独立行政法人国際協力機構

フィリピン共和国エネルギー省

フィリピン共和国パラワン州政府

フィリピン国 パ ラ ワ ン 州 電 力 開 発 マスタープラン計画調査

ファイナルレポート （テクニカルバックグラウンドレポート）

2004 年 9 月

中 部 電 力 株 式 会 社

株式会社野村総合研究所

No.

経済

JR

04-007

独立行政法人国際協力機構

フィリピン共和国エネルギー省

フィリピン共和国パラワン州政府

フィリピン国 パ ラ ワ ン 州 電 力 開 発 マスタープラン計画調査

ファイナルレポート （テクニカルバックグラウンドレポート）

2004 年 9 月

中 部 電 力 株 式 会 社

株式会社野村総合研究所

序 文

日本国政府は、フィリピン国政府の要請に基づき、同国のパラワン州電力開発マスタープラン

計画調査を行うことを決定し、独立行政法人国際協力機構がこの調査を実施しました。

当機構は、平成 15 年 2 月から平成 16 年 9 月までの間、5 回にわたり中部電力株式会社の斎藤

芳敬を団長とし、中部電力株式会社及び株式会社野村総合研究所の団員から構成される調査団を

現地に派遣しました。

調査団は、フィリピン国政府およびパラワン州政府関係者と協議を行うとともに、現地調査を

実施し、帰国後の国内作業を経て、ここに本報告書完成の運びとなりました。

この報告書が、本計画の推進に寄与するとともに、両国の友好親善の一層の発展に役立つこと

を願うものです。

終わりに、調査にご協力とご支援をいただいた関係者各位に対し、心から感謝申し上げます。

平成 16 年 9 月

独立行政法人 国際協力機構 理 事 伊 沢 正

平成 16 年 9 月 独立行政法人 国際協力機構 理事 伊 沢 正 殿

伝 達 状

フィリピン国パラワン州電力開発マスタープラン計画調査に関する調査報告書をここに提

出いたします。本調査は、貴機構との契約に基づき、中部電力株式会社および株式会社野村

総合研究所が、平成 15 年 2 月から平成 16 年 9 月まで実施してまいりました。 本報告書では、既電化地域の増大する需要に対し、パラワン州の自然・社会環境に配慮し

た最適電源開発計画、適正な電源配置を考慮した送電開発計画および系統運用計画、また、

事業収益性の乏しい未電化地域に対し、持続可能な形での地方電化計画、そして、これらの

計画を実現するための技術面、組織・制度面の方策など、広範な分野にわたる提言が纏めら

れております。 私どもは、これらの提言が実現されることで、同国の地方電化事業の持続可能性の向上、

同国電力セクターの健全な発展、ひいては、同国民の生活水準の向上に大きく貢献できると

信じております。 フィリピン国政府およびパラワン州政府が、本調査を通じた技術移転の成果を活用し、協

調しながら、本報告書の提言を優先的に実現していくこと強く希望するものであります。 この機会をお借りいたしまして、多くのご指導、ご支援を賜りました貴機構、外務省なら

びに経済産業省各位に対して心から感謝申し上げます。また、私どもの調査遂行に際して、

ご協力、ご支援を頂ましたフィリピン国エネルギー省、パラワン州政府、その他関係機関各

位に対して深く感謝申し上げます。

フィリピン国 パラワン州電力開発マスタープラン計画調査 団長 斎藤 芳敬

目 次 第１章 序論 １．１ 序文......................................................................................................................................... 1-1 １．２ 背景および目的 ..................................................................................................................... 1-1 １．２．１ 本調査に至るまでの経緯 ......................................................................................... 1-1 １．２．２ 本調査の目的 ............................................................................................................. 1-2

１．３ 全体調査業務および全体調査スケジュール ..................................................................... 1-2 １．３．１ 全体調査業務 ............................................................................................................. 1-2 １．３．２ 全体調査スケジュール ............................................................................................. 1-4

１．４ ステアリングコミッティー、ワーキンググループ、および スタディチームの構成 ......................................................................................................... 1-5

第２章 フィリピン国の電力開発政策の現状 ２．１ 電力産業改革法の成立と新しい電力開発体制 ................................................................. 2-1 ２．２ 地方電化の推進 ..................................................................................................................... 2-2 ２．２．１ 用語の定義 ................................................................................................................. 2-2 ２．２．２ フィリピン国政府の地方電化計画の概要 ............................................................. 2-3

２．３ 地方電化の財源 ..................................................................................................................... 2-7 ２．３．１ DOE のバランガイ電化プログラム基金（BEP） ................................................. 2-7 ２．３．２ DOE の ER1-94 電化基金.......................................................................................... 2-8 ２．３．３ NEA 補助金 .............................................................................................................. 2-10 ２．３．４ NPC-SPUG ミッショナリー電化 ........................................................................... 2-11 ２．３．５ IPP ............................................................................................................................. 2-12 ２．３．６ ODA 資金 ................................................................................................................. 2-12

２．４ 地方電化プログラムの実施状況 ....................................................................................... 2-13 ２．４．１ 国連開発計画（UNDP）：パラワン新再生可能エネルギー生活支援

プロジェクト ........................................................................................................... 2-13 ２．４．２ 世界銀行のアダプタブル・プログラム融資 ....................................................... 2-14 ２．４．３ オランダ政府の SHS 援助（Environmental Improvement for Economic

Sustainability, 2002～2006） ................................................................................... 2-17 ２．４．４ フランス（Photovoltaic Rural Electrification Service Project） ............................ 2-17 ２．４．５ スペイン（SPOTS: Solar Power Technology Support to Agrarian Reform

Communities） ......................................................................................................... 2-17 ２．５ 地方電化の推進に係わる今後の課題 ............................................................................... 2-18

２．５．１ EPIRA の下での地方電化の推進体制 ................................................................... 2-18 ２．５．２ 予算確保 ................................................................................................................... 2-19

第３章 パラワン州の電力セクターの現状 ３．１ パラワン州の電力セクター構造 ......................................................................................... 3-1 ３．２ バランガイ電化状況 ............................................................................................................. 3-2 ３．２．１ パラワン州政府の定義によるバランガイ電化状況 ............................................. 3-2 ３．２．２ 州政府の電化プログラムと電化事業 ..................................................................... 3-3

３．２．３ BAPA（バランガイ発電組合）電化事業 ............................................................... 3-4 ３．３ 発電設備 ................................................................................................................................. 3-6 ３．３．１ ディーゼル発電設備 ................................................................................................. 3-6 ３．３．２ 太陽光および風力発電設備 ................................................................................... 3-23 ３．３．３ ミニ・マイクロ水力発電設備 ............................................................................... 3-27

３．４ 配電設備 ............................................................................................................................... 3-28 ３．４．１ PALECO、BISELCO および BAPA の配電設備................................................... 3-28 ３．４．２ 個人所有の発電機からの配電設備 ....................................................................... 3-33 ３．４．３ 配電設備の既存計画 ............................................................................................... 3-34

３．５ 発電計画・送電計画・系統運用計画 ............................................................................... 3-36 ３．５．１ EC グリッドの発送電設備の概要 ......................................................................... 3-36 ３．５．２ 既存の発電設備および将来の電源開発計画 ....................................................... 3-36 ３．５．３ 既存の送電設備および将来の送電開発計画 ....................................................... 3-39 ３．５．４ 電力系統運用の現状 ............................................................................................... 3-41 ３．５．５ 発電分野に関する課題 ........................................................................................... 3-44 ３．５．６ 送電分野に関する課題 ........................................................................................... 3-45

３．６ パラワン地方電化の経済・財務分析 ............................................................................... 3-45 ３．６．１ PALECO.................................................................................................................... 3-46 ３．６．２ BISELCO .................................................................................................................. 3-53 ３．６．３ BAPA......................................................................................................................... 3-57

３．７ 環境影響評価 ....................................................................................................................... 3-59 ３．７．１ パラワン州における環境配慮必要事項 ............................................................... 3-59 ３．７．２ 既存発電設備の環境影響調査 ............................................................................... 3-68

第４章 パラワン州の電力開発のための基礎データ ４．１ 再生可能エネルギー ............................................................................................................. 4-1 ４．１．１ ミニ・マイクロ水力発電計画 ................................................................................. 4-1 ４．１．２ 太陽光エネルギーポテンシャル調査 ................................................................... 4-17 ４．１．３ 風力エネルギーポテンシャル調査 ....................................................................... 4-22

４．２ 電力に対する住民のニーズ ............................................................................................... 4-27 ４．２．１ 社会経済調査 ........................................................................................................... 4-27 ４．２．２ 社会経済調査結果 ................................................................................................... 4-31

第５章 バランガイ電化計画 ５．１ バランガイ電化手法 ............................................................................................................. 5-1 ５．１．１ 電化目標 ..................................................................................................................... 5-1 ５．１．２ バランガイ電化計画の対象 ..................................................................................... 5-1 ５．１．３ バランガイ電化計画で配慮すべき事項（優先順位） ......................................... 5-2 ５．１．４ 電化の方法 ................................................................................................................. 5-2 ５．１．５ 最適な電化方法の選択 ............................................................................................. 5-3

５．２ 電力需要想定 ......................................................................................................................... 5-5 ５．２．１ 電力需要想定の対象 ................................................................................................. 5-5

５．２．２ NPC-SPUG＋EC 以外の既電化および未電化地域の電力需要想定 .................... 5-5 ５．３ モデルバランガイによる電化手法の選定事例 ............................................................... 5-18

５．３．１ モデルバランガイ ................................................................................................... 5-18 ５．３．２ 各電化手法の前提条件 ........................................................................................... 5-18 ５．３．３ 電化手法の選定（モデルバランガイ） ............................................................... 5-24

５．４ シナリオオプション ........................................................................................................... 5-25 ５．４．１ 未電化バランガイの電化シナリオ ....................................................................... 5-25 ５．４．２ バランガイ電化計画のための技術検討 ............................................................... 5-26 ５．４．３ バランガイ電化手法選定結果 ............................................................................... 5-28 ５．４．４ 配電線延伸およびミニグリッド電化計画の照査 ............................................... 5-41

５．５ 家屋電化率向上に関する感度分析 ................................................................................... 5-51 ５．５．１ 目標家屋電化率の設定 ........................................................................................... 5-51 ５．５．２ 感度分析結果 ........................................................................................................... 5-53

５．６ マスタープランへの反映 ................................................................................................... 5-54 ５．７ バランガイ電化の経済・財務分析 ................................................................................... 5-54 ５．７．１ 経済便益 ................................................................................................................... 5-54 ５．７．２ 財務分析 ................................................................................................................... 5-57 ５．７．３ 必要資金 ................................................................................................................... 5-59

第６章 EC グリッド電力開発計画 ６．１ EC グリッド需要想定 ........................................................................................................... 6-1 ６．１．１ 販売電力量の想定 ..................................................................................................... 6-2 ６．１．２ 発電電力量の想定 ..................................................................................................... 6-3 ６．１．３ 最大電力の想定 ......................................................................................................... 6-4 ６．１．４ バランガイ電化手法決定後の EC-Grid 電力需要想定の補正 .............................. 6-9

６．２ EC グリッドの電力開発計画の技術検討 ......................................................................... 6-17 ６．２．１ EC グリッドの電力開発計画の基本方針 ............................................................. 6-17 ６．２．２ EC グリッド電力開発計画の手法 ......................................................................... 6-19 ６．２．３ Backbone 系統の電源開発計画の技術検討 .......................................................... 6-26 ６．２．４ Backbone 系統の送電開発計画の技術検討 .......................................................... 6-41 ６．２．５ Backbone 系統の系統運用計画の技術検討 .......................................................... 6-53 ６．２．６ 孤立系統の電力開発計画の技術検討 ................................................................... 6-57

第７章 パラワン州電力マスタープラン

７．１ 電力セクターの現状 ............................................................................................................. 7-1 ７．１．１ 電化状況 ..................................................................................................................... 7-1 ７．１．２ 既設 EC グリッド発電設備 ...................................................................................... 7-2

７．２ バランガイ電化計画 ............................................................................................................. 7-3 ７．２．１ バランガイ電化プログラム ..................................................................................... 7-4 ７．２．２ 家屋電化率向上プログラム ................................................................................... 7-11

７．３ EC グリッド電力開発計画 ................................................................................................. 7-12 ７．３．１ EC グリッド電力需要想定 ..................................................................................... 7-12

７．３．２ 電源開発計画 ........................................................................................................... 7-15 ７．３．３ 送電開発計画・系統運用計画 ............................................................................... 7-18 ７．３．４ 資金計画 ................................................................................................................... 7-21

第８章 パラワン州電力開発マスタープラン実現に向けた提言 ８．１ マスタープラン実施上の課題 ............................................................................................. 8-1 ８．１．１ バランガイ電化のための資金源確保の見通し ..................................................... 8-1 ８．１．２ 現状の電化体制の限界 ............................................................................................. 8-2 ８．１．３ コスト回収の難しい新規電化プロジェクト ......................................................... 8-3

８．２ バランガイ電化推進体制のあり方 ..................................................................................... 8-4 ８．２．１ 独立型電源の導入の重要性 ..................................................................................... 8-4 ８．２．２ 事業体制の多様化の必要性と新しい事業モデルが抱える課題 ......................... 8-4 ８．２．３ パラワンにおける新しい電化体制の整備と州政府の役割 ................................. 8-6

８．３ 地方電化基金の設置と資金動員のための仕組み作り ..................................................... 8-7 ８．３．１ 資金源 ......................................................................................................................... 8-8 ８．３．２ 基金の適用 ............................................................................................................... 8-10

８．４ 他州への適用 ....................................................................................................................... 8-13 環境チェックリストおよびデータベース

Ｓ．１．１ 既存の IEE チェックリスト .....................................................................................S-1 Ｓ．１．２ 電力開発マスタープランに適用する環境チェックリスト ............................... S-11 Ｓ．２．１ データベース基本コンセプト ...............................................................................S-15 Ｓ．２．２ データベース項目 ...................................................................................................S-15 Ｓ．２．３ GIS マップ................................................................................................................S-19 Ｓ．２．４ データ更新 ...............................................................................................................S-21

図表目次

＜図＞

第 1 章

図 1.3.1 マスタープラン調査の概念的枠組み ....................................................................... 1-3 図 1.3.2 全体調査スケジュール ............................................................................................... 1-4 第２章 図 2.2.1 電力開発計画と地方電化 ........................................................................................... 2-3 図 2.2.2 バランガイの電化達成状況，1999～2002 年 .......................................................... 2-4 図 2.2.3 資金・実施者別のバランガイの電化達成状況，1999～2002 年........................... 2-5 図 2.3.1 DOE のバランガイ電化プログラム基金，1999～2003 年...................................... 2-8 図 2.3.2 ER1-94 電化基金，1994～2003 年 ............................................................................. 2-9 図 2.3.3 NEA の年間補助予算額，1999～2002 年 ............................................................... 2-10 図 2.3.4 NPC-SPUG への補助金の推移，1988～2000 年 .................................................... 2-11 第３章 図 3.1.1 パラワン州の電力セクター構造 ............................................................................... 3-1 図 3.2.1 バランガイ電化の現状（2003 年 12 月末時点）..................................................... 3-2 図 3.2.2 家屋電化の現状（2003 年 12 月末時点）................................................................. 3-2 図 3.2.3 BAPA 事業の概要 ........................................................................................................ 3-4 図 3.2.4 Port Barton 発電所 ....................................................................................................... 3-4 図 3.2.5 3 x 50 kVA 発電機 ........................................................................................................ 3-5 図 3.3.1 既存ディーゼル発電設備および設備容量 ............................................................... 3-7 図 3.3.2 各発電所の発電機毎の D-R 比 .................................................................................. 3-8 図 3.3.3 累積運転時間と D-R 比の関係 .................................................................................. 3-9 図 3.3.4 NPC-SPUG の発電設備のネット平均熱効率 ......................................................... 3-10 図 3.3.5 累積運転時間とネット平均熱効率の関係 ............................................................. 3-10 図 3.3.6 負荷率と熱効率の関係（例） ................................................................................. 3-11 図 3.3.7 累積運転時間と平均熱効率と負荷率の関係 ......................................................... 3-12 図 3.3.8 修理中の 2 号機 ......................................................................................................... 3-15 図 3.3.9 マニュアル ................................................................................................................. 3-18 図 3.3.10 予算不足による問題 ................................................................................................. 3-20 図 3.3.11 適切な記録の不備による問題 ................................................................................. 3-21 図 3.3.12 過去の F/S 実施地点位置図...................................................................................... 3-27 図 3.4.1 配電線の構成 ............................................................................................................. 3-28 図 3.4.2 プエルトプリンセサの配電線単線図 ..................................................................... 3-30 図 3.4.3 ナラ変電所の配電線単線図 ..................................................................................... 3-30 図 3.4.4 El Nido の配電線単線図............................................................................................ 3-32 図 3.4.5 Port Barton の配電線単線図...................................................................................... 3-32 図 3.4.6 POPS の家屋引込み線............................................................................................... 3-33

図 3.5.1 EC グリッドの発電・送電設備の概要 ................................................................... 3-36 図 3.5.2 Backbone 系統の最大電力および発電容量（実績および想定値）..................... 3-38 図 3.5.3 その他の独立系統における電源開発計画および信頼度指標 ............................. 3-39 図 3.5.4 Backbone 系統の系統構成 ........................................................................................ 3-41 図 3.5.5 Irawan 変電所のラジオ無線機 ................................................................................. 3-42 図 3.5.6 Backbone 系統および Roxas 系統の日負荷曲線..................................................... 3-42 図 3.5.7 Backbone 系統の 2003 年第 2 四半期（4 月～6 月）の日負荷曲線 ..................... 3-43 図 3.5.8 Backbone 系統の負荷持続曲線 ................................................................................ 3-43 図 3.6.1 PALECO 需要家別売り上げ（2002 年 12 月, kWh）............................................. 3-47 図 3.6.2 PALECO 電気料金推移 ............................................................................................. 3-48 図 3.7.1 ECAN ゾーニングマップ ......................................................................................... 3-62 図 3.7.2 PCSD クリアランスのフロー .................................................................................. 3-63 図 3.7.3 パラワン州保全地域位置図 ..................................................................................... 3-65 第４章 図 4.1.1 パラワン州の地形概況 ............................................................................................... 4-1 図 4.1.2 パラワン州の河川流出方向 ....................................................................................... 4-2 図 4.1.3 パラワン州の河川例 ................................................................................................... 4-2 図 4.1.4 測候所位置図 ............................................................................................................... 4-2 図 4.1.5 平均月降雨量 ............................................................................................................... 4-3 図 4.1.6 ミニ・マイクロ水力ポテンシャル調査フロー ....................................................... 4-3 図 4.1.7 流量観測所位置図 ....................................................................................................... 4-4 図 4.1.8 河口付近のポテンシャル ........................................................................................... 4-9 図 4.1.9 パラワン州 ミニ・マイクロ水力ポテンシャルマップ ........................................ 4-14 図 4.1.10 設備出力および発電コストの関係 ......................................................................... 4-16 図 4.1.11 NREL の調査結果...................................................................................................... 4-18 図 4.1.12 パラワン州の日平均水平面日射量 ......................................................................... 4-18 図 4.1.13 月平均時間日射量（1～3 月） ................................................................................ 4-19 図 4.1.14 月平均時間日射量（4～6 月） ................................................................................ 4-19 図 4.1.15 月平均時間日射量（7～9 月） ................................................................................ 4-19 図 4.1.16 月平均時間日射量（10～12 月） ............................................................................ 4-19 図 4.1.17 月平均日射時間（1～3 月） .................................................................................... 4-20 図 4.1.18 月平均日射時間（4～6 月） .................................................................................... 4-20 図 4.1.19 月平均日射時間（7～9 月） .................................................................................... 4-20 図 4.1.20 月平均日射時間（10～12 月） ................................................................................ 4-20 図 4.1.21 日射量データの比較 ................................................................................................. 4-21 図 4.1.22 風況マップ（USAID） ............................................................................................. 4-22 図 4.1.23 Coron 市の月別平均風速 .......................................................................................... 4-24 図 4.1.24 Puerto Princesa 市の月別平均風速 ........................................................................... 4-24 図 4.1.25 Cuyo 市の月別平均風速............................................................................................ 4-24 図 4.1.26 Cuyo 市の時間平均風速分布.................................................................................... 4-24 図 4.1.27 Cuyo 市の累積風速分布の比較................................................................................ 4-25

図 4.1.28 Cuyo 市の風速分布.................................................................................................... 4-25 図 4.1.29 Cuyo 市の年平均風速の推移（PAGASA の月平均風速より加工）.................... 4-25 図 4.1.30 高度 20m における補正後の風速分布 .................................................................... 4-26 図 4.1.31 各高度における風速分布 ......................................................................................... 4-26 図 4.2.1 サンプルバランガイ位置図 ..................................................................................... 4-31 第５章 図 5.1.1 電化目標 ....................................................................................................................... 5-1 図 5.1.2 既設配電線延伸とミニグリッド（ディーゼル・水力）による 電化コスト比較 ........................................................................................................... 5-3 図 5.1.3 SHS と Mini-Diesel の電化コスト比較 ...................................................................... 5-4 図 5.2.1 電化対象家屋数想定の考え方 ................................................................................. 5-12 図 5.2.2 1 日の想定負荷使用時間パターン .......................................................................... 5-13 図 5.2.3 6 時間供給の場合の想定負荷使用パターン .......................................................... 5-13 図 5.2.4 潜在需要の想定の流れ ............................................................................................. 5-15 図 5.3.1 バランガイ電化（Micro hydro）の基本概念図 ..................................................... 5-21 図 5.3.2 既設配電線延伸とミニグリッド（ディーゼル・水力）による 電化コスト比較（モデルケース） ......................................................................... 5-24 図 5.4.1 配電線延伸スクリーニング判定式 ......................................................................... 5-26 図 5.4.2 配電線延伸計画（ベースシナリオ） ..................................................................... 5-46 図 5.4.3 配電線延伸計画（信頼性配慮シナリオ） ............................................................. 5-47 図 5.5.1 家屋電化率向上模式図 ............................................................................................. 5-52 図 5.7.1 地方電化便益の考え方 ............................................................................................. 5-55 第６章 図 6.1.1 電力需要想定結果（NPC-SPUG+EC 地域）............................................................ 6-9 図 6.2.1 Backbone 系統の電力開発計画のフロー ................................................................ 6-19 図 6.2.2 日負荷曲線による停電の影響の補正 ..................................................................... 6-20 図 6.2.3 将来の負荷率にあわせた負荷持続曲線の補正 ..................................................... 6-21 図 6.2.4 電源開発シミュレーションのための期別負荷持続曲線 ..................................... 6-21 図 6.2.5 発電予備力と LOLP の関係（試算） ..................................................................... 6-23 図 6.2.6 LOLP を変化させた時の増分費用と増分便益の関係（試算）........................... 6-24 図 6.2.7 WASP-IV における電力需要の入力のイメージ .................................................... 6-25 図 6.2.8 シナリオ別の割引キャッシュフローの推移 ......................................................... 6-35 図 6.2.9 発電予備力および LOLP の推移 ............................................................................. 6-35 図 6.2.10 LOLP 目標値別の割引キャッシュフローの推移 .................................................. 6-36 図 6.2.11 O&M 費の割引キャッシュフロー（既設発電機移設ケース） ........................... 6-38 図 6.2.12 Backbone 系統と将来の開発計画 ............................................................................ 6-43 図 6.2.13 Backbone 系統接続図と将来の水力アクセス送電線............................................. 6-44 図 6.2.14 Puerto Princesa 周辺系統と将来の電源開発候補地点............................................ 6-45 図 6.2.15 Irawan-PPDPP Tie Line の予想潮流と送電限度 ...................................................... 6-46 図 6.2.16 Irawan-PPDPP Tie Line............................................................................................... 6-47

図 6.2.17 Narra S/S, Brooke's Point S/S の変圧器予想潮流..................................................... 6-47 図 6.2.18 Puerto Princesa 周辺の系統構成の改善案 ............................................................... 6-49 図 6.2.19 Backbone 系統の潮流計算結果 （2015 年、最適電源開発オプションシナリオ） ................................................ 6-51 図 6.2.20 Backbone 系統の短絡容量計算結果 （2015 年、最適電源開発オプションシナリオ） ................................................ 6-52 図 6.2.21 孤立系統における Reliability Index の検討結果 .................................................... 6-59 第７章 図 7.1.1 既設 EC グリッド発電所位置図 ................................................................................ 7-2 図 7.3.1 Backbone 系統の最大電力需要・発電設備量・LOLP........................................... 7-16 図 7.3.2 Backbone 系統の発電電力量 .................................................................................... 7-16 図 7.3.3 孤立系統の合計最大電力と合計発電設備量 ......................................................... 7-17 図 7.3.4 将来の Backbone 系統図(2015 年)............................................................................ 7-19 図 7.3.5 将来の Backbone 系統接続図 (2015 年) ................................................................... 7-20 第８章 図 8.2.1 パラワン州の電化推進体制 ..................................................................................... 8-12 図 8.2.2 地方電化基金プール制度の仕組み ......................................................................... 8-12 環境チェックリストおよびデータベース 図 S.2.1 データベースの基本構造 .........................................................................................S-15 図 S.2.2 データベースメインメニュー .................................................................................S-15 図 S.2.3 バランガイ基礎データフォーム .............................................................................S-16 図 S.2.4 バランガイ電化状況フォーム .................................................................................S-16 図 S.2.5 需要予測フォーム（日電力消費パターン） .........................................................S-17 図 S.2.6 需要予測フォーム（需要予測結果） .....................................................................S-17 図 S.2.7 配電線設備フォーム（最近傍配電線接続バランガイ） .....................................S-18 図 S.2.8 ディーゼル発電フォーム .........................................................................................S-18 図 S.2.9 GIS マッピング概念図..............................................................................................S-19 図 S.2.10 バランガイ電化マップ（パラワン州全体） .........................................................S-20 図 S.2.11 送電線マップ（既設・建設中） .............................................................................S-20 図 S.2.12 データ更新用フォーム .............................................................................................S-21

＜表＞ 第２章 表 2.2.1 バランガイの電化達成状況，1999～2002 年 .......................................................... 2-4 表 2.2.2 資金・実施者別のバランガイの電化達成状況，1999～2002 年........................... 2-5 表 2.2.3 大統領教書による電化推進の公約 ........................................................................... 2-6 表 2.3.1 DOE のバランガイ電化プログラム基金，1999～2003 年...................................... 2-8 表 2.3.2 ER1-94 電化基金，1994～2003 年 ............................................................................. 2-9 表 2.3.3 NEA の年間補助予算額，1999～2002 年 ............................................................... 2-10 表 2.3.4 NPC-SPUG への補助金の推移，1988～2000 年 .................................................... 2-12 表 2.4.1 パラワン新再生可能エネルギー生活支援プロジェクト ..................................... 2-13 表 2.4.2 フェーズごとの接続目標数 ..................................................................................... 2-15 表 2.5.1 政府が管理可能な年間資金投入規模 ..................................................................... 2-19 第３章 表 3.2.1 電化レベル毎の電化方法 ........................................................................................... 3-3 表 3.2.2 NPC-SPUG＋EC と BAPA の事業比較 ...................................................................... 3-5 表 3.3.1 発電機メーカー別ディーゼル発電機設置状況 ....................................................... 3-6 表 3.3.2 Puerto Princesa City DPP の D-R 比 ............................................................................ 3-8 表 3.3.3 現地調査結果一覧 ..................................................................................................... 3-19 表 3.3.4 NPC-SPUG のメンテナンス分類 ............................................................................. 3-19 表 3.3.5 SPCP-ANEC が導入した太陽光発電設備一覧 ....................................................... 3-23 表 3.3.6 NPC-SPUG が設置した BCS 一覧............................................................................ 3-24 表 3.3.7 シェルソーラーが設置した SHS 一覧（2003 年 10 月現在）.............................. 3-25 表 3.3.8 各関連機関の資金分担と役割（ア） ..................................................................... 3-25 表 3.3.9 各関連機関の資金分担と役割（イ） ..................................................................... 3-26 表 3.3.10 過去の F/S 実施地点リスト...................................................................................... 3-27 表 3.3.11 ミニ水力発電開発計画のスケジュール ................................................................. 3-27 表 3.4.1 EC 別の配電線亘長 ................................................................................................... 3-29 表 3.4.2 配電線別の抵抗値（NEA） ..................................................................................... 3-31 表 3.4.3 POPS の料金体系の例............................................................................................... 3-33 表 3.4.4 PALECO の配電設備計画 ......................................................................................... 3-34 表 3.4.5 BISELCO の配電設備計画........................................................................................ 3-34 表 3.4.6 NEA が提示している単価 ........................................................................................ 3-34 表 3.4.7 NEA 単価と実費用の比較 ........................................................................................ 3-35 表 3.4.8 機材平均単価の比較 ................................................................................................. 3-35 表 3.4.9 マスタープランで使用する建設単価 ..................................................................... 3-35 表 3.5.1 既設発電機の状況（2003 年 2 月現在）................................................................. 3-37 表 3.5.2 Backbone 系統の送電線仕様 .................................................................................... 3-40 表 3.5.3 Backbone 系統の 69/13.8kV 変電設備仕様.............................................................. 3-40 表 3.5.4 13.8kV 準送電線仕様 ................................................................................................ 3-40 表 3.6.1 PALECO 事業概要とその推移 ................................................................................. 3-46

表 3.6.2 PALECO における Basic Rate 内訳（2002） .......................................................... 3-48 表 3.6.3 PALECO 損益計算書 ................................................................................................. 3-49 表 3.6.4 PALECO バランスシート ......................................................................................... 3-50 表 3.6.5 PALECO キャッシュフロー表 ................................................................................. 3-52 表 3.6.6 BISELCO 事業概要とその推移................................................................................ 3-53 表 3.6.7 BISELCO 損益計算書................................................................................................ 3-54 表 3.6.8 BISELCO バランスシート........................................................................................ 3-55 表 3.6.9 BISELCO キャッシュフロー表................................................................................ 3-56 表 3.6.10 Port Barton BAPA の収支状況 .................................................................................. 3-58 表 3.7.1 陸域のゾーニング基準概要 ..................................................................................... 3-60 表 3.7.2 沿岸域及び海域のゾーニング基準概要 ................................................................. 3-61 表 3.7.3 パラワン州の保全地域及びその特徴 ..................................................................... 3-64 表 3.7.4 先住民族部族及び居住地 ......................................................................................... 3-67 表 3.7.5 ECC に記載されている遵守条件の対比................................................................. 3-70 表 3.7.6 公害管理者四半期報告書記載事項 ......................................................................... 3-71 表 3.7.7 Delta-P 発電所における大気質モニタリング ........................................................ 3-72 表 3.7.8 有害廃棄物生成報告書記載事項 ............................................................................. 3-72 表 3.7.9 ECC モニタリング報告書記載事項......................................................................... 3-73 表 3.7.10 主要発電所大気汚染物質濃度と排出基準 ............................................................. 3-74 第４章 表 4.1.1 ミニ・マイクロ水力の定義 ....................................................................................... 4-1 表 4.1.2 パラワン州の平均年間降雨量 ................................................................................... 4-2 表 4.1.3 ミニ・マイクロ水力ポテンシャル調査収集資料リスト ....................................... 4-3 表 4.1.4 水力ポテンシャル地点リスト（過去のマップスタディより） ........................... 4-5 表 4.1.5 Babuyan 水力プロジェクト概要 ................................................................................ 4-6 表 4.1.6 Langogan 水力プロジェクト概要 .............................................................................. 4-7 表 4.1.7 Cabinbin 水力プロジェクト概要................................................................................ 4-7 表 4.1.8 Batang Batang 水力プロジェクト概要....................................................................... 4-8 表 4.1.9 Candawaga 水力プロジェクト概要 ........................................................................... 4-8 表 4.1.10 予備現地調査結果 ..................................................................................................... 4-10 表 4.1.11 水力候補地点内訳 ..................................................................................................... 4-11 表 4.1.12 地形からのマップスタディにおける構造物仕様決定の基本条件 ..................... 4-11 表 4.1.13 需要からのマップスタディにおける構造物仕様決定の基本条件 ..................... 4-12 表 4.1.14 パラワン州におけるミニ・マイクロ水力ポテンシャル地点リスト ................. 4-13 表 4.1.15 候補地点の開発コスト算出結果（EC グリッド接続、流れ込み式）................ 4-15 表 4.1.16 候補地点の開発コスト算出結果（調整池式） ..................................................... 4-16 表 4.1.17 候補地点の開発コスト算出結果（ミニグリッド接続） ..................................... 4-17 表 4.1.18 収集データ一覧（太陽光） ..................................................................................... 4-17 表 4.1.19 Puerto Princesa 市の月平均日間水平面日射量 ....................................................... 4-19 表 4.1.20 月平均日間日射量（プエルトプリンセサ市） ..................................................... 4-20 表 4.1.21 収集データ一覧（風力） ......................................................................................... 4-22

表 4.1.22 各観測地点の風向分布 ............................................................................................. 4-23 表 4.1.23 シミュレーションデータと観測データの平均風速の比較 ................................. 4-25 表 4.2.1 サンプルバランガイ調査手法 ................................................................................. 4-28 表 4.2.2 サンプルバランガイ一覧 ......................................................................................... 4-30 表 4.2.3 住居の分布状況 ......................................................................................................... 4-33 表 4.2.4 住民の月々の収入と支出 ......................................................................................... 4-35 表 4.2.5 (a) 既電化バランガイにおける月収入額の程度 ......................................................... 4-35 表 4.2.5 (b) 未電化バランガイにおける月収入額の程度 ......................................................... 4-36 表 4.2.6 各家庭で保持されている家電製品の割合（%） .................................................. 4-37 表 4.2.7 経済状況による所有家電製品種別表 ..................................................................... 4-38 表 4.2.8 将来購入希望の家電製品 ......................................................................................... 4-38 表 4.2.9 バランガイにおけるエネルギー源（%） .............................................................. 4-39 表 4.2.10 未電化バランガイにおける灯りの使用に対する支出の程度 ............................. 4-40 表 4.2.11 電化の影響について（定性的調査より） ............................................................. 4-41 表 4.2.12 (a) 既電化バランガイの支払い意思額 ......................................................................... 4-43 表 4.2.12 (b) 未電化バランガイの支払い意思額 ......................................................................... 4-43

表 4.2.13 人々の求めるもの．．

･サービスの優先順位 ............................................................... 4-44 第５章 表 5.1.1 MEDP 電化基準 ........................................................................................................... 5-2 表 5.1.2 電化方法 ....................................................................................................................... 5-3 表 5.2.1 人口および家屋数想定（2015 年断面） .................................................................. 5-7 表 5.2.2 需要家タイプ別の消費電力量と最大電力 ............................................................. 5-13 表 5.2.3 Port Barton BAPA の電力使用状況 .......................................................................... 5-14 表 5.2.4 家屋あたりの年間電力消費原単位 ......................................................................... 5-14 表 5.2.5 家屋あたりの日電力消費原単位 ............................................................................. 5-14 表 5.2.6 潜在需要想定（2015 年断面、NPC-SPUG+EC 以外の地域） ............................. 5-15 表 5.3.1 モデルバランガイの諸元 ......................................................................................... 5-18 表 5.3.2 電化コスト算出用緒元（ミニグリッド用ディーゼル） ..................................... 5-19 表 5.3.3 電化コスト（ミニグリッド用ディーゼル） ......................................................... 5-19 表 5.3.4 電化コスト算出用緒元（分散型用ディーゼル） ................................................. 5-19 表 5.3.5 電化コスト（分散型用ディーゼル） ..................................................................... 5-20 表 5.3.6 本調査における水力建設工事単価 ......................................................................... 5-20 表 5.3.7 電化コスト算出用諸元（マイクロ水力） ............................................................. 5-21 表 5.3.8 電化コスト（マイクロ水力） ................................................................................. 5-21 表 5.3.9 電化コスト算出用諸元（配電線延伸） ................................................................. 5-22 表 5.3.10 電化コスト算出用緒元（SHS）.............................................................................. 5-22 表 5.3.11 電化コスト（SHS）.................................................................................................. 5-22 表 5.3.12 電化コスト算出用緒元（BCS）.............................................................................. 5-23 表 5.3.13 電化コスト（BCS） ................................................................................................. 5-23 表 5.3.14 電化コスト算出用緒元（風力発電） ..................................................................... 5-24

表 5.3.15 電化コスト（風力発電） ......................................................................................... 5-24 表 5.4.1 進行中電化プロジェクト（2003 年 12 月末現在）............................................... 5-26 表 5.4.2 配電線延伸スクリーニング作成のための抽出バランガイ ................................. 5-26 表 5.4.3 ミニグリッド用ディーゼル発電設備の開発コスト ............................................. 5-27 表 5.4.4 ミニグリッド用 Aramaywan マイクロ水力発電設備の開発コスト .................... 5-27 表 5.4.5 バランガイ Aramaywan におけるミニグリッド発電設備の 長期限界費用比較 ..................................................................................................... 5-28 表 5.4.6 分散型電源の想定振分け比率と 1 家屋当り電化コスト...................................... 5-28 表 5.4.7 バランガイ電化検討結果一覧（ベースシナリオ） ............................................. 5-29 表 5.4.8 バランガイ電化率の推移（ベースシナリオ） ..................................................... 5-29 表 5.4.9 家屋電化率の推移（ベースシナリオ） ................................................................. 5-29 表 5.4.10 配電線延伸対象バランガイ（ベースシナリオ） ................................................. 5-30 表 5.4.11 ミニグリッド対象バランガイ（ベースシナリオ） ............................................. 5-30 表 5.4.12 電化手法選定結果（ベースシナリオ） ................................................................. 5-31 表 5.4.13 バランガイ電化検討結果一覧（信頼性配慮シナリオ） ..................................... 5-34 表 5.4.14 バランガイ電化率の推移（信頼性配慮シナリオ） ............................................. 5-34 表 5.4.15 家屋電化率の推移（信頼性配慮シナリオ） ......................................................... 5-34 表 5.4.16 配電線延伸対象バランガイ（信頼性配慮シナリオ） ......................................... 5-35 表 5.4.17 ミニグリッド対象バランガイ（信頼性配慮シナリオ） ..................................... 5-36 表 5.4.18 電化手法選定結果（信頼性配慮シナリオ） ......................................................... 5-37 表 5.4.19 バランガイ電化検討結果一覧（環境配慮シナリオ） ......................................... 5-40 表 5.4.20 ミニグリッド対象バランガイ（環境配慮シナリオ） ......................................... 5-40 表 5.4.21 電線のインピーダンス ............................................................................................. 5-41 表 5.4.22 電圧降下の計算結果 ................................................................................................. 5-41 表 5.4.23 Narra 変電所 Aborlan 配電線（信頼性配慮シナリオ 2015 年）........................ 5-42 表 5.4.24 Brooke's Point 変電所 Bataraza 配電線（信頼性配慮シナリオ 2015 年）......... 5-43 表 5.4.25 Puerto Princesa 発電所 San Jose 配電線（ベースシナリオ 2006 年） ............... 5-44 表 5.4.26 Narra 変電所 Quezon 配電線（ベースシナリオ 2006 年） ................................ 5-44 表 5.4.27 Coron 発電所 Busuanga 配電線（信頼性配慮シナリオ 2015 年） .................... 5-45 表 5.4.28 配電線延伸費用（ベースシナリオ） ..................................................................... 5-46 表 5.4.29 配電線延伸費用（信頼性配慮シナリオ） ............................................................. 5-49 表 5.4.30 ミニグリッド建設費用（ベースシナリオ） ......................................................... 5-50 表 5.4.31 ミニグリッド建設費用（信頼性配慮シナリオ） ................................................. 5-50 表 5.4.32 ミニグリッド建設費用（環境配慮シナリオ） ..................................................... 5-51 表 5.5.1 家屋電化率向上ケース ............................................................................................. 5-52 表 5.5.2 家屋電化率感度分析結果（電化率の推移） ......................................................... 5-53 表 5.5.3 家屋電化率感度分析結果（投資費用） ................................................................. 5-53 表 5.5.4 家屋電化率向上ケース電化対象家屋数一覧 ......................................................... 5-53 表 5.7.1 電化手法別の家屋あたり便益 ................................................................................. 5-55 表 5.7.2 配電線延伸の経済性分析 ......................................................................................... 5-56 表 5.7.3 ミニグリッドの経済便益 ......................................................................................... 5-57 表 5.7.4 分散型電源（SHS）の経済便益.............................................................................. 5-57

表 5.7.5 分散型電源（ディーゼル）の経済便益 ................................................................. 5-57 表 5.7.6 配電線延伸の財務分析 ............................................................................................. 5-58 表 5.7.7 ミニグリッドの財務分析 ......................................................................................... 5-58 表 5.7.8 分散型電源（ディーゼル）の財務分析 ................................................................. 5-59 第６章 表 6.1.1 国内総生産（パラワン州） ....................................................................................... 6-1 表 6.1.2 パラワン州の需要家別販売電力量 ........................................................................... 6-2 表 6.1.3 各系統の販売電力量の構成比率実績（過去 6 年間の平均）................................ 6-2 表 6.1.4 需要想定で用いる各系統の販売電力量の構成比率 ............................................... 6-3 表 6.1.5 需要想定で用いる各系統のシステムロス ............................................................... 6-4 表 6.1.6 需要想定で用いる負荷率 ........................................................................................... 6-4 表 6.1.7 需要家別販売電力量の想定（2004-2015、NPC-SPUG+EC 地域）....................... 6-5 表 6.1.8 系統別販売電力量の想定（2004-2015、NPC-SPUG+EC 地域）........................... 6-6 表 6.1.9 系統別発電電力量の想定（2004-2015、NPC-SPUG+EC 地域）........................... 6-7 表 6.1.10 系統別最大電力の想定（2004-2015、NPC-SPUG+EC 地域）............................... 6-8 表 6.1.11 配電線延伸対象バランガイ（ベースシナリオ） ................................................... 6-9 表 6.1.12 配電線延伸対象バランガイ（信頼性配慮シナリオ） ......................................... 6-10 表 6.1.13 系統別販売電力量の想定 （2004-2015、NPC-SPUG+EC 地域、ベースシナリオ）..................................... 6-11 表 6.1.14 系統別発電電力量の想定 （2004-2015、NPC-SPUG+EC 地域、ベースシナリオ）..................................... 6-12 表 6.1.15 系統別最大電力の想定 （2004-2015、NPC-SPUG+EC 地域、ベースシナリオ）..................................... 6-13 表 6.1.16 系統別販売電力量の想定 （2004-2015、NPC-SPUG+EC 地域、信頼性配慮シナリオ................................. 6-14 表 6.1.17 系統別発電電力量の想定 （2004-2015、NPC-SPUG+EC 地域、信頼性配慮シナリオ）............................. 6-15 表 6.1.18 系統別最大電力の想定 （2004-2015、NPC-SPUG+EC 地域、信頼性配慮シナリオ）............................. 6-16 表 6.2.1 LOLP 試算の前提条件 .............................................................................................. 6-22 表 6.2.2 電源開発計画のシナリオ ......................................................................................... 6-27 表 6.2.3 電源開発計画の感度分析 ......................................................................................... 6-27 表 6.2.4 シミュレーションの前提緒元（全体） ................................................................. 6-28 表 6.2.5 開発計画への織り込みプロジェクト ..................................................................... 6-28 表 6.2.6 ディーゼル発電機の開発候補モデル ..................................................................... 6-30 表 6.2.7 水力発電機の開発候補モデル ................................................................................. 6-31 表 6.2.8 最適電源開発シミュレーション結果（ベースシナリオ） ................................. 6-32 表 6.2.9 最適電源開発シミュレーション結果（信頼性配慮シナリオ） ......................... 6-32 表 6.2.10 最適電源開発シミュレーション結果（環境配慮シナリオ：割引率 8%） ....... 6-33 表 6.2.11 最適電源開発シミュレーション結果（環境配慮シナリオ：割引率 11%） ..... 6-33 表 6.2.12 最適電源開発シミュレーション結果（環境規制緩和シナリオ） ..................... 6-34

表 6.2.13 感度分析のためのディーゼル発電機建設費 ......................................................... 6-36 表 6.2.14 最適電源開発シミュレーション結果（既設発電機移設シナリオ） ................. 6-37 表 6.2.15 電源開発計画の技術検討結果のまとめ ................................................................. 6-38 表 6.2.16 最適電源開発計画の技術検討結果（最適電源開発基本シナリオ） ................. 6-40 表 6.2.17 最適電源開発計画の技術検討結果（最適電源開発オプションシナリオ）...... 6-40 表 6.2.18 送電開発計画の技術課題と検討内容 ..................................................................... 6-41 表 6.2.19 El Nido 系統拡充計画の経済性の試算条件 ............................................................ 6-48 表 6.2.20 El Nido 系統拡充計画の経済性の試算結果 ............................................................ 6-48 表 6.2.21 送電開発計画で考慮する Backbone 系統の増強・拡張計画................................ 6-50 表 6.2.22 Philippine 主幹系統の自動負荷遮断装置 ................................................................ 6-53 表 6.2.23 給電指令所の建設コスト（概算） ......................................................................... 6-54 表 6.2.24 新設発電機の機種および選定条件 ......................................................................... 6-57 表 6.2.25 Backbone 系統からの移設可能な発電機ユニット ................................................ 6-57 表 6.2.26 孤立系統における電源開発量の検討結果 ............................................................. 6-58 表 6.2.27 孤立系統における発電可能容量の検討結果 ......................................................... 6-58 第７章 表 7.1.1 パラワン州バランガイ電化率（2003 年 12 月末時点）......................................... 7-1 表 7.2.1 バランガイ電化計画 投資費用総括 ....................................................................... 7-3 表 7.2.2 全バランガイ電化プログラムリスト（2004 年～2006 年）.................................. 7-4 表 7.2.3 家屋電化率向上プログラム（2007 年～2015 年）................................................ 7-11 表 7.3.1 EC グリッド電力需要想定 ....................................................................................... 7-12 表 7.3.2 Backbone 系統の電源開発プロジェクト ................................................................ 7-15 表 7.3.3 孤立系統の電源開発プロジェクト ......................................................................... 7-17 表 7.3.4 送電線建設プロジェクト ......................................................................................... 7-18 表 7.3.5 変電所建設プロジェクト ......................................................................................... 7-18 表 7.3.6 系統運用関連装置プロジェクト ............................................................................. 7-18 表 7.3.7 EC グリッド電力開発計画のための所要資金 ....................................................... 7-21 第８章 表 8.1.1 バランガイ電化プロジェクトの現状 ....................................................................... 8-2 環境チェックリスト 表 S.1.1 DENR と DOE の覚書で定められた電力関連施設の種別・規模に応じた 環境影響評価システム必要書類 ...............................................................................S-3 表 S.1.2 既存 IEE チェックリストにおける環境の現況説明に関するチェック項目........S-5 表 S.1.3 陸上発電所 IEE チェックリストにおける環境の現況に対する記載の一例........S-7 表 S.1.4 陸上発電所の環境影響とその緩和策 .......................................................................S-8 表 S.1.5 水力発電による環境影響と評価及び緩和策の一例 ...............................................S-9 表 S.1.6 水力発電による環境影響と評価及び緩和策の追加項目 ..................................... S-11 表 S.1.7 送配電線・変電所の環境影響とその緩和策 .........................................................S-12 表 S.1.8 送配電線・変電所に追加する環境影響とその緩和策 .........................................S-13

略 語 一 覧

ADB Asian Development Bank APL Adaptable Program Loan ARCs Agrarian Reform Communities BAPA Barangay Power Association BASPA Barangay Solar Power Association BCS Battery Charging System or Battery Charging Station BEP Barangay Electrification Program BISELCO Busuanga Island Electric Cooperative BOS Balance of System CAR Cordillera Autonomous Region CBRED Capacity Building to Remove Barriers to Renewable Energy Development CDM Clean Development Mechanism CENRO Community Environment and Natural Resources Office CNC Certificate of Non-Coverage CRREE Center for Renewable Resources and Energy Efficiency DBM Department of Budget and Management DBP Development Bank of Philippines DDP Distribution Development Plan DEM Digital Elevation Model DENR Department of Environment and Natural Resources DOE Department of Energy DPP Diesel Power Plant ECs Electric Cooperatives ECAN Environmentally Critical Areas Network ECAs Environmentally Critical Areas ECC Environmental Clearance Certificate ECPs Environmentally Critical Projects ECPP Environmental Conservation and Protection Program EIS Environmental Impact Statement EMB Environmental Management Bureau ENS Energy Not Served EPIRA Electric Power Industry Reform Act ER Expanded Rural Electrification ERC Energy Regulatory Commission FOR Forced Outage Rate GDP Gross Domestic Products GEF Global Environment Facility GHG Green House Gas GIS Geographic Information System GPDP Gross Provincial Domestic Products

GTZ Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit** in German IEE Initial Environmental Examinations IPP Independent Power Producer IRR Implementing Rules and Regulations JETRO Japan External Trade Organization JICA Japan International Cooperation Agency KEPCO Korea Electric Power Corporation LGU Local Government Unit LOLP Loss-of-Load Probability LRMC Long Run Marginal Cost MEDP Missionary Electrification Development Program MEP Missionary Electrification Plan MGB Mines and Geosciences Bureau MOA Memorandum of Agreement NAMRIA National Mapping and Resource Information Authority NCDC National Climate Data Center NEA National Electrification Administration NEDA National Economic Development Authority NRE New and Renewable Energy NGO Non-Governmental Organization NIPAS National Integrated Protected Areas System NPC National Power Corporation NPC-SPUG National Power Corporation - Small Power Utilities Group NREL National Renewable Energy Laboratory O&M Operation & Maintenance PAGASA Philippine Atmospheric, Geophysical, and Astronomical Services

Administration PALECO Palawan Electric Cooperative PCSD Palawan Council for Sustainable Development PDP Power Development Program PENRO Provincial Environment and Natural Resources Office PGP Provincial Government of Palawan PIADPO Palawan Integrated Area Development Project Office PNOC-EDC Philippines National Oil Company - Energy Development Corporation PCO Pollution Control Officer POPS Private Owned Power Sources or Privately Owed Power System PPA Purchased Power Adjustment PPDO Provincial Planning and Development Office PSALM Power Sector Assets and Liabilities Management Corporation PV Photovoltaic QTPs Qualified Third Parties RA Republic Act

RE Rural Electrification REDC Renewable Energy Development Center REFC Rural Electrification Financing Corporation RESCO Renewable Energy Service Company SCADA Supervisory Control And Data Acquisition System SEP Strategic Environmental Plan for Palawan SHS Solar Home System SMA Single Moving Average SONA Stated of the Nation address SPCP-ANEC State Polytechnic College of Palawan - Affiliated Non-conventional Energy Center TRANSCO Transmission Corporation UNDP United Nations Development Programme UNESCO United Nations Educational, Scientific and Cultural Organization UP University of Philippines USAID United States Agency for International Development WASP-IV Wien Automatic System Planning

パラワン州概況図

1-1

第１章 序論 １．１ 序文 「フィリピン国パラワン州電力開発マスタープラン計画調査」は、カウンターパート機関であ

るフィリピン国エネルギー省、パラワン州政府および JICA事前調査団との間で締結された I/Aと、

それに付随する M/M に基づき、2003 年 2 月から約 1 年 7 ヶ月間に亘り、パラワン州を調査対象と

して実施された。 調査の実施に際しては、様々な組織から多くの技術者の参加が見込まれ、日本、フィリピン間

の密接な協力が必要となった。このため、フィリピンとの友好関係の構築を念頭に置き、本調査

を実施した。 １．２ 背景および目的 １．２．１ 本調査に至るまでの経緯 フィリピン国は、都市部において電化率 100％を達成している一方、バランガイ（村落）電化

率は、83.1％（2001 年 12 月現在）にとどまっている。アロヨ大統領の掲げる重点課題である貧困

削減と経済成長の下支えには地方電化の一層の推進が重要であるとの認識に基づき、エネルギー

省（DOE）は、国家エネルギー計画（2001～2011 年）にて 2006 年までに全バランガイの完全電化

達成を目標として掲げている。 同国の最西部に位置し、パラワン島と周辺の 1,768 島から構成されるパラワン州においては、

現在、主に国家電力公社小規模電力事業者グループ（NPC-SPUG: NPC-Small Power Utility Group）およびパラワン州の 2 つの電化協同組合により電力供給が行われているが、同州におけるバラン

ガイ電化率は 2002 年 8 月時点で 59.1％と他州に比して著しく低い水準にあり、同州における電化

の推進が喫緊の課題となっている。 パラワン州政府は、既に州政府、エネルギー省、国家電力公社（NPC）、国家電化庁（NEA）傘

下の配電会社（パラワン電化組合、ブスアンガ電化組合）等の代表者による「パラワン州エネル

ギー委員会」を設立、「パラワン州エネルギーマスタープラン」（2000～2010 年）を策定し、同州

における設備容量を 37MW（1999 年）から、2010 年までに 101MW まで増強することを目標とし

ている。しかしながら、同マスタープランは、NPC が 1996 年に策定した「パラワン州エネルギー

マスタープラン」との整合性を欠いており、また、同州における電力開発の基本的な方針を示す

にとどまっていることから、国家エネルギー開発計画と整合性を有する電力開発マスタープラン

の策定が求められている。 かかる状況の下、2000 年 7 月、フィリピン国政府は本案件に係る要請を日本国政府に提出し、

これに基づき日本側は本案件の実施を決定した。2002 年 3 月予備調査団が派遣され、要請の背景

を調査するとともに、開発調査の適切な協力内容について要請機関であるパラワン州政府及びエ

ネルギー省などの関係機関と協議を行った。2002 年 6 月には事前調査団が派遣され、予備調査結

果を踏まえ、本格調査の実施方針及び調査内容について具体的な協議をパラワン州政府とエネル

ギー省との間で行い、2002 年 7 月 1 日に I/A（Implementation Arrangement）とこれに付随する M/M（Minutes of Meeting）の署名交換を行った。

1-2

１．２．２ 本調査の目的 バランガイ電化計画を含む最適な電力設備拡張・増強計画、事業実施計画、データベース、制

度・組織に関する政策提言等から構成される 2015 年までのパラワン州電力開発マスタープランを、

環境配慮を前提として策定する。また、現地調査の過程で調査・分析作業をカウンターパート機

関とともに行うことにより、マスタープラン完成後、カウンターパートが自立的かつ継続的にマ

スタープランをローリングプランとして改訂していくことができるように技術移転を行う。 １．３ 全体調査業務および全体調査スケジュール

１．３．１ 全体調査業務

本調査は 4 つの調査段階から構成される。 第１段階の基礎調査段階では、本調査の概念的枠組み（Conceptual Framework）を明確にした。

また、既存資料を収集・分析し、次段階の詳細調査に向けた予備的調査を行い、詳細調査計画を

検討するとともに、現地再委託調査の準備を行った。 第２段階の詳細調査段階では、詳細調査計画に基づき再生可能エネルギーポテンシャル調査、

再委託によるバランガイ社会・経済調査、既存設備の現況・運用調査と環境影響調査など、マス

タープラン作成に必要なデータ・情報を収集・分析し、それらの信頼性・有用性を検証した。 第３段階の開発計画案作成段階では、長期限界費用、支払意志額、需要想定、再生可能エネル

ギーポテンシャル、建設費等の諸パラメータを推計・積算し、バランガイ電化計画、発電計画、

設備拡張・増強計画、系統運用計画等について複数の開発計画案を作成した。 最終段階となるマスタープラン作成段階では、開発計画案を、農村電化の社会・経済的効果、

電力需要の価格弾力性、最低費用法、系統特性等により最適化したマスタープランを作成し、調

査で得たデータ等の情報等をデータベースとしてまとめた。また、2015 年までの事業実施計画、

環境配慮チェックリストを作成するとともに、電気料金制度を含むパラワン州電力部門の制度・

組織の複数の開発計画案を検討し政策提言を行った。以上のすべての成果をまとめ、マスタープ

ランとして作成した。 マスタープラン調査の概念的枠組みを図 1.3.1 に示す。

図

1.3.

1 マ

スタ

ープ

ラン

調査

の概

念的

枠組

み

基

礎調

査段

階（

第1次

現地）

第1回

ワークショッ

プ開催

概念

的枠組みの明

確化

ベー

スシナリ

オ設定

開発

目標・シ

ナリオ設

定

ワー

キンググルー

プ編成

基礎調査

電力関連の法規・制度・政策動向

電力関連の既存開発計画他

詳細

調査段

階（

第2次

、第

3次

現地

）

バラ

ンガイ社

会経

済調査

バラ

ンガイ社会経

済調査

予備調査

全バ

ランガイ調査

サン

プル調査

既存

設備現況

・運

用調査

再生

可能エネ

ルギ

ーポテン

シャル

調査

ミニ・マ

イクロ水

力

太陽

光・風力

環境

影響調査

EC、

NPC

他の財務状況

ﾊﾟﾗﾜﾝ州

の社会経済動向

他ｾｸﾀｰの開発計画

再生可能エネルギー関連データ

環境関連法・規制

マスタープラン策定に係るデータ

開発

計画

案作

成段

階（

第3次

現地

）

マス

ター

プラン基

礎パラメ

ータの推計

・見積

長期限界

費用の予

備的推計

支払

意志額の

推計

予備

的電気料

金の検討

電力

需要予測

最適

供給信頼度の

検討

再生

可能エネルギ

ーポテン

シャル

活用

に係

る発電計

画・

設計・建

設費見

積

開発

計画案の作成

バランガイ電

化計画案

の作成

第２

回ワ

ークショ

ップ開催

開

発計画

案の確認

最適

化方針・

手法の確認

マス

ター

プラ

ン作

成段

階（

第4次

、第

5次現地

）

環境チェ

ックリストの

作成

パラワン州電

力部門の

組織

制度

に係

る政策提

言

地方

電化体制

のあ

り方

料金

体系のあり方

地方

電化政策

のあ

り方

第３

回ワークショ

ップの開

催

データベ

ース演習ワー

クショ

ップの開

催

ステ

アリングコミ

ィッティ

編成

発電計画

案の作成

設備拡張

・増強計

画案

の作成

系統運用計画

案の作成

資金源の

アベ

イラビリ

ティの

検討

開発

計画案の最適

化

ベストシ

ナリオの選定

デー

タベース

構築

・マニュ

アル作

成

事業

実施計画の策

定

プロ

ジェ

クトのフ

ェーズ分

け

各フ

ェー

ズの資金

計画の作

成

各フェー

ズの経済

財務

分析

最適マス

タープラ

ンの

確認

全バラン

ガイ調査

1-3

1-4

１．３．２ 全体調査スケジュール 本調査では、2003 年 2 月から約 1 年 7 ヶ月間にわたり合計 5 回の現地調査が実施された。この

うち、2002 年度としては、2003 年 2 月から 2003 年 3 月までの約 2 ヶ月間に亘り、第 1 次現地調査

が実施された。また、2003 年度としては、2003 年 7 月から 9 月までの約 2 ヶ月間に亘る第 2 次現

地調査、2003 年 10 月から 12 月に亘る第 3 次現地調査、2004 年 1 月から 2 月に亘る第 4 次現地調

査が実施された。さらに、2004 年度としては、2004 年 7 月上旬から約 2 週間に亘る第 5 次現地調

査が実施された。図 1.3.2 に本調査の全体調査スケジュールの概略を示す。

2003 年 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月

2003 年 2004 年 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 1 月 2 月 3 月

2004 年 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月

I/R: インセプションレポート IT/R: インテリムレポート F/R: ファイナルレポート I/R’: 修正インセプションレポート DF/R: ドラフトファイナルレポート

図 1.3.2 全体調査スケジュール

第 2 次

現地

I/R’

第 1 次 現地

I/R

国内 準備

第 1 年次調査 第 2 年次調査－その 1

第 2 年次調査－その 1

IT/R DF/R

第 2 次 国内

第 1 次 国内

第 3 次 現地

第 4 次現地

第 3 次 国内

第 2 年次調査－その 2

F/R

第 5 次現地

第 4 次国内

第 3 年次調査

1-5

１．４ ステアリングコミッティー、ワーキンググループ、およびスタディチームの構成 （１）ステアリングコミッティー

2003 年 3 月 6 日現在

メンバー名 組 織 名 議長:

Hon. Joel T. Reyes パラワン州知事 副議長:

Atty. Cyril C. Del Callar エネルギー省次官 メンバー:

Hon. Antonio C. Alvarez Chairman, SP committee on Energy Nelson P. Devanadera PPDC, PGP Atty. Romeo Seratubias Legal Officer, PGP Ponciano D. Payuyo General Manager, PALECO Mario Jefferey D. Olleras Manager, NPC-SPUG Nieves Osorio Undersecretary, DOF Silvano C. Zanoria Sr. Vice-President, NPC Ruben S. Reinoso Asst. Director-General, NEDA Antonio Corpuz Sr. Vice-President, PSALM Julinette Bayking Director, NEA Edgar F. Samonte Division Chief, ERC

（２）ワーキンググループ

2004 年 7 月 30 日現在

メンバー名 担 当 社会経済調査ワーキンググループ

Yoshitaka Saito (JICA Study Team) Darrell S.Elivera (PGP) Madonna M. Nailng (DOE)

バランガイ電化計画

Masayasu Ishiguro (JICA Study Team) Darrell S.Elivera (PGP) Thelma B. Ejercito (DOE)

電力部門制度・組織

Hiroo Yamagata (JICA Study Team) Aireen L. Marcaida (PGP) Deborah Desiree Penuliar (DOE)

エネルギー経済

Shigenobu Handa (JICA Study Team) June R. Valencia (PGP) 社会環境

ミニ・マイクロ水力発電ワーキンググループ Yoshiki Mizuguchi (JICA Study Team) Hiroshi Ozawa (JICA Study Team) Roberto D. Abacial (PGP) Epifanio G. Gacusan, Jr. (DOE) Arturo F. Torralba, Jr. (DOE)

ミニ・マイクロ水力発電計画

Hajime Saito (JICA Study Team) Darrell S.Elivera (PGP) Bienvenido C. Mendoza (DOE) Nicasio Elauria (PALECO) Joy Dasco (PALECO)

配電設備

Yukifumi Ishiguro (JICA Study Team) Aireen L. Marcaida (PGP) Irma C. Exconde (DOE)

環境影響評価

1-6

データベースワーキンググループ Hiroshi Ozawa (JICA Study Team) June R. Valencia (PGP) Deborah Desiree Penuliar (DOE)

データベース

電源開発計画ワーキンググループ Yoshiki Mizuguchi (JICA Study Team) Hiroshi Ozawa (JICA Study Team) Roberto D. Abacial (PGP) Epifanio G. Gacusan, Jr. (DOE) Arturo F. Torralba, Jr. (DOE)

ミニ・マイクロ水力発電計画

Hajime Saito (JICA Study Team) Darrell S.Elivera (PGP) Bienvenido C. Mendoza (DOE)

配電設備

Kazuhiko Mizuno (JICA Study Team) Rex D. Vilches (PGP) Rodel T. Padrique (DOE)

再生可能エネルギー（太陽光、風力）

Hisanori Ito (JICA Study Team) Dennis P. Valdeztamon (PGP) Ronald V. Siquioco (DOE)

電力系統計画・運営

Masatoshi Asai (JICA Study Team) Roberto D. Abacial (PGP) Thelma B. Ejercito (DOE)

ディーゼル発電設備

（３）PGP スタディチーム

メンバー名 担 当 Darrell S.Elivera バランガイ電化計画／電力部門制度・組織

／配電設備 Roberto D. Abacial ミニ・マイクロ水力発電計画／ディーゼ

ル発電設備 Dennis P. Valdeztamon 再生可能エネルギー／電力系統計画・運営

Aireen L. Marcaida エネルギー経済／環境影響評価 June R. Valencia 社会環境／データベース Rex D. Vilches 再生可能エネルギー

（４）DOE スタディチーム

メンバー名 担 当 Madonna M. Nailng バランガイ電化計画 Thelma B. Ejercito 電力部門制度・組織／ディーゼル発電設備

Epifanio G. Gacusan, Jr. ミニ・マイクロ水力発電計画（1） Arturo F. Torralba, Jr. ミニ・マイクロ水力発電計画（2） Rodel T. Padrique 再生可能エネルギー Bienvenido C. Mendoza 配電設備 Ronald V. Siquioco 電力系統計画・運営 Deborah Desiree Penuliar エネルギー経済 Irma C. Exconde 環境影響評価／業務調整

1-7

（５）JICA スタディチーム

メンバー名 担 当 斎藤 芳敬（Yoshitaka Saito） 団長／バランガイ電化計画 石黒 正康（Masayasu Ishiguro) 電力部門制度・組織 水口 佳樹（Yoshiki Mizuguchi） ミニ・マイクロ水力発電計画（1） 小澤 裕（Hiroshi Ozawa） ミニ・マイクロ水力発電計画（2） 水野 和彦（Kazuhiko Mizuno） 再生可能エネルギー 齊藤 肇（Hajime Saito） 配電設備 伊藤 久徳（Hisanori Ito） 電力系統計画・運営 浅井 正智（Masatoshi Asai） ディーゼル発電設備 山形 浩生（Hiroo Yamagata） エネルギー経済 石黒 幸文（Yukifumi Ishiguro） 環境影響評価 半田 茂喜（Shigenobu Handa） 社会環境 川口 雅哉（Masaya Kawaguchi） 業務調整

2-1

第２章 フィリピン国の電力開発政策の現状 ２．１ 電力産業改革法の成立と新しい電力開発体制

1990年代後半から検討されてきたフィリピンの抜本的な電力構造改革を実施するための法的な

基盤作りとして、共和国法第 9136 号、通称「2001 年電力産業改革法（EPIRA1）」が成立した。 EPIRA のねらいは、これまで発送電部門で独占的な地位にあった国家電力公社（NPC2）を分割

民営化し、電力産業構造を発電、送電、配電、供給の四つの分野に分け、市場競争の環境を整備

することで、民間投資を促進し、今後の電力開発を進め、そして電力産業の経済効率を上げるこ

とにある。 改革の大枠は以下のとおりである。 • 発電部門は解放され、競争的な市場環境で事業が行われる。これにより発電事業はもはや

公的に実施する事業ではなくなり、法規制を遵守していることについてエネルギー規制委

員会（ERC3）の認証を受けさえすれば、民間部門が自由に参入することが可能となった。

また、小売市場での競争と送配電網の解放が行われることで、発電会社からの買電価格は

原則として ERC の規制対象外となった。 • 送電部門は規制されたコモンキャリアーとして残り、その料金は ERC の認可対象となった。

このため、NPC の中に国家送電会社（TRANSCO4）を設立し、ここが高圧送電網の計画と

運営について責任を持つ。 • 配電部門も事業区域ごとの規制されたコモンキャリアーの事業となった。配電システムは

全てのユーザーに開放され、配電事業者は利用者から託送料金を徴収する。この配電事業

者とは、民間配電会社、地域の公営企業、電化組合であり、事業区域の認可や託送料金に

ついて ERC の規制を受ける。 • 事業区域が認められた配電事業者以外も、ERC の認可を受けることでユーザーに対して電

気の供給を行うことができる。 • 卸スポット市場を設立することで、電気の買い手と売り手の間の価格決定のメカニズムを

提供する。発電事業者、配電事業者、供給事業者、大口ユーザーなどは取引市場の会員と

なることができる。（実態として、ユーザーとの取引の大部分は相対取引5で行われることに

なるため、スポット市場で取引される量は限定的なものとなる） • ユニバーサル・チャージを導入し、フィリピン政府や NPC が抱える負債の返済、ミッショ

ナリー電化（2.2.1 節参照）、国産エネルギーや再生可能エネルギーによる輸入エネルギーの

代替、環境対策、内部補助を行うための原資とする。

1 Electric Power Industry Reform Act of 2001 2 National Power Corporation 3 Energy Regulatory Commission 4 National Transmission Corporation 5 Bilateral Contract

2-2

２．２ 地方電化の推進 ２．２．１ 用語の定義

フィリピンの地方電化を理解する上で、二つの用語の違いを理解する必要がある。 地方部の未電化地域を電化するための事業は、他の国々と同様に「地方電化6」と呼ばれている。

これに類似する用語として「ミッショナリー電化7」があるが、これは「地方電化」のような一般

概念ではなく法的に定義された用語である。 後者のミッショナリー電化とは、経済ベースで電力供給を行うことが難しい送電系統から切り

離された地域での電気事業を指す。これまで NPC の中にある小規模電気事業グループ

（NPC-SPUG8）が発電設備と電力供給システムを所有し、事業運営の責任を負ってきた。また、

EPIRA においてもその責任が明記されている。 この NPC-SPUG の電力供給システムは法律上オフグリッド・システムと定義されているが、こ

れは一般的な技術的用語とは異なった意味を持つ。フィリピンでは、法的には、オングリッド・

システムとは相互連係した高圧の基幹送電線9のことを意味する。具体的には、送電会社

（TRANSCO）のルソン・グリッド、ビサヤス・グリッド、ならびにミンダナオ・グリッドのシス

テムに繋がったものであり、それ以外のシステムはオフグリッドと定義される。このため、パラ

ワン州では、確かに NPC-SPUG は発電所と高圧送電線を所有、運営しているが、法的な用語とし

ては、これはオフグリッド・システムである。 このような法律用語としての「オングリッド」と「オフグリッド」の定義により、フィリピン

の「電力開発プログラム（PDP10）」は、TRANSCO の高圧基幹送電線に繋がる系統連系による電

化、すなわち「オングリッド電化」と NPC-SPUG の電源に頼る「ミッショナリー電化開発プログ

ラム（MEDP11）」の二つで構成される。 一方これに対して、地方電化という概念は、地方の未電化地域を電化することを目的とする行

為であり、法的に定義されたミッショナリー電化の概念とは異なる。このため、地方電化の対象

となる地理的な範囲は、実態としてその大部分は MEDP を通して電化される地域で占められるで

あろうが、これに加えて将来基幹送電線系統を使って電力が供給されるであろう未電化地域の電

化も含まれることになる（図 2.2.1 参照）。

6 Rural Electrification 7 Missionary Electrification 8 Small Power Utility Group 9 High voltage backbone system of interconnected transmission system 10 Power Development Program 11 Missionary Electrification Development Program

2-3

（出所）JICA調査チーム

オングリッド・システム

電力開発プログラム

オングリッド・システム

オフグリッド・システムミッショナリー電化

未電化地域

既電化地域

地方電化

図 2.2.1 電力開発計画と地方電化 ２．２．２ フィリピン国政府の地方電化計画の概要 （１）オイラオ・プログラム12

オイラオ・プログラムは 2006 年までに全てのバランガイ13が電気に到達することを目標に進め

られているプログラムである。ここでの電化の定義は、あくまでもバランガイを単位としており、

家屋単位での完全電化ではない。バランガイ電化の定義は、対象となるバランガイ・ホールある

いはバランガイ・センターに電気が到達することであり、バランガイに属する全ての家屋が電化

されているかどうかは問わない。 エストラーダ前政権の下で始まったオイラオ・プログラムは、当初、2004 年が達成目標であっ

た14が、アロヨ政権下で目標時期が 2006 年に延期された。プロジェクトは実質的に終わりにあり、

終了報告書15も出された。 2002 年末の未電化バランガイの数は 5409 カ所まで削減され、バランガイ電化率は 87.1%に達し

た（図 2.2.2 参照）。2002 年には 1699 カ所のバランガイが新たに電化され、これで電化済みバラ

ンガイの数は 3 万 6590 カ所に達した。 地方電化を実施する資金別、実施者別の比較を見ると明らかなように、国家電化庁（NEA16）

の予算で電化組合（EC17）が実施するものが圧倒的に多く 1999～2002 年の合計では全体の 55%を

12 O-Ilaw Program 13 Barangay 14 大統領の任期中に達成することを目標として 2004 年が設定された。 15 Termination Report 16 National Energy Administration 17 Electric Cooperative

2-4

占めている。ただし、2002 年で見ると独立発電事業者（IPP18）が提供した資金で 608 カ所が電化

されており、この年だけでいえば NEA/EC が電化した 543 カ所を抜いている（図 2.2.3 参照）。

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

1999 2000 2001 2002

年

バラ

ンガ

イ数

70

75

80

85

90

95

100

バラ

ンガ

イ電

化率

（%）

残りの未電化バランガイ数

バランガイ電化実施数

バランガイ電化率（%）

（出所）表 2.2.1 より作成。 図 2.2.2 バランガイの電化達成状況，1999～2002 年

表 2.2.1 バランガイの電化達成状況，1999～2002 年

バランガイ電化目標数

バランガイ電化実施数

電化バランガイ累積数

残りの未電化バランガイ

バランガイ電化率（%）

1999 900 755 32,281 9,718 76.92000 1,621 1,366 33,647 8,352 80.12001 1,353 1,244 34,891 7,108 83.12002 1,636 1,699 36,590 5,409 87.1

（注1）

（注2）

（出所） O-Ilow Project Team Terminal Report

2001年の1255のバランガイ電化プロジェクトには、11カ所の強化プロジェクトは含まれないが、新設された2カ所のバランガイは含まれる。2002年の1706カ所のバランガイ電化プロジェクトには、7カ所の強化プロジェクトは含まれない。

18 Independent Power Producer

O-Ilaw

2-5

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

1999 2000 2001 2002

年

電化

され

たバ

ラン

ガイ

の数

NPC-NEA

IPPs

Adopt-a-Barangay

PNOC-EDC

LGUs/PIOUs

DOE

NPC-SPUG

NEA/EC

（出所）表 2.2.2 より作成。 図 2.2.3 資金・実施者別のバランガイの電化達成状況，1999～2002 年

表 2.2.2 資金・実施者別のバランガイの電化達成状況，1999～2002 年 1999 2000 2001 2002 合計 達成率（%）

NEA/EC 717 911 647 543 2,818 95.6NPC-SPUG 27 2 73 107 209 65.5DOE 11 102 177 142 432 42.8LGUs/PIOUs 0 28 6 11 45 67.2PNOC-EDC 0 72 123 177 372 98.8Adopt-a-Barangay 0 8 16 7 31 48.4IPPs 0 9 108 608 725 185.3NPC-NEA 0 234 105 111 450 170.7合計 755 1,366 1,255 1,706 5,082 92.1

（注） 強化プロジェクトを含む。（出所） O-Ilow Project Team Terminal Report

（２）拡大地方電化（ER19）プログラム オイラオ・プログラムの目標である 2006 年までのバランガイの完全電化の達成と 2017 年まで

に家屋電化率 90%という数値を達成するために 2003 年に ER チームが設立された20。ER チームの

目的は、さまざまな地方電化プログラムを統括し、効率的に運営することにある。 RE チームは管理委員会21と機関をまたがるテクニカル・ワーキング・グループ22で構成される。

前者の管理委員会の委員長には DOE 次官23が任命され、NEA、DOE、NPC-SPUG から一名ずつ計

三名のプログラム・マネジャーが置かれた。後者のワーキング・グループには、グループリーダ

19 Expanded Rural Electrification 20 DOE Circular No. 2003-04-004 21 Oversight Committee 22 Inter-Agency Technical Working Group 23 Under Secretary

O-Ilaw

2-6

ーに NEA から 1 名、補助に DOE から 1 名が任命された。それぞれのチームとグループには、関

係する機関からメンバーが参加する。 この ER プログラムを通して、DOE は大統領教書24に従った 2006 年のバランガイ電化に向けた

電化計画の推進を公約した（表 2.2.3 参照）。この工程に従えば、2003 年で 1619 カ所のバランガ

イを電化した後、2004～2006 年にかけては年間 1200～1300 カ所の速度で電化し続けることで、

終的に 2002 年末に残されていた 5409 カ所を全て電化する。これにより、全国 4 万 1999 カ所の

全てのバランガイ電化を達成する。

表 2.2.3 大統領教書による電化推進の公約

目標 累積 電化率（%）2003 1,619 38,209 912004 1,258 39,467 942005 1,304 40,771 972006 1,228 41,999 100合計 5,409

（出所）DOE （３）ミッショナリー電力開発計画（MEDP）

EPIRA およびその実施規則（IRR25）では、エネルギー省（DOE）は NPC-SPUG や国家電化庁

（NEA）との協力を通して、5 年計画として策定される MEDP の見直しを行うことが義務付けら

れている。 EPIRA の施行後、2002 年と 2003 年に MEDP が発表された。2002 年では、完全な MEDP の準

備が間に合わず、DOE は NPC-SPUG のミッショナリー電化計画（MEP26）を MEDP 2002-2006 と

して採用したが、2003 年版の作成ではアジア開発銀行（ADB27）の技術援助（TA28）が行われた。 2003 年の MEDP 中間報告はより包括的な内容となり、ミッショナリー電化の原資となるユニバ

ーサル・チャージの使途の優先順位付の考え方、関連機関の役割、未電化地域を電化する際のク

ライテリア作りなどについて検討が行われた。MEDP にとって、とりわけユニバーサル・チャー

ジの確保とその使途のルール作りが重要な課題である。 NPC-SPUG の事業運営はその売上収入に加え、ODA 資金などでも賄われるが、実際に要した事

業コストと収入との差はユニバーサル・チャージで補填することが認められている。また、経済

的に成り立たない未電化地域への投資コストもこのユニバーサル・チャージで賄われる。 2003 年に新たに未電化地域を電化するための所要投資コストは 23 億ペソに上る。国内外の無

償資金や受益者の負担を差し引いても、正味で 22 億ペソをユニバーサル・チャージで賄う必要が

ある。これによって 1795 カ所のバランガイを電化する計画である。 一方、この 22 億ペソのコストを賄うためにはユニバーサル・チャージに換算して kWh 当たり

5.01 センタボ29を確保しなければならない。2003 年にミッショナリー電化として NPC-SPUG が

ERC に認可申請したユニバーサル・チャージは kWh 当たり 9.52 センタボ30であった（MEP 2002-2006）。しかし、MEDP の分析では、NPC-SPUG が使ったベースとなる 終電力消費量の推

24 State of National Address 25 Inplementing Rules and Regulations 26 Missionary Electrification Plan 27 Asian Development Bank 28 Technical Assistance 29 Centavo 30 この 9.52 センタボには新規設備の投資以外に既存設備の維持管理費に必要な補助金も含まれている。

2-7

計値が大きすぎるために、もし、電力部門資産負債管理会社（PSALM31）の推計値を使うと販売

電力量が 21%小さくなり、ユニバーサル・チャージの課税額をさらに 1.97 センタボ上乗せしなけ

ればならないと見ている。ユニバーサル・チャージの水準については、新規の電化地域に要する

コスト負担を調整すると、2003 年で 15.76 センタボの課税が必要であると結論づけた。 しかしながら、2003 年に ERC が認めたユニバーサル・チャージの額は 3.37 センタボにすぎず、

この 2003 年の新規バランガイ電化計画の実施はほぼ不可能となった。（2.3.4 節参照） ２．３ 地方電化の財源

地方電化プログラムのための財源には、以下のものがある。

• DOE のバランガイ電化プログラム基金（BEP32） • DOE の ER1-9433電化基金 • NEA の補助金 • NPC-SPUG ミッショナリー電化 • PNOC-EDC • IPP の資金 • 開発援助（ODA34）資金（二国間、多国間、GEF）

これらのうち政府が管理可能であり、かつおおよその支出予測ができる資金源は DOE、NEA、

そして NPC-SPUG 資金である。もちろんこれだけで現在の地方電化計画を進めることは予算的に

不可能であり、それを埋めるために、民間資金の動員、国際機関や先進国からの資金援助を手当

てする必要がある。

２．３．１ DOE のバランガイ電化プログラム基金（BEP35）

BEP からの支出は再生可能エネルギーを使った電化に制限されるため、対象は小水力、太陽光

発電、風力などに限られる。 1999 年以降毎年の支出額は拡大され、この三年間は 1 億ペソを上回る規模の予算が割り当てら

れている（図 2.3.1 参照）。

31 Power Sector Assets and Liabilities Management Corporation 32 Barangay Electrification Program 33 Energy Regulations No. 1-94 34 Official Development Assistance 35 Barangay Electrification Program

2-8

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

1999 2000 2001 2002 2003

年

千ペ

ソ

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

バラ

ンガ

イ数

予算支出

資金を受けたバランガイの数

（出所）表 2.3.1 より作成。 図 2.3.1 DOE のバランガイ電化プログラム基金，1999～2003 年

表 2.3.1 DOE のバランガイ電化プログラム基金，1999～2003 年 （単位：千ペソ）

予算支出 資金を受けたバランガイの数

1999 45,314 702000 81,659 1052001 109,538 1552002 139,430 1232003 128,809 94

（出所）DOE ２．３．２ DOE の ER1-9436電化基金

1994 年 5 月 24 日に DOE によって施行された ER1-94 は、発電事業者、すなわち IPP や NPC の

発電所が 1kWh の発電を行うごとに 1 センタボをエスクロ勘定に払い込むことを定めており、次

の三つの基金に充当される。

• 電化基金37（50%を充当） • 所得基金38（同 25％） • 植林・渇水管理・厚生・環境強化基金（同 25%）

36 Energy Regulations No. 1-94 37 Electrification Fund 38 Livelihood Fund

2-9

また、基金の適用は発電所を立地した地域に限定され、その優先順位は次のとおりである。

• 立地により住民移動が行われた移転先地域 • 立地バランガイ • 立地ムニシパリティ／市

この ER1-94 から支出される電化資金については、一部が既存設備の修繕に使われ、残りは当該

地域の電化事業、すなわち地方電化に適用される。 2002 年 12 月現在、電化基金として蓄積されている資金量は 4 億 7900 万ペソである。基金の収

入規模を見ると、1999 年以降、平均して 1 億 6000 万ペソ程度で推移している（図 2.3.2 参照）。

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

200,000

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

年

千ペ

ソ 電化プロジェクトへの支出

収入

（出所）表 2.3.2 より作成。 図 2.3.2 ER1-94 電化基金，1994～2003 年

表 2.3.2 ER1-94 電化基金，1994～2003 年

電化プロジェクトへの支出

収入 小計 利用可能な資金残高

1994 0 24,167 24,167 -1995 6,966 54,824 47,858 -1996 9,101 62,125 53,024 -1997 7,134 69,544 62,410 -1998 22,993 73,594 50,601 -1999 82,960 178,597 95,637 -2000 120,314 155,513 35,199 -2001 83,832 140,437 56,605 -2002 72,858 155,680 82,822 -2003 29,544 - - 478,779

（出所）DOE

（単位：千ペソ）

2-10

２．３．３ NEA 補助金

NEA の補助金は政府の一般予算支出として確保されるものである。1990 年以降、累計で 38 億

8846 万ペソが支出された。1999 年以降、アジア通貨危機直後の 1997～98 年に予算額は縮小され

たが、1999 年から通貨危機以前の水準にまで増額され、2000 年以降は年間 4 億ペソを超える水準

を保っている（図 2.3.3 参照）。 2003 年の予算もほぼこれまでの水準並みの 4 億 5000 万ペソが認められている。ただし、政府

はその 15%を来年度に繰り越すことを決めているので、実際の予算は 3 億 8250 万ペソとなる。し

かし、政府の一般予算が逼迫していることから、予算管理局（DBM39）が予算執行を遅らせてい

たが、2003 年予算は 10 月に完全執行された。

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

1999 2000 2001 2002

年

千ペ

ソ

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

予算額

NEAの実行額

EC当たり平均補助額

（出所）表 2.3.3 より作成 図 2.3.3 NEA の年間補助予算額，1999～2002 年

表 2.3.3 NEA の年間補助予算額，1999～2002 年

予算額 NEAの実行額 EC当たり平均補助額

1999 505,000 333,461 2,7792000 530,000 426,862 3,5572001 535,350 477,623 3,9802002 654,783 406,402 3,387

（出所） NEA

39 Department of Budget and Management

（単位：千ペソ）

2-11

２．３．４ NPC-SPUG ミッショナリー電化 ミッショナリー電化の資金は電力産業改革法（EPIRA）で導入されたユニバーサル・チャージ

で賄われる。新規の地方電化のための電源開発のかなりの部分は、NPC-SPUG の設備投資に依存

しているのが実態であり、ユニバーサル・チャージへの期待は高い。 しかし、現実はかなり厳しい。1988 年から 2000 年までの NPC-SPUG に対して支払われた補助

金の実績を見ても明らかなように、運転費の負担が増加する半面、補助金がそれほど増えている

わけではなく、1990 年代後半では新規設備への投資は補助金全体の二割以下にとどまった（図

2.3.4 参照）。その結果、2002 年の NPC-SPUG によるバランガイ電化は 107 か所に過ぎないという

のが現状である。 また、現状のユニバーサル・チャージの認可状況についても、前述のように 2003 年の申請額

9.52センタボ/kWhに対して ERCが認めた金額は 3.37センタボ/kWhに過ぎず、その乖離は大きい。

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

年

百万

ペソ

投資

運転

（出所）表 2.3.4 より作成。

図 2.3.4 NPC-SPUG への補助金の推移，1988～2000 年

2-12

表 2.3.4 NPC-SPUG への補助金の推移，1988～2000 年 （単位：百万ペソ）

運転 投資 Total1988 16.19 - 16.191989 18.61 3.01 21.621990 59.29 122.78 182.071991 146.80 1,276.88 1,423.681992 193.46 1,518.10 1,711.561993 197.52 511.49 709.011994 292.57 785.83 1,078.401995 481.32 552.71 1,034.031996 616.50 147.51 764.011997 814.58 494.36 1,308.941998 1,183.53 250.35 1,433.881999 1,065.32 273.57 1,338.892000 1,905.90 287.34 2,193.24

（出所）2002MEDP ２．３．５ IPP

IPP の地方電化資金には二種類がある。一つは前述の ER1-94 の前払いであり、もう一つがバラ

ンガイ寄付金40である。 前者の ER1-94 の前払いは、発電事業者である IPP が 0.5 センタボ分の電化基金を前払いする形

で納め、それを実際の発電量に応じて償却するものである。 これに対して後者のバランガイ寄付金は IPP の負担で行われるものであり、ER1-94 の前払いと

は異なり、資金回収できるものではない。 ミラントは 2000 万ドル（10 億ペソ）を投入し、1500 カ所のバランガイを電化することを約束

した。このうち 1000 カ所のバランガイ電化はすでに終了しており、2004 年に 300 カ所、2005 年

に 200 カ所を電化する41。 KEPCO は 500 万ドルを拠出して 260 カ所のバランガイ電化を約束した。うち 60 カ所の電化は

終了しており、2004 年以降で 200 のバランガイを電化する42。 ２．３．６ ODA 資金

これまでにいくつかの二国間、多国間の援助資金が投入されていが、大半は個別のプロジェク

トベースで実施され、継続的なプログラムを長期にわたって継続するほどまとまったものにはな

っていない。 そのようななかで、フィリピン政府と世銀との間でアダプタブル・プログラム・ローンを使っ

た地方電化の推進が計画されており、ここで資金の投入と新しい地方電化の事業モデルの検証を

行おうとしている。（プロジェクトの詳細については、2.4.2 節を参照）

40 Adopt-a-Barangay 41 ミラントはパラワン州で 2003 年に 17 カ所、2004-05 年に 33 カ所、合計 50 カ所のバランガイを電化する。 42 KEPCO はパラワン州では 2004 年に 34 バランガイを電化する。

2-13

２．４ 地方電化プログラムの実施状況

２．４．１ 国連開発計画（UNDP43）：パラワン新再生可能エネルギー生活支援プロジェクト44

プロジェクトの目的は、ディーゼル発電を再生可能エネルギーで代替することにより地球温暖

化ガスの発生を長期的に削減することであった。また、その資金の一部には世界環境基金（GEF45）

が使われた。 プロジェクトは大きく次の四項目で構成された。

• 地方政府部局（LGU46）と電化組合（EC）の能力強化 • 再生可能エネルギーに係わる住民啓発キャンペーン • 再生可能エネルギーセンターの設置 • 再生可能エネルギー・サービス会社（RESCO47）モデルを支援するためのリスク分担

メカニズムの設計と実施

表 2.4.1 パラワン新再生可能エネルギー生活支援プロジェクト 期間 2000 年 2 月開始（3 年間を予定） 実施機関48 Center for Renewable Resources and Energy Efficiency (CRREE) 資金 UNDP/GEF US$

協調出資 UNDP/TRAC US$州政府 US$シェル US$

合計 US$

750,000

100,000300,000

1,400,0002,550,000

（出所）UNDP このプロジェクトの実施を通して、RESCO がパラワンの未電化バランガイに対して再生可能エ

ネルギー・サービスの提供を拡大することで、1500 万リットルの軽油の消費と 1 万 2000 トンの

二酸化炭素（CO2）排出を削減することが可能となる。 再生可能エネルギー利用の拡大を図るために、政府はパラワン天然ガス開発による収入を当て

ること決めており、目論見では、年間 1 億～2 億ドル、総収入額として 20 億ドルが政府の収入が

州政府にもたらされるものと予測している。 とりわけ SHS49の導入拡大を RESCO モデルで実施しようとしており、その事業可能性を検証する

ために、シェル・インターナショナル・リニューワブル・リミテッド50とコミュニティ・パワー・

コーポレーション51がプロジェクトに参加し、六つのバランガイでパイロット・システムの設置を

行う。

43 United Nations Development Programme 44 Palawan New and Renewable Energy and Livelihood Support Project 45 Global Environmental Facility 46 Local Government Unit 47 Renewable Energy Service Company 48 Executing Agency 49 Solar Home System 50 Shell International Renewable Ltd. 51 Community Power Corporation

2-14

この RESCO モデルの実施にあたっては、事業者と消費者との間にある事業リスク（消費者か

らの支払いと事業者のコスト回収に係わるリスク）を軽減するためのリスク分担の仕組みを作る

ことになっている。この仕組み作りに必要となる資金は GEF から提供される。 同時に民間の RESCO に対して資金面でのインセンティブを与えるために、税制優遇措置、輸

入関税の免除、手続きの簡素化などの制度設計も行う。 なお、RESCO 事業の枠組み作りでは、当初、装置の所有権を事業者に残したまま、需要家に小

規模なシステムを設置し、サービス料金を取ることで、初期投資と運営コストを回収するという

事業モデルを想定していたが、シェルの経験に基づいた提案によりソーラー・システムを売り切

り販売するという別のモデルに変更された。 このような事業モデルの形成と並行して、再生可能エネルギー普及に必要となる人材育成や技

術教育を促進するために、プロジェクトでは政府、RESCO、住民の間の仲立ちをする機関として

再生可能エネルギー開発センター（REDC52）を設立する。この REDC は NGO として運営される。 このプロジェクトを実施するために、CRREE が主契約者、フィリピン大学ソーラー研究所、エ

ンジニアリング研究開発基金53などがサブ契約者として、委託が行われた。 プロジェクトの中間報告書として、2000 年と 2001 年の年報が出されている。そのなかで 2001

年の年報は、プロジェクトの実施期間を 2003 年末まで延長することを求めた。 ２．４．２ 世界銀行のアダプタブル・プログラム融資54 現在、フィリピン政府と世銀との間で地方電化の促進に必要な改革と投資を支援するためのプ

ログラム融資の交渉が行われている。 この融資プロジェクトは大きく次の三つで構成されている。

① 地方電化 • 分散型電源：グリッドの延長が経済的に難しい地域で、ミニグリッドあるいは独

立型システムを使った電化を進める。できる限り政府の補助を少なくし、民間投

資を促進するためのさまざまな仕組みを試みる。 • EC のグリッド延長：EC の経営能力強化と財務の強化を行う。このため、既存設

備の改善、既存配電網内の新たな顧客の獲得、EC の制度面での強化を行う。 ② 能力強化55

• オフグリッド・システム：再生可能エネルギーの商業化の障害を取り除くため、

関連する政府機関、金融機関、民間の能力強化を行う。 • 投資リスクを低減するためのさまざまな仕組みを開発する。 • 地方電化プログラムを推進するための補助、料金、規制などについて政策の立案

と実施を行う。 ③ 国家電化庁（NEA）の立て直し

• NEA のリストラに必要なコストを融資する。

52 Renewable Energy Development Center 53 UP Engineering Research and Development Foundation 54 Adaptable Program Loan 55 Capacity Building

2-15

14 年間にわたるプロジェクトの総コストは 2 億 4400 万ドルに及ぶ。これには、世銀のアダプ

タブル・プログラム融資とGEFの無償資金が適用される。この融資は四つのフェーズに分割され、

それぞれのフェーズについて目標が設定され、それを満足しなければ次のフェーズに進むことが

できない。フェーズごとに目標とする接続数は表 2.4.2 に示すとおりであり、フェーズ 4 終了時ま

でにミニグリッドで 5 万戸、SHS で 13 万 5000 戸を電化する。 分散型発電機とミニグリッドを使ったシステムでは、政府の補助金を 小にするような民間事

業モデルの導入を狙っている。ここでは複数のバランガイをまとめることで、事業化に必要な量

的な規模を確保しようとしている。民間事業者（認定第三者56）は、例えば 15～20 年の事業権契

約に基づいて、ミニグリッドを使った配電事業を行う。もちろん、事業規模や需要密度の点で必

ずしも完全に収益ベースで事業が成立するわけではなく、事業に対して何らかの補助が必要とな

ると考えられる。このため、事業権の入札選定にあたっては、予想する事業成果に基づいた57評価

を行い、 も料金が安く、補助金が少なくて済む事業者が選定される。 独立型再生可能エネルギーシステムでは、グリッドあるいはミニグリッドを使ったシステムの

導入が難しい地域で SHS58の普及を図る。

表 2.4.2 フェーズごとの接続目標数 APL1 APL2 APL3 APL4 ミニグリッド

• フェーズごとの接続目標数 • 接続数の累積 • 次のフェーズに進むために必要

な接続数

8,000 8,000 2,000

13,500 21,500 11,000

14,500 36,000 22,600

14,000 50,000

SHS • フェーズごとの接続目標数 • 接続数の累積 • 次のフェーズに進むために必要

な接続数

10,000 10,000 2,000

18,000 28,000 14,500

40,000 68,000 35,000

67,000

135,000

（注）APL: Adaptable Program Loan （出所）DOE＆DBP 2003 （１）投資（2 億 4400 万ドル） ミニグリッド電化

近隣の複数のバランガイを一つのパケージにまとめることで電力需要を確保し、ミニグリッド

による電力供給事業として成立可能な規模を作り上げる。EPIRA で導入を定めた認定第三者59の

参入を想定しており、フェーズ 1 において RESCO、NGO、電化のために設立された組合など、さ

まざまなビジネスモデルでパイロット事業を行い、 も適切なものを選定する。具体的には、パ

ッケージ化された六つのミニグリッド電化事業を通して 6000 戸を電化する。プロジェクト全体を

通して 6 万戸、 大 3 万 kW の電化を目標とする。このうち、少なくとも 5000kW は独立型再生

56 Qualified Third Party 企業ばかりでなく NGO や地域の EC などもその対象となる。 57 Performance-based 58 Solar Home System 59 Qualified Third Party

2-16

可能エネルギー、またはディーゼルと再生可能エネルギーを使ったハイブリッド・システムで電

力供給を行う。費用は 6600 万ドルを見込んでおり、このうち GEF が 20 万ドルを負担する。

SHS クレジットライン フィリピンには現在 250 万戸の未電化家屋が残されており、2006 年に全てのバランガイが電化

されたとしても、まだ 100 万戸以上が未電化のままで取り残される。 分散的に点在するそのような未電化の家屋に対し、GEF の能力強化などのプログラムの下で、

民間の供給者や NGO が小規模な SHS（20～60Wp）を供給する。また、SHS を購入する需要家や

ディーラーに対して融資を提供するために、世界銀行が地方銀行、マイクロファイナンス機関を

通して資金を供与する。GEF の資金を活用して、これらの金融機関に対する研修を行うとともに、

需要家やディーラーに対して部分信用保証を行う。プロジェクト全期間を通じて SHS など太陽光

（PV60）システムにより 20 万戸、フェーズ 1 では 1 万 1000 戸の電化を目指す。これに要する費

用は 1 億 3100 万ドルであり、このうち GEF の資金 70 万ドルがフェーズ 1 で供与される。 部分信用保証基金

再生可能エネルギー普及の一つの障害は、民間金融機関による中長期の資金供与の仕組みがな

いことである。 この問題はすでにUNDP/GEFの再生可能エネルギー開発の障害をなくすための能力強化プロジ

ェクト（CBRED61）において認識されており、このプロジェクトにおいて再生可能エネルギー導

入に対する部分信用保証のパイロット事業が行われる予定である。しかし、SHS はその対象に入

らないため、UNDP/GEF プロジェクトの成果を踏まえて SHS 購入者へ融資に対する信用保証制度

を構築する。この資金は GEF が負担し、フェーズ 1 において 100 万ドル、全期間を通して 340 万

ドルの供与が予定される。

改革関連投資 人員合理化を柱とする NEA の改革、配電網のリハビリや配電損失の低減のための投資による電

化組合の体質強化を行う。プロジェクト全期間で、約 30 の電化組合を対象としてこれを実施する。

この投資による新規の電化家屋数は約 4 万戸と見込まれている。

（２）技術協力（1920 万ドル） 次の分野で技術支援を行う。

オフグリッド電化に適した再生可能エネルギー導入に際しての障害の除去

DOE、NEA、ERC、金融機関（DBP、LBP、地方銀行、マイクロファイナンス機関）、民間（PV会社、電化組合、NGO）の能力強化

電化組合の改革に対する政策立案の支援 マーケット構造の詳細な分析を通じた投資リスクの軽減、補助金・電気料金・規制など

60 Photovoltaic 61 Capacity Building to Remove Barriers to Renewable Energy Development

2-17

２．４．３ オランダ政府の SHS 援助（Environmental Improvement for Economic Sustainability, 2002～2006）

地域 I～IV およびコーディレラ自治地域（CAR62）において、フィリピン国家石油会社（PNOC63）

が事業主体となり、1 万 5000 台の SHS を設置する。これは、オランダのシェルソーラー社が 50Wp 型 SHS を供給し、オランダ政府が設備費の 60％を助成するという輸出振興プロジェクトである。

シェル・リニューアブル・フィリピン64社が PNOC との契約に基づき、需要家の特定と技術指導

などを行う。SHS の設置者に対するアフターサービスとして、設置後 6 カ月間に 2 回の訪問がこ

のプロジェクトに含まれているが、それ以降の維持管理は有料となり、設置事業者とディーラー

との間の契約に基づいて提供される。 パイロットプロジェクトではプリペイド方式の料金徴収が実施された。また、このプロジェクトに

はバッテリーのリサイクルが含まれており、PNOC はフィリピン・リサイクリング65社とバッテリー

リサイクルの契約を結んでいる。2003 年 5 月までにすでに 1000 戸以上に対して SHS を設置した。 ２．４．４ フランス（Photovoltaic Rural Electrification Service Project） これは、ビサヤスおよびミンダナオ地域にある既電化村落を対象として太陽光発電装置を設置

する計画であり、現在フィージビリティ調査段階にある。このプロジェクトでは、128 カ所の バランガイにある 1 万 8000 戸を電化する。太陽光発電とディーゼル発電のハイブリッド・システム

を使ったミニグリッドと SHS 電化を組み合わせて電化する。 電気料金は現在のエネルギー支出額相当に設定され、料金収入はシステムの運転・維持管理・

スペアパーツの購入に当てられる。また、この計画の一つの特徴は、マイクロファイナンスおよ

び小規模な企業の支援を行っている非営利団体「TSPI 開発66」との提携でプロジェクトを実施し、

電化と生活向上を直接的に結び付けようとしている点にある。 ２．４．５ ス ペ イ ン （ SPOTS: Solar Power Technology Support to Agrarian Reform

Communities） このプロジェクトは貧困削減政策の一部として、ミンダナオの農地改革コミュニティ（ARCs67）

を太陽光発電により電化するものである。スペイン経済省は本プロジェクトに対して 2003 年 3 月

から 2004 年 9 月までのプロジェクト期間に 2500 万ドルのソフトローンを供与する。フィリピン

側カウンターパートは農地改革省68であり、DOE はエネルギー供給に関する部分の技術支援を行

う。対象地域はミンダナオの地域 IX （ザンボアンガ半島69）、地域 X（北ミンダナオ70）、地域 XI

62 Cordillera Autonomous Region 63 Philippine National Petroleum Corporation 64 Shell Renewable Philippines 65 Philippine Recycling Inc. 66 TSPI Development Corporation 67 Agrarian reform community 68 Department of Agrarian Reform 69 Zamboanga Peninsula 70 Northern Mindanao

2-18

（ダバオ地域71）、地域 XII（ソックスクサージャン72）、地域 XIII（カランガ地域73）である。プロ

ジェクトの設計はフィリピン側が行い、機材の供給はスペインの BP ソーラー74社が行う。太陽光

発電システムの運転管理、料金徴収などは受益者が行う。 このプロジェクトは、ARC の公共施設、学校、診療所、給水施設、農業生産施設、住宅の PV

電化事業と、農業・農産物加工の振興事業という二つで構成されている。 ２．５ 地方電化の推進に係わる今後の課題

EPIRA の成立を通して、新たな電力産業構造と市場環境を整備するなかで、地方電化の促進が

行われようとしているが、依然として課題は残されている。一つが電化の推進体制であり、もう

一つがそのための資金をどのように確保していくかという点である。 ２．５．１ EPIRA の下での地方電化の推進体制

ミッショナリー電化のための電源の供給は、現状では NPC-SPUG がその責任を負っているが、

この分野にも民間投資の促進が求められている。このため、EPIRA の体制の下で、既存の

NPC-SPUG の発電所資産の民間への売却や、民間企業が地方電化に投資する際の補助金の提供と

いった方策が認められた。 ユニバーサル・チャージを使った地方電化の推進については、フランチャイズを認められた EC

が電力供給を行わない地域において、認定された第三者が当該地域で電気事業を行うことが可能

となった。 このような方策を導入した理由は、NPC-SPUG が進めるミッショナリー電化に要するコストが

年々膨らんだ結果、一方では確かに補助金も増大したものの、他方、未電化地域を電化するため

の新たな投資にまでその補助金が回らなくなってきたためである（2.3.4 節参照）。すなわち、既

存の事業の運営費で発生する損失が急速に膨らみ、補助金を含めた NPC-SPUG の収支は既存事業

の維持だけで手一杯となってしまったことがあげられる。 このような問題を解決するために、NPC-SPUG に代わる投資家を民間部門から求めようという

のがそのねらいである。とはいうものの、民間事業者に対してもユニバーサル・チャージを通し

て初期投資分に対して補助金を与えることは可能となったが、投資家の立場からは、地方電化は

依然として投資に対する収益率は低いと判断するのが一般的であり、現状の制度がどの程度のイ

ンセンティブとして働くのか、疑問はまだ残る。 今後電化を進めなければならない地域は、事業経済性の点から見てもますます条件が悪くなる

ことは明白であり、これまでのような NPC-SPUG と EC による配電網を使った電力供給を電化方

法の柱に置くこと自体が市場環境から見て難しくなってくる。

71 Davao Region 72 Soccsksargen 73 Caranga Region 74 BP-Solar

2-19

２．５．２ 予算確保 当面の目標である 2006 年までのバランガイ電化の達成のために調達可能な資金規模を見ると、

とりあえず政府にとって管理可能な資金源として考えられる DOE のバランガイ電化プログラム

（BEP）、ER1-94 の電化基金、NEA の一般会計予算、ユニバーサル・チャージの合計額が 6 億 9000万ペソである（表 2.5.1 参照）。 一方、既存の未電化バランガイを EC の配電線延長で電化しようとすると、NEA の試算値であ

る一バランガイ当たり平均 100 万ペソを前提として、2004 年から 2006 年までの三年間に毎年 1200～1300 カ所のバランガイを電化するためには、年間 12～13 億ペソが必要となる。 この数字からわかるように、政府が支出可能な資金は所要資金のおよそ半分である。残りの資

金を確保するためには、政府の財政支出以外に、ODA 資金や民間資金の動員を図るとともに、受

益者が所要資金の一部をコストとして負担することも考えなければならない。 さらに所要資金規模と調達可能な資金規模の乖離が大きいため、配電線の延長だけでバランガ

イ電化を達成することは難しく、投資規模の小さい別の電化方法、すなわち独立型電源の投入75な

ど、電化手法の組み合わせにより総投資額を抑えることを考えなければならない。

表 2.5.1 政府が管理可能な年間資金投入規模 BEP 1 億 3000 万（ペソ／年） ER 1-94 1 億 6000 万 NEA 4 億 ユニバーサル・チャージ ?? 合計 6 億 9000 万

（出所）JICA 調査団推定

75 これは初期投資規模で見ているのであって、必ずしも kWh 当たりの発電コストが低くなることを意味するわけではない。典

型的な例が SHS の導入であり、出力の点からみても配電線に比べて接続可能な電化機器の数は限られるし、かつ、まとまっ

た数の需要家を一度に電化する際に独立型が適しているかどうかも別の話である。

3-1

第３章 パラワン州の電力セクターの現状 ３．１ パラワン州の電力セクター構造 （１）NPC-SPUG および ECs

NPC-SPUG は、パラワン州の大半の発電設備を保有し、発電設備計画、運用・維持管理業務を

実施している。 NPC-SPUG が所有する発電設備の他に、パラワン州で唯一の IPP1発電事業者である Delta-P（旧

名 Paragua）発電会社がある。Delta-P 発電会社は、BOT 方式で建設された発電所であり、1997 年

に運転を開始し、10 年間契約で NPC-SPUG に電力卸売りを実施している。 NPC-SPUG は、自社の発電電力および IPP からの購入電力のほとんどを、パラワン州にある 2

つの電化組合（PALECO2および BISELCO3）に売電している。 パラワン州では、この 2 つの電化組合によって配電事業が実施されている。PALECO は、パラ

ワン本島を主として事業を実施しており、その需要家数はパラワン州の需要家全体の約 9 割を占

めている。BISELCO は、パラワン州北部の Busuanga 島、Culion 島、Linapacan 島および Coron 島

に電力を供給している。 これらの EC は、組合員の出資金により、配電網の計画、整備、維持管理業務、料金収受を実

施している4。 （２）その他の電気事業への取組み その他に、バランガイ電化組合（BAPA）5、小型ディーゼル発電機によりバランガイのクラス

ター単位（数十世帯）で住民に電力を供給している個人事業家や、未電化村において独自に太陽

光パネルを購入し自家消費している需要家、供給信頼度の低さから自家用発電機をバックアップ

電源として保有しているホテルやスーパーマーケットなどの大口需要家の例がある。

NPC-SPUGIPP (Delta P)

BAPA

POPSCaptive

PALECO

Consumers

Gen.

Trans.

Dist.

Supply

BISELCO BAPALGU

Gen.

Dist.

Supply

Gen.

Supply

NPC-SPUGIPP (Delta P)

BAPA

POPSCaptive

PALECO

Consumers

Gen.

Trans.

Dist.

Supply

BISELCO BAPALGU

Gen.

Dist.

Supply

Gen.

Supply

図 3.1.1 パラワン州の電力セクター構造

1 Independent Power Producer：独立系発電事業者 2 Palawan Electric Cooperative：パラワン電化組合 3 Busuanga Island Electric Cooperative：ブスアンガ島電化組合 4 新電力法により、これまで NEA の管轄下にあった EC は、「協同組合開発法」に基づく株式型組合もしくは「会社法」に基づ

く株式法人に改組する選択権を付与されることになる（電力法第 57 条）。 5 Puerto Princesa City にある BAPA では、PALECO から電力を受電し、需要家に再販している。

3-2

３．２ バランガイ電化状況 ３．２．１ パラワン州政府の定義によるバランガイ電化状況

2003 年 3 月に制定された「A Resolution Adopting the Provincial Government of Palawan Definition regarding the Level of Barangay Electrification」により、州政府は電化バランガイを以下の 3 つのレ

ベルに分類した。定義から分かるように、この分類は電化率だけでなく、供給時間といった電気

の質にも配慮したものである。 LEVEL I ：家屋電化率 30%以下で少なくとも 10 軒が電化 LEVEL II ：家屋電化率で 30%～80%で 24 時間以下の電力供給 LEVEL III ：家屋電化率 80%以上かつ 24 時間供給でその地域の経済活動をサポート可能なシ

ステムを有す

2003 年 12 月現在のバランガイ電化および家屋電化の現状を図 3.2.1 および図 3.2.2 に示す。パラ

ワン州にある 431 のバランガイのうち 271 バランガイ（63％）が電化され、家屋数でみると 167,391軒のうち 56,924 軒（34%）が電化されている。

Un-Electrified160 Bgys.

37 %

Level I109 Bgys.

25 %

Level II118 Bgys.

28 %

Level III44 Bgys.

10 %

図 3.2.1 バランガイ電化の現状（2003 年 12 月末時点）

Un-Electrified110,467 HH

66 %

Level I6,093 HH

4 %

Level II22,185 HH

13 %

Level III28,646 HH

17 %

図 3.2.2 家屋電化の現状（2003 年 12 月末時点）

3-3

それぞれの電化レベルにおける電化方法（EC 配電線網、ミニグリッド、分散型6）、それぞれのバ

ランガイ数および家屋数を表 3.2.1 に示す。

表 3.2.1 電化レベル毎の電化方法 電化レベル 電化方法 バランガイの数 電化家屋数 LEVEL III EC 系統で 24 時間供給 44 28,646

EC 系統で 12 時間供給 111 21,512 ミニグリッドで 6 時間供給 1 300

LEVEL II

SHS / BCS 6 373 EC 系統 & 12 時間供給 57 4,258 ミニグリッド & 6 時間供給 5 570

LEVEL I

SHS / BCS 47 1,265

３．２．２ 州政府の電化プログラムと電化事業 （１）電化計画

1997 年から現在まで、州政府は PALECO と BISELCO の配電線網の拡張、ミニグリッドの新設、

NPC-SPUGの燃料代補助などに 1億 2000万ペソの資金を投入してきた。また、電化組合に対して、

開発資金の供与、あるいは、無利子の融資も行っている。 （２）エネルギー課の創設

州政府は、現在州計画開発局（PPDO7）の中にエネルギー課を設立する準備をしている。エネ

ルギー課の業務は、電源開発計画および電化事業計画の策定・調整・監督などである。したがっ

て、本調査終了後のマスタープラン見直しは、エネルギー課が担当することとなる。 なお、現在の職員数は 6 名8である。以下に電化事業例を示す。

（３）パラワン新再生可能エネルギー生活支援プロジェクト（PNRELSP） この事業の目的は、再生可能エネルギーサービス会社 （RESCO）の再生可能エネルギー事業の

可能性と再生可能エネルギーの生産的利用による経済活動の効果を実証することにある。事業関

係者は、再生可能エネルギーセンター（CRREE）、州政府、国連開発計画（UNDP9）、フィリピン

大学太陽光研究所（UP Solar Lab）、シェルソーラーである。 （４）太陽光および風力ハイブリッド地方電化事業 この事業は、5kWp の太陽光発電および 10kW の風力発電によるハイブリッド発電のモデル事業

であり、Rizal 県の Candawaga バランガイで 200 軒の電化を行なう。事業関係者は、エネルギー省

（DOE10）、UNDP、州政府、パラワン工業専門学校である。

6 SHS（Solar Home System）および BCS（Battery Charging Station）など。 7 Provincial Planning and Development Office：州計画開発局 8 本調査のカウンターパートでもある。 9 United Nation Development Programme：国連開発計画 10 Department of Energy：エネルギー省

3-4

３．２．３ BAPA11（バランガイ発電組合）電化事業

2003 年 10 月現在、州政府は BAPA 事業に伴う 6 つの小規模電化システムを所有している（図

3.2.3 に BAPA 事業の概要を示す）。州政府、PALECO および BAPA の 3 者は、BAPA 事業の実施に

関して協定を結んでいる。3 者の役割は以下の通り。 州政府 ：資金提供および設備の保有 PALECO ：電化工事および BAPA に対する技術支援 BAPA ：設備の運転および維持管理

なお、州政府が所有する設備は、BAPA に年間 1 ペソで貸し付けられている。

図 3.2.3 BAPA 事業の概要

11 Barangay Power Association

PGP

PALECO

BAPA

CONSUMERS

Financed & Owned the System

Leased to BAPA @ P1.00/annum

Construct & Technical Assistance

Operate & Maintain

Counterpart: Powerhouse site

Members Consumers

7

TRIPARTITE MOA

図 3.2.4 Port Barton 発電所

3-5

図 3.2.5 3 x 50 kVA 発電機

PGP-BAPA と NPU-SPUG+EC の電力事業の比較を表 3.2.2 に示す。NPU-SPUG+EC システムは

300kW 以上の発電設備であるのに対し、BAPA は 150 kVA となっている。BAPA の配電設備は NEAの基準を満たしている。電力供給時間については、NPU-SPUG+EC システムが本島で 24 時間、離

島で 6～12 時間の供給に対して、BAPA ではバランガイの規模に応じて 6 時間または 12 時間とな

っている。設備面では、NPU-SPUG+EC システムでは、発電設備は NPC-SPUG、配電設備は ECがそれぞれ責任を持つのに対して、BAPA では、すべて BAPA 自身で管理することとなっている。

電気料金は、NPU-SPUG+EC が 5.80 ペソ / kWh、BAPA は 15.00 ペソ / kWh である。また、

NPU-SPUG+EC システムでは、組織が確立していることとユニバーサルチャージが利用できるこ

とから安定しているが、BAPA は、発電機の修理や点検を行なう技術者がいないことが課題とな

っている。

表 3.2.2 NPC-SPUG+EC と BAPA の事業比較

NPU-SPUG+EC BAPA

電力システム 300kW 以上の発電規模と配電設備 150kVA の発電規模と配電設備

電力供給時間 6～12 時間、24 時間 6 時間、12 時間

運転 NPC：発電 EC ：配電 BAPA：発電、配電

補助金 NEA & NPC

（ユニバーサルチャージ） PGP

（投資時のみ。運転維持管理はなし。）

需要家 都市部家屋 商業ユーザー

地方部家屋 （農業および漁業従事者）

電気料金 / kWh 5.80 ペソ 15.00 ペソ

信頼性 /持続性 高い 維持管理に課題

3-6

３．３ 発電設備

３．３．１ ディーゼル発電設備

（１）概況

パラワン州では、一部の小規模の再生可能エネルギー等による発電設備を除き、発電設備はす

べてディーゼル発電設備であり、NPC-SPUG、IPP、BAPA、LGU（Local Government Unit）等によ

って運転されている。 NPC-SPUG は、発電船（Power Barge）1 つを含む 16 のディーゼル発電所を所有している。発電

船はかつてミンダナオ島にて運転されていたが、プエルトプリンセサの電力不足を緩和するため

2001 年にパラワン州に移された。NPC-SPUG のディーゼル発電所のうち、 も古いものは 1988年に運転を開始し、 も新しいものは 2002 年に運転を開始している。

パラワン州で唯一の IPP である Delta-P（かつてのパラグア発電所）は、総設備容量 16MW で、

1997 年に運転を開始した。 上記の EC の既存配電線に接続している発電所のほかに、BAPA によって 7 発電所、Rizal LGU

によって 1 発電所が所有されている。BAPA の発電設備は、全て 2001 年に運転を開始している。

LGU の発電設備は、1996 年に運転を開始したが、現在は予備発電機となっており、常時運転はさ

れていない。 その他にも、小規模で BAPA に似た組織を作っている地域住民12や個人等が所有する発電設備が

パラワン州には多数存在するが、その実体の把握は困難であること、および、規模が非常に小さ

いことから、本調査の対象外とした。 図 3.3.1 に IPP、NPC-SPUG、BAPA、LGU の発電設備位置を示す。 次に、発電機メーカーについてみると、表 3.3.1 のとおり、さまざまなメーカーの発電機13がパ

ラワンに設置されている。1997 年以降パラワン州で設置されているディーゼル発電設備は全て

Perkins 社製である14。

表 3.3.1 発電機メーカー別ディーゼル発電機設置状況 発電機メーカー 1988 1990 1992 1993 1995 1996 1997 1998 1999 2001 2002

CKD 1 1 Daihatsu 4

GM 2 MAN 2 2

Perkins 8 3 3 3 3 6 2 2 Pielstick 2 合計 6 2 12 3 4 1 3 3 6 2 2

12 PGP 関係者の話では約 30 カ所あるとのこと。15kW 程度の発電機を１台所有し数十件の需要家に電気を供給している。 13 MAN はドイツ製、ＧＭはアメリカ製、Daihatsu は日本製、CKD はチェコ製、Perkins はイギリス製である。 14 Perkins 製のエンジンは高速回転タイプエンジンである。高速タイプエンジンは一般的に価格は安いが、連続運転可能時間は短

い。現在のところ、ほとんどの Perkins 製エンジンは 12 時間以下の供給地域で使用されているため大きな問題はないが、将来

運転時間を 24 時間にアップグレードする際には運用に支障が生じるものと考えられる。したがって、今後のディーゼル発電

機の導入に当っては、供給時間（すなわち、運転時間）を考慮して導入計画を策定する必要がある。

3-7

図 3.3.1 既存ディーゼル発電設備および設備容量

ARACELI DPP 326 kW

AGUTAYA DPP217 kW

BALABAC DPP 326 kW

BROOKE’S POINT DPP600 kW

BUSUANGA DPP1,620 kW

CAGAYANCILLO DPP217 kW

CULION DPP423 kW

CUYO DPP1,634 kW

EL NIDO DPP423 kW

LINAPACAN DPP108 kW

NARRA DPP1,448 kW

POWER BARGE 106 DPP 14,400 kW

PUERTO PRINCESA DPP9,000 kW

ROXAS DPP943 kW

SAN VICENTE DPP586 kW

TAYTAY DPP 586 kW

DELTA-P DPP (IPP) 16,000 kW

Backbone Transmission Line

総発電設備容量 : 48.9 MW（2003 年 2 月末現在）

LGUBgy. Punta Baja

BAPABgy. Port Barton

BAPA Bgy. Liminangcong

BAPABgy. Dumaran (Pob)

BAPABgy. Santa Teresita

BAPA Bgy. Manamoc

3-8

（２）発電機出力

発電設備の出力は定格出力（Rated Capacity）と信頼可能出力（Dependable Capacity）で管理さ

れており、NPC-SPUG の内では Monthly Report にて毎月報告されている。信頼可能出力の定義は、

一般的にはエンジンに不調を生じることなく連続運転が可能な出力と定義される。例えば、ある

負荷においてエンジン冷却水温度、排気温度等が制限値に達したり、異常な振動が生じ始めたり

して、その負荷での連続運転ができないようになった場合、その負荷が信頼可能出力となる15。 2003 年 2 月現在のパラワン州における NPC-SPUG と IPP のディーゼル発電設備の定格出力およ

び信頼可能出力の合計は、それぞれ 48.9MW および 36.8MW であり、信頼可能出力は定格出力に

比べ 2 割ほど低下している。 定格出力と信頼可能出力の比を D-R ratio と定義する。例えば、Puerto Princesa City DPP の 2 台

の発電設備について計算すると表 3.3.2 となる。

表 3.3.2 Puerto Princesa City DPP の D-R 比

Diesel Power Plant 定格出力 （kW）

信頼可能出力 （kW） D-R 比

No.1 3,500 3,000 0.857 Puerto Prinecesa DPP No.2 5,500 3,000 0.545

パラワン州における NPC-SPUG と IPP の発電設備の D-R 比を計算し、高いものから順にならべ

たものを図 3.3.2 に示す。

（出典: 調査団作成 2003 年 2 月現在）

図 3.3.2 各発電所の発電機毎の D-R 比

15 新品のエンジンの場合、一般的に定格出力の 90%程度に設定される。

0.000

0.200

0.400

0.600

0.800

1.000

1.200

1

D-R ratio

Delta Power 1 Delta Power 2

Delta Power 4 Agutaya 1

Roxas 1 Agutaya 2

El Nido 2 Taytay 2

San Vicente 3 Culion 2

Busuanga 1 Busuanga 2

Linapacan 1 Linapacan 2

Cagayancillo 2 Roxas 3

El Nido 1 Roxas 4

Taytay 1 San Vicente 1

Culion 1 Araceli 1

Araceli 2 Balabac 1

Cagayancillo 1 Busuanga 4

Power Barge 106 1 Power Barge 106 2

Cuyo 5 Puerto Princesa　1

Roxas 2 Cuyo 1

Cuyo 4 Cuyo 3

Delta Power 3 Power Barge 106 3

Power Barge 106 4 Busuanga 3

Brooke's Point 1 Brooke's Point 2

Cuyo 2 Puerto Princesa　2

Narra 1 Narra 2

3-9

一般的に信頼可能出力は、オーバーホールから運転時間が経過するにつれて、各部品の調子が

徐々に悪くなるため低減していく傾向がある。しかし、図 3.6.6 にあるような D-R 比が 80%を下

回っている発電設備（PowerBarge 106 の No.3 および No.4 ユニット、Brooke's Point DPP の No.1 お

よび No.2 ユニット、Busuanga DPP の No.3 ユニット、Cuyo DPP の No.2 ユニット、Puerto Princesa DPP の No.2 ユニットの合計 7 ユニット）については、通常の経年出力低下以外の何らかの不具合

が生じていると考えられる。 図 3.3.3 は、縦軸に累積運転時間、横軸に D-R 比をとり、各メーカーの発電設備をプロットした

ものである。 この図からわかるように、MAN 製エンジンは累積運転時間が長いにもかかわらず、高い信頼可

能出力を有している。Daihatsu 製エンジンは運転時間が比較的短いが出力低下の割合が大きい。

特に、CKD 製エンジンについては、運転時間は短いにもかかわらず出力低下が著しい。

（出典：調査団作成 2003 年 2 月現在）

図 3.3.3 累積運転時間と D-R 比の関係

（３）熱効率

ディーゼル発電機の平均熱効率16にはグロス平均熱効率とネット平均熱効率があるが、ネット平

均熱効率は、実際に発電所から送電している電力に対する熱効率を示す。 2003 年 2 月時点における NPC-SPUG の発電設備のネット平均熱効率を図 3.3.4 に示す。

16 平均熱効率は、次の式により計算される。

Average Net Thermal Efficiency = Net Generation ( Gross Generation - Station Use) / Heat Supplied

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2

MAN GM

GM MAN

MAN Pielstick

Pielstick MAN

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Daihatsu

Daihatsu Perkins

Perkins Daihatsu

CKD Daihatsu

Perkins Perkins

Perkins CKD

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins

CKD

Daihatsu

Perkins

Penstock

GMMAN

累積運転時間（

hour）

D-R

3-10

図 3.3.4 NPC-SPUG の発電設備のネット平均熱効率

この図より、極端に熱効率が低い発電設備があることが分かる（囲み部分）。 図 3.3.5 に縦軸に累積運転時間を、横軸に平均熱効率をとったものを示す。このグラフからわか

るとおり、GM 製エンジンは熱効率がかなり悪い状況である。Daihatsu 製エンジンについても累積

運転時間が比較的短いにもかかわらず、熱効率がかなり低い。CKD 製エンジンも比較的低い熱効

率となっている。

図 3.3.5 累積運転時間とネット平均熱効率の関係

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1

Pielstick Pielstick

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins MAN

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins MAN

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

CKD Perkins

Perkins Perkins

Daihatsu Daihatsu

Daihatsu GM

GM

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

0 10 20 30 40 50

Average Thermal Efficiency(%)

Accumulated Running Hours(h)

Pielstick Perkins

Perkins Perkins

Perkins PerkinsPerkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins PerkinsPerkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins PerkinsPerkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

Perkins Perkins

MAN MANMAN MAN

GM GM

Daihatsu Daihatsu

Daihatsu DaihatsuCKD CKD

Pielstick

G M MAN

Pielstick

Daihatsu Perkins

CKD

ネット平均熱効率（

%）

3-11

ただし、熱効率はその設備の負荷率（実際の出力／定格出力）によりかなり影響を受ける。定

格負荷に近い負荷で運転されている設備の熱効率は高くなるが、定格出力より低い出力で運転さ

れている設備の熱効率は低くなる。図 3.3.6 を例に負荷率と熱効率の関係を説明する。ディーゼル

A の負荷率が 50%とすると、そのときの熱効率は負荷率 100%の場合と比べて 10%程度低下する。

ディーゼル B の場合は、2％程度である。 このように、製造者や型式により、負荷率による熱効率の低減度合いは異なる。先ほどの熱効

率と累積運転時間の関係にそれぞれの設備の負荷率を追加したものを図 3.3.7 に示す。

図 3.3.6 負荷率と熱効率の関係（例）

40

50

60

70

80

90

100

110

0 25 50 75 100

Load Factor(%)

Thremal Efficiency(%)

Diesel A

Diesel B

負荷率（%）

熱効率（

%）

3-12

図 3.3.7 累積運転時間と平均熱効率と負荷率の関係 全体的な傾向としては、負荷率の低下とともに熱効率も低下していく傾向があることが分かる。

熱効率の低下に関し、Perkins 製のエンジンについては、著しく低い負荷率が熱効率の低下に影響

していると考えられるが、Daihatsu 製エンジンおよび GM 製エンジンについては、負荷率の低下

に対して熱効率の低下が著しい。

（４）運転・保守状況

IPP 発電所 1 カ所、NPC-SPUG 発電所 5 カ所、BAPA 発電所 1 カ所において、発電設備の運転・

保守状況についての現地調査を実施した。調査項目は下記のとおりである。

運転・保守のための組織体制

・組織図

・勤務形態

・運転員数

・技術者数

要領書および諸記録

・運転要領書

・保守要領書

・定期点検スケジュール

・設備図面

・運転記録

・補修記録

燃料・潤滑油の在庫管理

燃料・潤滑油・スペアパーツの供給体制

燃料・潤滑油の品質管理体制

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Pielstick

Piels

tick

Perkins

Perkins

Perkins

Perkins

Perkins

Perkins

Perkins

Perkins

PerkinsMAN

Perkins

Perkins

Perkins

Perkins

Perkins

Perkins

Perkins

Perkins

PerkinsMAN

Perkins

Perkins

Perkins

Perkins

Perkins

PerkinsCKD

Perkins

Perkins

Perkins

Daihatsu

Daihatsu

Daihatsu GM GM

Therm

al E

ffic

iency(

%)

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

Ave

rage

Load

Fac

tor(

%)

ThermalEfficiency

AverageLoadFactor

Linearization(Average LoadFactor)

熱効率（

%）

負荷率（

%）

3-13

定期点検の実施状況

運転要領書の実施状況

ディーゼル発電設備の運転・メンテナンスマニュアルは基本的に製造者のものをそのまま利用

することが も適切である。なぜなら製造者毎、型式毎に運転法、点検方法、点検間隔が違うた

めである。そのため、マニュアル類については、内容の確認よりもそれらがそろっているか、ど

の程度遵守しているかということに重点に調査を実施した。 調査を実施する発電所の選定理由は以下のとおり。

IPP 発電所 ・Delta-P 発電所（設備容量 16,000kW） パラワン州での唯一の IPP 発電所

NPC-SPUG 発電所 ・Power Barge 106（設備容量 14,400kW） パラワン州の NPC-SPUG 発電設備では唯一、バンカーC 油で発電する大規模発電所

・Puerto Princesa City DPP（設備容量 9,000kW） 基幹系統に接続する大規模発電所

・Busuanga DPP（設備容量 1,620kW） 基幹系統に接続されていない大規模発電所

・Roxas DPP（設備容量 943kW） 基幹系統に接続されていない中規模発電所

・El Nido DPP（設備容量 423kW） 基幹系統に接続されていない小規模発電所

BAPA 発電所 ・Port Barton DPP（設備容量 162kW）

BAPA の運営する発電所 以下に各発電所の運転・保守状況について述べる。

（ア）Delta-P Delta-P は、定格出力 16MW（4.0MW×4、

Wärtsilä 製17）の IPP 発電所である。2003 年 1 月

までは、3 グループにより運営されていた

Paragua という名の発電会社であったが、NPC か

ら料金徴収ができず、施設のリース料が払えな

かったため、Wärtsilä が施設を差し押さえ、新た

に Delta-P として運営を開始した。全従業員はプ

ラントマネージャーを含め 27 人である。運転は

3 シフトで実施している。運転員は、4 グループ

各 3 人の計 12 人であり、メンテナンス要員は 8

17 フィンランド

図

3-14

人、その他事務員等が 6 人となっている。 No.1、2、4 ユニットは、定格出力での運転が可能であるが、No.3 ユニットはオーバーホールか

ら時間がたっており、 大出力 3.2MW とのことである（2003 年 3 月現在）。定期点検スケジュー

ルとしては、3,000 時間オーバーホール、6,000 時間オーバーホール、9,000 時間オーバーホールと

いった、内容の異なるオーバーホールを実施し、12,000 時間毎にメジャーオーバーホールを実施

している。なお、Wärtsilä とはメンテナンス契約を締結しており、保守作業および部品調達につい

ては Wärtsilä が実施するため現状では問題は発生していない。なお、定期点検時には、Wärtsilä のマニラ支店よりスーパーバイザーと作業員が来る。

各ユニットの運転状況（温度、圧力）については、CRT にて監視可能であり、良好な運転管理

状況であった。

（イ）Power Barge106 Power Barge106 は 、 定 格 出 力 14.4MW

（3.6MW×4、Daihatsu 製）の発電船である。運転

は 4 人１組の 3 交代制にて実施している。その他

に主任技術者 1 人、コントロール運転員 1 人、運

転員 2 人である。 No.1、2 ユニットは、2003 年 3 月現在 大出力

3.2MW にて運転可能であるが、0.4MW はリザー

ブとして 大出力を制限している。No.3、4 ユニ

ットは、現在 大出力 2.7MW18にて運転してい

る。定期点検スケジュールとしては、運転時間

3,000 時間でマイナーオーバーホール、運転時間

6,000 時間でセミメジャーオーバーホール、運転時間 9,000 時間でメジャーオーバーホールといっ

たように、内容の異なるオーバーホールを実施している。保守作業は、メーカーの保守マニュア

ルにそって実施しており、保守は適切に実施されていると考えられる。ただし、予備の部品につ

いては、十分に確保されておらず、非常時には他の発電所から調達することもあり、また、部品

を発注しても、納入時期は不明であることが多いとのことである。 発電船には、重油加熱用のボイラーが 2 台あるが、ボイラー水に混ぜる化学薬品がないとのこ

とで現状運転されていない。現在は、電気ヒータにて対応している。 運転記録は 7 種類ほどあり、毎時採取されている。記録には制限値も併記されており、適切に

実施されている。定期点検記録は、内容の概略は書いてあるだけであり十分とはいえない。故障

記録はあるが、この記録を活用する体系にはなっていない。 燃料等の在庫管理については、毎月マニラの本社に報告する義務がある。燃料の補給について

は、10 日前に補給依頼をする。

18 ダイハツマニラ事務所によると、かつて負荷変動の大きいミンダナオグリッドに接続されている時に、全負荷から無負荷にわ

たる運転を継続していたため、1 台のクランクシャフトが損傷した。他のクランクシャフトについては、損傷にはいたってい

ないものの、かなりの疲労が蓄積していると考えられるため、現状負荷制約を加えているとのこと。

図

3-15

（ウ）Puerto Princesa DPP 2 人 1 組の 4 グループにて 3 交代制で運転して

いる。シフトにあたっていないグループが保守

等を実施する。6 人は正社員であり、2 人は契約

社員である。 以前はトレーニングプログラムがあり、マニ

ラ等での研修も行われていたが、現在では、OJTでの研修が主となっている。 運転記録は１枚のみである。定期点検記録は

普段の補修記録と一緒に一冊のノートに記録さ

れている。内容は特記事項が記されているのみ

であり、十分な記録が実施されているとはいえ

ない。 なお、記録の様式は発電所毎に異なるとのことである。 燃料、潤滑油の品質検査は実施せず、サプライヤーの検査記録を確認するのみである。燃料供

給について問題はないとのこと。 点検には、定期点検（PM: Preventive Maintenance）と故障時修理（CM: Corrective Maintenance）

がある。調査時、2 号機は排気温度が異常上昇したため。CM 中であった。なお、定期点検時に交

換部品がない場合は、交換せず使用を続けるとのことである。

図 3.3.8 修理中の 2 号機

図

3-16

（エ）Busuanga DPP

運転は 5 グループ 3 交代制であり、1 グループ

はオフ、もう 1 つはメンテナンスを担当する。

各グループ 2 人であるが、1 人はメンテナンス専

任要員である。さらに記録類の確認担当者 1 人

を加え計 11 人となる。 Narra DPPの2台のMAN製発電機（合計1MW）

が 2003 年中に移設される予定であるが、建屋を

建設する資金の目処が立っておらず、移設実施

は難しいと思われる。移設にかかる費用は、移

送費用が 300,000 ペソ～500,000 ペソ、建屋建設

費用が 5～8 百万ペソである。 オーバーホールについては、発電所員で実施することが可能である。1 号機ついては、ベアリ

ングの消耗による接触があり 3 回焼損があった。その都度マニラの工場に送り修理を実施してい

る。CKD 製エンジンについては、新しい部品に交換後もたびたび故障し、現在はリタイアしてい

る。MAN製エンジンの定格出力は360kWであるが、エンジン冷却水の温度が高いため、現状250kWとなっている19。 燃料供給は、ドラム缶での供給のため単価が高い。発電所内にタンクを作りタンクローリーで

の供給を供給業者に要請しているとのことである。また、燃料のドラム缶は屋外に積まれており、

安全上、品質管理上不適切である。 記録類について、クリアランス記録、バルブタイミング記録等のオーバーホ－ル時の詳細記録

はない（現場のエンジニアは必要と考えている）。運転記録は各ユニット 1 枚。 （オ）Roxas DPP 運転は各 2 人 5 グループ 3 交代制（0 時～8

時、8 時～16 時、16 時～24 時、オフ、メンテ

ナンス）で運転している。その他にマネージ

ャーが 1 人、3 人のガード、2 人の事務員の計

16 人で運営している。 運転記録はユニット毎に 1 枚ずつ、毎時に

行われており、出力制限値は記載されていな

い。また、1 ユニット毎にメンテナンス記録書

があり、オイル交換、修理実績が記入されて

いる。オーバーホールは別に記録があり、何

を実施したかが詳細に記述されている（ただ

し、何を交換したか等）。 夕方には、全 4 台とも運転している。したがって、需給状況は厳しい状況である。1 台に故障が

あった場合には負荷制限を実施しているとのこと。 発電設備周りは整備されており問題はない。潤滑油は屋外にて保管されており、保管上問題が

ある。燃料タンクは 230,000L の貯蔵タンクと、各ユニットに 1,200L のデイリータンクがある。燃

料の補給は、週 1 回から月 1 回、トラックにて補給している。

19 ドイツとフィリピンの気温の違いためではないか考えられているが詳細は不明。

図

図

3-17

（カ）El Nido DPP 5 人が 3 交代制で運転を実施している。その

他には、清掃員が 1 人、ガードが 3 人。 日々の運転記録は 1 枚のログシートがある

が、保管状況は悪い。故障記録は別に記録され

ている。メンテナンスについては、ルソン運転

メンテナンス班によって実施されており、メン

テナンスの記録はメンテナンス班が保有して

いる。メンテナンスでは、オイル交換、フィル

ター交換のみ実施し、それ以外は実施していな

い。オイル交換は 250 時間毎、弁棒の間隔測定

は 350 時間毎に実施している。 貯蔵タンクはあるが、運開以来使用したことないとのこと。これは、エルニドは僻地であるた

め、燃料はドラム缶での供給となるためである。2003年 10月現在で 124本の燃料を保有している。

3 ヶ月に 1 度、150～200 本のドラム缶を受け入れる。潤滑油は 6 ヶ月に１度、2 本のドラム缶で受

け入れる。ドラム缶および潤滑油は屋外で保管されている。

運転員のトレーニングについて、運転関連はプエルトプリンセサでセミナーを受講しているが、

修理やオーバーホールに関するトレーニングはなく、OJT により修得している。 マニュアル類はメーカーのものが 1 冊あったが、損傷しており使用不可能である。 1 号機は現在ラジエータに水漏れが発生しており、また、スケールも堆積していることから冷

却水温度が上昇しており、連続運転ができない状況であった。

図

3-18

図 3.3.9 マニュアル

（キ）Port Barton DPP

Port Barton DPP の概略組織体制は

右図のとおりである（（）数字は人数）。 当初計画では、ラインマンは 2 人配

置の予定であったが、オペレーターと

兼務するよう変更された。経営委員会

は BAPA 組合員により選出されるが、

まだ選挙が実施されていないため選

出されていない。議長についても選挙

が実施されていないため、現在はバラ

ンガイ・キャプテンが仮に努めている20。

Port Barton DPP は 2001 年の 5 月に

運転を開始しており、運転開始直後の需要家は 40 件であった。2003 年 10 月現在の需要家数は 151件（内 7 件のリゾートホテルを含む）である。供給時間は午後 6 時から午後 11 時までの 6 時間で

ある。昨年までは 1 台にて全時間帯運転可能であったが、今年に入ってからは負荷が大きくなり、

2 台運転が必要となることがあるとのこと。発電機１台の運転負荷は 40kW である（定格出力

54kW）。それぞれの運転時間は、2003 年 10 月現在で 1 号機 1945.2 時間、2 号機 1716.8 時間、3 号

機 1945.0 時間である。日々の運転記録は、出力関係以外に、冷却水温度、潤滑油圧力のみを記録

している。電気関係以外は、エンジンの監視が自動車用の監視計器と同じである。このタイプの

エンジンに対しては十分と思われる。 燃料価格は 22.75 ペソ/Litter、潤滑油代は 80 ペソ/Litter であるとのこと。燃料の補給はオペレー

ターがチェアマンに申請し、チェアマンが購入する。燃料の消費量は日々記録されており、適切

に在庫管理がなされている。 建屋はしっかりしており、エンジンは新品同様である。発電所内もきれいに整備されている。

20 PGP によると、BAPA 運営後は速やかに規定を定め、選挙を実施しなければならないことになっているとのこと。

秘書 （1）

運転員 & ラインマン（2）

検針員 （1）

BAPA チェアマン（1）

経営委員会 （5）

3-19

定期点検スケジュールはない。運転時間を見てフィルターの交換、オイルの交換はマニュアル

に決められたとおり実施している。 運転員は従事して 1年であり、従事開始時にサプライヤーからマニュアルを使っての説明を受け

ているが、実務トレーニングは受けていない。メンテナンスの道具も分解点検を実施するには不十

分であった。マニュアル類は簡易なものであり、詳細な分解点検についての記載は見られなかった。

マニュアルによれば 2,000 時間において分解点検を実施するよう記載されているが、技術的、資金

的問題から実施は難しいと考えられる。 現地調査の結果一覧を表 3.3.3 に示す。

表 3.3.3 現地調査結果一覧

○：十分、△：不十分、×：不適

項 目 IPP NPC- SPUG BAPA

運営組織は十分なものであるか？ ○ ○ △

トレーニングプログラムは十分なものであるか？ ○ △ ×

適切なメンテナンスマニュアルおよび書類はそろっているか？ ○ △ ×

燃料の在庫管理は適切に行われているか？ ○ ○ ○

燃料、潤滑油およびスペアパーツの供給が確保されているか？ ○ △ △

燃料および潤滑油の品質管理手順は適切なものであるか？ ○ ○ △

適切な点検頻度でのメンテナンスが行われているか？ ○ △ ×

運転マニュアルに従った発電機運転が行われているか？ ○ ○ ○

IPP は人員も十分配置され、運転・補修はエンジン製造者である Wärtsilä が担当しており、設備

の状態は非常に良好である。 NPC-SPUG についても、人員は十分配置され、補修についてもオーバーホールに関しては、表

3.3.3 のとおり、初期オーバーホール（Top Overhauling）、中間オーバーホール（Intermediate Overhauling）、主オーバーホール（Major Overhauling）に分類されている（表 3.3.4）。基本的には

初期, 中間オーバーホールは、発電所員によって実施され、主オーバーホールはワークショップ、

運転技術サービス部署のエンジニアにより実施されている。

表 3.3.4 NPC-SPUG のメンテナンス分類 累積運転時間（hours） メンテナンス作業

3,000 - 5,000 初期オーバーホール（Top Overhauling） 5,000 - 10,000 中間オーバーホール（Intermediate Overhauling）

10,000 - 15,000 主オーバーホール（Major Overhauling）

このように NPC-SPUG の発電所は、NPC-SPUG の人員にてオーバーホールを実施しており、技

術的にもかなり高いものを有していると考えられる。ただし、現地でのインタビューによると、

メンテナンスに関する教育が十分に行われているとは言い難いところがあった。過去には研修な

どが実施されていたようであるが、現在は実施されておらず、OJT のみとなっている発電所があ

る。例えば El Nido DPP では、現場の人員ではオーバーホールは実施不可能であるため、一切のオ

ーバーホールはワークショップ、運転技術サービス部署のエンジニアにより実施されている。

3-20

一方 Busuanga DDP では、全てのオーバーホールを発電所の人員で実施している。このように各

発電所間には、かなりの技術レベル差があり、今後の技術力の低下が懸念される。また、オーバ

ーホール時の記録をワークショップ、運転技術サービスオフィスおよび各発電所にて確認したが、

オーバーホール記録として適当と考えられものは見当たらなかった。適切な記録がなければ何が

悪いのかを知ることができない。 BAPA については、現状では運営を今後継続することが困難であると考える。運転時間が短い

こともあり、設備自体は問題なく運転されていたが、オペレーターは就業時に発電設備のサプラ

イヤーから短いブリーフィングを受けただけであり、オーバーホール等を実施することは不可能

である。ディーゼル発電設備の運転・補修には、製造者のマニュアルをそのまま使用するのが一

般的であるが、BAPA の運営する発電設備のマニュアルは簡易なものであり、オーバーホールを

するには不十分なものである。また、簡易オーバーホールに関しても、予算および技術がなく実

施することは不可能である。 （５）パラワン州ディーゼル発電設備における問題点について

IPP 発電所については、発電設備自体の状態は良好に保たれていたが、企業秘密（Confidential）ということで全く資料の提供が得られず、現場の確認もできなかった。以下に NPC-SPUG 及び

BAPA の発電所の問題点について述べる。 （ア）NPC-SPUG （ａ）予算不足 予算不足はすべての発電所で問題となっていた。ディーゼル発電設備は、決められた時期に決

められた部品を交換することにより、良好な運転状態を保つことが可能となる。予算不足により

この部品交換が不可能となると、図 3.3.10 のフローに示すとおり様々な問題が生じる。

図 3.3.10 予算不足による問題

予算不足よる部品交換の未実施

他発電機の運転維持のために、いくつかの部品が取 り外され、部品不足のため、長期運転停止

- 発電可能容量の低下 - 熱効率の低下

発電機に重大なトラブル発生および発電停止

3-21

（ｂ）適切な記録の不備 多くの発電所で、オーバーホールに関する記録が不十分であった。また、一般的にオーバーホ

ール前後の性能試験は一定負荷のもとで実施されることが前提であるが、小さな発電所では、需

要の変動により大きく負荷が変動し、一定負荷による運転が難しいため、オーバーホール前後の

性能試験は実施されていない。また、多くの設備について受け取り時の性能試験記録が見あたら

なかった。これら適切な記録の不備による問題点を図 3.3.11 に示す。

図 3.3.11 適切な記録の不備による問題

（ｃ）老朽設備の廃止 発電設備が老朽化してくると、故障の頻度が高くなり、熱効率も悪くなる傾向が考えられる。

そのため、老朽化した発電設備については、信頼度、燃料消費量、メンテナンスコストの増加等

の観点から経済性を評価して設備の廃止を計画する必要がある。しかし、製造者の間では、ディ

ーゼル発電設備は全てが交換できる部品であり、適切にオーバーホールを実施し、必要な部品を

交換し続けている間は運転の継続は可能であるというものが大方の意見である。中速エンジンに

ついては、実際日本では 30 年以上運転を続け、製造者が部品の供給をやめた時点で廃止としてい

るものが多数ある。 しかし、高速エンジンについては、日本でもあまり長時間運転の実績がないのが実状である。

100,000 時間運転することは困難と見られている。 パラワン州における発電設備については、現在まで、老朽化した設備の廃止計画が決められて

おらず、信頼性が低く、また、高コストの発電設備が廃止されることなく運転されていることが

メメンンテテナナンンススにに関関すするる記記録録のの不不備備

低低熱熱効効率率、、低低可可能能発発電電容容量量、、そそのの他他トトララブブルル のの原原因因探探求求がが困困難難

改改善善計計画画策策定定がが困困難難

必必要要ととさされれるる改改善善作作業業のの把把握握がが困困難難

改改善善策策のの実実施施がが困困難難

3-22

問題点としてあげられる。 近では、NPC-SPUG においても、発電設備の信頼度の低下、燃料消

費量の増加等から評価して設備の廃止の検討を行うようになり、いくつかの発電設備の廃止を行

っているが、予算不足により、設備の廃止を決定するのは厳しい状況である。 このように、予算不足のため、信頼性の低い、高コストの発電設備が廃止されることなく、運

転されていることが問題点としてあげられるが、問題の本質は、発電設備の廃止計画がないとい

うことにあるのではなく、適切なメンテナンスが行われず、適切と思われる運転時間で運転され

ていない可能性があるということにあると考えられる。 （ｄ）基幹系統にて余剰となった設備の他の発電所への移設 独立して電気を供給していた発電所が基幹系統に接続された場合、発電設備が余剰となり、そ

の余剰発電設備を他の地域に移設することが考えられる。余剰となった設備の移設計画を策定す

る際には、余剰となった設備の状態を十分調査・把握することが重要であり、これが十分なされ

ないと、移設先において稼働開始した際に、期待した結果が得られない可能性がある。パラワン

州における発電設備については、Narra DPP の MAN 製ディーゼル発電設備 2 台、Brooke's Pt. DPPの GM 製のディーゼル発電設備 2 台が余剰になっている。上記 MAN 製エンジン、GM 製エンジン

については、累積運転時間も長く、GM 製エンジンについては部品の入手も困難になっているこ

ともあり、これらの発電設備を新規の地点に移設し、新たな地域への電力供給を図るということ

には問題がある。十分な運転をすることなく、廃止となってしまう可能性があるためである。 しかし上記 4 設備についてはすでに移設先が決められている。Narra DPP の MAN 製発電設備は

Busuanga DPP への移設される予定である。Busuanga にはすでに 2 台の MAN 製ディーゼル発電設

備があり、新たに 2 台の MAN 製ディーゼル発電設備を加えることによってお互いの部品を融通

することで信頼性を挙げることができ、発電容量の増加という大きな意味を持っている。Brooke's Pt. DPPの 2台のGM製ディーゼル発電設備もRoxas DPPへ移設する計画となっている。現在、Roxas DPP はすでに設備総台数 4 台の内、日々4 台を運転しなければならないという、設備容量面での

余裕がない状況であるため、移設される発電機は、予備機としての役割を期待される。この場合

の 4 台の移設計画は妥当なものと判断される。 （イ）BAPA

BAPA におけるディーゼル発電には多くの問題がみられる。前述したように、ディーゼル発電

設備の運転・補修マニュアルに記載される内容は、製造者、型式により異なるため、その発電設

備の製造者のマニュアルをそのまま使用するのが一般的である。しかし、現在 BAPA にて用いら

れている発電設備について、その製造者から提供されているマニュアルは非常に簡単なものであ

り、オーバーホール等に対応するのは困難である。また、運営組織内において、「ディーゼル発電

設備は継続的なオーバーホールが必要である」、ということが認識されておらず、オーバーホール

のスケジュールがない、資金の準備がない、実施のための技術がない、という状況である。BAPAにおけるディーゼル発電設備の多くは、現在まで 3 年間運転されており、今のところ故障は発生

していない。ただし、十分な補修が行われていないため、一度故障が発生すると、次々に故障が

発生するようになり、やがて使用できなくなるという状況が数年の内に起こることが想定される。

3-23

３．３．２ 太陽光および風力発電設備 （１）既設設備 パラワン州には数多くの太陽光発電設備が導入されている。発電設備の正確な総数や個々の設

備の運用状況については不明ではあるが、設備の導入に関与した組織別に、発電設備の導入事例

を以下に述べる。 （ア）SPCP-ANEC

SPCP-ANEC21は、DOE の下部組織として、オイラウプログラムの太陽光あるいは水力発電プロ

ジェクトの実施・監理を担っている。パラワン州においては、2003年 10月時点で、11 バランガイ

に 246セットの SHS、14 バランガイに 14セットの BCSを設置している。これらの設備容量の合計

は 19kWに上る。表 3.3.5に SPCP-ANEC が導入したパラワン州の太陽光発電設備のリストを示す。

表 3.3.5 SPCP-ANEC が導入した太陽光発電設備一覧 タイプ 地点 総設備容量 家屋数 運転維持管理組織

Campung Ulay, Rizal 50Wp 1

Poblacion, Araceli 150Wp 2

Poblacion, Dumaran 75Wp 1

Sibaltan, El Nido 75Wp 1

ANEC, Aborlan 75Wp 1

SPCP-ANEC

Catep, Dumaran 1,600Wp 20

Magsaysay, Dumaran 1,600Wp 20

Busybees, Taytay 1,600Wp 20

Calaawag, Taytay 1,600Wp 20

Cataban, Taytay 1,600Wp 20

SHS

Pularaquen, Taytay 1,600Wp 20

Bacao, Dumaran 900Wp 20

Culasian, Dumaran 900Wp 20

Danleg, Dumaran 960Wp 20

Banbanan, Taytay 960Wp 20

Biton, Taytay 960Wp 20

Casian, Taytay 960Wp 20

Debangan, Taytay 960Wp 20

Berong, Quezon 225Wp 10

Bonog, Rizal 450Wp 20

Campung Ulay, Rizal 225Wp 10

Candawaga, Rizal 225Wp 10

Sicud, Candawaga, Rizal 225Wp 10

Daan, Apurawan, Aborlan 225Wp 10

BCS

Bubusawin, Aborlan 450Wp 20

BASPA (Barangay Solar Power Association)

21 SPCP-ANEC: State Polytechnic College of Palawan – Affiliated Non-conventional Energy Center

3-24

（イ）NPC-SPUG SPCP-ANEC と同様、NPC-SPUG もオイラウプログラムのもと、主に BISELCO のフランチャイ

ズ地域にて、23 の BCS を設置している。表 3.3.6 に NPC-SPUG が設置した BCS の一覧を示す。 なお、これら NPC-SPUG が設置した BCS の内、Coron 市のバランガイ Lajala にて現地調査を実

施し、その運用実態についても調査した。NPC-SPUG は 2001 年に同バランガイに BCS を設置し、

当初 20 世帯がこの設備を利用していた。設備の内、PV モジュール（75kW x 4）については住民

に無償提供されたが、その他の機器（BOS、バッテリー、DC ランプ）については住民が NPC-SPUGから借り受ける形態となっていた。住民は一回の充電に対し 30Pesoが集金され、集金の内から月々

104 ペソを機器のレンタル料として NPC-SPUG に支払っていた。住民はレンタル料の見返りとし

て、機器が故障等により使用不能となった場合に、機器の取替えあるいは修理といったサービス

が提供されることになっていた。しかし、調査時は、バッテリーやライトの取替え・修繕を

NPC-SPUG が実施しないため、ほとんどの住民が設備を利用できず、住民側も月々の返済を中止

している状況にあった。 設備の稼動開始後、約 10 ヵ月でバッテリー故障が発生していることから、故障原因はおそらく

バッテリーの過充電・過放電によるものと考えられる。住民に対するバッテリー使用方法の十分

な教育が不足していたものと考えられる。

表 3.3.6 NPC-SPUG が設置した BCS 一覧 ムニシパリティ バランガイ Coron Banuang Daan, Buenavista, Bulalacao, Cabugao, Decabobo,

Lajala, Malawig, Marcilla, San Jose, Tara Busuanga Panlaitan, Quezon, San Rafael Culion Galoc, Luac Linapacan Barangonan, Cabunlawan, Calibangbangan, Decabaitot,

Maroyogroyog, New Culaylayan, Pical, San Nicolas

（ウ）シェルソーラー

シェルソーラーはパラワン州の Puerto Princesa、Taytay、Quezon、Brooke’s Point、El Nido に販売

店を有している。これらの販売店では、主に SHS を取り扱っている。現地では、マーケティング

の他、販売促進活動やアフターサービスを実施している。 表 3.3.7 にシェルソーラーがパラワン州に設置した SHS の一覧を示す。これまでに 15 市に SHS

を設置しているが、中でも El Nido への設置数が顕著となっている。

3-25

表 3.3.7 シェルソーラーが設置した SHS 一覧（2003 年 10 月現在）

SolarMax 240 SolarMax 200 SolarMax 160 SolarMax 180 SolarMax 300 AC/320Wp

ﾓｼﾞｭｰﾙ: 60Wp ﾊﾞｯﾃﾘｰ: 100Ah 電灯: 6W x 3

ﾓﾓｼｼﾞ゙ｭｭｰーﾙﾙ: 50Wpﾊﾞｯﾃﾘｰ: 100Ah電灯: 6W x 3

ﾓﾓｼｼﾞ゙ｭｭｰーﾙﾙ: 50Wpﾊﾞｯﾃﾘｰ: 100Ah電灯: 6W x 3

ﾓﾓｼｼﾞ゙ｭｭｰーﾙﾙ: 45Wp ﾊﾞｯﾃﾘｰ: 70Ah 電灯: 6W x 3

ムニシパリティ／市

設置数 設置数. 設置数 設置数 設置数 Aborlan 1 Balabac 1 18 9 1 1Bataraza 12 17 3 2 Brooke's Point 8 17 1 Coron 1 Dumaran 5 5 El Nido 39 26 4 4 Narra 2 8 2 1 Puerto Princesa 12 8 2 1 Quezon 4 9 7 1 Rizal 2 3 3 Roxas 7 14 1 San Vicente 3 4 Sofronio Espanola 3 3 Taytay 33 20 4 4 1

Total 133 152 34 16 2 （２）計画中の再生可能エネルギー発電プロジェクト （ア）Multi Purpose Pilot PV-Wind Turbine System for Rural Electrification 本プロジェクトの目的は、Rizal 市のバランガイ Candawaga の Sitio Sicud に太陽光・風力発電を

用いたハイブリッド発電を設置し、200 世帯の農家・漁家に 24 時間の電力を供給することにある。

現在の計画では、5kWp の PV モジュールと、10kW の風力発電機とのハイブリッドシステムを構

築し、バックアップ電源として 15kVA のディーゼル発電機を設置する予定となっている。 プロジェクト資金の分担と主な関連機関のプロジェクトにおける役割を表 3.3.8 に示す。

表 3.3.8 各関連機関の資金分担と役割（ア）

資金分担 出資者

US$ % 役 割

UNDP/Government of Japan 125,000 70.67 資金協力および技術支援、資本投資.

GOP-DOE 27,500 15.54 DOE はプロジェクト全体の管理を担当。

SPCP-ANEC はプロジェクトの組織編成を担

当。

Rizal Local Government Unit 12,500 7.07 Rizal LGU は組織編成、プロジェクトの建設

費用、SPCP-ANEC･LGU からの人材派遣に伴

う給与報酬、プロジェクト管理・調整・協議

に係る資金を提供。

Provincial Government of Palawan 8,928 5.05 プロジェクトの建設費用に係る資金を提供 Beneficiaries/village 2,950 1.67

計 176,878 100

3-26

（イ）Palawan new & renewable energy and livelihood support project 本プロジェクトは UNDP/GEF の“Promoting the Adoption of Renewable Energy by Removing Barriers

and Reducing Implementation Costs”に沿ったものであり、パラワン州において化石燃料に代わる

新・再生可能エネルギーの商業利用を促進することで、長期的な温室効果ガスの排出抑制を図る

ものである。プロジェクト資金の分担と主な関連機関のプロジェクトにおける役割を表 3.3.9 に示

す。

表 3.3.9 各関連機関の資金分担と役割（イ） 出資者 資金分担 役割

UNDP/GEF US$ 750,000 UNDP-TRAC US$ 100,000 Provincial Government of Palawan US$ 300,000 プロジェクト関係者の技術面の能力開発

CRREE プロジェクトの実施と、PGP、民間、地域コミュニティ

ー間の調整 University of the Philippines Solar Laboratory

主要技術に対する支援

Local Government Unit 協議を通じた、プロジェクトの計画、実施、評価 NGO and Local Community 新・再生可能エネルギーの啓蒙活動の実施、新・再生可

能エネルギーの生産的利用方策における検討支援 Shell Renewables, Inc. and Community Power Corporation US$ 1,400,000 Renewable Energy Service Company (RESCO)設立.

Rural Electric Cooperatives REC 営業地域内における RESCO の再生可能エネルギー

システムの導入活動を支援 Department of Energy プロジェクトとプロジェクトの活動や手法をモニタリン

グ、報告. Total US$ 2,550,000

（ウ）Renewable Energy Village Power System in Palawan 本プロジェクトは、住民組織を中心とした村落電化システム構築を念頭にしたプロジェクトで

あり、上記のプロジェクトのサブプロジェクトに位置付けられるものである。このプロジェクト

を通じて、未電化地域にて“サービス料回収”をベースとした太陽光発電事業における、小規模な

RESCO（RESCO: Renewable Energy Service Company）の適用性が評価される。PGP の作成した計

画案によれば、El Nido 市のバランガイ New Ibajay に 20kW の PV アレイのミニグリッドが設置さ

れ、バックアップ電源として 20kW のディーゼル発電機も設置される予定である。初年度のプロ

ジェクトコストは、約 314,255US ドル（16,341,276 ペソ）と見積もられており、現在、DOE から

UNDP に対し提案書が提出されている。 （エ）DOE-WESCOM Electrification Project in Pagasa Island, Kalayaan 本プロジェクトは、Kalayaan 諸島の Pagasa 島にある軍隊（WESCOM: Western Command）の営

舎に SHS と BCS を設置するものである。現在の計画では、SHS（75Wp x 6）と BCS（300Wp）の

設置が予定されており、そのプロジェクトコストは約 326,000 ペソとなっている。しかし、

WESCOM からの資金提供がないため、プロジェクトは進んでいない。

3-27

３．３．３ ミニ・マイクロ水力発電設備

（１）既設水力発電設備および実施中の水力発電開発プロジェクト 2003 年 12月末時点で、パラワン州には既設の水力発電設備はなく、実施中の水力発電開発プロ

ジェクトはない。 （２）既往水力発電プロジェクト調査

パラワン州では、過去に、5 地点についてのフィージビリティスタディ（F/S）が実施されてい

る。表 3.3.10 および図 3.1.12 に、フィージビリティスタディが実施された地点のリストおよび位

置を示す。

表 3.3.10 過去の F/S 実施地点リスト

ﾌﾟﾛｼﾞｪｸﾄ名 出展元 実施年 計画出力 備 考

Babuyan NPC 1992 5,600 kW ﾌｨｰｼﾞﾋﾞﾘﾃｨ調査

Langogan NPC 1992 6,800 kW ﾌｨｰｼﾞﾋﾞﾘﾃｨ調査

Cabinbin DOE22 1999 800 kW ﾌﾟﾚﾌｨｰｼﾞﾋﾞﾘﾃｨ調査

Batang Batang JETRO 2001 6,700 kW ﾌｨｰｼﾞﾋﾞﾘﾃｨ調査

Candawaga JICA 1985 6,000 kW ﾌｨｰｼﾞﾋﾞﾘﾃｨ調査

（３）ミニ・マイクロ水力発電開発計画 パラワン州開発評議会（Palawan Provincial Development Council）によって作成された、パラワ

ン州中期開発計画 2003-2012（Palawan Medium Term Development Plan 2003-2012）によると、2007までに、4 地点のミニ水力開発が計画されている。これらの計画工程を表 3.3.11 示す。

現時点では、これらプロジェクトの実施のための資金ソースは決まっておらず、また、これら

の実施にあたっては、詳細設計および環境影響評価などの事前調査が必要であるため、実施まで

に相応の期間がかかるものと思われ、表に示される工程でのプロジェクト実施は難しいものと思

われる。

表 3.3.11 ミニ水力発電開発計画のスケジュール 年

ﾌﾟﾛｼﾞｪｸﾄ名 2004 2005 2006 2007 Babuyan Langogan Cabinbin Batang Batang

出典: Palawan Medium Term Development Plan 2003-2012

22 本調査は 1987年にNEAによって 初の予備調査がなされ、1999年にDOEがプエルトプリンセサ市にて開催した”Mini-Hydro

Business meeting” のための資料として、当時のコストなどを反映し発表されたものである。

建 設

建 設

建 設

建 設

運開

運開

運開

運開

図 3.3.12 過去のF/S実施地点位置図

3-28

３．４ 配電設備 パラワン州内において、需要家に供給している配電設備を技術的側面から見ると、2 つの種類

に分類できる。一つは、PALECO、BISELCO の両 EC と BAPA が電力供給に使用している、配電

線路網であり、もう一つは、個人所有の発電機などから周辺に供給する場合の引込み線だけで構

成されるものである。 ３．４．１ PALECO、BISELCO および BAPA の配電設備 （１）設備状況

13.2kV 高圧線、木柱、柱上変圧器、230V 低圧線などから構成される。これらの設備は、NEA ENGINEERING BULLETIN（以下 BULLETIN とする）において規定された、施設方法によって構

築・運用されている。高圧電線路の構成は図 3.4.1 のとおりである。

240/480VLow Voltage Line

13.2kV- 3 phase Distirbution Line

7.6kVSingle phase Distirbution Line

13.2/7.6kVV phase Distirbution Line

240V Low Voltage Line

240V Low Voltage Line

Recloser

図 3.4.1 配電線の構成 発電所または変電所の中性点が接地された配電用変圧器から、再閉路可能な遮断器（Recloser）

を介して、三相 4 線式配電線が接続されている。 標準的な使用機材は、次のとおりとなっている。 高圧配電線 鋼心アルミより線（ACSR） 電圧線：AWG#2/0 中性線：AWG#1/0 柱上変圧器 7620/230V の単相変圧器で 15,25kVA

3-29

支持物 25,30,35,40ft（7.6,9.1,10.7,12.2m）クレオソート注入の木柱 低圧配電線 鋼心アルミより線（ACSR） AWG #6～#1/0

低圧配電線は、高圧配電線の下部に設置される場合と、低圧線のみ単独で設置される場合があ

り、前者を UB（Under Built）、後者を OS（Open Secondary）と称している。 また、需要家への供給では、配電線の柱の下部に電力量計を設置して、それ以降には引込み線

にビニール被覆ケーブルを使用して家屋まで配線を行っている。 なお、引込み線の長さは、45ｍ以下とすることが、BULLETIN CS2100 に規定されており、基本

的には、この規定以下となっているものと考えられる。しかし、住宅密集地では、配電線が設置

されている道路から、家屋までの距離が非常に長いものも多く、引込み線の長さは、長距離にな

りやすい。 電力量計は、電気方式によって、単相用、三相用の種類がある。また、設置方法の違いとして

も、電力量計の下部に電線を接続するものと、裏側からソケット方式によって接続するものがあ

る。一般家庭への供給に当たっては、単相 2 線式で下部に電線接続するタイプの電力量計が一般

的に使用されている。 2 つの EC の供給地域内にある、NPC-SPUG および IPP の発電所／変電所と、配電線施設の概略

を表 3.4.1 に示す。 表 3.4.1 EC 別の配電線亘長

発電所数 発電所および変電所名 Circuit kms of Line

PALECO 7

Puerto Princesa DPP, Delta-P DPP, Power Barge 106, Narra SS, Brookes PT. DPP, El Nido DPP, Roxas DPP, Taytay DPP, San Vincente DPP

1860

BISLCO 3 Colon DPP, Culion DPP, Linapacan DPP 382 *Circuit kms of Line (2002 は NEA Fact sheet より抜粋

（２）運用状況 （ア）配電線管理 発電所／変電所からの幹線は、三相 4 線式であるが、末端においては二相＋中性線の V-Phase

と呼ばれる形式、または一相＋中性線の Single-Phase を採用して、効率的な設備投資を行っている。

なお、幹線から V-Phase、Single-Phase の配電線を分岐する場合は、接続する相を均一に分布させ

て、三相間の電流のバランスをとるようにしている。 配電線の管理は、各線路の繋がりを簡潔に記載した単線図で行われている。図 3.4.2 および図

3.4.3 に配電線単線図の例を示す。 図 3.4.2 は、プエルトプリンセサ地区の配電線路を示しており、各 13.2kV 配電線の繋がりと、

主要な供給場所、各地点での負荷状況、単相配電線の接続相などが記載されている。ただし、各

地点間の距離までを管理できるものではない。図 3.4.3 は Narra 変電所からの配電線単線図である

が、先に示したものほどの情報は記載されておらず、線路の繋がりと、主な供給場所が図示され

る程度のものとなっている。

3-30

図 3.4.2 プエルトプリンセサの配電線単線図

図 3.4.3 ナラ変電所の配電線単線図 配電線の管理が十分でないことは、PALECO も認識しており、改善のためのプロジェクトを考

えている。それは、“Computerization of technical system data & engineering analysis project”として、

GIS により配電線と需要家管理を行い、配電線の電圧降下計算・故障電流計算・保護継電器の整

定値の決定を行うコンピュータシステムを導入しようとするものである。プロジェクトコストと

3-31

して、5 百万ペソが見込まれているが、予算確保の目処は立っていない。 なお、配電線の電圧降下計算・故障電流計算などに使用する、電線の技術資料として、BULLETIN

DX3430 SYSTEM LOSS REDUCTION に、電線の抵抗値が表 3.4.2 のとおり示されている。

表 3.4.2 配電線別の抵抗値（NEA）

Ohms per Phase pre km of Line Conductor Size ACSR Single-phase V-phase Three-phase

4/0 0.398 0.398 0.274 2/0 0.584 0.584 0.436 1/0 0.696 0.696 0.550 2 1.019 1.019 0.876 4 1.534 1.534 1.391 6 2.311 2.311 2.180

（イ）変圧器の管理 現在は、新たな需要家に電力供給を行う場合は、その需要家の使用電気機器を確認して、 大

使用電力を想定している。この想定電力に基づいて、それを供給する柱上変圧器が過負荷となら

ないかを確認し、過負荷となる可能性があれば、現地において実際に電流測定を行って、必要に

応じ、柱上変圧器の容量変更や新規変圧器の設置などを行うこととなっている。 また、需要家への供給電圧を適切に保つため、柱上変圧器には、変圧比タップが、5 タップあ

り、No.3 タップが定格変圧比、1 タップ間の差は、1.25%となっている。（ 大変圧比：7429.5/230，小変圧比：7810.5/230 となる。）

（ウ）設備維持 配電設備の維持管理としては、技術員によって、季節に応じて頻度を変えた配電線の目視点検

が行われている。点検の結果、電線への樹木接触など故障発生の恐れがある場合は、BULLETIN DX2340 “RIGHT OF WAY MAINTENANCE AND ACQUISITION FOR PRIMARY AND SECONDARY DISTRIBUTION LINES”にしたがって、樹木伐採を行うこととなっている。

また、PALECO では、一部の配電線が過負荷となっている（プエルトプリンセサ地区の WESCOM配電線）ことから、2003 年度の工事で、既存の配電線路に平行して配電線を新設して、負荷の分

散を行うこととしている。 （３）BAPA の配電設備

BAPA の配電設備は、PALECO の技術指導によって建設されており、技術的には EC の配電線路

と同等である。なお、供給エリアが限られるため、配電線管理図面などは見当たらず、メンテナ

ンスについても、発電所運転員が兼務で実施する。 図 3.4.4 に El Nido 地区の配電線状況を示す図面、図 3.4.5 に Port Barton BAPA の配電線構成の一

部を示す。

3-32

図 3.4.4 El Nido の配電線単線図

Gen ５０kＶＡｘ３

Ｔｒ25kVAＴｒ15kVA

Ｔｒ15kVA

Ｔｒ15kVA

Distribution Line of Port Barton (fraction)

Pole 36 Transformer 4 Customer 67

図 3.4.5 Port Barton の配電線単線図

3-33

３．４．２ 個人所有の発電機からの配電設備 （１）設備状況 バランガイ・キャプテンや商店などが電気出力 10kW 程度の発電機を所有して、周辺の 20～30

件程度の家屋に電力供給している場合（POPS: Private Owned Power System ）、特に配電線路と呼べ

るようなものは存在していない。 また、電気料金体系も、使用機器に応じて均一料金となっており、電力量計は設置されていな

い。料金体系の例を表 3.4.3 に示す。

表 3.4.3 POPS の料金体系の例

バランガイ 発電機 容量 家屋数 電気料金

Conception Puerto Princesa 15kW 66 75 ﾍﾟｿ／20W 蛍光灯

Lajala Coron 10kW 42 100 ﾍﾟｿ／20W*2 蛍光灯

200 ﾍﾟｿ／他の電気機器

比較的堅固に構成したものでは、発電機から太めのビニールケーブルを延伸し、道路沿いの街

路灯で支持しながら、順次、各家屋に分岐する方法を採用している。しかし、大半の場合では、

発電機建屋からは、各家屋までそれぞれの電線を樹木などで支持しながら直接供給している。

図 3.4.6 POPS の家屋引込み線 （２）運用状況 引込み線に関するメンテナンスは行われておらず、不具合が生じた場合の修理対応となってい

る。しかし、街路灯の故障などの場合は、修理費用を用意していないため、故障したままとなっ

ている場合がある。

3-34

３．４．３ 配電設備の既存計画

PALECO および BISELCO の 2002 年における、5 年間の配電設備計画は次のとおり。2006 年の

全バランガイ電化に向けて、順次配電線延伸を行う計画となっている。

表 3.4.4 PALECO の配電設備計画 2003 2004 2005 2006 2007

No. of Energized Barangay 101 26 26 19 Estimated Sales (MWH) 91,352 100,925 122,028 135,921 148,290

3 Phase 763.25 339.75 328.5 209.75 1 Phase 115.70 37.45 43.30 23.85

OS 120.03 48.50 49.18 27.65 Expansion

(km) UB 300.63 151.25 152.45 73.40

Revamp(km) 3 Phase 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 Upgrade(km) 3 Phase 5.00 3.00 3.00 3.00 3.00

Cost (1000 Pesos) 305,758 134,792 132,186 83,737 2,721

表 3.4.5 BISELCO の配電設備計画 2003 2004 2005 2006 2007

No. of Energized Barangay 3 1 Estimated Sales (MWH) 3,532 3,996 4,560 5,223 6,007

3 Phase 10.69 1 Phase 8.55 5.31 2.00

OS 4.77 2.38 3.00 Expansion

(km) UB 5.13 3.67 1.00

Upgrade(km) 1 Phase 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 Cost (1000 Pesos) 6,788 2,239 2,094 926 911

上記のような、配電設備計画（DDP）に使用する建設費単価として、NEA から線路種別毎に km

当たりの単価と、配電線機材の単価が示されている。2003 年度の計画に使用されている km 単価

は、表 3.4.6 のとおりである。

表 3.4.6 NEA が提示している単価 Materials Labor & Other Total Primary 3 Phase (ﾍﾟｿ/km) 255,238 86,781 342,019 Primary V Phase (ﾍﾟｿ/km) 197,672 67,208 264,880 Primary 1 Phase (ﾍﾟｿ/km) 128,893 43,823 172,716 Open Secondary (ﾍﾟｿ/km) 98,702 33,559 132,261 Under Built (ﾍﾟｿ/km) 16,436 5,588 22,024

一方、PALECO が実施した工事の配電線延長の亘長を使用して、表 3.4.6 の値による算出工事費

と、実際のプロジェクトコストを比較すると、表 3.4.7 のように大きな差が生じる。

3-35

表 3.4.7 NEA 単価と実費用の比較

Project 3Phase (km)

1Phase (km)

OS (km)

UB (km)

Project cost By NEA (ﾍﾟｿ)

Actual cost (ﾍﾟｿ)

Port Barton 1.52 1.05 2.95 2.57 1,146,172 5,804,337 Teresita 0.71 0.87 0.32 1.38 465,813 1,735,867 Liminangcong 4.00 2.00 1.50 3.00 1,977,972 3,828,900 Dumaran 0.84 1.81 1.46 2.65 851,377 2,608,051 Manamoc 1.34 1.04 1.04 2.11 821,891 2,882,093 Salogon 2.00 2.00 389,480 980,732

5 つのプロジェクトの工事費を元に、PALECO 平均建設単価を考えると、NEA による単価の 2.4

倍という結果になる。 この、要因として考えられるのは次の 4 点である。 ① 平均的な電柱径間が短いため、電柱使用本数が多い。 ② PALECO では、高価だが耐用年数 40 年の外国産の木柱を使用している。 ③ 配電線の経路が直線的でないため、平地での配電線建設に比べて、使用機材が多い。 ④ NEA の使用機材の単価が、マニラでの一括購入を基準としている。（パラワンまでの輸送

賃、大量購入による値引き分の差） 主要機材を平均した単価について、NEA の機材単価と PALECO での算定を比較すると、表 3.4.8

のとおりである。

表 3.4.8 機材平均単価の比較 NEA Index (ﾍﾟｿ) PALECO Cost (ﾍﾟｿ) Ratio Conductor, Bare, ACSR 23.20 30.45 1.3 Insulator 119.50 281.56 2.4 Pole, Wood, Creosoted 3,076.67 10,775.00 3.5

本マスタープランで使用する配電線建設単価は、NEA の単価の約 2.4 倍として、表 3.4.9 に示さ

れる値を使用する。

表 3.4.9 マスタープランで使用する建設単価

Materials Labor & Other Total

Primary 3 Phase (ﾍﾟｿ/km) 610,019 207,454 817,473 Primary V Phase (ﾍﾟｿ/km) 472,463 160,637 633,100 Primary 1 Phase (ﾍﾟｿ/km) 296,453 100,794 397,247 Open Secondary (ﾍﾟｿ/km) 235,912 80,210 316,122 Under Built (ﾍﾟｿ/km) 39,284 13,356 52,640

3-36

３．５ 発電計画・送電計画・系統運用計画 ３．５．１ EC グリッドの発送電設備の概要 現在、パラワン州の EC グリッドに設置

される発電設備・送電設備は、1 箇所の IPP（Delta-P）を除き全て NPC が所有・運転

を行っている。 発電設備は、9 つの島・16 箇所の発電所

に設置され運転中である。2003 年 2 月現

在、総発電設備容量（installed capacity）は

48.9MW、総発電可能容量（ dependable capacity）は 36.8MW となっている。これ

は、発電機の設計容量に対して実際に運転

可能な容量は 25%.低いことになる。 一方、Backbone 送電線又は Backbone 系

統と呼ばれる 69kV送電設備は現在建設途

上にある。南部の Puerto Princesa～Brooke’s Point 間の送電線は既に運用を開始してい

る。北部の Puerto Princesa～Taytay 間の送

電線は建設中であり、2005 年末に完成す

る予定である。 EC グリッドの発電・送電設備の概要を

図 3.5.1 に示す。

３．５．２ 既存の発電設備および将来の電源開発計画 （１）現在の発電設備の状況 パラワン州では、殆どの発電設備は、ミッショナリー電化がそれまでの EC から NPC に移管さ

れた 1988年以降に設置されたものである。1997年にはパラワン州で初めての IPPである Palagua 発電所（現在は Delta-P）が運転を開始した。また 2001 年には、発電機を船舶に搭載した Power Barge 106 が運転を開始し、Backbone ン系統の供給力強化に大きく寄与している。

EC グリッドの発電機の種類については、その全てがディーゼル発電機である。その内、Power Barge と IPP の 2 箇所は燃料に安価なバンカーC 油を使用しているが、その他は全て通常のディー

ゼル油を使用している。また、パラワン州は水力や風力などのエネルギー源のポテンシャルがあ

るとされるが、今の所ディーゼルのみが設置されている。 発電機の機種としては、MAN, GM, DAIHATSU, CKD, WARTSILA, PERKINS, PIELSTICK といっ

た様々なメーカーのディーゼル発電機が導入されている。これらの発電機は大きく２つのタイプ

があり、１つは連続運転が可能な設計となっている中速回転機（720-900rpm）で、もう一つは 12時間程度以下しか連続運転ができない高速回転機（1800rpm, PERKINS 製）である。高速回転機は

価格が安いこともあり、6～12 時間供給の系統に適用されている。

Narra

Puerto Princesa

Brooke's PointBataraza

Roxas

San Vicente Araceli

Cagayancillo

Balabac

Taytay

El NidoLinapacan

Agutaya

Cuyo

Culion Coron

Backbone Transmission (Energized) Backbone Transmission (Under Construction) Futuer Expansion Plan

Diesel Power Plant

図 3.5.1 EC グリッドの発電・送電設備の概要

3-37

2003 年 2 月現在の既設発電機の状況を表 3.5.1 に示す。

表 3.5.1 既設発電機の状況（2003 年 2 月現在） 設備 容量

発電可能

容量 累積運転

時間 所有

者 島名 発電所名 ﾕﾆｯﾄ

数 メーカー 燃料 kW kW Hour

NPC Palawan Puerto Princesa 1 PIELSTICK Diesel 3500 3000 65,720NPC Palawan Puerto Princesa 2 PIELSTICK Diesel 5500 3000 63,564NPC Palawan Power Barge 106 1 DAIHATSU Bunker C 3600 3000 41,291NPC Palawan Power Barge 106 2 DAIHATSU Bunker C 3600 2300 41,289NPC Palawan Power Barge 106 3 DAIHATSU Bunker C 3600 2200 31,880NPC Palawan Power Barge 106 4 DAIHATSU Bunker C 3600 2700 33,788Delta-P Palawan Delta-P 1 WARTSILA Bunker C 4000 3600 UnknownDelta-P Palawan Delta-P 2 WARTSILA Bunker C 4000 3600 UnknownDelta-P Palawan Delta-P 3 WARTSILA Bunker C 4000 3600 UnknownDelta-P Palawan Delta-P 4 WARTSILA Bunker C 4000 3600 UnknownNPC Palawan Narra 1 MAN Diesel 500 0 74,848NPC Palawan Narra 2 MAN Diesel 500 0 70,376NPC Palawan Narra 5 CKD Diesel 448 0 21,727NPC Palawan Brooke's Point 1 GM Diesel 300 200 79,913NPC Palawan Brooke's Point 2 GM Diesel 300 200 79,198NPC Palawan Roxas 1 DALE-PERKINS Diesel 260 240 43,505NPC Palawan Roxas 2 DALE-PERKINS Diesel 260 220 46,644NPC Palawan Roxas 3 DALE-PERKINS Diesel 260 240 27,129NPC Palawan Roxas 4 DALE-PERKINS Diesel 163 150 7,736NPC Palawan Tay Tay 1 DALE-PERKINS Diesel 163 150 13,906NPC Palawan Tay Tay 2 DALE-PERKINS Diesel 260 250 18,334NPC Palawan Tay Tay 3 DALE-PERKINS Diesel 163 0 7,198NPC Palawan El Nido 1 DALE-PERKINS Diesel 163 150 11,758NPC Palawan El Nido 2 DALE-PERKINS Diesel 260 250 15,134NPC Palawan San Vicente 1 DALE-PERKINS Diesel 163 150 14,594NPC Palawan San Vicente 2 DALE-PERKINS Diesel 163 0 7,291NPC Palawan San Vicente 3 DALE-PERKINS Diesel 260 250 48,376NPC Busuanga Busuanga 1 MAN Diesel 250 240 63,376NPC Busuanga Busuanga 2 MAN Diesel 250 240 82,223NPC Busuanga Busuanga 3 DALE-PERKINS Diesel 560 400 38,907NPC Busuanga Busuanga 4 DALE-PERKINS Diesel 560 500 24,406NPC Cuyo Cuyo 1 DALE-PERKINS Diesel 243.2 220 45,940NPC Cuyo Cuyo 2 CKD Diesel 448 250 22,193NPC Cuyo Cuyo 3 DALE-PERKINS Diesel 260 215 36,766NPC Cuyo Cuyo 4 DALE-PERKINS Diesel 163 135 15,134NPC Cuyo Cuyo 5 DALE-PERKINS Diesel 260 230 17,244NPC Cuyo Cuyo 6 DALE-PERKINS Diesel 260 0 45,568NPC Culion Culion 1 DALE-PERKINS Diesel 163 150 9,466NPC Culion Culion 2 DALE-PERKINS Diesel 260 250 18,421NPC Linapacan Linapacan 1 VISA-PERKINS Diesel 54 50 7,579NPC Linapacan Linapacan 2 VISA-PERKINS Diesel 54 50 810NPC Araceli Araceli 1 DALE-PERKINS Diesel 163 150 26,283NPC Araceli Araceli 2 DALE-PERKINS Diesel 163 150 13,167NPC Balabac Balabac 1 DALE-PERKINS Diesel 163 150 2,502NPC Balabac Balabac 2 DALE-PERKINS Diesel 163 0 10,988NPC Cagayancillo Cagayancillo 1 DALE-PERKINS Diesel 163 150 8,533NPC Cagayancillo Cagayancillo 2 VISA-PERKINS Diesel 54 50 3,211NPC Agutaya Agutaya 1 VISA-PERKINS Diesel 54 54 6,510NPC Agutaya Agutaya 2 DALE-PERKINS Diesel 163 160 3,172

3-38

（２）Backbone 系統における将来の電源開発計画 将来の電力需要想定によれば、 大電力は今後堅調に増加し 2006 年あるいは 2007 年頃には既

存の発電可能容量を超過すると想定されている。この需要増加に対応するため、NPC-SPUG では

発電容量の拡張計画を策定している。図 3.5.2は Backbone系統（Puerto Princesa, Narra, Brooke's Point, Roxas, Taytay の合計）における過去の 大電力（発電端）の実績値および将来の 大電力の想定

値と、発電容量の計画を示したものである。 このように NPC-SPUG では、将来の電源開発計画を策定してはいるものの、その開発地点ある

いは開発者を特定しているものではない。これは、電力産業改革法（Electric Power Industry Reform Act：共和国法第 9136 号）において「NPC-SPUG はラストリゾートとして電源開発の責務を負う」

ものと規定されており、電源開発は民間資本を原則としているためである。このため、2006 年に

計画されている電源開発も確約されたものではない点に注意を要する。 一般的に電源開発計画では、必要 小限の発電容量を年毎に段階的に開発する方が経済性の観

点からは好ましい。しかしながら NPC-SPUG による開発計画では、建設プロジェクトの設計・入

札手続き・施工管理といった業務を毎年実施することはマンパワー的に困難なことから、2～3 年

に 1 回工事を行う計画としている。 以上のように、パラワン州の EC グリッドでは、NPC-SPUG が将来の電源開発計画を策定して

いるものの、その具体性や実現性の面で不透明な部分が多いと言える。

0

20

40

60

80

100

120

140

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Additional Capacity (Planned by NPC)Existing CapacityHistrical Peak DemandPeak Demand (Forecast by NPC)Peak Demand (Forecast by JICA)

(MW)

図 3.5.2 Backbone 系統の 大電力および発電容量（実績および想定値）

（３）その他の独立系統における将来の電源開発計画 その他の独立系統における電源開発計画の状況を、NPC-SPUG が計画判断のために適用してい

る信頼度指標（reliability index）によって表したものを図 3.5.3 に示す。 ここで、信頼度指標は以下の式で定義される。 Total Dependable Capacity（総発電可能容量） – Peak Demand（ピーク需要）

Dependable Capacity of Largest Unit（最大ユニットの発電可能容量） Reliability Index （信頼度指標） =

3-39

この式より、信頼度指標が 1 以下である場合、その電力系統は 1 台の発電機故障に対して供給

力が確保できないことになる。したがって、この指標が 1 以上となるよう電源開発計画が策定さ

れる。 グラフによれば、現在、幾つかの島では発電機容量が十分確保されていないことが分かる。一

方で、2004 年にはかなりの電源開発が計画されており信頼度指標が急上昇している。 しかしながら、この計画はあくまでも NPC-SPUG により必要量が示されているだけであり、実

際に開発が行われるためには、ERC による開発のための資金認定が必要な点に留意する必要があ

る。事実、2003 年 10 月時点で NPC-SPUG と ERC は 2004 年の開発資金について協議を行ってい

るが、双方の意見には大きな隔たりがあり、2004 年の開発として認定されるものはこの中の一部

になると予想される。 以上のように、パラワン州の電源開発マスタープランを策定するにあたり、NPC-SPUG の計画

は既存の計画として も尊重すべきではあるが、一方で ERC への開発資金申請のための政策的な

意図も感じられる。このため、本調査では、原点から電源開発計画を立案することが求められる。

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Rel

iabi

lity

Inde

x (%

)

SAN VICENTE

EL NIDO

BUSUANGA

CUYO

CULION

LINAPACAN

ARACELI

BALABAC

CAGAYANCILLO

AGUTAYA

図 3.5.3 その他の独立系統における電源開発計画および信頼度指標

３．５．３ 既存の送電設備および将来の送電開発計画 現在、パラワン州において送電設備（transmission facility）として存在するのは、パラワン本島

のみである。これらの送電設備には、69kV のバックボーン送電線（Backbone Transmission）と 13.8kV準送電線（Sub-transmission）があり、いずれも NPC-SPUG により所有・運営されている。

その他の独立系統では、現在のところ送電設備は無く、ディーゼル発電所と配電線が直接接続

される形態となっている。 （１）Palawan Backbone Transmission Project の概要 電力供給の効率性と信頼性を向上するため、州都 Puerto Princesa と東岸主要都市とを結ぶパラ

ワン・バックボーン送電系統プロジェクト（Palawan Backbone Transmission Project）が現在進行中

である。

3-40

本プロジェクトは、1992 年に NPC により、主に経済性の観点から検討・評価が行われ、その有

効性が認められた。1993 年にはスペインのタイドローンによる融資が決定し、建設工事が開始さ

れた。既に、Puerto Princesa から Narra までの送電線が 2000 年に、また Narra から Brooke's Pointの送電線が 2002 年に運用を開始している。現在は、Puerto Princesa から Roxas および Taytayへの

拡張工事が進められており、2005 年末に完成する予定となっている。 （２）送電設備の状況

Backbone 送電線そのものは、Narra - Puerto Princesa - Roxas の区間が 138kV 設計、また Narra - Brooke's Point および Roxas - Tay Tay の各区間が 69kV 設計となっており、かなり先の将来に亘り

十分な送電容量が確保できる設計となっている。但し、当面の間は全線が 69kV の変圧器が設置さ

れ運用される。 以下に Backbone 系統の送電設備の仕様を示す。

表 3.5.2 Backbone 系統の送電線仕様

送電線 設計 電圧 亘長 形式 備 考

Puerto Princesa - Narra 138kV 86.96km SC/ST 2000 年 3 月 6 日運転開始 Narra - Brooke's Point 69kV 76.61km SC/ST 2002 年 6 月 15 日運転開始 Puerto Princesa - Roxas 138kV 111.09km SC/ST 2005 年末運開予定 Roxas - Tay Tay 69kV 65.14km SC/ST 2005 年末運開予定 SC: Single Conductor (Size: 336.4MCM), ST: Steel Tower

表 3.5.3 Backbone 系統の 69/13.8kV 変電設備仕様

変電所 電圧 変圧器 容量 備 考

Puerto Princesa (Irawan) 72.45-65.55/ 13.8/13.8kV (with 5 taps)

20/20/40MVA 2000 年 5 月 6 日運転開始

Narra 69/13.8/13.8kV 5/5/5MVA 2000 年 5 月 6 日運転開始 Brooke's Point 69/13.8/13.8kV 5/5/5MVA 2002 年 6 月 15 日運転開始 Roxas 69/13.8/13.8kV 5/5/5MVA 2004 年末運開予定 Tay Tay 69/13.8/13.8kV 5/5/5MVA 2004 年末運開予定

表 3.5.4 13.8kV 準送電線仕様 準送電線 亘長 形式 備 考

Delta-P DPP - Puerto Princesa DPP 7km DC/WP Power Barge 106 - Puerto Princesa DPP 5.2km SC/WP Irawan Substation - - Puerto Princesa DPP 11km SC/WP 2001 年 6 月 17 日運転開始

DC: Double Conductor, WP: Wood Pole （３）Backbone 系統の系統構成

Backbone 系統では、全ての変圧器が 3 つの回路を有する設計となっている。即ち、第 1 回路が

69kV の送電系統用、第 2 回路が 13.8kV の発電機用、そして第 3 回路が 13.8kV の配電系統用とな

っている。

3-41

しかし Irawan 変電所では、13.8kV の配電系統用の回路が設備として設置されているにもかかわ

らず使用されていない。また、13.8kV の発電機用の回路も 3 つの引出口の内、1 つしか使用され

ていない。この状況は、変電所の建設地点の変更に起因している。当初、Puerto Princesa への電力

を供給する変電所は、NPC の送電系統と PALECO の配電系統の接壌地点である Puerto Princesa ディーゼル発電所横の構内に建設する予定であった。しかし、環境問題を唱える団体からの反対な

どにより、当初の計画地点から 10km 程度離れた現在の地点に建設された。 その結果、Puerto Princesa 周辺の大電源が配電系統と直接接続される構成となり、また Puerto

Princesa 市内の系統が、Backbone 系統と１回線の 13.8kV 準送電線（sub-transmission）で連系され

る形となってしまった。更に、3 つの 13.8kV 準送電線（sub-transmission）には、Puerto Princesa ディーゼル発電所側に遮断器が設置されていない。このため、これらの準送電線のいずれかに故障

が発生すると、系統全体が停電してしまうことになる。 以上のように、現在の系統構成には信頼度的に問題があり、早急な改善が望まれている。

図 3.5.4 Backbone 系統の系統構成 ３．５．４ 電力系統運用の現状 （１）パラワン州における電力系統運用の概要

Backbone 系統を除けば、その他の電力系統はそれぞれ 1 つの発電所から供給が行われている。

このため、発電所の運転員が電力系統運用の役割も果たしている。 一方、Backbone 系統では、全電力系統を管理する「給電指令員（dispatcher）」の役割を Irawan

変電所の運転員が担っている。給電指令者は常に需給のバランスや開閉器の開閉状態などの系統

状態を把握し、発電所や変電所に対して系統の安定性を維持するための指令を行っている。

DPP PALECO DPP PALECO

S/S S/S

PALECO

DPP PALECO

S/S

DPP PALECO

S/S

DPP

S/S

Brooke’s Point

Narra Roxas Taytay

Puerto Princesa

Irawan

Delta-P PowerBarge

69kV Transmission 13.8kV Sub-transmission

3-42

（２）Backbone 系統における電力系統運用 電力系統運用を担う給電指令員には、発電所や変電所との

情報連絡・情報収集が不可欠であるが、その通信設備として

は図3.5.5に示すようにラジオ無線機が唯一の通信手段となっ

ている。中央集中制御を行う電力系統で一般的となっている

遠隔監視制御装置（SCADA：Supervisory Control And Data Acquisition System) は今のところは設置される具体的な計画

も無い。したがって、給電指令員の全ての業務、例えば周波

数調整・電圧調整・運用記録などは全て人手によって行われ

ている。 系統故障が発生した際には、給電指令員は発電所・変電所

あるいは PALECO の運転員と連絡を取り合う。系統の復旧は、

Irawan 変電所の給電指令員からの給電指令に基づいて実行さ

れる。 （３）日負荷曲線の特性 １日の時間毎の電力需要を表す日負荷曲線の特性は、パラワン州の中でも系統によって異なっ

ている。代表的な 24 時間供給系統の日負荷曲線として、Backbone 系統と Roxas 系統（現在は独立

系統で運転中）のものを図 3.5.6 に示す。 両者の日負荷曲線とも、19 時頃に当日の 大電力となること、また季節による大きな違いは見

られないことが特徴である。一方、Backbone 系統の日負荷曲線は、州都 Puerto Princesa 周辺の商

業用需要が大きいため、日中の需要が Roxas 系統に比べるとかなり大きく、負荷率も高いことが

分かる。

図 3.5.6 Backbone 系統および Roxas 系統の日負荷曲線 （４）Backbone 系統の供給信頼度

Backbone 系統の供給信頼度の状況を典型的に表すものとして、図 3.5.7 に 2003 年第 2 四半期（4月～6 月）の日負荷曲線の実績を示す。 この図から、系統全体の停電（blackout）あるいは一部の供給制限（brownout）がしばしば発生

していることが伺える。2003 年 1 月から 9 月までの記録を見ると、9 ヶ月間に 26 回もの系統全体

の停電が発生している。勿論、これらの停電の幾つかは、送電設備が１回線しかないためにメン

図 3.5.5 Irawan変電所のラジオ無線機

Backbone Grid

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23hour

System Demand

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

(MW) Roxas System

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23hour

System Demand

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

(MW)

3-43

テナンス等によりやむを得ず起きる計画停電である。しかしながら、多くの停電は先に述べた不

適切な系統構成に起因している。 図 3.5.8は、2003年 1月から 9月の 1時間毎の電力需要を降順に並べた負荷持続曲線（load duration

curve）である。グラフの 1 つは実記録のものであり、もう１つは仮に停電や供給制限が無かった

と仮定した時の推定される曲線である。この 2 つの曲線の差は逸失した発電電力量に相当し、そ

の量はおおよそ全発電量の 2%に上る。停電や供給制限の影響は決して小さくないと言える。

図 3.5.7 Backbone 系統の 2003 年第 2 四半期（4 月～6 月）の日負荷曲線

図 3.5.8 Backbone 系統の負荷持続曲線

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Hour Duration

Syst

em D

eman

d

Estimated Demand

Acrual Demand

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Time (hour)

Syst

em D

eman

d (M

W)

3-44

３．５．５ 発電分野に関する課題 これまで述べてきたパラワン州の EC グリッドの現状を整理すると、電源開発計画に関する課

題として以下の 4 点が挙げられる。 （１）供給力不足による供給制限がしばしば発生 供給力に比較的余裕のある Backbone 系統でも時折供給制限が発生しているが、供給余力の少な

いその他の系統ではかなりの供給制限が発生していると思われる。 先に述べたとおり、NPC-SPUG では電源の拡充を計画しているが、2004 年に予定している大量

の電源開発は予算上の制約から、実現は困難と予想される。 （２）発電可能容量が発電設備容量に比べかなり低下 ルソン・ビサヤス・ミンダナオのフィリピン主幹系統では、発電可能容量と発電設備容量の差

は 12.2%に過ぎない。パラワン州における 25%の差は、発電可能容量がかなり低下していること

を示す。勿論、NPC-SPUG では容量回復のための大規模改修の計画を持っているが、電源開発と

同様に予算上の制約からなかなか実現が難しい状況にある。 更に、Power Barge 発電所のケースでは、停泊地点が浅瀬で十分な発電機冷却能力が得られない

ために潜在的な発電容量まで活用ができていない。この問題については、送電開発計画の中でも

再度触れる。 （３）発電予備容量の目標値が不明確

NPC-SPUG では、電源開発計画における発電予備容量の指標として単純な信頼度指標を用いて

いる。この指標は数台の発電機しかない小さな系統では極めて有用である。しかしながら、特に

Backbone 系統のようにある程度の発電機数および発電容量を持ちつつある系統では、真の信頼性

はこの指標では反映できない。 フィリピン主幹系統では、世界の主要電力系統でも一般的な LOLP（Loss Of Load Probability）

により発電予備容量の目標値を定めており、その目標値は「1 日／年」である。Backbone 系統は、

今、多数の発電機や送電線から構成される「電力系統」になる途上にある。したがって、今後は

Backbone 系統においても、電源開発計画では LOLP を用いた管理に移行するべきである。 （４）SOx の国家環境基準の取扱いは電源開発計画に大きく影響 詳細は環境影響の節で述べるが、現在のフィリピン国における SOx に対する国家環境基準は、

特にバンカーC 油を燃料とするディーゼル発電機にとって厳しい水準となっている。もし、この

基準を完全に守ろうとすると、市場で入手できる燃料の品質では、今後はバンカーC 油を用いた

安価な発電所は全く建設できなくなってしまう。 NPC-SPUG の電源開発計画でも、Backbone 系統は燃料費の安いバンカーC 油の発電所を想定し

ており、この基準の取扱い如何では、パラワン州電源開発計画を大きく変えることになるので十

分な配慮が必要である。

3-45

３．５．６ 送電分野に関する課題 送電開発計画に関しては、現時点で以下の 3 点が主要課題として挙げられる。

（１）系統全体の停電がしばしば発生

Backbone 系統では、Puerto Princesa 周辺の大規模発電所のトリップにより、しばしば系統全体の

停電が発生している。 この問題は、元来、発電機の系統と PALECO の配電系統が分離されていないという不適切な系

統構成に起因している。その結果、NPC と PALECO の間で系統故障時の系統保護の協調が取れな

いという他の技術的問題も生じている。例えば PALECO の配電系統に発生した故障で IPP がトリ

ップしてしまうような事例もあり、系統全体の停電が数多く発生している原因ともなっている。 （２）Power Barge 発電所の発電可能容量が送電線容量により制限

Power Barge 発電所から Puerto Princesa 発電所を結ぶ 13.8kV 準送電線は、木柱構造で電線サイズ

は 336.4MCM の単導体である。2003 年 2 月現在の Power Barge の総発電可能出力は 10.2MW であ

るが、この準送電線の運用限度は 8MW（連続値）しかない。 元来、この準送電線の電線サイズで決まる熱的な運用限度値は約 10MWである。しかしながら、

この準送電線には、電線の熱的限度以下の電力潮流でジャンパー電線のコネクターが加熱して損

傷した実績があり、以来、限度値を下げて運用されている。また、コネクターの改修には費用の

他に長期間の停電も必要であり、供給力の要の１つである Power Barge の停止は供給制限につなが

るため容易ではない。 その結果、送電容量が発電容量よりも下回る状態となっており、Backbone 系統の供給予備力は

その差分の約 2MW だけ実質的には低いことになる。 （３）Backbone 送電線北部ルート建設の遅延 前述のとおり、Backbone 送電線の南部ルートは既に運用開始しており、北部ルートも建設中で

ある。 この北部ルートの建設には、工事費としておよそ 4.1 億ペソ（Puerto Princesa - Roxas: 2.25 億ﾍﾟｿ,

Roxas - Taytay: 1.35 億ﾍﾟｿ, Substation: 0.5 億ﾍﾟｿ）が必要と見積もられている。送電設備の機材は既

にスペインのローンにより 1994 年に購入されて現地に保管されている状況にあるが、建設工事費

は NPC 内部資金によるため、建設予算の制約から工事の遅延が懸念されている。 仮に更に建設工事が遅れると、連系予定の Roxas および Taytay の既設電源の拡充を行わなけれ

ばならない可能性がある。結果として、系統連系による 経済な開発計画が阻害される可能性も

ある。 ３．６ パラワン地方電化の経済・財務分析 パラワン州における地方電化は、ある程度の部分が既存の配電線の延伸によって実現され、残

りはミニグリッドの活用、およびスタンドアローンシステムの採用によって実現される。このう

ち、配電線の延伸は、現在配電線を所有・運営している電化組合 PALECO のオペレーションに大

きく関わってくる。本インテリム報告の時点では、新規の延伸をどこが主体で行うかについての

3-46

明確な方向性は出ていないものの、現実的に考えて、同じ配電線を複数の主体が管理することは

考えにくい。このため、PALECO が何らかの形で建設・運営に参加することになると思われる。 またミニグリッドについても、パラワンにおいてグリッド運営のノウハウを持つ主体はほぼ

PALECO に限られる。このため、オペレーションにおける技術指導や運営請負を含め、何らかの

かたちで PALECO に依存しなければオペレーションは成り立たないと推定される。しかしこうし

た追加の負担を PALECOが負えるかどうかは、その現在の運営状況や財務状況に大きく依存する。 パラワンには、PALECO 以外の電化組合としてブスアンガ島を担当する BISELCO が存在する。

しかし、こちらは運営がブスアンガに限られるため、特にパラワン本島の電化において果たす役

割は小さいと考えられる。また、BISELCO の運営は PALECO の下にある。したがって本節では、

PALECO のオペレーションと財務的健全性を検討することにより、今後の地方電化における主要

プレーヤーの一つが持つ能力について検討するものとする。 ３．６．１ PALECO （１）PALECO の現状

PALECO はパラワンにおける電化組合である。具体的な事業としては、NPC-SPUG より電力を

購入し、それを組合員に配電して販売する。かつては発電機能も持っていたが、フィリピンにお

ける電力構造改革の一環として発電設備は PALECO の担当より除外されており、現在の発電設備

はごく一部の限られたものとなっている。所有する設備は、もっぱら配電設備（変電設備および

配電線網）となっている。 電化を希望するパラワン住民は、PALECO の組合員となることで、電力の供給を受けられるこ

とになる。加入申し込みを受けた場合、PALECO はその地域の電化予定に応じてその申請を受理・

却下することとなる。2002 年 12 月時点での会員数は 53,581 人となっており、組合員数はここ数

年平均で年率 6%の成長をとげている。 販売電力量（kWh）も会員数の伸びに伴って着実に増加を見せている。販売電力量は、会員数

ののびとほぼ同じ年率 6%程度で成長を見せており、2002 年の総販売電力量は 825 万 kWh となっ

ている。システムロスも、11-13%となっており、決して高い水準ではない。参考までに、ERC が

課している EC のシステムロス上限は 14%となっている。またこれに伴い、配電線の延伸も着実

に進んでいる。2002 年時点で PALECO が保有する配電線総延長は 1,314 km となっており、毎年

30-80 km 程度の新規延伸を行っていることがうかがえる（表 3.6.1）。

表 3.6.1 PALECO 事業概要とその推移 1998 1999 2000 2001 2002

# of Members 42,940 45,381 47,850 50,367 53,581

KWh Purchased 76,371,502 78,748,350 85,262,223 88,651,664 95,237,344KWh Sold 66,684,398 69,251,332 75,073,235 78,080,422 82,533,375Coop Use 519,619 499,098 456,475 382,192 385,281System Loss 12% 11% 11% 11% 13%

Dist. Line (km) 1,105 1,156 1,186 1,220 1,314 出典: PALECO

3-47

また PALECO は商店や産業利用、公共建物や街灯などにも電力供給を行っている。さらに、

PALECO の組合員となるかわりに BAPA を形成し、BAPA として PALECO より電力供給を受ける

方法もある。顧客を見ると、圧倒的に多いのはほぼ半分を占める家庭用の電力である。商店が全

体の 1/4 強を占め、工業と公共建物がそれぞれ 10%程度となっている。パラワンは大規模な工場

などがなく、産業利用が少ないためにこのような構造となっている。この需要構造は 1998 年から

ほどんど変化していない。

PALECO Sales by Consumer Type (2002/12, KWh)

47%

27%

10%

12%

3%

1%

ResidentialCommercialIndustrialPublic BldgStreet LightsBAPA

Source: PALECO

図 3.6.1 PALECO 需要家別売り上げ（2002 年 12 月、kWh）

（２） PALECO の財務状況 （ア）料金構造

PALECO は電化組合であり、営利企業ではない。したがって過大な利潤をあげることは認めら

れていない。電気料金は ERC によって規制されており、これが PALECO の財務状況にも大きな影

響を与えている。 パラワンにおける PALECO の電気料金は、全国の他の電気料金と同じく、Basic Rate と PPA （Purchased Power Adjustment） に分かれる。2002 年時点では、Basic Rate は 3.61 ﾍﾟｿ/kWh であり、

PPA が 2.44 ﾍﾟｿ/kWh となっている。Basic Rate はここ数年一定だが、PPA が急激にのびており、こ

のために電力料金全体が上がっていることが見て取れる（図 3.6.2）。

3-48

0

1

2

3

4

5

6

7

PPABasic Rate

PPA 0.1318 0.3356 1.0516 1.9686 2.4363Basic Rate 3.6109 3.6109 3.6109 3.6109 3.6109

1998 1999 2000 2001 2002

(Peso/kWh)

Source: PALECO

図 3.6.2 PALECO 電気料金推移 このうち、Basic Rate は、1991 年における実績をもとに、各 EC について ERC が定めている料

金となっている。発電コスト（power cost）、システムロス（system loss）、発電以外のコスト（non-power cost）、借入金元利償還（amortization）、再投資費用（reinvestment fund）から構成されている（表

3.6.2）。ただし、これは 2002 年時点であり、2003 年になってユニバーサルチャージ等の導入、お

よび PSALM による EC の債務肩代わりなどに伴う支払い減少から、Basic Rate の変更が申請され

ている。 PPA は、その後 EC から発電部門が奪われたことにより設けられた料金である。もはや EC は発

電能力を持たず、したがって買電コストについては何らコントロールができない。このため、実

際の買電コストとシステムロスが Basic Rate で決まっている Power cost とシステムロス（ただし上

限 14%） を上回る場合、その差額を各 EC は電気料金に自動的に転嫁することができる。これが

PPA の部分となる。

表 3.6.2 PALECO における Basic Rate 内訳（2002）

(Peso)Power Cost 1.9635System Loss (12.8%) 0.289Non-Power Cost 0.9434Amortization 0.252Reinvesntment fund 0.163Total 3.6109Source: ERC

ここからわかる通り、PPA は買電コストの上昇分のみに対応する。それ以外のコスト増につい

ては、PPA では吸収されない。また、新規の投資などの費用も、明示的には見られていない。Basic

3-49

Rate の中で再投資用のファンドに対する費用は見られているものの、これは 1991 年水準のままと

なっており、このままでは大きな投資を行うことは不可能となっている。また、インフレに対す

る考慮もない。フィリピンの現在のインフレは低いとはいえ、3-4％程度となっており、この Basic Rate のもとでは一定の経営を続けるだけでも、インフレ分を相殺できるだけのかなりの努力が必

要となることがわかる。 もし EC としてのコスト体質が変わり、追加の費用が定常的に必要となり、新規の投資などが

必要となった場合には、Basic Rate の変更を ERC に対して申請することとされている。しかし 2003年の制度変更に伴う Basic Rate変更申請まで、PALECOは Basic Rate改訂申請を行ったことはない。 （イ）損益計算書

PALECO 損益計算書の推移を表 3.6.3 に示す。 PALECO の 2002 年度売り上げはおよそ 4.6 億ペソであった。売り上げは急速に伸びており、1998

年から年平均 16%の伸びを示している。ただしすでに述べた通り、売電量そのものの伸びは年平

均 6%であり、それ以外の部分は PPA による電気料金上昇からくるものである。また、この売り

上げには NPC に対する支払い期日遵守の報奨金も含まれるが、ここでは区別していない。

表 3.6.3 PALECO 損益計算書 Profit & Loss (Peso)

1998 1999 2000 2001 2002Operating Revenue 252,769,434 270,367,484 314,806,544 410,123,317 460,248,018

Power CostFuel&Oil 61,924 444,382 1,077,639 944,898 215,860Purchased Power 158,743,818 173,900,476 213,201,207 302,554,541 346,394,207Total 158,805,742 174,344,858 214,278,846 303,499,439 346,610,067

TransmissionDistribution

Operation 12,166,261 14,601,652 14,951,148 17,931,729 15,756,755Maintenance 12,967,597 14,164,062 13,985,550 16,242,401 14,929,384Total 25,133,858 28,765,714 28,936,698 34,174,130 30,686,139

Consumer Account 18,476,004 18,677,010 18,293,295 19,141,824 20,334,170Administrative 33,014,511 32,685,756 35,303,276 40,020,200 40,642,738Total O&M 76,624,373 80,128,480 82,533,269 93,336,154 91,663,047

Operation Margin 17,339,319 15,894,146 17,994,429 13,287,724 21,974,904

Depreciation/Amortization 15,043,727 16,231,159 22,095,288 18,090,901 17,294,654Interst 1,516,515 1,457,479 1,236,393 700,967 646,633Other

Net Operating Margin 779,077 -1,794,492 -5,337,252 -5,504,144 4,033,617

Non-Operationg Revenue 6,553,791 4,943,683 8,798,317 6,176,639 3,787,397Non-Operationg Expense 23,223Net Margin 7,309,645 3,149,191 3,461,065 672,495 7,821,014Source: PALECO 一方、コストの方を見ると、急激な PPA の上昇からもわかるように、買電コストは年率 22%の

急激な伸びを示している。これは PALECO がコントロールすることのできない部分であるが、現

3-50

在ではこの買電コストが総売上の 70%を占めるに至っている。一部発電コストが残っているもの

の、これが占める割合はごく小さいものにとどまる。 これに対し、PALECO としてコントロールできる部分である、各種 O&M を見る限り、総額で

は年率 5%の伸びときわめて低く抑えられている。インフレ分を考慮すれば、非常に強いコスト低

減の経営努力がはっきりと見られている。配電線自体は増えているにもかかわらず、O&M は横ば

い状態となっており、またシステムロスの状況から見て、これは必要なメンテナンスを怠ってい

る結果とは考えにくい。顧客の口座維持も、管理コストも、事業規模が拡大しているにもかかわ

らず横ばいとなっている。 結果として、全体的な営業利益はほぼ一定となっている。水準としては総売上の 1%前後の黒

字・赤字が発生しており、基本的には収支がほぼ一致した状態が続いている。営業外収益によっ

てそれを補い、毎年多少の黒字を実現している状態であるといえる。 （ウ）バランスシート

PALECO のバランスシートを表 3.6.4 に示す。

Balance Sheet (Peso)1998 1999 2000 2001 2002

AssetsUtility Plants

Gross Utility (Bk Value) 184,958,079 207,399,823 230,847,001 276,614,391 288,635,977Accum. Deprec. 88,171,732 104,657,625 126,843,266 140,509,012 157,803,668Net Utilituy Plants 96,786,347 102,742,198 104,003,735 136,105,379 130,832,309Work in Progress 29,578,567 27,132,404 24,530,906 8,014,011 28,097,975Total Utility Plant 126,364,914 129,874,602 128,534,641 144,119,390 158,930,284

Other PropertyFunds etc. 29,668,792 36,976,983 48,465,969 43,071,728 56,007,586

Cash 36,087,441 31,110,179 43,361,317 31,752,698 41,785,771Accounts Recievable 24,831,252 33,809,190 45,821,401 62,383,964 73,359,239Materials & Supply 22,479,532 24,598,670 23,185,063 26,778,484 29,081,896Other Current Assets 60,734,748 3,440,375 19,244,371 8,493,773 7,896,481Deferred Debit 2,110,503 1,034,041Total Assets 302,277,182 260,844,040 308,612,762 316,600,037 367,061,257

EquityMembership 215,655 227,720 240,155 252,980 269,795Donated Capital 4,992,857 4,992,857 4,992,857 1,792,857 1,792,857Contribution 42,186,251 26,916,210 49,264,737 32,595,307 34,601,693Reinvestment Fund 53,785,759 67,268,649 82,852,489 102,918,120 124,661,244Unappropreated Margin 53,919,734 58,139,159 57,257,042 61,002,653 68,823,668

Total Equity 155,100,256 157,544,595 194,607,280 198,561,917 230,149,257

LiabilityLong term Debt (Construction) 76,436,003 25,817,394 24,166,526 24,903,853 24,903,853Long term Debt (Nat. Welth) 30,662,783 28,409,785 27,398,787 20,098,716 26,997,946Short Term Debt 200,000 200,000 200,000 555,955 200,000Consumer Deposit 11,501,069 13,528,401 15,764,511 18,375,991 21,629,415

Acct. Payable 14,356,955 15,441,953 24,018,294 28,661,782 32,614,241Other Current Liability 13,711,165 19,391,299 22,386,140 22,571,961 25,162,791Other 308,951 510,613 71,224 2,869,862 5,403,754

Total Liability 147,176,926 103,299,445 114,005,482 118,038,120 136,912,000Total Equity & Liability 302,277,182 260,844,040 308,612,762 316,600,037 367,061,257Source: PALECO

表 3.6.4 PALECO バランスシート

3-51

PALECO の総資産は 2002 年現在で 3.7 億ペソ程度となっている。1998-1999 年頃は停滞が見られ

たものの、その後着実に成長していることがわかる。各種の設備は成長を続けており、一方手持

ちの現金もほぼ一定水準を保って、極端な取り崩しや減少は見られず、きわめて安定している。

唯一問題があるとすれば、売掛債権の売り上げに対する比率が徐々に上昇していることが挙げら

れる。これは電気料金の上昇とともに多くのところで見られる現象ではあるが、比率は 1998 年に

10％だったものが、2002 年には 16%となっており、料金回収努力の強化が必要となる可能性があ

る。 一方、エクイティ側では、再投資用のファンドが大きな資金源となっていることがわかる。料

金の中で占める割合は小さいものの、投資のための資金としては非常に大きい。また建設の拠出

（contribution）も大きな部分を占めていることがわかる。 また負債は比較的少ない。これは電化組合という性格上、借入先が限られるという事情もある

と考えられるものの、長期負債はエクイティのわずか 2 割程度ときわめて低い水準にとどまって

おり、財務的な不安定さは感じられない。買掛金（Accounts Payable）が上昇を見せているものの、

これは買電価格の上昇に伴う自然な動きであると見られる。PALECO は損益計算書でも見た通り、

NPC に対する期日支払い報奨金を得ており、支払いが滞る状態ではまったくない。 なお、2003 年には電力セクターの構造改革にともない、EC の債務を PSALM がすべて肩代わり

することになる。このため、このバランスシートの構造も大きな変化を被ると思われる。ただし、

現状で見る限り、PALECO は現在の負債状況の下でも特に財務的に問題を擁していない。このた

め、債務減少が PALECO の財務に悪影響を及ぼすことは考えにくい。

（エ）キャッシュフロー PALECO のキャッシュフロー表を表 3.6.5 に示す。 PALECO のキャッシュフローは、通常のキャッシュフロー表としてではなく、資金運用表

（Sources and Uses of Fund）的な整理のされかたをしている。大まかな構造としては、電気料金の

売り上げがキャッシュインのほとんどを占め、続いて再投資用のファンドが資金源となっている。

これに対し、支払いは買電支払いがほとんどを占めている。資金の総インフローは 2002 年時点で

年間 5 億ペソ程度となる。 協同組合としての性格上、すでに述べたように大きな負債などはない。そのため、金融コスト

などはほとんど発生していない。 投資は、2002 年においては総キャッシュインフローの 5%程度の水準となっている。この水準

は年次の変動が激しいものの、あまり極端に増える方向には動いていない。全体としてかなり慎

重な投資姿勢がうかがえる。実際の投資の中身については財務諸表だけからはわからないものの、

ほとんどが配電線および関連設備の延伸であると考えられる。 また、毎年の現金の水準は堅実に増加を見せている。おおむね総支出（減価償却除く）の 11%

の現金が常時維持されており、これが 2002 年には大幅に増えて 25%となっている。短期的にみて

資金繰りに行き詰まる水準とはなっていない。

3-52

表 3.6.5 PALECO キャッシュフロー表

Cash Flow (Peso)1998 1999 2000 2001 2002

SourcesPower Bill 238,234,943 249,208,078 287,758,792 371,277,329 427,242,8405% Reinvestment Fund 12,541,026 13,094,418 15,145,240 19,540,284 22,610,942Other Fee 6,934,575 7,160,510 8,068,445 11,158,351 12,362,960Interest 197,677 253,379 277,689 300,984 252,944NPC Prompt Payment Discount 4,638,066 5,077,144 6,185,596 8,959,248 10,226,367Comsumer Deposit 1,190,176 217,306 1,907,441 1,657,977Other income 1,824,076 680,169 921,051 70,835 66,288Terminated Time deposit benefit 1,615,166 14,327,863 8,567,535 8,567,535 8,567,535Consumer Advances for Construct. 46,536 3,057,012 4,118,947 14,468,198Total 267,222,241 292,858,573 331,260,601 444,649,551 497,456,051

UsesNEA Amortization Payment 3,416,503 3,416,503 3,416,503Sinking Fund Retirement 4,798,329 5,041,536 5,041,536 4,892,280 5,000,000Power Payment 160,196,109 170,099,618 206,662,972 299,481,761 341,264,644Capital Expenditure 7,195,620 23,048,171 11,787,286 4,686,895 25,110,614Sinking Fund Reinvestment 11,990,680 10,767,777 14,620,053 12,998,089 21,593,476Sinking Fund Consumer Deposit 3,005,085 209,795 1,266,055 1,381,403Sinking Fund Employee benefit 1,500,000 1,000,000 3,500,000Sinking Fund CapX 100,000CapX Reinvesntment 26,546,162

Operating Expenses 72,396,906 77,311,561 85,609,862 88,926,848 95,080,550Others 194,542 0 550,417 26,666,568 0Total 263,193,774 291,494,961 328,688,629 442,418,496 489,430,687

Change in Cash 4,028,467 1,363,612 2,571,972 2,231,055 8,025,364Beginning Cash 4,653,137 9,351,120 10,714,732 13,286,704 15,524,206Ending Cash 8,681,604 10,714,732 13,286,704 15,517,759 23,549,570 3.

出典: PALECO （３）PALECO の財務状況まとめ 現在の財務状況を見る限り、PALECO は比較的優れた運営能力を見せている。組合員数、販売

電力量（kWh）はそれぞれ年率 6%程度の順調な伸びを見せており、それに伴い配電線の延伸も年

率 4%程度（80km）と比較的旺盛である。売り上げは年率 16%とかなりのびているものの、これ

は NPC からの買電コストが急激に増加しているためであり、それが PPA で料金に反映されて売り

上げが伸びているように見えるだけである。組合自体の O&M コストののびは、会員数や売電量

の伸びにくらべて抑えられており、堅実な運営状況がうかがえる。 具体的な運営を見ても、システムロスは 11-13%程度と比較的低い。ERC が EC に対するシステ

ムロスの上限として示している水準は 14%だが、それを下回っている。これだけで判断はできな

いものの、システムのメンテナンスが比較的よく、また盗電などについてもきちんと対策が行わ

れていると判断される。 料金徴収も堅実であり、回収率は 90%を越えていてきわめて高い。これはパラワンの中でも地

方ごとにばらつきがあり、低いところは 70%代とかなり低くなってはいるものの、圧倒的なシェ

アを占めるプエルトプリンセサで高い回収率を維持しているため、全体に大きな影響を及ぼすに

はいたっていない。ただし、現在売掛金の比率が増加傾向にある。これは電気料金の上昇に伴っ

てよく見られる傾向だが、今後注意が必要となる可能性はある。 全体としてこうした優れた運営の実績を見せているため今後の各種の地方電化推進において、

PALECO に運営やオペレーションを任せる、あるいは委託することは十分考えられるであろう。

3-53

もちろん、それに伴う人的資源などの確保可能性については、今後検討の必要がある。 一方、投資の負担となると、現在の体制では困難であると考えられる。PALECO の財務的健全

性の原因は、電化組合としての性格もあって、投資を控えめに行い、借入なども 小限におさえ

る、という運営方針にあるといえる。現在の料金体系のもとでは、そもそもあまり大きな新規投

資は不可能である。新規投資のために PALECOとしての一存で料金を簡単に上げることはできず、

投資を増やそうと思えば、Basic Rate 改訂の申請を ERC に対して行う必要が出てくる。 一部の電化組合では REFC（Rural Electrification Financing Corporation）の設立により、投資のた

めの資金を直接市場で調達できるような仕組みを構築しつつある。こうした新しい資金調達手段

がパラワンでも適用できれば、状況は変わる可能性があるものの、現状のままでは、新しい資金

源を確保しない限り、必要となる各種投資を PALECO が負担することは困難と考えられる。 ３.６.２ BISELCO

BISELCO は、ブスアンガ島周辺の配電を担当している EC である。PALECO とは別組織だが、

オペレーションは PALECO の指導を受けており、財務などは PALECO がチェックを行っている。 業務の内容は PALECO と同様であり、NPC-SPUG から電力を購入し、それを組合員に配電して

販売する。オペレーションの推移を以下に示す；

表 3.6.6 BISELCO 事業概要とその推移 General Operation

1998 1999 2000 2001 2002# of Consumers 3,568 3,900 4,038 4,297 4,532

KWh Purchased 2,996,687 3,330,707 3,593,135 3,668,805 4,139,135KWh Sold 2,268,086 2,546,431 2,984,937 3,132,261 3,518,514Coop Use 157,493 39,910 21,592 18,451 24,437System Loss 19% 22% 16% 14% 14%

Dist. Line (km) 198 199 199

PALECO と比較すると、組合員数では PALECO の 9%程度、また販売電力量では PALECO の 5%程度となっている。かなり小規模な組合であることが見て取れ、また、組合員の電力使用も小規

模である。組合員数、および販売電力量も順調に推移している。組合員数は年率およそ 3-5%程度

で伸びている。一方、売電量の伸びは安定しないものの、平均では 8%程度の伸びを見せている。 組合員数は伸びているが、配電線延長は 199km のままであり、新規のバランガイへの接続など

はないことから既存バランガイの世帯の接続が増えた結果であると考えられる。 システムロスは、一時はきわめて高かったものの、1999 年の 22%をピークに急激に低下し、現

在では 14%となっている。これは ERC の課しているシステムロス上限内におさまっており、オペ

レーション改善の成果があらわれていると見られる。

3-54

表 3.6.7 BISELCO 損益計算書

Profit & Loss (Peso)1998 1999 2000 2001 2002

Operating Revenue 13,741,980 14,587,210 16,629,741 20,122,398 24,845,228

Power CostPurchased Power 6,989,829 7,372,664 8,993,225 12,430,300 14,964,414Total 6,989,829 7,372,664 8,993,225 12,430,300 14,964,414

TransmissionDistribution

Operation 988,796 955,792 1,060,531 1,016,257 963,576Maintenance 945,977 964,737 1,097,588 1,119,106 1,263,515Total 1,934,773 1,920,529 2,158,119 2,135,363 2,227,091

Consumer Account 859,979 1,332,247 918,463 903,126 1,737,461Administrative 1,505,145 2,193,679 2,102,850 2,027,133 1,680,033Total O&M 4,299,897 5,446,455 5,179,432 5,065,622 5,644,585

Operation Margin 2,452,254 1,768,091 2,457,084 2,626,476 4,236,229

Depreciation/Amortization 629,025 706,130 907,382 913,000 1,335,296Interest 540,598 586,279 508,823 1,033,482 955,668Other

Net Operating Margin 1,282,631 475,683 1,040,879 679,994 1,945,265

Non-Operating Revenue 135,994 46,838 104,637 140,360 175,730Non-Operating Expense 230,197 4,021Net Margin 1,418,625 292,324 1,141,495 820,354 2,120,995Source: BISELCO

買電量の増加とともに、売上も当然ながら増えており、2000 年以降の増加率は年間 20%前後と

なっている。これは料金の上昇と電力販売の増大の両方の結果となっている。 コストの中では、買電コストが も大きく、おおむね売上の 60%となっている。買電コストは

急激に上昇しているが、これは BISELCO としてはどうしようもない部分である。一方、運営コス

トは売上の 30%超だったのが近年では 25%以下と下がっており、堅実な経営がうかがえる。 運営マージンは 13-17%となっており、PALECO に比べてかなり高い。 終的な純利益も、高

い水準を保っている。これらは 1999 年にはきわめて低かったが、その後システムロスの低減など

も含め、かなりオペレーションの改善が行われたようで、現在は非常に良好な水準となっている。

3-55

表 3.6.8 BISELCO バランスシート Balance Sheet (Peso)

1998 1999 2000 2001 2002Assets

Utility Plants

Gross Utility (Bk Value) 20,794,013 21,629,864 23,692,207 26,603,357 28,514,542Accum. Deprec. 5,181,627 6,034,977 6,927,028 8,536,856 9,713,563Net Utility Plants 15,612,386 15,594,887 16,765,179 18,066,501 18,800,979Work in Progress 3,851,310 4,105,634 3,069,049 3,901,490 8,171,751Total Utility Plant 19,463,695 19,700,521 19,834,228 21,967,991 26,972,730

Other Property

Funds etc. 30,539 28,366 1,046,126 2,192,293 1,720,042

Cash 295,774 1,112,268 1,333,466 1,128,104 4,241,961Accounts Recievable 5,269,557 5,038,222 5,966,689 5,241,110 7,734,112Materials & Supply 3,999,810 3,666,123 3,770,124 2,010,015 2,529,825Other Current Assets 24,415,025 23,906,142 23,956,142 50,605 138,146Deferred Debit 6,202,319 6,315,363 6,517,541 2,772,050 2,472,624Total Assets 59,676,720 59,767,005 62,424,316 35,362,168 45,809,440

38% 35% 36% 26% 31%Equity

Membership 12,586 13,476 14,241 14,721 15,576Donated Capital 1,681,641 1,681,641 1,681,641 1,681,641 1,681,641Contribution 10,581,549 10,833,530 12,159,555 14,312,434 18,647,710

Other Capital accounts 8,889,626 8,889,626 8,889,626Unappropriated Margin -8,595,527 -9,535,066 -8,970,767 -5,118,614 -3,302,692

Total Equity 12,569,876 11,883,207 13,774,296 10,890,182 17,042,235

Liability

Long term Debt (Construction) 12,726,079 12,277,614 11,709,344 12,005,785 11,731,139Long term Debt (Restructured 3,989,806 4,220,611 4,201,465 1,286,912 5,066,583Long term Debt(OECF) 14,000,000 1,206,760 661,908 338,647 335,921Long Term Debt(Logistical OEC 2,300,000 13,997,717 14,023,400 78,918 430,406LongTerm Debt- National Wealt 6,003,274 6,003,274 6,003,274 6,003,274 6,003,274Short Term Debt

Consumer Deposit 1,259,505 1,435,623 1,567,841 1,581,889 1,544,589

Acct. Payable 1,968,547 1,192,847 1,128,528 1,852,863 2,803,732Other Current Liability 2,801,171 4,603,241 6,518,308 1,323,698 811,661Other 2,058,462 510,613 2,835,950

Total Liability 47,106,844 45,448,300 48,650,018 24,471,986 28,727,305Total Equity & Liability 59,676,720 57,331,506 62,424,314 35,362,168 45,769,540

Source: BISELCO 2,435,499 バランスシートを見ると、設備系はゆっくりと増加している。ただし、2000 年から 2001 年にか

けて、Other Current Assets が大幅に減少し、このため総資産が 40%近い減少を見せている。また、

1999 年にはバランスシートがバランスしていない。システムロス低減も含めて、1999-2000 年に

経営の大幅なてこ入れが行われた様子がうかがえる。 2002 年までの状況では、PALECO に比べて借り入れがきわめて多い。総資産の 6 割がエクイテ

ィだった PALECO に比べ、BISELCO ではエクイティは総資産の 20%程度となっている。ただし、

この状況は PSALM による EC の負債肩替わりによって、2003 年には大幅に変わったはずである。

執筆時点ではまだ、新しいバランスシートなどは出ていない。

3-56

表 3.6.9 BISELCO キャッシュフロー表

Cash Flow (Peso)1998 1999 2000 2001 2002

Sources

Power Bill 10,621,134 15,699,806 18,109,379 20,995,1325% Reinvestment Fund 397,162 642,501 927,189 1,140,418Universal Charge

Other Fee 384,258 193,163 136,091 118,826Interest 13,525 31,289 70,418 82,792NPC Prompt Payment Discount 337,835 437,582Comsumer Deposit 57,495 307,699Other income 561,697 539,694 672,094 666,571Subsidy fund from NEA 3,095,375Adjustment 187,406Consumer Advances for Construct.

Total 12,165,181 17,106,453 20,310,501 26,844,395Uses

PowerCost 4,080,747 8,792,485 11531845 13,378,175Debt Service 2,600,809 423,487 2,108,215 3,666,389Capital Expenditure 1,352,593 1,879,560 1,022,370 2,266,207Sinking FundReinvestment -19,465 764,293 905,112 -723,484Sinking Fund Membership 514 887 1,450Sinking Fund Retirement Benefit 252,953 224,165 3,718Sinking fund NEA 7,080 246,066Sinking Fund PSALM

Operating Expenses 4,166,322 4,771,962 4,716,189 4,892,017Others

Total 12,181,006 16,885,254 20,515,863 23,730,538

Change in Cash -15,826 221,199 -205,362 3,113,857Beginning Cash 311,599 1,112,268 1,333,467 1,128,105Ending Cash 295,774 1,333,467 1,128,105 4,241,962

キャッシュフローの状況は、バランスシートや損益計算書の状況とほぼ対応して徐々に成長し

ている。設備投資は堅調にのびており、この傾向は 2003 年にも続いてはいるが、絶対額としては

きわめて少ない。過去数年にわたり、配電線延長がまったく伸びていないので当然ではある。お

そらくは、既存設備のメンテナンスやオーバーホール程度と思われる。 現在の比較的好調な財務状況では、設備投資をある程度は拡大できると考えられ、配電線の部分

的な延伸は可能と思われる。しかしながら、大幅な設備投資を行うだけの余力はない。また、すで

に負債が大きいため、新規の借り入れも望めない状況となっているし、PSALM の成立によって ECの新規借り入れは難しい状態となっている。したがって BISELCOによる大幅な設備投資は難しい。

財務的に見る限り、全体としては BISELCO は比較的堅実な運営を行っている。放漫な経営とは

ならずに、コストもおさえ、またシステムロスも引き下げて、高めの利益を上げている。負債依

存度がかなり高いが、PSALM による負債引き受けでこれはかなり変わるはずである。したがって、

オペレーション主体としては高い能力を持っているものと想定される。 ただし、近年は財務的な余裕があるとはいえ、大規模な設備投資を自分で行えるほどの余力は

ない。今後、大規模な投資が必要な場合には、初期投資に関しては負担しきれないであろう。こ

のため、何らかの措置が必要となる。 関係者へのヒアリングによれば、現在の BISELCO での問題はオペレーションそのものではなく、

十分な電力供給が得られないことだという。このため、停電や電圧降下などが頻発しており、不

満も大きいとされる。これは NPC-SPUG の発電能力の問題であり、今後、BISELCO のオペレーシ

ョン拡大にあたっては、NPC-SPUG 側の設備増強が確保できるかどうかが大きな課題となろう。

3-57

３.６.３ BAPA

BAPA ではそれぞれのバランガイで発電機を設置し、組合形式でミニグリッドを形成し運営を

行っている。発電設備は、現在 PGP が実質無償（1 ﾍﾟｿ／年）で提供しており、またオペレーショ

ンの技術的な指導などは、PALECO が行っている。そしてバランガイの中で、電化を希望する人々

が組織を作り、日常的なメンテナンス、燃料の購入と発電機のオペレーション、および料金徴収

を行っている。ただし、大規模なオーバーホールなどについては、現在のところ特に考慮はされ

ていない。さらに発電機の寿命が尽きたときの交換などについてはまだ検討されていない。 地方電化のスキームにおいては、独立ミニグリッドによる電化も相当入ることとなる。これに

あたっては、BAPA と同じ形での運用をせざるを得ないであろう。したがって、BAPA の財務状況

や運営の可能性について見ておくことが重要となる。

BAPA の財務的なオペレーションについては、データが必ずしも十分ではない。BAPA のオペレ

ーションは、基本的には毎月 PGP にオペレーションの収支を報告することになっているが、現行

の BAPA でそれが励行されているのは 4 箇所のみとなっている（Liminangcong（TayTai）,Poblacion（Dumaran）,Port Barton（San Vincente）,Sta. Teresita（Dumaran））。またこの 4 カ所についても、

運転のデータは 長の Port Barton で 2 年半、その他のところでは 1 年強ほどしかないため、長期

にわたる安定的なオペレーションが可能かどうかを判断するには十分とはいえない。 しかしながら、データのある範囲を見る限りでは、この 4 カ所のうち 1 カ所を除き、運営はそ

れなりに安定しており、BAPA という運営形態がある程度のフィージビリティを有していること

はうかがえる。 （１）需要について データが少ないため、接続状況について必ずしも断定的なことは言えない。しかしいずれの

BAPA も、下は 80 世帯から、上は 150 世帯の接続数となっている。接続数は多少の上下はあるも

のの、Port Barton での横ばいをのぞけば、ほぼ上昇基調にある。 それぞれの需要家の月額電気料は、300-400 ペソとなっており、社会経済調査におけるエネルギ

ーへの支払額とほぼ一致する水準となっている。実際の徴収などの状況については必ずしも明ら

かではないが、データのある Poblacion（Dumaran）の状況を見ると、季節的な変動によって未収

金が大きくふくらんだり減ったりする現象が見られている。ただし、財務の報告は現金収支ベー

スで行われているため、データ的には大きな問題ではない。 （２）コスト コストについても、費目を分けて報告しているところと、すべてを一括して単なる「費用」と

して報告しているところがあり、必ずしも統一的な比較ができるわけではない。しかし、

Liminangcong を除く BAPA では、毎月総コストが総売り上げの 85-90%程度となっている。 このうち、 大の比率を占めるのは燃料費であり、これが売り上げの 65-75%程度となる。この

比率は必ずしも一定しておらず、売りあげが減っているのに燃料購入が増えた、あるいはその逆

のケースが散見される。これはオペレーション上の問題なのか、それとも燃料備蓄の買い増しや

消化を反映したものなのかは必ずしも明確ではない。ただし多くの場合、これは一時的な問題に

とどまっているようである。

3-58

次に大きいのが人件費となる。唯一、継続的に赤字を出している Liminangcong では、人件費が

総売り上げの 30%以上と突出して大きい。続く Port Barton では 25%程度となっている。一方、Sta. Teresita においては、月額人件費が 1,500 ペソときわめて低い。やっと一人雇えるかどうか、とい

う程度の水準である。これは逆に、長期的なオペレーションを継続できるか不安な水準である。

（３）利益 Liminangcong 以外の BAPA は、毎月現金収支ベースでほぼ黒字を出している。黒字の水準は月

によっても異なるが、おおむね売り上げの 6-9%程度となっている。 も長期のオペレーション実

績を誇り、また本調査における訪問調査でも、データの管理や機器運営状況が比較的優れている

と判断された Port Barton においては、ここ 1 年ほどの平均で 7%程度となっている。 以下に参考までに、 も安定した運営をしている Port Barton の収支状況を示す：

表 3.6.10 Port Barton BAPA の収支状況

Port Barton, San Vicente Barangay Power associationMonthly Financial and Statistical ReportNov 2002- November 2003

Nov-02 Dec-02 Jan-03 Feb-03 Mar-03 Apr-03 May-03 Jun-03 Jul-03 Aug-03 Sep-03 Oct-03 Nov-03

Number of Connections 140 144 148 148 147 149 147 150 150 151 151 151 152Minimum Users 41 35 27 43 55 40 42 54 49 41 43 37 24Over minimum 99 109 121 105 92 109 105 96 101 110 108 114 128

KWH Sold 4379 4898 6221 5188 4176 4984 4971 4030 4216 4324 4375 4337 4822KWH 291 266 205 323 395 296 292 416 376 321 333 281 203KWH 4088 4632 6016 4865 3781 4688 4679 3614 3840 4003 4042 4056 4619 Operating Revenues: Residential Sales 51,430 56,110 69,510 59,650 50,100 57,600 55,650 48,690 50,260 51,080 51,830 51,410 55,840Total Operating Revenues 51,430 56,110 69,510 59,650 50,100 57,600 55,650 48,690 50,260 51,080 51,830 51,410 55,840

Operating Expenses Honoraria/Salaries 12,000.00 16,000.00 12,000.00 854.00 12,000.00 12,000.00 12,000.00 12,000.00 12,000.00 17,920.00 12,000.00 12,000.00 12,000.00 Miscellaneous 2,647.00 931.00 4,368.00 0.00 1,800.00 4,240.00 1,400.00 4,578.00 5,700.00 2,169.50 1,005.00 685.00 860.00 Transportation 29,200.00 32,850.00 0.00 40,109.00 0.00 0.00 558.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Supplies 0.00 0.00 46,849.00 12,000.00 34,064.00 38,251.00 34,719.00 33,855.00 32,769.00 33,086.50 35,618.00 38,249.00 39,048.00 Fuel, oil 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Total Operating Expenses 43,847.00 49,781.00 63,217.00 52,963.00 47,864.00 54,491.00 48,677.00 50,433.00 50,469.00 53,176.00 48,623.00 50,934.00 51,908.00

BAPA Net Income (Loss) 7,583.00 6,329.00 6,293.00 6,687.00 2,236.00 3,109.00 6,973.00 -1,743.00 -209.00 -2,096.00 3,207.00 476.00 3,932.00TOTAL NET INCOME(LOSS) 7,583.00 6,329.00 6,293.00 6,687.00 2,236.00 3,109.00 6,973.00 -1,743.00 -209.00 -2,096.00 3,207.00 476.00 3,932.00

CASH FLOW

Cash Beginning Balance -6,140.00 1,443.00 7,772.00 14,065.00 20,752.00 22,988.00 26,097.00 33,070.00 31,327.00 31,118.00 29,022.00 32,229.00 32,705.00

INFLOW: Cash Sales 51,430.00 56,110.00 69,510.00 59,650.00 50,100.00 57,600.00 55,650.00 48,690.00 50,260.00 51,080.00 51,830.00 51,410.00 55,840.00 TOTAL 45,290.00 57,553.00 77,282.00 73,715.00 70,852.00 80,588.00 81,747.00 81,760.00 81,587.00 82,198.00 80,852.00 83,639.00 88,545.00

OUTFLOW: Honoraria/Salaries 12,000.00 16,000.00 12,000.00 854.00 12,000.00 12,000.00 12,000.00 12,000.00 12,000.00 17,920.00 12,000.00 12,000.00 12,000.00 Miscellaneous 2,647.00 931.00 4,368.00 0.00 1,800.00 4,240.00 1,400.00 4,578.00 5,700.00 2,169.50 1,005.00 685.00 860.00 Transportation 29,200.00 32,850.00 0.00 40,109.00 0.00 0.00 558.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Supplies 0.00 0.00 46,849.00 12,000.00 34,064.00 38,251.00 34,719.00 33,855.00 32,769.00 33,086.50 35,618.00 38,249.00 39,048.00Total 43,847.00 49,781.00 63,217.00 52,963.00 47,864.00 54,491.00 48,677.00 50,433.00 50,469.00 53,176.00 48,623.00 50,934.00 51,908.00

Cash Ending Balance 1,443.00 7,772.00 14,065.00 20,752.00 22,988.00 26,097.00 33,070.00 31,327.00 31,118.00 29,022.00 32,229.00 32,705.00 36,637.00

（４）問題点 現在の BAPA のオペレーションにおいては、日常的なメンテナンスしか行われていない。大規

模なオーバーホール、および耐用年数が過ぎた際の再投資コストのための留保などは行われてい

ない。このため、現在の体勢は長期的に維持可能な仕組みとは言い難い。このままでは、耐用年

数が過ぎるか、大規模な故障などが生じた時点でこの仕組みはまわらなくなってしまう。 現在 PGP においては、こうした状況を改善すべく、メンテナンスや将来的な買い換えに備えて

BAPA から発電機使用料を徴収する考えを持っている。現在、発電機などは PGP が実質無償で

BAPA に提供しており、その使用料的な考え方を導入しようというわけである。ただし現在のと

ころ、その具体的な方策などについてははっきり定まっていない。

3-59

ただし、PGP の考えている仕組みは、非現実的なものではない。いちばん長期のオペレーショ

ン実績があり、運営も安定していると見られる Port Barton では、年平均 7%くらいの利益率を持っ

ている。BAPA は営利組織ではないため、この分は再投資やオペレーションの改善に使える。こ

れを BAPA オペレーションのベンチマークとして考えた場合、年率売上の 5-6%程度の負担を

BAPA に要求することで、年に投資コストの 1%程度のメンテナンスコストおよび 15 年後の再投

資コストの相当部分をまかなうことは可能と考えられる。ただしこのためには長期的な資金管理

の仕組み、および BAPA オペレーションのモニタリングの仕組みを作ることが必要となってくる。 ３．７ 環境影響評価 ３．７．1 パラワン州における環境配慮必要事項 （１）ECAN ゾーニング 共和国法（Republic Act：RA）No.7611（パラワン戦略的環境計画法）は、パラワン州の豊かな

自然環境を保護しつつ、持続的開発を行っていくことを目的として 1992 年 6 月 19 日に制定され

た。この法律により、パラワン州における戦略的環境計画（Strategic Environmental Plan; SEP）が

策定された。SEP では、パラワン州全域を対象として Environmentally Critical Areas Network; ECANと呼ばれるゾーニングを行い、これに基づき環境の管理が行われている。

ECAN の実施に関する具体的内容やゾーニングの考え方、各ゾーンで可能な活動等については、

PCSD（Palawan Council for Sustainable Development）決議（ Resolution） No.94-44（ECAN の実施

に関するガイドライン）及び PCSD Resolution No.99-144（沿岸域及び海域保護域の運用に関する

ガイドライン）の 2 種類のガイドラインで定められている。 ECAN ゾーニングは、以下の基本思想に基づいている。 ・ 上級の保護地域（コアゾーン）及び PCSD が定める制限使用地域における商業伐採の禁

止を通しての森林保全 ・ 流域の保護 ・ 植物多様性の保全 ・ 先住民族の保護及び彼らの文化の保全 ・ 持続可能な収穫の 大限の維持 ・ 貴重種及び絶滅危惧種及びそれらの生息地の保護 ・ 環境及び生態学の研究、教育、訓練のための地域の提供 ・ 観光や余暇のための土地の提供

具体的なゾーニングの考え方については、まず州全体を｢陸域｣、「沿岸域及び海域」、「部族固有

地」の 3 つの要素に分割し、さらに各要素が細かく区分されている。各々の要素のゾーニングに

ついて、以下に示す。

3-60

（ア）陸域 （ａ）Core Zone（コアゾーン）：人的開発行為は禁止され、厳格な環境保護が行われる地域。先

住民族が儀式やまじないのための収穫に立ち入ることは許される。 （ｂ）Buffer Zone（緩衝域）：コアゾーンを取り囲むエリアで、人的開発行為とコアゾーンとの緩

衝帯。Buffer Zone は、さらに以下の 3 種に区分されている。 （ｂ－１）Restricted Use Zone（利用制限域）：限られた自然資源を消耗しない活動に限り許可される。 （ｂ－２）Controlled Use Zone（管理利用域）：小規模の林産物収穫、限られた採掘等の小規模な

森林利用が許可される。 （ｂ－３）Traditional Use Zone（伝統的利用域）：伝統的な土地利用が行われている。 （ｃ）Multiple Use Zone（多目的利用域）：伐採、放牧、農業などの人的撹乱を受けている。 陸域のゾーニング基準概要を表 3.7.1 に示す。

表 3.7.1 陸域のゾーニング基準概要

ゾーニング 標高 傾斜 その他特徴 Core Zone >1,000m >50% 原生林または一次林

絶滅危惧種や貴重種の生息地 等 Restricted Use Zone 500－1,000m 36－50% 野生動物の生息地

重要な流域 コアゾーンの周囲幅 10km 等

Controlled Use Zone 100－500m 19－35% 二次林 コミュニティがある、または Restricted Use Zone の極近傍

Traditional Use Zone <100m >18% 森林または公共用地に分類されている開

かれた低木林、牧草地 等 Multiple Use Zone <18% 景観が既に変化

開発行為が既に行われている （イ）沿岸域及び海域 （ａ）Core Zone（コアゾーン）：航行やシュノーケリング、ダイビング等人的開発行為は禁止さ

れ、厳格な環境保護が行われる地域。生命や財産に関わる緊急時等は立入可能。 （ｂ）Multiple Use Zone（多目的利用域）：資源の分布状況や適切な利用、戦略的な管理を考慮し

た活動が許可される。Multiple Use Zone は、さらに以下の 2 種に区分されている。 （ｂ－１）Buffer Zone（緩衝域）：スイミング、手漕ぎボート等限られた余暇活動に限り許可され

る。 （ｂ－２）General Use Area（一般利用域）：地元民の漁業域、観光開発地域、外来者の利用地域、

持続可能な開発地域が該当する。 沿岸域及び海域のゾーニング基準概要を表 3.7.2 に示す。

3-61

表 3.7.2 沿岸域及び海域のゾーニング基準概要 ゾーニング 特徴

Core Zone ・岩礁が点在し魚類の生息密度が高いエリア、 ・さんご礁及び小規模な島嶼、・藻場、・絶滅危惧種の生息場、 ・主要なマングローブ林、・無人島及び未開発地、 ・国立公園、自然公園、・生態学的重要地（産卵場、採餌場、生育地、

栄養源等） 等 Buffer Zone ・コアゾーンを囲むエリア General Use Area ・既に水域の利用がなされているエリア

（ウ）部族固有地 陸域、並びに沿岸域及び海域と同様な考え方で制限行為や禁止行為が定められる。ただし、伝

統的な住民に対する特別な文化を考慮する必要がある。 1994 年以降に更新され、現在利用可能な ECAN ゾーニングマップを図 3.7.1 に示す。 コアゾーンがパラワン島中央部付近に広く分布していることがわかる。また、一部海岸沿いに

マングローブ林が分布している。このマングローブ林は沿岸域のコアゾーンに相当するものであ

る。 このゾーニングマップは、地図情報システム（Geographic Information System: GIS）を利用して、

ムニシパリティ（Municipality）毎に作成されている。標高、地表の傾斜、植生及び土地利用の 4種類の分類基準に関するデータを重ね合わせたものである。デジタル標高モデル（Digital Elevation Model: DEM）により標高と傾斜を、そして国土地理･資源情報庁（National Mapping Resources Information Authority: NAMRIA）により解析的に求められた植生分布を使用している。これらのデ

ータは、1994 年の初期段階の ECAN ゾーニングマップでは考慮されていなかった。 現在、PCSD は解析的に求められた ECAN ゾーニングの現地確認作業をムニシパリティ毎に実

施中であり、ゾーニングマップの精度向上に取り組んでいるところである。 沿岸域及び海域についても、現在ムニシパリティ毎にゾーニングに関する情報を蓄積中であり、

現時点でのゾーニングマップは 終版ではなく、新たな情報や現地確認結果を反映して今後さら

に改善されていくものである。 ECAN ゾーニング内における開発行為の是非について PCSD と協議した結果、コアゾーン、利

用制限域（Restricted Use Zone）、マングローブ林では、一切の開発行為は禁止されているとの見解

を得た。これら三つのエリア内では、伐採が不可能とのことであった。 従って、マスタープラン調査の中で新規の発電所立地地点や、送電線あるいは配電線の延伸計画

を立案する際には、ECANゾーニングにおける Controlled Use Zone（管理利用域）、Traditional Use Zone（伝統的利用域）、及び Multiple Use Zone（多目的利用域）の中を検討対象としなければならない。 また、バランガイ電化計画において既設配電線の延伸、ミニグリッド、分散型の 3 通りの電化手

法が比較検討されるが、バランガイの面積のうち大部分がコアゾーンまたは利用制限域に分類さ

れており、隣接バランガイからバランガイセンター周辺部へのアクセス道路が無い場合には、送

配電線の延伸や、発電所の新規建設は不可能であると判断し、分散型に限定して今後の検討を進

めていくこととする。ECAN ゾーニングによれば、以下の 4 バランガイの電化手法は分散型に限

定される。 San Jose, Minapla in Taytay New Pagdanan, Marufinas in Puerto Princesa

3-62

（２）PCSD クリアランス パラワン州における SEP 遂行のために、PCSD と環境天然資源省（Department of Environment and

Natural Resources： DENR）の間の役割分担について 1994 年 12 月 29 日に覚書（MOA）が締結さ

れている。そこでは、DENR に先立ち PCSD がパラワン州内の開発計画の承認などを行うことと

されている。 その具体的な手続きは、PCSD 行政命令（Administrative Order） No.00-06（SEP クリアランスシ

ステムの実施ガイドライン：2002 年に改定）で定められている。このガイドラインでは、SEP ク

リアランスシステムの評価手続きを、DENR により実施されるフィリピン国環境影響評価システ

ムと統合させている。DENR が環境遵守証明書（Environmental Compliance Certificate: ECC）を発

行する前に、PCSD による事業評価が行われ、SEP クリアランスの発行が必要であるとされている。

PCSD クリアランスのフローを図 3.7.2 に示す。 図中の初期評価段階におけるクリアランス申請必要書類は、重工業（セメント製造工場、発電

所など）の場合、以下のものから構成される。

（ア）EIS（Environmental Impact Statement）報告書 ・1/50,000 地形図による位置図、サイト開発計画／周辺水域地図（1/10,000）を添付

Core zone

Restricted use zone

Controlled use zone

Traditional use zone

Multiple use zone

Mangrove forest

図 3.7.1 ECAN ゾーニングマップ

3-63

（イ）土地取得状況を示す文書 ・DENR-CENRO（ Community Environment and Natural Resources Office）又は DENR- PENRO （Provincial Environment and Natural Resources Office）からの認証、 ・土地名、土地取得税証明書、契約書、その他

（ウ）ゾーニングに係るクリアランス（Municipality／City のゾーニング担当者より） （エ）以下の LGU の承認書（住民説明のプロセスを示した文書の写しを含む対策を添付） ・Sangguniang Pambarangay（バランガイの議会） ・Sangguniang Bayan（町議会） ・先住民族及び土着文化コミュニティが存在する場合は、彼らからの承認

（オ）改修及び拡張の場合、従来施設の運営における環境アカウンティング 申請者による事業の簡単な説明書（1,2 ページ程度）の提出

・ 事業の種類 ・ 事業実施場所とその説明 ・ 事業の流れと活動内容

PCSDS（PCSD 職員）によるクリアランス必要文書の選定並びに申請者への通知

スクリーニング

公聴会 PCSDS による公衆からの意見聴取を以下の場合に実施 ・ EIS が必要な事業、 または ・ 非常に多くの人々が影響を受ける事業 ・ 反対意見が盛り上がっている事業 ・ 関係者から公聴会の実施を文書で請求された事業

初期評価 PCSDS による申請者からの提出文書の吟味 ・ データの十分性及び正確性

現地確認 評価基準：ECAN ゾーニング、生態系持続可能性、社会的受容

性、経済的発展性

報告書準備 PCSDS による評価報告書作成 ・ 評価結果 ・ 事業の承認あるいは拒否に関する勧告

報告書の PCSD への提出

評価 PCSD による評価 必要に応じて評価委員会からの勧告を PCSD へ提出 提案された事業に対する PCSD の合意形成

クリアランス 発行

計画承諾の場合 ・ DENR へ引き続き行われる手続きの委任状及び評価報告書

の提出 ・ 申請者へ認定及び承諾通知証明書の付与 計画否定の場合 ・ 申請者へ理由とともに否定通知を送付 ・ 申請者からの訴えにより再審査、認定を行う場合もあり

図 3.7.2 PCSD クリアランスのフロー

3-64

小規模な発電所や送電線、配電線などの電力関連施設について、EIS が必要なのか、あるいは

IEE（Initial Environmental Examination）で良いかを判断する基準を PCSD では有していない。PCSDからの聞き取りによれば、重工業に区分される発電所は出力が 10MW を越える規模としており、

その場合には EIS が必要となるとのことであった。また、それより規模の小さいものや配電線な

どは IEE が必要となるであろうとのことであった。改定された SEP クリアランスシステムの実施

ガイドラインによれば、PCSD による評価の前に DENR による事業の分類が行われることから、

EIS か IEE のどちらが必要になるかは、DENR との協議が必要である。また、PCSD の事業評価に

於いて必要となる書類については、初期評価の段階で事業者と PCSD により定められる。 PSCD により SEP クリアランスが発行された後、DENR による ECC 発行手続き及び他の政府機

関による各種許可書発行手続きが行われる。 （３）保全地域（Protected Area）

RANo.7586（国家統合保全地域システム法）により、フィリピン国内における貴重種や絶滅危

惧種である動植物の生息地、あるいは景観上特筆すべき地域などは保全地域として定められ、開

発行為から保護されている。パラワン州内においても、以下の 7 箇所が保全地域に定められてい

る。これらの内、Tubbataha 岩礁国立海洋公園と Puerto Princesa 地下河川国立公園はユネスコによ

り世界遺産登録がなされている。表 3.7.3 にパラワン州の保全地域及びその特徴を、図 3.7.3 にパ

ラワン州保全地域位置図を、それぞれ示す。

表 3.7.3 パラワン州の保全地域及びその特徴 保全地域名称 特徴

Ursula 島鳥類保護区 Brooke’s Point近郊に位置する島で、貴重種である鳩（Gray imperial pigeon）やフクロウ（Scops owl）が生息する。海岸線は海鳥の貴重な餌場となっ

ている。 El Nido-Taytay 保全地域 ムニシパリティ El Nidoの 18バランガイ、Taytayの 3バランガイ、合計

21 のバランガイが保全地域に含まれている。この地域の天然資源を違

法な漁業、伐採、ならびに土地改変から保護し、持続可能な資源利用

と地域社会へ利益をもたらす開発の管理を行うものである。 Tubbataha 岩礁国立海洋公園 Puerto Princesa南東約180kmのSulu海中央部に位置する。南北二つの岩礁

からなっており、400種近くの魚類、鳥類等が生息している。 Puerto Princesa地下河川国立公

園 延長8.2kmの地下河川で、航行可能なものとしては世界 長の部類に属

する。地上部の森では、孔雀（Palawan Phesant Peacock）やインコ（Philippine Cockatoo）等の鳥類を始めとして、幾つかの貴重種が見られる。

Malampaya 保全地域 ムニシパリティ Taytayの 18バランガイ、San Vicenteの 4バランガイ、

合計 22のバランガイが保全地域に含まれている。入江は魚類が豊富で

漁業が営まれ経済上重要である。生態学上もパラワン固有の動植物が

数多く分布しており、重要な土地である。 Coron 島保全地域 Busuanga 島南側に位置する。フィリピンで も美しいと言われる

Kayangan湖を含む7つの湖があるとともに、白い砂浜を有する多くの島

がある。この地域固有の哺乳類、鳥類、爬虫類、両生類が生息する。 Calauit 動物保護区 Busuanga島北端に位置する。キリンやシマウマなど、アフリカから連れ

て来られた動物及びカラミアン鹿などパラワン固有の動物（Calamian Deer, Palawan Phesant Peacock等）が混在する動物保護区である。

3-65

国家統合保全地域システム（National Integrated Protected Areas System： NIPAS）は DENR によ

り運営及び管理される。具体的には、当該保全地域を管轄する DENR 地域事務所の保全地域・野

生動物課（Protected Area and Wildlife Division）が保全地域の運営に関する実務を行う。 NIPAS 運営のために、DENR 長官には幾つかの権限が与えられており、特に開発行為に関して

は、以下の 2 項目が規定されている。 ・ 保全地域内における建物及びその他構造物の仕様ならびに使用材料の決定 ・ 保全地域内における道路、水路、下水処理、防火設備、衛生施設及びその他公共施設の

建設及び維持管理の制御 ・

また、保全地域ごとに「保全地域管理委員会（Protected Area Management Board）」が形成される。

メンバーは、州政府、市、部族コミュニティ、NGO 及び他の関係政府機関の代表者から構成され

る。 保全地域管理委員会は予算の割り当てや開発計画に関連した事項の決議を行う。保全地域管理

委員会の許可を受けることなく、保全地域内で動植物を採取することや、重機類を利用すること

等は禁じられている。 即ち、保全地域内では一切の開発行為が禁じられている訳ではないが、何らかの開発行為を行

おうとする場合には DENR 地域事務所保全地域・野生動物課及び保全地域管理委員会と協議の上、

必要な許可を得なければならない。特に、El Nido-Taytay 保全地域及び Malampaya 保全地域では数

多くのバランガイを含んでいるため、これらのバランガイ電化を行う際には、保全地域に対する

配慮が必要である。

Calauit 動物保護区

Coron 島保全地域

El Nido-Taytay 保全地域

Malampaya 保全地域

Ursula 島鳥類保護区

Tubbataha 岩礁国立海洋公園

Puerto Princesa 地下河川国立公園

図 3.7.3 パラワン州保全地域位置図

3-66

Backbone 送電線建設の場合、北部ルートの一部が Malampaya 保全地域内を通過することから、

事業主である国家電力公社（NPC）と保全地域管理委員会の間で伐採木の取り扱いについて協議

がなされている。

（４）先住民族（Indigenous People） RANo.8371（先住民族権利法 1997）により、先住民族に対して以下の 4 つの権利が保障されて

いる。 ・ 祖先からの土地に対する権利 ・ 自己統治の権利 ・ 文化を完全な状態とする権利 ・ 社会的公平及び人権

上記のうち、祖先からの土地に対する権利では、先住民族に土地の所有権を認めている。 また、この法律の実施規則である国家先住民族委員会（National Commission on Indigenous Peoples:

NCIP）行政命令 No.1 によれば、先住民族の祖先から受け継いだ土地の中で開発行為を行おうと

する事業者は、NCIP へ環境保護プログラム（Environmental Conservation and Protection Program: ECPP）を提出しなければならない。事業者は、対象となる事業に関する詳細な環境影響評価や環

境修復手法、資金源、実施スケジュール、及びモニタリング評価計画などについて取りまとめる

必要がある。 水力発電所を開発する場合には、水力開発の可能性を有する地点の内の幾つかが先住民族の土

地内に存在する場合が想定される。後述する表を参考にして、電力施設の開発計画地点が先住民

族の居住地に位置するかどうか調べる必要がある。先住民族の種族とその居住地リストを表 3.7.4に示す。この表は、NCIP 州事務所及び NGO である NATRIPAL、そして PGP-PPDO からの入手資

料に基づき作成したものである。北部の先住民族分布状況については、JICA による「北部パラワ

ン持続可能型観光開発計画調査」報告書の中に、詳細な分布図が示されている。

3-67

表 3.7.4 先住民族部族及び居住地 Location Name of

Tribe Municipality / City Barangay

Puerto Princesa

Bagong Sikat, Santa Lourdes, Manalo, Maruyogon, Maoyon, San Rafael, Concepcion, Simpocan, Tagabinit, Buenavista, Napsan, Lucbuan, Salvacion, Bahile, Langogan, Kamuning, Irawan, Marufinas,

Aborlan Tagpait, Cabigaan, Iraan, Isaub, Sagpangan, Baraki, Aporawan, Magbabadil, Poblacion, Mabini, Gogognan, San Juan, Culandanum, Plaridel, Ramon Magsaysay

Balabac Bugsuk, Malaking Ilog, Mangsee, Salang

Bataraza Buliluyan, Malihud, Malitub,

Brooke’s Point Calasaguen

Busuanga Cheey, Concepcion

Coron Barangay V, Bintuan, Buenavista, Bulalacao, Decabobo, Decalachao, Lajala, Malawig, Marcilla, San Jose, San Nicolas, Tagumpay, Tara, Turda

Dumaran San Juan, Sta. Maria

El Nido Masagana Pob., Teneguiban

Linapacan Pical(Iloc), Calibangbangan, Decabaitot, Maroyogroyog, Nangalao, New Culaylayan, Pical, San Miguel (Pob)

Narra Antipuluan, Aramaywan, Bagong Sikat, Batang batang, Caguisan, Dumaguena, Estrella Village, Malinao, Princess Urduja, Sandoval, Teresa, Tinagong Dagat

San Vicente Alimanguan, Binga, Caruray, Kemdeng, Port Barton, San Vicente (Pob)

Taytay Baras(Pangpang)

Rizal Bunog, Campung Ulay

Tagbanua

Quezon Berong

Narra Aramaywan, Bagong Sikat, Batang batang, Burirao, Caguisan, Calategas, Dumaguena, Estrella Village, Ipilan, Narra (Pob), Tacras, Taritien

Quezon Malatgao, Alfonso XIII, Tabon, Kalatagbak, Aramaywan, Panitian, Isugod, Sowangan, Pinaglabanan, Berong, Maasin, Calumpang, Tagusao

Balabac Pandanan, Sebaring

Bataraza Bono bono, Culandanum, Igang Igang, Inogbong, Iwahig, Malihud, Malitub, Marangas, Ocayan, Riotuba, Sapa, Sarong, Tagnato, Tagolango, Taratak, Tarusan

S. Espanola Isumbo, Pulot Center, Labog, Pulot II Interior, Panitian, Abo abo, Pulot Shore, Iraray, Punang

Rizal Bunog, Campung Ulay, Candawaga, Culasian, Iraan, Punta Baja, Latud, Ransang

Brooke's Point Aribungos, Malis, Saraza, Imulnod, Pangobilian, Barong Barong, Mambalot, Maasin, Ipilan, Amas, Samariniana, Mainit, Salogon

Taytay Liminangcong San Vicente Alimanguan, Binga, Caruray, Port Barton, San Vicente (Pob)

El Nido Bebeladan Roxas Barangay IV

Palawan

Cagayancillo Sta. Cruz, Lipot North

3-68

Location Name of Tribe Municipality / City Barangay

Puerto Princesa Tagabinit, Langogan Bataks

San Vicente Kemdeng, Port Barton, Poblacion

Aborlan Iraan

Bataraza Bono bono, Bulalacao, Buliluyan, Malihud, Malitub, Ocayan, Riotuba, Sarong, Tagnato, Tagolango, Taratak

Brooke’s Point Amas, Aribungos, Barong barong, Pangobilian,

Busuanga Concepcion

Linapacan Calibangbangan, Maroyogroyog, Nangalao, San Miguel

Roxas Poblacion1-6, Rizal

San Vicente Caruray

Rizal Culasian, Iraan

Panimusan/ Molbog

Balabac Agutayan, Bancalaan, Catagupan, Indalawan, Malaking Ilog, Melville, Pandanan, Pasig, Poblacion1-6, Rabor, Ramos

３．７．２ 既存発電設備の環境影響調査 （１）調査方法 パラワン州内の既存ディーゼル発電所及び Backbone 送電線についての環境影響調査は、発電事

業者及び環境管理規制を担当する DENR に対して聞き取り調査を行い、環境関連モニタリングの

内容並びに環境上の問題点について調べるとともに、関連する資料及びデータの提供を依頼し、

入手データの分析を行った。訪問先は以下のとおりである。 発電事業者：NPC-環境管理部(Environmental Management

Department: EMD, NPC-Power barge 106, NPC-SPUG, NPC-Palawan Backbone Transmission Project Office, Delta-P

DENR ：環境管理局(Environmental Management Bureau; EMB) 第四地域事務所(Region 4)、PENRO

（２）環境モニタリング実施状況 調査の結果環境モニタリングは、ディーゼル発電所の場合、ECC モニタリング報告書、公害管

理者四半期報告書、有害廃棄物生成報告書によって、Backbone 送電線では ECC モニタリング報告

書によって実施されていることが明らかとなった。以下に、それらの具体的内容について述べる。

3-69

（ア）ディーゼル発電所 （ａ）ECC モニタリング報告書 環境影響評価システムに基づき、事業者からの申請に対して DENR 第四地域事務所から発行さ

れる ECC に、発電所の建設並びに運転について守らなければならない条件が十数～二十数項目程

度記載されている。一般的には、運転中において関係する各種環境基準値を守らなければならな

いことや、廃棄物の処理が適切に行われなければならないこと等が記載されている。比較的発電

所規模が大きい Delta-P（旧 Paragua）発電所の場合には、さらに建設工事に関する遵守事項並び

に運転開始前に行うべき事項についても詳細に記載されている。 ECC に記載されている遵守しなければならない条件の具体的内容について、例としてほぼ同時

期に ECC が発行されている NPC Linapacan 発電所と Delta-P 発電所の記載内容対比を表 3.7.5 に示

す。NPC Linapacan 発電所は出力 54kW であるが、ECC の上では 300kW とされている。また、Delta-P発電所については第 1 期建設 8MW 分の ECC が発行されているものであり、残りの 8MW 分につ

いては別途次年度に申請、発行されている。

3-70

表 3.7.5 ECC に記載されている遵守条件の対比 NPC Linapacan 発電所 Delta-P 発電所

1. この証明書は 300kWのディーゼル発電所の

設置及び運転についてのみ有効である。 運転： 2. 建設及び運転に伴い、DENR の基準を超え

る浮遊状物質を排出しない。 3. 建設及び運転に伴い、DENR の基準を超え

る騒音を発生させない。 4. 廃水及び排出ガスの水質、大気質は DENR

の基準に従う。 5. 排水、廃油及び沈積物の適切な取り扱い､貯

蔵及び廃棄を行う。 6. 固形廃棄物の適切な処理を行う。 7. 半期に一度、大気質のモニタリングを行い

結果を報告する。 8. いかなる場合でも、作業者を守る安全予防

策を講じる。 9. 火災、油漏れなど事故発生時の処置を行う。

10. 排出ガスなどの環境基準を越える場合に

は、適切な対応策が示されるまで一時的に

運転を停止する。 その他： 11. 環境保証基金を ECC 受領後 30 日に開設す

る。 12. DENR は事前の通知なしにいつでも、関係

のあるグループとともにモニタリングを行

うことができる。 13. 提出済みの文書に示した環境影響緩和策は

全て実施する。 14. 事業開始前に、他の政府機関から必要な許

可類は全て取得する。 15. 公害防止管理者について、ECC 受領後 15 日

以内に提出する。 16. 提出済みの文書に間違いがあった場合に

は、この ECC を撤回または保留することが

ある。 17. 設備拡張の場合には、別途環境影響評価が

必要となる。 18. このECCと同じ条件で事業の所有権を他者

へ移転する場合には、移転から 15 日以内に

DENR 第四地域事務所へ知らせる。

1. この証明書は陸上に設置する 8MW の発電

所の設置及び運転についてのみ有効であ

る。 運転前： 2. 掘削範囲はすべて事業実施前の状態に埋め

戻す。 3. 建設地周辺も含め、緑化及び残土処理を行

う。 4. 建設資材の適切な保管場所を確保する。 5. (左記条件 2.に同じ) 6. (左記条件 3.に同じ) 7. 運転に先立ち、一酸化炭素、二酸化炭素、

窒素酸化物及び浮遊状物質に関する大気質

の現況情報を地域事務所に提出する。 運転段階： 8. 建設に先立ち、余水を放流する河川水質の

現況情報を調べる。測定項目は pH、色、水

温、油分、SS、BOD、溶存酸素等。 9. 運転期間中における大気質及び水質の定期

的な観測結果を四半期ごとに提出する。 10. (左記条件 6.に同じ) 11. 余分な液体が流れ込む貯留槽を示した排水

システムを設計する。 12. 処理槽を設置する。 13. (左記条件 7.に同じ) 14. (左記条件 8.に同じ) 15. (左記条件 9.に同じ) 16. (左記条件 10.に同じ) その他： 17. (左記条件 11.に同じ) 18. (左記条件 13.に同じ) 19. (左記条件 14.に同じ) 20. (左記条件 16.に同じ) 21. (左記条件 17.に同じ) 22. (左記条件 18.に同じ)

発行日 1996 年 12 月 4 日 発行日 1996 年 12 月 3 日 いずれの ECC においても、条件を守ることができない場合には 5 万ペソ以下の罰金が課せられ

るとされている。 発電事業者は、四半期ごとに上記 ECC 記載条件の達成状況並びに対応部署を記載した ECC モ

ニタリング報告書を作成し、DENR-CENRO、PENRO を経由して第四地域事務所の環境管理局へ

提出される。各発電所毎に公害管理者（Pollution Control Officer: PCO）が配置されており、後述す

3-71

る公害管理者四半期報告書、有害廃棄物生成報告書とともに、公害管理者により作成されている。 事業者によるモニタリングのほか、DENR による立ち入り検査も不定期に行われる。通常は年

に一度のみ行われるが、地域住民からの苦情が出た場合等にはその都度立ち入り検査が行われ、

公害管理者からの事情聴取や改善策の指導が行われる。 （ｂ）公害管理者四半期報告書 水質及び大気質の管理状況について、四半期ごとに発電事業者から DENR-CENRO、PENRO を

経由して第四地域事務所の環境管理局へ提出される。特に大気質に関しては、DENR 省令

No.2000-81（RANo.8749：フィリピン大気浄化法 1999 実施規則）の定めに従い、管理が行われて

いる。 記載項目及びその内容は表 3.7.6 に示すとおりである。

表 3.7.6 公害管理者四半期報告書記載事項 項目 記載内容

A.一般情報 発電所名、所在地、運転時間、燃料消費量、発生電力量な

ど B.水質管理 廃水発生源 廃水処理施設 沈積物管理 特記事項 廃水水質特性

廃水発生源毎の生成量 種別、設計容量、稼働時間、非稼働時間 生成量、処理方法、廃棄方法、廃棄頻度 設備故障、運転上の問題、改善策など 色、温度、pH、SS、BOD、油分

C.大気質管理 特記事項

大気汚染源 運転状況 大気汚染制御装置 想定汚染物質

設備故障、運転上の問題、改善策など 発電機出力、種別 運転時間、燃料消費量 種別、運転時間 種別、濃度、廃棄方法

大気質管理における想定汚染物質濃度は、NPC 所有の陸上発電所の場合浮遊状物質、二酸化硫

黄、一酸化炭素、二酸化窒素の 4 項目について、燃料消費量から排出ガス及び燃料の成分組成を

考慮して理論的に求めた計算値が記載されている。Power Barge106 については、今回収集した 2002年第 3、第 4 四半期及び 2003 年第 1 四半期の公害管理者報告書を見る限り、大気汚染物質に関す

るデータは記載されていない。NPC 所有の陸上発電所及び Power Barge についての大気質モニタ

リングは NPC-EMD により自主モニタリングが行われており、住民からの苦情など特に問題のな

い限り DENR による大気質モニタリングは行われない。 Delta-P 発電所については、自社で環境モニタリング装置を所有していないため、DENR により

表 3.7.7 に示す頻度、内容でモニタリングが行われている。今回入手した 2003 年第 3 四半期の公

害管理者報告書では、大気汚染物質名は記載されているものの、濃度測定結果は DENR からの結

果待ちと記されており、具体的な数値は記載されていない。

3-72

表 3.7.7 Delta-P 発電所における大気質モニタリング 実施者 頻度 モニタリング内容、項目

DENR-EMB RegionⅣ

年 4 回 Air Ambient Test 発電所周辺 4 箇所に設置されたモニタリング地点で、フィル

ターを透過する大気を調べる。 浮遊物質についてのみ測定。

DENR-EMB NCR & Region Ⅳ

年 1 回 Stack (Emission) Air Quality Test 煙突からの排出ガスを直接サンプリングし、分析を行う。

浮遊物質、二酸化硫黄、二酸化窒素について測定。 （ｃ）有害廃棄物生成報告書

DENR 省令 No.92-29（RANo.6969：有毒物質及び有害・核廃棄物管理法 1990 実施規則）の定め

に従い、四半期ごとに発電事業者から DENR-CENRO、PENRO を経由して第四地域事務所の環境

管理局へ提出される。 記載項目及びその内容は表 3.7.8 に示すとおりである。

表 3.7.8 有害廃棄物生成報告書記載事項 項目 記載内容

A. 一般情報 発電所名、所在地など B. 対象となる廃棄物 廃棄物の種別、生成量 C. 発生地での処理、保管及び廃棄 処理、保管、廃棄の量及び方法 D. 発生地外への運搬、処理及び廃棄 運搬量、運搬日、運搬者及び処理、廃棄の量及び方法 E. 発生地での保管場所自主検査 頻度、検査場所、結果、対処内容 F. 事故発生記録 発生日、場所、状況、対処内容 G. 従業員教育 実施日、教育内容、受講者数 H. 廃棄物量削減への取り組み 具体的内容

NPC 所有の陸上発電所の場合、今回収集した 2000 年第 4 四半期の有害廃棄物生成報告書によれ

ば、対象となる廃棄物は使用済み油のみである。Brooke’s Point 発電所の貯蔵方法が 7m×7m×2mのプールであることを除けば、貯蔵、廃棄ともにドラム缶により行われているのが一般的である。

また、保管場所の自主検査は週に一度行われている。 Power Barge106 及び Delta-P 発電所については設備容量が大きく、他の NPC 陸上発電所が燃料

としてディーゼル油のみを使用しているのとは異なり、起動停止時にはディーゼル油を、定常運

転時にバンカーC 油を使用している。そのため、対象となる廃棄物は使用済み油と油水混合物の 2種類となる。これら発電所では、廃棄物保管場所の自主検査も毎日行われている。

（イ）Backbone 送電線 （ａ）ECC モニタリング報告書 送電線建設時における環境配慮事項に関し、ECC に記載されている遵守すべき条件並びに、モ

ニタリング報告書に記載されている対応状況を 2002 年第 4 四半期に NPC から DENR へ提出され

た報告書記載内容を例として表 3.7.9 に示す。

3-73

表 3.7.9 ECC モニタリング報告書記載事項 ECC 記載の遵守すべき条件 対応状況

1.この証明書は 154km の 130KV 送電線および Puerto Princesa（40MVA）、Narra、Brooke’s Point、Roxas、Taytay（5MVA）

の変電所 5 箇所の建設にのみ有効である。

従っている

2.変圧器の振動による騒音緩和対策は、変電所に設置される遮

断機や他の電気装置が騒音に関する基準を満たすことに効果

的である。

従っている

3.塔や柱などの鋼構造物は、確かな設計がなされる。基礎は頑

丈な地盤に設置し、1990 年 7 月 16 日の規模の地震にも耐えう

る。線下高さはフィリピン電気規則に従う。送電線の障害と

なる木の伐採は 小限とする。

基準を満たしている

4. 漏油の時に環境への悪影響を考慮しなくても良いタイプの油

を用いた PCB を利用する。変電所にはオイルピットや流出土

砂のための十分な水路を設置する。防火装置はいかなる時も

利用可能とする。

変電所に設置された PCB はオ

イルではなく、ガスで満たされ

ている。

5. 変圧器や保護装置の予防保全点検を定期的に行う。 従っている 6.無関係者が変電所に立ち入らないように、柵や門、警告看板

を設置する。 従っている

7.建設期間中に交通障害を引き起こさない。 従っている 8.変電所は毒性または有害物質、廃材の保管場所として使用し

ない。SF6（使用していれば）が漏れた場合には即座に緩和措

置が取られる。

従っている

9.重機による掘削や盛土など建設に伴う騒音や極度の濁水発生

に対する緩和策を行う。 従っている

10.開発に伴う生命や財産への損害、または家屋移転に対して、

NPC は妥当な補償を行う。 従っている

11.必要な土地及び関連政府機関からの他の許可取得を第一に

行う。伐採される木は別のところへ移し変え、裸地は植物に

よる保護や植林を行う。

従っている

12.伐採木は政府の所有物となり定められた手順どおりに運搬、

保管される。事業者は、伐採に関して必要な全ての許可を得

て、この条件を適切に実施する。

NPC は DENR が発行した特別

伐採許可に厳密に従っている。

13.DENR-EMB 第四地域事務所及び関係団体による抜き打ちの

モニタリングや検査が行われる。 DENR の検査を歓迎する。

14. この ECC と同じ条件で事業の所有権を他者へ移転する場合

には、移転から 15 日以内に DENR 第四地域事務所へ知らせ

る。

現在のところ移転は無い。

環境配慮事項としては、建設工事に伴う騒音、濁水発生の防止や設備からの有害物質排出防止、

社会環境への影響防止などが考慮されている。 特に、伐採については十分に配慮されている。Backbone 送電線の建設に際し、Puerto Princesa

～Narra～Brooke’s Point 間では、5,232 本の木が影響を受けるとされている。NPC と DENR との間

で、建設に伴い伐採あるいは損害を受ける木 1 本につき替わりに 10 本の苗を NPC が提供するこ

とで合意している。ECC モニタリング報告書では、このような代替植林に関する状況説明報告書

が添付されている。

3-74

（３）既存設備の環境上の問題点 上述の現況調査結果を踏まえ、既存ディーゼル発電所における環境上の問題点について、大気

質、有害廃棄物、騒音の三つの観点から述べる。 （ア）大気質について 代表的な 3 発電所（Puerto Princesa、Power Barge106、Delta-P）について、公害管理者報告書ま

たは DENR のモニタリング結果から得られた各種有害物質の排出濃度（mg/Nm3）を、火力発電所

に対して適用される国の排出基準と合わせて表 3.7.10 に示す。

表 3.7.10 主要発電所大気汚染物質濃度と排出基準 単位：mg/Nm3

発電所名 Puerto Princesa1 号機 Power Barge106 Delta- P1 号機 国の排出基準

出典 PCO 報告書 2003 年第 1 四半期

PCO 報告書 2003年第 1四半期

2002 年 6 月 実測結果

DENR AO 2000-81

一酸化炭素 388.4339 － 500

浮遊状物質 127.5739 287 150（都市、工業地域）

200（その他） 二酸化窒素 1786.0432 1,710 2,000

二酸化硫黄 119.5767

回答無し

1,642 1,500（既設） 700（新設）

Puerto Princesa 発電所の場合には、いずれの項目も国の排出基準を満たしている。これら数値は

全て理論式により計算で求められた値であり、排ガスからサンプル収集を行い分析することにつ

いては触れられていない。 Power Barge106 については、大気質濃度に関する情報が一切記載されていないため、国の基準

を満たしているか否か判断できない。 Delta-P 発電所に関しては、浮遊状物質と二酸化硫黄が排出基準を満たしていない。浮遊状物質

については、煙突の清掃を十分に行うことにより基準値内に抑えることが可能であると考えられ

る。二酸化硫黄については、Delta-P 発電所からのインタビューによれば燃料にバンカーC 油を使

用していることが原因であるとのことであった。バンカーC 油の方がディーゼル油よりも価格が

安いことから、大規模なディーゼル発電所では通常バンカーC 油が使用される。現在市場で入手

可能なバンカーC 油の硫黄含有量は約 3%程度であり、硫黄は燃焼に伴い消失しないため、大半が

そのまま大気中へ放出されてしまう。二酸化硫黄に関する排出基準を守るためには、理論上硫黄

含有量 1%程度のバンカーC 油を用いなければならない。Puerto Princesa 発電所のように、燃料と

してディーゼル油のみを使用している場合には、その硫黄含有量が約 0.3％程度と非常に低いこと

から二酸化硫黄が問題となることは無いと考えられる。二酸化硫黄に関する問題は、バンカーC油を使う発電所共通の問題であることから、恐らく Power Barge106 でも基準値を満たされていな

いものと推察する。また、これは決してパラワン州のみの問題ではなく、フィリピン国中すべて

のバンカーC 油を利用する発電所共通の問題であると考えられる。 二酸化硫黄の排出基準については、新設発電所の場合には 700mg/Nm3とさらに厳しくなること

から、将来の電源開発計画立案の際には、排出基準を満たすために必要な燃料の使用を検討する

必要があると考えられる。

3-75

（イ）有害廃棄物について 今回調査で収集した有害廃棄物生成報告書を見る限り、トラブル発生に関する記載は見られな

かった。 DENR-PENRO からのインタビュー調査によれば、過去に Narra 発電所においてドラム缶に貯蔵

されていた廃油が漏れて外部へ流出したことがあったとのことである。ドラム缶保管場所には屋

根も無く、ドラム缶が日光や風雨に直接さらされた状態であったことが原因の一つと考えられて

いる。その後廃油保管場所に屋根が設置され、現在は問題ない。

（ウ）騒音について ECC の遵守すべき条件の一つに騒音に関して国（DENR）の基準を満足する旨の記載があった

が、今回の収集データの中には騒音の測定結果を示す数値は見られなかった。 Delta-P 発電所でのインタビューでは、過去に一度騒音測定を実施したことがあったが基準値を

満足していたこと、さらには立地場所が周辺に民家の無い工業地帯であることから、その後測定

は行われていないとのことであった。DENR-PENRO でのインタビューでも、騒音測定については

装置を用いることなく、感覚的に判断されているとのことであった。 基準値を守ると言う観点からは、装置を用いた騒音測定も定期的に行われることが望ましいと

考えられる。