橡99.表紙・裏表紙.doc

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JBICI Research Paper No.18

インドシナ域内協力（電力セクター）

2002 年 8 月

国際協力銀行

開発金融研究所

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本

Research Paper は、当研究所における調査研究の

成果を内部の執務参考に供するとともに一般の方々に

も紹介するために刊行するもので、本書の内容は国際

協力銀行の公式見解ではありません。

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はじめに 本報告書は、インドシナ地域4 カ国（カンボジア、ラオス、タイ、ベトナム）を対象として、電力セクターにおける域内協力を考える上で重要な役割を担うと期待される「国際連系送電線」に焦点を当て、「国際連系送電線」整備および広域運営体制確立に向けた課題と政策提言をまとめたものである。同地域の電力セクターに関する数多くの研究が各国および諸機関により行われていることは周知のとおりであり、「国際連系送電線」の有効性がしばしば言及されるが、その経済的効果、特に系統連系による供給信頼度向上効果に関する数量的根拠については不明確な部分も多い。そこで、本調査では日本において使用されている解析ツールを使用し、系統連系に伴う諸効果を定量化し、その数量的根拠を示して「国際連系送電線」の実現可能性について、技術面・経済面からの分析・評価を行っている。本調査により、既存研究において不十分であった部分が補完され、「国際連系送電線」実現に向けた新たなる一歩が進められたものと考える。なお、本報告書がインドシナ地域だけでなく、系統連系に関心を持つ他地域にとっても参考となれば幸いである。最後に、本調査の実施にあたり、拓殖大学国際開発学部吉田恒昭教授、横浜国立大学工学部大山力教授を始め、内外の関係各機関の多くの方々から、一方ならぬご支援ならびにご協力を頂いたことに対し、厚く御礼申し上げたい。平成 1 4 年 8 月開発金融研究所所長藤本耕士 ≪調査担当者≫ 川口雅哉（開発金融研究所開発政策支援班副調査役） ≪外部委託調査担当者≫ 関昇（東京電力㈱技術部副部長）横澤康浩（東京電力㈱送変電建設部海外プロジェクト調査・推進グループ副長）前川伸也（東京電力㈱送変電建設部海外プロジェクト調査・推進グループ副長）多田正彦（東電設計㈱海外事業本部海外第三技術部送変電グループマネージャー）

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報告書目次

はじめに･･････････････････････････････････････････････････････････････････････････i 報告書目次･･･････････････････････････････････････････････････････････････････････ii 図表目次･････････････････････････････････････････････････････････････････････････_iv 略語表･････････････････････････････････････････････････････････････････････････_viii 地図･････････････････････････････････････････････････････････････････････････････_xi 要約･････････････････････････････････････････････････････････････････････････････₁ 第 1 章序論････････････････････････････････････････････････････････････････････₁₂ 1.1 調査の背景と目的･･･････････････････････････････････････････････････････････₁₂ 1.2 調査の方法････････････････････････････････････････････････････････････････₁₂ 1.3 報告書の構成･･････････････････････････････････････････････････････････････₁₃ 第 2 章電力セクターの現状と将来計画･････････････････････････････････････････････14 2.1 社会情勢の現状････････････････････････････････････････････････････････････₁₄ 2.1.1 総括･･･････････････････････････････････････････････････････････････････₁₄ 2.1.2 経済の現状･････････････････････････････････････････････････････････････₁₄ 2.1.3 エネルギー資源のポテンシャル･･･････････････････････････････････････････₁₇ 2.2 電力セクターの現状と将来計画･･･････････････････････････････････････････････₂₀ 2.2.1 カンボジア･････････････････････････････････････････････････････････････₂₀ 2.2.2 ラオス･････････････････････････････････････････････････････････････････₂₈ 2.2.3 タイ･･･････････････････････････････････････････････････････････････････₃₅ 2.2.4 ベトナム･･･････････････････････････････････････････････････････････････₄₁ 2.3 インドシナ域内電力セクターに対する各機関の取り組み･････････････････････････₅₀ 2.4 メコン河流域諸国・地域での国際連系線検討状況･･･････････････････････････････₅₁ 第 3 章インドシナ地域における国際連系送電線プラン･･･････････････････････････････52 3.1 調査検討手法･･････････････････････････････････････････････････････････････52 3.1.1 供給信頼度面からの検討手法･････････････････････････････････････････････₅₂ 3.1.2 燃料費面からの検討手法･････････････････････････････････････････････････₅₄ 3.1.3 財務分析手法· · · 56 3.2 インドシナ地域における国際連系送電線の現状･････････････････････････････････₅₆ 3.3 インドシナ地域における国際連系送電線の実現可能性（2015 年断面）････････････₅₇ 3.3.1 供給信頼度面からの検討結果･････････････････････････････････････････････₅₇ 3.3.2 燃料費面からの検討結果･････････････････････････････････････････････････₇₁ 3.3.3 経済性比較･････････････････････････････････････････････････････････････₈₃ 3.3.4 2020 年における国際連系送電線による効果の検証･･････････････････････････₈₇ 3.3.5 財務分析･･･････････････････････････････････････････････････････････････₉₆

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3.3.6 国際連系送電線を活用した地方電化･･････････････････････････････････････₁₀₂ 第 4 章国際連系送電線実現に向けての条件・課題･･････････････････････････････････107 4.1 最経済的な国際連系送電線プランの提言･･････････････････････････････････････₁₀₇ 4.1.1 連系送電線による効果の確認････････････････････････････････････････････₁₀₇ 4.1.2 最経済的な国際連系送電線プランの提言･･････････････････････････････････₁₀₇ 4.2 国際連系送電線実現に向けての条件・課題････････････････････････････････････₁₀₉ 4.2.1 検討結果の評価と課題･･････････････････････････････････････････････････₁₀₉ 4.2.2 国際連系送電線の事業性と事業主体･･････････････････････････････････････₁₁₆ 4.2.3 国際連系送電線の運営形態と実務機関････････････････････････････････････₁₁₆ 第 5 章国際連系送電線実現に向けての支援････････････････････････････････････････117 5.1 はじめに･････････････････････････････････････････････････････････････････₁₁₇ 5.2 国際連系送電線プラン策定に必要な現状分析への支援･･････････････････････････₁₁₇ 5.3 国際連系送電線実現のための条件整備への支援････････････････････････････････₁₁₇ 5.4 国際連系送電線の建設・管理・運営に向けての支援････････････････････････････₁₁₈ 参考 1 日本における広域運営････････････････････････････････････････････････････120 参考 2 北海道・本州間電力連系設備･･････････････････････････････････････････････123 参考文献･･･････････････････････････････････････････････････････････････････････124

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図表目次

図 1-1 調査の全体イメージと報告書の構成の関係･･････････････････････････････････13 図 2-1 日負荷曲線（カンボジア・プノンペン系統）････････････････････････････････21 図 2-2 電力需要想定（カンボジア）･･････････････････････････････････････････････22 図 2-3 カンボジアの需要想定（MW）･･････････････････････････････････････････････24 図 2-4 カンボジアの需要想定（GWh）･････････････････････････････････････････････24 図 2-5 EdC システムロス率の推移（カンボジア）･･････････････････････････････････27 図 2-6 電力消費量の推移および需要想定（ラオス）････････････････････････････････29 図 2-7 日負荷曲線（ラオス・ヴィエンチャン系統）････････････････････････････････29 図 2-8 ラオスの需要想定（MW）･･････････････････････････････････････････････････31 図 2-9 ラオスの需要想定（GWh）･････････････････････････････････････････････････31 図 2-10 発電設備容量の推移（ラオス）････････････････････････････････････････････32 図 2-11 国内販売電力量の推移（ラオス）･･････････････････････････････････････････33 図 2-12 家屋電化率（ラオス）････････････････････････････････････････････････････35 図 2-13 電力需要想定（タイ）････････････････････････････････････････････････････36 図 2-14 日負荷曲線（タイ）･･････････････････････････････････････････････････････36 図 2-15 タイの需要想定（MW）････････････････････････････････････････････････････37 図 2-16 タイの需要想定（GWh）･･･････････････････････････････････････････････････37 図 2-17 発電設備容量の推移（タイ）･･････････････････････････････････････････････39 図 2-18 発送配電ロス率の推移（タイ）････････････････････････････････････････････40 図 2-19 家屋電化率（タイ）･･････････････････････････････････････････････････････41 図 2-20 電力需要想定（ベトナム）････････････････････････････････････････････････42 図 2-21 日負荷曲線（ベトナム）･･････････････････････････････････････････････････42 図 2-22 産業別販売電力量の推移（ベトナム）･･････････････････････････････････････43 図 2-23 ベトナムの需要想定（MW）････････････････････････････････････････････････45 図 2-24 ベトナムの需要想定（GWh）･･･････････････････････････････････････････････45 図 2-25 発電設備容量の推移（ベトナム）･･････････････････････････････････････････46 図 2-26 送配電ロス率の推移（ベトナム）･･････････････････････････････････････････49 図 3-1 LOLE の算出･････････････････････････････････････････････････････････････53 図 3-2 LOLE と供給予備率･･･････････････････････････････････････････････････････53 図 3-3 連系送電線の種類････････････････････････････････････････････････････････56 図 3-4 2015 年における各国開発計画に基づく電源設備量と構成比率･･････････････････58 図 3-5-0 Base Case ･･････････････････････････････････････････････････････････････59 図 3-5-1 Case 1: タイ-ラオス-ベトナム連系････････････････････････････････････････59 図 3-5-2 Case 2: タイ-ラオス-ベトナム連系（電源線活用）･･････････････････････････60 図 3-5-3 Case 3: タイ-カンボジア-ベトナム連系････････････････････････････････････60 図 3-5-4 Case 4: カンボジア-ベトナム連系･････････････････････････････････････････61 図 3-5-5 Case 5: タイ−ラオス−カンボジア-ベトナム連系（電源線活用）･････････････61 図 3-5-6 Case 6: タイ-ラオス-カンボジア連系（電源線活用）････････････････････････62

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図 3-5-7 Case 7: タイ-ラオス-ベトナム-カンボジア連系（電源線活用）･･･････････････62 図 3-5-8 Case 8: タイ-ラオス-ベトナム-カンボジア-ラオス連系（電源線活用）････････63 図 3-5-9 Case 9: ラオス−カンボジア連系･･････････････････････････････････････････63 図 3-5-10 Case 10: タイ-ラオス-ベトナム-カンボジア-ラオス連系（電源線活用）･･･････64 図 3-6 Case 1 での電源設備開発削減量･･･････････････････････････････････････････65 図 3-7 Case 2 での電源設備開発削減量･･･････････････････････････････････････････65 図 3-8 Case 3 での電源設備開発削減量･･･････････････････････････････････････････66 図 3-9 Case 4 での電源設備開発削減量･･･････････････････････････････････････････66 図 3-10 Case 5 での電源設備開発削減量･･･････････････････････････････････････････67 図 3-11 Case 6 での電源設備開発削減量･･･････････････････････････････････････････67 図 3-12 Case 7 での電源設備開発削減量･･･････････････････････････････････････････68 図 3-13 Case 8 での電源設備開発削減量･･･････････････････････････････････････････68 図 3-14 Case 9 での電源設備開発削減量･･･････････････････････････････････････････69 図 3-15 Case 10 での電源設備開発削減量･･････････････････････････････････････････69 図 3-16 2015 年におけるラオス系統の潜在水力（Base Case）････････････････････････85 図 3-17 雨季のラオス系統の運用状況･･････････････････････････････････････････････86 図 3-18 雨季のタイ系統の運用状況････････････････････････････････････････････････87 図 3-19 2020 年における Case 2 での電源設備開発削減量････････････････････････････88 図 3-20 2020 年における Case 5 での電源設備開発削減量････････････････････････････88 図 3-21 2020 年における Case 7 での電源設備開発削減量････････････････････････････89 図 3-22 2020 年における Case 10 での電源設備開発削減量･･･････････････････････････89 図 3-23 連系送電線プロジェクトの事業イメージ････････････････････････････････････97 図 3-24 融通電力量と燃料費単価差との関係（Case 5）･･････････････････････････････98 図 3-25 連系送電線使用料金単価と事業者収入の関係（Case 5）･･････････････････････98 図 3-26 融通電力量と燃料費単価差との関係（Case 2）･･････････････････････････････99 図 3-27 連系送電線使用料金単価と事業者収入の関係（Case 2）･･････････････････････99 図 3-28 供給単価と平均小売単価の比較･･･････････････････････････････････････････105 図 4-1 2010 年における電源設備開発削減量（Case 2）････････････････････････････111 図 4-2 タイとベトナムの最大電力発生日の日負荷曲線･････････････････････････････112 図 4-3 需要の不等時性を考慮した場合の連系による電源設備開発削減量･････････････113 図 4-4 Case 11: 雲南-タイ-ラオス-ベトナム連系（電源線活用）･･･････････････････114 図 4-5 Case 11 での電源設備開発削減量･････････････････････････････････････････114 図 5-1 Case 2 における年経費負担額････････････････････････････････････････････118 図参-1 日本の電力会社･････････････････････････････････････････････････････････120 表 2-1 インドシナ地域の状況････････････････････････････････････････････････････14 表 2-2 カンボジア国内主要発電所････････････････････････････････････････････････24 表 2-3 カンボジア国内発電所開発計画････････････････････････････････････････････25 表 2-4 ラオス国内水力発電設備･･････････････････････････････････････････････････32 表 2-5 タイ発電設備････････････････････････････････････････････････････････････38

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表 2-6 ベトナム国内発電設備････････････････････････････････････････････････････45 表 2-7 ベトナム国内発電所開発計画･･････････････････････････････････････････････47 表 3-1 2015 年における各国開発計画に基づく信頼度（LOLE）･･･････････････････････57 表 3-2 各国の最大電力と電源設備量（Base Case）･････････････････････････････････58 表 3-3 電源設備開発削減可能量･･････････････････････････････････････････････････70 表 3-4 建設単価および燃料費････････････････････････････････････････････････････71 表 3-5 2015 年の Base Case における各系統の年経費･･･････････････････････････････71 表 3-6 各系統の年経費（Case 1）････････････････････････････････････････････････72 表 3-7 年経費削減効果（Case 1）････････････････････････････････････････････････72 表 3-8 連系による各系統の発電電力量の変化（Case 1）････････････････････････････72 表 3-9 各系統の年経費（Case 2）････････････････････････････････････････････････73 表 3-10 年経費削減効果（Case 2）････････････････････････････････････････････････73 表 3-11 連系による各系統の発電電力量の変化（Case 2）････････････････････････････73 表 3-12 各系統の年経費（Case 3）････････････････････････････････････････････････74 表 3-13 年経費削減効果（Case 3）････････････････････････････････････････････････74 表 3-14 連系による各系統の発電電力量の変化（Case 3）････････････････････････････74 表 3-15 各系統の年経費（Case 4）････････････････････････････････････････････････75 表 3-16 年経費削減効果（Case 4）････････････････････････････････････････････････75 表 3-17 連系による各系統の発電電力量の変化（Case 4）････････････････････････････75 表 3-18 各系統の年経費（Case 5）････････････････････････････････････････････････76 表 3-19 年経費削減効果（Case 5）････････････････････････････････････････････････76 表 3-20 連系による各系統の発電電力量の変化（Case 5）････････････････････････････76 表 3-21 各系統の年経費（Case 6）････････････････････････････････････････････････77 表 3-22 年経費削減効果（Case 6）････････････････････････････････････････････････77 表 3-23 連系による各系統の発電電力量の変化（Case 6）････････････････････････････77 表 3-24 各系統の年経費（Case 7）････････････････････････････････････････････････78 表 3-25 年経費削減効果（Case 7）････････････････････････････････････････････････78 表 3-26 連系による各系統の発電電力量の変化（Case 7）････････････････････････････78 表 3-27 各系統の年経費（Case 8）････････････････････････････････････････････････79 表 3-28 年経費削減効果（Case 8）････････････････････････････････････････････････79 表 3-29 連系による各系統の発電電力量の変化（Case 8）････････････････････････････79 表 3-30 各系統の年経費（Case 9）････････････････････････････････････････････････80 表 3-31 年経費削減効果（Case 9）････････････････････････････････････････････････80 表 3-32 連系による各系統の発電電力量の変化（Case 9）････････････････････････････80 表 3-33 各系統の年経費（Case 10）･･･････････････････････････････････････････････81 表 3-34 年経費削減効果（Case 10）･･･････････････････････････････････････････････81 表 3-35 連系による各系統の発電電力量の変化（Case 10）･･･････････････････････････81 表 3-36 各モデルケースの連系送電線の設備概要と建設費････････････････････････････82 表 3-37 年経費削減効果と設備建設・運営年経費の経済性比較（プロジェクト期間 15 年、割引率 15%）････････････････････････････････････84

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表 3-38 年経費削減効果と設備建設・運営年経費の経済性比較（プロジェクト期間と割引率を変化させた場合）････････････････････････････84 表 3-39 各国の最大電力と電源設備（Base Case 2020）･･････････････････････････････87 表 3-40 電源設備開発削減可能量（2020 年） 90 表 3-41 2020 年における各系統の年経費（Base Case）･･････････････････････････････90 表 3-42 2020 年における各系統の年経費（Case 2）･････････････････････････････････91 表 3-43 2020 年における年経費削減効果（Case 2）･････････････････････････････････91 表 3-44 2020 年における連系による各系統の発電電力量の変化（Case 2）･･････････････91 表 3-45 2020 年における各系統の年経費（Case 5）･････････････････････････････････92 表 3-46 2020 年における年経費削減効果（Case 5）･････････････････････････････････92 表 3-47 2020 年における連系による各系統の発電電力量の変化（Case 5）･･････････････92 表 3-48 2020 年における各系統の年経費（Case 7）･････････････････････････････････93 表 3-49 2020 年における年経費削減効果（Case 7）･････････････････････････････････93 表 3-50 2020 年における連系による各系統の発電電力量の変化（Case 7）･･････････････93 表 3-51 2020 年における各系統の年経費（Case 10）････････････････････････････････94 表 3-52 2020 年における年経費削減効果（Case 10）････････････････････････････････94 表 3-53 2020 年における連系による各系統の発電電力量の変化（Case 10）･････････････94 表 3-54 2020 年における年経費削減効果と設備建設・運営年経費の経済性比較（プロジェクト期間 15 年、割引率 15％）･･･････････････････････････････････95 表 3-55 2015 年における財務分析結果（FIRR）････････････････････････････････････100 表 3-56 2020 年における財務分析結果（FIRR）････････････････････････････････････101 表 3-57 サバナケット県および経済特別区の電力需要量･････････････････････････････104 表 4-1 最経済的国際連系送電線プランの年経費削減額（2015 年）･･･････････････････108 表 4-2 最経済的国際連系送電線プランの年経費負担額（2015 年）･･･････････････････108 表 4-3 2010 年における各系統の年経費削減効果（Case 2）････････････････････････111 表 4-4 2010 年における連系による各系統の発電電力量の変化（Case 2）･････････････112

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略語表

ADB Asian Development Bank

ASEAN Association of South East Asian Nations BOT Build, Operate and Transfer

CCGT Combined Cycle Gas Turbine

CEEP Committee for Energy and Electric Power CEPC Central Electric Power Council

Cigre Conseil International des Grands Réseaux Électriques (in French) International Council on Large Electric Systems (in English) CLDLO Central Load Dispatching Liaison Office

DSM Demand Side Management DSS Daily Start & Stop

EAC Electricity Authority of Cambodia EdC Electricite du Cambodge

EdL Electricite du Laos EdP Electricite de Province

EGAT Electricity Generating Authority of Thailand EGCO Electricity Generating Public Company Limited EPDC Electric Power Development Co., Ltd.

EREPC Eastern Regional Electric Power Council

ERLDLC Eastern Regional Load Dispatching Liaison Committee ERLDLO Eastern Regional Load Dispatching Liaison Office EUE Expected Undelivered Energy

EVN Electricity of Vietnam

FIRR Financial Internal Rate of Return FFC Flat Frequency Control

F/S Feasibility Study FTC Flat Tie line Control GDP Gross Domestic Product GMS Greater Mekong Subregion GNP Gross National Product GT Gas Turbine

HPP Hydro Power Plant

HVDC High Voltage Direct Current

IDE-JETRO Institute of Developing Economies - Japan External Trade Organization

IE Institute of Energy

(11)

IPP Independent Power Producer

JBIC Japan Bank for International Cooperation JETRO Japan External Trade Organization JICA Japan International Cooperation Agency JV Joint Venture

LLDC Least Less Developed Countries LNCE Lao National Committee for Energy LOLE Loss-of-Load Expectation

LOLP Loss-of-Load Probability

MEA Metropolitan Electricity Authority

MEF Ministry of Economy and Finance (Cambodia) MIME Ministry of Industry, Mines and Energy (Cambodia) MIH Ministry of Industry and Handicrafts (Laos)

MOI Ministry of Industry (Vietnam) MOU Minute of Understanding MP Master Plan

MUS$ Million US Dollars

NEDO New Energy and industrial technology Development Organization NEPO National Energy Policy Office

NLDC Northern Load Dispatching Center O&M Operation & Maintenance

PEA Provincial Electricity Authority

PDPAT Power Development Planning Assist Tool PPA Power Purchase Agreement

PPSs Power Producer and Suppliers

PRGF Poverty Reduction and Growth Facility PT&D Power Transmission & Distribution Project

RETICS Reliability Evaluation Tool for Inter-Connected System SADEP Special Assistance for Development Policy and Projects SAPROF Special Assistance for Project Formation

SCADA system Supervisory Control And Data Acquisition system SPP Small Power Plant

SPREP Southern Provincial Rural Electrification Project SCGT Single Cycle Gas Turbine

ST Steam Turbine TA Technical Assistance

TBC Tie line load frequency Bias Control TCF Tera Cubic Feet

TEPCO Tokyo Electric Power Company

(12)

TNB Tenaga National Berhad TPP Thermal Power Plant

WASP Wien Automatic System Planning Package WB World Bank

(13)

地図

国境

メコン河

国境

メコン河

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要約

はじめに本調査は、インドシナ地域（カンボジア、ラオス、タイ、ベトナム）における電力セクター開発戦略の1 つとして、各国間の送電ネットワークを接続する「国際連系送電線」の実現可能性およびそのあり方について検討を行ったものである。調査の方法としては、各国の需要状況ならびに供給体制の現状を踏まえ、域内において有効と考えられる連系送電線プランを選定し、技術面や経済面などの様々な角度から、その実現可能性について検討・分析を行った。その結果をもとに「国際連系送電線」整備のための必要条件や克服すべき課題を整理し、各国電力セクターのとるべき政策と今後の支援の方向性について提言を行った。調査は平成13 年 8 月から平成 14 年 3 月までの 8 ヵ月間で実施され、その間に 2 回の現地調査を実施し、平成14 年 2 月にはタイのバンコクにてワークショップを開催した。インドシナ地域での「国際連系送電線」実現可能性の検討経済性分析（年経費比較）「国際連系送電線」による供給信頼度向上効果の分析（電源設備開発削減量）「国際連系送電線」による燃料費削減効果の分析 (発電価格差の活用 ) 「国際連系送電線」プロジェクトの実施可能性の検討（収益レベルの明確化）国際広域運営（日本の例を踏まえ）最経済的「国際連系送電線」プランの提言「国際連系送電線」実現に向けての諸条件・課題「国際連系送電線」整備後の運営のあり方を提言地方電化への適用可能性の検討財務分析プロジェクトとしての評価域内全体としての便益評価「国際連系送電線」の経済的効果を定量化広域運営に関する情報発信インドシナ地域での「国際連系送電線」実現可能性の検討経済性分析（年経費比較）「国際連系送電線」による供給信頼度向上効果の分析（電源設備開発削減量）「国際連系送電線」による燃料費削減効果の分析 (発電価格差の活用 ) 「国際連系送電線」プロジェクトの実施可能性の検討（収益レベルの明確化）国際広域運営（日本の例を踏まえ）最経済的「国際連系送電線」プランの提言「国際連系送電線」実現に向けての諸条件・課題「国際連系送電線」整備後の運営のあり方を提言地方電化への適用可能性の検討財務分析プロジェクトとしての評価域内全体としての便益評価「国際連系送電線」の経済的効果を定量化広域運営に関する情報発信 本調査の全体イメージ 1. 電力セクターの現状と将来計画インドシナ域内各国は地理的には極めて近くに位置しているが、経済発展状況は大きく異なっている。電力セクターについても同様に、その需要規模および各種エネルギー資源

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の賦存量についても大きく異なっている。今後の電力需要は年平均の伸び率で、カンボジア、ラオスは10%以上、タイで 6%程度、ベトナムで9%程度と予想されている。ちなみに 2015 年における需要想定は、2000 年の需要実績と比較して、カンボジアで約7 倍、ラオスで約 6 倍、タイで約 2.5 倍、ベトナムで約4 倍となっている。このような需要の伸びに対する各国の電源設備開発計画を見ると、カンボジアは自国内水力電源を中心に開発を行い、ラオスは自国内需要全てを水力で賄う方針、タイはガス・石油・石炭を中心に自国内で火力電源開発を行い水力電源による電力を周辺国から輸入する計画、また、ベトナムは国内で産出するガスを中心に開発する計画となっている。つまり、各国とも経済性で優位な自国内の一次エネルギー賦存量の多いものを中心に開発する計画である。 各国の電力需要および開発計画（2015）

Cambodia Laos Thailand Vietnam

需要実績（2000 年） 150 MW 172 MW 14,918 MW 4,477 MW 需要想定（2015 年） 694 MW 612 MW 38,519 MW 17,847 MW 設備計画（2015 年） 1,100 MW 790 MW 46,900 MW 25,800 MW Hydro Gas + Oil Coal Other Hydro Hydro Gas + Oil Gas + Oil Coal Coal Other Other 2. インドシナ地域における国際連系送電線による効果の検討（1）国際連系送電線による効果連系送電線による効果、つまり、系統連系による効果は言うまでもなく、系統間で電力融通が可能となることによりもたらされる。この連系送電線による効果は、供給信頼度向上効果と燃料費削減効果の2 つに大きく分けることができる。供給信頼度向上効果とは、発電設備の重大な事故や電力需要の急増などにより、供給力が急に不足した場合に、連系送電線を通じて電力に余裕のある系統からの応援を受け（応援融通）、供給信頼度の悪化が回避可能となる効果である。この効果によって連系された系統は、単独系統で必要と考えられる供給予備力より少ない予備力で同等の供給信頼度を確保することが可能となる。燃料費削減効果とは、系統間の発電設備の燃料費格差を活用した電力融通（経済融通）を行い、自系統で発電するより安い電力を他系統から購入することによって、自系統の燃料費の削減が可能となる効果である。 31% 43% 26% 31% 43% 26% 100% 100% 19% 56% 25% 19% 56% 25% 42% 37% 13% 8% 42% 37% 42% 37% 13% 8%

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（2）国際連系送電線による効果の検討手法連系送電線による効果は、その連系形状によって効果が異なると考えられることから、下に示す10 ケースを取り上げ、2015 年における各ケースと系統連系を実施しないケース（Base Case）との比較により、供給信頼度向上効果による電源設備開発削減量（連系系統の信頼度評価ツールであるRETICS にて算定）および燃料費削減効果による年経費削減量（電源計画策定支援ツールである PDPAT にて算定）を把握し、連系送電線による経済的効果を定量化した。なお、インドシナ域内には、IPP プロジェクトを含め既に多くの電源開発計画があり、それに伴う送電線開発計画も多く存在することから、これらの送電線の容量を増すことによって連系送電線としての機能を付加する電源線活用ケースについても、いくつかのケースで建設費削減の観点から採用した。 T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam ∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam ∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam Base 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 既設送電線連系送電線（連系線のみ）連系送電線（電源線活用） T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam ∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam ∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam Base 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 既設送電線連系送電線（連系線のみ）連系送電線（電源線活用） 検討ケース一覧 （3）供給信頼度向上による電源設備開発量削減効果についての検討結果全てのケースにおいて系統連系により供給信頼度が向上し、電源設備開発量の削減、つまり、新規電源投資の繰り延べが可能となる。

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ここで、各ケースの電源設備開発削減量を比較すると、Case 4、6、9 に対して、それ以外のケースの削減量が3 倍以上となっている。これらのケースの違いは、タイ系統とベトナム系統の連系の有無であることを考えると、タイ系統とベトナム系統の連系が、連系送電線による供給信頼度向上効果に大きく影響していると考えられる。この連系がある場合の電源設備開発削減量は、連系された系統全体で400MW 前後となる。 電源設備開発削減量 ケース連系送電線容量（MW）電源設備開発削減量（MW） Case 1 1000 -370 Case 2 1000 -370 Case 3 1000 -390 Case 4 100 -35 Case 5 1000 -410 Case 6 100 -100 Case 7 500 -410 Case 8 500 -410 Case 9 100 -80 Case 10 500 -410 （4）燃料費削減による年経費削減効果についての検討結果比較検討の結果によると、全てのケースにおいて年経費削減効果が確認され、10 ケースの中ではCase 2、5、７、10 の経済性が優位であった。例えばプロジェクト期間 15 年、割引率15%の場合、最大で 63 百万米ドルの年経費削減効果が得られることが判明した。これがプロジェクト期間である15 年間続くと、累計で 945 百万米ドルの削減効果となる。プロジェクト期間や割引率を変えた場合も、Case 2、5、７、10 の経済性が優位となった。 年経費削減効果と設備建設・運営年経費の経済性比較 （プロジェクト期間15 年、割引率 15%） Unit: MUS$/yr 送電線建設・運営経費年経費削減量 Case 削減可能量（MW）建設費 O&M 送電ロス固定費燃料費差 Case 1 -328 36 3 7 -27 -53 -34 Case 2 -338 15 1 5 -29 -55 -63 Case 3 -434 40 4 11 -43 -14 -2 Case 4 -18 2 0 1 -2 -8 -7 Case 5 -388 36 3 10 -40 -57 -48 Case 6 -51 4 1 4 -7 -27 -25 Case 7 -419 43 4 8 -39 -52 -36 Case 8 -422 56 5 9 -40 -56 -26 Case 9 -40 3 0 3 -10 -4 -8 Case 10 -320 29 3 5 -30 -48 -41

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さらに、2015 年における検討結果のうち効果の大きい 4 ケース（Case 2、5、7、10）について 2020 年における系統連系による効果の持続性を検証したところ、全てのケースにおいて効果の持続性が確認され、各系統規模の拡大により、その効果の大きさも増加することも判明した。（5）経済性が優位となったケースの特徴経済性が優位となったケースには次の二つの特徴がある。第一はタイ系統とベトナム系統の連系が存在すること、第二はラオス系統の水力の発電量が増加していることである。第一の特徴は、系統規模が大きいと単独系統で運用する場合に必要な供給予備力も大きいため、系統連系によって相互に活用可能な電源設備量が多くなり、大幅な電源設備開発量の削減が可能となることによる。連系する系統がカンボジアやラオスのように小さい系統の場合は、相互に活用可能な電源設備量は小さい系統の供給予備力の量によって制約を受け、大きな効果が得られない。第二の特徴は、ラオス系統特有の理由によるところが大きい。ラオス系統内にピーク用の火力電源などがあれば、年間を通じて水力電源をフル運転するような設備・運用計画を組むことも可能であるが、ラオス系統は供給力が水力電源のみで構成されているため、国内需要と供給力との調整を水力電源のみで行う必要がある。したがって、雨期に豊富に水があるとしても、国内需要が水力電源の最大出力の合計より小さければ、発電することなく水を放流するしかない。しかし、他系統と連系されていれば、このラオス系統の潜在水力を経済融通という形で他系統で活用することが可能となり、連系系統全体としての燃料費削減効果が発生する。ただし、ラオス系統の潜在水力の有効活用においても、連系する系統規模が小さい場合には潜在水力の活用可能量に制約が生じるため、燃料費の削減量も限定されることとなる。したがって、ラオス系統の潜在水力を十分活用するためには、潜在水力に対して十分大きくかつ調整能力を有する系統と連系する必要がある。（6）インドシナ地域における最経済的な国際連系送電線プランここまでの検討から、インドシナ地域における最経済的な国際連系送電線プランとしては、タイ＝ラオス＝ベトナム系統のみを連系するCase 2、タイ＝ラオス＝カンボジア＝ベトナム系統をN 字型に連系する Case 5、ひし形に連系する Case 7、およびラオス＝カンボジア＝ベトナム系統をループ連系しタイ系統をラオス系統に接続するCase 10 の4 ケースを提案する。

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∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam 2 ∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam 5 ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam 7 ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam 10 ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam 2 ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam 2 ∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam 5 ∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam 5 ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam 7 ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam 7 ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam 10 ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam 10 インドシナ地域4 カ国に跨る最経済的国際連系送電線プラン 3. 国際連系送電線の実現可能性（1）国際連系送電線の事業性連系送電線はインドシナ域内に電源設備開発量削減や燃料費削減といった大きな効果をもたらすことが判明した。しかし、これらの削減効果は電気事業者などに直接的な現金収入をもたらす効果とは基本的に異なるため、国際連系送電線が現実的に実施可能な開発戦略であるかどうかを検証する必要がある。したがって、ここでは国際連系送電線を事業性の観点から分析し、連系送電線の実現可能性を評価する。最経済的な国際連系送電線プランとして提案した 4 ケースについて、各国電力事業者から独立した第三者が、連系送電線の建設、管理・運営を行う場合（例えば BOT 方式）の連系送電線プロジェクトの事業性について、プロジェクト収益レベルの観点から財務分析を実施した。その際、事業者は連系送電線を通過する融通電力量から生じる収入のみによって、送電線の建設費および O&M 費を回収するものとして、財務的内部収益率（FIRR）を計算した。 A 国 A 国 B 国_{B 国} A→B 融通電力量 P（kWh）連系送電線運営会社燃料費単価 a (￠/kWh) 燃料費単価 b (￠/kWh) a（￠/ kWh） < b（￠/ kWh）＜融通における総メリット＞ P（kWh）×b（￠/kWh）− P（kWh）×a（￠/kWh） ＝ P（b−a）（￠）＞０ A国の燃料費増 P（kWh）×a（￠/kWh） B国の燃料費減 P（kWh）×b（￠/kWh）融通による総メリットをA国、B国および運営会社で分ける A 国 A 国 B 国_{B 国} A→B 融通電力量 P（kWh）連系送電線運営会社燃料費単価 a (￠/kWh) 燃料費単価 b (￠/kWh) a（￠/ kWh） < b（￠/ kWh） a（￠/ kWh） < b（￠/ kWh）＜融通における総メリット＞ P（kWh）×b（￠/kWh）− P（kWh）×a（￠/kWh） ＝ P（b−a）（￠）＞０ A国の燃料費増 P（kWh）×a（￠/kWh） B国の燃料費減 P（kWh）×b（￠/kWh）融通による総メリットをA国、B国および運営会社で分ける 連系送電線プロジェクトの事業イメージ

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（2）国際連系送電線の実現可能性上記の条件で分析した結果、経済性比較において最も良いモデルケース（Case 2、プロジェクト期間25 年、各国メリット 0.5￠/kWh、送電線使用料金単価 1.5/kWh）においても、FIRR は 6%程度となった。確かに連系送電線による投資繰り延べや燃料費削減といった経済的メリットは大きいが、これは各国の電気事業者の現金収入増という形では顕在化しない。したがって、各国電力事業者から独立した第三者が、連系送電線を通過する融通電力量から発生する連系送電線使用料金収入のみによって、事業を展開することは困難であることが判明した。各国の経済融通によるメリットをある程度確保しつつ、各国の電力事業者から独立した第三者によって連系送電線プロジェクトを展開した場合、2015 年段階では一般的に期待されるような収益率を確保できないことが判明した。これはプロジェクト自体が不可能であることを示しているわけではないが、プロジェクト資金の調達条件によっては、非常に厳しい経営を強いられることとなる。ただし、2020 年における連系送電線プロジェクトの事業性を分析したところ、連系送電線使用料金単価および各国メリットの設定次第では、FIRR で 15%以上の数値を示すケースもあった。つまり、系統規模が拡大するにしたがって経済融通の機会も増加し、連系送電線プロジェクトの収益性も改善して行くものと予想される。 財務分析結果（Case 2） プロジェクトの耐用年数 2015 年運用開始（Case 2）使用量単価（￠/ kWh） 25 年 20 年 15 年 1.0 5.90% 4.78% 2.60% 1.5 6.37% 5.30% 3.19% 2.0 1.98% 0.43% -2.41% 2.5 1.50% -0.10% -3.03% （3）地方電化なお、上記検討の他に国際連系送電線と地方電化の連携の可能性についても検討を行った。連系送電線を利用した場合の供給コストは、当該地区における回収単価に対して倍以上と遠く及ばないものの、連系送電線を利用しない場合と比べ１割程廉価となった。カンボジアやラオスを始め、途上国において地方電化はとりわけ重要な政策課題であることを考えると、少しでも受益者および政府の負担が軽くなるのであれば、様々な条件で国際連系送電線を活用した地方電化の可能性を検討することは意味があると考えられる。ちなみに分散型電源（太陽光発電）の単位当り供給コストと比較した場合は、連系送電線を利用した電化の方が分散型電源の供給コストの1/50 となり、きわめて低コストで電力を供給可能であるとの結果となった。 ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam 2 ∼∼∼ T L V C Thailand Cambodia Laos Vietnam 2

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4. 国際連系送電線具体化に向けての諸条件・課題（1）国際連系送電線の実現に向けた提言これまでの検討により、連系送電線による経済的効果は大きいものの、連系送電線プロジェクトを事業として展開することは難しいという結果となった。しかし、これは各国の電気事業者から独立した第三者が連系送電線の建設、管理・運営を行う場合、つまり、系統連系による供給信頼度の向上によってもたらされる新規電源投資の繰り延べ、経済融通による燃料費の削減といった国民経済的メリットを連系送電線事業者が享受できないため生じた結果である。したがって、国際連系送電線の建設、管理・運営は、このような国民経済的メリットを享受できる各国の機関または電気事業者によって行われることが望ましい。なお、系統連系による各国のメリットに応じた公平な建設費やO&M 費の負担比率や適正な送電線使用料金単価を協議するための協議体組織も必要である。また、このような体制であれば、複雑な系統運用に必要な技術的ルールなどの統一も図りやすくなる。ただし、協議体組織の運営に当たっては、当事者と切り離された第三者的に実施する必要があり、公平な運営を実現するためにどの機関にどの程度の権限を与えるかについては、連系送電線の運用方法も考慮して検討すべき重要事項である。（2）国際連系送電線の実現に向けた課題本調査により、連系送電線による大きな経済的効果が明らかとなったが、この効果を十分に享受するためには、以下に示すいくつかの条件・課題がある。 1）燃料費削減効果を享受するための条件・課題燃料費削減効果に大きく影響を与えているのはラオスの潜在水力であることから、ラオスの水力電源の状態をできるだけ詳しく把握し、削減効果の検討に反映する必要がある。今回はラオスやカンボジアの新規水力電源開発予定地点の詳細なデータが得られなかったため他地点の特性からデータを類推するしかなかったが、水力電源は火力電源と異なり地点特性による影響が非常に大きい。したがって、他地点の特性から推定したデータを利用した場合、推定誤差が最終結果に影響を及ぼしている可能性があるため、今後の詳細検討の際には、地点特性を踏まえた詳細かつ確かなデータが必要である。 2）供給信頼度レベルに関する条件・課題本調査の検討では、対象 4 カ国の供給信頼度目標として LOLE（Loss-of-Load Expectation）で 24hr となる条件でシミュレーションを行っているが、現在の各国の供給信頼度は異なっている。極端に供給信頼度が異なる系統同士が連系されると、信頼度が低い（LOLE が大きい）系統にメリットが集中する。つまり、系統全体としての供給信頼度は向上するが、連系前は信頼度が高かった系統が信頼度が低い系統の影響を受けて、結果的に信頼度が低下する可能性がある。したがって系統連系を行う場合には、できるだけ供給信頼度が同程

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度となるように各国が努力する必要がある。 3）国内系統整備計画上の条件・課題本調査では、各国の国内系統中での地域間電力輸送に関して制限がないと仮定し、各国間の連系送電線は、計画上で最も国境に近い変電所間を連系すると仮定している。しかし、現時点のラオスやカンボジアの国内系統は全く未整備の状態であり、ベトナム系統においても南北間を連系する送電線容量に制約がある。今後、各国の系統規模が拡大するにしたがって国内系統整備も進むものと想定されるが、国内系統の整備状況次第では連系送電線による効果の大きさも変化することとなるため、今後の国内系統整備計画を策定する際には、国内系統が系統連系による効果を阻害しないよう配慮する必要がある。 4）電源線を活用した系統連系を実施するための条件・課題電源線として計画されている送電線の容量を増加させることによって、連系送電線としての機能を付加することが可能であれば、建設費削減の観点から有効であることは先述したとおりであるが、本調査で最経済的な国際連系送電線プランとして提案したCase 2、5、7、10 は電源線活用ケースであることから、これらのプランを実現するためには電源開発に伴う送電線建設計画との整合を図る必要がある。つまり電源および送電線の開発計画策定に際して、将来の連系送電線への活用を考慮して送電線容量を決定する必要がある。 5. 国際連系送電線プラン実現に向けた支援について（1）国際連系送電線プラン策定に必要な現状分析への支援国際連系送電線を実現させるためには、連系送電線プラン策定に必要な各種データの整備ならびに具体的な連系送電線プランの検討が必要となる。連系送電線プラン策定に必要な各種データについては 4. で述べたとおり、カンボジアやラオスで新規水力電源開発予定地点に関する正確なデータが不十分である。具体的な地点特性を踏まえたデータなしに、正確かつ詳細な検討を行うことは不可能であるため、こうしたデータ整備体制の構築に向けた支援は重要である。また、カンボジアやラオスだけでなく、インドシナ地域では今後の雲南省との系統連系も計画されていることから、雲南省の詳細データの収集も重要である。具体的な連系送電線プランの検討に関しては、より正確に連系送電線による効果の把握および実現可能性の検討を行うため、今回提案した最経済的な国際連系送電線整備プランに関するフィージビリティ・スタディを実施する必要がある。ここに JBIC の SAPROF や JICA の開発調査といったスキームが貢献できる部分も多いと考えられる。（2）国際連系送電線実現のための条件整備への支援上記の各種データの整備および具体的な連系送電線プランの検討に加え、連系送電線によるメリットを現実のものとするために、各国内あるいは各国間における条件整備の

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ための支援が必要である。その代表的なものとしては、国内系統整備、供給信頼度レベルの整合などである。国内系統の整備に関しては、カンボジアやラオスにおける国内系統整備へのソフト・ハード両面における支援、ベトナムの南北間連系送電線増強への支援である。供給信頼度レベルの整合に関しては、各国間の利害調整や適正な供給信頼度レベルの決定に関して、協議・検討を行う体制づくりである。これは協議機関の設置や運営に関わることでもあるため、（3）で述べるものとする。（3）国際連系送電線の建設・管理・運営に向けての支援連系送電線プラン策定後、国際連系送電線プロジェクトを実施するには、各国の協調・協力はもとより、連系送電線の建設・管理・運営に関する利害調整や各種ルールづくりを行う協議機関および公正な運営を行う実務機関の設置、およびそれらの機関に対する適正な権限付与が重要である。このような国際連系送電線プロジェクトの実施体制確立へ向けた支援については、ハード面・ソフト面で、次の支援が考えられる。 1）ハード面での支援ハード面での支援は言うまでもなく、連系送電線建設や系統運用設備などへの資金援助である。今回の財務分析結果を踏まえると、公的資金が活用できる場合には国際連系送電線プロジェクトに対するリスクは大幅に低減する。 Case 2 を例に、耐用年数・金利が 15 年・15％の場合と、公的資金の活用を仮定した 30 年・1.0％（カンボジア・ラオスにおける貸付条件）、30 年・1.8%（ベトナムにおける貸付条件）、25 年・2.2%（タイにおける貸付条件）の 3 ケースについて年経費負担額の比較を行ったところ、商業ベース資金を活用する場合に比べて、１年あたりの年経費負担額が半分以下となる。

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資金調達先と年経費負担額（Case 2） 21.0 9.8 10.2 11.0 0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 1 耐用年数・金利 MUS$ 15年・15.0% 30年・1.0% 30年・1.8% 30年・2.2% 2）ソフト面での支援ソフト面の支援としては、建設・管理・運営における費用負担の考え方、送電線使用料金の設定方法や系統運用上の課題の整理と解決方法、運営におけるルール設定などに関する知的支援があげられる。ただし、こうしたソフト面の支援に際しては、日本や欧米における広域運営の先行事例を十分に調査・勘案し、どのような広域運営体制が最もインドシナ地域に適しているかについて十分議論を行う必要があると考えられる。また、電気事業は地域依存性の強い産業であることを考えると、インドシナ地域にどのような特色があるかについても、他地域の事例と同様に十分に調査・研究を行う必要があると考えられる。

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第 1 章序論

1.1 調査の背景と目的 1990 年代以降、インドシナ地域においては広域的な開発協力の枠組みが複数設けられ、電力セクターにおいても、域内各国の協力による水力・火力電源の開発、送配電網整備、地方電化事業が計画・実施されている。同地域では経済の進展に伴い、今後も多くの電力需要が見込まれている。しかし、域内国間の格差は依然として大きく、今後も各国の実状に合わせて、計画的に電源開発を引き続き進めていくことが求められている。そのためには、実施体制の強化、官民パートナーシップ促進などの各国ごとの取り組みだけでなく、域内協力の枠組みの中で域内全体の包括的な電力セクター開発戦略を策定し、効率的・効果的に電力セクター整備を進めることが必要である。このような状況をふまえて本調査では、インドシナ地域（カンボジア、ラオス、タイ、ベトナム）における電力セクター開発戦略の1 つとして、各国間の送電ネットワークを接続する「国際連系送電線」のあり方について検討する。国際連系送電線は、電力安定供給、最適電源開発など様々な面に寄与することが期待され、十分検討に値するものと言える。具体的には、各国の需要状況ならびに供給体制の現状を踏まえ、インドシナ域内において有効と考えられる連系送電線プランを検討する。さらに、当該連系送電線プランについて、技術面・経済面などの様々な角度からの検討を行う。その検討結果をもとに、連系送電線プランの必要条件や克服すべき課題を整理し、各国電力セクターのとるべき政策と支援の方向性について提言する。 1.2 調査の方法 最初に、国内にて文献調査を行い、インドシナ地域（カンボジア、ラオス、タイ、ベトナム）の基礎情報および電力セクターに関連する情報を収集した。そして、インドシナ地域の国際連系送電線プラン策定に必要なデータの収集を目的に、第1 次現地調査（平成 13 年9 月 16 日∼29 日）を実施した。次に、収集したデータを基に、各国の電力セクターの現状を把握し、電源運用を考慮した国際連系送電線プランの検討を行った。インドシナ地域各国の送電ネットワークの連系によって、電源設備量および燃料使用量の削減が期待されるモデルケースについて、連系による効果を分析・定量化した。そして、検討により得られたインドシナ地域の国際連系送電線による効果を説明・協議することを目的に、第2 次現地調査（平成 13 年 11 月 25 日∼12 月 5 日）を実施した。第2 次現地調査の協議によって明らかになった国際連系送電線プランの具体化に向けての諸条件・課題を踏まえ、ドラフト・ファイナル・レポートを作成した。ドラフト・ファイナル・レポートを基に、平成14 年 2 月 21∼22 日にタイのバンコクにて開催したワークショップにおける議論を踏まえ、ファイナル・レポートを作成した。