平成２６年度地球温暖化対策技術普及等推進事業

成果報告書

エチオピア連邦民主共和国・ケニア共和国

における、太陽光発電を活用したメガソーラー、

ハイブリッド・ミニ・グリッド、 コミュニティー開発事業の

実現可能性調査

平成２７年３月

経済産業省 産業技術環境局地球環境連携室

（委託先）株式会社エヌ・ティ・ティ・データ経営研究所

1

目次

第 1 章. 調査概要 ............................................................................................ 4 1.1. 調査の背景・目的 .................................................................................................. 4

1.1.1 調査の背景 .................................................................................................... 4 1.1.2 調査の目的 .................................................................................................... 5

1.2. 事業概要および調査項目 ....................................................................................... 6 1.2.1 事業概要 ........................................................................................................ 6 1.2.2 調査項目 ........................................................................................................ 8

1.3. 調査体制 .............................................................................................................. 10 1.4. 適用技術 ............................................................................................................... 11

1.4.1 品質保証・長期信頼性 ................................................................................. 11 1.4.2 海外事業展開 ............................................................................................... 14 1.4.3 ハイブリッド・ミニ・グリッドへの適用技術 ........................................... 16 1.4.4 事業化に向けた方向性 ................................................................................ 17

第 2 章. 対象国の諸制度・事業環境 ............................................................. 18 2.1. エチオピアにおける諸制度・事業環境 ............................................................... 18

2.1.1 エチオピアの基本情報 ................................................................................ 18 2.1.2 電力に関する動向 ....................................................................................... 22 2.1.3 エチオピアの環境政策 ................................................................................ 25 2.1.4 事業環境 ...................................................................................................... 29 2.1.5 事業化に必要な事項の検討 ......................................................................... 30

2.2. ケニアにおける諸制度・事業環境 ...................................................................... 32 2.2.1 ケニアの基本情報 ....................................................................................... 32 2.2.2 電力に関する動向 ....................................................................................... 36 2.2.3 ケニアの環境政策 ....................................................................................... 38 2.2.4 事業環境 ...................................................................................................... 40 2.2.5 事業化に必要な事項の検討 ......................................................................... 44

第 3 章. 事業化に向けた具体的計画の検討 ................................................... 45 3.1. エチオピアにおける「メガソーラー事業」 ....................................................... 45

3.1.1 メガソーラープロジェクトサイトの検討及び選定 .................................... 45 3.1.2 システム検討 ............................................................................................... 47

3.2. エチオピアにおける「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティー

2

電化事業」........................................................................................................... 52 3.2.1 マイクロ水力ハイブリッドの要諦 .............................................................. 52 3.2.2 プロジェクトサイトの検討及び選定 .......................................................... 52 3.2.3 システム検討 ............................................................................................... 53

3.3. ケニアにおける「ハイブリッド・ミニ・グリッド事業」 .................................. 59 3.3.1 ハイブリッド・ミニ・グリッドの要諦 ...................................................... 59 3.3.2 プロジェクトサイトの検討及び選定 .......................................................... 60 3.3.3 システム検討 ムファンガノ島 ................................................................. 61

第 4 章. 事業化した場合の経済効果の分析 ................................................... 76 4.1. エチオピアにおける「メガソーラー事業」 ....................................................... 76

4.1.1 メガソーラーのポテンシャル分析 .............................................................. 76 4.1.2 メガソーラーの経済性 ................................................................................ 77 4.1.3 メガソーラーの経済規模 ............................................................................ 78

4.2. エチオピアにおける「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティー

電化事業」........................................................................................................... 79 4.2.1 ポテンシャル分析 ....................................................................................... 79 4.2.2 経済性、経済規模 ....................................................................................... 81

4.3. ケニアにおける「ハイブリッド・ミニ・グリッド事業」 .................................. 83 4.3.1 ハイブリッド・ミニ・グリッドのポテンシャル分析................................. 83 4.3.2 ハイブリッド・ミニ・グリッドの経済性分析 ........................................... 86 4.3.3 ハイブリッド・ミニ・グリッドの経済規模 ............................................... 87

第 5 章. 事業化した場合に適用可能な排出削減方法論の検討、同方法論を

用いた排出削減見込量の試算 .......................................................... 89 5.1. エチオピアにおける「メガソーラー事業」 ....................................................... 89

5.1.1 方法論作成における論点の整理 ................................................................. 89 5.1.2 ステークホルダーへのヒアリング .............................................................. 90 5.1.3 ナショナルグリッドの排出係数の考え方 ................................................... 91 5.1.4 方法論と排出削減量 .................................................................................... 91

5.2. エチオピアにおける「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティー

電化事業」........................................................................................................... 91 5.2.1 方法論作成における論点の整理 ................................................................. 92 5.2.2 ステークホルダーへのヒアリング .............................................................. 92 5.2.3 方法論と排出削減量 .................................................................................... 92 5.2.4 波及効果 ...................................................................................................... 94

5.3. ケニアにおける「ハイブリッド・ミニ・グリッド事業」 .................................. 95

3

5.3.1 方法論作成における論点の整理 ................................................................. 95 5.3.2 ステークホルダーへのヒアリング .............................................................. 95 5.3.3 方法論の開発 ............................................................................................... 95 5.3.4 排出削減量の試算 ....................................................................................... 96 5.3.5 波及効果 ...................................................................................................... 97

第 6 章. 今後の展開と、相手国における政策の提言 .................................... 98 6.1. エチオピアにおける「メガソーラー事業」 ....................................................... 98

6.1.1 SWOT 分析 ................................................................................................. 98 6.1.2 ステークホルダー分析 .............................................................................. 102

6.2. エチオピアにおける「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティー

電化事業」......................................................................................................... 103 6.2.1 SWOT 分析 ............................................................................................... 103 6.2.2 ステークホルダー分析 .............................................................................. 109

6.3. ケニアにおける「ハイブリッド・ミニ・グリッド事業」 ................................. 111 6.3.1 SWOT 分析 ................................................................................................ 111 6.3.2 ステークホルダー分析 ............................................................................... 116

第 7 章. 相手国政府関係者等に向けたセミナーの開催 ................................ 118 7.1. 訪日研修における、京セラ太陽光発電システムの視察及びセミナー .............. 118 7.2. ワークショップ開催報告 ................................................................................... 120

7.2.1 エチオピア ................................................................................................ 120 7.2.2 ケニア ....................................................................................................... 124

第 8 章. 結論 ............................................................................................... 130 8.1. エチオピアにおける「メガソーラー事業」 ..................................................... 131 8.2. エチオピアにおける「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティー

電化事業」......................................................................................................... 132 8.3. ケニアにおける「ハイブリッド・ミニ・グリッド事業」 ................................ 133

【別添資料１】 JCM 方法論ドラフト ......................................................... 134

【別添資料２】 現地調査議事録 .................................................................. 134

4

第1章. 調査概要

1.1. 調査の背景・目的 本事業では、エチオピア連邦民主共和国(以下、エチオピア)とケニア共和国(以下、ケニ

ア)において、二国間オフセット・クレジット制度（JCM）の対象となる、太陽光発電を活

用した次の３つの事業の実現可能性調査を実施した。 [テーマ１] ：エチオピアにおける、「メガソーラー事業」 [テーマ２] ：ケニアにおける、ディーゼルと太陽光を組み合わせた「ハイブリッド・ミニ・

グリッド事業」 [テーマ３] ：エチオピアにおける、「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニ

ティー 電化事業」 1.1.1 調査の背景 NTT データ経営研究所は、2011 年度および 2013 年度の新エネルギー・産業技術総合開

発機構（NEDO）「地球温暖化対策技術普及等推進事業」、2012 年度の経済産業省「地球温

暖化対策技術普及等推進事業」を通して、過去 3 年間にわたり、エチオピアおよびケニア

における再生可能エネルギーを活用した地方電化をテーマとした調査を実施している。そ

こから得られた結論は、課題はあるものの「日本の再生可能エネルギー技術を活用した電

力ビジネスには大きなチャンスがある」というものである。

表 1 日本の技術を活用した再生可能エネルギー関連ビジネス

領域

再生可能エネルギーの規模

用途 日本企業のビジネスチャンス

Ⅰ ＞1MW ・ナショナルグリッド接続の発電所・独立型大規模ミニグリッド

・地熱発電、メガソーラープロジェクト・大型の地方電化プロジェクト

Ⅱ 100kW～1MW ・ミニグリッド(オフグリッドエリア)

・ハイブリッド・ミニグリッドによる地方電化（発電技術・制御技術・蓄電技術など）

・産業施設、商業施設の自家使用

Ⅲ 10kW～100kW ・マイクログリッド(オフグリッドエリア)

・マイクロ水力発電によるコミュニティー電化（発電技術・制御技術・電力アプリケーションなど）

・産業施設、商業施設の自家使用

Ⅳ個人・世帯レベル

・家庭における自家使用(B to C)

・BOPビジネス(ソーラーランタンなど)

・中間層向け、小規模商業施設（住宅やホテルのバックアップ電源など）

テーマ１ エチオピア／ メガソーラー

テーマ２ ケニア／ ハイブリッド・ ミニ・グリッド

テーマ３ エチオピア／ マイクロ水力 ＋太陽光

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アフリカにおける再生可能エネルギーによる電力ビジネスについては、再生可能エネル

ギーの出力規模 1に応じて、表 1 に示すような 4 つ領域においてビジネスチャンスがあると

考えられる。これらをエチオピア、ケニアやそのほかの東アフリカ諸国に当てはめると、

Ⅰについては「地熱発電やメガソーラーなどの大規模プロジェクト」、Ⅱについては 1MW未満の太陽光発電や風力発電とディーゼル発電を組み合わせ、出力安定化やグリッド管理

技術によってグリッドを管理する「ハイブリッド・ミニ・グリッドによる地方電化」、Ⅲに

ついては「低落差型マイクロ水力発電によるコミュニティーの電化」、Ⅳについては「ソー

ラーランタンなどによるBOPビジネス」に、大きなポテンシャルがあると考えている。 特に、電化率がともに 20％程度 2に留まるケニアとエチオピアにおいては、グリッド電

源へ接続していない地方コミュニティーが大部分であり、また将来においても、現在両国

において急速に進む系統電力の拡張に取り残されるエリア、もしくは形式上カバーはされ

ても接続料金が負担できずに、実際には系統電力を使用できないエリアやコミュニティー

も存在し続けるとされ、ここに大きなビジネスチャンスがあると言える。 1.1.2 調査の目的 今回は過去の調査を踏まえて、京セラ株式会社（以下、京セラ）によるビジネス展開を

目標に、領域Ⅰについてはエチオピアにおけるメガソーラー、領域Ⅱについてはケニアに

おけるハイブリッド・ミニ・グリッド、領域Ⅲとしてエチオピアにおける低落差型マイク

ロ水力と太陽光の組み合わせによるコミュニティー開発を対象に、太陽光発電技術を活用

した事業の発掘調査を行う。 太陽光発電については、両国とも赤道に近く、海抜が高いエリアも多いために、風力や

バイオマスと比較した場合に、適用可能性が高い技術となる。また、低緯度・標高が高い・

気温が 20 度台で安定という地理的・気候的条件は太陽光発電にとっては理想的であり、京

セラの試算では日本の実績よりも発電量が向上することが想定された（日射量データの比

較から推定すれば、30％程度の向上が見込まれる。） 事業については、既に JCM に関する二国間文書に署名済の両国に対して、日本の低炭素

技術による当事業の進展が、両国の環境政策やエネルギー政策に一致するものであること

をアピールし、事業展開における提言を行うものである。 また、事業の実施時に適応可能な排出削減方法論の検討及び、検討した方法論による排

出削減見込み量の試算を行う。 太陽光発電技術については、京セラの持つ技術を活用し、将来的には同社が主体となる

事業の実現を目指す。

1 EUROPEAN SMALL HYDROPOWER ASSOCIATION などによる分類に従う。 2 世界銀行（http://data.worldbank.org/indicator/EG.ELC.ACCS.ZS/countries）の最新データによると、

エチオピアにおける電気の人口カバー率（アクセス）は 23％、ケニアでは 18％とされている。ただし、

系統電力網は急速に拡張しており、ケニア地方電化庁（Rural Electrification Authority、2013）による

と、2013 年時点のケニアの地方電化率は 26％である。また、アクセス有りとしてカバーされる人口と、

実際に送電網に接続して電気を使用できる人口とは異なる。

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調査の対象としては、前述の 3 つのテーマでの事業化を想定している。本事業の実施後、

NEDO や国際連合工業開発機構（UNIDO）などのスキームを利用して、パイロット実証へ

と移行した上での、ビジネス展開を目標とする。 1.2. 事業概要および調査項目 1.2.1 事業概要 事業化を目指す３テーマについて、背景と目的を以下にまとめる。 [テーマ１] エチオピアにおける、「メガソーラー事業」 エチオピア電力公社（EEP。2013 年 12 月より旧エチオピア電力公社EEPCoが、発電事

業者のEEPと送配電事業社のEESに分割）が 2014 年 9 月に作成した電力供給マスタープラ

ン・最終レポート 3（以下、マスタープラン）によると、系統連系を行う太陽光発電（100～300MWのメガソーラー）について、同国の電力需要予測に基づき、2025 年までには最

大で合計 1,264MW、2035 年までに最大で 2,356MWの太陽光発電所が建設されるとしてい

る。その具体的なアクションとして、2016 年に 300MW（100MW×3 カ所）のメガソーラ

ーの建設開始が予定されている。この 300MWのメガソーラーについては、アメリカのオバ

マ大統領によるサブサハラの電力普及率を倍増させるために官民合わせて 70億ドルを支援

する「パワー・アフリカ」事業の支援を受け、アメリカの企業によって建設されることが

決定している。 当事業では、2013 年 1 月に日本の安倍首相がエチオピアを訪問した際に明言した「円借

款の再開と JCM の進展」を受けて、エチオピアのメガソーラー事業への参入を検討する。 検討に当たっては、京セラが国内外で手掛けてきたメガソーラー事業の知見を活用し、

事業環境に関する提言も行いながら、ビジネスとしての案件発掘を行う。エチオピアでは、

間もなく固定価格買い取り制度（FiT）が導入される予定である。そうした政策と歩調を合

わせて、メガソーラー事業の実施に係る政策提言を行う。 [テーマ２] ケニアにおける、ディーゼルと太陽光を組み合わせた「ハイブリッド・ミニ・

グリッド事業」 NTT データ経営研究所は、2012 年度の経済産業省 地球温暖化対策技術普及等推進事業

を受託し、「ケニア共和国における、再生可能エネルギーを活用したハイブリッド・ミニ・

グリッドによる地方電化案件組成調査」を行った。ハイブリッド・ミニ・グリッドとは、

ナショナルグリッドを延伸するのではなく、電力需要がある都市や町に対して独立型のミ

ニ・グリッドを建設し、ディーゼルと再生可能エネルギーによって電力を供給するもので

ある。ミニ･グリッドに電力を供給する発電所の規模は、数 100～1MW となっている。ケ

3 Ethiopian Electric Power, “Ethiopian Power System Expansion Master Plan Study - Final

Report” (September 2014)

7

ニアでは、ハイブリッド・ミニ･グリッドの総出力（ディーゼル＋再生可能エネルギー）の

30％を、太陽光発電を中心とした再生可能エネルギーで供給することを目指しており、合

計 8MW(中期)～15MW(中長期)の再生可能エネルギーを導入する計画を立てている。その

再生可能エネルギー導入に係る費用は最大で 120 億円～200 億円に上ると見込まれる。 プロジェクトの実施にあたり、ケニア政府は様々なドナーとの交渉を重ね、23 カ所のハ

イブリッド・ミニ・グリッドについて、2013 年に AFD（フランス開発庁）から 3000 万ユ

ーロ（約 40 億円）の低金利ローンが提供されることが決定した。この 23 カ所における太

陽光発電システム、並びに風力発電システムについては、地方電化庁が実施する入札によ

って導入する機材や技術が決定される。当面は、この計画に示された合計 3.7MW の太陽光

発電システムの納入が、ハイブリッド・ミニ・グリッドのポテンシャルとなる。

技術的な視点では、ハイブリッド・ミニ・グリッドの導入については、ケニア政府は蓄

電池の導入を想定したシステムを想定している。京セラの技術を活用すると、ディーゼル

発電と太陽光発電の出力の比率が、1:0.5～0.6 であれば蓄電池の導入なしに安定した電力を

ミニ･グリッドに供給することができると考えられる。高性能だが高価格とされる日本製の

太陽光発電設備であるが、蓄電池を用いないソリューションを提案することで、初期コス

トと電池交換コストを削減することができ、市場優位性を確保できると考えられる 。 現状では、ハイブリッド・ミニ・グリッドについては、地方電化庁(REA, Rural Electrification Authority)による BT（Build and Transfer）方式で調達がなされているが、

将来的にはエネルギー・石油省（MoEP、Minisry of Elnergy and Petroleum）は特別目的

会社（SPC）や独立系発電事業者（IPP）がハイブリッド・ミニ・グリッドの BOO（Build, Own and Operation）方式で運営していくことを望んでいる。

以上を踏まえて、京セラがハイブリッド・ミニ・グリッド事業に参入すること、その事

業が JCM の対象となることを前提とした、ビジネスの実現可能性調査や政策提言を行う。

短期的には、京セラのバッテリーを使用しない再生可能エネルギーの導入という技術特性

を活かし、BT 方式による受注拡大を目標とする政策提言などを行う。 中長期的には、民間事業者の参入を促すような固定価格買取制度（FiT）の改善を視野に

入れた提言を行う。 ケニア政府、特に JCM 制度の担当省庁である水・環境・天然資源省においては、2012年度事業を通して、ハイブリッド・ミニ・グリッドが JCM の対象候補となる事業であるこ

とを認識している。今回の調査は、京セラという事業者によるビジネス展開を想定したも

のであることを踏まえて、ケニア側へ効果的な政策提言を行う。 [テーマ３] エチオピアにおける、「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティ

ー電化事業」 NTTデータ経営研究所は、2013 年度のNEDO 地球温暖化対策技術普及等推進事業を受

8

託し、「エチオピア連邦民主共和国・ケニア共和国におけるマイクロ水力発電によるコミュ

ニティー電化事業の案件発掘調査」を行った 4。出力 10kWの超低落差型マイクロ水力発電

を用いた、オフグリッドエリアにあるコミュニティーの電化事業の調査を実施し、エチオ

ピアにおいては 83MWのマイクロ水力の導入ポテンシャルがあることが判明した。しかし

ながら、エチオピアにおいては雨季と乾季の季節変動による水量の変化という課題がある

ことも判明した。エチオピアの水・灌漑・エネルギー省（MoWIE、Ministry of Water, Irrigation and Energy）や、地方政府とのディスカッションにおいては、マイクロ水力と

他の再生可能エネルギー、とりわけ太陽光との組み合わせによる、季節変動への対応につ

いて、今後の検討課題となることを議論してきた。 エチオピアでは、今後ナショナルグリッドの延伸が図られても、中長期的には約 20％の

エリアについては独立型の発電システムによって電力が供給されること、ディーゼル発電

機ではなく再生可能エネルギーによる電力供給が期待されるというコメントを、MoWIE の

電力供給計画を担当するダイレクターから得た。今後、独立型電源として再生可能エネル

ギーの市場が拡大していくことは明らかであり、マイクロ水力と太陽光発電を組み合わせ

たモデルはこうしたニーズに応えることができるものである。 京セラは、ウガンダとタンザニアにおいて、無電化地域の学校への太陽光発電システム

の寄贈プロジェクトを実施してきた。当プロジェクトを通して、無電化地域へのシステム

設置経験を蓄積しており、そこから得られた知見を、コミュニティー電化に活用すること

ができる。 また、マイクロ水力発電によるコミュニティー電化については、エチオピア政府からも

具体的な JCM の対象となる案件として認識されている。その拡大・発展版として、マイク

ロ水力＋太陽光発電のモデルについても JCM の対象案件となるよう、提言を行う。 1.2.2 調査項目 調査項目としては、下表の通りである。エチオピア、ケニア現地に赴いてのヒアリング

4当調査においては、小水力発電とマイクロ水力発電という用語を併用する。両者につ

いて、一定の定義づけについてはなされていないが、ESHA（ヨーロッパ小水力発電協会）

は 1MW 以下の水力発電を小水力発電としている。また、NEDO（新エネルギー・産業

技術総合開発機構）は小水力発電を更に細分化し、「10,000kW 以下を小水力」、「1,000kW以下をミニ水力」、「100kW 以下をマイクロ水力」と定義しているものの、必ずしも定着

しているとはいえない。法律的な解釈を行うと、1MW を境とした区分がなされている。

新エネルギー法の施行令改正（2008 年 4 月施行）では、1MW 以下の水力発電が「新エ

ネルギー」とされており、RPS 法では、1MW 以下の水力発電を対象としている当調査

の対象となる水力発電事業については、概ね 10kW 程度の発電出力を想定している。一

般的に認知されている区分を使用すると、当事業は小水力発電事業である。一方、やや

認知度は低い区分であるが、小水力発電のなかでは出力 100kW 以下のマイクロ水力発電

とすることもできる。よって、事業名などの一般的な説明においては小水力発電という

名称を利用し、小水力発電の中でも細分化が必要なケースにおいてはマイクロ水力発電

という用語を使用することとする。

9

調査、および技術のための実地調査は計 4 回、2014 年 9 月、11 月、2015 年 1 月、2 月に

実施した。2015 年 2 月には、両国にて調査成果報告および事業提案を目的としたワークシ

ョップを開催した。

表 2 調査項目 項目 概要・目標

①相手国における JCM に関

連する政策（低炭素技術・製

品に関する技術的基準 や財政的支援策等）の提言

[テーマ１]：エチオピアにおける、「メガソーラー事業」に関する

提言 ・長期運用実績に基づく、20 年の性能保証を盛り込んだ 要 件作り

・民間事業者の参入を活発化させるための、FIT 制度への提言 [テーマ２]：ケニアにおける、ディーゼルと太陽光を組み合わせ

た「ハイブリッド・ミニ・グリッド事業」に関する提言 ・蓄電池を使用しない、ハイブリッド・ミニ・グリッドの提案 と計画への盛り込み ・長期運用実績に基づく、20 年の性能保証を盛り込んだ要件 作り

・民間事業者の参入を活発化させるための、FiT 制度への提言 [テーマ３]：エチオピアにおける、「マイクロ水力＋太陽光の組み

合わせによるコミュニティー電化事業」に関する提言 ・「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティー

電化事業」の技術提案 ・同技術を、電化計画の一部とすることを提言 ・水・灌漑・エネルギー省地方電化促進センターに対する、コ

ミュニティー電化促進支援政策の提案

②①の政策を活用した事業

化に向けた具体的計画の検

討

[テーマ１]：エチオピアにおける、「メガソーラー事業」の事業化 ・電力関連政策調査 ・事業環境調査(法制度および電力政策、・入札制度、環境

関連法律、資金調達、・通関手続き) ・現地パートナー（建設会社等）の発掘 ・事業展開の検討

[テーマ２]：ケニアにおける、ディーゼルと太陽光を組み合わせ

10

た「ハイブリッド・ミニ・グリッド事業」の事業化 ・システムの検討 ・価格の検討 ・事業化に必要な事項の検討 ・BT 方式による事業展開 ・将来的なスキーム（BOO）に向けて

[テーマ３]：エチオピアにおける、「マイクロ水力＋太陽光の組み

合わせによるコミュニティー電化事業」の事業化 ・システムの検討 ・価格の検討 ・事業パートナーの検討 ・事業展開の検討

③事業化した場合に適用可

能な排出削減方法論の検討、

同方法論を用いた排出削 減見込量の試算

-「方法論開発ガイドライン」に沿った方法論の策定 - 作成した方法論による、3 事業の排出削減見込み量の試算

④事業化した場合の経済効

果の分析 - ①を踏まえて、②において検討した技術やシステムを活用した

事業展開プランを作成する。 - 事業展開プランに基づき、経済効果の分析を行う。

⑤相手国政府関係者等によ

る日本国内関係施設見学又

は相手国政府関係者等に向 けたセミナー等の開催

- エチオピアに関しては、「相手国政府関係者等による日本国内

関係施設見学」と「相手国政府関係者等に向けたセミナー等の

開催」の両方を実施する。 - ケニアについては、相手国政府関係者等に向けたセミナー等の

開催」を実施する。 1.3. 調査体制 事業は NTT データ経営研究所を主体として行った。将来的なビジネスの実施主体は、京

セラとなる。京セラからは、3 名の研究員が本件を担当し、技術検討、システム検討、概算

算出を担当した。また、同社の海外での事業実施に際し、建設コンサルタントとして参画

した経験を有するアンジェロセックから 2 名が参加し、事業環境の調査として、調達事情

調査、施工事情調査、環境社会配慮を担当した。京セラ、アンジェロセックともに、2 回の

現地調査に同行した。 また、JCM の方法論の検討および排出削減量の検討については、日本品質保証機構（JQA）

からのコンサルテーションを受けた。JQA は現地調査を 2 回実施し、方法論の策定にあた

り、ステークホルダーへのヒアリングなどを行った。

11

図 1 調査体制 1.4. 適用技術 京セラは、日本を代表する太陽電池メーカとして住宅用、産業用の太陽光発電プロジェ

クトを多数手がけてきた。特に、産業用については、高品質な太陽電池モジュールの開発、

販売にとどまらず、全体の EPC（設計・調達・建設）、オペレーション・メンテナンスを一

貫した最適なシステムを導入し、高い評価を得てきた。また、電力事業者との売電契約（PPA）、

土地の取得や許認可、資金調達までを視野に入れた、トータルな発電事業をマネジメント

することで、太陽光発電事業を進めてきた。こうした太陽光発電事業全体を視野に入れた

事業展開を行うことで、海外においても「機器の安売りによる消耗戦」に参加することな

く、ビジネスを進めることが可能となる。 1.4.1 品質保証・長期信頼性 同社の高効率多結晶シリコン型太陽電池モジュール自体も、品質の高さと長期信頼性、

さらにはその安定供給能力に定評がある。製品の安全·品質について認証を行う第三者機関

であるドイツのテュフ·ラインランドの長期連続試験の認証を世界で初めて受けた。この試

験は、IEC61215 では 4 つのモジュールを使用して 4 つの試験を実施するのに対し、1 つの

経済産業省

相手国政府

【エチオピア】水・灌漑・エネル

ギー省、エチオピア電力公社（発

電事業者）、環境森林省など

【ケニア】エネルギー・石油省、

ケニアパワー、環境・水・天然資

源省、NEMAなど

(株)NTT ﾃﾞｰﾀ経営研究所

調査項目：①②③④⑤

政策 提言

プロジェクト実施者

外注先

京セラ（株）

実施項目：②、④ 技術検討、システム検討、概算算出

外注

委託

外注先

(財)日本品質保証機構

実施項目：③ 方法論検討に関する検証、排出削減量の検証

外注先

(株)アンジェロセック

実施項目：②、④

調達事情調査、施工事情調査、環境社会配慮

12

モジュールで 4 つの試験を実施するものであり、非常に厳しい認証として知られている。

図 2 テュフ·ラインランドの長期連続試験（左）と一般的な試験（右）の比較 また、同じくドイツの国際研究機関、フラウンホーファー研究機構のシリコン太陽光発

電研究センターが世界の主要モジュールメーカー13 社の製品を対象に行った「耐 PID (Potential induced degradation：潜在的に誘発される出力低下)試験」において、出力低下

が起きなかった 4 つのモジュールのひとつは京セラの製品であった。

高温高湿試験

温度サイクル試験

結露凍結試験

バイパスダイオード試験

１枚のモジュールで連続して４つの試験を実施

長期連続試験

2,000h

400cyc

40cyc

耐久

性マ

ラソ

ン

1h+1h• 一般的な国際基準• 未時間試験期間• 最低要件

高温高湿試験

温度サイクル試験

結露凍結試験

バイパスダイオード

試験

モジュール1

国際電気標準会議

（IEC61215）

通常：各試験を個別のモジュールで実施

1,00

0h

200c

yc

10cy

c

1h+1

h

モジュール2 モジュール3 モジュール4

13

図 3 耐 PID 試験結果（左側４つの劣化無しのうち、１つが京セラ製）

近年は、国連や ODA などの国際調達において、太陽光発電システムの「出力保証（10

年の出力劣化が 10%未満、20 年の出力劣化が 20%）」に加えて、「20 年以上の製造・販売

実績」が求められるケースが増加している。これは国内外で長期間にわたる実績を有する

京セラにとっては国際調達における優位性につながる。特に前者に関しては、京セラの千

葉佐倉事業所に 1984 年に設置され、現在に渡って 30 年以上の稼働を続ける太陽光発電シ

ステムを有し、その出力劣化は 25 年経過時点でわずか 9.6％に留まる。このような長期間

にわたる実績データをもって、長期信頼性を示すことができるメーカーは、世界でも数社

に限られる。

↑京セラ 他社メーカー

14

図 4 出力保証に関する実績データ

1.4.2 海外事業展開 「太陽電池セル」は、滋賀八日市工場と滋賀野洲工場の国内 2 拠点で生産しており、「太

陽電池モジュール」は、日本、中国、メキシコの 3 拠点で生産を行っており、さまざまな

地域における事業展開が可能である。 海外展開については、メガソーラープロジェクトとしてスペイン（サラマンカ：13.8MW、

ドゥルシネア：28.8MW）とタイ（257MW）に太陽電池モジュールを提供した実績を有し

ている。 また、太陽光発電プロジェクトとして、2012 年に合計 160kW の太陽光発電システムを

タジキスタン共和国の病院に納入した。このプロジェクトでは、機器供給、設計、システ

ム運転技術提供を行った。 このほか、京セラは、1984 年に開発途上国向けの ODA プロジェクトとして太陽電池の

供給を担って以来、これまで ODA プロジェクトで累計 40 件以上、合計 3,000kW 以上の太

陽光発電システムを、アジア·大洋州・アフリカ諸国の多くの地域へ供給してきた。次ペー

ジの表は、2009 年以降の主な実績となる。1MW に満たない事業の場合、多くは蓄電池を

使用しない太陽光発電システムを導入している。

25205 10 151984 2009

▲10%

▲20%

▲30%

Year

25

*▲9.6%

Year25年

佐倉ソーラーエネルギーセンター （1984年設立）

出力低下

長期信頼性

15

表 3 京セラの主な海外における太陽光関連実績

図 5 海外での導入事例

（左）タジキスタン共和国に納品された太陽光発電システム(160kW) （右）スペイン ドゥルシネア太陽光発電所（28.8MW） アフリカに関しては、上記実績に含まれるプロジェクトに加えて、京セラ自体の取り組

みとして、2009 年より 5 年間に渡って、東アフリカのタンザニアとウガンダの無電化地域

に位置する 35 の学校に太陽光発電システムや蓄電池、照明、テレビ、ラジオなどの機器を

寄贈してきた。こうした取り組みを通して、満を持して、アフリカ市場への展開を志向す

るに至っている。

委託年クライアント／事業

供給製品 容量 施設／場所 国 備考

2009 Avanzalia 太陽電池モジュール 28.8MWドゥルシネア太陽光発電所／クエンカ

スペイン

Avanzalia社は、スペイン国内において左記に加えて、10.5MW及び13.8MWの太陽光発電所への導入を行った。

2010 Solar Power 太陽電池モジュール 257MW 太陽光発電所 タイ

Solar Power社は、東南アジアにおいて左記に加えて、大規模太陽光発電所への導入を計画している。

2011 ODA事業 太陽電池モジュール 453kW 空港 モンゴルグリッドシステム／チンギスハーン国際空港

2011 ODA事業 太陽電池モジュール 104kW 街灯 シリア オフグリッドシステム

2011 ODA事業 太陽光発電システム 238kW 空港 パラオグリッドシステム／パラオ国際空港

2011 ODA事業 太陽光発電システム 312kW 研究センター ジブチ グリッドシステム

2011 ODA事業 太陽光発電システム 395kW 公共施設 モルジブ大統領オフィスを含み、４箇所４システム

2012 ODA事業 太陽光発電システム 211kW 国立病院 マーシャル諸島 グリッドシステム

2012 ODA事業 太陽光発電システム 164kW 国立病院 タジキスタン グリッドシステム

2013 LS Power 太陽電池モジュール 24MW アリゾナ アメリカ全プロジェクト規模（127MW）の20％をカバー

2013 Yokoray 太陽光発電システム 64kW 倉庫／ワンノイ タイ 壁に設置

16

図 6 海外での導入事例

（左）ウガンダの学校に設置された太陽電池、 （右）タンザニアにおける太陽光発電システム寄贈式典 なお、メガソーラーについては、京セラは国内最大級となる 70WM「鹿児島七ツ島メガ

ソーラー発電所」について、発電事業会社の運営を担当している他、建設や運営保守の一

部を担当している。こうした国内におけるメガソーラーの建設から運営における実績は、

海外においても活用していくことができる。 1.4.3 ハイブリッド・ミニ・グリッドへの適用技術

一般的に、ディーゼル発電機を主体とする系統に接続する場合、太陽光発電システムの

容量は、ディーゼル発電機の容量に対して最大でも 20%以下に設計しなければならない。

これは、太陽光発電による出力電流が発電機側に逆潮流し、焼損させるのを防止するため

である。また、太陽光発電により、ディーゼル発電機から見た負荷が過剰に低くなると、

発電機の発電効率（燃費）を悪化させるばかりか、ひいては、不完全燃焼による煤を発生

させるため、メンテナンスの頻度を上げることになってしまう。これらの問題点を解決し

て太陽光発電システムの連系容量を増加させる手段としては、ストレージ型蓄電池設備の

併設が挙げられる。しかしながら、リチウムイオン蓄電池や鉛蓄電池を始めとする蓄電池

は導入コストが高く、また、充放電制御にも因るが、寿命により 5～10 年で更新する必要

があるため、長期的視野に立った経済効果を見出すことは困難である。 そのため、蓄電池を導入せずにディーゼル発電機に対する太陽光発電の導入比率を最大

60%まで向上させる技術を適用する。具体的には、発電機側の発電電力と負荷側の需要電力

のバランスを監視し、太陽光発電の出力を制御することで、効率的にディーゼル発電燃料

を削減する。制御対象は太陽光発電側であるため、既存の発電設備に対して改造・更新の

必要がない点も当システムの特長である。 ディーゼルと太陽光のハイブリッド発電システムの導入実績としては、2006 年のノン・

プロジェクト無償資金協力（スマトラ沖大地震およびインド洋津波被害対策）によるモル

17

ディブ（10kW）、2008 年の水産無償資金協力を活用したミクロネシア ヤップ島（3kW）

を挙げることができる。このような経験、知見を活用しながら、エチオピア、ケニアでの

ハイブリッドシステムを検討、提案することとする。

図 7 （左）モルディブの公共施設への導入、（右）ヤップ島水産施設への導入

1.4.4 事業化に向けた方向性 以上をまとめると、京セラのアフリカにおける事業については、次の 3 点の強みを活か

したビジネス展開モデルを策定し、今後のビジネス展開を進めるために、本事業を実施す

るものとした。

① 高効率・長寿命を実現させている多結晶シリコン型太陽電池モジュール

と、太陽光発電システム全体を視野に入れた事業モデル

② 海外における、メガソーラーから 100kWクラス、無電化地域の電化に至る

まで、広範囲の事業展開実績

③ アフリカにおけるこれまでの実績と販売ネットワーク、企業としての今後

の事業ビジョン

18

第2章. 対象国の諸制度・事業環境

2.1. エチオピアにおける諸制度・事業環境 2.1.1 エチオピアの基本情報 地勢、気候

エチオピアは東アフリカに位置する多民族の連邦共和制国家である。9 つの州（アファ

ール州、アムハラ州、ベニシャングル・グムズ州、ガンベラ州、 ハラリ州、オロミア州、

ソマリ州、南部諸民族州、ティグレ州）と、2 つの自治区（アディスアベバ、ディレ・ダ

ワ）から成り、首都はアディスアベバである。行政区は、広域から順に、Region (州)、Zone (地区)、Woreda とあり、最小単位が Kebele となる。 以下の地図に示されるように内陸国であり、東をソマリア、南をケニア、西を南スー

ダン、北西をスーダン、北をエリトリア、北東をジブチに囲まれている。国土の大部分

がエチオピア高原を中心とする高地で、中央にある首都アディスアベバの標高は 2400m。

北部は水系が多い。東部のオガデン地方はエチオピア高原からソマリアの砂漠へ下る地

形をとり、北部のアファール州はアファール三角地帯と呼ばれる地質学的に重要な低地

となっている。タンザニア・ケニアからは、アフリカ大地溝帯（グレート・リフト・バ

レー）が伸びている。

図 8 エチオピアの位置と州区分（出典：水・灌漑・エネルギー省）

19

エチオピアの日射量 エチオピアは低緯度地域であり、日照がおおよそ垂直に降り注ぐため、一般的に日照

量は豊富である。日射量は地形高度や気象条件によって変わるため、地域によって異な

る。エチオピアでは、北部高地、中南部、東部ソマリア地域で日照量が最も多い。一般

的にエチオピアでは、日照量は 11 月から 3 月までの乾季にあたる時期が一番多く、6 月

から 9 月の雨季にあたる時期に最も減少する。そのため、太陽光発電のピーク時期は水

力発電所の貯水位が最も下がる、乾季に起こる。また、Aquarius の最適化モデルや、WASP、EPSIM の電源計画策定プログラムにより、水力発電による発電量が最大となる雨季に、

太陽光、風力、砂糖工場、バイオマス工場の発電量が最小になるという「相互補完性」

も示された。 太陽光発電はエチオピアのような水力発電が主な電力源になっているところで相補的

な役割を果たすと考えられる。水力発電が利用可能となるまでは、太陽光発電や風力発

電も有効である。 日照量のピークは正午であるが、エチオピアの電力需要のピークは 19 時ごろになるた

め、太陽光発電による電力はピーク需要には貢献しない。しかし、エチオピアの大型水

力エネルギー貯蔵システムがあれば、日中に水力発電で発電した電力を貯蔵し、それを

ピーク時や一晩中使用することも可能である。そのため、太陽光発電がピーク需要に貢

献しないという問題は特に重大ではない。 エチオピア高原は降水量が多く、年間降雨量は 1200mm を超える。この豊富な雨量は、

豊かな植生をもたらし、また多くの河川となって四方へと流れ下り、周囲の乾燥地域を

潤している。一方アフリカ大地溝帯によって隔てられた東部高原は乾燥しており、その

東に広がりソマリアへ続くオガデン地方はさらに暑く乾燥している。地域により時期は

異なるが、中央部では乾期が 10～3 月に、大雨期が 6～9 月、小雨期が 3～5 月にかけて

ある。図 3 に、首都アディスアベバおける気温、降水量、日射量を示す。

20

アディスアベバ（首都）

図 9 平均気温・降水量・日射量（アディスアベバ）

0 5

10 15 20 25 30 35

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

気温

[℃]

月

気温

最高気温 最低気温

0 50

100 150 200 250 300 350 400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

降水

量[m

m]

月

降水量

降水量

アディスアベバ（中央、首都）

出典：World Meteorological Organization(2013)、NASA Langley Research Center

Atmospheric Science Data Center(2013)のデータを元に編集

0 5

10 15 20 25 30 35

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

気温

[℃]

月

気温

最高気温 最低気温

0 50

100 150 200 250 300 350 400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

降水

量[m

m]

月

降水量

降水量

0 1 2 3 4 5 6 7

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

日射量

[kWh/m2/日

]

月

日射量

日射量

21

基本データ エチオピアに関する基本データを下表にまとめる。2013 年時点のエチオピアの人口は

世界で 13 番目に多い 9,173 万人であり、国連の人口予測（「2012 年版 世界人口展望」）

では、2050 年にはその約 2 倍、世界で 9 番目に多い 1.8 億人となると予測されている。

旱魃による農業生産の落ち込みや、エリトリアやソマリアからの難民に加え、南北スー

ダンの軍事衝突による避難民が大量にエチオピア国内に流入し続け、経済への打撃を与

えてきた経緯があるが、近年の経済成長は目覚ましく、2004/05 - 2011/12 年の 8 年間で

平均 10.6％の GDP2 桁成長率を記録した。しかし、2012 年時点の一人当たり GNI は 410米ドルと、依然として最貧国の水準に留まっている。主要産業である農業は，エチオピ

アにおいて労働人口の約 90％，GDP の約 50％を占める。しかし小規模農家（全農家の

約 95％）による天水農業に依存しているため，最も重要な穀物であるテフの栽培を含め、

旱魃の発生に脆弱であるほか、慢性的に食料不足の状態にあり、食糧輸入と食糧援助へ

の依存が続いている。 エチオピア政府は、2010/11-2014/15 年の新 5 ヶ年開発計画「成長と構造改革計画

（Growth and Transformation Plan: GTP）」において、2020 年から 2023 年頃までに

中所得国入りを目指すとしている。その中で、道路や水と共に電気インフラの拡大によ

り、貧困撲滅を目指すことがうたわれている。

表 4 エチオピアの基本データ

一般 事情

面積 109.7 万平方キロメートル（日本の約 3 倍）

人口 約 9,173 万人（2013 年：世銀 ） 人口増加率 2.61％（2013 年：世銀 ）

首都 アディスアベバ 民族 オロモ族、アムハラ族、ティグライ族等約 80 の民族 言語 アムハラ語、英語 宗教 キリスト教、イスラム教他

政治 体制・ 内政

政体 連邦共和制

元首 ムラトゥ・テショメ・ウィルトゥ大統領 (Dr. Mulatu Teshome Wirtu)（2013 年 10 月就任、任期 6 年）

経済 （単位

米ドル）

主要産業 農業（穀物、豆類、コーヒー、油糧種子、綿、サトウキビ、ジ

ャガイモ、チャット〈エチオピア原産の常緑広葉樹〉、花卉、皮

革〈牛、羊、山羊〉 GNI 374 億米ドル（2013 年:世銀）

一人当りGNI 410 米ドル（2012 年:世銀） 経済成長率

（GDP） 8.5％（2012 年：世銀）

22

物価上昇率 22.8％（2012 年:世銀） 失業率 17.5％（2012 年：IMF） 総貿易額

(1) 輸出 3,109 百万米ドル (2) 輸入 9,498 百万米ドル （2012年）

主要貿易品目 (1) 輸出 コーヒー、チャット、金、革製品、油糧種子 (2) 輸入 石油、石油製品、化学製品、機械類、自動車、穀物・

穀類、繊維

主要貿易相手

国

(1) 輸出 中国（13％）、ドイツ（10.8％）、米国（7.9％）、 サウジアラビア（7.8％）、ベルギー（7.7％） (2) 輸入 中国（13.1％）、米国（11％）、 サウジアラビア（8.2％）、 インド（5.5％） （2012 年）

通貨 ブル（BIRR） 為替レート 1 米ドル＝19 ブル（2014 年 7 月現在）

経済協

力

日本の援助実

績

(1) 有償資金協力（2012 年度まで、E/N ベース） 37.0 (2) 無償資金協力（2012 年度まで、E/N ベース） 1,010.05 (3) 技術協力実績（2012 年度まで、JICA ベース） 336.01 （単位：億円）

主要援助国 米国：706.66、英国：552.25、日本：119.70、カナダ：118.64、 ドイツ：101.21 （2011 年 単位：百万ドル）

出典：外務省ホームページ 外務省「各国・地域情勢」より抜粋

http://www.mofa.go.jp/mofaj/area/ethiopia/data.html 2.1.2 電力に関する動向 地方電化

エチオピアの地方電化については、水・灌漑・エネルギー省（MoWIE）が担当してい

る。地方電化のマスタープランとして Universal Electricity Access Programme (UEAP)があり、これのもとにエチオピア電力公社（Ethiopian Electric Power：EEP）がグリッ

ド延伸を進めている。電力系統の拡張に関して、EEP による 2014 年 9 月発行のマスタ

ープラン、「Ethiopian Power System Expansion Master Plan Study - Final Report」が

存在する。以下、マスタープランから、当事業に関連する事項を抜粋し、要約した。 2013 年～2037 年をカバーするマスタープランであり、ここでは 2037 年までに電化率

95％、25 年間で発電規模を 20 倍とも予測する、野心的な電化計画が描かれている。電

源計画としては水力、再生可能エネルギー、火力による発電を組み合わせた、レファレ

ンスプランが導き出されている。歴史的には、エチオピアの電力の大半が水力によって

まかなわれてきたが（2008 年時点のデータで 86％）、現在建設することができる水力発

23

電所の建設費用は、既存の水力発電所や既に建設中の水力発電所と比較して高くなって

きており、地熱発電や風力発電、太陽光発電が、エチオピアにとっては魅力的になって

きている。 送電網の状況については、現状多数のオフグリッド地域が存在し、これらの地域では

小規模のディーゼルまたは水力発電によってエネルギー供給がなされているケースもあ

る。これらの供給形態は、総じて自給式システム（Self Contained System：SCS）とし

て知られている。自給式システムの合計発電能力は、34MW であり、そのうち 6.2MW が

小規模水力発電で占められている。送電システムは、このような地域も含むように前進

的に拡張されている。一方で、水・灌漑・エネルギー省やオロミア州へのヒアリングに

より、将来的にもオフグリッド地域は残り、20～25％の電力は、独立電源によって賄っ

ていく方針を持っている。 こうした、オフグリッドエリアの電化については、MoWIE 内の「エチオピア地方エネ

ルギー開発促進センター」が担当しているが、ドイツの GIZ など海外からの支援に依存

しているのが実情である。電化政策は、主に都市部や公共施設を対象に、現状のグリッ

ドを延伸することと、発電容量を増やしていくことが基本となっており、農村コミュニ

ティーの電化については、「電力需要がない」として、優先順位がかなり低いものとなっ

ている。連邦政府によるコミュニティー電化については、近い将来に実施されるような

計画、見込みは薄いといえる。 一方、後述するが、地方政府に灌漑用水路の整備や、水路を利用した発電を行う計画

が策定され、実行されつつある。地方電化の第 1 段階として、連邦政府や地方政府の予

算を使用したビジネス展開が現実的なプランとなりつつある。 太陽光発電の政策動向及び今後の見通し

マスタープランでは、水力発電以外の発電所及び電源系統計画として、太陽光発電が

挙げられている。太陽光発電は発電時の可動部分や環境への影響が少なく、グリッドに

接続されたシステムは 20 年間運転することが可能である。また、現在は太陽光発電モジ

ュール価格が下落しているため（2008 年以降モジュール価格は 75％下落している）、太

陽光発電への関心が高まっている。他の太陽光技術として、集光型太陽熱発電があるが、

太陽光発電に比べてコストが高く、技術的な面からみてもエチオピアには適していない

とされている。一年間に建設できる発電所の最大数は太陽光発電は系統の年間需要の

10%に制限されているた、メガソーラーと呼ばれる 300MW 級の発電所、または 3 つに

分割した名目上 100MW 級の発電所の建設が可能である。300MW のメガソーラーに必要

な土地の大きさは 390 ヘクタールであり、可能な限り南向きの平坦な土地であり、木、

家屋、フェンスなどの障害物がないことが望ましい。 エチオピアは、気候変動適応グリーン経済戦略（Climate Resilient Green Economy

24

Strategy：CGRE）5というグリーンエネルギープランを持つ数少ないアフリカの国であ

る。しかしながら、国内の経済状況により、民間企業に魅力的なFiTを利用することは難

しい状況にある。通常、FiT関税優遇措置の欠如は、太陽光発電スキームへの参入障壁と

なるが、マスタープランでは、太陽光発電モジュールの価格は下落しており、グリッド

パリティもすぐに達成されるとされている。エチオピア政府は、2012 年からの 5 年間に

太陽光発電による国の電力容量を 20％にするという目標を掲げているが、計画通りの 5年間での急速な普及は難しいと考えられる。 マスタープランでは、現在のエチオピアにおける太陽光発電の開発は、アメリカによ

る 300MW のメガソーラー建設以外には、主に地方の電気通信機器をサポートするため

に、オフグリッドシステムのみに拡大しているとしている。オフグリッドを用いた地方

電化スキームもいくつかは存在はするが、現段階では前述のメガソーラー以外に、グリ

ッドに接続するスキームやプラント建設はない。 米国に拠点を置く太陽光関連のグローバル企業である Spire Corporation 社と Sky

Energy International社は、エチオピアの地元企業Metals and Engineering Corporation (METEC)社との共同事業で、首都アディスアベバに生産能力 20MW のターンキーモジュ

ール組立工場を建設した。この事業はエチオピアにおける太陽光発電装置のコスト削減

に貢献すると考えられている。また、いくつかの現地企業が太陽光発電の開発に興味を

示している。上記を踏まえて、建設時の利息を除く設置価格は＄US1.8/kWp 又は

＄US1,800/MWp で設定されている。資本はモジュール、インバーター、システムのバラ

ンス、設置費用（土木工事費、人件費など）を含む。運用保守コストと現場の警備費を

含む運用コストは US$25/kW/年を見込んでいる。

小水力発電 小水力発電の開発については、MoWIE では、小水力のポテンシャル調査を実施し、40

カ所程度のサイトを選定している。しかしこれは、落差が数十メートルに上るものであ

り、超低落差型マイクロ水力発電ではなく、既存の発電方法に優位性があるサイトであ

った。また、ドイツの GIZ の支援により、エチオピア中部、南部諸民族州のアワサ周辺

の 4 サイトにおいてマイクロ水力によるコミュニティー開発事例がある。2012 年にスタ

ートしたばかりであるが、発電機の導入などの初期費用を GIZ が支援しながら、コミュ

ニティーにおいて発電機の維持管理や料金徴収を担当する運営委員会の立ち上げやキャ

パシティービルディングを実施している。特長として、当初より「ベストプラクティス」

を提示せずに、コミュニティーが自ら「持続的な発展を目指す電力活用手法」を検討す

るようにしスキームを導入している点にある。また、用水路敷設など、初期費用の一部

をコミュニティーに負担させていることも大きな特徴である。

5 The Government of the Federal Democratic Republic of Ethiopia (2011), The path

to sustainable development Ethiopia’s Climate Resilient Green Economy Strategy

25

2.1.3 エチオピアの環境政策

エチオピアにおいて、気候変動・環境分野を管轄する政府機関は、環境森林省（Ministry of Environment and Forest: MEF）である。2013 年 7 月に MoWIE 傘下の環境保護庁

（Environmental Protection Authority: EPA）と農業森林省の一部（森林分野）が統合

され、同省が設立された。 環境保護庁は 1995 年に設立されており、国際連合（UNFCCC）の主導するクリーン

開発メカニズム（Clean Development Mechanism：CDM）において、同国の指定国家

機関（Designated National Authority: DNA）としての役割を果たしている。 2013 年 5 月には、日本とエチオピアとの間で二国間オフセット・クレジット制度（Joint

Crediting Mechanism：JCM）に係る二国間文書の署名が行われた。環境森林省は合同

委員会（Joint Committee: JC）のメンバーであり、エチオピア側議長を Mehari Wondmagegn 局長が務めている（2015 年 2 月現在）。2013 年 8 月には、第 1 回の合同

委員会が開催され、早期の JCM プロジェクト実施が期待されている。 エチオピアでは、国家開発 5 カ年計画”Growth and Transformation Plan (GTP)”（2010

～2014 年）において、分野横断的な課題として、環境及び気候変動が挙げられている。

グリーン経済、気候変動に対し耐性のある経済を目指すにあたり、気候変動への対応策

及び温室効果ガスの緩和の重要性が述べられている。 気候変動に関する政策としては、2007 年に”Climate Change National Adaption

Programme of Action (NAPA) of Ethiopia”が策定されている。NAPA では、優先度の高

い潜在的適応策として 37 のオプションが示されているが、これらの多くは農業関連であ

り、エネルギー分野に関する具体的な緩和策については含まれていない。 NAPA に加え、2011 年にエチオピア政府は Climate Resilience Green Economy

（CRGE）を策定している。CRGE においては、エチオピアの 2025 年までの中所得国を

目指し、持続可能な経済発展を実現するため、下記 4 つの柱を基としたグリーン経済計

画が示されている。

① 耕作及び牧畜における生産方法の向上 ② 森林保護及び植林 ③ 再生可能エネルギーによる発電の拡大 ④ 運輸、産業分野、ビルにおける先端省エネ技術の活用拡大

なお、エチオピアにおける、環境及び天然資源管理に関する包括的な政策としては、

1997 年に”Environmental Policy of Ethiopia (EPE)”が制定されており、同政策では、環

境・天然資源管理に関する方針が、下記分野別に述べられている。

26

(a) 土壌管理及び持続可能な農業 (b) 森林、林地、木資源 (c) 遺伝、種、生態系の生物多様性 (d) 水資源 (e) エネルギー資源 (f) 鉱物資源 (g) 人間居住地、都市環境、公衆衛生 (h) 産業廃棄物による危険物質及び汚染の管理 (i) 大気汚染及び気候変動 (j) 文化、自然遺産

(e) エネルギー資源においては、再生可能エネルギー利用の促進による化石燃料の削減

が述べられている他、(i) 大気汚染及び気候変動において、太陽光エネルギーをはじめと

する、温室効果ガスの発生しない自然エネルギー分野の促進が述べられている。 さらに、EPE においては、分野横断的な政策の 1 つとして環境影響評価（Environment

Impact Assessment: EIA）の実施が挙げられている。 エチオピアでは、2002 年より環境影響評価の実施が法的に義務付けられており、環境

森林省により管轄されている。ガイドライン ”Environment Impact Assessment Procedural Guideline series1 (2003 年 11 月)”によれば、同国においてプロジェクトを実

施する場合、EIA の実施及び Study Report(Environmental Impact Statement：EIS)の提出が求められる。EIS については、連邦政府及び複数地域に跨るプロジェクトの場合

は連邦政府（EPA）に、それ以外の場合は適宜地方政府に提出する必要がある。 環境影響評価実施において、プロジェクトは以下の通り分類される。その中で、各分

野におけるプロジェクトは、3 種類（①環境に対し深刻な影響を与える恐れがあるため、

環境影響評価を全工程実施する必要がある、②タイプ、規模、その他の特徴によっては

環境に深刻な影響を与える可能性があるが、EIS を提出する必要はないと思われる、③

環境に対する影響はないと思われ、環境影響評価実施は不要）に分類される。

(1) 社会インフラ、サービス (a). 地方、都市水供給及び衛生 (b). 廃棄物処理 (c). 都市開発

(2) 経済インフラ、サービス (d). 交通 (e). エネルギー

(3) 生産分野

27

(f). 農業 (g). 灌漑及び排水 (h). 森林 (i). 家畜 (j). 漁業 (k). 鉱物抽出、加工 (l). 石油 (m). 産業

(4) 環境増進プログラムに関わる全プロジェクト エチオピアにおける環境影響評価の基本手順は、下図の通りである。

28

図 10 環境影響評価手順

出典：EPA, “Environmental Impact Assessment Guideline Document” 環境に関連するその他の法制度としては、大気・水質等の公害防止に係

る ”Environmental Pollution Control Proclamation” 、 森 林 保 全 に 係 る ” A PROCLAMATION TO PROVIDE FOR THE CONSERVATION, DEVELOPMENT

29

AND UTILIZATION OF FORESTS”が挙げられる。 2.1.4 事業環境 関税、制度

エチオピアでは、民間投資活発化のため、工場、機械、建設資材等の資本財について、

輸入に係る関税が 100％免除されている。さらに、投資家が新規に製造業、農産物加工業、

発電および電力供給等を行うため、新たな企業を設立する場合、所得税が免除となる。 また、エチオピアでは土地の所有権がなく、ほぼ全てが国有地である。これらの土地

は、長期的に（15 年～99 年）借用（リース）することが可能となっている。

輸送環境 通常、海外からエチオピアに調達機材等が輸入される場合、機材は隣国ジブチの港に

到着する。その後トラックにより陸路にてエチオピア国内に輸送される。ジブチ港から

アディスアベバ市内は、舗装された道路が通っており、またアディスアベバ市内と主要

工業地区であるモジョ（Mojo）や、ジブチに繋がる都市（アダマ、Adama）間は有料高

速道路が開通しており、効率的且つ円滑な輸送が可能である。 また、ジブチからアディスアベバ市内に繋がる貨物用の鉄道が、現在中国の支援によ

り建設中である。同鉄道は 2015 年に開通予定であり、開通後には、陸路輸送と比して 7～8 時間の輸送時間短縮が見込まれている。

設計調達建設（Engineering, Procurement, and Construction：EPC）業者 太陽光発電プロジェクトを実際に実施する際に施工を行う、現地の設計調達建設業者

候補は、以下の通りである。下記候補のうち、特に Alphasol Modular Energy は、太陽

光や水力をはじめとする再生可能エネルギープロジェクトを実施した経験を豊富に有し

ている。

Alphasol Modular Energy National Consultants Engineering Tropics consulting Engineers P.L.C Tekleberhan Ambaye Construction P.L.C

固定価格買い取り制度（Feed in Tariff: FiT）

エチオピアの FiT については、現在国会において審議中であるが、確定に至るまで 1年以上の期間を要すると見込まれている。エチオピア政府は、2012 年に”Feed-in Tariff Proclamation No ---/2012”のドラフトを取り纏めており、再生可能エネルギー発電に対す

る投資を促進するため、FiT を設定すると述べている。同文書（ドラフト）において、太

30

陽光発電（常時電力）における FiT については、下表の通り設定されている。

表 5 太陽光発電（常時電力）における FiT 価格 容量（MW） FiT（US cents/kWh） 0.01 – 0.1 10 0.1 – 0.5 9.5 0.5 – 2.5 9 2.5 – 5 8.5

5-10 8 出典：Ethiopian Electric Agency, ”Feed-in Tariff Proclamation No ---/2012”

2.1.5 事業化に必要な事項の検討 メガソーラー事業 1) 事業パートナーの検討 ＜政府機関＞

エチオピアにおいてメガソーラー事業を実施する場合、現在の同国の経済規模を考慮

すると、ODA 事業としての実施が適当と考えられる。 メガソーラーをはじめとする電力事業を管轄する政府機関は、MoWIE、ナショナルグ

リッド事業の実施機関は、MoWIE 傘下の EEP である。メガソーラー事業実施の際には、

同 2 機関をパートナーとして協議、検討を行う必要がある。 ＜設計調達建設業者＞ エチオピアにおいてメガソーラー事業の設計調達建設を実施する現地パートナーとし

ては、第 2 章 2.1.4 の Alphasol Modular Energy が有力である。 同項で述べた通り、同社はエチオピアにおける再生可能エネルギー関連事業において

設計調達建設を実施した経験を豊富に有している。他方、同社はメガソーラー事業のよ

うな大規模事業の実施経験はないため、円滑な施工実施のためには日本企業等実績を有

する然るべき企業が代表となることが重要である。

2) 関連法制度の検討 環境森林省へのヒアリングにおいて、メガソーラー事業をエチオピア JCM 案件として

実施する際、環境影響評価を実施する必要はないが、”Impact Assessment Report”を環

境森林省に提出する必要があるということが明らかとなった。しかしながら、本件につ

いては現在政府内で検討中であり、様式および要件等詳細については、今後具体化され

ていく予定となっている。 また、本報告書で示した太陽光発電設備設置候補地は、現在農耕地として利用されて

31

いる土地であるが、2.1.4 で述べた通り、エチオピアにおいては土地の所有権がなく、全

てが国有地であるため、政府が同地でメガソーラー事業を行うことを決定した場合、土

地収用等の調整がなされることとなる。 さらに、2.1.4 で述べた通り、本事業に必要な設備の輸入に係る関税は、免除される。

「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティー電化事業」 1) 事業パートナーの検討 ＜設計調達建設業者＞ エチオピアにおいて、マイクロ水力と太陽光の組み合わせによるコミュニティー電化

事業の設計調達建設を実施するパートナーとしては、メガソーラー事業と同様に、

Alphasol Modular Energy が有力である。 同項で述べた通り、同社はエチオピアにおける再生可能エネルギー関連事業において

幅広く設計調達建設を実施した経験を有しているため、本事業においても円滑な施工実

施が期待できる。

2) 関連法制度の検討 2.1.3 にて述べた通り、マイクロ水力と太陽光の組み合わせによるコミュニティー電化

事業を JCM 案件として実施する際、Impact Assessment Report を環境森林省に提出す

る必要がある。Impact Assessment Report の様式および要件等詳細については、今後具

体化されていく予定である。 また、本報告書で示した太陽光発電設備設置候補地は、現在利用されていない土地で

あるため、本事業実施における土地利用については問題ない。 さらに、2.1.4 で述べた通り、本事業に必要な設備の輸入に係る関税は、免除される。

32

2.2. ケニアにおける諸制度・事業環境 2.2.1 ケニアの基本情報 地勢、気候

ケニアは東アフリカに位置する共和制国家である。1963 年にイギリスより独立し、

1964 年に共和制に移行し、初代大統領にジョモ・ケニヤッタが就任した。イギリス連邦

加盟国の一つである。行政区分として 8 つの州が置かれていたが、2010 年の新憲法制定

によりそれまでの行政区分が廃止され、2013 年より 47 の分権化された地方行政区

（County、カウンティー）に再編された。カウンティーの下の行政区は、Ward （区）、

その下が Location となる。 ケニアは赤道直下に位置しており、北にエチオピア、北西に南スーダン、西にウガン

ダ、南にタンザニア、東にソマリアと国境を接し、南東はインド洋に面する。国土の大

部分は標高 1100m～1800m の高原であり、最高地点は赤道が通るケニア山で標高 5199mである。

図 11 ケニアの国土と主要都市

気候は、大部分が乾燥した高原サバンナである。11 月から 3 月にかけては北東モンス

ーン、5 月から 9 月には南東モンスーンと呼ばれる季節風が吹き、南東からのモンスーン

の影響を受け、3 月～5 月の大雨季、10 月～12 月の小雨季がある。中央部のハイランド

地区は、ケニアで最も雨が多く降る地域であるが、標高が高いため比較的冷涼な気候と

33

なっている。インド洋やヴィクトリア湖沿岸は、熱帯性気候の雨が多い地域となってい

る。ケニアの北部と北東部は、非常に乾燥し暑い地域であり、一方ケニア山は万年雪を

抱く氷河を持ち、標高 2,500m 以上の地域では、霜がおりる。図 5 に、当プロジェクトの

実施候補エリアに近い代表的な 3 都市における気温、降水量を示す。

34

ナイロビ（首都）

マリガット（バリンゴ湖）

キスム（西部）

出典：World Meteorological Organization(2013)、 NASA Langley Research Center

Atmospheric Science Data Center(2013) のデータを元に編集

0 5

10 15 20 25 30 35

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

気温

[℃]

月

気温

最高気温 最低気温

0

2

4

6

8

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

日射量

[kWh/m2/日

]

月

日射量

日射量

0 5

10 15 20 25 30 35

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

気温

[℃]

月

気温

最高気温 最低気温

0

2

4

6

8

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

日射量

[kWh/m2/日

]

月

日射量

日射量

0 5

10 15 20 25 30 35

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

気温

[℃]

月

気温

最高気温 最低気温

0

2

4

6

8

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

日射量

[kWh/m2/日

]

月

日射量

日射量

図 12 平均気温・日射量（ナイロビ、マリガット、キスム）

35

基本データ ケニアに関する基本データを下表にまとめる。2011 年時点のケニアの人口は 4,161 万

人であり、国連の人口予測（「2012 年版 世界人口展望」）では、2050 年にはその 2 倍以

上、9,700 万人になると予測されている。主要産業はコーヒー、茶、園芸作物などを中心

とした農業で、GDP の約 25％、労働人口の約 60％を占める。工業化は他のアフリカ諸

国と比べると比較的進んでおり、東アフリカにおいて大きな存在感を発揮している。 ケニアにおいては、2030 年までに中所得国になることを目指し、長期経済開発戦略の

国家プラン「Vision 2030」を 2008 年に策定した。この中で、全土の電化率を 100％に

することを目標としており、そのために地方電化庁が策定した計画では、2022 年までに

電化率を 65％にまで高めることを目指している。 大きな内政の動きとしては、2010 年の国民投票で新憲法の成立が決まった。当憲法は、

1963 年にイギリスの植民地支配から独立した際に制定された憲法に代わり、大統領権限

の縮小による三権分立の強化、カウンティーへの権限移譲による地方分権の推進など、

より制度的な民主化を促進するとみられる。当憲法は 2013 年総選挙後に施行された。

表 6 ケニアの基本データ

一般 事情

面積 58.3 万平方キロメートル（日本の約 1.5 倍） 人口 4,435 万人（2013 年：世銀） 首都 ナイロビ（Nairobi）（約 310 万人 2009 年：ケニア統計局） 民族 キクユ人、ルヒヤ人、カレンジン人、ルオ人等 言語 スワヒリ語、英語 宗教 伝統宗教、キリスト教、イスラム教

政治 体制・ 内政

政体 共和制

元首 ウフル・ケニヤッタ（Uhuru Kenyatta）大統領 （2013 年 4 月 9 日就任、任期は 5 年）

経済 (単位米

ドル)

主要産業

(農)コーヒー、紅茶、園芸作物、サイザル麻、綿花、とうも

ろこし、除虫菊 (工)食品加工、ビール、タバコ、セメント、石油製品、砂糖 (鉱)ソーダ灰、ほたる石

GDP 441 億米ドル（2013 年：世銀） 一人当り GNI 950 米ドル（2013 年：世銀） 経済成長率

（GDP） 4.7％（2013 年：世銀）

物価上昇率 9.4％（2013 年：世銀） 失業率 不明 総貿易額 総貿易額 約 2 兆 1,643 億ケニア・シリング

36

（2013 年、EIU）

主要貿易品目

(1)輸出 約 6,109 億ケニア・シリング 紅茶、園芸作物、コ

ーヒー、魚 (2)輸入 約 1 兆 5,534 億ケニア・シリング 工業製品、資本

設備、輸送用機器、食料品 （2013 年、EIU）

主要貿易相手国 (1)輸出 ウガンダ、英国、オランダ、タンザニア (2)輸入 アラブ首長国連邦、中国、印、サウジアラビア （2013 年、ケニア国家統計局）

通貨 ケニア・シリング（KSH） 為替レート 1 ドル＝約 88 シリング（2014 年 9 月現在）

経済協力

日本の援助実績

(1) 有償資金協力 2,985.13 億円 （2013 年度まで、E/N ベース） (2) 無償資金協力 1,193.10 億円 （2013 年度まで、E/N ベース） (3) 技術協力 1,047.15 億円 （2013 年度まで、JICA 経費ベース）

主要援助国

（1）米国（817.8） （2）英国（161.3） （3）ドイツ（157.0） （4）日本（132.07） （5）フランス（89.9） （2012 年、単位：百万ドル）

2.2.2 電力に関する動向 地方電化

地方電化については、エネルギー石油省（Ministry of Energy and Petroleum: MoEP）と、その傘下の執行機関である地方電化庁（Rural Electrification Authority: REA）が担

っている。2006 年のエネルギー法（Energy Act）に基づいて設立された（事業開始は翌

2007 年）。それ以前は MoEP が地方電化を担当していたが、地方電化率の達成速度を上

げるために分離・独立した形である。REA の役割として、以下の 6 つが挙げられている。

地方電化プログラム・ファンドを運営。 地方電化マスタープランの展開と改良。 地域ごとの具体的な需要を考慮しつつ、再生可能エネルギーを

促進する。

37

小水力、風力、太陽光、バイオマス、地熱、ハイブリッドシス

テム、石油等を燃料とする機材。 灌漑に電力を用いる可能性や、農業以外の収益活動をサポート

することを含む。地方電化プログラムのための追加的ファンド

を実行し、利用開始する 地方電化の許認可について説明、入札を行い、契約を締結する。

2030 年までに中所得国を目指すという国家政策「ヴィジョン 2030」（2008 年開始）を

受けて、MoEP と REA は「地方電化マスタープラン」を作成した（最終レポートは 2009年 8 月付）。これに則って地方電化を執行・推進しているのが REA であると言える。

REA の財源として、送配電事業を独占的に行うケニアパワー（Kenya Power）の全売

り上げの 5％が地方電化開発に充てられる。しかし REA では、人・質・資金面で地方電

化を促進するキャパシティーが不足しているのが現状である。 ハイブリッド・ミニ・グリッド

「地方電化マスタープラン」（2009 年）には、冒頭要約の一つとして「地方電化におい

て再生可能資源を利用すること」とあり、「ハイブリッド・スキーム」の重要性が書かれ

ている。その中には、以下のような記述もある。

ディーゼル発電に必要な燃料を運搬することは、ケニアの北西部、

北部、北東部、そして海岸沿いにある多くの遠隔地にとっては大変

な問題である。とりわけ、雨期にはそうである。[中略] 幸運にも、

これらの地域では再生可能エネルギー資源のお陰でトリプル（3 重

の）・ハイブリッド発電設備が建設可能である。すなわち、再生可能

な風力と太陽光に、トラックで補給されるディーゼル燃料を用いる

ディーゼル発電を組み合わせるのである。

「ハイブリッド・ミニ･グリッド」という用語を用いているのは、気候投資基金（Climate Investment Funds）による「再生可能エネルギー拡張プログラム」（Scaling-up Renewable Energy Program: SREP）がケニア政府に提案した文書「ケニアにおける

SREP 投資プラン」（2011 年 9 月）である。 これによると、「ハイブリッド・ミニ･グリッド」プロジェクトは、既存のミニ・グリ

ッドにおける発電総量のうち、約 30％を再生可能エネルギーで代替する。具体的には、

既存の 12 の独立型ミニ・グリッド（設置容量の合計約 11MW）に約 3MW の太陽光およ

び風力発電を設置する。さらに、政府は 27 施設（合計容量約 13MW）を追加する方針で

ある。

38

2.2.3 ケニアの環境政策 ケニアにおいて気候変動・環境分野を管轄する政府機関は、環境・水・天然資源省

（Ministry of Environment, Water, and Natural Resources: MEWNR）（政策決定機関）

及び国家環境保護局（National Environment Management Authority: NEMA）（執行機

関）である。環境・水・天然資源省は、2013 年の省庁再編により、環境・天然資源省及

び水省が統合され、設立された。国家環境保護局は、1999 年に ”Environmental Management and Co-ordination Act No. 8 of 1999（EMCA）”に基づき、ケニア政府に

おける環境政策の執行機関として設立された。また、各種環境アセスメントや環境規制

を行うと同時に、クリーン開発メカニズムの指定国家機関となっている。なお、地方レ

ベルでの環境政策については、各地方自治体が関与する。 ケニア政府は、2013 年に”National Climate Change Action Plan”を発表し、緩和策を

示しており、地方部の電化について、地熱発電等再生可能エネルギーを促進する方向性

が示されている。 また、日本とケニアは、2013 年 6 月に JCM 二国間合意文書に署名している。ケニア

側の JCM 議長は、環境・水・天然資源省の Dr. Alice Kaudia / Chair of the JCM が務め

ている。同年 8 月に第 1 回の合同委員会が開催されており、早期の実施が期待されてい

る。 ケニアにおいて事業を実施する場合、分野により事前に環境影響評価を実施する必要

がある。環境影響評価の実施については、国家環境保護局が管轄している。環境影響評

価の実施が必要とされるプロジェクトは、以下の通りである。

(1) 一般 (2) 都市開発 (3) 運輸・交通 (4) ダム、川、水資源 (5) 空中噴霧 (6) 森林関連 (7) 農業 (8) 製造・加工業 (9) 電力インフラ (10) 廃棄物処理 (11) 自然保護地域 (12) 原子炉

通常、環境影響評価の手順は下図の通りである。必要書類が国家環境保護局に提出さ

れてから、通常 45 日以内に承認がおりる。却下されレビューが必要となった場合、修正

39

がなされるまで環境影響評価のプロセスは停止するが、その期間も含め、通常は 45 日間

以内に承認がおりる。費用は、プロジェクトに必要な金額の 0.1%か、1 万ケニア・シリ

ング（ksh）のいずれかとなる。

図 13 環境影響評価手順 出典：NEMA, ”Environment Impact Assessment Guidelines and Administrative Procedures”

40

2.2.4 事業環境 関税、制度

ケニアにおいては、太陽光発電システムに係る輸入の際の免税措置が行われており、

太陽光発電設備を関税なしで輸入することが可能である 6。 太陽光発電事業をケニアにおいて実施する場合、関連する税金は下表の通りである。

表 7 ケニアにおける事業実施に関連する税

税の種類 税率/内容 準拠法 法人税 30％（外国企業の場合は 37.5％）。 Income Tax Act

源泉課税 現地、地域、国際的な様々なサービスに対し 5、

15 または 20%。 Income Tax Act

補償税 配当金がゼロの場合。 Income Tax Act

過小資本 外国企業の負債が、自己資本の 3 倍を超える場

合。 Income Tax Act

投資控除手

当 EPC 経費の 150%。 Income Tax Act

国内消費税 N/A Customs &

Excise Act

印紙税 自治区域内における不動産に対し 4%。自治区域

外の場合は 2%。また、授権資本の増額に対し、1%。 Stamp Duty Act

鉄道開発課

税 輸入品価格の 1.5%

The Finance Act, 2013

輸送環境

海外からケニアに資材を輸入する際、海上輸送もしくは空路による輸送の選択肢が挙

げられる。 海上輸送の場合、貨物はモンバサ港に到着し、同港から鉄道またはトラックにより事

業実施サイトまで陸送される。モンバサ港からナイロビまでは、舗装された道路

（Mombasa Road）で繋がれており、6 時間程度の時間を要する。 また、ケニア国内には、多くの空港が建設されている。そのため、海外から資材を輸

入する場合、事業サイトに近い空港に空輸し、その後トラック輸送により事業サイトま

で陸送することが可能である。

6 “East Africa Community Customs Management Act”, Value Added Tax

Amendment Act No.7 of 2014

41

設計調達建設業者 太陽光発電事業において施工を行うことが可能と思われる現地の設計調達建設業者は、

以下の通りである。下記業者は、多くの太陽光プロジェクトを実施してきた経験を有し

ているが、中でも Socabelec 社は、太陽光や風力等、幅広い施工実績を有する。また、ハ

イブリッド化が必要な場合には、ミニ・グリッドの設計等を行うことも可能である。そ

の他の企業は、単に太陽光システムの導入のみにとどまっていることから、同社は技術

的な優位性を有していると言える。

Socabelec East Africa Power Point Systems (E.A) Limited Solar Works (E.A) Ltd Center for Alternative Technologies Ltd

固定価格買い取り制度（Feed in Tariff: FiT）

再生可能エネルギーの導入を促進すべく、エネルギー石油省は固定価格買い取り制度

（Feed-in-Tariff : FiT）をまとめている。2008 年 3 月に初めて発布され、2010 年 1 月に

第 1 回目、2012 年 12 月に第 2 回目の改定が行われた。正式名称は「風力、バイオマス、

小水力、地熱、バイオガス、太陽光を資源とする発電に関する FiT 政策」である。 この制度は、ナショナル・グリッド（具体的にはケニアパワーが電気の買い手「Off-taker」

となる）だけでなく、「オフグリッド（ミニ・グリッド）システム」も買い手として想定

している。よって、本調査分野と関連性がある。 第 2 回改定で設定された買い取り価格は、下記の通りである。2010 年版と比べると、

設備容量 0.5（バイオガスのみ 0.2）～10MW の小規模プロジェクトと 10.1MW 以上のプ

ロジェクトに明確に切り分けられ（ただし地熱は 35MW 以上のみ）、分かりやすくなっ

た。2014 年 3 月発行の FiT のパンフレットによると、設備容量や買い取り価格などは第

2 回改定時の据え置きのままである。 これらの価格や細則は 3 年に一度見直されるのが原則であるが、中間時点でも検討が

行われる（第 15 条）。

表 8 設備容量 10MW 以下の小規模プロジェクト用 FiT

種別 設置容量 （MW)

標準 FiT （USD/kWh）

変動可能 な部分

最低容

量 （MW)

最大容

量 （MW)

風力 0.5-10 0.11 12% 0.5 10

水力* 0.5 0.105 8% 0.5 10 10 0.0825 バイオマス 0.5-10 0.1 15% 0.5 10 バイオガス 0.2-10 0.1 15% 0.2 10

42

太陽光（ナ

ショナル・グ

リッド接続） 0.5-10 0.12 8% 0.5 10

太陽光 （オフグリ

ッド） 0.5-10 0.2 8% 0.5 1

*水力発電で 0.5-10MW の間の買い取り価格を決めるには、［直線的］補間［方式］を用

いる。

表 9 設備容量 10MW を超えるプロジェクト用 FiT

種別 設置

容量 （MW)

標準 FiT （USD/kWh）

変動可能 な部分

最低

容量 （MW)

最大

容量 （MW)

最大累積

容量 （MW)

風力 10.1-50 0.11 12% 10.1 50 500

地熱 35-70 0.088

最初の 12 年は 20%、 その後は

15%

35 70 500

水力 10.1-20 0.0825 8% 10.1 20 200

バイオマ

ス 10.1-40 0.1 15% 10.1 40 200

太陽光 （ナショナ

ル・ グリッド接

続）

10.1-40 0.12 12% 10.1 40 100

標準の買い取り価格設定に大きな変動はないが、太陽光については 2010 年版で独立型

／オフグリッドへの接続のみを対象にしていたところ（2010 年版第 73 条）、第 2 回の改

定でナショナル･グリッド接続が新たに設定された（1kWh あたり 12US セント）。また

バイオガスについては、より小さな規模から FiT を認めるようにした（2012 年版第 12条）。 加えて、新たに物価スライド部分（the Indexed Component）が導入された。これは

オペレーションとメンテナンスのコスト部分を、アメリカ合衆国の消費者物価指数に合

わせて毎年変動させるというものである（第 25 条）。その変動幅は表の通りで、標準価

格の 8～20％と設定されている。 本調査の対象である「地方電化のハイブリッド・ミニ・グリッド」は、基本的に 0.5～

10MW の小規模クラスに該当する。このカテゴリでは第 27 条に注目しておきたい。それ

は、FiT プロジェクトの累積設備容量（出力）はシステム全体の設備容量の 10％までし

か認められないというものである。10％を超えそうになった場合、政府の調査と認可が

43

必要になる。（これはナショナル・グリッド接続をする場合の制限と考えられる。） 2014 年 3 月発行の FiT のパンフレットによると、FiT が発布されてから、100 以上の

様々な開発段階の計画が承認されている。表 5 は 2013 年 11 月段階での再生可能エネル

ギー計画の内訳である。

表 10 再生可能エネルギー計画内訳

風力 バイオマス/バ

イオガス 小水力 太陽光

その他

(波力） 合計

PPA（電力購入契

約）承認 1 - 3 - 4

進行中の PPA 交

渉 2 - 6 - 8

F/S 中 31 13 29 26 1 100 承認された計画の

総数 34 13 38 26 1 112

総容量（MW） 1,988.95 301.372 219.495 806.65 100 3,416.467 （2013 年 11 月）

また、ケニアにおける現在の環境法には、ネットメータリングに係る記述は含まれて

いない。しかし、国家エネルギー法 2014（ドラフト版）においては、ネットメータリン

グについて下表のとおり示されている。また、エネルギービル 2014（ドラフト版）にお

いても、ネットメータリングに係る記載がある。そのため、ケニア政府は今後ネットメ

ータリングの導入を促進していく方針であると言える。

表 11 国家エネルギー法 2014（ドラフト版）におけるネットメータリングに関する記載 【定義】 ネットメータリングは、公共の配電設備と並行して動作し、1 台以上の測定器により電力

供給量を測定するシステムとして定義される。これは、電力消費者にとって、再生可能エ

ネルギーによる発電電力を小売業者や流通業者に販売するためのインセンティブとなる。 【概要】 政府は、ネットメータリングを、太陽光や風力エネルギーが直面する課題に対処

するための政策および戦略の一つとして、また直接販売もしくはネット―メータリングを

通じ、太陽光や風力による電力をナショナルおよび独立グリッドに接続するためのフレー

ムワークを提供するものとして採用することを目指している。

政府は、電力消費者による再生可能エネルギー由来の電力に対するネットメータ

44

リングのための関税の整備を、国内の再生可能エネルギー導入が直面する課題に対応する

戦略として計画している。

政府は、同政策の行動アジェンダにおいて、短期間（2012～2016）に、ネットメ

ータリングに必要な法制整備を行うことを目標としている。 表 12 エネルギービル 2014（ドラフト版）におけるネットメータリングに関する記載 エネルギー石油省の下に、ネットメータリングを担当する事務局を設置する。 ネットメータリングシステムおよびネットメータリングシステム合意の定義 ネットメータリングに適用される再生可能エネルギー発電の上限を、20KW とす

る。 2.2.5 事業化に必要な事項の検討

ハイブリッド・ミニ・グリッド事業 1) 事業パートナーの検討 ＜設計調達建設業者＞

ケニアにおいてハイブリッド・ミニ・グリッド事業を実施するパートナーとしては、

第 2 章 2.2.4 で述べた Socabelec 社が有力である。 同項で述べた通り、Socabelec 社は太陽光発電事業の施工を行った経験を豊富に有して

いるため、本事業においても円滑な事業の実施が見込まれる。また、同社へのヒアリン

グにおいて、同社が本事業に対し関心を抱いており、実施の際は設計調達建設業務を請

け負うことについて意欲的であることが明らかとなった。

2) 関連法制度の検討 ケニアにおいて、太陽光発電プロジェクトは、環境影響評価を実施する必要のある分

野には含まれていない。ただし、「一般（周辺環境と調和しない規模や構成、または現在

の土地利用に大きな変更が生じる）」に含まれる場合、環境影響評価の対象となる。本報

告書で示した太陽光発電設備設置候補地においては、上記の対象となる可能性は低い。 また、現地設計調達建設業者（Socabelec）へのヒアリングでは、これまでの多くの施

工実績の中で、環境影響評価に係る問題が生じた経験はなく、農業用地等を対象としな

い限り、本事業が環境影響評価において問題となることはないとの発言があった。 また、2.2.4 の通り、ケニアで太陽光発電事業を行う場合、設備の輸入に係る関税につ

いては免除されるが、鉄道税等のその他の税金を支払う必要があることに留意が必要で

ある。

45

第3章. 事業化に向けた具体的計画の検討

本章では、エチオピアとケニアにおいて、JCM の対象となることを想定した、太陽光

発電を活用した次の３つの事業の具体的な計画の検討を行う。

事業において、テーマ１は公的資金の利用による詳細 F/S とパイロット事業の実施、

テーマ２とテーマ３については、経済産業省と UNIDO による LCET（Low Carbon Low Emission Clean Energy Technology Transfer Programme、低炭素・低排出クリーンエ

ネルギー技術移転プログラム）における、パイロット事業の実施を念頭に置いている。

以下では、具体的な計画としてパイロット事業を実施するにあたっての概要を作成した。 3.1. エチオピアにおける「メガソーラー事業」 3.1.1 メガソーラープロジェクトサイトの検討及び選定

エチオピアの EEP が 2014 年 9 月に作成した電力供給マスタープラン・最終レポート

に記載のある、同国では 100MW クラスのメガソーラーが 5 カ所建設されるという情報

を元に、EEP と担当者と今後の事業についてのヒアリングを行った。その際、5 カ所の

メガソーラー予定地においては、具体的なサイトが同定されていないことを確認した。

京セラの技術を活用した提案を行うという点から、EEP の担当者から首都アディスアベ

バの南東部 Nuraera 地区を推薦された。同地区において、以下のようなエチオピアのサ

イト選定クライテリアを策定し、適切な用地を選定することとした。

サイト選定クライテリア ① 太陽光発電システム容量が大きなものであること（土地条件：広大、フラット等） ② 他のサイト導入時のモデルケースとなること ③ 送電線供給信頼度が低くないこと及び近傍にあること

[テーマ１] ：エチオピアにおける、「メガソーラー事業」

[テーマ２] ：エチオピアにおける、「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニ

ティー 電化事業」

[テーマ３] ：ケニアにおける、ディーゼルと太陽光を組み合わせた「ハイブリッド・ミニ・

グリッド事業」

46

（調査対象地域） EEP より指定のあったサイト位置を確認したが、1km 四方が確保できない、機材搬入

経路が確保できないなど、諸条件に適していない状況であった。

図 14 Nuraera 地区のサイト候補地

調査団と現地関係者にて近隣の地域を確認、検討した結果、幹線道路沿いにおいて、

比較的平坦な地形を有し、系統接続可能な送電線が近くに存在する以下の場所にてシス

テム設計を行うこととする。 マルカーサ（Merqasa） ： 東経 39°38’55” 北緯 8°46’56”

47

図 15 マルカーサ地区の位置関係

3.1.2 システム検討 1) 太陽光発電所の規模

EEP は 50～100MW 規模のプロジェクトを期待しているが、最小単位である 10MW 規

模とし、必要に応じて規模を検討する。連系接続する送電線の容量にも応じて規模は設

定されるため、F/S を行うシステム規模を 10MW とする。

2) サイト情報 マルカーサ地区はアワシュ－アッサブ ハイウェイ（Awash-Assab highway）という幹

線道路沿いに位置する休耕地である。メガソーラー建設には、太陽電池モジュールを始

めとする資機材を大量に輸送する必要があるため、建設コスト削減のために搬入経路が

確保されている土地の選択は必須である。また、下図に示す通り、比較的平坦な土地で、

周囲に遮蔽物も無いため、太陽光発電システムを設置するのに適していることから、当

地区にて F/S のサイトとする。

Map Data ⓒ2015 Google

マルカーサ

48

図 16 マルカーサ地区の風景

3) システム構成

太陽光発電システムの規模は、260W の太陽電池モジュールを 38,400 枚使用し、トー

タル 9.98MW とした。太陽電池アレイとパワーコンディショナ（PCS）を含むシステム

設置に要する面積は、260m×500m 程度を想定し、プロジェクトレイアウト図を図 17に、システムブロック図を図 18 に示す。

図 17 サイトレイアウト図（マルカーサ）

49

図 18 システムブロック図（マルカーサ）

PCS は、定格出力 500kW 2 台を 1MVA の変圧器に接続して 1 パッケージとすること

で、構成機器の簡素化と省スペース化を図り、PCS パッケージは屋外仕様とすることで、

建屋建設と配線工事を省略する計画とする。 4) 推定発電量シミュレーション

太陽光発電システムにおける推定発電量を、Meteonorm の気象データを活用して、シ

ミュレーションを行った結果を表 13 に示す。 なお、試算条件として、汚れ係数、温度

係数、DC ケーブル損失、PCS 変換効率は含まれている。 年間積算日射量は 2,103kWh/m2 であり、本システムにおける年間推定発電電力量は

13,958MWhとなる。これは、日本の一般家庭 2,470 世帯が一年間に使用する電力量にあ

たる。7

表 13 推定発電量（マルカーサ）

7 太陽光発電協会 表示ガイドライン（平成 26 年度）一般家庭の平均年間電力消費量

5,315kWh/年

50

Category Jan. Feb. Mar. Apr. May Jun. Jul. Aug. Sep. Oct. Nov. Dec.

日射量（kWh/m2/日） 6.16 6.68 6.65 6.13 5.65 5.03 4.29 4.45 5.13 6.23 6.70 6.13

日射量（kWh/m2/月） 191 187 206 184 175 151 133 138 154 193 201 190

平均気温（℃） 23.6 25.6 25.2 23.7 24.3 23.0 21.6 22.0 22.8 23.4 21.8 23.0

設計係数 0.664 0.658 0.659 0.664 0.662 0.666 0.671 0.669 0.667 0.665 0.670 0.666

総発電量（MWh） 1,267 1,228 1,355 1,220 1,157 1,004 891 922 1,025 1,281 1,345 1,264

5) システム価格の検討

システム価格の検討にあたり、エチオピアでは、太陽光発電システム用に必要な資機

材は輸入に頼っており、現地機材の活用は困難であるため、日本からの調達を計画する。

第 2 章(2) 3)EPC 業者にて候補として挙げられている”Alphasol Modular Energy”は、再

生可能エネルギープロジェクトの経験があることから、本事業の施工を行うことを想定

し、工事費見積りを取得し積算した。事業費細目は、①資機材費、②輸送費、③試運転

調整技術費、④工事費とし、総事業費を表 14 に示す。また、合計金額に VAT が加算さ

れる。

表 14 総事業費（マルカーサ、VAT 含まず） No. 項目 数量. 価格 ① 資機材費 $ 19,980,400 1 太陽光発電モジュール 38,400 2 設置機材 1 3 ジャンクション

ボックス 140

4 1MW パワーコンディショナー 10 5 モニタリングシステム 1 6 気象計 1 7 ケーブル類 1 ② 輸送費 $ 4,347,200 ③ 試運転調整技術費 $ 231,900 ④ 工事費 $ 6,608,700 合計 $ 31,168,200

※パワーステーションの建設費は含まず

51

6) 事業化に向けた具体的な政策 エチオピアの FiT については、第 2 章で示したように、現在国会において審議中であ

る。しかし、現在審議中の FiT 価格では、メガソーラー事業展開をしたとしても投資回

収に 20 年以上かかる試算となるため、投資家等への顕著な動きに連動しないことが想定

される。仮に、投資回収年数から想定した FiT 価格を表 15 に示す。

表 15 想定 FiT 価格と投資回収年数（調査団にて算出）

年 FiT [USD/kWh]

7 0.32

10 0.25

15 0.17

20 0.13

現在、日本における太陽光発電システム（メガソーラー）の投資回収目標として、10

年未満とされている。表 15 より、10 年で投資回収となる FiT 価格 0.25USD/kWh を適

用した場合の試算結果を以下の図 19 に示す。

図 19 FiT0.25USD/kWh における投資回収年数と収支

図 19 の試算には、太陽電池モジュールの経年劣化及び運営維持管理費が含まれている。

その内訳として、太陽発電モジュールの経年劣化率を 0.5%と仮定、運用 10 年目に PCS

52

のメンテナンスコスト（機器更新）、初期費用の 0.2%が毎年の発電所運営費用としている。 上述の通り、メガソーラー事業化に向けた取り組みとして、日本の公的資金スキーム

を活用し、短期的には同国における電力マスタープランに基づく案件を形成し、日本製

品の優位性を示す。他方、FiT 価格のプレミアなどの政策実施、国際電力取引等も行うこ

とにより、電力産業市場として基盤整備を行えば国内外資本家の事業参入の動きも加速

することが思料される。 3.2. エチオピアにおける「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティ

ー電化事業」 3.2.1 マイクロ水力ハイブリッドの要諦

エチオピアにおける超低落差型マイクロ水力発電システムの導入については、NEDO平成 25 年度地球温暖化対策技術普及等推進事業「エチオピア連邦民主共和国・ケニア共

和国におけるマイクロ水力発電によるコミュニティー電化事業の案件発掘調査」にて、

1,558 箇所が発電ポテンシャルを有し、全プロジェクトの合計発電規模は 83MW である

と試算されている。しかしながら、灌漑用水路の水量は必ずしも一定ではなく、季節変

動により減少し、マイクロ水力による発電電力が不足することが懸念される。そこで、

独立再生可能エネルギーとして利用可能な太陽光発電システムを組み合わせることで、

電力不足を解消し、安定した電源供給を実現する、マイクロ水力ハイブリッドシステム

を提案するものである。 3.2.2 プロジェクトサイトの検討及び選定

プロジェクトの実施場所は、経済産業省と UNIDO による LCET 事業の一環としてマ

イクロ水力発電のパイロット事業が予定されているオロミア州ファンターレとなるが、

具体的なサイト選定については、以下のクライテリアを提示するとともにポテンシャル

サイトを選定する。

（調査対象地域）

前述のとおり、LCET 事業として、ファンターレおけるマイクロ水力発電システム導

入が進められている。本プロジェクトはエチオピアにおけるマイクロ水力発電事業のパ

サイト選定クライテリア ① ナショナルグリッド延伸の計画がない地域であること ② マイクロ水力発電の運用がなされている、もしくは運用する予定があること

53

イロットプラントとしての位置づけをなされており、太陽光発電によるハイブリッド化

もショーケース効果としてモデル事業の役割が期待される。 ・ファンターレ：東経 39°46’43” 北緯 8°44’05”

図 20 ファンターレ地区の位置関係

3.2.3 システム検討 1) システム概要と負荷設計

本事業は、LCET 事業において先行導入される超低落差型マイクロ水力発電システム

をベース電源として、太陽光発電システムを連系することで、水量が減少する時期にお

いても安定的に電力供給を実現することを目的とする。しかしながら、太陽光発電は天

候によって出力が変動するため、単体での安定電源化は困難である。具体的な例として

は、日射急変により太陽光発電の出力が急峻な低下を起こすことが考えられる。このと

き、系統要求負荷が総発電量を超えることにより、系統電圧低下の事象により停電事故

に繋がる。その対策として、蓄電池を用いて供給電力の安定化を行なう対策が必要とな

る。 マイクロ水力・太陽光・蓄電池の多電源を選択的に効率よく利用する制御システムが

不可欠であり、統合的なマイクログリッドシステム設計が重要となる。システムイメー

ジを図 21 に示す。

54

図 21 マイクロ水力ハイブリッドの構成イメージ

2) サイト情報

ファンターレ地区はアワシューアッサブハイウェイ（Awash-Assab highway）から未

舗装路を南東に進んだ位置にあり、図 22 に示すような灌漑用水路を活用した農業が盛ん

な地域であり、マイクロ水力発電システムも同用水路に設置予定である。

図 22 ファンターレ地区の灌漑用水路

マイクロ水力発電システム設置予定地の近傍に太陽光発電システムが設置可能な土地

を調査したところ、近隣住民の未利用地である図 23 をサイト適地として選定した。ただ

し、この未利用地は緩やかな丘陵地形に属するため、太陽光発電システムの基礎や架台

の設計および施工においては、こうした条件下での設置技術を有する事業者の必要性が

ある。

55

図 23 ファンターレ地区サイト候補地

引続き、システム設計のため、負荷条件を検討する。住民の要望では、家庭での照明、

携帯電話の充電、商店における冷蔵庫の稼働が挙げられた。さらに、オロミア州水・鉱

物・エネルギー局の Amensisa Tsegaye Bedane 氏より、農業が主要産業であるファンタ

ーレ地域にとって、脱穀機などの農業機械の導入は生産能力や付加価値を大きく向上す

るという要望もある。これら多角面より勘案し、図 24 に示す負荷モデルを作成した。

図 24 ファンターレ地区における負荷モデル 3) システム構成

ファンターレ地区における太陽光発電システムの規模は、260W 太陽電池モジュール

48 枚を使用し、トータル 12.48kW とした。サイトレイアウトを図 25 に示す。

56

図 25 サイトレイアウト

太陽電池モジュールの設置は、比較的傾斜の緩やかな土地を想定している。また、PCS

類および蓄電池は、コンテナタイプの収納設備に設置することとした。コンテナ内部に

は、PCS、昇圧トランス、グリッドコントロールユニット、データ収集用計測 PC を収納

する。 続いて、システムブロック図を図 26 に示す。

図 26 システムブロック図（ファンターレ）

57

PCS は定格出力 10kW とし、蓄電池は密閉型鉛蓄電池で 288V400Ah とする。また、

これら電源をコントロールユニットに接続する。コントロールユニットは、優先的にマ

イクロ水力と太陽光の電力を供給し、余剰電力が発生する場合は、蓄電池を充電する。

水流量や日射量が不足し、電力不足が発生する場合は蓄電池から放電し、安定して電力

を供給することが可能である。 本システムを運用した場合のシミュレーションは以下の通りである。太陽光発電量に

かかる日射量は、Metonorm の全天日射量データを参照し、マイクロ水力発電にかかる

水流量は CLOVER(Copyright © 2009 National Institute of Advanced Industrial Science and Technology (AIST))の提供するベトナムの河川流量を元に、エチオピアの降

水量データに合わせて作成した。水流量が最も少ない時期における結果を図 27 に示す。

また、これを一年分シミュレーションした結果を図 28 に示す。

図 27 システム運用シミュレーション

図 28 年間発電シミュレーション

図 28 の BT は正側が放電、負側が充電を示し、SOC（右軸）は蓄電池の充電状態を示

58

すものである。蓄電池の充放電量を適切に制御することで、本シミュレーションにおけ

る停電率は 0％と、安定した電力供給が可能である。 4) システム価格の検討

システム価格の検討にあたり、本システムはマイクロ水力発電とのハイブリッド化を

実現する技術、および、システム保証の観点から、太陽光発電システムに必要な資機材

は、日本から調達する計画とする。 第 2 章において EPC 業者の候補とした Alphasol Modular Energy は、再生可能エネ

ルギープロジェクトの経験があり、マイクロ水力発電システムの納入実績を持つことか

ら、本事業の工事費見積りを取得し積算した。 事業費細目は、①資機材費、②輸送費、③試運転調整技術費、④工事費とし、総事業

費を表 16 に示す。また、合計金額に VAT が加算される。

表 16 総事業費（ファンターレ、VAT 含まず）

No. 項目 数量. 価格

① 資機材費 $ 363,000

1 太陽光発電モジュール 48

2 設置機材 1

3 ジャンクション ボックス

1

4 パワーコンディショナー 1

5 コントロールユニット 1

6 トランスフォーマー 2

7 蓄電池 1

② 輸送費 1 $ 105,000

③ 試運転調整技術費 1 $ 79,000

④ 工事費 1 $ 122,000

合計 $ 669,000

59

3.3. ケニアにおける「ハイブリッド・ミニ・グリッド事業」 3.3.1 ハイブリッド・ミニ・グリッドの要諦

住民の生活レベルの向上や、地域の産業振興に資する電化政策において、ナショナル

グリッドの延伸が困難な地域では、ディーゼル発電機を用いたミニ・グリッドが形成さ

れている。しかし、化石燃料を用いた発電方式は、温室効果ガスの発生につながり、長

期的なスパンにおける燃油価格の高騰も懸念材料となっている。本項では、それらの課

題に対して、再生可能エネルギーである太陽光発電システムを組み合わせたハイブリッ

ド・ミニ・グリッド化（蓄電池を含まない）をケニアにおいて提案するものである。 一般的に、ディーゼル発電機を主体とする系統に接続する場合、太陽光発電システム

の容量は、ディーゼル発電機の容量に対して最大でも 20%以下に設計しなければならな

い。これは、太陽光発電による出力電流が発電機側に逆潮流し、焼損させるのを防止す

るためである。また、太陽光発電により、ディーゼル発電機から見た負荷が過剰に低く

なると、発電機の発電効率（燃費）を悪化させるばかりか、ひいては、不完全燃焼によ

る煤を発生させるため、メンテナンスの頻度を上げることになってしまう。これらの問

題点を解決して太陽光発電システムの連系容量を増加させる手段としては、ストレージ

型蓄電池設備の併設が挙げられる。しかしながら、リチウムイオン蓄電池や鉛蓄電池を

始めとする蓄電池は導入コストが高く、また、充放電制御にも因るが、寿命により 5～10年で更新する必要があるため、長期的視野に立った経済効果を見出すことは困難である。 そのため、蓄電池を導入せずにディーゼル発電機に対する太陽光発電の導入比率を最

大 60%まで向上させる技術を適用する。具体的には、発電機側の発電電力と負荷側の需

要電力のバランスを監視し、太陽光発電の出力を制御することで、効率的にディーゼル

発電燃料を削減する。制御対象は太陽光発電側であるため、既存の発電設備に対して改

造・更新の必要がない点もこのシステムの特長である。図 29 にシステムのイメージを示

す。

図 29 DG-PV ハイブリッドシステムイメージ

60

3.3.2 プロジェクトサイトの検討及び選定 今後の事業の実施、並びにパイロット事業の実施を念頭に、以下のクライテリアを元

に MoEP の担当者と協議を行った結果、パイロット事業のサイトとして、バリンゴ湖の

コクワ島を推薦された。また、同様の条件（離島である、近年まで電化がなされていな

った）を有するヴィクトリア湖に浮かぶムファンガノ島を訪問し、電化後の電力負荷状

況を確認することとした。また、ムファンガノ島自体にも太陽光発電の導入が予定され

ているために、ここでも技術提案を行うこととした。

（調査対象地域）

ディーゼル発電機によるミニ・グリッドが形成されている、もしくは、これから形成

する計画がある 2 サイトについて調査を行なった。 ・ムファンガノ島（ヴィクトリア湖） ：東経 34°03’53” 北緯 0°28’01” ケニア政府が 150kW の太陽光発電システム導入を計画 ・コクワ島（バリンゴ湖） ：東経 36°04’18” 北緯 0°36’10” MoEP より、パイロット事業のサイトとして紹介される。

図 30 バリンゴ湖、ムファンガノ島の位置関係

（2012 年調査で作成したハイブリッド・ミニ・グリッドの分布地図を基に作成）

サイト選定クライテリア ① ナショナルグリッドの延伸が困難な地域であること ② ディーゼル発電機の運用がなされている、もしくは運用する予定があること ③ ディーゼル発電が 24 時間運営（予定）されていること

61

3.3.3 システム検討 ムファンガノ島 1) 需要電力想定

ムファンガノ島は 2008 年にディーゼル発電機が設置され、現在の接続契約件数は 120件で、使用電力量は、年間約 22,000kWh である。2014 年 11 月における日中の使用電力

パターンを図 31 に示す。

図 31 2014 年 11 月 電力パターン

夜間の電灯使用などによるピークが 19 時から 21 時の間に発生するプロファイルであ

る。他方、現在は 500 kVA のディーゼル発電機を主に稼働しているが、プロファイル上

はディーゼル発電機の最低運転容量を下回る稼働状況である。ムファンガノ島には

150kVA のディーゼル発電機も常備しているが、系統負荷の力率が低く、150kVA のディ

ーゼル発電機では容量不足となるため使用していない。電力需給としては、非常にアン

バランスであるが、需要の過渡期のため、500kVA のディーゼル発電機を稼働させている。 発電所運営状況を考慮せずに大規模な太陽光発電システムを接続することは、ディー

ゼル発電機の燃料消費効率を悪化させる要因となる上に、適切な制御機能を設けない場

合、太陽光発電システムの電力により逆電流が発生し、発電機本体の焼損が発生する危

険性がある。 本 F/S において想定するシステムは、上述した問題を網羅した制御機能を有するもの

でなければならない。しかしながら、年々増加することが予想される島内需要電力量を

考慮した設計が不可欠であるため、今後の電力需要予測をする。 前提として、2013 年から 2014 年 10 月までの需要電力量を図 32 に示す。

62

図 32 ムファンガノ島の需要電力使用量データ

2014 年 10 月の需要電力量は前年同月比、130%で増加しており、年間を通した使用電

力量も概ね 130%の増加である。このデータを元に、前年比 130%で年間需要電力量が増

加するものとし、2020 年までの需要電力予測を図 33 に示す。また、2020 年における、

一日の使用電力量プロファイルを図 34 に示す

図 33 ムファンガノ島における年間使用電力量予測

1

63

図 34 2020 年の予想電力プロファイル

2020 年の電力需要には、グリッドの延伸により接続されることが予想されるホテルの

使用電力予想も加えたものとする。この予測は現状分析に基づくものであり、島内にお

ける漁業などの新たな産業振興によっては、さらに需要が増加すると思料する。 2) サイト情報

ムファンガノ島は、ケニア西部に位置し、ヴィクトリア湖に浮かぶ島で漁業が主な産

業となる。対岸のムビタからフェリーが運航しており、乗用車の輸送も行なわれている

ため、離島であっても資機材の運搬は比較的容易である。また、ケニアパワーが運営す

る発電所の付近には未利用地があり、大規模な太陽光発電システムの設置が可能である。

図 35 にサイト候補地を示す。

図 35 ムファンガノ島サイト候補地の風景

64

3) システム構成 ムファンガノ島における太陽光発電システムの規模は、260W 太陽電池モジュールを

768 枚使用し、トータル 199.7kW とした。サイトレイアウトを図 36 に示す。

図 36 サイトレイアウト（ムファンガノ島）

既存発電所の用地において、利用可能面積は 100m×60m であり、この敷地に太陽電

池アレイを最大限敷設すると、374kW 相当を設置可能であるが、前述の負荷バランスを

考慮して、199.7kW の規模にて検討する。将来的に太陽電池アレイの増設も可能である。

図中の”Elec”はコンテナタイプの制御装置収納設備を想定しており、内部には PCS、昇

圧トランス、出力コントローラー、データ収集用計測 PC を収納する。 続いて、システムブロック図を図 37 に示す。

65

図 37 システムブロック図（ムファンガノ島）

PCS は定格出力 250kW を 1 台用いる。Data Module より収集したデータを Main

Controller へ集約し、太陽光発電の出力を制御する。運用データは付属の PC により記録

することを想定している。PCS、昇圧トランス、Main Controller、PC はパッケージ化

したコンテナハウスに収納する。 4) 発電シミュレーション

本システム導入後の 2020 年における発電シミュレーションを図 38 に示す。試算条件

は、発電効率が良い快晴とし、負荷に対して余剰発電が発生した場合、ディーゼル発電

の最低運転レベルをキープするように太陽光発電側の出力を抑制するものとする。年間

を通して、約 80%以上の太陽光発電エネルギー利用が実現可能である。

66

図 38 発電シミュレーション（ムファンガノ島）

5) システム価格の検討

システム価格の検討にあたり、ディーセル発電とのハイブリッド化を実現する技術、

および、システム保証の観点から、太陽光発電システムに必要な資機材は、日本から調

達する計画とする。 第 2 章(2)3)EPC 業者で候補である”Socaberec”社は、再生可能エネルギープロジェクト

の経験があり、島内の発電所へのディーゼル発電設備を納入した実績を持つことから、

工事費見積りを取得し積算した。 事業費細目は、①資機材費、②輸送費、③試運転調整技術費、④工事費とし、総事業

費を表 17 に示す。また、合計金額に VAT が加算される。

表 17 総事業費（ムファンガノ島、VAT 含まず） No. 項目 数量. 価格

① 資機材費 $ 829,800 1 太陽光発電モジュール 768

2 設置機材 1

3 ジャンクション ボックス

8

4 パワーコンディショナー 1

5 コントロールシステム 1

67

6 モニタリングシステム 1

7 気象計 1

8 ケーブルなど 1

② 輸送費 $ 72,300

③ 試運転調整技術費 $ 116,400

④ 工事費 $ 211,300

合計 $ 1,229,800

5) 燃料削減効果と投資回収予測

本システムにおける燃料削減量予測を図 39 燃料削減量予測に示す。燃料費単価を 1リットルあたり$1.656 とすると、図 40 投資回収年数と収支に示す収支予測となり、13年での投資回収が見込まれる。

図 39 燃料削減量予測（ムファンガノ島）

010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,000

'16 '17 '18 '19 '20 '21

Fuel

Sav

ing[

liter]

68

図 40 投資回収年数と収支（ムファンガノ島）

3.3.4 システム検討 コクワ島 1) 需要電力想定

現在の無電化村であるが、島の南端に Island Camp Baringo があり、大口需要家とし

ての契約が見込まれる。キャンプオーナーの Perrie Hennessy 氏によると、現在は合計

60kVA のディーゼル自家発電機により電力を賄っているが、燃料の輸送に苦慮しており、

発電所が整備され電気の供給が可能になれば率先して契約するとの意見を聴取している。

これらに加え、ディスペンサリーや小学校への電力供給を行なうなど、公共施設による

電力利用が想定される。ムファンガノ島は 5 年で 100 軒の接続契約の実績を前例に、コ

クワ島も同様に接続契約件数が見込まれるものとして一般家庭の電力利用を算出した。

2020 年までの使用電力量予測を図 41 に示す。また、ムファンガノ島のプロファイルを

リファレンスとして、2020 年における使用電力量プロファイルを図 42 に示す。

69

図 41 コクワ島における年間使用電力量予測（コクワ島）

図 42 2020 年の予想電力プロファイル（コクワ島）

この予測はムファンガノ島における電化後の経過データに基づくものであり、島内に

おける漁業や観光など、電化による産業振興の相乗効果が生まれることで電力需要の増

加が思料される。 2) サイト情報

コクワ島は現在無電化地域であるため、初期段階としてディーゼル発電などの準安定

的エネルギー供給インフラを構築する必要がある。電化による飛躍的な生活レベルの向

上は、ムファンガノ島の振興例を見ても非常に価値のある施策と位置付けられる。他方、

温室効果ガスの排出は、世界的な課題であり、抑制する手段を講じることは非常に重要

である。これらの観点から、ディーゼル発電機と太陽光発電システムのハイブリッド化

を提案するため、サイト候補地は両設備を設置するための十分な面積を有する必要があ

る。また、大口需要家として期待される Island Camp Baringo のほか、小学校、ディス

ペンサリーなどとの位置関係も考慮し、島内の地形を検証し、図 43 に示すサイト候補地

70

を選定した。

図 43 コクワ島サイト候補地

コクワ島は丘陵地形となっており、コンクリート基礎を用いる一般的な太陽電池モジ

ュール設置は困難であり、このような傾斜地への設置においては、打設杭やスクリュー

杭を用いることが有効である。しかしながら、特殊工作機械の必要性やコクワ島の岩石

地質への貫入不可能な点から、これらの工法は適用できない。よって、コクワ島におけ

る太陽光発電システムの導入は、こうした特殊条件における設置技術を持つ事業者であ

る必要性がある。 3) システム構成

コクワ島の電化政策においては、最低 150kVA 相当のディーゼル発電システムの導入

を推奨する。これは、大口契約となる Island Camp Baringo の設備容量が 60kVA である

こと、ムファンガノ島の先行例から推測される需要容量である。このとき、太陽光発電

システムの規模は、50kW 程度（例えば、260W 太陽電池モジュール 192 枚を使用し、

49.9kW など）が最適である。サイトレイアウトを図 44 に示す。

71

図 44 サイトレイアウト（コクワ島）

島内において、発電施設を据え付けられる土地として、30m×40m を選定した。その

中の 10m×30m をディーゼル発電設備用地とし、30m×30m を太陽電池アレイ敷設用地

とする。丘陵傾斜地である条件下において、限られた土地の有効活用が望まれる。図中

の”C/R”はディーゼル発電機および太陽光発電システムの出力を接続する入出力盤を収

納する、コントロールルームとして提示する。 続いて、システムブロック図を図 45 に示す。

72

図 45 システムブロック図（コクワ島）

PCS は定格出力 25kW を 2 台連携させ、Data Module より収集したデータを Interface

Module を介して集約し、PV Main Controller にて制御するものである。本システムは、

ディーゼル発電機が持つ自身の制御機能を利用するため、発電機の改造・更新は不要で

あり、導入される発電機の諸元に合わせて設定変更が可能である。 4) 発電シミュレーション

本システム導入後の 2020 年における発電シミュレーションを図 46 に示す。負荷に対

して余剰電力が発生した場合、太陽光発電側の出力を抑制し、ディーゼル発電の最低運

転レベルをキープするように制御する。年間を通して、80%以上の太陽光発電エネルギー

利用を実現できるバランスとなっているが、地域振興による積極的な電力利用状況によ

り効率的に有効利用することが可能となる。

73

図 46 発電シミュレーション（コクワ島）

5) システム価格の検討

システム価格の検討にあたり、ディーセル発電とのハイブリッド化を実現する技術、

および、システム保証の観点から、太陽光発電システムに必要な資機材は、日本から調

達する計画とする。 第 2 章(2)3)EPC 業者で候補である”Socaberec”社は、再生可能エネルギープロジェクト

の経験があり、離島におけるディーゼル発電設備の納入実績を持つことから、本事業の

工事費見積りを取得し積算した。総事業費としては、表 18 に示す通りである。また、合

計金額に VAT が加算される。

表 18 総事業費（コクワ島、VAT 含まず） No. 項目 数量. 価格

① 資機材費 $ 162,000

1 太陽光発電モジュール 192

2 設置機材 1

3 パワーコンディショナー 2

4 コントロールシステム 1

5 モニタリングシステム 1

6 気象計 1

74

7 ケーブル類 1

② 輸送費 $ 30,200

③ 試運転調整技術費 $ 63,000

④ 工事費 $ 88,800

合計 $ 344,000

※ディーゼル発電設備は含まず 6) 燃料削減効果と投資回収予測

本システムにおける燃料削減量予測を図 47 に示す。燃料費単価を 1 リットルあたり

$1.656 とすると、図 48 に示す収支予測となり、15 年での投資回収が見込まれる。

図 47 燃料削減量予測

75

図 48 投資回収年数と収支

76

第4章. 事業化した場合の経済効果の分析

4.1. エチオピアにおける「メガソーラー事業」 4.1.1 メガソーラーのポテンシャル分析

EEP が、2013 年 12 月より発電事業者の EEP と、送配電事業社の EES に分離した）

が 2014 年 11 月に作成した電力供給マスタープランによると、系統連系を行う太陽光発

電（100～300MW のメガソーラー）について、同国の電力需要予測に基づき、2025 年ま

でには最大で合計 1,264MW、2035 年までに最大で 2,356MW の太陽光発電所が建設さ

れるとしている。 その具体的なアクションとして、2016 年に 300MW（100MW×3 カ所）のメガソーラ

ーの建設開始が予定されている。この 300MW のメガソーラーについては、アメリカの

オバマ大統領によるサブサハラの電力普及率を倍増させるために官民合わせて 70億ドル

を支援する「パワー・アフリカ」事業の支援を受け、アメリカの企業によって建設され

ることが決定している。

図 49 1 平方メートル当たりの発電量とメガソーラーの設置候補 （1. Mekele、2. Jijiga、3. Addis Ababa、4. Ethiopia/Kenya border、5.

Ethiopia/Somalia border）

77

同マスタープランにおいては、この 300MW に続く計画として、上の地図に示した 5カ所（ 1. Mekele、 2. Jijiga、 3. Addis Ababa 、 4. Ethiopia/Kenya border 、 5. Ethiopia/Somalia border）にそれぞれ 100MW のメガソーラー発電所を建設することを

提案している。この合計 500MW のメガソーラープロジェクトを、当事業のポテンシャ

ルとみなすことができる。1.や 3.については都市の近郊であり、用地の取得が課題となる

と考えらえれる。一方、MoWIE へのヒアリングによると、エチオピアでは全ての土地は

連邦政府が管理しており、用地取得は容易であるというコメントも得ている。 また、2014 年に計画を達成しつつある GTP1（Growth and Transformation Plan: 新

5 ヶ年開発計画「成長と構造改革計画」）に続いて、GTP2、GTP3 をが作成される予定で

ある。GTP2 においては、太陽光は３番目の電源として焦点を当てられており、導入規模

は 1000MW を目標としている。なお、優先順位の１番目は水力、２番目は地熱、４番目

は風力、５番目はバイオマスとなっている。 上記に加えて、エチオピア電力公社の電力計画担当者へのヒアリングによると、ファ

イナンスを伴う 50MW 以上のメガソーラープロジェクトを EEP に提案することが可能

である。

4.1.2 メガソーラーの経済性 第 3 章では、10MW を 1 ユニットとし、このユニットを複数連結させることで、太陽

光発電の出力を増加させるという前提に立ち、1 ユニットにおける経済性分析を行った。

試算条件は、マルカーサ地区における日射量と気候データに基づいているが、この結果

をエチオピアにおけるメガソーラーの経済性評価の拡大推計に用いることが可能である。

図 50 エチオピアにおけるメガソーラーの経済分析 （第 4 章の分析より作成）

現在エチオピアで議論されている FiT の価格は、5MW を超える場合は 0.08 ドル/kWh

－出力 ：10MW －発電量 ：13,958MWh/年 －導入コスト ：31,168,200 ドル (3,116,820 ドル/MW) －投資回収年数 ：FiT 0.13 ドル/kWh の場合＝20 年 FiT 0.17 ドル/kWh の場合＝15 年 FiT 0.25 ドル/kWh の場合＝10 年 FiT 0.32 ドル/kWh の場合＝7 年

78

となっている。MoWIE ならびに、エチオピアエネルギー庁（EEA、Ethiopia Electricity Authority）へのヒアリングによると、FiT の価格については、様々なステークホルダー

からのパブリックコメント等を受け付けている段階にある。当調査における、民間企業

の IPP 事業の展開などによる投資を期待する場合、最低でも 0.2 ドルが必要であるとい

う提案については一定の理解を得ているところである。エチオピア政府として、段階的

に FiT の価格を上げていくことは十分に考えられる。

表 19 太陽光発電（常時電力）における FiT 価格 （第 2 章より再掲） 容量（MW） FiT（US cents/kWh） 0.01 – 0.1 10 0.1 – 0.5 9.5 0.5 – 2.5 9 2.5 – 5 8.5 5-10 8

出典：Ethiopian Electric Agency, ”Feed-in Tariff Proclamation No ---/2012” また、今回の試算については、全ての資材を日本から調達し、現場監督等も日本人を

派遣することを想定している。事業展開時においては、システムにおける長期保証や発

電パフォーマンスに影響を及ぼす部分については日本製を使用し、全体のエンジニアリ

ングも日本で行いながら、その他の調達を現地で行うなどにより、コストを下げていく

ことは可能である。 FiT の上昇と、システムの価格を抑制することにより、公的資金によるメガソーラーの

展開は可能であると考えられる。

4.1.3 メガソーラーの経済規模 上記を元に、1MW あたりのコストとして、3,116,820 ドル/MW とした上で、500MW

のメガソーラーの経済規模を 1,558,410,000 ドルと考えることができる。 また、提案可能とされる 50MW のメガソーラーについては、１カ所あたり 155,841,000

ドルの経済規模を有すると考えることができる。

79

4.2. エチオピアにおける「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティ

ー電化事業」 4.2.1 ポテンシャル分析

2013 年度の調査において、アディスアベバ大学の Tarun K.Raghuvanshi 教授の研究

室との協力により、エチオピア全土におけるマイクロ水力発電の賦存量調査を行った。

その結果、全土で 83MW（総ポテンシャル 2752.21MW の 3％を利用したと想定し算出）、

発電システムの導入が容易な用水路に関しては、27MW というポテンシャルを示すこと

ができた。

図 51 超低落差水力発電が可能である自然水流 (75％の頻度で流量を確保した場合、2013 年度調査にて作成)

80

図 52 エチオピアの流域と灌漑プロジェクト（2013 年度調査にて作成） マイクロ水力発電と太陽光発電のハイブリッドによるポテンシャルの増加について、

アディスアベバ大学の Tarun K.Raghuvanshi 教授へのヒアリングを行った。昨年のポテ

ンシャル調査においては、季節性を考慮し、水量が不足して発電に適さない場所につい

ては発電ポテンシャルを認めていなかった。昨年の調査結果から推測すると、ハイブリ

ッド化により発電に必要な流量、落差の閾値を下げることが可能でありマイクロ水力発

電のポテンシャルは、20%～30％増加すると考えられる。つまり、83MW の総ポテンシ

ャルは 99.6 MW～107.9MW へと増加（19.6MW～24.9MW の増加）、27MW の灌漑用水

路のポテンシャルは32.4MW～35.1MWへと増加(5.4MW～8.1MWの増加)すると考えら

れる。 第 3 章で検討した、マイクロ水力発電と太陽光発電のハイブリッドについて、導入す

る発電システムの出力は、マイクロ水力発電：10KW と太陽光発電 12.48KW となってい

る。このシステムをモデルとした場合、ハイブリッドによるマイクロ水力発電のポテン

シャルの増加分の約 1.3 倍を太陽光発電のポテンシャルとみなすことができる。つまり、

全体では 5.48MW～32.37MW、灌漑用水路では 7.02MW～10.53MW のポテンシャルを

有すると考えることができる。 マイクロ水力の総ポテンシャル増加分：19.6MW～24.9MW×1.3 ＝太陽光発電のポテンシャル：25.48MW～32.37MW

81

灌漑用水路におけるマイクロ水力のポテンシャル増加分：5.4MW～8.1MW×1.3 ＝太陽光発電のポテンシャル：7.02MW～10.53MW

表 20 ハイブリッド化による、マイクロ水力と太陽光の発電出力ポテンシャル マイクロ水力 太陽光

マイクロ水力のみ 83MW (用水路：27MW)

－

マイクロ水力 ＋太陽光発電

99.6 MW～107.9MW (用水路：32.4MW～35.1MW)

25.48MW～32.37MW (用水路：7.02MW～10.53MW)

ハイブリッド化によ

る増加

19.6MW～24.9MW 増加 (用水路：5.4MW～8.1MW 増

加) 同上

4.2.2 経済性、経済規模 第 4 章で検討した、マイクロ水力と太陽光のハイブリッドシステムについて、太陽光発

電部分の概要は、次の通りとなる。 図 53 マイクロ水力と太陽光のハイブリッドシステムにおける太陽光発電部分の概要

（第 4 章の分析より作成） 上記を元に、1kW あたりのコストとして、29,274 ドル/kW とした上で、太陽光発電の

ポテンシャルとして、前述の全体では 25.48MW～32.37MW、灌漑用水路では 7.02MW～10.53MW の経済規模を試算する。全体では、745,901,000 ドル～947,599,380 ドル、

灌漑用水路としては、205,503,480 ドル～308,255,220 ドルの経済規模をポテンシャルと

して算出することができる。 第 3 章で行った検討については、「調査対象地域における負荷条件において停電率を 0%

にする」、「10kW のマイクロ水力発電とのハイブリッドシステムとする」、「将来の電源増設

に対応できる」という前提に則って実施したものである。いわば、「最も厳しい条件と住民

－出力 ：12.40kW －発電量 ：16,914kWh/年 （電力需要が最大化された場合） －導入コスト ：669,000 ドル (53,952 ドル/kW) うち太陽光発電設備：363,000 ドル (29,274 ドル/kW)

82

の利便性を想定した上でのシステム価格」である。単なる 10kW の太陽光発電システムと

の比較は意味をなさないことに注意が必要である。なお、パイロット実証事業に際しては、

LCET 事業を行う経済産業省や UNIDO とシステムの前提条件を詳細に議論した上で、目

標とする停電率を決定し、システムを設計したい。 また、停電率以外にも事業展開時においては、システムにおける長期保証や発電パフォ

ーマンスに影響を及ぼす部分については日本製を使用し、全体のエンジニアリングも日本

で行いながら、その他の調達を現地で行うなどにより、コストを抑えていくことは可能で

ある。

83

4.3. ケニアにおける「ハイブリッド・ミニ・グリッド事業」 4.3.1 ハイブリッド・ミニ・グリッドのポテンシャル分析

図 54 ハイブリッド・ミニ・グリッドの分布 （出典：ケニアパワー資料）

上図は、ケニアにおけるハイブリッド・ミニ・グリッドの予定地を、地図にプロット

したものである。赤でプロットされているのが、ハイブリッド化が計画されているミニ・

グリッド、緑でプロットされているのは、計画がなされていない候補地となる。

計画されたハイブリッド・ミニ・グリッド

ハイブリッド・ミニ・グリッド予定地

町

道路

湖

84

2011 年、気候投資基金（Climate Investment Funds）による「再生可能エネルギー拡

張プログラム」（Scaling-up Renewable Energy Program: SREP）がケニア政府に「ケニ

アにおける SREP 投資プラン」（2011 年 9 月）を提出した。これは、「ハイブリッド・

ミニ･グリッド」プロジェクトは、既存のミニ・グリッドにおける発電総量のうち、約 30％を再生可能エネルギーで代替することを目標としている。具体的には、既存の 12 の独立

型ミニ・グリッド（設置容量の合計約 11MW）に約 3MW の太陽光および風力発電を設

置する。さらに、ケニア政府は 27 施設（合計容量約 13MW）を追加する方針である 以降、ケニア政府は当プロジェクトの実施にあたり、様々なドナーとの交渉を重ね、

下表に示す 23 カ所について、2013 年に AFD から 3000 万ユーロ（約 40 億円）の低金

利ローンを提供されることが決定した。なお、下表の３ Lodwar については、ノルウェ

ー開発協力庁（Norwegian Agency for Development Cooperation：NORAD）の無償資

金協力によって、太陽光発電システムが拡張される予定である。

85

表 21 AFD の支援によるハイブリッド・ミニ・グリッド計画 （出典：ケニアエネルギー石油省提供資料8より作成）

8 AFD(African Solar Designs and Marge) “AFD Feasibility Study for an Off- Grid Programme in

Kenya”, June 2014

DIESELCAPACITY(KW)

SOLAR PV(KW)

WIND(KW)

SOLAR PV(KW)

WIND(KW)

1 MANDERA 1,600 350 0 200 0

2 WAJIR 3,400 0 0 800 300

3 LODWAR 1,440 60 0 250 0

4 HOLA 800 60 0 100 0

5 MERTI 128 10 0 100 100

6 HABASWEIN 360 30 50 100 0

7 ELWAK 360 50 0 100 0

8 BARAGOI 128 0 0 100 100

9 MFANGANO 520 11 0 100 0

10 RHAMU 184 0 0 50+50 0

11 ELDAS 184 0 0 30+70 0

12 TAKABA 184 0 0 50+50 0

13 LOKICHOGGIO 640 0 0 80+70 0

14 LOKORI 184 0 0 150 0

15 FAZA 360 0 0 100 100

16 KIUNGA 230 0 0 150 0

17 HULUGHO 230 0 0 150 0

18 LAISAMIS 184 0 0 80 0

19 NORTH HORR 184 0 0 100 100

20 LOKITANG 184 0 0 150 0

21 DADAAB 640 0 0 200 0

22 MAIKONA 640 0 0 100 100

23 LOKIRIAMA 0 0 0 150 0

24 BANISA 0 0 0 100 100

12,764 571 50 3,730 900

NUNBER STAION NAME

EXISTING PROPOSEDfor AFD

TOTAL

86

この 23 カ所における太陽光発電システム、並びに風力発電システムについては、REA

が実施する入札によって導入する機材や技術が決定される。当面は、この計画に示され

た合計 3.7MW の太陽光発電システムの納入が、ハイブリッド・ミニ・グリッドのポテン

シャルとなる。

4.3.2 ハイブリッド・ミニ・グリッドの経済性分析 下表は、第 4 章で検討した、ハイブリッド・ミニ・グリッドの経済分析結果である。

投資回収年数については、電力需要の伸びを加味し、ディーゼル燃料の削減分から試算

している。仮に、想定よりも早く電化が進んだ場合は、投資回収年数が短縮されること

となる。

図 55 ケニアにおけるハイブリッド・ミニ・グリッドの経済分析

（第 4 章の分析より作成） ここで、AFDが行った、23 カ所のハイブリッド・ミニ・グリッドのF/S9を元に、京セ

9 ibid.

■パターン２ バリンゴ湖コクワ島 －出力 ：50kW －発電量 ：65,310kWh/年 （電力需要が最大化された場合） －導入コスト ：344,000 ドル (6,880 ドル/kW) －投資回収年数 ：15 年

■パターン１ ムファンガノ島 －出力 ：200kW －発電量 ：259,882kWh/年 （電力需要が最大化された場合） －導入コスト ：1,229,800 ドル (6,149 ドル/kW) －投資回収年数 ：13 年

87

ラが提案するシステムとの単価比較を行う。1 行目、2 行目はAFDの試算による、太陽光

発電の単価（充電池なし、充電池ありパターン）、3 行目は第 4 章で検討したコスト試算

をAFDと同様の条件とした場合の単価となる。太陽光発電の出力 200kWは、ムファンガ

ノ島で検討を行った際の出力と同様とした。 この単価には、導入するサイトの位置などによってコストが変化する、管理コスト、

建設費の一部、土木工事の一部が含まれていない。議論を精緻化するためには、同一の

パラメータによる比較が必要であるが、下表においてはほぼ同様の条件での比較を行っ

た。

表 22 ハイブリッド・ミニ・グリッド 単価比較

200kW 太陽光発電の単価

1. 太陽光発電システム（蓄電池なし）

※AFD の F/S より 3.631 USD/W (3.200 Euro/W)

2. 太陽光発電システム（蓄電池あり） ※AFD の F/S より

4.410 USD/W (3.886 Euro/W)

3. 太陽光発電システム（蓄電池なし） ※京セラの提案 。2 の代替案

4.787 USD/W *すべて日本から調達した場合

京セラが提案するのは、２．太陽光発電（蓄電池あり）の代替案としての、３．太陽

光発電（蓄電池なし）となる。１．については、ディーゼルとのハイブリッドを前提と

していない試算であり、比較対象とはなりえない。さらに、３．については全ての資材

を日本から調達し、現場監督等も日本人を派遣することを想定している。事業展開時に

おいては、システムにおける長期保証や発電パフォーマンスに影響を及ぼす部分につい

ては日本製を使用し、全体のエンジニアリングも日本で行いながら、その他の調達を現

地で行うなどにより、コストを AFD の調査結果が示す単価まで抑えることとは可能であ

る。 今後の現地展開による価格抑制を含めなくても、京セラが提案する技術については十

分な競争力を有していると考えられる。さらに、２．太陽光発電（蓄電池あり）につい

ては、全体コストの 20％を占める蓄電池を、制御システムにもよるが 5～10 年に一度交

換する必要がある。交換コストを加味すると、京セラからの提案はハイブリッド・ミニ・

グリッドに適したものであると評価することができる。

4.3.3 ハイブリッド・ミニ・グリッドの経済規模 図 55 を元に、1kW あたりのコストとして、6,149 ドル/kW とした上で、AFD の低金

88

利ローンを元に導入されるハイブリッド・ミニ・グリッドのうち 3.7MW の太陽光発電シ

ステムへの導入ポテンシャルは、22,751,300 ドルと考えることができる。全体での予算

が 40 億円であることを考えると、太陽光発電部分において、およそ 27 億円の市場規模

のポテンシャルを有するというのは妥当であると考えられる。 なお、地方電化庁からの資料によると、Lodwarを含む 24 カ所の計画以外にも、少な

くとも 4 カ所のハイブリッド・ミニ・グリッドの整備が予定されている 10。また、現地

における当調査の報告会においても、ケニアエネルギー石油省より 100kW程度の太陽光

発電によるハイブリッド・ミニ・グリッドの整備が継続されることが示されている。

10 Kotulo、Khorondile、Kamorliban、Kakuma の 4 カ所。100kW 程度の太陽光発電システムによる

ハイブリッドシステムが導入されると想定される。

89

第5章. 事業化した場合に適用可能な排出削減方法論の検討、同方法

論を用いた排出削減見込量の試算

本章では、これまで検討を行ってきた 3 つの事業について、それぞれ JCM プロジェクト

とした場合の方法論を作成し、排出削減ポテンシャルを算出した。 下表は、3 事業の GHG 排出削減ポテンシャルとなる。

表 23 JCM プロジェクトによる GHG 排出削減ポテンシャル プロジェクト名 パイロット事業

GHG 削減量 GHG 削減 ポテンシャル量

エチオピア「メガソーラー」 － －

エチオピア「マイクロ水力 ＋太陽光発電 ハイブリッド」 ※太陽光発電分のみ

22tCO2/y (12.48kW)

44,845tCO2/y ～56,971tCO2/y (25~32MW)

ケニア「ハイブリッド・ミニ・グリッド」 ※太陽光発電分のみ

52.2tCO2/y (50kW)

3,842 tCO2/y （3.72MW）

5.1. エチオピアにおける「メガソーラー事業」 5.1.1 方法論作成における論点の整理

エチオピアのような LDC 各国においては電化率が極端に低く、プロジェクト発電所が

建設された場合には既存の発電所を代替するのではなく、既存の発電所に追加される発

電所を代替するという考え方がある。2011 年度、2012 年度に実施された「地球温暖化対

策技術普及等推進事業 グレート・リフト・バレーにおける地熱発電プロジェクトの案

件発掘調査」において、地熱発電を対象にこの点が検討されている。つまり、再生可能

エネルルギーの導入によって、将来建設される火力発電所を代替するというものである。 エチオピアにおいては、水力発電が総発電量の約 9 割を占めており、グリッド排出係

数が非常に低く、CDM では系統連系の再生可能エネルギープロジェクトが成立しえない。

しかしながら、今後、エチオピアにおいては水力発電以外の発電方法、具体的にはディ

ーゼル発電の導入が進められることや、独立グリッドにおいてはディーゼル発電が使用

されていることから、2011 年度、2012 年度の同調査では、新規の地熱発電事業は、既存

の系統連系発電所を代替するのではなく、新規の化石燃料を使用した発電所建設を代替

90

することを検討し、方法論を策定している。 今回の調査では、2012 年度から 2 年が経過した現在において、エチオピアの電力計画

を再度確認し、系統電力の排出係数の設定を主な論点として検討を行った。

5.1.2 ステークホルダーへのヒアリング 今後の発電計画について、エチオピア水エネルギー省（MOWIE）（エネルギー計画担

当部署、地方電化担当部署）、および、エチオピアにおける CDM などの動向に詳しい

NGO/ 大学機関である HOAREC(Addis Ababa 大学 Horn Of Africa Regional Environmet Centre and network)へのヒアリングを実施した。

■ヒアリング項目１ ナショナルグリッドの電源構成について MOWIE エネルギー計画担当部署

電源構成の大半を水力発電が占めており、排出係数がゼロ

に近いために、ナショナルグリッドに接続する発電するプ

ロジェクトでは GHG排出削減量はほとんど発生しないこ

と、そのため CDM プロジェクト実施のインセンティブが

働かないことは理解している。 今後も連邦政府は主として太陽光などの再生可能エネル

ギーを利用して電源開発を行う方針であり、このことはエ

チオピアのみならず、世界全体にとってベネフィットをも

たらすものであり、それを JCM でどのように評価して扱

うかは議論が必要である。 MOWIE 地方電化担当部署

連邦政府は、再生可能エネルギー利用を主力とした電源開

発を進める方針である。化石燃料の利用の拡大はほとんど

考えられない。 電源構成の大半を水力発電が占めており、排出係数がゼロ

に近いために、ナショナルグリッドに接続する発電するプ

ロジェクトでは GHG排出削減量はほとんど発生しないこ

と、そのため CDM プロジェクト実施のインセンティブが

働かないことは理解している。 HOAREC もしナショナルグリッドの整備・拡張により電化が進まな

ければ、引き続き、灯油ランプ、ディーゼル発電機を使わ

ざるを得ない地域が数多くあるので、それを CDM でいう

ところのベースラインに加味するべきである。 文献 電力供給マスタープラン 11

Volume 3: Generation Planning, 11-2 に、CDM に関する

セクションがあり、EF がゼロに近く、ほとんど CER が

出ないとの記述あり。

11 Ethiopian Electric Power Corporation “Ethiopian Power System Expansion Master Plan Study

Final Report”, September 2014

91

■ヒアリング項目２ ナショナルグリッドの排出係数 及びその計算に必要な関連データ

の公表の有無 MOWIE エネルギー計画担当部署

連邦政府はナショナルグリッドの排出係数、またはそれの

計算に必要な関連データも公表していない。 HOAREC ナショナルグリッドの排出係数、および関連するデータは

公表されていない。 文献 電力供給マスタープラン

排出係数や、それを算出するためのデータ等は掲載されて

いない。

5.1.3 ナショナルグリッドの排出係数の考え方 上記のヒアリング結果および文献調査の結果、現時点において将来的な化石燃料を使

用した発電所の建設については計画されていないことが判明した。2011 年度、2012 年度

の既存調査において検討された、「再生可能エネルギーが、将来建設される化石燃料を使

用する発電所を代替する」という考え方は、非常に困難となってきていると言わざるを

得ない。 このヒアリング結果を元に、第三者機関（日本品質保証機構）との議論を重ねた結果、

エチオピア政府、もしくは JCM スキームにおいては JC が排出係数を算出し、オーソラ

イズしない限りは、排出係数を求めることは非常に困難であるという結論に至った。つ

まり、系統電力に接続する再生可能エネルギー事業は、GHG の削減効果をもたらさない

ということになる。

5.1.4 方法論と排出削減量 上記の前提を踏まえながらも、当事業に関する方法論については、JCM のガイドライ

ンに則って開発を行った。別添資料として、方法論を添付する。京セラの技術を導入す

ることを想定して、長期間保証や、出力低下が少ないことを示す第三者機関による認証

に関する適格性要件を盛り込んでいる。前述のとおり、リファレンス排出量が 0 となる

ために、GHG 排出削減効果を認めることはできない。しかし、当方法論については、ア

フリカにおいてはケニアなど、他の JCM における二国間文書の署名が完了した諸国にお

ける、日本の太陽光発電技術を用いた系統連系発電プロジェクトにおいても適用するこ

とが可能である。

5.2. エチオピアにおける「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティ

ー電化事業」

92

5.2.1 方法論作成における論点の整理 2013 年度事業において、マイクロ水力発電に関する方法論を開発した。これをベース

に、太陽光を加えた場合の方法論を開発することとした。 その場合、日本の太陽光発電技術を適用するために、長期間保証や、出力低下が少な

いことを示す第三者機関による認証に関する適格性要件を盛り込むこととする。

5.2.2 ステークホルダーへのヒアリング 昨年検討した方法論では、各家庭のモニタリングが必要という前提ではあるが、オフ

グリッドエリアにおけるケロシン利用の代替についても盛り込んでいる。方法論につい

ては、現地のステークホルダーからは概ね理解をいただいている。

5.2.3 方法論と排出削減量 上記を踏まえ、当事業に関する方法論については、JCM のガイドラインに則って開発

を行った。別添資料として、方法論一式を添付する。京セラの技術を導入することを想

定して、長期間保証や、出力低下が少ないことを示す第三者機関による認証に関する適

格性要件を盛り込んでいる。 方法論のうち、Calculation method 1 を用いて、ハイブリッドシステムのうち、太陽

光発電部分の想定排出量を算出する。

93

Calculation method 1

dieselycomy EFECRE ×= ,

Where: REy y年のレファレンス排出量(tCO2)

ECcom, y y年にコミュニティー全体で消費された電力量(MWh)

EFdiesel ディーゼル発電機の排出係数, 1.3 (tCO2/MWh)

0=yPE

Where:

PEy y年のプロジェクト排出量 (tCO2)

yyy PEREER −=

Where:

ERy y年の排出削減量(tCO2/y)

REy y年のレファレンス排出量 (tCO2)

PEy y年のプロジェクト排出量(tCO2/y)

第 3 章で検討した、ファンターレにおけるハイブリッドシステムでは、太陽光発電シ

ステムの容量は 12.48kW であり、負荷が最大化された場合（発電可能な電力全てがコミ

ュニティーにて消費されたと仮定）の発電量は、16,914kWh/年と想定される。 REy ＝16,914kWh/年 × 1.3 (tCO2/MWh) ＝22 tCO2/y

PEy は 0 であるために、ファンターレにおけるハイブリッドシステムのうち、太陽光

発電による排出削減量は、22 tCO2/y となる。 また、マイクロ水力発電に関しては、発電能力：10kW、発電効率：85%、設備使用率

87.5%、全ての電力がコミュニティーにて消費されたと仮定すると、RE は次のように求

められる。

94

REy ＝10kW×85%×8,760 時間/年（＝24 時間×365 日）×87.5%×1.3 (tCO2/MWh) ＝84.7 tCO2/y

PEy は 0 であるために、10kW のマイクロ水力発電の排出削減量は、84.7 tCO2/y とな

る。 合計すると、ファンターレにおけるハイブリッドシステムの排出削減ポテンシャルは、

22 tCO2/y（太陽光）＋ 84.7 tCO2/y（マイクロ水力）＝106.7 tCO2/y となる

5.2.4 波及効果

表 24 ハイブリッド化による、マイクロ水力と太陽光の発電出力ポテンシャル マイクロ水力 太陽光

マイクロ水力 ＋太陽光発電

99.6 MW～107.9MW (用水路：32.4MW～35.1MW)

25.48MW～32.37MW (用水路：7.02MW～10.53MW)

ハイブリッド化によ

る増加

19.6MW～24.9MW 増加 (用水路：5.4MW～8.1MW 増

加) 同上

上表は、第 4 章で示した、ハイブリッド化によるマイクロ水力と太陽光の発電出力ポ

テンシャルとなる。 太陽光発電の導入ポテンシャルは、全体で 25.48MW～32.37MW となる。ファンター

レの試算から 1kW当たりの年間GHG削減量を 1.76 tCO2/y / kW（22 tCO2/y÷12.48kW）

とし、ポテンシャルを試算すると、44,845tCO2/y～56,971tCO2/y となる。 REy ＝1.76 tCO2/y / kW × 25.48MW～32.37MW /1,000×1.3 (tCO2/MWh) ＝44,845tCO2/y～56,971tCO2/y PEy は 0 であるために、ハイブリッドシステムにおける太陽光発電の排出削減量は、

44,845tCO2/y～56,971tCO2/y となる。 マイクロ水力発電については、全体の導入ポテンシャルは、マイクロ水力単独、マイ

クロ水力と太陽光のハイブリッドを合わせて、99.6 MW～107.9MW である。

95

REy ＝99.6 MW～107.9MW×85%×8,760 時間/年×87.5%×1.3 (tCO2/MWh) ＝843,595 tCO2/y～913,894 tCO2/y ≒84 万 tCO2/y ～92 万 tCO2/y PEy は 0 であるために、マイクロ水力単独、マイクロ水力のハイブリッドを合わせた、

マイクロ水力の排出削減ポテンシャルは、84 万 tCO2/y ～92 万 tCO2/y となる。

5.3. ケニアにおける「ハイブリッド・ミニ・グリッド事業」 5.3.1 方法論作成における論点の整理

2012 年度事業において、ハイブリッド・ミニ・グリッド事業に関する方法論を検討し

たが、これをベースに、JCM のガイドラインに沿った方法論を開発した。 変更点の一つとして、日本の太陽光発電技術を適用するために、長期間保証や、出力

低下が少ないことを示す第三者機関による認証に関する適格性要件を盛り込むこととす

る。 課題は、リファレンスシナリオにおける、排出係数の設定である。概ね、次の 3 通り

が考えられる。すなわち、１．既存の独立型グリッドにおける運用実績から、OM（オペ

レーションマージン）、BM（ビルドマージン）を算出し、そこから導く CM（コンバイ

ンドマージン）を適用する。２．ナショナルグリッドの排出係数を適用する。３．BOUをディーゼルエンジンによる発電とみなすである。

5.3.2 ステークホルダーへのヒアリング MoEP や、ケニアパワーへのヒアリングを行った結果、オフグリッドのミニ・グリッ

ドに関する既存の排出係数は存在していなかった。ただし、既存のハイブリッド・ミニ・

グリッドを含む、オフグリッドのミニ・グリッドの運用データは存在している。しかし、

MO、BM、CM を算出するにはデータが不足している。排出係数を求めるためには、追

加のデータ取得と、最低でも 1 年間におけるデータのモニタリングが必要となる。

5.3.3 方法論の開発 上記を踏まえ、当事業に関する方法論については、JCM のガイドラインに則って開発

を行った。別添資料として、方法論一式を添付する。京セラの技術を導入することを想

定して、長期間保証や、出力低下が少ないことを示す第三者機関による認証に関する適

格性要件を盛り込んでいる。 また、リファレンス排出量については、１．ナショナルグリッド、または既存ミニ・

グリッドの排出係数を用いる、２．ディーゼルの排出係数を用いるの二通りを盛り込ん

でいる。現実的には、ケニア政府のハイブリッド・ミニ・グリッドの計画によって、１．

と２．を使い分けることとなる。また、政策の動向だけではなく、例えば電化政策の実

施状況などを考慮して、１．もしくは２．のどちらを使用するのかを判断する必要があ

96

る。新興国においては、野心的な計画を策定するも、その実施状況が計画通りに進まな

いことが珍しくない。この事実、すなわち政策や計画と、実施状況のかい離を考慮する

必要性は、環境関連省庁などにおけるヒアリングでも確認することができた。 以下、開発した方法論における、両方のパターンのリファレンス排出量の算出方法を

示す。

5.3.4 排出削減量の試算 開発した方法論による、事業実施時の GHG 排出削減量の試算を行う。試算においては、

リファレンスシナリオについては、「２．ディーゼルの排出係数を用いる」を適用するも

中央政府・地方政府の電化計画と方針と実際のそれらの実施状況を勘案して計算方

法を選択する。国や地方のグリッドに当該の地域が接続される考えられる場合は、以

下の計算を行う。

yELyy EFEGRE , ×=

Where: REy y 年におけるリファレンス排出量 [tCO2e/y]

EG y y 年における HMS が消費者に供給した電力量[MWh/y]

EFEL,y 地域が接続されると考えられる国や地方のグリッドの排

出係数[tCO2e/ MWh] ディーゼル発電機による電力が当該地域に供給されると考えられる場合は、 以下

の計算を行う。

ydieselyy EFEGRE , ×=

Where: REy y 年におけるリファレンス排出量 [tCO2e/y]

EG y y 年における HMS が消費者に供給した電力量[MWh/y]

EFdiesel,y ディーゼル発電システムの排出係数 [tCO2e/ MWh]

中央政府・地方政府の電化計画と方針と実際のそれらの実施状況は毎年モニタリン

グされる。もっとも起こりそうなシナリオに基づいて、レファレンス排出量を計算さ

れるべきである。

97

のとする。事業実施時においては、方法論に則り、事業実施前、実施後のディーゼル燃

料の使用量も考慮するが、試算においては、再生可能エネルギーの推定発電量から、削

減されたであろうディーゼル燃料に由来する GHG の排出を対象とする。

コクワ島 第 3 章で検討した、コクワ島のケースでは、太陽光発電は 50kW の出力で、負荷を最

大化させると、65,310kWh/年の発電が可能である。 REy ＝65,310kWh/y / 1,000×0.8 (tCO2/MWh) ＝52.2tCO2/y PEy は 0 であるために、コクワ島におけるハイブリッドシステムにおける太陽光発電

の排出削減量は、52.2tCO2/y となる。

ムファンガノ島 同じく第 3 章で検討したムファンガノ島の場合、太陽光発電は 200kW の出力であり、

負荷を最大化させると、259,882kWh/年の発電が可能である。 REy ＝259,882kWh/y / 1,000×0.8 (tCO2/MWh) ＝207.9tCO2/y PEy は 0 であるために、ムファンガノ島におけるハイブリッドシステムにおける太陽

光発電の排出削減量は、207.9tCO2/y となる。

5.3.5 波及効果 ハイブリッド・ミニ・グリッドにおける太陽光発電の導入ポテンシャルは、AFD の支

援を受けて導入が予定されている 23 カ所＋ロドワ全体で 3,730kW となる。ムファンガ

ノ島の試算から 1kW 当たりの年間 GHG 削減量を 1.03tCO2/y / kW（207.9 tCO2/y÷200kW）とし、ポテンシャルを試算すると、3,842 tCO2/y となる。

REy ＝1.03 tCO2/y / kW × 3,730kW ＝3,842 tCO2/y

98

第6章. 今後の展開と、相手国における政策の提言

今回の調査テーマである、3 つの事業について、それぞれ SWOT 分析とステークホル

ダー分析を行った。SWOT 分析において、今後の活動の指針を示したうえで、ステーク

ホルダー分析において、各セクターからの「期待」と、果たすべき「役割」を明らかに

する形で、政策提言を行った。

6.1. エチオピアにおける「メガソーラー事業」 6.1.1 SWOT 分析

下図は、エチオピアにおける「メガソーラー事業」について、SWOT 分析を行った結

果である。ここから、今後の事業の課題と対応策にかかる検討を行った。「強み」と「弱

み」については、京セラのエチオピアにおける事業に関する内因的な要素、「機会」と「脅

威」はエチオピアにおける事業環境など外因的な要素となる。これを掛け合わせること

で、4 つの提案内容を導き出した。

図 56 メガソーラープロジェクト SWOT 分析

日本の技術によるメガソーラープロジェクト

•長期的な経験に基づいた20年間の性能の確保

•信頼できる第三者機関からの認証

•メガソーラー開発のためのマスタープラン (500MW)

•50MW以上のメガソーラープロジェクトの提案機会

Strengths (強み)

Opportunities (機会)

Weaknesses (弱み)

Threats (脅威)

•総費用•エチオピアでのサプライチェーン

•他社や他国の技術•設置のための特定サイト（十分なスペースと輸送のための良く舗装された道路）

•安価な固定価格買取制度（FiT）

•20年以上の長期的な信頼性に

より、メガソーラープロジェクトに参加することを提案する

•詳細F/Sを実施することでメガソー

ラーに適したサイトを指定する.•日本政府の支援のもと、長期的な信頼性を含む日本の技術を実証するパイロット/ODAプロジェクトの実施

•エチオピアへの強いコミットメント•EPCと管理コスト削減努力

•日本の技術を導入するためにエチオピアの公共/民間セクターへの意識づけ

•エチオピアの市場へ参加するために日本の公共/民間セクターへの意識づけ

[1] S X O

[3] W X O

[2] S X T

[4] W X T

99

[１]強み × 機会：長期的な信頼性のあるメガソーラー開発提案

エチオピアの電力マスタープランによると、同国では 100MW のメガソーラーを 5 カ

所開発する計画となっている。ここに、京セラを技術を活用したビジネスチャンスが存

在している。また、この計 500MW の他にも、50MW でのメガソーラー事業の展開は可

能である。後述するように、FiT が 0.08 ドル/kWh と安価であることが問題であるが、

民間事業者の参入が可能なレベルにまで FiT が引き上げられれば、日本の 1.3 倍近くの

日射量を有するエチオピアは、魅力的な市場となる。 日本の技術の市場参入機会を高めるための提言として、第 1 章で示したような、長期

信頼性をアピールしていく必要がある。メガソーラーなどのエネルギー事業においては、

プロジェクトの期間は 20 年またはそれ以上と長期間にわたる。もし、長期の運用に耐え

られないような製品を使用した場合、メガソーラーの経済性は崩壊することになる。こ

の点を、エチオピアの公共セクター、民間セクターの双方に理解いただき、メガソーラ

ーを展開する際の「要件」とすることを提案していきたい。 長期信頼性については、エチオピアからの訪日プログラムの一環として、京セラ佐倉

事業所を訪問し、1984 年から運用されている太陽光発電システムを視察いただいた。ま

た、現地調査や、現地報告会でも長期信頼性を有する太陽光発電システムを使用する重

要性を説明し、一定の理解を得ることができた。

要点 • メガソーラーのマスタープランに貢献する提案を行う • メガソーラーの耐久年数は 20 年以上必要であり、そのパフォーマンスと経

済的性を正確に評価するために、太陽光発電システムは、長期運用の実績と、

信頼できる機関からの性能認証に基づいて保証されるべきである

100

[２]強み × 脅威： 技術のデモンストレーション

前述したように、京セラの太陽光発電システムが有する長期信頼性という優位につい

ては一定の理解を得ることができた。しかし、同技術の優位性についての認知度は低い

ままであると言わざるを得ない。それを解消するためには、太陽光発電システムを現地

に導入し、デモンストレーションを行う必要がある。 これは、300MW のメガソーラー建設に支援を行うアメリカの他、ヨーロッパ諸国や中

国などが参入をうかがうエチオピアの再生可能エネルギー市場に対する、日本の技術の

プレゼンスを示すデモンストレーションともなる。 また、エチオピアにおけるメガソーラー事業の障壁の一つが、「用地確保」と「輸送イ

ンフラ」となる。EEP へのヒアリングにおいて、「メガソーラー候補地において、特にア

ディスアベバやメケレのような都市においては用地確保という問題がある」という指摘

があった。また、メガソーラーの建設には、大量の太陽光発電パネルを輸送する必要が

あり、整備された道路は事業実施においての必須条件となる。こうした障壁をクリアす

るためには、上記のパイロットプロジェクトを実施することを前提とした、詳細 F/S を

行う必要がある。 上記のメガソーラーのパイロットプロジェクト、そのベースとなる詳細 F/S について

は、日本政府の支援も受けて、官民が連携したアプローチとして実施されることが理想

的である。同時に、エチオピア政府からの、日本の技術に対する理解と、プロジェクト

や調査の実施についての要請をいただくことも必要となる。

要点 • 日本の技術的優位を示す、デモンストレーションを行うことで、技術への認

知、関心を高める • 詳細な F/S を行うことで、設置場所や輸送インフラを備えたサイトを特定さ

せる • 上記の実施にあたっては、エチオピア政府からの要請が必要

101

[３]弱み × 機会： エチオピアへのコミットメントを高める

現時点での最大の「弱み」は、価格となる。エチオピアにおけるメガソーラー事業の

コストを押し上げているのは、システムの全てを日本から調達し、日本人の管理により

施工することが一つの要因となる。太陽光発電システム事業のうち、キーとなる技術が

含まれる部分や全体のエンジニアリング以外については、なるべく現地のパートナー企

業へ技術移転させていくことで、全体のコストを抑制させることが可能となる。また、

エチオピアへのサプライチェーンについても、プロジェクトを実施していく過程で、最

適化が図られる。 こうした技術移転やサプライチェーンの改善を促す機会として、公的資金を活用した

デモンストレーションプロジェクトを組成していくことは有益である。

[４]弱み × 脅威： 両国におけるアウェアネスの向上

メガソーラー事業に限らず、エチオピアをはじめとする日本技術の弱みは「現地での

認知不足、価格競争力」である。そして、アフリカを最後のフロンティアにすべく、各

国が市場の参入機会をうかがっている。そのような状況を打開する策は、両国の公共セ

クター/民間セクターにおける、アウェアネスの向上となる。JCM を活用した F/S や実証

事業については、これまでのアフリカへのアプローチとは異なる方法による、市場への

参入策であると考えることができる。

要点 • エチオピアの公共/民間部門双方において、日本の技術に対する関心と理解

を高める必要がある • 一方で、エチオピアの市場でのプレゼンスを大きくするために、日本の公共

/民間部門の関心と理解を向上させる必要がある

要点 • 中長期的戦略によるコミットの表明

中期的－公的資金を活用したデモンストレーションプロジェクトの組成 長期的－SPC への参加など民間主導ビジネスへの参入

• コミットメントを高めていく過程で、技術の現地化を行い、コスト削減を実

現させる

102

当事業で実施した、日本からエチオピアへの調査や現地報告会、エチオピアから日本

への視察などのプログラムを拡充していくことで、両国におけるアウェアネスを高めて

いくことができる。 なお、この SWOT 分析に基づき現地企業とディスカッションを行ったところ、現地企

業から「プロジェクトごとに、日本企業と現地企業のアライアンスを組むのではなく、

再生可能エネルギーの開発に関して、両国の複数企業が参加するコンソーシアムを設立

して、限られたリソースを有効活用する」ことが提案された。これは、強みと機会を最

大限に活用し、弱みと脅威を克服していくために、複数の企業がリソースを提供し合う

という考え方である。メガソーラーに限らず、様々な強みを有する企業が集結し、エチ

オピアにおける機会を増大させようとする狙いがある。エチオピアをはじめとするアフ

リカ諸国においては、企業が単独で市場に参入するよりも、こうした常設コンソーシア

ムを組んでいくことは有効であると考えられる。

6.1.2 ステークホルダー分析 下表は、エチオピアにおける「メガソーラー事業」のステークホルダー分析を行った

結果である。これは、前述の SWOT 分析から導いた 4 つの提言について、各ステークホ

ルダーの立場からメガソーラー事業に対する「期待」と「役割」をまとめたものである。 2015 年 2 月 24 日に現地で開催した報告会においては、ここに示されたステークホル

ダーに参加いただいた。このステークホルダー分析については、概ね理解を得ることが

できた。 特筆すべきコメントとしては、電力関連セクター（MOWIE、EEA）から「FiT の価格

については、様々な立場からのコメントを受け付けている。『民間企業にとって事業を検

討するためには 0.2 ドル以上の FiT が望ましい』というような提案は、今後の参考にし

たい」というものがあった。

103

表 25 メガソーラー事業のステークホルダー分析

6.2. エチオピアにおける「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティ

ー電化事業」 6.2.1 SWOT 分析

3.1 と同様に、マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティー電化事業につ

いて SWOT 分析を行い、提言を導き出した。

メガソーラーのステークホルダー

ステークホルダーのメガソーラーに対する期待

メガソーラー設置のためのステークホルダーの役割

-連邦政府-電力部門(例： EEP)

-メガソーラーマスタープランの達成 (100MW X 5 = 500MW)

-再生可能エネルギーセクターに関する産業発展

-信頼性のあるPVシステムの導入-外国からの支援のための提案と要求.

-メガソーラーに適切なサイトを指定

-固定価格買取などのメガソーラー開発のために適切な処置

-地方政府 -メガソーラーから発電した電力利用

例： 灌漑スキーム、給水、産業発展

-メガソーラーに適切なサイトを指定例： 十分なスペース、輸送、交通手段や主要グリッドなどのインフラr設備を持つサイト

-外国政府 (日本も含む)-国際機関

-持続可能な開発-エチオピアの市場参画

-金銭的支援例：パイロットプロジェクトのための無償支援や低金利ローン

-技術支援例：技術移転やキャパシティビルディング

-民間部門(エチオピア)

-メガソーラー開発に関する事業例：土木工事、設置作業、製造＆システムのメンテナンス、サイト選定、エンジニアリングなど

-日本からの技術移転

-低コストかつ効果的なEPC-特に長期的な信頼性に対する、日本の技術への関心や理解

-民間部門(日本)

-エチオピアとアフリカの魅力的な市場

-発展途上国のための研究開発

-技術や値段の現地化-エチオピアへの技術移転-エチオピアとアフリカへのコミットメントと戦略

104

図 57 マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティー電化事業 SWOT 分析

[１]強み × 機会： 連邦政府と州政府への太陽光と超低落差マイクロ水力発電の促進

端的にいえば、エチオピアの連邦政府、地方政府には、灌漑用水路や水路を利用した

小水力、マイクロ水力発電の開発にかかる予算を有しており、こうしたセクターに「落

差の少ない灌漑用水路であってもマイクロ水力発電を導入することで発電が可能である。

水量が安定しない用水路においては、太陽光発電とマイクロ水力発電のハイブリッドシ

ステムによって安定した発電が可能」ということを示し、開発計画にこれを盛り込むこ

とを提言し、発電システムの導入を図りたい。 2013 年度の調査においては、コミュニティー電化政策普及について、将来的にはコミ

ュニティーの費用負担による普及を目指しながら、当面は灌漑セクターや農業セクター、

地方政府などに販売するという方向性を示した。本年度の調査においては、アムハラ州、

日本の技術による太陽光と超低落差マイクロ水力発電

•超低落差マイクロ水力発電の独自性（競合なし）

•太陽光発電との組み合わせにより水量変動に対応

•連邦政府と州政府による地方電化プラン

•超低落差マイクロ水力発電のポテンシャル(100MW) 、太陽光(20MW)

•総費用•エチオピアでのサプライチェーン

•将来的な他社や他国からの技術•超低落差マイクロ水力発電と太陽光とのハイブリット形成への意識づけ

•連邦政府と州政府への太陽光と超低落差マイクロ水力発電の促進

•オロミア州のFentale灌漑スキームにおけるパイロットプロジェクト

•技術移転•EPCと管理コスト削減努力

•エチオピアと日本における意識づけ

•先行者利益を拡大するための更なる研究開発

[1] S X O

[3] W X O

[2] S X T

[4] W X T

Strengths (強み)

Opportunities (機会)

Weaknesses (弱み)

Threats (脅威)

要点 • MoWIE には、オフグリッド地域におけるマイクロ水力発電開発のためのプ

ログラムや予算を有している • 地方政府は独自の予算で小水力発電や灌漑スキームを開発する計画がある. • 商用化された同様技術を有する競合が存在していない中、連邦政府と州政府

へ太陽光と超低落差マイクロ水力発電のハイブリット化を、地方電化政策と

して提案する

105

オロミア州、ティグレ州、南部諸民族州のエネルギーや灌漑担当者へのヒアリングを行

った結果、こうした地方政府に灌漑用水の開発やそれに伴う小・マイクロ水力発電開発

への予算があることが判明した。また、連邦政府も地方の小・マイクロ水力発電開発に

対する支援を行うことも分かった。今回の調査事業を通して、マイクロ水力と、マイク

ロ水力と太陽光発電の組み合わせによる発電技術を紹介した結果、地方政府担当者から

も導入に向けた検討を希望するコメントを聞くことができた。 例えば、オロミア州は第 4 章で紹介したファンターレ灌漑用水路を有しており、用水

路を活用した発電事業には前向きな姿勢を見せている。また、アムハラ州にはコガ灌漑

用水路がある。コガ灌漑用水路の問題は、雨季に上流のダムで水を溜め、乾季に放流す

るために、雨季に用水路の水量が不足するというものであったが、太陽光発電とのハイ

ブリッド化によって、この問題の解決策を提示することができた。

図 58 (左)オロミア州・ファンターレ灌漑用水路、(右)アムハラ州・コガ灌漑用水路 ティグレ州においては、6 つの灌漑用水路の建設が進められている。一つの灌漑用水路

システムに対して、合計 100kWの発電を行うために、各 1億円の予算が設けられている。

この用水路システムは落差が小さいために、既存の発電方法では発電コストがかさむが、

超低落差型マイクロ水力発電を用いれば目標の発電容量を確保することは可能であると

考えられる。ここに、太陽光発電とのハイブリッドを検討することもできる

106

図 59 ティグレ州・Gerbe Segane 灌漑ダムの工事現場 南部諸民族州においては、自然河川を用いたマイクロ水力発電が行われているが、太

陽光発電とのハイブリッドによって、流量が少ない水車小屋の導水路などを活用するこ

ともできる。

図 60 南部諸民族州・マイクロ水力発電プロジェクト 後述する、ファンターレ灌漑用水路におけるパイロットプロジェクトを通して、連邦

政府と地方政府に対して、「マイクロ水力発電、および太陽光発電とマイクロ水力発電の

ハイブリッドシステムによる電化」をアピールし、エチオピアの連邦政府、地方政府か

らの発注を得ることで、市場の開拓を目指したい。

107

[２]強み × 脅威： 技術のデモンストレーション

2013 年度に実施した、マイクロ水力発電の導入可能性調査を受けて、経済産業省と

UNIDO による LCET 事業の一環として、オロミア州ファンターレ灌漑用水路において、

マイクロ水力発電のパイロット事業が行われる予定である。 パイロット事業においては、将来的に太陽光発電とのハイブリッド化が予定されてお

り、ここに第 3 章で提案した京セラの技術を提案することで、技術のデモンストレーシ

ョン機会を得ることができる。今年度の調査を通して、太陽光発電とマイクロ水力発電

システムとのハイブリッドに関する関心を喚起し、理解を促進させることができたが、

実システムの導入によるデモンストレーションにより、連邦政府、地方政府に対する訴

求力をさらに増加させることができる。

図 61 ファンターレにおけるハイブリッドシステムの実証イメージ

PV array12.48kW

Electric room ofMicro hydro

PCS container for PV

Battery container 110m

Micro-HydraulicPower generator*

13m

14m

要点 • オロミア州ファンターレ灌漑用水路における、経済産業省と UNIDO が行う

マイクロ水力発電プロジェクトに、太陽光発電とのハイブリッドシステムも

追加導入し、エチオピアへの同技術の浸透を図る • オロミア州のみならず、主要な州においても同様のパイロットプロジェクト

を実施し、同技術のさらなる浸透を図る

108

ファンターレ灌漑用水路にとどまらず、可能であればアムハラ州、ティグレ州、南部

諸民族州におけるデモンストレーションも実施することで、当技術の適用範囲を拡大さ

せることができる。アムハラ州には水量の季節変動、ティグレ州にはパイプ灌漑による

流量の少なさ、低落差という問題、南部諸民族州においては水車小屋の導水路における

流量の少なさという諸問題を有している。こうした問題の解決策を、それぞれ提示する

ことで、提案する技術への関心、理解を高めることができる。

[３]弱み × 機会： 現地化と技術移転

メガソーラーと同様に、導入に向けての障壁は「価格」となる。価格を抑制させるた

めの有効な手段は、技術の現地化と技術移転である。エチオピアには、Alphasol などの

マイクロ水力や太陽光発電プロジェクトの経験を有する企業が存在している。こうした

企業との協力、提携関係を構築することで、技術の現地化と技術移転が可能となる。ま

た、連邦政府や地方政府へのアプローチについても、現地企業と協力することで、安定

した市場を確保することが可能となり、価格を低減させていくことが可能である。 具体的には、事業展開時においては組み立て作業、付属品の製造、メンテナンスなど

を現地企業にて請負う体制を構築し、徐々に高度な工程を現地に移管していく。 なお、エチオピアには、アフリカ連合（AU）の本部が置かれており、多くの国際会議

も行われている。当技術をアピールすることで、周辺諸国における需要を喚起すること

も可能である。需要が高まれば、それだけ価格は抑えられ、技術移転も進むこととなる。

最終的には、エチオピアがアフリカにおけるマイクロ水力や太陽光発電を中心としたコ

ミュニティー電化の開発・製造拠点となることも考えられる。ある程度の安定的な需要

を見込むことができるようになれば、さらに高度な製造工程を移管させることで、販売

価格を低減させていくことも可能である。

要点 • 超低落差マイクロ水力発電と太陽光ハイブリッドシステムを推進するため

には、エチオピアでの「現地化と技術移転」が必要 • 「現地化と技術移転」によって、システムの合計金額と初期及びランニング

コストの両方が低下する

109

[４]弱み × 脅威： 両国におけるアウェアネスの向上

メガソーラーと同様に、当技術の浸透においては、エチオピアの官民セクターにおけ

る技術への関心、理解を高める必要がある。日本への視察、日本からの技術者によるサ

イト候補視察や提案活動を、より活発化させることが必要である。 現状では、当分野におけるコンペティターは市場に存在していないが、世界的なマイ

クロ水力、小水力技術への注目は高まっており、いずれ競合技術が登場することが想定

される。先行者利益を最大化させるためにも、マイクロ水力発電と太陽光発電のハイブ

リッド化技術の適応先を拡大させる研究開発を継続させていくことが必要である。

6.2.2 ステークホルダー分析 下表は、エチオピアにおける「マイクロ水力＋太陽光発電ハイブリッドシステム」の

ステークホルダー分析を行った結果である。 当調査の成果としては、地方政府からのアウェアネスを高めることができたことであ

る。特に、ティグレ州の担当者からは「現状の灌漑用水路計画を修正し、当技術を盛り

込んだ設計とすることを検討したい」、「電力については、コミュニティー電化だけでな

く、灌漑や上水道などの地方政府の開発政策にも活用させたい」というような声を聞く

こともできた。 現地報告会でもこのステークホルダー分析における「期待」と「役割」を提案し、概

ね賛同を得ることができた。また、報告会が当事業のステークホルダーが集合する好機

となり、再生可能エネルギーを活用した地方開発というセクターを活性化させることが

できた。この機会を逃さず、市場を拡大させる取り組みを続けていきたい。

要点 • エチオピアの公共/民間部門での日本の技術に対しての意識を高める必要が

ある • 「先行者利益」を最大化するために、パイプによる灌漑スキームや導水路へ

の適用など、研究開発を促進

110

表 26 マイクロ水力＋太陽光発電ハイブリッドシステム事業のステークホルダー分析

「マイクロ水力＋太陽光発電ハイブリッドシステム」のステークホルダー

ステークホルダーの期待 ステークホルダーの役割

-連邦政府 -地方電化 (電力へのアクセス)-再生可能エネルギー開発-コミュニティでの収入獲得のための持続可能な開発

-「太陽と超低落差マイクロ水力発電」を地方電化政策とする-オフグリッド地域への財政、技術支援

-地方政府 -地方電化 (電力へのアクセス)-コミュニティでの収入獲得のための持続可能な開発

-他のセクターへの電力利用-水路の多目的利用

-「太陽と超低落差マイクロ水力発電」を地方電化政策とする-灌漑セクターとの連帯、知識の共有

-外国政府 (日本も含む)-国際機関

-持続可能な発展-温室効果ガス削減-エチオピアとの連帯-コミュニティのための地方電化モデルの開発

-財政支援例：パイロットプロジェクトのための無償支援や低金利ローン

-技術支援例：技術移転やキャパシティビルディング

コミュニティ -収入獲得のための開発-“ベーシックヒューマンニーズ”改善

-初期費用を返済やメンテナンスや機器の交換のための収入を得る

民間部門(エチオピア)

-地方開発での事業例：土木工事、設置作業、製造＆システムのメンテナンス、サイト選定、エンジニアリングなど

-日本からの技術移転

-再生可能エネルギーによる地方電化の経験と知識を提供

-低コストかつ効果的なEPC

民間部門(日本)

-エチオピアとアフリカの魅力的な市場

-発展途上国のための研究開発

-技術や値段の現地化-エチオピアへの技術移転-エチオピアとアフリカへのコミットメントと戦略

大学/NGO -地方電化 (電力へのアクセス)-RE開発-コミュニティでの収入獲得のための持続可能な開発

-Centre of Rural electrificationの促進-Center of Carbon management-経験や技術・財政支援

111

6.3. ケニアにおける「ハイブリッド・ミニ・グリッド事業」 6.3.1 SWOT 分析

ケニアにおけるハイブリッド・ミニ・グリッド事業について、SWOT 分析を行い、提

言の方針を導き出した。

図 62 ハイブリッド・ミニ・グリッド事業 SWOT 分析

[１]強み × 機会：「蓄電池を使用しない、ディーゼル+太陽光発電ハイブリッドシステム」

の提案

第 5 章で示したように、AFD の支援を得て、ケニア政府は 40 億円をかけて、23 カ所

のハイブリッド・ミニ・グリッドの整備を行う計画を立てている。この中で、3.7MW の

太陽光発電が導入される予定である。この太陽光発電に使用される製品は入札を経て決

定され、当技術を適用することができる市場が顕在化している。当面は、Socabelec や

Powe Point といった現地企業との連携によって、このハイブリッド・ミニ・グリッドの

日本の技術によるハイブリッド・ミニ・グリッド

•蓄電池を使用しないディーゼル+太陽光発電ハイブリッドシステム

•長期間運用実績と、第三者認証に基づいた性能の保証

•ケニア政府の政策 (AFDからの40mills資金による3.7MWの太陽光発電設置)

•「ハイブリッドミニグリッド」のためのその他のグリーンフィールド

•総費用•ケニアでのサプライチェーン

•他社や他国から技術

•他国からの支援

•ケニア政府への「蓄電池を使用しないディーゼル+太陽光

発電ハイブリッドシステム」の提案

•日本とUNIDOの支援による、バリ

ンゴにおける「蓄電池を使用しないディーゼル+太陽光発電ハイブ

リッドシステム」を実証するためのパイロットプロジェクト

•EPCとメンテナンスコストの削減

努力

•ケニアと日本の公共/民間部門への意識づけ

•ケニアへの強いコミットメント

[1] S X O

[3] W X O

[2] S X T

[4] W X T

Strengths (強み)

Opportunities (機会)

Weaknesses (弱み)

Threats (脅威)

要点 • 23 カ所のハイブリッド・ミニ・グリッド整備に、AFD の支援により 40 億

円の予算が確保されている。 • 京セラの二つの強みを生かして、この市場に参入したい

1. 蓄電池を使用しない、ディーゼル+太陽光発電ハイブリッドシステム 2. 長期間の運用実績と第3者機関からの認証に基づいた20年間の性能の保証

112

入札に参加していくこと、つまり BT（Build and Transfer）方式によるビジネス展開を

想定している。京セラが全体のエンジニアリングと太陽光発電システムの供給を担当し、

その他を現地 EPC パートナーが請負うという分担となる。 入札においては、「１．蓄電池を使用しない、ディーゼル+太陽光発電ハイブリッドシ

ステム」、「２．長期間の運用実績と第 3 者機関からの認証に基づいた 20 年間の性能の保

証」を積極的にアピールしていきたい。 23 カ所のハイブリッド・ミニ・グリッドの整備については、一度にすべての入札が行

われるのではなく、段階的に実施される予定である。当事業において、蓄電池が不要な

システムを提案してきたが、初期においては、蓄電池の導入を前提とした入札が実施さ

れることが想定される。蓄電池を有するシステムであっても、京セラは島嶼などへの導

入実績を有しており、技術的なアドバンテージを有している。 また、価格面でも、第 4 章で示したように、ケニアで想定されている価格との際はさ

ほどない。現地企業との協力により、調達の一部や設置業務を現地化することで、価格

面でも不利になることを避けることができる。 こうした入札を経て実績を積み重ねながら、蓄電池を使用しない、ディーゼル+太陽光

発電ハイブリッドシステムの提案を引き続き行っていき、ハイブリッド・ミニ・グリッ

ドの建設について、同技術を入札要件としていくような働きかけを続けたい。 ハイブリッド・ミニ・グリッドについて、この 23 カ所にとどまらず、開発が進められ

る予定である。また、ケニア政府によると、将来的にはハイブリッド・ミニ・グリッド

は IPP（Independent Power Producer、独立系発電事業者）によって開発、運営される

ことを期待している。FiT の値上げなど、民間企業が参入できる事業環境が整備されれば、

現地企業との SPC に出資、参加するなどして BOO（Build Own and Operation）方式に

よる発電事業にも参入していきたい。

[２]強み × 脅威： 技術のデモンストレーション

当事業を通して、京セラの技術優位性、すなわち「１．蓄電池を使用しない、ディー

要点 • ハイブリッド・ミニ・グリッドの入札への提案と並行して、日本政府と

UNIDO へのパイロット事業の提案を行う。 • 具体的には、バリンゴ湖の Kokwa 島に「ハイブリッドシステム」を導入し

たい。 • このパイロット事業はケニアだけでなくアフリカ全体に、日本の技術を証明

する「パイロット/デモンストレーション」となる。

113

ゼル+太陽光発電ハイブリッドシステム」、「２．長期間の運用実績と第 3 者機関からの認

証に基づいた 20 年間の性能の保証」について説明を行い、一定の理解を得ることができ

た。しかし、「実際のシステムをまず導入して、そのパフォーマンスを見てみたい」とい

うコメントもいただいている。ヨーロッパ系の企業を中心に、地方電化にビジネスを見

出そうとする動きは活発化している中、日本の技術のデモンストレーションとなるパイ

ロット事業を実施していきたい。 具体的には、MoEP からパイロット事業の候補地として、バリンゴ湖に浮かぶコクワ

島を推薦いただいた。日本の支援で発電システムを導入すれば、島内の配線はケニア政

府、ケニアパワーが行うというコメントも得ている。本事業の結果を踏まえて、経済産

業省と UNIDO による LCET プログラムの一環として、エチオピアとケニアにおけるマ

イクロ水力発電に続くパイロット事業の実施に向けた提案を行うことを予定している。

図 63 バリンゴ湖 コクワ島におけるハイブリッド・ミニ・グリッドの実証イメージ なお、ハイブリッド・ミニ・グリッド、つまり独立型のミニ・グリッドに再生可能エ

Sunk path

Sunk path

School

Dispensary

Island Camp

Kokwa Island

Diesel Gensets

150kVA 49.9kW

PV

114

ネルギーを追加するという政策、技術については、ケニアを「先進国」と捉えることが

できる。その理由は、地方電化に再生可能エネルギーを活用する構想を有しつつも、実

現に至らない国が多い中、独立型ミニ・グリッドに再生可能エネルギーを活用すること

を政策とし、先進国の支援を得ながら実際に導入を進めているからである。今後、AFDの支援によりハイブリッド・ミニ・グリッドの建設は進み、関連技術はさらに進化し、

成熟していくことが考えられる。 ミニ・グリッドに関する国際的なセミナーでは、ケニアのハイブリッド・ミニ・グリ

ッドが紹介されることも多く、2014 年 11 月には首都ナイロビで “Africa Mini Grid Summit” が開催された。 ハイブリッド・ミニ・グリッドの先進国たるケニアで、日本の技術を示すことで、ア

フリカのみならず、他の地域における市場への参入機会を得ることにつながる。

図 64 2014 年 11 にナイロビで開催された “Africa Mini Grid Summit”

[３]弱み × 機会： EPC とメンテナンスコストの削減努力

エチオピアでの事業と同様に、現時点での最大の「弱み」は価格となる。ただし、第 4

要点 • 中長期的戦略によるコミットの表明

中期的－経済産業省・UNIDO「LCET」によるパイロット事業 長期的－SPC への参加など民間主導ビジネスへの参入

• コミットメントを高めていく過程で、技術の現地化を行い、コスト削減を実

現させる。

115

章で示したように、ハイブリッド・ミニ・グリッドにおいては、ケニア政府のターゲッ

トとする導入価格とのかい離はさほど大きくない。短期的なコスト削減要素としては、

一部パーツや機材の現地調達と、工程管理の現地化を挙げることができる。これにより、

第 3 章で提示した価格を低減させることが可能である。 また、[２]で示したパイロット事業を実施することができれば、現地 EPC パートナー

との「棲み分け」や、サプライチェーンを精査することができる。これにより、技術を

現地化することが可能となり、導入価格をさらに押し下げることができる。

[４]弱み × 脅威： 両国におけるアウェアネスの向上

エチオピア同様、ハイブリッド・ミニ・グリッドにおける日本技術の弱みは「現地で

の認知不足、価格競争力」である。それを補うために、現地における入札への参加、技

術の信頼性を示すパイロット事業の実施が必要であると述べてきた。 さらに、ケニアのステークホルダーの訪日、日本の企業によるケニアへのコミットメ

ントへの強化も必要である。太陽光発電システムを含む再生可能エネルギーだけでなく、

日本の進んだ低炭素技術をケニアに示していくことで、日本の技術に対する認知を高め

ていくことができる。

要点 • ケニアの公共/民間部門双方において、日本の技術に対する関心と理解を高

める必要がある。 • 一方で、ケニアの市場でのプレゼンスを大きくするために、日本の公共/民

間部門の関心と理解を向上させる必要がある。

116

6.3.2 ステークホルダー分析

表 27 ハイブリッド・ミニ・グリッド事業のステークホルダー分析

上表はケニアにおける「ハイブリッド・ミニ・グリッド事業」のステークホルダー分

析を行った結果である。これは、前述の SWOT 分析から導いた 4 つの提言について、各

ステークホルダーの立場からメガソーラー事業に対する「期待」と「役割」をまとめた

ものである。 個別訪問によるヒアリング、現地報告会において、SWOT 分析、ステークホルダー分

析を提示したところ、「価格をどのように引き下げるか」、「技術のデモンストレーション

が必要」というコメントを得ることができた。 価格に関しては、前述のように、現地 EPC 企業との連携により、ケニア政府が目標と

する価格に近付けることは可能であると考えられる。 技術のデモンストレーションについては、現地からの期待にこたえるためにも、パイ

ロット事業を実現させたい。ケニアの公的セクターや民間セクターは、各国がケニアに

おける市場拡大を志向していることを目の当たりにしており、日本企業、ひいては日本

のケニアに対するコミットについては冷静に見ている。「市場拡大を期しているのであれ

ハイブリッド・ミニ・グリッドのステークホルダー

ステークホルダーの期待 ステークホルダーの役割

-中央政府-電力部門

(例： Kenya Power)

-地方電化のためのマスタープランの達成

-「2030年までにすべての国民に電力を」という意欲的な目標

-「信頼性のある」、「効率的」で「手ごろな価格」の。蓄電池を使用しないハイブリッド・ミニ・グリッドの導入

-海外からの支援の提案と要請。- 20～25セント/kWhのFiTなど、魅

力的な事業環境の整備

-カウンティー政府 -ハイブリッド・ミニ・グリッドによって発電された電気の利用

例：灌漑スキーム、給水、産業開発

-ハイブリッド・ミニ・グリッド開発への財政支援

-メンテナンスなどキャパシティビルディング

-外国政府 (日本も含む)-国際機関

-持続可能な開発-ケニアにおける連帯-大型の独立型グリッド開発のための研究開発

-財政支援例：パイロットプロジェクトへの無償支援や低金利ローン

-技術支援例：技術移転、ｷｬﾊﾟｼﾃｨﾋﾞﾙﾃﾞｨﾝｸﾞ

-民間企業(ケニア)

-ハイブリッド・ミニ・グリッド開発におけるビジネス

例：土木工事、設置作業、製造＆システムのメンテナンス、サイト選定、エンジニアリングなど

-日本からの技術移転

-低コストかつ効果的なEPC-蓄電池を使用しないハイブリッドミニグリッド技術への関心や理解

-民間企業(日本)

-ケニアとアフリカの魅力的な市場

-発展途上国のための研究開発-技術や値段の現地化-ケニアへの技術移転-ケニアとアフリカへのコミットメントと戦略

117

ば、他の国や企業のように技術優位をパイロットで具体的に示すべき」というのがケニ

ア側の本音であろう。

118

第7章. 相手国政府関係者等に向けたセミナーの開催

7.1. 訪日研修における、京セラ太陽光発電システムの視察及びセミナー 2014 年 12 月 15～20 日に、エチオピア政府関係者を対象とした訪日研修プログラム、

「エチオピア UNIDO/HIDA12 LCET啓発研修コース（ULAE13）」が実施された。日

本・エチオピア合同委員会（ JC ）のメンバーである、森林環境省のMehari WONDMAGEGN局長を始め、下記の所属機関より計 12 名が参加した。12 月 19 日には、

京セラ佐倉事業所を訪問し、1984 年に佐倉事業所社屋の屋根に設置され、現在も稼働を

続ける太陽光発電システムなどを視察したほか、同社システムの優れた耐久性と長期保

証、品質の高さ等をアピールするセミナーを行った。

表 28 訪日研修参加者 所属機関 職位・人数（小計） 水灌漑エネルギー省 局長、技術者他、7 名 森林環境省 課長、2 名 オロミア州 水鉱物エネルギー局 局長他、3 名

図 65 京セラ佐倉事業所の太陽光発電システム見学、およびセミナーの様子

12 HIDA（一般財団法人海外産業人材育成協会）は、経済産業省所管の民間技術協力機関であり、

主に開発途上国の産業人材を対象とした研修および専門家派遣等の技術協力の推進を目的とする。 13 ULAE は、LCETの枠組みの一部であり、第５回アフリカ開発会議 TICAD-V をフォローする活動であ

る。

119

図 66 訪日研修プログラム

ケニアについては、2012 年度の経済産業省、地球温暖化対策技術普及等推進事業にお

いて、ＮＴＴデータ経営研究所がプロジェクト実施者として行った、「ケニア共和国にお

ける、再生可能エネルギーを活用したハイブリッド・ミニ・グリッドによる地方電化案

120

件組成調査」の一環で、日本の関連技術を紹介する訪日研修を既に行っており、以降現

在まで引き続いてケニア政府との関係構築を行ってきている。現地政府側の関心、知識

も比較的蓄積されてきている状況であるため、本年度事業においては、訪日研修はエチ

オピアを対象とした。 7.2. ワークショップ開催報告

2015 年 2 月には、両国にて調査成果報告および事業提案を目的としたワークショップ

を開催した。各回の議事次第を章末に示す。 7.2.1 エチオピア

2015 年 2 月 24 日、アディスアベバのキャピタルホテルにおいて、本調査の成果報告

ワークショップを開催した。参加者は、下表の政府機関、企業等および本調査メンバー5名を含め、合計 28 名が参加した。

表 29 ワークショップ参加者（エチオピア）

No. 所属 職位・人数（小計）

1 水・灌漑・エネルギー省（MoWIE） 副大臣、局長他、5 名

2 環境森林省（MEF） JCM 担当者、1 名

3 エチオピアエネルギー機関（EEA） 局長、1 名

4 オロミア州 水・鉱物・エネルギー局 担当者、1 名

5 アムハラ州 鉱物・エネルギー局 専門職、1 名

6 ティグレ州 鉱物・エネルギー局 担当者、1 名

7 南部諸民族州 水源・鉱物・エネルギー局 担当者、1 名

8 エチオピア電力公社（EEP） 戦略投資部長、1 名

9 Alphasol 社 部長他、2 名

10 HOPE2020 (NGO) 理事、1 名

11 ジンマ大学 教授他、2 名

12 国連工業開発機関（UNIDO） 担当者、3 名

13 独立行政法人国際協力機構（JICA） 担当者、2 名

14 日本大使館 二等書記官、1 名

ワークショップではまず、水・灌漑・エネルギー省によるオープニングスピーチがあ

り、続いて本調査結果の全体レビュー、京セラによる技術提案、続いて事業化に向けた

提案発表を行った。現地の民間企業である Alphasol 社からは、「民間セクターから見た、

121

エチオピアにおける再生可能エネルギー事業動向」について発表をいただいた。 ディスカッションセッションにおいて、現地側から得られた意見を下記に記す。

水・灌漑・エネルギー省 メガソーラーについて

エチオピアにおいて、太陽光発電は将来有望な事業であり、同国は将来、ゼロエ

ミッションを達成していく計画を進めている点からも、太陽光発電は重要な技術

である。 京セラの技術力の高さ、品質の高さについては疑いがなく、確実なものだと思っ

ている。 長期保証の重要性についても理解した。 価格面についてはやはりハードルが高く、価格低下の検討を要望する。また、発

電単価の将来的なターゲット価格を示してほしい。 FiT が事業の促進にとって重要であるが、先進国において FiT 価格は下がってき

ている状況でもあり、長期的に見た議論が必要と考えている。 広い用地の確保が必要であるが、土地は国が所有しているため、難しい問題では

ない。 マイクロ水力とのハイブリッド発電システムについて

マイクログリッドのリノベーションを検討しており、需要があると言える。 揚水発電としても有効であろう。

その他 JCM プロジェクトとしては、MRV 運営のためのキャパシティビルディングが必

要である。 国のエネルギー政策は現在修正検討中である。議論には、民間セクターの参加も

呼び掛けており、Alphasol 社にも参加してほしい。 化石燃料価格の価格が最近下がっていることの、再生エネルギー事業への影響に

関する言及がなかったが、どう考えているか。 エチオピアエネルギー庁(EEA)

太陽光発電は、エチオピアにとって重要な技術である。 現状の FiT 価格は、検討ドラフト段階では低いものであった。今後修正を行って

いくので、事業開発者等による提案や、パグリックコメントによるインプットを

期待する。

122

地方政府のエネルギー担当局 オロミア州

ファンターレに続くプロジェクトの開発、実施を希望する。 コスト面の課題を解決しつつ、スケールアップしていく必要がある。 昨年 12 月の訪日研修によって、京セラの実際のシステムを見ることができ、ま

た高い技術力について学ぶことができた。

南部諸民族州 これまでに GIZ などのサポートを受け、5 つ以上のマイクロ水力発電プロジェク

トを実施してきた。 今後は、太陽光とのハイブリッドを目指したい。 今後も情報共有を進めていきたい。

ティグレ州

現在 6 つの灌漑ダムを建設中であり、マイクロ水力と太陽光のハイブリッドシス

テムを、オフグリッドのコミュニティー開発のために導入したい。 実際に灌漑用水量の季節変動は課題となっており、ハイブリッドシステムは良い

アイデアだと考える。 ファンターレや南部諸民族州の先行事例を実際に見学して、ティグレ州の政策の

参考としたい。

HOPE2020（NGO） エチオピア政府のグリーン成長政策において、分散型電源、再生可能エネルギー

の開発の促進に期待する。 独立型の太陽光発電も可能なのではないか。 再生可能エネルギー導入促進に関する、コミュニティーの啓発も必要である。

123

図 67 水・灌漑・エネルギー省副大臣（中央）および参加者

図 68 ワークショップ風景（エチオピア）

124

7.2.2 ケニア 2015 年 2 月 26 日、ナイロビのライコリージェンシーホテルにおいて、本調査の成果

報告ワークショップを開催した。参加者は、下表の政府機関、企業等および本調査メン

バー5 名を含め、合計 20 名が参加した。

表 30 ワークショップ参加者（ケニア）

No. 所属 職位・人数（小計）

1 エネルギー・石油省（MoEP） 技術者、担当者他、3 名

2 地方電化庁（REA） 担当者他、2 名

3 環境・水・鉱物資源省 専門職、1 名

4 国家環境管理局（NEMA） 担当者、1 名

5 ケニアパワー 研究所長、1 名

6 Que Energy（民間調査会社） 代表、1 名

7 ナイロビ大学開発研究所 研究者、1 名

8 ジョモケニヤッタ農工大学 研究者、1 名

9 ケニア製造業協会 コーディネーター、1 名

10 国連工業開発機関（UNIDO） 担当者、2 名

11 独立行政法人国際協力機構（JICA） チーフアドバイザー、1 名

ワークショップではまず、エネルギー・石油省、再生可能エネルギー課の代表による

オープニングスピーチがあり、続いて本調査結果の全体レビュー、京セラによる技術提

案、続いて事業化に向けた提案発表を行った。エネルギー・石油省からは、「ケニアのハ

イブリッド・ミニ・グリッド開発に関する政策」について発表をいただいた。 ディスカッションセッションにおいて、現地側から得られた意見を下記に記す。

地方電化庁 事業への参画には、①ケニア企業のパートナーとして、入札に参加する、②フ

ァンドを確保して実施、③出資者と組む、などの方法が考えられる。 提案システムの値段が高く、現状ではやはり価格競争力が弱い。 AFD 以外にも、世銀など他のドナーが行った調査レポートを参照のこと。

125

ケニアパワー 現在、ディーゼルの価格が 50％も低下していることに注意する必要がある。 京セラの技術、設備を日本から持ってくるのでは、輸送費が高すぎる。 例えば、バイオマスと太陽光など、他のハイブリッドも考えてみるべき。

エネルギー石油省

コクワの住民は電気代を負担できるのか。 【回答】：京セラは事業者とはならず、施設はケニ政府、ケニアパワーに譲

渡される予定。料金設定はケニアパワーに委ねる。しかし、住民は現状にお

いてもケロシンランプの燃料等を支払っており、最低限の電力料金を支払う

ことが可能と考えられる。また、同じく無電化の島を電化したというムファ

ンガノ島では、携帯電話などを使用した送金システムなどを使い、親類から

資金を集めるなどして商店や小ビジネスを展開している例が見られる。同様

の現象がコクワでも発生すると考えている。 ハイブリッド・ミニ・グリッドの開発に関して、技術要件を作成し、適用して

いくことを検討している。 将来的には、FiT 政策のもとで、民間事業者が IPP となって地方電化事業に参

入することを期待している。 ハイブリッド・ミニ・グリッド運営のキャパシティビルディングについては、

カウンティ―政府の役割に期待する。 事業の許認可については、エネルギー規制委員会（ERC）、カウンティ―政府、

国家環境管理局（NEMA）からの承認が必要となる。

プロジェクト規模としては、100kW程度が望まれる。 QUE ENERGY

・コストの算出には、各サービスのデリバリーコストの違いを考慮するべきである。 ・バイオマス発電など、他の技術とのハイブリッドシステムも検討してほしい。

126

図 69 ワークショップ風景（ケニア）

ケニア製造業協会 投資回収期間 15 年は長すぎる。 付加価値の高いシステムの提供ということであれば、将来的なナショナルグリッ

ドへの接続を見越した、スマートグリッドにするべき。 ハイブリッド・ミニ・グリッド開発に関する民間の動きについては、4000 万ユ

ーロの資金（AFD）の供与が決まった点からも、有望な事業であることが分かり、

今後活発になるだろう。中国やインドの企業、フランスのシュナイダー社も参入

してきている。 太陽光発電コストは 16 US cent／kWh が競争力の目安であると考えている。 ケニア政府への期待ではあるが、民間企業が事業として参入を検討する FiT 価格

としては、20 US cent／kWh 以上が必要である。 ジョモケニヤッタ大学

ケニアには、以前より京セラの太陽光パネルが設置されているのを見て知ってい

る。信用構築のため、そういった実績も、積極的にアピールしてほしい。 ・新規の開発案件提案と合わせて、MoEP が既に実施しているハイブリッド・ミニ・

グリッドのレビューが必要。

127

128

図 70 ワークショップ議事次第（エチオピア）

129

図 71 ワークショップ議事次第（ケニア）

130

第8章. 結論

各章における検討を踏まえて、3 事業についての結論を示す。 総じて、エチオピア、ケニアは日射量も豊富であり、政府の政策も太陽光発電の導入前

向きであることから、大きな市場を有すると考えられる。 両国の政府関係者、民間セクターとの議論を行うと、「技術への期待」と「価格が高いこ

とへの不満」を耳にすることが多い。しかしながら、最も問題視すべきは「両国へのコミ

ット」であるといえる。運用実績に基づく長期信頼性など日本が培ってきた技術に対する

説明やプレゼンテーションが不足しているがために、価格が高いことばかりクローズアッ

プされている。 両国において日本車が市場を席巻しているように、長期的にみれば、ユーザーは「価格

が高くても、高品質のものを選択する」と考えられる。再生可能エネルギー市場は、両国

においては萌芽期といえるステージにあり、市場の製品は玉石混交である。萌芽期特有の

特徴として、価格が重視され、長期信頼性に対する評価が低くなりがちである。 そうした中で、萌芽期にある市場であるがゆえに、「エネルギーの供給という期間の長い

事業を行うためには、信頼性に優れた高品質のものを導入すべき」、ということを繰り返し

主張することが必要である。 両国において、再生可能エネルギーのような日本の低炭素技術による市場を開拓してい

くためには、官民一体となったより強いコミットメントが必要であり、日本の技術優位を

継続的に示し続けることが求められている。

131

8.1. エチオピアにおける「メガソーラー事業」

1 点目のメガソーラーの調達の要件については、面談や現地報告会において、「長期的な

経験に基づいた 20 年間の性能保証」、「信頼できる機関からの認証」を盛り込むべきという

提案を行った。結果、提案内容については理解を得ることができた。しかし、エチオピア

としては、「日本の技術が、日本の支援ともにやってくる」ことを期待していることも確か

である。後述するような、まずは公的資金によるパイロット事業を組成し、日本の技術の

優位性を示す必要がある。 2 点目のパイロットプロジェクトについては、エチオピアのマスタープランに掲げられた

目標である、100MW のメガソーラーを 5 カ所への貢献を目指した、日本の公的資金による

プロジェクト実施を期待したい。そのためには、エチオピアからの「日本の太陽光発電が

必要である」という意思表明をしていただく必要がある。また、プロジェクトの組成を行

うために、サイト選定のための詳細 F/S の実施も必要である。 3 点目については、公的資金頼みではない、民間主導の事業を活性化させるためにも、FiT

価格の引き上げが必要となる。現状の FiT が民間投資を喚起するものではない価格である

ことは、エチオピアの政府関係者も理解している。さまざまなセクターから、「民間投資を

結論 1.メガソーラー調達の要件 長期的な経験に基づいた 20 年間の性能保証 信頼できる機関からの認証

2.日本の公的支援による、パイロットプロジェクト 日本政府からの支援によるプロジェクト開発を行うには、エチオピア政府か

ら、「当技術がエチオピアの持続可能な発展に必要」という理解、要請が不

可欠である エチオピア政府が日本の技術を活用した「メガソーラープロジェクト」への

理解と、要請を行うことも必要

3.民間主導ビジネスを活性化させる魅力的な FiT 国際的な動向としては、民間主導ビジネスを実施するためには、最低 20～

25 セントの FiT が必要である。 様々なセクターからの意見をくみ取りながら、エチオピアにおける FiT が

徐々に上昇させることが必要。

132

活発化させるためには、最低でも 20~25 セントの FiT が必要」というコメントや提案を継

続的に行うべきである。また、エチオピアの電力セクターも、国外からのこうしたコメン

トを期待している。

8.2. エチオピアにおける「マイクロ水力＋太陽光の組み合わせによるコミュニティ

ー電化事業」

第 1 点目については、地方政府へのヒアリングの結果、灌漑用水路の整備に予算がつい

ていること、用水路におけるマイクロ・小水力発電にも予算がついていることが判明した。

こうした背景をもとに、連邦政府、地方政府に対して「太陽光と超低落差マイクロ水力発

電ハイブリッドシステム」のアピールを続けていきたい。そうした意味で、経済産業省と

UNIDO による LECT 事業はアピールの好機であり、この機会をうまく活用して、連邦政

府、地方政府、民間企業へのプロモーションを促進してきたい。 第 2 点目については、エチオピアの現地企業とのパートナーシップに基づく、技術移転

と技術の現地化を図っていきたい。日本企業の役割は、全体の設計・エンジニアリングと、

主要なパーツ、システムの供給となる。こうしたパートナーシップを構築していくことで、

現地における供給価格を下げることが可能となる。 また、エチオピアは、アフリカ連合（AU）の本部が置かれていることもあり、アフリカ

の地方電化市場への展開を見据えた場合、エチオピアに信頼できるパートナーを有するこ

結論 1.地方電化政策への「太陽光と超低落差マイクロ水力発電」の盛り込み 連邦政府に対しては、地方電化政策への「太陽光と超低落差マイクロ水力発

電」の盛り込み。オフグリッド地域への財政、技術支援 地方政府に対しては地方電化政策への「太陽光と超低落差マイクロ水力発

電」の盛り込み。灌漑セクターとの連帯、知識の共有 2. 技術移転と現地化 技術移転と技術の現地化により、設置費用、ランニングコストを削減させる

ことが可能 3.アウェアネスビルディング エチオピア、日本の公共/民間部門における、当技術のアウェアネス向上

133

とは有利に働く。 第 3 点目については、エチオピアの公的セクター、民間セクターには「太陽光と超低落

差マイクロ水力発電ハイブリッドシステム」という技術、ソリューションがあるというこ

とのアウェアネスを高めること。そして、日本の官民セクターからは、この技術を基に、

他の技術を組み合わせること、例えば蓄電池や電気制御技術、電力を使用したコミュニテ

ィー開発技術を導入することで、エチオピアの市場を開拓していくことが求められる。

8.3. ケニアにおける「ハイブリッド・ミニ・グリッド事業」

第 1 点目について、「蓄電池を使用しない太陽光発電とディーゼル発電をハイブリッド・

ミニ・グリッドの技術要件とする」と、「太陽光発電システムに関して長期的な経験に基づ

いてた 20 年間の性能の保証と、信頼できる機関からの認証を要件とすべき」を、エネルギ

ーセクターを中心に提案してきた。結果、一定の理解を得ることができたが、エチオピア

同様にパイロット事業の実施による技術のデモンストレーションが必要である。ハイブリ

ッド・ミニ・グリッドについては、AFD の低金利ローン提供により、その実行可能性が高

まっており、市場が形成されつつある。この市場の｢要件作り｣と、BT 方式による市場への

結論 1. ハイブリッド・ミニ・グッドの調達要件 「蓄電池を使用しない太陽光発電とディーゼル発電」をハイブリッド・ミ

ニ・グリッドの技術要件とする 太陽光発電システムに関しては、「長期的な経験に基づいた 20 年間の性能の

保証」と「信頼できる機関からの認証」の盛り込み

2. 技術移転とアウェアネスビルディング 日本の技術でハイブリッド・ミニ・グリッドを開発するためには、ケニアの

EPC との連携が不可欠である ケニアの公共/民間部門が「蓄電池を使用しないハイブリッド・ミニ・グリ

ッド」技術を評価するような働きかけが必要

3.民間主導ビジネスを活性化させる魅力的な FiT 国際的な動向としては、民間主導ビジネスを実施するためには、最低 20～

25 セントの FiT が必要である。 様々なセクターからの意見をくみ取りながら、ケニアにおける FiT が徐々

に上昇させることが必要。

134

参入を目指すためには、パイロット事業の実施は不可欠である。 第 2 点目については、第 3 章で示したように、今回提案した技術については、十分な価

格競争力を有していると考えられる。価格に関しては、エンジニアリング・設計と主要な

システムとパーツの供給を日本企業が担当し、他の工程や調達を現地企業が行うことで価

格を下げることができる。ケニアでは、地方電化ビジネスに実績を有する企業が複数あり、

こうした企業とのパートナーシップを構築することで、提案価格をさらに下げることがで

きる。 第 3 点目については、将来的な BOO（Build, Own and Operation）方式による、民間主

導ビジネスの実施に向けた、魅力的な FiT 価格の整備を政府に促したい。まずは、BT（Build and Transfer）による市場参入を行い、技術の優位性を示しながら、BOO 方式による事業

展開を検討したい。

135

JCM 提案方法論 和文概要 方法論提案フォームのカバーシート Form for submitting the proposed methodology ホスト国 エチオピア このフォームを提出する事業者 株式会社エヌ・ティ・ティ・データ経営研

究所 方法論のセクトラルスコープ 1. エネルギー産業 方法論の名称およびバージョン グリッドへの電力供給を行うメガソーラ

ー発電, ver1.0 このフォームに添付される書類のリ

スト The attached draft JCM-PDD: Additional information

1) Catalog of adopted technology 作成日 20/02/2015 提案する方法論の履歴 バージョ

ン 日付 修正履歴

1.0 20/02/2015 第一版

【別添資料１】 JCM 方法論ドラフト

136

A. 方法論タイトル

グリッドへの電力供給を行うメガソーラー発電 Version 1.0

B. 用語の定義

用語 定義 メガソーラー発電システ

ム Mega photovoltaic power

generation system (MPV)

MPV with a total capacity more than 1MW, which is connected to a national or a regional grid.

1MW以上の定格容量を有するメガソーラー発電シス

テムで、国や地域のグリッドに接続されている。

C. 方法論概要

項目 概要

GHG排出削減の技術 化石燃料を使用した発電を避けるためのMPVの新規導入

リファレンス排出の計算 リファレンス排出は、MPV によって供給された電力量と

国や地域の MPV が接続されるグリッドの排出係数によっ

て計算される。 プロジェクト排出の計算 計算されるプロジェクト排出はない。 モニタリングパラメータ MPV によって供給された電力量

D. 適格性要件 本方法論は以下の全ての要件を満たすプロジェクトに適用することができる。

要件 1 プロジェクト活動は、国や地域のグリッドへの電力供給を行うものであ

る。電気は、MPVによってのみ発電される。

要件 2 プロジェクト活動は、新規のMPVの導入である。つまり、以前はまった

く開発されていなかった場所に新たに導入するものである。

137

要件 3 太陽光パネルの 20 年間の耐用年数の間に発生する発電効率の低下は

XX20%以内でなければならない。さらに、このことを 20 年間以上の実際

の運用実績に基づいて太陽光パネルの製造者が保証できること。 要件 4 設置される太陽光パネルは、適用される国際的な規格、もしくはそれに

準ずる国内や地方の規格やガイドラインに適合したものである。

要件 5 MPV がグリッドに供給した電力量が継続的に測定できること。

E. GHG 排出源及び GHG 種類

リファレンス排出量 GHG 排出源 GHG 種類

発電システムによる化石燃料の消費 CO2 N/A N/A N/A N/A

プロジェクト排出量 GHG 排出源 GHG 種類

N/A N/A N/A N/A N/A N/A

F. リファレンス排出量の設定と算定 F.1. リファレンス排出量の設定 レファレンス排出量は、国や地方のグリッドへの接続されている化石燃料を使用した

発電による二酸化炭素のみを含む。プロジェクト活動がなかった場合には、プロジェク

ト活動によって発電されたであろう電力は、既存のグリッドに接続されている発電所と

今後新設されるものでグリッドに接続される発電所によって発電されるものと仮定して

いる。エチオピアでは、多くの地域のコミュニティーが国や地方のグリッドによって電

化されておらず、そのほとんどが未電化のままかディーゼル発電機のような独立型の化

石燃料ベースの発電設備によって電化されているにすぎない。

138

F.2. リファレンス排出量の算定

yELyy EFEGRE , ×=

Where: REy y 年におけるリファレンス排出量 [tCO2e/y]

EG y y 年における HMS が消費者に供給した電力量[MWh/y]

EFEL,y 地域が接続されると考えられる国や地方のグリッドの排出係数

[tCO2e/ MWh]

G. プロジェクト排出量の算定

0=yPE

Where:

PEy y 年におけるプロジェクト排出量 [tCO2/y]

H. 排出削減量の算定 ERy = REy -PEy ERy y 年における排出削減量 [tCO2] REy y 年におけるリファレンス排出量 [tCO2] PEy y 年におけるプロジェクト排出量 [tCO2]

I. 事前に確定したデータ及びパラメータ 事前に確定した各データ及びパラメータの出典は以下のリストのとおり。 パラメ

ータ データの説明 データソース

EFgrid,y MPVが接続されると考えられる

国や地方のグリッドの排出係数 CDM の方法論ツール、 ”Tool to

calculate the emission factor for an

139

(tCO2/MWh) electricity system” の適用可能なバー

ジョンを用いて当該ツールで定義して

いる EFgrid,CM,y を、政府機関の統計

データ等から計算し、本パラメータに適

用する。

140

JCM 方法論提案フォーム

方法論提案フォームのカバーシート Form for submitting the proposed methodology

ホスト国 エチオピア / ケニア このフォームを提出する事業者 株式会社エヌ・ティ・ティ・データ経営研

究所 方法論のセクトラルスコープ 1. エネルギー産業 方法論の名称およびバージョン 低落差型マイクロ水力もしくは太陽光発

電による地域電化、 ver1.0 このフォームに添付される書類のリ

スト The attached draft JCM-PDD: Additional information

作成日 20/02/2015

提案する方法論の履歴 バージョ

ン 日付 修正履歴

1.0 20/02/2015 第一版

141

A. 方法論の名称

低落差型マイクロ水力もしくは太陽光発電による地域電化 Ver1.0

B. 用語と定義

用語 定義 超低落差型マイクロ水力

発電 Ultra Low Head Micro

Hydro Power System (ULMH)

超低落差型マイクロ水力発電とは、発電機の容量が

25kW以下で、かつ発電機が落差5m以下の水流に設置さ

れる水力発電を指す

C. 方法論の要約

項目 要約

GHG排出を削減する方法 超低落差型マイクロ水力発電は発電プロセスで化石燃料

を使用しないため、代替される化石燃料からの排出量が削

減される

レファレンス排出量の計算

方法

レファレンス排出量は消費された電力量と化石燃料の排

出係数から計算される プロジェクト排出量の計算

方法

プロジェクトシナリオではGHGが排出されない

モニタリングパラメータ 1. コミュニティー全体で実際に消費された電力量 2. 各施設（家庭、中小企業、公共施設等）で実際に消費

された電力量 3. 電力が供給されている施設の数 4. 中央政府・地方政府の電化計画と方針と実際のそれら

の実施状況

D. 適格性要件 この方法論は、以下の条件をすべて満たす場合に適用が可能である。

要件 1 化石燃料を用いた照明や自家発電機による化石燃料を代替する形で、新

規に導入された超低落差型マイクロ水力発電や太陽光発電によって、コミ

142

ュニティーの電化が行われること。

要件 2 プロジェクト活動は、国や地域のグリッドによる電化が見込めない地域

において新規のULMHやPVを新規に導入するものである。つまり、以前は

まったく開発されていなかった場所に新たに導入するものである。

グリッドによる電化の見込みについては、中央政府・地方政府の電化計

画と方針と実際のそれらの実施状況を勘案して判断する。

要件 3 超低落差型マイクロ水力発電で導入されるそれぞれの発電機の容量は

25kW以下であること。超低落差型マイクロ水力発電が導入される場所につ

いて、上流の水面と下流の水面の高低差が5m以下であること。

超低落差型マイクロ水力発電は開放水路（農業用水路、灌漑用水路、バ

イパス水路等）に導入されること。

要件 4 太陽光パネルの 20 年間の耐用年数の間に発生する発電効率の低下は

20%以内でなければならない。さらに、このことを 20 年間以上の実際の運

用実績に基づいて太陽光パネルの製造者が保証できること。 要件 5 設置される太陽光パネルは、適用される国際的な規格、もしくはそれに

準ずる国内や地方の規格やガイドラインに適合したものである。 要件 6 Calculation method 1 は、コミュニティーによって消費される全電力量

のみが計測可能な場合に適用される。 Calculation method 2 は、各施設によって消費される電力量が計測可能

な場合に適用される。

E. 排出源と GHG の種類 本方法論では、以下の排出源、GHGが考慮されている。

レファレンス排出 排出源 GHG の種類

ケロシンランプの使用による燃料消費 CO2 発電による燃料消費 CO2 N/A N/A

プロジェクト排出 排出源 GHG の種類

N/A N/A N/A N/A N/A N/A

143

F. レファレンス排出量の定義と計算 F.1. レファレンス排出量の定義 この方法論では、CDM方法論AMS I.L.の正当化のために用いられた世界銀行のレポ

ート 14およびCDMのワーキング会議録 15に従ってレファレンスシナリオを定義する。レ

ファレンスシナリオは、ミニマムサービスレベルを満たすよう電化および照明のため化

石燃料を用いたシステムが使われているシナリオである。ケニアおよびエチオピアでは、

多くの地方のコミュニティーが、ナショナルグリッドによる電化がなされておらず、未

電化かディーゼル発電機のような化石燃料を用いた発電機による電化が行われている状

況である。政府による財政的な支援や再生可能エネルギーへの理解不足のため、電化の

ために再生可能エネルギーが用いられることはほとんどない 16。 Calculation method 1 では、コミュニティー全体の消費電力量を計算に用いる。この消

費電力量は、発電量およびバラストの消費電力量と分けて計測されなければならない。

他方、Calculation method 2 では、コミュニティー内の各施設における消費電力量を計

算に用いる。レファレンス排出量が calculation method 2 で計算される場合には, 計算

過程が、最初の 55kWh までの消費電力量の計算と、55kWh を超えた消費電力量の計算

の２つに分かれる。 F.2. レファレンス排出量の計算

Calculation method 1

dieselycomy EFECRE ×= ,

Where:

REy y年のレファレンス排出量(tCO2)

ECcom, y y年にコミュニティー全体で消費された全電力量(MWh)

14 POYRY, August 2011, “Justification document for proposed new baseline

methodology for electrification of rural communities” 15 CDM methodology “AMS-I.L.: Electrification of rural communities using

renewable energy --- Version 1.0” 16 Following sources describe current situation of electrification and renewable

energy usage in these two countries: <Ethiopia and Kenya> World Bank, “Access of electricity”

http://data.worldbank.org/indicator/EG.ELC.ACCS.ZS IEA, “World Energy Outlook 2013 – Electricity Access Database” <Ethiopia> Ministry of Water and Energy, June 22 2013,“Ethiopia's Renewable Energy Power

Potential and Development Opportunities” <Kenya> Rural Electrification Authority website http://www.rea.co.ke/ Lighting Africa 2012, “Policy Report Note Kenya”

144

EFdiesel ディーゼル発電機の排出係数, 1.0 (tCO2/MWh)

Calculation method 2

yplusyy RERERE ,55,55 +=

Where:

REy y年のレファレンス排出量(tCO2)

RE55,y ULMHやPVによって電力が供給されている施設のうち、年間の消費

電力量が55kWh以下の施設におけるy年のレファレンス排出量(tCO2) RE55plus,y ULMHやPVによって電力が供給されている施設のうち、年間の消費

電力量が55kWhを超える施設におけるy年のレファレンス排出量

(tCO2) 年間の消費電力量が55kWh以下の施設については、以下の式でレファレンス排出量が計

算される:

∑ ×=N

xyxy EFECRE 55,,55

Where:

ECx,y 消費電力量が55kWh以下である施設xのy年の消費電力量(MWh)

EF55 55kWh以下の消費電力量に対する排出係数, 6.8 (tCO2/MWh)

X ULMHやPVによって電力が供給されている施設のうち、y年の消費

電力量が55kWh以下の施設 N y年の消費電力量が55kWh以下の施設の数

年間の消費電力量が 55kWh を超える施設については、以下の式でレファレンス排出量

が計算される:

( )( )∑ +×−=M

zplusyzyplus CEFECRE 55,,55 055.0

Where:

ECz,y 消費電力量が55kWhを超える施設zのy年の消費電力量(MWh)

EF55plus 55kWhを超える消費電力量に対する排出係数, 1.0 (tCO2/MWh)

Z ULMHやPVによって電力が供給されている施設のうち、y年の消費

電力量が55kWhを超える施設

145

C 全消費電力量のうち最初の0.055MWhの消費によるCO2排出量 (ケロシンランプの代替とみなされる), 0.374 (tCO2), 計算方法は、 0.055 MWh x 6.8 tCO2/MWh

M y年の消費電力量が55kWhを超える施設の数

中央政府・地方政府の電化計画と方針と実際のそれらの実施状況を毎年モニタリングす

る。プロジェクト活動が電力を供給している地域コミュニティーがグリッドに接続され

た場合は、レファレンス排出量はゼロとなる。

G. プロジェクト排出量の計算 この方法論が適用されるのは流れ込み式の水力発電と太陽光発電であり、メタンガス

を発生させうるリザーバーやその他 GHG 排出を伴う活動をプロジェクトバウンダリー

に含まない。よって、プロジェクト排出量は計算されない。

0=yPE

Where:

PEy Project emissions in year y (tCO2/y)

H. 排出削減量の計算 排出削減量は、レファレンス排出量とプロジェクト排出量の差から計算される。

yyy PEREER −=

Where:

ERy y年の排出削減量(tCO2/y)

REy y年のレファレンス排出量 (tCO2)

PEy y年のプロジェクト排出量(tCO2/y)

I. 事前に固定されるパラメータとその出典 Ex ante で固定されるデータとその出典は以下の通り。 Parame

ter Description of data Source

EFdiesel ディーゼル発電機の排出係数 (tCO2/MWh)

デフォルト値: 1.0 以下の CDM 方法論の Table

2 から適応可能な値を参照す

146

る。この値に関しては、プロジ

ェクト期間中、上記出典の最新

のバージョンを確認すること

AMS-I.F, “Renewable electricity generation for captive use and mini-grid”

EF55 55kWh 以下の消費電力量に対する

排出係数(tCO2/MWh) デフォルト値: 6.8 以下の CDM 方法論の Table

2 から適応可能な値を参照す

る。この値に関しては、プロジ

ェクト期間中、上記出典の最新

のバージョンを確認すること

AMS-I.L.: Electrification of rural communities using renewable energy

EF55plus 55kWh を超える消費電力量に対す

る排出係数(tCO2/MWh) デフォルト値: 1.0 以下の CDM 方法論の Table

2 から適応可能な値を参照す

る。この値に関しては、プロジ

ェクト期間中、上記出典の最新

のバージョンを確認すること

AMS-I.F, “Renewable electricity generation for captive use and mini-grid”

C 全 消 費 電 力 量 の う ち 最 初 の

0.055MWhの消費によるCO2排出量

(0.374 tCO2)

デフォルト値: 0.374 以下の CDM 方法論の Table

2 から適応可能な値を参照す

る。この値に関しては、プロジ

ェクト期間中、上記出典の最新

のバージョンを確認すること

AMS-I.L.: Electrification of rural communities using renewable energy

147

JCM 提案方法論 和文概要 A. 方法論タイトル ハイブリッド型ミニグリッドシステムによる地域電化 Version 1.0 B. 用語の定義

用語 定義 ハイブリッド型ミニグリ

ッドシステム Hybrid mini-grid system (HMS)

100kWから15MWの定格容量を有する小規模の電力

システム（すなわち、ミニ・グリッドに接続されるすべ

ての発電ユニットの定格容量の合計が100kW以上かつ

15MWを超えない）で、国や地域のグリッドに接続され

ない。いずれの国や地域のグリッドからも孤立している

地域の消費者に再生可能なエネルギーによる発電と化

石エネルギーによる発電のハイブリッドシステムによ

る電力を供給する。 消費者 Consumer(s)

電力の最終消費者であり、各家庭、公的建物や中小零

細企業 (SMMEs)が含まれる。

C. 方法論概要

項目 概要

GHG排出削減の技

術 化石燃料と再生可能エネルギーの両方を使用したHMSの導入

リファレンス排出 リファレンス排出は、HMS によって供給された電力量と下記の

排出係数によって計算される。プロジェクト活動がなければ当該の

地域に接続されたと考えられる国や地域のグリッドの排出係数、も

しくは、プロジェクト活動がなければ当該の地域はディーゼル発電

によって電化されていたと考えられる場合にはディーゼル発電機

の排出係数を用いる。 プロジェクト排出 プロジェクト排出は、HMS による化石燃料の消費量とその化石

燃料の排出係数によって計算される。

148

モニタリングパラ

メータ 1. HMS が供給された電力量 2. HMS が消費した化石燃料消費量 3. 中央政府・地方政府の電化計画と方針と実際のそれらの実施状

況

D. 適格性要件 本方法論は以下の全ての要件を満たすプロジェクトに適用することができる。

要件 1 プロジェクト活動は、化石燃料を使用した照明や独立型の化石燃料を使

用した発電システムでの化石燃料を代替したHMSの導入によってコミュ

ニティーの電化を目標とするものである。

再生可能エネルギーのよる発電は、蓄電池を用いない太陽光発電システ

ムによるものである。

要件 2 プロジェクト活動は、新規のHMSの導入である。つまり、以前はまった

く開発されていなかった場所に新たに導入するものである。

要件 3 再生可能なエネルギーによる発電と化石エネルギーによる発電の両方が

常置のシステムであり、ポータブルなディーゼル発電機やソーラーランタ

ンなどの導入ではないこと。

要件 4 太陽光パネルの 20 年間の耐用年数の間に発生する発電効率の低下は

20%以内でなければならない。さらに、このことを 20 年間以上の実際の運

用実績に基づいて太陽光パネルの製造者が保証できること。

要件 5 設置される太陽光パネルは、適用される国際的な規格、もしくはそれに

準ずる国内や地方の規格やガイドラインに適合したものである。 要件 6 HMS が消費者に供給した電力量と HMS が消費した化石燃料の量が継

続的に測定できること。

E. GHG 排出源及び GHG 種類

リファレンス排出量 GHG 排出源 GHG 種類

発電システムによる化石燃料の消費 CO2 N/A N/A N/A N/A

プロジェクト排出量

149

GHG 排出源 GHG 種類 HMS による化石燃料の消費 CO2 N/A N/A N/A N/A

F. リファレンス排出量の設定と算定 F.1. リファレンス排出量の設定 プロジェクト活動がなかった場合は、当該地域の電化の BaU シナリオに関して２つの

仮定が想定される。最初の仮定は、独立型の化石燃料を使用した発電システム、例えば、

ディーゼル発電機の導入である。2 つ目の仮定は、国や地方のグリッドへの接続である。

実際に、BaU シナリオは地域の状況に強く依存しており、中央政府・地方政府の電化計

画と方針と実際のそれらの実施状況を勘案して設定することができる。 本方法論では、上記の２つの仮定に基づいて２種類の排出係数を用いたリファレンス

排出量の計算方法を設定している。プロジェクト活動がなければ当該の地域に接続され

たと考えられる国や地域のグリッドの排出係数、もしくは、プロジェクト活動がなけれ

ば当該の地域はディーゼル発電によって電化されていたと考えられる場合にはディーゼ

ル発電機の排出係数を用いる。 しかしながら、BaU シナリオが明確ではない場合や国や地域のグリッドに接続される

可能性がある場合は、ディーゼル発電機の排出係数より低いと考えられる国や地域のグ

リッドの排出係数を用いることが保守的なアプローチであり、適切である。 F.2. リファレンス排出量の算定

中央政府・地方政府の電化計画と方針と実際のそれらの実施状況を勘案して計算方法

を選択する。国や地方のグリッドに当該の地域が接続される考えられる場合は、以下の

計算を行う。

yELyy EFEGRE , ×=

Where: REy y 年におけるリファレンス排出量 [tCO2e/y]

EG y y 年における HMS が消費者に供給した電力量[MWh/y]

EFEL,y 地域が接続されると考えられる国や地方のグリッドの排出係数

[tCO2e/ MWh]

150

ディーゼル発電機による電力が当該地域に供給されると考えられる場合は、 以下の

計算を行う。

ydieselyy EFEGRE , ×=

Where: REy y 年におけるリファレンス排出量 [tCO2e/y]

EG y y 年における HMS が消費者に供給した電力量[MWh/y]

EFdiesel,y ディーゼル発電システムの排出係数 [tCO2e/ MWh]

中央政府・地方政府の電化計画と方針と実際のそれらの実施状況は毎年モニタリング

される。もっとも起こりそうなシナリオに基づいて、レファレンス排出量を計算される

べきである。

G. プロジェクト排出量の算定

∑ ××=n

iyiyiyiy EFNCVFCPE ) ( ,,,

Where:

PEy y 年におけるプロジェクト排出量 [tCO2e/y]

FCi, y y 年における HMS が消費した化石燃料 i の消費量 [kl, t 1000Nm3/y]

NCVi, y y 年における HMS が消費した化石燃料 i の真発熱量[GJ/kl, t 1000Nm3]

EFi,y y 年における HMS が消費した化石燃料 i の排出係数 [tCO2e/ GJ]

H. 排出削減量の算定 ERy = REy -PEy ERy y 年における排出削減量 [tCO2] REy y 年におけるリファレンス排出量 [tCO2] PEy y 年におけるプロジェクト排出量 [tCO2]

151

I. 事前に確定したデータ及びパラメータ 事前に確定した各データ及びパラメータの出典は以下のリストのとおり。 パラメ

ータ データの説明 データソース

EFEL,y 地域が接続されると考えられる

国や地方のグリッドの排出係数 (tCO2/MWh)

CDM の方法論ツール、 ”Tool to calculate the emission factor for an electricity system” の適用可能なバー

ジョンを用いて当該ツールで定義して

いる EFgrid,CM,y を、政府機関の統計

データ等から計算し、本パラメータに適

用する。 EFdiesel,

y ディーゼル発電システムの排

出係数 [tCO2e/ MWh]

CDM の方法論、AMS-I.F “Renewable electricity generation for captive use and mini-grid” Table 2の最も低い値0.8を本パラメータに適用する。

NCVi, y HMS が消費した化石燃料 i の真発熱量

(GJ/kl, t, 1000Nm3)

中央政府もしくは地方政府の公表す

る DV、または、2006 IPCC ガイドライ

ンの Volume 2, Chapter 1, Table 1.2 に記載されている DV で、信頼区間 95%の

上限値 EFi,y HMS が消費した化石燃料 i の

排出係数 (tCO2e/ GJ)

中央政府もしくは地方政府の公表す

る DV、または、2006 IPCC ガイドライ

ンの Volume 2, Chapter 1, Table 1.4 に記載されている DV で、信頼区間 95%の

上限値