（要約） - jicaラオス国送変電設備マスタープラン調査平成14年9月...

ラオス国

送変電設備マスタープラン調査

平成14年9月

日本工営株式会社

東京電力株式会社

国際協力事業団

工業手工芸省

ラオス電力公社

ファイナル・レポート

（要　約）

鉱調資

02 147

J R

No.

序文

日本国政府は、ラオス人民民主共和国政府の要請に基づき、同国の送変電設

備の開発計画にかかるマスタープラン調査を行うことを決定し、国際協力事業団が

この調査を実施いたしました。

当事業団は、平成 13 年 2 月から平成 14 年 9 月までの間、6 回にわたり日本工

営株式会社の中島浩氏を団長とし、日本工営株式会社および東京電力株式会社

の団員から構成される調査団を現地に派遣しました。

調査団は、ラオス国政府関係者と協議を行うとともに、現地調査を実施し、帰国

後の国内作業を経て、ここに本報告書完成の運びとなりました。

この報告書が、ラオス国送変電設備の状況改善および同国の経済発展に寄与

するとともに、両国の友好親善の一層の発展に役立つことを願うものです。

終わりに、調査にご協力とご支援を頂いた関係者各位に対し、心から感謝申し

上げます。

平成 14 年 9 月


総裁川上隆朗

伝達状


総裁川上隆朗殿

今般、ラオス人民民主共和国における送変電設備マスタープラン調査が終了いたしま

したので、ここに最終報告書を提出いたします。

本調査は、貴事業団との契約に基づき当共同企業体が平成 13 年 2 月より平成 14 年

9 月までの 20 ヶ月にわたり実施してまいりました。本報告書は、ラオス国の送変電設備の

技術的・経済的に実施可能な改善策を検討し、2020 年までを目処としたマスタープラン

調査の結果をまとめたものであります。

尚、同期間中、貴事業団を始め、外務省、経済産業省関係者には多大のご理解並び

にご協力を賜わりお礼を申し上げます。また、ラオス国における現地調査期間中は、工

業・手工芸省、ラオス電力公社、在ラオス国日本大使館の貴重な助言とご協力を賜った

ことを付け加えさせていただきます。

つきましては、本計画の推進に向けて、本報告書が活用されることを切望いたします。

平成 14 年 9 月

ラオス人民民主共和国

送変電設備マスタープラン調査団

総括日本工営株式会社中島浩

i

ラオス国

送変電設備マスタープラン調査

ファイナル・レポート（要約）

目次

1. 結論と提言 ......................................................................................................................... 1

1.1 国内電力供給用の最適送変電システム..................................................................... 1 1.2 最適送変電システムへの投資計画 ............................................................................ 1 1.3 最適システムの事業評価 .......................................................................................... 2 1.4 最優先プロジェクトの選定 ......................................................................................... 3 1.5 最優先プロジェクトの設備設計 .................................................................................. 3 1.6 最優先プロジェクトの事業費...................................................................................... 4 1.7 最優先プロジェクトの事業評価 .................................................................................. 4 1.8 提言 ........................................................................................................................ 5

2. ラオスの概要....................................................................................................................... 7 2.1 地勢と社会の現況 .................................................................................................... 7 2.2 ラオスのエネルギー部門 ........................................................................................... 7

3. ラオスの電力セクター .......................................................................................................... 8 3.1 概要 ........................................................................................................................ 8 3.2 既設電力設備 .......................................................................................................... 8 3.3 電力需要の実績....................................................................................................... 10 3.4 電力料金システム..................................................................................................... 11 3.5 電力系統増強・拡張計画 .......................................................................................... 12 3.6 セクターの問題点 ..................................................................................................... 13

4. 調査の背景と内容 ............................................................................................................... 14 4.1 調査の背景.............................................................................................................. 14 4.2 調査の目的と内容 .................................................................................................... 14

5. 電力需要予測..................................................................................................................... 15 5.1 需要予測の手法....................................................................................................... 15 5.2 需要予測結果 .......................................................................................................... 15 5.3 需給バランス ............................................................................................................ 15

6. 最適送電系統計画の策定 ................................................................................................... 16 6.1 計画策定の方法....................................................................................................... 16 6.2 最適系統の選定基準 ............................................................................................... 17 6.3 最適送電系統の解析手法 ........................................................................................ 17 6.4 系統計画基準 .......................................................................................................... 18 6.5 最適系統電圧と電線サイズ ....................................................................................... 19 6.6 最適送変電システム ................................................................................................. 19 6.7 分散型電源による地方電化 ...................................................................................... 20

ii

7. プロジェクトの予備設計 ....................................................................................................... 20 7.1 設計基準および条件 ................................................................................................ 20 7.2 送電線の予備設計 ................................................................................................... 21 7.3 変電所の予備設計 ................................................................................................... 23

8. 最適系統の事業費と評価 .................................................................................................... 26 8.1 送変電設備の建設コスト ........................................................................................... 26 8.2 最適系統の事業費と実施スケジュール ...................................................................... 27 8.3 最適系統に対する事業評価...................................................................................... 29

9. 最優先プロジェクトの選定 .................................................................................................... 31 9.1 候補系統 ................................................................................................................. 31 9.2 評価基準と評価方法 ................................................................................................ 31 9.3 評価の結果.............................................................................................................. 32 9.4 最優先プロジェクトの効果 ......................................................................................... 32

10. 最優先プロジェクトの設計 .................................................................................................... 33 10.1 設計の概要.............................................................................................................. 33 10.2 送電線設備.............................................................................................................. 33 10.3 変電所設備.............................................................................................................. 36 10.4 施工・調達計画 ........................................................................................................ 39 10.5 プロジェクト後の運営・維持・管理計画 ....................................................................... 41

11. プロジェクトの概算事業費 .................................................................................................... 43 11.1 用地・UXO............................................................................................................... 43 11.2 送電線設備の建設費 ............................................................................................... 44 11.3 変電所設備の建設費 ............................................................................................... 44 11.4 総事業費 ................................................................................................................. 44 11.5 事業費の支出計画 ................................................................................................... 45

12. 最優先プロジェクトの評価 .................................................................................................... 46 12.1 経済・財務評価の基準.............................................................................................. 46 12.2 EIRR の便益............................................................................................................ 47 12.3 FIRR の便益............................................................................................................ 47 12.4 評価の結果と感度分析 ............................................................................................. 47

iii

略語 ACSR : Aluminum Conductor Steel Reinforced （鋼芯アルミニウム撚線） ADB : Asian Development Bank （アジア開発銀行） AFTA : Association of Southeast Asian Nations Free Trade Area （東南アジア自由貿易地域） ASEAN : Association of Southeast Asian Nations （東南アジア諸国連合） BOT : Build, Operate, and Transfer （建設・運転・移譲） BOOT : Build, Own, Operate, and Transfer （建設・保全・運転・移譲） CA : Concession Agreement （開発権契約） CB : Circuit Breaker （遮断器） CIF : Cost, Insurance, and Freight （海上運賃・海上保険料込み価格） CPC : Committee for Planning and Cooperation （計画・協力委員会） CPI : Consumer Price Index （消費者物価指数） CT : Current Transformer （変流器） DIP : Department of Investment Promotion （投資促進局） DL : Distribution Line （配電線） DOE : Department of Electricity in MIH （工業・手工芸省の電力局） DS : Disconnecting Switch （断路器） EDS : Every Day Stress （常時負荷） EDL : Electricite du Laos （ラオス電力公社） EGAT : Electricity Generating Authority of Thailand （タイ発電公社） EIA : Environmental Impact Assessment （環境影響評価） EIRR : Economic Internal Rate of Return （経済的内部収益率） EU : European Union （欧州連合） FIRR : Financial Internal Rate of Return （財務的内部収益率） FOB : Free on Board （本船渡し） GEF : Global Environment Facility （地球環境基金） GDP : Gross Domestic Product （国内総生産） GMS : Greater Mekong Sub-region （拡大メコン流域圏） HDI : Human Development Index （人的開発指標） HDSS : Hydropower Development Strategy Study （水力発電開発計画調査） HV : High Voltage (高圧；ラオスでは 230 kV と 115 kV) ICB : International Competitive Bidding （国際競争入札） IEC : International Electro-technical Committee （国際電気標準会議） IDA : International Development Association （国際開発協会） IKL : Isokeraunic Level （年間雷発生日数） IMF : International Monetary Fund （国際通貨基金） IPP : Independent Power Producer （独立電力事業者） IRR : Internal Rate of Return （内部収益率） ISO : International Standards Organization （国際標準化機構） JBIC : Japan Bank for International Cooperation （国際協力銀行） JICA : Japan International Cooperation Agency （国際協力事業団） JIS : Japanese Industrial Standard （日本工業規格） LAO P.D.R. : Lao People’s Democratic Republic （ラオス人民民主共和国） LDC : Load Dispatching Center （給電指令所） LF : Load Factor （負荷率）

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LNGC : Lao National Grid Company （ラオス国営送電会社） LOLP : Loss of Load Probability （供給力不足見込日数） LRMC : Long Run Marginal Cost （長期限界費用） LV : Low Voltage （低圧；ラオスでは 380/220 V） MIH : Ministry of Industry and Handicrafts （工業・手工芸省） MOSES : Multi-Objective Scenario Evaluation System （多目的シナリオ評価システム） MOU : Memorandum of Understanding （請負覚書） MV : Medium Voltage （中圧；ラオスでは 34.5 kV と 22 kV） NBCA : National Bio-diversity and Conservation Area （国立生態系保全地域） NEAP : National Environmental Action Plan （国家環境行動計画） NETG : National Electricity Transmission Grid （国家送電グリット） NPV : Net Present Value （純現在価値） NTL : Non-Technical (Energy) Loss （非技術的電力損失） OCC : Opportunity Cost of Capital （資本の機会費用） OH : Overhead (line) （架空線） OPGW : Optical fiber Ground-wire （光ファイバー架空地線） O&M : Operation and Maintenance （運転・保守） PEA : Provincial Electricity Authority (in Thailand) （地域電力局：タイ） PIP : Public Investment Program （公共投資計画） PLC : Power Line Carrier (communications) （電力線搬送） PPA : Power Purchase Agreement （電力購入覚書） PS : Power Station （発電所） PSS/E : Power System Simulator for Engineering （系統解析ソフトウェア） PSSS : Power Sector Strategy Study (電力セクター計画調査 by ADB) PT : Potential Transformer （変成器） RUS : Rated Ultimate Strength （規定破壊強度） SS : Substation （変電所） STEA : Science, Technology, and Environmental Agency （ラオス科学・技術・環境庁） STEP : Electric Power Standard Establishment Project （ラオス電力設備基準策定プロジェクト） SCF : Standard Conversion Factor （標準変換係数） SHS : Solar Home System （ソーラ・ホーム・システム） SwS : Switching Station （開閉所） TA : Technical Assistance （技術協力） TL : Transmission Line （送電線） TOR : Terms of Reference （業務指示事項） TR : Transformer （変圧器） UNDP : United Nations Development Program （国連開発プログラム） UNHCR : United Nations High Commissioner for Refugees （国連難民高等弁務官事務所） UXO : Unexploded Ordnance （不発弾） WB : World Bank （世界銀行） WTO : World Trade Organization （世界貿易機関） WTP : Willingness to Pay （支払い意思額）

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単位距離 mm : Millimeters cm : Centimeters (10.0 mm ) m : Meters (100.0 cm) km : Kilometers (1,000.0 m) 面積 cm2 : Square-centimeters (1.0 cm x 1.0 cm) m2 : Square-meters (1.0 m x 1.0 m) km2 : Square-kilometers (1.0 km x 1.0 km) ha : Hectares (10,000 m2) 体積 cm3 : Cubic-centimeters (1.0 cm x 1.0 cm x 1.0 cm) m3 : Cubic-meters (1.0 m x 1.0 m x 1.0 m) 重量 g : grams kg : kilograms (1,000 g) ton : Metric ton (1,000 kg) 時間 sec. : Seconds min. : Minutes (60 sec.) hr. : Hours (60 min.) 通貨 KIP : Lao Kip US$ : United State Dollars J¥ : Japanese Yen 電力 V : Volts (Joule/coulomb) kV : Kilo volts (1,000 V) A : Amperes (Coulomb/second) kA : Kilo amperes (1,000 A) W : Watts (active power) (J/s: Joule/second) kW : Kilo watts (103 W) MW : Mega watts (106 W) GW : Giga watts (109 W) Wh : Watt-hours (watt x hour) kWh : Kilo watt-hours (103 Wh) MWh : Mega watt-hours (106 Wh) GWh : Giga watt-hours (109 Wh) VA : Volt-amperes (apparent power) kVA : Kilo volt-amperes (103 VA) MVA : Mega volt-amperes (106 Wh) var : Volt-ampere reactive (reactive power) kvar : Kilo volt-ampere reactive (103 var) Mvar : Mega volt-ampere reactive (106 var)

要約

1

要約

1. 結論と提言

1.1 国内電力供給用の最適送変電システム

本マスタープラン調査の主目的は、国内向け発電所および輸出用 IPP 発電所からの電力を有効活用し

国内電化率の向上のため、下記の通りであった。

(a) 2020 年までの国内電力需要に対応するための最適送電系統の開発計画の策定

(b) その最適系統の中から最優先プロジェクトの選定

(c) 最優先プロジェクトの設備設計

この最適系統の開発計画は、現在のラオス全体の世帯電化率 34 %を、2020 年までに 90 %に引き上げ

るというラオス政府の政策にベースを置いた。また、策定の基本となる電源開発計画は、工業・手工芸省

（MIH）/ラオス電力公社（EDL）策定の国内向けの発電所と輸出主体の IPP 発電所の開発プログラムを与条

件として使用した。

需要地までの経済的な電力流通、電力系統の安定度、環境面からの系統選定などを検討のうえ策定し

た国内電力供給用の最適送変電システムを添付図 1.1-1 に示す。最適送変電システムの開発年次は、国

内供給用の新設発電所の運転開始時期に合わせて計画した。策定の結果、2020 年までには国内供給用

の基幹送電系統が完成することになる。

詳細検討の結果、基幹変電所の位置を各県の県庁所在地と需要の期待される都市に選定した。送電

線ルートは国立公園、国家生態系保全地域、人口密集地、および UXO の重残留地域を回避しつつ、建

設・保守作業の利便性を考慮して選定した。2020 年までのラオス国内供給用の系統電圧は 115 kV、電線

のサイズは ACSR（鋼心アルミニウム撚線） 240 mm2 と 410 mm2 が最適であるとの結論に達した。

1.2 最適送変電システムへの投資計画

2020 年までの最適送変電システム構築の総事業費およびその年次毎の支出予定（現在工事中の北部

地域送配電プロジェクト（PTD: ADB&NDF 資金）および南部地域地方電化プロジェクト（SPRE: IDA 資金）

の工事費を含む）は、次表の通り総額 480 百万米ドルである。

事業費積算は主に、現在ラオスで進行中である PTD および SPRE プロジェクトの契約単価、およびその

他調査団の所持する最新の ICB（国際競争入札）価格を適用して作成した。送変電設備とも雨季を考慮に

入れて、一区間を平均 24 ケ月にて完成すると想定した。ただし小規模区間（10 km 未満）には 18 ケ月を予

定した。

2

送変電設備建設の年度毎の投資計画（単位:1,000US$）

送電線変電設備合計年外貨現地貨合計外貨現地貨合計外貨現地貨合計

2001 2,865.3 1,464.8 4,330.1 1,410.3 229.9 1,640.2 4,275.6 1,694.7 5,970.32002 15,730.1 4,305.9 20,036.0 11,698.9 1,890.0 13,588.9 27,429.0 6,195.9 33,624.92003 19,316.7 9,263.6 28,580.3 6,899.5 971.4 7,870.9 26,216.2 10,235.0 36,451.22004 54,474.0 17,107.8 71,581.9 18,090.8 2,779.2 20,870.0 72,564.8 19,887.0 92,451.82005 31,258.1 14,263.9 45,522.0 5,374.2 823.3 6,197.5 36,632.3 15,087.2 51,719.52006 8,941.5 5,540.2 14,481.6 1,438.8 288.2 1,727.0 10,380.3 5,828.4 16,208.72007 23,796.9 6,371.8 30,168.7 6,207.2 1,399.6 7,606.8 30,004.1 7,771.4 37,775.52008 10,448.1 6,322.3 16,770.4 2,294.2 372.5 2,666.7 12,742.3 6,694.8 19,437.12009 23,634.5 6,810.0 30,444.5 12,438.6 1,610.8 14,049.4 36,073.1 8,420.8 44,493.92010 15,518.1 8,987.3 24,505.4 4,430.1 546.5 4,976.6 19,948.2 9,533.8 29,482.02011 33,332.5 9,783.0 43,115.6 7,004.9 1,321.7 8,326.6 40,337.4 11,104.7 51,442.12012 8,216.7 5,755.0 13,971.6 1,329.3 215.7 1,545.0 9,546.0 5970.7 15,516.72013 425.2 155.1 580.3 670.4 72.9 743.3 1,095.6 228.0 1,323.62014 2,043.2 1,075.6 3,118.7 1,196.0 211.7 1,407.7 3,239.2 1,287.3 4,526.52015 11,283.8 3,353.1 14,637.0 2,785.3 334.9 3,120.2 14,069.1 3,688.0 17,757.12016 2,809.0 1,933.9 4,742.9 1,492.2 192.0 1,684.2 4,301.2 2,125.9 6,427.12017 992.2 361.9 1,354.0 414.4 81.8 496.2 1,406.6 443.7 1,850.32018 1,451.7 771.9 2,223.5 692.3 67.9 760.2 2,144.0 839.8 2,983.82019 5,478.5 1,504.0 6,982.5 1,275.9 125.4 1,401.3 6,754.4 1,629.4 8,383.82020 1,225.7 814.1 2,039.9 151.4 15.0 166.4 1,377.1 829.1 2,206.2合計 273,241.7 105,945.2 379,186.9 87,294.6 13,550.5 100,845.1 360,536.5 119,495.6 480,032.0

1.3 最適システムの事業評価

最適な送電系統とは、資源の最適配分という経済効率性を反映したものであると考え、最適系統の効

率性は、本最適系統計画の経済的内部収益率（Economic Internal Rate of Return : EIRR）と、資本の機会

費用（Opportunity Cost of Capital : OCC）との比較によって評価した。EIRR の算定値が OCC より大きけれ

ば、本最適送電計画の経済的妥当性が証明される。OCC に関するデータは、ラオスにおいて入手不可能

であったが、同程度の経済開発水準の途上国における OCC を考慮して、本評価では 11%と仮定した。

算定の結果、ベースケースの EIRR は 23.9 %であった。この数値は、OCC（11%）より高い数値である。よ

って、本事業の経済的妥当性は確保されると評価する。下表に感度分析の結果と併せて示す。

経済評価およびその感度分析の結果

変化項目 EIRR (%) NPV2001

百万 US$ ベースケース 23.9 221.1 資本投資コスト +15 % 20.3 192.3 便益 –10 % 20.9 179.3 維持管理コスト +50 % 23.2 217.3

一方、本事業の実施機関となる EDL は発送配電設備全てを所有し、発電から末端需要家への配電に

至るまで一貫した責任を有する電力公社である。つまり、発電端での送電側への引渡し価格、または配電

網への卸売り価格は存在しない。本事業は全国的な送変電システムに対する整備を対象としたものであり、

要約

3

補助金が含まれている電力料金および散在する需要地全てを包含した系統では、コストに対応する精度の

高い送変配電系統に相当する電力量販売収入の認識は困難である。対応する収入を算定するために、

2005 年まで制定されている新電力料金の 40% (送変配電設備分)を送変配電設備に係わる卸売り価格と

推定して FIRR の算出を試みたが、結果はネガティブであった。

1.4 最優先プロジェクトの選定

2005 年までに完成すべき最適送変電システムから、IDA、ADB、その他の機関の支援で建設中および

実施が確実視されている系統を除いた下記 4 系統を選定候補とした。

- Pakxan 変電所 ~ Thakhek 変電所 ~ Pakbo 変電所間の送電線と関連変電所

- Nam Theun 2 発電所 ~ Xaibouathong 変電所間の送電線と関連変電所

- Kengkok 変電所 ~ Xepon 変電所間の送電線と関連変電所

- Lakpet 開閉所 ~ Ban Boun 変電所 ~ Thakho 変電所間の送電線と関連変電所

EDL との詳細協議の結果、最終的に下記項目について各サブプロジェクトの評価を実施した。

(a) 政府開発計画の観点からの緊急性

(b) 環境への影響と UXO 撤去費用

(c) 輸入電力の削減

(d) 受益者数

(e) 投資効率 (e-1) : 投資額あたり電力販売量

(e-2) : 投資額あたり受益者数

評価の結果、最優先プロジェクトとして Pakxan-Thakhek-Pakbo 系統が選定された。

1.5 最優先プロジェクトの設備設計

(1) 115 kV 変電所の位置

既設変電所およびEDLの開発計画との関連から、最優先プロジェクトの送電線は、既設Pakxan変電所、

既設 Pakbo 変電所、および EDL の 2004 年に完成予定の Thakhek 新変電所内に開閉機器を増設し接続

することとした。いずれの変電所も、用地・UXO・環境の問題は発生しない。

(2) 115 kV 送電線ルートの選定

ラオスの環境保護法、MIH の電力設備環境法令、地域開発計画、地域の土地規制、UXO 残留状況な

どを調査の上、本送変電プロジェクトの送電線ルートを選定した。基本的には、国道 13 号線沿いにルート

を選定した。ルートは一部の場所を除きほぼ平坦な地形であり、樹木伐採も潅木がほとんどである。鉄塔基

礎に影響を及ぼす経過地の地質も問題なく、特殊基礎の必要性はないと想定される。ルートへのアクセス

が容易であること、平坦地を通過することなどから、雨季の状態を勘案して工程を計画すれば、特に建設工

4

事が困難な区間はない。従って、保守業務も容易であると判断される。

(3) 送変電設備の設計

本送変電プロジェクトは国内送電系統の基幹を構成するものであることから、系統の信頼度には特に留

意し、その設計には N-1 規準を適用した。また、現地の気象データの解析結果、調査団の系統解析の結果、

JICA STEP 調査団の策定した「ラオス電力技術基準」、現在ラオスで実施中の同種プロジェクトに適用され

ている国際規格などに基づいて設備設計を実施した。

1.6 最優先プロジェクトの事業費

設備設計の結果に基づいて積算した総事業費は下表の通りである。このコストは国際競争入札価格ベ

ースで積算してあり、最近のラオスにおける同種類のプロジェクトと世界市場の動向を参照している。総額

は約 US$27.7 百万である。

最優先プロジェクトの総事業費

内訳外貨（US$）

現地貨（US$換算）

合計（US$）

送電線設備 15,005,200 3,987,500 18,992,700 変電所設備 3,344,900 422,600 3,767,500

建設費計 18,350,100 4,410,100 22,760,200 用地補償費 0 10,000 10,000 UXO 調査・撤去費 2,000 1,000 3,000 コンサルタント費 1,820,800 0 1,820,800 物理的予備費 1,835,000 441,000 2,276,000 価格的予備費 550,500 352,800 903,300

総計 22,558,400 5,214,900 27,773,300

本送変電プロジェクトは、詳細設計、資機材調達および建設工事を含めて 36 ケ月にて完成可能である。

ただし、MIH/EDL が事前に処理すべき用地手配および環境証明書の取得が肝要である。

1.7 最優先プロジェクトの事業評価

経済的・財務的内部収益率（EIRR と FIRR）とラオス国の資本機会費用（OCC）11%と比較することにより、

本送変電プロジェクトの経済・財務的妥当性を検討した。

本送変電プロジェクトは中央 1 と中央 2 地域の電力融通を可能とし、将来的（2008 年）には南部地域へ

の供給も可能となる。従って、EIRR の便益としてはタイ EGAT からの輸入電力に係る回避（節約）費用を考

慮した。一方、FIRR の便益は、本送変電プロジェクトにより直ちに供給可能な Thakhek、Savannakhet およ

び Kengkok 地域での電力消費がもたらす EDL への収入の増分である。

本送変電プロジェクトの EIRR と FIRR 並びにそれぞれの感度分析結果は下表の通りであった。

要約

5

EIRRおよびFIRRの算定結果

ベース・感度分析経済的内部収益率財務的内部収益率 EIRR (%) NPV2002 FIRR (%) NPV2002 ベースケース 23.93 31,347 14.87 52,137 設備投資費用が 15 %上昇 21.35 28,024 13.44 50,238 便益単価が 10 %低下 21.96 25,997 13.79 45,651 維持管理費用が 50 %上昇 23.58 30,485 14.56 50,461 販売電力量が 30 % 低下 17.80 15,295 11.35 32,698

本送変電プロジェクトは、いずれのシナリオにおいても資本の機会費用の 11 %を上回り、経済的・財務

的に妥当な事業であると判断される。

また、本送変電プロジェクトの完成により、（i）連系送電系統の完成による国内余剰電力の有効活用、

(ii)輸入電力の削減による 2005~2020 年の外貨流出額約 US$ 63.4 百万の節減、(iii)98 万人に及ぶ地域受

益者（電化の恩恵）、(iv)地域社会環境の向上、(v)当該地域に与える経済効果、(vi)全国送電網開発の起

爆的役割などの著しい効果が期待できる。

1.8 提言

ラオスにおいては、電力セクター・環境などに関する基本的な諸法律・政令が発布され、現在、国際機関

の支援により細部の法令・条例を制定する検討を続けている。一方、ASEAN や GMS 諸国間の国際連系

線に開発計画も継続審議中である。また、JICA の STEP 調査団は、ラオスの電力設備に対する技術基準を

作成中である。WB は、EDL の会計制度の改善、国内の新電力料金制度の策定を行っている。この様に、

技術・財政的な国際支援により、ラオスの電力セクターは確実に改善が進んでいる。

(1) 電力セクター全般に関する提言

調査団は、マスタープラン調査を通じて得た経験を踏まえて、電力セクターの更なる改善と保全のため

に、MIH/EDL に下記事項への取り組みを提言する。

(a) 社会環境の変化・電源開発計画の変更に伴う最適送変電マスタープランの継続的なレビュー

(b) 送電系統の運転・保守体制の新組織

(c) Off-grid 地域の電化

(d) EDL の国内連系電力系統の最適運用

(e) 中央給電指令所の設立

(f) 貯水池運用法の検討

(g) IPP 発電所からの配分電力の有効利用

6

(2) 最優先プロジェクトに関する提言

最優先プロジェクトは、その効果と評価からも即急に実現すべきであるが、開発着手に先立って処理す

べき事前作業がある。これらの解決と、完成後の継続的な適正設備運営などに対する調査団の提言を下

記する。

(a) 環境評価

MIH の「電力事業環境評価規定」に従って、EDL は直ちに本送変電プロジェクトに関する環境

アセスメント（EA）を実施し、科学・技術・環境庁に申請する必要がある。仮に EA 後の追加調

査・評価が必要となった場合、更なる環境調査のために最長で 147 日を要する。プロジェクト実

現の可能性を確認するために、EDL 自身が直ちに EA を開始することを提案する。EA に必要

な情報はほとんど本報告書に記載してあるため、活用することが可能である。

(b) プロジェクト用地の確保

本送変電プロジェクトが接続する 3 変電所に関しては、既設変電所の敷地内あるいはそれに隣

接して増強を計画するため、用地問題は発生しない。送電線ルートは、プロジェクト地域の

EDL 支所の助言を参考にして選定し、1:100,000 地図上に表示した。村落・市街地は可能な限

り迂回して選定してあるため、家屋の立ち退きは、2002 年 7 月時点では、極めて少数であると

推定される。最終的にその数量は、詳細設計段階で実施する地上測量結果から判明するが、

添付のルート図を参照して送電線用地の確保手続きは開始可能である。地方関連機関との調

整を事前に進めることが必要である。

(c) プロジェクト資金調達

プロジェクト・コスト総額約 US$ 27.7 百万（ICB ベース）の資金調達を国際支援機関に申請する

ことが、緊急の課題である。申請に必要な本送変電プロジェクトの内容は、本報告書に詳細に

記述してあるため、MIH/EDL は直ちにその手続きを踏むことを提案する。

(d) 最優先プロジェクト完成後の設備運営

i) 系統運用の責任体制の明確化

ii) 流通部技術支援課の増強

iii) EDL 支所への変電所保守員の配置

iv) 送変電保守要員の増員と教育

v) 運転・保守要員の再教育

vi) 総合的な系統運用の中枢となる中央給電指令所の設置

要約

7

2. ラオスの概要

2.1 地勢と社会の現況

ラオスは、山岳地帯が多くヴェトナム、カンボディア、タイ、ミャンマーと中国の 5 ケ国と国境を接している

内陸国である。ラオスの気候は、典型的な熱帯モンスーン性であり、5 月から 9 月までの雨季と 10 月から 4

月までの乾季の 2 シーズンに分かれている。総人口は 1995 年の国勢調査時点で約 460 万人であった。典

型的な農業国であり、1995 年の総労働人口は 220 万人で、その内 80%は農漁業に従事している。同国は

東アジアでは最も貧しく、最も開発の遅れた国の一つである。1 人当たりの所得も低く（1999 年時点で年間

約 280 ドル）、社会指標も下表のようにこの地域の低位グループに属する。ラオス政府はその 5 ケ年計画で、

経済構造を現在の農業主体から工業主体へ移行することを企図している。

ラオス国の各種指標

国土面積： 236,800 km2 首都：ヴィエンチャン気象：雨期・乾期のある熱帯性気候、年間を通じて高温多湿国境：ヴェトナム、カンボディア、タイ、ミャンマーと中国地籍：森林 46%、農耕地 4%、その他 50% (1992 年統計) 農耕地：変動作物地 46%、休耕地 11%、定作物 8%、荒地 5%、その他

2% 人口総人口： 5,200,000 (2000 年央推定) 増加率：年間 2.6% (2000 年央推定) 平均寿命予想寿命： 53.8 才 (2000 年央推定) 出生率：人口 1,000 人当たり 40 人 (1995 年推定) 小児死亡率：人口 1,000 人当たり 104 人（1995 年推定）労働力總労働人口： 2,166,501 人（1995 年統計）増加率： 3.0% (1995 年統計) 宗教：約 60%が仏教徒言語：公式言語はラオ語就学率： 77 % (1999 年) 識字率： 58% (男性 64%、女性 42%、1996 年統計) 国内総生産 1990 年ベース： 1,065,817 x 106 キップ（1999 年統計）年度ベース： 10,388,076 x 106 キップ（1999 年統計）平均増加率： 6.18 % (1996-2000 年) 飲料水普及：人口の 39 % (1999 年推定) 医師の数：人口 1,000 人あたり 0.2 人 (1999 年推定) 病院のベッド数：人口 1,000 人あたり 2.6 (1999 年推定)

（出典：旧 State Planning Committee : National Statistic Center および 2000 年世銀指標資料）

2.2 ラオスのエネルギー部門

国内で消費するエネルギーは現在のところ、その約 90%は薪炭、5%が電力、5%が油によって供給され

ている。領土内のエネルギー資源としては、水力、石炭、薪、太陽エネルギーなどがある。

ラオスは極めて水力資源の豊富な国であり、国の理論包蔵水力はメコン河の本流を除いても 18,000 ~

26,000 MW と推定されている。また、石炭の埋蔵は、フォンサリ、ヴィエンチャン、シエンクワン、カムアン、

8

サラワンの各県で確認されている。また、良質の亜炭もサヤブリ県のタイ国境近くのホンサ郡で確認されて

おり、その埋蔵量は 2.2 億トンと推定されている。ADB 調査の HDSS 報告書によれば、これら豊富な石炭・

亜炭資源により 2,000 MW の発電が可能である。

1994 年の国内の薪生産量は、438 万 m3 であり、1991 年から 1994 年の期間に年率 3%で増加している。

薪の消費量増加の対応策として小水力発電プラントやディーゼル発電、太陽光発電プラントを山岳地帯に

設置する計画が検討されている。ラオスの太陽輻射は年間約 1,800 kWh/m2 であり、太陽光電池モジュー

ルが遠隔地の小規模エネルギー源として利用されている。MIH は、外国支援による電力系統外の地域へ

のモジュールの据付に期待を寄せている。一方、化石燃料については、その埋蔵調査を実施したが結果

は公表されておらず、風力エネルギー資源に対してもそのポテンシャルは確認されていない。

3. ラオスの電力セクター

3.1 概要

現在の国内の電力供給は主要電力系統と独立電力系統により行われている。国内の電力系統には下

記の 3 つの電源から電力が供給されている。

(a) EDL の中小規模の発電所からの電力

(b) IPP 発電所からの国内需要向け電力

(c) タイおよびヴィエトナムからの輸入電力

これ以外に地方では、地域毎に独立した小規模のディーゼル・エンジン発電所、小水力発電所、太陽

光電力により供給している。1999 年の全国の村落と世帯の電化率はそれぞれ 20.0%と 34.2%であった。

政府は 2020 年までに全国の電化率を 90%にするという計画を発表している。この計画達成には、既設

送電線の拡張と太陽光・小水力のような再生可能エネルギーの開発が必要不可欠である。電化プログラム

は政府の優先計画であり、未電化地域の電化は、既設系統の拡張、僻地への設備追加、IPP の国内向け

供給分の活用などにより実現する計画である。既設電力系統からの拡張計画は、主に高需要地域と人口

密度の高い地域への電力供給を目的としている。系統からの供給が経済的に高価となる地域には、分散

型発電設備による電化が計画されている。

ラオスの電力セクターは電力法に基づき、MIH が国の電力セクターを全面的に統括している。この省の

下に EDL が国の電力供給の運営と管理のために組織されている。EDL の支所が存在しない県では、県自

身が発配電事業の運営・管理を行っている現状である。

3.2 既設電力設備

2002 年 6 月現在の既設電力設備は以下の通りである。

要約

9

(1) 発電設備

国の総発電設備の 97%以上が水力発電形式である。現在 IPP 形態での大規模発電所である Theun

Hinboun（210 MW、1998 年完成）と Houay Ho（150 MW、1999 年完成）発電所がその電力をタイに輸出し

ている。既設のラオスの発電所はこれら IPP を含めて下記の通りである。

既設発電所

発電所 (H：水力)

所在地（県）

最大出力

(MW) 発電量

(GWh/年)所有者完成年

Theun Hinboun (H) Khammouane 210 1,620 IPP 1998 Nam Ngum 1 (H) Vientiane 150 960 EDL 1971 Houay Ho (H) Attapeu 150 617 IPP 1999 Nam Leuk (H) Vientiane 60 245 EDL 2000 Xeset 1 (H) Saravane 45 181 EDL 1991 Selabam (H) Champasak 5 34 EDL 1969 Nam Phao (H) Bolikhamxai 1.6 7 Province 1995 Nam Ko (H) Oudomxai 1.5 8 Province 1996 Nam Dong (H) Luang Prabang 1 5 EDL 1970 Micro-Hydro (H) (24 ケ所) 1.3 - Province - Diesel (11 ケ所) 15.2 - Province - 合計 640.6 3,677

(2) 送電線設備

国内給電用の既設主要送電線の電圧は 115 kV である。現在、115 kV の 4 系統が国内で運転されてい

るが、それぞれ単独の系統であり、連系はされていない。

(a) Nam Ngum 115 kV 系統

次図の Nam Ngum-Nam Leuk 水力発電所系統がラオス最大の国内電力供給系統である。この

系統の余剰電力は、タイへ輸出されている。

Nam Ngum 115 kV送電系統図 (2002年6月時点)

Luang Prabang SS

Vangvieng SS

Phonesoung SS

Thalat SwSNam Ngum HPP

Nam Leuk HPP

Pakxan SS

Tha Ngon SSPhonetong SS

Thanaleng SSLaos

Thailand

Udon IUdon II

Nong Khai SS Bungkan SS

10

(b) Savannakhet 115 kV 系統

現在 Savannakhet へ電力を供給する国内の電源はない。従って、Pakbo 115/22 kV 変電所を含

む Savannakhet の 115 kV 系統は、タイの EGAT 系統から電力を輸入するための施設である。

(c) Xeset 115 kV 系統

この地域には、Xeset 1（45 MW）と Selabam（5 MW）の 2 ケ所の水力発電所がある。これらは

Saravane 県内と Champasak 県の Pakse に電力を供給している。余剰電力はタイへ輸出されて

いるが、Xeset 1 発電所は流込式であるため乾季には水量不足により需要を賄えず、逆にタイ

から輸入している。すなわち、この 115 kV 系統は電力の輸出入に活用されている。

(d) Thakhek 22kV(115 kV)系統

タイの Nakhon Phanom 変電所から Khammouan 県の Thakhek 22 kV 変電所への電力輸入の

ため、115 kV 2 回線設備の送電線が現在 22 kV で運用されている。この輸入用送電線は、

近々115 kV に昇圧される計画である。

(3) 変電設備

上記の 115 kV の 4 送電系統は、国内の電力需要向け供給用と一部輸出入用に運転されている。これ

ら送電系統に接続されている 115/22 kV 既設変電所は次表の通りである。

既設115/22 kV変電所（2002年7月現在）

変電所名供給地域変圧器台数・単器容量変圧器総容量 Luang Prabang 中央 1 1 x 12.5 MVA 12.5 MVA Vangvieng 中央 1 1 x 12.5 MVA 17.5 MVA Phonesoung 中央 1 1 x 10 MVA 10 MVA Tha Ngon 中央 1 1 x 22 MVA 22 MVA Phonetong 中央 1 3 x 30 MVA 90 MVA Thanaleng 中央 1 1 x 22 + 1 x 10 MVA 32 MVA Pakxan 中央 1 1 x 5 MVA 5 MVA Pakbo 中央 2 2 x 10 MVA 20 MVA Bang Yo 南部 1 x 16 + 2 x 8 MVA 32 MVA 合計 281 MVA

(4) 配電設備

EDL の中圧配電系統の電圧は 22 kV が標準であるが、一部 Vietnam からの電力輸入用配電線に 35

kV も使用されている。22 kV 配電線は、EDL の 115/22 kV 系統や県営のディーゼル・小水力発電所から架

空線や地中線で市街や近郊への電力輸送に使用されている。一般需要家への低圧配電系統は、380/220

V の 3 相 4 線式である。

3.3 電力需要の実績

全国の電力消費量の平均増加率は、1992 年から 2000 年の期間では 12.5％であったが、1995 年から

2000 年の最近 5 年間では 14.0％であった。南部地区では、過去 5 年間の伸び率が 20.9％と非常に顕著で

要約

11

ある。各地区の 2000 年の総電力消費量に占める割合は、中央 1 地区が 71％、次いで中央 2 地区が 18％、

南部地区が 10％、そして北部地区はわずかに 1％である。1992 年から 2000 年にかけて、中央 1 地区の割

合が減少傾向にあり、中央 2 地区と南部地区ではその占める割合が増加している。

電力消費量およびピーク電力の概要

平均増加率 (%) 項目/年 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 92-2000 95-2000

年間電力消費量 (GWh) 北部 - - - - 1.0 2.8 4.4 5.5 7.0 - - 中央1 204.6 200.9 213.2 258.9 287.8 323.1 375.4 402.1 462.0 10.7 12.3 中央2 33.1 38.2 45.0 53.2 61.7 72.1 87.1 102.2 114.2 16.7 16.5 南部 15.1 17.8 21.2 25.3 29.4 36.1 47.7 57.3 65.4 20.2 20.9 全国 252.7 256.9 279.4 337.5 379.9 434.1 514.5 567.0 648.6 12.5 14.0

ピーク電力 (MW) 北部 - - - - 0.4 1.0 1.2 2.7 4.2 - - 中央1 51.4 50.5 55.7 64.0 70.6 77.0 90.1 102.7 119.9 11.2 13.4 中央2 8.7 10.4 11.7 13.8 16.9 20.7 21.2 25.5 29.4 16.5 16.3 南部 4.3 5.1 6.1 7.2 7.5 10.3 13.6 16.5 18.6 20.1 20.8 全国 64.4 66.0 73.4 85.0 95.4 109.0 126.2 147.4 172.1 13.1 15.2

(Source: EDL, System Planning Office)

3.4 電力料金システム

(1) 国内需要家用電力料金

消費電力は全て kWh 当たりの料金で請求されていて、契約需要家の設備電力容量の大小に関する容

量料金制はない。EDL および地方自治体の供給する電力料金は全国一律に定められている。時間帯料

金や季節料金制も適用されていない。

ラオス政府は、コンサルタントの検討結果に基づき、2002 年 5 月から次表の電力料金制度に変更し、

2005 年までは毎月 2.3 %の値上げを継続することを決定した。このコンサルタントの試算によれば、需要家

端の長期限界費用（LRMC）は 741 Kips/kWh である。従って、数値は減少しているが、政府は新電力料金

に対しても、依然として補助金を考慮しているとの発表を行っている。しかし、この新料金により、EDL の財

務改善が期待される。

新電気料金制度 (料金単位：Kip/kWh)

需要家種別 2002 年 5 月月増加率予想料金の新料金 2003 年 5 月 2004 年 5 月 2005 年 5 月

一般需要 1~50 kWh/月 64 2.3 % 84 110 145 51~150 kWh/月 150 2.3 % 197 259 340 151 kWh/月以上 433 2.3 % 569 747 982 工業・手工芸需要 360 2.3 % 473 621 816 商業・業務需要 468 2.3 % 615 808 1,061 接客需要 620 2.3 % 815 1,070 1,406 灌漑需要 167 2.3 % 219 288 379 政府機関需要 400 2.3 % 525 690 907 外交団・外国人需要 9.9 US cent - 9.9 US cent 9.9 US cent 9.9 US cent

（出典：EDL, System Planning Office）

12

(2) EDL の輸出入電力単価

輸出入電力の単価は、タイやヴェトナムの関係当局との定期交渉で決められている。Nam Ngum - Nam

Leuk 発電所からの輸出単価と Savannakhet と Thakhek における輸入単価は、「EGAT-EDL 間電力売買協

定」にて 1999 年 12 月 13 日に合意に至っており、2003 年 9 月 30 日まで有効である。この協定では、輸出

入のピーク電力（kW）も電力量（kWh）にも取引量の制限条件がなく、EDL と EGAT の実施可能な範囲で輸

出入すると定められている。

タイとの輸出入電力単価

時間ラオスからの輸出ラオスの輸入ピーク時間帯 (18:00~21:30) 1.22 Bahts/kWh 輸出単価 + 0.5 Cent/kWh

= 1.41 Bahts/kWh オフピーク時間帯 (21:30~18:00) 1.1924 Bahts/kWh 輸出単価 + 0.5 Cent/kWh

= 1.35 Bahts/kWh (出典：EDL, System Planning Office) （註） - オフピークの単価は、日曜日全日にも適用されている。 - 支払いは US$で行なわれる。（支払い額の 50%は US$ 1.0=Bahts 38 の固定レート、残りの 50%は

支払日の交換レートによる。）

上表のように、EGAT からの輸入電力単価は EGAT への輸出単価に比べて 16～17%割高になっている。

また、タイの PEA（地方電力公社）とヴェトナムからの輸入単価は、EGAT の単価より更に割高となっている。

3.5 電力系統増強・拡張計画

世界銀行（WB）やアジア開発銀行（ADB）などの支援調査で提案されている電力セクターに対する

種々の開発・拡張計画を基に、MIH/EDL は独自の拡張計画を作成している。

(1) 電源開発計画国内向け電源開発計画（ＥＤＬ作成）

No 地域プロジェクト完成年設備容量(MW)

平均年間発生電力量 (GWh)

1 Central Nam Mang 3 2004 35 140 2 Southern Xeset 2 2005 76 309 3 Central Nam Ngum 5 2006 100 430 4 Northern Nam Beng 2006 45 175 5 Southern Tha Kho 2008 36 215 6 Southern Xeset 3 2008 20 85 7 Southern Houay Lamphan Gnai 2010 65 354 8 Central Nam Ngum 4B 2012 54 268 9 Southern Xepon 2012 75 338 10 Central Nam Pot 2014 23 97 11 Southern Nam Kong 3 2016 34 156 12 Central Nam Bak 2B 2016 116 563 13 Central Nam Ngum 4A 2018 54 250 14 Southern Xexou 2020 59 277 15 Central Nam Sane2 2020 60 279 合計 852 3,936

要約

13

上記の内、Nam Mang 3 発電所は、中国輸出入銀行からの借款により、2004 年の完成に向けて既に着

工した。

IPP電源開発計画（EDL作成）

国内需要割当て No 地域プロジェクト完成年

設備容量 (MW)

年間発生電力量 (GWh) (MW) (GWh)

1 Central 1 Nam Mo 2006 105 581 5 29 2 Central 1 Nam Ngum 2 2008 615 2,109 31 105 3 Central 1 Nam Ngum 3 2008 460 1,851 23 93 4 Central 2 Nam Theun 2 2008 1,088 5,500 75 275 5 Central 1 Hongsa Lignite 2010 720 4,265 36 213 6 Southern Xepien-Xenamnoy 2010 390 1,995 20 100 7 Southern Xe Kaman 1 2010 468 1,925 23 96 8 Central 1 Nam Theun 1 2012 400 1,897 20 95 9 Southern Nam Kong 1 2012 240 802 12 40 10 Southern Xe Kaman 3 2012 218 1,349 11 67 11 Central 1 Nam Ngiep 1 2012 240 1,429 12 71 12 Southern Sekong 4 2014 440 1,746 22 87 13 Southern Sekong 5 2014 253 1,183 13 59 14 Central 1 Nam Theun 3 2016 236 772 12 39 15 Central 1 Nam Ngiep 2 2016 495 2,487 25 124 16 Central 1 Nam Ou 2018 500 2,628 25 131 17 Central 1 Nam Khan 2 2018 145 724 7 36 合計 7,013 33,243 372 1,660

(2) 送変電設備拡張計画

国内供給用の送変電設備は、WB と ADB その他の支援で開発を進めている。特に ADB は Nam

Ngum-Nam Leuk 系統の開発に集中している。一方、輸出用の 230 kV と 500 kV 送電系統は基本的に IPP

がその発電所開発に併せて建設することになっている。この他に ADB 主導の GMS（Greater Mekong

Sub-region：拡大メコン流域圏）による 500 kV 連系系統開発並びに ASEAN グループによる連系計画も進

行中である。

(3) 配電網の拡張計画

WB や ADB は、送変電設備の拡張・増強プロジェクトを実施する地域において、地方電化促進のため

配電網の開発を支援している。

3.6 セクターの問題点

ラオス電力セクターの現在の問題点は下記に集約される。

(a) 国内に連系送電線がないために安価な余剰電力を需要地に給電できず、地域ごとにタイ・ヴェ

トナムから割高な電力を輸入せざるを得ない状況にある。

(b) 国内産業の未成熟のために電力設備のほとんどを輸入に依存している。

14

(c) 国内販売電力料金が政策的に低額に抑制されており、政府からの厳しい借款条件、種々の納

付金、現地貨の対米ドルレートの下落などの要因により EDL の財務状況は脆弱である。

(d) 急速に改善されつつあるが、国内法規・制度の不備と技術力が停滞している。

4. 調査の背景と内容

4.1 調査の背景

ラオス政府は、18,000 MW 以上の包蔵水力を開発することにより、外貨獲得を目的とした近隣諸国へ

の電力輸出と国内電化促進の 2 大目標を掲げている。電力輸出による外貨収入は Nam Ngum 1 発電所の

運転開始以来、国家財政に寄与している。2001 年の Nam Ngum 1、Nam Leuk および Xeset 1 水力発電所

による電力輸出額は US$ 22.2 百万（796 GWh）であった。これは同年における国家の外貨収入の 8％を占

めている。一方、国内における送電系統の不備のため、国内生産の余剰電力の国内融通ができず、国の

一部地域では、タイまたはヴィエトナムからの電力輸入に依存している状況である。輸入電力単価は、輸出

電力単価を上回っている。輸入電力の総額は、2001 年には US$ 6.5 百万（183GWh）であった。

ラオスでは、輸入に依存せざるを得ない地域に余剰電力を給電する送電系統が未だ建設されていない。

さらに、ラオス政府と IPP の契約書には、輸出用 IPP の発電電力の一部を国内需要に向けることが義務付

けられている。EDL の国内需要用の発電所開発計画による電力とともに、この IPP 電力の有効活用を図る

適切な送電系統の建設が求められている。

このような背景のもと、ラオス政府は、2000 年 5 月に日本政府に対しラオス全土を対象とした送電網を計

画するために、送変電設備開発のマスタープラン調査を要請した。国際協力事業団（JICA）は 2000 年 11

月に予備調査団をラオスに派遣し、MIH および EDL との協議の後、マスタープラン調査に関する S/W（調

査内容）および M/M（議事録）に署名を行い、その実施を決定した。

4.2 調査の目的と内容

本調査の主目的は、MIH/EDL の計画発電所と IPP からの電力の有効利用を考慮し、2020 年までの国

内供給用の送変電設備に対する最適開発計画の策定、最優先プロジェクトの選定、および最優先プロジェ

クトに対する設備設計であった。

本件調査は、2001 年 2 月から 2002 年 9 月までの期間に、「基礎調査段階」、「システム計画段階」、お

よび「マスタープラン策定段階」の 3 段階で、国内と現地作業によって実施した。なお、マスタープラン策定

段階では、国内供給用の最適送電系統の策定とその系統の中から最優先プロジェクトを選定し、それに対

する設備設計も実施した。

要約

15

5. 電力需要予測

5.1 需要予測の手法

電力需要予測は、2020 年まで各年毎および各郡（District）毎に、年間需要電力量（GWh）とピーク電力

（MW）の両方について実施した。郡毎の電力量需要は、家庭用、工業用、商業およびサービス用と農業

用の 4 カテゴリーに分け、その他特別に予定されている負荷の需要を加えることで得られる。

2001 年 3 月に発表されたラオス政府の社会経済開発政策の電力セクター政策によれば、2020 年まで

に世帯に対する電化率を 90％とすると述べられており、これを家庭用需要想定の基本とした。人口・世帯数

は、1995 年の実施された人口調査をベースとした。工業用および商業･サービス用の電力量需要は、各セ

クターの GDP と電力消費量の関係を考慮して想定し、農業用については別途考慮した。さらに、ラオス政

府や民間による開発計画が予定されている場合は、その電力需要を想定し、別口需要として追加した。こ

のベースケースの想定の他に、High GrowthとLow Growthのケースについても需要想定を実施した。家庭

需要については、年間平均消費量の伸びをベースケースに想定した 5%をそれぞれ 6%と 4%に変化させた。

工業・商業セクター需要の High, Low Growth は GDP の伸びをベースケースの場合の±0.5%の変動を仮

定した。

5.2 需要予測結果

2020 年までの電力量およびピーク電力のそれぞれのケースの需要想定結果は下表の通りとなった。

需要予測結果

項目単位ケース 2005 2010 2015 2020 電力需要量 (GWh) High 1,374 2,196 3,350 4,715 (GWh) Base 1,337 2,093 3,138 4,320 (GWh) Low 1,302 1,997 2,945 3,975 系統損失 (GWh) High 343 493 670 832 (GWh) Base 334 470 628 762 (GWh) Low 326 448 589 701 電力量需要 (GWh) High 1,672 2,688 4,020 5,547 (発電端) (GWh) Base 1,672 2,563 3,765 5,082

(GWh) Low 1,628 2,445 3,534 4,676 ピーク電力 (MW) High 340 512 765 1,055

(MW) Base 331 488 716 967 (MW) Low 322 465 672 890

5.3 需給バランス

MIH/EDL の電源開発計画と調査団の想定したベースケース電力需要想定値から、ラオス国内向け電

力の需給バランスは次図のようになる。

16

需給バランス

6. 最適送電系統計画の策定

6.1 計画策定の方法

系統計画は下図のフローに拠って策定した。

系統計画フロー

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Year

Peak

Dem

and

& In

stal

led

Cap

acity

(MW

)

Installed Capacity

Peak Load

Nam

The

un 2

(75

MW

) BO

T Th

akho

(36

MW

) Xe

set 3

(20

MW

)

Hon

gsa

Lign

ite (4

0 M

W) B

OT

Hua

y La

mph

an G

unai

(65

MW

)

Xepo

n (7

5 M

W)

Nam

Ngu

m 4

B (5

4 M

W)

Nam

Pot

(23

MW

)

Nam

Kon

g (3

4 M

W)

Nam

Bak

2B

(116

MW

)

Nam

Ngu

m 4

A (5

4 M

W)

Xeso

u (5

9 M

W)

Nam

Xan

2 (6

0 M

W)

系統計画基準

系統解析

系統計画の策定

電源開発計画

需要

系統図作成

送電線および変電設備の予備設計

Yes

No

設備基準

系統計画基準

現場からのデータ

要約

17

MIH/EDL作成の電源開発計画、電力需要想定および各支援機関により建設中・実施計画中の送変電

設備を総合検討し、国内供給用の 2020 年までの予備的な送電系統図を開発年度毎に作成した。また、

「設備基準」や、供給信頼度および電圧・事故電流・安定度などの「系統計画基準」は、系統解析の実施前

に EDL と協議の上で決定した。

予備的な送電系統図は、各送電区間について代案も種々比較検討することにより作成した。この予備

的な送電系統図に対する系統電圧と電線種類を選定し、コンピュータによる系統解析により、策定した系

統計画案の技術的な妥当性を検証した。さらに、この系統計画案に対する系統解析および経済性評価を

通じて系統構成や系統要素（系統電圧・電線種類等）の最適化を行い、系統計画基準を満足するとともに

経済的ともなる最適送電系統を構築した。

6.2 最適系統の選定基準

全国送電系統の主な目的は、(a) 2020 年までに全国の電化率を 90 %に改善、(b) 政府当局により計画

された地方開発に必要な電力供給、(c) 国内発電所の有効利用による輸入電力の削減、および (d) IPP

設備からの電力の有効利用である。

最適送電系統の各区間を選定する基準を下記のように定めた。

(1) 社会・環境影響

(2) 送電系統の潮流、電圧、事故電流、安定度、信頼度

(3) 地方開発計画を含めた需要地への適切で効率的な電力供給

(4) 需要地域の配電網の開発度

(5) 輸入電力の削減度

(6) 受益者数と BHN 効果

(7) 送電ロスの低減

(8) UXO の影響

(9) 建設・保守のアクセス道路建設の難易度

(10) 最小の建設費と保守費

6.3 最適送電系統の解析手法

電源開発計画および需要想定を基に、EDL の国際連系送電計画にも配慮しつつ、系統計画基準を満

たす最適な系統計画を策定した。潮流・電圧、事故電流、安定度は電力系統が適切に機能するための技

術的基本事項である。

系統解析は下図の検討フローに基づいて実施した。柔軟性のある系統計画を策定するため、現在の電

源開発計画の変化ケースについても、補足的に系統解析を行った。系統解析ツールとしては、EDL も所有

する系統解析ソフトウェアである PSS/E を使用した。

18

6.4 系統計画基準

EDL と協議の上、下記の系統計画基準を適用した。

(a) 系統の分類

送電系統を、その重要性から「基幹系統」と「地域供給系統」という 2 種類に分類した。

(b) 潮流

(i) 設備健全時には、送変電設備の潮流はその定格容量以内とした。

(ii) 基幹系統においては、単一設備事故時にも供給支障を生ずることなく、送変電設備の潮

流はその定格容量以内とした。ただし、Vientiane 特別市の 115/22 kV 変圧器の潮流につ

いては、見直した系統計画基準を本格的に適用する 2011 年以降、単一設備事故時には

その定格容量の 110%以内とした。

(c) 電圧

(i) 設備健全時には、送電系統の母線電圧は公称電圧の 95～105%以内とした。

(ii) 基幹系統においては、単一設備事故時に供給支障を生ずることなく、母線電圧は公称電

圧の 92～108%以内とした。

(iii) 発電機の力率は 90%（進相）～85%（遅相）以内とした。

系統計画

潮流・電圧解析事故電流解析

安定度解析

終了

系統計画基準

系統計画基準

系統計画基準

系統解析の検討フロー

No No

No

Ok

Ok

Ok

要約

19

(d) 事故電流

3 相短絡電流および 1 線地絡電流は次の値以下とした。

許容事故電流最大値

電圧階級許容事故電流最大値 230 kV 40.0 kA (50.0 kA*1) 115 kV 25.0 kA (31.5 kA*2) 22 kV 25.0 kA (31.5 kA*2)

(註) *1：将来、事故電流が 40 kA を超過することが予想される場合には、50 kA を適用する。

(註) *2：将来、事故電流が 25 kA を超過することが予想される場合には、31.5 kA を適用する。

(e) 安定度

送電線の事故時にも、供給支障や主要な電源の発電力を制限することなく、安定度を維持す

べきである。事故条件は「1 回線 3 相地絡、主保護遮断、再閉路なし」とし、主保護遮断時間は

230 kV 系統では 100 ms、115 kV 系統では 140 ms とした。

6.5 最適系統電圧と電線サイズ

国内供給用の送電系統においては、系統電圧として 230 kV および 115 kV を検討した。結果的に 2020

年までは、国内供給用送電線の電圧は 115 kV が最適であることが判明した。

電線サイズは、系統計画基準を満たすとともに、経済的であることを条件として検討した結果、ACSR

240mm2 および ACSR410mm2 を最適サイズとして選定した。

6.6 最適送変電システム

以上の検討および系統解析による計画基準の適合性から、各開発年度別の最適システムとして添付図

1.1-1 に示す系統を決定した。同図中に示す数字はその区間の開発年度をあらわす。国内供給用の系統

電圧は全て 115 kV とし、使用電線は、下記区間を除いて、すべて ACSR 240mm2 を適用する。

ACSR 410 mm2の電線を適用する区間

起点終点適用電線サイズ

Thalat SwS Phonetong SS 410 mm2 Phonesoung SS Phonetong SS 410 mm2 Nam Leuk PS Nam Mang 3 PS 410 mm2 Lakxaosi SS Thanaleng SS 410 mm2 Nam Ngum 5 PS Phoukhoun SwS 410 mm2 Nam Back 2 PS Nam Leuk PS 410 mm2 Ban Boun SS Lakpet SS 410 mm2

20

6.7 分散型電源による地方電化

調査団の策定した最適系統計画から遠く隔離している地域の中には、地形上、経済性、また技術的な

理由により、グリッドの拡張による電化が困難な地域が存在する。

これら系統から隔離された地域の電化のためには、県また郡の自冶体による代替電源による電力供給

が必要である。調査団はこれら地域の電力供給の実態と、予想される代替電源を下表の通り検討した。

分散型電源による地方電化

県郡代替電源案 Phongsaly Phongsaly、Samphan と Ngot Ou の一部および

May の全地域小水力とディーゼル発電の組合せ

Luang Namtha Long の一部太陽光発電システム Bokeo Houayxai、Meung と Phaoudom の一部小水力とディーゼル発電の組合せ Luang Prabang Viangkham 小水力 Houanphanh Vienthong と Xam Tai 小水力 Xieng Khuang Kham, Nonghed, Morkmay と Phookood の一部小水力、太陽光発電 Bolikhamxai Khamkeuth と Viengthong の一部小水力、太陽光発電 Khammouan Boualapha の一部小水力、太陽光発電 Xaisonboun 殆どの郡太陽光発電システム

7. プロジェクトの予備設計

7.1 設計基準および条件

(1) 国家基準

ラオスでは、電気設備に関する国家技術基準・規定・規則などは、未だ制定されていない。現在 JICA

の「電力技術基準制定プロジェクト（STEP）」チームが、MIH の DOE（電力局）を支援して電力設備の包括

的な技術基準の制定を進めている。調査団は、系統計画や設備設計における種々の電気基準や設計条

件を、STEP チームからの情報および EDL の系統・設備計画における慣例を基本にして決定した。

(2) 気象条件

全国送電系統の予備設計に適用した気象条件は、以下に示す通りである。

(a) 周囲温度最高気温 45℃ 最低気温 0℃ 年平均気温 25℃

(b) 空気密度 0.12 (c) 風速 35 m/s (d) 風圧電線:720 N/m2

がいし:1,010 N/m2

鉄塔:2,100 N/m2 （裏面材風圧を含む） (e) 最過酷条件と EDS（Every

Day Stress:常時荷重）条件条件気温風速最過酷 10 ℃ 35 m/s EDS 25 ℃ 無風

要約

21

(f) 年間降雨量 4,000 mm (g) 年間雷雨日数（IKL） 140 days/year (h) 地震条件考慮しない (i) 最高湿度 100 % (j) 汚損レベル軽微

(3) 送電線の設計条件

送電線の最小安全率は以下の通りとした。

(a) 電線/地線

最過酷時条件下の支持点において UTS（引張破断強度）に対し 2.5

EDS（常時荷重）時の支持点において UTS に対し 5.0

(b) がいし連

支持点の最過酷時張力が RUS（規定破壊強度）に対し 2.5

(c) 鉄塔

常時条件（最過酷条件）下にて、部材の降伏点強度に対し 1.5

断線時条件（常時条件+地線または電線 1 条の断線荷重）下にて、部材の許容強度に対し 1.0

(d) 基礎

常時条件（最過酷条件）下にて、基礎体の降伏点強度に対し 2.0

断線時条件（常時条件+地線または電線 1 条の断線荷重）下にて、基礎体の許容強度に対し 1.33

(4) 変電機器の設計条件

最適送電系統計画で新設および改修する変電機器の設計に際して、基本的に IEC 規格を適用する。

ただし、現在作成中であるラオスの「電力技術基準」と矛盾のない設計とした。

(a) 絶縁設計

変電機器の絶縁設計に関しては IEC-600711および IEC-606942を適用した。

(b) 変電機器の設計に適用する国際規格

変電機器の設計に際しては、IEC 規格（最新版）に準拠した。

7.2 送電線の予備設計

(1) 電線および地線の選定

(a) 電線・地線の線種

2020 年までの系統解析結果より、ラオス国内の 115 kV 送電系統の電線には、ACSR240 mm2

(ASTM: Hawk)または ACSＲ410 mm2 (ASTM: Drake)を適用した。また地線には、既設および計

1 IEC-60071: Insulation co-ordination 2 IEC-60694: Common Specification for high-voltage switchgear and control gear standards

22

画中の送電線で使用されている GSW 50 mm2 (ASTM: GSW 3/8)を適用した。

(b) 標準径間長

鉄塔間の標準径間長は 350 m とした。

(2) がいし設計

(a) 適用がいし

IEC 60305 に準拠する 120 kN ( ACSR 240 mm2)および 160 kN (ACSR 410 mm2)の「ボールソ

ケット型標準磁器製懸垂がいし」を適用した。

(b) 連当りのがいし個数

がいし汚損レベル、雷インパルス耐電圧、保守面を考慮して連当たりのがいし個数を 10 個とし

た。既設および計画中の 115 kV 送電線用の標準がいし連も 10 個/連を採用している。

(c) がいし装置当りのがいし連数

1 連または 2 連を適用した。

(3) 電線の地上高

山、林、荒地等、人が稀にしか立ち入らないまたは将来に亘って立ち入らない箇所における 115 kV 送電線の最

小電線地上高は 7.0 m とした。

(4) 鉄塔設計

(a) 絶縁設計

115kV 送電線における標準絶縁間隔および異常時絶縁間隔を IEC60038 に準拠して決定し、電

線～鉄塔間、電線～電線間、電線～地線間のクリアランス検討を実施し、8 型の鉄塔形状を検

討した。

(b) 鉄塔の概略設計

鉄塔の設計条件を基に各鉄塔型の概略設計を実施し、鉄塔重量と鉄塔から鉄塔基礎への伝

達荷重を算出した。

(c) 鉄塔基礎の予備設計

鉄塔から基礎への伝達荷重（垂直および水平荷重）に基づき、基礎の概略コンクリート量を算

出した。なお、ラオスでは「大陸性の砂岩および粘土」のような硬質地盤が広範囲に亘って占め

ているため、鉄塔基礎周辺の地盤状況を非軟弱地盤と仮定した。

(5) 概略数量の算出

10 km 当りの 115 kV 送電線の平均数量を平野部と山間部に分けて算出した。

要約

23

10 km当りの115 kV送電線の概略数量

115 kV 1cct 115 kV 2cct 平野部山間部平野部山間部

鉄塔 115 t 115 t 150 t 155 t電線 30 km 30 km 60 km 60 km地線 10 km 10 km 10km 10 km懸垂がいし装置 78 セット 69 セット 156 セット 138 セット耐張がいし装置 18 セット 36 セット 36 セット 72 セット

ACSR240 mm2 (Hawk)

鉄塔基礎（コンクリート量） 140 m3 170 m3 470 m3 540 m3

鉄塔 150 t 155 t 195 t 200 t電線 30 km 30 km 60 km 60 km地線 10 km 10 km 10 km 10 km懸垂がいし装置 78 セット 69 セット 156 セット 138 セット耐張がいし装置 18 セット 36 セット 36 セット 72 セット

ACSR410 mm2 (Drake)

鉄塔基礎（コンクリート量） 140 m3 170 m3 470 m3 540 m3

7.3 変電所の予備設計

変電所の計画および設計は、(i) 系統計画基準、(ii) 電力需要予測、(iii) 系統解析および(iv) 調査

団の策定した最適系統計画に従って実施した。

(1) 設計コンセプト

(a) 供給信頼度

Vientiane 特別市内の変電所の新設および増強に対して、2011 年から N-1 基準を適用した。

(b) 変電所タイプ

変電所タイプは基本的に従来型の機器を適用した屋外型とした。

(c) 接地システム

新規変電所の構内には接地網を埋設した接地システムを構築する。既設変電所の増設の場

合には、増設個所の接地システムを既設のものと接続する。

(2) 母線構成

115 kV 変電所の母線構成は、供給信頼度、関連する送配電系統との協調、運転・保守面などの諸条

件を考慮し、選定すべきである。標準的な 115 kV 変電所の母線には、複母線（Main and Transfer）方式を

適用した。一方、小規模で、接続される送電線・変圧器の数が少なく、系統の切換えが頻繁におこなわれ

ないような変電所では、単母線方式を適用する。

22 kV 母線には全て単母線方式を適用する。複数の変圧器の接続する 22 kV 母線同士は、通常は負

荷開閉器などのブスタイを閉じて並列運転をすることを基本とした。

24

(3) 主変圧器

(a) 変圧器タイプ

主変圧器は負荷時タップ切換装置付き、油絶縁 3 相変圧器とした。変圧器の冷却方式は油入

風冷式（ONAF）を採用した。本計画で採用する変圧器の巻線は、基本的に Y-Y-Δとした。1

次側の Y 結線の中性点は直接接地、2 次側は抵抗接地とした。

(b) 主変圧器の台数および単位容量

変圧器台数と単位容量は需要予測、経済性、供給信頼度、電圧降下、変電所の用地確保、機

器の転用計画などを総合的に考慮して選定した。

変圧器単位容量は、1 台の変圧器が故障した場合（N-1）でも、残りの台数でピーク負荷に対応

できるように選定することが望ましい。Vientiane 特別市の既存および新設される変電所は、重

要な変電所と位置付け、N-1 基準を適用した。それ以外の変電所には N-1 基準は適用しない。

なお、地方に計画されている小規模変電所では、総建設費を抑えるため、変圧器故障が重大

な影響を及ぼさない限り、その台数を 1 台とした。

(c) 22 kV 配電線の引出し回線数

22 kV 配電線の引出し回線数は変圧器 1 台につき、3 フィーダーとした。

(4) 開閉機器およびその他の機器

(a) 遮断器

遮断器は SF6 ガスタイプのものとし、115 kV および 230 kV 送電線の送電側および受電側の両

端に設置する。また、主変圧器の 1 次側および 2 次側の両端にも設置する。22 kV フィーダー

は遮断器を介して 22 kV 母線に接続する。

遮断器の連続定格電流は接続する送電線路、変圧器などの短時間負荷容量に見合ったもの

を選定する。また、遮断器の定格遮断電流は、種々の系統構成における故障電流の解析結果

に基づいて、標準的な定格遮断電流値より選定する。電圧別に選定する連続定格電流および

定格遮断電流を下表に示す。

遮断器の定格容量

機器の最高使用電圧標準連続定格電流標準定格遮断電流 245 kV 1,600 A, 2,000 A 40 kA, 50 kA 123 kV 1,250 A, 1,600 A 25.0 kA, 31.5 kA 24 kV 800 A, 1,250 A 25.0 kA, 31.5 kA

(b) 機器の構成

送電ベイ、変圧器ベイ、ブスタイなどの標準的な構成は下表の通りである。

要約

25

機器の標準構成

ベイ機器構成 230 kV and 115 kV line ベイ 1 CB, 2 DS, 1 DS+ES, 3 CT, 2 LT, 3 VT and 3LA 230 kV and 115 kV TR ベイ 1 CB, 2 DS, 1 DS+ES, 3 CT and 3 LA 230 kV and 115 kV ブスタイ 1 CB and 2 DS 22 kV line feeders (outdoor) 1CB, 1 DS, 1 DS+ES, 3 CT and 3 LA 22 kV TR feeders (outdoor) 1CB, 1 DS, 3 CT and 3 LA

注) CB: Circuit Breaker（遮断器）, DS: Disconnector（断路器）, ES: Earthing Switch（接地開閉器）, CT:

Current Transformer（変流器）, LT: Line Trap（ライントラップ）, VT: Voltage Transformer（変成器）and LA:

Lightning Arrester（避雷器）

(c) 調相設備

原則として、115/22 kV 変電所に電圧調整を目的として 22 kV 電力用コンデンサの設置を計画

した。電力用コンデンサの所要バンク容量および単位容量、またその設置場所は系統解析の

結果にしたがって選定した。電力用コンデンサは 22 kV 母線に接続した。

(5) 変電設備のサブプロジェクト

変電所の新設・増強計画には下記のものが含まれる。

(a) 変電所・開閉所の新設（UXO の調査・撤去を含む）

(b) 変圧器の新規設置・取替・移設

(c) 送電線ベイの増設

(d) 母線・開閉機器の増強

(e) 調相設備の設置

添付図 7.3-1～7.3-4 に各変電所の増強計画を示す。その概要は以下の通りである。

(a) 変電所・開閉所の新設計画

最適送電系統に従って、変電所および開閉所の新設を計画した。ただし、これらの中には

ADB あるいは WB にて計画されているものも含まれる。新設変電所の変圧器の台数・容量は

次に述べる「変圧器の増設・取替・移設計画」にて決定したものである。

(b) 変圧器の増設・取替・移設計画

115 kV 変圧器の増強・取替・移設計画は、下記の基準に従って計画した。

i) Vientiane 特別市内の変電所には N-1 基準を 2011 年から適用した。その際、N-1 基準を適

用する変電所では、変圧器の短時間過負荷を 110 %まで許容する。その他の地域の変電

所では過負荷を許容せず、過負荷が予想される年までに変圧器の増設あるいは取替を計

画した。

ii) 負荷の力率を Vientiane 特別市内の変電所では pf=0.95、その他の変電所では pf=0.85 と

仮定して、2020年までの各年の電力需要予測に基づいてピークMVAを算定し、それに従

って必要な変圧器容量を計画した。

26

iii) 新規に設置する変圧器の容量は 10、20 および 30 MVA の中から選定した。

iv) 既設変圧器の有効利用を図るため変圧器の移設を計画した。その際には複数の変圧器

の平行運転、機器の耐用年数、移設のタイミングなどを考慮して計画を作成した。機器の

耐用年数は 40 年と仮定の上、それを超えるものは使用停止し、取り替え計画を作成した。

(c) 送電線ベイの増設計画

最適系統計画に従って、既設変電所に新たに送電線を引込む場合、その変電所に送電線ベ

イの増設が必要となる。

(d) 母線・開閉機器の増強計画

現在、単母線方式や母線を設置していない既設変電所において、最適送電系統計画により、

N-1 基準を採用する変電所、あるいは上記に示した変圧器や送電ベイの増設が必要な変電所

では、複母線方式の適用を計画した。それに伴い、遮断器の増設などの開閉設備の増強や敷

地の拡張も計画した。

(e) 調相設備の設置計画

系統解析の結果に基づき、変電所に電圧調整用の 22 kV 電力用コンデンサを新規に設置す

る。

8. 最適系統の事業費と評価

8.1 送変電設備の建設コスト

積算単価の算出に当っては、主に現在ラオスで進行中である PTD プロジェクト（ADB）および SPRE プ

ロジェクト（IDA）の契約単価、および調査団の所持する最新の ICB（国際競争入札）価格を適用して作成し

た。

また、送電線各プロジェクトの UXO 調査・撤去費は、現在ラオスで進行中のプロジェクトの情報に基づ

き、下記 2 種類の単価を設定した。

- UXO 集中地域（重残留）： US$ 12,500/km

（115 kV 送電線の用地幅を 25 m とし、US$ 5,000/ha の単価より算出）

- UXO 散在地域（軽残留）： US$ 1,250/km

（115 kV 送電線の用地幅を 25 m とし、US$ 500/ha の単価より算出）

UXO 調査・撤去作業はほとんどの送電線プロジェクトに対し実施することとし、各送電線における撤去

作業の内容（UXO 集中地域での作業または UXO 散在地域での作業）は、UXO マップより決定した。

要約

27

(1) 送電線プロジェクト事業費

年次毎の送電線プロジェクトの事業費を下表に示す。またその詳細を添付表 8.1-1 に示す。

送電線プロジェクトの事業費

事業費建設年サブプロジェクト外貨

（US$）現地貨

（US$換算）合計

（US$）～2005 年送電線の新設 93,146,200 34,586,900 127,733,100

UXO の調査・撤去 6,248,100 3,124,000 9,372,100 合計 99,394,300 37,710,900 137,105,200 2006～2010 年送電線の新設 92,262,800 35,414,500 127,677,300 UXO の調査・撤去 4,244,200 2,122,100 6,366,300 合計 96,507,000 37,536,600 134,043,600 2011～2015 年送電線の新設 46,392,700 18,077,100 64,469,800 UXO の調査・撤去 5,768,600 2,884,300 8,652,900 合計 52,161,300 20,961,400 73,122,700 2016～2020 年送電線の新設 24,279,800 9,286,700 33,566,500 UXO の調査・撤去 899,300 449,600 1,348,900 合計 25,179,100 9,736,300 34,915,400 総計 273,241,700 105,945,200 379,186,900

(2) 変電設備プロジェクトの事業費

変電機器の予備設計で述べた機器構成を、変電所別の各サププロジェクトに適用して、下表のように

事業費を積算した。また、その詳細を添付表 8.1-2 に示す。

変電設備プロジェクトの事業費

事業費建設年外貨

（US$）現地貨


（US$）～2005 年 43,473.700 6,693,800 50,167,500

2006～2010 年 26,808.800 4,217,700 31,026,500 2011～2015 年 12,985,800 2,157,000 15,142,800 2016～2020 年 4,026,200 482,100 4,508,300

総計 87,294,500 13,550,600 100,845,100

8.2 最適系統の事業費と実施スケジュール

(1) 事業費

2020 年までの最適送変電系統を構築するための送電線・変電所の総事業費は下表に示す通り

US$480 百万（外貨・現地貨合計）である。総額の中には、現在建設中の IDA および ADB プロジェクトのコ

ストも含まれている。

28

最適系統を構築するための総事業費

事業費建設年サブプロジェクト外貨

（US$）現地貨


（US$）～2005 年送電線 99,394,300 37,710,900 137,105,200

変電設備 43,473,700 6,693,800 50,167,500 合計 142,868,000 44,404,700 187,272,700 2006～2010 年送電線 96,507,000 37,536,600 134,043,600 変電設備 26,808.800 4,217,700 31,026,500 合計 123,315,800 41,754,300 165,070,100 2011～2015 年送電線 52,161,300 20,961,400 73,122,700 変電設備 12,985,800 2,157,000 15,142,800 合計 65,147,100 23,118,400 88,265,500 2016～2020 年送電線 25,179,100 9,736,300 34,915,400 変電設備 4,026,200 482,100 4,508,300 合計 29,205,300 10,218,400 39,423,700 総計 360,536,200 119,495,800 480,032,000

(2) 実施スケジュール

亘長 10 km 以上の各サブプロジェクトの建設期間は、各プロジェクトの規模において多少の差異はある

ものの、3 年間にまたがる 24 ヶ月とし、2 度の乾季における有効稼動のため、1 年目の 4 月から 3 年目の 3

月に完成するものとした。一方、亘長 10 km 未満のプロジェクトについては、2 年間にまたがる 18 ヶ月程度

と推定される。しかし、送電線の距離・地勢にかかわらず標準的な区間の実施スケジュールを次図のように

24 ケ月と想定した。

年次 1 年目 2 年目 3 年目月次 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

カレンダー月 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3契約締結 ▲ UXO 調査・撤去測量・設計用地幅の伐採工事用道路建設機材製作・輸送基礎工事鉄塔組立工事架線工事完工前試験完工 ▲

標準的な送電線建設の実施スケジュール

変電設備の各サブプロジェクトの建設期間は、下図のように送電線建設の場合と同様に 3 年間にまたが

る 24 ヶ月と想定した。

要約

29

年次 1 年目 2 年目 3 年目月次 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

カレンダー月 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3契約締結 ▲ 機器設計・製作機器輸送土木工事据付工事・試験完工前試験完工 ▲

標準的な変電設備建設の実施スケジュール

8.3 最適系統に対する事業評価

(1) 評価前提条件

最適な送電系統とは、資源の最適配分という経済効率性を反映したものであると考え、最適系統の効

率性は、本最適系統計画の経済的内部収益率（EIRR）と資本の機会費用（Opportunity Cost of Capital :

OCC）との比較により明らかとなる。EIRR の算定値が OCC より大きければ、本最適送変電計画の経済的妥

当性が証明される。OCC に関するデータはラオス国において入手は不可能であるが、同程度の経済開発

水準の途上国における OCC を考慮して、本評価では 11%と仮定した。

最適系統の事業計画は、i）2005 年まで、ii）2006 年から 2010 年まで、iii）2011 年から 2015 年まで、およ

び iv）2016 年から 2020 年までの 4 フェーズより構成される。2008 年までにほとんどの基幹送電線が完成す

ること、および 2010 年以降の電源開発計画に不確定要素が想定されることから、本最適系統計画の経済

評価については、付随する変電所を含む第 1 および 2 フェーズをその対象とし、本計画の EIRR を算定す

るため、費用および便益フローを作成した。

なお、経済評価に係る前提および仮定条件は以下の通りとした。

i) 評価対象期間は、2001 年より 2030 年まで建設期間を含み 30 年間とする。

ii) 費用、便益の双方とも 2001 年時点の価格にて固定した実質価格にて表示する。

iii) 送変電システムに係る事業費用（中低圧配電網費用を含む）と比較するため、便益は、一般需

要家による電力量ｋWh 当りの支払い意志額（Willingness To Pay : WTP）より、同じく電力量ｋ

Wh 当りの発電部分価値相当を控除することで算定した。一般需要家による電力量ｋWh 当りの

WTP は、ADB 調査による算定値および調査団が現地調査時に入手した情報を引用した。

iv) 本最適系統計画に係る維持・管理費用は、送電線部分についてはその資本費用の 1%、変電

所については 1.5%、配電網の部分については 1%とした。

v) 税金、補助金等の国内移転費用等は、経済評価においては考慮しない。

vi) プロジェクトの実施に伴い増加する販売電力量は、中低圧配電網の検討（本報告書付録 6.2）

の表 4.1 に示す値を用いた。

30

(2) 便益

ADB による調査では、電力の経済的価値を支払い意志額法に基づいて包括的に分析しており、電力

消費量が増加するに従って低減する「限界価値」として算定している。ADB の調査では、この限界価値を

求めるため、電力に対する需要曲線を新規および既存需要家それぞれに求め、これら需要曲線より、新規

需要家については US$ 0.204/kWh、既存需要家については US$ 0.193/kWh の WTP が算定された。次に、

これらの加重平均を求め、全需要家の WTP は US$ 0.202/kWh との結果を得ている。

同じく ADB 調査は、2000 年より 2010 年にかけての国内消費向け電力開発投資は全体で 716 百万

US$と算定している。このうち発電部分は、約 60%に及び 430 百万 US$と算定されている。

送変電設備（計算のため配電設備も総費用に含めた）の整備に係る本事業の評価では、この発電部分

が占める比率を、先述の WTP 値より控除することで、費用に対応する経済便益値を求めることとし、

US$ 0.081/kWh（US$ 0.202/kWh～US$ 0.121/kWh）が電力量経済価値と算定された。

なお、需要家カテゴリー毎の WTP は、それぞれ一般（家庭）、商業、農業（潅漑）、工業需要家それぞれ

に算定されているが、本評価においては、それぞれに計算上の大差が無く、将来に亘り一般需要家による

需要量が主要な地位を占めることより、一般需要家による WTP を引用している。

(3) 経済費用

本事業に係る資本支出費用は市場価格による財務価格であり、これを経済価格に変換する。但し、外貨

建てにより積算された事業費用部分は、充分に競争的な国際市場における「国境価格」で表示されており、

これらはその財やサービスの供給に用いられる資源の実価値（経済価格）を表している。事業費用のうち現

地貨部分は、通常政府の規制や、補助政策などによりその市場価格が歪められており、資源の実価値を表

していない。従って、それを経済価格に変換する必要がある。経済価格への変換に当っては、現地貨部分

の財やサービスに対する標準変換係数を用い、本評価ではこれを 0.9 と仮定した。

(4) 評価の結果

上記により算定された便益、および費用の流れより求められる EIRR は 23.9 %であった。この数値は、先

述の OCC（11%）より高い数値である。よって、本事業の経済的妥当性は確保されると評価する。下表に感

度分析の結果と併せて示す。

経済評価およびその感度分析の結果

変化項目 EIRR % NPV2001 百万 US$

ベースケース 23.9 231.1 資本投資コスト +15 % 20.3 192.3 便益 –10 % 20.9 179.3 維持管理コスト +50 % 23.2 217.3

要約

31

(5) 財務分析

本事業の実施機関となる EDL は、発送配電設備全てを所有し、発電から末端需要家への配電に至る

まで一貫した責任を有する電力公社である。つまり、発電端での送電側への引渡し価格、または配電網へ

の卸売り価格は不確定である。本事業は全国的な送変電システムに対する整備を対象としたものであり、

補助金が含まれている電力料金および散在する需要地全てを包含した系統では、コストに対応する精度の

高い電力量販売収入の認識は困難である。対応する収入を算定するために、2005 年まで制定されている

新電力料金の 40 %（送変配電設備分）を送変配電設備に係わる卸売り価格と推定して FIRR の算出を試

みたが、結果はネガティブであった。

9. 最優先プロジェクトの選定

9.1 候補系統

2005 年までに完成すべき送電系統から、IDA、ADB、その他の機関の支援で建設中および実施が確

実視されている系統を除いた下記 4 系統（サブプロジェクト）を選定候補とした。

- Pakxan 変電所 ~ Thakhek 変電所 ~ Pakbo 変電所間の送電線と関連変電所 - Nam Theun 2 発電所 ~ Xaibouathong 変電所間の送電線と関連変電所 - Kengkok 変電所 ~ Xepon 変電所間の送電線と関連変電所 - Lakpet 開閉所 ~ Ban Boun 変電所 ~ Thakho 変電所間の送電線と関連変電所

9.2 評価基準と評価方法

EDL との詳細協議の結果、最終的に下記項目について各サブプロジェクトの評価を実施した。

(a) 政府開発計画の観点からの緊急性 (b) 環境への影響と UXO 撤去費用 (c) 輸入電力の削減 (d) 受益者数 (e) 投資効率 (e-1) : 投資額あたり電力販売量 (e-2) : 投資額あたり受益者数

4 区間の候補サブプロジェクトに対して、上述の 5 項目に関する評価を行った。サブプロジェクトに総合

的な観点から順位を付けるために、本マスタープラン策定を通じて検討してきた各種調査の具体的な結果

から、各サブプロジェクトの評価項目に点数を付した。

項目(a)の「政府開発計画の観点からの緊急性」を除く全ての評価項目については、調査結果から具

体的な数量が算出されている。評価項目毎の点数は、各項目について最高評価点を持つサブプロジェクト

を 100 点とし、このサブプロジェクトに対する他サブプロジェクトの算出数量の割合を求め、その割合の数値

をそのサブプロジェクトの得点とした。各評価項目毎に、この方法で算出した得点をサブプロジェクト別に合

計し、最高得点のサブプロジェクトを最優先プロジェクトとした。

32

さらに、最優先プロジェクト選定方法の代案として、AHP 法（Analytic Hierarchy Process; 階層分析法）

を使って各サブプロジェクトの評価を行った。この AHP 法は、ある選択に対する適切な意思決定を行うため

に開発された評価方法の一つである。評価項目は前者と同じであるが、各評価項目間にウェイトを持たせ

ており、このウェイトを配慮した得点評価を行うものである。マスタープラン策定に協同作業を行った EDL の

カウンターパートと調査団の全員がこのマトリクス評価を行い、その総合結果から最優先プロジェクト選定を

別の面からも評価した。

9.3 評価の結果

評価得点法による結果を下記の表に示す。

候補サブプロジェクトの評価点数

Pakxan - Thakhek - Nam Theun 2 - Kengkok - Lakpet - Ban Boun評価項目 Pakbo Xaibouathong Xepon - Thakho

数量得点数量得点数量得点数量得点

(a) 緊急度 - 100 - 80 - 80 - 80(b) 環境/UXO (US$) 1,373,000 50 688,000 100 1,705,000 40 931,000 74(c) 輸入電力削減量 (MWh) 5,792,114 100 0 0 1,690,364 29 629,898 11(d) 受益者数 (person) 912,537 100 65,073 7 337,947 37 846,746 93(e1) 販売電力量/投資額 79.40 78 83.50 82 101.64 100 44.18 43(e2) 受益者数/投資額 14.19 66 4.88 23 11.28 52 21.50 100

得点合計 - 494 - 292 - 338 - 401

得点法による評価では、Pakxan～Thakhek～Pakbo 系統が最優先プロジェクトに選定された。また、

AHP 法による評価結果も、下表の通り、同セクションを最優先プロジェクトとした。

AHP法による優先順位の評価結果

Pakxan ~ Thakhek ~ Pakbo

Nam Theun 2 ~ Xaibouathong

Kengkok ~ Xepon Lakpet ~ Ban Boun ~ Thakho

順位 1: 8 人 2: 4 人 3: 1 人 4: 0 人

1: 0 人 2: 1 人 3: 0 人 4: 12 人

1: 0 人 2: 2 人 3: 10 人 4: 1 人

1: 5 人 2: 7 人 3: 1 人 4: 0 人

9.4 最優先プロジェクトの効果

最優先プロジェクトの対象地域である Khammouan、Savannakhet の両県とも現在は発電所が稼動して

おらず、2008 年に運転開始が予定されている Nam Theun 2 発電所（IPP）の開発を待っている状況である。

この両県は、現在タイの EGAT からの輸入電力に依存している。この地域は他の地域に比べて、国家的規

模の貿易・産業セクターで極めて重要な位置を占め、国家経済の向上に貢献するであろうこの地域の開発

計画実現のためには、相当量の電力を必要としている。

Pakxan～Thakhek～Pakbo 間の送電系統は、中央 1 地域から中央 2 地域への国内電力の融通を可能

にし、国内余剰電力の有効活用とタイからの電力輸入を節減することにより、国家に多大な貢献をする。こ

要約

33

の輸入電力の節減は、2020 年までに約 6,290 GWh に達し、金額的には送変電設備の投資額と O&M コス

トを差し引いて US$32 百万の節減となる。また、地域受益者は 98 万人に及び、地域社会環境の向上に多

大に貢献することになる。

さらに、このサブプロジェクト無くして、北部と南部の国内電力融通は実現しない。国内送電系統の実現

の第一歩として、このサブプロジェクトは必要不可欠である。

10. 最優先プロジェクトの設計

10.1 設計の概要

本送変電プロジェクトは、Pakxan - Thakhek - Pakbo 間に中央 1 と中央 2 地域の連系送電線と関連変電

所を建設することであり、その工事概要は下記の通りである。

(a) 既設 Pakxan 変電所と新たに IDA 資金にて 2004 年までに建設されることになっている 115 kV

Thakhek 変電所間に、電線 ACSR 240 mm2、2 回線を有する 115 kV 送電線の建設

(b) この Thakhek 変電所とその南の Savannakhet 県にある既設 115 kV Pakbo 変電所間に、電線

ACSR 240 mm2、2 回線を有する 115 kV 送電線の建設

(c) 既設 115/22 kV Pakxan 変電所の拡張

(d) 新たに建設予定の Thakhek 115/22 kV 変電所の拡張

(e) 既設 115/22 kV Pakbo 変電所の拡張

また、対象設備の設計は、原則的には JICA により制定中である「ラオス電力技術基準」によるが、IEC

規格と実務慣習も参照して実施した。それら設計基準、気象条件などは、第 7 節に記述した最適送電系統

の予備設計に適用した通りである。

10.2 送電線設備

(1) 送電線ルート

ラオスの環境保護法、MIH の電力設備環境法令、地域開発計画、地域の土地規制、UXO 残留状況な

どを調査の上、本送変電プロジェクトの送電線ルートを選定した。選定に当たっては EDL 支所からの詳細

な情報・助言を得て、設備の安全確保、村落・学校地域の迂回、NBCA（国家生態系保全地域）の回避な

どを考慮して、基本的には国道 13 号線沿いにルートを選定した（添付図 10.2-1 参照）。

ルートは極く一部の場所を除きほぼ平坦な地形であり、樹木伐採も潅木がほとんどである。鉄塔基礎に

影響を及ぼす経過地の地質も問題なく、特殊基礎の必要性はないと想定される。ルートへのアクセスが容

易であること、平坦地を通過することなどから、雨季の状態を勘案して工程を計画すれば、特に建設工事が

困難な区間はない。従って、保守業務も容易であると判断される。

34

(2) 用地と環境

(a) 地質

ルート沿いの地質分布状況を示す地質図を添付図 10.2-2 に示す。

(b) 地形と地目

地形はルート全体的に平地で、平坦で開けているか緩やかな起伏を形成している。

(c) 環境影響

本送変電プロジェクトの送電線ルート付近には、国定環境保護区、国立公園、史跡、文化遺

産、景勝地などは存在しない。また既設インフラ設備および計画中のインフラ設備も、EDL 支

所の情報によれば、選定したルート付近にはない。国道 13 号線から平均して数百 m から 1 km

は離隔してルートを選定してある上、国道沿いの潅木が視覚を遮り、通行者からは送電線設備

が死角となる。この様に綜合的にルート上の環境影響は小さく、特別な影響緩和対策は必要な

いと考えられる。

(3) 電線・地線の設計

本送電線プロジェクトの電線には ACSR 240 mm2 (ASTM: Hawk)、地線には GSW 50 mm2 (ASTM:

GSW 3/8)を全区間に亘り適用した。

(4) がいし設計

(a) 適用がいし

IEC 60305 に準拠する 120 kN 「ボールソケット型標準磁器製懸垂がいし」を選定した。

(b) 連当りのがいし個数

汚損レベル、雷インパルス耐電圧、保守面を考慮して、連当たりのがいし個数を 10 個とした。

(c) がいし装置

本送変電プロジェクトの懸垂および耐張がいし装置は、全区間に亘り 120 kN の 1 連がいし装

置を適用した。ただし、国道および大型河川横過箇所など重要横過箇所 10 箇所の両端鉄塔

のがいし連数については、保安上の観点から、懸垂・耐張がいし装置ともに 120 kN の 2 連がい

し装置を適用した。

(5) 電線の地上高

本送変電プロジェクトにおける最小電線地上高は以下の通りとした。

要約

35

最小電線地上高

電線横過箇所区分本送電線プロジェクト

での適用箇所高さ設定根拠

人が稀にしか立ち入らない、

または将来に亘って立ち入ら

ない箇所

潅木、林、草原、小型河川

7.0 m5.0 m （ラオス電力技術基準）＋2.0 m （余裕）= 7.0 m

人が容易に立ち入るまたは

将来立ち入りそうな箇所

水田・耕作地、一般

道路、大型河川 8.0 m

6.0 m （ラオス電力技術基準）＋2.0 m （余裕）= 8.0 m

配電線が構築されている箇

所、または将来構築されそう

な箇所国道横断箇所 9.5m

2.33 m （ラオス電力技術基準）*＋5.0 m （配電線高）＋2.0 m （余裕）≒9.5 m

(＊: 22 kV 配電線との離隔距離)

(6) 鉄塔設計

115kV 送電線における標準絶縁間隔および異常時絶縁間隔を IEC60038 に準拠して決定し、電線～鉄

塔間、電線～電線間、電線～地線間のクリアランスを検討し、以下の 7 型の鉄塔型を設定した。

鉄塔型および寸法案

鉄塔種類懸垂鉄塔耐張鉄塔適用線路水平角 0～3° 0～15° 0～30° 0～90° 0～90°

（引留）鉄塔型 A1 A2 B1 C1 D1 D2 DE 鉄塔高 [m] 32.9 37.9 32.8 33.3 34.0 39.0 34.0 腕金長 [m] 6.2 6.2 6.2 6.8 7.6 7.6 7.6 根開き [m] 6.0 7.2 7.0 7.0 7.0 8.4 7.0 継脚長さ [m] 21.5 26.5 20.0 20.0 20.0 25.0 20.0 電線地上高 [m] 8.3 13.3 8.8 8.8 8.8 13.8 8.8 適用箇所* Ⅰ Ⅱ Ⅰ Ⅰ Ⅰ Ⅱ Ⅰ 図面番号図 10.2-3 図 10.2-4 図 10.2-5 図 10.2-6 図 10.2-7 図 10.2-8 図 10.2-7

適用箇所Ⅰ：国道横断箇所以外（潅木、林、平原、水田・耕作地、一般道路、河川）

適用箇所Ⅱ：国道横断箇所

鉄塔設計条件を基に各鉄塔型の平面解析を実施し、各鉄塔の部材サイズを暫定的に決定し、鉄塔重

量および鉄塔から鉄塔基礎への伝達荷重を算出した。なお、鉄塔・ボルト鋼材には高張力鋼材を使用し、

すべて亜鉛メッキを施すものとした。

(7) 鉄塔基礎設計

本送変電プロジェクトは、地質鉱石地図（地質鉱山局）によると非軟弱地盤を通過している。国道 13 号

線 Nam Kading - Savannakhet 間の河川横過箇所のボーリングデータでも硬質な地盤を示していることから、

全鉄塔で通常の直接基礎が適用可能と判断した。

鉄塔から基礎への伝達荷重（垂直および水平荷重）より、各鉄塔型に対する基礎設計を実施し、各基

礎の形状、コンクリート量、鉄筋量、掘削量、埋戻量を算出した。

36

(8) 資材数量の算出

鉄塔基数および鉄塔重量

Pakxan - Thakhek Thakhek - Pakbo 合計鉄塔型鉄塔重量

[ton] 鉄塔基数 [基]

総鉄塔重量[ton]

鉄塔基数[基]

総鉄塔重量[ton]

鉄塔基数 [基]

総鉄塔重量 [ton]

A1 5.0 490 2,450.0 275 1,375.0 765 3,825.0 A2 6.2 10 62.0 0 0.0 10 62.0 B1 6.2 21 130.2 8 49.6 29 179.8 C1 7.0 16 112.0 8 56.0 24 168.0 D1 9.2 15 138.0 7 64.4 22 202.4 D2 11.0 2 22.0 0 0.0 2 22.0 DE 9.4 4 37.6 2 18.8 6 56.4 Ga 1.5 4 6.0 0 0.0 4 6.0

合計 562 2,957.8 300 1,563.8 862 4,521.6

電線・地線数量

Pakxan – Thakhek Thakhek- Pakbo 合計線種

条数

[本] ルート長

[km] 総亘長

[km] ルート長

[km] 総亘長

[km] 総亘長 [km]

ACSR 240 mm2 6 194.6 1,226.0 105.2 662.8 1,888.8 GSW 50 mm2 1 194.6 204.3 105.2 110.5 314.8

10.3 変電所設備

(1) 変電所の設計方針

マスタープランに対する変電設備の予備設計コンセプトに加えて、本送変電プロジェクトに焦点を絞っ

た設計方針を以下に述べる。

(a) 既設変電所の活用

本送変電プロジェクトにおいて、変電所の新設は必要なく、既設変電所の有効活用が可能で

ある。

(b) 既存設備との協調

各変電所に設置する変電機器の仕様の決定およびその配置については、各変電所の既存設

備との協調を十分に考慮して設計した。

(c) 母線構成

Pakxan 変電所および Thakhek 変電所（計画）は複母線方式（main and transfer bus 方式）を採

用している。単母線方式を採用している Pakbo 変電所では、その複母線化を計画した。

(d) 主変圧器および 22 kV 設備

本送変電プロジェクトでは、主変圧器および 22 kV 設備の増設・取替えは考慮しない。

要約

37

(2) 変電所の位置

(a) Pakxan 変電所

既設 Pakxan 変電所は、Nam Ngum 1 および Nam Leuk 発電所の電力を Pakxan 市周辺への

配電、および余剰電力をタイへ輸出するために建設され、1999 年から運転されている。Pakxan

変電所は、国道 13 号線沿い Bolikhamxai 県 Pakxan 市街地の西方約 2 km に位置している。

Pakxan 変電所には Pakxan - Thakhek 2 回線送電線用に 2 ベイを増設する。2002 年 7 月現在、

Pakxan 変電所には Nam Luek 発電所および EGAT の Bungkhan 変電所と接続する 115 kV 送

電線用の 2 ベイがあるが、変電所構内には増設のための敷地が確保されているため、敷地拡

張の必要はない。また、変電所敷地の周囲には人家も無く、建設工事中の騒音・振動などの環

境影響の懸念もない。

(b) Thakhek 変電所

2002 年 7 月現在、Thakhek 市には本送変電プロジェクトが接続可能な 115 kV 変電所はなく、

タイからの輸入電力を配電するための 22 kV 変電所が運転されているだけである。しかし、

Nam Theun 2 IPP 発電所建設のための電力を供給するために、発電所の建設に先だって、

IDA 融資による SPRE プロジェクトの一環で、115 kV Thakhek 変電所が建設される計画であ

る。2002 年 7 月現在、115 kV Thakhek 変電所の建設計画は、EDL により入札書類の審査中で

あり、2004 年中の運転開始が予定されている。

計画されている 115 kV Thakhek 変電所は広大な敷地を有しており、本送電プロジェクトによる

Pakxan 変電所との 2 回線接続および Pakbo 変電所との 2 回線接続を見越して、合計 4 ベイ分

の敷地が変電所構内に確保されている。そのため、本送変電プロジェクトに関して、変電所用

地の問題はなく、必要な開閉機器を設置するだけでその接続が可能である。

Thakhek 変電所は、Khammouan 県 Thakhek 市街地の南方約 3 km の位置に予定されている。

予定地は小高い丘になっており、周囲には人家も無く、ベイの増設工事に伴う環境影響の懸

念はない。

(c) Pakbo 変電所

既設 Pakbo 変電所は、タイからの輸入電力を Savannakhet 市周辺へ配電するために建設され、

1996 年から運転されている。Pakbo 変電所は、Savannakhet 県 Savannakhet 市街地の北方約 7

km に位置している。Pakbo 変電所は現在 IDA 資金による SPRE プロジェクトにて、変圧器の取

替えおよび Kengkok 変電所への送電ベイの増設工事中である。

本送変電プロジェクトでは Thakhek - Pakbo 2 回線送電線用に 2 ベイを増設し、既設単母線方

式を複母線方式へ変更する計画であるが、現状の変電所の敷地ではそれら計画に必要な開

閉機器を設置するスペースを確保することが困難である。従って、Pakbo 変電所では、その敷

地の拡張を計画した。ただし、拡張すべき箇所は EDL の所有地であるためその用地の問題は

なく、また、変電所周辺には人家が無いため、増設工事にともなう騒音・振動による社会環境へ

38

の影響の懸念もない。

(3) Pakxan 変電所の設計

Pakxan 変電所には、IDA 資金による SPRE プロジェクトの一環として変圧器および 22 kV 設備の増強

計画がある。現在その入札書類の審査中で、2004 年の完成を予定している。そのため、本送変電プロジェ

クトでは、その計画が完了後の変電設備に対する設計を実施した。

本送変電プロジェクト完了後の Pakxan 変電所の単線結線図を添付図 10.3-1 に、機器配置図を図

10.3-2（1）および図 10.3-2（2）にそれぞれ示す。

Pakxan 変電所における主な工事内容は以下の通りである。

(a) ブスタイの移設

(b) 2 回線分の送電線ベイの設置

(c) ガントリーの延長

(d) 上記に伴う土木工事・組立て工事

(e) 上記に伴う電線、ケーブル、がいしなどの付属品および工事・保守工具の調達

(f) スペアパーツの調達

(4) Thakhek 変電所の設計

115 kV Thakhek 変電所は、IDA 資金による SPRE プロジェクトの一環として新設が計画されている。

2002 年 7 月現在、その入札書類の審査中で、2004 年の完成を予定している。この Thakhek 変電所の計画

には、本送変電プロジェクトにて接続すべき Pakxan 変電所からの 2 回線および Pakbo 変電所への 2 回線、

計 4 回線分の 115 kV 開閉機器を設置する敷地がすでに確保されている。そのため、本送変電プロジェクト

による大幅な改造の必要はない。

Thakhek 変電所には Pakxan 変電所および Pakbo 変電所へ接続する 4 回線分の送電ベイの増設が必

要である。本送変電プロジェクト完了後の Thakhek 変電所の単線結線図を添付図 10.3-3 に、機器配置図を

図 10.3-4(1)および図 10.3-4(2)にそれぞれ示す。ただし、Thakhek 変電所に関しては、2002 年 7 月現在、

その新設工事のための入札審査中であるため、機器の仕様および配置が変更になる場合がある。

Thakhek 変電所における主な工事内容は以下の通りである。

(a) 4 回線分の送電線ベイの設置

(b) 上記に伴う土木工事・組立て工事

(c) 上記に伴う電線、ケーブル、がいしなどの付属品および工事・保守工具の調達

(d) スペアパーツの調達

要約

39

(5) Pakbo 変電所の設計

Pakbo 変電所では、2002 年 7 月現在、IDA 資金による SPRE プロジェクトの一環で、変圧器、送電線ベ

イおよび 22 kV 設備の増強工事を実施しており、2003 年内の完工を予定している。従って、本送変電プロ

ジェクトでは、その SPRE プロジェクトが完了後の変電設備に対する設計を実施する。

本送変電プロジェクト完了後の Pakbo 変電所の単線結線図を添付図 10.3-5 に、機器配置図を図

10.3-6(1)および図 10.3-6(2)にそれぞれ示す。

Pakbo 変電所における主な工事内容は以下の通りである。

(a) 単母線を 2 重母線に変更

(b) 2 回線分の送電線ベイの設置

(c) ガントリーの延長

(d) Main bus への計器用変成器の設置

(e) 変電所制御室の拡張

(f) 上記に伴う土木工事・組立て工事

(g) 上記に伴う電線、ケーブル、がいしなどの付属品および工事・保守工具の調達

(h) スペアパーツの調達

(6) 主要機器

各変電所に設置する主要機器の数量は以下の通りである。

主要機器の数量

主要機器 Pakxan 変電所 Thakhek 変電所 Pakbo 変電所 (a) 遮断器（3 相） 2 台 4 台 3 台 (b) 断路器（3 相） 4 台 - 9 台 (c) 断路器（3 相）

（接地開閉器付き） 2 台 4 台 2 台

(d) 断路器（単相）（パンタグラフ型）

- 8 セット -

(e) 変流器 6 台 12 台 6 台 (f) 変成器 6 台 12 台 9 台 (g) 避雷器 6 台 12 台 6 台 (h) ライントラップ 4 台 8 台 4 台

10.4 施工・調達計画

(1) 施工方針

プロジェクト実現の促進のためになすべき事前業務は、STEA からの環境証明書の取得、プロジェクト資

金の確保などがあり、それに引き続き、コンサルタントの雇用を即急に実施しなければならない。詳細設計・

入札・契約業務、プロジェクトの監理には、実施機関である EDL に助言するコンサルタントが必要である。

40

(2) 調達方針

本送変電プロジェクトは、送電線と変電所のコンポーネントから成る。プロジェクト資金源にもよるが、原

則的には、調達を送電線・変電所の 2 ロットに分け、フルターン・キー形式の国際競争入札により請負業者

を選定する。

調達に際しては、製品の品質管理、製造能力、過去の実績、過去のクレームの有無、応札者およびそ

の下請け企業の財務状況などを充分に検討した上での選択となる。詳細設計時に作成する入札仕様書に

は、応札資格に関する厳格な条件を規定し、設備の品質・永続性を確保する必要がある。

また、一定期間の設備保証期間を入札仕様書に規定し、更に運転開始初期の一定期間、請負業者に

よる変電所運転・保守の EDL 担当者への指導を義務付けることが必要である。

(3) 施工区分／調達区分

本送変電プロジェクトに関する資機材の調達および施工は、「フルターン・キー形式」で請負業者が一

括して実施する計画であるが、一部ラオス側が負担すべき項目がある。その調達・施工区分は下表の通り

である。EDL には、予め実施予算の取得と要員の確保が求められる。

施工区分

請負業者ラオス側調達・資機材の設計・製作

・資機材の工場試験・梱包・輸送・資機材の現地倉庫保管

・業者の設計資料の検討・資機材の通関関連業務・工場試験の立会い・支払い証明書の発行

施工・送変電設備の土木・建築工事・UXO 調査・115 kV 送電線建設工事全般・115 kV 変電所増設工事全般・完成検査・引渡し

・計画実施に必要な用地の取得・

補償、樹木伐採の許可取得・UXO 撤去（必要とあれば）・変電所工事のための停電計画・工事検査員の派遣・支払い証明書の発行・完成検査の立会い・承認

(4) 施工監理計画／調達監理計画

施工監理および調達監理は、EDL とプロジェクト・コンサルタントの専任要員により実施される。

(a) EDL 要員

i) 本送変電プロジェクトの総括責任者を EDL 本部プロジェクト室から選出する。

ii) 工事中の環境モニター業務のために、開発部環境室員の随時派遣が必要となる。関連

県庁・郡地区の担当者も必要となる。

iii) 送電線工事管理のための検査要員は、関連 EDL 支所からの派遣要員も含めて、請負業

者各工事セクションに、土木関係要員を基礎工事期間中最低 1 名、鉄塔組立・架線工事

に最低 2 名を配置する。これら要員は、その任期中、請負業者の施工管理のみならず、

要約

41

EDL 責任事項に関する地元関係者との折衝業務も行う。

iv) 変電所工事管理には、変電所毎に、土木・建築担当を 1 名、電気関係担当を 1 名づつ配

置する。

(b) コンサルタント

i) 実施設計・入札書類の作成

ii) 入札業務

iii) 調達監理

iv) 施工監理

v) 竣工検査・瑕疵検査

(5) 実施工程

本送変電プロジェクトの全体工程計画を添付図 10.4-1 に示す。本送変電プロジェクトの工程は、コンサ

ルタント契約から業者契約までを 13 ｶ月、業者契約から完工までを 23 ｶ月、合計 36 ｶ月を想定した。

10.5 プロジェクト後の運営・維持・管理計画

(1) 運営・維持管理の組織

2002 年 7 月現在の 115 kV 変電所の運転・保守業務は、115 kV 送電線を除いて、EDL 本部の流通部

（Distribution Division）が中低圧配電系統の運営・保守と併せて管理している。この業務を総括しているの

は、技術支援課（Technical Service Department, TSD）であり、全国各支所管轄の全ての変電・配電設備の

運転・保守業務を管理している。ただし、送変配電設備の運転・保守の実務は、流通部の管轄する各県の

支所が担当している。

一方、115 kV 送電線は各県・市に跨って運転されているが、県境付近にて各支所の分担区域が分割さ

れている。即ち、各支所の保守担当部署は、その管内の送電設備の保守業務に専任している。現在 TSD

は、115 kV 送電線に全く関与していない。115 kV 送電線設備の保守・修復業務は完全に各支所の責任と

されている。

EDL 担当部署によれば、上記の運転・保守制度は現在のところ特別な問題を生じていない。今後

IDA/ADB プロジェクトで新変電所・送電線が開発されても、当分の間は現状体制で良いとの判断である。

(2) 115 kV 高圧送変電運用案

現在のラオスの系統規模では、マニュアルを遵守して運転・保守を行う限り、特に大きな障害は発生し

ていない。ただし、系統拡張に伴い EDL 本部の管理機能の向上と強化が必要となる。

本計画の完成予定前に、ADB の北部・中央 1 地域での電化プロジェクト、および中央 2 地域での IDA

地方電化プロジェクトが完成し、ラオスの 115 kV 系統が大幅に増強される計画である。2005 年までに確実

42

視される系統増強は、新設 115 kV 変電所が 7 ケ所、および 115 kV 送電線が 1,100 回線-km 以上である。

上記送変電計画に加えて、22 kV と低圧の配電網が増設される。115 kV 系統のみでも、現在工事中の増

強設備の完成後には既設設備の 2 倍になる。

これらの増設系統を併せ考慮して、本送変電プロジェクト設備の継続的な安定運用を維持するために、

下記対策の実施が必要である。

(a) EDL 本社の送電線設備の管理

(b) TSD（流通部門の技術支援課）の増強

(c) 運転・保守要員の養成

(d) プロジェクト実施中の OJT

(e) 運転・保守用の測定器類・工具・スペアパーツの調達

(f) データ記録様式の標準化

(g) EDL 修理工場の充実

(h) 系統間の通信手段の整備

(i) 変電所保守要員

(j) EDL 訓練センターの積極的な活用

(3) 運転・保守マニュアルと訓練

EDL は、115 kV 送電線・変電所の運転・保守に関する標準マニュアルを作成し、随時過去の事故経

験・対応処置の結果から、必要に応じて改訂を加えている。既設送変電設備の運転・保守には、担当コン

サルタントと機器納入者が提出したマニュアルが一部活用されている。本送変電プロジェクトにおいても、

実施段階でこれらのマニュアルの提出を義務付ける。EDL の標準マニュアルに関しては現行のものでよい

と考えられるが、本送変電プロジェクト実施に当たり、現地組織体制・自然環境を考慮しつつ、EDL と共に

現行マニュアルの見直しを行うことを提案する。

変電所毎の運転・保守マニュアルは、設備完成時に、担当コンサルタントと機器納入者が EDL に提出

するのが一般的である。機器納入者の提出するマニュアルには、各機器の仕様・特性・構成図・分解点検

手順・パーツ交換時期などを詳細に記述させる必要がある。さらに、機器据付時、試験時および初期運転

指導期間中に、EDL の運転員予定者に対して、このマニュアルを参照して OJT を行うことを機器納入者に

義務づけることを提案する。コンサルタントの作成するマニュアルは、EDL の標準マニュアルとの整合性お

よび機器納入者のマニュアルから、当該変電所の運転・保守業務遂行に必要な特別な留意点を解説した

総合的なものとする。

運転・保守要員養成の一案として、完成後の設備の O&M 担当となる EDL 職員をプロジェクト施工に参

加させ、コンサルタントおよび施工業者から OJT を施すということが考えられる。また、特に変電所の運転開

始初期の一定期間、設備の運転・保守の実務を機器納入者に指導させ、設備の適正な運用に EDL の要

員を習熟させることが有益である。

要約

43

11. プロジェクトの概算事業費

11.1 用地・UXO

(1) 用地・線下補償費

ラオスにおける送変電設備工事の用地交渉は、すべて EDL が実施している。EDL の担当者によると、

EDL には用地・線下補償に対する基準類はなく、プロジェクト毎に用地交渉の方法は異なるようである。例

えば、Nam Leak 発電所～Pakxan 変電所間の送電線プロジェクトでは、鉄塔が水田に建設される場合に、

鉄塔敷地面積の米の収穫を 5 年間分補償している。また送電線の線下にある樹木を伐採する場合や、線

下となる家屋の移転にも、栽培者や住民との交渉により補償を実施している。補償額はケースバイケースで

一定のルールはないが、上記プロジェクトでは鉄塔 1 基当たりの水田補償額は US$20 であった。

本送変電プロジェクトでは、上述の考え方で用地補償費を算出した。全線に亘って水田に建設される

鉄塔 150 基分の用地補償費は US$ 3,000 程度と算出され、線下伐採補償費も含めて、計 US$ 10,000 を暫

定的に事業費に加えた。

(2) UXO 調査・撤去費

ラオス国内には大量の UXO が残留しているため、送変電設備の建設工事を行う場合には、その調査・

撤去作業が必要となる。現在ラオスで進行中である PTD プロジェクトでは、請負業者が UXO 調査のコンサ

ルタント会社を雇用し、UXO の残留可能性のある鉄塔敷地周辺の調査・撤去作業を行っていることから、

本送変電プロジェクトでもこの考え方に基づきその費用を算出し事業費に加えた。

(a) UXO 調査箇所

本送電プロジェクトの送電線ルートは、UXOの残留が少ない箇所を選定したが、なお残留が危

惧される箇所は以下の区間である。

i) Pakxan SS～Thakhek SS セクション：Nam Kading 川～Naliang 村：約 35 km

ii) Thakhek SS～Pakbo SS セクション：Thakhek 変電所～Xe Bang Fai 川：約 44 km

上記区間に建設予定の鉄塔周辺（256 m2/基）に対して、UXO の調査・撤去作業を実施する。

(b) UXO 調査・撤去費

PTD プロジェクトおよび UXO Lao による情報に基づき、1 ha 当たりの UXO 散在地域（軽残留）

調査・撤去費を US$ 500 とした。この単価に基づいて、本送変電プロジェクトによる UXO 調査・

撤去費を対象となる 226 基に適用すると約 US$ 3,000 程度である。

44

11.2 送電線設備の建設費

本送変電プロジェクトの送電線建設費を下表に、また、その詳細を添付表 11.2-1～11.2-2 に示す。

送電線設備の建設費

区間内訳外貨（US$）


合計（US$）

Pakxan SS～Thakhek SS 資材費 8,233,500 0 8,233,500 (194.6 km) 工事費 1,594,900 2,617,200 4,212,100

合計 9,828,400 2,617,200 12,445,600 ($63,955/km)

Thakhek SS ～ Pakbo SS 資材費 4,359,200 0 4,359,200 (105.2 km) 工事費 817,600 1,370,300 2,187,900

合計 5,176,800 1,370,300 6,547,100 ($62,235/km)

合計資材費 12,592,700 0 12,592,700 (299.8 km) 工事費 2,412,500 3,987,500 6,400,000

総計 15,005,200 3,987,500 18,992,700 ($62,351/km)

11.3 変電所設備の建設費

本送変電プロジェクトの変電所設備の建設費を下表に示す。また、その詳細を添付表 11.3-1 に示す。

変電所設備の建設費

項目外貨（US$）


合計（US$）

Pakxan 変電所資材費 619,400 0 619,400 工事費 24,100 87,900 112,000 その他 73,100 73,100 合計 716,600 87,900 804,500 Thakhek 変電所資材費 1,173,300 0 1,173,300 工事費 48,200 170,500 218,700 その他 139,200 139,200 合計 1,360,700 170,500 1,531,200 Pakbo 変電所資材費 1,093,300 0 1,093,300 工事費 44,100 164,200 208,300 その他 130,200 130,200 合計 1,267,600 164,200 1,431,800

総計 3,344,900 422,600 3,767,500

11.4 総事業費

総事業費を算出するための積算条件は下記の通りである。

(a) 用地補償費、UXO 調査・撤去費用を含める。

(b) コンサルタント費を送電線および変電所設備建設費総額の 8%とする。

要約

45

(c) 物理的予備費は、外貨分・現地貨分とも 10%とする。

(d) 価格的予備費は、外貨分インフレーション：年 3%3および現地貨分インフレーション：年 8%4と

する。

これらの条件に従って積算した本送変電プロジェクトの総事業費は下表の通りである。

本送変電プロジェクトの総事業費

内訳外貨（US$）


合計（US$）

送電線設備 15,005,200 3,987,500 18,992,700 変電所設備 3,344,900 422,600 3,767,500

建設費計 18,350,100 4,410,100 22,760,200 用地補償費 0 10,000 10,000 UXO 調査・撤去費 2,000 1,000 3,000 コンサルタント費 1,820,800 0 1,820,800 物理的予備費 1,835,000 441,000 2,276,000 価格的予備費 550,500 352,800 903,300

総計 22,558,400 5,214,900 27,773,300

11.5 事業費の支出計画

総事業費の支出計画を作成するに当たり、以下の条件を設定した。

(a) 送電線および変電所設備の建設費は、業者契約後の 2 年間（13 ヶ月目～36 ヶ月目）で均等

に支出されるものとする。

(b) 用地補償費は 1 年目（1～12 ヶ月）で支出されるものとする。

(c) UXO 調査・撤去は送電鉄塔の基礎掘削前に実施されるものとし、その費用は 2 年および 3

年目に均等に支出されるものとする。

(d) コンサルタント費は、3 年間で均等に支出されるものとする。

(e) 物理的・価格的予備費は、業者契約後の 2 年間（13 ヶ月目～36 ヶ月目）で均等に支出され

るものとする。

上記条件より、本送変電プロジェクトの 12 ヶ月毎の支出予定は下表の通りである。

3 世界銀行の採用している国際価格のインフレーションより推定（SPRE project Aide Memoire of the Midterm Review Mission, WB,

dated April 25, 2002） 4 ラオスの過去数年のインフレーション（Bank of Lao PDR による）より推定

46

総事業費の支出計画

月次内訳外貨 (US$)

現地貨 (US$)

合計 (US$)

送電線設備 0 0 0 変電所設備 0 0 0 用地補償費 0 10,000 10,000 UXO 調査・撤去費 0 0 0 コンサルタント費 607,000 0 607,000 物理的予備費 0 0 0 価格的予備費 0 0 0

1～12 ヶ月

合計 607,000 10,000 617,000 送電線設備 7,502,600 1,993,750 9,496,350 変電所設備 1,672,450 211,300 1,883,750 用地補償費 0 0 0 UXO 調査・撤去費 1,000 500 1,500 コンサルタント費 606,900 0 606,900 物理的予備費 917,500 220,500 1,138,000 価格的予備費 275,250 176,400 451,650

13～24 ヶ月

合計 10,975,700 2,602,450 13,578,150 送電線設備 7,502,600 1,993,750 9,496,350 変電所設備 1,672,450 211,300 1,883,750 用地補償費 0 0 0 UXO 調査・撤去費 1,000 500 1,500 コンサルタント費 606,900 0 606,900 物理的予備費 917,500 220,500 1,138,000 価格的予備費 275,250 176,400 451,650

25～36 ヶ月

合計 10,975,700 2,602,450 13,578,150 総計 22,558,400 5,214,900 27,773,300

12. 最優先プロジェクトの評価

12.1 経済・財務評価の基準

本プロジェクトを経済的および財務的内部収益率（EIRRと FIRR）の観点から評価した。以下は本プロジ

ェクトの IRR を算定するにあたって用いた仮定と前提条件である。

(a) 費用並びに便益とも 2002 年時点の実質価格を用い、費用は全て 2003 年期首の時点に合わ

せ割り引いた。

(b) プロジェクト設備の経済的耐用年数を考慮し、30 年間を評価の対象期間とした。

(c) IRR の算定にあたって、以下の費用を考慮した；

- コンサルティング費用、不発弾（UXO）調査･撤去費用を含む本プロジェクトの建設費用、こ

れには物理的および物価上昇予備費を加えた。

- 本プロジェクト設備に係る年当りの運営維持管理費用は、本送変電プロジェクト設備に充

当される総投資費用のそれぞれ 1%（送電線）、1.5%（変電所）と仮定した。

- EIRR 評価においては、本プロジェクト費用の現地貨ポーションを、標準変換係数（0.9）を

以て経済価格に変換した。

- 償却、利払い、その他税金や関税支払いは経済費用から除外した。

要約

47

- 中・低圧配電網のコストも FIRR 評価に加えた。

12.2 EIRRの便益

(a) 本プロジェクトは中央 1 と中央 2 地域の電力融通を可能とし、将来的（2008 年）には南部地域

への供給も可能となる。従って、便益としてタイ国 EGAT からの輸入電力に係る回避（節約）費

用を考える。

(b) EDL の提言により、輸入電力節約（電力輸送／融通費用の節約）による経済便益を kWh 当り

US 1.0 セント（2005 年より）とした。

(c) 2005 年から 2012 年に亘り Xepon 鉱山にて消費される電力も、本送変電プロジェクトが実施さ

れない場合は、輸入電力によって賄われるため、同様に、電力輸送／融通費用の節約（kWh

当り US 1.0 セント）を便益として事業便益を算定した。

12.3 FIRRの便益

(a) 財務評価は、本送変電プロジェクトにより直ちに給電可能な Thakhek、Savannakhet および

Kengkok 地域での電力消費がもたらす EDL への収入の増分に基づいて実施した。

(b) FIRR 算定に相応する売電収入は、送配電システムに係る投資費用がシステム全体の投資費

用の約 40%を占めることから、総売電収入の 40%と仮定した。

(c) FIRR 算定に当っては、全需要家への平均売電価格である kWh 当り US 2.068 セント（2005 年

に適用されることになっている平均電力料金 US 5.17 セント/kWh の 40 %）を適用した。

12.4 評価の結果と感度分析

本プロジェクトの EIRR と FIRR を上述した前提条件や仮定に沿って算定した。また、以下の項目につい

ての感度分析も併せて実施した。

(a) 設備投資費用が 15 %上昇

(b) 便益単価が 10 %低下

(c) 維持管理費用が 50 %上昇

(d) 販売電力量が 30 %低下

EIRRおよびFIRRの算定結果

ベース・感度項目経済的内部収益率財務的内部収益率 EIRR (%) NPV2002 FIRR (%) NPV2002 ベースケース 23.93 31,347 14.87 52,137 設備投資費用が 15 %上昇 21.35 28,024 13.44 50,238 便益単価が 10 %低下 21.96 25,997 13.79 45,651 維持管理費用が 50 %上昇 23.58 30,485 14.56 50,461 販売電力量が 30 %低下 17.80 15,295 11.35 32,698

48

本プロジェクトの何れのシナリオにおいても、資本の機会費用である OCC（11 %）を上回り、経済的・財

務的に妥当な事業であると判断される。

加えて、本基幹送電線の整備に伴い、安価な水力発電による国内電力が中央 2 地域や全国各地の需

要地域に輸送されることで、電力収入の一層の増加が見込まれている。

添付表

表8.

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表8.1

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15.0

表11.2-1 送電線総建設費の積算Item

FC [USD] LC [USD] FC [USD] LC [USD]1,100 1,100

TowersA1: Suspention Type 1 5.0 490 2,450.0 2,695,000 2,695,000 275 1,375.0 1,512,500 1,512,500 3,825.0 4,207,500 4,207,500A2: Suspension Type 2 6.2 10 62.0 68,200 68,200 0 0.0 0 0 62.0 68,200 68,200B1: Tension 0-15 6.2 21 130.2 143,220 143,220 8 49.6 54,560 54,560 179.8 197,780 197,780C1: Tension 0-30 7.0 16 112.0 123,200 123,200 8 56.0 61,600 61,600 168.0 184,800 184,800D1: Tension 0-90 Type 1 9.2 15 138.0 151,800 151,800 7 64.4 70,840 70,840 202.4 222,640 222,640D2: Tension 0-90 Type 2 11.0 2 22.0 24,200 24,200 0 0.0 0 0 22.0 24,200 24,200DE: Dead End 9.4 4 37.6 41,360 41,360 2 18.8 20,680 20,680 56.4 62,040 62,040Ga: Gantry 1.5 4 6.0 6,600 6,600 0 0.0 0 0 6.0 6,600 6,600

Total Tower 562 2,957.8 3,253,580 3,253,580 300 1,563.8 1,720,180 1,720,180 4,521.6 4,973,760 4,973,760[Unit] Qty Unit Price FC [USD] LC [USD] Total [USD] Qty Unit Price FC [USD] LC [USD] Total [USD]

Conductors [km] 1,226.0 2,600 3,187,600 3,187,600 662.8 2,600 1,723,280 1,723,280 1,888.8 4,910,880 4,910,880Ground Wires [km] 204.3 600 122,580 122,580 110.5 600 66,300 66,300 314.8 188,880 188,880Insulators Sus. Strings [Units] 30,840 18 555,120 555,120 16,620 18 299,160 299,160 47,460 854,280 854,280Ten Strings [Units] 7,680 18 138,240 138,240 3,000 18 54,000 54,000 10,680 192,240 192,240Jumper Supporting (for Ga) [Units] 240 18 4,320 4,320 0 18 0 0 240 4,320 4,320

Total Insulators 38,760 697,680 697,680 19,620 353,160 353,160 58,380 1,050,840 1,050,840Strings ConductorSingle Suspension [Units] 2,916 50 145,800 145,800 1,638 50 81,900 81,900 4,554 227,700 227,700Double Suspension [Units] 84 75 6,300 6,300 12 75 900 900 96 7,200 7,200Single Tension [Units] 672 100 67,200 67,200 300 100 30,000 30,000 972 97,200 97,200Double Tension [Units] 48 100 4,800 4,800 0 100 0 0 48 4,800 4,800V Structure (for Ga) [Units] 12 150 1,800 1,800 0 150 0 0 12 1,800 1,800

Total Strings Conductor 3,732 225,900 225,900 1,950 112,800 112,800 5,682 338,700 338,700FittingsDampers Conductor [Units] 6,720 20 134,400 134,400 3,600 20 72,000 72,000 10,320 206,400 206,400Dampers GW [Units] 1,120 10 11,200 11,200 600 10 6,000 6,000 1,720 17,200 17,200Compresure Joints Conductor [Units] 817 20 16,347 16,347 442 20 8,837 8,837 1,259 25,184 25,184Compresure Joints GW [Units] 68 10 681 681 37 10 368 368 105 1,049 1,049GW Suspension Fittings {Units] 500 25 12,500 12,500 275 25 6,875 6,875 775 19,375 19,375GW Tension Fittings [Units] 62 50 3,100 3,100 25 50 1,250 1,250 87 4,350 4,350

Total Fittings 178,228 178,228 95,331 95,331 273,558 273,558Tower Earthing [Units] 562 100 56,200 56,200 302 100 30,200 30,200 864 86,400 86,400Tower Tests [Units] 5 20,000 100,000 100,000 2 20,000 40,000 40,000 140,000 140,000Spare Parts and Tools [Lots] 1 411,700 411,700 1 218,000 218,000 629,700 629,700

Total Supply 8,233,468 0 8,233,468 4,359,251 0 4,359,251 12,592,718 0 12,592,718

Construction WorksUnit Qty Unit Price FC [USD] LC [USD] Total [USD] Unit Price FC [USD] LC [USD] Total [USD] Qty FC [USD] LC [USD] Total [USD]

Preliminary WorkSurvey, Profile Drawing [km] 194.6 1,200 70,056 163,464 233,520 105.2 1,200 37,872 88,368 126,240 299.8 107,928 251,832 359,760Design & Engineering [km] 194.6 1,200 70,056 163,464 233,520 105.2 1,200 37,872 88,368 126,240 299.8 107,928 251,832 359,760Bush Clearing [km] 159.6 1,000 47,872 111,700 159,572 78.9 1,000 23,670 55,230 78,900 238.5 71,542 166,930 238,472Access Roads Construction [km] 94.5 1,000 28,356 66,164 94,520 75.1 1,000 22,543 52,600 75,143 169.7 50,899 118,764 169,663Soil Investigation [Units] 558 100 16,740 39,060 55,800 300 100 9,000 21,000 30,000 858 25,740 60,060 85,800

Total Preliminaly 233,080 543,852 776,932 130,957 305,566 436,523 364,036 849,418 1,213,455Foundation WorkPad-1 (A1, A2 Tower, Soil- 1) [Units] 115 2,200 126,500 126,500 253,000 0 2,200 0 0 0 115 126,500 126,500 253,000Pad-2 (B1, C1 Tower, Soil-1) [Units] 8 3,800 15,200 15,200 30,400 0 3,800 0 0 0 8 15,200 15,200 30,400Pad-3 (D1, D2, DE Tower, Soil- [Units] 6 7,000 21,000 21,000 42,000 0 7,000 0 0 0 6 21,000 21,000 42,000Pad-4 (A1, A2 Tower, Soil- 2) [Units] 234 2,600 304,200 304,200 608,400 261 2,600 339,300 339,300 678,600 495 643,500 643,500 1,287,000Pad-5 (B1, C1 Tower, Soil-2) [Units] 17 5,300 45,050 45,050 90,100 16 5,300 42,400 42,400 84,800 33 87,450 87,450 174,900Pad-6 (D1, D2, DE Tower, Soil-2 [Units] 12 10,300 61,800 61,800 123,600 8 10,300 41,200 41,200 82,400 20 103,000 103,000 206,000Pad-7 (A1, A2 Tower, Soil- 3) [Units] 151 3,700 279,350 279,350 558,700 14 3,700 25,900 25,900 51,800 165 305,250 305,250 610,500Pad-8 (B1, C1 Tower, Soil-3) [Units] 12 8,800 52,800 52,800 105,600 0 8,800 0 0 0 12 52,800 52,800 105,600Pad-9 (D1, D2, DE Tower, Soil- [Units] 3 17,400 26,100 26,100 52,200 1 17,400 8,700 8,700 17,400 4 34,800 34,800 69,600Pad-10: (Ga: Gantry Structure) [Units] 4 1,000 2,000 2,000 4,000 0 1,000 0 0 0 4 2,000 2,000 4,000

Total Foundation Work 562 934,000 934,000 1,868,000 300 457,500 457,500 915,000 862 1,391,500 1,391,500 2,783,000Tower ErectionA1: Suspention Type 1 [ton] 2,450.0 150 147,000 220,500 367,500 1,375.0 150 82,500 123,750 206,250 3,825 229,500 344,250 573,750A2: Suspension Type 2 [ton] 62.0 150 3,720 5,580 9,300 0.0 150 0 0 0 62 3,720 5,580 9,300B1: Tension 0-15 [ton] 130.2 150 7,812 11,718 19,530 49.6 150 2,976 4,464 7,440 180 10,788 16,182 26,970C1: Tension 0-30 [ton] 112.0 150 6,720 10,080 16,800 56.0 150 3,360 5,040 8,400 168 10,080 15,120 25,200D1: Tension 0-90 Type 1 [ton] 138.0 150 8,280 12,420 20,700 64.4 150 3,864 5,796 9,660 202 12,144 18,216 30,360D2: Tension 0-90 Type 2 [ton] 22.0 150 1,320 1,980 3,300 0.0 150 0 0 0 22 1,320 1,980 3,300DE: Dead End [ton] 37.6 150 2,256 3,384 5,640 18.8 150 1,128 1,692 2,820 56 3,384 5,076 8,460Ga: Gantry [ton] 6.0 150 360 540 900 0.0 150 0 0 0 6 360 540 900

Total Tower Erection 2,957.8 177,468 266,202 443,670 1,563.8 93,828 140,742 234,570 4,522 271,296 406,944 678,240Stringing and Sagging6 Conductors [km] 194.6 2,500 194,600 291,900 486,500 105.2 2,500 105,200 157,800 263,000 299.8 299,800 449,700 749,5001 Ground Wire [km] 194.6 500 38,920 58,380 97,300 105.2 500 21,040 31,560 52,600 299.8 59,960 89,940 149,900

Total Stringing and Sagging 233,520 350,280 583,800 126,240 189,360 315,600 359,760 539,640 899,400Earthing Work [Units] 562 100 16,860 39,340 56,200 302 100 9,060 21,140 30,200 864 25,920 60,480 86,400Inland TransportationTower [ton] 2,957.8 100 0 295,780 295,780 1,563.8 100 0 156,380 156,380 4,521.6 0 452,160 452,160Conductors [ton] 1,197.2 100 0 119,720 119,720 647.2 100 0 64,720 64,720 1,844.4 0 184,440 184,440Ground Wires [ton] 82.9 100 0 8,290 8,290 44.9 100 0 4,490 4,490 127.8 0 12,780 12,780Insulators [ton] 224.8 100 0 22,480 22,480 113.8 100 0 11,380 11,380 338.6 0 33,860 33,860Strings Conductors [ton] 74.6 100 0 7,460 7,460 39.0 100 0 3,900 3,900 113.6 0 11,360 11,360Fittings [ton] 84.1 100 0 8,410 8,410 45.0 100 0 4,500 4,500 129.1 0 12,910 12,910Tower Earthings [ton] 11.2 100 0 1,120 1,120 6.0 100 0 600 600 17.2 0 1,720 1,720Spare Parts [ton] 203.0 100 0 20,300 20,300 100.2 100 0 10,020 10,020 303.2 0 30,320 30,320

Total Inland Transportation 4,835.7 0 483,560 483,560 2,559.9 0 255,990 255,990 7,092.4 0 739,550 739,550

Total Construction Works 1,594,928 2,617,234 4,212,162 817,585 1,370,298 2,187,883 2,412,512 3,987,532 6,400,045

Total Construction Cost 9,828,395 2,617,234 12,445,630 5,176,836 1,370,298 6,547,134 15,005,231 3,987,532 18,992,763

FC [USD]No. ofTower

No. ofTower LC [USD]Unit Wt[t] Total [USD]

Paxan - Thakhek Thakhek - Pakbo Total

Tot. Wt[t] Total [USD] QtyTot. Wt[t] Total [USD]

表11.2-2 基礎工事費の積算

SoilType

Foundation

Type

Compression andUplift

Loads [kN]

ConcreteVolume

[m3]

ExcavationVolume

[m3]Foundation Work UNIT Quantity

/TowerUnit Price

[USD] Total[USD]

Excavation m3 13.6 5 68Reinforcement ton 0.2 700 168Concrete m3 2.4 80 192Backfilling m3 11.2 20 224Miscellaneous Lots 1 1,500 1,500

subtotal 2,200Excavation m3 48.4 5 242Reinforcement ton 0.8 700 560Concrete m3 8.0 80 640Backfilling m3 40.4 20 808Miscellaneous Lots 1 1,500 1,500

subtotal 3,800Excavation m3 112.8 5 564Reinforcement ton 2.0 700 1,428Concrete m3 20.4 80 1,632Backfilling m3 92.4 20 1,848Miscellaneous Lots 1 1,500 1,500

subtotal 7,000Excavation m3 25.2 5 126Reinforcement ton 0.4 700 252Concrete m3 3.6 80 288Backfilling m3 21.6 20 432Miscellaneous Lots 1 1,500 1,500

subtotal 2,600Excavation m3 79.2 5 396Reinforcement ton 1.4 700 980Concrete m3 14.0 80 1,120Backfilling m3 65.2 20 1,304Miscellaneous Lots 1 1,500 1,500


subtotal 10,300Excavation m3 56.8 5 284Reinforcement ton 0.6 700 420Concrete m3 6.0 80 480Backfilling m3 50.8 20 1,016Miscellaneous Lots 1 1,500 1,500


subtotal 8,800Excavation m3 310.8 5 1,554Reinforcement ton 6.2 700 4,368Concrete m3 62.4 80 4,992Backfilling m3 248.4 20 4,968Miscellaneous Lots 1 1,500 1,500

subtotal 17,400

Soil -I

Pad-1 s 0.6

Pad-2 200～400 2.0

Pad-3 400～600 5.1

0.9 6.3

3.4

12.1

28.2

3.5 19.8

Pad-6 400～600 8.8 41.9

Pad-5 200～400

6.3 40.7

Pad-7 ～200 1.5 14.2

Soil -II

Soil -III Pad-8 200～400

Pad-4 ～200

77.715.6Pad-9 400～600

表11.3-1 変電所設備に対する建設費積算

1. Plant and equipment including inland transportation

Items unit CIF ($) Q'ty Total Price Q'ty Total Price Q'ty Total Price1.1 115 kV outdoor switchyard

1 Circuit breaker pcs 61,653.00 2 123,306.00 4 246,612.00 3 184,959.002 Isolator pcs 10,302.00 4 41,208.00 8 82,416.00 9 92,718.003 Isolator with earthing switch pcs 12,240.00 2 24,480.00 4 48,960.00 2 24,480.004 Current transformer pcs 6,069.00 6 36,414.00 12 72,828.00 6 36,414.005 Capacitive voltage transformer pcs 4,488.00 6 26,928.00 12 53,856.00 9 40,392.006 Lightning arrester pcs 2,193.00 6 13,158.00 12 26,316.00 6 13,158.007 Line trap pcs 6,834.00 4 27,336.00 8 54,672.00 4 27,336.008 Steel structure lot 20,000.00 1 20,000.00 1.5 30,000.00 3 60,000.009 Accessories, insulators, buswork lot 40,000.00 1 40,000.00 1.5 60,000.00 3 120,000.00

1.2 Control and Monitoring Equipment1 Local control, bay unit lot 106,080.00 1 106,080.00 2 212,160.00 2 212,160.00

1.3 Protection 115 kV1 Line feeder pcs 43,110.00 1 43,110.00 2 86,220.00 2 86,220.002 Bus bar protection (integration in the

existing system)pcs 12,699.00 1 12,699.00 1 12,699.00 1 12,699.00

1.4 Communication and SCADA1 Extension of ex. SCADA/PLC system lot 46,410.00 1 46,410.00 1 46,410.00 1 46,410.00

1.5 MV, LV cables1 Control cables and LV power cables lot 25,000.00 1 25,000.00 2 50,000.00 2 50,000.002 Cable supporting structures lot 1,000.00 1 1,000.00 2 2,000.00 2 2,000.00

1.6 0.4 kV AC installations1 Integration into the existing AC system lot 4,947.00 1 4,947.00 1 4,947.00 1 4,947.00

1.7 Earthing, Lighting, Lightning1 Earthing system

(integration in the existing system)lot 17,750.00 1 17,750.00 1 17,750.00 1 17,750.00

2 Lightning system(integration in the existing system)

lot 6,612.00 1 6,612.00 1 6,612.00 1 6,612.00

3 Lighting and socket system(integration in the existing system)

lot 2,958.00 1 2,958.00 1 2,958.00 1 2,958.00

1.8 Spare Parts5% of Total above lot 31,000.00 55,900.00 52,100.00

650,396.00 1,173,316.00 1,093,313.00

2. Civil and erection worksItems LC (US$) Total (US$)

2.1 Civil worksPakxan SS lot 33,000.00 42,100.00Thakhek SS lot 66,000.00 84,200.00Pakbo SS lot 71,800.00 85,900.00

2.2 Erection worksPakxan SS lot 54,900.00 69,900.00Thakhek SS lot 104,500.00 134,500.00Pakbo SS lot 92,400.00 122,400.00

30,000.0030,000.00

9,100.0018,200.0014,100.00

15,000.00

Pakxan SS Thakhek SS Pakbo SS

FC (US$)

添付図

Figure No.Title

The Studyon Master Plan

of Transmission Lineand

Substation System

Japan International Cooperation Agency(JICA)

Joint VentureNippon Koei Co., Ltd.

&Tokyo Electric Power CompanyElectricite du Laos

ELECTRICITE DU

LAO

S

Lakxaosi

Thanaleng

Phonesoung

Tha Ngon

Nam Mang 3

Naxaithong

Thalat

Phonetong

Vientiane Municipality

04

Oudomxai

Luang Namtha

Phongsaly

Bokeo Luang Prabang Houaphanh

Xieng KhuangXayaboury

Vientiane

Bolikhamxay

Saysomboune SR

Vientiane Mu.

Khammouan

Savannakhet

AttapeuChampasak

Saravan

Sekong

0 50 100 Km

N

EW

S

Sakhon Nakhon

Theun Hinboun

SwS

Ubon Ratchathani

Huoay Ho

Namo SwS

Nam Theun 2

Nam Xan 2

Saravan

Attapeu

To Steung Treng

Thakho

Oudomxai

Luang Namtha

Boun Neua

Ban Boun

Sekong

Xepon SS

Xepon PS

Xexou

N.Kong3

Nam Beng

NN5

NN4a&b

N.Pot

N.Bak2b

HLG

Nam Phao

Hongsa

XaibouathongThakhek

Paklay

PhoukhounSwS

Lakpet

3

Pakson

HongsaLignite

2

1.1-1

Lakxaosi

Xam NuaHuayxai

最適送電系統（2020年時点）

Nakhon Phanom

Kengkok

Pakbo

Xeset

Bang YoSirindhorn

Bungkan

Pakxan

NamLeuk

Nong Khai

Xayabury

Luang Prabang

NamNgum

XiengNguen SwS

BanDon

Vangvieng

Thalat

Phonetong

Phone-soung T/N

Thanaleng

NM3

Selaban

Udon I

Mukdahan

Nam Ko

Naxaithong

Nam Dong

Udon II

Non Hai

Phonsavan

08

08

08

06

12

10

05

03

08

12

2016

1403

12 18

12

03

05

06 06

06

10

05

05

10

04

03

03

05

05

05

05

10

1010

10

08

08

03

12

1216

20

12

08

08

10

05

16

16

10

LEGEND

Existing 115 kV TL

Hydro Power Station（existing/planned）

Planned 115 kV TL(on 2cct tower)

Substation（existing/planned）

／

／

Existing 35, 22 kV TL

Planned 115 kV TL(on 1cct tower)

Existing and up to 2005

up to 2010

up to 2015

up to 2020

IPP Power Station

Figure No.Title



Substation System




ELECTRICITE DU

LAO

S

(2008)

(2015)

115 kV transfer bus

22 kV bus

TR120 MVA

115 kV main bus

Luang Prabang #1

Bus tie

Nam Beng #1 Luang Prabang #2 Nam Beng #2 Namo SwS

TR220 MVA

(1) Oudomxai SS

* Commissioning Year: 2005

22 kV bus

TR110 MVA

115 kV bus

Namo SwS

(2) Boun Neua SS

Capacitor1x5 MVar

* Commissioning

Year: 2008

22 kV bus

TR120 MVA

115 kV bus

Namo SwS

(3) Luang Namtha SS

Capacitor2x5 MVar

* Commissioning

Year: 2008

7.3-1 (1) to (4)

115 kV transfer bus

115 kV main bus

Luang Namtha

Bus tie

Oudomxai SS

Boun Neua

(4) Namo SwS


変電所／開閉所の単線結線図（北部地域）

Figure No.Title



Substation System




ELECTRICITE DU

LAO

S

(2010)(2012)

22 kV bus

TR120 MVA

115 kV bus

Phonsavan

(5) Xam Nua SS

Capacitor1x5 MVar

* Commissioning

Year: 2012

22 kV bus

TR120 MVA

115 kV bus

Nam Beng PS

(6) Huayxai SS

Capacitor1x5 MVar

* Commissioning

Year: 2012

7.3-1 (5) to (7)

(7) Nam Beng PS Switchyard

115 kV transfer bus

115 kV main bus

Oudomxai #1

Bus tie

Huayxai Oudomxai #2 Hongsa

* Commissioning Year: 2006from Generator from Generator

変電所／開閉所の単線結線図（北部地域）

Figure No.Title



Substation System




ELECTRICITE DU

LAO

S

(2020)

(2012)

(2010)

(2008)

(2008)

(2006)

115 kV transfer bus

22 kV bus

TR116 MVA

115 kV main bus

Phoukhoun #1

(Nam Ngum 4B)

Bus tie

Xam Nua

TR210 MVA

(1) Phonsavan SS


7.3-2 (1) to (3)

115 kV transfer bus

115 kV main bus

Luang Prabang

Bus tie

Xayabury

Phoukhoun

(3) Xieng Ngun SwS


Nam Leuk PS

Phoukhoun #2

(Nam Ngum 4B)

22 kV cubicles

in the station building

115 kV transfer bus

22 kV bus

TR116 MVA

115 kV main bus

Bus tie

Hongsa

(2) Xayabuly SS


Xieng Ngun22 kV cubicles


Paklay

Capacitor1x5 MVar

* changing the tap-off connection to pi-connection

to new Luang Prabang - Phoukhoun line

変電所／開閉所の単線結線図（中央1地域）

Figure No.Title



Substation System




ELECTRICITE DU

LAO

S(2012)

(2018)

7.3-2 (4) to (6)

115 kV transfer bus

115 kV main bus

Bus tie

(4) Phoukhoun SwS


Luang Prabang #1

Vangvieng #1

Luang Prabang #2

(Xieng Ngun SwS)

Vangvieng #2

Phonsavan #1

(Nam Ngum 4B)

Nam Ngum 5 #1 Nam Ngum 5 #2

Phonsavan #2

(Nam Ngum 4B)

115 kV bus

Xayabury

(5) Paklay SS

22 kV bus

TR110 MVA(from Phonesoung)

Capacitor1x5 MVar * Commissioning

Year: 2008

TR210 MVA(from Kengkok)

115 kV transfer bus

22 kV bus

TR120 MVA

115 kV main bus

Hongsa Lignite #1

Bus tie

Nam Beng PS Hongsa Lignite #2 Xayabry

(6) Hongsa SS



Figure No.Title



Substation System




ELECTRICITE DU

LAO

S

(2005)

(2016)

(2016)

(2016)

(2010)

(2016)

(2005)

(2006)

(2006)

(2013)

(2007)

7.3-2 (7) to (9)

115 kV transfer bus

115 kV main bus

Bus tie

(7) Thatat SwS

Nam Ngum 1

Vangvieng #1

Phonetong #1

Ban Don

(U/C)

Vangvieng #2

115 kV transfer bus

115 kV main bus

Bus tie

PhoukhounVangvieng

(9) Luang Prabang SS

Phonetong #2

Vangvieng #3

115 kV transfer bus

115 kV main bus

Bus tie

(8) Nam Leuk PS Switchyard

Nam Ngum 1Pakxan #1

Phonsavan

(U/C)

Pakxan #2

from Generator from Generator TR110 MVA

Nam Mang 3 #1 Nam Mang 3 #2

Nam Bak 2B #1 Nam Bak 2B #2

22 kV bus

TR120 MVA

TR220 MVA

Xieng Nguen

Oudomxai #1 Oudomxai #2

*existing 12.5 MVA TR will be

transferd to Vangvieng SS


Figure No.Title



Substation System




ELECTRICITE DU

LAO

S

(2010)

(2003)

(2005)

(2006)

(2008)

(2016)

(2003)

(2003)

(2005)

(2020)

7.3-2 (10) to (12)

115 kV transfer bus

115 kV main bus

Bus tie

(10) Vangvieng SS

Thalat #1

115 kV transfer bus

115 kV main bus

Nam Leuk #2

(12) Pakxan SS

Lunag Prabang

Thalat #2

22 kV bus

TR120 MVA

Nam Leuk #1

Bung Kan

(EGAT)Thakhek #1

*existing 5 MVA TR

will be transferd

to Sekong SS

Thalat #3

Phoukhoun #1 Phoukhoun #2

Bus tie

22 kV bus

TR112.5 MVA

TR212.5 MVA

*transfer from Luang Prabang SS

115 kV transfer bus

22 kV bus

TR130 MVA

115 kV main bus

Bus tie

Phonetong

22 kV cubicles


Capacitor2x5 MVar

Thalat

*existing 10 MVA TR will be

transferd to Paklay SS

(11) Phonesoung SS

Bus tie

Thakhek #2

Nam Xan 2 #1 Nam Xan 2 #2


Figure No.Title



Substation System




ELECTRICITE DU

LAO

S

(2010)

(2010)

(2008)

(2008)

(2010)

(2011)

7.3-2 (13) to (15)

115 kV transfer bus

115 kV main bus

(14) Naxithong SS (upgrading from SwS)

22 kV bus

TR230 MVA

Phonetong #2

Tha Ngon #1

Bus tie

Tha Ngon #2

Thalat #1 Thalat #2

(13) Nam Mang 3 PS Switchyard

115 kV transfer bus

115 kV main bus

Bus tie

Nam Leuk #1 Nam Leuk #2

* Commissioning Year: 2004from Generator from Generator

Lakxaosi #1 Lakxaosi #2

TR130 MVA

Phonetong #1

Capacitor2x10 MVar

Capacitor1x10 MVar


115 kV transfer bus

115 kV main bus

(15) Tha Ngon SS

22 kV bus

TR230 MVA

Bus tie

Naxaithong #1 Naxaithong #2

TR130 MVA

Capacitor2x5 MVar

Capacitor2x5 MVar

* replacement


Figure No.Title



Substation System




ELECTRICITE DU

LAO

S

(2012)(2010)

(2016)

(2011)

(2017)

(2017)

(2004)

(2008)

(2008)

(2011)

(2017)

(2017)

7.3-2 (16) to (18)

115 kV transfer bus

115 kV main bus

(16) Lakxaosi SS

22 kV bus

TR230 MVA

Man Mang 3 #2

Bus tie

Tanaleng #1 Tanaleng #2

TR130 MVA

Nam Mang 3 #1

Capacitor2x10 MVar

Capacitor1x10 MVar

115 kV transfer bus

115 kV main bus

(18) Tanaleng SS

22 kV bus

TR120 MVA

Bus tie

Lakxaosi #1 Lakxaosi #2

TR230 MVA

* replacement

TR430 MVA

TR330 MVA

Capacitor1x10 MVar

Capacitor1x10 MVar

115 kV bus

(17) Phonetong SS

22 kV bus

TR130 MVA

Nan Ngum #2

Bus tie

TR330 MVA

Capacitor2x5 MVar

Capacitor3x5 MVar

TR230 MVA

TR430 MVA

Capacitor2x10 MVar

Capacitor3x5 MVar

Nan Ngum #1Thalat #1Thalat #2

115 kV bus

Tanaleng #2Udon 2

(EGAT)

Nong Khai

(EGAT)

*replacement

PhonetongNong Khai

22 kV cubicles


TR330 MVA

Capacitor1x10 MVar

Capacitor1x10 MVar

Capacitor1x10 MVar

* replacement



Figure No.Title



Substation System




ELECTRICITE DU

LAO

S

(2019)(2014)

(2012)

(2012)

(2008)

(2003)

(2005)

(2008)

(2012) (2015)

(2012)

(2016)

(2005)

(2008)

(2008)

(2015)

(2015)

7.3-3 (1) to (3)

115 kV transfer bus

115 kV main bus

(1) Thakhek SS

22 kV bus

TR230 MVA

Nakhon Phanon #2

(EGAT)

Bus tie

Nam Theun 2 #1 Nam Theun 2 #2

TR130 MVA

Capacitor1x10 MVar

115 kV transfer bus

115 kV main bus

(3) Kengkok SS

22 kV bus

TR220 MVA

Bus tie

Xepon SS

TR120 MVA

* replacement

TR430 MVA

TR330 MVA

Capacitor1x10 MVar

Capacitor1x10 MVar

Pakbo #2Pakbo #1

Capacitor1x10 MVar

Capacitor1x10 MVar

* replacement

Nakhon Phanon #1

(EGAT)Pakxan #1 Pakxan #2

Pakbo #1 Pakbo #2

115 kV transfer bus

115 kV main bus

(2) Pakbo SS

22 kV bus

TR230 MVA

Mukudahan

(EGAT)

Bus tie

Thakhek #1

TR130 MVA

Capacitor1x10 MVar (2005)+1x10 MVar (2015)

TR330 MVA

Capacitor2x10 MVar

Thakhek #2

Kengkok #1 Kengkok #2

Capacitor1x10 MVar

Lakpet #2Lakpet #1

* transfer from Pakbo SS,

both TR1 & TR2

Capacitor1x10 MVar

* Commissioning

Year: 2003



Figure No.Title



Substation System




ELECTRICITE DU

LAO

S

(2011)

(2012)

(2012)

(2005)

7.3-3 (4) to (6)

115 kV transfer bus

115 kV main bus

(4) Xepon SS

22 kV bus

TR120 MVA

Bus tie

(6) Nam Theun 2 PS Switchyard

TR230 MVA

Capacitor1x5 MVar

Xaibouathong

Xepon PS #1

(5) Xaibouathong SS


Kengkok

Xepon PS #2

115 kV transfer bus

115 kV main bus

22 kV bus

Bus tie

TR130 MVA

Capacitor2x5 MVar

Xepon SS


Nam Theun 2

115 kV transfer bus

115 kV main bus

Bus tie

Thakhek #1 Thakhek #2


from Generator from Generator to Local Supply TR

Xaibouathong


Figure No.Title



Substation System




ELECTRICITE DU

LAO

S

(2008) (2010)

(2010)(2017)

(2012)

7.3-4 (1) to (3)

(1) Lakpet SS (upgrading from SwS)

(2) Thakho SS

115 kV transfer bus

115 kV main bus

22 kV bus

Bus tie

TR120 MVA


Thakho PS #1

Ban Boun #1

115 kV transfer bus

115 kV main bus

22 kV bus

TR120 MVA

Kengkok #2

Ban Boun #1

Bus tie

Ban Boun #2

Bang Yo Xeset 1 #1

TR220 MVA

Kengkok #1

Capacitor2x5 MVar


Xeset 1 #2 Xeset 1 #3

Thakho PS #2

Ban Boun #2

(3) Ban Boun SS

115 kV transfer bus

115 kV main bus

22 kV bus

Bus tie

TR120 MVA


Thakho #1

Lakpet #1

Thakho #2

Lakpet #2 Attapeu #1 Attapeu #2

変電所／開閉所の単線結線図（南部地域）

Figure No.Title



Substation System




ELECTRICITE DU

LAO

S

(2010)

(2010)

(2020)

(2016)

(2005)

(2005)

7.3-4 (4) to (7)

(6) Attapeu SS

(4) Saravan SS

115 kV transfer bus

115 kV main bus

22 kV bus

Bus tie

TR120 MVA

* Commissioning

Year: 2010

Sekong #1

Xeset 1 #1

Sekong #2

Xeset 1 #2

115 kV transfer bus

115 kV main bus

22 kV bus

Bus tie

TR110 MVA

(from Kengkok)


Ban Boun #1 Ban Boun #2

Nam Kong 3 #1

Xexou #1

(5) Sekong SS

115 kV transfer bus

115 kV main bus

22 kV bus

Bus tie

TR15 MVA(from Pakxan)

* Commissioning

Year: 2010

HLG PS #1

Saravan #1

HLG PS #2

Saravan #2

Nam Kong 3 #2

Xexou #2

(7) Xeset 1 PS Switchyard

115 kV transfer bus

115 kV main bus

Bus tie

Lakpet #1

(Bang Yo) Lakpet #2

from Generator


Lakpet #3

Saravan #1 Saravan #2


Figure No.Title



Substation System




ELECTRICITE DU

LAO

S

(2010)

7.3-4 (8) and (9)

(9) Pakson 230 kV SS

230 kV transfer bus

230 kV main bus

22 kV bus

Bus tie

TR1230/115/22 kV

150 MVA


Huoay Ho PSUbon Ratchthani

(EGAT)


115 kV transfer bus

115 kV main bus

22 kV bus

TR18 MVA

Bus tie

Lakpet

(Xeset 1)

Sirindhorn

(EGAT)

TR28 MVA

Capacitor3x10 MVar

TR316 MVA

(8) Bang Yo SS

115 kV transfer bus

115 kV main bus

Bus tie




Substation System




ELE

CTRICITE DU

LA

OS

Figure No. Title

10.2-1

Pakxan SSからPakbo SSへの送電線ルート

Pakxan SS

-

Thakhek SS

Thakhek SS

-

Pakbo SS

Voltage

Number of Circuit

Length 194.6 km 105.2 km 299.8 km

Number of Tower 562 units 300 units 862 units

Type of Conductor

Type of Ground Wire GSW 50 mm2 (GSW 3/8)

Section

Outline of Facilities

Total

115 kV

2 cct

ACSR 240 mm2 (Hawk)

Pakxan SS

Thakhek SS

Pakbo SS



Substation System




ELE

CTRICITE DU

LA

OS

Figure No. Title

10.2-2

地　質　図

Pakxan SS

Thakhek SS

Pakbo SS

: Sandstone, siltstone and shale

: Red continental sandstones and clays

: Unconsolidated gravels, sands, silts and clays

Legend



Substation System




ELE

CTRICITE DU

LA

OS

Figure No. Title

10.2-3

4,000

1,000

1,000

3,100

1,000

3,100 3,100

3,1001,000

3,100

3,100

30°

11,400

4,000

3,400

3,000

2,400

3,000

1,550

2,000

1,550350

10°

60°

6,000

21,500

懸垂鉄塔 : A1 型(水平角度 : 0 - 3 deg.)



Substation System




ELE

CTRICITE DU

LA

OS

Figure No. Title

10.2-4

4,000

1,000

1,000

3,100

1,000

3,100 3,100

3,1001,000

3,100

3,100

30°

11,400

4,000

3,400

3,000

2,400

3,000

1,550

2,000

1,550

350

10°

60°

26,500

7,163

懸垂鉄塔 : A2 型(水平角度 : 0 - 3 deg.)



Substation System




ELE

CTRICITE DU

LA

OS

Figure No. Title

10.2-5

1,000

10°

1,600

1,550

20,000

3,100

3,100

3,100 3,100

7,000

300

3,100300

3,100300

1,000

2,700

1,000

2,700

1,000

3,700

3,700

30°

1,000

1,000

2,400

5,400

12,800

60°350

耐張鉄塔 : B1 型(水平角度 : 0 - 15 deg.)



Substation System




ELE

CTRICITE DU

LA

OS

Figure No. Title

10.2-6

1,000

10°

1,600

1,550

20,000

7,000

1,000

2,700

1,000

2,700

1,000

3,700

3,700

600 3,400 3,400

600 3,400 3,400

600 3,400 3,400

30°

1,000

2,900

1,000

13,300

5,900

35060°

耐張鉄塔 : C1 型(水平角度 : 0 - 30 deg.)



Substation System




ELE

CTRICITE DU

LA

OS

Figure No. Title

10.2-7

10°

1,600

1,550

20,000

7,000

1,000

2,700

1,000

2,700

1,000

3,700

3,700

1,000

1,000

1,000 3,800 3,800

1,000 3,800 3,800

1,000 3,800 3,800

30°

1,000

14,000

6,600

2,600

1,00035060°

耐張鉄塔 : D1, DE 型(水平角度 : 0 - 90 deg.)



Substation System




ELE

CTRICITE DU

LA

OS

Figure No. Title

10.2-8

10°

1,600

1,550

1,000

2,700

1,000

2,700

1,000

3,700

3,700

1,000

1,000

1,000 3,800 3,800

1,000 3,800 3,800

1,000 3,800 3,800

30°

1,000

14,000

6,600

2,600

1,00035060°

8,447

25,000

耐張鉄塔 : D2型(水平角度 : 0 - 90 deg.)

Fig

ure

No.

Tit

le

The

Stu

dyon

Mas

ter

Pla

nof

Tra

nsm

issi

on L

ine

and

Subs

tati

on S

yste

m

Japa

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)

Join

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pon

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rici

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u L

aos

ELECT

RIC

ITE

DU

LAOS

: under

the P

roje

ct

MMM

M

Nam

Leuk P

S

LC

-L2

Phase A

&C

YY

Y

PT-L

2(-

T5)

11

5kV

/11

0V

/11

0V

√3 √

3 √

3

PLC

CT

25V

A

400/1

/1/1

A

152-2

(-Q

0)

GC

B

2500A

40kA

ES

-L2(-

Q53)

123kV

1600A

189-2

1(-

Q1)

123kV

1600A

189-2

2(-

Q2)

123kV

1600A

189-2

3(-

Q9)

123kV

1600A

MMM

152-1

(-Q

0)

GC

B

2500A

40kA

189-1

1(-

Q1)

123kV

1600A

M

189-1

2(-

Q2)

123kV

1600A

ES

-L1

(-Q

53)

123kV

1600A

189-1

3(-

Q9)

123kV

1600A

LC

-L2

Phase A

&C

YY

Y

PT-L

1(-

T5)

11

5kV

/11

0V

/11

0V

√3 √

3 √

3

PLC

CT

25V

A

400/1

/1/1

A

Bung K

an

(EG

AT

)

MMM

152-3

(-Q

0)

GC

B

2500A

40kA

189-3

1(-

Q1)

123kV

1600A

MMM

L5

2-1

1(-

Q0

)

GC

B

2500A

40kA

L8

9-1

1(-

Q1

)

123kV

1600A

M

L89-1

2(-

Q2

)

123kV

1600A

L8

9E

S-1

1(-

Q5

3)

123kV

1600A

L89-1

3(-

Q9)

123kV

1600A

CT

25V

A

100-2

00/1

/1/1

AL89LA

-1(-

F2)

96kV

10kA

M

TR

1

11

5/2

3kV

16M

VA

YN

yn0(d

)

11

5 k

V m

ain

bus

11

5 k

V tra

nsfe

r bus

YY

Y

PT

52(-

T15)

11

5kV

/11

0V

/11

0V

√3 √

3 √

3

LA

21kV

,10kA

52-1

24kV

1250A

, 25kA

89-1

1

24kV

,400A

CT

25V

A

400-6

00/1

/1/1

A

Sta

tic C

apacitor

LA

21kV

,10kA

CB

24kV

1250A

, 25kA

DS

24kV

,400A

CT

200/1

/1A

DS

24kV

,400A

ES

24kV

,400A

22 k

V b

us

sp

are

to w

est

(Veunth

at)

to n

ort

h

(Mu

an

g K

ao

u)

to e

ast

(Pa

kxa

n)

PF

1H

TrB

Dro

p o

ut F

use

15 k

A

sta

tion

serv

ice1

HT

rB

22/0

.4kV

160kV

A

PT

20V

A

22

kV

/11

0V

/11

0V

√3 √

3 √

3Y

YY

PF

transm

issio

n lin

e b

ay

in futu

re

MMM

T52(-

Q0)

GC

B

2500A

40kA

189-1

(-Q

1)

123kV

1600A

189-2

(-Q

2)

123kV

1600A

Bus T

ie

LC

-L3

Phase A

&C

YY

Y

PT-L

3(-

T5)

11

5kV

/110V

/110V

√3 √

3 √

3

PLC

CT

25V

A

400/1

/1/1

AE

S-L

3(-

Q53)

123kV

1600A

M

189-3

2(-

Q2

)

123kV

1600A

189-3

3(-

Q9)

123kV

1600A

MMM

152-4

(-Q

0)

GC

B

2500A

40kA

189-4

1(-

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Overhead ground wire

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,400A

DS

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/110V

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3

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DS

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,1250A

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,1250A

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2

DS

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S

123kV

,1250A

DS

with E

S

11

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LC

Phase A

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A

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/110V

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3 √

3

PLC

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A

DS

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,1250A

DS

123kV

,1250A

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LA

96kV

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with E

S

123kV

,1250A

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M

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123kV

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DS

123kV

,800A

DS

123kV

,800A

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0V

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DS

CB

DS

/ES

DS

CB

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DS

DS

/ES

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LA

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DS

DS

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L

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DS

DS

DS

115 kV line to Thakhek #1115 kV line to Thakhek #2

VT

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2,500 3,0002,5002,500

10,000

2,500 2,5002,500 2,500

10,000

2,500 2,5002,500 2,500

5,0

00

3,0

00

3,0

00

3,5

00

5,5

00

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00

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00

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00

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00

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00

3,5

00

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00

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00

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00

15,000

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00

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00

2,5

00

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84

,00

0

Lig

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22 k

VS

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22 k

VS

witchgear

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witchgear

Contr

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Capacitor

Bank

Capacitor

Bank

DS

CT

DS

/ES

CB

DS

/ES

DS

DS

CB

CT

LA

VT

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11

5/2

2 k

V T

R

Overh

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Main

Bus

DS

CT

DS

/ES

CB

DS

CT

DS

/ES

CB

115 kV line to Kengkok

LA

LA

11

5/2

2 k

V T

R

LA

VT

/LT

115 kV line to Mukdahan

Cable Trench

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RS

TR

ST

AA

'

BB

'

R S TR S T

10

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(1

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Pa

kb

o変電所

11

5 k


*The f

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Circuit B

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10

.3-6

(2

)

Pa

kb

o変電所

11

5 k


（側面図）

*The f

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DS

DS

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11

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DS

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LA

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LA

LA

fence

Bus support pole

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T

Se

ctio

n B

- B

'

Se

ctio

n A

- A

'

1,100

3,000 3,000 9,000

2,5

00

2,5

00

4,0

00

3,5

00

3,0

00

5,0

00

3,0

00

3,0

00

3,0

00

3,5

00

2,5

00

2,5

00

3,0

00

3,0

00

3,5

00

3,0

00

3,5

00

3,5

00

7,5

00

1,100

3,000 3,000 9,000

2,5

00

2,5

00

3,0

00

3,5

00

3,0

00

5,0

00

3,0

00

3,0

00

3,0

00

3,5

00

2,5

00

2,5

00

3,0

00

3,0

00

3,5

00

3,0

00

3,5

00

5,0

00

7,0

00

図10

.4-1

作業

工程

計画

作業

項目

12

34

56

78

910

1112

1314

1516

1718

1920

2122

2324

2526

2728

2930

3132

3334

3536

3738

（詳

細設

計段

階）

コン

サル

タン

ト契

約

測量

・地

質調

査

実施

設計

入札

図書

作成

（入

札・業

者契

約）

入札

公示

応札

書類

準備

（業

者）

入札

・入

札評

価

業者

契約

交渉

・調

印

（実

施：送

電線

工事

）

測量

・地

質調

査（業

者）

用地

幅の

伐採

工事

用道

路建

設

設計

・設

計図

書承

認（業

者・コ

ンサ

ル）

機材

製作

・輸

送

UX

O調

査

UX

O撤

去（ラ

オス

側作

業, if

any）

基礎

工事

鉄塔

組立

工事

架線

工事

完工

前試

験・完

工

（実

施：変

電所

工事

）

詳細

設計

・測

量・地

質調

査（業

者）

機器

設計

・設

計図

書承

認（業

者・コ

ンサ

ル）

機器

製作

・輸

送

土木

工事

据付

工事

・試

験

完工

前試

験・完

工

: 現地

: 国内

（要 約） - jicaラオス国 送変電設備マスタープラン調査 平成14年9月...

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（要約） - jicaラオス国送変電設備マスタープラン調査平成14年9月...