平成 29 年度質の高いエネルギーインフラの海外展 …ベトナム国...

ベトナム国

平成 29年度質の高いエネルギーインフラの

海外展開に向けた事業実施可能性調査事業

(ベトナム：基幹送電網全系における

系統安定化システム導入)

調査報告書

平成 30 年 2 月

（2018 年 2 月）

経済産業省資源エネルギー庁

長官官房国際課

THE パワーグリッドソリューション株式会社

i

目次

第 1 章はじめに .......................................................................................................................... 1

第 2 章事業の背景と必要性 ....................................................................................................... 1

2.1. 事業実施可能性調査の背景 .............................................................................................. 1

2.2. 事業実施可能性調査の必要性 .......................................................................................... 1

2.3. 事業の目的 .......................................................................................................................... 2

2.4. 業務の概要 .......................................................................................................................... 3

2.5. 事業実施期間 ...................................................................................................................... 3

2.6. 訪問調査日程及び概略 ...................................................................................................... 4

第 3 章電力セクターの概要 ....................................................................................................... 7

3.1. ベトナム全体の電力セクターの概要 .............................................................................. 7

3.1.1. エネルギー政策の現状 ............................................................................................... 7

3.1.2. 電気事業体制 ............................................................................................................. 10

3.1.3. 電力需給..................................................................................................................... 13

3.1.4. 電力系統運用 ............................................................................................................. 16

第 4 章事業内容 ........................................................................................................................ 21

4.1. 事業内容 ............................................................................................................................ 21

4.1.1. 事業範囲..................................................................................................................... 21

4.1.2. 本事業での対象系統データ ..................................................................................... 21

4.1.3. 系統安定化システムの動向とニーズ ..................................................................... 49

4.2. 系統解析による将来計画系統の電圧状況の分析 ......................................................... 53

4.2.1. 系統解析データの入手と入手データの評価結果 ................................................. 53

4.2.2. 定常状態における電圧プロファイルの解析と傾向分析 ..................................... 55

4.2.3. 将来系統における電圧安定度の想定される課題 ................................................. 59

4.3. 想定する系統安定化技術 ................................................................................................ 62

4.3.1. 日本の系統における電圧安定性改善手法 ............................................................. 62

4.3.2. 推奨適用システム（VQC）の機能 ........................................................................ 64

4.3.3. VQC 導入による想定される効果・メリット ....................................................... 65

4.4. 仮想 VQC 設置の検証解析 .............................................................................................. 66

4.4.1. 定常状態における基幹系統全系の電圧プロファイルの改善手法検討 ............. 66

4.4.2. シミュレーション結果と電圧安定性の評価 ......................................................... 73

4.4.3. ベトナムで適用を想定する VQC 構成 .................................................................. 78

第 5 章経済性評価・事業性評価 ............................................................................................. 84

5.1. 経済性評価 ........................................................................................................................ 84

5.1.1. 系統安定化システム導入による定常状態の基幹送電系統電圧の改善効果 ..... 84

ii

5.1.2. 経済性評価のための検討条件 ................................................................................. 85

5.1.3. 送電ロス削減の経済性評価 ..................................................................................... 88

5.1.4. 発電機力率改善の経済的評価 ................................................................................. 90

5.1.5. 電圧安定度向上による大規模停電防止効果 ......................................................... 93

5.2. CO2 排出量の削減効果 .................................................................................................... 94

5.2.1. ベトナムの CO2 排出量の状況 ............................................................................... 94

5.2.2. CO2 排出量削減効果の算出条件 ............................................................................ 95

5.2.3. CO2 排出量の削減効果の算出 ................................................................................ 96

5.3. 系統安定化システム VQC 導入の事業性評価 .............................................................. 97

第 6 章総論 .............................................................................................................................. 102

iii

図表目次

図 3.1.1-1 ベトナムの電力需要の実績・想定 ...................................................................... 7

図 3.1.1-2 ベトナムの電源容量の実績・想定 ...................................................................... 8

図 3.1.2-1 地域給電担当区域 ................................................................................................ 10

図 3.1.2-2 ベトナム電力事業体制 ........................................................................................ 11

図 3.1.2-3 ベトナム電力関連の政府・規制機関の組織構成 ............................................. 12

図 3.1.3-1 ベトナムの発電設備容量と総発電量の割合（2015 年） ................................ 13

図 3.1.3-2 月別の発電電力量（2015 年） ........................................................................... 14

図 3.1.3-3 送電ロス率の推移 ................................................................................................ 15

図 3.1.3-4 供給信頼度の推移 ................................................................................................ 15

図 3.1.4-1 NLDC の組織図 .................................................................................................... 16

図 3.1.4-2 中央給電指令所（A0）の制御室 ........................................................................ 17

図 3.1.4-3 2011 年 8 月のベトナム 500kV 系統の概略図 ................................................... 18

図 4.1.2-1 2025 年までの計画発電設備容量 ....................................................................... 22

図 4.1.2-2 運用開始年度別の計画発電設備容量 ................................................................ 22

図 4.1.2-3 2017-2025 年までの計画発電種別容量 .............................................................. 23

図 4.1.2-4 太陽光発電導入計画地域 .................................................................................... 24

図 4.1.2-5 Ninh Thuan 地方の 2016-2020 年 PV 導入計画リスト ...................................... 26

図 4.1.2-6 変電所の設備容量の推移 .................................................................................... 30

図 4.1.2-7 2025 年までの 500kV 変電所の整備方法 ........................................................... 33

図 4.1.2-8 地域別 500kV 変電所整備計画............................................................................ 33

図 4.1.2-9 2025 年までの 220kV 変電所の整備方法 ........................................................... 35

図 4.1.2-10 地域別 220kV 変電所整備計画.......................................................................... 35

図 4.1.2-11 基幹系統送電線の整備計画推移 ....................................................................... 39

図 4.1.2-12 地域・計画期毎の 500kV 送電線整備計画 ...................................................... 41

図 4.1.2-13 220kV 送電線整備方式（2016-2025 年） ........................................................ 42

図 4.1.2-14 地域・計画期毎の 220kV 送電線整備計画 ...................................................... 43

図 4.1.2-15 ベトナム 500kV 系統図（2017 年） ................................................................. 44

図 4.1.2-16 ベトナム 500kV 系統図（2022 年） ................................................................. 45

図 4.1.2-17 ベトナム 500kV 系統図（2025 年） ................................................................. 46

図 4.2.3-1 2025 年の 220kV 系統の北部地域における電圧傾向 ....................................... 61

図 4.3.1-1 1987 年の電圧安定性崩壊による広域停電概要................................................ 62

図 4.3.1-2 広域停電時の負荷変動状況 ................................................................................ 63

図 4.3.2-1 VQC の概略制御機能 ........................................................................................... 64

図 4.3.2-2 電圧自動パターン制御 ........................................................................................ 65

https://cnt13.apac.service.hitachi.net/sites/Stg0193/Shared%20Documents/01_企画設計/01%20プロジェクト/150_ベトナム_METI%20FS　29FY/90_報告書/00_報告書/Vietnam_GSS_Pre-FS報告書_J_20180228.docx#_Toc507544660



iv

図 4.4.1-1 仮想 VQC 設置検討ステップ概要 ...................................................................... 66

図 4.4.1-2 解析波形の表示例 ................................................................................................ 67

図 4.4.1-3 検討ステップ 1：500kV 電圧プロファイルの調整解析結果【北部地域】 .. 68

図 4.4.1-4 検討ステップ 1：500kV 電圧プロファイルの調整解析結果【南部地域】 .. 69

図 4.4.1-5 検討ステップ 2：220kV 電圧プロファイルの調整解析結果【北部地域】 .. 70

図 4.4.1-6 検討ステップ 2：220kV 電圧プロファイルの調整解析結果【南部地域】 .. 71

図 4.4.2-1 TAYHN 変電所における P-V カーブ .................................................................. 76

図 4.4.2-2 VYEN500 変電所における P-V カーブ .............................................................. 76

図 4.4.3-1 日本国内における VQC のシステム構成 .......................................................... 78

図 4.4.3-2 Cost Based Selection による変電所の建設工事 .................................................. 80

図 4.4.3-3 ベトナムの変電所建設工事体制 ........................................................................ 81

図 4.4.3-4 適用を想定する VQC 構成（500kV） ............................................................... 83

図 5.1.2-1 2016 年のベトナムの発電設備別の発電電力量比率 ........................................ 86

図 5.1.2-2 2025 年のベトナムの発電設備別の発電電力量比率 ........................................ 86

図 5.1.2-3 ベトナムの発電設備別の発電容量の推移 ........................................................ 87

図 5.1.5-1 電圧安定性（P-V カーブと安定限界電力） ..................................................... 93

図 5.2.1-1 ベトナムにおける CO2 排出量の推移 ............................................................... 94

v

表目次

表 3.1.3-1 送電設備概要 ........................................................................................................ 13

表 4.1.2-1 Ninh Thuan 地方における 2017-2020 年の PV 発電所推進状況 ...................... 25

表 4.1.2-2 運用開始年別発電所リスト（1/3） ................................................................... 27

表 4.1.2-3 運用開始年別発電所リスト（2/3） ................................................................... 28

表 4.1.2-4 運用開始年別発電所リスト（3/3） ................................................................... 29

表 4.1.2-5 2025 年までの基幹系統の設備容量の整備倍率................................................ 31

表 4.1.2-6 500kV 変電所の整備計画（2017-2020） ........................................................... 32

表 4.1.2-7 500kV 変電所の整備計画（2021-2025） ........................................................... 32

表 4.1.2-8 220kV 変電所の整備計画（2017-2020） ........................................................... 34

表 4.1.2-9 220kV 変電所の整備計画（2021-2025） ........................................................... 34

表 4.1.2-10 500kV/220kV 変電所整備計画リスト（1/2） .................................................. 36

表 4.1.2-11 500kV/220kV 変電所整備計画リスト（2/2） .................................................. 37

表 4.1.2-12 基幹系統の送電線整備計画 .............................................................................. 38

表 4.1.2-13 500kV 送電線の整備計画（2017-2020） ......................................................... 40

表 4.1.2-14 500kV 送電線の整備計画（2021-2025） ......................................................... 40

表 4.1.2-15 220kV 送電線の整備計画（2017-2020） ......................................................... 42

表 4.1.2-16 220kV 送電線の整備計画（2021-2025） ......................................................... 42

表 4.1.2-17 500kV 送電線整備計画リスト（1/2）.............................................................. 47

表 4.1.2-18 500kV 送電線整備計画リスト（2/2）.............................................................. 48

表 4.2.1-1 評価対象年の系統断面データ ............................................................................ 53

表 4.2.1-2 系統データ検証用のパラメータリスト ............................................................ 54

表 4.2.2-1 2017 年の 500kV 系統の地域別の電圧傾向 ....................................................... 56




表 4.2.3-1 発電機端子電圧設定値 ........................................................................................ 59

表 4.4.2-1 仮想 VQC 設置における改善効果 ...................................................................... 73

表 4.4.2-2 2025 Dry-Max：仮想 VQC 設置前後の送電ロス削減 ...................................... 74

表 4.4.2-3 2025 Dry-Max：仮想 VQC 設置前後の有効電力/無効電力/力率の改善 ........ 74

表 4.4.2-4 2025 Rainy-Max：仮想 VQC 設置前後の送電ロス削減 ................................... 75

表 4.4.2-5 2025 Rainy-Max：仮想 VQC 設置前後の有効電力/無効電力/力率の改善 ..... 75

表 4.4.2-6 仮想 VQC 設置による安定限界電力改善効果（北部地域） .......................... 77

表 4.4.3-1 変電所への VQC 設置工事における想定業務区分 .......................................... 82

表 4.4.3-2 推奨する VQC のコンポーネントパッケージ .................................................. 83

vi

表 5.1.1-1 VQC 導入による定常状態の基幹送電系統電圧の改善効果 ........................... 84

表 5.1.2-1 2016 年と 2025 年における発電設備別の発電電力量比率 .............................. 85

表 5.1.2-2 2016 年と 2025 年における発電設備別の容量比率 .......................................... 86

表 5.1.4-1 乾季・雨季の化石燃料発電による想定発電電力量/年.................................... 90

表 5.1.4-2 乾季（2025 年）における増加可能な発電電力量 ............................................ 91

表 5.1.4-3 雨季（2025 年）における増加可能な発電電力量 ............................................ 92

表 5.1.4-4 年間（2025 年）で期待できる増加可能な発電電力量 .................................... 92

表 5.2.2-1 ベトナムにおけるグリッド排出係数 ................................................................ 95

表 5.2.3-1 VQC システムの設置費用総額 ........................................................................... 97

表 5.2.3-2 発電設備運用開始年別の想定する VQC 投資額 .............................................. 98

表 5.2.3-3 各年度別 VQC 投資効果 ...................................................................................... 99

表 5.2.3-4 VQC 導入後の送電ロス削減・発電機力率改善による便益の計算結果 ..... 100

vii

略語表

略語正式名称説明

ATS Applied Technical Systems Company Ltd. ベトナムシステムインテグレーター

BOQ Bill of Quantities 作業量表

EIA Environmental Impact Assessment 環境影響評価

EIRR Economic Internal Rate of Return 経済的内部収益率

EMS Energy Management System 電力需給調整システム

EPC Environment Protection Commitment 環境保護コミットメント

EPC Engineering Procurement and Construction 設計、調達、製作、建設工事を含む一連の事業

ERAV Electricity Regulatory Authority of Vietnam 電力規制庁

EREA Electricity and Renewable Energy Authority 電力・再生可能エネルギー庁（旧 GDE、2017年 9月組織改定）

EVN Vietnam Electricity ベトナム電力事業者

FIT Feed In Tariff 固定価格買取制度

GDE General Directorate of Energy エネルギー総局

GTCC Gas Turbine Combined Cycle ガスタービンコンバインドサイクル発電

Gen-Co Generator Company EVN傘下の発電事業者

IE Institute of Energy エネルギー研究所

IEC International Electro technical Commission 国際電気標準会議

IEEE The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc.

米国に本部を置く電気工学・電子工学技術の学会

IPP Independent Power Producer 独立系発電事業者

IRR Internal Rate of Return 内部収益率

ISO Independent System Operator 米国の独立系統運用者

JBIC Japan Bank for International Cooperation 国際協力銀行

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

MOIT Ministry of Industry and Trade ベトナム商工省

MONRE Ministry of Natural Resources and Environment

ベトナム天然資源・環境庁

MPI Ministry of Planning and Investment ベトナム計画投資省

NEXI Nippon Export and Investment Insurance 株式会社日本貿易保険

NLDC National Load Dispatch Center EVN傘下の系統運用事業者

NPT National Power Transmission Cooperation EVN傘下の送電事業者

NPV Net Present Value 純現在価値

OSI Open System International, Inc. 米国 EMSベンダー

OLTC On Load Tap Changer 負荷時タップ切替器

OTS Operator Training Simulator 運転訓練シミュレータ

PC Power Company EVN傘下の配電事業者

PDP7 Seventh Power Development Plan 第 7次国家電力マスタープラン

PECC Power Engineering Consulting Joint Stock Company

EVN傘下のコンサル事業者

viii

PMU Phasor Measurement Unit 電圧位相計測装置

PSS/E Power System Simulation for Engineering 独 Siemens社系統解析ソフト

PSVR Power System Voltage Regulator 発電機電圧制御装置

PV Photovoltaics 太陽光発電

RE Renewable Energy 再生可能エネルギー

SAIDI System Average Interruption Duration Index 年間の需要家 1 軒あたりの停電時間

SAIFI System Average Interruption Frequency Index 年間の需要家 1軒あたりの停電回数

SC Shunt Capacitor 電力用コンデンサ

SCADA Supervisory Control And Data Acquisition 監視制御システム

SEA Strategic Environmental Assessment 戦略的環境評価

STATCOM Static Synchronous Compensator 自励式静止型無効電力補償装置

SVC Static Var Compensator 静止型無効電力補償装置

Shr Shunt Reactor 分路リアクトル

VCGM Vietnamese Competitive Generation Market ベトナム競争的発電市場

VQC Voltage Q Control 電圧・無効電力制御装置

1

第1章はじめに

アジア諸国が急速に電力需要を伸ばしている中、ベトナムにおいても 2007 年 12 月に

閣議決定された「2020 年までの国家エネルギー開発戦略及び 2050 年までの展望」に基

づき、2020 年までにほぼ全家庭への電力供給を実現することを目指し、発電所の整備

を行っている。また、2016 年に改定された「第 7 次国家電力マスタープラン（Seventh

Power Development Plan: PDP7）」では、2030 年まで実質 GDP 成長率は年平均 7%増が見

込まれており、増加する電力需要に対応するため、電源開発の強力な推進が求められて

いる。他方、安定的で効率的な電力供給を行うため、発電所の建設と並行し、電力系統

安定化システムを構築することも重要な課題となっている。

1

第2章事業の背景と必要性

2.1. 事業実施可能性調査の背景

ベトナム政府は、電力系統の整備計画において、「原子力発電所建設の無期限延期の

決定(2016 年 11 月)」、それに伴う PDP7 の早急な改定・見直しに着手しており、今後も

急速に新設の送電線を整備する計画である。一方で、送電系統安定化の方策や適切な運

用方法の導入検討は、送電線の整備計画が実現し、課題が発生した後に検討する事後対

応の状況にあり、現在、電気事業者は海外の様々な系統安定化技術の情報を収集してい

る段階にある。このため、発電所での系統変動の吸収や系統機器の過負荷等の不具合に

よる、系統不安定、設備保守・修繕コスト増、停電による産業伸長の機会損失が懸念さ

れる。

この課題に対して、事前に電力網整備計画において電力系統安定化のための課題を抽

出し、供給改善するための対応策を提示することは電力系統の整備計画の円滑な実現に

とり重要な位置付けにあり、同国における持続性のある安定した電力供給に貢献すると

共に、日本にとっては電力インフラ整備における優位技術をもって、同国の電力の供給

信頼度・系統安定度の確保・高度化の視点から、早期の支援の実現として系統安定化シ

ステムの導入の可能性を調査するものである。

2.2. 事業実施可能性調査の必要性

現在、ベトナムでは増加する電力需要に対応するため、電源開発の強力な推進が求め

られている。一方で発電された電力を安定的で効率的にベトナム国内に供給するために

は、これらの発電設備の建設と並行して電力安定化システムを構築することが将来の安

定した経済成長に必要な項目となる。

2

2.3. 事業の目的

本事業は、同国の 2016 年 11 月の原子力発電所の建設計画延期が決定された以降の改

定 PDP7 における将来の基幹送電網全系(500kV 及び 220kV)を対象に、供給信頼度の改

善・高度化を実現するための系統安定化システム導入に関する調査（将来のベトナムの

基幹送電網の全系データに基づいた系統解析による課題の抽出、相応しい適用可能な本

邦技術コンポーネントのパッケージ化と技術選定、及び継続的且つ長期の保守・運用に

必要となる運用技術）を行う。これにより、定常の系統運用状態における送電系統の安

定化のための適用技術と、その導入後の運用技術の両面から、ベトナム全国大の送電シ

ステムを対象とした、安定運用に資する系統安定化システムの形態と、導入事業の実施

可能性を検討し、本邦当該技術の輸出と、将来のベトナムのエネルギーセクターに貢献

することを事業目的とする。

3

2.4. 業務の概要

本事業では社会調査・業界動向調査と電気的な解析評価による二本立ての業務を行な

う。本業務の概要を以下に示す。

本業務の概要

目的同国における電力系統安定化のための課題を抽出し、電力供給を改善す

るための対応策を系統解析による検証を実施することで検討し、将来の

電力系統開発計画における安定的な電力供給への貢献に資する本邦技術

適用の事業実施可能性の調査を行う。

事業概要 1. ベトナムの 2022 年までの発送電整備状況とニーズ把握

2. 電力安定化システム導入に関する課題・法令

3. 送電ロス削減・電圧安定度の解析評価

4. 経済性評価・事業性評価

業務概要 1. 本事業に係る情報収集（改定 PDP7 に関わる情報収集）

2. 系統解析用の系統データの入手

3. 系統解析の実施・分析

4. 系統安定化のための本邦技術活用の検討

5. 適用技術の効果の検討・確認

6. 保守運用体制の検討・確認

7. 経済性評価・事業性評価の実施

対象地域ベトナム国の基幹系統全系

相手国機関電力・再生可能エネルギー庁（EREA: Electricity and Renewable Energy

Authority）

エネルギー研究所（IE: Institute of Energy）

ベトナム電力公社（EVN: Vietnam Electricity）関連グループ

2.5. 事業実施期間

事業実施期間：2017 年 8 月 8 日から 2018 年 2 月 28 日

4

2.6. 訪問調査日程及び概略

本事業の期間中に、ベトナムの商工省（MOIT: Ministry of Industry and Trade）傘下の

EREA（旧エネルギー総局（GDE: General Directorate of Energy））をカウンターパートと

して、事業実施可能性の調査に必要な情報収集を円滑に行い、また、事業の普及、提案

する技術内容の理解促進の目的から本事業における調査結果を共有するため、現地調査

を合計 3 回にわたり実施した。

1）第一回訪問調査

第一回調査では、本事業のベトナムにおける関係部署とのキックオフミーティングを

EREA 主催で開催し、今後の調査に必要な関係部署の担当窓口を確認した。引き続いて、

第一回の訪問調査の期間で、本事業に必要な情報収集のための関係部署と打合せを実施

すると共に、本事業で実施予定の系統解析のための系統データに関して、エネルギー研

究所（IE: Institute of Energy）と打合せを実施した。

IE との打合せでは、本事業で適用する電力系統解析に必要なデータに関して、現状

の電力系統データ及び将来系統の電力系統データの作成のための詳細仕様に関して議

論した。

項目内容備考

調査期間 2017 年 10 月 2 日～10 月 6 日（5 日間） ―

訪問目的

○ EREA 主催によるベトナムでの本事業のキック

オフミーティング及び関連部署の窓口の確認

○ 系統解析に必要な条件の提示と系統データ作成

期間の確認

―

訪問先

【顧客名称】

○ 電力・再生可能エネルギー庁：EREA

○ エネルギー研究所：IE

○ ベトナム電力公社：EVN-HQ

○ 系統運用事業者：NLDC: National Load Dispatch

Center

○ 送電事業者：NPT: National Power Transmission

Corporation

【訪問日】

10 月 2 日、6 日

10 月 4 日

10 月 2 日

10 月 2 日

10 月 2 日、6 日

5

第一回調査後、IE から系統解析に必要な系統データを期日通り（2017 年 10 月中旬）

に提供を受け、日本国内で系統解析を行った。

提供された系統データに関して、潮流解析による事前の評価を実施し、IE で実施さ

れた基本的な解析結果と照合して確認を行い、本事業で採用することに問題がないこと

を事前に検証した後に詳細の検討を進めた。

第二回訪問調査の前までに、本事業で提案する「定常状態における電圧安定度改善を

目的とした系統安定化システムの導入」に関する解析項目を実施した。その結果を中間

報告書として作成し、ベトナムでの適用の可能性を共同で検討するために EREA に提出

した（2017 年 12 月初旬）。

2）第二回訪問調査

第二回調査では、中間報告書を提出後に、ベトナムの関連部署の質問事項や要望事項

の確認のため EREA を訪問して打合せを実施した。その際に、現在の EREA における

電力系統の課題が、将来増大する再生可能エネルギーにあることが判明した。そのため、

訪問期間中に再生可能エネルギーに関する本邦技術の系統安定化システムの紹介資料

を作成し、EREA へ提出して打合せを計画したが、先方の都合がつかずに資料の提出に

留まった。

また、本事業においてベトナムが期待する電力系統の安定化に関する課題・期待を確

認するため、系統安定化システムを運用する送電事業者である NPT を訪問し、中間報

告書の説明・打合せを実施した。

項目内容備考

調査期間 2017 年 12 月 20 日～12 月 22 日（3 日間） ―

訪問目的 ○ 中間報告書の EREA への説明

○ 中間報告書の NPT への説明

訪問先

【顧客名称】

○ EREA

○ NPT

【訪問日】

12 月 20 日、22 日

12 月 21 日

6

3）第三回訪問調査

第三回調査では、第二回調査結果を反映し、本事業で提案する基幹送電網全系におけ

る系統安定化システムの導入に関する、技術的な利点及び経済性評価を含めた最終報告

を実施するために EREA 及び関連部署を訪問して打合せを実施した。また、本事業の実

施段階において変電所への本邦システムを導入する場合に相応しい体制を検討するた

め、ベトナムの変電所設備のシステムインテグレータである ATS 社（Applied Technical

Systems Company Ltd.）を訪問してベトナムの変電所関連の工事に関する情報のヒアリ

ングを実施した。

項目内容備考

調査期間 2018 年 2 月 5 日～2 月 9 日（5 日間） ―

訪問目的 ○ 最終報告書の EREA, NPT, IE への説明

○ 今後の事業の進め方の意見交換（EREA、NPT）

訪問先

【顧客名称】

○ EREA

○ NPT

○ IE

○ ATS 社

【訪問日】

2 月 9 日

2 月 6 日、8 日

2 月 9 日

2 月 9 日

7

第3章電力セクターの概要

3.1. ベトナム全体の電力セクターの概要

3.1.1. エネルギー政策の現状

1） 2018 年 1 月現在の国家電力マスタープラン PDP7

2030 年を見据えた 2011 年～2020 年までの国家電力マスタープラン PDP7 が、2011 年

7 月に初版されたが、その後 2013 年 12 月と 2016 年 3 月に 2 度改定されている。

また 2016 年 3 月の改定以降、原子力発電所の無期延期を含む、4.6GW の新規計画中

止についての計画変更の情報がある。

一方で、電力需要は、2000 年～2015 年実績（年率+13.0%）に続き、2025 年までに年

率 6.6%の堅調な増加が見込まれている。

（出典：「ベトナムにおける電力分野への海外展開支援に係る基礎情報収集調査、デロイトトー

マツコンサルティング合同会社、2017 年 3 月 31 日」を参考に調査団作成）

図 3.1.1-1 ベトナムの電力需要の実績・想定

23

46

86

144

198

272

0

50

100

150

200

250

300

2000 2005 2010 2015 2020 2025

電力需要の実績・想定

電力需要

(T

Wh

)

年度

実績（年平均成長率：約13%）

想定（年平均成長率：約7%）

8

電源容量は、2000 年～2015 年実績（年率+12.7%）の増加に続き、2030 年までに年率

8.5%の増加を見込んでおり、特に、石炭火力発電、再生可能エネルギーが拡大する計画

となっている。

（出典：「ベトナムにおける電力分野への海外展開支援に係る基礎情報収集調査、デロイトトー

マツコンサルティング合同会社、2017 年 3 月 31 日」を参考に調査団作成）

図 3.1.1-2 ベトナムの電源容量の実績・想定

2）電力自由化

卸売市場については、競争的卸電力市場（Competitive Power Bulk Market）の詳細設計

が承認された（2015 年 8 月 10 日付け商工省決定 8266/QD-BCT 号）。この計画に基づき、

2016 年から段階的に試験運用され、2019 年以降に本格運用される計画である。

【対象電源】

火力発電所：30MW 以上

水力発電所：インフラ条件を満たした 30MW 以上

BOT（Build Operate and Transfer）発電所、多目的水力発電所：直接・間接的価格

提供した場合

※輸入電源、太陽光発電、風力発電、地熱プラント、水力（30MW 以下）は本条件か

ら対象外

3）「将来のベトナム電力系統安定化に関する検討業務」の公示情報

「2030 年までのベトナム電力系統における周波数・電圧を含む各種安定度等に関す

5.1

11.8 22.1

38.6

61

101.4

131.6

0

20

40

60

80

100

120

140

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

電源容量の実績・想定

電源容量

(G

W)

年度

実績（年平均成長率：約13%）

想定（年平均成長率：約8.5%）

9

る検討業務（検討期間：6 ヶ月）」が、EVN 傘下の系統運用事業会社 NLDC から 2017

年 8 月 18 に国際入札案件として公示されている。このことからベトナムでは電力系統

の安定化に着目しており、電力系統の改善手法を海外勢から技術導入する積極的な動き

を実施していることがわかる。

また、本入札に関して、入札期限が 2017 年 10 月 26 日まで 2 回延期されたとの情報

があるが、その後、ベルギーの Elia グループの会社が受注したとの情報が確認された。

10

3.1.2. 電気事業体制

1）電力事業の運営組織

2018 年 1 月現在のベトナム電力事業は、①発電、②系統運用、③送電、④配電・小

売で分割運営されている。各電力事業は、ベトナム電力公社 EVN 並びに EVN 傘下の事

業会社が運営しているが、「発電」事業は、EVN 以外の事業会社にも開放されている。

① 発電事業：

EVN 本社並びに傘下の発電事業者（Gen-Co: Generator Company）と独立発電事業者

（IPP: Independent Power Producer）、外資 BOT（Build Operate and Transfer）事業者

の業態で展開。IPP へのベトナム資本としては Vinacomin や Petro Vietnam が参加し

ている。

② 系統運用事業：

電力の需給調整、周波数・電圧調整等の系統運用は、EVN 傘下の系統運用事業者

NLDC が担当している。NLDC は 500kV 及び 220kV の南北に長大なベトナムの基

幹系統を 4 セクションに分割して運用し

ている。

中央給電指令所（A0）は設備容量が

30MW 以上のすべての発電所及び全ての

500kV/220kV 変電所を担当しており、そ

の傘下に 3 つの地方給電指令所を治めて

いる。

地域給電指令所は北部系統：A1、中部

系統：A2、南部系統：A3 に分割されて運

用管理している。

また、地域給電指令所は 220kV/110kV

の変電所を担当しており、その担当地域

は下記のようになっている。

北部地域給電指令所：A1

Da Nang 変電所より北部の地域

中部地域給電指令所：A2

Da Nang 変電所以南、Pleku 変電所,

Pleku2 変電所及び Dak Nong 変電所ま

での中央部の地域

南部地域給電指令所：A3

Di Linh 変電所及び Cau Bong 変電所以

南の南部の地域

図 3.1.2-1 地域給電担当区域

（出典: IE 提供データより調査団作成）

11

③ 送電事業：

送電事業は、EVN傘下の送電事業者NPTが担当している。NPTは、500kV及び 220kV

の基幹送電網設備の運転・保守並びに建設工事監理を実施している。

④ 配電・小売事業：

需要家への電力供給は、ベトナム全土を北部、中部、南部と大都市(ハノイ、ホー

チミン)の 5 地域に区分し、各エリアの配電事業者（PC: Power Company）が 110kV

以下の配電系統運用並びに小売事業を実施している。ただし、遠隔地等の配電・小

売事業は、コミューン事業者（LDU: Local Distribution Unit）が対応している。

(出典：「NPT Fact Sheet、2017 年 7 月.31 日」、「ベトナムにおける電力分野への海外展開支援に

係る基礎情報収集調査、デロイトトーマツコンサルティング合同会社、2017 年 3 月 31 日」を

参考に調査団作成)

図 3.1.2-2 ベトナム電力事業体制

12

2）電力関連の政府機関

日本の経済産業省に相当するベトナムにおける電力・エネルギー分野の所轄は、商工

省（MOIT: Ministry of Industry and Trade）である。電力関連の主な政府機関・規制機関

は以下の通りである。

① 商工省（MOIT: Ministry of Industry and Trade）

電力・エネルギーの分野の監督官庁。

② 計画投資省（MPI: Ministry of Planning and Investment）

「国家開発計画」や投資分野を管轄。

③ 資源環境省（MONRE: Ministry of Natural Resources and Environment）

環境規制などを管轄。

④ 電力規制局（ERAV: Electricity Regulatory Authority of Vietnam）

電力市場や電気料金の規制を行う。

⑤ 電力・再生可能エネルギー庁（EREA: Electricity and Renewable Energy Authority）

2017 年 8 月に旧エネルギー総局 GDE が 3 分割して発足したうちの 1 組織。再生可

能エネルギーの導入拡大方針が組織構成にも反映された。

⑥ エネルギー研究所（IE: Institute of Energy）

エネルギー政策立案、電力開発計画策定、電力関連の調査・研究を実施。

（出典: ベトナム商工省情報、現地ヒアリングにより調査団作成）

図 3.1.2-3 ベトナム電力関連の政府・規制機関の組織構成

13

3.1.3. 電力需給

1）発電設備容量と総発電量

2015 年の発電設備容量は、水力発電、石炭火力発電の順で多く、総設備容量の 71％

を占めている。また、発電量は水力と石炭火力でほぼ同量で、総発電量の 68%となって

おり、依然として水力発電や石炭火力発電による電力供給への依存度が高い。

将来の発電設備容量や総発電量の割合は、計画では石炭火力の割合が多くなる電源計

画となっている。

（出典：ベトナム電力調査 2016、JETRO、2017 年 3 月）

図 3.1.3-1 ベトナムの発電設備容量と総発電量の割合（2015 年）

2）設備容量と送電線路長

2017 年 7 月 31 日現在、EVN 傘下の送電事業者（NPT）が運用・保守している基幹系

統の電圧別の変電所数及び変電所設備容量と送電線路長（回線長）は、表 3.1.3-1 に示

す通りとなっている。

表 3.1.3-1 送電設備概要

500kV 220kV 合計

変電所数

(箇所) 27 106 133

変圧器設備容量

(MVA) 27,900 46,725 74,625

送電線路長

(km) 7,500 16,200 23,700

（出典: NPT 提供データより調査団作成）

14

3）月別需要

ベトナム旧正月（テト）の 2 月に需要が減少する傾向があるが、その他の月はベトナ

ム全土で年間を通じて、ほぼ 14,000GWh で一定となる傾向にある。

降水量が確保できる雨季（6 月～11 月頃）には水力発電の発電量が多くなる。一方で

乾季では水力発電からの発電電力の供給が減少することから、火力発電で電力需要をカ

バーする発電パターンを取っている。天然ガス発電の発電容量は少ないもののベース電

源の位置付けとなっている。

（出典: IE 資料から調査団作成）

図 3.1.3-2 月別の発電電力量（2015 年）

4）送電ロス

送電ロスに関してロス率は、長距離送電線を有する 500kV 系統が 220kV 系統の送電

ロスよりも大きい傾向にある。また、送電ロス率に関して 2012 年まで継続して改善す

る傾向にあったが、2013 年に特に 500kV 系統で上昇し、以降はロス率の低下傾向が緩

やかになっている。

15

（出典: NPT 資料から調査団作成）

図 3.1.3-3 送電ロス率の推移

5）供給信頼度

電力の供給信頼度の目安となる年間の需要家 1 軒あたりの停電時間（SAIDI: System

Average Interruption Duration Index）及び年間の需要家 1 軒あたりの停電回数（SAIFI:

System Average Interruption Frequency Index）の数値は年々改善してきており、2015 年の

同データは、下記の通りとなっている。

SAIDI：2,281 分（≒38.0 時間）/ 需要家

SAIFI：13.36 回 / 需要家

日本の電力会社における供給信頼度と比較すると、ベトナムでは数値が改善している

傾向にあるものの、更なる供給信頼度の改善の実施が期待される。

（出典：EVN アニュアルレポート 2016 から調査団作成）

図 3.1.3-4 供給信頼度の推移

16

3.1.4. 電力系統運用

ベトナムにおいて、送電系統運用を行っている組織は、EVN 傘下の NLDC であり、

本調査の対象となる送電系統の電圧調整業務も NLDC が担務している。

NLDCはベトナムにおける 500kV送電線の建設に合わせて 1994年 4月 11日に、500kV

の系統運用及び需給調整のための発電力調整を担当する組織として設立された。1998

年末には、それまで地域電力会社の下にあった北部・中部・南部の地域給電指令所が

NLDC に統合され、図 3.1.4-1 に示す通り、中央給電指令所が A0、北部・中部・南部の

地域給電指令所がそれぞれ A1・A2・A3 と呼ばれる組織構成になっている。

（出典: NLDC ホームページの図から調査団作成）

図 3.1.4-1 NLDC の組織図

現在の組織構成では、A0 が 500kV の系統運用及び需給調整のための発電力調整を担

当しており、A1・A2・A3 がそれぞれ北部・中部・南部地域における 220kV 以下の系統

運用を担当するという分担になっている。

なお、NLDC は送電系統の系統運用だけでなく、2011 年 7 月 1 日からベトナムの競

争的発電市場（VCGM: Vietnamese Competitive Generation Market）の運用事業者ともな

っており、米国の独立系統運用者（ISO: Independent System Operator）と同じく、送電系

統運用と電力卸市場運用の両方を行う事業者となっている。

図 3.1.4-2 に A0 の制御室の様子を示す。NLDC においては、2016 年 1 月から新しい

監視制御装置（SCADA: Supervisory Control And Data Acquisition）/ 電力需給調整システム

（EMS: Energy Management System）の導入が行われており、これまでは A0・A1・A2・

A3 において独立した形の SCADA/EMS によって系統運用業務が行われていたが、新し

い SCADA/EMS により、A0・A1・A2・A3 に分散配置された各システムを統合した形

での系統運用業務が実現可能となっている。

Southern Regional

Load Dispatch Center (A3)

Central Regional Load

Dispatch Center (A2)

National Load Dispatch Center (A0)

Northern Regional

Load Dispatch Center (A1)

17

（出典:EVN ホームページ）

図 3.1.4-2 中央給電指令所（A0）の制御室

送電系統運用において、重要となるのは電力系統の周波数及び電圧の調整である。

周波数については、電力の供給と需要をバランスさせることで調整を行うため、A0

において、変化する電力需要に合わせて、需給調整のための発電力調整を行って、ベト

ナム全系の周波数を規定内に収まるように運用を行っている。

本調査の対象となる送電系統の電圧調整については、NLDC による 2011 年の

EPU-CRIS International Conference on Science and Technology における論文「Operational

Problems and Challenges in Power System of Vietnam」によると、500kV 系統の電圧は通常

は基準電圧の-5%～+2%の範囲で運用されているが、条件により-10％～+4%の変動幅と

なることがあるということで、特に重負荷送電線の末端において、電力需要がピークと

なる時間帯における電圧低下が問題となっていると述べられている。

ベトナムの系統連系規程では、通常状態において 500kVの電圧は-5%～+5%の範囲で、

220kV の電圧は-5%～+10%の範囲で運用することが定められている（単一事故時の許容

電圧変動は 500kV 及び 220kV 共に-10%～+10%）ため、現在では設備増強等による対策

が進められているが、通常状態における-10%の電圧低下は論文で指摘されている通り

課題であると考えられる。

ベトナムにおける送電系統の電圧調整の課題は、電圧調整のための無効電力を供給す

る調相設備が、送電系統側にはほとんど存在せず、無効電力供給については発電機から

の供給に頼っていることにある。

18

この課題は以前から指摘されており、2006 年の独立行政法人国際協力機構（JICA:

Japan International Cooperation Agency）による「ベトナム国電力セクターマスタープラン

調査」の最終報告書でも、「基幹系統における無効電力を補償する装置はほとんど設置

されておらず、第 5 次マスタープランでは、電圧維持対策のための検討の必要性が指

摘されていた。」と記載されている。また、2010 年の JICA による「ベトナム国国家電

力開発計画支援プロジェクト」においても、ホーチミン市外輪 500 kV 将来系統の妥当

性確認の系統解析において、母線電圧調整のため、二次側系統（220 kV）の変電所の一

部に適宜調相設備（電力用コンデンサ）を設置するなど、送電系統側における調相設備

の必要性が示されている。

図 3.1.4-3 に NLDC による 2011 年の EPU-CRIS International Conference on Science and

Technology における論文「Operational Problems and Challenges in Power System of Vietnam」

で示されたベトナムの 500kV 系統の概略図を示す。これからわかる通り、長距離送電

線の誘導リアクタンスを補償するための直列コンデンサ設備は存在しているが、電圧低

下防止のための無効電力を補償する設備は存在していない。

なお、長距離送電線のフェランチ効果による電圧上昇防止のための無効電力を補償す

る分路リアクトルは 500kV 系統において設置されているが、逆に分路リアクトルの入

切のための遮断器共に設置されているものが少ないため、軽負荷時の電圧上昇という問

題が発生していると上記の論文で述べられている。

（出典: Operational Problems and Challenges in Power System of Vietnam、NLDC、2011 年）

図 3.1.4-3 2011 年 8 月のベトナム 500kV 系統の概略図

19

これらの情報は過去の系統状況に基づくものであるが、電圧調整のための無効電力を

供給する調相設備が、送電系統側にほとんど存在しないことは、今回の調査において、

IE より受領した 2017 年及び 2025 年のベトナム電力系統のデータからも確認されてお

り、以前から指摘されているように、効率的な送電系統の電圧調整を行うためには、こ

の点が課題であると考えられる。

これらのことから、ベトナムの送電系統における電力調整は、A0・A1・A2・A3 にお

ける変圧器のタップ制御に加えて、周波数調整と同じく A0 からの発電機の無効電力出

力調整によって行われていることがわかるが、系統側に無効電力を供給する調相設備を

設置することにより、より適切な電圧プロファイルを実現し、送電ロスの削減や電圧安

定度の改善といったより効率的な電圧制御を実現できる可能性が高いと考えられる。

EVN のホームページに掲載されている、NLDC の 2017 年の 12 の基本となる業務と

目標を以下に示す。

① 電力系統と電力市場の運用のための高度な管理モデルの開発

② 安全で信頼度の高い、品質が保証された最適な方法による系統運用手法の確立及び

ベトナム全系の系統運用の実施

③ EMS への十分なデータ入力、SCADA/EMS の受入・試運転の完遂、システムの拡

大により安全性・信頼性・システム開発のための高度な研修を実現するための、シ

ステム接続率の向上及びデータの信頼性向上

④ 主となる SCADA システムの深刻なトラブル時に対応するための、SCADA システ

ムへの IEC 60870-5-104 に基づくゲートウェイの追加

⑤ 発電容量の自動調整、1 時間・1 日・1 週間後の短期需要予測（Open STLF: Open Short

Term Load Forecast）、系統運転員へのシミュレーション訓練（OTS: Operator Training

Simulator）といった新しい EMS の機能の効率的な活用

⑥ 電力市場向けのソフトウェア更新の完遂

⑦ 5 箇所の 220kV 変電所からの試験的な測定データ収集の完遂（料金計算のために十

分なデータが、主たる測定点の 100%から収集されること）

⑧ NTP・PC・発電所に対する要員・設備・情報通信システム管理、A0 及び Ax の端

末の移管の完遂

⑨ 2017～2030 の全系の系統解析・安定度に関する研究の実施、及び系統安定度向上

対策・系統運転員に対する系統安定度向上のための訓練プログラムの開発の提案

⑩ 研究・実験の強化のための研究設備の Siemens からの引継

⑪ 国際的組織の支援・アドバイスに基づく電力系統・市場の運用についての訓練コー

スの設立

⑫ EVN に承認されたスケジュールに基づく設備建設プロジェクトの管理

20

2016 年に導入された新しい SCADA/EMS の運用に関する項目が多いが、⑨に示され

ているように、将来的な送電系統に対する系統安定度について、NLDC 側でも課題と考

えてその対策を検討していることがわかり、今回の調査においても、NLDC の A0 にお

いてベトナム全系の系統安定度に関する評価が進められていることが確認できたため、

電圧調整に関する安定度や効率的運用に対してもそのニーズが存在していると考えら

れる。

21

第4章事業内容

4.1. 事業内容

4.1.1. 事業範囲

本事業の調査対象とする改定 PDP7 において想定する将来の対象系統は、当初、かね

てより改定前 PDP7 で計画されている 500kV 系統の大規模な火力発電所が建設・系統接

続されると想定（クアンビン（Cuang Binh）省 Quang Trach 火力発電所（600MW x 2Unit）,

ハティン（Ha Tinh）省 Vung Ang 火力発電所増設（600MW x 2Unit）等）されていた 2022

年を事業対象年としていた。

一方で本事業を開始するための EREA（説明時は GDE）への事前の事業内容の説明

時に、EREA から本事業を円滑に進めるために調査対象年を 2025 年に変更する要請が

あった。背景として、同国での PDP の「策定フェーズが 5 年単位」であり、かつ「電

源整備計画と送電線拡張計画が多い 2022 年を含む 2025 年」での実施要請であった。

本事業の事前調査では 2025 年までに基幹系統、特に 500kV 系統に大規模な電源計画

が含まれていることから、本事業で適用する事業効果を拡大するために、対象年の系統

断面を（2022 年の系統断面を含む）2025 年に変更することにした。さらに、EREA か

ら系統解析用の系統データの作成に関して、将来計画断面において信頼性・実現性の高

い MOIT 傘下のエネルギー研究所（IE）をパートナーとして進めるよう要請があり、ベ

トナムにおける本事業の系統データ作成のパートナーとして IE を選定した。

4.1.2. 本事業での対象系統データ

本事業では現在の 2017 年の系統データを基に、原子力発電所建設計画の中止を反映

して策定された新たな開発計画の内容を盛り込んだ 2025 年の系統データを検討対象と

している。IE から入手した系統データから 2025 年までのベトナムの電力整備計画に関

して、下記の項目を分析した。

1）電源の整備計画

2）変電所の整備計画

3）送電線の整備計画

22

2142MVA 5%

7901MVA 21%

28350MVA 74%

2017-2025

電圧階級別計画発電設備容量

110kV220kV500kV

1）電源の整備計画

ベトナムにおける 2025 年までの基幹系統の電源整備計画における発電容量は図

4.1.2-1 の通りとなっている。

原子力発電所の無期延期に伴う代替電

源の確保と将来の電力需要の拡大局面に

おける電源供給の不足を補うため、大容

量の新設の電源整備として 2025 年まで

に総容量 38,393MW が計画されている。

その電圧階級別の整備計画の容量の内訳

は 2017 年から 2025 年までに以下のよう

な設備容量の整備計画となっている。

500kV 系統接続容量：28,350MW



これらの整備計画では 500kV 系統へ接続される電源設備計画が総計画容量の 74%と

際立って多い状況にある。即ち、想定する将来の電力需要の伸張に対して、需給バラン

スを確保するためには、高電圧階級・大容量の発電設備の整備計画のみならず、実際の

電源設備の建設・運用開始にあたり、500kV 系統の整備計画と連動した確実な履行が重

要課題である一面が窺える。

また、電源の整備計画は 2022 年にピークを迎える計画（運用開始年ベース）となっ

ているが、以降も 500kV 系統に接続される電源の整備が継続している。


図 4.1.2-2 運用開始年度別の計画発電設備容量

図 4.1.2-1 2025 年までの計画発電設備容量


23

2017 年から 2025 年までに新たに整備計画される発電種別容量を図 4.1.2-3 に示す。石

炭火力発電が 29,069MW（75.7%）を占めており、次いでガス火力発電所が 7,500MW

（19.5%）となっている。この結果から化石燃料火力の発電比率が電源整備計画の 95.2%

を占めており、将来の発電計画において CO2 排出量の削減が大きな課題になると推測

される。


図 4.1.2-3 2017-2025 年までの計画発電種別容量

2017 年度以降のガス火力発電の整備計画では、計画の全容量がガスタービンコンバ

インドサイクル発電（GTCC: Gas Turbine Combined Cycle）が導入される計画となってい

る。

本事業の調査時点ではベトナムでは GTCC は採用されておらす、ベトナム南部のオ

モン（O Mon）に建設・運用中の同国産ガスを採用したガス火力発電所が代表的なガス

火力発電所となっている。将来の GTCC の導入に向けて、発電所の整備のみならず、

燃料の調達・流通のための関連するインフラの整備・開発計画が別途推進されている模

様である。

1311MW 3.4%

29069MW 75.7%

7500MW 19.5%

306MW 0.8%

95MW 0.2%

112MW 0.3%

新設発電種別設備容量（MW) 水力

石炭火力

ガス火力

風力

Baiomass

輸入

24

図 4.1.2-4 太陽光発電導入計画地域

再生可能エネルギー（RE: Renewable Energy）に関して基幹系統への導入・整備計画

は、2025 年時点において風力発電（306MW）とバイオマス発電（95MW）の導入のみ

であり、全体の約 1.0%であることを確認することが出来た。（RE として水力・中小水

力は除く）

また、太陽光発電（PV: Photovoltaics）を採用した大規模な発電所整備計画に関して、

2019 年 6 月までに 110kV 系統に総容量 4,000MW の導入計画が存在しており、IE との

ヒアリングにより以下の項目に関して確認することが出来た。1

太陽光で発電された電力の買取料金に関して、固定価格買取制度（FIT: Feed In Tariff）

が導入されており 9.35 US セント/kWh と設定されている。この価格設定は現行の

ベトナムの電気料金（7.6 US セント/kWh）と比較すると、太陽光発電の買取価格

が約 24%高いというインセンティブをつけており、急速な PV による再生可能エネ

ルギー導入の普及を促していると判断することが出来る。

FIT の買取価格は 2019 年 6 月以降に再設定される計画であり、IE からの聞き取り

内容では、2019 年以降の FIT 買取価格は低下する見通しである。それ故に 2019 年

6 月までに太陽光発電導入計画容量の

4,000MW の全容量が導入される見込みと

の情報を得た。

大規模な太陽光発電の導入計画が推進され

ている地域は、同国中部のジャライ省

（Pleiku）及び南部のビントゥアン省（Vinh

Tan、Ninh Thuan）に集中しており、既に

Ninh Thuan 地域では、一部の太陽光発電所

が建設中である。

また、同地方の選定理由は、下記の通りで

ある。

① 緯度の高い北部地域と比較すると、年

間の有効快晴時間を 2,500-3,000 時間程

度確保することが可能な地域である。

② 太陽光の照射角（Irradiation Angle）が

北部地域と比較して高く、PV を設置す

る利点がある。

1：本事業で取得した系統データは 500kV 及び 220kV の基幹系統を対象としたため、110kV 以降の電圧階

級に関しては負荷データとして縮約表現されている。そのため取得した系統データから詳細情報として確

認することが出来なかった。


25

太陽光発電所の設備容量は IE から受領した設備導入計画のリストから、1 発電所あ

たり30MW-80MWと小規模な発電容量が大多数を占めていることが判明している。

一方で、発電所あたり 170MW-200MW を超える大規模な太陽光発電所の建設計画

が現在、1 箇所で認可されており、さらに複数の計画が評価中の状況である。表

4.1.2-1 に現在計画中の Ninh Thuan 地方における PV 発電所の計画状況を示す。

表 4.1.2-1 Ninh Thuan 地方における 2017-2020 年の PV 発電所推進状況

プロジェクト

ステータス

PV

発電所数

総容量

（DC）

総容量

（AC）

建設認可済み 17 サイト 904.99MW 1,131.24MWp

評価中 7 サイト 518.97MW 670.11MWp

追加検討中（PS） 18 サイト 897.04MW 1,119.84 MWp

事業可能性評価中（Pre-FS） 3 サイト 110.00MW 137.50 MWp

総数 45 サイト 2,431.00MW 3058.69MWp

（出典 IE 提供データより調査団作成）

以上の状況から、ベトナムで 110kV 系統において出力変動が懸念される大量の太陽

光発電所建設の計画が既に実際のプロジェクトとして展開されており、EREA ではこの

増大する再生可能エネルギーの対策が、今後の系統運用の課題に位置付けられていると

のコメントを受領した。

26

（出典: IE 提供データ）

図 4.1.2-5 Ninh Thuan 地方の 2016-2020 年 PV 導入計画リスト

電力輸入に関して、ベトナムは隣接する中国、カンボジア、ラオスと国際連系線で接

続されており、2025 年までの計画として国際連系線によるラオスの水力発電の電力輸

入量として新たに 112 MW が確認されている。

Ninh Thuan Project

設備容量

サイト名

称

認可済み

Pre-FS 中

評価中

FS 中

27

以下に運用開始年別発電所リストを示す。

表 4.1.2-2 運用開始年別発電所リスト（1/3）

No. Name of Power Plants

Rated

Voltage

110kV

Rated

Voltage

220kV

Rated

Voltage

500kV

Power Plant expected into operation in 2017 1 Chi Khe HPP 41MW

2 Long Tao HPP 42MW

3 Tra Khuc 1 HPP 36MW

4 Sekaman Xanxay HPP (Laos) 32MW

5 Trung Son #3,4 HPP 2x65MW

6 Yen Son HPP 70MW

7 Thai Binh I #1,2 TPP 2x300MW

8 Thai Binh II #1 TPP 600MW

9 Duyen Hai III #1 TPP 600MW

10 Duyen Hai III #2 TPP 600MW

11 An Khe Biomass Power Plant #1 40 MW

Power Plant expected into operation in 2018 1 Song Lo 6 HPP 44MW

2 Hoi Xuan HPP 102MW

3 Song Mien 4 HPP 38MW

4 La Ngau HPP 36MW

5 Dak Mi 1 HPP 54MW

6 Sekaman 4 (Laos) HPP 80MW

7 A Lin HPP 62MW

8 Thang Long #1 TPP 300MW

9 Thai Binh II #2 TPP 600MW

10 Vinh Tan IV #1,2 TPP 2x600MW

11 Long Phu I #1 TPP 600MW

12 An Khe Biomass PP #2 55MW

Power Plant expected into operation in 2019 1 Bao Lam 3 HPP 46MW

2 Pac Ma HPP 140MW

3 Thuong Kon Tum #1,2 HPP 2x110MW

4 Thang Long #2 TPP 300MW

5 Long Phu I # 2 TPP 600MW

6 Song Hau I #1,2 TPP 2x600MW

7 Duyen Hai III Expand TPP 660MW

8 Vinh Tan I # 1,2 TPP 2x600MW

9 Vinh Tan IV Expand TPP 600MW

10 Hai Ha 1 TPP 3x50MW

11 Nam Cum 1,4,5 TPP 65MW

12 Central - South Wind PP 90MW

13 Soc Trang Wind PP 99MW

（出典：IE 提供データより調査団作成）

28



Rated

Voltage

110kV

Rated

Voltage

220kV

Rated

Voltage

500kV

Power Plant expected into operation in 2020 1 Formosa Ha Tinh #6,7 2x150MW

2 Formosa Ha Tinh #8,9 2x100MW

3 Formosa Ha Tinh # 10 150MW

4 Hai Duong # 1 TPP 600MW

5 Cong Thanh TPP 600MW

6 O Mon III CCGT 750MW

7 Nam Pan 5 HPP 35MW

8 Nam Mo HPP 95MW

9 Nam Cum 2,3,6 54MW

10 Hanbaram Wind PP 117MW

Power Plant expected into operation in 2021 1 Nghi Son II# 1 TPP 600MW

2 Vung Ang II #1 TPP 600MW

3 Hai Duong #2 TPP 600MW

4 Nam Dinh I #1 TPP 600MW

5 Quang Trach I #1 TPP 600MW

6 Kien Giang I CCGT 750MW

7 O Mon IV CCGT 750MW

8 Duyen Hai II #1,2 TPP 2x600MW

9 Long Phu II #1 TPP 600MW

10 Long Phu III #1 TPP 600MW

Power Plant expected into operation in 2022 1 Ban Mong HPP 60MW

2 Dak Re HPP 60MW

3 Hai Ha 2 TPP 5x150MW

4 Luc Nam #1 TPP 50MW

5 Quynh Lap I #1 TPP 600MW

6 Vung Ang II #2 TPP 600MW

7 Nghi Son II #2 TPP 600MW

8 Nam Dinh I #2 TPP 600MW

9 Quang Trach I #2 TPP 600MW

10 Vinh Tan III# 1 TPP 660MW

11 Long Phu II #2 TPP 600MW

12 Long Phu III #2 TPP 600MW

13 Van Phong I #1 TPP 660MW

14 Kien Giang II CCGT 750MW


29



Rated

Voltage

110kV

Rated

Voltage

220kV

Rated

Voltage

500kV

Power Plant expected into operation in 2023 1 Quynh Lap I #2 TPP 600MW

2 Luc Nam #2 TPP 50MW

3 Quang Tri #1 TPP 600MW

4 Central CCGT I 750MW

5 Dung Quat I CCGT 750MW

6 Vinh Tan III #2,3 TPP 2x660MW

7 Van Phong I #2 TPP 660MW

8 Son My II #1 CCGT 750MW

Power Plant expected into operation in 2024 1 Vung Ang III # 1 TPP 600MW

2 Quang Tri #2 TPP 600MW

3 Central CCGT II 750MW


Power Plant expected into operation in 2025 1 Hai Ha 3 TPP 2x300MW

2 Vung Ang III #2 TPP 600MW



30

2）変電所の整備計画

2017 年 6 月時点で、ベトナムの送電事業者 NPT が保有・運用する変電所の総設備容

量は 74,625MVA となっており、各電圧階級の変電所は下記の通りとなっている。

2017 年 7 月時点で現有する電圧階級別の変電所の設備容量

500kV 変電所：27 変電所、27,900MVA

220kV 変電所：106 変電所、46,725MVA

発電設備の大規模な増強に伴う基幹系統の 500kV 及び 220kV の変電所の増強計画は

2017 年-2020 年及び 2021 年-2025 年の系統断面では、それぞれ下記の設備容量を強化す

る計画となっている。

2017 年-2020 年の増設計画の設備容量

500kV 変電所：25,650MVA


2021 年-2025 年の増設計画の設備容量



すなわち、2025 年までに最終的に整備される変電所の設備容量は 500kV 系統で合計

58,050MVA、220kV 系統で合計 67,258MVA となっており、基幹系統全体の総容量で

125,308MVA の設備が追加される。

（出典：NPT 及び IE 提供データから調査団作成）

図 4.1.2-6 変電所の設備容量の推移

2017 2020 2025

500kV 27900MVA 53550MVA 85950MVA

220kV 46725MVA 81470MVA 113983MVA

0MVA

50000MVA

100000MVA

150000MVA

200000MVA

250000MVA

設備容量

年

変電所の設備容量の推移

500kV

220kV

2017 年比

3.1 倍

2017 年比

2.4 倍

31

表 4.1.2-5 2025 年までの基幹系統の設備容量の整備倍率

対象系統 2017 年 2025 年整備倍率

500kV 系統 27,900MVA 85,950MVA 3.1 倍

220kV 系統 46,725MVA 113,983MVA 2.4 倍

基幹系統合計 74,625MVA 199,933MVA 2.7 倍

（出典：NPT 及び IE 提供データから調査団作成）

これは現在の送電系統の変電所の全容量 74,625MVA に対して、2025 年までに実に約

2.7 倍の変電所の設備容量を設置することになる。

また、電圧階級別の内訳では、それぞれ 500kV 系統では 2017 年：27,900MVA から

2025 年：85,950MVA の約 3.1 倍に、220kV 系統では 2017 年：46,725MVA から 2025 年

113,983MVA の 2.4 倍と伸張する計画であり、長大な国土へ電力を十分に送電するため

に、500kV 及び 220kV 系統における変電所の強化が際立っている。

32

500kV 系統の地域別の変電所の整備計画は表 4.1.2-6、表 4.1.2-7 の通りである。将来

的にも電力需要の伸張が大きい北部地域と南部地域において、変電所の設置が集中する

計画であり、特に 2025 年までには、南部地域では北部地域の 1.45 倍の容量の変電所の

設置が計画されている。

表 4.1.2-6 500kV 変電所の整備計画（2017-2020）

500kV

2016 - 2020

新設変電所変圧器追設変圧器容量増加合計

変電

所数

設備

容量

変電

所数

設備

容量

変電

所数

設備

容量

地域別

合計容量

北部地域 5 3,750MVA 3 2,700MVA 6 4,800MVA 11,250MVA

中部地域 1 450MVA 1 450MVA 0 0MVA 900MVA

南部地域 8 6,300MVA 5 4,500MVA 3 2,700MVA 13,500MVA


表 4.1.2-7 500kV 変電所の整備計画（2021-2025）

500kV

2021 - 2025


変電

所数

設備

容量

変電

所数

設備

容量

変電

所数

設備

容量

地域別

合計容量

北部地域 8 6,300MVA 4 3,150MVA 0 0MVA 9,450MVA

中部地域 4 3,300MVA 0 0MVA 2 1,200MVA 4,500MVA

南部地域 14 11,550MVA 5 4,500MVA 4 2,400MVA 18,450MVA


500kV 系統の変電所の変圧器容量は規格によって統一されており、最大の変圧器の容

量は 900MVA、次いで 600MVA、450MVA となっている。変圧器仕様は単相型変圧器、

2 巻線変圧器が主流となっている。これは各容量別に変圧器の仕様を統一することで機

器価格を抑え、機器故障の際に相別に交換対応が可能であるため、停電期間を短期間と

することができるためである。また、多数の変電所を短期間で設置するために効率的な

仕様を採用している。

変電所の整備方法に関して、新設変電所の設置、既設変電所の変圧器の追加設置、既

設変電所の変圧器の容量変更（大容量変圧器への更新）の 3 タイプに区分することがで

きる。

2025 年までに計画される全ての変電所の整備件数（同一変電所での別計画含む）の

33

北部

29%

中部

14%

南部

57%

2021-2025

地域別500kV変電所整備計画

うち、新設変電所の設置が 54.8%と過半数以上を占めており、積極的な設備投資計画と

なっている。次いで、既設変電所の変圧器の追加設置 24.7%であり、電力系統の停止操

作が長期化する既設変電所の変圧器の容量変更は 20.5%に留まっている。また、地域別

の整備方法は下記の通りである。


図 4.1.2-7 2025 年までの 500kV 変電所の整備方法

500kV 系統における変電所の整備計画は、全体の 50%以上を南部地域が占めており、

電力需要が継続して南部地域で増加していることが読み取れる。このことから、電力の

流れは 2020 年断面及び 2025 年断面においても、500kV 系統では北部地域から南部地域

へ流れることがわかり、これは潮流解析からも証明されている。


図 4.1.2-8 地域別 500kV 変電所整備計画

62% 13%

25%

500kV中部地域

整備方式

北部

44% 中部

3%

南部

53%

2017-2020

地域別500kV変電所整備計画

56% 26%

18%

500kV南部地域

整備方式

変電所新設

変圧器追加

変圧器更新

50% 27%

23%

500kV北部地域

整備方式

34

220kV 系統の地域別の変電所の整備計画は表 4.1.2-8、表 4.1.2-9 の通りである。500kV

系統と同一傾向の計画となっており、北部地域と南部地域において、変電所の設置が集

中する計画であり、2025 年までには、南部地域と北部地域で同程度の設備容量の変電

所の設置が計画されている。

表 4.1.2-8 220kV 変電所の整備計画（2017-2020）

220kV

2016 - 2020


変電

所数

設備

容量

変電

所数

設備

容量

変電

所数

設備

容量

地域別

合計容量

北部地域 31 6,851MVA 32 6,600MVA 11 2,250MVA 15,701MW

中部地域 10 2,419MVA 8 1,000MVA 6 1,375MVA 4,794MW

南部地域 26 6,125MVA 20 4,500MVA 16 3,625MVA 14,250MW


表 4.1.2-9 220kV 変電所の整備計画（2021-2025）

220kV

2021 - 2025


変電

所数

設備

容量

変電

所数

設備

容量

変電

所数

設備

容量

地域別

合計容量

北部地域 24 5,750MVA 23 5,138MVA 8 2,000MVA 12,888MW

中部地域 6 1,125MVA 9 1,625MVA 7 1,750MVA 4,500MW

南部地域 28 6,500MVA 28 6,875MVA 7 1,750MVA 15,125MW


220kV系統の変電所の変圧器容量は、最大の変圧器容量で 250MVA、次いで 125MVA、

63MVA となっている。変圧器仕様は三相型変圧器であり 500kV と同様に 2 巻線変圧器

が主流となっている。一方で整備計画として 500kV 変電所：73 箇所に対して 220kV 変

電所：300 箇所の設置箇所となっており、変電所内に設置される変圧器の台数が非常に

多いものとなる。

35

変電所の整備方式では、2025 年までに計画される全ての変電所の整備件数（同一変

電所での別計画含む）のうち、新設変電所の設置が 44.7%、既設変電所の変圧器の追加

設置が 40.4%と大部分を占めており、電力系統の停止操作が長期化する既設変電所の変

圧器の容量変更は 18.3%となっている。


図 4.1.2-9 2025 年までの 220kV 変電所の整備方法

220kV 系統における変電所の整備計画は、全体の 80%以上を南部地域と北部地位で占

めており、2025 年断面では北部・中部・南部の比率がほぼ 4.5：1：4.5 の割合となって

いる。220kV 変電所は配電系統電圧（110kV 以下）に接続しており、このことからベト

ナムの地域別の電力需要増加の比率が、北部・中部・南部に対してほぼ 4.5：1：4.5 の

割合であると言える。


図 4.1.2-10 地域別 220kV 変電所整備計画

35%

37%

28%

220kV中部地域

整備方式

北部 45%

中部 14%

南部 41%

2017-2020

地域別220kV変電所整備

北部 40%

中部 14%

南部 46%

2021-2025

地域別220kV変電所整備

42% 43%

15%

220kV北部地域

整備方式

43%

39%

18%

220kV南部地域

整備方式

変電所新設

変圧器追加

変圧器更新

36

以下に 500kV/220kV 変電所の整備計画リストを示す。

表 4.1.2-10 500kV/220kV 変電所整備計画リスト（1/2）

No. Name

Rated

Capacity

(MVA)

Wire

connection Note

I Expected into operation in the period of 2016-2020

The Northern region

1 Tay Ha Noi 900 2 windings New substation; 1st transformer

2 Dong Anh - 1st transformer (T1) 900 2 windings New substation; 1st transformer

2 Dong Anh - 2nd transformer (T2) 900 2 windings 2nd transformer

3 Pho Noi - T1 600 2 windings New substation; 1st transformer

3 Pho Noi - T2 900 2 windings 2nd transformer

4 Viet Tri 450 2 windings New substation; 1st transformer

5 Son La - T1 900 2 windings Upgrade capacity for 1st transformers

5 Son La - T2 900 2 windings Upgrade capacity for 2nd transformers

6 Lai Chau 900 2 windings New substation; 1st transformer

7 Nghi Son 900 2 windings New substation; 1st transformer

8 Vung Ang - T1 900 2 windings Upgrade capacity for 1st transformers

8 Vung Ang - T2 900 2 windings 2nd transformer

9 Quang Ninh - T1 600 2 windings Upgrade capacity for 1st transformers

9 Quang Ninh - T2 600 2 windings Upgrade capacity for 2nd transformers

10 Thuong Tin 900 2 windings Upgrade capacity for 2nd transformer

The Central region

1 Pleiku 2 - T1 450 2 windings New substation; 1st transformer

1 Pleiku 2 - T2 450 2 windings 2nd transformer

The Southern region

1 Cau Bong 900 2 windings 2nd transformer

2 Nha Be - T1 900 2 windings Upgrade capacity for 1st transformers

2 Nha Be - T2 900 2 windings Upgrade capacity for 2nd transformers

3 Cu Chi 900 2 windings New substation; 1st transformer

4 Tan Uyen - T1 900 2 windings New substation; 1st transformer

4 Tan Uyen - T2 900 2 windings 2nd transformer

5 Tan Dinh - T1 900 2 windings Upgrade capacity for 1st transformers

5 Tan Dinh - T2 900 2 windings Upgrade capacity for 2nd transformers

6 Chon Thanh 900 2 windings New substation; 1st transformer

7 Long Thanh 900 2 windings New substation; 1st transformer

8 Duc Hoa 900 2 windings New substation; 1st transformer

9 My Tho - T1 900 2 windings New substation; 1st transformer

9 My Tho - T2 900 2 windings 2nd transformer

10 O Mon 900 2 windings Upgrade capacity for 2nd transformer

11 Duyen Hai 450 2 windings New substation; 1st transformer

12 Long Phu 450 2 windings New substation; 1st transformer


37

表 4.1.2-11 500kV/220kV 変電所整備計画リスト（2/2）

No. Name

Rated

Capacity

(MVA)

Wire

connection Note

II Expected into operation in the period of 2021-2025

The Northern region

1 Tay Ha Noi 900 2 windings 2nd transformer

2 Bac Ninh - T1 900 2 windings New substation; 1st transformer

2 Bac Ninh - T2 900 2 windings 2nd transformer

3 Vinh Yen - T1 900 2 windings New substation; 1st transformer

3 Vinh Yen - T2 900 2 windings 2nd transformer

4 Viet Tri 450 2 windings 2nd transformer

5 Hai Phong 900 2 windings New substation; 1st transformer

6 Thai Binh 600 2 windings New substation; 1st transformer

7 Nho Quan - T1 900 2 windings New substation

7 Nho Quan - T2 900 2 windings New substation

8 Thanh Hoa - T1 600 2 windings New substation

8 Thanh Hoa - T2 600 2 windings New substation

The Central region

1 Quang Tri 600 2 windings New substation; 1st transformer

2 Doc Soi - T1 600 2 windings Upgrade capacity for 1st transformers

2 Doc Soi - T2 600 2 windings Upgrade capacity for 2nd transformers

3 Van Phong - T1 900 2 windings New substation

3 Van Phong - T2 900 2 windings New substation

4 Krong Buk 900 2 windings New substation; 1st transformer

The Southern region

1 Cu Chi 900 2 windings 2nd transformer

2 Binh Duong 1 900 2 windings New substation; 1st transformer

3 Dong Nai 2 900 2 windings New substation; 1st transformer

4 Bac Chau Duc 900 2 windings New substation; 1st transformer

5 Son My 450 2 windings New substation; 1st transformer

6 Chon Thanh 900 2 windings 2nd transformer

7 Tay Ninh 1 - T1 900 2 windings New substation; 1st transformer

7 Tay Ninh 1 - T2 900 2 windings 2nd transformer

8 Duc Hoa 900 2 windings 2nd transformer

9 Thot Not - T1 900 2 windings New substation; 1st transformer

9 Thot Not - T2 900 2 windings 2nd transformer


38

3）送電線の整備計画

2017 年 6 月時点で、ベトナムの送電事業者 NPT が保有・運用する送電線の総送電線

回線長は 23,700km となっており、各電圧階級の送電線回線長は下記の通りとなってい

る。

2017 年 6 月時点現有する電圧階級別の送電線回線長

500kV 変電所：7,500km

220kV 変電所：16,200km

基幹系統の 500kV及び 220kVの送電線の増強計画は 2016年-2020年及び 2021年-2025

年の系統断面では、それぞれ下記の送電線を整備する計画となっている。

2017 年-2020 年の整備計画における送電線回線長

500kV 送電線：2,533km


2021 年-2025 年の整備計画における送電線回線長



2017 年から 2025 年までに整備される送電線回線長を表 4.1.2-12 に示す。基幹系統全体の

送電回線長で 14,286km の送電線が追加される計画となっており、この送電回線長は日

本国内の電力会社 10 社合計の 500kV 送電線の合計総送電回線長：15,414km（架空送電

線：15,237km、地中送電線：177km：2015 年電気事業者連合データ）とほぼそれに匹敵

する送電線の整備が計画されている。

表 4.1.2-12 基幹系統の送電線整備計画

電圧階級 2017-2020 年 2021-2025 年総回線長

500kV 送電線 2,533km 2,868km 5,401km

220kV 送電線 6,020km 2,865km 8,885km

基幹系統合計 14,286km


39

また、総送電線回線長の推移を図 4.1.2-11 に示す。計画の推移は 2017 年ベースで 2025

年までに回線長倍率がそれぞれ、500kV 送電線：1.72 倍、220kV 送電線：1.54 倍となっ

ており、共に短期間での送電網整備が計画されているため、電源整備後の送電の支障と

ならないよう、確実な計画の推進が必要な状況にある。


図 4.1.2-11 基幹系統送電線の整備計画推移

2017 2020 2025

500kV 7500Km 10033.46Km 12901.46Km

220kV 16200Km 22220Km 25085Km

0Km

5000Km

10000Km

15000Km

20000Km

25000Km

30000Km

回線長

年

基幹系統送電線の整備計画推移

40

500kV 系統の地域別の送電線の整備計画は、表 4.1.2-13、表 4.1.2-14 の通りである。

ベトナムは南北に長い国土を有しており、北部地域、中部地域、南部地域を 500kV 送

電線で接続した大同期系統となっている。そのため、ベトナム各地域で発電された電力

を全国へくまなく送電するためには、送電ロスの低い高い電圧である 500kV 系統での

送電が効率的である。また、これらの送電線は供給信頼度の確保から、系統の故障を考

慮して 2 回線送電で構成されている。（一部、1 回線の区間を含む）

表 4.1.2-13 500kV 送電線の整備計画（2017-2020）

500kV

2016 - 2020

新設送電線回線数増設回線容量増加合計

区間

数

送電線

回線長

区間

数

送電線

回線長

区間

数

送電線

回線長

地域別

合計容量

北部地域 11 523km 1 74km 0 0km 597km

中部地域 2 398km 0 0km 0 0km 398km

南部地域 11 1,538km 0 0km 0 0km 1,538km


表 4.1.2-14 500kV 送電線の整備計画（2021-2025）

500kV

2021 - 2025


区間

数

送電線

回線長

区間

数

送電線

回線長

区間

数

送電線

回線長

地域別

合計容量

北部地域 9 1,068km 0 0km 0 0km 1.068km

中部地域 6 1,390km 0 0km 0 0km 1,390km

南部地域 7 410km 0 0km 0 0km 410km


送電線の整備方法に関して、送電ルート確保や送電鉄塔の用地確保・建設を伴う新設

送電線、既存の送電鉄塔への回線増設、さらに、送電容量を増やすために既存の送電線

を張替える回線容量増加による送電容量増加の 3 方式に区分することが出来る。

500kV 系統では、新たな電源の整備計画に伴う送電線を確保する必要性から、計画の

大部分が新設送電線の計画となっている

2020 年までは南部地域における送電線の整備計画が多く、2021 年以降は北部地域と

中部地域における送電線の整備が多く計画されている。これらの送電線は新たに計画さ

れた電源の運用開始時期に合わせた計画が展開されている。

その具体的な代表的な例として、2020 年までは南部地域での電源整備計画（ビンタ

41

ン石炭火力発電所（Vinh Tan TPP: 2×600MW）、2019 年運用開始計画）に関連した長距

送電線（Vinh Tan transits on Song May - Tan Uyen Line: 2 回線×235km）等が計画されて

いる。

また、2021 年以降、2025 年までは北部地域のクエンラップ石炭火力発電所（Quyen Lap

TPP: 2×600MW、2022～2023 年運用開始計画）の電源整備に関連した長距送電線（Vung

Ang 3 TPP - Quynh Lap Line: 2 回線×220km）や、中部地域では大規模なガスタービンコ

ンバインドサイクル（Central GTCC: 750MW、2023 年運用開始計画）が運用される時期

であり、この整備計画を目標とした長距離送電線の整備（Central GTCC-Krong Buk Line:

2 回線×300km、Krong-Tay Ninh Line: 2 回線×300km）等が計画されている。


図 4.1.2-12 地域・計画期毎の 500kV 送電線整備計画

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0Km

200Km

400Km

600Km

800Km

1000Km

1200Km

1400Km

1600Km

1800Km

北部地域中部地域南部地域新設

変電所数

計画

回線長

新設500kV送電線と新設変電所数/2016-2020年

計画回線長

新規変電所数

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0Km

200Km

400Km

600Km

800Km

1000Km

1200Km

1400Km

1600Km


変電所数

計画

回線長


計画回線長

新規変電所

42

80%

16%

4%

220kV送電線整備方式

新設

回線追加

容量変更

220kV 系統の地域別の送電線の整備計画は、表 4.1.2-15、表 4.1.2-16 の通りである。

220kV 系統は配電系統である 110kV 系統に接続されるため、新設変電所として設置さ

れる 220kV/110kV 変電所（2025 年までに 125 箇所新設の変電所整備計画）への系統接

続が主な目的となっている。また、これらの新設変電所は主に北部地域と南部地域に集

中しているため、両地域の送電線の整備計画が多くなっている。

表 4.1.2-15 220kV 送電線の整備計画（2017-2020）

500kV

2016 - 2020


区間

数

送電線

回線長

区間

数

送電線

回線長

区間

数

送電線

回線長

地域別

合計容量

北部地域 40 2,286km 1 43km 2 178km 2,507km

中部地域 17 1,216km 5 627km 0 0km 1,843km

南部地域 38 1,528km 2 112km 1 30km 1,670km


表 4.1.2-16 220kV 送電線の整備計画（2021-2025）

500kV

2021 - 2025


区間

数

送電線

回線長

区間

数

送電線

回線長

区間

数

送電線

回線長

地域別

合計容量

北部地域 19 874km 13 190km 0 0km 1,064km

中部地域 9 536km 4 231km 0 0km 767km

南部地域 13 650km 20 234km 1 150km 1,034km


地域間の連系や大規模電源を

連系する 500kV 系統と比較して、

2025 年までの 220kV 系統は新設

送電線の整備計画が高い割合

（80%）を示しているが、需要が

増加する地域において既存の送

電線の回線数を増設（20%）する

計画も採用されている。


図 4.1.2-13 220kV 送電線整備方式（2016-2025 年）

43

2020 年までは北部地域における送電線の整備計画が多く、2021 年以降は北部地域と

南部地域における送電線の整備が多く計画されている。これらの送電線は新たに計画さ

れた新規の変電所の設置時期に合わせた計画が展開されている。

送電線回線長の傾向は、北部地域と南部地域は新規変電所数にほぼ準じた回線長であ

り、一方、中部地域では新規変電所数の数が少ない割に回線長が長くなっている。これ

は、送電線の 1 区間数が長い送電線が存在していることを示している。


図 4.1.2-14 地域・計画期毎の 220kV 送電線整備計画

以下に 500kV 送電線系統図及び整備計画リストを抜粋で示す。

0

5

10

15

20

25

30

35

0Km

500Km

1000Km

1500Km

2000Km

2500Km

3000Km


変電所数

計画

回線長


計画回線長

新規変電所数

0

5

10

15

20

25

30

0Km

200Km

400Km

600Km

800Km

1000Km

1200Km


変電所数

計画

回線長


計画回線長

新規変電所

44


図 4.1.2-15 ベトナム 500kV 系統図（2017 年）

45


図 4.1.2-16 ベトナム 500kV 系統図（2022 年）

46


図 4.1.2-17 ベトナム 500kV 系統図（2025 年）

47

表 4.1.2-17 500kV 送電線整備計画リスト（1/2）

No. Name of transmission line

Rated

voltage

(kV)

(No. of circuits)

x km

Proposed

Section

(mm2)

Rated

Capacity

(MVA)

I Expected into operation in the period of 2016-2020

The Northern region

1 Pho Noi transits on Quang Ninh -

Thuong Tin transmission line (TL)

500 2x0.66+2x0.57 ACSR-4x330 2390

2 Hiep Hoa - Pho Noi line 500 1 x 71 ACSR-4x400 2858

3 Dong Anh transits on Hiep Hoa - Pho

Noi line

500 2 x 2 ACSR-4x400 2858

4 Vung Ang transits on Ha Tinh - Da

Nang line

500 2 x 17 ACSR-4x330 2390

5 Lai Chau transits on Son La - Lai

Chau HPP line

500 2 x 2 ACSR-4x330 2390

6 Tay Ha Noi - Thuong Tin line 500 2 x 24 ACSR-4x400 2858

7 Nho Quan - Thuong Tin line (2nd

circuit)

500 1 x 74 ACSR-4x330 2390

8 Thang Long TPP transits on Quang

Ninh - Pho Noi line

500 2 x 5 ACSR-4x330 2390

9 Nghi Son transits on Nho Quan - Ha

Tinh line

500 4 x 30 ACSR-4x330 2390

10 Viet Tri transits on Son La - Hiep Hoa

line

500 2 x 5 ACSR-4x400 2858

11 Cong Thanh TPP - Nghi Son line 500 2 x 5 ACSR-4x330 2390

12 Nam Dinh TPP - Pho Noi line 500 2 x 105 ACSR-4x600 3637

The Central region

1 Pleiku 2 transits on Pleiku - Cau Bong

line

500 4 x 2 ACSR-4x330 2390

2 Van Phong TPP - Vinh Tan line 500 2 x 195 ACSR-4x400 2858

The Southern region

1 Duc Hoa transits on Phu Lam - Cau

Bong line

500 4 x 8 ACSR-4x330 2390

2 Song May - Tan Uyen line 500 2 x 22 ACSR-4x400 2858

3 Duyen Hai TPP - My Tho line 500 2 x 113 ACSR-4x400 2858

4 Long Phu TPP - O Mon line 500 2 x 84 ACSR-4x400 2858

5 My Tho transits on Phu Lam - O Mon

va Nha Be - O Mon line

500 4 x 1 ACSR-4x330 2390

6 Vinh Tan transits on Song May - Tan

Uyen line

500 2 x 235 ACSR-4x400 2858

7 Song Hau TPP - Duc Hoa line 500 2 x 120 ACSR-4x600 3637

8 Long Thanh transits on Phu My - Song

May line

500 2 x 16 ACSR-4x330 2390

9 Chon Thanh - Duc Hoa line 500 2 x 127 ACSR-4x600 3637

10 Cu Chi transits on Chon Thanh - Duc

Hoa line

500 2 x 30 ACSR-4x400 2858

11 Chon Thanh transits on Pleiku 2 - Cau

Bong line

500 4 x 2 ACSR-4x330 2390


48

表 4.1.2-18 500kV 送電線整備計画リスト（2/2）

No. Name of transmission line

Rated

voltage

(kV)

(No. of circuits)

x km

Proposed

Section

(mm2)

Rated

Capacity

(MVA)

II Expected into operation in the period of 2021-2025

The Northern region

1 Thai Binh transits on Nam Dinh I TPP

- Pho Noi line

500 4 x 1 ACSR-4x600 3637

2 Nam Dinh 1 - Thanh Hoa line 500 2 x 60 ACSR-4x600 3637

3 Hai Phong - Thai Binh line 500 2 x 50 ACSR-4x600 3637

4 Bac Ninh transits on Dong Anh - Pho

Noi line

500 2 x 3 ACSR-4x400 2858

5 Vinh Yen transits on Son La - Hiep

Hoa and Viet Tri - Hiep Hoa line

500 4 x 50 ACSR-4x400 2858

6 Vung Ang 3 TPP - Quynh Lap line 500 2 x 220 ACSR-4x600 3637

7 Quynh Lap TPP - Thanh Hoa line 500 2 x 80 ACSR-4x600 3637

8 Quang Trach 1 - Vung Ang 3 line 500 2 x 15 ACSR-4x400 2858

9 Vung Ang 3 TPP transits on Quang

Trach 1 - Vung Ang line

500 4 x 2 ACSR-4x400 2858

The Central region

1 Quang Tri transits on Vung Ang - Da

Nang line

500 4 x 5 ACSR-4x330 2390

2 Quang Tri TPP - Quang Tri 500kV

line

500 2 x 25 ACSR-4x400 2858

3 Central CCGT - Krong Buk line 500 2 x 300 ACSR-4x330 2390

4 Krong Buk - Tay Ninh 1 line 500 2 x 300 ACSR-4x400 2858

5 Krong Buk transits on Pleku 2 - Chon

Thanh line

500 4 x 20 ACSR-4x330 2390

6 Central CCGT - Doc Soi line 500 2 x 20 ACSR-4x400 2858

The Southern region

1 Binh Duong 1 transits on Song May -

Tan Dinh line

500 2 x 30 ACSR-4x330 2390

2 Binh Duong 1 - Chon Thanh line 500 2 x 45 ACSR-4x400 2858

3 Dong Nai 2 transits on Vinh Tan -

Song May line

500 4 x 5 ACSR-4x400 2858

4 Bac Chau Duc transits on Phu My -

Song May va Phu My - Long Thanh

line

500 4 x 10 ACSR-4x330 2390

5 Son My CCGT - Bac Chau Duc line 500 2 x 80 ACSR-4x330 2390

6 Tay Ninh 1 transits on Chon Thanh -

Duc Hoa line

500 4 x 2 ACSR-4x600 3637

7 O Mon - Thot Not line 500 2 x 16 ACSR-4x400 2858


49

4.1.3. 系統安定化システムの動向とニーズ

1）系統安定化システムの導入実績

NPT、IE とのヒアリング調査結果では、ベトナムでは現時点において大規模な広域の

系統安定化システムの導入や運用実績はない。したがって系統安定化システムに関する

運用マニュアルや関連する法令は現時点では存在していない。

2）系統安定化システムの導入に関連する規制・法令

既存の電力設備に関連する規制・法令の中で、系統安定化システムの導入に関連する

可能性があるものとしては電力技術基準がある。

ベトナムでは電気事業全般を規制する法律として電力法が制定されており、第 11 条

で電気設備は適切な技術基準に準じて施設されなければならないとの規定が行われて

おり、これに基づき電力技術基準が定められている。電力技術基準は、強制基準・基本

的要求事項・原則・概念として定義される「基準」と、任意規格・詳細手続き・詳細仕

様として定義される「規格」からなっており、土木建築や鉄塔等の建設物を除いてベト

ナム商工省（MOIT）が管轄している。

系統安定化システムは、ベトナムにおいて導入・運用実績のない新しいシステムであ

るが、VQC 制御装置については通常の保護・制御装置の電力技術基準が適用でき、無

効電力供給のための調相設備については、長距離送電線に接続されている直列コンデン

サ・補償リアクトルや 110kV 系統に接続されている調相設備が既に存在しており、こ

れらの電力技術基準が適用できると考えられるため、系統安定化システムの導入・運用

においては大きな課題とはならないと言える。

また、ベトナムにおける環境影響評価のスクリーニングは、環境影響評価ガイドライ

ン（Decree No.29/2011/ND-CP）に従って実施されており、対象となる事業について、上

位の計画を対象とした戦略的環境評価（SEA: Strategic Environmental Assessment）、比較

的環境影響の大きい個別事業を対象とした環境影響評価（EIA: Environmental Impact

Assessment）、比較的環境影響の小さい個別事業を対象とした環境保護コミットメント

（EPC: Environment Protection Commitment）に区分されている。

110kV 以上の送電線及び変電所の工事については、EIA の対象となると定められてお

り、系統安定化システムの導入のための工事についてもこの対象になると考えられるが、

電力技術基準と同じく VQC 制御装置については通常の保護・制御装置の工事における

手続きと同じであり、無効電力供給のための調相設備については、長距離送電線に接続

されている直列コンデンサ・補償リアクトルや 110kV 系統に接続されている調相設備

の工事のための手続きと同じであると考えられるため、こちらも大きな課題とはならな

いと言える。

50

ただし、実際の工事に当たっては、これらの手続きをスムーズに行うためにも、ベト

ナムでの変電所工事経験を持ったローカルコントラクターとの協力が必須であると考

えられる。

3）系統安定化に関する動向

EVN 傘下の系統運用事業者である NLDC は、基幹系統である 500kV 系統を対象とし

た最新の階層型の監視制御装システム SCADA 及び電力需給調整システム EMS（共に、

アメリカ OSI 社製：Open System International, Inc.）を導入し、2016 年 3 月から運用して

いる。

このシステムは NLDC が管轄する 4 箇所の給電指令所（中央給電指令所（A0）、北部

地域給電指令所（A1）、中部地域給電指令所（A2）、南部地域給電指令所（A3））に対

して、系統全体を管理している中央給電指令所を中心として、各地域給電指令所が階層

的に配置されるように構築されている。

その導入に際して、NLDC は事前（2014 年）にドイツの Siemens 社やフランスの Alstom

社と共に、系統データを瞬時値ベースでオンライン計測が可能な電圧位相計測装置

（PMU: Phasor Measurement Unit）を採用した各種安定度を計算するシステムに関して検

討を実施しており、Siemens 社の PMU を採用したパイロット設備が 500kV 新設変電所

に 2014 年-2015 年まで試験導入されている。

ベトナムにおいて、既に給電システムレベルではこのような基幹系統を全体で監視す

る監視制御システムの導入が実現されている。一方で、送電系統で各種の送電設備を自

動で制御する運用は確立していない。

より効率的でかつ高い信頼性のある電力系統の運用を実現するためには、広域にわた

る電力系統のリアルタイムな計測、制御はベースとなる必要な技術である。この観点か

ら EVN では監視制御システムの最新技術を積極的に検討・導入することで、現時点で

は 500kV 系統のみ、遠方からの電力系統全体の状態の把握をリアルタイムで実現して

いる。

更なる系統運用・膨大な数の送変電設備の操作の効率化、高信頼度化のためには、様々

な電力系統の機器を自動で制御（自立分散制御または集中制御）することで、電力系統

の安定した運用を実現することが、次の技術的なステップであると考えられる。

51

4）系統安定化システムのニーズ

EVN傘下の送電事業者であるNPTは2017年5月にチェコのEGU Praha Engineering a.s.

社（以下、EGU 社）と共同で系統安定化システムに関するワークショップをハノイで

開催している。このワークショップでは EGU 社が保有する、電力系統を安定に運用す

るためのハードウェアやソフトウェアのツールの技術的な紹介がなされ、“Automatic

System of Voltage and Reactive Power Control in Power Transmission ”のタイトルで実施さ

れている。

本ワークショップでは、下記の 5 つの項目に関して EGU 社から紹介があり、意見交

換がなされている。

① 電圧・無効電力の自動システム

② 自動電圧制御

③ グループ電圧制御装置

④ 電力系統の過渡動的モデル

⑤ 感度解析のための評価モデル

また、NPT がベトナムの関連する電力事業者を本ワークショップに招集しており、政

府関連から MOIT 傘下の GDE、電力事業者として EVN 本社や NLDC、研究機関として

IE に加えて、EVN 傘下の電力関連のコンサルディング会社（PECC: Power Engineering

Consulting Joint Stock Company）らの多数の関連する事業者が参加して開催されている。

ワークショップでは、特に送電網の技術的ロスの低減方法に対して議論が行われてお

り、EVN が送電網における電圧の安定化・効率化に関して、積極的に海外メーカーか

ら情報を収集している状況が確認できる。

ベトナムにおける電力系統設備の運用・保守の責務は、500kV 及び 220kV 送電網に

関して送電事業者である NPT に責務があり、110kV 以下は各地域の配電事業者に責務

がある。NPT とのヒアリングでは、NPT が電力系統に保有・管理する送電設備の運用

の効率化において、「1. 送電ロスの低減及び改善」、「2. 送電設備の効率的な運用・保守」、

「3. 整備計画の確実な履行」に優先度をおいて運用・保守を実施している状況が確認

できた。

更に、国家電力マスタープランに記載されている送電網の拡張の実施に際して、将来

にわたりより効率的な送電を実現するための手法検討は日々実施されており、海外メー

カーからの系統安定化の技術に関して情報収集を実施しているとの意見があった。

52

現在、EVN では系統安定化システムに関して具体的なベトナム国内メーカー及び海

外メーカーからの導入実績や運用実績はないものの、将来的に大規模な電源整備による

電力の効率的な送電を実現するために、さまざまな国から技術導入のためのワークショ

ップを開いて情報収集に努めており、本邦技術の PR を推進する機会があるものと考え

る。

この実現のためには日本政府とベトナム政府間のベトナムにおけるインフラ整備に

関する相互技術協力の協定を基に、民間企業が海外進出のために積極的に日本政府と共

にベトナムの系統安定化に関するニーズを把握することが必要である。本邦技術の紹介

や事業展開のためのストーリーを海外展開戦略の趣旨に沿って提供することで、適切な

カウンターパートへアプローチすることが将来的なインフラ輸出の拡大に繋がるもの

と考えられる。

以上のことから、ベトナムでは基幹系統の運用をより安定に、そしてより信頼性を向

上させることに高い関心があると考えられる。

53

4.2. 系統解析による将来計画系統の電圧状況の分析

4.2.1. 系統解析データの入手と入手データの評価結果

本事業での系統解析を実施するに当たり、使用する系統データの作成に関して、ベト

ナム商工省（MOIT）傘下のエネルギー研究所（IE）をパートナーとして進めた。IE は

ベトナムの国家電力マスタープラン PDP の検討・作成を担当しており、将来系統の断

面について最新の情報を有している。そのため、IE と共に将来における基幹系統全系

の系統データを共有することにより、本事業においてより信憑性・信頼性が高い系統情

報に基づいた調査を実施することが可能となる。

検討対象年として、現状（2017 年）及び電源整備のピーク年に当たる 2022 年を含む

2025 年の将来系統データの構築を調査団から指定した。

IE に対する系統データの作成基準の仕様及びデータ入手後の評価方法について下記

に示す。

1）系統データの作成基準の仕様

系統データは、現状の 2017 年及び 2025 年の将来系統に対して、各対象年の乾季の最

大となる負荷需要断面（重負荷時）と最小となる負荷需要断面（軽負荷時）、雨季の最

大となる負荷需要断面（重負荷時）と最小となる負荷需要断面（軽負荷時）の 4 断面と

し、全体で 8 系統断面を構築した（表 4.2.1-1 参照）。

表 4.2.1-1 評価対象年の系統断面データ

評価対象年度潮流条件本報告書での引用備考

2017 年度

500kV & 220kV

系統データ

乾季重負荷 2017 Dry-Max

現状の系統条件軽負荷 2017 Dry-Min

雨季重負荷 2017 Rainy-Max

軽負荷 2017 Rainy-Min

2025 年度

(2022 年度含む)

500kV & 220kV

系統データ

乾季重負荷 2025 Dry-Max

最新のPDP7の系

統計画に基づく

系統条件

軽負荷 2025 Dry-Min

雨季重負荷 2025 Rainy-Max

軽負荷 2025 Rainy-Min

（出典: 調査団作成）

54

2）系統解析データの構築

IE で実施する系統データの構築に際して、本事業で適用する系統解析ツールとして

国際的にデファクトスタンダードとなっている PSS/E（独 Siemens 社: Power System

Simulation for Engineering）を指定した。また、作成された系統データを使用して日本で

実施する系統解析の結果の精度を確保するために、系統データ作成時における PSS/E の

環境設定の情報についても併せて提示するように指定した。

3）作成データの検証手段

構築された系統データの健全性を確認する為に、系統データ作成の根拠となる PDP7

の系統計画に基づく系統条件から、系統データのリストについて電力系統を構成する設

備毎に必要なパラメータリストを提示するように指定した。系統データの検証・確認に

必要なリストについては、調査団から表 4.2.1-2 の通り指定した。

表 4.2.1-2 系統データ検証用のパラメータリスト

発電機データ

容量[MVA] 有効電力[MW] 無効電力[MVar] 力率[%]

負荷データ

定格電圧[kV] 定格容量[MVA] 有効電力[MW] 無効電力[MVar] 力率[%]

変圧器データ

定格容量[MVA] 1 次/2 次側定格電圧[kV] 結線タップ情報

送電線データ

定格電圧[kV] 定格容量[MVA] 送電線長[km] インピーダンス[%]

調相/フィルター設備データ

定格電圧[kV] 定格容量[MVA] リアクトル[MVar] インピーダンス[%]


55

4.2.2. 定常状態における電圧プロファイルの解析と傾向分析

日本で 500kV 及び 220kV の基幹系統データを用いて詳細に潮流解析を実施し、電圧

状況の確認及び電圧傾向の特徴を把握し、確認することが出来た。

本事業の調査時点（2017 年）と調査対象年（2025 年）において、分析した基幹系統全

系の系統断面は下記の通りである。

2017 年の 500kV 系統の傾向 / 表 4.2.2-1

2025 年の 500kV 系統の傾向 / 表 4.2.2-2

2017 年の 220kV 系統の傾向 / 表 4.2.2-3

2025 年の 220kV 系統の傾向 / 表 4.2.2-4

以下に潮流解析による各系統断面の電圧プロファイルの解析結果の分析を示す。

56

1） 2017 年の 500kV 系統の傾向

2017 年断面の 500kV 系統の全体的な傾向として、500kV 系統の電圧状態については

乾季と雨季共に安定状態である。

一方で、全地域において基準電圧 500kV より電圧状態が低下の傾向が確認でき、最

大で 2%低下している。また、水力発電所が存在する Son La 変電所では 3%以上の電圧

上昇傾向がみられる。

特に、中部と南部系統は基準電圧 500kV と比較して、Dry-Max/Min と Rainy-Max は

電圧状態が 500kV より低下傾向である。しかし、Rainy-Min のみ電圧状態が上昇傾向で

あり、最大 3%上昇している。

表 4.2.2-1 2017 年の 500kV 系統の地域別の電圧傾向

地域電圧状況

1) 北部地域

乾季の重負荷/軽負荷時と雨季の重負荷/軽負荷時を比較し

た場合、雨季と乾季に関わらずオールシーズンにおいて、

重負荷時と軽負荷時で電圧状態はほぼ同じ傾向である。

ただし、北部地域の中でも中部地域に近い変電所は、雨季

の軽負荷時とその他の時期で電圧状態が乖離する傾向が

みられる。

2) 中部地域

乾季の重負荷時と軽負荷時で、電圧状態はほぼ同じ傾向で

あり、基準電圧よりも低い傾向がみられる。

電圧が常時低い場合、送電線 N-1 事故を考慮すると更なる

電圧低下が発生し、系統に大きな影響を与える可能性があ

る。

その他の時期と比較して、雨季の軽負荷時のみ電圧状態が

上昇傾向であり、変電所によっては最大 3%上昇傾向であ

り、全体的には 2%の上昇傾向がみられる。

3) 南部地域

乾季の重負荷時と軽負荷時を比較した場合、軽負荷時より

重負荷時の方が 2%低下傾向であり、基準電圧 500kV より

低い傾向がみられる。

雨季の重負荷時と軽負荷時を比較した場合、重負荷時より

軽負荷時の方が 2%上昇傾向であり、基準電圧 500kV より

高い傾向がみられ、最大で 3%以上上昇している変電所が

存在する。


57


2025 年断面の 500kV 系統の全体的な傾向として、2017 年と比較して、北部地域と中

部地域は全体的に電圧状態が低下の傾向であり、最大で 2%低下している。また、南部

地域は雨季乾季に関わらず重負荷時と軽負荷時で電圧状態はほぼ同じ傾向である。


地域電圧状況

1) 北部地域

現状（2017 年）と電圧の傾向は同じである。

乾季の重負荷/軽負荷時と雨季の重負荷/軽負荷時を比較し

た場合、雨季と乾季に関わらずオールシーズンにおいて、

重負荷時と軽負荷時で電圧状態はほぼ同じ傾向である。

2) 中部地域

北部地域と南部地域と異なり、中部地域は全ての状態にお

いて、電圧の傾向はほぼ同じ傾向であり、基準電圧より高

い傾向である。

ただし、Dak Nong 変電所では、その他の変電所より 2%以

上低い傾向である。

3) 南部地域

乾季と雨季に関わらずオールシーズンにおいて、重負荷時

と軽負荷時で電圧状態はほぼ同じ傾向である。

軽負荷時では、基準電圧 500kV より 2%以上高い傾向であ

り、重負荷時と比較して最大 3%以上の上昇傾向がみられ

る。


58



地域電圧状況

1) 北部地域

220kV 系統は、500kV 系統と比較して、電圧変動が大きい

変電所が多数存在する。

基準電圧 220kV よりも 4%以上電圧が低下している傾向の


電圧変動が大きい変電所は、発電機の設置が少ない地点と

考えられる。

2) 中部地域中部地域は全体的に基準電圧 220kV に電圧が維持されて

おり問題がないと考えられる。

3) 南部地域

一部変電所を除き、南部地域においても基準電圧 220kV に

電圧が維持されており問題がないと考えられる。

Kien Binh 変電所は、基準電圧 220kV より 4%以上の低下傾

向がみられる。




地域電圧状況

1) 北部地域現状（2017 年）と電圧状態はほぼ同じ傾向である。

220kV 系統は、500kV 系統と比較して、電圧変動が大きい


基準電圧 220kV よりも 4%以上電圧が低下している傾向の


電圧変動が大きい変電所は、発電機の設置が少ない地点と

考えられる。

2) 中部地域現状（2017 年）と同じであり、中部地域は全体的に基準電

圧 220kV に電圧が維持されており問題がないと考えられ

る。

3) 南部地域雨季と乾季共に、オールシーズンで重負荷時と軽負荷時で

電圧状態はほぼ同じ傾向である。


59

4.2.3. 将来系統における電圧安定度の想定される課題

1）系統電圧の傾向分析（基幹系統の発電機出力）

受領した系統データによる潮流解析結果は、将来断面において電圧条件が系統連系規

程の基準電圧の範囲内である一方で、正規の実運用系統データではない（あくまで、将

来の国家電力マスタープラン（PDP）のための検討用）。

第一の分析理由として、2025 年の系統データにおいて、Dry-Min 及び Rainy-Min（い

すれも軽負荷時）における系統の電圧傾向がほぼ一致しており、傾向差がなく系統デー

タのプロファイルが実運用よりは理想的な形になっていることが推察される。

第二の分析理由として、2017 年及び 2025 年の発電機の設定データにおいて、発電所

の発電機端子電圧が最大 105%の設定になっている発電所が複数存在し、103%以上の設

定になっている発電所は全体の約 70%以上と多く存在していることが確認できており、

発電機運用として日本国内では運用基準外である設定となっている。

表 4.2.3-1 発電機端子電圧設定値

系統断面発電機

台数

端子電圧設定値

102[%]以上 103[%]以上 104[%]以上

現状

2017 年度

乾季重負荷 247 12 153 54

軽負荷 247 12 155 22

雨季重負荷 249 21 172 42

軽負荷 249 17 186 7

将来

2025 年度

乾季重負荷 391 32 287 43

軽負荷 391 34 267 31

雨季重負荷 391 26 289 47

軽負荷 391 36 284 27


発電機の端子電圧に関して IE へ確認した結果、系統データは下記の前提で設定され

ていることが判明した。

北部地域と南部地域において、発電機端から離れている需要負荷に対して十分に潮

流が流れるように発電機出力を調整。

発電機の端子電圧を高め運用にする為に、各変電所の変圧器の電圧制御用タップ制

御はロックした状態。

これらの理由から、将来系統断面において負荷潮流を流すための発電機出力設定であ

り、系統全体の発電効率や送電ロスを念頭にして作成された系統運用データではない可

能性が高い。

60

発電機の端子電圧に関して、送電事業者である NPT に基幹送電網の具体的な系統電

圧の制御手法を確認した。その結果、系統電圧を補償する調相設備は 500kV 及び 220kV

系統には実装されておらず、系統の電圧補償が必要な場合には各発電機の出力調整によ

り無効電力の供給量を調整して運用していることが確認された。

系統電圧の補償に関して、日本と実施する方策が異なっているが、作成された系統デ

ータの発電機の運用が、現在、ベトナムでの系統電圧の運用と合致していることから、

本データで検討を進めることで問題ないことを確認した。これに従い、受領した系統デ

ータに関して、基本パラメーターを変更することなく電圧安定度の改善手法を検討・検

証する方針とした。

2）無効電力の補償状況（電力用コンデンサ、分離リアクトルの運用）

2017 年及び 2025 年では、系統に無効電力を供給する為の電力用コンデンサ（進み無

効電力供給、SC: Shunt Capacitor）や分路リアクトル（遅れ無効電力供給、Shr: Shunt

Reactor）の機器が、系統データ上で各変電所に導入されていないことが確認された。

この事実から、ベトナムでの電力系統の無効電力の補償方法（電圧の補償方法）は発

電機から系統へ供給する無効電力供給のみで実施していることが判明した。

3）送電ロスの補償状況（長距離送電線の運用）

2017 年及び 2025 年の 500kV 系統の長距離送電線には、直列コンデンサがバイパス遮

断器と共に設置されている。更に、直列コンデンサ用の補償リアクトルは長距離送電線

が接続される変電所の母線に直接並列に設置（母線との切り離し用の遮断器は未設置）

されている。日本ではこのような直列コンデンサによる補償事例は非常に稀なケースで

ある。

上記に関して、IE へこれらの機器の運用等を確認した結果、長距離送電線に接続さ

れている直列コンデンサ、補償リアクトルは、当該送電線の負荷状態により運用してお

り、重負荷時と軽負荷時によって、それぞれ下記に示す運用となっていることを確認し

た。

重負荷時の潮流；

直列コンデンサで送電線の電圧降下を補償する運用

軽負荷時の潮流；

バイパス遮断器で直列コンデンサをパスし、補償リアクトルで送電線の電圧上昇を

抑制する運用

また、これらの直列コンデンサのバイパス遮断器は手動で運用されており、運用は

NLDC が担当していることが確認された。

61

4）想定する基幹系統の課題

以上の分析から、ベトナムでは発電機の端子電圧を高く設定して運用することで、基

幹系統である 500kV 及び 220kV への無効電力を供給しており、500kV 長距離送電線の

送電ロス補償は直列コンデンサと分路リアクトルで補償していることが確認された。

このことから基幹系統全系での自動追従型の電圧制御を実施する安定化システムの

導入に関して、運用の自動化による効率化、補償方式の高度化による更なる改善効果が

期待できる。

更に、2025 年の 220kV 系統では、「Dry-Max: 乾季-重負荷時」と「Dry-Min: 乾季-軽

負荷時」における変電所の母線電圧の変動差が 2025 年の 4 断面の中で最も大きい（最

大で 11%超過）。また、Dry-Max においては、系統連系規程の規定電圧範囲内ではある

が、基準電圧 220kV の-5%範囲近傍の電圧値である（図 4.2.3-1 参照）。

（出典：調査団作成）

図 4.2.3-1 2025 年の 220kV 系統の北部地域における電圧傾向

この変動差は基幹系統に分散して設置されている各変電所内に、新たに電力用コンデ

ンサ及び分路リアクトルの調相設備を追加設置することで、効率的な電圧制御及び無効

電力の供給により、系統の安定度の改善を実現することが可能である。更に、自動制御

の観点から、本邦技術である系統電圧の安定化技術（VQC: Voltage Q Control）を適切な

変電所へ分散導入することにより、追加した調相設備や変圧器のタップ制御を実施する

ことで、基幹系統の送電ロスの削減と発電機力率の改善により系統全体で安定度の改善

が可能であると考えられる。

62

4.3. 想定する系統安定化技術

4.3.1. 日本の系統における電圧安定性改善手法

東京電力の電力系統において、1987 年 7 月 23 日の日中猛暑の中、電圧安定性崩壊に

よる広域停電が発生した。

【事故概要】

発生日時：1987 年 7 月 23 日（木） 13 時 19 分

停電規模：約 817 万 kW 最長 3 時間 21 分

停電地域：東京都区内北部・南部、埼玉県南部、神奈川県西部、静岡県東部、

山梨県南部、千葉県北部

停電復旧：1987 年 7 月 23 日（木）16 時 40 分（東京 23 区：13 時 36 分）

停電原因：猛暑による需要の急増及び無効電力供給力不足による基幹系

統の大幅な電圧低下

社会的影響：JR 東北・上越・東海道新幹線・在来線・都営地下鉄で遅れ、私鉄各線で

運休または遅れ、信号機停止有、各所でエレベーター閉じ込め発生

（出典: 東京電力パワーグリッド資料）

図 4.3.1-1 1987 年の電圧安定性崩壊による広域停電概要

63

日本では、平日昼間の 12:00～13:00 にかけて一斉にランチタイムを設定する傾向が強

く、大口電力需要である工場負荷の稼働中断と再開により、電力需要が急激に下降、上

昇する。


図 4.3.1-2 広域停電時の負荷変動状況

電圧事故発生当日は、このランチタイム後の電力需要が、例年の 2 倍以上の速度（約

400MW/分）で急上昇したことにより、無効電力の供給が追い付かず、特に都心に電力

を供給する 500kV 変電所の母線電圧が 370-390kV 程度まで急低下したために、負荷供

給送電線が保護リレーシステムにより遮断されたことが原因である。

64

この事故の反省から東京電力では、以下のような対策を実施してきた。

設備対策：

電力用コンデンサ・SVC（Static Var Compensator）等の調相設備増設の迅速化、変

電所の電圧・無効電力制御装置 VQC（Voltage Q Control）の機能強化・シミュレー

ション解析プログラムの開発、発電機 PSVR（Power System Voltage Regulator）の開

発・適用等

系統監視対策：

中央給電指令所における電圧・無効電力の可視化強化

教育・訓練：

給電部門社員への電圧・無効電力理論の教育強化、当直員の広範囲停電復旧訓練の

強化

4.3.2. 推奨適用システム（VQC）の機能

下図に VQC の基本構成と、制御概念図を示す。VQC は多機能であり様々な制御方式

を備えているが、ここでは代表的な V1-V2 制御方式を示している。

V1-V2 制御方式は、変圧器 1 次側（高圧 HV 側）と 2 次側（低圧 LV 側）の母線電圧

を目標電圧（Vref）一定となるよう、電力用コンデンサとリアクトルの投入量、変圧器

タップ位置を自動制御する。ハンチングな制御を防止するため、目標電圧に対して不感

帯が設定されているほか、電圧がこの不感帯を逸脱した場合に、その逸脱量の積分演算

を開始しその満了をもって制御する。

1 次側母線電圧は、調相設備の遮断器の開閉制御で、また、2 次側母線電圧は、変圧

器の負荷時タップ切替器（OLTC: On Load Tap Changer）の制御で調整することにより、

電圧が不感帯以内に秒単位で維持でき、また、不感帯幅も任意で設定できるので、マク

ロ的には、調相設備と変圧器タップの制御範囲内で、母線電圧を目標電圧に固定できる。


図 4.3.2-1 VQC の概略制御機能

65

この目標電圧は、日負荷変動の状況や、年間の電力需要の状況に応じてきめ細かく制

御できるよう、1 日の中で最大 16 点の目標電圧・不感帯を分単位でパターンとしてス

ケジューリングすることができ、最大 6 パターンを予め設定しておくことができる。

下図は、日負荷変動に応じて、1 次側・2 次側の目標電圧と不感帯を時間帯別に設定

している一例である。


図 4.3.2-2 電圧自動パターン制御

また、電力系統の過酷事故を考慮し、1 次側電圧がある設定電圧よりも急激に低下し

た場合には、制御遅れを回避するため、積分演算を待たず、タイマー設定時間の経過後

に、調相設備を高速に投入する機能も備えている。

VQC は、電圧・無効電力の状態監視・変動検出、演算、制御を、すべて 1 変電所内

で完結することが設計の基本思想となっている分散型制御装置である。

そのため、電圧・無効電力というローカルな系統事象を迅速に検出し、制御できるほ

か、高度かつ高価な中央演算装置や情報伝送システムが不要であるため、設置コストも

抑制できるというメリットがある。

4.3.3. VQC 導入による想定される効果・メリット

VQC の当初の開発目的は、電圧安定性の向上であるが、日負荷変動や平休祭日、季

節などの外部環境に影響されないように、各変電所の電圧を固定することが可能であり、

低コストのメリットを生かして、電力系統全体に面的に設置すれば、所定の電圧プロフ

ァイルを維持できる。

従って、特に需要や潮流などの変化が激しい電力系統の安定化をリーズナブルなコス

トで図れるほか、例えば、送電ロス最小化（火力発電所の燃料費最小化）といった目的

関数に合わせて、所望の電圧プロファイルを維持することができる。

66

4.4. 仮想 VQC 設置の検証解析

4.4.1. 定常状態における基幹系統全系の電圧プロファイルの改善手法検討

4.2 で検討した通り、将来系統の 2025 年の系統では、Dry-Max（乾季-重負荷時）と

Dry-Min（乾季-軽負荷時）における基幹系統の電圧変動差が非常に大きい。また、220kV

Dry-Max においては、系統連系規程の電圧範囲内ではあるが、220kV で-5%近傍の運用

規定限界の電圧値であり、この電圧の変動差は VQC を複数の変電所に分散設置するこ

とで補償することが可能である。

よって、本節では「乾季-重負荷時」の系統データを用いて、仮想 VQC 設置の効果に

ついて検証解析を実施した。図 4.4.1-1 に具体的な検討ステップを示す。


図 4.4.1-1 仮想 VQC 設置検討ステップ概要

将来系統における重負荷時と軽負荷時の電圧変動差が

大きい系統断面の選定

ステップ 1

定格電圧近傍になる 500kV 電圧プロファイルの調整

500kV 系統の設置変電所の選定解析

仮想 VQC の設備容量の選定解析

最終仮想 VQC 設置変電所と設備容量の決定

ステップ 2

定格電圧近傍になる 220kV 電圧プロファイルの調整

220kV 系統の設置変電所の選定解析

仮想 VQC の設備容量の選定解析

ステップ 3

220kV への仮想 VQC 導入後の 500kV 電圧プロファイ

ルの再確認

電圧プロファイルの最適化（ステップ 1、２の

繰り返し検討）

67

1）ステップ 1；2025 Dry-Max に対する 500kV 電圧プロファイルの調整

ベトナムの基幹系統の最上位電圧階級であり、全系統の 7 割近くの電源が接続され、

かつ重負荷時と軽負荷時の電圧変動が最も大きい 2025 年断面の 500kV 系統の電圧プロ

ファイルの調整をステップ 1 として実施する。

潮流解析による電圧プロファイルの確認の結果、乾季・雨季共に重負荷時では北部地

域及び南部地域で、基幹系統全系（500kV 及び 220kV の両電圧階級）でそれぞれ定格

電圧より低い電圧傾向になる傾向が見られる。

この傾向から、ステップ 1 の検討手法として、最上位電圧階級である 500kV 系統に

おいて、定格電圧との変動差を減らすように、幾つかの変電所に適切な調相設備の容量

を解析で検証し、電圧変動差を補償する適切な仮想 VQC の設置変電所を検討する。

その際の仮想 VQC の設備容量の選定の目標として、重負荷時の電圧プロファイルを

軽負荷時の電圧プロファイルに近づける容量とすることを目標として選定した。

解析結果の表示例として、図 4.4.1-2 に 2025 Dry-Max の電圧プロファイルを赤実線、

2025 Dry-Min の電圧プロファイルを赤破線、仮想 VQC による電圧補償後の電圧プロフ

ァイルを黄実線として示す。また、仮想 VQC の設置変電所を赤丸で囲んで記載してい

る。


図 4.4.1-2 解析波形の表示例

68

北部地域（500kV）

北部地域では、仮想 VQC を設置する対象変電所として、Dry-Max と Dry-Min で電圧

変動差が大きい 7 箇所の 500kV 変電所を選定した。また、設備容量の選定においては、

各々の設置対象の変電所において、設備容量を 100Mvar、150Mvar と可変しながら、最

終的に Dry-Min 時の電圧プロファイル近傍に電圧を押し上げる容量を選定する手法で

300MVar の設備容量を決定した。

図 4.4.1-3 に仮想 VQC を設置した変電所と設置前後における北部地域の各 500kV 変

電所の電圧値の解析結果を示す。


図 4.4.1-3 検討ステップ 1：500kV 電圧プロファイルの調整解析結果【北部地域】

仮想 VQC を 7 箇所の 500kV 変電所に、各々設備容量 300MVar を設置することで、

Dry-Maxの500kV電圧をDry-Minの500kV電圧近傍まで改善できることが確認された。

中部地域（500kV）

中部地域ではDry-MaxとDry-Min電圧変動差がほとんどなく、また、Dry-Max, Dry-Min

ともに中部地域の 500kV 変電所の電圧が定格電圧近傍に維持されているため、仮想

VQC の設置が不要という検討結果となった。

69

南部地域（500kV）

南部地域では、仮想 VQC を設置する対象変電所として、Dry-Max と Dry-Min で電圧





図 4.4.1-4 に仮想 VQC を設置した変電所と設置前後における南部地域の各 500kV 変



図 4.4.1-4 検討ステップ 1：500kV 電圧プロファイルの調整解析結果【南部地域】



ステップ 1 において仮想 VQC による適切な電圧補償のための設置変電所と設置容量

の選定を系統解析により検証しながら、500kV 全系の新たな電圧プロファイルを作成し

た。

70

2）ステップ 2；2025 Dry-Max に対する 220kV 電圧プロファイルの調整

ステップ 1 の 500kV の電圧プロファイルの調整後、ステップ 2 として 220kV の電圧

プロファイルをステップ 1 と同様の手法で調整した。

仮想 VQC 設置前の 2025 Dry-Max の電圧プロファイルを赤実線、2025 Dry-Min の電圧

プロファイルを赤破線、ステップ 1 で検討した 500kV 系統に仮想 VQC 設置後の 2025

Dry-Max の電圧プロファイルを黄破線、そして、その 220kV の電圧プロファイルに仮

想VQCを導入した電圧プロファイルを黄実線で2025 Dry-Maxの最終的な電圧プロファ

イルとして示す。また、仮想 VQC の設置変電所を赤丸で囲んで記載する。

北部地域（220kV）

北部地域では、仮想 VQC の設置する対象変電所として、Dry-Max と Dry-Min で電圧





図 4.4.1-5 に仮想 VQC を設置した変電所と設置前後における北部地域の各 220kV 変



図 4.4.1-5 検討ステップ 2：220kV 電圧プロファイルの調整解析結果【北部地域】



中部地域（220kV）

中部地域の 220kV 電圧プロファイルは 500kV の中部地域の電圧プロファイルと同様

の傾向で、Dry-Max と Dry-Min の電圧変動差がほとんどなく、また、Dry-Max 及び

Dry-Min 共に系統電圧が定格電圧近傍に維持されており、仮想 VQC の設置が不要とい

71

う検討結果となった。

南部地域（220kV）

南部地域では、仮想 VQC の設置する対象変電所として、Dry-Max と Dry-Min で電圧





図 4.4.1-6 に仮想 VQC を設置した変電所と設置前後における南部地域の各 220kV 変



図 4.4.1-6 検討ステップ 2：220kV 電圧プロファイルの調整解析結果【南部地域】



ステップ 2 において仮想 VQC による適切な電圧補償のための設置変電所と設置容量

の選定を系統解析により検証しながら、500kV 及び 220kV の基幹系統全系の新たな電

圧プロファイルを作成した。

72

3）ステップ 3；500kV 電圧プロファイルの再調整

ステップ 2 における 220kV の電圧プロファイルの調整によって、500kV の電圧プロ

ファイルに大きく影響する場合、例えば 500kV 電圧プロファイルが系統連系規程範囲

外もしくは範囲外近傍の電圧値に遷移する場合には 500kV を再調整しなければならな

い。

今回の検討では、ステップ 2で実施した 220kV電圧プロファイルの調整による、500kV

の電圧プロファイルの再検証のための規定項目として下記の 3 つの規定項目を定義し

た。

① 500kV 電圧プロファイルが系統連系規程範囲外（500kV±5%以外）の電圧値に遷移

した場合

② 500kV 電圧プロファイルが系統連系規程範囲外近傍（500kV±5%以内近傍）の電圧

値に遷移した場合

③ 500kV 電圧プロファイルが定格電圧近傍への最適な調整結果が得られなかった場

合（最適な調整結果とは、目標とする Dry-Min の電圧プロファイル近傍から極端に

逸脱しない、もしくは定格電圧近傍に遷移していること）

上記、3 規定項目のいずれかの規定項目に該当する場合は、新たな基幹系統全系の電

圧プロファイルを作成する必要があり、ステップ 1 に戻って繰り返し検討する必要があ

る。

本検討で得られた仮想 VQC の設置後の新たな基幹系統全系の電圧プロファイルでは、

500kV 及び 220kV 系統の相互の電圧階級で、上記の規定項目として該当する項目はな

く、既定範囲内に調整することが出来た。

73

4.4.2. シミュレーション結果と電圧安定性の評価

1）シミュレーション結果

4.4.1 の 2025 年断面系統の Dry-Max（乾季-重負荷時）及び Rainy-Max（雨季-重負荷

時）の定常状態における電圧プロファイルの改善による「送電ロスの削減」及び「発電

機力率の改善」の結果を表 4.4.2-1 にまとめる。

シミュレーション結果として、想定した変電所に仮想 VQC を分散設置した Dry-Max

（乾季-重負荷時）の効果は、送電ロスの削減として約 5.09％（56.1MW）及び発電所全

体における力率改善として約 2.45％の結果を得られた。同様に Rainy-Max（雨季-重負荷

時）の効果は、送電ロスの削減として約 2.23％（21.4MW）及び発電所全体における力

率改善として約 1.00％の改善の結果を得られた。

また、これらの改善効果の経済性評価に関しては、第 5 章にて検討を行う。

表 4.4.2-1 仮想 VQC 設置における改善効果

効果将来系統(2025 年)

Dry-Max

将来系統(2025 年)

Rainy-Max

送電ロスの削減 5.09[%], 56.1[MW] 2.23[%], 21.4[MW]

発電機効率の改善 2.45[%] 1.00[%]


74

2025 年 Dry-Max（乾季-重負荷時）における仮想 VQC 設置前後の基幹送電網全系の

「送電ロスの削減」を表 4.4.2-2 として、基幹送電網全系の発電機の「有効電力、無効

電力及び力率の改善」を表 4.4.2-3 として示す。

表 4.4.2-2 2025 Dry-Max：仮想 VQC 設置前後の送電ロス削減

地域有効電力

[MW]

無効電力

[MVar]

有効電力

[MW]

無効電力

[MVar]

北部 460.4 5054.9 436.6 4716.6

中部 137.1 999.4 134.0 999.8

南部 505.0 5484.9 485.6 5268.1

総合 1102.4 11530.3 1046.3 10974.5

仮想 VQC 設置による改善効果 -56.1 -555.8


表 4.4.2-3 2025 Dry-Max：仮想 VQC 設置前後の有効電力/無効電力/力率の改善

仮想 VQC 導入前仮想 VQC 導入後

地域有効電力

[MW]

無効電力

[Mvar]

力率

[%]

有効電力

[MW]

無効電力

[Mvar]

力率

[%]

北部 25,950.9 8,015.6 95.546 25,894.7 3,996.4 98.830

中部 8,504.6 739.2 95.546 8,504.6 68.5 99.997

南部 23,324.9 6,314.4 99.624 23,314.9 3,236.3 99.051

合計 57,780.4 15,069.2 96.763 57,724.1 7,301.2 99.210

仮想 VQC 設置による改善効果 -60.3 7,768.0 2.447


75

2025 年 Rainy-Max（雨季-重負荷時）における仮想 VQC 設置前後の基幹送電網全系

の送電ロス削減を表 4.4.2-4 として、基幹送電網全系の発電機の「有効電力、無効電力

及び力率の改善」を表 4.4.2-5 として示す。

表 4.4.2-4 2025 Rainy-Max：仮想 VQC 設置前後の送電ロス削減

地域有効電力

[MW]

無効電力

[MVar]

有効電力

[MW]

無効電力

[MVar]

北部 454.9 5021.3 439.1 4873

中部 120.3 767.2 119.6 769.8

南部 382.6 4328.7 377.7 4275.3

総合 957.8 10117.2 936.4 9918

仮想 VQC 設置による改善効果 -21.4 199.2


表 4.4.2-5 2025 Rainy-Max：仮想 VQC 設置前後の有効電力/無効電力/力率の改善

仮想 VQC 導入前仮想 VQC 導入後

地域有効電力

[MW]

無効電力

[Mvar]

力率

[%]

有効電力

[MW]

無効電力

[Mvar]

力率

[%]

北部 25,178.5 7,974.4 95.333 25,157.0 6,396.9 96.916

中部 9,998.9 481.3 99.884 9,998.9 170.9 99.985

南部 23,157.5 5,287.2 97.491 23,157.5 4,223.8 98.377

合計 58,334.9 13,742.9 97.335 58,313.4 10,791.6 98.330

仮想 VQC 設置による改善効果 -21.5 2,951.3 1.000


76

2）電圧安定性の評価

電力需要 P の変化に対して電力系統電圧 V がどのように変化するかを示した曲線を

P-V カーブと呼び、電圧安定性から送電可能となる電力の限界を安定限界電力（Marginal

Power）と呼ぶ。電圧安定性の改善効果として、電圧変動に対して送電可能となる電力

が増加方向にある場合、安定して送電できる電力が増加するという意味を示しており、

より電力系統の送電安定性が向上する。

本事業における仮想 VQC を設置した場合の電圧安定性の改善効果事例として、仮想

VQC を設置した変電所の 500kV 母線における P-V カーブの代表例を図 4.4.2-1 及び図

4.4.2-2 に示す。


図 4.4.2-1 TAYHN 変電所における P-V カーブ


図 4.4.2-2 VYEN500 変電所における P-V カーブ

この P-V カーブの結果は、2025 Dry-Max の系統断面において仮想 VQC を設置するこ

とにより、送電ロスの削減、発電機力率の改善のみならず、500kV の安定送電可能な容

量も改善されることを意味しており、系統運用面の安定性に寄与する結果が得られた。

0.88

0.9

0.92

0.94

0.96

0.98

1

1.02

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000電圧[p.u]電力[MW]

"TAYHN"変電所500kV母線 P-Vカーブ

システム導入前

システム導入後

電圧運用範囲下限値

安定限界P増加（5960MW）

0.88

0.9

0.92

0.94

0.96

0.98

1

1.02

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000電圧[p.u]電力[MW]

"VYEN500"変電所500kV母線 P-Vカーブ

システム導入前

システム導入後

電圧運用範囲下限値

安定限界 P 増加（4960MW）

77

電圧安定性改善の具体的な効果に関して、仮想 VQC を設置した北部地域の各変電所

では、最大の安定限界電力の改善の結果を得た TAYHN 変電所における電圧運用範囲内

（系統連系規程基準電圧±5%）での安定限界電力は約 5,960[MW]増加する結果が確認さ

れた。また、仮想 VQC を導入した北部地域の各変電所の安定限界電力の改善効果は下

記の通りである。

表 4.4.2-6 仮想 VQC 設置による安定限界電力改善効果（北部地域）

変電所名称仮想 VQC

設置前

仮想 VQC

設置後

安定限界電力

改善効果

THOUGTIN 5,000[MW] 9,460[MW] 4,460[MW]

DONGANH 2,500[MW] 7,960[MW] 5,460[MW]

TAYHN 2,316[MW] 8,276[MW] 5,960[MW]

VIETTRI 3,266[MW] 7,726[MW] 4,460[MW]

VYEN500 3,100[MW] 8,060[MW] 4,960[MW]

HIEPHOA 3,829[MW] 8,789[MW] 4,960[MW]

BNINH500 4,519[MW] 8,479[MW] 3,960[MW]


78

4.4.3. ベトナムで適用を想定する VQC 構成

1）日本国内での VQC 構成

日本国内で導入されている VQC のシステム構成例を図 4.4.3-1 に示す。

VQC は電圧を制御する変電所に機器と共に設置され、その設備構成は変電所に実装

される連系用変圧器の三次巻線側に、電力系統に無効電力を供給するための調相設備が

実装される。系統電圧が低下した場合に電圧を上昇させるための進み無効電力の供給源

として複数の電力用コンデンサ SC が、系統電圧が上昇した場合に電圧を抑制するため

の遅れ無効電力の供給源として複数の分路リアクトル Shr が、各調相設備の入り切りの

ための制御遮断器と直列に接続される。

変電所の変圧器の電圧を制御するタップ制御及び無効電力を供給する電力用コンデ

ンサや分路リアクトルは、同じ変電所に設置される VQC によって、電力系統の電圧の

変動分に応じて自動で制御される。

（具体的な VQC の制御方式に関しては 4.3.2 を参照）


図 4.4.3-1 日本国内における VQC のシステム構成

79

2）ベトナムにおける VQC の構成

ベトナムにおける基幹系統の 500kV/220kV 変電所に設置される変圧器は、本事業で

使用した系統データに基づくと全てが二次巻線仕様であり、三次巻線を保有していない。

考えられる理由として、ベトナムの 500kV 系統及び 220kV 系統は機器の中性点を直

接に対地間に接地する直接接地系統であることが挙げられる。また、現時点で変電所に

調相設備を導入して運用していないことから、これらの変電所に設置される変圧器の三

次巻線は安定巻線として運用されており、変圧器の三次側に直接に機器を取り付ける構

造になっていないと考えられる。

本事業で想定する VQC のコンポーネントは、下記を考慮して検討した。

i. 変電所の変圧器の改修を伴わない構成の採用

新規の調相設備を変電所の変圧器三次巻線に導入するためは、主機器の三次巻線を調

相設備に関連した設備（追加遮断器や電力用コンデンサ、分路リアクトル）の取付用の

引出口を追加する改造が必要となる。

この場合、改修のために変圧器の長期の停止が必要となり、また、新規の機器を設置

した後の変圧器の健全性確認が必須となる。結果として、現地の改修期間と工数が増加

し、対象変圧器が長期間に渡り運用停止となる可能性が高い。

ii. 変圧器の保護・制御システムの改修を伴わない方式

変圧器の三次巻線の引出改修に伴い、関連する変圧器の保護システムや情報を伝送す

るための制御システムの改修が発生する。従って、既設の保護制御システムと、切り離

して、設置する構成が優れている。

iii. 本邦技術の輸出ネックの排除

実際に新規の本邦技術導入に際して、適用するコンポーネントと関連する既設の変電

所設備との複雑な結合は、

各既設変電所におけるベトナム電気事業者による個別詳細の設計検討

導入工事体制の長期間にわたる維持（日本からの技術員派遣の長期化）

現地 EPC（Engineering Procurement and Construction）事業者への関連設備の工事手

法・検査手法の教育

工事期間の長期化による費用増加

等がネックになりベトナムの電気事業者にとって、導入の際に費用面で優位性が薄くな

る可能性がある。従って、極力、既設の変電所設備と疎結合となる構成を採用すること

80

で輸出ネックとなる項目を計画段階から排除する構成とすることが必要である。

iv. 変電所導入が容易な提供パッケージ

VQC を海外に輸出する場合、ベトナムでの変電所の導入工事に関して参入障壁とな

らない据付調整が容易な提供パッケージとする必要がある。円滑なベトナムへの VQC

のパッケージ導入の推進を検討するため、同国における変電所の導入工事の内容に関し

て、同国のシステムインテグレータの 1 社でありハノイに本社を置く Applied Technical

Systems Company Ltd.（以下、ATS 社）2 に対してヒアリング調査を実施した。

① 導入工事の入札方式

VQC が設置される変電所の所有者は、発電事業者及び IPP 事業者（発電所の併設変

電所）、送電事業者 NPT 及び配電事業者 PC となる。

これらの変電所の所有者は変電所の導入工事事業者を公募による競争入札法式で決

定する。この競争プロセスは“Cost Based Selection”と呼ばれており、変電所の所有者

が提示する仕様に対して、公募者が推奨・提案する独自の方式で BOQ（Bill of Quantities）

を提示し、仕様に対してコスト評価が高かった公募事業者が採択される。

（出典: ATS 社ヒアリングより調査団作成）

図 4.4.3-2 Cost Based Selection による変電所の建設工事

採択された公募事業者は変電所の建設工事の EPC の一切を実施する。

2：同社は EVN の 500kV/220kV/110kV 変電所の建設案件を多数手がけており、自社で保護制御装置や監視

制御システムの開発・設計・製造開発・試験及び現地への据付・メンテナンス事業を手がけている。

81

② 変電所建設工事の分類

ベトナムの変電所の建設工事に関する担当区分は、下記の 4 つの分類が基本となる。

1. 一次機器（Primary System）：変電所の開閉器や母線、関連する設備を担当

2. 二次機器（Secondary System）：保護制御システム、監視制御・通信システムで変

電所の一次機器を運用するための設備を担当

3. 変圧器（Transformer）：主に変圧器及び関連するタップ切替器を担当

4. 土木建築（Construction）：変電所の建屋や関連する土木工事を担当

発注においては、各変電所の所有者の定義・工事内容によって、これらの分類の複数

の組み合わせがある。

（出典: ATS 社ヒアリングより調査団作成）

図 4.4.3-3 ベトナムの変電所建設工事体制

③ 変電所建設工事の統括者

ベトナムでは変電所の建設工事全体を統括する役割は、変電所の保護制御装置や監視

制御装置、通信装置を取り纏める二次機器を担当する事業者（システムインテグレータ

ー）となっている。このため、二次機器区分を担当する事業者は変電所工事に関する高

い技術力とベトナムの変電所建設工事に関連する複数の許可証を取得する必要性があ

る。

④ 変電所建設工事の推進・管理体制

一般的には、二次機器の担当事業者は、一次機器、変圧器、土木建築の他事業者と共

同事業体を構築して変電所の建設工事の全体を取り纏めながら実施する。

一方で、海外の機器供給ベンダーの多くは機器単品を納入するケースが、殆どの共同

事業体における参画手法となっており、機器納入後の据付・単体試験や他の変電所設備

82

との結合試験は、全て二次機器の担当事業者が実施していることが確認された。このた

め、変電所建設工事の発注者への技術的な設備の運用トレーニングや保守業務は継続し

て二次機器の担当事業者が実施しなければならず、ベトナムの電気事業者に対して真の

技術継承になっていないことが新たに判明し、新たな設備を導入した後の運用・保守の

継続した支援、人材育成が課題となって内在している。

v. 想定するシステム構成と変電所建設工事の分類

ベトナムにおける変電所の建設工事の実施状況から、本邦企業がベトナムへ VQC を

事業展開するためには、同国の変電所建設に関する事業許可証を取得する必要があるこ

とが判明した。また、複数の機器サプライヤーと円滑な協力体制による事業共同体を組

む必要もある。このことから、変電所の建設工事体制として二次機器を取り纏める事業

者と事業共同体を構成して機器を納入し、運用・保守技術を共同で運営する方式が現実

的であり、それらを意識した事業区分とすることが望ましい。

表 4.4.3-1 変電所への VQC 設置工事における想定業務区分

業務内容日本国内業務ベトナム業務

システム設計日本事業者－

装置製造日本事業者－

装置単体検査日本事業者－

出荷（輸出）日本事業者－

現地荷受－共同事業体

工程管理－共同事業体

据付－共同事業体

現地調整試験－共同事業体

運用トレーニング－共同事業体

定期点検・保守トレーニング－共同事業体


従って、VQC のコンポーネントとして、導入機器の範囲・施工区分や作業分界点と

責任分界点を明確にし、更に継続した信頼性の高い運用を現地に継承するために、運用

開始後に運用・保守技術の継承のためのトレーニングを併せた構成が本邦技術の輸出拡

大の鍵となる。

83

以上の検討項目から、適用を想定する VQC システムは対象母線に接続用の 1 台の遮

断器（保護、保守用）を設置し、その下に必要な電力用コンデンサ及び分離リアクトル

を制御遮断器と共に機器単位に設置する構成を提案する。


図 4.4.3-4 適用を想定する VQC 構成（500kV）

この場合、導入される VQC のコンポーネントと、既設の変電所の設備は疎結合とな

り、施工区分と責任分界点を明確にすることが可能となる。更に、実際の現地での VQC

の据付調整試験、運用トレーニング、定期点検指導といった人材育成事業はベトナムへ

の VQC 技術の移転の目的から、日本企業が現地企業と組む共同企業体で推進すること

で対応が可能である。

推奨するパッケージは表 4.4.3-2 のパッケージ 1 であり、個別に導入する関連機器を設

置・検証後に、対象となる既設の母線へ接続することで、現地での総合的な設備の導入

工数・費用を抑制しながら N 倍化の導入が可能となる。

表 4.4.3-2 推奨する VQC のコンポーネントパッケージ

提供コンポーネントパッケージ 1 パッケージ 2 パッケージ 3

VQC（制御装置一式）日本日本日本

遮断器（既設母線との分界点）日本他国他国

制御遮断器（SC/ Shr 用）日本日本他国

調相設備（SC/ Shr）日本他国他国

運用トレーニング（人材育成）日本日本日本

定期点検指導（人材育成）日本日本日本


84

第5章経済性評価・事業性評価

5.1. 経済性評価

5.1.1. 系統安定化システム導入による定常状態の基幹送電系統電圧の改善効果

4.4.2 で示したように、系統安定化システム VQC を導入することによって、2025 年の

定常状態における基幹送電系統全系において、「送電ロスの削減」及び「発電機力率の

改善」により表 5.1.1-1 に示す効果が期待できるという結果がシミュレーションから得

られた。

表 5.1.1-1 VQC 導入による定常状態の基幹送電系統電圧の改善効果

系統断面送電ロス削減量

（MW）

発電機力率改善率

（%）

乾季・最大需要 56.1 MW (5.09%) 2.45%

雨季・最大需要 21.4 MW (2.23%) 1.00%


85

5.1.2. 経済性評価のための検討条件

4.4.2 に示す削減・改善効果を通年にわたり均一に評価することは難しいため、各項

目において評価のための検討条件を整理する。

1）乾季・雨季の需要断面条件

ベトナムの気候条件を勘案して、乾季・雨季の期間に関して、以下の様に定義する。

i. 乾季と雨季の期間

ベトナムは南北に約 1,200Km の長い国土を有しており、北部のハノイは日本と同様

な四季がある一方で、南部のホーチミンは通年で温暖であり、ベトナムにおける 1 年の

乾季と雨季の期間は概ね、乾季：11 月～4 月の 6 ヶ月間、雨季：5 月～10 月の 6 ヶ月間

に区分される。

2）発電設備別の発電電力量比率と発電容量

定量的な評価を実施する上で、現時点及び検討対象年（2025 年）における発電設備

別の発電電力量比率と発電容量について IE から情報を入手しており、表 5.1.2-1、図

5.1.2-1、図 5.1.2-2、表 5.1.2-2、図 5.1.2-3 に示す通りとなっている。

i. 発電設備別の発電電力量比率（%）

表 5.1.2-1 2016 年と 2025 年における発電設備別の発電電力量比率

発電設備 2016 年 2025 年

石炭火力発電 37.3% 化石燃料 50.6% 化石燃料

ガス火力発電 25.2% 発電合計 18.2% 発電合計

石油火力発電 0.6% 63.1% 68.8%

水力発電 31.0% 18.0%

小水力&RE 他 4.3% 9.6%

輸入 1.6% 3.6

合計 100% 100％


86


図 5.1.2-1 2016 年のベトナムの発電設備別の発電電力量比率


図 5.1.2-2 2025 年のベトナムの発電設備別の発電電力量比率

ii. 発電設備別の発電容量（MW）

表 5.1.2-2 2016 年と 2025 年における発電設備別の容量比率

発電設備 2016 年 2025 年成長率

石炭火力発電 14,595 MW 化石燃料 43,562 MW 化石燃料 298%

ガス火力発電 7,446 MW 発電合計

15,045 MW

発電合計

173% 石油火力発電 1,243 MW 23,284 MW 58,607 MW

水力発電 15,753 MW 20,411 MW 129%

小水力&RE 他 1,738.9 MW 17,584 MW 1001%

輸入 647.1 MW 3801 MW 587%

合計 41,423 MW 100,403 MW 242%


37.3%

25.2%

0.6%

31.0%

4.3% 1.5% 2016 Annual Power Generation by Fuel Types

Coal Power Plant

Gas Power Plant

Oil fueled Power Plant

Hydro Power Plant

Small hydro & RE and Others

Import

50.6%

18.2%

0.0%

18.0%

9.6% 3.6% 2025 Annual Power Generation by Fuel Types

Coal Power PlantGas & Oil fueled Power PlantHydro Power PlantSmall hydro & RE and OthersImport

87


図 5.1.2-3 ベトナムの発電設備別の発電容量の推移

ベトナムの電源構成は、化石燃料発電（2016年：総発電容量41,423 MWに対して23,284

MW（約 56%）、2025 年：総発電容量 100,403 MW に対して 58,607MW（約 58%））に対

する依存度が高い傾向にあり、送電及び発電効率を最適化することで同国の経済面・環

境面に対する効果が期待できる。

3）火力発電単価

本事業における経済性評価のために使用する火力発電単価については下記の通り算

出した。

i. 火力発電単価

ベトナムにおける発電単価については公式に発表されているものは存在しないため、

非公式な単価ではあるが、今回の調査にて入手した石炭火力発電単価 7 US セント/kWh

を火力発電単価として以下では用いることとする。

2016 年 12 月の VCBS のレポート「VIETNAM POWER INDUSTRY 2016」で示されて

いる火力発電の契約売電単価が 1,200～1,400VND/kWh であるため、このデータと比較

しても本火力発電単価の想定については蓋然性があるものと考えられる。

14595MW

8689MW

15753MW

1738.9MW 647.1MW

43562MW

15045MW

20411MW 17584MW

3801MW

0MW

5000MW

10000MW

15000MW

20000MW

25000MW

30000MW

35000MW

40000MW

45000MW

50000MW

Coal Power Plant Gas & Oil PowerPlant

Hydro PowerPlant

Small hydro & REand Others

Import

Development of Power Plant Installed Capacity 2016

2025

298%

173%

1000%

88

5.1.3. 送電ロス削減の経済性評価

系統安定化システム VQC を導入することで、基幹送電系統全系の送電ロスを削減す

ることは、送電効率の更なる改善に繋がり、発電した電力をより効率的に消費地へ輸送

することが可能となる。このため、送電ロスの削減は、送電途中で失われていた電力を

有効に活用することができるようになるため、直接的に電力供給コストの削減になると

いう点で、電力会社の経営メリットに直結する。

乾季・雨季の最大需要時の送電ロス削減量から、乾季・雨季の期間の送電ロス総削減

量を算出するにあたっては、以下の条件の下で検討を行った。

送電線の負荷率は 70%とした。

最大需要時の送電ロス削減量から、年間の送電ロス総削減量を算出するための損失

係数については、以下の Buller-Woodrow 式より 0.553 とした。

損失係数 = 0.3×(負荷率)＋0.7×(負荷率)^2 = 0.553

乾季・雨季をそれぞれ 6 ヶ月（4380 時間）と考えて、以下の式で乾季・雨季の期

間の送電ロス総削減量を算出した。

送電ロス総削減量 (MWh) =

最大需要時の送電ロス削減量 (MW)×4380(時間)×損失係数

① 乾季における送電ロスの総削減量：

56.1 MW×4380 時間×損失係数 0.553 ≒ 135,882 MWh

② 雨季における送電ロスの総削減量：

21.4 MW×4380 時間×損失係数 0.553 ≒ 51,833 MWh

上記より年間合計の送電ロスの総削減量：①＋② = 187,715 MWh/年と算出できる。

この年間の送電ロス削減量により、期待できる経済的効果は、電力供給コストの削減

である。削減した送電ロス量の分、火力発電量を減らせると考えて、以下の通り、5.1.2

で示したベトナムの火力発電単価 7 US セント/kWh を用いて、送電ロス削減の経済的効

果は年間約 14.8 億円であると算出できる。

187,715,000 kWh/年×7 US セント/kWh×1.13（¥/US セント）3

= 1,484,825,650 円/年（約 14.8 億円/年）

3：2018 年 2 月分の報告省令レートである 113 円 = 1 US ドルを使用

89

送電ロスの削減に関して、火力発電所の燃料となる原油換算での削減効果を算定する。

電力を原油換算する式について、ベトナムにおける換算係数の入手ができなかったため、

日本における電力原油換算係数を基に、日本とベトナムの CO2 排出係数の比で VQC 導

入における原油換算での削減効果を算出する手法を用いた。

年間重油削減量（日本）

＝年間使用電力（kWh/年）× 原油発熱量（GJ/ kWh）4× 原油換算係数（kl/GJ）5

＝187,715,000（kWh/年）×0.00997（GJ/kWh）×0.0258（kl/GJ）

≒48,285（kl/年）

年間重油削減量（ベトナム）

＝年間重油削減量（日本）（kl/年）×（ベトナム CO2 排出係数/日本 CO2 排出係数 6）

＝48,285（kl/年）×（0.7179（t-CO2/MWh）/ 0.486（t-CO2/MWh））

≒71,324（kl/年）

以上より、原油削減量は上記の数値となり、化石燃料を使用する火力発電所に対して、

化石燃料の削減に貢献することが期待される。

4：経済産業省資源エネルギー庁「省エネ法施工規則」より

5：経済産業省資源エネルギー庁「省エネ法施工規則」より

6：環境庁「電気事業者別排出係数」H29 年 12 月 21 日版の東京電力エナジーパートナーの実排出係数より

90

5.1.4. 発電機力率改善の経済的評価

基幹送電系統全系における発電機力率の改善は、設備の稼働率や管理に大きなメリッ

トがある。すなわち、発電機力率の改善は設備利用率の改善となり、特に有効電力の更

なる供給余力を生むことに関係する。ここでは系統安定化システム（VQC）を導入する

ことで、基幹送電系統全系に接続されている化石燃料を使用する火力発電所の設備利用

率の改善について、簡略した条件設定の下でその効果について検討を行う。

1） 2025 年における化石燃料発電電力量と設備利用率の検討条件

i. 発電設備の利用率

発電設備容量に対する発電電力の比であり、設備がどのくらい有効に使われているか

を表す指数である。この設備利用率は下記の式で表される。

設備利用率（%）=

年間発電電力量（MWh/年）/（年間時間数（365 日×24 時間）× 設備容量（MW））× 100%

ii. 火力発電所の年間稼働時間

ベトナムにおける火力発電所の経済性分析時に使われている年間稼働時間は 6,500 時

間/年であり、この稼働時間から乾季・雨季の各季節稼働時間を、各半分の乾季（3,250

時間）、雨季（3,250 時間）と設定する。この稼働時間全てで 100%出力での発電を行う

と仮定すると、設備稼働率は 74.2%となる。

これらの条件を基に各発電設備の乾季・雨季の発電電力量を算出すると、表 5.1.4-1

の通りとなる。なお、本検討では簡略化のため、石炭火力発電とガス火力発電は同一の

年間稼働時間と仮定しているが、実運用においては発電効率の良いガス火力の年間稼働

時間が高くなるものになると想定される。

表 5.1.4-1 乾季・雨季の化石燃料発電による想定発電電力量/年

発電設備発電設備

容量時期

設備

利用率

想定発電電力量

（稼動中 100%出力と仮定）

石炭火力発電 43,562 MW

設備容量比：43.4%

乾季 74.2%

141,574,758 MWh/季

雨季 141,574,758 MWh/季

ガス火力発電 15,045 MW

設備容量比：15.0%

乾季 74.2%

48,895,648 MWh/季

雨季 48,895,648 MWh/季


91

2）発電設備利用率の改善効果

発電機力率の改善に関しては、5.1.1 で示した通り、シミュレーション結果から乾季

の最大需要時に 2.45%、雨季の最大需要時に 1.00%の改善が期待できる。前述の定義か

ら置き換えると、発電機力率の改善は有効電力の出力余力幅を確保することと同じ結果

となるため、発電設備利用率がこの発電機力率と同じ割合で改善されると想定する。

ただし、これらの改善率は最大需要時における効果であるため、送電ロスと同じよう

に最大需要時の効果から乾季・雨季時の効果を算出する必要があるが、ここでは送電ロ

ス削減効果と同じく、発電機力率改善効果も最大需要時に最大になり、相関関係がある

ことを踏まえて、送電ロス削減効果の算出時に用いた損失係数（0.553）を適用して、

最大需要時の効果から乾季・雨季時の効果を算出することとする。

従って、設備利用率の改善効果はそれぞれ下記の通りとなる。

① 乾季（石炭火力、ガス火力）

74.2%×（1＋（0.0245（2.45%の改善）×0.553））≒ 75.2%

② 雨季（石炭火力、ガス火力）

74.2%×（1＋（0.0100（1.00%改善）×0.553））≒ 74.6%

3）設備利用率の改善による増加可能な発電電力量

設備利用率の改善後に期待される発電電力量は下記の式で表すことが出来る。

発電電力量（MWh/季、改善後）

= 設備利用率（改善後）×（各季節稼働時間（時間）× 設備容量（MW））

上記の条件から、各季節における設備利用率の改善に伴う、期待される増加可能な季

節別の発電電力量を、以下の表 5.1.4-2 及び表 5.1.4-3 に示す。

表 5.1.4-2 乾季（2025 年）における増加可能な発電電力量

発電設備

種別

乾季発電電力量

（MWh/年）乾季増加発電

電力量

（MWh/季節）改善前

（設備利用率 74.2%）

改善後

（設備利用率 75.2%）

石炭火力発電 141,574,758 143,482,773 +1,908,015

ガス火力発電 48,895,648 49,554,619 +658,971


92

表 5.1.4-3 雨季（2025 年）における増加可能な発電電力量

発電設備

種別

雨季発電電力量

（MWh/年）雨季増加発電

電力量

（MWh/季節）改善前

（利用率 74.2%）

改善後

（利用率 74.6%）

石炭火力発電 141,574,758 142,337,964 +763,206

ガス火力発電 48,895,648 49,159,237 +263,589


以上より、仮定した簡略化された条件の下では、年間で期待できる増加可能な発電電

力量は、乾季・雨季の期待される増加可能な発電有効電力量を合計して、年間合計で

3,593,781 MWh/年と想定することができる。

表 5.1.4-4 年間（2025 年）で期待できる増加可能な発電電力量

発電設備年間増加発電

電力量年間合計

石炭火力発電 2,671,221 MWh/年 3,593,781 MWh/年

ガス火力発電 922,560 MWh/年


発電設備利用率の改善による発電電力量の増加は、発電機からの無効電力の供給を減

らすことにより実現されるため、送電途中で失われていた電力を有効に活用することに

より供給電力量を増加でき、直接的に電力供給コストの削減になる送電ロスの削減とは

異なる。

このため、経済的効果の算出については、発電設備利用率の改善が増加可能な発電電

力量である電力供給余力を生み、同じ電力需要に対してより発電効率の高い発電機を使

用可能となることに着目して、増加可能な発電電力量の数%程度は送電ロス削減と同じ

効果があると想定する。

発電機の発電効率は様々であるため、今回は増加可能な発電電力量の約 3%について

送電ロス削減と同じ効果があると想定することにより、送電ロス削減の経済性効果算出

と同じパラメーターを用いて、発電機力率改善の経済的効果は年間約 8.5 億円であると

算出できる。

3,593,781,000 kWh/年×0.03（3%）×7 US セント/kWh×1.13（¥/US セント）

= 852,804,231 円/年（約 8.5 億円/年）

93

5.1.5. 電圧安定度向上による大規模停電防止効果

電力需要 P の変化に対して電力系統電圧 V がどのように変化するかを示した曲線を

P-V カーブと呼び、電圧安定性から送電可能となる電力の限界を安定限界電力（Marginal

Power）と呼ぶ。図 5.1.5-1 に P-V カーブと安定限界電力の概要を示す。


図 5.1.5-1 電圧安定性（P-V カーブと安定限界電力）

電力需要が安定限界電力に近い場合、電圧低下対策を講じないと、電圧安定性の問題

から電圧崩壊による大規模停電に至る恐れがあるが、4.4.2 のシミュレーション結果で

示した通り、系統安定化システム（VQC）の導入により、単なる電圧低下の改善だけで

なく、P-V カーブにより安定限界電力の改善も図ることが可能となる。

このため、VQC 導入の経済性評価では、大規模停電を回避できる効果も含まれると

考えられるが、この効果の定量的な把握のためには、一般的には設定が困難となる大規

模停電による社会・経済的な損害額の算出が必要となる。このため、本事業では経済的

効果の算出を送電ロスの削減および発電機力率の改善に絞って行ったが、VQC 導入の

効果として、大規模停電防止という社会的便益が含まれていることも、経済性評価・事

業性評価においては付随する効果として考慮に入れるべきである。

94

5.2. CO2 排出量の削減効果

5.2.1. ベトナムの CO2 排出量の状況

世界的には先進国の CO2 排出量が多いが、一方で東南アジアでは急速な経済発展に

伴う電力需要の増加傾向により、将来の更なる経済発展において CO2 排出量が増加す

ることが懸念されている。ベトナムにおいては総発電量に占める石炭火力発電の比率が

34.4%（2015 年）であり、改定 PDP7 では 2030 年までに 53.2%まで増加する計画となっ

ており、CO2 排出量の増加原因となる可能性がある。

（出典: WORLD BANK - Data Indicators から調査団作成）

図 5.2.1-1 ベトナムにおける CO2 排出量の推移

95

5.2.2. CO2 排出量削減効果の算出条件

本事業における CO2 排出量削減効果の算出のために使用する、ベトナムにおけるグ

リッド排出係数（Grid Emission Factor）を表 5.2.2-1 に示す。最新のデータとして 2016

年 5 月に天然資源・環境省（MONRE：Ministry of Natural Resources and Environment）が

公開した SO-605KTTVBDKH-GSPD 7 に基づいた 2014 年のデータを採用した。

本データによるとベトナムでは年々、グリッド排出係数が上昇しており、電力セクタ

ーにおける発電電力単位量あたりのCO2排出量が増加傾向にあることが判る。従って、

本事業による CO2 排出量の削減についても、将来的に社会・経済的な効果が大きくな

ることが期待できる。

表 5.2.2-1 ベトナムにおけるグリッド排出係数

項目年間排出係数

単位 2010 年 2012 年 2013 年 2014 年

Emission factor for

an electricity system 0.6095 0.6448 0.6808 0.7179 (t-CO2/MWh)

（出典: IGES: Institute for Global Environmental Strategies, 2017 年 7 月改定版）8

以下では 5.1.3 で示した送電ロスの削減効果を基にして、これらの諸検討条件を考慮

した上で CO2 排出量の削減効果を算出するものとする。

7：http://www.noccop.org.vn/Data/vbpq/Airvariable_ldoc_vnBao%20cao%20cuoi%20cung%20EF%202014.pdf

8：https://pub.iges.or.jp/pub/%E3%82%B0%E3%83%AA%E3%83%83%E3%83%89%E6%8E%92%E5%87%BA%E4

%BF%82%E6%95%B0%E4%B8%80%E8%A6%A7%E8%A1%A8

http://www.noccop.org.vn/Data/vbpq/Airvariable_ldoc_vnBao%20cao%20cuoi%20cung%20EF%202014.pdf

https://pub.iges.or.jp/pub/%E3%82%B0%E3%83%AA%E3%83%83%E3%83%89%E6%8E%92%E5%87%BA%E4%BF%82%E6%95%B0%E4%B8%80%E8%A6%A7%E8%A1%A8

https://pub.iges.or.jp/pub/%E3%82%B0%E3%83%AA%E3%83%83%E3%83%89%E6%8E%92%E5%87%BA%E4%BF%82%E6%95%B0%E4%B8%80%E8%A6%A7%E8%A1%A8

96

5.2.3. CO2 排出量の削減効果の算出

将来における電力系統の送電ロスの削減は、燃料の焚き減らしにより直接的に CO2

排出量の削減に貢献するものであり、系統安定化システム（VQC）導入により期待され

る CO2 排出量の削減効果は以下の通りとなる。

送電ロス削減による CO2 排出量の削減量

5.1.3 で算出した年間の送電ロス削減量から、年間の CO2 排出量の削減量は下記の数

式で算出できる。

有効電力損失削減量（MWh /年）× ベトナムのグリッド排出係数（t-CO2/MWh）

＝ 187,715（MWh/年）× 0.7179（t-CO2/MWh）

≒ 134,760（t-CO2/年）

以上から、VQC 導入により年間で約 13.4（万 t-CO2/年）の CO2 排出量の削減効果が

あると算出でき、ベトナムにおける 2014 年の年間 CO2 排出量は 16,691（万 t-CO2/年）

であることから、ベトナム全体でも約 1%の CO2 排出量削減に寄与すると言える。

一方で、算出したベトナムの年間 CO2 排出量の削減効果は、現時点で想定した VQC

の導入による数値であり、送電ロスを更に減らすために、電力系統全系への適用を拡大

した場合、CO2 排出量の削減効果も拡大されることが期待できる。

加えて、グリッド排出係数は水力や再生可能エネルギーによる発電量も含めたベトナ

ム電力セクター全体の係数であり、石炭火力に限定して CO2 排出量の削減効果を考慮

すれば、CO2 排出量の削減効果も大きく増大する。

97

5.3. 系統安定化システム VQC 導入の事業性評価

5.1 で示したように、系統安定化システム VQC 導入による効果は、送電ロスの削減や

発電機力率の改善だけでなく、電圧安定度向上による大規模停電防止効果があるが、定

量的な経済性効果の算出が難しいため、事業性評価については、5.1.3 で示した送電ロ

ス削減及び 5.1.4 で示した発電機力率改善の経済性効果に限定して検討を行う。

まず、VQC 導入に伴う概算費用の算出を行う。算出にあたっての条件は以下の通り

とした。

500kV 変電所に設置する 100MVar の電力用コンデンサ設置のユニット単価を 2 億

円、220kV 変電所に設置する 100MVar の電力用コンデンサ設置のユニット単価を

1.8 億円とした。（据付工事費込み、国内メーカー聞き取り値等から推定）

各変電所に設置する VQC 制御装置のユニット単価を、0.5 億円とした。（据付工事

費込み、国内メーカー聞き取り値等から推定）

4.4.2 でベトナムの基幹送電系統の電圧プロファイル改善のために行ったシミュレ

ーションの設定条件と同じく、500kV 変電所 13 箇所に 300MVar の電力用コンデン

サ（100MVar ユニット×3）を、220kV 変電所 27 箇所に 300MVar の電力用コンデ

ンサ（100MVar ユニット×1）を設置した上で、全変電所 40 箇所に VQC 制御装置

を設置することとした。

上記の条件での費用は、

電力用コンデンサ設置費用：

(13(箇所)×3(ユニット)×2(億円)＋27(箇所)×1(ユニット))×1.8(億円) = 126.6(億円)

VQC 制御装置設置費用：

40(箇所)×0.5(億円) = 20(億円)

となり、費用の概算総額は約 146.6(億円)と算出できる。

表 5.2.3-1 VQC システムの設置費用総額

項目設置

変電所数設置費用

500kV VQC 13 変電所 84.5 億円

220kV VQC 27 変電所 62.1 億円

合計 40 変電所 146.6 億円


98

本事業で検討に適用した電力系統のデータは 2017 から 2025 年までであり、詳細の系

統データに関する情報として、発電所計画に関しては「運用開始年ベースで年度単位」

である一方で、系統を構成する送電線計画に関しては「2017-2020 年」及び「2021 年-2025

年」の 2 期間が一括で記載されており、具体的な各年度単位での個別の電圧階級別の系

統構成を検討するデータを得ることが出来なかった。

従って、本経済性評価の検討では 2025 年の系統断面までに検討で選定した 40 セット

の VQC を導入するものとし、2025 年までの発電所計画の運用開始年ベースの容量比で

VQC を導入した場合の事業性評価を実施する。

VQC の導入時期に関して、本検討で考慮しうる将来の系統拡張の経過として、下記

の通りとした。すなわち、対象とした 2025 年までの発電所の増設計画はベトナムの電

力需要に合わせて計画されていると判断することができ、更にそれに合わせた発電電力

の送電容量の確保が必要なことから、送電線計画の整備計画が順次、計画通りに実施さ

れる場合を前提とした。

上記の設定に基づくと、想定する VQC の導入数及び設備投資費用は下表のように算

出することが出来る。

表 5.2.3-2 発電設備運用開始年別の想定する VQC 投資額


99

設備投資に対する効果に関して、2025 年断面で全変電所 40 箇所に VQC を導入した

際の便益の算出は、5.1.3 で算出した 14.8 億円/年の送電ロスの削減効果及び 5.1.4 で算

出した 8.5 億円/年の発電機力率の改善効果の合計である 23.3 億円/年の経済的効果とな

っている。ただし、この効果は 2025 年時点での便益の算定値であり、導入年を 2017 年

から開始と仮定した場合、各年度での想定効果は年度投資額の累計に基づく按分値にな

ると想定して算出した。

VQC 導入による送電ロスの削減効果は、送電系統設備が増強されて送電ロスが改善

された場合、その効果が小さくなるため、この観点からは送電系統増強が進む VQC 導

入時期より後の時期の方がその効果が小さくなると考えられる。逆に、電力需要の増大

に伴い、VQC 導入による送電ロスの削減効果は増大するため、この観点からは VQC 導

入時期より後の時期の方がその効果が大きくなると考えられる。

このように送電ロス削減効果については、VQC 導入後の年数に対して相反する効果

の増減が考えられるため、2025 年断面で全変電所 40 箇所の導入が完了した以降の年に

おける推定効果額は継続的に続くものと想定した。

表 5.2.3-3 各年度別 VQC 投資効果

年度

累計

投資額

推定

効果額

導入最終年

効果ベース

割合

0 18.0 億円 0.0 億円 0.0%

1 33.7 億円 2.9 億円 12.3%

2 49.0 億円 5.4 億円 23.0%

3 64.7 億円 7.8 億円 33.4%

4 89.2 億円 10.3 億円 44.1%

5 109.1 億円 14.2 億円 60.8%

6 129.0 億円 17.3 億円 74.4%

7 135.5 億円 20.5 億円 88.0%

最終導入年→ 8 146.6 億円 21.5 億円 92.4%

9 0.0 億円 23.3 億 100.0%

10 0.0 億円 23.3 億 100.0%


100

VQC 導入後の送電ロス削減及び発電機力率改善による便益の計算結果を表 5.2.3-4 に

示す。割引率を 10%とし、20 年間評価した結果、14 年目に純現在価値（NPV：Net Present

Value）がプラスとなることが確認できた。

表 5.2.3-4 VQC 導入後の送電ロス削減・発電機力率改善による便益の計算結果


20 年間の内部収益率（IRR：Internal Rate of Return）については、送電ロスの削減や

発電機力率の改善は直接収入とはならないため、経済的内部収益率（EIRR：Economic

Internal Rate of Return）となるが 14.15%であり、通常の電力設備の耐用年数が 30 年間程

度であることや、5.1.5 で示した電圧安定度向上による大規模停電防止効果も併せて考

慮すると、VQC の導入については費用を上回る便益が得られ、十分な事業性があると

考えられる。

また、今回の事業性評価については単純化した形で実施したため、資金調達について

は全てベトナム側での通常の資金調達として検討しているが、系統安定化システムにつ

いては本邦技術の優位性がある分野であり、日本の電力システム輸出として、国際協力

銀行 JBIC（Japan Bank for International Cooperation）の輸出金融による資金調達コストの

低減や株式会社日本貿易保険 NEXI（Nippon Export and Investment Insurance）の貿易保険

101

によるカントリーリスクの低減等の効果も加味できれば、更に事業性を高めることがで

きると考えられる。

本事業の優位性に関して、VQC による電圧安定化システムの大きな特徴の一つとし

て、初期の設備導入費用を低く抑えることが可能である。つまり、VQC が制御対象と

する、電力用コンデンサや分路リアクトル、変圧器のタップ切替器は、従来から国内外

の電力系統に長年、幅広く採用されており、現在の電力系統でも運用されている機器で

ある。

即ち、VQC を構成する各機器は、動作信頼性の観点から長い運用実績により信頼性

が高く、また機器単品の費用に関して最新のエレクトロニクスデバイスを採用した機器

と比較すると低価格でシステムを構築することが可能であり、海外の電力事業者の課題

解決のための初期設備投資の判断に際して有利に働くものと考えられる。

本事業で提案する VQC の他に、電力系統に無効電力を供給し電力系統の電圧を安定

に制御するシステムは、大容量のパワーエレクトロニクスデバイスを採用した他励式の

静止型無効電力補償装置（SVC: Static Var Compensator）や自励式静止型無効電力補償装

置（STATCOM：Static Synchronous Compensator）が国内の電力会社に採用されている。

参考までに本事業で検討した 300MVar の VQC と同容量の SVC の価格を比較すると

以下の通りである。（据付工事費込み）

300MVar VQC

電力用コンデンサ（2 億円×3 台）＋VQC（0,5 億円）= 6.5 億円

他励式 300MVar SVC

SVC 1MVar 単価：付属機器込みで約 2,000 万円（国内メーカー聞き取り値から推定）

上記より算出される 300MVar の他励式 SVC は約 60 億円で、同一容量で VQC は他励

式 SVC の概ね 1 割強程度となる。

VQC と SVC 共に電圧を安定に制御するカテゴリーの系統安定化システムであるが、

制御目的が異なるため応答時間が大きく異なる（一般的な数値として VQC は数百 ms

～秒、SVC は 100ms 以内）。

従って単純比較することは難しいが、東南アジアの国々が課題としている定常状態に

おける電圧安定度の改善や送電ロスの低減の観点からすると、VQC は拡大普及におい

て費用面で初期投資を抑制しながら貢献することが可能であり、事業性が高いと考えら

れる。

102

第6章総論

本事業実施可能性調査事業において、ベトナムの送電事業者において送電ロスを削減

し系統電圧を安定に運用することが、将来の伸張する経済発展に伴う電力需要の増加に

対して、安定に電力を供給するための課題であることを明確に確認することが出来た。

これらの課題に対して、ベトナムでは送電ロスを低減するための対策として、低ロス

電線の送電線への採用といった物理的な方策を検討する一方で、広域な電力系統の電圧

の自動制御を実現するシステムの導入・採用実績はなく、現時点では海外ベンダーとセ

ミナーを実施して海外の実施状況や系統安定化システムの機能・技術情報を幅広く収集

している事実を把握した。

本事業では、本邦技術の一つである広域な電力系統の系統電圧を「自立分散・自動制

御で実現している電圧安定化システム：VQC」のベトナムへの導入のための事業実施可

能性の調査を実施した。

本事業の調査手法として、より実現性の高い事業実施方式を検討する目的から、同国

の電力開発マスタープランに基づいた将来の基幹送電網全系の電力系統データの作成

に関して、ベトナム商工省（MOIT）傘下のエネルギー研究所（IE）と組むことにより、

調査団から系統データの作成仕様を IE に提示し、IE が電力開発マスタープランに基づ

いて作成した信頼性の高い系統データを系統解析に採用する方法で進めた。

次に、本事業の検討手法として、将来の基幹系統の整備計画における VQC のより効

果的な導入方法を検討する目的から、取得した系統データを使用して電力系統の電圧を

より安定に改善することを目指した電圧プロファイルを検討・作成し、VQC の導入効

果を系統解析によるシミュレーションにより確認する手法で、具体性・実現性のある導

入方式を検討した。

本事業で検討した VQC 導入による将来系統の電圧プロファイルを検証したシミュレ

ーション結果では、「送電ロスの削減」、「発電設備利用率の改善」、「電圧安定度向上に

よる大規模停電防止」の効果を確認する事ができた。また、解析した結果を定量的に評

価・検討することで、系統安定化システムの必要性の検証と導入時の経済的な効果及び

事業性があることを確認した。

同国の電力開発マスタープランでは 2022 年以降も 2025 年まで、化石燃料をベースと

した石炭火力・ガス火力発電所の大規模な建設及び基幹系統への連系計画を確認してい

る。VQC の導入により、特に前述した「送電ロスの削減」に関して、その効果による

電力系統の効率的な運用改善により、温室効果ガスの削減及び化石燃料の削減に寄与す

ることも確認した。

103

今後、ベトナムでは電力開発マスタープランで計画された電源開発と並行して電力送

電網を充実させるための急速な開発の実現が課題と推測される。従って、これらの「電

源開発」と「送電網の強化」の両輪の投資開発事業を柔軟に履行する意味からも、電力

系統の系統安定化システムは既存の電力系統を安定にするだけでなく、これらの開発計

画を確実に進めるために今後採用すべき技術であると考えられる。

また、本邦技術の持続したベトナムへの事業展開、更には、海外の機器供給ベンダー

との事業の差別化を図るためには、本系統安定化システムの導入と並行してベトナムへ

の運用技術や保守技術の人材育成をパッケージに含める必要があることが送電事業者

及び現地システムインテグレータとのヒアリングにより確認することが出来た。

具体的な事業の定着を図るため、ベトナム企業との共同事業体によるプロジェクトの

創生により、系統安定化システム：VQC の導入のための人材育成をパッケージに含め

ることが必要である。

更には、ベトナムの電力系統運用者への深い技術理解と継続的な人材育成強化プログ

ラムの採用・導入に貢献するため、日本政府－ベトナム政府間の協定を基にして、ベト

ナムの電力事業者のみならず、ベトナム政府への関与を強化しつつ本事業の推進を引き

続き図るものとする。

平成 29 年度質の高いエネルギーインフラの 海外展 …ベトナム国...

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