2016 年の 0.509 LE/kWh は為替が下落し

た後の 2016 年 12 月の為替レートで換算すると、2.7 USC/kWh である。以下の表で比

較すると、最も安いインド・中国と比較してもはるかに安くなっているが、ドル建て

で安いのは為替の暴落の影響が大きいと考えられる。また、2017 年以降も大幅に値

上げされる訳であるから、消費者からの不満・反発に配慮が必要であるが、以下の図

から見る限り値上げは不可能ではないと判断される。

出典：Master Plan Update Project, 2012 - 2027 EDM.E.P April 2014 図２－１－３－９世界の電力料金（USC/kWh）（USC：米国セント）

経営状況を改善するもう一つの手段は経費の削減である。しかし、営業費用の半分

以上は燃料費であり、コンバインドサイクルのような効率の良い発電所を増やしても

その削減効果は限定的であり、燃料費の大幅な削減は難しい。。このため、基本的に、

経費削減は補助的な役割でしかなく、電気料金の値上げが経営改善の基本的なスタン

スになると考えられる。

39

2) 他国電力会社との比較

電力会社は国策会社であることが多く、一般の企業とは異なる特色がある。そのた

め、他国の電力会社との比較が有用となる。

表２－１－３－５他国電力会社との比較

■ 収益性 PT PLN TNB TANESCO BPDB EEHC ROA 1.3% 5.2% -5.4% -13.6% -0.5% ROE 1.8% 12.8% -17.5% 73.0% -12.6% 営業利益率 -13.3% 19.6% -15.5% -24.9% 7.0% 経常利益率 -1.4% 16.2% -21.8% -34.6% -0.3% ■ 安全性流動比率 68% 121% 48% 120% 51.6% 当座比率 37% 113% 37% 92% 23.1% 固定比率 135% 207% 268% -304% 1787.4% 固定長期適合率 103% 97% 130% 89% 158.3% 自己資本比率 69% 41% 31% -19% 4.0% ■ 回転率・回転期間資産回転率 18% 38% 34% 40% 30.4% 売掛金回転期間 33 日 71 日 106 日 185 日 100 日 ■ キャッシュフロー分析

収益性分析営業キャッシュフローマージン 16.2% 25.9% -5.0% -21.3% 13.0%

安全性分析営業キャッシュフロー対流動負債比率 30.1% 73.4% -4.6% -23.6% 7.2% キャッシュフロー有利子負債比率 16.8% 46.3% -9.2% -30.9% 9.5%

設備投資分析設備投資比率 86% 597% -448% -61% 184.8% 投資比率 -109% -112% 602% 84% -210.5%

出典：入手資料に基づき調査団が作成 PT PLN： PT Perusahaan Listrik Negara, Indonesia 22 TNB： Tenaga National Malaysia 23 TANESCO： Tanzania Electric Supply Company, Tanzania 24 BPDB： Bangladesh Power Development Board, Bangladesh 25

22 PT PLN はインドネシア政府が 100%所有している株式会社である。PT PLN(子会社を含めて)は一部を除いて、国の発電及び

送配電を独占している。 23 TNB は前身が電力公社で、1990 年に民営化されている。マレー半島の発送配電を担当している。ただし発電については民

間企業での発電所が認められている。 24タンザニア電療九供給公社は政府の 100%子会社で、一部の民間発電を除く国の発電送電配電を担当している。2016 年には

49%の株式を売却するとの声明が出ている。 25かつてバングラデシュ電力開発庁（Bangladesh Power Development Board: BPDB）が発電から配電まで一貫して開発、および

運用を実施してきたが、1996 年以降、発送配電部門の分社化・公社化を進めてきている。

40

選んだ会社はいずれも発展途上国における電力会社であり、現状または過去におい

て電力公社としての位置付けであったまたはある会社である。多くはイスラム国であ

り、タンザニアも多くのイスラム教徒がいる。会社により財務状況の明暗が分かれており、指標としては、ほぼ全てで TNB が良

く、民営化の成功例といえる。EEHC は TANESCO と比較的類似した状況である。違

いは自己資本が少ないため、固定比率や自己資本比率で低くなっているところで、

EEHC の自己資本の低さは他と比較すると明瞭である 26。また、TANESCO は営業キ

ャッシュフローがマイナスのためキャッシュフロー分析の結果が悪い。 PT PLN や TNB と比較すると EETC はほぼ全ての項目で後塵を拝している。収益性

は高い程良く、PT PLN や TNB は黒字である。電気料金は電力会社とは別のところで

決定され、電力会社では収益性をコントロール出来ないことが多く、EEHC もその例

である。しかしながら、その中でも国により収益性に差が出ており、利益が出る国も

少なからずある。安全性では固定比率と固定長期適合率は低い方が良く、他は高い方が好ましい。そ

の中で、自己資本が直接関係する固定比率と自己資本比率で EEHC の結果は特徴的で

ある。回転率は高い方が良く、EEHC はこの 5 つの中では平均的な数値である。回転率や

回転期間は販売条件により、EEHC では月次での販売・回収であるため、理想的には

回転期間は 30 日であることが好ましい。キャッシュフロー分析は、設備投資分析以外では高い方が良い結果と見なされる。

EEHC は 5 社の中では中間であり、平均的な結果であると言える。

電力セクター改革の現状２－１－４

「エ国」の電力セクター改革については、2000 年代初頭から重要な課題として認識されてきた。

しかし、前述までのとおり、電力セクターは政府補助金で維持されており、引き続く需要増加が

見込まれる中で、この様な補助金前提の仕組みがいずれ行き詰まることが明らかになり、それを

回避する必要性が改革の主要な動機となっている。改革の基本コンセプトとして、政府の関与が

なくても民間資本が積極的に投資をしていく自立的な電力市場の確立、及び電力市場が競争的に

機能し需要家が合理的な価格で電力購入が行える供給システムの長期的な実現等、が挙げられる。

これらの基本コンセプトを進める上で、EEHC のアンバンドリング等の具体的施策が策定された。

具体的施策を実現する際には、以下に示す国家目標である、1)エネルギー供給セキュリティーの

確保、2)エネルギー部門の持続可能性(Sustainability)の確保、3)官民を含めたガバナンスの向

上を図ることを前提としつつ、ステップバイステップで施策を実施すべく対応が進められている。

その状況について、（1）～(4)に改革の枠組みを(5)、(6)に改革の具体的内容を示す。

26 BPDB は債務超過のためマイナス表示となっているが、資本金自体が少ない訳ではない。

41

出典：調査団作成

図２－１－４－１エジプト電力セクターの課題

出典：調査団作成図２－１－４－２電力セクター課題解決のためのステップ

42

図２－１－４－２のうち 2017 年 8 月の段階で、本年中の TSO 設立に向けた最終準備が進めら

れており、電気料金の適正化も 2014 年からの毎年の電気料金値上げを引き続き実施していく見通

しである。

エネルギー白書における電力セクターの行動計画 (1)

白書では、「エ」国のエネルギー戦略の 3 つの柱を設定しており、これは

ISES2035Scenario4b と一致している。これを受けてエネルギーセクターの行動計画が制

定されている。

表２－１－４－１エネルギー戦略の柱

出典：“Addressing Egypt’s Electricity Vision, Minister of Electricity & Renewable Energy: Dr. Mohamed Shaker El-Markabi, 13 - 15 March 2015

以下それぞれの柱についての、行動計画を記載する。各表の青字部分が電力セクター

以外の部分である。

1) Energy Security Energy Security に関する電力セクターの行動計画項目は、基本的に供給力確保を推

進するものであるため、直接的に電力セクター改革には関係しない項目が多い。なお、

供給力確保の推進状況は、本レポートでは、火力関連は２－１－２、２－２－３、

RE 関連は２－１－１、２－１－６、エネルギー効率関連は２－１－１、２－８に記

載されている。以下、各項目に対するドナーの関与状況を概説する。電源供給力拡充に関しては、世界銀行、アフリカ開発銀行がファイナンスを実施し

てきた。また、KfW も Siemens による発電所事業に対するファイナンスを商業部門で

行っている。なお、当面の電源増強の目処が立ったことから、しばらくの間、本分野

での支援は減少すると想定される。電源供給多様化に関しては、RE 開発（本行動計画では 2022 年 25％、現在 2022 年

20％）には、各ドナーとも積極的に支援を行っており、今後も継続される見通しであ

る。また、本分野では、KfW が CREMP 作成に協力をし、「エ」国での RE 開発の道筋

設定に貢献している。

Pillars Explanation

Security A diversified energy supply that can reliably meet the energy demands of agrowing economy, and takes full advantage of domestic energy resources

SustainabilityAn energy sector that is both financially and socially sustainable:(i) financially self-sustaining with clear incentives for private investment; and(ii) preserves affordability for households and competitiveness for business

Governance Roles of all public and private actors clearly defined and mutuallycomplementary, and all institutions held accountable for performance

43

エネルギー効率改善に関しては、スマートメーター設置による送変電ロス低減（含

む非技術ロス）効果が想定され、JICA が支援を行ってきた。また、UNDP が LED への取替え等に対し支援を行ってきた。なお、世界銀行（World

Bank：WB）、アフリカ開発銀行（African Development Bank ：AfDB）による開発政

策融資（Development Policy Financing：DPF）により EEHC の省エネユニット（2014年設立）の活動の活性化が推進されている。

44

表２－１－４－２ Energy Security の行動計画

45

出典：Energizing Egypt

2) Financial sustainability（財政上の持続可能性）

Financial sustainability では、電力セクターの中心的機関である EEHC グループの財

政健全化が目標となっている。（表２－１－４－３ 4b）この中で、5 年間での財政健全化、具体的には、電気料金への補助金廃止（一部、

最貧困層への補助は継続）が計画されていることが、電力セクター改革面での重要な

行動項目と考えられる。この分野でのドナーの支援については、WB、AfDB が協働し DPF（２－１－５項

参照）を実施する中で、電力セクターの財政健全化を評価項目に設定し、「エ」国に

対し、電気料金への原価反映を積極的に促してきた。

46

表２－１－４－３ Financial sustainability の行動計画


3) Governance

Governance では、国家エネルギー戦略（ISES2035Scenario4b）の策定（7b）、高圧

需要家のための競争卸売市場設立への移行計画策定と市場運用者の設立（8b）、EETCの TSO 化（8b）、EgyptERA の料金設計力強化（8b）、FIT 導入（8b）、RE 事業者への

用地・財務支援（8b）が電力セクター改革との関連が大きい項目と考えられる。この分野では、EUがマスタープラン策定、現在の包括的持続的エネルギー戦略 2035

策定に対し、積極的に関与してきた。

47

表２－１－４－４ Governance の行動計画


新電力法の公布 (2)

エネルギー白書で示されている Market 設立等は電力法で規定されている。以下でその

考え方等を含め概括する。電力法が 2015 年に改正され（New Electricity Law 87/2015）、いままでの統制市場（上

記参照）に加えて競争市場が作られることになった。その目的は、「発電、送配電活動

48

が完全に分離された、完全競争力のある電力市場を確立すること」である。提案された

市場では、需給ニーズの均衡と公平で透明性のある料金決済メカニズムを備えた二者間

契約を採用している。競争、電力供給者の選択の自由、第三者のアクセスを導入するこ

とにより、効率性の向上とサービスの向上を意図している。今後、電力市場における競

争促進のための手続きや機能を段階的に強化することで、発電や取引に関し、の新規参

入者にとって公平で魅力的な投資環境を提供していくとされている。新電力法では、適格（Eligible）需要家（本邦での自由化対象需要家に相当する）に電

力調達の選択肢が用意される。適格需要家は競争市場に参画している発電事業体や適格

顧客用に設立が想定されている供給者と自由に直接価格交渉し供給者を選択出来るこ

ととなる。競争市場での需給調整は TSO によって行われ、最終的に TSO 内部に設置さ

れる MO（Market Operator）により財務的に決済される。制度開始に当たり適格顧客と

して認定されたのは、全ての HV 以上の電圧で受電している需要家であり、2010/11 の統

計で電力市場の 16％の電力需要に相当する。新電力法では、EgptERA について、冒頭から相当量の記述でその果たすべき機能、特

に電力セクター改革の進展に応じ重要な役割を果たすことを念頭に置いた機能に関す

る規定を設けている。 EgyptERA の機能規定

EgyptERA は、発電者、送電会社、配電会社及びエンドユーザー間の監督、開発

及び調整を担当する独立した機関に再編されている。ライセンシング、電気料金の

設計と承認、個別の紛争解決メカニズムの提供、競争の激しい市場の設計と構造の

開発の権限が付与され、電力規制者として改正電力法で規定されている。また、合

理的な価格と信頼出来る長期的な電力供給を確保する責任も付与された 27。電力の生産、配電、販売を希望する投資家は、EgyptERA からライセンスを取得

しなければならず、Special Purpose Vehicle（Special purpose Company：SPC と同等の

機能を有する事業体）を設立する必要がある。この際、プロジェクトを開始するた

めに必要な予備的な作業と調査を行うために一時的な許可を得ることが出来る。ラ

イセンスは最大 25 年間発行され、更新可能である。 EgyptERA は、毎年、ライセ

ンス要件の継続的な履行を検査し、ライセンスの有効性を確認する証明書を発行し

なければならない。また、投資家は、EgyptERA から書面による承認を得ない限り、

ライセンスまたは許可を第三者に割り当てることは出来ない 28。現在、16 の発電事

業会社がライセンスを受けている 29。更に、以下の機能が規定されている 30。

27 Electricity in Egypt Policy and Regulatory Reform,Dr. Fatma Salah,Partner Ibrachy & Dermarkar Law Firm, November 2015, Ibrachy & Dermarkar Law Firm 28 Electricity and Renewable Energy Regulations in Egypt, Dr. Fatma Salah, Partner, Riad & Riad Law Firm, July 2016 29 Overview of the Electricity Sector in Egypt, Milan 22-23 October - 2nd, Capacity building Reporting methodologies: how to collect data and monitor regulated entities, Salma Hussien Osman, Egypt ERA 30 Regulatory Framework to Develop RES Projects in Egypt Hatem Waheed Managing Director Egypt ERA

49

EgyptERA は市場に関連する、電力系統ルール（Grid code）、電力運用ルール、電

力系統信頼度報告書（Annual Adequacy report）を承認する。 - 以下のモニタリングを実施する： - Demand Side Management（需要側管理）プログラム - Energy Efficiency Improvement（エネルギー効率化）プログラム - Renewable Energy Development（再生可能エネルギー）プログラム - 顧客意識（満足度）調査

配電事業の役割

民間の配電業者は、中低電圧（MV＆LV）の配電プロジェクトを開発し、実施し、

免許を受けた地域で配電網を運用及び維持することが出来る。 EgyptERA によって

承認される電気料金に基づき自由化対象外の需要家に MV＆LV 電気を販売するこ

とが許可される。すなわち、配電事業は引き続き規制料金に基づく運営が想定され

ているが、条件がそろえば配電事業者のライセンスを得ることが規定されている。なお、以上の枠組みについては、第 63 条において、新電力法実施から最大 8 年

後（2023 年）までに、EEHC、発電会社の仕組みを含めて、競争を更に促進するた

めの検討を行うことが定められている。現在 23 の民間配電会社がライセンスを受けている 31。

再生可能エネルギー法 203/2014 (3)

行動計画にある通り、再生可能エネルギー導入に伴う制度整備は電力セクターの改革

の一翼を担うものと考えられる。以下に導入を規定する再生可能エネルギー法を概括す

る。民間による再生可能エネルギーを利用した電源開発を促進するため、再生可能エネル

ギー法（203/2014）が発効された。同法には RE の開発を促進する方法として 4 種類の

スキームが示されている 32。政府プロジェクト

このスキームでは、NREA が、民間企業を対象に EPC 契約によって RE を建設す

るため、入札を行う。そのような発電所は、NREA によって運営される。生産され

た電力は、EgyptERA が草案し、内閣で決定された価格で EETC に販売される。

IPP（BOO or BOOT に相当） EETC が入札で事業者を募集し、民間企業が応札して RE を建設、所有、運営（BOO）

し、発電結果を合意された価格（PPA）で EETC に販売する。

31 Overview of the Electricity Sector in Egypt, Milan 22-23 October - 2nd, Capacity building Reporting methodologies: how to collect data and monitor regulated entities, Salma Hussien Osman, Egypt ERA 32 Electricity and Renewable Energy Regulations in Egypt, Dr. Fatma Salah, Partner, Riad & Riad Law Firm, July 2016

50

FIT 民間投資家が、事前に発表された FIT 要項を考慮して、応募し、選ばれたら、RE

を建設、所有、運営し、EETC またはライセンスを受けた配電事業者と PPA を締結

して電力を販売する。

Commercial Project 同法では、民間 RE 事業者は適格需要家との相対間購入契約を締結することが認

められている。EETC と配電事業者は、発電事業者とネットワーク接続契約を結び、

発電事業者が EETC と配電事業者に送配電使用料を支払うことで、送配電ネットワ

ークを使用して消費者に直接電気を売ることが出来ること、が義務付けられている。

電力事業推進のための追加インセンティブ 33 (4)

電力セクター改革では、民間投資を促進し競争的市場を形成することが重要となる。

このためのインセンティブ導入制度を以下に概括する。投資を促す優遇税制

2015 年 3 月 12 日に大統領令 17/2015 が発行され、エジプト投資法（8/1997）に実

質的な修正が加えられた。この改正案は、一般的に、インセンティブと保証を提供

し、事業開始リスクを低減し、手続きを合理化することにより、「エ」国への新た

な投資を誘致することを目指している。インセンティブには、例えば売上税を 10％から 5％に引き下げ、生産に使用する設備の関税を 2％に設定するなどが含まれる。

電力を含む特定のセクターには、以下のさらなる非課税のインセンティブが提供

される。 - プロジェクト用地内にインフラ施設を拡張した場合、プロジェクト開始後に

かかった費用を払い戻す。 - 従業員の技術訓練プログラムと社会保険加入を補助する。 - 政府が所有する土地を無料または割引価格で配分する

補助金政策改革

白書の行動計画にもある通り、電力セクターの財政健全化は「エ」国にとって、

重要な政策課題であり、「エ」国政府は、2019 年までに電力補助金を完全に撤廃す

ることを目指し、首相は 2014 年から 2018 年までの電気料金を引き上げるとした

Decree を公布した。現在まで 2014 年、2015 年、2016 年、2017 年、2018 年と 5 年

連続で価格改定が行われているが、一部のカテゴリーについては大統領からの指示

により価格改定を見送っている（詳細は２－１－３ 1) C)参照）。なお、補助金廃止後は、電力原価が電気料金へ完全に反映することとなるが、例

外的に最低使用料金需要家と灌漑利用料金需要家（日本の農事用電力に相当）に対

33 Electricity and Renewable Energy Regulations in Egypt, Dr. Fatma Salah, Partner, Riad & Riad Law Firm, July 2016

51

しては補助金が継続され、現状の電気料金水準が維持される。具体的には、新電力

法第 41 条にて次のように規定されている。 EgyptERA が設定した原価を反映した料金に対し、それを下回る料金を内閣は指

示出来る（従って内閣のみが設定権を持ち、他カテゴリーの需要家料金を下げるこ

とも法律上可能）。原価と下げられた料金の差分により発生する損失は国が配電会

社に支払う。代金支払いのソブリン保証

MoF は「エ」国政府を代表して、法律第 14/2013 号により EEHC 及びその関連会

社が民間部門と提携して実施する全てのプロジェクトにおける EEHC 及びその関連

会社の財務義務を保証している。具体的には、発電者と締結した PPA に基づく EETCの債務を政府が保証するので新規発電が促進される面を有する。

電力セクター改革の現状 (5)

「エ」国では、(1)～(4)に示された改革方針とそれを規定する法令等の整備を行い電

力セクターの改革の取り組みが進められている。その中で中心的と考えられる項目に関

する対応状況は以下の通りである。 1) 電気料金への補助金廃止

i. MoERE は、省令 No436（2016 年）を発令し電気料金値上げを実施。 ii. 最高エネルギー会議（Supreme Energy Council）は実際のエネルギーコストと想定

コストの差分補填を設定予算範囲内とすることを決定。これらの施策は、2015 年から開始された、補助金の全体レベルを 2019 年までに

GDP の 0.5％に削減する計画に沿って実施されている。エネルギー全体への補助は、2014 年度の GDP6.6％から 2016 年度 3.1％に低下して

きているが、このうち 1.1％が電力、2％が燃料で、比率低下への貢献度の 44％が電

気料金値上げ、56％が油価格の急減によるものであった。 MoERE は 2017 年度（2016 年 7 月 1 日）、為替下落、消費発電の増加、発電設備新

設に伴う償却負担増加を受けて、平均 33％の電気料金値上げを実施した。これによ

り 2014-2019 の 5 年間で見込んでいた総値上げ 77％を上回る 107％の値上げが既に実

施されたこととなる。なお、料金値上げに当たっては、1,000kWh 超（月間）を消費する産業用需要家の

料金を大幅に上げるなど省エネにも配慮したものとなっている。また、ⅱに関しては、計画値と実際の燃料価格の動向が合致しない場合にも全てを

補助金で充当せず、シーリングを設け、それ以上は需要家に転嫁する方策が、補助削

減措置として 2016 年 10 月に決定され 2018 年度から実施される予定である。更に、以上の過程の中で、2015 年の電力法で強化された Egypt-ERA、による料金

設定プロセスも確立しつつある。なお、WB による DPF の評価に関する政府との合意によれば、2018 年度に 70％の

原価回収を実現することとされている。以上に示す通り、白書による行動計画が着実に実行されていると判断されるが、

52

一方、白書に示す 5 年での EEHC の財政健全化（100％の原価反映）を達成するた

めには、前記で残る 30％分の値上げを 2018 年度以降の比較的短期間に実施する必要

があることになる。これに関しては、電気が、いわば水と同様に社会必需品であることから、社会的影

響を考慮しつつ値上げを進めていかざるを得ないと想定する。

2) ガバナンスの改善：電力市場設立、TSO 設立、EgyptERA の強化

MoERE は、省令 230（2016 年）を発令し、電力法で定めたガバナンスの改善に関

する条項の実施内容を定義する等、白書に示される改革を進めている。特に、現状、「エ」国では、EEHC が 90％以上の発電を所有し、送配電を独占して

いる。電力法改正（No.25 2015 年）にて規制当局の強化（EgyptERA）と 8 年間で競

争市場へ移行することが定義され、今回、EETC を EEHC から完全独立した TSO と

することが定義された。エネルギー効率向上面では、500kWh 以上（月間）消費の大需要家はエネルギー効

率を向上する担当者（official）を設定するとともに、10MW 以上の大規模需要家は、

電力使用と効率向上について情報収集し効率向上方策の検討が義務付けられた。また、

全ての大需要家は、EgyptERA に対しエネルギー効率計画を提出することとなった。 EETC から TSO への移行に関しては、EETC、MoERE、EgyptERA 間で協調して検

討が行われている。EETC 内には、PROJECT Management Unit が結成され内部横断的

な検討、海外調査等も実施されている。電力市場は未だ成立されていないものの、「エ」国では大規模な電源開発が行われ

2015 年に 5,540MW の発電不足から、2016 年に 2,000MW の発電超過になっており、

安定供給は確保される見通しである。この中で、「EEHC の市場支配率の低下」は、政府目標から外れ、代わりに民間発

電事業者の導入が進められている。なお、新たに GOVERNANCE と透明性の観点か

ら、電気料金計算手法の公開と供給規定、託送料金、電力市場ルールの設定を 2018年までに設定することとされている。これに関しては、適格（Eligible）需要家（本

邦の自由化対象需要家に相当）が送電線を利用し供給者を選択し電力を受電すること

が必要になり、送電線の利用ルール（利用料金や送電線使用ルール等）の設定、例え

ば供給者が電力供給を十分実施出来ない場合に他の供給者から電力を需給するため

の仕組みが（通常は電力取引市場で行われる）が不可欠とある。これらは、競争促進の観点から透明性確保、中立性担保、に十分留意し設定・運営

される必要があり、これを司るのが TSO となる。従って TSO の適切な設立・運営（市

場設置を含む）が実現して、初めて競争的な市場へと移行することとなると想定され

る。従って、当面、電力セクター改革のコア部分は TSO 設立が重要な対応課題にな

っている。なお、EgyptERA では、海外での知見を有する複数コンサルタント（アイルランド、

ギリシャ、イタリア）と協働し、また、前記の通り、適宜、両組織での意見調整を行

いつつ、2017 年中に枠組みを設定し、2018 年中の TSO 発足に向けて対応を進めてい

る。また、自由化部門需要家の電力を取り扱う Market Operator (MO) と非自由化部門

53

の電力を取り扱う Wholesale Public Trader(WPT)が順次設立される見通しであるが、そ

れらの具体的な機能、設立時期等は、現在、関係者間で検討がすすめられている。このように、セクター改革の具体的内容については、未確定な部分もあるが、現状、

以下が主要課題と考えられる。 EETC と EEHC 等との財政的な分離：透明性のある託送料金設定の前提

共用資産の区分、共用使用中の費用分担明確化 EETC 貸借対照表、損益計算書の設定・公開（現状版の内容精緻化：設立以

降各年度）発電部門（EEHC 傘下以外の者を含む）からの購入電力、購入価格設定等のルー

ル化：取引市場の設立あるいは取引市場と同等の価格で EETC と供給事業者が電

力のやり取りを出来ることを担保するための前提前日市場取引（取引時間単位（日本では 30 分単位））リアルタイム市場取引アンシラリー市場取引その他の市場を設定する場合、それに関連した取引

発電部門との取引システム設立（取引の記録・保存が原則でありシステム化が必

要）配電会社、その他小売事業者との取引（システム化する場合が多い）託送費算定の仕組みと託送料金制の設定：Egypt-ERA が関与し設定発・配電会社との料金決済の仕組：透明性確保の担保以上に関する公的査定の考え方：Egypt-ERA の権限を規定政府補助金の EETC への分担ルール（現状の電力法では、配電会社が全額負担を

し、その後、政府から補助金を受けることが想定されているが、補助金削減の移

行過程では、異なる分担ルールの設定が必要となる可能性がある。）以上の主要課題に適切に対応することが、TSO の公平性、透明性を担保する上で必

須と考えられるが、前記の通り設立時期は 2018 年に規定されているので、仮に TSO設立時に全て対応が完了していない場合でも、設立することは可能と想定される。但

し、全課題への対応策は期限を定め、実行することが必要と考えられる。以上の TSO を巡る課題は広範囲に亘り、また、「エ」国の実情に合わせたものとす

ることが必要となるため、相応の検討期間、また、取引システム等の導入時には適切

な試運転期間を確保し進める必要がある。以上のようなプロセスをベースとし MoERE、Egypt-ERA 等の政府関係機関にて、

具体ステップを検討中であるが、下記図に示す Phase ゼロ～Phase１に至るステップ

となることが有力である。なお、下図の時期、具体的には 2018 年、2022 年に関して

も 2018 年春の段階では確定していない。

54

出典：EEHC 等への聞き取り調査から調査団が作成

図２－１－４－３電力セクター改革ステップ基本イメージ（現状から Phase 0）

55

出典：EEHC 等への聞き取り調査から調査団が作成図２－１－４－４電力セクター改革ステップ基本イメージ(Phase1（:2022 年頃）以降)

3) RE の導入、民間投資促進、エネルギー効率改善

2022 年に電力エネルギーの 20％を RE とするためには、民間投資が不可欠であり、

新再生エネルギー法（No.203 2014 年）の成立により民間投資リスクが低減され、FIT制度（当面 430 万 kW 募集）、IPP 応募のための入札制度も整備された。なお、FIT 制

度は 2016 年 9 月に、それ以前の制度での応募が十分得られなかったことも踏まえ、

通貨変動への対応等に関し制度改正が行われた。（２－６－１参照）国際金融公社

（International Finance Corp：IFC）、欧州復興開発銀行（European Bank for Reconstruction and Development：EBRD）は、この改正 FIT に対し 2000MW の太陽光開発に対しファ

イナンスすることとし、FIT 政策は 2017 年 10 月まで継続することとされている。

EgyptERA によれば以降も継続を予定。更に、BOO スキームにより、売電価格 0.04 ドル（/kWh）が導入されるべく最終の

交渉過程にある等、民間投資導入促進が進められている。以上により、2018 年度末までに 150 万 kW の民間投資発電設備の契約締結（Finance

closure）が行われる見通しである。

I

56

エネルギー効率改善については、2014 年に MoERE 内にチーム設置、2016 年 5 月

に主査指名、以降本格的な活動が開始され、National Efficiency Action Plan を制定・実

行するべく活動している。なお、本チームは配電会社、EgyptERA との協働、鉄道会

社や自治体との協働も進めている。以上の通り、白書行動計画における再生エネルギー導入、その中での民間投資活用、

エネルギー効率改善について、行動計画の施策が実行されていると考えられる。

白書行動計画に引き続く電力セクター改革 (6)

白書の行動計画は、当面の課題に対するものであり、以降の改革については触れられ

ていないが、新電力法では、前述の通り、2023 年を期限として、EEHC を含む競争的な

改革を検討する旨が規定されている。これに関しては、その前にEETCのTSO化により、

電力市場での競争に対する制度上の「公平性の担保」、「託送料金設定等に関する透明性

確保」等は大幅に充実すると想定されることを念頭に入れる必要がある。このような充実化に伴い、EEHC が電力市場へ恣意的な影響力を行使するのではとの

懸念も、TSO によるパフォーマンス実績が確認されるのに伴い低下するものと想定され

る。従って、次の EEHC を含む改革の議論は、TSO 化後の比較的落ち着いた環境で行わ

れるものと想定される。具体的な検討に当たっては、EEHC の解消が主要課題になることも想定される。この

場合、電力安定供給に果たしてきた EEHC の役割等を、仮に解消する場合、どの組織が

どのように引き継ぐか等も含め十分に検討し、電力の安定供給確保面に十分配慮した具

体的な対応策、実施する際のタイムフレームの設定が肝要と想定される。なお、検討に

当たっては、EEHC を存続させることも検討オプションになると考えられる。他ドナーの対応状況２－１－５

全体的な状況 (1)

「エ」国は従来から、WB、AfDB 等 Multilateral な支援を行う機関、欧州諸国を中心

とした AFD、AfDB など Bilateral な支援を行う機関から支援を受けてきた。このうち、

WB、AfDB は 2015 年より DPF を設定し、前記 ISES2035Scenario4b で計画された事項を

先取りする形で「エ」国政府の電力セクターでの改革政策実現への支援を進めている。

このため、ここでは、まず、DPF の実施状況を概説する。

世界銀行とアフリカ開発銀行が協調した DPF の実施状況 (2)

DPF（今回 WB での実施名称：Fiscal consolidation, Sustainable Energy, and Competitiveness Programmatic Development Policy Financing）は、「エ」国とドナー（WB、AfDB）が支援

により進めるべき政策分野を合意しファイナンスを行うものである。この際、ファイナ

ンスされた資金の使用内容は特定されず、支援結果として、政策が進捗していることを

示す達成目標（政策評価指標）が合意される。実施に際し、ドナーは目標とした政策評

価指標達成に向け着実に対応を行っていることを年度毎評価・確認し、次年度支援を決

定する仕組みとなっている。

57

本 DPF は、2015 年度に開始し、既に本年度は当初掲げた 3 年間実施の 3 年度目に当

たっているが、以下に中間段階である第 2 年度目（2016 年度）における評価指標を紹介

する。ここから、WB と AfDB が「エ」国に対し、電力セクター改革として具体的に何

を重点実施すべきと考えているか、一方、「エ」政府が具体的にどのように対応してい

るかが理解出来るが、結論的には、WB と AfDB が「エ」の電力セクターに対し重点と

考えている事項が、白書の行動計画、それと整合した ISES2035Scenario4b と軌を一にし

ていることが確認される。

DPF 実施分野（柱の設定） a)

DPF 実施に当たっては、3 本柱で改革実施を行うこととされた。第 1 の柱：財政再建の進捗（Advancing Fiscal Consolidation）第 2 の柱：持続可能なエネルギー供給の確保（Ensuring Sustainable Energy Supply）第 3 の柱：事業環境の改善（Enhancing the Business Environment）電力セクターは、第 2 の柱の中の重要部分に位置づけられている。

第 2 の柱の評価指標（Results Indicators） b)

各柱に対する実施状況に対し評価指標が設定されるが、電力セクターに係る第 2の柱の評価指標は以下である。 • エネルギー補助金の対GDP比を 2014年度GDPの 6.6％から 2018年度の 1.5％

へ削減 • 電気料金の原価回収率を 2014 年度の 50％から 2018 年度に 70％へ改善 • 電力供給規定、送電料金規定、その他の電力市場ルールの 2018 年度までの設

定 • ピーク需要供給力を 2015 年度の 554 万 kW 不足から 2018 年度の百万 kW 超

過へ • 電気料金計算するための算定手法の公表 • ガス生産の 2016 年度の 4020MMSCFD から 2018 年度の 4700MMSCFD への増

加 • ガス託送料金、送電規定、市場ルール、料金認可手順の 2018 年度までの公表 • 関係ルール、法規の WEB への 2018 年度までの掲載 • 民間 RE の 2018 年度終了まで 150 万 kW 契約締結（2015 年 10 月ゼロ）

電力部門における評価の主なポイント c)

- 補助金の削減は段階的に進められている - エジプトは、関税の形成などの機能を徐々に強化している - TSO の設立は関連当事者間の協力で進められている - エネルギー安全保障の改善が劇的に達成されている - 関連当事者の努力により RE の導入が進められている

58

DPF 以外のドナーの支援状況 (3)

一方、両銀行は、Bilateral 支援機関と同様のスタンスにて、RE 開発への支援、電源開

発に不可欠な送変電配電プロジェクトへの支援、また、新たな電力体制に対応するため

の技術協力等も実施している。なお、Multilateral, Bilateral の両機関ともに、今後は競争

分野となる火力への支援は行わない方向（世銀は方針として明言）であり、この分野は

商用ベースでの開発主体で行われていくものと想定される。以上から、各ドナーは ISES2035Scenario4b を核とした「エ」国のエネルギー戦略の方

向性に整合した対応を実施しており、今後も継続していくものと考えられる。各ドナーの現状の支援に関する考え方を以下に示す。 1) 世界銀行（WB）

従来（2006 年頃）から行われてきた天然ガス利用、ガス活用による火力電源開発

（最近では、HelwanSouth、GizaNorth）への支援は今後行わない。これに代わり、従

来も実施してきた送電分野、RE、エネルギー効率化の分野に支援を向ける予定であ

る。なお、従来型発電分野については、今後、民間への供与を担う WB グループの機関

である IFC（International Finance Corp.）で実施されることになる。 2) アフリカ開発銀行（AfDB）

電力セクターについては、エネルギー効率利用を目的とした、ガスコンバインドサ

イクル発電所の効率向上プロジェクト（リパワリング）を検討中。RE 分野では、風

力開発、Feed in Tariff の幾つかの太陽光プロジェクトへの支援を検討している。 3) フランス開発庁（AFD）

AFD は従来から RE（風力、太陽光）と流通設備の効率化（EU と協調）として系

統制御所システム更新を実施しており、引き続きこの分野を中心に案件支援を行う予

定である。技術協力分野として、太陽光の技術評価等を対象に協議を実施している状

況である。 4) ドイツ金融復興公庫（KfW）

KfW としては、RE 分野で、公側（NREA）での設置を支援するが、民間側での設

置に対しては、直接投資を「エ」国地元銀行が行うのに際し、クレジットラインを設

定し後方支援を行っていく。産業需要家のエネルギー効率向上分野が、電気料金が高いこともあり、融資対象と

して有力な分野と想定している。以下の表２－１－５－１に各ドナーの主要投資案件を記載する。全体的に見て火力から RE へと投資案件が移行している状況が確認される。

59

表２－１－５－１今回調査対象ドナーの「エ」国電力セクター支援状況

ドナー支援名称支援概要金額(million US$) 承認日

World Bank

Second Fiscal Consolidation, Sustainable Energy, and Competitiveness Programmatic Development Policy Financing Project

DPF 1,000 2016/12/20

First Fiscal Consolidation, Sustainable Energy, and Competitiveness Programmatic Development Policy Financing Project

DPF 1,000 2015/9/17

Helwan South Power Project 火力増設 585.4 2013/6/27

Giza North Additional Financing 火力増設 240 2012/2/14

Wind Power Development Project 風力開発 70 2010/6/15

Giza North Power Project 火力増設 600 2010/6/10

AfDB

First; Economic Governance and Energy Support Program(EGESP)

DPF 358.5 2015/12/15

Second; Economic Governance and Energy Support Program(EGESP)

DPF 500 2016/12/13

Damanhour Combined Cycle Power 火力増設 1,208 2015/9/1

200 MW Wind Farm Project (Gulf OF Suez) 風力開発 450* 2016/6/1

Delta Solar Project** 太陽光開発 103* 2016/5/4

Enara Sunedison Solar** 太陽光開発 130* 2016/5/4

Neon Solar Project** 太陽光開発 45* 2016/5/4

Shapoorji Pallonji Solar Project** 太陽光開発 108* 2016/5/4

Gulf New Energy Egypt Project** 太陽光開発 118* 2016/5/4

Alcazar Solar Project** 太陽光開発 100* 2016/5/4

1500MW Power Plant 太陽光開発 250* 2016/3/1

Improv. Oper. Eff. Exist. Power Plants 火力効率向上 UAC 532,500* 2011/5/16

CTF (Complete Technical Feasibility Study ) Project Preparation Grant for 200mw Wind Project in Gulf of Suez

風力開発 0.624* 2011/11/29

Studying Integration Wind Power 風力開発 UAC 529,000* 2011/5/16

CTF (Complete Technical Feasibility Study ) Preparation Grant for Kom Ombo Concentrated Solar Power Project in Egypt

太陽光開発 0.655* 2011/11/29

Suez Thermal Power Project 火力増設 635.8* 2010/12/15

Ain Sokhuna Thermal Power Generation Project 火力増設 1,278* 2008/12/22

AFD New regional control center for the Nile Delta’s electric network 流通 61 million Euro 2017/3/2

Project to reinforce the electric power grid 流通 50 million Euro 2016/4/12

KfW Refurbishment of the generators of the Aswan High Dam 水力関連 85.65 million Euro 2017

Zafarana IV Wind Farm 風力開発 77.7 million Euro 2016

Zafarana I-Ⅲ Wind Farm 風力開発 68 million Euro 2009

*; 表示は総額で、AfDB は一部支援 **; 調査途中の段階（Pipeline）出典：各ドナーの Web Site より

60

電力需給２－２

一次エネルギーに係る情報、調達計画の現状と見通し２－２－１

一次エネルギー調達の現状 (1)

エジプト中央動員統計局（the Central Agency for Public Mobilization and Statistics：CAPMAS）による 2013/14 年度一次エネルギーバランスを次表に示す。

表２－２－１－１ CAPMAS による一次エネルギーバランス(2013/14)

Electrical

energy

Hydro

energy

Wind

energy

Solar

heat

Natural

Gas

others Gas/Diezel

oil

Kerosene Jet

fuel

Naphtha Gasoline LPG Crude

oil

Coke

oven

Hard

coal

Primary Production

Imports

Stock exchange

Exports

Bunker

5

40

1148 115 3 43639

429

1883

64

296

5993

80

498

615

1391

1723

2265

33535

2801

11940

7

14

2

279

Gross inland consumption

Transformation input

Thermal power Stations

Coke-oven Plants

Gas Works

Refineries

-34

1148

115

3

42185

24135

23745

389

-232 5938

122

122

-1033 -1391 1723 2265 24396

26008

26008

-7 281

281

281

Transformation output

Public Thermal Power Stations

Independent Thermal Power Stations

Coke-oven Plants

Investment Company

Refineries

13180

13174

5

1689

1689

7958

7958

74

74

1776

1776

1409

1396

4760

4760

651

21

630

202

202

Exchanges transfer, returns

Inter product transfer

Consumption Energy branch

Distribution Losses

Available for final Consumption

1266

1266

473

1631

12292

-1148

-1148

-115

-115

-3

-3

18051

1457

13774

74

742

18

6483

1735

1735

4651

-1611

195

281

-281

Final Energy Consumption

Final non-energy consumption

Industry

Transport

House holds

Agriculture

Other

12348

3210

38

5329

343

3228

18004

11543

416

1448

4597

1286

13539

3315

3941

822

5461

5

1

3

1

685

685

6342

6342

4677

25

4652

195

195

Statistical differences -56 47 171 235 69 58 18 141 -26 -1611

出典：CAPMAS 2013/2014

61

2013/14 年度において、「エ」国内では、43,639 thousand tons equivalent oil (以下 ktoe)の天然ガス、33,535ktoe の原油、及び極少量の石炭が産出されている。

天然ガスについては、1,883ktoe が輸出される一方、429ktoe が輸入され、計 42,185ktoeが国内で消費されている。この内、発電用として約 56％に当たる 23,745ktoe が消費され、

残りは 1％弱の精錬所用を除いて最終消費されている。最終消費の中では、産業用が約

64％を占めており、家庭用は約 8％である。原油については、約 36％に当たる 11,940ktoeが輸出される一方、2,801ktoeが輸入され、

計 24,396ktoe が国内で消費されているが、その全量が精錬所に廻されており、発電用に

原油は消費されていない。石炭については、2ktoe の国内産出量に加え、279ktoe が輸入されており、その全量が

コークス炉で消費されている。電力については、水力 1,148ktoe、風力 115ktoe、太陽熱 3ktoe が国内で発電されており、

また輸入は 5ktoe、輸出は 40ktoe である。BOOT（日本で言う I PP）を含めた火力発電所

からの発生電力は 13,180ktoe であり、これらの電力から送電ロス等を除いた 12,348ktoeが国内で最終消費されている。最終消費の中では家庭用が約 43％を占めており、産業用

は約 26％となっている。また、全最終消費エネルギーの内、電力は約 22％を占めてい

る。

一次エネルギー調達の見通し (2)

ISES2035Scenario4b における燃料毎の一次エネルギー供給量推移想定とその割合を、

それぞれ次図に示す。

図２－２－１－１図２－２－１－２

一次エネルギー供給量推移（燃料毎）一次エネルギー供給割合の推移

出典：Integrated Sustainable Energy Strategy 2035

2034/35 年度の全一次エネルギー供給量想定は 160,000ktoe を超えており、これは

2014/15 年度のほぼ 2 倍に当たる。現状一次エネルギーの約 5 割は天然ガス、4 割強は原

62

油で賄われているが、2034/35 年度においては、どちらも 3 割強程度まで低下し、代わ

って石炭が 2 割、RE が 1.5 割、原子力も 0.5 割程度を担う想定となっている。特に天然

ガスについては、現在見つかりつつある新たなガス田を考慮に入れても将来のガス不足

の懸念があるため、今後の新たなガス田の開発の重要性を認識しつつも、他燃料へのシ

フトを推進し、余剰分ガスは輸出に回すとしている。次図に、ISES2035Scenario4b による国産一次エネルギー供給量推移想定と一次エネル

ギー輸入量の推移をそれぞれ示す。

出典：Integrated Sustainable Energy Strategy 2035 図２－２－１－３図２－２－１－４

国産一次エネルギー供給量推移一次エネルギー輸入量推移

総供給量は現在から 2034/35 年度に至るまでほぼ変わらない中で、RE が 2034/35 年度

国産エネルギーの約 2 割を占める想定となっており、これに伴って原油類の供給量が減

少している。一次エネルギーの輸入総量は 2034/35 年度には現在のほぼ 4 倍に達する。当面は原油

類及び一時期天然ガスが主体となるが、2034/35 年度においては、石炭が 4 割を占め、

原子力も 1 割程度を占める想定となっている。すなわち、ISES2035Scenario4b によって、2035 年に至る長期戦略では、RE、石炭、原

子力導入によるネルギー源の多角化（Diversification）が示されたことになる。

63

発電種別毎の発電量、発電に供される燃料量を次図にそれぞれ示す。

出典：Integrated Sustainable Energy Strategy 2035 図２－２－１－５図２－２－１－６

発電種別毎の発電量推移発電に供される燃料量の推移

2034/35 年度の総発電量想定は現在の 2 倍以上に達しているが、その主な担い手は、

RE 及び石炭である。図２－２－１－４より、2034/35 年度における石炭の輸入量想定は

約 30,000ktoe であるが、図２－２－１－６より、発電に供される石炭の想定量が約

25,000ktoe であるため、輸入される石炭の 8 割以上は発電用と想定していることがわか

る。「エ」国における石炭火力発電所の開発については、後述するように、EEHC 自身に

よるもの、及び BOO スキーム（日本における IPP に相当）によるものの 2 本立てで進

められているが、この内、BOO スキームにおける石炭調達は、BOO に関わるプライベ

ートセクターが責任を持ち、EEHC 自身の手による石炭火力発電所については、EEHC自身が責任を持つとされている。

EEHC による石炭火力発電所は、後述するように、2017 年 8 月現在の時点で、プロポ

ーザルの応札待ちの状況であるため、調達すべき石炭の特性も正確には未定であるが、

EEHC は既に現段階で想定している石炭特性について、世界各国の石炭調達先に問い合

わせをした模様であり、この結果から、EEHC としては自身による今後の石炭調達に自

信を持っており、石炭の安定的な確保を目的とした組織の設立に関わる日本による支援

等の必要性は、現在は感じていない状況である。また、現在計画中の EEHC 所有の石炭

火力発電所は一地点であるため、コールセンター機能等の必要性も感じていない。しか

しながら、「エ」国では石炭火力発電所の経験は無いため、調達された石炭の取り扱い

や石炭火力発電所のモニタリングに関する技術的な支援等の必要性は認識している。

（EEHC での関係者面談より）

64

電力需要の現状と見通し２－２－２

最大電力需要の推移を次図に示す。なお、最大電力需要は夕刻に発生している。

出典：2010/11-2014/15 EEHC Annual Report 2014/2015 より調査団作成 2015/16 中央給電司令所の聴き取り調査による実績値

図２－２－２－１最大電力需要の推移

最大電力需要は 2013/14 にいったん落ち込んだものの年々増加をしていることがわかる。

2010 年から 2016 年までの最大電力需要の年平均増加率は 4.5％であった。EEHC の需要想定部

門では、これらの増加傾向を踏まえ 5.5％/年の最大電力需要増加率を基本とし、若干の増減の

可能性も織り込んで電源・流通設備計画部門へ提示している。一方、国家エネルギー戦略（ISES2035Scenario4b）による、2009 年から 2035 年までの電力需

要量を次図に示す。

出典：Integrated sustainable energy strategy to 2035 より調査団作成

図２－２－２－２電力需要量の推移

23,470 25,705

27,000 26,140 28,015 29,200

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

2010/11 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16

Pow

er (M

W)

Year

65

これによると 2009 年から 2035年までの年平均増加率は 4.6％である。この年平均増加率 4.6％は、2010 年から 2016 年までの電力需要の年平均増加率とほぼ同じ値であり、前記の計画需要

増加率である 5.5％年を 1％程度下回っている。これは国家エネルギー戦略（ISES2035Scenario4b）では、今後、長期的に見てエネルギーの効率利用が進むことを織り込んでいるためと考えられ

る。以上から近年の需要増加の傾向値（平均）と国家エネルギー戦略（ISES2035Scenario4b）は

基本的に整合していると判断される。一方、短期的に見ると、2014/15 年から 2015/16 年の需要ピークの増加は 1GW をやや上回る

程度（3％半ば）であり、この需要の鈍化傾向が継続している状況である（NECC との 2016 年

12 末面談時の情報）。本数値は計画需要想定増加率を 2％程度下回っており、この傾向が長期化

すると想定する場合は、需要想定の見直しが必要になると考えられる。

電源開発と電力需給の現状と見通し２－２－３

電源開発と電力需給の現状と見通し (1)

前述の通り、ISES2035Scenario4b と電源開発計画（特に火力）が 2022 年までの間基本

的に整合しているが、次図に 2035 年に至る電源設備構成の推移、構成比率の推移、各

設備の発電量推移、発電量比率の推移をそれぞれ示す。

出典：Integrated sustainable energy strategy to 2035 より調査団作成図２－２－３－１ ISES2035Scenario4b における電源設備量の推移

66

出典：Integrated sustainable energy strategy to 2035 より調査団作成図２－２－３－２ ISES2035Scenario4b における電源構成比率の推移

出典：Integrated sustainable energy strategy to 2035 より調査団作成図２－２－３－３ ISES2035Scenario4b における電源種類別発電量の推移

67

出典：Integrated sustainable energy strategy to 2035 より調査団作成図２－２－３－４ ISES2035Scenario4b における電源種別発電量比率の推移

電源容量は 2009 年に 25.1GW から、2035 年は 2009 年の約 6 倍の 147GW に増加する

計画となっている。なお、発電設備量のうち、風力、太陽光とも、「エ」国は好条件に

恵まれており、発電量（kWh）が発電設備量（kW）に対し欧州等より大幅に上回ると想

定されるので、これらの開発設備量は適宜見直されると想定される。発電量（kWh）構成は 2019 年頃まで天然ガスと重油の混焼発電の導入が進められ、電

力供給の約 80％を占める見通しである。石炭火力の導入が進められることで、2034 年

には電力供給量の約 40％を占める計画となっている。一方、RE 供給量は 2034 年には約

30％を占める計画となっている。特に太陽光発電量が 2019 年以降高い増加率となるこ

とを見込んでいる。以上の通り、電力エネルギーの生産量（kWh）は、天然ガスの利用中心から石炭や新

エネルギーに移行させ多様化する戦略であることが明確であり、その中に原子力発電の

利用も含まれている。最近の需要増加率が国家エネルギー戦略（ISES2035Scenario4b）想定時より低下して

いること、電源開発が２－１－２項で述べた通り 2020 年頃までに 19.4GW が開発される

ことから見て、当面、少なくとも 2022 年頃までは、発電設備容量面で需給バランス維

持が困難となる状況はないと想定される。また、エネルギー供給面でも、需要増加率の

低下傾向を考慮すると、当面、逼迫する可能性は小さいと判断される。

供給信頼度の状況 (2)

需給バランスの維持困難による停電 NECC によれば、過去 2 年間需給バランスが維持出来ないことによる停電（輪番停電

を含む）は発生していないとのことである。これは、FAST-TRACK 電源等として約 5GWの電源供給力増加を図った成果と考えられる。

68

引き続き、電源計画中の新規電源や供給力増加電源（コンバインドサイクル化）が次々

に運転開始してゆく状況であるので、需給バランスを起因とする停電が発生する可能性

は小さいと判断される状況である。送配電系統を起因とする停電

NECC によれば、基幹系統（220kV 以上）では、n-1 基準の運用が維持されている、と

のことであり基本的に送電系統を起因とする信頼度低下は発生していないと判断され

る状況である。一方、配電系統の信頼度については、一般的に配電系統毎に状況が異なると想定され

る。ここでは、地中配電が主である北カイロ配電会社の状況を分析する。年間の一需要家当り停電回数（SAIFI(Intr./Cust.)）、一需要家当りの停電継続時間

（SAIDI(min./Cust.)）の最新値を調査した結果、SAIFI：2.588、SAIDI：151.178 であり、

日本と比べれば悪いものの、極端に悪い状況とは呼べない状況である。（日本の SAIFI：0.05～0.10、SAIDI：5～10）各エリアの詳細データについては、次表に示す。また、参

考に 2008/2009 年を表下段に示した。SAIFI：1.56、SAIDI：110.19 に対しやや悪化して

いるが大きなものではない。

表２－２－３－１北カイロ配電会社の SAIFI and SAIDI（2015/2016 年度）

Sector SAIFI (Inter. /Cust.)

SAIDI (Min. /Cust.)

East 1.36 80.93 Helmya 3.678 204.328

Helioplis 3.328 202.146 North 1.748 109.207 Total 2.588 151.178

参考：2008/2009 年度 Total 1.56 110.19 出典：北カイロ配電会社への聞き取り調査

また、停電の主な原因は、第 1 位：建設中のケーブル切断で昨年 1 ヶ月あたり 84 箇

所、第 2 位：ケーブルジョイントの不具合（故障）で月あたり 29 箇所、第 3 位：その

他原因で月あたり 70 箇所ということである。なお、ケーブルの切断については、11kV 系統のケーブルについては、土表から 80cm、

22kV 系統のケーブルについては、100cm の深さに埋設することが規定されており、この

面で、設備設計が不十分と言えないと判断され、配電会社として回避措置を取ることが

困難な外部要因事故（やむをえない停電）とも考えられる。但し、工事実施方法等に改

善の余地がある可能性もある。一方、ケーブルジョイント不具合は、主に経年による劣化と思われ、改善の余地はあ

ると考えられるが、経年設備に対するリプレース計画を立てて更新を進めているとのこ

とである。

69

このように、配電系統の信頼度は、地中系統は、地中ケーブルといったように地域状

況に大きく影響され、きめ細かな分析が必要であるが、北カイロ配電会社を見る限り、

今後、配電系統の信頼度が極端に悪化する可能性は少ないと想定される。また、表２－２－３－２に現地調査を行ったノースデルタ配電会社（NDEDC）, それ以外の社はアンケート結果による SAIFI,SAIDI の状況を示す。例えば、ノースデ

ルタ配電会社は架空配電が主体であるが、北カイロ配電会社と比較してやや低い信頼度

レベルではあるものの、大差ない信頼度が確保されている。なお、アンケート結果によれば、架空配電系統の故障原因としては、カットアウト、

絶縁破壊、接続体の故障、樹木、悪天候によるものが多いとされている。

70

表２－２－３－２ SAIFI and SAIDI of other distribution companies

出典：EEHC 実施アンケート調査

発電分野２－３

既存発電設備の状況２－３－１

発電設備概要 (1)

2015 年 6 月 30 日現在の「エ」国における総発電設備容量は 35,220MW である。この

内、水力発電設備容量は 2,800MW、RE による発電設備容量は 687MW、BOOT スキーム

も含めた火力発電設備容量は 31,734MW である。火力発電設備容量の内訳を次表に示す。

○Alexandria2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16

SAIFI 1.08 0.81 0.59 0.63 0.61SAIDI 22.8 18.96 19.48 19.58 19.1

○North Delta2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16

SAIFISAIDI 606.66 372.66 472.54 239.2 266.69

○El Behera2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16

SAIFI 7.992 10.45 7.45 6.59 5.67SAIDI 827.94 987.9 876.05 667.2 765.3

○Middle Egypt2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16

SAIFISAIDI 161.97 227.74 185.38 132.23 116.22

○Upper　Eｇypt2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16

SAIFI 1.01 0.77 1.00 0.85 1.22SAIDI 143.18 92.7 156.44 115.51 240.63

71

表２－３－１－１火力発電設備容量の内訳

発電種別設備容量割合ガスタービン発電 4,847MW 15.3%

汽力発電 15,083MW 47.5% コンバインドサイクル発電 11,777MW 37.1%

出典：EEHC Annual Report 2014/2015

火力発電設備の 5 割弱が汽力発電設備である。また、これらの内、BOOT スキームに

よる発電設備（いずれも汽力発電設備）は 2,048MW である。水力及び BOOT スキーム

以外の発電設備は 5 つの発電会社に所有されている発電会社、及び発電所毎の発電設備諸元を次表に示す。 2000 年以降に運開した発電設備のほとんどは、コンバインドサイクル、あるいはガス

タービン設備であるが、一部 BOOT スキームを含めた汽力発電設備も開発されている。

72

表２－３－１－２既存発電所緒元（2015/6/30）

Comp. Station No. of Units Installed Capacity (MW)

Actual

capacity Fuel Commissionin

g date Cairo Shoubra El-Kheima

Shoubra El-Kheima Cairo West Ext Cairo South 1 Cairo South 2 Cairo North El-Tebeen Wadi Hof 6 October North Giza 6 October Ext

(St) (G) (St)

(CC) (CC) (CC) (St) (G) (G)

(CC) (G)

4 x 315 1 x 35

2 x 330 + 2 x 350 3 x 110

1 x 110 + 1 x 55 4 x 250 +2 x 250

2 x 350 3 x 33.3 4 x 150

4 x 250 +2 x 250 3 x 150

1260 35

1360 330 165

1500 700 100 600

1500 450

1260 35

1360 300 150

1500 700 75

600 1500 450

N.G-H.F.O N.G-L.F.O N.G-H.F.O

N.G N.G

N.G-L.F.O N.G-H.F.O N.G-L.F.O N.G-L.F.O N.G-L.F.O N.G-L.F.O

84-85-1988 1986

1995-2011 1989 1995

2005-2006-2007-2008 2010 1985 2012

2015-2014 2015

East

Delta

Damietta Ataka Abu Sultan Shabab New Gas Shabab New Gas Damietta Damietta West Port Said Arish Oyoun Mousa

(CC) (St) (St) (G) (G) (G) (G) (G) (St) (St)

6 x 132 + 3 x 136 2 x 150 + 2 x 300

4 x 150 3 x 23.5 8 x 125 4 x 125 4 x 125 1 x 24 2 x 33

2 x 320

1200 900 600 100

1000 500 500 24 66

640

1164 900 600 91.5 1000 500 500 22 66

640

N.G-L.F.O N.G-H.F.O N.G-H.F.O N.G-L.F.O N.G-L.F.O N.G-L.F.O N.G-L.F.O N.G-L.F.O N.G-H.F.O N.G-H.F.O

89-1993 85-86-1987 83-84-1986

1982 2011 2011

2012-2013 1977

1995-1996 2001

Sharm El-Sheikh Hurghada Ain-Sokhha

(G) (G) (St)

1 x 23.7 + 4 x 24. 27 6 x 24.2 2 x 650

120.5 145

1300

109 131

1300

L.F.O N.G - L.F.O N.G-H.F.O

1997-1979-1975 1977-1979

2015 Zafarana(Wind) (W) 105 x 0.6 + 117 x 0.66 + 478 x 0.85 547 120 Wind 2007-2008-2009-2010 Suez Gulf(BOOT) PortSaid East(BOOT)

(St) (St)

2 x 341.25 2 x 341.25

682.5 682.5

682.5 682.5

N.G-H.F.O N.G-H.F.O

2002-2003 2002-2003

Middle

Delta

Talkha Talkha 210 Talkha 750 Nubaria 1,2 Nubaria 3 Mahmoudia El-Atf Banha

(CC) (St)

(CC) (CC) (CC) CC) (CC) (CC)

8 x 19.0 + 2 x 40 2 x 210

2 x 250 +1 x 250 4 x 250 + 2 x 250 2 x 250 +1 x 250

8 x 21+ 2 x 50 2 x 250 + 1 x 250 2 x 250+ 1 x 250

236 420 750

1500 750 268 750 750

236 420 750

1500 750 268 750 750

N.G-L.F.O N.G-H.F.O N.G-L.F.O N.G-L.F.O N.G-L.F.O N.G-L.F.O N.G-L.F.O N.G-L.F.O

79-80-1989 1993-1995 2006-2010 2005-2006 2009-2010 1983-1995 2009- 2010

2014

West

Delta

Kafr El-Dawar Damanhour Ext Damanhour (Old) Damanhour El-Seiuf Karmouz Abu Kir Abu Kir Abu Kir New Sidi Krir 1,2 Sidi Krir Matrouh

(St) (St) (St)

(CC) (G) (G) (St) (G) (St) (St)

(CC) (St)

4 x 110 1 x 300 3 x 65

4 x 25 + 1 x 58 6 x 33.3

1 x 11.37 + 1 x 11.68 4 x 150 + 1 x 310

1 x 24.27 2 x 650 2 x 320

2 x 250 + 1 x 250 2 x 30

440 300 195 158 200 23

910 24

1300 640 750 60

440 300 105 154 141 18

900 23

1300 640 750 60

N.G-H.F.O N.G-H.F.O N.G-H.F.O N.G-L.F.O N.G-L.F.O

L.F.O N.G-H.F.O N.G.-L.F.O N.G-H.F.O N.G-H.F.O N.G-L.F.O N.G-H.F.

1980-1984-1986 1991

1968-1969 1985-1995

1981-1982-1983-1984 1980

1983-1984-1991 1983

2012-2013 1999-2000 2009-2010

1990 Sidi Krir 3,4 (BOOT) (St) 2 x 341.25 682.5 682.5 N.G-H.F.O 2001-2002

Upper

Egypt

Walidia Kuriemat 1 Kuriemat 2 Kuriemat 3 Assiut Assiut West mobile units Kuriemat Solar / Thermal

(St) (St)

(CC) (CC) (St) (G) (G)

(S/G)

2 x 300 2 x 627

2x250+1x250 2x250+1x250

3 x 30 3 x 125 14 x 25

1 x 70 + 1 x 50 + 1 x 20

600 1254 750 750 90

375 350 140

600 1254 750 750 60

375 350 140

H.F.O N.G-H.F.O N.G.-L.F.O N.G-L.F.O

H.F.O L.F.O -H.F.O

L.F.O Solar/ N.G

1997 1997-1998 2007-2009 2009-2011 1966-1967

2015 2015 2011

Hydro

Plants

High Dam Aswan Dam I Aswan Dam II Esna Naga Hamadi

12 x 175 7 x 40

4 x 67.5 6 x 14.28

4 x16

2100 280 270 86 64

2100 280 270 86 64

Hydro Hydro Hydro Hydro Hydro

1967 1960

1985-1986 1993 2008

Total 35220 34455


73

発電実績 (2)

2014/15 年度における「エ国」総発電電力量は 174,875GWh である。この内、水力は約

8％に当たる 13,822GWh、RE は 0.8％である。火力発電による電力量は 159,333GWh で

あり、総発電量の 91％に上る。火力発電による電力量の内訳を次表に示す。

表２－３－１－３火力発電設備毎の発電量の内訳

発電種別発電量割合ガスタービン発電 15,446GWh 9.7% 汽力発電（BOOT 含む） 78,262GWh 49.1% コンバインドサイクル発電 65,625GWh 41.2%


設備容量に比較し、ガスタービン発電による発電量は少なく、汽力発電、及びコンバ

インドサイクル発電による発電量が増加している。火力発電会社毎の発電設備量と発電量を比較したものが次表である。

表２－３－１－４火力発電会社毎の発電設備量と発電量

火力発電会社 Cairo East Delta Middle Delta West Delta Upper Egypt 発電設備容量 8,000MW 7,092MW 5,424MW 5,000MW 4,169MW 発電量 30,634GWh 31,918GWh 35,664GWh 27,657GWh 19,122GWh


発電所毎の運転実績を次表に示す。

74

表２－３－１－５発電所毎の運転実績（2014/15）

Comp. Station Gross Gen. GWh

Net Gen. GWh

Net/

Gross % Fuel Consump. .gm/ kWh gen

Thermal Eff. %

Peak Load MW

Load Factor %

Cap. Factor %

Av. Factor %

Cairo Shoubra El-Kheima Cairo West Ext Tebbin Wadi Hof Cairo South 1 Cairo South II Cairo North 6 October Giza North

6973.2 7494.09 2734.35 180.71

1471.82 221.59

6861.21 2969

1727.6

6571.74 7113.57 2548.22 179.48

1445.77 219.97

6708.85 2910

1669.92

94.2 94.9 93.2 99.3 98.2 99.3 97.8 98

96.7

242.21 226.45 210.65 398.43 247.4 264.9

179.41 270.8

295.48

36.2 38.8 41.6 22.1 35.5 33.1 48.9 32.4 29.7

1235 325 700 72

363 142

1414 893

1019

64.46 77.86 44.59 28.65 46.29 17.8

55.39 31

18.25

61.5 62.9 44.6 20.6 37.3 15.3 52.2 26

12.4

80.4 87.8 45.2 94.4 89.2 48.3 79.4 91.4

76.15

East

Delta

Ataka New Gas Ataka Abu Sultan Arish Oyoun Mousa Shabab New Gas Shabab Port Said New Gas Damietta West Damietta Damietta Sharm El-Shikh El-Huraghda Ein-Sokhna

1093.07 146.59

3366.73 523.57

3886.93 345.81

4306.25 84.37

3148.90 3274.96 7333.93

59.42 386.12

3961.73

986.49 145.66 3113.17 491.19

3739.41 343.70

4275.42 84.13

3120.58 3257.39 7170.78

57.93 384.95

3829.31

90.3 99.4 92.5 93.8 96.2 99.4 99.3 79.7 99.1 99.5 97.8 97.5 99.7 96.7

258 274.4 261.1 248.3

218.49 338.3 275.2

378.06 272.12 266.3 197.6

377.73 400.24 214.8

34.1 32.0 33.6 35.4 40.2 25.9 31.9 23.2 32.2 33

44.4 23.2 21.9 40.9

245 600 560 66

615 79

964 33

515 505

1071 86 88

1290

50.9 -

68.6 90.6 72.1 50 51

29.2 69.8 74

78.2 7.9

50.1 42.9

13.9 -

64.1 90.6 69.3 39.3 49.2 20.1 71.9 74.8 69.8 4.7

30.8 42.5

24.1 -

85.6 94.3 80.7 98.6 97.1 58

92.7 93.7 86.5 86.7 95.3 73.6

Middle

Delta

Talkha steam (210) Talkha Talkha (750) Nubaria (1,2,3) Mahmoudia Banha* El-Atf

2003.6 1748.2 5688.2

14694.7 2275.8 4514.2 4739.5

1857.7 1727.5 5587.9

14457.9 2251.1 4427.6 4651.4

92.7 98.8 98.2 98.3 98.9 98.1 98.1

260.6 273.5 152.9 162.9 222.2 170.4 168.1

33.7 32.1 57.4 53.9 39.5 51.5 52.2

360 246 768

2236 305 802 811

63.5 81

84.5 75

85.2 69.8 66.7

54.5 84.6 86.6 75

96.9 74.7 72.1

73.6 82.2 94.8 92.8 97.6 90.3 80.6

West

Delta

Kafr El-Dawar Damanhour Ext 300* Damanhour steam Abu Kir New Abu Kir Sidi Krir 1,2 Matrouh El-Seiuf gas Karmouz Damanhour Sidi Krir (C.C)

2754.6 1764.5 751.04 5480.8 7064.4 3386.1 343.81 409.3 7.85

1082.13 4612.2

2541.9 1708.1 688.7

5159.4 6790.7 3249.7 317.86

405 7.74

1068.07 4493.14

92.3 96.8 91.7 94.1 96.1 96

92.4 99

98.6 98.7 97.4

287.4 240.9 316.3 258.3 217.1 215

287.7 389

376.9 217.1 164.3

30.5 36.4 27.7 34

40.4 40.8 30.5 22.6 23.3 40.4 53.4

440 300 140 868

1250 611 57

147 18

144 750

71 67 61 72

64.5 63.3 69

31.8 5

85.8 70.2

71 67 44 67 62 60 65

23.4 4

79 70.2

87.2 90.4 86.3 89

79.4 78.6 93.3 74.9 53.1 96.2 82.9

Upper

Egypt

Walidia Assiut Assiut West* Kuriemat steam Kuriemat 1 Kuriemat 2 Mobile units

2226.4 198.3 100.9

7921.2 5081.5 3572.8

20.8

2126.69 173.49 99.83

7684.2 4988.42

3498 20.6

95.5 87.5 98.9 97

98.2 97.9 99

255.7 317.3 293.7 211.9 152.6 161.8 266.9

34.3 27.7 29.9 41.4 57.5 54.2 285

465 64 -

1243 733 764

1

54.66 35.4

- 72.75 79.14 53.38

1

42.4 25.2

- 72.1 77.3 54.8 32.3

61.3 38 -

94.6 93.2 68 -

Hydro

Plants

High Dam Aswan Dam I Aswan Dam II Esna Naga Hamadi

9805.2 1543.3 1567.6 458.54 448.32

9728.7 1523.7 1558.6 450.53 442.01

99.2 98.7 99.4 98.3 98.6

- - - - -

86.6 90.1 94

92.8 89.7

2220 275 270 82.7 67.2

50.42 64.06 66.28 63.3

76.16

53.3 62.92 66.28 61.09 79.97

92 95.9 87.4 84.5 96.6

Total Total-Hydro 13822 13704 99.2 - 88.1 2824 55.88 56.36 91.8 Total-Thermal 144995 140350 96.5 214.8 40.9 - 68 65 -

Total-Wind 1444 1391 96.31 - - 420 39 22 - Kuriemat Solar / Thermal - - - - - - - - - Private Sector BOOT 14338 13479 94 207 42.4 - - - -

Total 174599 168924 97 214.1 41 - - - - Purchased from IPPs 32 32 100 - - - - - -

Isolated Plants 244 239 98 - - - - - -

Grand Total 174875 169195 96.5 - - 28015 - - -


75

Load Factor（期間中の平均発電電力 kW/最大電力 kW）、Capacity Factor（期間中の発電

電力 kWh/期間×定格電力 kWh）、Availability（発電可能期間 h/当該期間 h）の傾向から

は、・ガスタービン発電設備の Load Factor, Capacity Factor は比較的低い・コンバインドサイクル発電の Load Factor, Capacity Factor は比較的高い（特に、

Middle Delta 発電会社のコンバインドサイクル発電所では高い）といった一般的な傾向がある一方で、・ Load Factor, Capacity Factor が両方共低いものの、Availability は高いガスタービ

ン設備が多い。すなわち、低負荷の状態で長時間運転されている。・ Cairo 発電会社管内では、Cairo North のような比較的新しい発電設備を含めて、

コンバインドサイクル発電所の Load Factor, Capacity Factor は比較的低く、これ

らよりパフォーマンスの良い汽力発電設備が Cairo 発電会社管内だけではなく、

East Delta や West Delta 発電会社などにも存在している。発電設備の運用は、それぞれの発電設備の役割や特徴だけではなく、当該発電設備の

系統上の位置や役割、あるいはガスパイプライン等燃料運用上の制限等によって大きく

影響を受ける。更に「エ」国では、発電用の天然ガス供給量に限りがあり、油焚が可能

な発電設備では優先的に油が使用されている等の事情があるため、一概には言えないが、

例えば、ガスタービン設備の効率が悪い低い出力帯での長時間に亘る運転や、比較的新

しいコンバインドサイクル発電があまり活用されていない状況は、火力発電設備側から

だけ見れば、熱効率の悪化に繋がる虞がある。事実、EEHC 所有の火力発電設備全体の

熱効率は 40.9％、BOOT スキームの発電所を含めても 41％に留まっている。

建設中及び計画中の発電設備（運転開始予定、設備容量、ファイナンスの確保状況２－３－２

等）

現在建設中の火力発電設備 (1)

EEHC 建設管理部門からの聞き取り調査に基づく、現在建設工事を実施中の火力発電

プラントを次表に示す。なお、EEHC の計画部門と建設管理部門間で、ガスタービン発

電設備のコンバインドサイクル化運転開始時期に若干の相違があるが、建設部門が最新

状況を把握していると想定する。

76

表２－３－２－１現在建設中の火力発電設備

出典：調査団聞き取り調査

Siemens による総発電容量 14,400MW という大規模な 4,800MW×3 箇所のコンバイン

ドサイクル発電設備は、既に一部運転を開始している。（以下英文では削除：KfW によ

れば、本計画は、政治的に（KfW は首脳外交を強く示唆）決定されたものであり、政治

主導のもと民間銀行ベースでファイナンスされたものである。このため、KfW でも民間

融資部門が対応しドナー部門は係っていないとのこと）この他に、汽力発電設備 650MW を 4 ユニット、及び、既設のシンプルサイクルガス

タービン設備にガスタービン用の排熱回収ボイラー（Heat Recovery Steam Generator：HRSG）及び蒸気タービンを追設し、コンバインドサイクル発電設備とする工事が 5 地

点で進められている。なお、「エ」国では、停電発生を抑制するために 2015 年夏の運転開始を目途に設置工

事期間の短い下記のガスタービン設備を設置した。 ① 6th October 4x150MW ② West Assuit 8x125MW ③ West Daimietta 4x125MW

77

④ Attaka 4x160MW ⑤ Mahamoudia 2x168MW ⑥ Assuit 8x125MW ⑦ Sharm El Shaekh 6x48M ⑧ Port Said 2x42MW ⑨ Gourgada 6x48MW ⑩ Mobile units 14x25MW

これを Fast Track Plan 2015 Summer と呼んでいるが、上記の内、③West Damietta, ①6th October, 及び②West Assuit の 3 地点においてはコンバインドサイクル設備化が進められ

ている。これら 3 地点のファイナンスはガスタービンを設置した Siemens である。④

Attaka、⑤Mahamoudia については、後述する通り、コンバインドサイクル化の計画があ

る。なお、Siemens 以外のプロジェクトは全て入札にて決定しており、Ministry of International Cooperation がサインしているが、債務保証ではないとのこと。また、⑦ Sharm El Shaekh、⑧ Port Said、⑨ Gourgada, 及び⑩ Mobile Units については、需給逼

迫時のみ運転されるガスタービンであるため、コンバインド化の計画は無い。

2022/23 年以降の火力発電設備の増強（表２－３－２－２までは英訳から削除） (2)

EEHC 計画部門、及び Private Power Plants Sector からの聞き取り調査に基づく、現在

計画中の火力発電プラントを次表に示す。なお、EEHC 石炭火力担当責任者と Private Power Plants Sector 間で、石炭火力 BOO に関する情報に相違があったため、表２－１－

２－１と本表とでは石炭火力に関して若干の相違があるが、最新状況では、23 年第 3 四

半期に初号機運転開始とのことである。

78

表２－３－２－２計画中の火力発電設備

出典：調査団聞き取り調査

「エ」国においては、エネルギー源を多様化し、結果的に自国で産出する天然ガス

を発電以外の付加価値の高い用途に振り分ける ISES2035Scenario4b 戦略の下、2 種類

の方法で石炭火力発電所の導入を進めている。

一つ目は、EEHC が自ら石炭火力発電所を所有する方法である。紅海沿いの

Hamrawein 地点に 1,000MW 級の石炭火力発電設備を 6 ユニット設置する計画を進め

ている。1,000MW 級石炭火力の出力は製造者によって異なるため、EEHC では

1,150MW までの出力の設備を 1,000MW 級と呼称している。2017 年 3 月現在、ショ

ートリストされた 8 社による応札受け付け中であり、初号機は 2023 年「エ」国第 3

四半期（1 月~3 月）に運転開始し、以降半年毎に 1 ユニット運転開始する予定であ

る。応札評価は 5年間のO&Mコストを含めた総コストで実施されるとのことであり、

本邦企業も応札に向けた準備中である。

石炭火力発電所設置のための二つ目の方法は、BOO スキーム、日本で言う独立発

電事業者（Independent Power Producer：IPP）による石炭火力発電所の設置である。

スエズ湾沿いシナイ半島側のOyoun Moussa地点に 660MW発電設備を 4～6ユニット

設置する計画が進められている。この内第一フェーズ（660MW×2）については既に

79

落札者が決定しており、契約交渉中であるが、運転開始時期は 2022 から 2024 年頃と

想定されている。

Fast Track Plan 2015 Summer にて設置されたガスタービン設備 ④Attaka 及び⑤

Mahamoudia のコンバインドサイクル発電設備化の計画もあるが、現在ファイナンス

は付いていない。日本による支援を期待する声もあるが、ガスタービン設備の製造者

は④ Attaka は Siemens, ⑤ Mahamoudia はイタリアの Ansaldo である。ガスタービ

ン設備を後日コンバインド化する場合、ガスタービン設備との取り合い、及びコンバ

インドサイクル化後の性能保障等の面から、ガスタービン製造者に発注されるケース

も少なくない。また、競争となった場合、これらの 160MW クラスのガスタービンを

コンバインドサイクル化するために必要な蒸気発生設備や蒸気タービン等の設備は

世界各国の製造者で対応が可能であり、日本製品の優位性は無い。

なお、「エ」国では石炭火力やコンバインドサイクル以外に、油･ガス焚の汽力発電

設備の建設・計画を進めているが、これらの設置目的は、ガスタービン・コンバイン

ドサイクル発電設備の高気温時の出力低下を補うものとされている。現実的には、石

炭火力や効率の良いコンバインドサイクル発電、更には原子力発電所など、ベースロ

ードを担うべき発電設備が増加する中で、電力負荷調整機能、及び油焚設備確保によ

る燃料運用上の柔軟性確保が目的ではないかと推察される。

IPP 契約に係る情報２－３－３

民間投資による電源開発の概要 (1)

「エ」国では、固有の需要家にのみ電力を供給する民間投資による発電所を IPP

と呼称（日本で言う PPS に相当）し、広く電力系統に供給する民間投資による発

電所（日本で言う IPP）は BOO あるいは BOOT と呼称しているので、ここではこ

の状況を概説する。

なお EEHC Annual Report に電力の供給元として記載されている”IPP“は、工場

自家発の余剰電力を系統に供給している Auto-production であり（日本で言う自家

発余剰購入）、これらは民間発電事業とも呼べるため、「エ」国では IPP に分類して

いるが量的に小さいので、今回調査の対象としていない。

BOO/BOOT スキームは、2000 年前後の急激な電力需要の伸びに対応するために

必要な電源開発のうち、EEHC による資金調達が困難な発電設備について、民間投

資の応募を求めたものである。現状、Siemens による大規模なコンバインドサイク

ル開発等が実現したため需給にもある程度の余裕が生じたこともあり、

BOO/BOOT スキームの必要性は減少した状況であるが、以前から交渉されていた

ものが、今後、運転を開始する予定である。

80

BOO/BOOT スキームは長期にわたって同一料金で電力を引き取るため、市場で

の取引価格決定という自由化の基本スキームとは整合しない可能性があるため、

BOO/BOOT による発電設備開発は減少する見通しである。

汽力発電設備の設備想定寿命は通常 40 年程度である。このため、汽力発電設備

を主な対象と考えていた BOO/BOOT の導入検討開始時点（1997 年頃）では、20

年後に設備を譲り受けてその後 20 年 EEHC が運転/維持する BOOT スキームが主

体だった。現在運転中の BOOT スキームに基づく汽力発電設備は、このような考

え方に基づいて開発された。

その後、コンバインドサイクル設備が対象になると、GT 寿命は 20～22 年が一

般的であることから、運転開始から 20～25 年後に譲り受けるメリットが見込めな

いため、契約期間 25 年の BOO とすることされた。現在計画中の BOO スキームに

よるコンバインドサイクル発電設備は、このような考え方に基づいて計画されて

いる。

更に、現在計画中の石炭火力の場合は、「エ」国では経験のない長期運転後の石

炭火力運転維持の可能性にリスクがあるため、25 年の BOO とする予定である。

現在計画中の 2 地点の燃料確保については、ガス火力については、開発者が MoP

と供給契約を結ぶが EEHC も間に入り進めている。石炭火力の石炭確保について

は、開発者と運転企業が責任を持って確保することとしており、EEHC も MoP も

関与しない。

現在運転中の BOOT プラント（3地点）は以下の通り。 (2)

①Suez Gulf（ST）2×341.25MW 2002/03 運開ガス/油（East Delta）

②PortSaid （ST） 2×341.25MW 2002/03 運開（EastDelta）

③Sidi Krir3、4（ST）2×341.25MW 2001/02 運開（West Delta）

現状運用上の課題は特にないとのことである。

現在計画中の BOO/BOOT プロジェクト（2件）の概要は以下の通り。 (3)

①Dairut（North Cairo Beheira 地区）

・3×750MW C/C（+F 級 GT）

・2022 年より順次 GT 単体の運転を開始し、その後順次コンバインドサイクル化

を予定

・2010 年の入札時は 19 社応札したが、資格審査の過程で減少し 2015 年の最終 bid

にはサウジアラビア Aqua 社のみ応札

・PPA 契約は現在 99％完了し 25 年間の BOO、細かい詰めの部分を調整中。

・検討開始当初は 2017 年運開を予定していたが契約交渉が長引いたため、2022～

27 年の 5 カ年に必要な電源として計画に組み込まれた。

81

②Oyoun Moussa（スエズ湾沿いシナイ半島側）

・2x660MW×3phase 石炭火力 25 年間の BOO 第一フェーズ運開は早くて

2024/25

・第一フェーズは ANI（アラブ首長国連邦）が落札、現在 PPA は 70％完了。石炭

用桟橋等の設備は別の投資者で実施されるため共同契約を締結する予定。（投資

者名は明らかにされなかった）

・第二、第三フェーズは運転開始時期未定（当初は ANI 以外にオラスコム（「エ」

国）、アクア（サウジアラビア）が有力だった）

なお、Kena（Upper Egypt）においても 25 年間の BOO によるコンバインドサイ

クル発電所の設置計画があるとの情報を得ていたが、調査の途中で BOO としては

キャンセルされ、650MW×2 のコンバインドサイクル設備を EPC+ファイナンスと

して設置する計画に変更されたとのこと。

水力発電設備（揚水発電設備計画）２－３－４

「エ」国の水力発電は、1960 年代のアスワン開発以来、現在に至るまで約 2.8GW の設

備を有効に活用し、同国の安定供給に大きな貢献を果たしきた。

現在、このような水資源の有効活用とは全く異なる水力発電設備の機能を活用する方

策として、揚水発電所の開発を進めている。

ここでは、現在の状況を概説する。

揚水発電所の開発目的 (1)

今後の RE の大量導入に伴う、周波数コントロール及び太陽光の発電ピークと電

力需要ピーク時間の違いを補う発電エネルギーシフトを目的としている。また、

石炭・原子力導入に伴うベースロード電源の経済運用（需要が低い状況にて、揚

水し、需要が高い状況で発電し火力等の燃料費を節約）にも資することとしてい

る。

「エ」国では、RE の大量導入とベース電源の着実な増加が計画されていること

から、これらに対し合理的な系統運用を図る要として揚水発電所の役割が期待さ

れている。

揚水発電所の導入計画：Ataqa揚水発電所 (2)

当面、導入が計画されているのは、Ataqa 揚水発電所。

EPC＋ファイナンスの提案を受けている状況。

海外のコンサルタントを選定し提案審査に当たる予定。

年中にはプロジェクトがスタートする予定。

工期：86 ヶ月最終開発量： 2.4GW（300MW×8）

82

可変速揚水発電機の採用に関する検討は、現状、行われていない。

後続の揚水発電所計画 (3)

Upper Egypt で 2 サイトのプレスタディーを実施済み。

プレスタディーでは、Ataqa に加え、後 1 箇所が必要と提案されている。

なお、他に 1 箇所、紅海の海水揚水の候補地点がある。

ISES2035Scenario4b では、2020 年代後半には、原子力 5GW 程度、石炭火力 8GW

以上、更に RE 大量導入の継続が想定されていることから、後 1 箇所程度の揚水発

電所導入の合理的である可能性は高いと想定される。

送変電分野２－４

送変電分野の基礎情報２－４－１

現状の電力系統 (1)

2015 年の「エ」国の 220kV 及び 500kV 送電系統図を次図にそれぞれ示す。送電

線網は、220kV 及び 500kV とともにナイル川沿いに敷設され、「エ」国北部のカイ

ロを中心とした地域に送電されていることが分かる。紅海沿岸には風力発電所が

建設されているが、これらの発電所は 220kV 送電線に連系されている。

83

出典：Annual report 2014/15 に基づき調査団が作成

図２－４－１－１現在の 220kV 送電線系統図（2015 年）

S.BaranyNegela

Alamen

Rumano

ElmagharaElgfgafa

ElnekhiNaqab

Saint KalreenDahab

Abu Zenimo

Elbwete

Moot

Ros Garib

Elqsier

Marso Alam

Brnees

Elkharga

A.sembl


500kV Substation


220kV Substation


84

出典：EETC 受領資料に基づき調査団が作成

図２－４－１－２現在の 500kV 送電線系統図（2018 年）

S.BaranyNegela

Alamen

Rumano

ElmagharaElgfgafa

ElnekhiNaqab

Saint KalreenDahab

Abu Zenimo

Elbwete

Moot

Ros Garib

Elqsier

Marso Alam

Brnees

Elkharga

A.sembl







85

変電所変圧器設備容量、電圧階級別送電亘長を次表にそれぞれ示す。2015 年現

在の変電所変圧器設備容量は 103,975MVA で、2014 年より 4.4％増加している。ま

た、2015 年現在の送電線亘長は 44,400km で、2014 年より 0.4％増加している。

表２－４－１－１変電所変圧器設備容量

電圧階級 (kV) 変圧器設備容量 (MVA) 500 10,175 220 42,796 132 3,515 66 45,796 33 1,693


表２－４－１－２電圧階級別送電線亘長

電圧階級 (kV) 送電線亘長 (km) 500,400 3,060

220 17,570 132 2,490 66 19,300 33 1,990


電力系統運用 (2)

「エ」国の電力系統を効率よく運用するために Grid Code が定められている。

1) 送電系統に接続する需要家の力率

送電系統に接続する需要家の接続点の力率は次表の通り定められている。多

くの顧客が連系されていると考える 66kV 以下は遅れ力率で 0.90 以上と規定さ

れている。

表２－４－１－３許容力率

Supply Voltage (nominal) Permissible Rage of Aggregate Power Factor at the connection

500 /400 kV 0.98 lagging to unity 220 kV 0.96 lagging to unity 132 kV 0.95 lagging to unity

66 kV and below 0.90 lagging to unity


2) 事故除去時間

電力系統で短絡事故や地絡事故が起こった場合の最大事故除去時間は次表の

通り定められている。

86

表２－４－１－４最大事故除去時間

Voltage Level Target Clearance Times 500 /400 / 220 / 132 kV 80 msec

66 / 33 kV 120 msec


3) 周波数維持

「エ」国の電力系統周波数は 50Hz と定められ、周波数変動幅は電力系統運

用者によって通常は 49.95～50.05Hz 以内に管理されている。電力系統運用者は

系統周波数が 49.5Hz に低下した場合は負荷を電力系統から切り離し、系統周波

数が 51.0Hz に上昇した場合は発電機を電力系統から切り離す操作を行う。この

他、系統周波数が 51.0Hz を超えて上昇した場合、または 48.5Hz よりも低下し

た場合は、発電機製造者が定める同期条件が適用される。つまり、発電機の設

計条件によって極端な周波数上昇時及び下降時は発電機が系統から脱落するこ

とを意味し、電力系統が維持出来なくなる可能性があることを示している。

4) 系統維持のための需要制御

前項で述べた通り、周波数低下が起きると負荷を電力系統から順次切り離す

操作が実施される。次表に周波数とそのとき実施される負荷の切り離し量を示

す。この表によれば、48.7Hz まで周波数低下が進むと負荷の 60％が系統から切

り離されることになる。

表２－４－１－５系統維持のための需要制御

Frequency (Hertz) Required Load Dropping 49.2 6% of the Original Load 49.1 3% of the Original Load 49.0 4% of the Original Load 48.9 7% of the Original Load 48.8 20% of the Original Load 48.7 20% of the Original Load

48.65 15% of the Remained Loads


5) 周波数制御

周波数制御は次の手順によって行われる。

発電機の調速機（第一制御）

系統運用者による発電機指令（第二制御）

自動負荷遮断（第三制御）

周波数上昇継電器による発電機遮断

負荷制御

87

第一制御となる発電機の調速機の調定率は 5％以下に設定され、最大 5 秒間

は応答するようになっている。また、発電機の調速機は、通常時はガバナーフ

リー運転するよう定められ、系統周波数が維持されている。

第三制御となる自動負荷遮断は、前項で示した周波数低下時の決められた各

負荷量を自動的に切り離することである。

6) 電圧基準

電力系統の電圧基準は、送電及び受電端や変電所母線で規定電圧の 95～

105％で計画、設計及び運用される。また、電圧最大低下は 90％、最大上昇は

110％を許容するが、1 分を超えてはならないと定められている。また、事故期

間中の電圧は、0～140％まで許容するが 1 分を超えてはならないと定められて

いる。

7) 系統電圧制御

系統電圧数制御は次の手順によって行われる。

同期発電機の発電機端子電圧の調整

無効電力補償装置（STATCOM）

調相設備

変圧器のタップ切換器

基幹系統（220kV、500kV）系統運用 (3)

「エ」国の基幹系統運用に関する状況は以下の通りである。

1) EETC中央給電指令所（以下 NECC）運用システムの状況

NECC は 230kV 以上の系統を監視制御し、SCADA システムによって「エ」

国の系統周波数、基幹発電所母線電圧、発電所の出力、潮流状況、開閉機器の

On/Off 情報や警報情報を監視出来る。

この機能を有する NECC の SCADA システムは ALSTOM 製で外見面の老朽

化等はみられない。

2) 電力系統規定の逸脱

電力系統運用規定が定められ、現在、規定を逸脱する運用は行われていない。

3) 電力系統の信頼度

電力系統の信頼度基準は n-1 または n-2 基準であるが、運用の際もこれが遵

守されており、n-1 の状況下で負荷遮断を行ったことは少なくともこの 2 年間は

ない、とのことである。

88

なお、送電線等の 1 設備点検停止時には、電源抑制や負荷切り替えを行う等

により更に 1 設備が事故停止しても問題が生じないよう調整している。

4) 系統電圧の管理状況

基幹系統の電圧の維持は NECC が行い、電圧は適正に維持されている。（面

談時に状況を確認）

具体的な系統電圧管理は発電設備の端子電圧の変更、変圧器タップの変更、

送電線直づけリアクトル及び調相設備の開閉を行っているが、権限は NECC が

有している。関連機器のうち、シャントリアクトルやコンデンサの開閉操作は

NECC から直接行えるが、投入音等で現場を混乱させる恐れがあるので、機器

操作は NECC から現地へ電話指示し、現場作業員が行っている。なお、変圧器

タップの変更も手動である。

ローカル系統（132kV 以下）は、地方給電司令所が管轄しているが、その操

作が基幹系統側へ影響することもあるので、NECC と連携を図っている。場合

によっては、NECC から地方給電指令所へ指示を出し、基幹系統電圧を管理す

る場合がある。

5) 需給バランス（再掲）

発電電力量と負荷量の需給バランスはこの 2 年間保たれており、系統周波数

の維持のため負荷遮断を実施したことはない。今後も大規模な電源導入が図ら

れるので、受給バランスが大きく崩れる可能性は低く、逆に需要増加が低めに

推移していることに関心がある。

6) 基幹系統の故障電流

送電系統はループ運用しているが、事故電流が遮断能力を超過する箇所が一

部発生している。その対策として、母線分割運用やループ系統から放射状系統

へ系統運用を変更している。

今後、大規模な電源開発が進められていく中で、電力系統の故障電流も増加

することが予想される。このため、遮断器の定格遮断電流を 500kV 系統では

40kA から 50kA へ、220kV 系統では 40kA から 63kA へ格上げする予定である。

また、一部 220kV 送電線の廃止や遮断器開放運転も検討されている。

7) 電源の管理

電力系統の需給バランスを維持するには発電機出力や発電機の点検時期を管

理する必要がある。各発電会社は発電電力をあらかじめ系統運用者と契約し、

この契約にしたがって発電機を運用している。発電機の定期点検の際は、契約

89

した電力を確保する前提で行うこととしており、その条件下で発電機停止スケ

ジュールを NECC へ提出する。各発電会社の系統運用に対する意識レベルは高

く、発電機の停止スケジュールの調整で大きな課題が出ることはない。

8) 系統周波数制御

系統周波数制御は 100MW を超える発電機がガバナーフリー運転に参加し、

系統の短期周波数変動を抑制している。このガバナーフリー運転には水力発電

機も参加する。

9) 送変電設備施工時の状況

砂漠地帯の送電線建設工期は長亘長であっても平均して 2 年程度、変電所も

同程度である。

砂漠地帯の送電線工事は、送電線計画から工事業者契約するまでの間に送電

線ルートに関する軍のセキュリティー審査が行われる。他に 8 種類程度のライ

センス取得が必要となるが、取得所要期間は、現状、数ヶ月程度であるので、

送電線建設工程確保面で大きな障害となっていない。

なお、その他のエリアでは、手続き的な問題はないとのことである。

以上の状況を総合的に鑑みて、現状の「エ」国の送電系統とその運用について、

特段大きな問題はないと判断される。

送電公社の組織と運営２－４－２

EETC の組織図を次図に示す。EETC は EEHC グループの一構成メンバーとして「エ」

国の配電系統を除く電力系統運用や送変電系統の計画、保全、保守などを行っているが、

それをサポートする通信や対応する人員育成等を含め独立した企業として運営される組

織構成となっている。なお、EETC の総職員数は EEHC のアニュアルレポート（2014/2015）

によれば 31,935 名である。

90

出典：EETC Web Site

図２－４－２－１ EETCの組織図

送変電設備の現状（運用開始年、導入メーカー、運営・維持管理状況）２－４－３

現状の送電設備 (1)

既設 500kV 架空送電線の状況を次表に示す。500kV 架空送電線の総距離は

3,379km で送電線容量はほとんどの区間で 2,000A（1,732MVA）である。

既設 220kV架空送電線の総距離は 22,145kmで次の区間でインバー電線が使用さ

れていることが確認された。

EL Bostan ~ EL Sadat 1 号線 32km 1*255/88 INVAR

EL Bostan ~ EL Sadat 2 号線 32km 1*255/88 INVAR

Cairo 500 ~ ABU Ghaleb 1 号線 18.5km 1*255/88 INVAR

Cairo 500 ~ ABU Ghaleb 3 号線 18.5km 1*255/88 INVAR

ABU Ghaleb ~ El Sadat 1 号線 39.5km 1*255/88 INVAR

ABU Ghaleb ~ El Sadat 3 号線 39.5km 1*255/88 INVAR

Medical Sector Follow-up and ITSector

Security Sector Legal AffairsSector

Quality Sector

EETCChef Executive Officer

Financial Planning Sector

Public Relations Operation Health Safety

Managing Board Administrator Secretly Administrator

Finance and Commerce

Sector

Human Resource

and Training Sector

Operation Sector

Studies and Projects Sector

Communication and IT

Sector

Northern Regional

Head

Southern Regional

Head

Middle Egypt Area

Chief

Upper Egypt Area

Chief

Suez Canal Area Chief

West Delta and

Alexandria Area Chief

Delta Area Chief

Cairo Area Chief

91

表２－４－３－１既設 500kV 架空送電線

出典：EETC

From To

Eltiben 500 Elkrimate 1 500 62 2,000 1,732 2,000 3*490/65 ACSR

Elieen sakhna Abo zahble 1 500 154 2,000 1,732 2,000 3*490/65 ACSR

Cairo Capital El ein sakhna 1 500 87 2,000 1,732 2,000 3*490/65 ACSR

El tiben 500 Cairo Capital 1 500 43 2,000 1,732 2,000 3*490/65 ACSR

West 500 Cairo 500 1 500 16 2,000 1,732 2,000 3*490/65 ACSR

Basos West 500 1 500 9 2,000 1,732 2,000 3*490/65 ACSR

Suez 500 Abo zahble 1 500 119 2,000 1,732 2,000 3*490/65 ACSR

Suez 500 Eiyon mosa 1 500 23 2,000 1,732 2,000 3*506 AAAC

Eiyon mosa Taha 1 500 229 2,000 1,732 2,000 3*490/65 ACSR

Eiyon mosa Taha 2 500 15 2,000 1,732 2,000 3*506 AAAC

Eiyon mosa Taha 3 500 244 2,000 1,732 2,000 Equivalent

Suez 500 The temrsher of suez 1 500 13 2,000 1,732 2,000 3*506 AAAC

Suez 500 The temrsher of suez 2 500 13 2,000 1,732 2,000 3*506 AAAC

Basos Kafr El zayat 1 500 100 2,000 1,732 2,000 3*490/65 ACSR

Kafr Elzayat Abo zaable 1 500 126 2,000 1,732 2,000 3*490/65 ACSR

El Nobaria Sidi krier 1 500 125 2,000 1,732 2,000 3*490/65 ACSR

Abu kir Kafr elziat 1 500 96 2,000 1,732 2,000 3*490/65 ACSR

Abu kir Kafr elziat 2 500 96 2,000 1,732 2,000 3*490/65 ACSR

Nobaria Cairo 500 1 500 92 1,800 1,559 2,000 3*490/65 ACSR

High Dam Nag- Hamady 1 500 236 2,000 1,732 2,000 3*506 AAAC

High Dam Nag- Hamady 2 500 236 2,000 1,732 2,000 3*506 AAAC

Nag- Hamadv Assut 500 1 500 212 2,000 1,732 2,000 3*506 AAAC

Nag- Hamady Assut 500 2 500 212 2,000 1,732 2,000 3*506 AAAC

Samalout Assut 500 1 500 141 2,000 1,732 2,000 3*506 AAAC

Samalout Assut 500 2 500 141 2,000 1,732 2,000 3*506 AAAC

Samalout Giza North 1 500 236 2,000 1,732 2,000 3*506 AAAC

Giza North Cairo 500 1 500 29 2,000 1,732 2,000 3*490/65 ACSR

Samalout Kurimat 1 500 152 2,000 1,732 2,000 3*506 AAAC

Cairo 500 Kurimat 2 500 122 2,000 1,732 2,000 3*506 AAAC

MaximumCurrent [A]

Condactor TypeTransmission Name

No Voltage [kV] Length [km]AvailabilityCurrent [A]

AvailabilityCapacity [MVA]

92

現状の変電設備 (2)

現状の変電設備データについて、EETC にて入手出来なかったため、過去に JICA 委託

で実施した上エジプト給電システム改善プロジェクトで得られた上エジプト地域の基

幹変電所の設備の状況を以下に示す。 • 「エ」国の変電機器は、1970 年以前は旧ソ連、チェコ、ポーランドなど東欧製が

多く、1970 年以降は西欧製となっている。 • 1970 年以降の変電機器は西欧製のため、IEC 規格に準拠しているものがほとんど

である。 • 「エ」国国内の変電機器製作会社としては、EGMAC があり主に中間電圧レベル

の機器を製造している。なお、保護制御設備については、地域制御所（Regional Control Center：RCC）によれ

ば、変電所保護継電器の約 90％がディジタル型であるが、10％は機械式保護継電器が使

用されている。また、「エ」国で使用されているディジタル保護継電器のメーカーとし

ては、Alstom、Siemens、Schneider、東芝などである。なお、日本製変電機器については、上エジプトにおいて、1987 年の Assit 500 変電所

（GIS）がある。また、日立製作所によれば、他地域を含め更に 500kV/AIS 変電所 1 カ

所、500kV 変圧器の納入実績があるとのことである。納入時期は 1980 年代中盤から 2000年前半にかけてで、至近年での納入実績は無い。三菱電機によれば 1990 年代に

500kV/GIS 変電所 2 カ所に納入し、近年の納入実績は無い。

93

表２－４－３－２上エジプト地域既設基幹変電所の設備状況

Substation Service Voltage History Suppliers

Nag Hamadi 500 500/220/132/66/33/11kV

1967: start 1988: 66kV 1990: 220kV 2005: 66kV

-

Toshky 1 220/66/22kV 2000: start ABB Toshky 2 220/66/22kV 2002: start ABB

Aswan Connection 220/(132)/66/22kV 1991: start 2006: 3T 2008: 66kV

ABB

Nokra 220/66/11kV 2000: start 2008: 220kV

EGMAC, Alstom

Selwa 220/66/33kV 1995: start 2010: 66kV

ABB, Alstom. Siemens

Luxor East 220 220/66/11kV 1995: start 2002: 5T 2006: 8T

Alstom

Quena South 220 220/132/66kV 1996: start Novo, EDG

Girga 220 220/66/33/22/11kV 1991: start 2008-10:10. 11,12T Yugo, BBC, ABB

Tema 220 220/66/33/11kV 1994: start 1995-2003:5. 6, 7, 8T East Germany ABB

Aluminium 132 220/132/10.5kV 1975: start 1996:addition ABB

Assuit 500 500/220/132/33/11kV 1987: start 2001: T233 2001: 11kV

Hitachi

Samalot 500 500/220/132/66/33/22kV 1967: start 2001: T233 2001: 11kV

Russia, ABB, Siemens

Abutartor 220/66/20kV 1993: start ABB,Siemens

Refa 220/66/11kV 2001: start 2009:1,2,3T ABB

Mallawy West 220/66/11kV

2000: start 2004: T5 2006: T3,4 2010: T1,2

Russia, Siemens

Maghagha West 220/66/33/11kV 1997: start 2010: 5T ABB

Fayoum West 220/66/11kV 2005: start ABB, Areva, SEL

Beni Suif East 220/66/22/11kV 1996: start 2010: 3T

GEC Alstom, Siemens

Demoo 220/132/66/11kV

1984: start 2000: 220kV 2005: T134

Sprecher+ Shuh, Areva

Ben-Suif West 132 220/66/33/11kV

1969: start 1985: 132kV 2000:66kV 2004: T5

Russia, Yugo, E- Germany, ABB

出典：上エジプト給電システム改善プロジェクト報告書

94

運用・維持管理状況 (3)

EETC の組織の内、電力系統運用･維持管理部門の組織図を次図に示す。系統運用部門

の中に科学分析部門、技術部部門、電力系統運用部門が配置されている。変電所の保守

は技術部門に配置されている。EETC が保有する保守部門は次の通り。・ケーブル部門・架空送電線部門・変電機器部門・保護継電器部門・変圧器試験部門・健康安全部門

出典：EETC Web Site 図２－４－３－１ EETC の電力系統運用部門の組織図

Operation Sector Head

Chemical Treatment System Unit

Control Systems General Management Unit

Finical Administer Unit

Sectary Unit

Transportation Unit

Operation Health Safety Unit

Procurement and Storage Unit

Finance and Commence Unit

Human Resource Unit

National Operation Sector

General Authori ty for

Centra l Operation

General Authori ty for Private Sector

plant Operation


Operation of the National Grid

General Authori ty

International Grid Connection

Technical Sector


Plants and Network Affairs


Plants Maintenance


Regional Control


Network Maintenance

Administration of Production and Energy Exchange Costs

Central Chemical Laboratories Sector

General Authori ty for Research and

Studies


Transformers oil and Turbines


Chemical Laboratories


Gases, Liquid and Sol id Fuel

General Authority for Worker, Pol lution and Chemical Cleaning

95

給電指令所に関連する組織図を図２－４－３－２図に示す。基幹系統である 500kV 及

び 220kV の系統の運用を NECC（National Energy Control Center）が担い、7 つの RCC を

統括している。RCC は 33～132kV の系統運用を行い、6.6～22kV 電圧階級を管理する配

電制御所（Distribution Control Center：以下 DCC）を統括している。 NECC は発電所の運転状況及び 500kV 及び 220kV の運用状況を監視するだけでなく、

500kV 及び 220kV の電圧維持や過負荷対策のために RCC へ調相設備の解並列や変圧タ

ップ操作の指示、系統切り替え指示などを行っている。 RCC は 33~132kV の運用状況を監視するために SCADA を設置している。この SCADA

は 33~132kV 変電所の母線電圧や送電線及び変圧器の潮流状況を確認出来、各変電所の

遮断器や断路器の操作を行える機能を有している。しかし、SCADA から各変電所の遮

断器や断路器の操作を行うことは、現地作業員の混乱を招くためこの機能は通常使用し

ていない。現地の変電機器の操作は RCC から各変電所に電話連絡にて指示があり、そ

れに応じて変電所所員が行う。なお、電話回線は架空送電線路とともに敷設されている

光ファイバー回線を使用している。RCC はこの他に短絡電流も管理しており、各変電所

に設置されている遮断器の遮断能力を超えることが無きよう系統切り替えなども行っ

ている。33~132kV の電圧維持は最初に変圧器のタップ操作を行い、次に調相設備の解

並列操作を行う。 DCC も NECC や RCC と同様に DCC が対象とする電圧の維持管理や系統切り替えを行

っている。このように NECC、RCC 及び DCC によって電力品質の維持や設備の過負荷状況の監

視、短絡電流の管理を行い、顧客の元へ適切な品質の電気を送り届ける体制となってい

る。なお、このような階層構造による電力系統運用は、日本を含む先進国での運用と基

本的に同一である。

96

出典：Integrated Sustainable National Energy Strategy to 2035 Volume2 図２－４－３－２給電指令所関連の組織図

建設中及び計画中の送変電設備（運用開始予定、ファイナンスの確保状況等）２－４－４

EETC より将来の送変電設備建設計画について入手した資料によれば、500kV 変電所は 2017年から 2023 年までに 33 カ所計画されている。その変電所名及び建設時期、変圧器容量を次表

に示す。なお、次表に示す変電所のうち調査団にて推定したものを図２－４－４－１に記載し

た。

97

表２－４－４－１ 500kV 変電所建設計画

No. Regional Name Substation Name Capacity [MVA] Constriction Year Location

1 Cairo Badr 3x500 2017 ① 2 Maady 4x500 2018 ② 3 Octobar 500 3x750 2018 ③ 4 South Capotal 3x750 2018 ④ 5 South Project 110 2x750 2019 ⑤ 6 Hawamidia 500 3x750 2020 ⑥ 7 Capital S7 4x750 2021 ⑦ 8 Delta & Alex Itay El Barod 2x500 2017 ⑧ 9 Samanood 3x500 2018 ⑨

10 Banha East 2x500 2018 ⑩ 11 Damietta West 2x750 2018 ⑪ 12 Tami Elamdid 3x750 2018 ⑫ 13 Wadi El Natron 3x500 2018 ⑬ 14 New Kafr El Shiekh 2x750 2020 ⑭ 15 Abies 3x750 2020 ⑮ 16 Sadat 500 3x750 2023 ⑯ 17 Shebin El Kom 500 3x750 2025 ⑰ 18 El Alamin 2x750 2025 ⑱ 19 Industrial Borg Arab 3x750 2025 ⑲ 20 Canal Ras Gharib 500 2x500 2017 ⑳ 21 Zagzazig 500 2x750 2017 ㉑ 22 Asher 500 2x750 2017 ㉒ 23 Ismailia 3x750 2017 ㉓ 24 Industrial substation 4x750 2022 ㉔ 25 Industrial zone 3x750 2022 ㉕ 26 Upper Egypt Maghagha West 2x750 2017 ㉖ 27 Industrial Beni Suef 2018 ㉗ 28 Assuit East 2x500 2018 ㉘ 29 Sohag East 2x750 2018 ㉙ 30 Qena East 2x750 2018 ㉚ 31 Luxor 500 2x750 2022 ㉛ 32 Malawy 500 2x750 2023 ㉜ 33 New Nag Hamadi 2x750 2023 ㉝

出典：EETC への聞き取り調査

98

出典：調査団作成図２－４－４－１ 500kV 変電所建設計画位置図

なお、カイロ市内の将来系統については、2015 年から 2023 年まで新設基幹変電所名を入手

したが、2025 年計画は案の段階であるため分析をできる状況に至っていない。

国際連系線の整備状況及び整備計画に係る状況２－４－５

次図に 2015 年現在の「エ」国と周辺諸国との国際連系を示す。「エ」国はリビアとヨルダン

と系統連系がなされ、送電容量はそれぞれ 120MW、450MW である。

①

②③

④⑤

⑥

⑦

⑧

⑧

⑭

⑩

⑪

⑫

⑬

⑨⑮

⑯⑰

⑱ ⑲

⑳

㉑㉓

㉔

㉕

㉖㉗

㉘

㉙

㉚

㉛

㉜

㉝

S.BaranyNegela

Alamen

Rumano

ElmagharaElgfgafa

ElnekhiNaqab

Saint KalreenDahab

Abu Zenimo

Elbwete

Moot

Ros Garib

Elqsier

Marso Alam

Brnees

Elkharga

A.sembl




500kV Transmission Line400kV Transmission Line

Planed 500kV Substation①

99

出典：DPGEE(2017.2.17) EEHC Presentation

図２－４－５－１「エ」国周辺諸国との国際連系と連系計画

「エ」国の電力系統規模は約 30GW であることから、その 2％の連系容量であり、連系規模とし

ては比較的小さい規模である。また、両国との連系線は地中海湾岸を取り巻く諸国間と繋がって

いない状況である。具体的には、現在、チュニジアとリビアは連系されておらず、シリア内戦に

よりヨルダンとシリアでも実質的に分断された状況である。一方、取引量の状況を次図に示すが、

2014/15 年の電力取引量は 700GWh 程度であり、「エ」国の総発電量 174,875MWh の 0.4％に留ま

っている。なお、EEHC Annual Report 2014/2015 によれば、電力取引のほとんどヨルダンである。

（送受計：730GWh）

100

出典：EEHC Annual Report 2014/2015 図２－４－５－２国際連系線による売買電力量

表２－４－５－１現在の国間連系線緒元

Libya Jordan Interconnection start date May 1998 October 1998 Interconnection voltage (kV) 220 400 Interconnection Capacity (MW) 120 450


一方、今後については、まず、サウジアラビアとの国際連系線（最終 3000MW）が 2018 年

の部分的な試運転開始（1500MW）によって直流設備で連系される。これは従来の連系容量と

比較して格段に大きく、「エ」国の系統規模の 10％に相当する比較的大容量の連系となってい

る。このため、有効活用が図られることで連系する両国において経済性や系統信頼度の向上に

資すると想定される。この新規連系線は需要ピーク時間が、「エ」国は夕刻、サウジアラビアは昼間でピーク時間

帯が異なることを有効に活用することとされており、更に、一方の国が需給逼迫した場合の応

援等が協定化されれば有効性が拡大するものと想定される。一方、スーダン国との連系も将来的に想定されているが（現状具体的な情報は得られていな

い）、連系開始当初は 200MW と比較的小容量が想定されており、小規模な連系から徐々に容量

拡大を図っていくものと推定される。なお、現在、分断しているリビア－チュニジア間、ヨルダン－シリア間が連系され、更に容

量の拡大が図られれば（連系線系統の高電圧化等）、いわゆる地中海リング構想が実現すること

になり、電力融通の役割も飛躍的に増大すると想定される。しかしながら、政治情勢等に不安

定な状況が当面見込まれる等から、実現までにはしばらくの期間を要すると想定される。

1595 1679

474 460

730

152 102 77 61 510

200400600800

1,0001,2001,4001,6001,8002,000

2010/11 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15

Pow

er (G

Wh)

Year

Sold & Exported Purchased & Imported

101

従って、当面、サウジアラビアとの比較的大容量の国際連系を通じて、連系によるメリット

の拡大、デメリットの極小化（連系国間の悪影響伝播の最小化等）の経験を積み、将来に備え

ることが肝要と考えられる。

配電分野２－５

配電分野の基礎情報（配電ロス、スマートメーターの導入状況等）２－５－１

配電ロスの低減（傾向と主要因） (1)

9 配電会社の配電ロスの推移と詳細をそれぞれ次表に示す。配電線のロスについては

年々増加傾向にあることが分かった。この原因としては、貧困地域の盗電が大きな要因

である。直接聞き取りを行った北カイロ配電会社の配電ロスの値（2015/2016）は、11.68％で平均より高めであった。なお、ロス値は、発電所からの送電端 100％に対してロスの

割合を％で表している。

表２－５－１－１配電ロスの推移（9 配電会社合計）

YEAR 2012/2013 2013/2014 2014/2015 2015/2016 Generation loss 3.28% 3.27% 3.25% - Transmission line loss 4.09% 4.21% 4.32% - Distribution network loss 8.89% 9.03% 10.79% 11.02%

出典：北カイロ配電会社への聞き取り調査

102

表２－５－１－２配電ロス詳細（9 配電会社合計、2015/2016）


配電ロスの要因としては、第 1 位：盗電（ノンテクニカルロス）、第 2 位：ケーブル

（テクニカルロス）、その他（ノンテクニカルロス）：メーターのミスリーディング、そ

の他（テクニカルロス）：変圧器が主である。配電ロスの低減方策について、北カイロ配電会社に聞き取りを行った結果について下

記に示す。

1) 変圧器

負荷率が高いため、負荷損を減らすのがロス削減に効果的と分析されている。無負

荷損を減らすアモルファス変圧器についても、10 年前に導入実績があることが分か

った。

2) 配電ロスの低減（力率管理）

北カイロ配電会社の昨年度の配電系統の力率値は、93％だった。配電系統の力

率の目標値は、94％であり、概ね良好な値となっている。重負荷時と軽負荷時の各変電所の力率値について、次表に示す。

Name of EDCEnergy Purchasefrom EEHC[GWh]

Energy Sales[GWh] Distribution Loss[%]

North Cairo 22110 18644 11.68

South Cairo 28099 24220 13.80

Alexandria 10503 9403 10.476

North Delta 24019 22098 7.99

South Delta 14251 12259 13.98

Canal 12668 11436 9.73

El-Behera 11130 9728 12.60

Middle Egypt 16325 14985 8.20

Upper Egypt 12480 11210 10.18

Total 150584 133985 11.024

103

表２－５－１－３ The average of power factor(pf) during 1/1/2016 till 31/7/2016


軽負荷時においても、力率値が 90％を超えており、力率管理としてはうまくい

っている。日本では、軽負荷時の力率が悪く、電圧問題を引き起こしているこ

とから、日本よりも力率管理については進んでいるといえる。力率コントロールの方策としては、主に、配電系統へのキャパシタバンク設置

と、需要家側でのキャパシタ設置である。配電線へのキャパシタバンク設置について、設置箇所は配電用変圧器 2 次側と

キオスクである。この内、配電用変圧器 2 次に設置したキャパシタバンクは、

モニタしている力率値により自動開閉する機能を有している。日本の場合は、

プログラム制御（時間設定）のため、力率値を直接モニタして制御している点

については、日本よりも進んでいるといえる。キャパシタバンクは、3 ステッ

プ（コンデンサ 2 分割：全開放・1 台投入・2 台投入）で開閉可能。キオスク

設置のキャパシタは、開閉不可（マニュアル開閉）である。需要家側でのキャパシタバンク設置については、力率割引制度で料金メリット

を出すことにより、設置を促している。負荷に近い側へのキャパシタ設置は、

ロス削減に効果的であることから、有用な制度である。「エ」国での自家用需要家の力率割引制度について、次図に示す。

substationPower factor

of substation(max load)Power factor

of substation(min load)Alamerya 0.89 0.87

pertrol 0.98 0.98tagned 0.96 0.96

helmeya 0.94 0.94quba 0.91 0.91matar 0.94 0.92ideal 0.96 0.97

balaks 0.94 0.92mostord 0.96 0.90

heliopoles 0.94 0.94marg 0.96 0.97

104

出典：北カイロ配電会社への聞き取り調査より調査団作成図２－５－１－１「エ」国力率割引制度

力率 92％以上：電気料金の合計から 0.5％割引 70～90％：電気料金の合計の 0.5％増額 60～70％：電気料金の合計から 1％増額 60％以下：電気料金の合計から 1.5％増額需要家の力率が悪い場合は、改善するように配電会社が指導している。

一方、比較のために日本の自家用需要家の力率割引制度について次図に示す。例は、

東京電力であるが日本国内のほとんどの電力で同じ割引制度になっている。


図２－５－１－２日本の力率割引制度（例）

105

本制度は日本の力率割引制度と同様である。力率制御全体としては、日本では配電系統へのキャパシタバンクは主に電圧コ

ントロールの目的で設置される（ほとんど設置されていない）が、「エ」国で

は配電系統へのキャパシタ設置をロス改善のために積極的に設置している。ま

た、自動での開閉制御も行っており、日本よりも進んでいる。

3) 不平衡電流の改善

その他のロス削減の取り組みとしては、不平衡電流の改善もやっているとのことで

あったが、積極的ということではなく必要に応じてといった程度であることが分かっ

た。日本においても、不平衡電流改善でのロス低減効果は低く積極的に実施しておら

ず、同様の状況である。

4) 配電線の太線化

変圧器の容量増などに伴う配線の太線化は行っているが、ロス損失削減の目的では

行っていない。

他の配電会社のロス低減に向けた取り組みについて、アンケート調査結果を以下に示(2)

す。

○ テクニカルロス・ケーブル終端部のボルトの点検、換気扇の取り付け、損傷したものの交換・ケーブル接続部の再圧縮・損傷したブスバーの交換・損傷した LV・MV ヒューズの交換・ LV ケーブルの早期の修理。ケーブルの負荷は容量の 80％を超えないようにする・ LV 系統の負荷分散、変圧器設置位置の見直しによる負荷適正化・高負荷の長いフィーダを分割することにより、MV 架空配電線の長さを短縮・最小損失を生じる点で MV ループを開く・配電設備の接地をしっかりとる・故障メーターの早期交換と原因調査・スマートメーターの設置推進・ MV 及び LV 架空配電線及び配電変圧器を、赤外線カメラを使用してホットポイ

ントを識別して除去・より容量の大きいトランスに変更し損失を低減・ MV 及び LV 系統にコンデンサを取り付けて、力率を改善・特に産業分野における高調波レベルを測定し、損失を減らすために低減等。

○ ノンテクニカルロス・盗電対策：配電会社と警察による集中的なパトロールによって、盗電を発見・メーターの指針を確認し、異常な値の詳細調査

106

・メーターの接続調査・寿命を超えたメーターの取替・街路灯用に設置されたメーターについて、定期的に請求書を発行するほか、破損

したメーターの早期交換・故障メーターの取替と、大口顧客の指針確認の正確性調査・無許可の建物用のメーターの確実な設置・料金未回収率の低減・正確な電気料金の請求・ホテル・モール・クラブなどに対して、調査を実施し、メーター接続の正確性を

確認等。また、参考にアンケート調査にて回答が得られた配電会社のロスの実績について次表

に示す。

107

表２－５－１－４配電ロス（配電会社アンケート結果）

出典：調査団の聞き取り調査

スマートメーターの導入 (3)

エジプト国では、今後、スマートメーターを積極的に導入していく計画である。具体的には、JICA プロジェクトにて 100 万台近い設置が計画されているが、それ以

外に 2175 万台の段階的な設置を計画している。 2015 年段階の年次展開としては、2016 年～2017 年にかけて 25 万台（phase1）、2017

～2019 年にかけて 150 万台（phase2）、2019 年～2026 年にかけて 2000 万台が順次設

置される計画である。全体として需要家メーター約 4000 万台のうち半数程度にスマ

ートメーターが導入される計画となっているが、2018 年段階で使用開始されていない

状況である。

○AlexandriaPercentage 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16Non-Techinical losses % 8.2 7.197 6.262 6.696 6.676Techinical losses % 4.333 4.00 3.71 3.71 3.80Total percentage losses % 12.533 11.197 10.336 10.336 10.476

○El BeheraPercentage 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16Non-Techinical losses %Techinical losses %Total percentage losses % 10.41 13.51 12.59

○South CairoPercentage 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16Non-Techinical losses % 7.433Techinical losses % 6.382Total percentage losses % 13.825

○CanalPercentage 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16Non-Techinical losses % 3.24Techinical losses % 4.86Total percentage losses % 8.1

○South DeltaPercentage 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16Non-Techinical losses % 3.79Techinical losses % 5.27Total percentage losses % 9.06

108

北カイロ配電会社で導入予定のスマートメーターの機能について聞き取りを行った

結果について、次表に、機能についてまとめたものを示す。主な機能として、遠隔検針、自動検針、遠隔開閉、双方向通信、料金算定が具備され

ており、各国で導入されているスマートメーターとほぼ同じ機能を有している。

表２－５－１－４スマートメーター導入により期待される機能


配電自動化（SCADA） (4)

既存の配電自動化システム（Supervisory Control And Data Acquisition：SCADA）につ

いて、北カイロ配電会社の現在の配電自動化システムの機能について調査した。開閉装

置の状態監視、遠隔自動開閉の機能のみを有している。「遠隔自動開閉」とは、中央装

置から通信を用いて現地開閉器に開閉指令を出して開閉する機能である。

配電系統への RE 導入 (5)

北カイロ配電会社で、配電系統への RE 導入の状況、対策について調査した。 21 カ所の PV 合計 554kW が配電会社のビルに設置され系統連系されている。 500kW 以下の出力の場合は配電会社の系統に接続される。接続方法としては FIT

制度を活用して、需要と発電を分けて測定する接続手法と、発電電力を全量自家

使用して全体の受電電力だけを計測する接続手法（Net Measuring）がある。この

手法の契約数は現在 4 カ所だけである。北カイロ配電会社における RE の導入計画について聞き取りを行った。

PV：現在 83 のソーラープラントがある。パネル容量で 3855kW であり、全て LV連系である。

6 ヶ月以内に、新たに 13 プラント、容量で 700kW が完成する予定。

Remote meter reading Operation by remote meter reading ○

Automatic meter readingPower amount information can beacquired automatically at set timeintervals

○

Remote opening and closingPower supply can be started / stoppedby remote control ○

Bidirectional communicationBidirectional communication betweensmart meter and control source ispossible

○

Communication to the deviceAbility to send information to homedisplays, smartphones, etc. ×

Electricity rate calculationIt is possible to calculate fee based onmeter reading information acquired bysmart meter

○

109

パワーコンディショナーの制御方法について聞き取りを行った。目的は、日本で

は太陽光による電圧上昇が起こった場合には、無効電力を制御し電圧上昇抑制す

る機能が一般的である。電圧制御という意味では合理的であるためである。その結果パワーコンディショナーの制御は行ってはいるものの、電圧が適正値を

超えた場合に、太陽光発電の連系をストップするという方法を取っていることが

分かった。この方式の場合、発電機会の損失が大きくなる課題がある。北カイロ配電会社では、RE の電圧対策として、パワコンの制御を基本対策として

おり、地中系統ということもあり、高圧自動電圧調整器（SVR：Step Voltage Regulator）や静止型無効電力補償装置（SVC：Static var compensator）による対策

は行っていないということであった。発電者側での対策は妥当であり、日本でも

再エネ事業者側（原因者）での対策が基本となっている。 RE の連系による短絡容量（電流）の増加の対策としては、事前に短絡電流を計算

し、発電者側でそれに見合った遮断器を用意してもらうようにしてもらっている。

短絡電流の増加対策についてもきっちりと対応がなされている。

110

配電公社の体制２－５－２

運営・維持管理体制等 (1)

9 配電会社の体制、社員数について確認した。従来からの 9 配電会社の体制に変更は

無い。

出典：EEHC Annual Report 2014/2015 図２－５－２－１ 9 配電会社の体制

111

表２－５－２－１ 9 配電会社の従業員数

出典：EEHC Annual Report 2014/2015 既存の配電設備の状況２－５－３

北カイロ配電会社の情報 (1)

配電線の設備情報を次表に、配電用変圧器容量（MV＆LV 合計）、配電線亘長（中圧・

低圧）を次図にそれぞれ示す。北カイロ配電会社のリングメインユニット（遮断機・開閉器）（Ring Main Unit：RMU）

の数は、60,552 個（昨年度）。リクロージャーは、地中系統のため使用していない。

その他の設備データは、表２－５－３－１どおり。配電機器の故障率は 1.123％。管内に供給する配電用変電所は 66 箇所である。配電用変圧器の仕様例：標準：300, 500, 1000, 1500kVA 最大電流は、設備容量の 80％を超えないように管理している（表２－５－３－１）。

表２－５－３－１変圧器の種類と最大負荷電流管理値

Transformer capacity Max loaded in the network (kVA) (kVA)

300 240 500 400

1000 800 1500 1,200

出典：EEHC Annual Report 2014/2015 なお、個々の機器（変圧器や開閉器等）のメーカー、製造年（月）、変圧器の利用率

等は管理されている。また、停電原因調査も継続的に行われている。

North Cairo 13104

South Cairo 17778

Alexandria 12855

Canal 16413

North Delta 8758

South Delta 10233

El-Behera 8464

Middle Egypt 9563

Upper Egypt 7849

Total 105017

112

表２－５－３－２配電線の設備情報（Annual Report 再掲）

North Cairo

South Cairo

Alex. Canal North Delta

South Delta

El Behera

Middle Egypt

Upper Egypt

Total

No. of Customers (Million) 4.1 5.1 2.5 3.7 3.7 4.2 2 3.3 2.8 31.4

No. of Switchboards 376 359 230 1198 189 194 261 137 103 3047

Percentage (%) 12.3 11.8 7.5 39.3 6.2 6.4 8.6 4.5 3.4 100

Length of MV Network (km)

Lines Cable Total

195

21,502

21,697

2,974

21,619

24,593

577

11,339

11,916

14,574

18,887

33,461

9,880

6,147

16,027

7,781

3,779

11,560

13,931

4930

18,861

17,621

6,202

23,823

10,871

6,769

17,640

78,404

101,174

179,578

Length of LV Network (km)

Lines Cable Total

3,146

35,949

39,095

4,558

31,460

36,018

3,588

6,120

9,708

31,054

15,093

46,147

22,846

2,943

25,789

17,986

865

18,851

16,492

2,769

19,261

34,715

2,594

37,310

30,975

1,792

32,767

165,360

99,585

264,945

Total Length of MV&LV Lines & Cables (Km)

60,792 60,610 21,624 79,608 41816 30,411 38,122 61,133 50,407 444,523

Percentage (%) 14 14 5 18 9 7 8 14 11 100

Distribution Transformers

(NO) MVA

16,074

13,822

19,394

10,024

8,020

5,058

30,832

12,310

16,606

4,938

15,822

4,469

20,710

4,522

23,341

5,620

20,737

4,967

171,536

67,710

Percentage (%) 9 11 5 18 10 9 12 14 12 100

Number of LV Pillars and Panels

55,664 54,748 8020 43,843 18,401 15,925 24,383 13,524 22,001 256,509

Percentage (%) 22 21 3 17 7 6 10 5 9 100


出典：EEHC Annual Report 2014/2015 図２－５－３－１配電用変圧器容量（MV ＆LV 合計）

113

出典：EEHC Annual Report 2014/2015 図２－５－３－２配電線亘長（中圧・低圧）

建設中及び計画中の配電設備の状況２－５－４

北カイロ配電会社において、JICA プロジェクトが実施されているが、エジプト全体として、

当面 25 万台のスマートメーター調達契約が締結された模様である。具体的には、配電会社別で

は、South Cairo 5 万台、North Cairo5.3 万台、Cannal5 万台、Alexandria4 万台、SouthDelta3 万台、

MiddleEgypt2.7 万台である。なお、その他北カイロエリアでは、大きな開発が継続的にいろい

ろな箇所で行われている。都市が成熟するまでは、このような状況が続くと思われる。

最終消費者からの電気料金徴収の状況２－５－５

現在の電気料金徴収方法は、銀行自動引き落としではなく、集金によることが分かった。

よって、今後のスマートメーターの普及により、プリペードカード導入等と併用するこ

とで効率化が期待出来る。料金算定は毎月行われている。料金支払いの遅延については、ペナルティがある。対応としては、①2 回警告の手紙を

送る ⇒ ②供給カット（停止） ⇒ ③メーターを除去し、契約を解除の手順とな

る。日本とほぼ同じ流れである。

再生可能エネルギー及び新エネルギー分野２－６

関連政策・施策（FIT 制度含む）２－６－１

FIT 制度に関する情報収集 2014 年度に制定された FIT 制度は 2014（10 月）～2016 年（10 月）に適用されたが、

投資家の検討時間不足等もあり、応募数が少なかった。そこで、FIT 制度の改正を暫定

的に行い（2016 年 10 月～）1 年間実施することとした。

114

改正内容は、購入料金は下げたものの、政府による購入保証等 34、投資家のリスク低

減に資する部分を手厚くしたとのことである。今回入手した 2016 年 FIT では、明示は

されていないが、以下の記述が新たに加わっていることを含め、今後、EgyptERA にて

具体的な募集内容を確認する。 It should be taken into consideration that wind power projects shall be financed at the ratio of

60% foreign finance sources to 40%local finance forces. Solar power projects shall be financed at the ratio of 70% foreign finance sources to 30% local finance sources

なお、２－１－５の DPF の項にある通り、欧州復興開発銀行（EBRD）等が太陽光 FIT：200 万 kW をファイナンスすることが決定されたとしていることから、関連性があるも

のとも推定される。また、購入単価（ポンド払い）は、導入時、一部分（太陽光は発電量の 15％、風力は

30％）について購入ドル価格のポンド換算値を見直し、比率の見直しを行っている。 EgyptERA によれば、以上の改正により、応募者が順調に集まっており、暫定的に行

った本改正が今後も継続されていく見通しである。

34 ドル建てによる為替リスクの低減（支払は EGP）、国外仲裁項目の追加、適用税率の削減（25%⇒22.5%） http://www.riad-riad.com/en/publications/round-two-egypt-fit-program-announced

115

表２－６－１－１ 2014 年と 2016 年 FIT の概要

FIT for PV project

C* : Installed Capacity

Year 2014(phase1) 2016(phase2) Residential 84.4 Piaster/kWh 102.88 Piaster/kWh

C* < 200kW 90.1 Piaster/kWh 108.88 Piaster/kWh 200kW< C*

<500kW

97.3 Piaster/kWh

500kW < C*

<20MW

13.6 Dollar cent/kWh 7.88 Dollar cent/kWh

20MW < C*

<50MW

14.34 Dollar cent/kWh 8.40 Dollar cent/kWh

𝐺𝐺𝑃𝑃 𝐺𝐺𝑃𝑃𝑃𝑃𝑎𝑎𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃′𝐹𝐹𝑃𝑃𝑃𝑃𝐹𝐹 𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑇𝑇𝑎𝑎𝑃𝑃𝑖𝑖𝑇𝑇𝑇𝑇(𝐿𝐿.𝐸𝐸. )= [15% 𝑃𝑃𝑇𝑇 𝐹𝐹𝑃𝑃𝑃𝑃𝐹𝐹 𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑇𝑇𝑎𝑎𝑃𝑃𝑖𝑖𝑇𝑇𝑇𝑇($ 𝐶𝐶𝑃𝑃𝑖𝑖𝑃𝑃)× 7.15(𝐿𝐿.𝐸𝐸. )]+ [85% 𝑃𝑃𝑇𝑇 𝐹𝐹𝑃𝑃𝑃𝑃𝐹𝐹 𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑇𝑇𝑎𝑎𝑃𝑃𝑖𝑖𝑇𝑇𝑇𝑇($ 𝐶𝐶𝑃𝑃𝑖𝑖𝑃𝑃)× 𝑃𝑃𝑒𝑒𝑃𝑃ℎ𝑎𝑎𝑖𝑖𝑎𝑎𝑃𝑃 𝑃𝑃𝑎𝑎𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑃𝑃𝑖𝑖 𝑃𝑃ℎ𝑃𝑃 𝑏𝑏𝑖𝑖𝑏𝑏𝑏𝑏 𝑖𝑖𝑃𝑃𝑃𝑃𝑖𝑖𝑎𝑎𝑖𝑖𝑃𝑃𝑃𝑃 𝐹𝐹𝑎𝑎𝑑𝑑,

𝑎𝑎𝑃𝑃 𝑃𝑃𝑃𝑃𝑎𝑎𝑃𝑃𝑃𝑃𝐹𝐹 𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑃𝑃ℎ𝑃𝑃 𝑃𝑃𝑃𝑃𝑖𝑖𝑃𝑃𝑃𝑃𝑎𝑎𝑃𝑃𝑃𝑃]

The PV projects’ feed-in tariff has a flat rate during the entire 25 years contractual period.

The PV projects’ feed-in tariff, for installed capacities more than 500kW, is being paid with Egyptian pounds according to the following equation;

The upper limit for the total

contractual PV installed capacities are; a) 300MW for projects with installed capacities up to 500kW and

2000MW for projects with installed capacities from 500kW and up to

50MW

Contract period: Same(25 years)

Payment equation for capacities from

500kW and up to 50MW; is being paid with Egyptian pounds according to the following equation;

[(30% of Feed in Tariff)×8.88(exchange rate for Egyptian pound to a US dollar at the time tariff is issued)] / [(70% of Feed in Tariff)×(exchange rate for Egyptian pound to US dollar on maturity day)]

The upper limit; same as follows 300MW for enterprises with

capacities less than 500kW. 2,000MW for enterprises with capacities

ranging between 500kW and 50MW.

116

FIT for Wind project

出典：EgyptERA 提供資料より調査団作成

Year 2014(phase1) 2016(phase2) Full Operating Hours (FOH)

Feed-in Tariff for the 1st tariff segment (5-year period) (Dollar cent/kWh)

Feed-in Tariff for the 2nd tariff segment (15-year period) Dollar cent/kWh

Purchase price for power over enterprise lifetime (Dollar cent/kWh)

2500 2600 2700 2800 2900 3000

11.48

11.48 10.56 9.71 8.93 8.19 7.51

7.96 7.65 7.37 7.11 6.86 6.93

3100 3200 3300 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000

9.57

8.93 8.33 7.76 7.23 6.73 6.26 5.81 5.39 4.98 4.60

6.42 6.33 6.03 5.85 5.69 5.53 5.38 5.24 5.10 4.97

4100 4200 4300 4400 4500 4600 4700 4800 4900 5000

4.85 4.74 4.63 4.52 4.42 4.33 4.23 4.15 4.06 4.00

𝑊𝑊𝑖𝑖𝑖𝑖𝐹𝐹 𝐹𝐹𝑃𝑃𝑃𝑃𝐹𝐹 𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑇𝑇𝑎𝑎𝑃𝑃𝑖𝑖𝑇𝑇𝑇𝑇(𝐿𝐿.𝐸𝐸. )= [30% 𝑃𝑃𝑇𝑇 𝐹𝐹𝑃𝑃𝑃𝑃𝐹𝐹 𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑇𝑇𝑎𝑎𝑃𝑃𝑖𝑖𝑇𝑇𝑇𝑇($ 𝐶𝐶𝑃𝑃𝑖𝑖𝑃𝑃)× 7.15(𝐿𝐿.𝐸𝐸. )]+ [70% 𝑃𝑃𝑇𝑇 𝐹𝐹𝑃𝑃𝑃𝑃𝐹𝐹 𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑇𝑇𝑎𝑎𝑃𝑃𝑖𝑖𝑇𝑇𝑇𝑇($ 𝐶𝐶𝑃𝑃𝑖𝑖𝑃𝑃)× 𝑃𝑃𝑒𝑒𝑃𝑃ℎ𝑎𝑎𝑖𝑖𝑎𝑎𝑃𝑃 𝑃𝑃𝑎𝑎𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑃𝑃𝑖𝑖 𝑃𝑃ℎ𝑃𝑃 𝑏𝑏𝑖𝑖𝑏𝑏𝑏𝑏 𝑖𝑖𝑃𝑃𝑃𝑃𝑖𝑖𝑎𝑎𝑖𝑖𝑃𝑃𝑃𝑃 𝐹𝐹𝑎𝑎𝑑𝑑,

𝑎𝑎𝑃𝑃 𝑃𝑃𝑃𝑃𝑎𝑎𝑃𝑃𝑃𝑃𝐹𝐹 𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑃𝑃ℎ𝑃𝑃 𝑃𝑃𝑃𝑃𝑖𝑖𝑃𝑃𝑃𝑃𝑎𝑎𝑃𝑃𝑃𝑃]

The Wind projects’ feed-in tariff has a segment tariff structure (5-year and 15-year periods) for total of 20-year contractual period.

The Wind projects’ feed-in tariff is being paid with Egyptian pounds according to the following equation;

Required Capacity: 2000MW.

No Segmentation

Contract period is same ( 20 years)

Payment equation;

being paid with Egyptian pounds according to the following equation;

[(40% of Feed in Tariff)×8.88(exchange rate for Egyptian pound to a US dollar at the time tariff is issued)] / [(60% of Feed in Tariff)×(exchange rate for Egyptian pound to US dollar on maturity day)]

Required capacities: 2,000MW

117

既存設備、運営維持状況２－６－２

太陽光に関しては、単独系統、単独負荷への供給に対して多くの導入が既になされてお

り、合計 50MW 以上が導入されている。上記のほか、系統連系形の建物屋根を活用した PV の設置は、これまで 10MW が完了し

ている。風力発電に関しては、ガバルエルゼイトの KfW 支援 200MW サイトの完工により、既設

の風力発電の容量は 750MW となった。内訳は、ザファラーナ 545MW、ハルガダ 5MW、

ガバルエルゼイト 200MW である。

導入計画（2015 年マスタープランの確認と分析、アフリカ向け太陽光発電含む）２－６－３

太陽光発電の導入計画について (1)

2022 年までに約 3000MW を開発する計画であり、具体的な状況は以下の通り。既設の太陽光プロジェクトは、単独系統への電力供給などを中心に、90MW が開

発済みである。（開発計画に含んでいる） NREA によりハルガダ 20MW、AFD のコモンボ 20MW プロジェクトに続き、韓国

資金の 20MW ハルガダプロジェクト、アラビア経済社会資金の 50MW プロジェク

ト、KfW 資金のサファーガ 50MW プロジェクトが計画されており、現在 Study を

行っている。韓国のハルガダ 20MW プロジェクトは、F/S が終了したところである。このプ

ロジェクトにおいても、蓄電池による系統の安定化について提案が行われている。

これは出力変動の安定化が目的である。アラブ経済社会ファンド支援の 50MW プロジェクトは、ローンのサインが締結

されたところで、2020 年の完工を予定している。 KfW支援のサファーガ 50MWプロジェクトは、現在まだ準備中の段階であるが、

このサファーガのプロジェクトは、系統連系の問題から地点をザファラーナに移

動して実施の調整中である。 BOOによりコモンボと西ナイルバレーの 2 カ所で計 200MW×2を進める計画であ

り、2017 年 7 月にプロポーザルの受付を行う予定である。西ナイルバレーは現在

気象データの収集を行っており、データ収集後に入札図書の準備に入る。 FIT スキームを活用したプロジェクトとして、コモンボにおいて、第 1 ラウンド

として近日中に 9 社からのプロポーザルを受領の予定。総容量は 450MW となる。 FIT の第 2 ラウンドは、2017 年 10 月に受付の予定で、32 社から合計 1500MW の

受付を予定している。 FIT では、別に Small scale（500kW 以下）で 300MW を開発する計画である。 FIT は以上を合計し 2300MW が開発される予定である。

なお、コモンボでは将来の大規模 BOO プロジェクトの導入に対して、220kV 変電所

の新設が、当初 4 カ所、後続 5 カ所計画されている。

以上を要約し、開発量 3000MW の概括的な内訳を示せば以下の通り。

118

FIT による開発：2300MW、BOO による開発：400MW、NREA 所管：300MW 程度とな

る。以上の太陽光プロジェクトをまとめると次表の通りである。

表２－６－３－１太陽光プロジェクト

Project Capacity (MW) Site

Expected operation

start

Existing Current Capacities 90 Stand Alone and Roof Top Grid Connection. Excluding street light

NREA Project

Hurghada (JICA) 26 Hurghada 2019 Kom Ombo (AFD) 20 Kom Ombo 2019 Hurghada (Korea) 20 Hurghada 2019

Zafarana (KfW) 50 Zafarana Canceled Kom Ombo (Arab Fund for Economic & Social) 50 Kom Ombo 2020

BOO Project

BOO Kom Ombo 200 Kom Ombo 2020 EETC BOO West Nile

Valley 200 West Nile Valley 2021

FIT Project

Kom Ombo by Feed-in-Tariff 1,565 Kom Ombo 2019

Roof top small PV by FIT 290 2021

Total 2,461 出典：NREA

太陽熱発電の導入計画について (2)

2013 年にコモンボの太陽熱発電プロジェクトの FS が行われた。検討の結果太陽熱発

電のコストは、現状では 30CUSD/kWh と非常に高いため、開発の計画が停止した。将来

価格の低下が期待出来れば再開すると想定している状況である。なお、2015 年に西ナイルリバー地域における、BOO スキームによる 52MW のプロジ

ェクトがスタートしている。

風力発電の開発状況について (3)

2022 年までに約 6,000MW を開発する計画であり、具体的な状況は以下の通り。

119

表２－６－３－２ 2022 年までの風力開発プロジェクト（既運転を含む）

Project Capacity (MW) Site

Expected operation

start

Existing Current Capacities 750 Zafarana, Hurghada and Gabal El-Zayet

NREA Project

Ext. of Wind (Gabal El-zayte-1) 40 Gabal El-zayte (KfW5) 2018

Wind (Gabal El-zayte-2) 220 Gabal El-zayte (JICA 2) 2018 Ext. of Wind (Gabal El-zayte-2) 32 Gabal El-zayte 2018

Wind (Gabal El-zayte-3) 120 Gabal El-zayte (Spain) 2018 Wind (Suez Gulf-1) 200-250 Suez Gulf (KfW 6) 2019 Wind Masdar and NREA 200 Suez Gulf 2019

Wind West Nile (JICA) 200 West Nile 2020 Wind AFD Ras Ghareib (Suez Gulf-3) 200 Suez Gulf (AFD) 2020

Siemens – Wind 180 Suez Gulf 2019

Siemens – Wind 1820 Suez Gulf and West Nile

Not confirmed

yet

BOO Project

WIND BOO Suez Gulf 250 Gabal El-zeit (Toyota) 2019 Wind BOO (West Nile) 250 West Nile 2020

Wind BOO (South Gulf) 250 Between Zafarana and Gabal El-zayet

Not confirmed

yet Italgen (BOO) 320 Gabal El-Zayet 2019

FIT Project

Wind Feed-in-Tariff Projectsko＊ 2,000 Suez Gulf 2020

Total（既存を含む） 7,082 ＊Wind Feed-in-Tariff Projects is 0MW until now.

出典：NREA への聞き取り調査

以上を要約し、今後の開発量約 6,000MW の概括的な内訳を示せば以下の通り。 FIT による開発：2,000MW（2018 年現在、0MW）、BOO による開発：約 1,000MW、NREA 所

管：3,000MW＊程度となる。（＊Siemens 社開発の 2,000MW を含む）なお、Siemens 社開発の 2,000MW の開発地点は、第一フェーズの 180MW はスエズガルフで

の開発が決定しているが、残りの地点は西ナイルとスエズガルフなどと計画されているものの

具体的なものはまだ何も決まっていないとのことであった。

バイオマス発電について (4)

売電価格 92pt/kWh の FIT 制度の構築までは整備されているが、現時点でプロジェ

クトの候補が挙がっていない。バイオマスについては、関連省庁が、電力省、農業省、環境省などにまたがる非

常に複雑な体制となることも開発のネックとなっている。

120

ゴミ発電についても以前に F/S が実施されたことがあり、NREA もこの検討に参

加した。具体的な動きは今のところない。

上記に上げたプロジェクトで、既設の 2800MW の水力発電に加え、太陽光発電で 3000MW、

風力発電で 7000MW が計画されており、これにより 2022 年に 20％を RE で賄う計画に沿うよ

うにする予定である。計画に上げたプロジェクト以外でも、西ナイルリバーと東ナイルリバーの計画地点だけで、

風力 35GW、太陽光 50GW のポテンシャルがあり、今後さらなる開発が期待出来る。以上から、2022 年頃の RE の総発電力は、風力、太陽光、水力合計にて 1200 万 kW に達する

見込みである。なお、2022 年頃の需要（GWh）は、ISES2035Scenario4b をやや下方修正するこ

とが想定されることを考慮し 250,000GWh 程度とし、その 20％の供給を想定すると、再生可能

性エネルギー平均稼働率は、47％程度となる。

連系条件・技術的課題（系統安定上の課題を含む。）２－６－４

Grid Code に関して (1)

風力発電に関する Grid Code は 2015 年に発効し、公開されている太陽光発電、太陽熱発電に関する Grid Code は、調査団が収集したドラフト版が、

そのまま最終版となり発効された。開発に伴う系統運用面の課題に関して（RE による周波数変動問題） (2)

2022 年頃までに 9GW の RE は量的に開発可能な見通しが得られているが、これを受

電する電力系統側が対応可能であるかを確認することが開発を計画する上で重要な課

題となる。このうち、RE の発電力を送電するための送変電系統の拡充については、後述する

EETC の 2025 年送電拡充計画案にて反映されていることが基本的に確認されている。一方、風力、太陽光の出力は、既存火力、貯水池を有する既存水力とは異なり、基本

的に出力を制御出来ない特性を有している。このため、ISES2035Scenario4b のベースと

なっている CREMP にて、開発量に対応した周波数変動想定を行い基本的な問題がない

旨の結果を得ている。しかしながら、その検討前提条件は、「エ」国の気候等を十分反

映しているとは言えない状況であることが確認された。（これへの対応に関しては、第

三章の今後の課題の中で改めて指摘を行うところである。）一方、本問題に全く対応の見通しなく開発を進めることは、妥当性のある計画を設定

する観点から望ましくない。このため、ここでは、調査団にて、詳細検討は将来に委ね

る前提であるが、基本的に 2022 年頃に対応可能な見通しがあるかについてスクリーニ

ング的な観点から、以下の通り、その概略を検証する。 2022 年頃の低需要時の発電電力（kW）：

28GW （2016 年最大；(29GW) × (1.055)6 × 0.7）負荷増加率：1.055 （需要増加率：5.5％）最大需要に対する低需要率：0.7 6 年後を想定：6

121

2022 年頃の低需要時の運転設備量（kW）： 30GW （28G×1.1（予備率））

運転全発電設備（kW）に対する風力･太陽光発電設備量比：

0.23 （＝9/（30＋9））

太陽光の急速な出力変動＊：0.3GW （3GW×0.1＊）＊「エ」国太陽光開発地点は当面砂漠地帯が主であり、急速な出力変動が生じる可

能性は比較的小と想定であるが 10％変動すると想定。なお、急速な変動とは、数十秒以内で発生する比較的大きな出力変動のことである。風力の急速な出力変動＊：1.2GW （6GW×0.2＊）＊風力の急速な出力変動は、気圧変化、地形等に影響されるが、当面、集中的に幾

つかの地点で開発されるので、想定外の急変は発生しにくいと想定するが 20％の出

力変動を想定。なお、太陽光、風力も点検等で停止が想定され、ここでの、9GW が全運転する前

提で 0.1、0.2 の変動を想定しており、厳しめサイドとなるよう、配慮している。太陽光、風力の急速変動が一致して発生すると想定すると（丁度一致する可能性は小

さいと想定するが厳しめとして想定）、総変動量： 0.3＋1.2 ＝ 1.5GW

運転中の電源（太陽光、風力を除く）の発電力（kW）に対する総変動量の比率は以下と想定される。

1.5GW/30GW ＝0.05 ：5％

本邦では、発電機 1 台の発電容量を決定する際、電力系統低負荷時の突然の停止に対

し、周波数への影響を考慮し電力系統規模（kW）の 5％程度以下を目安としている。こ

の考え方を援用すると、本検討結果の 5％の急速な出力変動は、電力系統運用面から許

容される範囲と想定する。但し、本検討結果は限界に近いことを示しているとも考えられ、今後の実測等の結果

から、仮に検討条件が見直されると、更に厳しい想定変動値となる可能性も皆無でない。このような状況に対応するための対策として、現在、開発計画が進んでいる、発電機

出力変更の即応性に優れ周波数維持に効果を発揮する Ataqa 揚水発電（2.4GW）の有効

活用を検討し、さらなる備えを行っておくことが望ましいと考える。以上を前提として、今回の開発計画は妥当であると判断するが、今後、実測データを

含めた検討前提条件の検証を含め、大量導入に備えて適切な検討・対応を進める必要が

あると考えらえる。なお、ISES2035Scenario4b では、2022 年以降、風力開発から太陽光開発に比重が移行

してゆくビジョンとなっている。これに伴い、風力にて顕著な予測が困難な急速出力変

動の増加による周波数変動から、発電のピークが昼間となる太陽光が増大することに伴

122

う昼間時の電力系統の安定性維持、すなわち安定維持に必要な既設型電源の運転確保策

が主要課題になると想定される。この際、昼間時の太陽光出力が増加し既存火力電源等

を停止する状況になると、周波数維持電源が不足する事態も有り得るため、引き続き周

波数変動問題は重要な検証課題となる可能性がある。なお、このような状況への対応策としては、CSP の導入、新たな揚水電源開発（原子

力、石炭火力の導入拡大と整合し計画することが望ましい）、蓄電池等の電力貯蔵装置

設置等のオプションが考えられ、今後、適切な時期に必要量、経済性、運用性等を含め

総合的な観点から検討をすべきと考える。

環境分野２－７

環境政策及び環境規制に係る情報２－７－１

エジプト計画・モニタリング・行政改革省（Ministry of Planning and Monitoring, Administrative Reform：MoPMAR）とエジプト環境庁（Egyptian Environmental Affairs Agency：EEAA）は、2001年から 2016 年にかけて以下に示す 6 つの環境政策を策定している。 Sustainable Development Strategy: Egypt Vision 2030 (MoPMAR, 2016) Egypt's Status Towards Major Negotiable Issues in Climate Change (2016, EEAA) Egypt National Environmental, Economic and Development Study (NEEDS) for Climate

Change (2010, EEAA) National Strategy for Environmental Communication (NSEC) (EEAA, 2005) National Strategy for Cleaner Production in Egyptian Industry (2003 EEAA) The National Environmental Action Plan 2002-2017 (NEAP) (2001 EEAA) このうち持続可能な開発戦略（Egypt Vision 2030, MoPMAR, 2016）と気候変動のためのエジ

プト国家環境経済開発調査（EEAA, 2010）では、いくつかの具体的方策や数値目標、必用資金

などが示されている。

持続可能な開発戦略：エジプトビジョン 2030（SDS2030） (1)

持続可能な開発戦略は、持続可能な開発、社会的公平性とバランスのとれた成長が必

要である。持続可能な発展は 3 つの側面と 10 の支柱で支えられている。支柱には 50 以

上の戦略的目標と 330 の指標が組み込まれている。これら目標と指標を実現させるため、

200 のプロジェクトとプログラムが立案され、それぞれに個別目標と戦略ゴールが設定

されている。中心目標は「2030 年までにエジプトは、持続可能な発展と全ての人の生活

の質を向上させるため、偉大な国土と国民を活用し、バランスのとれた多様な生態系を

保ちつつ、公平さと社会参画に基づいた知性・創造力で、競争力のあるバランスのとれ

た多様な経済力を持つ国になる。更に政府はこの戦略を実施することで、経済発展指標、

汚職撲滅、人材開発、市場競争力、生活の質に関して、世界の上位 30 位以内に引き上

げる。」というものである。経済的側面の中の支柱の一つであるエネルギー支柱では、2030 年までにエネルギー供

給率を 100％にする、エネルギーセクターからの温室効果ガス排出量を 10％削減するな

どの指標が示されている。

123

環境的側面の中の支柱の一つである環境支柱では、微細大気粉塵大気汚染を 2030 年

までに 50％削減させる、現在 7％である有害廃棄物の適正処理率を 100％にする、現在

21％ある工業排水のナイル川への不法排水を 2030 年までに 0％にする、現在 87 か所あ

る国家大気モニタリング測定施設を 120 か所にする、現在 164 か所 70 社が接続されて

いる国家工業排ガスモニタリングネットワークを 500 か所にするなどの指標が示されて

いる。環境的側面の中の支柱の一つである都市開発支柱では、現在 0.85m2 である市内の一

人当たりの緑地量を 2030 年までに 3m2にするという指標が示されている。概要を次表に示すが、GDP 成長率を 10％以上見込む等野心的な目標が掲げられてい

るが、RE（太陽光、風力）の電力供給における比率 30％等具体政策面では、

ISES2035Scenario4b と整合していると判断される。

124

表２－７－１－１エジプトビジョン 2030 の主な指標と目標値 Dim. Pillar Main targets with Indicators

Indicator Current 2020 2030

Economic D

imension

1. Economic Development

1. Real GDP growth rate (%) 4.2 10 12 4. Poverty headcount ratio at national poverty lines (%) 26.3 23 15 10. Unemployment rate (%) 12.8 10 5 22. Net foreign direct investment (Billion USD) 6.37 15 30

2. Energy 1. Ratio of primary energy supply to the total planned energy consumption

* 100% 100%

5. Percentage decline in greenhouse gas emissions from the energy sector

* 5% 10%

12. Percentage of fuel mix for electricity production Oil and Gas: 91% Hydro: 8% Solar and Wind: 1%

Oil and Gas: 27% Hydro: 5% Solar: 16% Wind: 14% Coal: 29% Nuclear: 9%

3. Knowledge, Innovation and Scientific Research

5. Knowledge transfer sub-index of the global innovation index (rank)

69 60 30

9. Environmental sustainability sub-index of the global innovation index (rank)

65 50 30

14. Quality of scientific research institutions 135 100 60 4. Transparency and Efficiency of Government Institutions

3. Regulatory enforcement (score) (0 worst-100 best) 0.42 0.5 0.6 10. Share of funds allocated to training as a percentage of wage bill

0.04 0.5 1

Social Dim

ension

5. Social Justice

1. Geographical gap in human development index 0.086 0.06 0.043 4. International rank of the gender gap index 129 100 60

6. Health 1. Life expectancy at birth (years) 71.1 73 75 9. The number of deaths from road accidents per 100,000 13.2 10 8

7. Education & Training

E2. Illiteracy rate (15-35 years old) 28% 7% (absolute

zero)

7% (absolute

zero) E6. Percentage of school drop-out under 18 years old 6% 2% 1% T1. Percentage of students enrolled in technical education (with outstanding performance at preparatory stage scored more than 85%)

4% 12% 20%

T2. Percentage of technical education graduates working in their fields of specializations

30% 60% 80%

8. Culture 1. Tourism and travel competitiveness 85 70 60 2. Geographical gap of the ratio of the number of public libraries / 100,000 people

0.35 0.2 0.1 Environm

ental Dim

ension 9. Environment

3. Percentage of decreased pollution caused by fine airborne dust (%)

157 Microgram/m3

-15% -50%

5. Percentage of hazardous wastes, safely disposed (treatment, recycling, final disposal) (%)

7% 30% 100%

8. Rate of reduction of the expected increasing rates of greenhouse gas emissions

276 equivalent Tons of

Carbon dioxide

10. Illegal industrial sewage into the Nile River as a percentage of the total industrial sewage (%)

21% 16% 0%

13. Number of natural reserves, with an approved and activated management plan (reserves)

13 15-20 30

16. Percentage of loss in water treatment plants (%) 30% Less than 20%

Less than 10%

17. Number of national monitoring air pollutants Plants

87 plants 92 plants 120 plants

18. Number of monitoring sites at the national network of monitoring industrial emissions

164 sites 40 companies

250 sites 500 sites

10. Urban Development

4. Per capita green landscapes in cities 0.85 m2 1m2 3m2

125

気候変動のためのエジプト国家環境経済開発調査（EEAA, 2010) (2)

気候変動のためのエジプト国家環境経済開発調査（Egypt National Environmental, Economic and Development Study：NEEDS）のエネルギーセクターの優先技術課題には、

7 つの基本プログラム、8 つのエネルギー効率化と需要供給のためのプログラム、4 つの

2020 年以降のための革新技術プログラム、5 つの能力・組織強化プログラムが示されて

いる。非附属書 I 国である「エ」国は、気候変動枠組み条約（United Nations Framework Convention on Climate Change：UNFCCC）や京都議定書（Kyoto protocol）に基づく排出

量削減や制限目標の順守は求められていない。しかし、国家計画に基づくミティゲーシ

ョンは既に実施されており、気候変動のためのエジプト国家環境経済開発調査では、REの導入、工場や運輸産業での石油から天然ガスへの変換、家庭と工場でのエネルギー効

率化プログラム、省エネビルディングの推奨、低炭素社会を目指す住民参加型農業や植

林の開発などの具体的プログラム、責任組織、必用資金などが示されている。基本プロ

グラムの中には、電力分野に関して MoEE と EEHC 主導でガス火力コンバインドサイク

ル発電所を 2020 年までに 9000MW 導入、ガス火力発電所 11400MW 導入などが、織り

込まれている。現状では、コンバインドサイクルの開発量がプログラムを上回っている

など、ISES2035Scenario4b は最新の状況を踏まえつつ対応を図っていると考えられる。

なお、エネルギー効率化と需要供給のためのプログラムの中には、MoEE と NREA 主導

で、グリッドに接続された大規模風力発電所を導入するプログラムが示されているが、

ISES2035Scenario4b ではより具体的な計画が設定されている。なお、2020 年以降のための革新技術プログラムには、MoP、MoEE、MoSfEA 主導で

二酸化炭素回収・貯蔵技術のパイロットプロジェクトなどが示されているが、当面、REの導入が大きく進展するので、本格的な検討時期は 20 年代中頃以降と想定される。

126

表２－７－１－２ NEDDSエネルギーセクター優先技術課題の基本プログラム

No. Program Activities Responsible Entities

Required Finance

Time Duration (Years)

1 Large-scale Grid-connected Wind Farms

Construct a series of large-scale grid-connected wind farms at the areas of highest potential of wind speed, identified by the Egypt wind map. Yearly total capacity of 220 MW.

MoEE(1), NREA(2),

1.3 -1.5 M EUR/MW i.e. 2.85-3.3 Billion EUR

10

2 Integrated Combined Cycle Solar System (ICCS ) Plants

Construct two similar 300MWcapacity plants, including solar thermal Portion of 60MW capacity each, by 2020.

MoEE, NREA,

1850-1900 US$/kW i.e. 1.11-1.14 Billion US$

10

3 Gas-Fired Combined Cycle Power Plants

Program of a series of gas-fired combined cycle modules of a total capacity 9,000 MW up to the year 2020.

MoEE, EEHC and Affiliate Electricity Production Companies, Private Sector

725-775 US $/kW i.e. 6.53-6.98 Billion US$

10

4 Gas-Fired Steam Thermal Power Plants

Program of a series of gas-fired steam thermal units, mostly of capacity 650 MW each, in addition to a unit of capacity 350 MW. The total capacity amounts to 11,400 MW up to the year 2020.

MoEE, EEHC and Affiliate Electricity Production Companies, Private Sector

1000-1100 US$/kW i.e. 11.4-12.54 Billion US$

10

5 Nuclear Power Plants Implement the first 1000 MW capacity nuclear unit by the year 2017. MoEE, NPPA(2)

2100-2500 EUR/kW i.e. 2.1-2.5 Billion EUR

7

6 Expand the Use of Efficient Lighting Systems (Egyptian Efficient Lighting Initiative – EELI).

Program for transforming lighting market towards Compact Fluorescent Lamps (CFL), targeting utilization of additional 80 million lamps during the period 2010 – 2020. Safe Disposal of burnt lamps should be taken into consideration. Expected reduction of GHG emissions is about 4.0 Mt CO2eq by the year 2020 . Expected saving is about 1.5 Mtoe.

MoEE, EEHC(1) and affiliate Electricity Distribution Companies, Private Sector

25 M EUR 10

7 Renewal of Aging Taxi Vehicles in the Greater Cairo Region (GCR)

Program for replacing aging fleet of taxi in the Greater Cairo Region (GCR) (about 43,000 taxis having fuel efficiencies of about 14 liters per 100 km and more through phases of implementation with new gasoline vehicles that get about 12 liters per 100km or less, and CNG vehicles that get about 8kg per 100 km) Overall GHG emission reduction estimated at 2,636,713 tons CO2eq over a period of 10 years.

MoF(1), MoI(2), Auto Dealers, Commercial Banks, Advertising Firms

508 M US$

5

(1) MoF = Ministry of Finance. (2) MoI = Ministry of Interior.

127

表２－７－１－３ NEDDSエネルギーセクター優先技術課題のエネルギー効率化と需要供給のためのプログラム No. Program Activities Responsible

Entities Required Finance


1 Large-scale Grid-connected Wind Farms

Construct a series of large-scale grid-connected wind farms at the areas of highest potential of wind speed, identified by the Egypt wind map. Yearly total capacity of 500 MW to satisfy the 20% target of renewable electricity, including hydro, by 2020, out of which 12% wind energy.

MoEE, NREA, Private Sector

1.3 -1.5 M EUR/MW i.e. 6.5- 7.5 Billion EUR

10

2 Nuclear Power Plants Program of a series of 1000 MW capacity nuclear units, with a total of 4 units up to the year 2027

MoEE, NPPA

2100-2500 EUR/kW i.e. 8.4-10.0 Billion EUR

10 (2017-2026)

3 Expand the Use of Domestic Solar Water Heating Units (Solar Water Heaters Initiative – SWHI)

Typical domestic solar water heating units, containing 2 square meters flat plate collector's area and 150 liters storage water capacity. Program of potential usage of around 500,000 units (i.e. total collector's area of about 100,000m2) every year up to the year 2020. (Each square meter of solar collectors would result in 0.5 ton of CO2 eq. emission reduction per year. Expected saving is about 0.018 mtoe annually)


250 M EUR

10

4 Expand the Use of Photovoltaic Systems for Different Applications.

Program of typical photovoltaic systems applications of total capacity of 20.00 MW up to the year 2020.


6,000US$/kW Up to 2015 and 1,000 US$/kW beyond 2015 Total finance is around 70 M US$

10

5 Expand the Energy Efficiency Labelling (EEL) Applications (Egypt has already developed and issued four standards, together with their corresponding labels, for electric appliances, namely, refrigerators, air conditioners, electric water heaters, and washing machines).

Develop and issue standards, together with their corresponding labels, for electric appliances, such as irons, kettles, kitchen machines, video-audio equipment,… etc.

MoEE, MoTI(*), Private Sector

25 M EUR

10

6 Expand the Use of Efficient Lighting Systems (Egyptian Efficient Lighting Initiative – EELI).

Program for transforming lighting market towards Compact Fluorescent Lamps (CFL), targeting utilization of additional 80 million lamps during the period 2010 – 2020. Safe Disposal of burnt lamps should be taken into consideration. Expected reduction of GHG emissions is about 4.0 Mt CO2eq by the year 2020 . Expected saving is about 1.5 Mtoe.

MoEE, EEHC and affiliate Electricity Distribution Companies, Private Sector

25 M EUR

10

7 Waste Heat Recovery Systems Wide range of sizes from <25 MW to 300 MW. Water temperature above 60°C to 82°C (140°F to 180°F) is required for domestic applications. Some equipment acts as a silencer to replace or supplement noise reduction equipment needed to meet noise requirements. Waste heat recovery is used extensively at industrial facilities around the world. Represents an opportunity for relatively low-cost increase in power capacity.

MoEE, EEHC, MoTI Installation costs can be $1000/kW (for industrial systems).

10

8 Energy Management Systems (EMS) Relevant for all sizes of systems. May be used with existing or applied to new systems. EMS is typically applied to the largest electrical loads, including HVAC equipment, cooling towers, pumps, water heaters and lighting. Control functions may include basic stop/start functions or more complex chiller optimization routines. Energy management systems have been implemented successfully in several countries including the United States, Argentina, Colombia, Portugal, Germany and more. Site-specific analyses must be conducted to determine the benefit of installing energy management systems. Systems work with distributed and direct networks.

MoEE, EEHC, MoTI $ 100 Million (Energy savings of about 10% is typically achieved, although exact costs and savings are site-specific). (Typical cost of an energy system in a manufacturing plant with a load of 100 Million kWh/year is about $ 750,000)

10

(*) MoT I = Ministry of Trade & Industry.

128

表２－７－１－４ NEDDSエネルギーセクター優先技術課題の 2020年以降のための革新技術プログラム

No. Program Activities Responsible Entities

Required Finance


1 Grid-connected PV Implement a series of Grid-connected PV power generating plants. Modules range from a few watts to multi-MW. For power generation, modules can be combined to produce 5-25 MW or larger. First pilot project may include two batches of grid-connected PV with capacity 25 MW each or more.


Cost is about $ 1,000/kW by 2015 and as low as $ 700-800/kW by 2020-2030

10

2 Clean Oil Shale Technology- Fluidized Bed Combustion

Construct and operate a series of power plants utilizing clean Oil Shale fluidized bed combustion technology. Oil sale exists in Egypt within phosphate formations in plentiful quantities. Capacity ranges between 10 to 100 MW equivalents for industrial boilers and 75 to 325 MW for electric utility applications. First Pilot Project will include 325 MW thermal power generating unit by 2020.

MoEE, EEHC, Private Sector

AFBC(1) (200 MW): $1,500-2,000/kW PFBC(2) (commercial): $1,000-1,5000/kW

10

3 Use of Fuel-cells Power Generating Modules

Introduce Fuel-cells power generation for distributed applications in industry and electricity sectors. Introduce fuel-cells grid-connected power generating modules. Pilot applications may be within the range of 100-500 MW up to 2020.

MoEE, EEHC, MoTI Private Sector

$ 1,700 – 1,200/kW by 2020

10

4 CO2 Capture & Storage (CCS) Implement a series of projects using Carbon Capture and Storage (CCS) technique, capturing CO2 emitted from power plants for Enhanced Oil Recovery (EOR) in stranded oil and gas wells. Size will vary according to underground formations and distance between the power plant and the stranded oil/gas wells. Potential storage of 6 Million tons CO2 at Suez Gulf area as "First Phase" application. First Pilot Project Will capture and store 3Million tons CO2 at Suez Gulf area to be operational by 2020.

MoP(1), MoEE, MoSfEA(2), Private Sector

$ 60-80/tCO2 is expected to lower within 5-7 years to about $ 25/tCO2

10

(1) AFBC = Atmospheric Fluidized Bed Combustion. (2) PFBC = Pressurized Fluidized Bed Combustion.

129

表２－７－１－５ NEDDSエネルギーセクター優先技術課題の能力・組織強化プログラム No. Program Activities Responsible

Entities Required Finance


1 Instituting Customer- focused Educational and Informational Programs

Can be tailored to any situation or sector. Can include training, public information programs, creation of school, home, utility partnerships and more. Benefits lie in the avoided supply costs.

MoEE, MoP, MoM(1), MoSfEA, ESCOs(2) Private Sector

Lump Sum of US$ 50 Million

10

2 Supporting GHG Mitigation Research in Energy Sector

Collaborative research and related implementing agreements will be initiated between Egypt and Annex I countries.

MoEE, MoP, MoSRT(3), MoSfEA Private Sector

US$ 100 Million 10

3 Increasing Senior and Mid-level Management Performance and Efficiency

Applicable to all power plants, regardless of type or size. Requires both the tools (software and equipment) and the training to use the tools effectively. Relative small capital expenditures are required to obtain the tools and training; large expenditures are required for equipment replacement. However, overtime, these costs are more than offset by improved plant performance.

MoEE, EEHC

Initial cost US$ 10 Million

10

4 Demand-side Management (DSM) Regulations and Incentives

DSM programs can be developed and implemented within a relatively short time period-a few years, at most. In the short-term, DSM is the only policy that can have a significant impact on reducing electricity consumption. DSM benefits end-users through cost savings as well as through improved environmental quality, economic competitiveness and energy security. May avoid or delay the need to construct additional capacity. These actions are dependent on the mix of fuels/technologies used to generate the electricity being displaced; a more precise estimate of carbon emissions reduced/avoided requires site-specific details.

MoEE, EEHC, MoSfEA, MoTI


10

5 Energy Efficiency Regulation and Incentives

May offer rebates, tax credits or involve setting standards. For example, could involve setting target level for emissions or fuel consumption, and charge consumers a variable fee when actual consumption is worse than the target level, and granting consumers variable (sliding-scale) rebates for those that do better than the target. Costs may be incurred; for instance, through foregone tax revenue for rebates. Some policies may be revenue-neutral-if fees are charged for non-compliance, these funds can be directed to pay for any rebates. As manufacturers or federal policies improve efficiency levels, targets can be adjusted to maintain a revenue-neutral program. Administrative changes can be made to make policies revenue-generating.

MoEE, EEHC, MoSfEA, MoTI


10

(1) MoM = Ministry of Media. (2) ESCOs = Energy Services Companies. (3) MoSRT = Ministry of Scientific Research and Technology.

130

プロジェクトの実施に際し必要となる環境基準（戦略的環境アセスメント等）に係る情報２－７－２

「エ」国の主な環境関連法令には、環境法（No. 4/1994）、自然保護法（No.102/1983）、公衆

衛生法（Law 38/1967）、ナイル川や水路の水質汚濁防止法（No.48/1982）、工業排水規制法（No. 93/1962）、新交通法（Law 121/2008）、統合労働法（No. 137/1981）、漁業・水生生物法（No.124/1983）、再生エネルギー発電促進法（No. 203/2014）、土地収用法（No. 10/1990）、構造物借用販売に関

する法（No. 49/1997）などがある。環境影響評価の手続きは、環境影響評価の原則と手続きガ

イドライン（EEAA, 2009）に定められている。次表に発電事業に関係する環境関連法の名称と条項、関連する政令の名称と条項、示されて

いる基準や特記事項などを示す。

131

表２－７－２－１発電事業に関係する環境関連法

Issue Law Addressing Issue Applicable Articles to Power Plants Relevant Executive Regulations (ER) Formats, Standards and/or Specifications

Land Pollution Law 4/ 1994 (Environment Law) amended by Law 9 /2009 and law 105/2015

Articles 19, 20, 21 and 23 on the preparation of EIA. Articles 22, 23 on the upkeep of Environmental Register.

Articles 10, 11 on the preparation of EIA.

Articles 17, 18 on the upkeep of Environmental Register.

Law 38/ 1967 (General Public Cleaning Law) amended by Law 31/1976.

Traffic Law 121/2008 Article 72 on the disposal of polluting items by vehicle drivers.

Air Pollution Law 4/ 1994 (Environment Law) amended by Law 9 /2009 and law 105/2015

Articles 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 42, 43, 47 bis on project site, permissible air pollution loads, use of machinery and vehicles, incineration and waste disposal, air emissions during construction, noise, and indoor air quality.

Article 42 on overall permissible air pollution loads.

Annex 5: Maximum Limits of Outdoor Air Pollutants

Annex 6: Maximum Permissible Limits for air pollutants from different sources.

Annex 6 bis 1: Continuous Emissions monitoring Procedures from facilities Stacks (Decree 1095/2011)

Coal import, handling and use

Law 4/ 1994 (Environment Law) amended by Law 9 /2009 and law 105/2015

Article 40 bis (added by amendment 105/2015) prohibit the import, handling or use of coal or petroleum coke without obtaining a permit from the EEAA.

Annex 12: includes the regulations for import, handling and use of coal and petroleum coke by the different facilities (added by ER amendment Decree 964/2015 with parts updated by ER amendment 618/2017)

Occupational Health and Safety

Law 4/ 1994 (Environment Law) amended by Law 9 /2009 and law 105/2015

Article 44 on temperature and humidity. Article 46 on temperature and humidity.

Annex 7: Permissible Limits of Sound Intensity and Safe Exposure Times according to the amendment decree 710/2012

Annex 8: Maximum Permissible Limits for Pollutants inside the Work Environment.

Annex 8, Table 4: Amounts of Air Required to Ventilate Public Places.

Annex 9: Maximum and Minimum Limits for Temperature and Humidity.

Annex 11: Municipal Solid Waste Law 137/1981 (Labor Law)

modified by decision 12 in year 2003

Water Pollution Law 4/ 1994 (Environment Law) amended by Law 9 /2009 and law 105/2015

Articles 69, 70, 71 and 72 concerning the disposal of any objects, waste, or untreated liquids in water.

Annex 1: Specifications regarding the disposal of Liquid waste in the water environment.

Annex 10: Contaminating non- biodegradable material that the industrial facilities are prohibited from disposing into the water

132

Issue Law Addressing Issue Applicable Articles to Power Plants Relevant Executive Regulations (ER) Formats, Standards and/or Specifications

environment.

Law 48/1982 (Pollution protection of the River Nile and water ways)

Articles 1, 2, 3, 4, 6, 9 and 16: defining waterways, the control of effluent wastewater, licensing bodies and sanctions

Article 2, 6, 9, 10, 13, 15 and 16 for discharge on water ways

Article 16, 17, 19, 20, 22 and 26 regarding licensing and monitoring of water quality.

Section 6, Article 49 detailing the quality of water ways where effluents are discharged

article 50 concerning the quality of wastewater discharged to the River Nile and its branches

Law 93/1962 (disposal of industrial waste water)

Hazardous Waste

Law 4/ 1994 (Environment Law) amended by Law 9 /2009.

Articles 29, 30, 31, 33: Hazardous waste generation, collection, storage, transportation, and circulation.

Article 28: Hazardous waste generation, collection, storage, and transportation.

Penalties Law 4/ 1994 (Environment Law) amended by Law 9 /2009.

Articles 84 to 101: Sanctions mentioned regarding the violations of the provisions of the different articles of the law.

133

環境法に基づく規制基準 (1)

環境法に基づく規制基準には、環境管理に係る手続き、大気の環境基準、燃料と排煙

塔に関する規制基準、排ガス基準、石炭やペットコークスの利用取り扱いに関するもの

などがある。このうち、発電所建設事業にかかわるものについて以下に示す。 1) 環境管理に係る手続き

環境法では、環境影響評価や環境レジスターの手続きが定められている。以下にこ

れらの手続きの概要を示す。戦略的環境アセスメント（SEA）は環境法（No.4/1994）に明確に記載されていないものの、部分的に SEA を示唆していると解釈出来るとこ

ろがある。

環境影響評価 a)

環境法（No.4/1994）の 19 条、21 条、23 条と、施行規則の 10 条から 16 条による

と、発電事業者は発電所の認可証を取得するため、EIA を管轄組織（Competent Administrative Authority：CAA）もしくは許認可組織に提出しなければならない。EIA調査に関する EEAA のガイドラインによると、一次エネルギーとして天然ガスを用

いる発電所などは、リスト C に区分されている。そのため、事業者は EIA を実施し

なければならない。手続きは以下のようなものになる。 ① 事業の目的を協議するため、事業者は EEAA のリスト化した関係者とスコー

ピング協議を行わなければならない。その後、発電所の環境影響とミティゲ

ーションプロセス説明するための公聴会が開催される。 ② 事業者はリスト C に区分されている事業を実施したい旨 CAA または許認可

組織に申請レターを送付する。事業者は EEAA ガイドラインに沿って作成さ

れた EIA のハードコピー3 部とソフトコピーを添付する。 ③ CAA は提出書類を登録し、カテゴリー区分に間違いがないか、EIA に記載さ

れている情報が EEAA のガイドラインに沿っているかをチェックする。 ④ CAA は EIA の内容をチェックし、正式に EEAA に審査と評価を申請する。 ⑤ EEAA は EIA を審査し、EIA 受け取りから 30 日以内に、EEAA の意見と環境

保全を確実にするための提案を CAA に提出する。これらが提出されなかっ

た場合は、EIA が承認されたこととなる。 ⑥ EEAA は EIA、EIA に対する意見、提案を EEAA の登録簿に登録する。 ⑦ CAA は審査の最終結果通知書を添付した登録レターを持って、事業者に正式

に結果を通知する。なお、発電所に接続する送電線はカテゴリ B に区分されており、ガイドラインの

Scoped EIA (ガイドラインの Form B に従った内容のもの)を提出する必要がある。た

だし、大陸間を結ぶ送電線はカテゴリ C になるため、Full EIA が必要になる（EIAガイドライン, EEAA, 2009）。

134

環境レジスター b)

環境法（No.4/1994、No.9/2009 改正）の 22 条と 23 条によると、事業者は、事業

による環境影響の記録を環境法の付属 3 と施行規則の 17 条と 18 条に示される様式

に則った環境レジスターとして保持しなければならない。これらの条文は、事業者

が環境レジスターを保持すべき期間やデータの保持義務などが記されている。

表２－７－２－２環境法（No.4/1994）に記載されている環境レジスターに必要な情報

事業所からの排気・排水とそれらの量事業所から公共下水網へ流す排水の詳細事業所の行う自主モニタリングと安全手順定期的なテストと測定、サンプル数、サンプリング頻度、サンプリングの位置、測定方法、

結果と提言審査とフォローアップ責任者の任命

戦略的環境アセスメント c)

エジプトには戦略的環境アセスメント(SEA)を単独で規定する法令は存在しない。

ただし、EEAA は環境法（No.4/1994）の 19 条を解釈することによって SEA を読み

取れるとしている。「EIA 手続きのガイドライン第 2 版(2009)」の 5.2 節では、戦略

的 EIA とエリア EIA を意味するものとして「統合 EIA(Integrated EIA)」という用語

を用いている。統合 EIA は工業団地など一つの場所に複数の事業が入るようなもの

に対して適用され、手続きは通常の EIA と同じである。国際的に SEA は政策・プ

ログラム・プランを対象に行うものと定義されているが、ここでいう統合 EIA は政

策やプログラムを対象にしたものではなく、個々の事業の EIA に非常に近いもので

ある。統合 EIA を事業の立地選定段階の SEA や電源計画の SEA として適用するに

は無理があるため、より高次の SEA が必要な場合は援助側のルールを適用すること

が妥当である。

2) 大気の環境基準

環境法（No.4/1994、No.9/2009 改正）の 34 条、40 条、42 条、43 条、47 条と施行

規則 42 条、付属書 5 と 6 によると、事業者は事業計画地を選定する際、事業影響エ

リア内の環境大気質が、工事中・供用後を通し次表の基準を超えない場所を選択しな

ければならない。

表２－７－２－３屋外環境大気質限度最大値（2012年改正施行規則付属書 5より）

Pollutant Location Area Maximum Limit

[µg/m3] 1hour 8hours 24hours 1Year

Sulfur Dioxide Urban Industrial

300 350

125 150

50 60

Carbon Monoxide Urban Industrial

30 mg/m3

10 mg/m3 - -

- -

135

Nitrogen Dioxide Urban Industrial

300 300

- -

150 150

60 80

Ozone Urban Industrial

180 180

120 120

- -

- -

Total Suspended Particles (TSP) Urban Industrial

- -

- -

230 230

125 125

Particulate Matter less than 10 µm (PM10) Urban Industrial

- -

- -

150 150

70 70

Particulate Matter less than 25 µm (PM2.5) Urban Industrial

- -

- -

80 80

50 50

Suspended Particles Measured as Black Smokes Urban Industrial

- -

- -

150 150

60 60

Lead Urban Industrial

- -

- -

- -

0.5 1.0

Ammonia (NH3) Urban Industrial

- -

- -

120 120

- -

3) 燃料と排煙塔に関する規制基準

工場・発電所など全ての事業所による全ての種類の燃料燃焼による排煙、排ガス、

蒸気は、排ガス基準を順守しなければならない。事業責任者は、燃焼に伴う大気汚染

物質量を削減するため、最大限の予防措置を講じなければならない。予防措置その 1：事業者は、燃料燃焼に伴う排ガスの防止や削減のための措置を講

じなければならない。適切な燃料を選択し、バーナーエンクロージャーを正しく用い

なければならない。また、以下に示す基準に従い正しく効果的な調整法が適用される

必要がある。完全燃焼しない屋外燃焼は禁止されており、排ガスは技術基準に則った排煙塔

から排気されなければならない不完全燃焼による排ガスを最小化し、排ガス基準を順守するため、完全燃焼、

適正温度分布、十分な時間と攪拌が行われるようにしなければならない。住宅地内もしくは住宅から法で定められた距離以下の場所での石炭の利用は

禁じられている。住宅地内での重油、他の重い石油生成物、原油、工場等からの廃油の利用は禁

止されている。住宅地ないもしくは住宅から法で定められた距離以下の場所では、燃料に含ま

れる硫黄分は 1.5％を超えてはならない。二酸化硫黄を含む排ガスは最大基準値を超えないようにするため、定められた

高さに準じた十分な高さの排煙塔から排気されなければならない。本施行規則施行後に建設もしくは計画される工場や事業所は、窒素酸化物の排

気を基準値内に抑えるため、技術基準に合致したバーナーを用いなければなら

ない。

予防措置その 2：排煙塔の高さ排ガス量が 7000-15000 kg/hr の排煙塔は、18m から 36m の高さにしなければな

らない。排ガス量が 15000 kg/hr を超える排煙塔は、周辺の構造物（排煙塔を持つ構造

物を含む）の最低 2.5 倍の高さにしなければならない。

136

4) 排ガス基準

ここで言う大気汚染物質は、人の健康や動植物、日常生活を脅かすような期間、工

場・病院の焼却場・機械・エンジン・燃料燃焼排煙塔から排出されるガス・固体・液

体もしくは気体のことである。また、これら汚染物質の排出が累積し屋外環境大気基

準を超える場合は、大気汚染物質となる。施行規則の付属書 6 によると、実際の排煙

塔からの汚染物質集積は以下の数式を用いて標準状態を算出する。 Concentration at Standard Conditions

= Measured Concentration ∗ (21− Reference Oxygen %)(21 – measured Oxygen%)

∗Measured Tempreture + 273

273∗

1measured atmospheric pressure

表２－７－２－４エネルギー生産事業所とボイラーからの排ガスの基準値（施行令 964/2015

で改正された施行規則の付属書 6より）

Type of Fuel Maximum limits of emissions (mg/m3)

Total Particulate Matter

Carbon Monoxide

Sulfur Dioxide

Nitrogen Oxides

Lead (in solid Particles)

Mercury Vapors

Natural Gas 50 100 150 500 Coke Gas and treatment gases 100 300 350 500

Diesel 100 250 1300 500 Heavy Fuel Oil (HFO) 100 250 1500 500 2 1 Coal Less than

600 MW 50 250

From 450(*)- to 1300 From 200(*)-

to 500 2 1 More than 600 MW

From 450(*)- to 850

Agricultural Waste 50 250 100 500

参照条件：酸素含有量は、蒸気ボイラーの場合 4％、ガスタービンの場合は 15％、

石炭と農業廃棄物の場合は 6％。温度は 273 kelvin で圧力は 1 atm）排ガス中の重元素（heavy elements）の総量は、5 mg/ m3 を超えてはならない。発電に際し、上記表に記載のない固形廃棄物を用いる場合は、ダイオキシンと

フランの濃度が 0.1 ng/ m3 を超えてはならない（*）最低値は、環境的に脆弱な場所に適用する

5) 石炭やペットコークスの利用・取り扱いに関する規制基準

石炭とペットコークスの取り扱いと利用に関する基準と規定は、政令（No.964/2015）で改定された施行規則の 12 条に示されており、石炭やペットコークスの利用を許さ

れた施設の一つである発電施設も含まれている。これら施行規則は、石炭利用者は、

港での積み出しから施設での積み下ろし、輸送、廃棄物の処理までの責任を負うとし

ている。

137

12条 1項：石炭の取り扱いと利用に関する一般規定 a)

① 石炭を取り扱うもしくは石炭を用いる施設は環境法 4/1994の規定に従いEIAを提出しなければならず、EEAA の認可を受けずに操業することを禁止する。

② 石炭の輸入・取り扱い・利用を行う事業者は、EEAA の認可を得たのち、所

轄省庁もしくは機関からライセンスを得なければならない。EEAA の承認は

2 年毎に更新しなければならない（ER 618/2017）。事業者が EEAA の認可証

に付記された条件に従わなかった場合、EEAA は、石炭の輸入、取り扱いも

しくは利用の認可の取り消し、一時的な停止を命じることが出来る。 ③ もし、事業者が EIA と異なる内容の活動を実施した場合、事業者は改善計画

書（Compliance Action Plan）を提出なければならない。EEAA が改善計画書

を承認した場合、事業者は、排ガス・排水基準と環境基準を順守するよう改

善計画を実施しなければならない。 ④ 石炭輸入/取り扱い/利用の環境承認の更新のため、事業者は、理事会の承認

を受けた EEAA のガイドラインに従って、環境実績年報を提出しなければな

らない。 ⑤ 環境大臣は、環境承認更新に関し、石炭利用と専門家、関連政府機関、市民

団体からなる委員会を立ち上げる大臣令を発行しなければならない。委員会

は、調査を行い、石炭利用のための報告書を作成し、EEAA への助言を行う。 ⑥ 石炭を取り扱い利用する全ての事業所は、法で定められている大気質、労働

環境、水質の最大許容値に従わなくてはならない。 ⑦ 石炭の取り扱いや利用を認可された事業所は、本政令や他の法令の規定違反

によって引き起こされるあらゆる環境損失に対し責任を負う。 ⑧ 環境実績年報は、石炭輸入、輸送と利用に関係する環境実績の章を設けなけ

ればならない。 12条 3項：石炭やペットコークスの利用に関する基準 b)

① 石炭の量：石炭の年間必要量は、付属書 12 の表 3 に定められた生産単位に

必要なエネルギー量に基づいて決められる。 ② 場所：事業所やエネルギー生産のための石炭の住宅地での利用は禁止されて

いるが、公益として必要であり、閣僚（Ministerial Cabinet）によって EIA が

認可され本規則発効前より稼働しているものは除外される。 ③ 輸入：事業所で利用される石炭は、必用な環境承認を得たのち、梱包された

石炭を、輸送、積み下ろし、貯蔵の準備が終了したのち輸入することが出来

る。 ④ 取り扱い：石炭を扱う施設は、石炭利用認可を受けていないいかなる事業者

にも石炭を売ったり贈与したりしてはいけない。事業者が違反した場合、環

境状況モニタリング委員会に審査されるまで、EEAA は事業所の操業を止め

る権限を持つ。

138

⑤ 交換：石炭を利用する認可を取得した事業所同士は、EEAA の認可と認可機

関への通知の後いかなる量の石炭のやり取りを行っても構わない。 ⑥ EIA：石炭を扱う事業所は、操業前に EEAA の承認した大気拡散モデルの結

果が入った貯炭と石炭利用の EIA を提出しなければならない。 ⑦ 地球温暖化：石炭を用いる施設は石炭燃焼による温室効果ガス排出の増加を

制限しなければならず、EIA 調査の温室効果ガス対策と環境パフォーマンス

レポートでその方法を明確に述べる必要がある。 ⑧ 継続的モニタリング計画：石炭利用を認められた事業所は、EEAA が気候変

動に関する多国間合意に基づいて決定したものに従い、継続的モニタリング

計画を実行しなければならない。 ⑨ 事業所内貯蔵の条件：

a. 容認されるパイルの高さは、圧縮パイルで地上 9m、非圧縮パイルで地上

5m b. 粉塵防止とパイルの湿度を 10％に保つため、石炭パイルの上に水散布シス

テムを備え付ける c. 事業所フェンスの風下方向にフェンスモニタリングシステムを設置し、国

家郊外モニタリンググリッドに接続する d. 自然発火の初期検知のため、積み下ろし場所と自動運搬装置、貯蔵場所に

一酸化炭素センサーを設置する e. パイル内部の高温部を早期に発見するため、赤外線カメラを使うことも可

能 f. 管理用道路や床の石炭屑は定期的に清掃しなければならず、車両の通行が

可能な適切な空間が確保されている必要がある。 g. 貯蓄場は他のいかなる目的にも使ってはならない

認められる石炭・コークスの種類 c)

使用の認められている石炭・コークスの種類は、政令（964/2015）によって改定

された施行規則の付属書 12 の表 1 に示されている。石炭：エジプト標準化・品質管理機構（the Egyptian Organization for Standardization:

EOS）公認の ASTM D121 基準によると、石炭の基準は次表の通りである。表２－７－２－５使用可能な石炭の種類 (Table (1) of annex (12) of the ER amended by decree

964/2015)

Class/Group

Fixed Carbon Limits (Dry, Mineral-Matter-Free Basis), %

Volatile Matter Limits (Dry, Mineral-Matter-Free Basis), %

Gross Calorific Value Limits (Moist, Mineral-Matter-Free

Basis) MJ/kg

Equal or Greater Than

Less Than Greater Than Equal or Less

Than Equal or Greater

Than Less Than

Anthracitic Meta-anthracite 98 -- -- 2 -- -- Anthracite 92 98 2 8 -- -- Semi anthracite 86 92 8 14 -- --

139

Bituminous: Low volatile bituminous coal 78 86 14 22 -- --

Medium volatile bituminous coal 69 78 22 31 32557 --

High volatile A bituminous coal -- 69 31 -- 30232 32557

High volatile B bituminous coal -- -- -- -- 26743 30232

High volatile C bituminous coal -- -- -- -- 24418 26743

石油コークス：揮発性物質含有量 10 から 12％、真発熱量は約 31500 MJ/kg、硫黄含

有量 8％以下。

140

発電事業で石炭やペットコークスを利用する際の基準 d)

付属書 12 の表 3 は、発電所での石炭もしくはペットコークスの利用に関する基

準や規制を示している。

表２－７－２－６発電所における石炭もしくはペットコークスの使用に関する基準と規制

(Table (3) of annex (12) of the ER amended by decree 964/2015) Location Specifications and Standards

1. To be outside the valley area and the red sea and Mediterranean sea costs 2. Takes into consideration environmentally sensitive areas (natural protectorates, coral reefs, mangroves… etc.)

also activities and touristic locations during the choice of location, in case of disagreement during the choice of plant location, the issue will be presented to the Prime minster for a final decision.

3. Use of air dispersion model to specify the areas affected by the gaseous emissions, taking into consideration the targeted production capacity at the project completion including future expansions

4. Adequacy of the location and its characteristics with the facility’s proposal regarding the disposal of the fly ash produced from the burning of coal as it contains heavy metals

Coal Amounts The annual permissible amount of coal is determined on the basis of an efficiency more than 40%, regarding that the coal use rate does not exceed 340 – 380 gram/kWh using super critical boiler

Loading and unloading

The coal used in electricity production should be received on dock that belongs to the plant, taking into consideration the unloading from ships regulations stated in Annex 12.

Handling and storage 1. All the loading, unloading and handling operations are done automatically using tight equipment (conveyors, hopper,…).

2. Coal to be stored inside semi spherical storage areas, taking into consideration proper ventilation to reduce the concentration of emitted gases such as methane, or carbon monoxide.

Coal grinding 1. Coal grinding and sieving should be done in closed areas according to the Best Available Techniques (BAT) for pollution prevention (for example: using bag filters) and special fire proof equipment (ATEX approved).

2. Storage of ground coal in silos equipped with CO monitoring equipment inside the silo. Coal feeding to boiler Coal feeding to the burner should be done using pneumatic transport system. Stacks emissions The limits set by Table (1) of Annex (6) regarding electricity production units and boilers. Solid Waste Disposal Fly ash:

- The facility should determine, as part of the EIA study, all the technical methods for the disposal of the fly ash produced during the coal burning operation like reuse, recycle or export.

- Sanitary landfilling for the residual coal amounts can be used after obtaining the approval of the EEAA. Any produced gypsum is considered as non-hazardous solid waste: and is disposed of according to the

provisions of the environmental law

6) 環境法に関係するその他の政令

以上に加え発電所等に電力セクターに関係する環境基準として、環境法に関連し以

下が定められている。・水域への排水基準・有害廃棄物の処理基準・騒音基準・労働安全衛生基準

その他の法令 (2)

以上に加え、発電所等の電力セクターに関係する各種基準には以下のようなものがあ

る。各規制基準の概要は、添付資料－３に記載する。・自然保護法（Law Number 102/1983）に関する規制基準・ナイル川と水保護法（Law 48/1982）に関する規制基準・工業汚水排水法（Law 93/1962）に基づく規制基準・漁業と水生生物法（law 124/1983）に基づく規制

・公衆衛生法（Law Number 38/1967）に基づく規制交通法（ Law Number 121/2008）に基づく規制基準・労働法（ Number 137/1981 Modified by Decision 12/2003）

141

・再生可能エネルギー法（ Laws 203/2014）・公益のため資産収用法（ Law 10/1990）・土地と構造物の賃借と売買に関する法（Law 49/1977）石炭火力発電所を導入した際の石炭灰の処理等具体的な環境対策に係る状況２－７－３

焼却灰は、有害廃棄物に相当しない産業廃棄物であるため、環境法に基づく産業廃棄物の扱

いの規定に準ずる。政令（964/2015）で改定された施行規則の付属書 12 に示されている石炭と

ペットコークスの取り扱いと利用に関する規定では、「石炭利用者は、港での積み出しから施設

での積み下ろし、輸送、廃棄物の処理までの責任を負う」とされており、焼却灰などの廃棄物

に関しては以下の記載がある。 - 焼却灰の施設は、石炭燃焼により発生する焼却灰の処分方法、再利用、再生、輸出方法な

どを EIA 調査の中で検討したうえで決定すべきである。 - 残存した石炭を埋め立てる場合は、EEAA の認可を得てから実施する - 産出された石膏は、非有害固形廃棄物に相当するため、環境法の産業廃棄物の取り扱い規

定に従うなお、EEHC 石炭火力担当責任者から、石炭火力発電所建設に関わる環境規制等の考え方に

ついては、以下のような情報を得ている石炭灰は原則としてセメント産業にて再利用する予定ではあるが、念のために

灰捨て場も計画している。各発電所は，その発電所の運開年の環境規制を受ける。当然のことながら、EP、

脱硫装置、排水処理装置は設置する他、ハムラウインは観光地であるため、貯

炭場等から飛散する石炭粉や石炭の自然発火等への対策も必要。ただ「エ」国

には石炭ハンドリングに関する知見がないため、例えば貯炭場での自然発火防

止のために水をかけると今度は湿った石炭粉がミルで詰まってしまうのでは

ないか，といった不安がある。発電所に連続測定装置を設置して排ガスや水の諸元を監視するとともに、

EEAA による抜き打ちの立入り・サンプリング検査を実施し、規制に適合して

いない場合は、発電のために必要なライセンスが失効する仕組み。全ての発電

所にはこのライセンスが必要だが、今のところライセンスが失効した発電所は

ない。ハムラウインでは風が北西から南東方向に吹くため、排ガスが「エ」国内に及

ぼす影響は少なくなるものと考えている。また、２－３－３(3)に記載した EEHC 所管の石炭火力発電所建設に応札準備中の本邦企業

との面談において、石炭火力発電所建設に関わる環境規制等の考え方については、以下のよう

な情報を得ている。応札にあたっては、EEHC より、EEAA の HP に掲載されている「エ」国環境法

を遵守することが指示されている（環境法の内容については、２－７－２参照）。

142

この環境法は、欧州を参照して設定されたものと想定され、石炭飛散防止のため

の貯炭場への屋根設置など、一部日本よりも厳しい内容が含まれている。「エ」国では石炭灰に対するセメント業界からのニーズが少ないため、灰捨て場

の設置が必須と想定しているが、灰捨て場に関する基準は無い

エネルギー効率利用２－８

エネルギー消費に係る情報２－８－１

エネルギー消費にかかる情報 (1)

1) 一次エネルギーとエネルギーの最終需要先に関する考察

「エ」国におけるエネルギー消費の概略については次図の通りである。一次エネル

ギーについては、過半を天然ガスに依存し原油が続く。特にこの 10 年は原油から天

然ガスにシフトしてきており、総量として 2012 年をピークにこの数年は減少傾向で

ある。

出典：IEA Web site 図２－８－１－１一次エネルギー消費の動向

2) セクター別エネルギー消費の動向

需要先については、運輸のほか、産業用、住宅用の 3 つで主に役 75％のエネルギ

ーの消費を占めている。これは周辺諸国のうち政情安定国においても同様な傾向が見

られている。

143

出典：IEA Web site 図２－８－１－２最終エネルギー消費の動向

3) 電力会社によるロードサーベイデータとその活用について

電力供給計画の策定の目的で、以前、3032 軒の需要家について需要測定装置

を設置し測定している。機械的なトラブルや人的資源の不足のために、2011年以降は測定していない。

今後、通信を介してデータ取得が可能なシステムの導入が必要と考えているが

現状見通しが立っていない。

4) 今後のエネルギー使用効率化への部門の取り組みについて

工場施設などへのコジェネレーション導入し、電力と廃熱の有効活用が有効で

ないかという考えがある。

大口需要家でのエネルギー診断 (2)

1) エネルギー診断の目的

本電力セクター調査、分析、検討と並行し、エネルギー効率利用、送電ロス低減（電

圧の適正維持など系統運用課題抽出を含む）、電力料金制度によるデマンドレスポン

ス拡大の可能性等を具体的に分析するためである。 2) 需要家候補の設定

需要家の選定及び計測業務を行うに際し、ローカルコンサルタント Shaker 社と協

議し、工場、商業施設、住宅のそれぞれのセクターから 1 箇所合計 3 箇所の需要家を

選定し、2 週間連続する電力計測を行うこととした。これにより各需要家に配置され

ていないと考えられる EMS を補完するデータとしての活用を試みることとした。本

来、詳細な実態把握を行うためには、全フィーダ長期間（1 年など）の計測が原則的

に必要であるが、今回は簡易的に需要家での計測を行い、状況把握を行うこととした。

144

3) 試験計測

実施日 a)

2017 年 1 月 24 日（火）12 時～15 時実施場所 b)

Ceramica Granito （Sadat City 259 pieces - the fifth industrial zone）（工場）施設の概要 c)

実施場所の Ceramica Granito はタイル工場で、50,000𝑚𝑚2/日のタイルを生産。

60 年前に完成し主建物の面積は 30,000𝑚𝑚2、現在順次設備のリノベーション

をしている。紹介者である Shaker 社はこのリノベーションのうち、電気設備

更新の設計監理を手掛けている。プロセスの流れは、原料受入、混合（温度は 80 度になる）、射出成型、冷却、

塗装、プリント、温熱炉（タイル材質により最高 1200 度）、製品チェックを

経て梱包、である。稼働は 22-24 時間/日、メンテナンス以外は基本的に 24 時間毎日の稼働。温熱炉は LNG 燃料であとは全て電力、受電電力は 6MW で、4 台の主変圧器

を保持。本工場には 9 つの製造ラインがあるが、製造ラインの違いで内線系

統分けされており、このうち 3 台の主変圧器でおよそピーク時およそ 5MWの受電とのこと。

試験計測 d)

計測箇所はこの 3 台の主変圧器とし、計測可能箇所を確認の結果、安全に考

慮しメーターの裏側の配線から電力計測などを行うこととした。本タイル工場での電力計測は 2 月 2 日より計測を開始したが、一部の盤での

結線詳細が不明なこともあり、データに不備があれば再計測を予定する。盤には施錠をした上、開始後 3 日おき程度で異常の有無を Shaker 社で確認す

ることとした。その他 e)

現地再委託会社の Shaker 社を経由して上記サイトの年間電力量、LNG 消費デ

ータの提供を依頼した。その他のサイトでの計測は受入先承認状況を逐次情報共有することとした。

145

出典：調査団撮影図２－８－１－３タイル工場における電力データ試験計測

大口需要家でのエネルギー診断結果 (3)

1) Ceramica Granito（工場）

実施日 a)

2017 年 2 月 2 日～ 2017 年 2 月 16 日全体量の把握 b)

本事業場所では焼成炉用の LNG と各種工作機械の電力の 2 種のエネルギー

を利用している。またエネルギー消費量の年報を所有していたので、本年報より全体把握を行

った。その結果は次表に示す。

配電盤（一番手前で試験計測）

電圧計測状況計測器設定状況

146

表２－８－１－１計測工場での電力消費量

出典：調査団計測データ

表２－８－１－２計測工場での LNG消費量と一次エネルギー量


Time Feeder 11 Feeder 9 Fixed CostTotal ENERGY

Feeder 9+Feeder 11Power

Primary Energy

kWh kWh EGP kWh GJJune-16 3,776,000 629,000 178,500 4,405,000 44,050May-16 3,111,000 350,000 170,700 3,461,000 34,610April-16 2,877,000 647,000 170,700 3,524,000 35,240

March-16 3,540,000 592,000 170,700 4,132,000 41,320February-16 3,263,000 583,000 170,700 3,846,000 38,460January-16 3,587,000 616,000 170,700 4,203,000 42,030

December-15 3,697,000 654,000 171,900 4,351,000 43,510November-15 3,370,000 634,000 171,900 4,004,000 40,040

October-15 3,375,000 479,000 170,700 3,854,000 38,540September-15 3,164,000 488,000 170,700 3,652,000 36,520

August-15 3,666,000 564,000 170,700 4,230,000 42,300July-15 3,227,000 561,000 170,700 3,788,000 37,880

474,50020%

TimeLNG for1st half

LNG for2nd half

LNGTotal

LNGPrimaryEnergy

TOTALPrimaryEnergy

m3 m3 m3 GJ GJJune-16 1,638,236 1,664,715 3,302,951 147,821 191,871May-16 1,726,067 1,756,769 3,482,836 155,871 190,481April-16 1,647,111 1,692,642 3,339,753 149,468 184,708

March-16 1,670,132 1,801,638 3,471,770 155,376 196,696February-16 1,651,496 1,554,762 3,206,258 143,493 181,953January-16 1,539,122 1,869,527 3,408,649 152,551 194,581

December-15 1,752,050 2,068,881 3,820,931 171,002 214,512November-15 1,771,982 1,799,709 3,571,691 159,848 199,888

October-15 1,661,805 1,914,290 3,576,095 160,045 198,585September-15 1,887,745 1,447,221 3,334,966 149,253 185,773

August-15 1,715,308 1,793,530 3,508,838 157,035 199,335July-15 1,683,979 1,724,650 3,408,629 152,550 190,430

1,854,313 2,328,81380% 100%

147

出典：調査団計測データ図２－８－１－４一次エネルギー消費の年間推移

計測による電力量の把握 c)

本事業場所の、消費傾向を捉えるべく、2 週間連続の計測を行った。本事業場所構内の配電は製造ライン毎に 3 つの主系統と 1 系統の補助系統で

ある。同時計測出来る系統が計測器の員数の関係で 3 箇所であるため、全体

量の把握を旨にこの主たる 3 系統で計測を行った。

出典：調査団計測データ図２－８－１－５変圧器 1の日電力量推移

148

出典：調査団計測データ図２－８－１－６変圧器 1の日電力量推移

出典：調査団計測データ図２－８－１－７変圧器 3の日電力量推移

149


図２－８－１－８特定日変圧器 1の力率推移

考察 d)

本事業場所ではタイル製造の焼成炉を有しており、主にこの炉で 8 割のエネ

ルギー消費があることがわかる。外気温変化に伴う変動もなく、スポットク

ーラーや居室向け空調設備があったとしても大勢に影響を与えていない。年

間を通してもエネルギー消費量変動は少なく、工場の操業に依存したエネル

ギー消費であることの裏付けとなっている。一方 10 分毎の電力計測によると、操業中各系統とも負荷の変動は 200kW 程

度であるが、概ね変動幅も少なく高負荷率を維持し利用していることがうか

がえる。特定日（2 月 3 日）の変圧器 1 系統の力率の推移から、力率は平均 91％程度

で運用されており、各時間帯の最低力率の記録から、特定の電動機の起動な

どで力率が悪化していることが考えられる。本事業場所の省エネルギー対策を考える上で、温熱利用の効率化が最重要事

項である。焼成炉に発電機からの排熱を活用するコジェネレーションの採用

や焼成炉の排熱を活用し燃焼用空気をプレヒートとするリジェネバーナー

などは未導入であり、これらを活用することで大きな省エネルギー効果を生

むことが期待される。本事業場所は操業開始から 60 年を経ていることから現在順次リノベーショ

ンがされているが、電動機の更新やコンプレッサー設備及び系統の見直しで

電力の省エネルギー対策も可能と思われる。建物全体としては天窓などの昼光利用が徹底されているが、照明 LED 化など

で夜間の電力量削減が期待出来る。また力率改善コンデンサの導入により、

1 割弱の電力の省エネルギーが可能である。

150

一方で工場内には換気設備が存在せず、構内作業環境は非常に良くない。換

気設備導入などで作業環境確保を行う場合は当然ながら増エネルギーとな

る。

2) City Stars Heliopolis（商業施設）

実施日 a)

2017 年 2 月 23 日～ 2017 年 3 月 8 日（電力計測） 2017 年 4 月 18 日、23 日（ウォークスルー調査、ヒアリング）

実施場所 b)

City Stars Heliopolis（Hotel resorts, Mall and Residence）（商業施設）施設の概要 c)

2007 年にカイロ市内に開業した CityStars モール、ホテル 2 棟、10 棟程度の

高層住宅を擁するサウジアラビア国私企業の行った一大開発で、エリア全体

で 75 万𝑚𝑚2の延床面積（計画）を持つ。モールは Phase1、2 の順に全て開業済みで地上 7 階地下 1 階で 23 万𝑚𝑚2の床

面積を有するコア建物である。ホテルも開業済みであるが、高層住宅棟（一

部は事務所利用)は一部現在も開発が進行中のため、広義的には部分開業であ

る。）

出典：調査団撮影図２－８－１－９ CityStars Heliopolis の概要

151

電気設備及び BMSの概要 d)

11kV受電設備はEETC保有で、全てのデータはEETCにより管理されている。

この 3 つの受電点からそれぞれ 6 つのフィーダにより各建物に配電され需要

場所に近いサブ変電所により 400V などに減圧されエネルギー消費がされて

いる。モール全体を掌握するためのビルマネジメントシステム（Building

Management System：BMS）が導入されており、中央監視室より各機器の発

停及び状態監視を行っている。データのストレージ装置は備わっていない。

出典：調査団撮影図２－８－１－１０冷凍機配電盤と BMS装置

冷熱源システムの概要 e)

冷熱源（冷凍機）はモール 1 箇所に集約されているが、それ以外の建物は個

別熱源を持ち冷房を行っている。モールの冷凍機は 1450RT×8 台（York 製）。冷熱システムとしては、各冷凍機に冷水ポンプ（100HP）、冷却水ポンプ

（150HP）が 1 台ずつ配置されるワンポンプ方式で年間冷房運転を行ってい

る。冷熱源システムはチラーメーカーによる年間保守管理委託がされており、書

類及び日報の整備状況は良好である。専ら冷凍機の保守に生かすデータを中

心に収集されており、記録したデータを省エネルギーに活かす取り組みは行

っていない。

152

出典：調査団撮影図２－８－１－１１冷凍機と冷却水ポンプ

年間冷暖房負荷の推定 f)

業務用建物におけるエネルギー消費は、照明や電灯コンセント負荷、ポンプ

等の一部動力負荷と空調負荷に大別される。電灯コンセント負荷等は年間に

よる変動は少なく、冷房負荷はピークを形成する大きな因子となる。メンテナンスチームが所有している日報データから冷房負荷を推定する。10

時、14 時 18 時 22 時 24 時のピンポイントで、電流・電圧、各媒体温度、冷

凍機及び媒体圧力、ベーン開度などの数値を手書きで記録している。

出典：調査団撮影

図２－８－１－１２冷凍機運転日誌

推定される冷房負荷を下記のグラフに示す。第 1 軸が空調負荷を、第 2 軸が

外気のエンタルピ（熱量）を示す。このことから、外気エンタルピと冷凍機運転日誌による空調負荷の相関が認

められ、いわゆる夏季冷房需要がピークを形成していることが説明出来る。

夏季と冬季の空調負荷の差は電力負荷に換算するとおよそ 6,000kW※となる。

153

※2017 年 2 月 3 日午後 2 時と 2016 年 6 月 4 日午後 6 時の比較

出典：CityStars 計測データより調査団作成図２－８－１－１３空調負荷（青：第 1軸）とエンタルピ（赤:第 2軸）

出典：CityStars 計測データより調査団作成図２－８－１－１４冷凍機の電力デマンド

冷凍機による省エネポテンシャル g)

同時に記録した電力量の情報から、冷凍機単体の成績係数について下記に示

す。冷凍機はピーク負荷に応じて設計されており、最も性能の悪い夏場の成績係

数（Coefficient Of Performance）はおよそ 1.6[kW/RT]（日本式表記では 2.2）

154

であり、この当時の YORK 社のカタログスペックの 4 割程度のパフォーマン

スしか発揮されていないが、この根拠として夏場の冷水供給温度は設定温度

の 40 度 F（4.4℃）に及ばず、42 度 F（5.5℃）～44 度 F（6.6℃）で供給され

ており能力不足と思われる。本冷熱源では約 8,000kW のピーク電力及び 15GWh/yr の電力を消費している

が、この更新で約 4,000kW のピーク電力の削減、8GWh/yr の電力削減が見込

まれる。本施設の年間電力データは開示されなかったため、同様な施設での実績から

電力負荷を推定する。熱源を含むピーク時電力を 60～80W/𝑚𝑚2、電力消費量

150～200kWh/m2/yr とすると、熱源の見直しだけで 20％以上のピークカット

効果が、約 20％程度の省エネルギーを達成出来る見込みとなる。一方で年間コスト削減額は 5000 万円（1EGP/kWh として略算）程度と見込ま

れ、冷凍機リプレイスコストを 3 万円/RT とすると単純投資回収年数は 7 年

程度である。

出典：CityStars 計測データより調査団作成図２－８－１－１５冷凍機の年間成績係数推移

計測データによる分析 h)

本サイトは先述の通り 18 のフィーダより配電されている。計測器員数の関

係で全量同時計測は出来ないため、安全上計測しやすい住宅棟（一部事務所

テナントを含む）とモール（冷凍機とその他）の 3 箇所を選定し 2 週間連続

の計測を行った。受領した計測点を含むスケルトン（単線結線図）と計測結果を下記に示す。

155

出典：CityStars 提供図２－８－１－１６スケルトンと電力計測点

156

出典：CityStars 計測データより調査団作成図２－８－１－１７冷凍機動力(kW)測定結果

出典：CityStars 計測データより調査団作成

図２－８－１－１８モール一般電力(kW)測定結果

考察 i)

冷凍機の動力実測結果は日報による記録に比べおよそ 1 割程度の少なく示す

誤差が認められた。日報による計測は冷凍機の機側盤に依存されており、こ

れらの劣化によるものと考えられる。また、本計測を実施した低負荷時には容量制御を行い、動力が変動する傾向

がある。日報では日中およそ 4 時間おきの動力記録に対し、本計測では 10分おきに動力を計測しているが、低負荷時にもかかわらず計測記録に明確な

動力抑制傾向が見られない。このことからも冷凍機の劣化が進行しているこ

とが窺える。

157

モール一般負荷に関しては営業時間中の負荷変動は認められなかった。商業

施設でのエネルギー消費傾向として時刻変動を伴うものは空調、照明などが

考えられるが、それ以外のシステムや動力負荷などは概ね一定とみなすこと

が出来、本試験結果もそれを裏付けることとなった。モールの中央監視室には導入当時高性能であったと思われる BMS 装置があ

り、一部無人化運用がされている。主要な空調二次側機器の状態監視や発停

制御が出来ることから、BMS のメインの演算装置である MCU の BEMS 化更

新により比較的少額の投資で省エネルギー活動の支援を行うことが可能で

ある。同時にポンプやファンは基本的に固定速の運用であり、日本と同様に寒暖の

差があることを踏まえると、このような基本的な対策を強化することで本動

力のみの対策で、全体の 1 割程度の省エネを達成出来る可能性がある。

3) City Stars Heliopolis（住居施設）

a) 実施日

2017 年 2 月 23 日～ 2017 年 3 月 8 日（電力計測） b) 実施場所

City Stars Heliopolis（Hotel resorts, Mall and Residence）（住居施設） c) 施設の概要

前述の商業施設に併設された、住居施設供給要の受電室において、2 台ある

うちの 1 台の変圧器の負荷の推移の測定を行った。計測点は前項の図に示した通りである。

出典：CityStars 計測データより調査団作成

図２－８－１－１９住居棟電力(kW)測定結果

158

d) 考察住居棟には事務所負荷が含まれるが、やはり休日日中に負荷が軽くなる傾向

が認められた。この日中の差は事務所部分での負荷であることが想定され、

執務室内の電灯コンセント負荷やエリア内共有部分の空調や動力などによ

り構成されているものと思われる。但し、住居棟の夜間負荷が高いことは省エネルギーを考える上でより詳細な

分析が必要となる。住居部分の夜間負荷として冷蔵庫、待機電力などが考え

られるが、共用部分では駐車場の換気ファンの間欠運転導入や共用部の不要

照明減灯など、省エネルギーに対する意識を高めることで電力消費を抑える

ことが可能となる。

エネルギー効率向上に関連する制度や法令等の整備・取り組み状況２－８－２

「エ」国における省エネルギーの取り組み状況概略 (1)

先に述べた通り、「エ」国ではセメント、肥料、鉄鋼などの産業セクターでのエネル

ギー消費も大きな割合を占めるが、住宅セクターでの伸びが顕著で 10 年前比 150％のエ

ネルギー消費量である。近年ではカイロ郊外での開発、人口増加に対応するための街の

インフラとして大型モールの開業や新たな宿泊施設の建設など、業務用電力の伸びも見

込まれている。また、聴き取り調査によると現在のピーク時間帯は夕方の照明需要によ

って形成されているとのことで、このような背景のもと 2000 年頃から対策が行われて

きた。具体的には、照明と家電製品である。現状中長期的な対策について思案中とのこ

とであるが、さらなるエネルギー効率利用が必要である。また、工場におけるいわゆる

コジェネレーションのような排熱の活用への取り組みはほとんどなく、需要家における

エネルギー効率利用については限定的であり、未だ発展途上にある。一方、アラブ電力相会議（Executive Office of Arab Electricity Ministers）で決定された

アラブフレームワークに沿ったエネルギー効率向上政策に準拠し、2012 年から 2015 年

間のエジプト国エネルギー効率行動計画（The National Efficiency Action Plan(NEEAP) of Egypt）が設定された。本計画では、計画開始前５年間の平均エネルギー利用量に対し、

家庭、公共企業体、政府、観光の各分野において、各年度、5%の効率向上を図ることと

された。本計画実行に際し、最大の課題は以下であった。本計画の実行に関係する諸組織間の情報交換や調整を図る制度的なフレームワ

ークが十分でない。特に電力セクター外でその傾向が顕著である。計画実施後の結果確認、数値評価、フォローアップを行うメカニズムがない。エネルギー効率プログラムを適用するための制度的なフレームワークに対応し

た経済部門でのエネルギー効率向上実施ユニットが十分確立していない。低効率機器の廃止等の実行プログラムが実施されず、関連する人材育成プログラ

ムが不十分であるとともに、それらを取り扱うべき研究機関も機能していない。この様な状況に対し、2018 年から 2020 年に向けた第２次 NEEAP が設定され、アラブ

フレームワークを織り込みつつ、更に前記の課題克服にも取り組むこととしている。本

計画は次に述べる 2035 年までのエネルギー戦略に対応しており、SCE（Supreme Council

159

of Energy: エネルギー最高評議会）にて 2016 年 10 月に承認された。本計画では、SDS2030に整合し 18％のエネルギー消費削減を織り込んでいる。

他方、2016 年 10 月に SCE（Supreme Council of Energy：エネルギー最高評議会）に承認された INTEGRATED SUSTAINABLE ENERGY STRATEGY TO 2035 内の Energy Efficiency Technical Report に、2035 年を目標に 2010 年度比で産業部門では 18％、業務

部門では 16％、観光部門では 13％、街路灯部門では 41％、運輸部門では 23％と、セク

ター毎の省エネ目標が定めてある。これがいわゆる省エネルギーマスタープランに位置

付けられるもので、低廉なエネルギーコスト、中心となる機関の不在、未成熟な省エネ

マーケットとプレイヤー（事業者）の不在、省エネ診断や省エネに関する情報や知識の

欠落などが省エネ活動を進める阻害要因となっている。現在、世界銀行に省エネルギーに特化した組織 Energy Efficiency Unit の設置について

支援を求め、現在インド人コンサルタントがその組織設立のための活動をしている。こ

の活動では 2012 年から 2015 年までに行われた National Energy Efficiency Action Plan （NEEAP）に続く政策として、MoERE や NREA、EEHC などで行われている省エネル

ギーへの取り組みを全組織横断のものとするべく提言が行われている。

省エネルギーに対する電力法による規定と電力会社の関わり (2)

1) 電力法の規定

電力法にはエネルギー効率利用に関して下記のように規定されている。第 48 条需給調整者や配電会社は需要家での余剰発電分と 50MW 未満の回収電力エネルギ

ーについて政府が定めた単価で買取ること。また、発電者はネットワークへの接続や

増強に伴う費用を負担すること。第 49 条需給調整者や配電会社は、顧客との契約書に負荷低減やピーク削減に関する記載

を例外なく取り込むこととする。詳細は別に定める。第 50 条

500kW を超える需要家は、別に定める法令に基づき、省エネルギーへの取り組み

と電力消費量を記録し、関連機関に届け出する。第 51 条需給調整者や配電会社は、下記に示す内容について需要者から情報を収集し年間

需要計画を策定する。 ①ピーク電力 ②エネルギー効率利用に関する改善案 ③再生可能エネルギーの活用方策について ④電力効率利用に関する啓蒙について

関連機関は、これらの内容を確認し必要な手続きを行うこと。第 52 条

160

閣議により省エネルギー実行することが定められた実施機関は、以下の目的のた

めに別省庁の協力を乞うことが出来る。 ①電力消費効率改善技術の開発やエネルギー多消費機器に対する改善案に関す

る活動拡大 ②低効率機器の更新の促進（詳細は別に定める） ③産業や商業セクターにおける電力消費効率の改善

第 53 条低効率機器の利用者に対して、別に定める政令に基づき大臣令を発し機器の改善を

求めることが出来る。別に定めている政令などについては、原則として非開示となっているものの、この

法令や政令に則る形で以下に示す補助事業などが実施されている。

2) エネルギー使用効率化への補助金制度などについて

電力法に課せられた省エネルギーの義務に関し、EEHC から各配電会社に LEDを配布する補助制度が存在している。この制度は 2011 年より開始されたもの

であり、2018 年まで継続して実施する。これらの制度によって特に LED の普

及は進んでおり、調査時点では EEHC が導入を予定する対象世帯 1300 万軒に

対しおよそ 80％の 1100 万軒で導入が終了している。更に 100 万軒へ導入され

る予定である。 MoERE と地方開発省（Ministry of Local Development）は 390 万台の LED 街灯

取替計画を実施中で、現在、170 万台の街頭の LED 取替えが終了した。更に、

街灯制御装置を導入することにより、270 万台の街灯が削減されている。同時に政府建物やホテルについても省エネ球への更新計画がある。これらは

最大で 50％の補助金を支給する制度であり、第 1 段として 25 万ポンド、現在

行っている第 2 段として 50 万ポンドの予算を確保している。これらの予算は後述する GEF（Global Environment Facility）プロジェクトによ

って賄われている。なお、各配電会社から直接需要家へ省エネルギーへの啓蒙活動などはなく、

EEHC が中心となっている。

3) 電気料金体系を活用した、負荷平準化への取り組み

電気使用量が顕著な重工業例えば、石油化学、セメントなどの工場をターゲッ

トとしている。EEHC から、EDC または EETC を介して、オフピーク時間帯へ

の操業シフトを要請している。なお 20MW 以上の契約の顧客は 66kV 以上の電

圧での供給となるため、EETC との契約顧客となっている。電気料金制度としてはオフピークとオンピークの時間帯別料金の制度がある。

オンピーク時間帯は「エ」国で電力使用の多い夕方から夜間時間帯で、午後 6

161

時から 5 時間などであるが、EEHC との契約で定めている。（表２－１－３－

５参照）上記以外に、今後 5 年間で設置を予定しているスマートメーターを活用して、

一般住宅負荷の需要が多い、午後 1 時から 5 時の時間帯（ミドル時間）の負荷

を、最も電力使用の少ない朝の時間帯にシフトする試みを予定している。手法

は同様に時間帯別の料金制度を想定している。 EEHC 年報の年報に記載されている、ミドル時間帯の需要が大きく増加してい

るのは、ラマダンの影響があると考えられる。

基準制定とラベリング（Standards and labelling：S&L）について (3)

省エネ基準制定及びラベリングについては 2003 年に活動を開始している。家電

機器のエネルギー効率表示について、冷蔵庫、洗濯機、エアコン、LED ランプ、

コンパクト HF ランプについてエジプト標準品質協会（Egyptian Organization for Standardization & Quality と協調し完了済みである。一方、温水器、家庭用変圧器

について省令によって性能が公表されている。なお、テレビ、家庭用非常用電源、

通信機器、換気扇、モーターについては省令を策定中である。これらの S&L につ

いては、NREA で検証を行っている。 NREA では認証に関する試験のほか、新エネルギーや RE に関する調査、研究、

省エネルギー機器に対する調査研究も行っている。この活動もやはり主に家電機

器（冷蔵庫、洗濯機、照明器具、電気温水器、空調機器、食洗機、上水ポンプ）

に対する活動で、機器製造の国内外問わず省エネ基準作成や機器認証などを行っ

ている。家庭用、商用、政府用建物のエネルギー効率標準が検討され、省令が制定されて

いる。これに関しては、MoERE と住宅省(Ministry of housing; 2018 年に Ministry of housing, utilities and urban development へ改組)にて、新規住宅に関して同標準を適

用することとする基本合意文書（MOU）が締結されている。家電機器のトレーサビリティシステムを導入し、Ministry of Industry と協力して

機器製造による差異などにも留意している。

162

出典：UNDP 提示資料図２－８－２－１ラベリングの一例

エネルギー管理士制度について (4)

エネルギー管理士制度について、Regional Center for RE and EE でエネルギー管理

士認証や指導者育成を行うための施設を 2017 年目標で設置する予定である。新電力法では、500kW を超える電力消費者はエネルギー管理の専任者を設置する

よう求めているが、国家資格としてのエネルギー管理士制度はまだ確立されてい

ない。 2015 年までに行われた National Energy Efficiency Action Plan （NEEAP）に続く政

策として現在、検討されている Energy Efficiency Unit の設置等の動きの中 Capacity Building における具体的な役割や Phasing についても案が示されていることから、

将来的にこの調査結果を元にエネルギー管理士制度を設ける可能性もある。なお、EEHC において省エネに特化した訓練部門などはなく、Leadership

Development Sector が担っている。他ドナーによる活動 (5)

UNDP（United Nations Development Programme）による GEF（Global Environment Facility）プロジェクトがカイロで行われているが、主に上述の照明 LED 化活動

と S&L についてはこの GEF プロジェクトにより形成されたものである。世界銀行やイスラミックバンクなど、ドナー間での委員会は開催しているが、

UNDP はそのメンバーの中で最も「エ」国のエネルギー政策を俯瞰した上で、技

163

術的なサポートを行い政府機関が意思決定を図るための活動を行っている点で、

ドナー間でリーダー的な位置付けと見られる。1970 年代から「エ」国での活動を

行っており、非常に長期間の関わりであり、今後も長期的に関与していくことが

見込まれている。 UNDP では、2017 年または 2018 年には LED と認証機関設立のプロジェクトを完

成させ 2010 年から続いた第 2 フェーズの活動を終えそれ以降第 3 フェーズとな

るものと思われる。産業セクターでは多消費であるセメント、肥料、鉄鋼に関して将来の省エネポテ

ンシャル量に関する調査が UNIDO の支援によって行われている。2014 年に行わ

れたもので、「エ」国の管轄省庁は EEAA と旧 Ministry of Industry and Foreign Trade of Egypt （MoIFT）と the Federation of Egyptian Industries（FEI）である。

これらの産業は主として化石燃料に依存した生産活動を行っており、例えばセメ

ント産業においては全体の一次エネルギーの 7％程度に留まっているが、本邦で

一般的に普及している廃熱回収発電技術についてはほぼ導入されていない模様

である。現状工場によっては需給調整が行われ、ピーク時間帯の電力消費が抑えられてい

るケースも散見されるようだが、これらが導入された場合は国全体としての電力

消費量を抑えることが可能となる。 European Bank for Reconstruction and Development （EBRD）は、Agence Française de

Développement（AFD）、European Investment Bank （EIB）及び EU と共に、Green Economy Financing Facility (GEFF) の活動を 2017 年 3 月に開始した。これは民間

セクターでの省エネや小規模再生可能エネルギーの導入に対する総予算額約 1.4億ユーロの借款供与であるが、一定の条件の省エネルギーを達成出来れば下記に

示す 10％～15％は各需要家へ補助金（Investment Grant）として交付する。またプ

ロジェクトの進行をサポートするために上記の 1.4 億ユーロのうち EU は 24 百万

ユーロを補助する。

164

表２－８－２－１ GEFFの適用条件

GEFF Benefits

Technology Selector Loans

Assisted Project Loans

Supplier and Vendor Loans

ESCO Loans

Equipment Vendor &

Producer & Service Provider

Loans

Maximum Loan Amount

USD 300,000 USD 5 mil. USD 5 mil. USD 1 mil.to USD 5 mil.

Investment Grant

10% 10% or 15% depending on efficiency

10% or 15% depending on efficiency

N/A

Free Technical Assistance

Yes, to select equipment

Yes, to select best solution, assess profitability, prepare loan application, make your idea bankable

出典：EBRD Web site より調査団作成

需要家向け省エネルギー対策と ESCO事業について (6)

各需要家におけるエネルギー効率利用を後押しするような補助金制度について

は上記の照明高効率化のみであったが、先述の通り 2017 年 3 月より EBRD によ

る活動が開始された。 EEHC が関わらない方法として、Credit Guarantee Company（CGC）を介する事業

がある。これは、民間の省エネ事業者（ESCO 事業者）が需要家に成り代わって

省エネ機器を保有、この債務を金融機関とともに CGC が保証するものである。

CGC が受け持つ債務の半分は Improving Energy Efficiency for Lighting & Building Appliance project （IEEL & A）が保障することとしており、この IEEL&A の活動

には UNDP の資金が活かされている。なお、ESCO 事業はエネルギー管理士制度と並行して行っているプログラムであ

る。

165

出典：UNDP 提供資料より調査団作成図２－８－２－２ CGCのスキーム図

UNDP によると、需要家に対する使用実態調査を行い、省エネポテンシャルを確認し

た上でプロジェクトを実施する流れであるが、CGC を通じた高効率ボイラー、EMS シ

ステム、高効率照明などの支援等のハードウェアでの協力があると助かるとの発言もあ

った。

電力セクターの人材育成２－９

電力セクターの人材育成体制２－９－１

管理運営体制 (1)

EEHC グループの人材育成については、EEHC 本社の Training Sector がグループ全体の

管理運営を担当している。EEHC 本社の Training Sector は、図２－１－３－５に示す通

り、EEHC 本社の人材管理・育成部門（Human Resources & Training Division、Division の

トップは EEHC の Vice Chairman）内の Sector である。EEHC は RE に関する研修実施も

NREA と計画しており、「エ」国の電力セクターの人材育成においても中心的役割を担っ

ている。図２－９－１－１に EEHC 本社の Training Sector の組織図を示す。

Technical Support

50% Guarantee

Reporting

100% Loan Guarantee

Financial Support

Loan Payment

Installment EE Project

Techno-economical Feasibility

Registration

Bank IEEL&A CGC

ESCO

USER

UNDP (GEF)

Loan

IEEL&A CGC ESCO

: Improving Energy Efficiency for Lighting & Building Appliance project

: Credit Guarantee Company : Energy Service Company

166

出典：EEHC

図２－９－１－１ EEHC本社の Training Sectorの組織図

また、EEHC の各子会社にも Training Sector が設置されており、各子会社所属の研修

施設は、各子会社の Training Sector が管理運営している。例として、図２－９－１－２

～５に西デルタ発電会社、水力発電会社、南カイロ配電会社及び EETC の Training Sectorの組織図を示す。

出典：EEHC 図２－９－１－２西デルタ発電会社の Training Sector の組織図

167

出典：EEHC 図２－９－１－３水力発電会社の Training Sector の組織図

注）南カイロ配電会社は、2 箇所の研修施設を有する。出典：EEHC

図２－９－１－４南カイロ配電会社の Training Sector の組織図

168

出典：EEHC 図２－９－１－５ EETCの Training Sectorの組織図

人材育成政策 (2)

EEHC グループにおける人材育成政策は、技術の進展に対応可能な人材育成を図るこ

とを目的として、以下の活動を通じて、グループ一体で行われている。

表２－９－１－１ EEHCグループの人材育成政活動

人材育成活動

1 新たな管理文化の確立（リーダーシップ訓練センターの運営等）

2 高品質と高効率のサービスを提供するための業務手順

の開発

3 EEHC 全体戦略と人材管理計画間の相互調整（最高人材育成委員会の運営等）

4 競争力を向上する人材能力の開発と改善（研修カリキュラムの整備等）


169

これら EEHC グループの人材育成に係わる政策は、EEHC 本社の Chairman をトップと

する最高人材育成委員会（Supreme Committee of Training）で審議・決定されている。こ

の委員会は、EEHC 本社の企画・調査部門、配電部門、発電部門、人材管理・育成部門

担当の各役員の他、複数のグループ会社の Director 等から構成されており、EEHC 本社

の Training Sector が運営している。

新規雇用職員への研修計画・カリキュラム及び研修後の人員配置 (3)

表２－９－１－２は、新規雇用職員（技術職）及び新規雇用後 8 年目までの研修計画

である。年次毎に受講する研修がシステム化されており、上段が一般管理研修の内容と

研修期間（日）、下段が技術研修の内容と研修期間（週）を示している。下段が示す通

り、1 年目に技術研修として、7 週間の新規雇用職員研修と 1 週間の労働安全研修を受

講するが、そのカリキュラムを表２－９－１－３～４に示す。また、新規雇用職員（事務職）及び新規雇用後 8 年目までの研修計画を表２－９－１

－５に、事務職の新規雇用職員研修のカリキュラムを表２－９－１－６に示す。

表２－９－１－２新規雇用職員（技術職）及び新規雇用後 8年目までの研修計画

出典：EEHC

170

表２－９－１－３新規雇用職員（技術職）研修カリキュラム（その 1）

出典：EEHC

171

表２－９－１－４新規雇用職員（技術職）研修カリキュラム（その 2）

出典：EEHC 表２－９－１－５新規雇用職員（事務職）及び新規雇用後 8年目までの研修計画

出典：EEHC

172

表２－９－１－６新規雇用職員（事務職）研修カリキュラム

出典：EEHC 1 年目の新規雇用職員研修終了後は、各職場にて 2 週間程度、仕事の流れを理解す

るための研修が実施され、その後、Job Description に基づいた担当業務に就く。更に 6ヶ月後に新規雇用職員が一定レベルに達しているか、トレーナーがマネージャーにレ

ポートする仕組みも実施している。

個別分野の状況 (4)

1) 火力発電分野

EEHC 及び各発電会社はそれぞれ訓練設備を所有し、所員の訓練を実施している。

訓練の内容は各設備によって若干異なるが、発電設備の運転と制御、メンテナンス、

溶接、及び安全など、幅広い訓練が実施されている。EEHC では、リーダーシップ研

修等の机上研修が行われている。また、設備保守は基本的に社員が自ら実施しており、

OJT による育成の機会も豊富にある状況である。更に、外国の発電事業組織に対する

研修も実施されている。従って、汽力発電設備、ガスタービン･コンバインドサイク

ル発電設備の保守運用に関する人材育成体制は整っているものと想定される。（但し、

本年2月に JICAが発電所及び訓練所を調査したところ、訓練は充実しているものの、

173

分野としては溶接実習、旋盤加工、ポンプ・モーターの分解組み立て、電気理論の基

礎など職業訓練的な要素が主体であったため、運転・維持管理能力育成の面からは、

日本の支援の必要性はあると考えられる。）一方で、将来設置される予定の石炭火力発電所に関する「エ」国の経験は無いため、

貯炭場での自然発火防止等の石炭のハンドリングや、環境モニタリング、及び石炭火

力発電所運転保守のための人材育成に関して、日本の知見に基づく支援が必要とされ

る可能性が高い。

2) 再生可能エネルギー分野

NREA と EEHC が協力し RE に関連する研修計画を立てプログラムを実施している。

なお、NREA はここ数年間で、RE に関連する研修のためにプログラム、及び研修施

設を整え、研修を実施している。

3) 配電分野

北カイロ配電会社における、トレーニングの内容については、①ヒューマンリソー

ス（人事）トレーニング、②テクニカル（技術）トレーニング、③フィナンシャル（財

務）トレーニング、④コマーシャル（営業）トレーニングがある。毎年、トータルスタッフの 15％がトレーニングを受けている。

電力研修施設に係る情報２－９－２

電力研修施設の概要 (1)

EEHC グループが所有する研修施設を表２－９－２－１に示す。表に示す通り研修施

設としては 20 箇所であり、これら研修施設で研修が実施されているが、この他に EEHC本社が実施している研修もある。

174

表２－９－２－１ EEHCグループの研修施設

出典：EEHC

各研修施設の整備状況及び実施されている研修 (2)

各研修施設（20 箇所）の概要、設備、実施している研修及び EEHC 本社が実施してい

る研修は添付資料５(1)の通りである。なお、EEHC 本社の Training Sector によれば、これら研修施設の講師は、ほぼ EEHC

の職員であり、講師を養成・認定する研修も実施しているとのことである。また、EEHC は RE に関する研修実施も NREA と計画しており、その研修内容は添付

資料５(2)の通りである。

研修実績 (3)

EEHC グループにおける至近年の研修実績を表２－９－２－２に示す。EEHC グルー

プ及び MoERE だけではなく、大学生に対する研修も実施している。

175

表２－９－２－２ 2013/2014 及び 2014/2015年度の研修実績


また、EEHC グループは、アラブ・アフリカ諸国の関係機関に対する研修も実施して

おり、2014/2015 年度の実績を表２－９－２－３に示す。

表２－９－２－３ 2014/2015 年度の他国への研修実績

出典：EEHC Annual Report 2014/2015 なお、2003 年～2017 年 3 月末までに実施された他国への研修実績は添付資料５(3)の

通りである。電力セクターの人材育成に対する評価２－９－３

前述の通り「エ」国の電力セクターにおける人材育成については、EEHC 本社の Training Sectorが中心的役割を担っており、EEHC グループとして統一的な研修カリキュラムが整備され、そ

れら研修を実施するための研修施設も整備されている。また、研修施設の講師がほぼ EEHC 職

員であるということを踏まえても、既存の電力設備の保守運用に必要な育成施策・体制は整備

176

され運用されていると判断する。しかしながら、新技術（RE 等を含む）に関する部分は、十

分でなないとの状況認識が調査団に示されており、この方面の充実が課題と想定される。また、電力技術者には保守運営等の日常業務に携わる者と高度な判断を行える専門家（ドイ

ツではマイスターと呼称）も養成する必要がある。今回調査ではその分野の状況を確認できな

かったため、引き続き電力セクターのバランスの取れた人材育成方法を注視していく必要があ

る。しかしながら、今後新規導入が計画されている石炭火力発電所や揚水発電所そのものの運用

技術や、特性・効率が異なるこれら各種発電所の最適運用計画といったスキルは、現在の「エ」

国には無く、かつ日本が十分な技術・経験を有する分野であるため支援の対象になりうると判

断する。また、大量の RE の導入にあたっては、電力系統及び RE に電圧・出力変動への対策

検討が必要になるが、これらも今後「エ」国に導入が計画され、かつ日本が十分な技術・経験

を有する分野であるため支援の候補になりうると考える。本邦技術に係る情報２－１０

火力発電分野 (1)

今後「エ」国での開発が進む計画である石炭火力発電所に対しては、本邦企業も参入

を目指して応札準備中である。本邦企業の強みとしては、優れた環境性能と熱効率、及

び設備信頼性の高さが挙げられる。しかしながら、今回のハムラウイン地点における入

札条件の一つである「エ」国環境法に定められる基準は比較的緩やかであり、各国で対

応可能と想定される。したがって、日本の環境面における優位性を発揮することは難し

い。また、今回は 5 年間の O&M を考慮したコストで評価されると伝えられているが、

如何に高効率のプラントであっても、安価な人件費に基づく安価な設備･工事費用の優

位性を覆すことは極めて困難であり、これらのことから、少なくとも現段階において、

石炭火力発電所に関わる本邦技術の優位性の発揮は難しいと想定される。次世代技術である IGCC の導入等についても将来の可能性を否定するものではないが、

非常に微妙なプロセスと安全の管理が必要とされる本技術を、石炭火力の経験を持たな

い「エ」国へ導入するのは時期尚早と思われる。一方で、石炭火力発電所が環境に与えうる影響に関する基本的な認識は「エ」国にお

いても持たれていることから、適切かつ性能持続性のある設備を設置し、これを適切に

維持することの重要性が正確に理解されれば、少なくとも価格の優位性だけを強みとす

る設備との差別化の可能性はあるものと思われる。また、石炭火力発電所運転保守実績を持たない「エ」国においては、石炭のハンドリ

ング･設備運転維持・環境モニタリング等に関わるソフト技術のニーズも高いものと想

定される。これらの技術は、基本的にはコントラクターが設備と同時に供与するもので

あるため、設備を応札時点で本邦企業の参入がならなかった場合に、ソフト技術だけを

供与することは困難ではあるが、発電所設備を「エ」国が自ら運転保守していく過程で、

支援が必要とされる場面はありうるものと想定される。高性能ガスタービンを主軸とするコンバインドサイクル発電設備は、本邦企業の強み

であり、既に数箇所の導入実績もあるが、Siemens 社による大規模な設備導入が進めら

177

れている現在、「エ」国としても新たなコンバインドサイクル発電導入の必要性は低い。

かろうじてシンプルサイクルガスタービン設備への HRSG・蒸気タービン追設によるコ

ンバインドサイクル化のニーズは 2 地点であるものの、ガスタービン自身が本邦企業製

ではないため、コンバインドサイクル発電設備化に対する本邦企業の優位性は無い。

送変電分野 (2)

送変設備のうち変電設備については、既に 500kV の開閉器の納入実績もある。今後、2020 年代に向け「エ」国では、電源増強、RE 増強、国際連系線増強に対応し

500kV 送電設備の大幅な拡充と、送電された電力を需要と連系する変電設備

（500kV/220kV 変電所等）の拡充が想定されている。今後の 500kV 系統は、従来のアスワン水力の電源送電的な役割から、多くの大型発電

所の複雑な大電力の流れを安定的に維持する役割を果たすこととなる。このため、特に

変電設備については、従来にも増して、高い信頼性と運用性を確保することが求められ

る。このため、500kV 変電所のうち、特に重要になると想定されるカイロ周辺の新設変

電所等については、GIS（Gas Insulated Substation）とすることが想定される。その場合、

本邦は、屋外型の GIS 変電所の長期的な導入・使用実績を有しており、他国と比しても

十分な競争力を有していると想定される。（一方、カイロ周辺地域では、今後の需要増大に対応し 220kV 地中線系統の大幅な拡充

が想定されている。この場合、変電設備については、地下式変電所や民間建物内の借室変電所など多様な

状況に対応してきた本邦の変電所技術が活用出来るものと想定される。その際、防災面

の観点からガス変圧器等の採用も想定され、この面についても高い技術力と運転経験を

有している。なお、地中線ケーブルについては、世界的に標準化しており、本邦技術が優位性を有

している訳ではないが、「エ」国のケーブル系統を効率的に形成する観点から、間接冷

却システムを採用する場合、本邦は長期の経験を有しており優位性を発揮出来るものと

想定する。架空送電線分野では、500kV 送電線は標準化したシステムで形成されると想定される

が、部分的に、大容量が流れる区間がある場合、特殊仕様の大容量電線を採用すること

も想定される。この場合、本邦は多様な電線線種の使用、送電線設計を手がけており、

優位性を有していると想定される。なお、500kV 系統が拡充されると、連系する 200kV 系統（既に相当量の設備が形成さ

れている）の強化が必要になるものと想定される。既存ルートを利用しての建替、部分

的な大容量化を行う場合、前記と同様、大容量電線採用に伴う多様な経験を有している

ので、この分野での優位性を有していると想定される。 500kV 系統が拡充されると系統運用が複雑化するとともに、電力系統の現象も複雑化

するため、系統制御システム、保護システム、安定化システム等のシステムの拡充も必

要になると想定される。これについては、本邦では日本国内の系統状況に即した高度な

技術を有しているが、そのまま「エ」国へ適応出来るかは、現状では判断が困難である。

178

このため、今回、技術協力をまず設定することで本邦企業がコミットする範囲を確定

し、先方ニーズと本邦企業の可能な役割を明確化することが現実的と考えられる。この

過程で本邦の投資を伴う技術適用の可能性を判断してゆくことになる。

配電分野 (3)

配電網の高度化、スマートメーターについては、今後本格的な導入が期待されている。現在、本邦企業でも欧米・東南アジアへの日本方式の配電自動化システムの普及に取

り組まれているので、「エ国」への展開の可能性もあると考えられる。ただし、スマートメーターの機器については、海外メーカーとの価格競争が厳しい状

況にあるので、導入による先方ニーズに沿った利用方法等の提案力で優位性を出してい

く必要があると考えられる。

水力分野（揚水） (4)

「エ」国では、今後、2GW 級の Ataqa 揚水が開発する計画である。揚水発電自体は世界的に標準化した技術であるが、「エ」国の場合、原子力、石炭火

力のベース電源導入、RE の大量導入に対応し高度な運用を実現することが必要と想定

される。これに対応し揚水発電機仕様や運転制御システムの設定に際しては、想定され

る運転に対応する検討が必要であるとともに、製作者側もその意図を十分理解し対応す

る必要があると考えられる。本邦は、揚水発電運転に長期的に対応し、運転制御面の必

要性から可変速機の導入運転も長期に亘り経験しており、総合的な技術優位性を有して

いると想定される。揚水発電では、漏水対応等、地域環境保全や「エ」国にとって貴重な水資源の有効活

用の観点から貯水池、導水路建設等に当たっては特段の留意が必要と想定される。本邦

は多様な地点に揚水発電所を立地してきており、これらの経験を踏まえた総合的な技術

優位性を有していると考えられる。

エネルギー効率利用分野 (5)

エネルギー管理士制度のうち、エネルギー管理士認証や指導者育成を行うための

機関を 2017 年目標で設置する予定であるが、これに対する支援は可能と想定さ

れる。需要家に対する個別の省エネルギー対策として、高効率ボイラー、EMS システム、

高効率照明などのハードウェアでの支援に関する言及があったが、これらについ

ても支援可能と想定される。調査結果共有セミナー開催２－１１

ドラフト・ファイナルレポートの最終化過程において、それまでの調査結果をエジプト側と

共有するとともに、エジプト側からの意見を聴取し、要望を確認するため、エジプト政府およ

び同国電力セクター関係者向けのセミナーを下記要領にて開催した。

179

内容は「エジプト電力分野の課題及び日本の協力可能性、について、エジプト側、調査団側

からの発表がおこなわれ、議論が交わされた。開催日及び会場 (1)

日時： 2017 年 7 月 13 日 10:00～13:50 場所：インターコンチネンタル・カイロ・シティスターズホテル

プログラム (2)

09:30-10:00 参加登録

10:00-10:15 開会挨拶 H.E. the Minister of Electricity and Renewable Energy：Dr. Mohamed Shaker JICA 中東・欧州部次長：宮原千絵

Short Break

10:20-10:40 「エ」国電力セクターの概要 Dr. Mohamed Mousa Omran（First Under Secretary of the Ministry of Electricity and

Renewable Energy）

10:40-11:00 「エ」国電力セクター調査結果（インターリムレポート）の総括概要渡辺勉（調査団団長）

Coffee Break

11:25-12:25

「エ」国電力セクター各分野の現分析と適用可能性のある日本技術 – その 1

火力発電笹山哲朗（調査団専門家）再生可能エネルギー辻田浩和（調査団専門家）送変電高瀬英和（調査団専門家）

Coffee Break

12:45-13:25

「エ」国電力セクター各分野の現状分析と適用可能性のある日本技術 – その 2

配電星公一（調査団専門家）エネルギー効率星公一（調査団専門家）

13:25-13:30 MoEREDr.Omran による閉会挨拶ランチ (13:30-….) at Shahrazad room-Floor B4

出席者 (3)

1) エジプト側

エジプト側出席者の概要は以下の通り。

180

所属名前役職

MoERE Mr.Mohamed Shaker Minister

Dr.Osama Asran Vice Minister

Dr.Mohamed Mousa Omran First Under Secretary

他、8 名

MoIC Ismail shawaky Ismail Amr Senior Economic Researcher

EEHC Eng.Gaber Dousky Mostafa Chairman

他、12 名

EEHC Production Company 10 名

EEHC Distribution Company 6 名

EEHC Financial Affairs 1 名

EETC 6 名

HPPEA 7 名

NREA 2 名

2) 日本側

日本側出席者は以下の通り。

所属名前役職・担当

JICA 本部（東京）宮原千絵中東・欧州部次長

松田真由美中東・欧州部中東第一課

JICA エジプト事務所伊藤晃之事務所長

池上京事務所員

Mayada Magdy Ragheb Chief Program Officer

Dina Karam Program Officer

Jaidaa Sakr Program Officer

TEPSCO 渡辺勉総括

星公一副総括

辻田浩和再生可能エネルギー

笹山哲朗火力発電

高瀬英和系統計画

司会、1 名

Shaker 2 名

エジプト側の参加者は合計で 57 名、日本側の出席者は合計 16 名。

Shaker大臣挨拶要旨 (4)

JICA は信頼出来るパートナーであり、1983 年より「エ」国の電力セクターを支援。セミナーが JICA と「エ」国電力セクターとの連携強化の道標となることを希望

181

「エ」国の電力セクターは、過去数年間、燃料供給の不足、発電所や送電設備を含

む整備の遅れや投資の遅れに対する問題に挑んできた 2014 年の夏、電力需要が 5400MW に達すると停電が発生し、シシ大統領は電力供

給の継続性の確保は国家安全保障問題と認識してエネルギー問題を真正面から受け

止めると約束したこれを受け、電力の需給バランスを是正するため次のような対策が行われた

EPC を使用した総容量 3632MW のシンプルサイクル発電所の設置石油省と協調した発電用ガスの確保既設発電所の発電効率の見直し

2015 年 3 月、シャルム・エム・シャイクで開催されたエジプト経済開発会議では、

石炭火力発電所、ガス火力発電所、再生可能エネルギー由来の発電所の建設投資案

件が発表されたこの会議の 3 ヶ月後、シシ大統領は Siemens 技術を取り込んだ発電総容量 14.4GW

の 3 カ所のコンバインドサイクル発電所（Beni Suef, Burullus, New Capital）をターン

キー（60 億ユーロ）で契約を結んだ現在は確実な電力供給力の確保、電力部門の制度整備、電力規制の創出ステージに

移行している「エ」国は風力エネルギーや太陽光エネルギーに恵まれておりこれらのエネルギー

ポテンシャルは高く、プライベートセクターの参画を促進するための次のプログラ

ムが進められている促進税制の導入 NREA がプライベートセクターを協力して建設、運営出来る法整備再生可能エネルギー法の発行

エネルギー評議会は 2016 年 10 月に 2035 年持続可能なエネルギー戦略を承認し、こ

れには 2035 年までに再生可能エネルギーを 37.2％にすることが示されている

Omran次官発表要旨 (5)

発電所の現在の状況とこれからの開発計画 2035 年へのエネルギー戦略ビジョン電力法の改定の状況再生可能エネルギーのポテンシャルと開発計画国際連系線構想エネルギー効率利用の促進

渡辺団長発表要旨 (6)

電力セクター調査結果（インターリムレポート）の概要表電力セクター調査結果に基づき、調査団は技術協力 5 案件、トレーニング 2 案件、

円借款 5 案件の概要説明

182

各分野の分析 (7)

各調査団専門家から、調査結果の概要、及び調査結果に基づく技術協力案件、技術訓

練案件、円借款案件に関する候補を説明するとともに、円借款案件等で適用可能性があ

る日本技術を紹介質疑応答 (8)

1) 総括部分

Q：デジタイゼーションへの対応。 A：日本でも課題である。「エ」国ではスマートメーターからビッグデータが得ら

れるので、どのように活用するかが課題になると想定される。 Q：カイロ周辺では、50 万 V 系統の二重化検討を要望 A：可能と想定。

2) 各分野部分

再生可能エネルギー a)

Q：集光型太陽熱発電を利用すれば蓄熱によって発電する時間帯を調整可能であ

るが、太陽光発電では蓄電池が必要になってくる。蓄電池は高コストなので

発電する時間帯を調整するには太陽光発電よりも集光型太陽熱発電の方が適

しているのではないか？ A：現在の蓄電池価格は高いが、価格のトレンドは低下傾向にある。集光型太陽

熱発電の維持や運用は複雑で手がかかるが、太陽光発電と蓄電池の組み合わ

せは集光型太陽熱発電と比べて手がかからない。今後は太陽光発電と蓄電池

の組み合わせの方がメリットあると考える。 Q：系統周波数を維持する機能は、可変速揚水だけでなく蓄電池にその機能があ

ると思うが、調査団が前者を推奨する理由は。 A：揚水発電所は集中配置、蓄電池は分散配置といった特徴を持っていると考え

る。系統周波数の維持であれば長時間に亘って出力調整を行う必要があるた

め電力量（kWh）が必要になってくる。このため、系統周波数の維持という

役割を担うには可変速揚水が有効である。電圧変動など瞬時電力（kW）の調

整であれば蓄電池も有効である。送電系統 b)

Q：現在、「エ」国の電力系統は Siemens によって計画が進められており、カイロ

周辺の電力系統は複雑になると予想される。日本の経験は有用と考えており、

「エ」国の電力系統開発に協力を要請 A：具体的な計画を共有しながら、本邦技術の経験や知見を提供したい。

配電 c)

Q：日本のスマートメーターの展開とエジプトへの示唆 A：日本では 5 年前からスマートメーターの導入を進めている。計画では 2020 年

までに 2700 万台の設置を目指しており、現在は 1000 万台が既に導入されて

いる。近い将来、スマートメーターに関する課題など情報をエジプト側と共

有出来るものと考えている。

183

セミナー当日の写真 (9)

受付の様子 VIP席の様子

会場の様子大臣挨拶

出席者の様子

プレゼンテーションの様子

184

火力長期保存研修の開催２－１２

火力発電分野において、電源長期停止に伴う火力長期保存技術について調査した結果、本邦

技術が有する火力長期保存技術をエジプト国に適用できることがわかった。そのため、機械、

電気、化学、環境的等を含めた総合的な技術力を有する本邦企業が、EEHC（エジプト電力持

株会社）傘下の各発電会社専門家に対し火力長期保存技術に関する研修を実施した。

研修実施箇所 (1)

東京電力フュエル＆パワー株式会社（以下、東京電力 FP）

開催日及び会場 (2)

日時：2017 年 12 月 23 日（土）～12 月 28 日（木）場所：West Delta 発電会社研修センター

プログラム (3)

タイムスケジュール研修内容

12/23（土） 10:00-12:00 日本の電気事業

13:00-14:00 腐食の知識

14:00-15:00 長期保存技術の概要

(火力長期保存の経済性含む)

12/25（月） 09:00-11:30 ボイラー設備長期保存術

11:30-15:00

（昼休憩 12:00-13:00）

電気設備長期保存技術

12/26（月） 09:00-11:30 タービン設備長期保存技術

11:30-15:00

（昼休憩 12:00-13:00）

共通設備長期保存技術

12/27（火） 09:00-12:00 腐食の基礎、及びボイラ・タービン・電気・共通

設備長期保存技術に関する質疑応答・デスカッシ

ョン

出席者 (4)

1) 研修者東京電力 FP の研修者の概要は以下の通り。


東京電力 FP 田鹿元昭リーダー

木幡信一ボイラー技術者

鈴木竜平タービン技術者

猪狩周栄電気・制御技術

樫村浩共通設備技術者

2) 参加者（エジプト側）エジプト側の参加者は以下の通り。

所属名前

Cairo electricity Production Co. Elsayed Mohamad Tair El-barr

185

Abu-Bakre Mohamad Fadel Mohamad ahmad El-Sayed Abdul-Rahamad Abdul-Aziz El-Sayed Said Ahmad Mahmoud Horan Nabil Ibrahim Husein Walid Ahmad Abdul-Razek Ahmad Fawzy Ahmad

Upper Egypt Electricity Production Co. Hassan Abdul-Raof Mohamad Ahmad El-Sayed Abdul-Hamid Walid Sayed Abu Deif Ahmad Mohamad Abdul-Mohsen

West Delta Electricity Production Co. Hassan Mohamad Ahmad Abed Said Azzouz Ghazy Hanaa Hamed Farag Essam Hamed Said

Middle Delta Electricity Production Co. Mohamad Rezk Mahmoud Ossama Abdul-Ati Abdul-Maksoud Ossama Ahmad El-Sayed Ali Mohamad Abdullah Hammad Sa

East Delta Electricity Production Co. El-Sayed Abd-Rabbo Ibrahim Mohamad El-Shahat Abdul-Monem Abdullah Ibrahim El-Dessoky Yahia Mostafa Mohamad

3) 参加者（日本側）日本側の参加者は通訳を含めて以下の通り。


東京電力 FP 上野知威営業

TEPSCO 渡辺勉総括

宇土澤秀徳, エジプト支店

Mona bakir エジプト支店

通訳 2 名

エジプト側の参加者は合計で 24 名、日本側の研修者及び参加者は合計 11 名。

研修内容 (5)

1) 日本の電力事業について

東電FPにおける火力長期保存技術を研修する上で、エジプトの電力事情と日本の

電気事業の違いを予備知識として理解していることが必要であるため、日本の電力

事業について研修を実施した。

内容は以下の通りである。

186

1 章日本の電気事業概要 2.5 エネルギー別発電電力量構成比

1.1 電気事業の変遷 2.6 CO2排出量

1.2 一日の電気の使われ方 2.7 国別 SOX・NOX排出量

1.3 一年間における電気の使われ方推移 2.8 一軒当たりの年間停電回数

1.4 電源別発電電力量の推移 3 章東京電力 FP の事業概要

1.5 国別発電電力量の実績 3.1 会社概要

1.6 国別一人当たりの電気使用量 3.2 経営ビジョン

2 章東京電力の事業概要 3.3 火力発電設備の高効率化

2.1 資本金・従業員数 3.4 経済性を追求した発電ユニットの運用

2.2 売り上げ・経常利益 3.5 火力発電所の位置

2.3 販売電力量・電力設備 3.6 火力発電設備一覧

2.4 電源構成比 3.7 海外事業への展開

＜主な質疑＞

・窒素酸化物対策としての技術的な除去方法について

→アンモニアと反応させ、窒素酸化物を窒素と水に分解する方法がある。

2) 腐食の知識について

火力長期保存技術は設備をいかに腐食させない状態（防食）で保つかが最

大のポイントになる。そのために、錆びのメカニズムを知ることは必要不可

欠であることから、腐食について研修を実施した内容は以下の通りである。

1 章金属の腐食 2.2 均一腐食，局部腐食，すき間腐食

1.1 金属の腐食とは 2.3 代表的な腐食速度

1.2 腐食はなぜ起こるのか？ 2.4 鉄の電位－pH 図

1.3 電気化学の基礎用語 3 章淡水環境下における腐食

1.4 水溶液中における鉄の腐食反応 3.1pH の影響

1.5 金属の電気化学列 3.2 アルカリ度の影響

1.6 腐食電位と腐食電流 3.3 不純物の影響

2 章腐食形態の分類 3.4 酸素の影響

2.1 代表的な腐食形態 3.5 流速の影響

＜主な質疑＞

・鉄の電位－pH図に関して(鉄が錆びない領域にコントロールするための pHの設定と腐

187

食電位の設定について)

・ 2 価鉄皮膜と 3 価鉄皮膜の生成の違い

3) 火力設備長期保存技術の概要長期保存技術の各論を講義するにあたり、総論の位置づけとして火力設備

長期保存技術の概要について研修を実施した。内容は以下の通りである。

1 章東京電力 FP における長期保存実績

2 章長期保存の定義

3 章長期保存の必要性・経済性

4 章長期保存方法の考え方（設備面）

4.1 長期保存のポイント

4.2 停止期間毎の保存対策事例

5 章長期保存中における運用面の留意点

6 章長期保存基準の策定方法

＜主な質疑＞

・長期保存技術基準に関して PDCA をまわす必要性について

→保存技術基準は保存前に策定する。その後、実際の保存状態を確認し、見直しの必要

性を検討する必要がある。

4) 設備毎の長期保存技術について

ボイラー設備、タービン設備（ガスタービン含む）、電気（制御設備含む）、共通設

備（燃料設備，水処理設備）の各論について研修を実施した。

＜ボイラー設備の主な質疑＞

・防錆剤の成分，製品名

・窒素封入に要する時間と窒素の使用量（ユニットの規模 110MW/350MW）

・満水保管方法の詳細（エジプトは窒素保管より満水保管を志向する傾向あり）

＜タービン設備の主な質疑＞

・乾燥空気の注入方法について

・海水ポンプの防食板の取り付け位置について

・清掃した取水路に再び海水を入れる理由について

・海水ポンプやスクリーンを海水中に入れたまま保管する理由

・吊り上げ、横置きの妥当性について

188

＜電気・制御設備の主な質疑＞

・水素発生装置の保管方法

＜共通設備の主な質疑＞

・燃料タンクは油を抜いただけで保管している際の、特別な腐食対策の有無

・配管の洗浄方法について（エジプトでは軽油で洗浄）

・重油加熱器の重油側と蒸気側での保管方法の違い

・純水装置の樹脂を満水保管する際の水の種類（純水かとの質問があった。）

・イオン交換樹脂再生時の保管方法について

参加者の反応 (6)

エジプトの長期保存方法の考え方は、メーカー推奨の方法に従って実施するような

印象を受けた。今回、研修を実施した東電 FP では、メーカー推奨の長期保存方法に、

ユーザー技術として積み上げた経験を取り入れている。長期保存を実施する度にスパ

イラルアップを図り、現在の長期保存基準に至った。つまり、東電 FP の長期保存技

術は常により良い方法に見直し、経済的、かつ効果的な保存方法に改善をし続ける考

え方である。それに対してエジプト側は、長期保存技術にはメーカーや国際基準のよ

うに決まった基準があると受けとめているようである。現に、デスカッションの中で、

「なぜ東電 FP の保存基準を公開しないのか」との意見も出され、長期保存技術がユ

ーザー技術としてのノウハウとの概念は理解しがたいようであった。ユーザーが自ら

培った長期保存技術のノウハウを、ユーザー技術として積み上げ、その技術を適用す

ることにより、経済的、かつ効果的な長期保存に繋がることを理解する必要がある。

また、国によって、物価、人件費といった調達コスト、保安規制や環境規制の法律

の違いから、適用する長期保存の方法が変わる可能性がある。

研修当日の写真 (7)

研修者の様子出席者の様子

189

質疑の様子

集合写真

190

電力セクターの課題分析と解決に向けた方策第３章

現在までの調査結果から、現在、電力セクターでは ISES2035Scenario4b に対応し、特に 2022年～2025 年への対応を図るべく精力的な検討が行われている。このため、調査においても、この

部分の情報収集は行えたが、それ以降については、ISES2035Scenario4b にて述べられている情報

以外の情報は得られていない。以上の状況を鑑みつつ、短期、中・長期の開発課題の整理と解決策の検討を行う。「エ」国とは、本検討状況を踏まえて、2025 年以降につながる課題を整理し最終報告へ反映す

ることとする。開発課題に係る電力セクターの全体状況３－１

① 「エ」国では、経済成長に併せて過去 4 年間の電力需要の伸びは年率約 4.21％で推移して

きたために、発電設備が需要に追いついていないことに加え、燃料調達の困難さなど、種々

の要因により停電が発生し、社会問題の一つとなっていた。 ② これに対しては 2013/14 年現在、34GW の発電設備容量のうち 91％を占める火力発電設備

は、2014/15 年に FAST-TRACK 等として 3.6GW 増強が進められ、同時期に世銀等の融資に

よる 2.5GW を超える電源開発等続々と新規開発が進み電源開発面では、安定供給力確保に

向けて順調な歩みを進めている。 ③ 更に、2016 年には ISES2035Scenario4b プランが国家計画として正式承認された。このプラ

ンによると、2021 年 6 月 30 日までに発電設備容量約 57GW を目指すこととされた。また、

2022 年までに RE による電力供給 20％とする目標も同時に抱合される計画となった。 ④ 更に、ISES2035Scenario4b 計画では、エネルギー源の多様化として、石炭火力導入、原子

力導入が計画されており、導入時期は 23 年以降となるが、2020 年代中頃以降には 10GWを超える発電設備が導入される見通しである。

⑤ 送配電設備については、ISES2035Scenario4b プラン伴う電源増強等に対応し、2025 年を対

象時期として積極的な系統拡充を図るべく検討が進められてきた。この中では、他国との

系統連系強化等も織り込み、長期的な対応力を図るべく配慮されている。 ⑥ これらの大幅な発電設備拡充に対しては、2022 年までの開発電源については、資金確保の

目処がつきつつあり、送電系統拡充についても、EPCによる拡充が図られる見通しである。 ⑦ 2015 年に改正された新電力法によって、EETC は、EEHC より分離され独立した送電系統

運用者（TSO）となる予定。 ⑧ 一方、電力需要の動向を見ると、直近では、需要増加率が年率 3.5％程度に低下した。

ISES2035Scenario4b では、2014 年～2035 年の GDP 平均成長率は約 5.2％と予想されている。

この需要増加率が GDP 成長率と整合した成長とみるか否かの判断が難しい状況である。さらに、19 年目途に、完全実施時期には不透明感はあるものの（世銀目標では、2018

年に 70％の原価反映、その後 1 年で 100％までに移行することになっているがその達成は

相当困難）、電力原価を反映した電力料金値上げ（補助金廃止）、またそれと並行したエネ

ルギー補助金の廃止によるエネルギー価格の上昇、さらに、最近の急速なエジプトポンド

安を反映した物価の上昇等が複合的に発生することから、経済成長の鈍化、電力需要増加

191

の経済成長以上の鈍化、さらに電力需要増加率の GDP 弾性値の低下に伴う一層の需要増加

量の減少が健在化する可能性がある。なお、電力補助金の撤廃によって、実際のエネルギーコストが電気料金に反映されるこ

とから、その料金を前提とした再生可能エネルギー事業の売電価格の設定が可能となる。

これに伴い FIT 等の公定価格で導入促進を図る必要がなくなり、市場原理に基づく導入に

移行する上で重要な要素になると想定される。2014 年 7 月から 5 年間にて料金値上げが実

施され、今後、当初予定を3年間延長し2022年末に補助金を全面廃止することが目指され、

それ以降は市場原理に基づく再生可能エネルギー導入に移行すると想定される。一方、こ

れに伴い電力系統における必要電源開発量の想定が流動的となる可能性がある。

出典：IMF

図３－１－１「エ」国の物価上昇推移

⑨ これらの状況を総合的に見ると、「エ」国は、長期的に堅実な経済成長を維持してゆくと想

定されるものの、従来、想定されていた直線的な経済成長を持続する時期から

（ISES2035Scenario4b もこのような前提で将来計画を想定）、経済成長率がじぐざぐなカー

ブをたどりつつ成長をしてゆく時代を迎えたと言える。日本も、高度経済成長期から安定

成長期に移行する過程において、このような時期を経験し、電力経営に難しい判断が必要

となったこともあったが、「エ」国では、更に、電力自由化も同時並行的に進行する状況で

あり、総合的な観点から整合性のある施策が実施されることが重要と考えられる。

表３－１－１「エ」国の従来の経済予測

2016 2017 2018 2019 2020 2021 実質 GNP(LE Bil) 1,871 1,945 2,039 2,152 2,277 2,414 実質 GNP 成長率(%) 3.83 3.95 4.83 5.54 5.83 6.00 1人当り実質GNP(LE) 20,550 20,881 21,397 22,074 22,836 23,663 総投資(GNP 比) 14.53 16.08 15.26 16.75 18.35 19.62 国民貯蓄(GNP 比) 8.72 10.88 10.66 13.73 15.72 17.38 インフレ率(%) 10.20 18.24 13.15 9.64 6.98 7.11 物･サービスの輸入(%) 14.52 -6.64 9.44 1.12 4.35 6.72 物･サービスの輸出(%) -3.24 6.45 9.56 8.59 7.40 7.07 失業率(%) 12.67 12.27 11.34 9.98 8.41 6.70 人口（百万人） 91.05 93.14 95.28 97.48 99.72 102.01

02468

101214

192

出典：IMF（International Monetary Fund, World Economic Outlook Database, October 2016）

政策レベルの課題と解決の方向性３－２

前記の状況把握を踏まえた課題と解決策は以下の通り。需要増加の不確実性拡大を踏まえた電力供給力確保３－２－１

今後、「エ」国の需要動向の可能性を図示すれば以下の通りである。


図３－２－１－１電力需要の動向と需要想定パターン

ISES2035Scenario4b では、エジプトの GDP は 5.2％で順調に成長を遂げることを想定してい

るが、想定通りに進めば電力需要は需要想定 A となるが、現在、電力需要は踊り場（やや成長

鈍化）を迎えている兆候が見られる。この兆候が継続すると、電力需要は需要想定 B に移行す

ることとなるが、一方、「エ」国の潜在成長力は高く、経済が復調する可能性もある。日本の場

合、復調時に一時的に非常に電力需要の成長が高くなり（バブル発生期）、それが継続すると想

定すれば相当な需要の高成長が達成されるとの予想もされた（需要想定 C）。日本の場合、結果

的には需要実績近似曲線に示す通り、電力需要が高成長から安定成長へと移行した訳であるが、

「エ」国がこのような移行過程を経つつあるかを判断するのは尚早とも考えられるが、他方、

電力設備は計画から設備運転開始までに数年以上を有するため、このような需要動向を的確に

把握しないと、設備過剰や供給力不足を生じることとなる。

解決の方向性 1－需要想定能力の向上（短期 → 中長期へ継続） (1)

このように電力需要の将来動向が不透明化する過程では、需要想定能力を高めること

が電力事業経営上（現在、「エ」国では、実質的に電力事業の経営を国家で行っている）

重要となる。しかしながら、「エ」国の場合、更に、需要想定の検討体制を拡充する必

電

力

需

要

年

需要想定 B

需要想定 A

需要想定 C 需要実績

需要実績近似曲線

193

要がある。今回調査では、各分野の需要動向を把握するためのロードサーベイデータが

十分活用されていないと推察される状況が見られた。このような不透明化する需要動向に対しては、過去のトレンド把握だけでは不十分で、

需要家の今後の経営動向（電力料金の水準等を前提としたインタビュー等）等も踏まえ

た分析も重要となる。なお、日本では、電力料金がある水準以上となると企業が国外脱

出するとの動向が見られ、実際、料金値上げの過程でこのような状況が発生した。また、

需要分析に当たっては、今後導入が拡大するスマートメーターにより得られる需要家の

需要データの活用も有効と考えられる。｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野｝日本の需要想定経験の提供

解決の方向性 2－需要動向を誘導する料金制度の導入（短期 → 中長期へ継続） (2)

需要の伸びの不透明性が増大するのに対し、前記のような極端な変動を抑制する料金

制度を導入することが考えられる。例えば、需要増（特に重負荷時間帯）の極端化を抑

制する簡単な仕組みとしては、2 部料金制とし、重負荷時間帯の kW 料金を高くする、

または、軽負荷時間帯の kW 料金を下げる等が考えられる。一方、今後、新規電源の導

入に伴い発電効率は上昇するので、電源設備が需要に対し過剰気味になる可能性がある。

その場合は、電力需要を他エネルギー需要から転換し増加を促す（特に電力量（kWh））料金制度を導入すれば、国家的なエネルギー使用効率は上昇すると考えられる。これら

により、結果的に電力需要の増加が滑らかとなれば、設備設置の均平化が図られ効率的

な設備増強が図られる。なお、このような弾力的な料金制度を導入するに当たっては、現在導入が進められて

いるスマートメーターの有効活用が想定される。すなわち、スマートメーターの計量値

（30 分毎計量データ等）がホスト側に送信されるため、その値を用いてどのような計算

も可能となり、これに対応するさまざまな料金メニューの提案が可能となる。｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野｝日本の料金制度の考え方の提供

解決の方向性 3－供給サイドのコストダウンを促す仕組みの導入 (3)

（短期 → 中長期へ継続）

電力需要は電気料金の影響を受けるが、現状、料金原価が上昇するのに対し、これを

抑制する、すなわち、料金原価を下げる仕組みが「エ」国にはなく電力需要が過度に抑

制的となり、電力セクターが社会的インフラとして十分機能しなくなる懸念がある。従

来、補助金によりいわば需要促進的に電力料金が調整されてきた傾向が見られたが、補

助金制度はいずれ終焉する見通しであるので、新たにこの面での対応も必要と考えられ

る。日本では、電力料金認可は経済産業省で行われてきたが、同省は産業界（業務用分野

を含む）を育てる観点から、電気料金の値上げに対しては抑制的に対応してきた。以上の状況を踏まえると、基本的にこの役割を担うのは、電力法でもそれを担うこと

が規定されている EgyptERA と考えられるので、この権限を強化するとともに、原価査

194

定能力を向上させることが肝要と考えられる。日本の例を考えると、MoERE が電力分

野への強い影響力を発揮し、何らかの形で責任をもって関与してゆくことも有り得る。なお、欧米の考え方では、「自由競争導入でコストダウンが達成される」とされるが、

「エ」国では、当面、電力供給のエネルギー源が限られ、この分野での競争の進展は考

えにくいとともに、発電会社数も限られ体質も類似しているので、自由化のみで直ちに

コストダウンにつながる可能性は必ずしも高くないと想定される。｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野｝日本の料金査定制度の考え方の提供

需要増加の不確実性拡大を踏まえた流通設備の拡充３－２－２

需要の増減により、発電構成も変化し、下記のように送電設備構成も変化する。（下図点線

部分）


図３－２－２－１電力需要の動向と送変電系統の見直し（概念図）

一般的に需要は面的に均等な増減となるが、発電設備は（特定の）設備設置点で増減し、こ

れに伴い送変電系統の構成が変化するとともに、電力系統の電気的な特性も相応に変化する。実際の電力系統では、需要の変化に伴い発電設備構成も種々に変化するので、送変電設備構

成も種々に変化し、場合によっては、当初想定した電力系統構成と異なることも有り得る。すなわち、需要の増減（＝発電構成の変化）に伴い、送変電系統構成が変化することとなる。これは、相当高度な技術的検討能力を要するとともに、需要動向が不透明化する程、頻繁に

送変電系統構成の検討を行うことが肝要となる。解決の方向性―系統解析能力の向上と適用技術の多様化（短期）このような対応を適切に行うには、EETC に高度な系統解析力、計画力が必要と考えられる。

EETC は既に、高度な技術力を有していると想定するが、電力系統構成が飛躍的に発展してい

く段階では常にブラッシュアップが必要である。また、場合によっては、FACTS 機器、高耐張電線等を導入することで、系統構成を簡素化出

来る状況も生じうる。例えば電力潮流面で送電線・変電所の必要性が低いと判断されても、安

定度維持面で削減が困難な場合は、FACTS 機器設置が合理的な場合がある。

4

5

5

5

5

4

4

4

発電設備需要 4

4

4

4

4

4

4

発電設備需要

総需要：20 の送変電系統総需要：16 の送変電系統

195

なお、現段階では「エ」国内での直流技術導入の余地は小さいと想定される。「エ」国では、2025 年を目標年次とする電力系統拡充計画を設定したところであるが、以上

の対応により、需要動向の変化等に柔軟に対応し、効率性を考慮した適切な送変電系統を形成

することが期待される。｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野｝状況変化に対応する電力系統解析技術・系統

簡素化技術の提供

長期的な RE の大量導入を踏まえた対応３－２－３

今回の ISES2035Scenario4b 計画では、CREMP に基づき 2022 年までに電力需要量（kWh）の

20％の RE 導入を、既存水力電源（アスワンハイダム系が主力）も含めて達成することが当面

の重要な達成ポイントとなっている。このために、現状では、風力 6GW、太陽光 3GW の導入

計画が進められており、前記の需要動向に左右されることなく進められる見通しである。（2022年の 20％以上の超過達成となっても、需要に対する比率は比較的低いレベルと想定されるとと

もに設備稼働率も比較的低いので、前記の火力電源と異なり設備が過剰とならないと考えられ

る。）なお、2022 年段階では、既存水力での電力供給量が 10％以上で主力の RE と見込んでい

る。風力、太陽光とも出力制御を行わないことが最適な運転状態となるので、それを前提として

電力系統の安定を図ることが重要となる。今回、CREMP での検討状況を調査した限りでは、「エ」国に即した電力系統安定運用策につ

いて十分な検討がなされた状況でないことから、今後、本格導入が進む 2020 年代前半以降に向

けて検討を進める必要がある。解決の方向性 1―大量導入を先取りした RE出力変動想定に資するデータの蓄積（短(1)

期 → 中長期へ継続）

太陽光に関しては、当面、砂漠地帯に設置され、想定困難な出力変動が出現する可能

性は少ないと想定されるが、大量設置が想定される地点を中心に想定に資する気象デー

タの蓄積が望まれる。一方、風力に関しては、気圧配置や地形等の影響を受けて風が変化することを鑑みる

と、科学的な想定に基づき測定点を適切に設定し、長期的な測定を行い「エ」国全体の

総合的な出力変動、前日・当日の予測精度の拡充を図る必要がある。

解決の方向性 2－大量導入前の課題発生（主に電圧変動）への適切な対応（短期 → (2)

中長期へ継続）

なお、地域的には、出力変動による電圧変動が需要家等に悪影響を与える可能性があ

るので、RE 側での無効電力制御、電力系統側での SVC 設置等が図られる必要性も考え

られる。｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野｝RE大量導入を実現するための配電系統へ

の電圧対策機器の導入

196

解決の方向性 3－EETC での課題対応力の強化（短期 → 中長期へ継続） (3)

これらの技術課題は、従来型電源とは特性が異なることを踏まえて検討を行う必要が

あるので、総合的な検討や対策を行う必要があるが、この際、電力系統の特性を熟知し

た上で対応する必要があるので、EETC での専門性を有する部門を設定し長期的に知見

の蓄積をし、対応を進めることが不可欠と考えられる。

解決の方向性 4－長期的（2025年以降）な観点を踏まえた対応策の検討と当面の対応(4)

への反映（短期 → 中長期へ継続）

ISES2035Scenario4b 計画によれば、2022 年以降も大容量の RE が導入され、ほとんど

は（CSP 以外）、基本的に出力制御を行わない前提の運転となる見通しである。従って、

2022 年までの状況と異なり、課題の健在化が急速に進む可能性も大きい。この場合、あ

る程度の出力制御を見込む運用（一部風力の強制停止等）を給電指令で行うことも考え

られる。一方、「エ」国系統では、石炭火力、原子力発電の新たなベース電源導入に対応し、

揚水発電所（約 2GW）を導入する計画がある。揚水発電機は適正な仕様が設定されれば、

RE の変動分を吸収する役割を発揮出来るので、この活用を含めた総合的な系統運用の

実現も期待される。｛本邦の貢献分野｝RE、石炭、原子力といったベース電源や揚水発電を含めた電源総

合運用技術の提供及び揚水発電所が担う多様な役割を踏まえた揚水運転技術（揚水発電

の可変速仕様等）の提供以上を踏まえると、2020 年代中頃以降には、現在の中央給電指令所と RE の運用に特

化した新たな指令所とに機能を分離し、総合的な安定運用を図ること（最終的な系統安

定運用権は中央給電指令所）が合理的となることも考えられる。このような長期的な対

応も視野に入れ、出戻りがないように当面の対応と運用設備形成を進めていくことが望

ましい。｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野｝ RE を中心とした指令所構想の設定と

所要条件の検討・仕様化

解決の方向性 5－需要曲線の変化への対策の検討・実施（短期 → 中長期へ継続） (5)

「エ」国では、夕刻ピークであり、太陽光出力はピーク時間の供給に寄与しない。（CPSは除く）一方、昼間は供給力として寄与する。このため、太陽光の増大に伴い、着実に

午後から夕刻までの火力電源に対する需要立ち上がりが急峻化すると想定される。現在、検討されているサウジアラビアと「エ」国連系線（3GW）では昼の「エ」国の

余剰電力をサウジに供給し、夕刻にサウジの余剰電力を「エ」国に供給する計画であり

急峻化を緩和する効果が期待される。

197


図３－２－３－１太陽光導入拡大と負荷曲線への影響

但し、国際連系は自国の安定供給を優先することが原則であるので、過度に依存する

ことは望ましくない。このため、夕刻負荷を昼間に移行する契約の整備と、これを円滑

に計量するためのスマートメーターの活用が考えられる。｛本邦の貢献分野｝ RE 導入に伴うスマートメーター活用技術の提供

FIT の課題３－２－４

FIT は、本来、火力発電で賄われる電力量（その単価は回避可能原価と呼ばれる）を FIT 料

金で購入するものであり、回避原価と FIT 料金の差分を、何らかのルールで、需要家が負担す

るものである。現在の料金算定制度では、配電会社で購入したものは、配電会社の会計で処理

されるので、RE から購入する量が増える程、その配電会社の需要家料金を値上げしないと赤

字を生じることとなる。この赤字分を EEHC に転化するならば、配電会社は問題なくなるが、

EEHC は何らかの財政支援がないと赤字を回収出来ない。結局、これを回収するには補助金が

必要になる。通常、FIT は需要家負担ルールを決めてから、適応されているが、現状、この扱いが明確に

されていない。（本項は、各国で試行錯誤がされており、日本の方式が「推奨されるべきもの」

でもない。）これへの対応の検討については、現状の EEHC グループ内の発電会社、送電会社、配電会社

間の内部取引の状況を精査しつつ、今後、どの程度負担が発生するか、その負担を誰がどのよ

うに負担していくのが合理的かにつき、関係者で協議し負担制度を整備する必要がある。この

際、発電会社と需要側（当面は配電会社が主）の中間に位置する TSO の役割設定が重要となる。

電力事業実施体制と電力セクター改革３－２－５

TSO導入時 (1)

電力事業体制については、2018 年目途の EETC の TSO 化、それに続く 2020 年代前半

の EEHC 解消を含む自由化体制への移行が方針化されている。当面、先行する TSO 化

については、未だ海外コンサルタントが内容等を検討中（2017 年秋に決定予定）であり、

太陽光無し

太陽光有り

太陽光出力

日中

需

要

曲

線

１日

198

実態としては、2018 年期限を遅らせる、ないしは形式的に TSO 体制へ移行し徐々に機

能を強化する、のいずれかで進むものと想定される。「エ」国における TSO 化で最も時間を要すると想定されるのは、従来、EEHC グルー

プ内での取引として処理されてきた電力のやり取りを、電力ルール、取引ルールを設定

し、1 日前市場、時間前市場、アンシラリー市場等に整理し、TSO と発電者、供給事業

者（配電会社を含む）の取引を明確化、記録化することである。通常、取引を透明化し

つつ、電力安定供給維持の観点から取引を高速に処理するために、独自の通信システム、

コンピュータシステムを導入し、セキュリティー面を含め入念なチェックを行いつつ慎

重に整備を進める必要がある。解決の方向性―TSO を巡る課題の多面的な検討と対応策の入念な検討・実施（短期）

現在、EETC を補佐し検討を進めているコンサルタントが、広範な課題に対し、十分

な検討を行っているものと期待するところであるが、本邦での経験を踏まえると、念に

は念を入れた検討が望ましい。また、取引システム等も設計期間を十分確保し、試運転

期間等も十分取り、人材育成も時間をかけて行う必要があると想定される。｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野｝自由化に伴う電力取引システム、広域

運営機関システムの経験提供 TSO導入後の次ステップ (2)

TSO 設立後の体制については、例えば EEHC を解消せず、引き続きより透明性を高め

た持ち株会社とすれば、自由化体制として基本的に成立するので（電力会社の法的分離

制度）、今後も EEHC の最終形態について議論が行われていくものと想定される。従っ

て、総体的に見ると現体制からの急変は生じないものと想定されるが、一方、自由化が

目指す電力セクターの合理化を推進するための機能を何らかの形で整備する必要があ

ると想定される。これについては、前述の「供給サイドのコストダウンを促す仕組み」

に加え、「販売サイド側」でも何らかの仕組みを構築することが望ましいと考えられる。解決の方向性―「エ」国の実情を踏まえた次ステップの検討・実施（中長期）

EEHC が「エ」国の電力安定供給に果たしてきた役割は大きく、軽々に廃止論へ向か

うことには慎重であるべきと考えられる。一方、EEHC が残る場合、市場の効率性向上

の仕組み等の検討も必要である。以上の視点で、十分な検討を行い効果的な形で次ステップへ進むことが肝要と考えら

れる。｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野｝日本の料金査定制度の考え方提供（再

掲）

個別セクターの課題と解決策３－３

電源分野３－３－１

電源分野では、2022 年までの 54GW の電源増強の目途が得られた状況であるが、一方、需要

増加が想定を下回ることから、電源開発の繰り延べを図るものの余剰電源を持たないようにす

るため、電源廃止計画を策定する必要が出てくると想定される。この際、老朽化のため環境対

199

策面からも廃止が望ましいものは優先的に廃止するものの、日本での経験では、「まだ使える」

電源の廃止も視野に入る可能性がある。一方、前述の通り、「エ」国の潜在成長力は依然として十分有していると想定され、条件が

整えば急速な需要増加が生じる可能性もある。解決策―休止電源の設定・活用（中長期） (1)

以上を鑑みると、既存電源の一部を廃止せず、ある程度の保全を講じて新たな運転要

請に（日本では半年～1 年にて）対応出来る「休止措置」を講じることが考えられる。

但し、休止には、ある程度の保全要員、保全コストを要するので、十分な検討と休止維

持体制が必要である。なお、電源停止に伴い余剰人員が発生するが、新規電源は所要人員が少なくなるのが

一般的であるため、電源分野では人員削減が発生する可能性がある。一方、「エ」国では失業率が高い状況であるので、失業を発生させず、配置転換を進

めることが課題となる。なお、本邦では、営業部門等への配置転換をおこなった。｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野｝電源休止に関する経験提供

出典：IMF 図３－３－１－１「エ」国の失業率の状況

送変電系統分野３－３－２

事故電流レベルの格上げに関する課題 (1)

「エ」国では、今後の電力系統拡大に対応し、事故電流レベルを 500kV 系統で 50kA化、220kV 系統での 63kA 化を実施してゆく予定である。

一般的に事故電流レベルの格上げに際しては、事故電流を遮断するブレーカー（遮断

器）の能力の高いものへの取替えが対象と考えられがちであるが、実際には、他の変電

設備、送電設備の事故電流耐力に関する検討も重要である。解決策―事故電流格上げに関する影響調査の実施と必要な対応策の実施


6789

101112131415

200

｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野｝事故電流格上げに関する経験提供

首都圏（カイロエリア）の需要拡大への長期的な対応 (2)

「エ」国では、カイロエリアに約 40％の人口が集中しているが、今後も、このような

「集中」に伴う種々の国家機能一体化や有能な人材活用が容易なこと等を成長の源泉と

し発展してゆく可能性が高い。これに伴い、電力需要がカイロエリアに集中しつつ引き

続き増加してゆくと想定される。一方、人口の集中化に伴い架空送電線での供給力増大

は自ずと限界があり、電源の新設も限られるので、超高圧（220kV）地中線での供給拡

充が必須である。大都市では、需要密度が高いことから電力供給網にもそれに合せた構成を設定する必

要があるとともに、特に首都圏では、停電の社会的影響も大きいことから信頼性確保に

も留意する必要がある。解決策―カイロ圏地中線供給構想の設定とロードマップの作成（短期）

以上の前提に基づき、ある程度の長期（20 年程度）を想定し、変電所の所要箇所数や

地点概要を想定した超高圧地中系統構想を設定、ある程度の年次的な進め方（ロードマ

ップ）を策定することが信頼性確保、設備形成コストの低減面から望ましい。また、設

備のコンパクト化、防災面の観点からの技術導入、例えば、ガス変圧器、地中線間接冷

却方式等も有効な手段となり得る。｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野｝超高圧地中線系統の形成の経験、超高

圧地中系統固有の機器導入経験の提供

送配電ロスの削減 (3)

中央給電指令所の状況を見る限り、基幹送電設備の電圧は適正に維持されており、ま

た、負荷力率改善、電力コンデンサの設置も適宜行われており、今後も送変電設備の増

強が計画されていることから、送変電設備における送電ロスが今後悪化する状況は想定

しにくい。一方、配電設備においても、架空系、地中系の 2 配電会社を訪問し状況を確認した結

果から、顕著な改善は見られていないものの、電圧維持、力率改善も意識的に行われて

おり、また、配電設備の増強も計画されていることから、少なくとも全体的に大きく悪

化する可能性は少ないと想定される。以上から、限定的な状況把握であるが、技術的ロス面では、悪化要因は想定しにくい

と判断され、基本的に設備増強や老朽設備更新に合せて、低ロス化を漸次進めるのが妥

当と考えられる。一方、非技術ロスについては、今後、電気料金の値上げが進捗することから、支払い

を回避するインセンティブが増し、何らかの対策を講じないと悪化することが懸念され、

引き続き重要な対応課題と考えられる。解決策―スマートメーターを含む非技術ロス低減に向けた電力計量システムの確立


201

「エ」国の社会風土から見て、ある程度、社会還元を許容するとの暗黙の了解が働い

ていることも考えられるが、盗電等の非技術ロスによる計測されない負荷の増大は、前

述した需要想定の精度向上面からも望ましくない。このため、スマートメーター設置を含む電力計量システムの確立（盗電への罰則強化

等も含む）システムの確立を進める必要がある。｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野｝効果的な負荷へのスマートメーター設

置に対する協力なお、風力、太陽光の設置量は少なく、現状ではそれによる送配電設備への深刻な問

題が生じている状況にないが、今後、特に配電分野では問題の顕在化前に対応策を確立

することが望ましい。

エネルギー効率利用関連３－３－３

「エ」国のエネルギー効率利用は、従来、供給力の絶対的な不足状況を反映し、ピーク需要

（夕刻）を抑制することに重点が置かれてきた。そのため、即効性のある LED ランプへの取替

え等が国や国際機関（UNDP）により強力に進められてきた。今後、供給力に（少なくとも当面）裕度が生じることから、需要家自身がエネルギー効率を

推進していくものと考えられうる。今後、電力料金はしばらくの間値上げが継続することが不

可避であるので、電力（kW）、エネルギー量（kWh）の削減を意識付ける料金制度導入と相俟

って（前述）、国が強力に主導するエネルギー効率推進から、需要家自身がエネルギー効率利用

に取り組むことができる仕組みへと移行する時期とも考えられる。なお、今回、本調査団は、需要家計測調査を実施したが、これに伴い計測すること自体によ

って、まず、需要分析の重要性を提起するとともに、需要家の電力使用実績の確認、計測対象

需要家との電力利用や料金値上げへの対応に対する対話を行うことを通じ、「エ」国の電力使用

構造に適したエネルギー効率利用の進め方を新たに設定する契機となった。解決策―需要家特性に即したエネルギー効率利用制度設計（短期 → 中長期へ継続）このような調査で得られる需要家の特性に合わせ、例えば、エネルギー効率利用を促すきめ

細かな電力料金システムが設定出来れば、有効な対策となり、また、「エ」国の産業競争力強化

にも資する。きめ細かな電力料金システムを、それを実現するスマートメーター等と連動させ

れば、配電合理化効果をもたらすことも期待できる。｛本邦の貢献分野｝エネルギー効率利用料金と計測（スマートメーター含む）の経験提供

及びエネルギー効率利用へのスマートメーターの活用方法の提案なお、効率向上に関する法制度等は相当程度整備されており、意識向上のためのボランティ

ア活動なども行われている。従来、中心的に活動してきた UNDP と本邦の交流を深めることが

有効と思われる。

202

財務関連３－３－４

今回調査では、「従来からの変更はない」とのことであり、基本的に補助金により赤字補填

がされて経営が維持される「仕組み」である。しかしながら、EETC が TSO 化され、独立性・

中立性が強まると、EETC とその他のグループ会社との取引について、独立性・中立性が厳密

に要求される。このため、従来、明確にする必要がなかった借入金や繰越金といった資産・負

債の帰属の問題が生じ、これをどのように扱うかなどの課題は、現在 EETC で実施中の TSO に

関する検討結果（2018 年秋に検討終了予定）を待ち、状況を評価する必要があると考えられる。

なお、Egypt-ERA でも併行して自由化に向けた検討を行っており、「整合のとれた検討が行われ

ている」とのことであるが、検討結果を注視する必要がある。いづれにしても従来の会計財務

に係るルールや仕組みに相当な変更が加わることは不可避と想定される。解決策―TSO 化を契機とする財務関係の明確化（短期） TSO の独立性・中立性を制度的に担保し、長期的な事業継続性を検証・保証するためには、

審査等のチェックを受け、業務内容の妥当性が会計財務的な面からも評価されることとなる。

このため TSO は十分な説明責任を果たす必要があり、このためには、厳密なルールに基づき、

かつ妥当な費用を計上し会計処理を行うことになる。このような状況となることを踏まえ、TSOは固定資産管理方法（評価・減価償却方法の改善を含む）の確立を含めた、会計財務業務及び

それに関連する内部統制の確立･強化を行う必要があると考えられる。｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野} TSO の会計財務管理方法強化への助言＊EETC が TSO 化され、そこで利益が出た場合に、EEHC が利益を回収し、発電部門に使う

と、本来、中立的である TSO の資金が競争部門に充てられることになり、許容されない。この

ため、原則的に、TSO は独立的な会計を設定することになる。なお、配電会社は、EEHC の営業部門と捉えれば、このような厳格性は不要であるが、一般

的には、配電会計と営業会計に社内分離され、配電会計については「厳格性」（競争部門への流

用禁止）が適用される。自由化の対象範囲が配電電圧需要家へ拡大する際には課題となると想

定される。

環境関連３－３－５

本調査の調査対象となっている石炭火力発電所関連の環境規制に関しては、法整備が進めら

れ国際的に遜色ないものとなっている。環境影響調査も実施されることとされており、この面

でも問題ないと判断される。発電所運転開始後の規制の実効性担保についても、EEAA で検討が進められているが、1 箇

所 6GWという大規模石炭火力発電所が周辺設備を含めて、地域環境に影響を及ぼさないよう、

世界に誇る発電所として仕様が設定され、所要環境性能を上回る運転が長期に亘り維持される

ことが望ましい。解決策―石炭火力発電所の実運用を十分考慮した長期的な環境対策実施

（短期 → 中長期へ継続）｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野｝石炭火力発電所（周辺設備を含む）の長期的

な環境性能維持に関する経験提供

203

なお、環境以外も含む総合的な技術センター（J-COAL のイメージ）設置については、EEHCとしての必要性は薄いようである。（発電所箇所数も少なく、発電所設置者が燃料確保を含め責

任を取る体制であるためと推定される）揚水発電所の環境対策については、具体的な検討が進んでいる Ataqa 揚水発電所が、「エ」国

初かつ 2.4GW と大規模であることもあり、漏水対策等を含め十分な環境対応策を講じることが、

運転開始後、長期的に所要機能を果たすためにも不可欠である。解決策―海外の運転状況等を踏まえた環境対策の設定（短期 → 中長期へ継続）｛本邦の貢献分野｝揚水発電所の環境対策に関する知見の提供

人材育成関連３－３－６

EEHC、発電会社、EETC（今後面談で確認）、配電会社とも人材育成には、積極的に取り組

んでおり、器としての機能は十分有していると判断される。（面談した発電会社では、周辺国の

研修を受け入れていることを誇らしげに紹介）今後は、その内容の充実が課題になると想定さ

れるが、面談の中では、各分野の最新技術の充実が要望されている。 EEHC の環境管理と調査の部門（Environmental Projects Management and Studies Department）

は戦略計画セクター（Strategic Planning Sector）の下に位置し、3 名の専門職員と 2 名の補助職

員で構成されている。この部では、全ての発電事業の EIA の審査、EIA レジスターの審査、モ

ニタリングの審査、環境社会活動計画（Environmental and Social Action Plan：ESAP）の調整、

定量的リスクアセスメント（Quantitative risk assessment）の審査を行わなければならないが、専

門職員の知識・技量が十分ではない。法令で定められている石炭火力発電所の環境配慮も、具

体的にものの理解促進は今後の課題である。解決策－要望に応じた人材育成に資する最新技術の提供（短期 → 中長期へ継続）｛本邦技術・経験の活用可能性がある分野｝火力（石炭、最新ガス火力等）、配電分野（IT

を含む）、エネルギー効率向上分野の最新知見紹介

配電分野３－３－７

配電部門での自主的な課題発掘とファイナンス配電分野については、課題があると認識されているが、EEHC 配電管理部門、配電会社（地

中配電、架空配電 2 社）との意見交換では、必ずしもそれらの課題が明確化するにいたってい

ない。今回は本手法を具体的に適用する分野が同定できなかったが、配電分野は地域性が大きいこ

とから等から、外部からの調査よって課題を見つけるよりは、当事者の配電部門にて自主的に

具体課題を設定しそれをファイナンスする仕組みが有効な可能性がある。・重点投資分野を EEHC 配電管理部門、各配電会社にて決定

投資効果対象、投資効果指標設定 ↓

・投資効果指標（目標）の妥当性を評価した後 1 年目のファイナンス決定 ↓

・各年毎に投資効果指標を確認しつつ妥当性評価を行い翌年の実施を決定

204

↓ ・4～5 年を 1 サイクルとして以上を繰り返しつつ、最終年に最終評価を実施し終了

以上については、あくまでも試案であるが、今後も有効性等を検討すべきと考える。

205

日本の ODA の役割及び具体的案件形成に向けた考え方３－４

日本を含むドナー諸国の役割 (1)

電力セクターは民間企業がその担い手となっていても、公共的な分野であることから、ドナ

ー諸国は前記の個々の課題解決に関し、財政的、人的支援を通して、「エ国」の発展に貢献する

ことが望ましい。前述したいずれの課題についても、先進国では過去あるいは現在、更に今後

直面してきたないしは直面する課題であり、先進国が中心となっているドナー諸国が自国での

経験を活かして貢献でき、かつ将来的にその技術分野での良好な関係が維持・発展する事で、

win-win の関係が得られる分野と想定される。この際、重要となるのは、各ドナーにも人的あるいは財政的な制約があることを踏まえ、ド

ナー間の適切な連携を確保した上で、役割分担を明確化して課題解決を図ることである。とり

わけ、前述の各課題はそれぞれが関連しており、一つの課題解決が他の課題解決へ影響を及ぼ

す可能性が高く、ドナーは援助方針の違いを考慮する必要があるものの協調を図る重要性は高

いと考えられる。

日本の ODA の役割 (2)

前記の個々の課題解決に日本の ODA が役立つ可能性は十分あるが、財政や人的な制約を踏

まえると、各国ドナーと協調を図りつつ、ある程度重点分野を絞る必要がある。日本は「エ国」

から地理的に離れており、欧州各国と比較すると同じ支援を提供する場合、経済性や効率性で

は不利になると考えられる。したがって、日本としての優位性がある高付加価値分野をターゲットに支援をしてゆくこと

が肝要と考えられる。この際、前記の課題に関しても日本にとっての高付加価値分野をセグメ

ント化し、その分野を集中的に支援することが望ましいと考える。この場合、セグメント化し

た以外の分野は他ドナーに譲る等の高度な協調体制が形成されるべきである。具体的には、発

電分野はすでに民活による展開が可能であるともに、当面、発電能力が余剰状況にあることか

ら、当面、ODA による支援のニーズは相対的に小さいと想定される。一方、送変電系統整備は

長期的な視点で開発が必要であるとともに「エ」国では十分な経験のない大規模かつ複雑化す

る電力系統を適切に運用する技術が必要と想定される分野であること、また、省エネ分野は従

来、政府主導で行われてきており民間ベースでの展開の経験が少ないことから、引き続きエジ

プト政府が一定期間は先導的に道筋を示すことが重要と考えられる分野であると考えられる。

したがって、日本の ODA あるいは JICA はこれらの分野を集中的に支援することが望ましく、

一方、「エ」国の状況に適した電力セクター改革（自由化）に向けた政策分野で我が国が蓄えた

知見に基づいた支援の実施が望まれる。

206

課題解決に向けた具体的案件の提言第４章

課題解決に向けた支援案件候補４－１

第３章に示した「エ」国電力セクターにおける課題と解決策、並びに本邦技術・経験の活用可

能性がある分野に基づき、本邦側のリソースも踏まえた上で、具体的な支援案件候補を表４－２

－１として提案する。また、支援案件候補の年次展開案を表４－２－２に示す。「エ」国電力セクターにおいては、各分野で欧米等による支援案件が多く実施されており、こ

の分野の開発課題が決定的に不足していると言う面は見られない。従って、直ちに資金協力プロ

ジェクトを実施するのではなく、需要増加の不確実性拡大が考えられるとともに、電源・流通設

備の多様化・拡充及び電力セクター改革が同時に進みつつある「エ」国の現状を踏まえ、まずは

経験豊富な日本の個別専門家を派遣して電力政策に対する支援を実施しつつ、その他案件の支援

要望や支援枠組みをより明確にした上で、順次、資金協力プロジェクトといった比較的長い期間

の支援に繋げていくことが有効と考える。

支援案件候補の具体的内容４－２

前項に上げた支援案件候補について、予算規模・プロジェクト期間・支援内容等を様式「案件

候補」として具体的に整理したものを示す。なお、案件 No14 は、他ドナーにて事業が実際され

ていることから最終的には候補案件から削除されたが、重要な内容を含むため記録として留める

こととした。

207

表４－２－１支援案件候補

３章の項目課題解決の方向性本邦技術・経験の

活用可能性支援案件候補

３－２政策レベルの課題と

解決の方向性 - - - - -

３－２－１需要増加の不確実性

拡大を踏まえた電力

供給力確保

(1) 需要想定能力の向上日本の需要想定経験の提供 - - (2) 需要動向を誘導する料金制度の導入日本の料金制度の考え方提供 - - (3) 供給サイドのコストダウンを促す仕

組みの導入日本の料金査定制度の考え方提供 - -

３－２－２需要増加の不確実性

拡大を踏まえた流通

設備の拡充

- 系統解析能力の向上と適用技術の多

様化状況変化に対応する電力系統解析

技術・系統簡素化技術の提供 1 500kV 基幹系統電圧・無効電力計画策定

能力向上及び電力安定化システム導入

支援プロジェクト 2 500kV 基幹系統電圧・無効電力制御シス

テム及び電力安定化システム導入事業 5 カイロ大都市圏地中送電線導入変電所

建設事業３－２－３長期的な RE の大量

導入を踏まえた対応 (1) 大量導入を先取りした RE 出力変動

想定に資するデータの蓄積 - - -

(2) 大量導入前の課題発生（主に電圧変

動）への適切な対応 RE 大量導入を実現するための配電

系統への電圧対策機器の導入 6 再生可能エネルギーの大量導入を実現

するための配電系統への電圧対策機器

の導入 (3) EETC での課題対応力の強化 - - - (4) 長期的（2025 年以降）な観点を踏ま

えた対応策の検討と当面の対応への

反映

RE、石炭、原子力のベース電源、

揚水発電を含めた電源総合運用技

術の提供

13 ピーク需要・系統安定対応型電源最適化

計画及び電力系統安定運用についての

技術協力プロジェクト揚水発電の可変速仕様等、多様な役

割を踏まえた揚水運転技術の提供 14 エジプト国アタカ揚水発電所建設事業

RE を中心とした指令所構想の設定

と所要条件の検討・仕様化 - -

(5) 需要曲線の変化への対策の検討・実

施 RE 導入に伴うスマートメーター活

用技術の提供 8 スマートメーターの活用（料金メニュー

設定支援、精度の高い需要想定）３－２－５ (1) 電力事業実施体制と

電力セクター改革（TSO 導入時）

- TSO を巡る課題の多面的な検討と対

応策の入念な検討・実施自由化に伴う電力取引システム、広

域運営機関システムの経験提供 7 TSO 設立政策アドバイザー

３－２－５ (2) 電力事業実施体制と電力セクター改革（TSO 導入後）

- 「エ」国の実情を踏まえた次ステッ

プの検討・実施日本の料金査定制度の考え方提供

208

３章の項目課題解決の方向性本邦技術・経験の

活用可能性支援案件候補

３－３個別セクターの課題

と解決策 - - - - -

３－３－１電源分野 - 休止電源の設定・活用電源休止に関する経験提供 10 休止火力の長期保管に関する技術支援３－３－２ (1) 事故電流レベルの格

上げに関する課題 - 事故電流格上げに関する影響調査の

実施と必要な対応策の実施事故電流格上げに関する経験提供 1 500kV 基幹系統電圧・無効電力計画策定

能力向上及び電力安定化システム導入

支援プロジェクト 2 500kV 基幹系統電圧・無効電力制御シス

テム及び電力安定化システム導入事業 5 カイロ大都市圏地中送電線導入変電所

建設事業３－３－２ (2) 首都圏（カイロエリ

ア）の需要拡大への

長期的な対応

- カイロ圏地中線供給構想の設定とロ

ードマップの作成超高圧地中線系統の形成の経験超

高圧地中系統固有の機器導入経験 3 カイロ市及び周辺大都市圏電力供給構

想策定支援プロジェクト 4 エジプト国カイロ大都市圏 220kV 地中

送電設備整備事業３－３－２ (3) 送配電ロスの削減 - スマートメーターを含む非技術ロス

低減に向けた電力計量システムの確

立

効果的な負荷へのスマートメータ

ー設置に対する協力 8 スマートメーターの活用（料金メニュー

設定支援、精度の高い需要想定）

３－３－３エネルギー効率利用

関連 - 需要家特性に即したエネルギー効率

利用制度設計エネルギー効率利用料金と計測（ス

マートメーター含む）の経験提供効

率利用へのスマートメーターの活

用方法 9 負荷調整設備導入及び高効率運用によ

る省エネルギー支援実証事業３－３－４財務関連 - TSO 化を契機とする財務関係の明確

化 TSO の会計財務方法強化への助言 7 TSO 設立政策アドバイザー

３－３－５環境関連 - 石炭火力発電所の実運用を十分考慮

した長期的な環境対策実施石炭火力発電所（周辺設備を含む）

の長期的な環境性能維持に関する

経験提供

11 石炭火力発電所 O&M（環境対策及び石

炭ハンドリング）に関する人材育成

３－３－６人材育成関連 - 要望に応じた人材育成に資する最新

技術の提供火力（石炭、最新ガス火力等）、配

電分野（IT を含む）、エネルギー

効率向上分野の最新知見紹介 8 スマートメーターの活用（料金メニュー

設定支援、精度の高い需要想定）３－３－７配電分野 - 配電部門での自主的な課題発掘とフ

ァイナンス - - -

209

表４－２－２支援案件候補の年次展開

支援目的概念支援案件候補区分実施

機関

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

電力系統の信

頼度向上に対

する中長期の

支援

基幹系統の信頼性及び適切

な制御システム適用のため

の計画及び運用技術の向上

送電 1 500kV 基幹系統電圧・無効電力計画策定能力向

上及び電力安定化システム導入支援プロジェク

ト

技協 EETC

送電 2 500kV 基幹系統電圧・無効電力制御システム及び

電力安定化システム導入事業借款 EETC

220kV 地中送電設備及び関

連 500kV 変電所の増強によ

る長期的視点からのカイロ

市及び周辺大首都圏の供給

ビジョン確立

送電 3 カイロ市及び周辺大都市圏電力供給構想策定支

援プロジェクト技協 EETC

送電 4 エジプト国カイロ大都市圏 220kV 地中送電設備

整備事業借款 EETC

送電 5 カイロ大都市圏地中送電線導入変電所建設事業借款 EETC

拡大する再生可能エネルギ

ーの影響を緩和するための

対策の導入

配電 6 再生可能エネルギーの大量導入を実現するため

の配電系統への電圧対策機器の導入技協 EEHC

or DEC

改革への支援

エジプト国に即した電力セ

クター改革を日本の経験を

踏まえ支援

送電 7 電力セクター改革の政策アドバイザー技協 EETC

エネルギー効

率改善の支援

スマートメーター普及のた

めの潜在的な活用領域の開

発

配電 8 スマートメーターの活用（料金メニュー設定支

援、精度の高い需要想定）技協 EEHC

大型顧客へのモデル化した

エネルギー効率システムの

導入

省

エネ

9 負荷調整設備導入及び高効率運用による省エネ

ルギー支援実証事業借款 EEHC

短期技術移転火力電源種別の多様化への

支援発電 10 休止火力の長期保管に関する技術支援技協 EEHC 発電 11 石炭火力発電所 O&M（環境対策及び石炭ハンド

リング）に関する人材育成技協 EEHC

長期的視点か

らのシステム

全体の安定し

た運用

揚水発電システムの導入と

長期的視点からシステム全

体の適正運転の開発支援

発電 12 エジプト国ナイルバレー揚水発電所建設事業準

備調査借款 HPPEA

発電 13 ピーク需要・系統安定対応型電源最適化計画及び

電力系統安定運用についての技術協力プロジェ

クト

技協 EEHC, EETC, HPPEA

発電 14 エジプト国アタカ揚水発電所建設事業借款 EETC, HPPEA

210

表４－２－３－１支援案件候補の具体的な内容（No.1；技術協力案件）

案件名 500kV 基幹系統電圧・無効電力計画策定能力向上及び電力安定化システム導入支援プロジェクト

想定

予算規模

2 億円

場所エジプトの相手先機関及びカイロ周辺での現地調査日本の電力会社及びメーカーでの研修

期間 2018 年 4 月～2020 年 3 月

相手国

実施機関

エジプト電力送電公社（Egyptian Electricity Transmission Company: EETC）

実施目的エジプトでの今後の大規模電源開発、500kV を中心とする基幹系統の大幅拡充、サ

ウジアラビアとの大規模国際連系、再生可能エネルギー電源の大量導入等に伴い、エ

ジプトの基幹電力系統構成は、従来と比較し抜本的な変化が生じる見通しである。これに伴い、系統計画、運用は大幅に複雑化することが予想され、特に、電圧・無

効電力に関係する系統計画・運用については、系統全域の電圧維持、送電ロスの低減、

電圧安定性確保等を多様な系統運用条件を想定し、設定する必要がある。一方、電力系統が複雑化すると多重事故等や電力系統の一部分での不具合が連鎖的

に電力系統全体に波及し、大停電へと発展することがあり、これに対し、先行的ある

いは瞬時の電源遮断・出力抑制による電力系統の安定化、不具合系統の強制的な分離

による事故影響波及防止、重要負荷を除く大規模な負荷遮断に電圧安定性確保、直流

大容量連系線潮流制御等、系統運用者の判断を得ず自動的に判断し対応するシステム

が有用となる。上記いずれの課題に対しても、「エ国」として既に一定の方針や安定化を実現する

システムで対応していると想定されるが、今後の系統大規模化・複雑化のレベルは非

常に大きく、この面での基幹系統発展を経験してきた本邦の技術を活用し、「エ国」

に適した対応方針・具体対策（導入すべきシステム）のコンセプト確立に寄与する。

実施内容エジプトにおける 500kV 基幹系統計画状況の調査、具体的には電源増強や需要増加

に対応した基幹系統の増強ステップ、比較的大きな電力が流れる送電線や変電所の

状況、電圧低下が比較的発生し易い電力系統部分の有無・電圧低下の程度等の状況

調査。エジプトにおける基幹系統運用システムの実態調査、具体的には、500kV 重要送電

線が多回線同時停止した場合の対応策、電圧が異常低下した場合の電圧確保策、周

波数異常低下時負荷遮断システム等の実態調査。日本での基幹系統計画と系統運用

システムに関する研修実施エジプトでの今後の 500kV 系統の大規模拡充に対応する電圧・無効電力維持計画手

法の確立、基幹系統電力安定化システムの基本的な考え方の設定

211

成熟度エジプト電力公社（EETC）は、2025 年系統拡充計画を検討中であり、今後、基幹

電力系統が大規模な発展を遂げることを認識しており、実現に至る課題整理を行う中

で、同様な認識を得る可能性は十分あるものと想定する。

支援効果「エ国」の電力系統の安定運用に寄与するとともに、具体的なシステムの設計・導

入に際しては、本邦企業の経験を生かした優位性あるシステム導入が期待できる。

留意事項「エ国」において、独自あるいは欧米等の技術に基づき関連する技術は存在すると

想定され、本邦技術とそれらの技術の「親和性」が存在しないと、十分な協力効果

が得られない可能性がある。本技術協力では、方針、コンセプトの確立を想定するが、どの範囲までとするかを

事前に十分合意しないと、協力実施後に実施者、「エ国」、双方の満足感が十分得

られない可能性がある。

212

表４－２－３－２支援案件候補の具体的な内容（No.2；円借款案件）

案件名 500kV 基幹系統電圧・無効電力制御システム及び電力安定化システム導入事業

想定

予算規模

30 億円

場所エジプト国の 500kV 変電所、大規模発電所（技術協力にて特定）日本の電力会社およびメーカーでの研修エジプトの相手先機関での研修

期間 2020 年 4 月～2023 年 3 月

相手国

実施機関


実施目的エジプトでの今後の大規模電源開発、500kV を中心とする基幹系統の大幅拡充、サ

ウジアラビアとの大規模国際連系、再生可能エネルギー電源の大量導入等に伴い、エ

ジプトの基幹電力系統構成は、従来と比較し抜本的な変化が生じる見通しである。これに伴い、系統運用は大幅に複雑化することが予想され、特に、電圧・無効電力

に関係する系統運用については、系統全域の電圧維持、送電ロスの低減、電圧安定性

確保等を多様な系統運用条件を想定し、設定する必要がある。一方、電力系統が複雑化すると多重事故等や電力系統の一部分での不具合が連鎖的

に電力系統全体に波及し、大停電へと発展することがあり、これに対し、先行的ある

いは瞬時の電源遮断・出力抑制による電力系統の安定化、不具合系統の強制的な分離

による事故影響波及防止、重要負荷を除く大規模な負荷遮断に電圧安定性確保、直流

大容量連系線潮流制御等、系統運用者の判断を得ず自動的に判断し対応するシステム

が有用となる。上記いずれの課題に対しても、まず、技術協力にて方向性と対応方針・具体策を確

立し、それを受けて、本邦での経験も踏まえて、具体的なシステム設計を行い、導入

を図る。

実施内容エジプト国の 500kV 変電所、大規模発電所に対する電圧・無効電力制御装置の設置

（演算制御装置 1 台/箇所：10～15 箇所に設置：各所間は既存通信設備で連係）エジプト国の中央給電指令所に対する電力安定化システム装置の設置

安定化システム（演算制御）装置 1 台/中央給電指令所、システム信号受信制御装置

5～10 台（5~10 箇所に設置各所間は既存通信設備で連係）日本での基幹系統計画と系統運用システムに関する研修実施エジプトでの今後の 500kV 系統の大規模拡充に対応する電圧・無効電力維持計画手

法の確立、基幹系統電力安定化システムの整定値の決定に関する基本的な考え方の

設定

成熟度エジプト電力公社（EETC）は、2025 年系統拡充計画を検討中であり、今後、基幹

電力系統が大規模な発展を遂げることを認識しており、技術協力にて必要性が認識さ

れれば、基本的な電力系統技術ベースを有していることから導入を合意する可能性は

十分ある。

213

支援効果「エ国」の電力系統の安定運用に寄与するとともに、具体的なシステムの設計・導

入に際しては、本邦企業の経験を生かした優位性あるシステム導入が期待できる。

留意事項安定化システムは、電力系統シミュレーションを十分実施した結果に基づき、詳細

仕様が決定されることとなるため、開発には相当量の人員が必要となる。一方、1つのシステム導入で終わると得られたノウハウは、言わば死蔵されることとなり、

企業営業の観点からは、十分な利益が得られない可能性がある。これに対し、技術の質を落とせば、システム全体の評価が低下し、更には本邦技術

全体の技術評価が低下するリスクかある。

214

表４－２－３－３支援案件候補の具体的な内容（No.3；技術協力案件）

案件名カイロ市及び周辺大都市圏電力供給構想策定支援プロジェクト

想定

予算規模

1 億円

場所エジプトの相手先機関およびカイロ周辺での現地調査日本の電力会社およびメーカーでの研修

期間 2018 年 4 月～2019 年 3 月

相手国

実施機関


実施目的エジプト国では、今後も着実な電力需要増加が見込まれるが、とりわけ、国家の重

要機能が集中し人口増加も継続すると予想されるカイロ首都圏の電力系統は、電力需

要の増加に適切に対応し、停電による社会影響の増大に対して高い電力供給信頼度を

実現しつつ、コスト的に過大とならない電力系統を、長期的な視点に立ち設定・実現

してゆくことが重要と考えられる。本邦は「エ国」と同様の大規模な大都市圏を有し、

長期に渡る努力で高信頼度の電力系統を実現してきたが、大都市供給圏系統固有の特

性、例えば地中送電系統の場合、送電線インピーダンスが小さいこと、充電電流が大

きいこと、過負荷耐量が比較的小さいこと等に対応し、適切な設備形成を進めていく

上でのノウハウと適用技術を培ってきた。これらの経験踏まえて、極力、「エ」国の状況も鑑みて共有化し、カイロ大都市圏

に適した電力供給構想とその実現に際しポイントとなる事項、例えば、運用を支援す

る制御システム導入等の基本的な対応方針、ロードマップを設定する。

実施内容エジプトにて案件地域の供給計画現状と実態調査日本での大都市圏供給構想の検討・策定、計画実施過程・実運用（大都市圏に特化

にした運用・制御システムを含む）について設備見学を含む研修実施エジプトにて長期（10～20 年後）大都市圏供給構想を策定

成熟度エジプト電力送電公社（EETC）が現在検討中の 2025 年供給計画では、カイロ大都

市圏供給として 220kV 地中線を中心とした系統拡充が想定されている。220KV 地中線

での系統拡充については、架空系統と異なる技術課題が存在することが認識されてお

り、供給元となる 500kV 変電所構成等を併せて、重要性が認識されている。（今後、

同社と意見交換を行うことで本課題について共通認識化が得られた場合）

支援効果本邦技術で、アフリカでも有数の大都市首都であるカイロエリアで、高信頼度かつ

コスト的にもリーゾナブルな電力系統が実現することは、同国の安定的な成長を図る

上で極めて大きな効果があると想定される。実現に当たっては、日本で独自に採用さ

れている、例えば、ケーブル間接冷却システム、ガス変圧器、地中線導入、拠点変電

所への全 GIS 設備等の有用性が認識されれば、本邦企業にとっても技術的優位性のあ

る設備導入が期待される。

留意事項 220 万 V 地中線ケーブルは世界的に見て標準製品であるので、設備形成に本邦企業

がどの程度貢献できるかは不明である。また、首都圏の需要動向次第（大幅鈍化）

215

では、以降の本邦企業の参入に繋がるかどうかは現状では不透明な部分がある。

216

表４－２－３－４支援案件候補の具体的な内容（No.4；円借款案件）

案件名エジプト国カイロ大都市圏 220kV 地中送電設備整備事業

想定

予算規模

50～100 億円

場所エジプト国カイロ

期間 2021 年～（2018 年技協により構想を確定し設置地点を合意、2021 年に着工（工期 1.5年程度）

相手国

実施機関


実施目的「エ国」では、カイロ大都市圏に 220kV 地中線系統を構成してゆくことを検討中で

ある。カイロ都市圏は同国の心臓部をなす重要地域であることから、同系統が高信頼

度を実現しかつ適切なコストで形成され、運用に際しても長期に亘り安定的に運用さ

れることが必須と考えられる。この際、都心に設置する地中系統用変電所でも特に防災面での留意が必要な箇所に

対しては、絶縁油を使用しないガス絶縁変圧器を採用し、安全性を高める対応が有効

と考えられる。一方、地中ケーブルはインピーダンスが小さくかつ過負荷運転耐量が比較的小さい

ため、運用中に大潮流が生じるとケーブルにダメージを与えることが懸念される。こ

れに対しては、地中線ケーブルに間接冷却（本邦の場合は水冷）にて、所要の送電容

量を確保することが有効な場合がある。他方、地中線では、相当量の進相無効電力が発生することから、無効電力を調整す

る分路リアクトルが必要になると想定されるが、本邦では、ケーブルを流れる電流を

適切に制御する観点から、220kV 地中送電線の中間部に位置する 220kV 変電所に分路

リアクトルを設置し、系統運用のニーズに合わせ投入・開放をおこなっている。「エ

国」においてこのような役割の分路リアクトルを設置するか否かは、今後の（技術協

力を行うこととなれば）検討次第であるが、仮に設置する場合、多頻度開閉の可能性

も高く関連設備を含め分路リアクトルシステムとして、適切な設備仕様を設定し適切

な振動対策を施し設置することが望ましい。以上については、本来、EETC にて技術を培い設備選定・整備を図ることが基本と

想定されるが、特に設備形成初期においては、いわばモデルケースとして本邦の技術

供与を受けつつ設備形成を行い、以降の設備形成への技術的な橋渡しを行う。

実施内容地中系統用変電所 1 箇所（220kV ガス変圧器 2 台、220kV 屋内リアクトル 2 台）の

導入間接冷却システムと一体化した地中線設備（1 ルート用）の導入

成熟度 EETC 等において、現在検討中の 2025 年基幹系統増強計画が承認されれば、本項が

重要課題と認識される可能性が高いと想定される。本案件着手前に「地中系統構想に

係る技術協力」が行われれば、具体的な課題とその対応策の必要性が認識され、本案

件の意義が確認されると想定する。

217

支援効果中東、アフリカのいわば表玄関であるエジプトのカイロにおいて、合理性に優れた

220kV 大都市供給設備が形成されれば、同都市圏の電力安定供給に資するとともに、

他のアフリカ諸国のモデルケースとなり、アフリカのリーダーとしての立場を示すこ

とにもつながる。その設備のいわば中枢部分に本邦技術がキーコンポーネントとして

採用されることで、「エ国」のみならず周辺地域への事業展開に資する効果が期待出

来る。

留意事項本邦技術は、電力系統の計画・運用ニーズに沿って培われてきたものであり、（ガ

ス変圧器以外は）技術の高度性については他国が必ずしも模倣できないものではな

い。このため、本邦独自技術をどの程度先方に供与しつつ設備形成を図るかが課題

となる。

218

表４－２－３－５支援案件候補の具体的な内容（No.5；円借款案件）

案件名カイロ大都市圏地中送電線導入変電所（500kV 屋外 All-GIS 変電所）建設事業

想定

予算規模

最大 300 億円程度

場所エジプト国カイロ周辺

期間 2021 年～（2018 年技協により構想を確定し設置地点を合意、2021 年に着工（工期 2年程度）

相手国

実施機関


実施目的「エ国」では、カイロ大都市圏に 220kV 地中線系統を構成してゆくことを検討中で

ある。カイロ都市圏は同国の心臓部をなす重要地域であることから、同系統が高信頼

度を実現しかつ適切なコストで形成され、運用に際しても長期に亘り安定的に運用さ

れることが必須と考えられる。この際、地中送電線の導入出発点となる 500kV 変電所のうち、特に都心の重要地域

を供給する起点となる変電所（以下、拠点 500kV 変電所）については、適切なコスト

を前提としつつ高信頼度の変電所となることが肝要と考えられる。この際、拠点 500kV変電所の 500kV 母線は、都心への供給とともに同エリアを含む基幹系統を流通する大

電力が通過する非常に重要ないわば「交差点」になることから、特に高信頼度確保が

重要となることが必要とされる。このため 500kV 母線を ALL-GIS 化し、絶縁部分が外気象に影響されない設備とす

ることが有効なオプションと考えられる。この場合、All-GIS をカバーする建物は必須

でないことから、本邦で一般的に採用されている、建物を不要とした屋外設置型の

All-GIS 母線とすることが考えられる。「エ国」では、本タイプの高電圧変電所は一般的でないことから、本プロジェクト

により関連技術の習得と併せて高信頼度設備の実現を図るものである。

実施内容 500/220kV 変電所地中系統導入変電所（500kV 屋外 All-GIS 変電所）の建設

成熟度 EETC 等において、現在検討中の 2025 年基幹系統増強計画が承認されれば、本項が

重要課題と認識される可能性が高いと想定される。本案件着手前に「地中系統構想に

係る技術協力」が行われれば、具体的な課題とその対応策の必要性が認識され、本案

件の意義が確認されると想定する。

支援効果中東、アフリカのいわば表玄関であるエジプトのカイロ周辺エリアにおいて、合理

性に優れた 500kV 変電所が構築されることで、同都市圏の電力安定供給に資すると想

定される。その設備のいわば中枢部分に本邦技術がキーコンポーネントとして採用さ

れることは、「エ国」のみならず周辺地域への事業展開に資する効果が期待出来る。

留意事項本邦技術は、電力系統の形成ニーズに沿って培われてきたものであり、技術の高度

性については必ずしも模倣できないものではない。このため、本邦独自技術をど

の程度先方に供与しつつ設備形成に参入するかが課題となる。

219

表４－２－３－６支援案件候補の具体的な内容（No.6；円借款案件）

案件名 RE の大量導入を実現するための配電系統への電圧対策機器の導入

想定

予算規模

1 千万円程度～最大 10 億円程度（500 万円／配電線と想定）

場所 RE の大量導入が想定される配電系統

期間 2019～2021 年現地測定・シミュレーションによる対策機器仕様決定、規模決定 2022～2025 年対策機器取付、効果検証

相手国

実施機関

配電会社

実施目的今後、エジプトでは太陽光発電等の大量導入が予定されている。普及に従い系統電

圧の変動が大きくなり、適正電圧を逸脱することが予想される。この対応として対策

機器の導入が効果的である。具体的には、RE の大量連系による逆潮流の影響で、適正

電圧が逸脱するケースが予想される。その対策としては SVR の適用が有効である。ま

た、急速な天候の変動等の過渡的な瞬時変動に対しては、SVC が有効である。エジプ

トの系統において生じているのが、瞬時の電圧変動か常時の電圧逸脱か計測ならびに

シミュレーションで見極め、機器導入により電圧を適正に維持することを目的とする。

実施内容 RE の大量導入時に問題となる、系統電圧の維持に向けた対策機器の導入（SVR、SVC等）

導入ステップとしては、再生可能エネルギーが局所的に設置される情報を入手。計

測とシミュレーションにて、対策機器の必要性と台数・容量・制御方式を決定する。

設備の運開までに、対策機器を導入する。プロジェクトの規模は、1 配電会社 20 配電線程度で、全体では 200 配電線 10 億円

を見込む。それ以上の場合には、対策機器の設置のような局所的な対応ではなく、

パワーコンディショナーによる出力抑制・力率一定制御等の再エネ発電者側の対応

による面的な対応が費用対効果の面で合理的である。

成熟度日本のみならず諸外国において再生可能エネルギー電源導入時の電圧対策機器の

導入が報告されている。

支援効果 RE のスムーズな導入

留意事項同様の技術を有した海外メーカーとの競合

220

表４－２－３－７支援案件候補の具体的な内容（No.7；技術協力案件）

案件名電力セクター改革支援アドバイザー

想定

予算規模

2018 年度 3 千万円（想定される課題へのロードマップ作成支援等広い観点で支援） 2019 年度 5 千万円（2018 年度の状況を反映しつつ専門性が必要な領域を含め、極力

柔軟に対応）場所エジプトの相手先機関での現地調査・技術支援

期間 2018 年 7 月～2020 年 6 月（2 年：個別専門家派遣）

相手国

実施機関

エジプト電力持株会社（EEHC）、エジプト電力省（MoERE）エジプト電力消費者保護監督庁（Egypt Electric utility and Consumer Protection

Regulatory Agency：EgyptERA）

実施目的エジプト国（以下、「エ」国）電力セクター改革では、当面、2018 年夏までの TSO設立が重要な中間目標点として準備がすすめられている。一方、TSO 設立に伴い発揮

すべき機能、その機能に関する電力取引関連ルール等、システムの設定多様な項目の

整備が必要となる。このうち、例えば、EETC と EEHC 等との適切な財政分離は、現

在、EETC 側、EEHC 側双方でコンサルを受けつつ対応が進められている。TSO が果

たすべき機能については、本格的な機能の開始時期を、電力料金の補助金が基本的に

廃止される 2022 年頃とする方向で、現在、関係者間で調整が進められている。例えば、

規制需要部門取引を司る Wholesale Public Trader(WPT)、自由化部門の取引を司る

MO(Market Operator)は 2022 年頃の設置と想定されている。一方、2022 年頃を前後して、再生可能エネルギーの大量導入や新たなタイプのベー

スロード電源（石炭、原子力）導入、大容量国際連系線（サウジアラビア等）の本格

運転開始等を自由化の中へ組み込み、TSO 等(規制機関も含む)における適切な管理が

必要となるが、今後、関係者（MOERE、EERA、EEHC 等）で適切な検討が必要と想

定される状況である。具体的に、調査団として認識する「エ国」電力セクターの主要課題と TSO 等の適切

な対応が必要と想定される事項は以下のとおりである。当面想定される発電余剰を踏まえた安定供給を維持する中での最経済的な

運用を実現するための対応方策検討、TSO 等でのルール化等具体方策実施

に向けた仕組みの設定。再生可能エネルギーの大量導入に対応するための対応策検討、TSO 等での

ルール化等具体方策実施に向けた仕組みの設定。「エ国」にとって未経験の固定費比率が大きい新たなベースロード電源の

最効率的かつ安定供給に資するための対応方策検討、TSO 等でのルール化

等具体方策実施に向けた仕組みの設定。「エ国」にとって未経験の国際大容量連系線の導入に対する、関係国間の

効果的な活用と関係国間合意、TSO 等でのルール化等具体方策実施に向け

た仕組みの設定。補助金廃止等を反映し想定される電力料金の大幅上昇を緩和し、自由化の

221

目的の一つである需要家受益拡大を実現するための電力セクター合理化方

策の設定、MOERE 等を含めた具体方策実施に向けた仕組みの設定。電力改革下での、例えば想定外の需要想定変動等、競争原理を導入しつつ

安定供給を確保・維持するための対応方策の検討、TSO 等でのルール化等

具体方策実施に向けた仕組みの設定これらの課題は相互に関連し、総合的な観点から優先度・進め方を設定し、関係者

間で適切な調整を行い、システム化等に２年程度を有することも念頭に、2020 年頃を

目途に着実に準備を進める必要がある。この際、電力系統の安定運用を維持しつつ、

新規事業者や適格（eligible）需要家、海外ドナーに対し透明性・説明責任確保にも十

分留意が必要となる。本邦は電力自由化を進めるに際し、同様な課題に対し、慎重にステップを踏み対応

してきた経験があり、「エ国」の電力事業の歴史的経緯や課題の複雑さも踏まえ現実

的な対応を進めることを十分理解するところである。このため、本邦の自由化での経

験を「エ国」電力セクター改革に係る種々の課題へ提供し、「エ国」の実情に沿った

改革実現に資することとする。

実施内容専門家の逐次の現地渡航による改革に関する以下の状況を踏まえたアドバイス等の

支援 TSO 設立以降の TSO（規制機関を含む）等の具体的機能の協議・検討を踏まえ

た助言各課題に対する検討状状況と電力取引関連ルール等への反映状況を踏まえた助

言各課題の TSO 中・長期対応方針（TSO、EEHC、規制機関等を含む）策定への助

言電力取引関連ルール等の長期整備方針設定への助言以上の支援はエジプト関係機関を念頭に置きつつ、現状、エジプト電力セクター全

体に強い影響力を有する EEHC への助言、助言を通じた EEHC 自体の改革への支援

を中心に行うが、状況に応じ、適宜、助言対象を EEHC 以外にも設定する。

成熟度 MoERE 次官、EEHC 総裁、EgyptERA 長官、EETC 担当部長とも、EETC 設立から具

体機能の発揮をどう図っていくかが課題と認識している。

支援効果「エ国」では、各組織の業務が縦割りで行われる傾向があり、横断的に状況を俯瞰・

分析し、当面、電力セクターで最も影響力がある EEHC を通じ支援（助言をメイン）

を行うことは、今後の電力セクター改革の円滑かつ現実的な実施に有益と考えられる。本邦にとって、「エ国」の電力セクター改革の状況が逐次把握出来、今後の本邦の

「エ国」へのコミット設定に際し、有益な情報の確保が期待出来る。

留意事項業務実施に際し、種々の課題検討が出現し業務負荷が受託額を大幅に上回る懸念が

ある。1 点目としては、改革実施に予期せぬ課題が出現し、想定された業務内容を

大幅に上回る懸念がある。2 点目として，あらかじめ合意した支援項目における貢

献が直ちに発現せず、代わりに時々で生じる目の前の課題に対する助言への対応に

終始しないようにするための業務枠組みが必要である。

222

表４－２－３－８支援案件候補の具体的な内容（No.8；技術協力案件）

案件名スマートメーターの活用（料金メニュー設定支援、精度の高い需要想定）

想定

予算規模

数億円程度の規模

場所基本的にはカイロ

期間 2021 年から 1 年間（スマートメーターが一定程度普及した後の実施を想定）

相手国

実施機関

EEHC

実施目的最新の知見に基づいたスマートメーターの活用方法を技術移転することにより、負

荷平準化によるエネルギー効率利用の実現および RE 大量導入による電力需要の変化

への対応を図る。

実施内容今後普及が進んでいくスマートメーターの 24 時間 365 日の電力使用量データが取得でき

るという特徴を活用した技術支援を実施する。

具体的には、時間帯別の使用量データの分析を行い、電力ピークの抑制および電力需要

の促進を図る料金メニューを設定し、効果的な負荷平準化を図るための支援を行う。なお、

負荷平準化メニューは電力需要の多い需要家から順次導入していくことが効果的であるが、

日本の経験を踏まえた展開についても併せて支援可能である。

また、太陽光の増大に伴い、夕刻負荷の立ち上りが急峻化することが想定されるが、将来

的にスマートメーターが面的に普及した場合には、取得データを使用した精度の高い需要

想定に関する支援が可能である。

成熟度エジプトでは、一部円借款による供与も含め、スマートメーターが導入途上にあり、

具体的な活用方策に対する支援ニーズがある。

支援効果スマートメーターの活用による負荷平準化・省エネルギーの実現および精度の高い

需要想定により電力システム運用の柔軟化が期待できる。

留意事項技術移転のみとなり、システム等の輸出には繋がらない。 RE の大量導入を踏まえた需要想定への活用にはスマートメーターの一定程度の普及が

必要である。

223

表４－２－３－９支援案件候補の具体的な内容（No.9；円借款案件）

案件名負荷調整設備導入及び高効率運用による省エネルギー支援実証事業

想定

予算規模

需要家により異なるが、規模感としては 1 軒当たり 10 億円程度を想定

場所大口需要家数件及び MoERE など

期間第 1 段階；調査期間；3～4 年第 2 段階；工事期間；契約から 1 年第 3 段階；検証期間；試運転調整終了後から 2 年程度

相手国

実施機関

MoERE、EEHC、産業省など

実施目的省エネ意識を国民に与えるため、コストインセンティブの働くプログラムを形成す

ること

実施内容第 1 段階；現状把握、具体的には MoERE や EEHC 幹部へのヒアリングなどから省

エネルギーに向けた課題を抽出し、この課題解決方針のうち、コストインセンティ

ブを働かせるような時間帯別電力料金制度（ToU）に係る試案の作成第 2 段階；現在段階的に電気料金を値上げしているが、高負荷率の維持または夜間

ピークを有する（いわゆるバンザイカーブ）需要家に対し電気料金の割引を行い（現

状レベルの維持）、その機材（負荷調整設備）導入に係る補助。この時点では第 1段階で作成した ToU 試案を実行に移すための政策措置等を実施。負荷調整設備には

コジェネレーションシステム、蓄電池システム、蓄熱式空調システムを想定。第 3 段階；実際に同種設備を導入した施設での本邦研修及び専門家の派遣を通じ、

機器導入のみならず運用技術指導を通じ真の省エネルギー達成を支援するもの。

成熟度現在セクターごと一律に補助金が適用され、電気料金が低廉であることから、電気

料金制度を活用した省エネルギーへの取組の成熟度は低い。

支援効果この支援によって、各需要家で効率的かつ合理的なエネルギー消費をうながし高負

荷率を維持した効率的な電力供給を行うことで、電力会社の設備増強や更新費用など

を低廉化可能となる。また、オンサイト発電を含む場合、地点でのエネルギー供給効

率向上による省 CO2 が可能となる。

留意事項本案件は ToU を普及させる目的があり、これらの需要調整機器の特徴、ガス価格と

の照査などを事前に行う必要がある。また石油省などの省庁横断プログラムを形成

することにより熱電一体の省エネルギーを実施することが可能となる。需要家でのソリューションであり、複数の需要家で実施する場合は費用対効果が低

く手間がかかる。また、候補先企業の選定を国有企業など政府系企業と出来るか、

完全民間の場合は選定方法要検討。特定需要家への支援で留まる可能性があり、継続した取組とするべくツーステップ

ローン等のファンディングスキームの構築または現在「エ」国で有する省エネ金融

支援プログラム（ESCO と称する場合もある）や別ドナーによる活動との整合が必

要。

224

表４－２－３－１０支援案件候補の具体的な内容（No.10；技術協力案件）

案件名休止火力の長期保管に関する技術支援

想定

予算規模

3 千万円程度（火力関係エンジニア等 20 名程度の参加を想定）

場所保管中の日本国内火力（従来汽力発電設備）

期間実施時期：2019 年 1 月～3 月（実施期間は 1～2 週間）机上 2～4 日間（＠本社育成センター等）

日本の電気事業、火力発電所の種類・と設備、役割等防錆・防食対策、絶縁劣化防止対策、環境防災対策等保管対象機器と保管基準育成センター等視察

実務 2～5 日間（＠保管中火力）設備概要、設備運用履歴、保守方法や体制実際の設備保管状況視察保管内容や再開時の留意点

注：基本的には従来汽力設備（ボイラ＋蒸気タービン）の保管技術を対象とする。相手国

実施機関

EEHC 及び傘下の（長期保管プラントを保有する）発電会社

実施目的「エ国」では旺盛な電力需要に対応するため、大規模な新規電源開発を進めている。

一方で、今後の需要の伸びが想定よりは低いとの観測もあり、この場合は、経年火力

を休止して対応することになると思われる。さらに将来、需要が旺盛な伸びを示して

供給力の不足が想定される場合、これらの休止火力を再稼動するオプションが考えら

れる。ただし、長期間休止していた設備を再び稼動させる際には多くの労力と時間を必要

とする。この労力を少しでも低減させ、立ち上げに掛かる時間を少しでも短くするた

めには、設備を停止する際に極力設備が劣化しないように保管することが効果的であ

る。日本の電力会社は、需要と供給力の不適合を調整するため、長い間停止していた火

力を稼動させた経験があり、これを元に、再稼動が比較的容易となるような保管をす

るための技術を有している。「エ国」にて近い将来停止が想定され、かつ今後再立ち上げの可能性がある火力発

電所を管理する人材に対して、日本の電力会社が保有する上記のような保管技術を供

与することにより、「エ国」における電力供給力に関わる更なる柔軟性が確保できる

可能性がある。

実施内容再開を前提とした長期保管技術を有する電力会社が、「エ国」の関係エンジニア等

を招聘し、日本の電気事業や火力発電所の概要、運転・保守体制等を踏まえつつ、

保管方法の実際や、保管・再起動の際に留意すべき点等について、正に長期保管中

である火力発電所において実際の保管状況を目の当たりにしながら技術供与するこ

225

とにより、火力電所の長期保管のみならず、火力発電所運転保守に関する幅広い知

見を「エ国」火力発電所の技術者に供与し、今後の「エ国」における火力発電の発

展に寄与するとともに、今後の両国火力発電事業発展の足がかりとする。

成熟度本件に関する EEHC 火力担当者の期待は相当に高いことを確認している。日本国内においては、自由化の進展や電力需要の状況から、長期停止火力の再開や

それに備えた保管技術の必要性は、以前ほどは高くなくなってきているものの、技術

を保有する電力会社は存在する。

支援効果使用可能な発電設備を再立ち上げ可能な状態を極力保ちつつ保管することにより、

急速な需要増加が発生した際に再立ち上げが実施できれば、供給力不足を抑制でき

る可能性がある。休止した火力発電設備の保管のため、職員の一部の雇用が確保できる可能性がある。

留意事項実際の長期保管にあたっては、設備（窒素・乾燥空気発生装置等）が新たに必要と

なる虞がある。「エ国」と日本の設備仕様や気候の違いから、日本の保管技術の適用が困難となる

虞がある必要な交換部品（制御装置基盤等）がそろわない、あるいは設備製造者の協力が得

られない、等の理由で、保管は適切であっても結果的に再立上げが困難となる虞が

あるため、本支援の責任範囲を明確にしておく必要がある。

226

表４－２－３－１１支援案件候補の具体的な内容（No.11；技術協力案件）

案件名石炭火力発電所 O&M（環境対策及び石炭ハンドリング）に関する人材育成

想定

予算規模

5 千万円程度

場所日本国内石炭火力発電所

期間実施時期：2022 年（実施期間は 2 週間程度）

相手国

実施機関

エジプト電力持株会社／発電会社

実施目的「エ国」では、今後大容量石炭火力の開発が進められる計画となっているが、現状

「エ国」には石炭火力発電所はなく、石炭のハンドリングや必要な環境モニタリング

に関わる知見を保有していないことに、「エ国」自身も不安を感じている面がある。

石炭火力は、今後「エ国」において燃料多様化の中軸を担うことが期待されているが、

その一方で、適切に運用されなかった場合に周辺環境に与える影響は大きく、反対運

動等に結びつく虞もあることから、その役割を的確に果たすためには、初号機から適

切な運用管理を実施する必要がある。

実施内容今後石炭火力発電所の運用に関わるメンバー等を対象として、揚炭設備、貯炭場、

石炭輸送設備（ベルトコンベア）、ミル、排煙脱硫装置、灰捨て場、環境モニタリ

ングシステム等、石炭火力特有の設備に関する設備の概要、運用や保守のポイント、

不具合発生時の影響や対応等について、日本国内の石炭火力発電所にて、直接石炭

に触れてもらいつつ、実機を目の当たりにしながら理解する機会を設定する。石炭粉飛散防止対策、石炭自然発火防止対策、アッシュポンド管理方法等運用上の

ノウハウ等、石炭火力発電所の運用保守に関わる幅広い知識を備えた人材を育成す

る。

成熟度 EEHC の石炭火力担当者からは、石炭のハンドリング等に関する人材育成の必要性

に関わる発言が聞かれている。また、エジプトにおける民間セクターによる石炭火力

発電所が BOOT ではなく BOO となっているのは、設備移管（T）後の「エ国」自身に

よる石炭火力運営のリスクを避けるためとも聞いている。したがって、「エ国」側の

ニーズはあるものと想定される。ただし、現時点において受け入れ先である国内電力会社への受け入れ可否について

は未確認である。

支援効果石炭火力発電所に関する適切な知識を有する人材が実際の石炭火力の運転保守に関

わることにより、周囲の環境に悪影響を及ぼすことなく発電所の運用保守を行うこと

が可能となるほか、その後の円滑な石炭火力の開発導入に資することができる。

留意事項「エ国」による石炭火力導入は入札の段階であるが、本邦企業以外の手による設備

が導入された場合は、設備仕様が大きく異なる可能性があり、実践的な人材育成に

はならない虞がある。発電所運転技術や石炭ハンドリング技術・ノウハウは電力会社固有の知的財産であ

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り、電力会社が開示しない虞がある。

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表４－２－３－１２支援案件候補の具体的な内容（No.12；円借款案件）

案件名エジプト国ナイルバレー揚水発電所建設事業準備調査

想定

予算規模

3 億円程度

場所エジプト国カイロおよびルクソール

期間 2019 年～2020 年

相手国

実施機関

水力発電管理庁（Hydro Power Plants Executive Authority：HPPEA）エジプト電力送電公社（Egyptian Electricity Transmission Company: EETC）

実施目的再生可能エネルギー電源の大量導入、石炭発電所の新規導入および原子力発電所の

新規導入が計画されているエジプト電力系統の安定・経済運用に資する可変速揚水シ

ステムの導入を目的とした準備調査の実施。

実施内容上エジプト地方ルクソールのであるナイルバレー揚水発電所候補地点（ルクソール

北 2000MW、ルクソール西 2000MW）を対象として、可変速揚水発電システムの適

用を念頭においた協力準備調査を実施。

成熟度電力・再生可能エネルギー省（Ministry of Electricity and Renewable Energy：MoERE）次官、エジプト電力持株公社（Egyptian Electricity Holding Company：EEHC）総裁・副

総裁および HPPEA 長官・副長官は可変速揚水のメリット等について理解しており、

いずれも一定の関心は示している。 HPPEA によれば、ナイルバレー揚水発電所候補地点は、Lahmeyer International（EU

支援）により、プレ FS（Network Study、Site Study）が実施済みであるため、Detail Studyを実施したいとのこと。

支援効果再生可能エネルギー電源の大量導入、石炭発電所の新規導入および原子力発電所の

新規導入が計画されているエジプトで、電力系統の安定・経済運用に資する可変速揚

水システムの準備調査を実施することで、実績において本邦企業に優位性がある可変

速揚水発電システム建設事業の実施が期待できる。

留意事項プレ FS における EU 支援により Lahmeyer International が実施した体制は、再生可能

エネルギーマスタープラン（Combined Renewable Energy Master Plan：CREMP）の実

施体制と全く同一であり、日本に対して、エジプト側がどこまで支援を期待してい

るか現時点で不透明。現時点でプレ FS レポートを入手していないため、特に社会環境に問題がないか確

認が必要。

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表４－２－３－１３支援案件候補の具体的な内容（No.13；技術協力案件）

案件名ピーク需要・系統安定対応型電源最適化計画および電力系統安定運用についての技術協力プロジェクト

想定

予算規模

1 億円程度

場所カイロ（現地調査）および日本（研修）

期間実施時期 2018 年度（期間は 1 年間）

相手国

実施機関


実施目的エジプトの揚水発電計画および系統運用に関係する機関に対して、可変速揚水発電

所の特徴および電力系統運用における効果を紹介するとともに、それを活用した電源

の最適化計画および系統運用手法を技術移転することにより、再生可能エネルギー電

源の大量導入、石炭発電所の新規導入および原子力発電所の新規導入が計画されてい

るエジプト電力系統の安定・経済運用を実現する。

実施内容エジプトにて揚水発電計画および系統運用の現状と実態調査日本で可変速揚水発電所の見学を含む研修実施エジプトにて揚水発電計画および系統運用に関するセミナー開催


総裁および HPPEA 長官・副長官は可変速揚水のメリット等について説明済みであり、

いずれも一定の関心は得ている。

支援効果再生可能エネルギー電源の大量導入、石炭発電所の新規導入および原子力発電所の

新規導入が計画されているエジプト電力系統の安定・経済運用が期待されるとともに、

実績において本邦企業に優位性がある可変速揚水発電システムのエジプトへの導入が

期待できる。

留意事項中国の EPC+F で進められている Ataqa 揚水発電所（300MW×8）建設計画に、これ

から可変速揚水システムを適用できる余地があるのか現時点では不透明である。な

お、上エジプトに別の揚水発電所計画（EU 支援によりプレ FS は実施済）は存在し

ている。仮に Ataqa 揚水発電所の発電機部分を本邦企業が担当した場合、中国企業にとって

可変速揚水システムの実績となる。

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表４－２－３－１４支援案件候補の具体的な内容（No.14；円借款案件）

案件名エジプト国アタカ揚水発電所建設事業

想定

予算規模

約 40 億円程度（対象 2 機として、通常揚水システムから可変速揚水システムへのコスト増分に相当）

場所エジプト国スエズ

期間 2020 年～（2018 年に可変速揚水への理解推進のための技協、2019 年に協力準備調査を想定）

相手国

実施機関


実施目的中国の EPC+F で進められている Ataqa 揚水発電所（300MW×8）建設計画に対し、

2 機分を可変速揚水システムとすることで、再生可能エネルギー電源の大量導入、石

炭発電所の新規導入および原子力発電所の新規導入が計画されているエジプト電力系

統の安定・経済運用を実現する。

実施内容 Ataqa 揚水発電所（300MW×8）建設計画の 2 機分を通常揚水システムから可変速揚

水システムに計画変更した場合に生じる約 40 億円程度を日本が融資を想定


総裁および HPPEA 長官・副長官は可変速揚水のメリット等についてりかいしており、

いずれも一定の関心は得ている。

支援効果可変速揚水システムの建設事業を実施することで、再生可能エネルギー電源の大量

導入、石炭発電所の新規導入および原子力発電所の新規導入が計画されているエジプ

トの電力系統の安定・経済運用に資するとともに、実績において優位性がある本邦企

業の受注が期待できる。

留意事項 Ataqa 揚水発電所建設計画は、既にコンサルタント選定が終了（Ertiala：仏および

AF：スイスの JV）し、中国の Sino Hydro による EPC+Finance の Final Proposal が提

出済みであり、現在、Proposal の評価・事業実施待ちの段階である。したがって、

これから通常揚水システムから可変速揚水システムに計画の変更が可能であるの

か、現時点では不透明である。可変速揚水システムの発電機部分を日本が担当することを想定した場合、水車メー

カーから水車の特性を十分に開示してもらう必要がある。

添付資料（別冊）

添付資料―１ 2025 年送変電計画(検討中案)概要

添付資料―２「エ」国の財務分析

添付資料―３既設 220kV 送電設備

添付資料―４プロジェクトの実施に際し必要な環境基準の概要

添付資料―５人材育成体制関連資料

添付資料―６調査結果共有セミナー資料

エジプト・アラブ共和国 電力セクター情報収集・確...

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