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平成 23 年度民活インフラ案件形成等調査 マレーシア
平成 23 年度民活インフラ案件形成等調査 マレーシア・太陽光発電事業調査報告書 平成２４年２月 経 済 産 業 委託先： 日本工営株式会社 オリックス株式会社 省 禁転載 ま え が き 本報告書は、経済産業省から日本工営株式会社及びオリックス株式会社が平成23年度の 事業として受託した「民活インフラ案件形成等調査」の成果を通りまとめたものです。 本調査「マレーシア・太陽光発電事業調査」は、マレーシアの再生可能エネルギー普及 促進のために導入された固定価格買取制度において、日系企業がペラ州イポーの近郊に 10MW相当規模の太陽光発電設備を約23億円かけて建設し、発電事業を実施するプロジェク トの実現可能性を調査したものです。 本報告が上記プロジェクト実現の一助となり、加えて我が国関係者の方々のご参考にな ることを希望します。 平成24年２月 日本工営株式会社 オリックス株式会社 プロジェクト候補地位置図 プロジェクト候補地 地図出典: CIA(米国中央情報局)ウェブサイト/マレーシア国測量地図局ウェブサイト を基に調査 団作成 略語表 略語 正式名称 日本語訳 BM Build Margin ビルドマージン BoS Balance of System 太陽光モジュール以外の周辺機器 CDM Clean Development Mechanism クリーン開発メカニズム CEMD Conservation and Environmental Management Divisor 環境保護管理局 CF Cash Flow キャッシュ・フロー CM Combined Margin コンバインドマージン COP Conference of the parties 締約国会議 DL Distribution Licensee 配電公社 DNA Designated National Authority 指定国家機関 DOE Department of Environment 環境局 EC Energy Commission エネルギー委員会 EIA Environmental Impact Assessment 環境影響評価 EIRR Economic Internal Rate of Return 経済的内部収益率 EP Engineering Procurement Construction EPU Economic Planning Unit 経済企画院 ESCO Energy Service Company エネルギーサービスカンパニー FIRR Financial Internal Rate of Return 財務的内部収益率 FiT Feed-in Tariff 固定価格買取制度 FOB Free on Board 本船甲板渡し条件 GDP Gross Domestci Product 国内総生産 GEF Global Environmental Facility 地球環境ファシリティ GHG Green House Gas 温室効果ガス IPP Independent Power Producer 卸売電力事業 IRR Internal Rate of Return 内部収益率 ITA Investment Tax Allowance 投資税額控除 JBIC Japan Bank for International Cooperation 国際協力銀行 JICA Japan International Cooperation Agency 国際協力機構 JPY Japanese Yen 日本円 kW Kilowatt キロワット kWh Kilowatt hour キロワットアワー MBIPV Malaysia Building Integrated Photovoltaic マレーシア建物一体型太陽光発電 Mboe Million Barrel of Oil Equivalent 百万石油換算バレル MEGTW Ministry of Energy, Green Technology and Water エネルギー・環境技術・水省 METI Ministry of Economy Trade and Industry 経済産業省 MJ Megajoule メガジュール 設計、調達、建設を含む設備一括 請負契約 MNRE Ministry of Natural Resource and Environment 天然資源・環境省 MTOE Million Ton of Oil Equivalent 百万石油換算トン MW Megawatt メガワット MWh Megawatt hour メガワットアワー NCCD National Committee on CDM CDM 国家委員会 New Energy and Industrial Technology Development 新エネルギー・産業技術総合開発 Organization 機構 NK Nippon Koei Co., Ltd 日本工営株式会社 NOx Nitrogen Oxide 窒素酸化物 The National Renewable Energy Policy and Action 国家再生可能エネルギー政策及び Plan 行動計画 National Steering Committe on Climate Change 気候変動に関する国家運営委員会 NEDO NREPAP NSCCC OECD Organization for Economic Co-operation and Development 経済協力開発機構 OLM ORIX Leasing Malaysia オリックスリーシングマレーシア OM Operating Margin オペレーティングマージン ORIX ORIX Corporation オリックス株式会社 PJ Petajoule ペタジュール PS Pinoneer Status パイオニアステータス PSS Power System Study 系統解析 PTM Pusat Tenaga Malaysia マレーシアエネルギーセンター PV Photovoltaic 太陽光発電 RE Renewable Energy 再生可能エネルギー REPPA Renewable Energy Power Purchase Agreement 再生可能電力購入合意書 RM Ringitt Malaysia マレーシアリンギット SE Sarawak Energy Berhad サラワク電力公社 SEDA Sustainable Energy Development Authority 持続可能エネルギー開発庁 SESB Sabah Electricity Sdn. Berhad サバ電力公社 SOx Sulfur Oxide 硫黄酸化物 SPC Special Purpose Company 特別目的会社 SSE Site Suitability Evaluation 工場立地適正評価 TNB Tenaga Nation l Berhad テナガナショナル電力公社 TOE Ton of Oil Equivalent 石油換算トン UNDP United Nations Development Programme 国連開発計画 UNFCC United Nations Framework Convention on Climate 気候変動に関する国際連合枠組条 Change 約 目次 要約 第１章 相手国、セクター等の概要 （１） 相手国の経済・財政事情........................................... 1-1 ① 経済事情 ........................................................ 1-1 ② 財政事情 ........................................................ 1-1 （２） プロジェクトの対象セクターの概要 ................................. 1-2 ① エネルギー関連基本政策 .......................................... 1-2 ② エネルギー政策に関わる組織 ...................................... 1-3 ③ マレーシアにおける一次エネルギー需給動向......................... 1-6 ④ マレーシアにおける電力需給動向 .................................. 1-6 ⑤ 再生可能エネルギー政策 .......................................... 1-7 ⑥ 国家再生可能エネルギー政策及び行動計画........................... 1-9 ⑦ 持続可能エネルギー開発庁 ....................................... 1-10 ⑧ 固定価格買取制度 ............................................... 1-11 （３） 対象地域の状況.................................................. 1-16 第２章 調査方法 （１） 調査内容......................................................... 2-1 （２） 調査方法・体制................................................... 2-2 ① 国内作業 ........................................................ 2-2 ② 現地作業 ........................................................ 2-2 ③ プロジェクトサイトの選定方法 .................................... 2-2 ④ 調査体制 ........................................................ 2-4 ⑤ マレーシア政府機関協議先 ........................................ 2-5 （３） 調査スケジュール................................................. 2-5 ① 全体調査工程 .................................................... 2-5 ② 現地調査期間と主な調査内容 ...................................... 2-6 第３章 プロジェクトの内容及び技術的側面の検討 （１） プロジェクトの背景・必要性等 ..................................... 3-1 ① プロジェクトの範囲など .......................................... 3-1 ② 現状分析、将来予測など .......................................... 3-2 ③ プロジェクト実施による効果・影響 ................................ 3-2 ④ 提案プロジェクトとそれ以外の選択肢との比較検討................... 3-2 （２） プロジェクトの内容等決定に必要な各種検討 ......................... 3-3 ① 需要予測 ........................................................ 3-3 ② プロジェクトの内容を検討・決定する際に必要な問題点の把握・分析 ... 3-8 ③ 技術的手法の検討 ................................................ 3-9 （３） プロジェクトの計画概要.......................................... 3-12 ① プロジェクトの内容決定の基本方針 ............................... 3-12 ② 概念設計及び適用設備の仕様 ..................................... 3-13 ③ 提案プロジェクトの内容（サイト及び事業予算規模）................ 3-16 ④ 提案技術・システムに関する課題及び解決策........................ 3-21 第４章 環境社会的側面の検討 （１） 環境社会面における現状分析 ....................................... 4-1 ① 現状分析 ........................................................ 4-1 ② 将来予測（プロジェクトを実施しない場合）......................... 4-2 （２） プロジェクトの実施に伴う環境改善効果 ............................. 4-3 （３） プロジェクトの実施に伴う環境社会面への影響 ....................... 4-6 ① 必要となる環境社会配慮項目 ...................................... 4-6 ② 提案プロジェクトとそれ以外の選択肢との比較検討.................. 4-10 ③ 実施機関との協議など ........................................... 4-10 （４） 相手国の環境社会配慮関連法規の概要 .............................. 4-11 ① プロジェクト実施に関係する関連法規の概要........................ 4-11 ② プロジェクト実施に必要となる相手国 EIA 等の内容.................. 4-12 （５） プロジェクト実現のために当該国（実施機関その他関係機関）が成すべき事 項 ............................................................. 4-14 第５章 財務的・経済的実行可能性 （１） 事業費の積算..................................................... 5-1 ① 積算の概要 ...................................................... 5-1 ② 積算の内容 ...................................................... 5-1 ③ 積算結果の検証 .................................................. 5-4 ④ １MW システムの配置例 .......................................... 5-5 ⑤ 10MW システムの事業費見通し .................................... 5-8 （２） 予備的な財務・経済分析の結果概要 ................................. 5-9 ① 前提条件 ........................................................ 5-9 ② 経済・財務分析の結果 ........................................... 5-11 第６章 第７章 第８章 （１） プロジェクトの実施スケジュール 相手国側実施機関の実施能力 我が国企業の技術面等の優位性 想定される我が国企業の参画形態（出資、資機材供給、施設の運営管理等） ................................................................ 8-1 ① 出資及び融資 .................................................... 8-1 ② 資機材供給 ...................................................... 8-1 ③ 運営管理 ........................................................ 8-1 （２） 当該プロジェクト実施に際しての我が国企業の優位性（技術面、経済面） ................................................................ 8-2 ① 経済面 .......................................................... 8-2 ② 技術面 .......................................................... 8-3 （３） 我が国企業の受注を促進するために必要な施策 ....................... 8-3 ① 太陽光モジュールの水上設置 ...................................... 8-4 ② 太陽光モジュールメーカーのプロジェクトへの出資................... 8-5 ③ モジュールの現地生産 ............................................ 8-5 ④ 為替リスク回避の施策 ............................................ 8-5 第９章 プロジェクトの資金調達の見通し （１） 資金ソース及び資金調達計画の検討 ................................. 9-1 （２） 資金調達の実現可能性............................................. 9-1 ① 貸し手金融機関からのヒアリング結果概要........................... 9-1 ② マレーシア政府による環境関連事業に対するインセンティブ ........... 9-3 （３） キャッシュ・フロー分析........................................... 9-3 第 10 章 案件実現に向けたアクションプランと課題 （１） 当該プロジェクトの実現に向けた取り組み状況 ...................... 10-1 ① 10MW 設備の建設コスト 2,500 ドル/kW 以下の実現 ................. 10-1 ② 低金利の長期プロジェクトファイナンスの実現...................... 10-1 ③ 安価で長期使用できる遊休地の確保 ............................... 10-1 ④ 事業パートナーとなる優良なローカル企業の選定.................... 10-1 （２） 当該プロジェクトの実現に向けた相手国の関係官庁・実施機関の取り組み状 況 ............................................................. 10-2 ① 関係機関の取り組み状況 ......................................... 10-2 ② 関係機関との協議状況 ........................................... 10-2 （３） 相手国の法的・財政的制約等の有無 ................................ 10-3 （４） 追加的な詳細分析の要否.......................................... 10-3 本文中の挿入図 図 １-１ 実質 GDP 成長率と一人当たりの国内総生産の推移 ..................... 1-1 図 １-２ 経済企画院の組織図（2012 年 1 月時点） ............................. 1-4 図 １-３ エネルギー・環境技術・水省の組織図（2012 年 1 月時点） ............. 1-5 図 １-４ 2009 年のマレー半島における総発電能力と最大需要 ................... 1-7 図 １-５ マレーシア計画による再生可能エネルギーの導入目標と達成量 .......... 1-8 図 １-６ 持続可能エネルギー開発庁の位置付け ............................... 1-11 図 １-７ 申請手順......................................................... 1-14 図 １-８ オンライン申請のログインページ ................................... 1-15 図 １-９ 再生可能エネルギー基金の仕組み ................................... 1-16 図 １-10 マレーシアの日射量分布図 ......................................... 1-17 図 ２-１ 候補地一覧........................................................ 2-3 図 ２-２ 調査団の体制...................................................... 2-4 図 ２-３ 調査スケジュール .................................................. 2-5 図 ３-１ 太陽光発電システムの構成 .......................................... 3-1 図 ３-２ マレー半島の主要電力系統（500 kV 及び 275 kV） .................... 3-4 図 ３-３ マレー半島の 2008 年から 2010 年までの各月の最大電力需要 ............ 3-5 図 ３-４ マレー半島の 2008 年から 2010 年までの各月の消費電力量 .............. 3-6 図 ３-５ 2010 年から 2030 年までのテナガナショナル電力公社のピーク需要と供給予備 率の予測 .......................................................... 3-7 図 ３-６ システムのイメージ図 ............................................. 3-14 図 ３-７ イポーサイトの現地状況 ........................................... 3-17 図 ３-８ クアンタンサイトの現地状況 ....................................... 3-18 図 ３-９ ジョホールサイトの現地状況 ....................................... 3-19 図 ４-１ マレーシアの CDM に関する組織図 .................................. 4-2 図 ４-２ 環境アセスメントの手続き ......................................... 4-13 図 ４-３ マレーシアにおける環境要求事項の適用手順 ......................... 4-14 図 ５-１ サイトレイアウト図 ................................................ 5-6 図 ５-２ 単線結線図........................................................ 5-7 図 ５-３ 事業実施体制（ファイナンス・導入支援型） .......................... 5-9 図 ５-４ 事業実施体制（特別目的会社出資型） ................................ 5-9 図 ６-１ 事業実施工程表 .................................................... 6-1 図 ７-１ 持続可能エネルギー開発庁の組織図（2012 年 1 月時点） ............... 7-1 本文中の挿入表 表 １-１ マレーシア政府の財政収支 .......................................... 1-2 表 １-２ 一次エネルギーの最終需要の推移 .................................... 1-6 表 １-３ 各電力公社の供給量と供給能力 ...................................... 1-6 表 １-４ 再生可能エネルギー導入目標 ....................................... 1-10 表 １-５ 固定価格買取制度による再生可能エネルギー導入目標（MW） ......... 1-12 表 １-６ バイオガスの買取価格 ............................................. 1-12 表 １-７ バイオマスの買取価格 ............................................. 1-13 表 １-８ 小水力発電の買取価格 ............................................. 1-13 表 １-９ 太陽光発電の買取価格 ............................................. 1-13 表 １-10 主要都市における年間平均日射量 ................................... 1-17 表 ３-１ プロジェクトサイト候補の月毎の平均日射量 ......................... 3-20 表 ３-２ 平均日射量の最大月・最小月と想定発電量 （１MW システム） ........ 3-20 表 ４-１ 太陽光発電における環境社会配慮チェックリスト ...................... 4-6 表 ４-２ マレーシアにおける公害防止関連の規則 ............................. 4-11 表 ５-１ １MW システムの事業費内訳 ....................................... 5-4 表 ５-２ 10MW システムの事業費内訳 ....................................... 5-8 表 ５-３ 投資優遇制度の概要 ............................................... 5-10 表 ５-４ 財務的内部収益率（Finacial Internal Rate of Return: IRR）の感応度分析①（１MW） ................................................................. 5-11 表 ５-５ 財務的内部収益率の感応度分析②（１MW） ......................... 5-12 表 ５-６ 簡易財務諸表（１MW システム）................................... 5-13 表 ５-７ 前提条件（１MW システム） ...................................... 5-14 表 ５-８ 財務的内部収益率の感応度分析①（10 MW システム） ................ 5-15 表 ５-９ 財務的内部収益率の感応度分析②（10 MW システム） ................ 5-15 表 ５-10 簡易財務諸表（10 MW システム）.................................. 5-16 表 ５-11 前提条件（10 MW システム）...................................... 5-17 表 ９-１ マレーシア政府による環境関連事業に対するインセンティブの概要 ...... 9-3 表 ９-２ １MW システムのキャッシュ・フロー................................ 9-4 表 ９-３ 10 MW システムのキャッシュ・フロー............................... 9-5 表 10-１ 500 kW を超える太陽光発電事業への割当分 ......................... 10-1 要約 （１）プロジェクトの背景・必要性等 ①再生可能エネルギー政策 マレーシアの電力供給産業の開発は、 「国家エネルギー政策：National Energy Policy（1979 年） 」 、 「４燃料多角化戦略：Four Fuel Diversification Policy（1981 年） 」及び「第５燃料政策： （2001 年） 」によって方向づけられている。 再生可能エネルギーは、 「第８次マレーシア計画：Eighth Malaysian Plan（2001-2005） 」に おいて新たに策定された第５燃料政策の中で、５番目のエネルギーとして位置づけられた。 第８次マレーシア計画による再生可能エネルギーの開発は、同計画の最終年である 2005 年 までに国の電力需要の５%（500MW）を占めることを目標とされた。しかしながら、2005 年 12 月時点で再生可能エネルギーによる発電供給量は 0.12%（12MW）に過ぎなかった。 そこで、マレーシア政府は「第９次マレーシア計画：Ninth Malaysian Plan （2006-2010） 」 において、第５燃料政策の継続及び再生可能エネルギーのさらなる開発促進ための政策を 掲げた。第９次マレーシア計画では、再生可能エネルギーの開発は、2010 年までに 350MW の導入を目標とされた。しかしながら、2010 年末までに系統に連系された再生可能エネル ギーによる発電供給量は 62.3MW であった。 このような状況において、マレーシア政府はより積極的な再生可能エネルギー開発のた めの基礎となる「国家再生可能エネルギー政策及び行動計画（National Renewable Energy Policy and Action Plan : NREPAP） 」を 2010 年４月に承認した。 第 10 次マレーシア計画（2011-2015）においては、再生可能エネルギー投資に対するイ ンセンティブの強化、2015 年までに再生可能エネルギーを 985MW に引き上げる目標を掲 げている。 表Ｓ-１ 再生可能エネルギー導入目標 年 全再生可 再生可能 再生可能エ 再生可能エ 年間 CO2 削減 能エネル エネルギー ネルギーの ネルギーの 量 ギー の容量割合 年間発電量 発電量割合 （MW） （t-CO2） （GWh） 2015 985 ６% 5,385 ５% 3,715,415 2020 2,080 11% 11,246 ９% 7,759,474 2030 4,000 17% 17,232 12% 11,889,887 2050 21,370 73% 44,208 24% 30,503,589 出典：国家再生可能エネルギー政策及び行動計画を基に調査団作成 2011 年４月には、再生可能エネルギーによる発電の固定価格買取（Feed-in Tariff : FiT） 制度の導入を盛り込んだ「再生可能エネルギー法案（Renewable Energy Act 2011）」を可決し、 S-1 2011 年 12 月から固定価格買取制度の導入及び再生可能エネルギーの政府系ファンドの設立 が実施された。 ②プロジェクトの範囲 計画するプロジェクトは、固定買取価格制度の下で、10MW 相当規模の太陽光発電設備 を建設、運営し、発電した電力を全量配電公社（Distribution Lisensee : DL）へ売電する民間 事業である。 発電事業を行うための特別目的会社（Special Purpose Company : SPC）を設立し、その特 別目的会社が、行うべき事項は以下の通りである。 a. 発電所サイトの土地の確保（土地使用に関する土地所有者からの同意書） b. 事業計画、資金調達計画、設備設計 c. 系統連系する配電公社による系統解析 d. 地元政府機関への届け出 e. 持続可能エネルギー開発庁への固定価格買取制度事業者の承認申請 f. 配電公社との再生可能エネルギー電力売買協定書の締結 g. エネルギー委員会への発電事業ライセンスの取得申請 h. 資金調達 i. 機器の調達、据付、運転確認試験 j. 発電設備の運営、維持、管理 ③現状分析、将来予測など 太陽光発電システムは他の発電システムと比較し、故障が尐なく、メンテナンスフリー に近い。また、マレーシアでは年間を通して、比較的安定的な日射量が確保できるため、 発電事業者のリスクも、他の発電システムと比較して尐ないと言える。太陽光発電による 買取価格は決して高いとは言えないが、全体の建設コストを安価に抑えることができれば、 十分採算の取れる事業となる。 一方、2011 年 12 月から申請受付が開始された固定価格買取制度事業者登録では、太陽光 発電事業者への申請が全申請の 90%以上、総発電量が 140MW を超え、受け付け開始から数 時間で、2014 年上期までの割り当て分が締め切られた。今後、事業者の審査が行われ、承 認されなかった事業者の申請分が再度割り当てられることになっている。また、2014 年下 期以降の割り当て量は、現時点では発表されていない。 固定価格買取制度の下でマレーシア政府が計画している太陽光発電の導入目標量は、 2020 年に 190MW としており、割当を大きく上回るほどの申請の多さから、１申請に対し て５MW の容量制限が新ルールとして 2011 年 12 月末から導入された。 ④プロジェクト実施による効果・影響 本プロジェクトの実施により、以下のような効果が期待できる。 S-2 a. 環境改善（二酸化炭素排出量削減）効果 システム出力１MW の太陽光発電設備による計画地での年間の発電量は約 1,300MWh と なる。マレー半島の電力系統の排出係数は 0.672（t-CO2/MWh）であることから、太陽光発 電設備１MW により、年間 873.6t-CO2 の二酸化炭素排出削減量が見込まれる。 b. 日本メーカーの市場参入 日本企業がプロジェクトへ直接参加することにより、日本からの投資促進に繋がる。ま た、日本の太陽光発電設備関連メーカーも本プロジェクトへの関心を持っており、機器の 提供に限らず、システムインテグレータとしての参画、あるいはプロジェクトへの直接参 加も検討している。特に、太陽光モジュールメーカーは、市場でのモジュール価格の低下 に苦しんでいる。単純な製品販売のビジネスモデルでは事業継続が困難になるとの危機認 識を持っている。このため、発電事業への参入方針を持っている太陽光モジュールメーカ ーも多い。太陽光モジュールメーカーが直接プロジェクトに参加する場合、太陽光モジュ ールのコスト部分をプロジェクトへの投資とする参加形態が最も分かりやすく、実施、そ の可能性も高い。太陽光発電プロジェクトでは、一般にプロジェクトコストの約６割を太 陽光モジュールのコストが占める。したがって、太陽光モジュールメーカーが直接参加し た場合、日本メーカーの投資比率が高く、日本製品の採用比率の高いプロジェクトとなり 得る。 （２）プロジェクトの内容決定に関する基本方針 今回のプロジェクトの内容決定の基本方針は、最初は小さい規模のプロジェクトを実施 し、状況を確認しつつ、大きな規模のプロジェクトを実施するというものである。したが って、本調査では、最初に実施する小規模プロジェクトの発電容量を１MW とし、１MW 設備の計画を中心に計画策定を行う。その後導入する規模を 10 MW とする。 １MW 太陽光発電システムの概要は以下の通り。 （a） システム出力： 1.0 MW （b） 系統連系方法： 11 kV 配電線１回線 （c） パワーコンディショナー： 複数台設置（日本製の場合） （d） 架台基礎： 亜鉛めっきした構造用炭素鋼鋼管から成る足 場用単管（以下、亜鉛めっき単管）を用いた 杭基礎（コンクリート根巻き） （e） 架台： 亜鉛めっき単管製 （f） 昇圧変圧器： 0.4/11 kV, ３phase, 500 kVA×２台 （g） コントロールハウス： 鉄筋コンクリート造り１階建 （h） 気象観測装置： 日射量、気温、モジュール温度 （i） データ収集・通信装置： 気象及び電力データ収集・携帯電話網による データ通信 S-3 10 MW 太陽光発電システムの概要は以下の通り。 （a） システム出力： 10.0 MW （b） 系統連系方法： 33 kV 配電線２回線 （c） パワーコンディショナー： １MW×10 台 （d） 架台基礎： 亜鉛めっき単管を用いた杭基礎（コンクリー ト根巻き）または水上設置型 （e） 架台： 亜鉛めっき単管製 （f） 昇圧変圧器： 0.4/33 kV, ３phase,５MVA×２台 （g） コントロールハウス： 鉄筋コンクリート造り２階建 （h） 気象観測装置： 日射量、気温、モジュール温度 （i） データ収集・通信装置： 気象及び電力データ収集・携帯電話網による データ通信 （３）プロジェクトの概要 ①事業総額 事業費総額は、２億 6,300 万円（１MW システム）から 23 億 1,000 万円（10MW システム） となる。 S-4 １MW システムの事業費内訳を示す。 表Ｓ-２ １MW システムの事業費内訳 見積・想定単価 単位 単価 a b c d e f g h 【機材・工事費等】 太陽光モジュール パワーコンディショナ 太陽光モジュール架台 その他機器 土木建築・機材等据付工事費 その他工事・手続き費用 予備費 技術サービス等費用 合計 RM /ワット RM /キロワット RM /キロワット RM /キロワット RM /キロワット a～eの合計額の10% e,fの合計額の10% a～gの合計額の2% 4.84 1,030 2,122 866 586 ( 日本円換算 ( 米国ドル換算 【年間O&M コスト】 i 点検(月次・年次等)費用 j 機材修理・交換費用積立 合計 a,c,dの合計額の0.5% + bの3% ( 日本円換算 ( 米国ドル換算 それぞれの金額小計においてRM 1,000単位に四捨五入している。 日本円換算は1,000円、米国ドル換算は1,000ドル単位に四捨五入している。 1 M Wシステム(単位: RM ) 金額小計 (割合) 4,840,000 45.01% 1,030,000 9.58% 2,122,000 19.74% 866,000 8.05% 586,000 5.45% 944,000 8.78% 153,000 1.42% 211,000 1.96% 10,752,000 リンギット 263,323,000 円) 3,382,000 ドル) 30,000 70,000 100,000 リンギット/年 2,449,000 円) 31,000 ドル) 出典：調査団作成 10MW システムの事業費内訳を示す。 表Ｓ-３ 10MW システムの事業費内訳 見積・想定単価 単位 単価 a b c d e f g h 【機材・工事費等】 太陽光モジュール パワーコンディショナ 太陽光モジュール架台 その他機器 土木建築・機材等据付工事費 その他工事・手続き費用 予備費 技術サービス等費用 合計 RM /ワット RM /キロワット RM /キロワット RM /キロワット RM /キロワット a～eの合計額の5% e～fの合計額の10% a～gの合計額の1% 4.60 979 1,910 779 527 ( 日本円換算 ( 米国ドル換算 【年間O&M コスト】 i 点検(月次・年次等)費用 j 機材修理・交換費用積立 k 保守要員人件費 合計 a,c,dの合計額の0.5% + bの3% ( 日本円換算 ( 米国ドル換算 それぞれの金額小計においてRM 1,000単位に四捨五入している。 日本円換算は1,000円、米国ドル換算は1,000ドル単位に四捨五入している。 出典：調査団作成 S-5 10 M Wシステム(単位: RM ) 金額小計 (割合) 46,000,000 48.81% 9,790,000 10.39% 19,100,000 20.27% 7,790,000 8.27% 5,270,000 5.59% 4,398,000 4.67% 967,000 1.03% 933,000 0.99% 94,248,000 リンギット 2,308,190,000 円) 29,647,000 ドル) 150,000 658,000 128,852 936,852 リンギット/年 22,944,000 円) 295,000 ドル) ②予備的な財務・経済分析の結果概要 a. 事業実施体制 実施体制においては、日本工営及びオリックスで特別目的会社の持ち分の最大 49%出資、 その他 51%をマレーシア資本の企業（土地所有企業、エンジニアリング会社等を想定）から 出資を受け入れるものとして、財務的・経済的実行可能性の分析を行った。 図Ｓ-１ 事業実施体制（特別目的会社出資型） 出典：調査団作成 b. 固定価格買取制度における買取単価 固定価格買取制度で公表されている単価を適用し、発電能力１MW については、1.14 リ ンギット/kWh、10MW については 0.95 リンギット/kWh。 c. 金利・期間 融資条件については、市中銀行からのヒアリング結果や、マレーシア政府による利子補 給制度の利用可能性に鑑みて金利は年率５%、期間は 15 年で試算。 d. 経済・財務分析の結果 表Ｓ-４ 財務的内部収益率（Financial Internal Rate of Return :FIRR） の感応度分析①（１MW） 15 年 IRR 借り入れ割合 ０% 50% 70% 0.9649 3.5% 3.3% 3.1% Fit 1.0488 4.9% 5.9% 7.1% (RM/kWh) 1.1400 6.3% 8.6% 11.2% 出典：調査団作成 S-6 i. 特別目的会社の借り入れ割合を増やすことによって、財務上のレバレッジ効果が 働き収益性が向上する。 ii. 固定価格買取制度の買取単価は初年度 1.14 リンギット/kWh だが、次年度開始以降 の適用単価が８%ずつ漸減していく。収益性の観点からは早期に事業を実施したい。 iii. 借り入れ割合が０%の場合の内部収益率が、いわゆるプロジェクト IRR となる。 表Ｓ-５ 財務的内部収益率の感応度分析②（１MW） 15 年 IRR 年間発電量（kWh） 1,175,504 1,306,116 1,436,728 9.00 10.7% 16.3% 21.6% 設置コスト 10.00 6.0% 11.2% 16.2% (RM/W) 11.00 2.0% 6.9% 11.6% 出典：調査団作成 i. 設置コストは、10 リンギット/W に対して、上下 10%ずつ振れた際の内部収益率を試 算。 ii. 年間発電量についても同様の条件で試算。発電量の変化が与える影響は大きい。 10MW システムの場合、適用される固定価格買取制度のレートが１MW システムより低 いため、収益性は低下している。 表Ｓ-６ 財務的内部収益率の感応度分析①（10MW システム） 15 年 IRR 借り入れ割合 ０% 50% 70% 0.8041 0.9% -2.4% -6.9% Fit 0.8740 2.0% 0.5% -1.7% (RM/kWh) 0.9500 3.3% 2.9% 2.4% 出典：調査団作成 S-7 表Ｓ-７ 財務的内部収益率の感応度分析②（10MW システム） 15 年 IRR 年間発電量（kWh） 11,755,044 13,061,160 14,367,276 9.00 1.9% 6.9% 11.7% 設置コスト 10.00 -3.0% 2.4% 6.9% (RM/W) 11.00 -8.5% -1.8% 2.8% 出典：調査団作成 ③環境社会的側面の検討 一般に太陽光発電は環境負荷が尐ない事業と言うことができる。施設の稼働に伴い周辺 へ排出される排水、大気汚染、悪臭は無い。音や振動も生じない。また、発電設備を構成 する部材の重量が小さく、大型の建設機械や大規模な基礎構造は必要ないため、工事中の 影響は小さい。 太陽光発電の実施に伴い、周辺住民の健康や生活に懸念される影響が生じるリスクは小 さいものの、社会環境面における法令や上位計画との整合性について確認し、必要な手続 きを踏まなければならない。 太陽光発電プロジェクトは環境法に定められた事業に該当せず、発電用地確保のため 50 ヘクタール以上の埋め立て（land reclamation） を行わないのであれば環境影響評価は必要 ないことが、資料及び環境局職員への聞き取り調査により判明している。 したがって、太陽光発電プロジェクトにおいて環境面で必要とされる実施機関との協議 は、工場立地適正評価（Site Suitability Evaluation : SSE）の協議と照会である。この工場立 地適正評価は新たな工場の建設などの場合に、環境影響評価の対象事業に該当しない場合 でも必要となる手続きである。この申請は環境局の州事務所へ行う。 （４）実施スケジュール 本プロジェクトは完全な民間事業として実施する。本調査による検討結果から、引き続 き詳細検討を行い、事業性を評価する。関係者間で事業実施への判断を検討し、事業実施 との判断に至った場合は、事業実施主体となる特別目的会社を設立する。その後、発電事 業者申請を行い承認後に建設工事に着手する。発電規模１MW の設備の建設期間は、約 10 ヵ月と想定し、発電事業開始は早くて 2013 年 10 月以降となる。 事業開始当初は１MW 程度で計画するが、経済性や市場状況などを見極めながら、発電 規模の増量及び新たな発電所（プロジェクト）の増設を検討する。 S-8 図Ｓ-２ 事業実施工程表 2012 2013 2014 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 本調査による概略検討 2 事業スキーム検討、SPC設立 3 詳細設計 4 FiT事業者申請準備調査 5 FiT事業者申請 6 建設工事 7 受入検査 8 発電事業開始 環境社会配慮荷に係る実施事項 工場立地適正評価 出典：調査団作成 （５）実施に関するフィージビリティ ①経済性 10MW システムで、民間企業が事業実施する際に通常求められる収益性の水準を達成す るためには、設置コストを最低限９リンギット/W まで低減する必要がある。これは１MW システムに比して、規模の経済性を生かすことができるため、機器の選定方法等によって 達成することが可能な水準と考える。 一方で設置コスト９リンギット/W を達成できたとしても、日射量が 10%低下することの 収益性へのインパクトは大きく、豊富な日射量を確保できる用地を慎重に選定する必要が あると言える。 ②事業スキーム 日本（第三国）企業が固定価格買取制度事業者になるためには、ローカル企業と合弁会 社（ローカル資本 51%以上）を設立する必要があるが、調査開始段階から複数企業と協議し、 事業スキームを検討している段階である。資本力だけでなく信用力も考慮し、優良な企業 とパートナシップを組むことにより、ローカル市中銀行からの融資の条件も良くなると考 えられる。 ③市場性 すでに韓国系企業等の外国企業が、メガソーラー発電所の計画を発表していることなど から、固定価格買取制度での発電事業の市場性は高く、期待されている。一方で、１申請 当たりの容量制限が設けられるなど、今後の制度の見直しによっては、市場へ大きな影響 を与えるものとなる。 S-9 （６）我が国企業の技術面等での優位性 我が国企業の優位性を、経済面と技術面から、先に述べた我が国企業の参画形態に対応 させ検討する。 ①経済面 a. 出資及び融資 円高であること、及び日本での円貨調達金利がマレーシアでの調達に比較し低いことか ら、出資・融資ともに我が国企業の優位性は高いといえる。一方、為替変動は出資・融資 ともに大きなリスクとなっている。 b. 資機材供給 高性能だがもともと価格の高い日本製品が、１ドル 70 円代の円高により価格競争力が非 常に低下している。経済面から見て、資機材供給における我が国企業の優位性は非常に低 いと言える。 日本製品の優位性は、高い信頼性と効率の良さである。この優位性は長期間使用して初 めて理解される。製品価格として価格競争力がないのであれば、高い信頼性と効率の良さ で長期的に勝負する土俵を構築する必要がある。 例えば、太陽光モジュールであれば、あるプロジェクトにおいて製品として安いモジュ ールを採用したとしよう。安いモジュールを購入して収益性を上げようとした目論見であ るが、予定どおりの効率で発電しない、運転開始後数年で故障してしまう、10 年程度で効 率が極端に低下してしまうこともある。これは発電事業を開始後、時間を経過してからで ないと分からない。プロジェクト実施者やプロジェクトへの出資者がこの将来リスクを避 けるため、高いが日本製品を購入するという決断をすればいいが、実際には、なかなかそ のようにはならない。プロジェクト実施者やプロジェクトへの出資者は、プロジェクトを 実施するかどうかを判断するためプロジェクトの収益性を計算する。計算結果としての収 益性が高くなければ、事業を実現できないため、コストを小さくする必要があり、安い製 品を選択することになる。安い製品の故障や極端な効率低下など、その時点で見えていな いリスクはあまり考慮されない傾向がある。 上記のように、日本製品購入の意思決定がなされないのであれば、製品メーカーがプロ ジェクトの意思決定者側に入り、将来の潜在リスクを低下させるため、日本製品購入の意 思決定をするという方法がある。メーカーであっても、製品を最終商品とせず、太陽光発 事業であれば、発電された電力を最終商品とするビジネスの土俵で勝負するということで ある。 製品価格を低下させる方法としては、現地生産比率を高めることが、最も現実的な方法 といえる。太陽光モジュールであれば、モジュール製造部分を現地で行うなどの方法であ る。 S-10 c. 運営管理 人件費の高さと円高から、上記の資機材供給と同様、我が国企業の優位性は非常に低い と言える。 ②技術面 技術面からの検討は、資機材供給と運営管理について行った。出資及び融資の検討は、 経済面から検討した通りである。 a. 資材供給 効率の高さと信頼性の高さからどの資機材供給においても我が国企業の優位性は高い。 この優位性が、ライフサイクルで評価して、先に述べた経済面での劣位を克服できるので あれば、我が国企業の資機材供給も可能である。しかし、そのことを証明し、プロジェク ト実施者やプロジェクトへの出資者を納得させるのはなかなか難しい。状況を整理すると、 以下の通り評価できる。 ・ 我が国企業供給資機材は国外企業供給資機材に比較し大幅に高い。 ・ 第三国企業の供給資機材も他プロジェクトでの採用実績が多く、その効率・信頼 性は本プロジェクトを成立させる高い障害とはいえないレベルにある。 ・ 我が国企業供給資機材の技術的優位性が価格差による経済的劣位を克服できるこ とを、プロジェクト実施者やプロジェクトへの出資者に証明し、彼らに日本製品 採用を決断させるだけのデータとしての説得根拠が不足している。 b. 運営管理 「プロジェクト立ち上げ時の運営管理」、「運転開始後の運営管理」ともに我が国企業の 技術面での優位性は高い。一方、先に述べた通り経済面では人件費が高いことから、優位 性は低い。しかし、太陽光発電の導入及び運転実績のあるマレーシア企業は無いことから、 プロジェクトが軌道に乗るまでの期間、つまり、プロジェクト立ち上げ時、我が国企業の 本プロジェクトへの参画は必須と考えられる。 （７）案件実現までの具体的スケジュール及び実現を阻むリ スク ①事業実施に必要となる許認可 事業実施までに必要となる許認可は以下の通りであるが、日本（第三国）企業が固定価 格買取制度事業者になるためには、ローカル企業と合弁会社（ローカル資本 51%以上）を設 立する必要がある。 ・固定買取制度事業者の承認申請 申請機関：持続可能エネルギー開発庁 ・再生可能エネルギー電力購入合意書 相手機関：配電公社 S-11 ・発電事業ライセンスの承認申請 申請機関：エネルギー委員会 固定買取制度事業者への申請には、土地使用に関する合意書、システム基本設計、配電 公社による系統解析結果、地元政府への事業確認、資金調達計画及び具体的な事業計画の 提出が必要となる。 ②実現への課題 プロジェクト実現には、事業の経済性の向上が最大の課題であり、その解決策と取り組 み状況は以下の通りである。 a. 10MW 設備の建設コスト 2,500 ドル/kW 以下の実現 建設コスト 2,500 ドル/kW 以下が実現できれば、プロジェクトの実施は十分可能である。 ローカルのシステムインテグレータによる概算見積から、建設コスト 2,500 ドル/kW 以下の 実現性は十分にあると判断できる。しかしながら、設備容量が１MW を超える場合、固定 買取価格が安くなるため、事業の経済性が低くなり、事業として成立しなくなる。今後は、 設計、見積内容を精査し、建設コストを更に安く抑えることを検討する。 b. 低金利の長期プロジェクトファイナンスの実現 マレーシア市中銀行であれば、10-15 年の長期ファイナンスは十分可能である。金利につ いては、 「環境技術ファイナンススキーム」などマレーシア政府の優遇措置を適用できれば、 金利５%程度のファイナンスは実現可能である。 c. 安価で長期使用できる遊休地の確保 計画候補地のイポーのサイトの土地所有者は、地方政府であり、土地使用権利者は地元 の民間企業である。他の民間企業の遊休地に比べ、安価であり、長期的に使用できる土地 である。プロジェクト実施に向けて土地の使用方法について土地使用権利者と協議中であ る。 ③制度の見直しによるリスク 固定価格買取制度に基づいて実施される事業であるため、制度の見直し、修正等により 影響を受ける可能性がある。太陽光発電に対する 2014 年下期以降の割当量は決まっていな い。2014 年上期までの割当分の受け付けでは、相当数の事業者及びプロジェクトが申請さ れたことから、１申請当たりの容量制限が設けられた。このような制度の修正が、発電規 模の見直しなど実施工程や設計に影響を受ける可能性がある。 S-12 （８）調査対象国内での事業実施地点が分かる地図 プロジェクト候補地 地図出典: CIA(米国中央情報局)ウェブサイト/マレーシア国測量地図局ウェブサイト を基に 調査団作成 S-13 第１章 相手国、セクター等の概要 （１） 相手国の経済・財政事情 ① 経済事情 マレーシアの 2009 年における国内総生産 （Gross Domestic Product: GDP） は 1,916 億ドル、 一人当たりの GDP は 6,975 ドルとなっており、上位中所得国に分類される。 マレーシア経済を GDP 成長率からみると、1980 年代後半から 1997 年のアジア通貨危機 までは、GDP 平均成長率が約９%の高い経済成長を保っていた。アジア通貨危機では、7.4% のマイナス成長に陥るも、金融緩和による景気刺激策や日本からの大規模な資金援助等に より経済は持ち直した。以降の 2002 年から 2007 年までは好調であり、この期間の GDP 平 均成長率は約６%の安定的成長を維持していた。しかし、2008 年の世界経済危機の影響によ り経済が減速し、GDP 成長率は 4.6%に留まり、2009 年には 1.9%のマイナス成長に転落し た。その後、世界経済の拡幅や積極的な財政金融政策もあり、2010 年の GDP 成長率は 7.2% と大きく回復した。図１-１に 1990 年から 2010 年までの実質 GDP 成長率と一人当たりの GDP の推移を示す。 10,000 15 8,000 10 6,000 5 4,000 0 2,000 -5 0 実質GDP成長率（%） 一人当たりのGDP（ドル） 図 １-１ 実質 GDP 成長率と一人当たりの GDP の推移 -10 一人当たりのGDP（ドル） 実質GDP成長率（%） 出典：マレーシア中央銀行報告書を基に調査団作成 ② 財政事情 マレーシア政府における 2009 年度における収入は、表１-１に示すように 1,586 億リン 1-1 ギット（Ringitt Malaysia : RM）であり、対 GDP 比で 30%となっている。これに対して、同 年における支出は 2,061 億リンギットとなっており、475 億リンギットの赤字となっている。 表 １-１ マレーシア政府の財政収支 歳入 年 億リンギ 歳出 GDP 比率（%） 収支 億リンギ 億リンギ GDP 比率（%） 2000 619 17.4 815 -196 -5.5 2001 796 22.2 979 -183 -5.1 2002 830 22.0 1,038 -208 -5.5 2003 913 22.9 1,035 -122 -3.1 2004 913 21.4 1,188 -275 -6.5 2005 977 21.8 1,250 -273 -6.1 2006 1,235 26.0 1,427 -192 -4.0 2007 1,399 27.6 1,606 -207 -4.1 2008 1,598 30.2 1,954 -356 -6.7 2009 1,586 30.4 2,061 -475 -9.1 出典：マレーシア中央銀行報告書を基に調査団作成 （２） プロジェクトの対象セクターの概要 ① エネルギー関連基本政策 マレーシアでは、オイルショック以降、エネルギー供給源の多様化及び安定化に向けた 取り組みを進めている。同国のエネルギー政策はマレーシア首相府経済企画院のエネルギ ー部門によって策定され、 「国家エネルギー政策：National Energy Policy（1979 年） 」に基づ き、以下の３つの基本理念により国家の経済発展をサポートすることを目的としている。 ・供給目的： 適切かつ安全な費用対効果の高い非再生可能及び再生可能エネル ギーを、国有のエネルギー資源の開発を通じて供給を保証するこ と。 ・利用目的： エネルギーの効率的な利用を促進し、エネルギー消費の無駄と非 生産的な利用方法を止めさせること。 ・環境目的： エネルギー生産、輸送、変換、利用及び消費の環境への負の影響 を最小限に抑えること。 同国政府は、上記目的を達成するため、現在次のような具体策を掲げている。 ・供給の安全： 発電用燃料の種類や資源、技術の多様化、国有エネルギー資源を 最大限に利用することで、不測の事態に対応するための十分な予 備容量を確保する。 ・十分な供給： 需要予測、適切なエネルギー価格の設定、需要に合わせた供給計 1-2 画の策定を行う。 ・効率的な供給： 電力供給産業の競争を促進する。 ・高投資効果： 電力システムソフトを使用した最小限のコストで、需要に合わせ た的確な供給計画を提供する。 ・持続可能な供給： 再生可能エネルギーやコージェネレーションの開発を促進する。 ・品質供給： 多様な価格設定により顧客需要に合わせる。 ・効率的な利用： ベンチマークの設定、省エネ診断、財務/財政的インセンティブ、 技術開発、ESCO（Energy Service Company）の促進、ラベリング、 正しい価格設定、エネルギー管理により省エネルギーを推進する。 ・環境負荷の低減： 環境影響のモニタリングを実施し、再生可能エネルギーの利用促 進、転換を推進する。 また、同国のより具体的な国家発展計画を５ヶ年ごとに定めた「マレーシア計画」 （第８ 次以降）においてもエネルギー供給の安定化、再生可能エネルギーの導入促進、省エネル ギーの推進などのエネルギー政策が掲げられている。 ② エネルギー政策に関わる組織 a. 経済企画院（Economic Planning Unit: EPU） 経済企画院（EPU）は、1961 年にマレーシア首相府の下に設立され、国家の開発計画を 策定する主要な政府系責任機関である。 経済企画院のエネルギー部門は以下のような主要な役割を担っている。 ・エネルギー分野の持続的な開発のための戦略及び政策の策定 ・ガス石油産業の開発促進 ・エネルギーの品質、供給コスト、安全の保証 ・省エネルギー及び再生可能エネルギーの促進 ・エネルギー開発に関わるプログラムの実施と評価 1-3 経済企画院の組織図は、図１-２に示す通りである。 図 １-２ 経済企画院の組織図（2012 年１月時点） 出典：経済企画院のホームページを基に調査団作成 b. エネルギー・環境技術・水省（The Ministry of Energy, Green Technology and Water: MEGTW） エネルギー・環境技術・水省（MEGTW）は、マレーシアにおける電力供給、方針及び戦 略を策定する責任省庁であり、2009 年４月の内閣改造で、エネルギー・水・通信省に代わ って設立された。 エネルギー・環境技術・水省の主な役割は以下の通りである。 ・エネルギー、水、環境技術に係る政策、法的な枠組み、規制などの策定 ・国家開発目標に沿った目標の設定 ・効率的なマネージメントシステムとモニタリングシステムの開発 1-4 エネルギー・環境技術・水省の組織図は図１-３の通りである。 図 １-３ エネルギー・環境技術・水省の組織図（2012 年１月時点） 大臣 Y.B. Dato' Sri Peter Chin Fah Kui 副大臣 Y.B. Dato' Noriah Kasnon 水資源公共委員会 副委員長 Dato' Ismail Kasim 事務局長 Datuk Loo Took Gee 副事務局長（環境技術・水担当） Pn. Hjh. Nor’ Aini bt Abdul Wahab 水担当 上級次官 En. Sutekno Ahmadbelon エネルギー委員会 事務局長 Tan Sri Datuk Dr. Ahmad Tajuddin Ali 副事務局長（エネルギー担当） En. Badaruddin Mahyudin 環境技術担当 上級次官 En. Somasundram Ramasamy エネルギー担当 上級次官 En. Somasundram Ramasamy （管理運営） 上級次官 Tn. Haji Kamaruddin bin Daud 水公共政策部 次官 Pn. Rogayah binti Kadari 環境技術政策部 次官 En. Mothi A/L Sk Kothandabhany エネルギー供給部門 次官 En.Jaya Singam Rajoo 人材資源部 次官 Pn. Fatimah Binti Jusoh 水公共規制部 次官 Pn. Noor Afifah Abd Razak 規制開発部 次官 En. Asdirhyme Bin Abdul Rasib 持続可能エネルギー部 次官 Pn. Che Zuriati Hj. Muda 開発部 次官 En. Mahizan bin Mokhtar 持続可能エネルギー部 次官 En. Rahman Mohd Din 情報管理部 次官 En. Mohamed Adani Bin Hj Ahmad 政策企画・国際連携部 次官 En. Anbalagan Kannan 内部監査課 課長 Pn. Johanna binti Ngadimun 企業課 課長 Pn. Nur Ashikin Othman 法務部 次官 Pn. Rozi Binti Bainon 上水道局 局長 Ir. Dr. Hasnul Bin Mohamad 予算管理部 次官 En. Wong Tin Song 下水道局 局長 Tn. Hj. Mohd Akhir bin Md. Jiwa PPAMPS 局長 Ir. Dr. Zullkefle bin Nordin 出典：エネルギー・環境技術・水省のホームページを基に調査団作成 1-5 ③ マレーシアにおける一次エネルギー需給動向 マレーシアの一次エネルギーの種別ごとの最終需要の推移は表１-２に示す通りである。 マレーシアの原油生産は、近年安定している。 表 １-２ 一次エネルギーの最終需要の推移 2008 (*3) 石油製品 電気 天然ガス 石炭・コークス Total 注: 2009 (PJ) 1,010.0 59.1% 347.0 20.3% 285.0 16.7% 67.0 3.9% 1,709.0 100.0% (PJ ) 1,023.0 54.4% 334.0 17.8% 450.0 23.9% 72.0 3.8% 1,879.0 100.0% *1 予備データ *2 予測データ *3 PJ：ペタジュール 2010 (*1) (PJ) 1,041.0 58.6% 359.0 20.2% 304.0 17.1% 71.0 4.0% 1,775.0 100.0% 2011 (*2) (PJ) 1,072.0 58.2% 371.0 20.1% 324.0 17.6% 75.0 4.1% 1,842.0 100.0% 出典：経済企画院の資料を基に調査団作成 アジア通貨危機後、マレーシアの国内石油製品は再び増加し、10 年以内には石油輸入国 にあることが予想されている。 ④ マレーシアにおける電力需給動向 マレーシアにおける電力供給は、マレー半島部でのテナガナショナル電力公社（Tenaga National Berhad: TNB） 、サバ州でのサバ電力公社（Sabah Electricity Sdn. Berhad : SESB） 、サ ラワク州でのサラワク電力公社（Sarawak Energy Berhad: SEB）の、計３社によって行われ ている。 マレーシアの電力供給に関する最大需要、供給能力の 2008 年からの推移は表１-３に示 す通りである。電力供給能力は、2000 年から 2009 年の間に 20%増加した。2011 年の電力供 給能力は２万 5,000MW、最大需要は１万 7,000MW を超えるものと想定されている。また、 人口一人当たりの電力需要も年々増加し、2030 年までには経済開発協力機構（Organization for Economic Co-operation and Development : OECD）の平均値を超えると予想されている。 1-6 表 １-３ 各電力公社の供給量と供給能力 電力公社 テナガ ナショナル （2010） 15,072 21,817 54.0% 40.0% 5.2% 0.8% 最大需要 （MW） 供給能力 （MW） 電源構成割合 サバ電力 （2010） サラワク電力 （2009） 760 866 31.0% 57.0% 9.0% 3.0% 1,036 1,230 53.0% 34.0% 8.0% 5.0% - 天然ガス 石炭 石油 水力 ディーゼル 再生可能エネルギー 出典：経済企画院の資料を基に調査団作成 プロジェクト対象地域となるマレー半島においては、総発電能力は、2008 年の１万 9,723MW から 2009 年に 10.6%増加し、２万 1,817MW となっている。 図 １-４ 2009 年のマレー半島における総発電能力と最大需要 出典：テナガナショナル電力公社の資料 “Electricity Supply Industry in Malaysia”を基に調査団作成 ⑤ 再生可能エネルギー政策 マレーシアの電力供給産業の開発は、 「国家エネルギー政策：National Energy Policy（1979 1-7 年） 」 、 「４燃料多角化戦略：Four Fuel Diversification Policy（1981 年） 」及び「第５燃料政策： （2001 年） 」によって方向付けられている。 再生可能エネルギーは、 「第８次マレーシア計画：Eighth Malaysian Plan（2001-2005） 」に おいて新たに策定された第５燃料政策の中で、５番目のエネルギーとして位置付けられた。 第８次マレーシア計画による再生可能エネルギーの開発は、同計画の最終年である 2005 年 までに国の電力需要の５%（500MW）を占めることを目標とされた。しかしながら、2005 年 12 月時点で再生可能エネルギーによる発電供給能力は 0.12%（12MW）に過ぎなかった。 そこで、マレーシア政府は「第９次マレーシア計画：Ninth Malaysian Plan （2006-2010） 」 において、第５燃料政策の継続及び再生可能エネルギーのさらなる開発促進ための政策を 掲げた。第９次マレーシア計画では、再生可能エネルギーの開発は、2010 年までに 350MW の導入を目標とされた。しかしながら、2010 年末までに系統に連系された再生可能エネル ギーによる発電供給量は 62.3MW であった。 図 １-５ マレーシア計画による再生可能エネルギーの導入目標と達成量 第8次マレーシア計画 (2001-2005) 再生可能エネルギーの導入目標: 500MW わずか 12MW 第9次マレーシア計画 (2006-2010) 再生可能エネルギーの導入目標: 350MW (マレー半島側で300MW , サバ州で50MW) 62.3 MW (系統連系) 出典：調査団作成 このような状況において、マレーシア政府は、より積極的な再生可能エネルギー開発の ための基礎となる「国家再生可能エネルギー政策及び行動計画（National Renewable Energy Policy and Action Plan : NREPAP） 」を 2010 年４月に承認した。 1-8 第 10 次マレーシア計画（2011-2015）においては、再生可能エネルギー投資に対するイ ンセンティブの強化、2015 年までに再生可能エネルギーによる発電供給能力を 985MW に 引き上げる目標が掲げられている。 更に、2011 年４月には、再生可能エネルギーによる発電の固定価格買取（Feed-in Tariff : FiT）制度の導入を盛り込んだ「再生可能エネルギー法案（Renewable Energy Act 2011） 」及 び固定価格買取制度実施機関の設置を目的とした「持続可能エネルギー開発庁法案 （Sustainable Energy Development Authority Act 2011）」が可決された。 ＜再生可能エネルギー法案＞ Part I: 序文 Part II: 固定価格買取制度 Part III: 再生可能エネルギーの接続、購入、配電 Part IV: 固定価格買取 Part V: 再生可能エネルギーファンド Part VI: 情報収集権限 Part VII: 施行 Part VIII: 一般 Part IX: 救済及び移行 ＜持続可能エネルギー開発庁法案＞ Part I: 序文 Part II: 機関 Part III: 機関の権限と機能 Part IV: 機関の職員 Part V: 資金 Part VI: 一般 上記法案に基づき、2011 年９月から持続可能エネルギー開発庁及び再生可能エネルギー の政府系ファンドが設立され、2011 年 12 月から固定価格買取制度が導入された。 マレーシアで再生可能エネルギーによる発電事業を実施する場合は、上記の再生可能エ ネルギー法案及び持続可能エネルギー開発庁の監督の下で行われる。 ⑥ a. 国家再生可能エネルギー政策及び行動計画 再生可能エネルギー政策 2010 年５月に承認された国家再生可能エネルギー政策及び行動計画の中で、以下の５つ の目標が掲げられている。 ・国内の総発電量に占める再生可能エネルギーの割合の増加 ・再生可能エネルギー産業の育成、促進 ・再生可能エネルギー発電コストの適正化 1-9 ・次世代のための環境負荷の低減 ・再生可能エネルギーの役割と重要性に対する意識の向上 b. 目標達成のための戦略 マレーシア政府は、上記の５つの目標を達成するために、５つの戦略的な行動計画を示 している。 行動計画１：適切な規制の枠組の導入 行動計画２：再生可能エネルギービジネスを支援する環境の提供 行動計画３：人材の育成と能力開発 行動計画４：再生可能エネルギーの研究開発の強化 行動計画５：再生可能エネルギー支援プログラムの開発と実行 c. 導入目標 国家再生可能エネルギー政策及び行動計画の中で、国内の総発電量に占める再生可能エ ネルギーの割合を 2015 年には全体の５%、2020 年には９%、2030 年には 12%に増やしていく 目標が設定されている。 表 １-４ 再生可能エネルギー導入目標 年 全再生可 再生可能 再生可能エ 再生可能エ 年間 CO2 削減 能エネル エネルギー ネルギーの ネルギーの 量 ギー の容量割合 年間発電量 発電量割合 （MW） （t-CO2） （GWh） 2015 985 ６% 5,385 ５% 3,715,415 2020 2,080 11% 11,246 ９% 7,759,474 2030 4,000 17% 17,232 12% 11,889,887 2050 21,370 73% 44,208 24% 30,503,589 出典：国家再生可能エネルギー政策及び行動計画を基に調査団作成 ⑦ 持続可能エネルギー開発庁 持続可能エネルギー開発庁（Sustainable Energy Development Authority: SEDA）は、 「持続 可能エネルギー開発庁設置法案（Sustainable Energy Development Authority Act 2011 [Act 726]）」の基に新たに組織された政府機関である。同庁は、「再生可能エネルギー法案 （Renewable Energy Act 2011 [Act 725]） 」の基で義務付けられている固定価格買取制度の実 施を管理するために、エネルギー・環境技術・水省の下部組織として設立された。 1-10 図 １-６ 持続可能エネルギー開発庁の位置付け エネルギー・環境技術・水省 エネルギー部門 再生可能エネルギー 環境技術部門 部門 電力部門 持続可能エネ ルギー開発庁 エネルギー委員会 実施機関 監視機関 水部門 FiT制度導入に伴い新設された組織 出典：調査団作成 持続可能エネルギー開発庁は、 「再生可能エネルギー法案（Renewable Energy Act 2011[Act 725]）」及びその他の再生可能エネルギーに関する法律で以下のような役割を与えられてい る。 ・ 再生可能エネルギーの促進のための活動、政策、法律上の提言を含むすべての問 題に関して大臣及び関連政府機関への適切な助言 ・ 国の再生可能エネルギー政策の実行 ・ 再生可能エネルギーの開発、促進 ・ 固定価格買取制度の実行、管理、及び見直し ・ 再生可能エネルギー法の実行と法に関する政府への助言 ・ 再生可能エネルギーの開発に適用できる財政的な優遇制度の推奨 ・ 再生可能エネルギーセクターへの民間投資の促進 ・ 再生可能エネルギー分野の人材育成と能力開発にための教育などの実施 ⑧ 固定価格買取制度 2011 年４月に可決された再生可能エネルギーによる発電の固定価格買取制度では、再生 可能エネルギーが、バイオガス（ごみ埋め立て地、下水処理を含む） 、バイオマス（固形廃 棄物を含む） 、小水力、太陽光発電の４つのカテゴリーに分類され、その概要は以下の通り である。 1-11 a. 再生可能エネルギー導入目標 表 １-５ 固定価格買取制度による再生可能エネルギー導入目標（MW） 年 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 バイオガス バイオマス 固形廃棄物 20 110 20 35 150 50 50 200 90 75 260 140 100 330 200 125 410 240 155 500 280 185 600 310 215 700 340 240 800 360 350 1,190 380 410 1,340 390 小水力 60 110 170 230 290 350 400 440 470 490 490 490 太陽光 計 9 20 33 48 65 84 105 129 157 190 455 1,370 219 365 543 753 985 1,209 1,440 1,664 1,882 2,080 2,865 4,000 出典：エネルギー・環境技術・水省発行のハンドブックを基に調査団作成 b. 買取価格 買取価格は、エネルギーごとに表１-６から表１-９に示す通りである。導入容量により価 格が異なり、条件を満たすことによりボーナス価格が適用されるが、一方で逓減率が設定 されている。継続期間はバイオガスとバイオマスが 16 年、小水力と太陽光発電が 21 年と なっており、事業開始時の適用価格が継続期間中の固定価格となる。 表 １-６ バイオガスの買取価格 買取価格 (RM/kWh) 買取期間（年） 逓減率（％） 4MW以下 0.32 16 0.50 4MW～10MW以下 0.30 16 0.50 10MW～30MW以下 0.28 16 0.50 +0.02 16 0.50 +0.01 16 0.50 +0.08 16 1.80 再生可能エネルギー設置容量 発電効率40%を上回るガスエンジン技術を導入し た場合 国内で製造もしくは組立てられたガスエンジンを導 入した場合 ごみ埋立地もしくは下水処理発生のガスを燃料と した場合 出典：エネルギー・環境技術・水省発行のハンドブックを基に調査団作成 1-12 表 １-７ バイオマスの買取価格 再生可能エネルギー設置容量 10MW以下 10MW～20MW以下 20MW～30MW以下 ガス化技術を導入した場合 総合効率14%を上回る発電技術を導入した場合 国内で製造もしくは組立てられたガス化技術を導 入した場合 地方自治体管理の固形廃棄物を燃料とした場合 買取価格 (RM/kWh) 0.31 0.29 0.27 +0.02 +0.01 買取期間（年） 逓減率（％） 16 16 16 16 16 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50 +0.01 16 0.50 +0.10 16 1.80 出典：エネルギー・環境技術・水省発行のハンドブックを基に調査団作成 表 １-８ 小水力発電の買取価格 買取価格 (RM/kWh) 0.24 0.23 再生可能エネルギー設置容量 10MW以下 10MW～30MW以下 買取期間（年） 逓減率（％） 21 21 0 0 出典：エネルギー・環境技術・水省発行のハンドブックを基に調査団作成 表 １-９ 太陽光発電の買取価格 再生可能エネルギー設置容量 4kWp以下 4kWp～24kWp以下 24kWp～72kWp以下 72kWp～1MWp以下 1MWp～10MWp以下 10kWp～30MWp以下 建物に設置した場合 建築部材として設置した場合 国内で製造もしくは組立てた太陽光モジュールを 導入した場合 国内で製造もしくは組立てたインバータを導入した 場合 買取価格 (RM/kWh) 1.23 1.20 1.18 1.14 0.95 0.85 +0.26 +0.25 買取期間（年） 逓減率（％） 21 21 21 21 21 21 21 21 8 8 8 8 8 8 8 8 +0.03 21 8 +0.01 21 8 出典：エネルギー・環境技術・水省発行のハンドブックを基に調査団作成 c. 申請手順 固定価格買取制度による発電事業までの申請手順は、図１-７の通りであり、事業実施に 必要となる許認可は、以下の通りである。 ・固定価格買取制度事業者の承認申請 申請機関：持続可能エネルギー開発庁 ・再生可能エネルギー電力購入合意書 相手機関：配電公社 ・発電事業ライセンスの承認申請 申請機関：エネルギー委員会 1-13 Step ２にある通り、固定価格買取制度事業者への申請には、土地使用権に関する合意書、 システム基本設計、配電公社による系統解析結果、地元地方政府への事業確認、資金調達 計画及び具体的な事業計画の提出が求められている。 図 １-７ 申請手順 Step1 下記要項の確認 ・固定価格買取制度の要件 ・再生可能エネルギーの要件 ・技術および運用要件 ・再生可能電力購入合意書 ・再生可能エネルギーの割当 Step2 ・土地使用権に関する合意書 ・システム基本設計 ・配電公社による系統解析結果 Step6 ・事業着手の通知 ・再生可能エネルギー設備の設置および系統連系工 事 ・地元地方政府への事業確認 ・資金調達計画 ・具体的な事業計画 Step7 ・売電メーターの設置 Step3 固定買取制度事業者への承認申請 Step8 ・中高圧の系統連系の場合、有資格者による運転開始 前の検査 ・アクセプタンステストの実施 承認 Step4 ・配電公社との再生可能電力購入合意書の締結 ・持続可能エネルギー開発庁へ締結済みの再生可能 電力購入合意書の提出 ・エネルギー委員会への電気事業ライセンスの承認の 仮申請 Step5 ・融資契約署名と融資実行手続条件の成立 ・エネルギー委員会への電気事業ライセンスの承認の 申請 Step9 ・持続可能エネルギー開発庁および配電公社へ固定 買取開始日の事前通知 ・固定買取の開始 Step10 ・売電メーターの検針 ・配電公社の認証機関への電気料金請求 ・料金請求30日以内に配電公社から発電事業者への 支払 出典：持続可能エネルギー開発庁のホームページを基に調査団作成 申請等に必要となる情報については、全て持続可能エネルギー開発庁のホームページで、 公開されている。 固定価格買取制度事業者への申請受付は、図１-８の通り、ウェブによるオンライン申請 も開始されており、2011 年 12 月１日の受付開始直後は、一時的にアクセスできない状況に 1-14 なったようであるが、その後、特に問題なく実施されている。 図 １-８ オンライン申請のログインページ 出典：持続可能エネルギー開発庁のホームページ 1-15 d. 再生可能エネルギー基金 マレーシアの固定価格買取制度の実施資金は、税収から予算を充てるのではなく、電気 の利用者にそのコストを負担させる仕組みの「再生可能エネルギー基金」で運営される。 負担コストは全体の電気料金の１%を上限としている。再生可能エネルギー基金は、持続可 能エネルギー開発庁の管理下で運営され、固定価格買取制度の実施に係る経費、及び配電 公社への買取価格の返済に使用される。 図 １-９ 再生可能エネルギー基金の仕組み 再生可能エネルギー基金 再生可能エネルギー基金 (SEDA) (SEDA) 全体の電気料金の１％ 全体の電気料金の１％ 買取価格と市場価格の差分支払 配電公社 配電公社 全体の電気料金 全体の電気料金 配電事業者から固定買取に関わる支払 全体の電気料金の１％ 電気利用者 固定価格買取制度事業者 出典：FiT ハンドブックを基に調査団作成 （３） 対象地域の状況 マレーシアは表１-10 及び図１-10 に示す通り、日射量が多く、太陽光発電には適した 場所であると言える。主要都市における年間平均日射量（kWh/m2）は表１-10 の通りであ る。 1-16 表 １-10 主要都市における年間平均日射量 出典： 「国家再生可能エネルギー政策及び行動計画」 図１-10 のマレーシアの日射量の分布によると、マレーシア半島においては、北部の方 が日射量が多いことが判る。 図 １-10 マレーシアの日射量分布図 出典： 「国家再生可能エネルギー政策及び行動計画」 1-17 第２章 調査方法 （１） 調査内容 2011 年 12 月に導入された固定価格買取制度に関する情報を収集し、太陽光発電事業の事 業性を評価し、日本企業の参画を検討する。 また、金融機関からの情報収集、特に、環境負荷低減に関わるプロジェクトへの特別融 資などのファイナンス環境を調査し、事業に適したファイナンスモデル、事業スキームを 検討する。 a. 固定価格買取制度について 制度全般、買取価格、期間及び事業者の許認可などの事業環境に関する調査を実施する。 b. 系統連系の技術要件 配電公社との協議により、系統連系に関する技術要件を確認する。 c. 環境・社会分析 環境社会影響については、国際協力機構（Japan International Cooperation Agency : JICA） 「JICA 環境社会配慮ガイドライン」の「別紙４スクリーニング様式」及び国際協力銀行 （Japan Bank for International Cooperation : JBIC） 「環境社会配慮確認のための国際協力銀行ガ イドライン」の参考資料「スクリーニングフォーム」並びに「チェックリスト一覧表」を 参考に整理する。 d. 設備の概略設計及び事業費算出 実施候補地の踏査を実施し、系統との連系点の確認及び設備の概略設計を実施する。概 略設計に基づき、事業費を算出する。 e. 資金調達計画 マレーシアでのファイナンス環境を調査し、資金調達計画を策定する。 f. 事業性評価 上記の調査結果から事業性を評価し、日本企業が参画する場合の事業スキーム（モデル） を検討する。 g. 環境負荷低減効果（CO2 排出量削減効果） プロジェクト実施による環境負荷低減効果（CO2 排出量削減効果）を算出する。 h. 課題整理 事業実施に向けた課題を整理する。 2-1 （２） 調査方法・体制 ① 国内作業 a. 調査実施準備作業及び既存関連資料の整理、分析 b. 情報収集及びその情報分析 c. 事業環境（ファイナンス、法律・規制、優遇措置）検討及び設備の概略設計・積算 d. 経済性評価及び事業スキーム検討 ② 現地作業 現状確認、関係者協議 b. 建設候補地の現地踏査、金融機関及び政府関係機関へのヒアリング調査 c. 資金調達検討、事業費積算、系統連系に関わる技術協議 d. 事業実施に向けた関係機関との協議 ③ a. プロジェクトサイトの選定方法 オリックス株式会社の現地法人から調査実施前に図２-１にある 19 カ所の候補地が提示 された。この候補地から調査対象サイトとして５サイト程度を一次選定するための条件を 以下のように設定し、絞り込みを行った。 条件１：１MW 程度以上の太陽光発電設備が設置可能であること 条件２：長期（21 年以上）的な利用が可能であること 条件３：系統連系点が確認できること 条件４：更地であること 条件５：本調査期間中に現地踏査への協力が得られること 2-2 図 ２-１ 候補地一覧 出典：調査団作成 2-3 19 サイトの候補地に対し、ヒアリング調査を実施、回答が得られかつ条件を満たす候補 地が以下の４カ所だけであり、その４カ所を調査対象サイトとして、現地踏査を実施した。 イポー（Ipoh）のスズ採掘跡地 （No.15） b. クアンタン（Kuantan）の工業団地の遊休地２カ所（No.18） c. ジョホール（Johor）の工業団地の建物屋根上（No.19） ④ a. 調査体制 本調査は、日本工営株式会社及びオリックス株式会社によって実施された。本調査団の 体制を図２-２に示す。 図 ２-２ 調査団の体制 幹事法人：日本工営株式会社 技術担当１ 太陽光発電および系統連系 福地 智恭 コンサルタント海外事業部 副技師長 電力事業本部 プラント事業部 エネルギーソリューション部 プロジェクトマネージャー 事業計画 森 務 ｴﾈﾙｷﾞｰｿﾘｭｰｼｮﾝ部 課長 技術担当２ 設計、施工計画および事業費積算 小川 良輔 環境事業部 水環境エネルギー部 技術担当３（国内作業のみ） 設計、施工計画および事業費積算 松本 直也 プラント事業部 ｴﾈﾙｷﾞｰｿﾘｭｰｼｮﾝ部 環境・社会分析担当 田中 真治 社会システム事業部 環境部 再委託 共同提案者：オリックス株式会社 外注 経済財務分析担当１ 伊岡森 信臣 オリックス株式会社 グローバル事業本部 事業開発・投資グループ マレーシア ローカルコンサルタント：MIRASTECH Sdn. Bhd. 経済財務分析担当２ 塚田 清晴 オリックス株式会社 グローバル事業本部 事業開発・投資グループ サポート 現地活動担当 ORIX Leasing Malaysia Berhad 北村 崇 Assistant General Manager ・現地での事前情報収集 ・関係機関へのヒアリング調査 ・日本人調査団の現地調査サポート 出典：調査団作成 2-4 ⑤ マレーシア政府機関協議先 監督官庁： エネルギー・環境技術・水省、エネルギー局持続可能エネルギー課（組織図に ついては第１章の図１-３を参照） 実施機関： 持続可能エネルギー開発庁、固定価格買取制度課（組織図については第７章の 図７-１を参照） （３） 調査スケジュール ① 全体調査工程 本調査のスケジュールを図２-３に示す。 図 ２-３ 調査スケジュール H23年 7月 8月 現地調査 第一次現地調査 現状確認 ローカルコンサルタントとの協議 第二次現地調査 実施予定サイトの現地踏査 ファイナンス環境調査 関係機関へのヒアリングおよび協議 第三次現地調査 資金調達検討、事業費積算 系統連系協議 第四次現地調査 事業実施に向けた関係機関との協議 国内作業 国内準備作業 準備作業 既存関連資料の整理、分析 第一次国内作業 基礎情報収集 収集情報の分析 第二次国内作業 事業環境検討、 基本設計、積算 第三次国内調査 経済性評価、事業スキーム検討 第四次国内調査 調査とりまとめ 出典：調査団作成 2-5 9月 10月 11月 12月 H24年 1月 2月 ② 現地調査期間と主な調査内容 a. 第一次現地調査 出張期間：2011 年９月８日～15 日 主な調査内容：関係者間協議、候補地（No.15、 No.19）の視察 b. 第二次現地調査 出張期間：2011 年 10 月 17 日～11 月 10 日 主な調査内容： エネルギー・環境技術・水省及び持続可能エネルギー開発庁との協議、候 補地（No.18 の２カ所）の視察、環境局へのヒアリング、事業パートナー 候補企業との面談、金融機関への訪問、ローカルシステムインテグレータ への見積依頼 c. 第三次現地調査 出張期間：2011 年 12 月４日～12 月 17 日 主な調査内容： エネルギー・環境技術・水省との協議、プロジェクトサイトの現地調査、 地方の環境局へのヒアリング、ローカル金融機関への訪問、太陽光発電設 備機器の市場価格調査 d. 第四次現地調査 出張期間：2012 年１月 31 日～２月４日 主な調査内容： エネルギー・環境技術・水省との協議（調査結果説明） 、関係者間協議（今 後の取り組み） 2-6 第３章 プロジェクトの内容及び技術的側面の 検討 （１） プロジェクトの背景・必要性等 ① プロジェクトの範囲など 計画するプロジェクトは、固定価格買取価格制度の下で、太陽光発電設備を建設、運営 し、発電した電力全量をテナガナショナル電力公社へ売電する民間事業である。 発電事業を行うための特別目的会社（Special Purpose Company : SPC）を設立し、その特 別目的会社が、行うべき事項は以下の通りである。 a. 発電所サイトの土地の確保（土地使用に関する土地所有者からの同意書） b. 事業計画、資金調達計画、設備設計 c. 系統連系する配電公社による系統解析 d. 地元政府機関への届け出 e. 持続可能エネルギー開発庁への固定価格買取制度事業者の承認申請 f. 配電公社との再生可能エネルギー電力売買協定書の締結 g. エネルギー委員会への発電事業ライセンスの取得申請 h. 資金調達 i. 機器の調達、据付、運転確認試験 j. 発電設備の運営、維持、管理 プロジェクトの範囲及び太陽光発電システムの構成は、図３-１に示す通りである。 図 ３-１ 太陽光発電システムの構成 出典：調査団作成 3-1 ② 現状分析、将来予測など 太陽光発電システムは他の発電システムと比較し、故障が尐なく、メンテナンスフリー に近い。また、マレーシアでは年間を通して、比較的安定的な日射量が確保できるため、 発電事業者のリスクも、他の発電システムと比較して尐ないと言える。太陽光発電による 買取価格は決して高いとは言えないが、全体の建設コストを安価に抑えることができれば、 十分採算の取れる事業となる。 本プロジェクト実施にあたり、多くの日本製機器が採用されることが望ましい。日本製 機器優位性は高い信頼性と効率の良さである。この優位性は長期間使用して初めて理解さ れる。本プロジェクトは、日本メーカーにとって新たな市場を開拓し、長期の発電事業通 じ、日本製機器の高い信頼性と効率の良さをアピールする場となり得る。 一方、本プロジェクトを実施しない場合、日本製機器の優位性をアピールする場を失う こととなり、世界の太陽光発電市場において、中国、韓国、台湾などの他のアジア諸国に 更に後れを取ることになる。 ③ プロジェクト実施による効果・影響 本プロジェクトの実施により、以下のような効果が期待できる。 a. 環境改善（二酸化炭素排出量削減）効果 システム出力１MW の太陽光発電設備による計画地での年間の発電量は約 1,300MWh と なる。マレー半島の電力系統の排出係数は 0.672 （t-CO2/MWh）であることから、太陽光 発電設備１MW により、年間 873.6t-CO2 の二酸化炭素排出削減量が見込まれる。 （詳細は４ 章（２）に記述） b. 日本メーカーの市場参入 日本企業が本プロジェクトへ直接参加することにより、日本からの投資促進に繋がる。 また、日本の太陽光発電設備関連メーカーも本プロジェクトへの関心を持っており、機器 の提供に限らず、システムインテグレータとしての参画、あるいはプロジェクトへの直接 参加も検討している。特に、太陽光モジュールメーカーは、市場でのモジュール価格の低 下に苦しんでいる。単純な製品販売のビジネスモデルでは事業継続が困難になるとの危機 認識を持っている。このため、発電事業への参入方針を持っている太陽光モジュールメー カーも多い。コストの６割を占めるモジュールメーカーがプロジェクトへ参加することに なれば、価格面での競争力を高めることができ、日本製品を積極的に採用できる市場とな り得る。 ④ 提案プロジェクトとそれ以外の選択肢との比較検討 固定価格買取制度では、太陽光発電以外の他の再生可能エネルギーとして、バイオマス 発電、バイオガス発電、固形廃棄物燃料発電、小水力発電が示されている。 再生可能エネルギー法を基盤とした固定価格買取制度の下では、太陽光発電が唯一の上 限の無いエネルギー源として長期的に重要な役割を果たすと期待されている。更に、太陽 3-2 光発電は他の再生可能エネルギー（バイオガス、バイオマス発電、固形廃棄物燃料発電な ど）に比べ大気汚染、騒音などの環境負荷が無いことから環境面で優れている。また、太 陽光発電以外の他の再生可能エネルギー発電は、エネルギー源を確保するためにはプロジ ェクトサイトが限定的であり、太陽光発電設備に比べ設備の故障リスクが高く、一般的に 運営維持管理コストが高くなることから、日系企業が新規参入する発電事業としては、リ スクが高い。 計画するプロジェクトは、固定価格買取制度の下で、太陽光発電設備を建設、運営し、 発電した電力を全量配電公社へ売電する民間事業である。経済性が高ければ、技術的なリ スクは十分想定できるものであり、計画する太陽光発電プロジェクト以外の選択肢は考え ていない。ただし、プロジェクト実施のためには以下のような課題があり、対策等につい て比較検討し、プロジェクトの経済性を高めていく必要がある。 a. 建設コスト 2,500 ドル/kW 以下の実現 b. 低金利の長期プロジェクトファイナンスの実現 c. 安価で長期使用できる遊休地の確保 （２） プロジェクトの内容等決定に必要な各種検討 ① a. 需要予測 対象となる電力需要 プロジェクトの候補地マラッカ、クアンタン、ペナン、シャーラム、イポー、ジョホー ルはマレー半島にある。マレー半島の電力供給はテナガナショナル電力公社により行われ ている。本プロジェクトは系統連系の太陽光発電であり、そこで発電された電力は全てテ ナガナショナル電力公社の電力系統に送り込まれる。したがって、本プロジェクトの内容 決定において考慮する必要のある電力需要は、マレー半島の電力需要、つまりテナガナシ ョナル電力公社の供給する電力の需要である。 3-3 下記、図３-２にマレー半島の主要電力系統（500 kV 及び 275 kV）を示す。 図 ３-２ マレー半島の主要電力系統（500 kV 及び 275 kV） 出典： テナガナショナル電気公社プレゼンテーション資料 “Planning for Smart Grid in TNB System” ,2010 IEEE Conference 3-4 b. 電力需要の現状 下記、図３-３にマレー半島の 2008 年から 2010 年までの各月の最大電力需要を示す。 図 ３-３ マレー半島の 2008 年から 2010 年までの各月の最大電力需要 出典： Grid System Operation and Performance Report, Peninsular Malaysia: Year 2010, エネルギー委員会（Energy Commission :EC） 2010 年の最大需要は５月に発生しており、１万 5,000 MW を超えている。 3-5 下記、図３-４にマレー半島の 2008 年から 2010 年までの各月の消費電力量を示す。 図 ３-４ マレー半島の 2008 年から 2010 年までの各月の消費電力量 出典： Grid System Operation and Performance Report, Peninsular Malaysia: Year 2010, エネルギー委員会（Energy Commission :EC）, Malaysia 2010 年の月間消費電力量は５月が最大となっており、約 9,000 GWh であった。 3-6 c. 需要予測 以下に示す図３-５に 2010 年から 2030 年までのテナガナショナル電力公社における供給 対象需要のピーク需要と供給予備率の予測を示す。 図 ３-５ 2010 年から 2030 年までのテナガナショナル電力公社のピーク需要と供給予備率 の予測 出典： テナガナショナル電力公社のウェブサイト, “Why Nuclear Despite High Reserve Margin?” 2010 年の値は記録値で、1 万 5,072 MW である。その後 2020 年まで年間 3.2%の割合で 増加するとし、2020 年には２万 669 MW に達すると予測している。そして、2030 年には２ 万 5,000 MW を超えると予測している。 d. 需要予測とプロジェクト内容 固定価格買取制度の下でマレーシア政府が計画している太陽光発電の導入目標量は、 2020 年に 190 MW、2030 年に 1,370 MW である1。予測ピーク需要に対する太陽光発電の 導入目標量の割合は、2020 年に 0.9%、2030 年に 5.5%である。出力制御のできない太陽光 発電が系統に大量に接続されると、系統制御に支障をきたす。一般に、太陽光発電システ ムのプロジェクトにおいて需要予測について考慮する必要があるのは、系統需要の大きさ に対する太陽光発電システムの規模である。この点、上記の太陽光発電の導入目標量は、 1 Handbook on the Malaysian Feed-in Tariff for the Promotion of Renewable Energy, MEGTW, March 2011 3-7 系統制御に問題を発生させるレベルのものではない。本プロジェクトの内容決定において 需要予測値は制約要因とはならないと言える。 ② プロジェクトの内容を検討・決定する際に必要な問題点の把握・分析 プロジェクトの内容を検討・決定する際に必要な問題点は以下の項目と考える。 a. 気象条件 b. 計画地の土地の条件 c. 系統連系に関連する問題 d. 保守に関する問題 e. プロジェクトの低価格化の実現 a. 気象条件 気象条件として、気温、降雤量、風速、雷発生頻度、地震発生頻度がプロジェクト内容 決定に関連する検討項目である。 気象条件それぞれとプロジェクト内容の検討項目との関係は以下の通りである。 b. 気温： モジュールの種類 降雤量： モジュール設置角度 風速： モジュール架台設計強度 地震発生頻度と規模： モジュール架台設計強度 雷発生頻度： 電気回路のサージ対策 計画地の土地の条件 計画地の土地条件では、山岳地帯であること、海が近いこと、低緯度であることがプロ ジェクト内容決定に関連する検討項目である。 土地条件それぞれとプロジェクト内容の検討項目との関係は以下の通りである。 c. 山岳地帯： モジュール設置場所の選定 海が近い： 塩害対策 低緯度： モジュール設置角度 系統連系に関連する問題 系統連系に関連する問題としては、系統連系のための配電線延長を事業者側が行うのか、 テナガナショナル電力公社が行うのか明確になっていないことである。 連系のための配電線仕様は、テナガナショナル電力公社の標準となっている架空ケーブ ルとコンクリートポールを採用することで特に問題はない。 また、プロジェクトの連系が系統に与える影響については、プロジェクト実施者の費用 にてテナガナショナル電力公社がシミュレーションを行って検討することになっている。 3-8 d. 保守に関する問題 太陽光発電システムは他の発電システムと比較し、故障が尐なく、メンテナンスフリー に近い。そのシステムの中で、最も故障確率の高いのが、パワコンである。パワコンの保 守方針は、故障の尐ない信頼性の高いパワコンの導入、マレーシアでもメンテナンスサポ ートを常時受けられるメーカーのパワコンの導入、故障時にも運転継続できるよう複数台 のパワコン導入とし、実際に導入したパワコンに最適な保守方針を決める。 計画地の保守に関する問題として、計画地の人家からの距離、計画地の道路の交通量が 挙げられる。計画地が人家から離れていて、計画地への道路の交通量が尐ない場合、設備 の盗難防止対策が必要となる。 e. プロジェクトの低価格化の実現 固定価格買取制度の価格は民間事業として収益を上げるには相当厳しい設定となってい る。このため、太陽光発電システムの低価格化を如何にして実現するかが最も大きな問題 点と言える。太陽光モジュール、基礎及び架台、施工、パワーコンディショナー（以下、 パワコン） 、その他機器、系統連系設備、とそれぞれの項目で低価格化の検討を行う。 ③ 技術的手法の検討 先述した「プロジェクトの内容を検討・決定する際に必要な問題点」につき、以下にそ の解決のための技術的手法を検討する。 計画地として絞り込まれた候補地４カ所いずれにおいても、技術的手法の検討内容は同 等である。そのため、計画地として有力なイポーのケースを以下に取り上げて検討する a. 気象条件 （気温） 1971 年から 2000 年の 30 年間の月間平均データより、計画地イポーの毎月の最高気温（日 最高気温の月平均）は摂氏 32 度から 33 度、同最低気温（日最低気温の月平均）は摂氏 22 度から 24 度である2。年間通して高温である。 結晶系の太陽光モジュールはモジュール温度が高くなると効率が低下する。一方、アモ ルファス系の太陽光モジュールはこの効率低下がない。太陽光モジュールの種類決定にお いて、効率に着目すれば、アモルファス系となる。しかし、アモルファス系の太陽光モジ ュールは経年での効率低下が結晶系より大きい。 本プロジェクトにおいては、経年での効率低下の尐ないことをより重要な要素と考え、 採用する太陽光モジュールは結晶系とする。 （降雤量） 気温と同様 30 年間の月間平均データより、計画地イポーの年間降雤量は 2,428 mm、最 2 The World Meteorological Organization (WMO) specialized agency of the United Nations, http://www.worldweather.org/020/c00077f.htm#climate 3-9 も降雤量の高い月が 10 月で 297 mm、最も降雤量の低い月が１月で 132 mm である。年間を 通して降雤量が高い。 一般に、太陽光モジュールの設置角度は、年間発電電力量を最大にする場合は、緯度と 同角度とすることが推奨されている。計画地イポーの緯度は 4.42 度である。この緯度を基 準に太陽光モジュールの設置角度を決定すると、４度から５度となる。この低角度の場合、 太陽光モジュール表面にほこりや木の葉などのごみが溜まりやすくなる。これらが溜まる ことにより、発電効率が低下する。 本プロジェクトでは、計画地の降雤量が高いので、雤水による太陽光モジュール表面の 洗浄効果を利用する。太陽光モジュール表面を雤水が流れやすくするため、太陽光モジュ ールの設置角度を４度から５度より若干大きくし、10 度とする。 （風速） マレー半島全地域、風は弱い。計画地イポーの 1975 年から 2008 年までの観測データを 基に、10 年、30 年、50 年、100 年の再現期間を設定し、この期間に発生する強風の風速を 予測した報告書がある3。同報告書によると、10 年、30 年、50 年、100 年の再現期間におけ る強風はそれぞれ、毎秒 14.37 m、 19.18 m、 21.41 m、24.44 m が予測されている。 計画地で予想される強風の風速は太陽光モジュール架台の設計強度に反映させる。上記 の予測風速を参考に、太陽光モジュール架台の設計風速は毎秒 25 m とする。 （地震発生頻度と規模） マレー半島全域、地震は非常に尐ない。1973 年１月から 2012 年１月までに、計画地イポ ーから半径約 300 km 以内で発生したマグニチュード５以上の地震の記録は、13 件のみであ る4。最大値は 2006 年に発生したマグニチュード 6.3 である。いずれもイポーからの距離は 200 km 以上離れている。 従って、計画地での設計用水平震度は日本に比べて小さくなることが想定されるが、安 全側に JIS C8955（太陽電池アレイ用指示物設計標準）に示される日本の設計用水平震度の 最小値である 0.7 を用いることにする。 （雷発生頻度） マレーシアの雷の発生頻度は高い。マレーシアの年間雷雤日数（IKL: Isokeraunic Level） は 180 日程度である5。日本で雷の多い関東北部の IKL は 35 日程度であることと比較する と、マレーシアの雷の多さが理解できる。 3 Mapping of annual extreme wind speed analysis from 12 stations in peninsular Malaysia, 2010, ICOSSSE'10 Proceedings of the ９th WSEAS international conference on System science and simulation in engineering 4 U.S. Geological Survey, http://earthquake.usgs.gov/earthquakes/eqarchives/epic/epic_global.php 5 Auto-reclose performance on 275 kV and 132 kV transmission line in Malaysia, 2002, Asia Pacific. IEEE/PES 3-10 計画地イポーは、山岳地であるため、直撃雷は標高の高い山の方に落雷し、太陽光モジ ュールや関連設備に落雷する可能性は低いと考える。しかし、誘導雷が多発することは確 実である。この誘導雷による雷サージから電気回路を保護する必要がある。保護対策とし ては、機器の接地は共通接地とし確実に行うこと、避雷器（SPD）を集電箱、接続箱の入力 端、出力端の両側に付けるなど、回路ごとに並列に複数個付ける方針とする。 b. 計画地の土地の条件 （山岳地帯） 計画地イポーは山岳地であるため、山の陰に注意する必要がる。太陽光モジュールの設 置場所として確保する限られた平地においても、１日を通して日射が山にさえぎられない よう太陽光モジュールの配置には十分な注意をして設計することとする。 （海が近い） 計画地イポーでの太陽光モジュール設置予定地は、海岸から 500 m 程度の位置にある。 このため、設備には塩害対策を取る必要がある。特に、太陽光モジュール架台の材料は亜 鉛めっき材、ステンレス製またはアルミ製の材料とする。 （低緯度） 気象条件の降雤量のところで述べた通り、計画地イポーの緯度 4.42 度である。この緯度 の値と降雤量から、太陽光モジュールの設置角度を 10 度とした。 c. 系統連系に関連する問題 イポーのサイトでは、太陽光発電システムの容量は当初１MW の計画とする。この容量 は、11 kV 配電線で系統連系可能である。計画サイトから約２km 離れた地点にコンクリー ト工場があり、この工場まで 11 kV の配電線が届いている。周囲にある配電線としてはこの 配電線が最も近い位置にある。 この系統連系に関しては、テナガナショナル電力公社の現地事務所の管轄となる。調査 団が現地視察を実施した当日は、同現地事務所の系統連系担当者不在のため、協議ができ なかった。後日、調査団のローカルコンサルタントが同現地事務所と協議を行った。その 結果、接続地点で、プロジェクト側の遮断器を設置し、配電線側にテナガナショナル電力 公社の遮断器を設置することで、連系できることを確認した。 太陽光発電システムはこの配電線に接続する計画として、そこまでの配電線建設は本プ ロジェクトに含めることにする。 d. 保守に関する問題 パワコンの保守方針として、日本製品を採用する場合は、１台 250 kW 容量のパワコンを ４台導入など、複数台導入し１台故障しても他の正常なパワコンで運転継続ができるよう にする。日本製品以外であれば、マレーシアでの保守サポート体制の整っていることを第 1 選定基準、価格を第２選定基準としてパワコンの選定を行う。 盗難防止の対策としては、フェンス、外灯、監視カメラの設置を予定する。また、監視 3-11 カメラの映像を携帯電話回線からインターネット網送り、遠隔地からの監視もできるよう にする。 e. プロジェクトの低価格化の実現 本調査支援制度の目的から、本調査で形成された案件でより多くの日本製品が採用され ることが望ましい。しかし、日本製機器の価格優位性は低い。プロジェクト全体費用に占 める費用割合が大きくなる （i） 太陽光モジュールと、構成要素の中で最も故障確率が高 いため、故障の尐ないことが大きな優位性となる （ii） パワコンについては日本製品の購 入も検討する。 太陽光モジュールの低価格化では、セルを購入し、モジュール化を現地で行う方法も検 討した。この場合、モジュール組み立て機は日本製の導入を検討した。 基礎及び架台の低価格化では、工事現場の足場などに広く採用されている鉛めっき構造 用炭素鋼鋼管 （以下、亜鉛めっき単管）による基礎及び架台の製作を検討した。できるだ けシンプルな構造として、施工の低価格化も含め検討を行った。 （３） プロジェクトの計画概要 ① プロジェクトの内容決定の基本方針 再生可能エネルギーに対する固定価格買取制度が 2011 年 12 月１日に施行された。固定 価格買取制度による高値買取に必要となる費用の原資は、マレーシア国内の３電力公社の 電力需要家の電力料金に上乗せされる１%である。固定価格買取制度の設定価格は、この原 資で再生可能エネルギーの導入をできるだけ多くするため、民間企業の参入意欲をそがな い範囲で低い価格設定となっている。民間企業が参入し利益を上げるにはぎりぎりの設定 と言える。原資の制限から、マレーシア政府の掲げる再生可能エネルギーの導入目標量は、 控え目な値となっている。実際、この固定価格買取制度で再生可能エネルギーの普及が想 定どおりに進むかどうかはまだ未知数である。この１%の枠を使いきれば、さらにもう１% の電気料金上乗せ、つまり需要家電気料金の２%上乗せを実施し、固定価格買取制度の原資 を拡大して、固定価格買取制度の対象容量をさらに拡大する計画である。 つまり、2011 年 12 月時点では、マレーシア政府としても固定価格買取制度の導入は試運 転の状況と言える。うまく導入が進まなければ、固定価格買取制度の設定価格や減額割合 の調整も実施される可能性がある。うまく導入が進めば、固定価格買取制度の原資が拡大 される。 このような環境下、プロジェクトの内容決定の基本方針は、最初は小さい規模のプロジ ェクトを実施し、状況を確認しつつ、大きな規模のプロジェクトを実施するというもので ある。したがって、本調査では、最初に実施する小規模プロジェクトの発電容量を１MW と し、１ MW 設備の計画を中心に計画策定を行う。その後導入する規模を 10 MW とする。 この 10 MW 設備計画については、１MW 設備の検討結果を基に、概念設計とプロジェクト コストの概算見積りのみを行う。 3-12 ② 概念設計及び適用設備の仕様 【１MW 太陽光発電システム】 １MW 太陽光発電システムの概要は以下の通り。 （a） システム出力： 1.0 MW （b） 系統連系方法： 11 kV 配電線１回線 （c） パワーコンディショナー： 複数台設置（日本製の場合） （d） 架台基礎： 亜鉛めっきした構造用炭素鋼鋼管から成る足 場用単管（以下、亜鉛めっき単管）を用いた 杭基礎（コンクリート根巻き） （e） 架台： 亜鉛めっき単管製 （f） 昇圧変圧器： 0.4/11 kV, ３ phase, 500 kVA×２台 （g） コントロールハウス： 鉄筋コンクリート造り１階建 （h） 気象観測装置： 日射量、気温、モジュール温度 （i） データ収集・通信装置： 気象及び電力データ収集・携帯電話網による データ通信 【10 MW 太陽光発電システム】 10 MW 太陽光発電システムの概要は以下の通り。 （a） システム出力： 10.0 MW （b） 系統連系方法： 33 kV 配電線２回線 （c） パワーコンディショナー： １MW×10 台 （d） 架台基礎： 亜鉛めっき単管を用いた杭基礎（コンクリー ト根巻き）または水上設置型 （e） 架台： 亜鉛めっき単管製 （f） 昇圧変圧器： 0.4/33 kV, ３phase,５ MVA×２台 （g） コントロールハウス： 鉄筋コンクリート造り 2 階建 （h） 気象観測装置： 日射量、気温、モジュール温度 （i） データ収集・通信装置： 気象及び電力データ収集・携帯電話網による データ通信 １ MW システムも 10 MW システムもシステムのイメージは図 ３-６に示す通りである。 図 ５-１に１ MW 太陽光システムのサイトレイアウトを、図 ５-２に同システムの単線結 線を示す。 3-13 図３-６ システムのイメージ図 範囲内 範囲外 PVアレイ イ ン バータ 接続箱 集電箱 － ～ 絶縁トラ ン ス 接続箱 400V ｷｭｰﾋﾞｸﾙ 系統連系保護装置 M 11kV or 33kV 配電会社 ｷｭｰﾋﾞｸﾙ 昇圧 変圧器 パワーコンディショナー AC分電盤 PVモジュール モジュール設置用架台 気象観測装置 発電所内負荷等 パワーコンディショナー データ 収集装置 コントロールハウス内 プロジ ェクトサイト内 a. システム出力 システム出力は太陽光モジュール定格出力の合計値で１MW 及び 10 MW とする。このた め、系統連系地点でテナガナショナル電力公社の系統に供給する電力は、パワーコンディ ショナーや配電線等の損失により、発電のピーク時でもこの値より小さくなる。 また、太陽光モジュールの仕様上の出力は、モジュール表面温度摂氏 25 度での一定の条 件下によって規定される。一般に太陽光モジュールの発電効率は、モジュール表面温度が 高いほど下がる6。マレーシアのうち、今回の候補地は年間を通じて最高気温 28～34 度、最 低気温 21～24 度程度であるため、昼間の発電時の太陽光モジュール表面温度は 50～70 度 程度となることが想定される。そのため、太陽光モジュールの仕様上の出力ではなく、こ の気候条件における発電量を前提として経済性評価を行う。 b. 系統連系方法 系統連系用の配電線は１MW システムで 11 kV 配電線、10 MW システムで 33 kV 配電線 とした。配電線は架空ケーブルとする。架空ケーブル及び配電電圧ともテナガナショナル 電力公社の標準である。 候補地イポーの検討内容を以下に述べる。 系統連系地点は、11 kV 配電線の場合、道路距離で約２ km の地点にある既存 11 kV 配 電線、33 kV 配電線の場合、計画地から道路距離で約 10 km 離れたテナガナショナル電力 公社の変電所となる。 １MW の電力は 11 kV 配電線で送電可能である。10 MW の電力は 11 kV 配電線では送電 6 結晶系の太陽光モジュールの場合は、モジュール表面温度 1 度の上昇で、0.4～0.5%-W 程 度の発電電力の低下がある。 3-14 困難なため、33 kV 配電線とした。電圧 33 kV でケーブルの導体サイズが 100 mm2 程度で あれば、15 MW 程度まで送電可能である。そのため、10 MW システムは 33 kV １回線で も可能であるが、将来の規模拡大、１回線故障時にも継続送電できるよう、２回線設計と した。 c. パワーコンディショナー パワーコンディショナーは現在、１MW 規模の製品も存在する。経済性を追求すれば、 容量の大きいものを導入することが望ましい。しかし、故障確率も高い設備であるため、 11MW システムでは小容量の製品を複数台導入することとした。また、信頼性の高い日本 製の製品とする。10 MW システムでは、１MW 容量の製品を 10 台設置する。 d. 架台基礎 架台基礎には架台の部材として採用する亜鉛めっき単管を用いる。これにより、資材の 種類を尐なくし、コスト低減に貢献できる。亜鉛めっき単管を地面に打ち込み、地表面近 くでその周囲をコンクリートで固める。施工の作業工程を尐なくし、かつ、施工精度を上 げるため、亜鉛めっき単管を地面に鉛直に打ち込むための工法を、補助工具などの考案も 含め検討する。 10 MW システムで水上設置とする場合には、漁業用のフロートと亜鉛めっき単管でいか だを作り、この上に亜鉛めっき単管の架台を組む計画である。 e. 架台 亜鉛めっき単管により架台を組む計画である。亜鉛めっき単管は工事現場の足場用に広 く普及している。このため、現地で容易に入手可能、強度が強い、接続用の各種金具が製 品化されている、などの利点がある。さらに、これらの金具を利用することで、通常多く の作業工程を必要とするレベル合せを簡易に行うことが可能となる。 f. 昇圧変圧器 昇圧変圧器の電圧は、１MW システム、10 MW システムともに低圧側の電圧は、マレー シアの標準である線間電圧 400 V とする。高圧側は、配電線の電圧に合せ、１MW システ ムで、線間電圧 11 kV、10 MW システムで同 33 kV とする。油絶縁の屋外設置仕様とする。 設置台数は、１台故障時にも他の１台で継続運転可能なよう、２台設置とする。 g. コントロールハウス １MW システム、10MW システムともに鉄筋コンクリート造りとする。１MW システム では、パワーコンディショナーの数が尐ないので、１階建とする。10 MW システムでは、 ２階建とし、パワーコンディショナーを１階に設置、２階に開閉器盤、データ収集・通信 装置、その他の設備を設置し、コントロールルームとする。 h. 気象観測装置： 日射量、気温、モジュール温度を測定する気象観測装置を設置する。過去のデータより、 風は弱いので、風向・風速の観測は省略する。 3-15 i. データ収集・通信装置 データ収集装置は、気象観測データ及び電力データを収集し、自動記録するシステムと する。電力データとしては、①パワーコンディショナー入力側の電圧・電流、②パワーコ ンディショナー出力側の電圧・電流・力率、③昇圧変圧器高圧側の電圧・電流・力率・周 波数、④系統連系地点の電圧・電流・力率とする。 通信装置は、上記収集データ及び監視カメラの画像を携帯電話回線からインターネット に載せる機能を持つものとする。加えて、通信装置には、系統連系地点の電力データを収 集するため、系統連系用配電線に光ファイバーを併設し、この光ファイバーを使った有線 通信機能も持たせる。 ③ 提案プロジェクトの内容（サイト及び事業予算規模） 第２章で述べた選定方法により、絞り込まれた以下の候補地４カ所の現地踏査を行った。 a. イポーのスズ採掘跡地 b. クアンタンの工業団地の遊休地２カ所 c. ジョホールの複数の工業団地の建物屋根上 その結果、イポーのスズ採掘跡地を提案サイトとして選定した。 3-16 a. イポーのスズ採掘跡地 イポーサイトは、事業パートナー候補の１つであるマレーシア国内の会社が使用権を有 するスズ採掘場の採掘跡地である。提案プロジェクトのサイトとして使用可能な土地の面 積は 10 ヘクタール以上ある。面積から概算すると、10MW 程度の発電規模は十分可能であ る。海から近いため、塩害を考慮する必要があるとともに、既存の配電線まで２km 程度の 距離があるため、配電線の延伸が必要となる。また、整地されていないため、整地の費用 を考慮する必要がある。下図にイポーサイトの状況を示す。また、サイトレイアウト図は 第５章の 図 ５-１ サイトレイアウト図 に示した。 図 ３-７ イポーサイトの現地状況 サイト 地図 プロジェクト候補地 サイト 写真 状況 •イポー中心部から約 60km・車で２時間 •クアラルンプールから車で 4.5 時間 •スズ採掘場の遊休地 •現状利用可能面積: 10 ヘクタール以上 •必要によりさらに面積の拡大が可能（池が隣接） •民間企業（事業パートナー候補）の使用権 地図出典：CIA World Factbook / Department of Survey and Mapping Malaysia 写真出典：調査団作成 3-17 b. クアンタンの工業団地 クアンタンサイトは分譲中の工業団地であり、その中で２カ所を検討した。提案プロジ ェクトのサイトとする場合は土地の購入あるいはリースが新規に必要であり、そのコスト を見込む必要がある。購入の場合、２ヘクタール（１MW システム）で 5,400 万円程度か らと想定され、想定される事業予算規模（１MW システムの場合で２億 6,300 万円）に占 める割合は約２割と大きく、現実的ではないと判断できる。下図にクアンタンサイトの状 況を示す。 図 ３-８ クアンタンサイトの現地状況 サイト 地図 プロジェクト候補地 サイト 写真 状況 •クアンタン中心部から約 20km・車で 30 分 •クアラルンプールから車で４時間 •分譲中の工業団地区画 サイト１：ゲバン工業団地内、25.3 ヘクタール サイト２：ガンバン工業団地内 20.5 ヘクタール •現状利用可能面積: 最大 100 ヘクタール（サイト１） •工業団地開発会社が所有（購入ないしリースにより使用可能） サイト１：購入価格８億 1,700 万円 サイト２：購入価格５億 5,100 万円 •安価な他の工業団地区画も紹介も可能とのこと 地図出典：CIA World Factbook / Department of Survey and Mapping Malaysia 写真出典：調査団作成 3-18 c. ジョホールの複数の工業団地の建物屋根上 ジョホールサイトは複数の工業団地であり、建物（工場・倉庫）の大きさはまちまちで あるが、１MW 程度の設置が可能と考えられる建物も複数存在する。既存建物へモジュー ルを設置することになるため、固定価格買取制度におけるボーナスレートの適用を受ける ことが可能である。しかしながら、建物へのモジュール設置は地面への設置よりも材料費・ 工事費が割高であり7、合計で数 MW 以上もの設置を行う場合には、小規模な太陽光発電シ ステムを多数の設置場所に据え付けることになるため、工事費、維持管理費が嵩み、経済 的には不利である。既存建物の屋根あるいは屋上への基礎・架台設置のための設計を個々 の建物について検討し、設置にかかる費用を見積もり、また必要に応じて建物を補強する 必要もある。下図にジョホールサイトの状況を示す。 図 ３-９ ジョホールサイトの現地状況 サイト 地図 プロジェクト候補地 サイト 写真 状況 ・ジョホールバル中心部から約 15km・車で 0.5 時間 ・クアラルンプールからジョホールバルまで飛行機で 2.0 時間 ・工業団地内 ・現状利用可能面積:１ヘクタール程度 ・開発企業が所有している建物の屋上 地図出典：CIA World Factbook / Department of Survey and Mapping Malaysia 写真出典：調査団作成 7 “Achieving Low-Cost Solar PV: Industry Workshop Recommendations for Near-Term Balance of System Cost Reductions”, (September 2010, Rocky Mountain Institute)によると、従来の太陽光 発電システムの設置コストは、地面設置の場合は 3.50 ドル/W に対し、屋根上設置の場合 は 3.75 ドル/W と見積もられている。 3-19 なお、各サイト（イポー以外は各都市の中心地）の月毎の平均日射量は次の通りである。 表 ３-１ プロジェクトサイト候補の月毎の平均日射量 単位: kWh/平方メートル/日 平均 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 イポー(サイト) 5.11 5.23 5.66 5.70 5.55 5.16 5.19 5.10 4.92 4.90 4.64 4.56 4.67 イポー(市街地) 4.74 4.59 5.20 5.29 5.27 4.93 4.85 4.81 4.68 4.67 4.47 4.11 4.05 ジョホール 4.56 4.48 5.22 5.06 4.87 4.57 4.41 4.30 4.33 4.53 4.57 4.34 4.07 クアンタン 4.79 4.24 5.09 5.24 5.42 5.15 5.02 4.96 5.05 5.12 4.71 3.89 3.55 クアラルンプール 4.91 4.79 5.37 5.42 5.27 5.11 4.98 4.92 4.87 4.88 4.77 4.36 4.17 マラッカ 4.68 4.48 5.12 5.10 5.09 4.77 4.61 4.58 4.61 4.71 4.76 4.34 4.00 出典：米国連邦宇宙局（the National Aeronautics and Space Administration）のウェブサイト また、各サイト（イポー以外は各都市の中心地）の平均日射量の最大月・最小月と年間 想定発電量（１MW システムの場合）は次の通りである。 表 ３-２ 平均日射量の最大月・最小月と想定発電量 (１MW システム) 平均・最大・最小の日射量 イポー(サイト) イポー(市街地) 5.11 4.74 ジョホール 4.56 クアンタン 4.79 クアラルンプール 4.91 4.68 マラッカ 想定発電量 2 ( 5.70 (3月) ・ 4.56 (11月) ) 1.31 GWh/年 2 ( 5.29 (3月) ・ 4.05 (12月) ) 1.21 GWh/年 2 ( 5.22 (2月) ・ 4.07 (12月) ) 1.17 GWh/年 2 ( 5.42 (4月) ・ 3.55 (12月) ) 1.22 GWh/年 2 ( 5.42 (3月) ・ 4.17 (12月) ) 1.25 GWh/年 2 ( 5.12 (2月) ・ 4.00 (12月) ) 1.20 GWh/年 kWh/m /日 kWh/m /日 kWh/m /日 kWh/m /日 kWh/m /日 kWh/m /日 想定発電量 = 平均日射量×太陽光発電システムの容量×365(日/年)×70% (発電ロス等を考慮した効率) 出典：米国連邦宇宙局のウェブサイトを基に調査団作成 検討の結果、１カ所で比較的大容量の設置が可能で、日射量も多いイポーのスズ採掘跡 地を提案サイトとし、発電規模を、事業開始当初は１MW とし、その後 10MW まで増設す る計画とする。 提案サイトは 10 ヘクタール以上が利用可能であることに加え、隣接して 20 ヘクタール 以上の池（スズ掘削後の穴に水がたまったもの）がある。いかだ等を水上に浮かべてその 上に太陽電池を設置することも、将来的には検討する。 マレーシア現地企業のシステムインテグレータからの見積、日系企業現地法人のシステ ムインテグレータからのヒアリング、日本国内のシステムインテグレータからのヒアリン グ、及び世界的な価格動向をもとに積算を行った結果、事業予算規模は２億 6,300 万円程 度（１MW）から 23 億 1,000 万円（10MW）と積算された。積算の根拠及び過程は第５章 に示した。 3-20 ④ 提案技術・システムに関する課題及び解決策 発電事業は、システムの不備、故障等により、発電できなかった場合には、収益に与え る影響が大きい。そのため、システムの信頼性、安定性を向上する必要がある。システム 構成を検討する上で、以下を留意する。 a. 複数システムの組み合わせ 太陽光発電設備は、PV モジュール、パワーコンディショナーが主機器であり、これらの 機器に不具合、故障が発生すると、発電できなくなる。どれか一つの機器の故障により、 すべての発電ができなくなる事態を避けるために、複数システムを組み合わせた構成にす る必要がある。例えば、１MW システムの場合、250kW システムで４構成することにより、 １システムで不具合が発生しても、750kW のシステムで運用することができる。 b. 保守体制 太陽光発電設備はメンテナンスフリーに近い設備であり、多くの保守要員は不要である。 現場の保守要員として２名を雇い、交代で毎日昼間１名が現場に常駐し、業務を行う。業 務は、朝と夕に現場を巡回し、設備の破損、盗難、その他異状の有無を確認する。コント ロールハウスで、電圧、発電量、日射量などの記録を行う。また、１ヵ月でモジュール全 体を１巡できる分量で毎日モジュール表面の清掃を行う。夜間は別途、ガードマンを雇う。 盗難防止のため、①フェンス、②防犯カメラ、③外灯を設置し、防犯カメラの映像はコン トロールハウスから確認できるようにする。 発電電力量、電圧など運転状況の監視用データ及び気象データは、携帯電話回線を通し て、インターネット回線につなぎ、日本からでもモニターできるようにする。 太陽光発電設備を構成する機器の中で故障リスクが大きいものはパワーコンディショナ ーである。パワーコンディショナーについては、マレーシアで保守体制が整っているメー カーを選定するとともに、定期メンテナンス、交換部品の確保（在庫）により、故障リス クを低減する。 c. 系統連系 マレーシアでは以前から再生可能エネルギーによる発電設備を系統に連系していること から、系統連系に関する技術基準は存在している。ただし、最終的な系統連系に関わる技 術仕様の判断は、地元の配電公社との協議事項となる。連系される設備が系統に与える影 響も重要であるが、系統側の事故等が、発電設備の故障を引き起こすことがないように保 護システムを検討する。 連系保護システムの基本は、系統側の停電時に必ず連系を切り離すことである。系統側 の電圧及び周波数を保護リレーがモニターし、系統側の停電を検出したら、保護リレーよ り連系用の遮断器に信号を送出し、遮断器を開放させる。他に、一般的な保護方式として、 過電流、過電圧を検出した場合、連系を切り離す保護システムとする。 3-21 第４章 環境社会的側面の検討 一般に、太陽光発電は環境負荷が尐ない事業と言うことができる。施設の稼働に伴い周 辺へ排出される排水、大気汚染、悪臭は無い。、音や振動も生じない。また、発電設備を構 成する部材の重量が小さく、大型の建設機械や大規模な基礎構造は必要ないため、工事中 の影響は小さい。 太陽光発電の実施に伴い、周辺住民の健康や生活に懸念される影響が生じるリスクは小 さいものの、社会環境面における法令や上位計画との整合性について確認し、必要な手続 きを踏まなければならない。本章では太陽光発電事業の社会環境面における影響と実施に 関連する制度について調査結果を示す。また、地球温暖化防止の効果についても検討する。 （１） 環境社会面における現状分析 ① 現状分析 マレーシアでは伝統的産業であるスズ鉱山からの汚水と汚泥による河川汚濁が生じ、天 然ゴムとパーム油生産の工場排水による河川や海洋の汚濁も加わった。さらに 1960 年代後 半以降、外資導入による急速な工業化を進められ、その結果 1970 年代以降は工場からの排 水や廃棄物による公害問題が注目されるようになった。これらに対して、1974 年に環境法 （Environmental Quality Act 1974）が制定された。この法律により排水、大気排出の規制が 設けられた。また同年に、環境行政を担う環境局（Department of Environment : DOE）が設 けられた。 一方、地球環境問題においてマレーシアは、気候変動に関する国際連合枠組条約（United Nations Framework Convention on Climate Change : UNFCCC）を 1994 年７月に批准し、2002 年９月には京都議定書を批准している。京都議定書の運用細則であるマラケシュ合意に基 づく指定国家機関（Designated National Authority: DNA）は、環境保護管理局（Conservation and Environmental Management Division : CEMD ）である。環境保護管理局は、マレーシア政府 の環境政策を担当し、クリーン開発メカニズム（Clean Development Mechanism : CDM） を 含めた気候変動の諸課題への対策についてもその政策と方針を策定し全体を統括する。環 境保護管理局の下で気候変動の諸課題を検討するのが気候変動に関する国家運営委員会 （National Steering Committee on Climate Change : NSCCC）であり、同運営委員会の下でクリ ーン開発メカニズムに関する議論を行うのが CDM 国家委員会（National Committee on CDM : NCCDM ）である。この委員会は、 クリーン開発メカニズムに関わるエネルギーと 森林の両セクターをカバーするものとして組織されている。マレーシアグリーン技術開発 推進機関（Malaysian Green Technology Corporation：Green Tech Malaysia）は、このうちエネ ルギー技術委員会の事務局に指定されている。 4-1 図 ４-１ マレーシアの CDM に関する組織図 環境保護管理局 気候変動に関する国家運営委員会 CDM 国家委員会 CDM 技術委員会 （エネルギーセクター） CDM 技術委員会 （森林セクター） マレーシアグリーン技術 開発推進機関 マレーシア森林研究所 出典：調査団作成 2011 年１月時点のクリーン開発メカニズム登録件数は 87 件で世界第５位、登録プロジェ クトからの予想削減量は年平均 524 万 2,897 トンで世界第 7 位である8。 参考１ 環境省 HP 「日系企業の海外活動に当たっての環境対策」 参考２ （財）日本エネルギー経済研究所 HP ② CDM/IJ 羅針盤 各国政策（マレーシア） 将来予測（プロジェクトを実施しない場合） 2009 年 12 月にコペンハーゲンで開催された気候変動に関する国際連合枠組条約第 15 回 締約国会議（Conference of the parties : COP15）では、マレーシアのナジブ ラザク（Najib Razak）首相は、「気候変動の影響は現実のものであり、先進国からの支援を前提に、マレ ーシアは 2020 年までに GDP 当たりの二酸化炭素排出量を対 2005 年比で 40%削減する」と 8 参考１環境省 HP 「日系企業の海外活動に当たっての環境対策」 参考２ (財)日本エネルギー経済研究所 HP CDM/IJ 羅針盤 各国政策(マレーシア) 4-2 表明した。 国策である「ビジョン 2020」の実現に向けて 2010 年６月に公表された「第 10 次マレー シア計画（2010～2015） 」では、これらの政策を実施していくことで、持続可能な生産活動、 環境劣化をもたらさない経済成長を進めていくことが明記されている。 第１章に示したように、エネルギー・環境技術・水省が策定した国家再生可能エネルギ ー政策及び行動計画において、国内の総発電量に占める再生可能エネルギーの割合を 2015 年に５%、2020 年に９%、2030 年に 12%、2050 年に 24%と順次高めていく計画である。 本プロジェクトが実施されない場合でも、マレーシアでは国家目標を達成するために再 生可能エネルギーの導入は進展すると想定されるが、現在マレーシアにおいて再生可能エ ネルギー産業への参入を行うのには適した時期と考えられる。 （２） プロジェクトの実施に伴う環境改善効果 プロジェクトの実施による環境改善効果である、二酸化炭素の排出削減量を算出する。 a. 方法論 本プロジェクトの発電規模は 15MW を下回る。この規模の排出量算出にはクリーン開発 メカニズムの小規模方法論の AMS I 論の（グリッド接続の再生可能発電 Grid connected renewable electricity generation）を用いる。 b. 年間発電量 １MW の太陽光発電所をペラ州のイポー周辺に建設することを想定した場合の年間発電 量は、1,300MWh となる。 c. ベースライン ベースライン排出量は、再生可能エネルギー生成設備から生成される電力に排出係数を 乗じて算出する。排出係数は、オペレーティングマージン（Operating Margin : OM）とビル ドマージン（Build Margin :BM）を統合したコンバインドマージン（Combined Margin : CM） を用いる。 d. 排出係数 ・ オペレーティングマージン（OM） 当該プロジェクトが既存の発電所のいずれかからの発電量を代替えすると考えて算出し た排出係数である。燃料費のかからない発電所（zero fuel-cost）及び運転することが必須の 発電所（must-run facilities）を除いた上で、残りの全ての発電所の加重平均による排出係数 とする。マレーシア半島部におけるオペレーティングマージンは、マレーシアエネルギー センター（Malaysia Energy Center : PTM）発行の“ Study on Grid Connected Electricity Baselines in Malaysia”に示されており、2008 年では 0.603（t-CO2/MWh）である。これは、以下の式 で算出している。 4-3 ここで、 ｙ年におけるオペレーティングマージン（t-CO2/MWh） ｙ年における発電ユニット m からグリッドに送電された電力量（MWh） y 年における発電ユニット m の排出係数（t-CO2/MWh） y 年における zero fuel-cost、must-run facilities を除いた発電ユニット ｙ 算出に用いた最近の期間 ・ ビルドマージン（BM） 当該プロジェクトが新たに建設される発電所を代替えするものでは無いにしろ、尐なく ともその建設を遅延することになるという考え方に基づいて算出した排出係数である。こ のビルドマージンの算出に当たっては、今後建設される発電所の情報が不明確であるため 現状の排出係数から推計する手法が採用されている。具体的には、以下の２ケースの内、 年間発電電力量の合計値が大きくなる方をサンプルグループとして、平均の排出係数を算 定する。 ○最近 ５年間に建設された発電所 ○最近建設され新たに系統に加わった発電所で、系統における電力量の 20% を占める発 電所 “ Study on Grid Connected Electricity Baselines in Malaysia 2008”におけるオペレーティン グマージンは、0.741（t-CO2/MWh）である。 ここで、 ｙ年におけるビルドマージン（t-CO2/MWh） ｙ年における発電ユニット m からグリッドに送電された電力量（MWh） y 年における発電ユニット m の排出係数（t-CO2/MWh） 最近建設された発電ユニット 4-4 ｙ 最近建設された発電ユニットの期間 ・ コンバインドマージン（CM） ベースラインの排出係数としては、オペレーティングマージン（OM）とビルドマージン （BM）の加重平均から算出されるコンバイドマージン（CM）を使用する。 EFy = wOM × EFOM,y + wBM × EFBM,y ここで EFy ベースライン排出係数（コンバイドマージン） EFOM,y オペレーティングマージン（OM）排出係数 EFBM,y ビルドマージン（BM）排出係数 wOM と wBM は OM、BM の比率であり、原則 50%（wOM= wBM= 0.5）である。 EFy = 0.5 × 0.603 + 0.5 × 0.741y = 0.672 （t-CO2/MWh） e. ベースライン排出量の計算 BEy = EFy × EGy = 0.672（t-CO2/MWh） ×1,300（MWh） =873.6 （t-CO2） f. 排出削減量の計算 ERy = BEy － PEy － Ly ERy プロジェクトによる y 年の温室効果ガス排出削減量（t-CO2） BEy y 年のベースライン排出量（t-CO2） PEy y 年のプロジェクト排出量（t-CO2） Ly y 年のリーケージ排出量（t-CO2） 太陽光発電においては PEy =０ 、Ly=０であるから、年間の排出削減量は ERy = BEy =873.6（t-CO2）となる。 g. クリーン開発メカニズムプロジェクトまたは２国間クレジットプロジェクトの可能性 本プロジェクトのクリーン開発メカニズムプロジェクトまたは２国間クレジットプロジ ェクトの適用について検討する。マレーシアの再生可能エネルギーによる発電の固定価格 買取制度は京都議定書で定められたクリーン開発メカニズムの認証されたプロジェクトで も申請可能であることが持続可能エネルギー開発庁ホームページ及び指定機関である環境 保護管理局（Conservation and Environmental Management Divisor ：CEMD）の事務局である マレーシアグリーン技術開発推進機関への聴き取りにより確認できた。 上記の温室効果ガスの年間削減量と、直近の排出削減量クレジットの価格より売却益は 年間 64 万 8,770 円となる。（874 t/年×742.3 円/t） なお、クレジットの価格は「日経エコロジー2012 年１月号」に示された 742.6 円/t を用 いた。 最近のクレジット価格の低下により、これらの制度を適用しても事業性を改善できるも 4-5 のではなく、むしろクリーン開発メカニズムプロジェクトの認証申請や、モニタリングの コストのため事業性を悪化させる可能性がある。 （３） プロジェクトの実施に伴う環境社会面への影響 ① 必要となる環境社会配慮項目 国際協力機構環境社会配慮ガイドライン、チェックリスト一覧表「その他発電」を用い た環境社会配慮の確認結果を以下に示す。 表 ４-１ 太陽光発電における環境社会配慮チェックリスト 分 類 環境項目 主なチェック事項 （a） 環境アセスメント評価報告書（環境影 響評価レポート）等は作成済みか。 （b） 環境影響評価レポート等は当該国政府 （１）環境 Yes: Y 具体的な環境社会配慮 No: N （Yes/No の理由、根拠、緩和策等） （a）N （a）～（c） （b）N 太陽光発電は、環境影響評価の対象外 （c）N である （d）N （d）事業実施前に申請する。申請には具 により承認されているか。 影響評価及 （c） 環境影響評価レポート等の承認は付帯 び環境許認 条件を伴うか。付帯条件がある場合は、そ 可 の条件は満たされるか。 体的な設計・計画が必要 1 （d） 上記以外に、必要な場合には現地の所 許 認 可 ・ 説 明 管官庁からの環境に関する許認可は取得 済みか。 （a） プロジェクトの内容及び影響につい て、情報公開を含めて現地ステークホルダ （２）地域 ーに適切な説明を行い、理解を得ている ステークホ か。 情報は関係官庁に提供される あり住民への影響は尐ないため、住民 説明 意見を取り入れる必要性は尐ない ト内容に反映させたか。 2 汚 される硫黄酸化物（SOx）、窒素酸化物 策 工場適地性評価などの手続きがあり、 ルダーへの （b） 住民等からのコメントを、プロジェク 発電施設の場合、発電所操業に伴って排出 対 （b）N （b） サイトは工業団地内や鉱山跡地で （a） バイオマスエネルギー等の燃焼を伴う 染 （a）N （a） 環境影響評価は適用除外であるが、 （１）大気 （NOx）、媒塵等の大気汚染物質は、当該 質 国の排出基準、環境基準等と整合するか。 （b） その他の施設から排出される大気汚染 物質は、当該国の排出基準等と整合する か。大気質に対する対策は取られるか。 4-6 （a）N （a）～（b） （b）N 太陽光発電では燃料の燃焼・汚染物質 の排出はない 分 類 環境項目 主なチェック事項 Yes: Y 具体的な環境社会配慮 No: N （Yes/No の理由、根拠、緩和策等） （a） 発電施設等からの排水（温排水を含む） （a）N （a）～（b） は当該国の排出基準等と整合するか。 （２）水質 （b）N 太陽光発電では排水はない （b） 廃棄物処分場からの浸出水は当該国の 排出基準、環境基準等と整合するか。浸出 水により土壌・地下水、海洋等を汚染しな い対策がなされるか。 （３）廃棄 物 （４）土壌 汚染 （a） 施設稼働に伴って発生する廃棄物は当 該国の規定に従って適切に処理・処分され 音・振動 生しない るか（特にバイオマスエネルギー）。 （a） サイトの土壌は、過去に汚染されたこ （a）N （a）サイトによっては過去に汚染の可能 とがあるか。また、土壌を汚染しない対策 性はあるが、本事業により土壌の汚染 がなされるか。 を周辺に拡散するおそれはない （a） 騒音、振動は当該国の基準等と整合す （５）騒 （a）N （a）太陽光発電では日常的な廃棄物は発 （a）Y （a）太陽光発電では騒音・振動を発生し （b）Y るか。 （b） 風力発電では低周波音が当該国の基準 （b）太陽光発電では低周波音を発生しな 等と整合するか。 （６）地盤 沈下 （７）悪 臭 （１）保護 区 い （a） 大量の地下水汲み上げにより地盤沈下 ことがなく地盤沈下を引き起こすこ とはない （a） 悪臭源はあるか。悪臭防止の対策はと 3 環 境 （２）生態 （a）N （a）太陽光発電では悪臭を発生しない られるか。 （a） サイトは当該国の法律・国際条約等に （a）N （a）サイトは工業団地内や鉱山跡地であ 定められた保護区内に立地するか。プロジ り、保護区ではない ェクトが保護区に影響を与えるか。 （a）N （a）サイトは工業団地内又は鉱山跡地で 学的に重要な生息地（珊瑚礁、マングロー （b）N ブ湿地、干潟等）を含むか。 （C） （b）サイトは工業団地内又は鉱山跡地で あり、原生林、自然林はない N あり、保護が必要な貴重種の生息地を 保護が必要とされる貴重種の生息地を含 （d）N 含まない むか。 （e）N （c）工業団地内のサイトは生態系への影 （b） サイトは当該国の法律・国際条約等で 然 （a）N （a） 太陽光発電では地下水を使用する が生じる恐れがあるか。 （a） サイトは原生林、熱帯の自然林、生態 自 ない 系及び生物 （c） 生態系への重大な影響が懸念される場 響はない。鉱山跡地でも原生の自然環 相 合、生態系への影響を減らす対策はなされ 境とは異なるため、生態系への影響は るか。 ない （d） 風力発電による微気象の変化が周辺の 貴重な植生に影響を与えるか（風力発電施 （d）太陽光発電では微気象の変化は想定 されない 設近傍に貴重な植生は存在するか）。影響 （e）太陽光発電では貴重な鳥類の生息地 を与えうる場合は適切な対策が用意され や飛行コースへの影響は想定されな 4-7 分 類 環境項目 主なチェック事項 Yes: Y 具体的な環境社会配慮 No: N （Yes/No の理由、根拠、緩和策等） るか。 い （e） 風力発電施設（風車）は貴重な鳥類の 生息地や渡り鳥の飛行コースを考慮して 設置されるか。 （a） 施設の設置による水系の変化は生じる （３）水象 （a）N （a）水系への影響はない。雤水流出管理 か。流況、波浪、潮流等に悪影響を及ぼす ガイドラインに基づいた計画とする か。 （４）地 形・地質 （a） プロジェクトにより計画地周辺の地 （a）N （a）大規模な地形の改変はない。不陸の 形・地質構造が大規模に改変されるか。 （a） プロジェクトの実施に伴い非自発的住 整地程度の工事を行う （a）N （a）～（j） 民移転は生じるか。生じる場合は、移転に （b）N サイトは工業団地内や鉱山跡地であ よる影響を最小限とする努力がなされる （c）N り、住民移転は行わない か。 （d）N （b） 移転する住民に対し、移転前に補償・ （e）N 生活再建対策に関する適切な説明が行わ （f）N れるか。 （g）N （c） 住民移転のための調査がなされ、再取 （h）N 得価格による補償、移転後の生活基盤の回 （i）N 4 復を含む移転計画が立てられるか。 （j）N 社 （d） 補償金の支払いは移転前に行われる 会 環 境 （１）住民 移転 か。 （e） 補償方針は文書で策定されているか。 （f） 移転住民のうち特に女性､子供､老人､ 貧困層､尐数民族・先住民族等の社会的弱 者に適切な配慮がなされた計画か。 （g） 移転住民について移転前の合意は得ら れるか。 （h） 住民移転を適切に実施するための体制 は整えられるか。十分な実施能力と予算措 置が講じられるか。 （i） 移転による影響のモニタリングが計画 されるか。 （j） 苦情処理の仕組みが構築されているか。 4-8 分 類 環境項目 主なチェック事項 （a） プロジェクトによる住民の生活への悪 影響が生じるか。必要な場合は影響を緩和 （２）生 活・生計 Yes: Y 具体的な環境社会配慮 No: N （Yes/No の理由、根拠、緩和策等） （a）N （a）サイトは工業団地内や鉱山跡地であ （b）N する配慮が行われるか。 り生活への影響は小さい （b）太陽光発電では地下水、地表水の取 （b） プロジェクトによる取水（地表水、地 水は行わない 下水）や排水の放流が、既存の水利用、水 域利用に影響を及ぼすか。 （a） プロジェクトにより、考古学的、歴史 （３）文化 的、文化的、宗教的に貴重な遺産、史跡等 遺産 を損なう恐れはあるか。また、当該国の国 （a）N （a）サイトは工業団地内や鉱山跡地であ り文化遺産を損なうおそれはない 内法上定められた措置が考慮されるか。 （４）景 観 （５）尐数 民族、先住 民族 （a） 特に配慮すべき景観が存在する場合、 （a）N （a）サイトは工業団地内や鉱山跡地であ それに対し悪影響を及ぼすか。影響がある り景観への影響は小さい 場合には必要な対策は取られるか。 （a） 尐数民族、先住民族の文化、生活様式 への影響を軽減する配慮がなされている （a）N （a）～（b） （b）N か。（b） 尐数民族、先住民族の土地及び り、尐数民族への影響はない 資源に関する諸権利は尊重されるか。 （a） プロジェクトにおいて遵守すべき当該 （a）Y （a）～（d） 国の労働環境に関する法律が守られるか。 （b）Y 4 （b） 労働災害防止に係る安全設備の設置、 （c）Y 社 有害物質の管理等、プロジェクト関係者へ （d）Y 会 のハード面での安全配慮が措置されるか。 環 境 （６）労働 環境 サイトは工業団地内や鉱山跡地であ 労働安全衛生法（Occupational Safety and Health Act1994）を守る （c） 安全衛生計画の策定や作業員等に対す る安全教育（交通安全や公衆衛生を含む） の実施等、プロジェクト関係者へのソフト 面での対応が計画・実施されるか。 （d） プロジェクトに関係する警備要員が、 プロジェクト関係者・地域住民の安全を侵 害することのないよう、適切な措置が講じ られるか。 （a） 工事中の汚染（騒音、振動、濁水、粉 5 そ （１）工事 の 中の影響 他 （a）N （a）～（c） じん、排ガス、廃棄物等）に対して緩和策 （b）N 太陽光発電所の工事は規模が小さく、 が用意されるか。 （c）N 工事中の汚染は小さい （b） 工事により自然環境（生態系）に悪影 響を及ぼすか。また、影響に対する緩和策 が用意されるか。 （c） 工事により社会環境に悪影響を及ぼす 4-9 分 類 環境項目 主なチェック事項 Yes: Y 具体的な環境社会配慮 No: N （Yes/No の理由、根拠、緩和策等） か。また、影響に対する緩和策が用意され るか。 （a） 上記の環境項目のうち、影響が考えら れる項目に対して、事業者のモニタリング （b）N 太陽光発電は環境・社会面での負荷が が計画・実施されるか。 （c）N 尐なく、モニタリングの必要性は小さ （d）N い （b） 当該計画の項目、方法、頻度等はどの （２）モニ タリング （a）N （a）～（d） ように定められているか。 （c） 事業者のモニタリング体制（組織、人 員、機材、予算等とそれらの継続性）は確 立されるか。 （d） 事業者から所管官庁等への報告の方 法、頻度等は規定されているか。 他の環境チ ェックリス トの参照 6 留 意 点 （a） 必要な場合は、送変電・配電に係るチ （a）N （a）既設の送電設備を用いる。無い場合 ェックリストの該当チェック事項も追加 は新たに設置するが、工事の規模は極 して評価すること（送変電・配電施設の建 めて小さい 設を伴う場合等）。 （a） 必要な場合には、越境または地球規模 環境チェッ の環境問題への影響も確認する（廃棄物の クリスト使 越境処理、酸性雤、オゾン層破壊、地球温 用上の注意 暖化の問題に係る要素が考えられる場合 （a）Y （a）温室効果ガス（二酸化炭素）の排出 削減量を求める 等）。 出典： 新 JICA の環境社会配慮ガイドライン チェックリスト 「その他発電」を基に調査団作成 ② 提案プロジェクトとそれ以外の選択肢との比較検討 エネルギー・環境技術・水省が策定した国家再生可能エネルギー政策及び行動計画では、 太陽光発電以外の他の再生可能エネルギーとして、バイオマス発電、バイオガス発電、固 形廃棄物燃料発電、小水力発電が示されている。 再生可能エネルギー法を基盤とした固定価格買取制度の下では、太陽光発電が唯一の上 限の無いエネルギー源として長期的に重要な役割を果たすと期待されている。更に、太陽 光発電は他の再生可能エネルギー（バイオガス、バイオマス発電、固形廃棄物燃料発電な ど）に比べ大気汚染、騒音などの環境負荷が無いことから環境面で優れている。 ③ 実施機関との協議など 太陽光発電プロジェクトにおいて環境面で必要とされる実施機関との協議は、工場立地 4-10 適正評価（Site Suitability Evaluation : SSE）の協議と照会である。工場立地適正評価につい ては次章に詳しく示す。この工場立地適正評価は新たな工場の建設などの場合に、環境影 響評価の対象事業に該当しない場合でも必要となる手続きである。この申請は環境局の州 事務所へ行う。 （４） 相手国の環境社会配慮関連法規の概要 ① プロジェクト実施に関係する関連法規の概要 a. 環境法（Environmental Quality Act） 環境法は、マレーシアの伝統的なスズ採掘、天然ゴム、パーム油による水質汚濁などが 深刻化する中、1960 年代後半から積極的な工業化政策によって生じた産業公害に対処する ため制定された。環境法により、排水基準、大気汚染物質の排出基準、廃棄物の処理・処 分方法、環境アセスメントの規則が定められている。また、工場立地適正評価は、この法 律の下に要求される。 表 ４-２ マレーシアにおける公害防止関連の規則 1979 年 下水・産業排水に関 Environmental Quality （Sewage and Industrial Effluents） する環境規則 Regulations 1979 1978 年 大気汚染防止に関す Environmental Quality （Clean Air）Regulations 1978） る環境規則 1989 年 指定産業廃棄物に関 Environmental Quality （Scheduled Wastes） Regulation 1989） する環境規則 出典：調査団作成 b. 労働安全衛生法（Occupational Safety and Health Act） 労働安全衛生法（Occupational Safety and Health Act1994）は、基本原則として自主規制を 採用して軍隊及び商船での労働者を除くあらゆる労働者に対して適用される。職場におけ る安全衛生の確保に向け、事業者や労働者、産業衛生、人間工学、労働安全の専門家の自 主的かつ積極的な関与を求める法律である。 c. 法令以外の計画、ガイドライン等 ・ 工業用地選定と区域設定のためのガイドライン（Guidelines for the siting and zoning of industries） 新しい工業用地、工業地域、住宅地域を設定する際の、適地及び十分な緩衝帯決定のた めのガイドラインである。このガイドラインは工場または工業地域近傍の住民へ残留性 の汚染による影響を最大限減尐させるため、系統的な計画を可能とする目的で策定され た。ガイドラインでは工業をその影響の程度から 軽工業（Light Industries） 4-11 中工業（Medium Industries） 重工業（Heavy Industries） 特別工業（Special Industries） の４階級に分け、それぞれの階級に属する事例と、最小緩衝帯幅（minimum buffer zone） が示されている。 ・ 環境騒音規制と管理ガイドライン案（The planning guidelines for environmental noise limits and control ） ・ 騒音標識と野外騒音規制ガイドライン（The guidelines for noise labeling and emission limits of outdoor sources） ・ 振動規制と管理ガイドライン案（The planning guidelines for vibration limits and control） マレーシアには法令で定められた騒音・振動の規制基準は無いが、環境法の中には騒音 に関する記載があり、騒音、振動に関するこれら環境局のガイドラインが策定されている。 これらのガイドラインには、一般的な環境騒音、建設機械や室外機器からの外部音源、振 動の限度が示されている。 ・ マレーシア都市排水管理マニュアル（Urban storm water management manual for Malaysia） このマニュアルは雤水管理に関与している規制当局プランナーや設計者へ資することを 目的としており、マレーシアの都市部における雤水管理のための新たな方向性を示してい る。 プロジェクト実施に必要となる相手国 EIA 等の内容 ② マレーシアでは環境と開発に関するリオ宣言（1992 年 リオ・デ・ジャネイロにおける 国連環境開発会議）以前の 1985 年に環境法（Environmental Quality Act）が改正され、同法 の中で環境アセスメントの手続きが定められた。 マレーシアでは環境アセスメントを行う事業が定められており、該当する事業は予備的 な環境アセスメントである予備的環境影響評価を実施しなければならない。予備的環境影 響評価を実施した後に、同法に定められた事業及び、予備的環境影響評価の結果により必 要とされる事業について詳細な環境アセスメントを実施する。 4-12 図 ４-２ 環境アセスメントの手続き 事業者 No Yes（あらかじめ大きな環境影響が予想される一定の事業） 対象事業か？ Yes 事業者からの 詳細情報 予備的評価 1974 年法環境法に基づく 他の評価制度の適用 具体的には工場立地適正評価 詳細評価 予備的評価報告書の審査 （DOE） No 報告書は承認できるか？ Yes No 詳細評価は必要か？ 詳細評価報告書の審査 （審査委員会） Yes 許認可機関 事業が許可される？ 事業者からの 詳細情報 詳細評価報告書審査結果 Yes No 報告書は承認できるか？ 出典：日系企業の海外活動に当たっての環境対策 （マレーシア編）～「平成 11 年度日系企業の海外活動に係る環境配慮動向調査」報告書 一方、環境アセスメントに該当しない工場の新設についても、工場立地適正評価が必要 となる。工場立地適正評価は、前述の’Guidelines For The Sitting and Zoning of Industries’を参 考に工場の計画を作成し、環境局の州事務所へ照会する。環境局は、環境法令やガイドラ インに対する開発計画をチェックすることによって評価を行う。 その結果、立地場所の変更を勧告される場合もある。燃料を燃焼する施設、排水を伴う 事業の場合、工場立地適正評価後に、書面による許可承認が必要となる。 本太陽光発電プロジェクトは法に定められた事業に該当せず、発電用地確保のため 50 ヘ クタール以上の埋め立て（land reclamation） を行わないのであれば環境影響評価は必要な いことが、資料及び環境局職員への聞き取り調査により判明している。 以上より、本プロジェクトでは、環境影響評価は不要で、工場立地適正評価が必要とな る。 4-13 図 ４-３ マレーシアにおける環境要求事項の適用手順 産業プロジェクトの提 EIA 審査 案 Yes 第 1 段階 対象事業 環境局州事務所に 照会 環境影響評価対象事 業か？ か？ No 工場立地適正評価 環境局州事務所に照会 燃料燃焼設 備がある か？ Yes No No 排出物 は？ プロジェクト実施 Yes 書面承認/許可 大気汚染または水質 汚濁規則対象となる か？ 環境局州事務所に照会 特定施設 第 2 段階 Yes 占有許認可 環境局州事務所に申請 か？ No 第 3 段階 プロジェクト実施 出典： パーム原油・天然ゴ ム、指定産業廃棄物関 連施設に関する占有 許認可 マレーシア環境局 投資者への環境要求事項ガイド （A Guide For Investors Department of Environment） （５） プロジェクト実現のために当該国（実施機関その他 関係機関）が成すべき事項 本プロジェクトの実現のために当該国が実施すべき制度の「再生可能エネルギー法 （Renewable Energy Act 」は既に成立し、2011 年 12 月から固定価格買取制度の導入も開始 されている。環境社会的側面から新たに当該国で実施されるべきアクションプランも想定 されない。したがって当該国の実施機関・関係機関がなすべき事項は、事業者から提出さ れた申請の審査、許可の発行を所定の手続きに基づいて実施することである。 本プロジェクトにおいて必要となる工場立地適正評価手続きでは、以下のものを環境局 州事務所に提出する。 a. 新工場設立のための予備的審査フォーム b. 土地の権利書コピー c. 用地から１km 範囲のキープラン d. 用地内レイアウトプラン 4-14 レイアウトプランについては、前述のガイドラインを参考に作成する。本プロジェクト は、基本的に、汚染物質の排出は無く、騒音の発生も小さく、毒性のある廃棄物も排出さ れないことから、同ガイドラインの、軽工業の中でも最も影響が尐ないタイプに属すると 判断できる。同ガイドラインによれば、このクラスの緩衝帯幅は、交通、火事、非常事態 及び一般的な審美性より必要な 30m である。 従って、候補サイトにおいて住宅地が隣接する場合には、敷地内の太陽光発電施設と住 宅地の間の距離を 30m 以上確保する必要がある。なお、工場立地適正評価の手続きは、地 面の上ではなく、工場の屋根で太陽光発電を行う場合にも必要とされる。太陽光発電事業 では排水の排出も燃料の燃焼施設もないことから、工場立地適正評価を行えば事業の実施 が可能となる。環境局への申請は以上であるが、事業の実施に当たっては、騒音、振動、 雤水排水等について、これらのガイドラインに基づいた計画・設計を行う必要がある。 4-15 第５章 財務的・経済的実行可能性 （１） 事業費の積算 ① 積算の概要 事業費の積算は、以下の方法により調査した。 ・マレーシア現地企業のシステムインテグレータからの見積 ・日系企業現地法人のシステムインテグレータからのヒアリング ・日本国内のシステムインテグレータからのヒアリング マレーシア国内のシステムインテグレータの見積もりでは、1,017 kW9の系統連系型太陽 光システムで、設計、調達、建設（据付）等の合計で 976 万リンギット（２億 3,900 万円） 程度であった。また、日系企業現地法人（マレーシア国内におけるシステムインテグレー タのライセンスを保有）も、１MW の規模であれば、１万リンギット/kW（１MW で 1,000 万リンギット（２億 4,500 万円） ）での EPC10契約は可能としている。また、日本国内のシ ステムインテグレータも１MW 規模であれば、 必要機材一式を FOB11価格で 20 万円/ kW（１ MW で２億円）以下で供給することは可能としており、２億 6,300 万円程度から可能との 結論は十分に妥当であると考えられる。 ② 積算の内容 以下に、マレーシア国内のシステムインテグレータの見積及び世界的な価格動向をもと に、積算の内容を述べる。事業費は以下の項目構成とし、積算を行った。 a. 太陽光モジュール b. パワーコンディショナー（インバータ） c. 太陽光モジュール架台 d. その他機器 e. 土木建築工事費・機材等据付工事 f. その他経費（技術サービス等） g. その他工事・手続き費用 h. 予備費 i. 技術サービス等費用 なお、本章においては以下の外貨換算レートを使用した。（マレーシア中央銀行の 2011 9 パワーコンディショナー(インバータ)を含む太陽光発電システムでは、パワーコンディ ショナーの入力電圧範囲に合わせて一定の枚数の太陽光モジュールを直列に接続する必要 がある。そのため、想定する太陽光モジュールの種類、パワーコンディショナーの種類、 アレイ設置架台の設計条件などによって、太陽光モジュールの枚数が計算され、発電容量 が決定される。 10 設計(Engineering)、調達(Procurement)、建設(Construction)を含む設備一括請負契約 11 Free on Board。貨物を積み地の港で本船に積むまでの(内国輸送)運賃までが含まれた価 格。仕向け港までの運賃や、その先の内陸輸送の運賃は含まれない。 5-1 年 12 月 13 日付けのレートである。 ） １リンギット = 3.1790 ドル 100 円 = 4.0832 リンギット 【太陽光モジュール】 マレーシア国内で入手可能な製品について、マレーシア国内のシステムインテグレータ より見積を取得した。また、日本国内や他国での価格情報を収集した。その結果、マレー シア国内のシステムインテグレータよりの見積では単結晶の 250W 太陽光モジュールが 1,210 リンギット/枚、すなわち 4.84 リンギット/W （119 円/W・1.52 ドル/W） ）であった。 また、米国その他のホールセラーの価格（輸送費別途）では、パレットあるいはコンテナ 単位の購入で１～２ドル/W（78～156 円/W）程度のものが多く、この中にはマレーシア国 内の企業の製品もあった。 日本国製品（日本国内商社指定倉庫渡し）は 230～320 円/W 程度で、日本国製品の価格的 優位性は認められなかった。 【パワーコンディショナー】 太陽光モジュールと同様に、マレーシア国内で入手可能な製品について、マレーシア国 内のシステムインテグレータより見積を取得した。また、日本国内や他国での価格情報を 収集した。その結果、マレーシア国内のシステムインテグレータによる見積では容量 250kW のものが 25 万 7,500 リンギット/台、すなわち 1,030 リンギット/ kW （２万 5,225 円/ kW・ 324 ドル/ kW） ）であった。 日本国製品については、マレーシア国内では取り扱いがなく、ドイツ国製、中国製がお もに流通している。 また、米国その他のホールセラーの価格（輸送費別途）においても、容量 250kW～１MW 程度のものは、300～500 ドル/kW 程度が一般的であった。 【太陽電池アレイ架台】 従来から広く使われている溶融亜鉛めっき鋼材による太陽光モジュール架台について、 マレーシア国で一般的に使用されている構造を想定し、かつ、一般的な太陽光モジュール での使用を想定し、マレーシア国内のシステムインテグレータから見積を取得した。その 結果、上記 250W/枚の太陽光モジュール 4,068 枚（合計 1,017 kW）の設置に要する太陽電 池アレイ架台一式が 215 万 8,000 リンギット、すなわち 2,122 リンギット/ kW （５万 1,967 円/ kW・667 ドル/ kW） ）であった。 【その他機器】 電気盤類、接続箱、集電箱、変圧器、発電量表示装置などで、マレーシア国内のシステ ムインテグレータによる見積によると、合計 88 万 300 リンギットで、866 リンギット/ kW （２万 1,199 円/ kW・272 ドル/ kW） ）であった。 5-2 【土木建築工事費・機材等据付工事】 太陽電池アレイの基礎工事、太陽電池アレイ架台の組立、太陽光モジュールの据付、パ ワーコンディショナーや電気盤類その他機器の据付等の費用である。マレーシア内のシス テムインテグレータの見積によると、合計 59 万 5,500 リンギットで、586 リンギット/ kW （１万 4,340 円/ kW・184 ドル/ kW） ）であった。 【その他工事・手続き費用】 全体の設計費用（機材単体の設計費用は機材費に含まれる） 、資機材の輸送費、検査・試 運転費用等は、マレーシア国内のシステムインテグレータの見積によると、合計 15 万 9,300 リンギットで、156 リンギット/ kW （3,836 円/ kW・49 ドル/ kW） ）であった。 なお、サイトごとに個別に考慮すべきコスト、すなわち、電力系統解析（Power System Study: PSS）費用、測量、地質調査、必要な整地作業や、既存配電線との接続点までの配電 線の設置工事を見込む必要がある。 これらをすべて含めて、その他工事・手続き費用として、以上の「太陽光モジュール」 「パ ワーコンディショナー（インバータ）」「太陽光モジュール架台」「その他機器」「土木建築 工事費・機材等据付工事」の合計額の 10%を見込んだ。 【予備費】 予備費として「土木建築・機材等据付工事費」 「その他工事・手続き費用」の合計額の 10% を見込んだ。 【技術サービス等費用】 プロジェクト全体の監理等にかかる技術サービス等の経費として、以上の「太陽光モジ ュール」 「パワーコンディショナー（インバータ） 」 「太陽光モジュール架台」 「その他機器」 「土木建築工事費・機材等据付工事」「その他工事・手続き費用」 「予備費」の合計額の２% を見込んだ。 【O&M 費用】 太陽光発電設備は、基本的には無人での運転が可能であるが、点検は必要である。月次 及び年次の点検を想定する。マレーシア国内のシステムインテグレータの見積によると、 初年度の計 12 回の点検は合計３万リンギットであった。これを年間の点検費用として見込 んだ。 また、将来の機材修理・交換費用を積み立てておくことも必要である。特にパワーコン ディショナーは運転開始後 10 年前後で修理や交換が必要になると想定される。 「太陽光モ ジュール」 「太陽光モジュール架台」 「その他機器」の合計額の 0.5%と、 「パワーコンディシ ョナー（インバータ）」の額の３%の合計額を年間の機材修理・交換費用として見込んだ。 以下に、１MW システムの事業費内訳を示す。 5-3 表 ５-１ １MW システムの事業費内訳 見積・想定単価 単位 単価 a b c d e f g h 【機材・工事費等】 太陽光モジュール パワーコンディショナ 太陽光モジュール架台 その他機器 土木建築・機材等据付工事費 その他工事・手続き費用 予備費 技術サービス等費用 合計 RM /ワット RM /キロワット RM /キロワット RM /キロワット RM /キロワット a～eの合計額の10% e,fの合計額の10% a～gの合計額の2% 4.84 1,030 2,122 866 586 ( 日本円換算 ( 米国ドル換算 【年間O&M コスト】 i 点検(月次・年次等)費用 j 機材修理・交換費用積立 合計 a,c,dの合計額の0.5% + bの3% ( 日本円換算 ( 米国ドル換算 それぞれの金額小計においてRM 1,000単位に四捨五入している。 日本円換算は1,000円、米国ドル換算は1,000ドル単位に四捨五入している。 1 M Wシステム(単位: RM ) 金額小計 (割合) 4,840,000 45.01% 1,030,000 9.58% 2,122,000 19.74% 866,000 8.05% 586,000 5.45% 944,000 8.78% 153,000 1.42% 211,000 1.96% 10,752,000 リンギット 263,323,000 円) 3,382,000 ドル) 30,000 70,000 100,000 リンギット/年 2,449,000 円) 31,000 ドル) 出典：調査団作成 ③ 積算結果の検証 マレーシア政府、国連開発計画（United Nations Development Programme: UNDP） 、地球環 境ファシリティ（Global Environmental Facility: GEF）によるマレーシア建物一体型太陽光発 電（Malaysia Building Integrated Photovoltaic: MBIPV）プロジェクトでの 2008 年・2009 年12に 調達が実施された 20 kW 以上のシステムに限った場合、システム全体のコスト（２万 4,855 リンギット/kW）のうち、太陽光モジュールが 61.60% （１万 5,311 リンギット/kW） 、パワ ーコンディショナーが 9.79%（2,433 リンギット/kW） 、その他機材・工事費が 28.61%（7,111 リンギット/kW）をそれぞれ占めていた13。 マレーシア建物一体型太陽光発電プロジェクトが地面上ではなく建物に太陽光モジュー ルを設置するプロジェクトであるため工事費が割高になる傾向があること、太陽光モジュ ールやパワーコンディショナーの価格低下が近年大幅に進んでいることから、上記の事業 費内訳との単純な比較はできない。また、建物設置と比較して割安な地面への設置である こと、規模も建物設置のプロジェクトと比較して相当に大規模であることに鑑みると、上 記の事業費内訳は妥当な結論と言える。 12 2008 年・2009 年のデータであるため、現在の価格よりも割高であることを考慮する必要 がある。 13 MBIPV プロジェクトウェブサイトによる。割合及び発電容量あたり単価は発電容量で加 重平均している。 5-4 また、比較的最近の調査14によると、米国における 10MW 以上の太陽光発電プロジェク トコスト全体（3.5 ドル/W）のうち、54% （1.9 ドル）が太陽光モジュール、7% （0.26 ド ル）がパワーコンディショナー、13% （0.44 ドル）が太陽光モジュール架台、14% （0.48 ドル）がその他機器や工事費、その他経費が 12% （0.42 ドル）程度であるとされる。 この調査結果との比較においても、上記の事業費内訳は妥当な結論と言える。 ④ １MW システムの配置例 以下のシステム構成・設計を前提とした、サイトレイアウト図と単線結線図を下記に示 す。 【太陽光モジュール】 単結晶シリコン型 250W/枚×4,000 枚＝１MW 寸法 1,700mm 晶 1,000mm 【太陽電池アレイ構成】 20 直列（システム電圧約 600 ボルト）×200 並列 【太陽電池アレイ架台】 ２列×５段（＝10 枚/基）×400 基 アレイ幅 3.5 メートル アレイ奥行き 5.5 メートル + アレイ間の間隔３メートル 【パワーコンディショナー】 250kW/基×４台 14 “Achieving Low-Cost Solar PV: Industry Workshop Recommendations for Near-Term Balance of System Cost Reductions”, September 2010, Rocky Mountain Institute 5-5 図 ５-１ サイトレイアウト図 5-6 出典：調査団作成 図 ５-２ 単線結線図 5-7 出典：調査団作成 ⑤ 10MW システムの事業費見通し 将来的に太陽光発電システムを拡張して 10MW システムとする場合の総事業費は、１MW システムの 10 倍よりは当然安くなると考えられる。単純なスケールメリット、太陽光モジ ュールやパワーコンディショナーの価格低下に加え、主要機器以外の、関連機器、太陽電 池アレイ架台、関連工事などのいわゆる BoS （Balance of System）のコストダウンの研究が 進むことが考えられるためである。 太陽光モジュールやパワーコンディショナーの価格低下を５%、その他の機材や工事の価 格低下を 10%とし、その他工事・手続き費用の割合を１MW の場合の 10%から５%に、その 他費用（技術サービス等）の割合を１MW の場合の２%から１%にそれぞれ下げて、試算を 行った 10MW システムの事業費を、以下に示す。将来的な 10MW システムの事業費は 23 億 1,000 万円が見込まれる。 なお、年間の O/M コストは、 「点検（月次・年次等）費用」は１MW システムの５倍と想 定し、機材修理・交換費用積立は１MW システムと同様の計算に基づいた。これに加え保 守要員の人件費（エンジニア及び警備員を各２名）を含めた。 表 ５-２ 10MW システムの事業費内訳 見積・想定単価 単位 単価 a b c d e f g h 【機材・工事費等】 太陽光モジュール パワーコンディショナ 太陽光モジュール架台 その他機器 土木建築・機材等据付工事費 その他工事・手続き費用 予備費 技術サービス等費用 合計 RM /ワット RM /キロワット RM /キロワット RM /キロワット RM /キロワット a～eの合計額の5% e～fの合計額の10% a～gの合計額の1% 4.60 979 1,910 779 527 ( 日本円換算 ( 米国ドル換算 【年間O&M コスト】 i 点検(月次・年次等)費用 j 機材修理・交換費用積立 k 保守要員人件費 合計 a,c,dの合計額の0.5% + bの3% ( 日本円換算 ( 米国ドル換算 それぞれの金額小計においてRM 1,000単位に四捨五入している。 日本円換算は1,000円、米国ドル換算は1,000ドル単位に四捨五入している。 10 M Wシステム(単位: RM ) 金額小計 (割合) 46,000,000 48.81% 9,790,000 10.39% 19,100,000 20.27% 7,790,000 8.27% 5,270,000 5.59% 4,398,000 4.67% 967,000 1.03% 933,000 0.99% 94,248,000 リンギット 2,308,190,000 円) 29,647,000 ドル) 150,000 658,000 128,852 936,852 リンギット/年 22,944,000 円) 295,000 ドル) 出典：調査団作成 提案サイトは、10 ヘクタール以上が利用可能であることに加え、隣接して 20 ヘクタール 以上の池（スズ掘削後の穴に水がたまったもの）がある。いかだ等を水上に浮かべて、そ の上に太陽電池設置するのも一案である。このような設置方法は日本ではすでにいくつか 5-8 事例があり、実用段階に入っていると言える。基礎の工事が不要となることから、コスト ダウンの方法として検討するに大いに値すると考えられる。 なお、2013 年以降は、固定価格買取制度における買取価格が引き下げられる予定である。 システム拡張時の経済評価の実施にあたっては、引き下げられた買取価格を前提とする必 要がある。 （２） 予備的な財務・経済分析の結果概要 ① 前提条件 a. 事業実施体制 本事業の実施体制に関しては、以下の２パターンが考えられる。 図 ５-３ 事業実施体制（ファイナンス・導入支援型） 出典：調査団作成 上記体制においては、太陽光発電設備の導入に必要な土地や建造物を所有するマレーシ ア資本の企業が実施主体となり、日本工営は、設備の選定・固定価格買取制度の申請支援 等を、オリックスは主にリース等の設備導入におけるファイナンスを行う。 図 ５-４ 事業実施体制（特別目的会社出資型） 出典：調査団作成 5-9 上記体制においては、日本工営及びオリックスで特別目的会社の持ち分に最大 49%出資、 その他 51%をマレーシア資本の企業（土地所有企業、エンジニアリング会社等を想定）から 出資を受け入れるものとする。後述する財務的・経済的実行可能性の分析においては、後 者の実施体制を前提として試算を実施するものとする。 b. 投資優遇制度 マレーシアにおいて再生可能エネルギー事業（太陽光、バイオマス、水力）を営む事業 者は、下記の優遇措置の対象となる。 表 ５-３ 投資優遇制度の概要 投資税額控除 輸入税・売上税免除 事業開始から10年間、 事業開始から５年以内 事 業開始 から１年 以内 法定所得の100%免除 の適格資本的支出を、 に取得した機械、設備、 期間終了後の未処理損 法定所得から100%控除 ス ペアパ ーツ等の 税額 パイオニア・ステータス （法人税免除） 電力全量販売 失・控除の繰越し 免除 電力一部販売 事業開始から10年間、 事業開始から５年以内 一部自家消費 法定所得の100%免除 の適格資本的支出を、 期間終了後の未処理損 法定所得から100%控除 失・控除の繰越し （事業全体） （販売事業分のみ） 事業開始から５年以内 電力全量自家消費 の適格資本的支出を、 法定所得から100%控除 出典：政府機関のヒアリングから調査団作成 パイオニア・ステータス及び投資税額控除については、どちらかを選択することになっ ており、本事業においては、適格資本的支出の 10 年分以上について、欠損金としての繰越 控除が可能な投資税額控除を採用している。 c. プロジェクト規模 発電能力１MW 及び 10MW の２パターン。 d. 固定価格買取制度における買取単価 固定価格買取制度で公表されている単価を適用し、発電能力１MW については、1.14 リ ンギット/kWh、10MW については 0.95 リンギット/kWh。 5-10 e. 金利・期間 融資条件については、銀行からのヒアリング結果やマレーシア政府による利子補給制度 の利用可能性に鑑みて、金利は年率５%、期間は 15 年で試算。 f. 設備代金 １MW システムあたり３億円（約 100 万リンギット）にて試算。 g. 年間発電量 候補サイトのうち、イポーサイトの日射量から得られる予想年間発電量を元に試算。 ② 経済・財務分析の結果 a. 経済的内部収益率（Economic Internal Rate of Return：EIRR）について 太陽光発電は、既存の火力発電や水力発電に比べて発電コストが著しく高く、また不安 定な電源のため、経済合理性の観点からだけでは国家として導入するメリットはない。た だし、将来の化石燃料価格の上昇や、地球温暖化に伴う気象変動といった、予測が不可能 に近い一方、起きてしまった場合の国家への影響が甚大なリスクへの対処という定性的な 目的で固定価格買取制度を導入していると考えられる。従って、本プロジェクトにおいて は、数値的な指標である EIRR の算出は困難であり、また本件に関しては EIRR での事業性 評価は困難である。 b. 財務的内部収益率（Financial Internal Rate of Return：FIRR）について 表 ５-４ 財務内部収益率（Financial Internal Rate of Return : FIRR） の感応度分析①（１MW） 15 年 IRR 借り入れ割合 0% 50% 70% 0.9649 3.5% 3.3% 3.1% Fit 1.0488 4.9% 5.9% 7.1% (RM/kWh) 1.1400 6.3% 8.6% 11.2% 出典：調査団作成 特別目的会社の借り入れ割合を増やすことによって、財務上のレバレッジ効果が働き 収益性が向上する。 固定価格買取制度の買取単価は初年度 1.14 リンギット/kWh だが、次年度開始以降の適 用単価が８%ずつ漸減していく。収益性の観点からは早期に事業を実施したい。 借り入れ割合が０%の場合の内部収益率が、いわゆるプロジェクト IRR となる。 5-11 表 ５-５ 財務的内部収益率の感応度分析②（１MW） 15 年 IRR 年間発電量（kWh） 1,175,504 1,306,116 1,436,728 9.00 10.7% 16.3% 21.6% 設置コスト 10.00 6.0% 11.2% 16.2% (RM/W) 11.00 2.0% 6.9% 11.6% 出典：調査団作成 設置コストは、10 リンギット/W に対して、上下 10%ずつ振れた際の内部収益率を試算。 年間発電量についても同様の条件で試算。発電量の変化が内部収益率に与える影響は 大きい。 5-12 表 ５-６ 簡易財務諸表（１MW システム） 損益計算書 単位：千RM 売上 財産保険料 支払地代 普通償却 メンテナンス費用 支払利息 撤去費用 長期前払費用償却 事業原価 税前利益 margin 法人税等 法人税等調整額 税後利益 EBITDA margin Year1 2013/03 1,415 Year2 Year3 Year4 Year5 Year6 Year7 Year8 Year9 Year10 Year11 Year12 Year13 Year14 Year15 2014/03 2015/03 2016/03 2017/03 2018/03 2019/03 2020/03 2021/03 2022/03 2023/03 2024/03 2025/03 2026/03 2027/03 1,407 1,400 1,393 1,386 1,380 1,373 1,366 1,359 1,352 1,345 1,339 1,332 1,325 1,319 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 114 114 114 114 114 114 114 114 114 114 114 114 114 114 114 667 667 667 667 667 667 667 667 667 667 667 667 667 667 667 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 329 307 285 263 241 219 197 175 153 131 110 88 66 44 22 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 1,213 1,211 1,189 1,167 1,145 1,123 1,102 1,080 1,058 1,036 1,014 992 970 948 926 202 196 211 226 241 256 271 286 301 316 331 347 362 377 392 14.2% 13.9% 15.1% 16.2% 17.4% 18.6% 19.7% 20.9% 22.2% 23.4% 24.6% 25.9% 27.2% 28.5% 29.8% -2,285 216 220 223 227 231 235 238 242 246 250 253 257 261 265 2,336 -167 -167 -167 -167 -167 -167 -167 -167 -167 -167 -167 -167 -167 -167 151 147 158 170 181 192 203 215 226 237 249 260 271 283 294 872 867 882 897 912 927 942 957 972 987 1,002 1,017 1,032 1,048 1,063 61.7% 61.6% 63.0% 64.4% 65.8% 67.2% 68.6% 70.1% 71.5% 73.0% 74.5% 76.0% 77.5% 79.1% 80.6% 出典：調査団作成 5-13 表 ５-７ 前提条件（１MW システム） 金額単位：千RM 発電関係 買取価格 輸入売上税 送電ロス率 発電効率低下 Year1~15 Year16~ FITが税抜 5.0% 0.5% /年 1.14 RM/kWh 1.14 RM/kWh 最大出力kW 時間 日 総発電量/年 設備利用率 年間発電量 1,000 24 365 8,760,000 14.9% 1,306,116 kW h days kWh/年 パネル枚数 パネルサイズ 余白地 必要面積 kWh/年 事業開始 事業廃止 6,667 1.228 1.3 2.6 ｴｰｶｰ(=借地面積) 2012/01 Year21 コスト関係 固定資産税 法人税 設備 不動産 25.0% 税制優遇 ITA 0.0% 0.0% 一括償却率 減価償却期間 同上 期中償却率 初年度償却率 償却保証率 改定償却率 10.00 6.00 1.0% 0.2% 3,600.00 114 設置コスト 撤去費用 メンテ費率 財産保険料率 地代 支払地代/年 100.0% 15 年（会計上） 6 年（税務上） 14.0% 20.0% 14.0% 14.0% RM/W RM/W RM/ｴｰｶｰ ←月ｴｰｶｰ単価はグロスの地代から逆算 資金使途および調達 資金使途 未払消費税 - 借入 機器 10,000 系統機器 10 資本 アレンジメントフィー 50 計 10,060 計 調達 7,042 3,018 70.0% 2.33 1 2 12 借入割合 D/E ratio 会計基準 税務上損金 初年度運営 10,060 (Max 3.0x) US-GAAP 繰欠利用 ヶ月 1 出典：調査団作成 5-14 返済期間 金利 15 年 5.0% ｱﾚﾝｼﾞﾒﾝﾄﾌｨｰ 0.5% 表 ５-８ 財務的内部収益率の感応度分析①（10MW システム） 15 年 IRR 借り入れ割合 ０% 50% 70% 0.8041 0.9% -2.4% -6.9% Fit 0.8740 2.0% 0.5% -1.7% (RM/kWh) 0.9500 3.3% 2.9% 2.4% 出典：調査団作成 10MW システムの場合、適用される固定価格買取制度のレートが１MW システムより低 いため、収益性は低下している。 表 ５-９ 財務的内部収益率の感応度分析②（10MW システム） 15IRR 年間発電量（kWh） 11,755,044 13,061,160 14,367,276 9.00 1.9% 6.9% 11.7% 設置コスト 10.00 -3.0% 2.4% 6.9% (RM/W) 11.00 -8.5% -1.8% 2.8% 出典：調査団作成 a. 10MW システムで、民間企業が事業実施する際に通常求められる収益性の水準を達成 するためには、設置コストを最低限９リンギット/W まで低減する必要がある。これは、 １MW システムに比して規模の経済を生かすことができるため、機器の選定方法等に よって達成することが可能な水準と考える。 b. 一方で、設置コスト９リンギット/W を達成できたとしても、日射量が 10%低下するこ との収益性へのインパクトは大きく、豊富な日射量を確保できる用地を慎重に選定す る必要があると言える。 5-15 表 ５-10 簡易財務諸表（10MW システム） 損益計算書 単位：千RM 売上 財産保険料 支払地代 普通償却 メンテナンス費用 支払利息 撤去費用 長期前払費用償却 事業原価 税前利益 margin 法人税等 法人税等調整額 税後利益 EBITDA margin Year1 2013/03 11,788 Year2 Year3 Year4 Year5 Year6 Year7 Year8 Year9 Year10 Year11 Year12 Year13 Year14 Year15 2014/03 2015/03 2016/03 2017/03 2018/03 2019/03 2020/03 2021/03 2022/03 2023/03 2024/03 2025/03 2026/03 2027/03 11,729 11,670 11,612 11,554 11,496 11,438 11,381 11,324 11,268 11,211 11,155 11,100 11,044 10,989 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 1,136 1,136 1,136 1,136 1,136 1,136 1,136 1,136 1,136 1,136 1,136 1,136 1,136 1,136 1,136 6,673 6,673 6,673 6,673 6,673 6,673 6,673 6,673 6,673 6,673 6,673 6,673 6,673 6,673 6,673 1,001 1,001 1,001 1,001 1,001 1,001 1,001 1,001 1,001 1,001 1,001 1,001 1,001 1,001 1,001 3,286 3,067 2,848 2,629 2,410 2,191 1,972 1,753 1,534 1,315 1,095 876 657 438 219 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 12,130 12,111 11,892 11,673 11,454 11,235 11,016 10,797 10,578 10,358 10,139 9,920 9,701 9,482 9,263 -342 -382 -222 -61 100 261 423 585 747 909 1,072 1,235 1,398 1,562 1,726 n/a n/a n/a n/a 0.9% 2.3% 3.7% 5.1% 6.6% 8.1% 9.6% 11.1% 12.6% 14.1% 15.7% -23,442 1,573 1,613 1,653 1,693 1,734 1,774 1,814 1,855 1,896 1,936 1,977 2,018 2,059 2,100 23,357 -1,668 -1,668 -1,668 -1,668 -1,668 -1,668 -1,668 -1,668 -1,668 -1,668 -1,668 -1,668 -1,668 -1,668 -257 -287 -166 -46 75 196 317 438 560 682 804 926 1,049 1,171 1,294 6,364 6,324 6,485 6,645 6,807 6,968 7,129 7,291 7,454 7,616 7,779 7,942 8,105 8,269 8,433 54.0% 53.9% 55.6% 57.2% 58.9% 60.6% 62.3% 64.1% 65.8% 67.6% 69.4% 71.2% 73.0% 74.9% 76.7% 出典：調査団作成 5-16 表 ５-11 前提条件（10MW システム） 金額単位：千RM 発電関係 買取価格 輸入売上税 送電ロス率 発電効率低下 Year1~15 Year16~ FITが税抜 5.0% 0.5% /年 0.95 RM/kWh 0.95 RM/kWh 最大出力kW 時間 日 総発電量/年 設備利用率 年間発電量 10,000 24 365 87,600,000 14.9% 13,061,160 kW h days kWh/年 パネル枚数 パネルサイズ 余白地 必要面積 kWh/年 事業開始 事業廃止 66,667 1.228 1.3 26.3 ｴｰｶｰ(=借地面積) 2012/01 Year21 コスト関係 固定資産税 法人税 設備 不動産 25.0% 税制優遇 ITA 0.0% 0.0% 一括償却率 減価償却期間 同上 期中償却率 初年度償却率 償却保証率 改定償却率 10.00 6.00 1.0% 0.2% 3,600.00 1,136 設置コスト 撤去費用 メンテ費率 財産保険料率 地代 支払地代/年 100.0% 15 年（会計上） 6 年（税務上） 14.0% 20.0% 14.0% 14.0% RM/W RM/W RM/ｴｰｶｰ ←月ｴｰｶｰ単価はグロスの地代から逆算 資金使途および調達 資金使途 未払消費税 - 借入 機器 100,000 系統機器 100 資本 アレンジメントフィー 501 計 100,601 計 調達 70,420 30,180 借入割合 D/E ratio 会計基準 税務上損金 初年度運営 70.0% 2.33 1 2 12 (Max 3.0x) US-GAAP 繰欠利用 ヶ月 100,601 1 出典：調査団作成 5-17 返済期間 金利 15 年 5.0% ｱﾚﾝｼﾞﾒﾝﾄﾌｨｰ 0.5% 第６章 プロジェクトの実施スケジュール 本プロジェクトは完全な民間事業として実施する。本調査による検討結果から、引き続き 詳細検討を行い、事業性を評価する。関係者間で事業実施への判断を検討し、事業実施と の判断に至った場合は、事業実施主体となる特別目的会社を設立する。その後、発電事業 者申請を行い、承認後に建設工事に着手する。発電規模１MW の設備の建設期間は約 10 ヵ 月と想定し、発電事業開始は早くて 2013 年 10 月以降となる。 事業開始当初は１MW 程度で計画するが、経済性や市場状況などを見極めながら、発電 規模の増量及び新たな発電所（プロジェクト）の増設を検討する。 図 ６-１ 事業実施工程表 2012 2013 2014 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 本調査による概略検討 2 事業スキーム検討、SPC設立 3 詳細設計 4 FiT事業者申請準備調査 5 FiT事業者申請 6 建設工事 7 受入検査 8 発電事業開始 環境社会配慮荷に係る実施事項 工場立地適正評価 出典：調査団作成 6-1 第７章 相手国側実施機関の実施能力 固定価格買取制度の実施運営機関は、持続可能エネルギー開発庁である。2011 年９月に 導入予定であった固定価格買取制度の導入が 2011 年 12 月に延期されるなど、導入に向け ての準備期間が不足している感があった。持続可能エネルギー開発庁は、2011 年９月から 組織として活動しており、2011 年 12 月現在で 30 人のスタッフで運営され、今後もスタッ フは増員される。組織としては新しいが、主要なスタッフの多くがエネルギー・環境技術・ 水省からの異動であり、実施能力には特に問題ないと言える。 持続可能エネルギー開発庁の組織図は図７-１に示す通りである。 図 ７-１ 持続可能エネルギー開発庁の組織図（2012 年１月時点） 監査役 議会 法律顧問 最高経営責任者 （Pn.Badriyah Abd. Malek） 技術顧問 特別役員 最高執行役員 （再生可能エネルギー部門） 最高執行役員 （法人部門） 固定価格買取制度課 戦略企画課 財務課 再生可能エネルギー技術課 人的資源管理課 情報通信技術課 法人連携・能力開発課 出典：持続可能エネルギー開発庁のホームページを基に調査団作成 7-1 EPP9-ETP PROJECT TEAM 第８章 我が国企業の技術面等の優位性 （１） 想定される我が国企業の参画形態（出資、資機材供 給、施設の運営管理等） 本プロジェクトにおける我が国の技術面・経済面での優位性を検討するため、まず、我 が国企業の本プロジェクトへの参画形態を、出資、機材供給、運営管理に分類し整理する。 ① 出資及び融資 本プロジェクトを実施するため、マレーシアに特別目的会社を設立する。この特別目的 会社はマレーシア企業と我が国企業が共同出資により設立される。この特別目的会社に固 定価格買取制度を適用するためには、マレーシア側の出資比率が 51%以上でなければならな い。したがって、我が国企業が出資の形態で本プロジェクトに参画する場合、その出資上 限は特別目的会社資本の 49%となる。 事業実施に必要な資金調達は、出資及び融資により行う。融資については、出資の場合 のような出資比率の規制がないので、融資分については我が国企業が 100%融資という形態 も有りうる。 ② 資機材供給 本プロジェクトに使用する全ての資機材は我が国から供給可能であり、我が国企業が資 機材供給の形態で本プロジェクトに参画することは技術面からは広くに可能である。しか し、次節（２）で述べるように、我が国企業の資機材は価格競争力が低いことから、実際 に本プロジェクトで調達される我が国企業の資機材は限定的となる見通しである。 ③ 運営管理 運営管理は、設計・資機材調達・据付・運転開始までの（i）プロジェクト立ち上げ時の 運営管理と、（ii）運転開始後のほとんど定型業務となる運転・保守業務としての運営管理 の、 （i）と（ii）に分けて検討する。 （i）プロジェクト立ち上げ時の運営管理は、定型業務でなく高い技術力と管理能力が必 要で、また高度な判断を行うことも多くなる。このため、特別目的会社への出資企業であ る我が国企業の参加は必須である。また、出資企業のほかに、資機材供給企業が、供給資 機材の運転開始後の保守管理のために、特別目的会社職員へのトレーニング実施の形態で 本プロジェクトに参画することが想定される。 （ii）運転開始後の運営管理は、先に述べた通り、高い技術や高度な判断の必要性は低い 8-1 ため、人件費の高い我が国企業の参画は最低限にとどめることになる。 （２） 当該プロジェクト実施に際しての我が国企業の優 位性（技術面、経済面） 我が国企業の優位性を、経済面と技術面から、先に述べた我が国企業の参画形態に対応 させ検討する。 ① 経済面 a. 出資及び融資 円高であること、及び日本での円貨調達金利がマレーシアでの調達に比較し低いことか ら、出資・融資とも我が国企業の優位性は高いといえる。一方、為替変動は出資・融資と もに大きなリスクとなっている。 b. 資機材供給 高性能だがもともと価格の高い日本製品は、１ドル 70 円代の円高により価格競争力が非 常に低下している。経済面から見て、資機材供給における我が国企業の優位性は非常に低 いと言える。 日本製品の優位性は、高い信頼性と効率の良さである。この優位性は長期間使用して初 めて理解される。製品価格として価格競争力がないのであれば、高い信頼性と効率の良さ で長期的に勝負する土俵を構築する必要がある。 例えば、太陽光モジュールであれば、あるプロジェクトにおいて製品として安いモジュ ールを採用したとしよう。安いモジュールを購入して収益性を上げようとした目論見であ るが、予定どおりの効率で発電しない、運転開始後数年で故障してしまう、10 年程度で効 率が極端に低下してしまうこともある。これは発電事業を開始後、時間を経過してからで ないと分からない。プロジェクト実施者やプロジェクトへの出資者がこの将来リスクを避 けるため、高いが日本製品を購入するという決断をすればいいが、実際には、なかなかそ のようにはならない。プロジェクト実施者やプロジェクトへの出資者は、プロジェクトを 実施するかどうかを判断するためプロジェクトの収益性を計算する。計算結果としての収 益性が高くなければ、事業を実現できないため、コストを小さくする必要があり、安い製 品を選択することになる。安い製品の故障や極端な効率低下など、その時点で見えていな いリスクはあまり考慮されない傾向がある。 上記のように、日本製品購入の意思決定がなされないのであれば、製品メーカーがプロ ジェクトの意思決定者側に入り、将来の潜在リスクを低下させるため、日本製品購入の意 8-2 思決定をするという方法がある。メーカーであっても、製品を最終商品とせず、太陽光発 事業であれば、発電された電力を最終商品とするビジネスの土俵で勝負するということで ある。 製品価格を低下させる方法としては、現地生産比率を高めることが、最も現実的な方法 といえる。太陽光モジュールであれば、モジュール製造部分を現地で行うなどの方法であ る。 c. 運営管理 人件費の高さと円高から、上記の資機材供給と同様、我が国企業の優位性は非常に低い と言える。 ② 技術面 技術面からの検討は、出資及び融資の観点は対象とならないので、資機材供給と運営管 理の二つの観点についてのみ行った。 a. 資材供給 効率の高さと信頼性の高さから、どの資機材供給においても我が国企業の優位性は高い。 この優位性がライフサイクルで評価されて、先に述べた経済面での劣位を克服できるので あれば、我が国企業からの資機材供給も可能である。しかし、そのことを証明し、プロジ ェクト実施者やプロジェクトへの出資者を納得させるのはなかなか難しい。状況を整理す ると、以下の通り評価できる。 ・ 我が国企業供給資機材は、国外企業供給資機材に比較し大幅に高い。 ・ 国外企業の供給資機材は、他プロジェクトでの採用実績が多く、その効率・信頼 性は本プロジェクトを成立させる高い障害とは言えないレベルにある。 ・ 我が国企業供給資機材の技術的優位性が価格差による経済的劣位を克服できるこ とを、プロジェクト実施者やプロジェクトへの出資者に証明し、彼らに日本製品 採用を決断させるだけのデータとしての説得根拠が不足している。 b. 運営管理 前節（１）で述べた「プロジェクト立ち上げ時の運営管理」で我が国企業の技術面での 優位性は高い。一方、先に述べた通り、経済面では人件費の高いことから優位性は無い。 しかし、太陽光発電の導入及び運転の両方の実績があるマレーシア企業は無いことから、 プロジェクト立ち上げ時の運営管理面での我が国企業の参画は必須と考えられる。 （３） 我が国企業の受注を促進するために必要な施策 以上述べてきた通り、我が国企業は、技術面では優位性があるものの、経済面では国外 8-3 企業に対し劣位である。我が国企業が本プロジェクトに参画するためには、単純な価格競 争に陥らないようにする施策と、参画を妨げている問題点を回避する施策が必要である。 我が国企業が本プロジェクトに参画するために必要な施策として、以下を更に検討する。 ・ 太陽光モジュールの水上設置 ・ 太陽光モジュールメーカーのプロジェクトへの出資 ・ 太陽光モジュールの現地生産 ・ 為替リスク回避の施策 ① 太陽光モジュールの水上設置 太陽光モジュールの水上設置は、日本が先行している技術である。以下の実証試験が実 施されている。 a. 亀山・関テクノヒルズ工業団地内亀山市調整池太陽光発電新技術等フィールドテ スト事業 設備完成年: 2007 年 設置場所 三重県亀山市 （亀山市所有の調整池） 設備容量 200 kW 実施組織 シャープ（株） 、 （株）シーエナジー 資金源 独立行政法人 新エネルギー・産業技術総合開発機構（New Energy and Industrial Technology Development Organization : NEDO） （出典： 平成 18 年度共同研究業務成果報告書、独立行政 法人 新エネルギー・産業技術総合開発機構） b. 水面を利用した大規模太陽光発電システムの実用化を目指した技術開発 設備完成年 2007 年、2008 年 設置場所 愛知県日進市 愛知池 設備容量 20 kW, 60 kW 実施組織 独立行政法人 水資源機構、株式会社クレハエンジニアリング 資金源 環境省 （平成 19 年度地球温暖化対策技術開発事業） （出典： 「水とともに」2008 年６月号、水資源機構） a.b.のいずれも、地上設置と同等あるいはそれ以上の効率が期待できることが確認されて いる。他国の状況は、インターネットで収集できた情報として、以下の通りである。 ・2011 年 11 月、シンガポールが２MW 水上設置太陽光発電の実証試験に８億 6,000 8-4 万ドルの予算を確定 ・フランスの電力会社 EDF とイスラエルの Solaris Synergy 社は、2011 年９月から水 上設置太陽光発電実証試験を開始。2012 年６月までに、市場参入の技術に関する必 要情報を取得の方針 ・韓国は 2011 年８月、実証試験用の水上設置太陽光発電システム 100kW をダム湖上 に完成 ・インドでは、バンガロールの会社 Enzen Global Solutions が、2011 年 11 月 15 日にフ ランスの会社と水上設置太陽光発電に関するエンジニアリングの覚書を締結 他国では、これから水上設置太陽光発電の実証試験を開始するという状況で、既に実証 試験を終了している我が国企業の技術は一歩先をいっていると言える。 計画予定地イポーでは、20 ヘクタール以上の広さの池があり、10 MW 太陽光発電シス テムでは水上設置の計画を積極的に検討する。 ② 太陽光モジュールメーカーのプロジェクトへの出資 我が国太陽光モジュールメーカーは、市場でのモジュール価格の低下に苦しんでいる。 単純な製品販売のビジネスモデルでは事業継続が困難になる、との危機認識を持っている。 このため、バリューチェーンの川下になる発電事業への参入方針を持っている太陽光モジ ュールメーカーも多い。本プロジェクト実施にあたり、我が国太陽光モジュールメーカー の本プロジェクトへの出資による参加を通して、我が国企業の太陽光ジュール採用実現の 可能性もある。 ③ モジュールの現地生産 最終商品である太陽光モジュールでは、我が国企業の価格競争力は低いが、資本財であ るモジュール製造装置では、我が国企業の価格競争力はまだ高いといえる。この優位性を 生かして、我が国企業のモジュール製造装置を導入し、安価な国外企業の太陽光セルを購 入し現地にてモジュールを生産するという事業モデルも可能と考えられる。モジュール製 造装置も小規模で低価格の物も製品化されている。また、リースとして導入すれば、コス ト低減にもつながる。マレーシア政府としても、自国の技術力向上と雇用の創出を希望し ており、マレーシアにとっては歓迎される事業モデルと考える。 ④ 為替リスク回避の施策 融資において、現地通貨での資金調達は我が国での円貨による資金調達と比較し、金利が 高く融資期間も短い。しかし、円貨での資金調達の場合、為替リスクが問題となる。この 為替リスクを回避する施策を検討する。我が国政府による再生可能エネルギー普及の支援 策などで、このような機能があると効果的と考える。例えば、再生可能エネルギー普及基 8-5 金のような基金を政府が作り、この基金が為替リスクをとるようにすると円貨での資金調 達が楽になる。為替なので、差損もあるが差益もある。長期的に見れば、差損と差益であ る程度、基金のバランスも取れると考える。 8-6 第９章 プロジェクトの資金調達の見通し （１） 資金ソース及び資金調達計画の検討 本事業には、先進国や途上国における卸電力事業（Independent Power Producer : IPP）等の 発電事業、高速道路整備等のインフラ関連事業向け資金の貸付形態として一般的に行われ ている、プロジェクト・ファイナンスによる資金調達を検討する。 プロジェクト・ファイナンスとは、通常の企業向け融資とは異なり、法人の信用力に依 存せず、原則として融資対象プロジェクトの収益のみを返済原資とする貸付形態を指す。 従って、貸し手である金融機関としては、事業性の分析により多くの時間を掛け、融資契 約も通常の企業向け融資より複雑化する傾向にあるため、費用対効果の観点から大規模案 件に採用されることが多い。 本事業は、通常の火力発電等に比して必要資金としては小規模に留まるため、プロジェ クト・ファイナンスの活用が可能かどうか、また、活用が難しい場合はどのような付帯条 件がつくか、という点を中心に、マレーシア国内銀行２行と、邦銀の現地法人１行にヒア リングを実施した。 （２） 資金調達の実現可能性 ① 貸し手金融機関からのヒアリング結果概要 a. RHB Bank マレーシア国内銀行としては、総資産規模第４位（2011 年９月末時点 1,175 億リンギッ ト） 「再生可能エネルギーや環境関連事業への融資は、今後特に前向きに対応していく予定。 銀行としても、別途グリーン・ファンドの設立・参画を果たしており、重点分野となって いる。 」 「本事業については、詳細なデューデリジェンスが前提となるが、事業収益は実質的に マレーシア政府が保証しており、太陽光発電設備に関しては、他の発電設備に比して、完 工リスクや操業中の故障リスクが限定されているため、最長 15 年・固定金利の貸し出しが 可能。 」 「（後述する）マレーシア政府による環境関連事業に対する一部利子補給と返済保証 （Green Technology Financing Scheme）の適用が前提となる。」 9-1 b. AM Bank マレーシア国内銀行としては、総資産規模第５位（2011 年９月末時点 811 億リンギット） 「銀行としても、環境関連事業への融資の拡大は事業戦略の一環となっている。 」 「本事業については、事業期間中のリスクも限定的となっており、リスクの観点からは プロジェクト・ファイナンスに向いているが、事業規模が小さいこともあり、固定金利で の資金提供は難しい。期間は最長 10 年程度が望ましい。 」 「イスラム金融の活用も可能で、その場合は金利が固定で年率７%程度と低く抑えられる 可能性がある。 」 「 （RHB Bank 同様）マレーシア政府による環境関連事業に対する一部利子補給と返済保 証の適用が前提となる。 」 c. 東京三菱 UFJ 銀行現地法人 「固定価格買取制度により、今後、再生可能エネルギー案件の増加が見込めるものの、 ヨーロッパの事例からも分かる通り、固定価格買取制度への財政支出はマクロ経済が悪化 すると最初に削られる分野であるため、長期・無担保与信となるプロジェクト・ファイナ ンスでは今のところ対応できない。 」 「事業資金の借入主体が特別目的会社の場合、親会社の法人保証が必要となる。通常の コーポレート融資と類似の条件（例：金利 3.5～５% 期間５年間）となる。」 「銀行としても再生可能エネルギー案件の取り組みを推進していくために、現地の政府 系金融機関へ制度融資の創設等を依頼している。 」 9-2 ② マレーシア政府による環境関連事業に対するインセンティブ 表 ９-１ マレーシア政府による環境関連事業に対するインセンティブの概要 目的 「グリーンテクノロジー」の普及 対象 マレーシア資本最低51%の法人 全産業セクター 環境負荷の低減、温室効果ガス排出の削減、 安全で健康的な社会環境の実現に資する事業 予算規模 総額15億リンギット 一事業者あたり5,000万リンギットまで 期間 最長15年（通常は７年から10年） インセンティブ 政府による２%の利子補給 政府による融資保証（元本60%相当分） 手数料 保証元本の0.5%（各年） 受付期間 2010年１月１日から３年間 もしくは、予算消化までの早い方 出典：グリーンテック・マレーシア資料より調査団作成 2011 年７月 15 日時点で、90 件のプロジェクトに対して適用されている（否決 19 件） 。 また、予算枠の残りは 12 億 9,000 万リンギットである。 （３） キャッシュ・フロー分析 下記に１MW と 10MW システムのキャッシュ・フローの結果を示す。なお、算出の前提 条件は、１MW は表５-７、10MW は表５-11 にそれぞれ基づいる。また、キャッシュ・フ ローの感度分析は、１MW は表５-４及び表５-５、10MW は表５-８及び表５-９の通りと なっている。 9-3 表 ９-２ １MW システムのキャッシュフロー キャッシュフロー計算書 単位：千RM 税前利益 法人税の支払 減価償却費 長期前払費用償却 元本返済額 現預金の増減 節税効果 現預金増減計 Year1 2013/03 202 667 3 (469) 403 403 Year2 2014/03 196 667 3 (469) 398 398 Year3 2015/03 211 667 3 (469) 412 412 Year4 2016/03 226 667 3 (469) 427 427 Year5 2017/03 241 667 3 (469) 442 442 Year6 2018/03 256 667 3 (469) 457 457 Year7 2019/03 271 667 3 (469) 472 472 Year8 2020/03 286 667 3 (469) 487 487 Year9 2021/03 301 667 3 (469) 502 502 Year10 2022/03 316 667 3 (469) 517 517 Year11 2023/03 331 -42 667 3 (469) 490 490 Year12 2024/03 347 -253 667 3 (469) 294 294 Year13 2025/03 362 -257 667 3 (469) 306 306 Year14 2026/03 377 -261 667 3 (469) 317 317 出典：調査団作成 NPV 算出のための割引率を、マレーシアの 10 年物国債の金利水準（過去５年間で年率３%から５%で推移）の上限である５%とし、初年度の 投資額を、上述の前提条件に基づいて 301 万 8,000 リンギットとした場合、NPV は 129 万 5,000 リンギットとなり、投資すべき案件という 判断をくだすことができる。 9-4 Year15 2027/03 392 -265 667 3 (469) 329 329 表 ９-３ 10MW システムのキャッシュフロー キャッシュフロー計算書 単位：千RM 税前利益 法人税の支払 減価償却費 長期前払費用償却 元本返済額 現預金の増減 節税効果 現預金増減計 Year1 2013/03 -342 6,673 33 (4,695) 1,670 1,670 Year2 2014/03 -382 6,673 33 (4,695) 1,630 1,630 Year3 2015/03 -222 6,673 33 (4,695) 1,790 1,790 Year4 2016/03 -61 6,673 33 (4,695) 1,951 1,951 Year5 2017/03 100 6,673 33 (4,695) 2,112 2,112 Year6 2018/03 261 6,673 33 (4,695) 2,273 2,273 Year7 2019/03 423 6,673 33 (4,695) 2,435 2,435 Year8 2020/03 585 6,673 33 (4,695) 2,597 2,597 Year9 2021/03 747 6,673 33 (4,695) 2,759 2,759 Year10 2022/03 909 6,673 33 (4,695) 2,921 2,921 Year11 2023/03 1,072 6,673 33 (4,695) 3,084 3,084 Year12 2024/03 1,235 6,673 33 (4,695) 3,247 3,247 Year13 2025/03 1,398 6,673 33 (4,695) 3,410 3,410 Year14 2026/03 1,562 -153 6,673 33 (4,695) 3,421 3,421 出典：調査団作成 NPV 算出のための割引率を、マレーシアの 10 年物国債の金利水準（過去５年間で年率３%から５%で推移）の上限である５%とし、初年度の 投資額を、上述の前提条件に基づいて 3,018 万リンギットとした場合、NPV はマイナスの 534 万 7,000 リンギットとなるため、投資すべき ではない案件という判断となる。 9-5 Year15 2027/03 1,726 -2,100 6,673 33 (4,695) 1,638 1,638 第１０章 案件実現に向けたアクションプラ ンと課題 （１） 当該プロジェクトの実現に向けた取り組み状況 案件実施における課題とその取り組み状況は、以下の通りである。 ① 10MW 設備の建設コスト 2,500 ドル/kW 以下の実現 建設コスト 2,500 ドル/kW 以下が実現できれば、プロジェクトの実施は十分可能である。 ローカルのシステムインテグレータによる概算見積から、建設コスト 2,500 ドル/kW 以下の 実現性は十分にあると判断できる。しかしながら、設備容量が１MW を超える場合、固定 買取価格が安くなるため、事業の経済性が低くなり、事業として成立しなくなる。今後は、 設計、見積内容を精査し、建設コストを更に安く抑えることを検討する。 ② 低金利の長期プロジェクトファイナンスの実現 マレーシア国内銀行であれば、10-15 年の長期ファイナンスは十分可能である。金利につ いては、 「環境技術ファイナンススキーム」などマレーシア政府の優遇措置を適用できれば、 金利 5%程度のファイナンスは実現可能である。 ③ 安価で長期使用できる遊休地の確保 計画候補地イポーのサイトの土地所有者は、地方政府であり、土地使用権利者は地元の 民間企業である。他の民間企業の遊休地に比べ、安価であり、長期的に使用できる土地で ある。プロジェクト実施に向けて、土地の使用方法について土地使用権利者と協議中であ る。 ④ 事業パートナーとなる優良なローカル企業の選定 外国企業が固定価格買取制度事業者になるためには、ローカル企業と合弁会社を設立す る必要がある。以下のような複数のローカル企業がこの事業に興味を持っており、調査開 始段階から複数企業と協議し、事業スキームを検討している段階である。 a. b. エンジニアリング会社 業種： エンジニアリングサービス 主な事業： 廃水処理など水事業 参画形態： 直接出資による参画、彼らの施設の遊休スペースの有効活用も検討 エンジニアリング会社 業種： エンジニアリングサービス 主な事業： スズなどの鉱物の発掘、資材の販売 参画形態： 遊休地の提供（現物出資）による参画、太陽光発電設備のメンテナンス 10-1 c. エンジニアリング会社 業種： エンジニアリングサービス 主な事業： コージェネレーション設備などの設計、調達、施工 参画形態： 直接出資による参画、太陽光発電設備の据付工事に関するエンジニアリン グ及び設備のメンテナンス d. エネルギーサービス会社 業種： エンジニアリングサービス 主な事業： 省エネルギー及び再生可能エネルギーに係るエンジニアリングサービス 参画形態： 直接出資による参画、太陽光発電設備の据付工事に関するエンジニアリン グ及び設備のメンテナンス （２） 当該プロジェクトの実現に向けた相手国の関係官 庁・実施機関の取り組み状況 ① 関係機関の取り組み状況 2011 年 12 月１日から固定価格買取制度事業者への申請受付が開始され、太陽光発電に対 する 2014 年上期までの割当分の受付は終了した。2012 年１月時点で表 10-１の通り、2014 年上期までの割当のほとんどが承認されている。 表 10-１ 500kW を超える太陽光発電事業への割当分 2012 2013 2014 2015 上期 下期 上期 下期 上期 下期 上期 下期 承認済割当量（MW） 28.3 27.75 31.26 23.76 34.02 0.00 未定 未定 未承認可能量（MW） 0.48 0.46 0.55 0.52 0.35 0.00 未定 未定 出典：持続可能エネルギー開発庁のホームページを基に調査団作成 ② 関係機関との協議状況 提案プロジェクトに対するエネルギー・環境技術・水省からのコメントは以下の通りで ある。 ・固定価格買取制度による発電事業への外国企業の参入は歓迎する。ただし、事業会社の 資本比率に制限（ローカル資本 51%以上）を設けているので考慮すること。 10-2 ・既に太陽光発電への割当分の受付が 2014 年上期まで終了しているため、2013 年及び 2014 年の割当分の増加、2015 年以降の割当分の見直しを検討する。 ・割当分を増加するために、再生可能エネルギー基金の原資となる需要家が負担する電気 料金１%を２%に引き上げることは国会で承認されている。 ・日本の高い技術力には期待するが、固定価格買取制度による発電事業はビジネスとして 実施されるものであることから、価格競争力も求められる。 （３） 相手国の法的・財政的制約等の有無 固定価格買取制度に基づいて実施される事業であるため、制度の見直し、修正等により 影響を受ける可能性がある。 具体的には、現時点で太陽光発電に対する 2014 年下期以降の割当量は決まっていない。 2014 年上期までの割当分の受け付けでは、相当数の事業者及びプロジェクトが申請された ことから、１申請当たりの容量制限が設けられた。このような制度の修正は、発電規模の 見直しなど実施工程や設計に影響を受ける可能性がある。 （４） 追加的な詳細分析の要否 特になし。 10-3