平成28年度質の高いエネルギーインフラシステム …kettha kementerian tenaga,...

平成２８年度質の高いエネルギーインフラシステム海外展開促進事業（マレーシア島嶼部における分散型エ

ネルギーシステム導入可能性調査）

調査報告書

平成 29 年 5 月

東京電力パワーグリッド株式会社

目次

第 1章事業内容 ................................................................................................................................................................. 1

1.1. 調査の目的 ................................................................................................................................................................... 1

1.2. 調査内容 ........................................................................................................................................................................ 1 1.2.1. 調査概要 ................................................................................................................................................................ 1 1.2.2. 調査計画 ................................................................................................................................................................ 2 1.2.3. カウンターパート ............................................................................................................................................... 2

第 2章マレーシア国の現状............................................................................................................................................ 3

2.1. 国の基本情報 ............................................................................................................................................................... 3 2.1.1. 一般情報 ................................................................................................................................................................ 3 2.1.2. 地理と気候 ............................................................................................................................................................ 4 2.1.3. ペルヘンティアン島の一般情報 ..................................................................................................................... 5

2.2. 電気事業の現状 ........................................................................................................................................................... 6 2.2.1. 電気事業実施体制 ............................................................................................................................................... 6 2.2.2. 電気料金メニュー ............................................................................................................................................... 7 2.2.3. 電気料金収入 ..................................................................................................................................................... 12 2.2.4. 燃料費および発電コスト ................................................................................................................................ 12 2.2.5. 電源開発計画 ..................................................................................................................................................... 13

2.3. エネルギー政策 ......................................................................................................................................................... 15 2.3.1. 国家のエネルギー政策 .................................................................................................................................... 15 2.3.2. 再生可能エネルギー政策および数値目標 .................................................................................................. 16 2.3.3. 温室効果ガス削減目標 .................................................................................................................................... 18 2.3.4. 本事業のエネルギー政策上の位置づけ ...................................................................................................... 18

2.4. 環境にかかる法令 ..................................................................................................................................................... 18 2.4.1. 環境配慮の手続き ............................................................................................................................................. 19 2.4.2. 電力供給関連 ..................................................................................................................................................... 20 2.4.3. 本事業への適用 ................................................................................................................................................. 21

第 3章ペルヘンティアン島のエネルギー事情 ....................................................................................................... 23

3.1. 電力供給の現状 ......................................................................................................................................................... 23 3.1.1. 電力供給体制 ..................................................................................................................................................... 23 3.1.2. 現在の電力使用実態 ......................................................................................................................................... 24 3.1.3. 需要想定、電源開発計画 ................................................................................................................................ 27 3.1.4. 求められる電力品質 ......................................................................................................................................... 28

3.2. 発電設備の現状 ......................................................................................................................................................... 29 3.2.1. 設備概況 .............................................................................................................................................................. 29 3.2.2. ディーゼル発電設備 ......................................................................................................................................... 30 3.2.3. 再生可能エネルギー電源設備 ....................................................................................................................... 34 3.2.4. 配電設備 .............................................................................................................................................................. 37 3.2.5. 通信設備 .............................................................................................................................................................. 37 3.2.6. ディマンドレスポンスの導入可能性 ........................................................................................................... 37

3.3. ペルヘンティアン島の電力供給の技術的・財務的課題 ................................................................................ 38

第 4章システムの提案 .................................................................................................................................................. 42

4.1. システムのコンセプト設計 ................................................................................................................................... 42 4.1.1. システム全体概要 ............................................................................................................................................. 42 4.1.2. エネルギー管理システム（EMS）の機能 .................................................................................................. 42 4.1.3. 蓄電池システムの機能 .................................................................................................................................... 43 4.1.4. 再生可能エネルギー電源設備の機能 ........................................................................................................... 43

4.2. システム導入後のトレーニング ........................................................................................................................... 44 4.2.1. トレーニングの意義 ......................................................................................................................................... 44 4.2.2. システムの保守・運用への提案 ................................................................................................................... 44 4.2.3. トラブル発生時の対策 .................................................................................................................................... 45

第 5章効果の推定 ........................................................................................................................................................... 47

5.1. 燃料費の削減効果 ..................................................................................................................................................... 47 5.1.1. ベースケースとの比較 .................................................................................................................................... 47 5.1.2. ケーススタディ ................................................................................................................................................. 49

5.2. O&M費用削減効果 ................................................................................................................................................... 51

5.3. 二酸化炭素の排出削減効果 ................................................................................................................................... 52

5.4. 電力品質向上効果 ..................................................................................................................................................... 53

5.5. 太陽光導入量の拡大効果 ........................................................................................................................................ 53

第 6章事業性評価 ........................................................................................................................................................... 54

6.1. プロジェクトの経済便益 ........................................................................................................................................ 54

6.2. 事業の経済分析 ......................................................................................................................................................... 54

6.3. 事業の実施スケジュール ........................................................................................................................................ 55

6.4. 事業体制 ...................................................................................................................................................................... 56

第 7章環境社会配慮 ...................................................................................................................................................... 57

7.1. 環境影響 ...................................................................................................................................................................... 57 7.1.1. 環境影響の想定 ................................................................................................................................................. 57 7.1.2. 蓄電池のリサイクルもしくは廃棄計画 ...................................................................................................... 57

7.2. 社会影響 ...................................................................................................................................................................... 58 7.2.1. 事業展開に向けた制度面での課題 ............................................................................................................... 58

第 8章競争優位性 ........................................................................................................................................................... 59

8.1. 本邦技術の優位性 ..................................................................................................................................................... 59

8.2. 他国島嶼地域への展開可能性 ............................................................................................................................... 59 8.2.1. 展開への前提条件 ............................................................................................................................................. 59 8.2.2. 展開可能性 .......................................................................................................................................................... 60

略語

CCGT Combined Cycle Gas Turbine

DEG Diesel Generator

DID Department of Irrigation and Drainage

DOE Department of Environment

DSM Demand-side Management

DR Demand Response

EIA Environmental Impact Assessment

EMP Environmental Management Plan

EMS Energy Management System

EQA Environmental Quality Act EQR Environmental Quality (Scheduled Waste) Regulations

FIT Feed In Tariff

GSL Guarantee Service Level

GUI Graphical User Interface

IPP Independent Power Producer

IRR Internal Rate of Return

JCM Joint Crediting Mechanism

JPY Japanese Yen

KeTTHA Kementerian Tenaga, Teknologi Hijau dan Air（マレー語）

Ministry of Energy, Green Technology and Water（英語）

METI Ministry of Economy, Trade and Industry

MONRE Ministry of Natural Resources and Environment

NEM Net Energy Metering

O&M Operation and Maintenance

PCS Power Conditioning System

PST Preliminary Site Assessment

PPP Public Private Partnership

PV Photovoltaics

REPPA Renewable Energy Power Purchase Agreement

RM Malaysian ringgit

SEDA Sustainable Energy Development Authority

SESB Sabah Electricity Sdn. Berhad

SESCO Syarikat SESCO Berhad

ST Suruhanjaya Tenaga（マレー語）

Energy Commission（英語）

SREP Small Renewable Energy Program

SWHS Solar Wind Hybrid System

TNB Tenaga Nasional Berhad（マレー語）

TNB ES TNB Energy Services

第 1 章事業内容

- 1 -

第1章事業内容 1.1. 調査の目的

本調査は、マレーシア（以下、「マ」国）から我が国への要請に基づくものであり、その

目的は、同国ペルヘンティアン島（以下、「ペ」島）における分散型エネルギーシステムの

導入可能性を明らかにすることである。本調査では、同島の既存の分散型電源の活用状況を

踏まえた上で、最適な分散型エネルギーシステムとして、日本国内で蓄積した高密度電力需

要地における安定供給のための技術・ノウハウならびに機材の導入を計画することを考える。

また、既存の分散型電源の運用において、浮き彫りになった課題を踏まえ、導入後の保守運

用体制についても、併せて調査を実施し、可能性がある実施体制を提言する。 1.2. 調査内容 1.2.1. 調査概要

発注者である経済産業省（Ministry of Economy, Trade and Industry: METI）から提示され

た仕様書の下記項目を実施する。 (1) ペ島におけるエネルギー事情の把握 (2) 相手側（現地政府、関連企業等）のニーズ把握 (3) ペ島における今後のエネルギー見通しの把握 (4) 下記の観点からの解決策の検討 ① 技術 ② 経済性（導入コスト、燃料コスト削減効果、ファイナンス等） ③ 環境社会的側面（環境影響、産業・雇用創出等） ④ 事業実施環境（現地の法令、制度等） ⑤ 我が国経済への波及効果（適用される我が国の機材、技術等） (5) 報告の実施 ① 国内での中間報告 ② 対象国への報告及び提案 ③ 調査報告書の提出

図 1- 1 指示書にある実施項目

第 1 章事業内容

- 2 -

1.2.2. 調査計画

以下に示すスケジュールで、調査を実施した。

表 1- 1 調査スケジュール 12 月 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月

(1) 同島におけるエネル

ギー事情の把握

(2) 相手側（現地政府、関

連企業等）のニーズ把握

(3) 同島における今後の

エネルギー見通しの把握

(4）解決策の検討

① 技術 ② 経済性

③ 環境社会的側面 ④ 事業実施環境 ⑤ 我が国経済への波及

効果

(5) 報告の実施

① 国内での中間報告 ② 対象国への報告 ③ 報告書の提出

国内現地 1.2.3. カウンターパート本事業のカウンターパートは、以下の 4 機関とする。

1) エネルギー・環境技術・水省（Kementerian Tenaga, Teknologi Hijau dan Air: KeTTHA）: 電力を含む公共事業の政策を担当する 2) エネルギー委員会（Suruhanjaya Tenaga: ST）: KeTTHA の下にあるエネルギー規制機

関 3) トレンガヌ州政府経済計画課（Unit Perancang Ekonomi Negeri: UPEN Terengganu）:

「ペ」島の管轄行政機関 4) テナガ・ナショナル社（Tenaga Nasional Berhad: TNB）：「マ」国のマレー半島エリア

を供給地域とする垂直統合型電力事業運営者

第 2 章マレーシア国の現状

- 3 -

第2章マレーシア国の現状 2.1. 国の基本情報 2.1.1. 一般情報

「マ」国の一般情報を以下に示す。

表 2-1 基礎データ国名マレーシア

国旗

独立年 1963 年面積約 33 万平方キロメートル（日本の約 0.9 倍）人口 2,995 万人（2013 年マレーシア統計局）首都クアラルンプール民族マレー系（約 67％）、中国系（約 25％）、インド系（約 7％）言語マレー語（国語）、中国語、タミール語、英語

宗教イスラム教（連邦の宗教）（61％）、仏教（20％）、儒教・道教（1.0％）、

ヒンドゥー教（6.0％）、キリスト教（9.0％）、その他政治体制立憲君主制（議会制民主主義）

通貨リンギット（RM）為替レート１リンギット＝26 円（2017 年 3 月現在）

(出典：外務省ホームページ、その他資料をもとに作成)


- 4 -

2.1.2. 地理と気候

(1) 概要東南アジアの中心に位置する「マ」国は、マレー半島とボルネオ島の一部・サバサラワ

ク州から成り立っている。国土面積はマレー半島部分とボルネオ島部分を合わせ、33 万 338平方キロメートルであり、日本の面積の 9 割弱の広さの土地に、日本の 16％の人口が住ん

でいる。また、国土の約 60％が熱帯雨林で覆われている。

(出典 : Tourism Malaysia Official Site)

(2) 気候国全体が赤道に近く、熱帯雨林気候に属している「マ」国では一年を通じて常夏の気

候。年間の日中平均気温は 27～33℃で年較差は１～2℃。また、マレー半島のほぼ中央

に位置するキャメロンハイランドなどの高原地帯は、一年を通じて常春の気候。降水量は年間降雨量 2500mm 前後、月平均でも 200mm と多いのが特徴。季節は雨季

と乾季に分かれるが、どちらの季節でもスコールと呼ばれるにわか雨が降る。

(出典 : Climate Change Knowledge Portal, THE WORLD BANK GROUP)

図 2-1 月間平均気温と降水量（1990-2012 年）


- 5 -

2.1.3. ペルヘンティアン島の一般情報

「ペ」島は、「マ」国東部トレンガヌ州に属し、マレー半島から沖合に約 20km の場所

に浮かぶ 2 つの離島からなる島嶼である。一つは、Kecil 島と呼ばれる（kecil とはマレー

語で「小さい」の意）、住民の居住区とリゾートホテルが共存する島で、もう一方は、Besar島と呼ばれる（besar とはマレー語で「大きい」の意）、リゾートホテルのみが存在する島

である。島の総人口は 2016 年現在 2,363 人であり、このすべては Kecil 島の南部の

fisherman village と呼ばれるエリアに居住している。主な産業は、その豊かな自然環境を

利用した観光業および漁業であり、現在「ペ」島には、47 のホテルが存在する。「マ」国

の東海岸は、モンスーンの影響を受け、11 月～2 月は悪天候で海が荒れるため、全てのホ

テルはこの時期閉鎖され、観光客も来島しない。観光シーズンは、3 月～10 月の 8 ヶ月と

なる。

(出典 : DATA ASAS NEGERI TERENGGANU 2014)

Kecil 島 Besar 島面積 5.2km2 8.7km2 人口 2,363 人

（伸び率：1.4%/年）なし

産業漁業・観光業観光業ホテル数（部屋数）

28 (745)

19 (748)

電力供給一般顧客：TNB ホテル：自家発電

ホテル：自家発電

(出典 : UPEN Terengganu 提供資料を元に調査団にて作成)

トレンガヌ州政府によると、住民の生活環境を向上するため、2022 年までに 200 戸の住

民用アパート、集中下水処理設備、病院を整備する計画があるとのことであった。


- 6 -

2.2. 電気事業の現状 2.2.1. 電気事業実施体制

「マ」国における主な電力事業者は、TNB（Tenaga Nasional Berhad）社である。TNB は

元来「マ」国の国営電力公社であったが、1990 年代に民営化され、半島部は TNB、サラ

ワク州は SESCO（Syarikat SESCO Berhad）社、サバ州は SESB（Sabah Electricity Sdn. Berhad）社に地域分割された。また、発電、送変電、配電を垂直統合的に一手で行う電力事業者は

これら 3 社のみであり、送変電事業は地域独占的に行っている一方、発電事業および配電

事業は市場が開放されて多くの民間企業が参入している。なお、配電事業者（Distribution Licensees）については、エネルギー委員会の資料による

と半島マレーシアだけで現在 200 社あまり存在する。空港、港湾、大規模工場、工業団地、

大学、大型商業施設などが配電免許を取得して自らの施設やそのテナントに電力を供給し

ている。規模的には、数 100kW 程度の小規模のものから数百 MW の大規模なものまでさ

まざまである。 TNB は、事業を Core Business, Non-core Business, Corporate Affairs & Services, Energy

Ventures の 4 つに分けている。Core Business は Generation（発電事業）、Transmission（送電

事業）、Distribution（配電事業）に分かれている。Non-core Business は Group Finance（財

務）、Regulatory Economics and Planning（企画）、Human Resource（人事）、Information and Communication Technology（情報通信）、Procurement（資材調達）、Investment Management（投資管理）に分かれている。グループ会社を除く総従業員数は 28,807 名。

グループ会社の一つに TNBES（TNB Energy Services Sdn. Bhd.）社を有しており、TNBES社は再生可能エネルギーの発電・配電・供給・販売事業を行っている。


- 7 -

（出典 : TNB Annual Report 2016）図 2-2 TNB 組織体制

2.2.2. 電気料金メニュー

TNB の電気料金は、用途別、使用電気料金別、供給電圧別に区分された基本料金と従量

料金から構成されている。表 2-2 に TNB の一般の電気料金を示す。また表 2-3 にコジェネ

事業者を対象とした自家発補給電力および予備電力の電気料金を示す。カテゴリーについては、”Domestic”は一般家庭、”Commercial”はオフィス、ホテル等の

商業施設、”Industrial”は製造工場等の工業施設を指す。”Special Industrial”は工業施設の内、

電気料金が運営費用の 5%以上を占める顧客を意味する。また、”Low voltage”は 1,000V 以

下、”Medium voltage”は 6,600～66,000V、”High voltage”は 132,000V 以上を指す。


- 8 -

表 2-2 TNB 電気料金単価表（2014 年 1 月） Tariff Category Unit Rates

1. Tariff A – Domestic Tariff For the first 200 kWh (1 - 200 kWh) per month sen/kWh 21.80 For the next 100 kWh (201 – 300 kWh) per month sen/kWh 33.40 For the next 300 kWh (301 – 600 kWh) per month sen/kWh 51.60 For the next 300 kWh (601 – 900 kWh) per month sen/kWh 54.60 For the next kWh (901 kWh onwards) per month sen/kWh 57.10 The Minimum Monthly Charge is RM 3.00

2. Tariff B - Low Voltage Commercial Tariff For the first 200 kWh (1 -200 kWh) per month sen/kWh 43.50 For the next kWh (201 kWh onwards) per month sen/kWh 50.90 The Minimum Monthly Charge is RM 7.20 3. Tariff C1 - Medium Voltage General Commercial Tariff For each kilowatt of maximum demand per month RM/kW 30.30 For all kWh sen/kWh 36.50 The Minimum Monthly Charge is RM 600.00 4. Tariff C2 - Medium Voltage Peak/Off-Peak Commercial Tariff For each kilowatt of maximum demand per month during the peak period RM/kW 45.10 For all kWh during the peak period sen/kWh 36.50 For all kWh during the off-peak period sen/kWh 22.40 The Minimum Monthly Charge is RM 600.00 5. Tariff D - Low Voltage Industrial Tariff For the first 200 kWh (1 -200 kWh) per month sen/kWh 38.00 For the next kWh (201 kWh onwards) per month sen/kWh 44.10 The Minimum Monthly Charge is RM 7.20 Tariff Ds – Special Industrial Tariff (for consumers who qualify only) For all kWh sen/kWh 42.70 The Minimum Monthly Charge is RM 7.20


- 9 -

Tariff Category Unit Rates

6. Tariff E1 - Medium Voltage General Industrial Tariff For each kilowatt of maximum demand per month RM/kW 29.60 For all kWh sen/kWh 33.70 The Minimum Monthly Charge is RM 600.00 Tariff E1s – Special Industrial Tariff (for consumers who qualify only) For each kilowatt of maximum demand per month RM/kW 23.70 For all kWh sen/kWh 33.60 The Minimum Monthly Charge is RM 600.00 7. Tariff E2 - Medium Voltage Peak/Off-Peak Industrial Tariff For each kilowatt of maximum demand per month during the peak period RM/kW 37.00 For all kWh during the peak period sen/kWh 35.50 For all kWh during the off-peak period sen/kWh 21.90 The Minimum Monthly Charge is RM 600.00 Tariff E2s - Special Industrial Tariff (for consumers who qualify only) For each kilowatt of maximum demand per month during the peak period RM/kW 32.90 For all kWh during the peak period sen/kWh 33.60 For all kWh during the off-peak period sen/kWh 19.10 The Minimum Monthly Charge is RM 600.00 8. Tariff E3 - High Voltage Peak/Off-Peak Industrial Tariff For each kilowatt of maximum demand per month during the peak period RM/kW 35.50 For all kWh during the peak period sen/kWh 33.70 For all kWh during the off-peak period sen/kWh 20.20 The Minimum Monthly Charge is RM 600.00 Tariff E3s - Special Industrial Tariff (for consumers who qualify only) For each kilowatt of maximum demand per month during the peak period RM/kW 29.00 For all kWh during the peak period sen/kWh 31.70 For all kWh during the off-peak period sen/kWh 17.50 The Minimum Monthly Charge is RM 600.00


- 10 -


9. Tariff F - Low Voltage Mining Tariff For all kWh sen/kWh 38.10 The Minimum Monthly Charge is RM 120.00 10. Tariff F1 - Medium Voltage General Mining Tariff For each kilowatt of maximum demand per month RM/kW 21.10 For all kWh sen/kWh 31.30 The Minimum Monthly Charge is RM 120.00 11. Tariff F2 - Medium Voltage Peak/Off-Peak Mining Tariff For each kilowatt of maximum demand per month during the peak period RM/kW 29.80 For all kWh during the peak period sen/kWh 31.30 For all kWh during the off-peak period sen/kWh 17.20 The Minimum Monthly Charge is RM 120.00 12. Tariff G - Street Lighting Tariff For all kWh (including maintenance) sen/kWh 30.50 For all kWh (excluding maintenance) sen/kWh 19.20 The Minimum Monthly Charge is RM 7.20 13. Tariff G1 - Neon & Floodlight Tariff For all kWh sen/kWh 20.80 The Minimum Monthly Charge is RM 7.20 14. Tariff H – Low Voltage Specific Agriculture Tariff For the first 200 kWh (1 -200 kWh) per month sen/kWh 39.00 For the next kWh (201 kWh onwards) per month sen/kWh 47.20 The Minimum Monthly Charge is RM 7.20 15. Tariff H1 – Medium Voltage General Specific Agriculture Tariff For each kilowatt of maximum demand per month RM/kW 30.30 For all kWh sen/kWh 35.10 The Minimum Monthly Charge is RM 600.00 16. Tariff H2 – Medium Voltage Peak/Off-Peak Specific Agriculture Tariff For each kilowatt of maximum demand per month during the peak period RM/kW 40.80 For all kWh during the peak period sen/kWh 36.50 For all kWh during the off-peak period sen/kWh 22.40 The Minimum Monthly Charge is RM 600.00


- 11 -

表 2-3 TNB 自家発補給電力および予備電力の電気料金単価表（2014 年 1 月）


Top-Up Standby

1. Tariff C1 - Medium Voltage General Commercial Tariff Maximum demand charge per month For all kWh

RM/kW sen/kWh

30.30 36.50

14.00

2. Tariff C2 - Medium Voltage Peak/Off-Peak Commercial Tariff For each kilowatt of maximum demand per month during the peak period For all kWh during the peak period For all kWh during the off-peak period

RM/kW sen/kWh sen/kWh

45.10 36.50 22.40

14.00

3. Tariff E1 - Medium Voltage General Industrial Tariff Maximum demand charge per month For all kWh

RM/kW sen/kWh

29.60 33.70

14.00

4. Tariff E2 - Medium Voltage Peak/Off-Peak Industrial Tariff For each kilowatt of maximum demand per month during the peak period For all kWh during the peak period For all kWh during the off-peak period


37.00 35.50 21.90

14.00

5. Tariff E3 - High Voltage Peak/Off-Peak Industrial Tariff For each kilowatt of maximum demand per month during the peak period For all kWh during the peak period For all kWh during the off-peak period


35.50 33.70 20.20

12.00

6. Tariff F1 - Medium Voltage General Mining Tariff Maximum demand charge per month For all kWh

RM/kW sen/kWh

21.10 31.30

14.00

7. Tariff F2 - Medium Voltage Peak/Off-Peak Mining Tariff For each kilowatt of maximum demand per month during the peak period For all kWh during the peak period For all kWh during the off-peak period


29.80 31.30 17.20

14.00

（出典：TNB Tariff Rate）


- 12 -

2.2.3. 電気料金収入以下に TNB の 2014～2016 年度電気料金収入および販売電力量を示す。3 か年で収入・

販売電力量ともに伸びており、家庭用・商業用の割合が増加している。

表 2-4 TNB の電気料金収入 2014 2015 2016 Domestic 18.0% 18.9% 20.8% Commercial 40.7% 43.4% 46.3% Industrial 36.8% 39.1% 36.6% Others 4.5% 1.4% 3.8% Total (RM Million) 42,792 43,287 44,532

（出典：TNB Annual Report）

表 2-5 TNB の販売電力量

2014 2015 2016 Domestic 21.6% 21.8% 23.3% Commercial 34.5% 34.6% 35.3% Industrial 42.0% 41.8% 39.6% Others 1.8% 1.8% 1.8% Total (GWh) 108,102 110,837 115,505

（出典：TNB Annual Report）

2.2.4. 燃料費および発電コスト

マレーシアにおける各種燃料費のトレンドを図 2-3 に示す。このうち、島嶼部でも利用

しているディーゼル発電の燃料費は、2014 年時点で約 60RM/mmBtu であり、これを容量

換算すると約 2.20RM/ℓ である。また TNB の電源別の燃料費および kWh 単価を表 2-6 に示す。最も高いのは石油であり、

2014 年実績で 0.61RM/kWh である。


- 13 -

（出典：ST ”Annual report2015” P.76）

図 2-3 Flow Fuel Prices for Electricity Tariff

表 2-6 TNB の電源別の燃料費および kWh 単価（2014 年） Gas & LNG Coal Oil Hydro Fuel Cost (billion RM) 11.8 4.9 1.3 - Units Generated (GWh) 62,088 45,356 2,127 4,375 Unit Fuel Cost (RM/kWh)

0.19 0.11 0.61 -

（出典：TNB “Energy Watch” 2015.5.26） 2.2.5. 電源開発計画「マ」国の電源開発計画に基づく発電電力量見通しを図 2-4 に示す。政府により天然ガ

ス価格が 2015 年の RM15.20/mmBtu から 2024 年には RM41.68/mmBtu まで高騰すると

の見通しが出されており、価格の安い石炭火力の構成比を高めていく計画となっている。

技術的には CCGT（コンバインドサイクル発電）、クリーンコール技術、再エネ技術の進

展が期待されている。


- 14 -

（出典：ST ” Peninsular Malaysia Electricity Supply Industry Outlook”）

図 2-4 Generation Mix

また、2015 年から 2025 年における新規電源開発プロジェクトは表 2-7 の通りであり、

合計 15.4MW、石炭火力とガス火力が中心である。


- 15 -

表 2-7 New generation projects

（出典：ST ” Peninsular Malaysia Electricity Supply Industry Outlook”）

2.3. エネルギー政策 2.3.1. 国家のエネルギー政策

電力政策の上位に位置するエネルギー政策は、1979 年に制定された国家エネルギー政策

（National Energy Policy of 1979）に定められている。国家エネルギー政策では、エネルギ

ー供給、エネルギー利用、環境、の 3 つの政策目的を掲げており、現在でも有効かつ関連

性の高い政策となっている。 (1) エネルギー供給

従来型および再生可能型両方からなる複数のエネルギー源を、国内そして海外から調

達し、その開発と利用を通じて、適切、確実、費用効率的なエネルギー供給を実現する。 (2) エネルギー利用

供給目的を達成するため、国内に賦存するものの将来的には枯渇してしまう原油とガ


- 16 -

スの利用期間を延命することに政策の焦点を置き、利用資源を多様化することによって

石油依存を回避すること。 (3) 環境

効率的なエネルギー利用を促進し、浪費的で非生産的なエネルギー消費を回避するこ

と。これらの目的を実現するため、市場メカニズムに追加して経済的インセンティブや

規制の導入を行うことが基本的な方針となっている。 2.3.2. 再生可能エネルギー政策および数値目標

「マ」国での再生可能エネルギーの取り組みは、「第 8 次マレーシア計画」（2001－2005）に基づいた 2001 年の「小規模再生可能エネルギープログラム（SREP：Small Renewable Energy Program）」で具体化した再生可能エネルギー事業実施に関連する税の優遇制度であ

る。その後、「第 9 次マレーシア計画」（2006－2010）において「再生可能エネルギー購入

契約」（REPPA：Renewable Energy Power Purchase Agreement）に基づく取引条件が整備され

た。「第 10 次マレーシア計画」（2011－2015）では固定価格買取制度（FIT）の導入がうた

われ、2011 年、FIT の導入を含む再生可能エネルギー法が制定され、同年に施行された。

この法律に合わせ、持続可能エネルギー開発庁法に基づき持続可能エネルギー開発庁

（SEDA）が設立され、FIT の運営管理を行っている。「第 11 次マレーシア計画」（2016－2020）では図 2-5 の通り、2,080MW の再生可能エネ

ルギー導入目標が掲げられている。

（出典：Eleventh Malaysia Plan, 2016-2020）

図 2-5 第 11 次マレーシア計画における再生可能エネルギーの導入目標 (1) 財務的インセンティブ施策

再生可能エネルギー及びエネルギー効率改善への投資を促進するために、KeTTHA が管

轄して国内の産業及び発電事業者に対する次のような財政的インセンティブ施策を取って

いる。〇再生可能エネルギー資源を用いた発電事業に対する税制特例措置


- 17 -

バイオマス、バイオガス、太陽光、非生物性廃棄物、水力（30 MW 以下）等の再

生可能エネルギー資源を用いた発電事業（または蒸気/熱供給）を実施する企業に対し、

次の特例措置を取る。 ① 先進的事例に対する 10 年間にわたる所得税の免除：未回収の投資資金と先進的

と定義される期間（先進期間）における累積負債を、先進期間後の所得から減額

することが可能となる。または、 ② 一定の投資活動（承認されたプロジェクトに関係する工場建設、プラント、機械、

設備等の購入等）における 5 年間の投資活動における投資額の 100%減免：対象

期間の各年において課税対象所得から減額が可能。減額未消化がある場合は、消

化が完了するまで先送りが可能。

(2) FIT 制度 FIT 制度は、上記のとおり 2011 年の再生エネルギー法で導入され、2012 年 1 月からス

タートしている。制度的には、ドイツ等の先行事例に倣うものとなっており、配電事業者（Distribution

Licensees）に、FIT 免許取得者（Feed-in Approval Holders）が発電した再生可能エネルギー

による電力を一定期間購入することを義務付けるものである。この期間は発電方法により

異なり、バイオマス、バイオガスの場合は 16 年、小水力と太陽光（PV）の場合は 21 年となっている。買取価格は FIT Rate として政府が定める。また、FIT 免許取得者は、SEDA が発行する証明書の受領者のことを指す。

2017 年 1 月 1 日時点の太陽光買取り価格は表 2-8 の通り。

表 2-8 太陽光買取価格（2017 年 1 月 1 日時点） Description of Qualifying Renewable Energy Installation FiT Rates

(RM per kWh) (a) Basic FiT rates having installed capacity of : (i) up to and including 4kW 0.7424

(ii) above 4kW and up to and including 24kW 0.7243 (iii) above 24kW and up to and including 72kW 0.5218 (b) Bonus FiT rates having the following criteria (one or more) :

(i) use as installation in buildings or building structures +0.1395 (ii) use as building materials +0.1060 (iii) use of locally manufactured or assembled solar PV modules +0.0500 (iv) use of locally manufactured or assembled solar inverters +0.0500

（出典：Sustainable Energy Development Authority Malaysia Website）

(3) NEM (Net Energy Metering)制度

NEM とは、簡単には、太陽光発電を設置し逆潮流させた電力量分を、電力会社から購入

した電力量から差し引く、という方式である。（図 2-6）「マ」国では 2016 年 11 月 1 日から 2020 年まで、半島マレーシアとサバ州を対象に年間


- 18 -

100MW を上限として合計 500MW の NEM 方式の容量を設定している。NEM 制度は FIT 制

度を補足し、第 11 次マレーシア計画に示された再エネ導入を後押しする制度である。

図 2-6 NEM 方式のコンセプト

2.3.3. 温室効果ガス削減目標気候変動枠組条約第 21 回締約国会議（COP21）に先立ち、「マ」国が 2015 年 11 月 27日に国連気候変動枠組条約事務局に提出（2016 年 1 月 18 日に更新）した約束草案（INDC：Intended Nationally Determined Contributions）において、「マ」国は以下の温室効果ガ

ス削減目標を掲げている。 GDP 当たりの温室効果ガス排出量を 2030 年までに 2005 年比で 45%削減する 45%の内、35%は無条件での削減、10%は先進国からの気候ファイナンス、技術移

転、キャパシティビルディングを受けることを条件とした削減目標 2.3.4. 本事業のエネルギー政策上の位置づけ本事業は、EMS(Energy Management System)という新技術の導入により既設ディーゼル発

電の運転効率化を図ることで化石燃料消費削減に貢献するほか、一層の再生可能エネルギ

ー導入をはかるものであり、「マ」国のエネルギー政策や目標値達成のために不可欠の技術

と言える。 2.4. 環境にかかる法令


- 19 -

2.4.1. 環境配慮の手続き (1) 環境関連法令

「マ」国における環境関連法令を表 2-9 に示す。

表 2-9 環境関連法令 No. Law and Regulation Year

1 Environmental Quality Act 1974; amendment 1985

2 Environmental Quality (Licensing0) Regulations 1977

3 Environmental Quality (Clean Air) Regulations 1978: amendment 2000

4 Environmental Quality (Compound of Offences) Rules 1978

5 Environmental Quality (Sewage Effluents) Regulations 2009

6 Environmental Quality (Industrial Effluents) Regulations 2009

7 Environmental Quality (Motor Vehicle Noise) Regulations 1987

8 Environmental Quality (Prescribed Activities) (Environmental Impact

Assessment) Order

1987; amendment 1995

9 Environmental Quality (Scheduled Waste) Regulations 2005

10 Environmental Quality (Control of Emission from Diesel Engines) Regulations 1995

11 Environmental Quality (Control of Emission from Petrol Engines) Regulations 1995

12 Environmental Quality (Compounding of Offences) (Open Burning) Rules 2000

13 Factories and Machinery (Noise Exposure) Regulations 1989

14 Factories and Machinery (Safety, Health and Welfare) Regulations 1970

15 Guidelines for Prevention and Control of Soil Erosion and Siltation Malaysia 1996

16 Urban Stormwater Management Manual 2000

(2) 関係機関

環境問題は、レベルに応じて、中央政府、州、及び地方自治体が対処している。天然資

源環境省（MONRE）は 2004 年に設立された。そのうち、環境局（DOE）は、環境問題、

環境影響評価（EIA）及び環境管理計画（EMP）の主導的な機関であり、灌漑・排水局（DID）

は、建設作業における土壌侵食や堆積物制御に関する承認を与える重要な役割を担ってい

る。 (3) 環境影響評価制度「マ」国における環境影響評価制度については、Environmental Quality Act (1974) に定め

られており、EIA が必要な開発事業は本法令の Order (1987) に記載されている。記載の無

い事業については、事業地の適合性を評価するために Preliminary Site Assessment (PAT) を事業計画地の州の DOE に提出する必要がある。

EIA は 2 段階になっており、影響が小さいと予測される事業は Preliminary EIA を、影

響が大きいと予測される事業は Detailed EIA を実施する必要がある。Preliminary EIA は州

政府の DOE に、Detailed EIA は MONRE の DOE に提出する。Preliminary EIA 審査によ


- 20 -

り、Detailed EIA が求められる場合もある。 EIA 承認後、EMP を作成する。 PAT、EIA 及び EMP ともに DOE に登録されている事

業者が実施・作成しなければならない。また、事業が Environmental Quality Act (1974) に沿って実施されているかどうか確認するために、EIA Audit Report を工事中及び供用時に

DOE に登録されている第三者機関によって作成する必要がある。 2.4.2. 電力供給関連 (1) ライセンス制度

電気供給法（1990 年）の下、”Public installation”と”Private installation”の 2 つ

のタイプのライセンス制度が有り、エネルギー委員会により認可されている。 ”Public installation”とは、ライセンスを受けた者以外へ電気を供給するための設備

導入に関するものであり、”Private installation”とは、ライセンスを受けた者が所有す

る土地・建物内において電気を供給・使用するための設備導入に関するものである。それぞれのライセンスの具体例は以下の通り。 Private installation：

① 他者が所有する道路・橋・川・通信線・鉄道と交差する架空電線・地中ケーブル ② 電力系統・電力会社・ライセンス事業者からの電力供給が無い場所での自家用発

電 ③ 建設現場・展示会等における一時的な自家用発電 ④ コジェネレーションのような効率的技術を用いた自家用発電 ⑤ 太陽光発電のような再エネ電源を用いた自家用発電

Public installation： ① TNB, SESB のような電力会社による消費者への電気供給 ② IPP・FIT 認可事業者のような電力会社へ電気を供給・売電するための発電 ③ 太陽光発電のような再エネ電源を用いた自家用発電であり、余剰電力を NEM 方

式によって系統へ売電するもの ④ コジェネレーションのような効率的技術を用いた自家用発電であり、クアラルン

プール国際空港の Gas District Cooling Sdn. Bhd.のような複合施設または特定

エリアに余剰電力を売電するもの ⑤ クアラルンプールの KL セントラルにおいて Malakoff Utilities が運営するような、

電力会社から電気を購入し、複合施設または高層ビルにて電気供給・売電や他の

サービスを提供するもの (2) ライセンス審査の基準電気供給法およびエネルギー規制法（2001 年）に基づくライセンス審査の基準は以下の

通り。 ① 合理的な価格での最適な電気供給とするため、発電・電気供給において競争を促進

すること ② マレーシアの経済発展に寄与するエネルギー供給を促進・奨励すること ③ 全ての電力需要が満たされること


- 21 -

④ 消費者の価格・セキュリティ・供給信頼度およびサービス品質に関する関心を満た

すこと ⑤ プロジェクトの実行可能性とライセンス取得者がライセンス期間において活動を

継続できるようにすること ⑥ エネルギー使用と供給をより効率化すること

(3) ライセンス認可プロセス 5MW 以上の容量の Private installation または Public installation は、エネルギー委員

会のライセンスユニットである Department of Industry Development and Electricity Market Regulation において審査が行われる。認可プロセスのフローを図 2-7 に示す。 2.4.3. 本事業への適用

環境関連については、Order（1987）に記載のある電力事業は、化石燃料による蒸気ター

ビン発電・水力発電・コンバインドサイクル発電・原子力発電であるため、本事業におい

て太陽光・風力発電を建設する場合、EIA は求められないと考えられる。 EMS の設置については、EMS 自身がソフトウェアであり環境配慮の検討に値しないと

判断されるため、環境についての許認可手続きは不要と考えられる。電力供給関連については、自家用ではなく売電用として再エネ電源のみを建設・運用す

る場合は、Public Generating License の認可が必要となる。また再エネ電源に加え、消費者

へ供給するための配電線を建設・運用する場合は、Public Distribution License の認可が必要

となり、大臣の認可が必要となる。


- 22 -

（出典 : ST, Guidelines On Licensing Under Section 9 of the Act）

図 2-7 ライセンス認可プロセス

第 3 章ペルヘンティアン島のエネルギー事情

- 23 -

第3章ペルヘンティアン島のエネルギー事情 3.1. 電力供給の現状 3.1.1. 電力供給体制「ペ」島は、前述の通り、Kecil 島と Besar 島の 2 島から構成されている。TNB は、2003年に Kecil 島にディーゼル発電所を施設し、Kecil 島の Fisherman village 周辺の住民（リゾ

ートホテル以外）に対し電力を供給している。供給面積は、0.1km2 程度で、人口は約 2.4千人である。TNB は、「ペ」島の顧客に対しても半島マレーシアの顧客と同じ料金体系で

電力を販売している。

（出典：http://www.perhentian.com.my/を調査団にて加工）

一方で、Kecil 島のリゾートホテルと Besar 島の需要家は、自らディーゼル発電機を運用

している。なお、Besar 島の需要家は全てリゾートホテルである。TNB によると、現行の

法制度では TNB が電力を供給する際には供給エリア全域で同一の料金体系が適用される。

しかし、リゾートホテルは、事業を目的としていること、またオフシーズンとピークシー

ズンの電力需要が大きく異なり、仮にこれに TNB が電力を供給する場合、設備の稼働効率

が著しく悪くなること、リゾートホテルに適した料金体系が整備されていないこと、など

から TNB はリゾートホテルには電力を供給していない。「マ」国では、5kW 以上の容量を有する発電機を保有・運用する場合には、規制機関で

TNB の供給エリア

Kecil 島

Besar 島


- 24 -

あるエネルギー委員会へ申請する必要がある。2017 年 3 月現在「ペ」島で発電機保有に関

する申請は、以下のとおりである。

表 3-1 ペルヘンティアン島で 2017 年現在申請されている自家発電設備

Name of Applicant Installed Capacity (kW) Date of expiry

1 Coral view island resort Besar 102.00 2/21/2016

2 Perhentian Tuna Bya island resort Besar 208.00 2/28/2018

3 Arwana Perhentian Eco Resort & Beach Chalet Besar 240.00 8/9/2017

4 Perhentian island resort SDN.BHD. Besar 400.00 11/13/2017

5 Flora Bay Chalet Besar 132.00 1/27/2018

6 Fauna Beach Chalet Besar 40.00 2/19/2016

7 Bubu resort Kecil 120.00 4/12/2017 (出典：ST 提供資料を調査団にて加工)

本調査においては、TNB が供給しているエリアと自家発電供給によるリゾートホテルが

混在する Kecil 島に調査の主眼を置くこととする。 3.1.2. 現在の電力使用実態【TNB】

TNBが供給するKecil島の電力系統 (以下Kecil系統) の日負荷曲線を2つ以下に示す。1つは、2016年度で日最大需要が最も大きかった1日の負荷曲線で、もう1つは、日最大需要が最

も小さかった1日の負荷曲線である。

（出典 : TNB提供データを基に調査団作成）

図 3-1 Kecil 系統の日負荷曲線(2016 年) なお、2016年の最大需要は、5月6日午後8時に315kWを記録した。一方で、最も日最大需

要が低かった日は、12月20日となり、この日の最大需要は、午後9時に112kWを記録した。


- 25 -


図 3-2 Kecil 系統の月別発電量 (2014-2016) 「マ」国の東海岸は、例年 10 月末から 2 月末までモンスーンシーズンとなり、「ペ」島

においてもこの時期は、リゾートホテルは閉鎖され、観光客は訪れない。一方で、3 月か

ら 9 月には、世界中から観光客が押し寄せる。TNB が電力を供給する Kecil 系統にはリゾ

ートホテルは含まれないが、島全体の経済が観光業に大きく依存するため、電力需要も 3月から 10 月までが大きくなる。また、Kecil 系統には、工場等の産業用需要はなく、一般

家庭用需要しかほぼないため、照明や空調、炊事機器などの需要が増える 19:00～21:00 に

かけて、最も電気が使われる。なお、平日および休日についても比較したが、電気の使用

状況について、大きな違いは見受けられなかった。【リゾートホテル】本調査では、Kecil 島および Besar 島にある比較的大規模のリゾートホテルに対し、電力

使用状況について聞き取りを実施した。リゾートホテルは、3 月から 8 月までは、自家発

電機を稼働し、１日 21 時間から 24 時間電力を供給する。以下は、Kecil 島で比較的大きな

リゾートホテルの、ピークシーズンのある一週間の日負荷曲線である。なお、このように

記録しているリゾートホテルは、非常に稀で、また午後 11 時から午前 8 時までデータが欠

損しているが、これは、保守員が休息しているためであり、発電は継続している。


- 26 -

（出典 : リゾートホテル提供データを基に調査団作成）

図 3-3 あるリゾートホテルの日負荷曲線 (2016) 日によって多少の変化はあるが、16 時から 19 時ごろにピークがあり、これは日中屋外

で遊泳していた宿泊客が、部屋に戻り空調を使い始めるから、とのことであった。各リゾ

ートホテルは、それぞれ自前の発電機を有しており、共同で保有・運用している例はない。

モンスーンシーズンは、一部の従業員がホテルに残り、ホテルの清掃や保全・改修業務に

従事するが、この際には、別の小型発電機を限られた時間、例えば夜間のみ稼働し電力を

まかなう。【まとめ】 TNB とリゾートホテルへの聞き取り結果をまとめる。

表 3-2 Kecil 系統およびリゾートホテルの電気使用状況

項目 TNB

（Kecil 系統）リゾートホテル

ホテル A ホテル B ホテル C ホテル D 1 Genset

容量 200kW×3 120kW×1

100kW×1 150kW×1 *5kW×1

160kW×1 200kW×2 *50kW×1

175kW×2 *11kW×1

不明×4 基

2 最大需要平均需要

315kW 148kW

63kW 40kW（推定）

N/A 72kW 36kW

N/A

3 人口又は部屋数

2,363 人 38 部屋 98 部屋＋ホール

54 部屋（ 9 部屋は

A/C なし）

92 部屋

4 1 日あた

り燃料消

費量

1,599ℓ（最大） 1,200ℓ（平均）

347ℓ（ピーク

シーズン平

均）

600ℓ（ピーク

シーズン平

均）

300ℓ（ピーク

シーズン平

均）

600ℓ（ピーク

シーズン平

均）注）*は、オフシーズン時用のディーゼル発電機


- 27 -

「ペ」島全体の電力使用の特徴は以下の通りである。 1 日のうち最も電力を使用する時間帯は、夕方(18-20 時頃) 1 年のうち、ピークシーズンとオフシーズン（モンスーンシーズン）の電力使用量の

差が非常に大きい。 TNB が供給する Kecil 系統の 1 年間の電力消費量は、1,303 千 kWh（2016 年）。一方でリゾートホテルは、Kecil 島のみで、TNB の 2.8 倍、Kecil 島と Besar 島の両島

では、5.5 倍の電力を消費していると推定できる。

3.1.3. 需要想定、電源開発計画【TNB】「ペ」島の最大需要の変遷は、以下に示すとおりで有り、年に 1～3%程度増加している。

一方で、このエリアの過去 5 年間の人口増加率は 1.43%と、電力需要の伸びとほぼ合致し

ている。トレンガヌ州政府が今後集合住宅、病院、集中下水処理設備の建設を予定してい

ることを考慮し、本調査では、今後も年に約 2％程度電力需要が伸び続けると仮定する。

304 314 316

393

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Feb-

14

Aug-

14

Feb-

15

Aug-

15

Feb-

16

Aug-

16

Feb-

17

Aug-

17

Feb-

18

Aug-

18

Feb-

19

Aug-

19

Feb-

20

Aug-

20

Feb-

21

Aug-

21

Feb-

22

Aug-

22

Feb-

23

Aug-

23

Feb-

24

Aug-

24

Feb-

25

Aug-

25

Feb-

26

Aug-

26

Feb-

27

(kW) Yearly max demand

3.3%0.6%

2.0%


図 3-4 Kecil 系統の最大需要の推移（2017 年以降は推定）【リゾートホテル】リゾートホテルのオーナーに聞き取りを実施したところ、ホテルの稼働率は非常に高く、

悪くても 85%で概ね 100%の稼働であるとのことで、一部のホテルでは、増築工事を実施

しており、今後も需要は増加すると想定される。また、近年「ペ」島を訪れた観光客は、

以下のように推移しており、こちらを見ても増加傾向であることが分かる。


- 28 -

（出典 :トレンガヌ州政府提供データを基に調査団作成）

図 3-5 「ペ」島を訪れた観光客数の推移 3.1.4. 求められる電力品質【TNB】

電気事業者が求められる電力品質は、エネルギー委員会が発行する配電規程によると、

以下のとおりである。

平常時異常時周波数 50Hz ± 0.5Hz 47Hz ~ 52Hz（短時間）

電圧(中圧)** 11kV ± 0.55kV 11kV ± 1.1kV (*) (低圧) 230V: 216.2V~253V

400V: 376V~440V 左に同じ

*異常時：1 回線以上の配電線が停電している場合 **電圧（中圧）：「マ」国では、6.6kV、11kV、22kV、33kV を使用しているが、「ペ」島で

は 11kV のみ。それぞれ、平常時：基準電圧±5%、異常時：基準電圧±10%と定められて

いる (出典: Distribution Code for Peninsula Malaysia)

また、停電に関しては、エネルギー委員会が発行する業務標準に記載される保障サービスレ

ベル（GSL：Guarantee Service Level）の GSL1 および GSL2 で以下のように設定されており、

未達成の場合は、消費者への還元も規定されている。規定未達成時の罰金 GSL1 1 顧客あたり

の年間停電

回数

Bandaraya Kuala Lumpur and Putrajaya ：

４回以下

その他の地域：５回以下

家庭顧客

月平均料金の1%か10RMの高い方

商用顧客

月平均料金の1%（300RMが上限）


- 29 -

工業顧客

月平均料金の 0.5%（1,000RM が上限） GSL2 停電復旧時

間

事故探査装置で修復可能な微小事

故：3 時間以下中規模・大規模事故（自然災害を除く）中圧ｹｰﾌﾞﾙ系統の事故（融通系統有）：

3 時間以下中圧系統の事故（融通系統なし）：12 時間以下系統部分停電：8 時間以下系統全体停電：18 時間以下

上と同じ ※大規模事故の場合は、ST の調査

結果により罰則を科すか決定

(出典: Performance Standard of Electricity Supply Services of TNB 2016) なお、「ペ」島においても、上記の規程に準じる。【リゾートホテル】上記の電力品質は、電気事業者が準拠すべき標準で有り、自家用発電者であるリゾート

ホテルは、この限りではない。また、現状でも発電機のメンテナンスや運転切替などで日

中恒常的に、数時間停電しているリゾートホテルが複数あること、また宿泊客は、停電に

比較的寛容であることなどから、電力品質に対する要求は、高くないと考えるのが妥当で

ある。 3.2. 発電設備の現状 3.2.1. 設備概況【TNB】

Kecil 系統の電力設備は、図 3-6 に示すような配置になっており、Kecil 島南側の DEG発電所（200kW×3 機、120kW×1 機）と、島北側の太陽光（100kW×1 か所）・風力発電設

備（100kW×2 機）が 11kV 送電線で連系された構成となっている。太陽光・風力発電設備

で発電した電力は一度 11kV に昇圧され、連系線を介して DEG 発電所に送られ、その後発

電所内の変圧器で 415V に降圧される。島内で発電した電力は、415V の低圧配電線を通し

て島内の顧客へ供給される。ただし、風力発電設備は、落雷の影響で 2011 年から稼働を停止している。太陽光発電設

備は、2014 年にインバータおよび一部のパネルが故障したことにより稼働を停止していた

が、2016 年末に修理し、2017 年 4 月現在は試験稼働中で有り、間もなく商業運転を再開す

る。また、バッテリーについても、2014 年以降故障により、稼働を停止している。


- 30 -

(出典：TNBES 提供資料を調査団にて加工)

図 3-6 Kecil 島電力設備概要

【リゾートホテル】前述のとおり、各リゾートホテルは、それぞれ自家用のディーゼル発電機を有し、運転

している。複数のリゾートホテルが発電機を共同運用するような例はない。 3.2.2. ディーゼル発電設備【TNB】 (1) 設備の概要 TNB が所有する DEG 発電機は 4 機あり、1~3 号機が定格出力 200kW、4 号機が定格出力

120kW である。 (2) 運転状況 2017 年 4 月現在、PV は改修済で試験運転中であった。PV の出力は、DEG 発電所でリ

アルタイムに確認できる。PV と DEG 発電機を自動で連携させるシステムはないため、DEG発電所の運転員が、PV の出力状況、需要を随時監視しながら、DEG を運転している。2台以上の発電機を並列して運転する際には、自動で負荷が均等に分担される仕組みとなっ

ている。4 台ある発電機は、メンテナンス面を考慮し、極力均等に稼働するような運転計

画が設定されている。また、1 時間毎の各発電機の出力、電圧、力率、発電電力量、消費

燃料などを記録している。

11kV 連系線

N

DEG 発電所 1km


- 31 -

－発電機の運転記録（手書き）－－ PV の出力状況－図 3-7 発電設備の運転記録

例として以下に、2016 年のピーク需要が最大の日と最小の日の運転記録を示す。

0

50

100

150

200

250

300

350

1 4 7 10 13 16 19 22

(kW)

(時)

DG1DG2DG3

0

50

100

150

200

250

300

350

1 4 7 10 13 16 19 22

(kW)

(時)

DG1DG3

図 3-8 発電設備の運転記録（左：2016 年 5 月 6 日、右：2016 年 12 月 20 日）

例えば、2016 年 5 月 6 日は、DEG3 号機(定格出力:200kW)を 1 日中稼働させ、その他に DEG2号機（定格出力：200kW）を 1 時～8 時まで、DEG1 号機（定格出力:200kW）を 9 時～24時までと交代で稼働させている。一方で、2016 年 12 月 20 日は、DEG1 号機と DEG3 号機

を 1 台ずつ交代で稼働させている。全体的に DEG 発電機の稼働率が低いことが特徴的で、

特に、昼間は負荷が低く定格出力の 40%と低出力運転が続いている。また、2015 年および 2016 年の発電量、燃料消費量を以下に示す。

表 3-3 Kecil 系統の年間燃料消費量年間発電量(A) 年間燃料消費量(B) 効率(B/A) 2015 年ピークシーズン

(3 月～10 月) 851.4 MWh 329.8 kℓ 0.387 ℓ/kWh

オフシーズン 290.9 MWh 108.1 kℓ 0.372 ℓ/kWh 2016 年ピークシーズン

(3 月～10 月) 964.9 MWh 330.2 kℓ 0.342 ℓ/kWh


- 32 -

オフシーズン 338.2 MWh 110.0 kℓ 0.325 ℓ/kWh この効率は、我が国の同規模の島嶼部の実績と比較すると、5～25％程度悪い。これは、

DEG 発電機を低出力で運転する時間が長いことが関係すると想定される。ただし、近年大

幅に効率が改善されていることから、今後はより効率的に運転される可能性がある。 (3) 保守体制 Kecil 島の DEG 発電所の運用・保全は、2014 年から TNB REMACO 社（TNB Repair and maintenance）に委託されている。TNB REMACO 社は、1995 年に設立され、主に発電設備

の保守・保全、修繕、試験・分析、運用を専門に実施する TNB の 100%子会社である。現

在、Kecil 島には、6 名の TNB REMACO の社員が駐在しており、24 時間体制で、DEG 発

電所を運用・保守している。なお、マレーシア東海岸の他の島（レダン島、ティオマン島

など）も、この TNB REMACO が発電所の運用・保全を実施している。発電機に対しては、稼働時間に応じて様々なメンテナンスを実施しているが、5 年に 1

度のメジャーオーバーホール・メンテナンスについては、Kecil 島内に必要な設備がないた

め、発電機をマレー半島まで運んで実施する必要があり、非常に高額となる。

【リゾートホテル】 (1) リゾートホテルの発電設備の概要

あるホテルが有するディーゼル発電機は、ピークシーズン用に定格出力 160kW×1 機、

200kW×2 機、そしてオフシーズン用に定格出力 50kW×1 機であった。他のリゾートホテル

に対しても聞き取り・現地調査を実施したが、規模感、運用状況にほぼ違いはなかった。発電所主な設備状況【あるリゾートの DEG 発電所】

－発電所入り口－－発電所内観 1 －


- 33 -

－発電所内観 2 －修理用具等が雑然と置かれている

― DEG１号機 ―

― DEG2 号機 ― ― DEG3 号機 ―

― DEG4 号機 ― ― オフシーズン用 DEG ―

（出典：調査団にて撮影）

図 3-9 あるリゾートホテルの DEG 発電設備 (2) 運転状況・保守体制比較的大きな容量の発電機を有する 4 つのリゾートホテルに、DEG 発電機の運用状況に

ついて聞き取りを実施した。全てのホテルに共通して言えることは、複数の発電機を有し

ているが、これを並列で運転することはなく、必ず単機運転を実施している。これは、故


- 34 -

障に備えてバックアップを用意する必要があるためである。保守については、ホテルによ

って異なるが、あるホテルは、発電機をレンタルし、そのメンテナンスも外注している。

一方で、多くのホテルは、自らの DEG 発電機を保有し、自らの従業員が運転および簡易

な補修を実施し、メジャーメンテナンスについては、外注するという形をとっている。

表 3-4 リゾートホテルのディーゼル発電機運用状況ホテル A ホテル B ホテル C ホテル D 発電機 100kW×1

150kW×1 *5kW×1

160kW×1 200kW×2 *50kW×1

175kW×2 *11kW×1

不明×4 基

所有者レンタルホテル所有ホテル所有ホテル所有メンテナンス

体制管理者 1 名ﾒﾝﾃﾅﾝｽは外注

従業員 1 名日常的なﾒﾝﾃﾅﾝｽ

以外は外注

従業員 2 名ﾒﾝﾃﾅﾝｽは外注 (ﾎﾃﾙ内の電気機

器の保守も兼務)

従業員 4 名ﾒﾝﾃﾅﾝｽは外注

ピーク時間 18-20 時頃 18-20 時頃 14-17 時頃，22 時

以降不明

（出典：聞き取り結果を基に調査団にて作成）

3.2.3. 再生可能エネルギー電源設備【TNB】 (1) 設備概要

Kecil 島では、2007 年 11 月 6 日に太陽光発電設備、風力発電設備、バッテリーで構成さ

れた太陽光風力ハイブリッドシステム（SWHS: Solar Wind Hybrid System）の運転を開始し

た。風力発電設備の導入は、2007 年当時「マ」国初の取組みであった。TNB によると、そ

の導入目的は、主に・効率的な発電の実現・ディーゼル焚き減らしによる、化石燃料からの汚染物質発生の低減・再生可能エネルギー設備の導入可能性の追求・観光客誘致による地域コミュニティーの収入増加

である。

表 3-5 SWHS プロジェクトの概要総事業費 12.6 百万 RM（3.6 億円）

※ KeTTHA、トレンガヌ州政府、TNB がそれぞれ 1/3 ずつ負担

した竣工 2007 年 11 月導入機器太陽光パネル 100kWp

風力発電機 100kW×2 機


- 35 -

バッテリー 480kWh 鉛蓄電池 DEG 120kW インバータ（PV 用） 125kW インバータ（BT 用） 90kW

（出典：TNB 提供資料および現地調査を反映）

－太陽光パネル＋風力発電機外観１－

風力は 2017 年現在稼働していない。－太陽光パネル＋風力発電機外観 2－

－昇圧用変圧器と立ち上がり線－

－連系線－ 11kV で発電所まで送電


- 36 -

― 太陽光パネル ― ― PCS ―

― 太陽光の出力状況 ― ― 積み上げられた故障パネル ―

（出典：調査団にて撮影）

図 3-10 Kecil 系統の太陽光・風力ハイブリッドシステムの様子

(1) システム・コンセプト太陽光・風力ハイブリッドシステムの基本構想は、再生可能エネルギー電源およびバッ

テリーを基幹電源とし、電力が不足した場合のみディーゼル発電機を補完電源として使用

する、という考えである。本システムでは、PV の出力、風力発電設備の出力、およびバッテリーの入出力をモニ

タリングし調整している。例えば、負荷需要に対し、PV・風力のみで供給している場合に、

天候変化によりその出力が低下した場合には、バッテリーの出力で補填することになる。

また、本システムは、DEG 発電機とは、直接は連携していない。

(2) 運転状況 2017 年現在、風力発電設備およびバッテリーは、稼働を停止している。TNBES による

と、風車については、米国製で、4m/s 程度の風速でも稼働する風力発電設備であった。稼

働時の風況の実績としては、3～15m/s であった。2011 年に落雷により故障し稼働を停止し

た。風車メーカーは、より効率の良い大容量機器へ製品ラインナップを変え、当該機の交

換部品の製造を停止したために、故障したまま放置されている。ただし、2017 年に TNBESは、当地の風況調査等を実施し、当該風車の今後の方向性を検討する予定である。

バッテリーは、鉛蓄電池 120 x LM 2000 cells, 容量 480 kWh である。バッテリーおよび

これに接続されるインバータも 2011 年に故障し、現在も稼働を停止している。


- 37 -

また、PV については、2014 年にインバータが故障したことにより稼働を停止した。2016年にインバータおよび一部の太陽光パネルを交換し、2017 年４月現在は試験運転中で、

TNB によると間もなく商用運転を再開するとのことであった。なお、PV の出力制限は、

実施していないとのことであった。なお、「ペ」島の再エネ設備については、TNBES が管理・運用しているが、TNBES 職員

は島には駐在しておらず、必要に応じて半島マレーシアから出張する体制となっている。 3.2.4. 配電設備【TNB】 (1) 設備概要

低圧配電線

各需要家には、発電所から低圧で配電電力用計量器

雑貨店に設置されていたデジタルメータ（出典 : 調査団にて作成）

図 3-11 Kecil 系統の配電設備 (2) 運用状況・保守体制

TNB の従業員が 3 名、Kecil 島に駐在し、配電設備の新設や取替を実施している。ただ

し、設備の点検等の予防保全は実施していない様子である。 3.2.5. 通信設備

「ペ」島の公衆携帯網サービスは、GMS（2G）回線を提供している。「ペ」島とマレー半

島の間の電力用通信についても GMS 回線を利用している一方で、「ペ」島の DEG 発電所

と再生可能エネルギー電源設備の間には、光回線が施設されており、DEG 発電所内で、再

エネ電源の発電情報が随時確認できる。

3.2.6. ディマンドレスポンスの導入可能性

PV の急激な出力低下などに起因し電力供給が逼迫する際に需要家の消費を抑制する技


- 38 -

術としてディマンドレスポンス（Demand Response: DR）がある。「ペ」島は、観光業と漁業を主たる産業として形成された島嶼であり、大口需要家とし

てリゾートホテルが挙げられるが、すべて自家発電を行っていることから、DR の対象と

ならないことがわかった。その他の大口需要家はモスクや警察署などであるが、施設の優

先度から DR は適さないものと考えられる。また、一般の不特定多数の小口需要家を対象

に DR を検討するには、スマートメータや通信設備の増強が必要となり費用対効果が小さ

く正当化は難しい。

3.3. ペルヘンティアン島の電力供給の技術的・財務的課題 (1) 技術的課題 ○ 再生可能エネルギー電源設備のメンテナンス体制が不十分「ペ」島には、前述のとおり、KeTTHA、州政府、TNB の 3 者の出資の元で、太陽光

風力ハイブリッドシステムが 2007 年に施設された。しかし、風力発電設備は、施設後 4 年で故障し現在も稼働停止中バッテリー設備は、施設後 7 年で故障し現在も稼働停止中再エネ電源のモニタリングシステムも故障し、現在も稼働停止中 PV も 2014 年に故障し、2 年間稼働を停止していた。

という状況で有り、十分に活用しているとは言いがたい。これは、メンテナンス体制が不

十分であることに起因しているものと考えられる。 ○ さらなる再生可能エネルギー電源設備を導入した場合、系統運用が非常に困難になる

「マ」国は、排出温室効果ガスを 2030 年までに 2005 年比の 45%削減することを目標

として掲げているため、より一層の化石燃料の焚き減らしが必要であり、そのためには PV等の再生可能エネルギー電源のさらなる活用が期待される。現在、「ペ」島には、再生可能

エネルギー電源として、100kW の PV が施設され稼働している。DEG 発電機と PV を並

列して運転する場合には、一般的に以下の点に留意する必要がある。 DEG 発電機の出力を極力高い状態を維持する。これは、DEG 発電機の出力が低いと

多くの燃料を消費すること、また定格出力の約 50%以下の時間が長く続くと、不完全

燃焼によりエンジン内部に未燃カーボンが付着し、効率の低下、設備破損を招くこと

に依る。 PV の発電分を瞬時に補完できるように、DEG 発電機の稼働台数を制御する必要があ

る。PV の出力は、天気の変化により、急峻に変動するため、PV の出力が急に失われ

たとしても、DEG 発電機は、一定の稼働率（50%以上が望ましい）を維持し続ける必

要がある。これらを加味して、現状の 100kW の太陽光が稼働した場合の DEG 発電機の運転をシミュ

レーションしてみると、以下の通りになる。なお、現状の DEG 発電機の運転ルールとお

り、需要が DEG 発電機の定格容量の 90%を超えた場合に、より大容量の DEG 発電機へ

の切り替え、もしくは発電機の追加を行うものとした。


- 39 -

図 3-12 Kecil 系統で需要最大日に PV100kW（既設）が入った場合のシミュレーション

図 3-13 Kecil 系統でピーク需要最小日に PV100kW が入った場合のシミュレーション

[図の見方] DEG Capacity（灰色の線）は、発電機の最大出力、40% of DEG capacity（黄色の線)は発電機の最小出力を示す。本来は定格出力の 50%が望ましいが、現状の発電機のライン

ナップでは、40%程度の運転が避けられないことから、下限を 40%と仮定した。Demand（青い線）は、電力需要、Demand-PV（茶色い線）は、電力需要から PV のフル出力分を

差し引いた容量を示す。PV の出力は、天気により大きく変動するため、予測が難しい。

そのため、DEG 発電機は、PV がフル発電しても、もしくはゼロ発電であったとしても、

適正な稼働率内に収まるように、発電機を選定・運転する必要がある。よって、Demand（青い線）と Demand-PV（茶色い線）の両方が、DEG Capacity（灰色の線）と 40% of DEG capacity（黄色の線)の間に収まっていれば、適正に DEG は運転できる。

上図を見ると、ピークシーズンの需要が最大の日については、現状の PV100kW がフル


- 40 -

発電したとしても、DEG 発電機を比較的適正に運転することが可能である。一方で、オフ

シーズンのピーク需要が最小の日に PV がフル発電した場合、需要以上に発電するタイミ

ングが発生し、DEG 発電機を適正に運転することが難しい。この場合、PV の出力を制限

するか、もしくはバッテリーに余剰な電力を蓄電する必要がある。上記のシミュレーションに関しては、オフシーズン、つまりモンスーンシーズンで問題

が発生することを示したが、モンスーンシーズンは、概して天気が悪く、PV がフル発電

する機会はさほど大きくないと考えられる。今後、さらに温室効果ガスを削減するために、PV をさらに導入した場合には、上図の

Demand（青い線）と Demand-PV（茶色い線）で囲まれる領域の幅が大きくなるため、

これを常に包含するように、DEG 発電機を人手で最適に選択・運転することは現実的には

難しくなる。この場合は、・PV の出力制限（例えば、モンスーンシーズンは、PV を稼働しない、など）・PV の出力予想システムの導入・バッテリーの導入・コンピュータシステム（EMS 等）を用いた最適な DEG・PV・バッテリーの自動運転・需要の拡大

を検討する必要がある。 ○ リゾートホテルの発電効率が悪く、大量の化石燃料が消費されている前述のとおり、「ペ」島では、TNB の DEG 発電所から供給されている電力量の約 5.5倍もの電力が分散するリゾートホテルで、発電・消費されている。聞き取りによると、各

リゾートホテルの燃料消費効率は、0.36ℓ/kWh 程度となっており、TNB の燃料消費効率よ

り悪い。「ペ」島のリゾートホテル全体では、ピークシーズンの 8 ヶ月で、約 2,640kℓ の

ディーゼル燃料が消費されており、CO2 排出原単位（A 重油の場合、2.71t-CO2/kℓ）で換

算すると、約 6,900t もの CO2 を排出していることとなる。 (2) 財務的課題 ○ TNB の「ペ」島における事業収支は悪い。 TNB は、半島マレーシアにおいては、0.24RM/kWh（約 6.2 円/kWh）で発電し、平均

0.37RM/kWh（約 9.6 円/kWh）で販売している。一方で、「ペ」島においては、2.91RM/kWh（75.7 円/kWh）で発電し、平均 0.18RM/kWh（約 4.8 円/kWh）で販売しており、恒常的

に赤字を生み出している。特に、O&M 費用が非常に高く、これは保守要員が多いことや、

メジャー・オーバーホールメンテナンスなど一部のメンテナンスのために、発電機器をマ

レー半島まで輸送しているためと想定できる。一方で、リゾートホテルは TNB ほど綿密

な O&M を実施していないものの、1.0～1.3RM/kWh（約 26 円～34 円/kWh）と、TNBの販売電力価格よりも高いコストで発電している。


- 41 -

表 3-6 Kecil 系統およびリゾートホテルの電力状況

項目 TNB

（Kecil 系統）リゾートホテル

ホテル A ホテル B ホテル C ホテル D 1 Genset

容量 200kW×3 120kW×1

100kW×1 150kW×1 *5kW×1

160kW×1 200kW×2 *50kW×1

175kW×2 *11kW×1

不明×4 基

2 Unit generation cost

2.91RM/kWh Fuel: 0.77RM/kWh O&M: 2.14RM/kWh


N/A


N/A

3 Manpower for O&M of Gensets

6 person (TNB REMACO)

1 person 1 person 2 person 4 persons

注）*は、オフシーズン時用のディーゼル発電機

第 4 章システムの提案

- 42 -

第4章システムの提案 4.1. システムのコンセプト設計 4.1.1. システム全体概要

第 3 章に記した技術的・財務的な課題を解決するために、分散型エネルギーシステムを

提案する。このシステムは、前提として一定の電力品質（周波数、電圧および供給信頼度）

を確保した上で、「ペ」島から排出される温室効果ガスを削減するために、 Kecil 島に PV を可能な限り導入し、 PV の出力予測システムを活用しながら既存 DEG ユニットの効率運転（負荷 40%以上

の運転を維持する）を、エネルギー管理システム（EMS）を通して自動で行い、 PV を可能な限り有効活用する

ことを実現する機能を有するものとする。なお、PV の有効活用のために、蓄電池を導入

する場合には、EMS から蓄電池の充放電制御を実施するものとする。このとき、EMS は、

経済的な観点で最適な電源運転を実現するものとする。

Kecil島

dEMS

図 4-1 システム概念図

4.1.2. エネルギー管理システム（EMS）の機能 Kecil 系統の DEG 発電所に対して、その出力および並解列をコントロールしながら、必

要に応じて蓄電池や PV の抑制等の制御を用いて総合的な経済性運転を可能とするシステ

ムとする。・DEG 発電機に対して、その出力および並解列を制御する機能・蓄電池の充放電を制御する機能・PV の抑制・抑制解除を制御する機能・PV の発電出力を簡易に予測する機能（全天カメラ等によるもの）・需要を簡易に作成する機能（前日・前週実績等によるもの）


- 43 -

・上記の制御・情報を総合的に判断し、経済的な運転を計画・運用する機能・日本から現地の情報を遠隔監視するための機能 4.1.3. 蓄電池システムの機能

蓄電池の種類には以下のタイプがある。本事業では、・価格が低いこと・「マ」国の中で処理方法が確立されていること・「ペ」島では、周波数変動に対する要求が厳しくなく、電池の応答速度が求められな

いなどを考慮して、鉛蓄電池を推奨する。

表 4-1 大型蓄電池システムの性能

4.1.4. 再生可能エネルギー電源設備の機能今後も「ペ」島の電力需要が伸び続け、排出される温室効果ガスも増えることが予想さ

れるが、KeTTHA として、「ペ」島で今以上に DEG を焚き続けることは、あり得ないと

考えている。本調査では、さらなる再生可能エネルギー電源設備の導入に対し KeTTHA側のニーズがあることを確認している。

前述のとおり、「ペ」島では 2007 年に PV と風力発電設備が設置されたが、風力発電設

備については、2011 年以降稼働していない。これは、離島の環境で風力発電設備という大

型機器を維持し続けることが難しいこと、また「ペ」島の風況が期待したほどではないこ

とに起因すると考えられる。TNBES は、2017 年度に再度風況調査を実施し、風力発電の

今後の方向性を検討することになっているため、本調査では、風力発電設備の設置につい

ては検討しない。また、「ペ」島には河川がないこと、面積が限られていることから、水力

発電やバイオマス発電は適当でなく、本調査では、再生可能エネルギー電源としては、PVのみを検討する。 Kecil 島は、島全体が樹木に覆われており、また起伏が激しく、PV 設置に適した平地は


- 44 -

少ない。PV 設置の可能性がある箇所を現地で調査したところ、2 箇所にそれぞれ 200kW程度の PV 設置可能なスペースを発見した。なお、州政府に聞き取りを実施したところ、

島の土地は基本的には州政府の資産であり、仮に PV を設置する場合には、州政府から賃

借することになる、とのことであった。

1

（出典：調査団にて作成)

図 4-2 システム概念図 Kecil 島で上記の箇所以外に PV を設置しようとすると、森林を大幅に切り開く必要がある

ため、経済性および環境性の観点から適切でないと考えられる。 4.2. システム導入後のトレーニング 4.2.1. トレーニングの意義

運用ノウハウや保守メンテナンスの必要性を理解し、正しく使用することで、設備をよ

り長く安全に使用することができ、また、軽微なトラブルであれば対応が可能となる。一般に再エネ電源設備については、導入コストにのみ注意が払われ、その後のメンテナ

ンスについては、資金調達の面も含めておざなりになるケースが多い。上述のとおり、2007年に「ペ」島に導入された SWHS においては、2017 年現在 PV 以外の設備は故障により稼

働を停止しており、これも技術力や知識不足により、メンテナンスが十分でなかったこと

に起因すると考えられる。多大な資金を投入して施設した設備を十分に活用するためにも、

運用や保守メンテナンスに係るトレーニングは必要不可欠である。 4.2.2. システムの保守・運用への提案

設備毎にチェックリスト（音・振動・熱・においなど）を作成し、日常的・定期的な巡

視・点検や部品（消耗品）の交換を心掛けることで、ハードウェアや通信の異常に起因す


- 45 -

る事故の未然防止や影響範囲の拡大を抑制する効果が期待できる。また、運用マニュアル

を整備することにより、現地オペレータの運用能力の向上・作業レベルの統一化が図られ、

現在の運転よりもより効率的な運転が可能になる。我が国において、PV や風力発電等の再エネ電源設備の普及が促進したのは、2012 年の

固定価格買取制度の施行以降であり、特に PV については、ほとんどの設備がまだ施設後

5 年を経過していない。しかし、一方で大規模な設備を保有する電力各社は、24 時間の遠

隔運用監視、定期的な巡視・点検や設備取替等、きめの細かい保全を実施しており、メー

カーが想定する製品寿命程度の運用は、十分に期待できる。以下に、我が国で実施してい

る PV の保守メンテナンスの様子を例としてあげる。「マ」国においても、継続的な再エネ

電源設備の使用を促進するために、現地作業員の能力向上により日本式の運用・保守メン

テナンスを実施することが好ましい。

遠隔監視運用システムにて 24 時間体制で設

備異常の有無を監視定期的な巡視や点検により、不具合箇所の早

期把握を実施

赤外線温度測定により不具合箇所を特定（出典：東京電設サービス(株)のホームページ)

図 4-3 我が国における太陽光発電設備の運用・保全の様子

4.2.3. トラブル発生時の対策

PV やバッテリー等の電力機器については、現地のサポート体制が必要である。一方で、

EMS については、日本より現地の情報を遠隔監視することを推奨する。トラブルが発生し

た場合は現地にて迅速な現状把握・初期対応をし、故障被害の影響を縮小化することがで

きる。


- 46 -

EMS では GUI（Graphical User Interface）などにより設備の故障状況等を把握することが

できるが、設備故障などのトラブル対応は系統条件等を考慮する必要があることから現状

維持が基本となり、最終的な対応は、現地状況を確認した上での既存システムへの移行は

人系で判断する必要がある。トラブル発生時の緊急実施体制の整備、日頃から定期的な技

術員のトレーニングにより、いち早く異常箇所の特定ができ、迅速な一次対応が可能とな

ることで、トラブルの影響を最小に留めることが可能となる。

第 5 章効果の推定

- 47 -

第5章効果の推定 5.1. 燃料費の削減効果 5.1.1. ベースケースとの比較 (1) 燃料削減の定義 Kecil 島において TNB 所有の PV100kW が稼働している状況をベースケースとし、ベー

スケースとの燃料消費量の比較を燃料削減と定義づける。 (2) ベースケースにおける燃料消費量以下にてベースケースにおける燃料消費量を確認した。TNB では 2014 年以降発電機出

力データを記録しているが、2014 年以降は PV が停止していたため出力データが無いこと

から、過去の経済産業省「平成２７年度エネルギー需給緩和型インフラ・システム普及等

促進事業（大洋州島嶼国：小規模電力グリッドモデル構築調査事業）」の調査結果を参考に

PV100kW の場合の一日の発電量を 400kWh とした。それを用いた 2016 年の最大需要日

（2016 年 5 月 6 日）における DEG および PV の出力を図 5-1 に示す。DEG 最低出力限度

を 40%とし、単機容量 200kW を超える需要の時間帯では PV 出力の急減に備えて DEG を

2 台運転することとした結果、PV 出力抑制を実施することなく、一日の PV 発電量は

400kWh となった。また、2016 年のピーク需要平均値 213.8kW における DEG および PV の出力を予測した結

果を図 5-2 に示す。この場合も PV 出力抑制を実施することなく、一日の PV 発電量は

400kWh となった。それぞれの結果から年間の燃料消費量を算出した結果を表 5-1 に示す。年間の PV 発電

量については、モンスーン時期を除いた 3～10 月の 8 か月間のみ PV が稼働するものとし

て試算した。PV 稼働時の年間燃料消費量は 406,290ℓ となり、PV100kW による削減効果は

33,039ℓ となった。2.20RM/ℓ で換算すると 72,686RM の削減効果となる。


- 48 -

図 5-1 最大需要日における DEG および PV の出力（PV 既設 100kW）

図 5-2 平均需要日における DEG および PV の出力（PV 既設 100kW）

表 5-1 ベースケースの年間燃料消費量

FY 2016 PV 非稼働での年間 DEG 発電量 1,303,125kWh PV 非稼働での年間燃料消費量 439,329ℓ

年間 PV 発電量 98,000kWh PV 稼働時の年間 DEG 発電量 1,205,125kWh PV 稼働時の年間燃料消費量 406,290ℓ


- 49 -

(3) PV200kW 新設による燃料削減効果ベースケースの PV100kW に加え、PV200kW を新設した場合の燃料消費量を比較する。

最大需要日、平均需要日ともに、既設 100kW の PV は出力抑制を回避する条件とし、シミ

ュレーションを実施すると、出力抑制することなく発電する結果となった。一方、新設

200kW の PV については、最大需要日の 10～16 時の間および平均需要日の 8～16 時の間で

出力抑制する結果となった。この結果から年間の燃料消費量を算出した結果を表 5-2 に示

す。ここでは、2016 年の日別の需要実績から最大需要日と同等な日を 59 日、平均需要日

と同等な日を 186 日として計算した。PV 稼働時の年間燃料消費量は 381,040ℓ となり、PV新設 200kW による削減効果は 25,250ℓ となった。2.20RM/ℓ で換算すると 55,550RM の削減

効果となる。

表 5-2 PV200kW 新設時の年間燃料消費量 FY 2016

年間 PV（既設 100kW）発電量 98,000kWh 年間 PV（新設 200kW）発電量 74,895kWh PV 稼働時の年間 DEG 発電量 1,130,230kWh PV 稼働時の年間燃料消費量 381,040ℓ

5.1.2. ケーススタディ (1) 各ケースの前提条件ベースケースと比較するための検討ケースの前提条件を表 5-3 に示す。

表 5-3 検討ケースベース

ケース CASE 1 CASE 2 CASE 3 CASE 4 CASE 5

供給先住民のみ住民のみ住民のみ住民のみ住民、リゾー

トホテル

住民、リゾー

トホテル

既設 PV 容量 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW

新設 PV 容量無し 200kW 200kW 200kW 200kW 400kW

制御ｼｽﾃﾑ無し無し EMS EMS EMS EMS

蓄電池無し無し無し 100kW

1,000kWh*1

50kW

500kWh*1

100kW

1,000kWh*1

*1: 蓄電池の実効容量は 80%を乗じた容量とした。

Case 1: ベースケースに PV200kW を新設するケース（制御システムは導入せず手動でコン

トロールする） Case 2: ベースケースに PV200kW を新設し、制御システムとして EMS を用いるケース Case 3: Case 2 に加えて蓄電池(100kW, 1,000kWh)を導入するケース Case 4: Case 2 に加えて蓄電池(50kW, 500kWh)を導入し、リゾートホテル 1 か所（ピーク需


- 50 -

要 137kW）への供給も実施するケース Case 5: PV400kW の新設、EMS および 100kW の蓄電池を導入し、リゾートホテル 1 か所（ピ

ーク需要 137kW）への供給も実施するケース (2) 比較検討結果以下にベースケースと各ケースとの比較検討結果を示す。燃料削減効果の比較に加え、

初期費用に対する 10 年間の燃料削減効果についても比較を行った。なお、10 年間の効果

算出に当たっては需要の伸びを年間 2%とし、新設 PV の 10 年間の発電量を試算した。こ

こで、CASE3 のみ需要の伸びに伴い新設 PV の発電量が増加していないが、この理由は現

状の需要において新設 PV の発電容量いっぱいまで発電する試算結果となっている（詳細

は下記考察参照）ためである。

表 5-4 比較検討結果

ベース

ケース CASE 1 CASE 2 CASE 3 CASE 4 CASE 5

供給先住民のみ住民のみ住民のみ住民のみ住民、リゾー

トホテル

住民、リゾー

トホテル





1,000kWh

50kW

500kWh

100kW

1,000kWh

新設 PV

年間発電量 - 74,895kWh 92,258kWh 195,989kWh 179,163kWh 302,410kWh

年間燃料

削減量基準 25,250ℓ 31,104ℓ 66,075ℓ 60,402ℓ 101,953ℓ

年間燃料費

削減額*2 基準

55,550RM

1.44 百万円

68,429RM

1.78 百万円

145,364RM

3.78 百万円

132,885RM

3.46 百万円

224,297RM

5.83 百万円

10 年間の新設

PV 発電量 -

1,011,729

kWh

1,185,359

kWh

1,959,890

kWh

1,825,278

kWh

3,286,879

kWh

10 年間の燃料

費削減額(V) 基準 19.5 百万円 22.9 百万円 37.8 百万円 35.2 百万円 63.4 百万円

初期費用 (C) - 53.6 百万円 75.3 百万円 120.3 百万円 97.8 百万円 165.6 百万円

費用対効果

(V/C) - 0.36 0.30 0.31 0.36 0.38

*2: 1RM = 26JPY にて換算。

＜各ケース検討結果への考察＞ - Case 1: 5.1.1.(3)項で述べた通り、新設 PV200kW の出力は抑制されるため年間発電量・

年間燃料費削減額が少ない。


- 51 -

- Case 2: EMS の導入により PV 出力予測が可能となり、PV 出力の急減に備えた DEG2台運転が不要になること、自動で PV の出力抑制を制御し DEG を最も経済的な出力で

運用できることで年間 17,363kWh, 340 千円の効果が生まれる。一方、今回のケースで

は EMS の効果が限定的であるため、ケースの費用対効果は小さくなった。 - Case 3: 蓄電池の導入により、PV の余剰発電分を蓄電し、それにより夜間の需要を賄

うことができるため、PV は抑制無く発電でき、年間発電量・年間燃料費削減額が多く

なる。一方、蓄電池の導入コストが高く、Case2 に対して費用対効果の改善は小さい。 - Case 4: 供給先にリゾートホテルを加え、蓄電池の容量を小さくすることで、初期費用

を抑えた上で PV 余剰発電分の蓄電しきれない分はリゾートホテルへ供給でき、効果は

改善した。ただし、リゾートホテルへの供給においては、DEG の最低出力による抑制

が生じるため効果は限定的となった。 - Case 5: 新設 PV の容量が 400kW、蓄電池容量が 1,000kWh になることで、PV 年間発電

量・年間燃料費削減額は最大となる。また現在の需要に対して発電容量に余裕がある

ため今後の需要の伸びに応じて効果が増加し、費用対効果は 0.38 まで増加した。

以下、最も効果が大きい CASE 5 について、効果算出結果の詳細を説明する。CASE 5 は、

EMS により TNB の DEG および PV・蓄電池をコントロールし経済性運転を行うとともに、

PV 余剰発電分はリゾートホテルへ供給することで燃料費削減を実現するものである。 TNB から住民への供給に関しては、最大需要日、平均需要日において、新設の PV400kWの余剰発電分を蓄電池に蓄電し、夜間の高需要時に蓄電池から供給を行う。平均需要日

においては、15～17 時の間は余剰発電分が蓄電池の蓄電容量を超えるため、その分をリゾ

ートホテルに供給することができる。この結果から新設の PV400kW の年間発電量（蓄電

池出力を含む）は表 5-4 の通り 302,410kWh となる。 5.2. O&M 費用削減効果

上記 CASE 5 において、最大需要日においては、図 5-3 に示す通り、DEG1 の運転時間

を 8 時間、DEG2 の運転時間を 2 時間削減している。年間で最大需要日と同等な日は 59日あり、DEG をローテーションしているとすると、DEG１機あたりの年間の運転時間削

減は、(8+2)時間 ÷3 ×59 日 = 197 時間となる。

図 5-3 CASE 5 における DEG 運転時間の削減


- 52 -

一方、TNB の DEG の運転時間と点検内容および費用の関係については、情報が得られ

ていないため、過去の経済産業省「平成２７年度エネルギー需給緩和型インフラ・システ

ム普及等促進事業（大洋州島嶼国：小規模電力グリッドモデル構築調査事業）」の調査結果

および我が国島嶼部での点検実績を基に表 5-5 の通り推定した。

表 5-5 TNB の DEG 点検内容と費用（推定） No. メンテナンス内容インターバル費用

1 - オイル・冷却水（クーラント）交換 - フィルター類の交換 - 発電機目視 - エアーフィルターの交換

500 時間 1,340 千円

2 - ラジエーター用のプーリーファンベ

ルトの交換 - 燃料噴射弁のメンテナンス - 排気弁・吸気弁タペットの確認 - 燃料噴射ポンプ・冷却水ポンプのメ

ンテナンス - 発電機絶縁抵抗測定

6,000 時間 4,200 千円

3 - トップオーバーホール 15,000～20,000 時間 8,600 千円

4 - メジャーオーバーホール 30,000～35,000 時間 22,600 千円

TNB の DEG１機の年間稼働時間は約 4,700 時間／年と推定されるため、DEG１機あた

り年間運転時間が 197 時間削減される効果額は、合計 2.7 百万円／年と試算された。結果として、燃料費削減効果と O&M 費用削減効果を合わせた費用対効果は以下の通り

となり、費用に対する 10 年間の効果比は 0.55 となった。燃料費削減効果：5.8 百万円／年（現在の需要ベース） O&M 費用削減効果：2.7 百万円／年 10 年間の削減効果：90.4 百万円初期費用：165.6 百万円

費用対効果（10 年間）：0.55 5.3. 二酸化炭素の排出削減効果

A 重油の CO2 排出原単位である 2.71 t/kℓ を使用して、ベースケースに対する各検討ケ

ースの削減量を試算した結果を表 5-6 に示す。


- 53 -

表 5-6 二酸化炭素排出削減効果比較ベースケース CASE 1 CASE 2 CASE 3 CASE 4 CASE 5

供給先住民のみ住民のみ住民のみ住民のみ住民、リゾ

ートホテル

住民、リゾ

ートホテル





1,000kWh

50kW

500kWh

100kW

1,000kWh

年間燃料削減量基準 25,250ℓ 31,104ℓ 66,075ℓ 60,402ℓ 101,953ℓ

CO2 削減効果基準 68.4t 84.3t 179.1t 163.7 t 276.3t

CO2 削減割合基準 6.2% 7.7% 16.3% 14.9% 25.1%

5.4. 電力品質向上効果

3.1.4 項で述べた通り「ペ」島で求められる電力品質として、異常時の周波数 47~52Hz（短時間）がある。我が国の離島での負荷遮断試験の結果、発電容量の 12%の負荷が遮断

された場合に±0.3Hz の変動が生じることが分かっているため、「ペ」島においては平均需

要日で 26kW の負荷遮断時に±0.3Hz の変動が生じる。負荷遮断量と変動周波数は比例す

るため、±3Hz の変動を生じる負荷遮断量は 260kW となる。今回の検討では CASE 5 において導入 PV 容量が最大となるが、PV 発電量の最大値は

177kW であるため、急な天候変化による PV 出力減が起きた場合でも周波数変動基準内に

抑えられる見込みである。ただし、DEG のスタンバイ運転を無くし、PV による 100%供給を行う時間帯を設ける

こととした場合には、上記周波数変動の問題が生じる。この場合でも CASE 5 においては、

EMS を通じた DEG 出力調整および蓄電池による出力変動吸収によって周波数変動を抑制

することができる。 5.5. 太陽光導入量の拡大効果

現在 PV100kW が導入済であるが、オフシーズンにおいては PV 発電量が需要を上回る

タイミングがあるため、電力品質や DEG へのダメージと引き換えに太陽光を受け入れる

形となる。このような現状に対して、EMS および蓄電池の導入により、電力品質や DEGへのダメージを回避しつつ、最大限 PV を受け入れることが可能となる。

第 6 章事業性評価

- 54 -

第6章事業性評価 6.1. プロジェクトの経済便益 5.1.2 項の CASE 5 のシステムを導入し運用するプロジェクトについて、事業性を検討

する。 CASE 5

供給先住民、リゾートホテル

既設 PV 容量 100kW

新設 PV 容量 400kW

制御ｼｽﾃﾑ EMS

蓄電池 100kW, 1,000kWh

本プロジェクトの経済便益は 5 章で述べた通り、以下の通りとなる。燃料費削減効果（TNB、リゾートホテル合計）：5.8 百万円／年（TNB 分：5.7 百万円／年）（リゾートホテル分：0.1 百万円／年） O&M 費用削減効果（TNB のみ）：2.7 百万円／年削減効果合計：8.5 百万円／年

6.2. 事業の経済分析事業として実施する場合の経済分析を以下の条件で実施した。

【事業モデル】 CASE 5 のシステムを導入し運用することで、削減効果に応じた対価を得る。【試算条件】 - 初期コスト：165.6 百万円 - O&M コスト：1.7 百万円／年 - プロジェクトライフ：25 年 - 収益予測：

①対価設定削減効果に対して 100%を対価として獲得する。価格は次の通りに設定される。・TNB 向け：1.09RM/kWh = 28.34 円/kWh ・リゾートホテル向け：0.545RM/kWh = 14.17 円/kWh ②需要の伸びとして年 2%を考慮

1 日の PV 発電量に余力のある平均需要日において、現状から+482kWh/day ま

で発電量の増加が可能であるため、需要が年 2%で伸びた場合に 15 年後までは


- 55 -

需要増に比例して収益が増加し、16 年後以降は収益一定とする。上記条件にて収益およびフリーキャッシュフローについて分析を行った結果を図 6-1 に

示す。この結果、内部収益率(IRR)は 2.3%となった。

図 6-1 事業収益・フリーキャッシュフロー分析結果

上記のように本プロジェクトは、民間企業による事業としては経済性が厳しい結果であ

るため、 - 設備導入への政府補助金交付 - PPP (Public Private Partnership)のプロジェクトとして実施 - JCM(Joint Crediting Mechanism)スキームの中で設備導入といった方策によって実現可能性が高まると考えられる。

6.3. 事業の実施スケジュール

事業の実施スケジュールを以下のとおり提案する。

表 6-1 実施スケジュール

2017 2018 2019 2020 事業スキーム検討

詳細調査・設計

建設

運用


- 56 -

6.4. 事業体制事業スキーム毎の事業体制案を以下に示す。政府補助金 PPP JCM プロジェクト

会社設立現地企業: 51% 本邦民間企業: 49%

政府系：51% 本邦民間企業:49%

設備導入のみのため

不要

設備導入資金政府補助金: 50% プロジェクト会社: 50%

政府資金: 51% 民間資金: 49%

JCM

事業主体プロジェクト会社本邦民間企業本邦民間企業

第 7 章環境社会配慮

- 57 -

第7章環境社会配慮 7.1. 環境影響 7.1.1. 環境影響の想定今回提案するプロジェクトは PV・EMS（PC, サーバー）、蓄電池を設置するものであ

る。PV については、現時点では 4 章で述べた土地への設置を検討しており、この土地は

トレンガヌ州政府所有のため、土地利用可否については詳細調査の中で確認する必要があ

る。また合わせて環境影響評価を実施する必要がある。 7.1.2. 蓄電池のリサイクルもしくは廃棄計画

「マ」国においては、日本の家電リサイクル法（特定家庭用機器再商品化法）のような

廃電気電子機器（以下、「E-Waste」という。）に係る個別法は存在せず、「Environmental Quality Act (1974 年制定)」（以下、「EQA」という。）という産業廃棄物・リサイクルに

係る基本法に基づき制定された「Environmental Quality (Scheduled Waste) Regulations（1989 年制定、2005 年及び 2007 年に改定）」（以下、「EQR」という。）と呼ばれる規

則の中で、E-Waste は指定廃棄物（Scheduled Waste）として分類され、規定されている。

つまり、「マ」国において E-Waste は特別な管理が必要となる廃棄物として扱われている。

1989 年の EQR 制定時には、指定廃棄物の分類として E-Waste は存在しなかったが、

2005 年の改定時に、「SW110 電気・電子機器廃棄物」の分類が追加された。定義の詳細

は以下のとおり。＜SW110 電気・電子機器廃棄物の定義＞蓄電池、水銀スイッチ、CRT ガラス、活性化ガラス、PCB コンデンサを含むもの。また

はカドミウム、水銀、鉛、ニッケル、クロム、銅、リチウム、銀、マンガン、PCB を含

むもの

指定廃棄物の収集運搬、処分には、それぞれ許可が必要であり、EQA 及び EQR 等の

規則にて関係者（排出事業者、収集運搬業者、処分業者）の責務が規定されている。また指定廃棄物には、EQR にてマニフェスト制度の規定が設けられており、排出事業

者、収集運搬業者、処分業者は、当該規定に基づくマニフェストの記載、保存や環境局長

への提出が求められている。また、2006 年１月から電子マニフェストも導入されており、

オンラインでの情報登録も可能となっている。このように蓄電池の廃棄に関しては、EQA および EQR 等の規則に基づき処理を行う必

要がある。なお、鉛畜電池のリサイクルは材料リサイクルとして先進国などで確立されており、主

原料の鉛は材料（素材）として有価物で取引されているため不法廃棄による環境汚染等の

リスクは小さい。

第 7 章環境社会配慮

- 58 -

7.2. 社会影響 7.2.1. 事業展開に向けた制度面での課題事業体制案に記載した JCM については、現地ヒアリングの結果、今回提案しているシ

ステムに JCM を適用するには規模が小さ過ぎるということであった。一方、政府補助金に関しては、東南アジア他国において、地方や離島地域における電化

を進めるため小規模の電力事業者に対する補助金制度を創設する動きがある。「マ」国においても同様に国が再エネ導入を進めるため、EMS や蓄電池を用いた新たな

システムの導入に対する補助金制度を創設することで、事業展開が可能になると考えられ

る。

第 8 章競争優位性

- 59 -

第8章競争優位性 8.1. 本邦技術の優位性

「ペ」島向けに提案するシステムは、メンテナンスを不要とする持続的に運営可能なも

のとする。主な特徴は以下のとおりである。複数の DEG ユニットの効率的な自動運転制御：再エネ（PV）に対して、DEG ユニ

ットの効率運転を目的に自動的に制御できるシステム（DEG の効率運転ポイントを

外れない制御をとる）。 PV の発電予測システムによる DEG の高効率運転の維持：PV の出力安定度を事前に

予知し、DEG ユニットの変動吸収分を考慮した運転を回避して、より高効率な負荷

での運転を可能とする。運転計画の支援：運転実績から翌日の需要予測やそれに基づく運転計画を支援する

システムを構築。蓄電池運転とも連係することで再エネの導入量を増やすことが可

能。海外向けにスペックダウンが可能：我が国で開発中の EMS 機能のうち、自動制御、

再エネ発電予測システム、翌日需要予測・運転計画支援システム、再エネ出力抑制

機能などをソフト系の導入を基本とし、単価の高い機器系（蓄電池）は相手側意向

やドナー支援などがある場合に限定。 DEG 焚き減らしのための短・中周期変動対応のみ考慮：蓄電池による長周期変動

対応は容量が大きくなりコストが過大になる。

8.2. 他国島嶼地域への展開可能性 8.2.1. 展開への前提条件

再生可能エネルギー導入コストまで含むと一般に事業性が低くなるため、国家政策とし

て再生可能エネルギーをより多く導入していきたいという意思があり、それに対してドナ

ーから無償供与で導入されうるという環境にあることが望ましい。その上で、今回提案システムを他の島嶼地域へ展開するには、以下に示す条件が必要と

思われる。離島、独立系電化地域： DEG が主力で、燃料購入にかかるコストの高い地域（燃

料削減のインセンティブが働きやすい）で、将来的なグリッド連係が予測されな

い地域。複数の DEG ユニット、再生可能エネルギーユニットの存在：総合的に効率運転

を手動で行うのに限界が生じやすいこと。数 MW から 10MW 程度までの規模のグリッド：システム導入費用を燃料焚き減ら

し効果である程度の年数で回収できる経済規模があり、かつ出力変動の大きい再

エネ導入により動揺が懸念される規模。

第 8 章競争優位性

- 60 -

8.2.2. 展開可能性「マ」国には、「ペ」島と環境が似た、レダン島やティオマン島が存在する。この双方の

島は、「ペ」島と比較すると需要規模が大きいため、事業性の面で「ペ」島より優れている

ことが期待できる。また、隣国のインドネシアやタイについても、中央系統のグリッドか

ら離れた独立系離島が多数存在するため、EMS 導入が期待できる。

平成28年度質の高いエネルギー インフラシステム …kettha kementerian tenaga,...

Documents

平成28年度質の高いエネルギーインフラシステム …kettha kementerian tenaga,...