パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援

パキスタン国
国営送電会社（ＮＴＤＣ）
パキスタン国
最適電源・送電開発計画策定支援
プロジェクト【有償勘定技術支援】
ファイナルレポート
平成２８年７月
（２０１６年）
独立行政法人
国際協力機構（JICA）
株式会社ＩＩＥＰ
産公
JR
16-050
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
パキスタン国
最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
【 目 次 】
Chapter 1
1.1
1.2
1.2.1
1.2.2
1.2.3
1.2.4
1.3
1.3.1
1.3.2
1.4
1.4.1
1.4.2
序 論 ........................................................................................................................... 1-1
調査の背景 ...................................................................................................................... 1-1
調査目的と実施内容 ...................................................................................................... 1-1
調査目的 ....................................................................................................................... 1-1
調査対象地域 ............................................................................................................... 1-2
相手国実施機関および関係機関 ............................................................................... 1-2
調査業務の内容 (TOR) ............................................................................................... 1-3
業務実施の基本方針 ...................................................................................................... 1-5
基本方針 ....................................................................................................................... 1-5
業務フロー ................................................................................................................... 1-5
調査体制および調査実績 .............................................................................................. 1-6
調査団の構成・分担 ................................................................................................... 1-6
調査実績 ....................................................................................................................... 1-7
Chapter 2
2.1
2.1.1
2.1.2
2.1.3
2.2
2.2.1
2.2.2
2.2.3
2.3
2.4
2.4.1
2.4.2
2.4.3
2.4.4
2.4.5
2.5
2.5.1
2.5.2
2.6
電力セクターのレビュー ........................................................................................... 2-1
パキスタン国の社会経済状況 ...................................................................................... 2-1
社会経済概要 ............................................................................................................... 2-1
人口の推移 ................................................................................................................... 2-2
GDP の推移 .................................................................................................................. 2-2
組織体制 .......................................................................................................................... 2-3
電力セクター ............................................................................................................... 2-3
エネルギーセクター ................................................................................................... 2-7
計画委員会 ................................................................................................................... 2-8
電力エネルギー政策 ...................................................................................................... 2-9
電力需給状況 .................................................................................................................. 2-9
販売電力量の推移 ....................................................................................................... 2-9
季節間の日負荷曲線の違い ..................................................................................... 2-11
電力需給バランス ..................................................................................................... 2-12
既設発電設備 ............................................................................................................. 2-12
既設送配電設備 ......................................................................................................... 2-18
電力料金制度 ................................................................................................................ 2-28
電気料金表 ................................................................................................................. 2-28
NEPRA 決定料金(Determined Tariff)と GOP 告知料金 (Notified Tariff) .............. 2-29
各ドナーの電力エネルギーセクターへの支援状況 ................................................ 2-30
Chapter 3
電力需要予測 ............................................................................................................... 3-1
3.1
前提条件 .......................................................................................................................... 3-1
3.1.1
人口の見通し ............................................................................................................... 3-1
3.1.2
経済見通し ................................................................................................................... 3-2
3.1.3
経済シナリオの設定 ................................................................................................... 3-3
3.2
電力・エネルギー需要予測の方法 .............................................................................. 3-4
3.2.1
需要予測モデルの必要機能 ....................................................................................... 3-4
i
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
3.2.2
需要予測モデルの構造 ............................................................................................... 3-4
3.2.3
電力・エネルギー需要予測の手順 ........................................................................... 3-5
3.3
電力量需要予測に関する前提条件 .............................................................................. 3-6
3.3.1
計算電力量需要 ........................................................................................................... 3-6
3.3.2
電力化率 ....................................................................................................................... 3-7
3.3.3
その他の前提条件 ....................................................................................................... 3-7
3.4
電力需要予測 .................................................................................................................. 3-8
3.4.1
Base ケースの電力需要見通し ................................................................................... 3-8
3.4.2
High ケースの電力需要想定..................................................................................... 3-12
3.5
日負荷曲線予測 ............................................................................................................ 3-14
3.5.1
予測方法 ..................................................................................................................... 3-14
3.5.2
地域別日負荷曲線実績 ............................................................................................. 3-14
3.5.3
日負荷曲線予測結果 ................................................................................................. 3-16
Chapter 4
4.1
4.1.1
4.1.2
4.2
4.2.1
4.2.2
4.2.3
4.2.4
4.3
4.3.1
4.3.2
4.4
一次エネルギー ........................................................................................................... 4-1
エネルギーの現状と政策 .............................................................................................. 4-1
現状のエネルギーの需給状況 ................................................................................... 4-1
エネルギー政策 ........................................................................................................... 4-2
一次エネルギーの現状と開発計画 .............................................................................. 4-3
エネルギー設備の現況 ............................................................................................... 4-3
天然ガス ....................................................................................................................... 4-4
石炭の供給と開発 ..................................................................................................... 4-13
石油の供給と課題 ..................................................................................................... 4-19
化石燃料の価格の推移 ................................................................................................ 4-21
天然ガス価格 ............................................................................................................. 4-21
石炭価格 ..................................................................................................................... 4-23
ガス・石炭・石油製品の長期価格見通し ................................................................ 4-24
Chapter 5
5.1
5.2
5.2.1
5.2.2
5.2.3
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.3.4
5.4
5.4.1
5.4.2
5.5
5.5.1
5.5.2
電源開発計画 ............................................................................................................... 5-1
電源開発計画の策定方法 .............................................................................................. 5-1
供給信頼度基準に従った必要設備量 .......................................................................... 5-4
既存の電源開発計画のレビュー ............................................................................... 5-4
スクリーニングによる各種電源の経済比較.......................................................... 5-15
供給信頼度に基づく適正予備率の検討 ................................................................. 5-17
2025 年および 2035 年断面の最適電源構成.............................................................. 5-24
ベースシナリオ ......................................................................................................... 5-24
代替シナリオ ............................................................................................................. 5-31
最小費用電源開発シナリオ ..................................................................................... 5-35
リスク分析 ................................................................................................................. 5-36
長期電源開発パターン ................................................................................................ 5-39
ベース需要ケース ..................................................................................................... 5-39
ハイ需要ケース ......................................................................................................... 5-46
長期設備投資計画 ........................................................................................................ 5-54
ベース需要ケース ..................................................................................................... 5-54
ハイ需要ケース ......................................................................................................... 5-55
Chapter 6
6.1
送電開発計画 ............................................................................................................... 6-1
開発計画策定の基本方針 .............................................................................................. 6-1
ii
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
6.2
6.3
6.4
6.4.1
6.4.2
6.5
6.5.1
6.5.2
6.5.3
6.6
6.6.1
6.6.2
6.7
系統信頼度の検討方法 .................................................................................................. 6-3
系統解析と主な検討条件 .............................................................................................. 6-4
2025 年および 2035 年の基幹送電系統の検討............................................................ 6-7
既存基幹送電系統の開発計画 ................................................................................... 6-7
2021-2022 年度の基幹送電線計画レビュー ........................................................... 6-12
2035 年までの 500kV 系統 送電開発計画案 ........................................................... 6-23
500kV 変電所の必要数.............................................................................................. 6-23
グリッドマップの作成 1 .......................................................................................... 6-24
グリッドマップの作成 2 代替案の検討 .............................................................. 6-28
最小費用送電開発計画 ................................................................................................ 6-30
500kV 系統設備に要する必要投資額 ...................................................................... 6-30
2035 年度までの 220kV 系統設備量と投資額の概算想定 .................................... 6-30
今後の課題 .................................................................................................................... 6-31
Chapter 7
財務分析 ....................................................................................................................... 7-1
7.1
電力料金制度改革 .......................................................................................................... 7-1
7.1.1
電力料金制度改革の背景 ........................................................................................... 7-1
7.1.2
料金設定メカニズム ................................................................................................... 7-4
7.1.3
循環債務解消に関する感度分析 ............................................................................... 7-6
7.2
電力セクターの投資資金ギャップ .............................................................................. 7-7
7.2.1
ベース需要ケース ....................................................................................................... 7-7
7.2.2
ハイ需要ケース ......................................................................................................... 7-13
7.3
総括原価と電気料金との比較 .................................................................................... 7-18
7.3.1
総括原価算出の前提（ベース需要ケース）.......................................................... 7-18
7.3.2
総括原価（ベース需要ケース） ............................................................................. 7-18
7.3.3
総括原価算出の前提（ハイ需要ケース） ............................................................. 7-19
7.3.4
総括原価（ハイ需要ケース） ................................................................................. 7-20
Chapter 8
環境社会配慮 ............................................................................................................... 8-1
8.1
戦略的環境アセスメント（SEA）の概要................................................................... 8-1
8.1.1
JICA 環境社会配慮における戦略的環境アセスメント（SEA） ........................... 8-1
8.1.2
パキスタン国における戦略的環境アセスメント（SEA）の導入状況 ................ 8-1
8.2
調査方法および初期の環境調査の結果 ...................................................................... 8-3
8.2.1
調査手法 ....................................................................................................................... 8-3
8.2.2
調査結果の分析手法 ................................................................................................... 8-4
8.3
調査結果の解析及び SEA.............................................................................................. 8-5
8.3.1
電源開発計画（ベ－スシナリオ案）のマトリックス評価と解析 ........................ 8-5
8.3.2
SEA から見た各電源開発計画の優先シナリオ ..................................................... 8-18
8.3.3
各種電源開発のマトリックス評価とその分析に基づく環境影響度 .................. 8-20
8.3.4
ベースシナリオの二酸化炭素排出量 ..................................................................... 8-20
8.3.5
SEA から見たシナリオ代替案における設備出力と環境影響度 ......................... 8-22
8.3.6
パキスタン国の約束草案 (INDC) ........................................................................... 8-22
8.3.7
初期調査結果 ............................................................................................................. 8-23
Chapter 9
提 言 ........................................................................................................................... 9-1
9.1
新組織・体制 .................................................................................................................. 9-1
9.1.1
中長期電力設備開発計画（電力マスタープラン）の立案と実施 ........................ 9-1
9.1.2
最小費用電力設備運用 ............................................................................................... 9-1
iii
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
9.2
電力需要予測および一次エネルギー供給分析 .......................................................... 9-1
9.2.1
電力需要想定 ............................................................................................................... 9-1
9.2.2
一次エネルギー供給分析 ........................................................................................... 9-2
9.3
電源開発計画および送電開発計画 .............................................................................. 9-2
9.3.1
電源開発計画 ............................................................................................................... 9-2
9.3.2
送電開発計画 ............................................................................................................... 9-3
9.4
経済財務分析 .................................................................................................................. 9-5
Chapter 10 技術移転 ..................................................................................................................... 10-1
10.1
エネルギー需給分析 / 電力需要予測 ........................................................................ 10-1
10.2
電源開発計画および送電開発計画 ............................................................................ 10-1
10.3
ワークショップの開催 ................................................................................................ 10-1
10.3.1 第 1 回 Workshop ........................................................................................................ 10-1
10.3.2 第 2 回 Workshop ........................................................................................................ 10-2
10.3.3 第 3 回 Workshop ........................................................................................................ 10-3
iv
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
【 図 目 次 】
図 1-1
図 1-2
図 1-3
図 2-1
図 2-2
図 2-3
図 2-4
図 2-5
図 2-6
図 2-7
図 2-8
図 2-9
図 2-10
図 2-11
図 2-12
図 2-13
図 2-14
図 2-15
図 3-1
図 3-2
図 3-3
図 3-4
図 3-5
図 3-6
図 3-7
図 3-8
図 3-9
図 3-10
図 3-11
図 3-12
図 3-13
図 4-1
図 4-2
図 4-3
図 4-4
図 4-5
図 4-6
図 4-7
図 4-8
図 4-9
図 4-10
図 4-11
図 4-12
図 4-13
図 5-1
基本業務フロー（TOR 相関図） ........................................................................................ 1-3
本調査の概略フロー ............................................................................................................ 1-5
調査団チーム構成 ................................................................................................................ 1-6
電力セクター組織図 ............................................................................................................ 2-5
配電会社の地理的な位置 .................................................................................................... 2-6
エネルギーセクター組織 .................................................................................................... 2-7
計画委員会組織図 ................................................................................................................ 2-8
セクター別の消費電力量 .................................................................................................... 2-9
夏季と冬季の電力需要形態の違い .................................................................................. 2-11
ピーク電力需要と供給力の推移....................................................................................... 2-12
主な発電所位置.................................................................................................................. 2-12
2014 年 6 月末の電源構成 ................................................................................................. 2-13
2014 年 6 月末までの発電電力量実績 ........................................................................... 2-13
水力発電所（既設および開発計画）の位置図（2015 年 1 月時点） ....................... 2-14
既存 220/500kV 送電線ルート図 .................................................................................... 2-18
500kV 送電線の概要 ......................................................................................................... 2-19
500kV 変電所のロードマップ ......................................................................................... 2-26
TDS の推移 ....................................................................................................................... 2-29
DISCO エリア別人口増加の予測 ........................................................................................ 3-2
電力需要予測フロー ............................................................................................................ 3-4
電力・エネルギー需要予測モデルの構成 ........................................................................ 3-5
セクター別電力量需要見通し（Base case）..................................................................... 3-9
地域別の発電電力量（送電端）需要想定（Base case） .............................................. 3-10
地域別の最大電力需要想定（Base case） ...................................................................... 3-11
セクター別電力量需要推移（High case） ...................................................................... 3-12
地域別の発電電力量（送電端）需要想定（High case） .............................................. 3-13
地域別の最大電力需要想定（Base case） ...................................................................... 3-14
地域別最大電力需要日（3 日平均）の日負荷曲線 ..................................................... 3-15
地域別平日の日負荷曲線 ................................................................................................ 3-15
地域別休日の日負荷曲線 ................................................................................................ 3-16
地域別最大電力需要日（3 日平均）の日負荷曲線の予測 (2035 年 Base) ............... 3-17
エネルギーインフラの現状................................................................................................. 4-3
ブロックと海洋ガス田の区分け......................................................................................... 4-7
イラン - パキスタン ガスパイプラインルート............................................................... 4-8
TAPI のパイプライン経路 ................................................................................................... 4-9
Port Qasim 沖の LNG 基地予定地...................................................................................... 4-10
Shale / Tight Gas 賦存分布 ............................................................................................ 4-11
パキスタン国の Shale/Tight ガス開発地点 ................................................................. 4-11
炭田の位置 .......................................................................................................................... 4-13
タール鉱区の位置 .............................................................................................................. 4-15
タール鉱区の Block .......................................................................................................... 4-15
Thar 炭鉱表層部掘削状況 .............................................................................................. 4-17
水供給計画図 .................................................................................................................... 4-17
500kV 送電線ルート ....................................................................................................... 4-18
電源開発計画策定フロー .................................................................................................... 5-3
v
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
図 5-2
図 5-3
図 5-4
図 5-5
図 5-6
図 5-7
図 5-8
図 5-9
図 5-10
図 5-11
図 5-12
図 5-13
図 5-14
図 5-15
図 5-16
図 5-17
図 5-18
図 5-19
図 5-20
図 5-21
図 5-22
図 5-23
図 5-24
図 5-25
図 5-26
図 5-27
図 5-28
図 5-29
図 5-30
図 5-31
図 5-32
図 5-33
図 5-34
図 5-35
図 5-36
図 5-37
図 5-38
図 5-39
図 5-40
図 5-41
図 5-42
図 5-43
図 5-44
図 5-45
図 5-46
図 5-47
図 5-48
図 5-49
既設水力発電所の月ごと発電電力量ならびに最大・最少出力 .................................... 5-4
ZEPL 風力発電所の月ごとの発電実績 ............................................................................. 5-5
各月の供給力（2014） ........................................................................................................ 5-6
年間需給バランス（2014） ................................................................................................ 5-6
火力発電所の運転開始年と設備出力 .............................................................................. 5-13
2025 年までの現状の電源開発計画（北部） ................................................................. 5-13
2025 年までの現状の電源開発計画（南部） ................................................................. 5-14
2025 年までの現状の電源開発計画（KE） .................................................................... 5-14
各種電源の発電原価比較 (2025 年時点) ....................................................................... 5-17
供給予備率と供給信頼度 LOLE との関係 (2025 年) ................................................... 5-19
連系線容量と供給予備力削減量の関係（2025 年） ................................................... 5-19
2035 年までの修正電源開発計画（北部） ................................................................... 5-20
2035 年までの修正電源開発計画（南部） ................................................................... 5-21
2035 年までの修正電源開発計画（KE） ...................................................................... 5-21
2035 年までの修正電源開発計画（全国） ................................................................... 5-21
供給予備率と供給信頼度 LOLE との関係 (修正電源開発計画)................................ 5-22
連系容量と供給予備力削減量の関係（修正案：2025 年） ....................................... 5-23
連系線容量と供給予備力削減量の関係（修正案：2035 年） ................................... 5-23
石炭火力増分開発量と発電年経費の関係（北部系統：2025 年） ........................... 5-25
石炭火力増分開発量と発電年経費の関係（北部系統：2035 年） ........................... 5-25
北部系統における最適電源構成（ベースシナリオ：2025 年） ............................... 5-26
北部系統における最適電源構成（ベースシナリオ：2035 年） ............................... 5-26
北部系統における年間 kWh バランス .......................................................................... 5-26
北部系統における週間運用（2025 年） ....................................................................... 5-27
北部系統における週間運用（2035 年） ....................................................................... 5-27
石炭火力増分開発量と発電年経費の関係（南部系統：2025 年） ........................... 5-28
石炭火力増分開発量と発電年経費の関係（南部系統：2035 年） ........................... 5-28
南部系統における最適電源構成（ベースシナリオ） ................................................ 5-29
南部系統における年間 kWh バランス .......................................................................... 5-29
南部系統における週間運用（7 月） ............................................................................. 5-30
KE 系統における最適電源構成（ベースシナリオ） .................................................. 5-30
全国の最適電源構成（ベースシナリオ） .................................................................... 5-30
南部系統 kWh バランスの比較 ...................................................................................... 5-32
LNG 年年設備利用率固定の有無による kWh バランスの比較 ................................. 5-33
統合シナリオ（LCP）の年間 kWh バランスの比較 (2025 年) .................................. 5-35
統合シナリオ（LCP）の年間 kWh バランスの比較 (2035 年) .................................. 5-36
2025 年における各種電源の発電原価と設備利用率の関係 (燃料エスカ２倍) ....... 5-37
水力発電所開発の遅れに伴う供給力（夏季ピーク）の減 ........................................ 5-38
2035 年までの北部系統電源開発計画（ベース需要ケース） ................................... 5-41
2035 年までの南部系統電源開発計画（ベース需要ケース） ................................... 5-42
2035 年までの KE 系統電源開発計画（ベース需要ケース） .................................... 5-42
2035 年までの全国の電源開発計画と供給力構成比率（ベース需要ケース） ....... 5-42
電力ガス消費量と天然ガス供給量の関係（全国） .................................................... 5-43
最大電力需要予測（全国） ............................................................................................ 5-46
2035 年までの北部系統電源開発計画（ハイ需要ケース） ....................................... 5-49
2035 年までの南部系統電源開発計画（ハイ需要ケース） ....................................... 5-50
2035 年までの KE 系統電源開発計画（ハイ需要ケース） ........................................ 5-50
2035 年までの全国の電源開発計画と供給力構成比率（ハイ需要ケース） ........... 5-50
vi
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
図 5-50
図 5-51
図 5-52
図 5-53
図 5-54
図 6-1
図 6-2
図 6-3
図 6-4
図 6-5
図 6-6
図 6-7
図 6-8
図 6-9
図 6-10
図 6-11
図 6-12
図 6-13
図 6-14
図 6-15
図 6-16
図 6-17
図 6-18
図 7-1
図 7-2
図 7-3
図 7-4
図 7-5
図 7-6
図 7-7
図 7-8
図 7-9
図 7-10
図 7-11
図 7-12
図 7-13
図 7-14
図 8-1
図 8-2
図 8-3
図 8-4
図 8-5
図 8-6
図 8-7
図 8-8
図 8-9
図 8-10
図 8-11
電力ガス消費量と天然ガス供給量の関係（ハイ需要ケース） ................................ 5-51
長期電源投資計画（ベース需要ケース） .................................................................... 5-55
公的機関の長期投資計画（ベース需要ケース） ........................................................ 5-55
長期電源投資計画（ハイ需要ケース） ........................................................................ 5-56
公的機関の長期投資計画（ハイ需要ケース） ............................................................ 5-56
送電系統拡張計画作業の流れ............................................................................................. 6-1
現状把握の一般的な作業フロ―......................................................................................... 6-2
系統解析の流れ .................................................................................................................... 6-4
500kV 変電所の概念図 ......................................................................................................... 6-7
NTDC 500kV Network: 2021-22 ........................................................................................... 6-9
NTDC Grid Map; 2029-30 年度 ........................................................................................... 6-11
NTDC 600kV HVDC Network: 2021-22 ............................................................................. 6-12
安定度計算結果の一例（3 ケース） 代表的な 3 発電機の位相 ................................ 6-14
１回線送電線事故発生時に不安定ケースとなる送電線および事故点 ....................... 6-15
直流送電線および交流送電線の事故発生前後の有効電力の変動 ............................. 6-16
直流送電線および交流送電線系統における代表的な 7 発電機の位相 ..................... 6-17
直流送電線 2 ルートを交流送電線（765kV）に置き換えた系統構成 ...................... 6-17
1 回線送電線事故発生時に不安定ケースとなる送電線および事故点 ...................... 6-19
直流送電線ルートとした系統構成................................................................................. 6-20
交流送電線 3 ルートとした系統構成 ............................................................................. 6-21
グリッドマップ（2025 年断面） .................................................................................... 6-26
グリッドマップ（2035 年断面） .................................................................................... 6-27
グリッドマップ (2035 年断面 (代替案)) ....................................................................... 6-29
DISCO の未収金額 ............................................................................................................... 7-3
請求額と回収額の比較（2012/13 年度、2013/14 年度） ................................................ 7-4
必要投資額の推移（分野別） ............................................................................................ 7-8
投資資金ギャップ（分野別） .......................................................................................... 7-12
投資必要額と資金調達額の推移（発電） ...................................................................... 7-12
投資必要額と資金調達額の推移（送電） ...................................................................... 7-12
投資必要額と資金調達額の推移（配電） ...................................................................... 7-13
必要投資額の推移（分野別）........................................................................................... 7-14
投資資金ギャップ（分野別） .......................................................................................... 7-17
必要投資額と資金調達額の推移（発電） .................................................................... 7-17
必要投資額と資金調達額の推移（送電） .................................................................... 7-17
必要投資額と資金調達額の推移（配電） .................................................................... 7-18
総括原価（分野別） ........................................................................................................ 7-19
総括原価（分野別） ........................................................................................................ 7-20
パキスタン環境保護庁の組織機構図................................................................................. 8-2
LCP に関する SEA アプローチ手法 ................................................................................... 8-3
環境社会配慮評価指数（水力発電－貯水池式）............................................................. 8-6
環境社会配慮評価指数（水力発電）................................................................................. 8-9
環境社会配慮評価指数（石炭火力発電）....................................................................... 8-11
環境社会配慮評価指数（その他火力発電）................................................................... 8-12
環境社会配慮評価指数（風力発電）............................................................................... 8-14
環境社会配慮評価指数（太陽光発電）........................................................................... 8-16
環境社会配慮評価指数（バイオマス発電）................................................................... 8-17
各種電源開発計画間の環境社会配慮に関する指数評価 ............................................. 8-19
各種電源開発計画間の環境社会配慮指数のレーダーチャート ................................. 8-20
vii
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
図 8-12
図 8-13
図 8-14
図 8-15
図 8-16
図 8-17
図 8-18
図 8-19
図 8-20
2016－2035 年の二酸化炭素排出原単位の推移（ベースシナリオ） ........................ 8-21
各国の二酸化炭素排出原単位比較................................................................................. 8-21
自然環境保全指定地域図 ................................................................................................ 8-25
ラムサ－ル湿地指定地域図 ............................................................................................ 8-26
WWF が指定する重要生態系地域 ................................................................................. 8-27
パキスタン国の民族分布の現状 .................................................................................... 8-28
石炭火力発電所計画地点 ................................................................................................ 8-30
風力発電計画地点 ............................................................................................................ 8-31
パキスタン国内風力発電適地分布図 ............................................................................ 8-32
viii
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
【 表 目 次 】
表 1-1
表 2-1
表 2-2
表 2-3
表 2-4
表 2-5
表 2-6
表 2-7
表 2-8
表 2-9
表 2-10
表 2-11
表 2-12
表 2-13
表 2-14
表 2-15
表 2-16
表 2-17
表 2-18
表 2-19
表 2-20
表 2-21
表 2-22
表 2-23
表 3-1
表 3-2
表 3-3
表 3-4
表 3-5
表 3-6
表 3-7
表 3-8
表 3-9
表 3-10
表 3-11
表 3-12
表 3-13
表 3-14
表 3-15
表 3-16
表 3-17
表 3-18
表 4-1
表 4-2
表 4-3
調査業務全体の流れの年度展開 ........................................................................................ 1-4
パキスタン国の社会経済概要 ............................................................................................ 2-1
パキスタン国の人口の推移 ................................................................................................ 2-2
GDP の推移........................................................................................................................... 2-2
配電会社の名称と位置 ........................................................................................................ 2-6
セクター別消費電力量実績 ................................................................................................ 2-9
地域別消費電力量 .............................................................................................................. 2-10
DISCOs の電力需要実績 ................................................................................................... 2-10
KE の電力需要実績 ........................................................................................................... 2-11
全国の電力需要実績 .......................................................................................................... 2-11
電源種別発電設備量ならびに発電電力量実績 ............................................................ 2-13
既設水力発電所の一覧 .................................................................................................... 2-15
既設火力発電所（GENCOs）の一覧 ............................................................................ 2-15
既設火力発電所（IPP（原子力、バガス発電を含む））の一覧 .............................. 2-16
KE 管内の既設火力発電所（IPP、原子力を含む）の一覧 ........................................ 2-17
既設風力発電所の一覧 .................................................................................................... 2-17
NTDC による電力輸出入の実績 .................................................................................... 2-17
132 / 220 / 500kV 送電線路長の推移 .............................................................................. 2-22
500kV 送電線の概要 ........................................................................................................ 2-22
500kV 基幹変電所の概要 ................................................................................................. 2-23
220 / 132kV 変電所の概要 ................................................................................................ 2-24
送電線損失の推移 ............................................................................................................ 2-25
各配電会社の概況 ............................................................................................................ 2-27
電気料金表........................................................................................................................ 2-28
人口推移と伸び率見通し .................................................................................................... 3-1
DISCO 別の人口推移見通し ................................................................................................ 3-1
GDP 伸び率の設定 ................................................................................................................ 3-2
WTI 価格の見通し ................................................................................................................ 3-3
GDP の伸び率（High ケース） ........................................................................................... 3-3
販売電力量（Recorded sales energy）................................................................................. 3-6
各国と地域の実績電力化率................................................................................................. 3-7
部門別電力化率見通し ........................................................................................................ 3-7
セクター別電力量需要見通し（Base case） ..................................................................... 3-8
セクター別電力量需要伸び率（Base case） ................................................................... 3-8
地域別電力量需要（過去 5 年間実績） ........................................................................... 3-9
地域別の発電電力量（送電端）需要想定（Base case） ............................................ 3-10
地域別の最大電力ならびに年負荷率の実績推計 ........................................................ 3-11
地域別の最大電力需要想定（Base case） .................................................................... 3-11
セクター別電力量需要見通し（High case） ................................................................ 3-12
セクター別電力量需要伸び率（High case） ................................................................ 3-12
地域別の発電電力量（送電端）需要想定（High case） ............................................ 3-13
地域別の最大電力需要想定（High case） .................................................................... 3-14
化石一次エネルギーの需給状況 (2012-13 年度) ............................................................. 4-1
電力向け一次エネルギー消費実績 .................................................................................... 4-1
天然ガス埋蔵量（2013-14 年度時点）.............................................................................. 4-4
ix
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 4-4
表 4-5
表 4-6
表 4-7
表 4-8
表 4-9
表 4-10
表 4-11
表 4-12
表 4-13
表 4-14
表 4-15
表 4-16
表 4-17
表 4-18
表 4-19
表 4-20
表 4-21
表 4-22
表 4-23
表 4-24
表 4-25
表 4-26
表 4-27
表 4-28
表 4-29
表 4-30
表 4-31
表 4-32
表 4-33
表 4-34
表 4-35
表 4-36
表 5-1
表 5-2
表 5-3
表 5-4
表 5-5
表 5-6
表 5-7
表 5-8
表 5-9
表 5-10
表 5-11
表 5-12
表 5-13
表 5-14
表 5-15
天然ガス生産量.................................................................................................................... 4-4
地域別天然ガス消費量（2012 年度） ................................................................................ 4-5
電力部門へのガスの供給先 ................................................................................................ 4-5
天然ガスの部門別消費 ........................................................................................................ 4-6
天然ガスの消費者価格 ........................................................................................................ 4-6
On shore と Off shore 域の開発区分・リスク・予想価格 ............................................... 4-7
TAPI の事業内容 ................................................................................................................ 4-8
TAPI ガス価格 (Crude oil price : 100 US$ / bbl) .............................................................. 4-9
LNG 受け入れ事業参画企業と LNG 量 ......................................................................... 4-10
シェールガスの生産コスト（井戸元価格） ................................................................ 4-12
天然ガスの供給見通し（2015 年～2025 年） .............................................................. 4-12
天然ガスの供給見通し（2026 年～2035 年） .............................................................. 4-12
石炭埋蔵量 (2013 年 6 月現在)........................................................................................ 4-13
石炭の生産と輸入量 ........................................................................................................ 4-14
石炭のセクター別消費量 ................................................................................................ 4-14
タール鉱区の石炭（Lignite）品質 ................................................................................ 4-14
Block 別石炭および電力開発計画 ................................................................................. 4-16
Thar Coal 開発事業者（2014 年 10 月現在）................................................................ 4-16
Thar 炭鉱の電源開発計画 ............................................................................................. 4-18
石炭の生産量見通し（2016 年～2025 年） .................................................................. 4-19
原油の埋蔵量 (2013 年 6 月末現在) ............................................................................... 4-19
原油生産と輸入及び石油製品の輸入状況 .................................................................... 4-20
会社別石油精製能力 ........................................................................................................ 4-20
会社別石油精製量 ............................................................................................................ 4-20
石油製品のセクター別消費量 ........................................................................................ 4-21
天然ガスの国内価格 ........................................................................................................ 4-22
天然ガスの国際価格 ........................................................................................................ 4-22
原油価格リンクの輸入天然ガス価格 ............................................................................ 4-22
国産ガスのコスト構成（2012年時点） ........................................................................ 4-23
国際石炭価格.................................................................................................................... 4-23
ガス・石炭・石油製品の長期価格見通し（2010～2020 年） ................................... 4-24
ガス・石炭・石油製品の長期価格見通し（2021～2030 年） ................................... 4-25
ガス・石炭・石油製品の長期価格見通し（2031～2040 年） ................................... 4-25
PDPAT II と WASP IV の主要な違い ................................................................................ 5-1
2014 年の需給バランス ....................................................................................................... 5-5
水力発電所の開発計画 ........................................................................................................ 5-7
火力発電所の開発計画 ........................................................................................................ 5-8
原子力発電所の開発計画 .................................................................................................... 5-9
KE 系統の電源開発計画（2020 年まで） ......................................................................... 5-9
風力発電所の開発計画 ...................................................................................................... 5-10
太陽光発電所の開発計画 .................................................................................................. 5-11
バイオマス発電所の開発計画 .......................................................................................... 5-12
各種電源の建設単価 ........................................................................................................ 5-15
各種電源の年間の固定費 ................................................................................................ 5-15
化石燃料価格の予想値 .................................................................................................... 5-16
燃料単価............................................................................................................................ 5-16
各種電源の発電原価比較 (2025 年時点) ....................................................................... 5-17
発電設備の構成と事故停止率 ........................................................................................ 5-18
x
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-16
表 5-17
表 5-18
表 5-19
表 5-20
表 5-21
表 5-22
表 5-23
表 5-24
表 5-25
表 5-26
表 5-27
表 5-28
表 5-29
表 5-30
表 5-31
表 5-32
表 5-33
表 5-34
表 5-35
表 5-36
表 5-37
表 5-38
表 5-39
表 5-40
表 5-41
表 5-42
表 5-43
表 5-44
表 6-1
表 6-2
表 6-3
表 6-4
表 6-5
表 6-6
表 6-7
表 6-8
表 6-9
表 6-10
表 6-11
表 6-12
表 6-13
表 6-14
表 6-15
表 6-16
表 6-17
表 7-1
連系系統の必要供給予備率 ............................................................................................ 5-23
北部系統における石炭火力発電設備量の増減と年経費の関係（2025 年） ........... 5-25
北部系統における石炭火力発電設備量の増減と年経費の関係（2035 年） ........... 5-25
南部系統における石炭火力発電設備量の増減と年経費の関係（2025 年） ........... 5-28
南部系統における石炭火力発電設備量の増減と年経費の関係（2035 年） ........... 5-28
水力ポテンシャル ............................................................................................................ 5-31
南部投入水力の発電原価 ................................................................................................ 5-31
水力発電所の南部系統への投入による年発電経費の差 ............................................ 5-32
LNG 火力の年利用率フリーによる年発電経費の差 ................................................... 5-33
電力輸入の有無による年発電経費の差 ........................................................................ 5-34
統合シナリオとベースシナリオの年発電経費および発電原価の比較 ..................... 5-35
燃料価格変動の検討条件 ................................................................................................ 5-36
国内炭価格が変動しないケースの年発電経費の差 .................................................... 5-37
輸入化石燃料の価格上昇率が 2 倍のケースの年発電経費の差 ................................ 5-37
水力発電所開発地点および運開年 (ベース需要ケース)............................................ 5-39
北部系統の火力発電所開発計画（ベース需要ケース） ............................................ 5-40
南部系統の火力発電所開発計画（ベース需要ケース） ............................................ 5-40
KE 系統の電源開発計画（ベース需要ケース） .......................................................... 5-41
総合発電原価の推移（ベース需要ケース） ................................................................ 5-44
長期電源開発パターンによる各年の開発量（ベース需要ケース） ........................ 5-45
水力発電所開発地点および運開年 (ハイ需要ケース)................................................ 5-47
北部系統の火力発電所開発計画（ハイ需要ケース） ................................................ 5-48
南部系統の火力発電所開発計画（ハイ需要ケース） ................................................ 5-48
KE 系統の電源開発計画（ハイ需要ケース） .............................................................. 5-49
総合発電原価の推移（ハイ需要ケース） .................................................................... 5-52
長期電源開発パターンによる各年の開発量（ハイ需要ケース） ............................ 5-53
各種電源の建設費の年度展開 ........................................................................................ 5-54
長期設備投資計画（ベース需要ケース） .................................................................... 5-54
長期設備投資計画（ハイ需要ケース） ........................................................................ 5-56
電圧・周波数の許容範囲 .................................................................................................... 6-5
基本条件 ................................................................................................................................ 6-6
送電電圧と容量 .................................................................................................................... 6-6
送電系統拡張計画: 2021-22 ................................................................................................ 6-8
送電系統拡張計画：2029-30 年度 .................................................................................... 6-10
運用制限電圧 (通常状態／1 回線事故時) [kV] ............................................................... 6-12
NTDC 現行送電計画の１回線送電線事故時における安定度計算結果 ....................... 6-13
NTDC 現行送電計画の１回線送電線事故時における不安定ケースの詳細 ............... 6-14
交流送電線 2 ルートの１回線送電線事故時における安定度計算結果の一覧 ........... 6-18
交流送電線 2 ルートの１回線送電線事故時における不安定ケースの詳細 ............. 6-18
直流送電線 3 ルートの１回線送電線事故時における安定度計算結果の一覧 ......... 6-20
交流送電線 3 ルートの１回線送電線事故時における安定度計算結果の一覧 ......... 6-21
交流送電線 3 ルートの 1 回線送電線事故時における不安定ケースの詳細 ............. 6-22
500/275kV 変圧器容量 [MVA] ....................................................................................... 6-23
将来的に必要となる 500kV 変電所数 ............................................................................ 6-24
500kV 送電線の仕様 ........................................................................................................ 6-24
500kV 変電所の仕様 ........................................................................................................ 6-25
認可料金と NEPRA Determined Tariff（3 社の一般住宅向け料金; 2014-15 年度）
.......................................................................................................................................... 7-1
xi
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 7-2
表 7-3
表 7-4
表 7-5
表 7-6
表 7-7
表 7-8
表 7-9
表 7-10
表 7-11
表 7-12
表 7-13
表 7-14
表 7-15
表 7-16
表 7-17
表 7-18
表 8-1
表 8-2
表 8-3
表 8-4
表 8-5
表 8-6
表 8-7
表 8-8
表 8-9
表 8-10
表 8-11
表 8-12
表 8-13
表 8-14
表 8-15
表 8-16
表 8-17
TDS の純増額/純減額 .......................................................................................................... 7-2
未収金の推移........................................................................................................................ 7-2
電気料金請求額と回収額（配電会社別） ........................................................................ 7-3
配電ロス................................................................................................................................ 7-4
料金設定手法（分野別） .................................................................................................... 7-5
感度分析結果........................................................................................................................ 7-7
投資必要額（ベース需要ケース） .................................................................................... 7-8
パキスタン政府の開発予算（ベース需要ケース） ........................................................ 7-9
IPP の資金調達（ベース需要ケース） ......................................................................... 7-10
援助機関のインフラ整備プロジェクト ........................................................................ 7-10
投資資金ギャップ（ベース需要ケース） .................................................................... 7-11
必要投資額（ハイ需要ケース） .................................................................................... 7-14
パキスタン政府の開発予算（ハイ需要ケース） ........................................................ 7-15
IPP の資金推移（ハイ需要ケース） ............................................................................. 7-15
投資資金ギャップ（ハイ需要ケース） ........................................................................ 7-16
総括原価の推移（ベース需要ケース） ........................................................................ 7-19
総括原価の推移（ハイ需要ケース）............................................................................. 7-20
ＬＣＰシナリオ案の評価に用いる評価項目と指標 ........................................................ 8-4
環境社会配慮項目への影響度合いに関する定量的評価基準 ........................................ 8-5
環境影響評価マトリックス（水力発電－貯水池式） .................................................... 8-6
環境影響評価マトリックス（水力発電－調整池式） .................................................... 8-8
環境影響評価マトリックス（石炭火力発電） .............................................................. 8-10
環境影響評価マトリックス（その他火力発電） .......................................................... 8-11
環境影響評価マトリックス（風力発電） ...................................................................... 8-14
環境影響評価マトリックス（太陽光発電） .................................................................. 8-15
環境影響評価マトリックス（バイオマス発電） .......................................................... 8-17
各電源開発の“環境影響度” ............................................................................................ 8-20
再生可能エネルギ－発電における CO2 削減量（京都プロトコ－ル CDM 積算）
........................................................................................................................................ 8-21
シナリオ代替案における供給力と環境影響度 ............................................................ 8-22
自然環境保全地域等の指定箇所数 ................................................................................ 8-23
ラムサール湿地指定区域箇所数 .................................................................................... 8-23
WWF が指定する重要生態系地域 ................................................................................. 8-24
民族等の構成割合の現状 ................................................................................................ 8-27
大規模水力発電所計画地点の自然・社会環境の現状 ................................................ 8-29
xii
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
略
Abbreviation
AC
ADB
AEDB
AJK
AFC
BTU
CASA
COD
CP
CPP
CPPAGL
DC
D/C
DF
DFR
DGGas
DGOil
DGPC
DPC
DSM
EIA
EIRR
FACTS
FIRR
FR
F/S
GDP
GENCOs
GIS
GHG
GSO
HDIP
HHV
HPP
HQ
IEA
IPP
ISGS
Ic/R
It/R
JICA
KE
KPK
LCP
LDC
LHV
LNG
LOLP
語
Word
Alternative Current
Asian Development Bank
Alternative Energy Development Board
Azad Jammu and Kashmir
Automatic Frequency Control
British Thermal Unit
Central Asia South Asia
Commercial Operation Date
Counterpart
Captive Power Plant
Central Power Purchasing Agency Guarantee Limited
Direct Current
Double Circuit
Diversity Factor
Draft Final Report
Directorate General of Gas
Directorate General of Oil
Directorate General Petroleum Concessions
Dispatching Power Control
Demand Side Management
Environmental Impact Assessment
Economic Internal Rate of Return
Flexible Alternating Current Transmission System
Financial Internal Rate of Return
Final Report
Feasibility Study
Gross Domestic Product
Generation Companies
Gas Insulated Switchgear
Green House Gas
Governmental Statistics Office
Hydrocarbon Development Institute of Pakistan
High Heat Value
Hydropower Plant
Headquarter
International Energy Agency
Independent Power Producer
Inter State Gas Systems Limited
Inception Report
Interim Report
Japan International Cooperation Agency
K-Electric Limited
Khyber Pakhtunkhwa Province
Least Cost generation and transmission expansion Plan
Load Dispatch Center
Low Heat Value
Liquefied Natural Gas
Loss of Load Probability
xiii
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Abbreviation
LOLE
LRMC
MENR
MOE
MPNR
MPDR
MWP
NEPRA
NESPAK
NPCC
NTDC
OGRA
OJT
OLTC
O&M
PAEC
PC
PDP
PDPAT
PEPA
PEPCO
PSS
PSS/E
PPIB
PPS
RFO
SEA
SHM
SNGPL
SPP
SS
S/S
SSGCL
S/Y
TAPI
TCEB
T/D
TDS
T/L
TOR
TOU
TPP
UNEP
US$
USAID
WAPDA
WASP
WB
W/S
WTI
Word
Loss of Load Expectation
Long Run Marginal Cost
Ministry of Energy and Natural Resources
Ministry of Environment
Ministry of Petroleum and Natural Resources
Ministry of Planning, Development and Reform
Ministry of Water and Power
National Electric Power Regulatory Authority
National Engineering Services Pakistan
National Power Control Center
National Transmission and Despatch Company
Oil and Gas Regulatory Authority
On the Job Training
On-Load Tap Changer
Operation and Maintenance
Pakistan Atomic Energy Commission
Planning Commission
Power Development Plan
Power Development Planning Assist Tool (Software name)
Pakistan Environment Protection Act / Agency
Pakistan Electric Power Company
Power System Stabilizer
Power System Simulator for Engineering (Software name)
Private Power Infrastructure Board
Power Producer and Supplier
Residual Fuel Oil
Strategic Environmental Assessment
Stakeholder Meeting
Sui Northern Gas Pipelines Limited
Small Power Producer
Switching Station
Substation
Sui Southern Gas Company Limited
Switchyard
Turkmenistan-Afghanistan-Pakistan-India
Thar Coal & Energy Board
Transmission and Distribution
Tariff Differential System
Transmission Line
Terms of Reference
Time of Use
Thermal Power Plant
United Nations Environment Programme
United State Dollar
United States Agency for International Development
Water and Power Development Authority
Wien Automatic System Planning (Software name)
World Bank
Workshop
West Texas Intermediate
xiv
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Chapter 1
序 論
調査の背景
1.1
パキスタンの電力不足は深刻な問題となっており、GDP 成長率が 3～4%押し下げられていると試算さ
れている。電力の需給ギャップは大きく、2012 年のピーク需要 20,058MW に対して、稼働発電設備容量
は 13,733MW に留まり（総発電設備容量は 23,578MW）、需要のおよそ 31.5%が不足した状況にある。
この需給ギャップによって、都市部で 1 日最大 12 時間、農村部では 1 日 18~20 時間の停電が発生してい
る。
深刻な電力不足を引き起こす大きな要因は電力セクターの構造上の問題であり、政治的に低く抑えら
れている電力料金や低い料金微収率、送配電ロス等により、各電力会社がそれぞれのコストをカバーす
る十分な収入を得ることができず、配電会社は送電会社に、送電会社は発電会社に、発電会社は燃料供
給会社にそれぞれ債務を抱える「循環債務」の状態にある。パキスタンの発電は 30%以上を石油（輸入）
によるものが占めているが、循環債務によって発電会社が石油等の十分な燃料を調達できないため、発
電所の設備稼働率が低下し、上述の需給ギャップが生じている。
パキスタン政府は、財政収支及び国際収支危機を避けるため IMF に支援を要請し、2013 年 9 月から
66 億ドルの拡大ファンド・ファシリティーを通じた財政・構造改革に着手している。同改革の一環とし
て、「National Power Policy 2013」を発表、それに基づき電力セクター改革に取り組んでいる。具体的に
は、電力料金の設定等セクターガバナンスの改善とともに発電コストの縮小に取り組んでおり、特に最
適電源･送電計画（Least Cost Generation and Transmission Plan : LCP）を通じた発電コストの管理と同計画
に沿った新規発電施設の整備を計画している。一方、国営送電会社は 2011 年に「National Power System
Expansion Plan」を作成しているが、同計画は財政的・技術的制約を考慮した計画となっていない。その
ため、同計画をベースとして制約要因を考慮した LCP を策定し、定期的に改訂するための技術移転が必
要となっている。
JICA は上記電力セクター改革を支援するため、世銀及び ADB と共に「電力セクター改革プログラム
ローン」を形成し、2014 年 6 月 4 日にパキスタンと L/A を調印した。
調査目的と実施内容
1.2
1.2.1
調査目的
前述の調査の背景を受け、本業務は LCP 案の策定ならびに定期的な改訂作業を実施するために必要な
能力を国営送電会社が習得することを目的として実施するものである。
なお、「電力セクター改革プログラム」の政策マトリクスでは、国営送電会社が 2015 年 12 月末まで
に最適電源計画と最適送電系統開発計画で構成される LCP の政府承認を得ること、同送電会社が今後の
定期的な改訂することが必要とされているため、本業務の目的を達成することにより、今後の「電力セ
クター改革プログラム」の着実な実行に大きく寄与することが見込まれる。パキスタンの電力セクター
における発電コスト縮小のため、今後 20 年を目標年次とした LCP 案の策定を支援するとともに、カウ
ンターパート（CP）機関が今後自ら策定することができるよう技術移転することを目的とする。
1-1
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
1.2.2
調査対象地域
パキスタン全国（カラチ・ラホール市含む）を調査対象とする。
1.2.3
相手国実施機関および関係機関
実施機関（ＣＰ機関）：

国営送電会社（National Transmission and Despatch Company : NTDC）
（※NTDC は送電会社であるが最適電源計画を策定する役割も担っている）

国営発電会社（Generation Companies : GENCOs）

水利電力開発公社（Water and Power Development Authority : WAPDA）
関係機関：

水利電力省（Ministry of Water and Power : MWP）

石油・天然資源省（Ministry of Petroleum and Natural Resources : MPNR）

電力規制庁（National Electric Power Regulatory Authority : NEPRA）

GENCO ホールディングカンパニー（GENCO Holding Company）
1-2
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
1.2.4
調査業務の内容 (TOR)
業務の基本的な流れを図 1-1 に示し、調査業務全体の流れの年度展開を表 1-1 に示す。
TOR-1 電力セクターのレビュー
TOR-9.1 環境社会配慮






 組織制度・法規制・枠組みに係る情報収集
組織体制・責任分担・許認可権限
法制度、規制枠組のレビュー
電気料金制度のレビュー
予算・決算制度の確認
その他慣行
電力需給状況の分析
TOR-2 一次エネルギー需給分析
 エネルギー政策・需給状況・組織体制のレ
ビュー
 一次エネルギーの予測
 国産一次エネルギー賦存量の把握
 一次エネルギー需給見通し
TOR-4 電源開発計画案の最適化に係る検討








供給信頼度目標の確認
電源開発計画支援ツールの選定
既設発電所および計画地点の供給能力
各種電源の経済性比較
開発シナリオの設定
最適電源構成（2036 年）の検討
開発シナリオの代替案の比較検討
各年度開発計画の策定
TOR-3 電力需要予測




TOR-7 経済財務分析
 現在の経済財務上の課題の整理
 長期投資計画の策定支援
 長期限界費用と料金水準に関する提言
TOR-5 送電開発計画の最適化に係る検討





電力需要予測手法の見直し
全国電力需要予測（2036 年まで）の作成
地域別需要予測の作成
日負荷曲線の変化の予測
周辺国からの電力輸入計画の調査、分析
既往送変電設備計画のレビュー
既往系統解析の評価
系統解析の支援
送変電設備開発計画の最適化支援
TOR-9.2 環境社会配慮（SEA）
 最適電源・送電開発計画シナリオ代替案の環境
社会配慮の視点からのレビュー
 各種開発政策と環境社会配慮施策との整合性
の確認
 環境社会配慮に関するスコーピング
 代替案ごとの環境社会配慮上のマトリクス・評
価
 各代替案に関する緩和策およびモニタリング
計画の提案

TOR-6 PSS/E による系統解析の実施
 PSS/E 潮流計算データ・図形データ作成
 シミュレーションソフトによる解析業務
TOR-8 LCP 案の策定および LCP 最終化支援
TOR-10 技術支援
 LCP 案の策定
 政府内承認手続きに沿って、CP に対し LCP 案
の最終化の支援
 電力開発計画最適化の手法に関する技術移転
図 1-1 基本業務フロー（TOR 相関図）
1-3
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 1-1 調査業務全体の流れの年度展開
2014 年度
8月
国内
準備
Ic/R 作成
全 体
10 月
第1 次
現地
調査工程
9月
11 月
12 月
2015 年度
1月
2月
4月
5月
第3 次
第2 次
第 2 次国内作業
第１次国内作業
3月
6月
7月
インテリム・レポート作成
9月
10 月
第 4 次国内作業
プログレス・レポート作成
12 月
1月
2月
3月
第7 次
第7 次
第6 次
第 5 次国内作業
ドラフトファイナル・レポート作成
ファイナル・レポート作成
W/S
W/S
W/S
11 月
第6 次
第5 次
第4 次
第 3 次国内作業
8月
一次エネルギー需給
 エネルギー政策・需給状況確認
 組織体制のレビュー
 一次エネルギー賦存量の把握
電力需要予測／
一次ｴﾈﾙｷﾞｰ需給分析
一次エネルギー需給見通し
社会経済動向見通し
エネルギー価格見通し
セクター別エネルギー消費見通し
電力需要予測（全国、地域別、日負荷曲線）
開発シナリオの設定
最適電源・送電開発
電力セクターのレビュー
 組織体制・責任分担・許認可権限
 法制度、規制枠組みのレビュー
 電気料金制度のレビュー
 予算・決算制度の確認
 その他慣行
計画策定支援
供給信頼度解析
各種電源の経済性評価
各シナリオの 2035 年時点最適電源構成の検討
代替案の検討（リスク分析、CO2 削減効果）
各年度電源開発スケジュールの策定
LRMC の算出
電力需給状況の分析
供給信頼度目標の確認
LCP 案の策定
既設発電所および計画地点の供給能力（別コンサル）
LCP 案の最終化の支援
既往系統解析 系統解析の支援
送変電設備開発計画の最適化
の評価
周辺国からの電力輸入計画の調査、分析
既往基幹送変電設備開発計画のレビュー
組織制度・法規制・枠組みに係る情報収集
経済財務分析
開発計画代替案のレビュー
各種開発政策と環境社会配慮施策との整合性の確認
環境社会配慮に関するスコーピング
環境社会配慮
代替案ごとの環境社会配慮上のマトリクス・評価
環境社会配慮に関するスコーピング
各代替案に関する緩和策およびモニタリング計画の提案
報告書
凡例
Rev-Pr/R
Pr/R
Ic/R
It/R
Ic/R：インセプション・レポート、It/R：インテリム・レポート、Pr/R：プログレス・レポート、DFR：ドラフトファイナル・レポート、FR：ファイナル・レポート、W/S：ワークショップ
1-4
DFR
Rev-DFR
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
業務実施の基本方針
1.3
1.3.1
基本方針
本調査の実施に当たっての基本方針を以下に示す。
(1) パキスタン国のエネルギー・電力事情を十分に考慮し、当該国の環境に適し、かつ経済性
に優れた電力開発計画の策定支援
(2) 一次エネルギー需給分析と電力需要予測
(3) 最適電源開発計画の策定支援
(4) 最適送変電開発計画の策定支援
(5) 低炭素、気候変動対策、温室効果ガス排出量等の観点から戦略的環境影響評価 SEA（代替
案比較）よる環境負荷の低減
(6) 調査業務を通じた開発計画策定に係る関連技術の移転
1.3.2
業務フロー
本調査の概略フローを以下に示す。
図 1-2 本調査の概略フロー
1-5
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
1.4
1.4.1
調査体制および調査実績
調査団の構成・分担
本調査業務は、LCP 計画グループと環境グループに分け、業務主任者（総括）が総合的に管
理する。なお、貴機構が別途雇用するコンサルタントが収集する情報を効率的、効果的に活用
するため、同コンサルタントと緊密な情報共有、連携を図る。
LCP 計画グループ
総括／電源開発計画
伊東
雅幸
系統計画
瀬戸
寛仁
系統解析
環境グループ
餘語 正晴、
篠崎 正史、綿引 史敏
電力需要予測／一次エネルギー需給分析
井上
連絡
サポート
友幸
経済財務分析
小林
信行
電源開発計画補助／業務調整
中俣
公徳、五十嵐 誠
情報共有・
連携
別途雇用コンサルタント
発電能力分析（再生可能）
発電能力分析（水力）
発電能力分析（火力）
図 1-3 調査団チーム構成
1-6
環境社会配慮
和田
茂樹
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
1.4.2
調査実績
調査団は 2016 年 3 月末までに 7 回現地調査を実施した。
現地調査においてカウンターパート、
関係機関との協議等を以下の通り実施した。
第 1 次現地調査
2014年10月18日～
2014年11月1日
第 2 次現地調査
2014年12月11日～
2014年12月25日




主な実施内容
 2014年12月17日、第1回ワークショップの開催（イスラマバード）
（パキスタン側参加者58名、参加ドナー機関JICA, WB, ADB および
USAID）
 第1次現地調査において訪問できなかった関係機関への訪問と本調査の
説明ならびに情報収集
第 3 次現地調査
2015年3月7日 ～
2015年3月26日






第 4 次現地調査
2015年5月30日～
2015年6月13日



第 5 次現地調査
2015年8月15日～
2015年8月29日
主な実施内容
インテリムレポートの提出と説明
GDP 成長率（Base, High ケース）の設定
地域別電力需要実績データの収集
水力発電所開発計画地点の諸元データの収集
自然環境規制地域、水力発電開発計画地点の社会環境データの収集
Tarbela および Mangla 水力発電所、タール炭田の現地視察
主な実施内容
プログレスレポートの提出と説明
2015年6月9日、第2回ワークショップの開催（ラホール）（パキスタン側
参加者84名、参加ドナー機関JICA, WB および USAID）
電源開発計画策定支援ソフト (PDPAT II) のカウンターパートへの技術移転
のためのセミナー開催




主な実施内容
プログレスレポート改訂版(案) の提出と説明
経済財務分析用の情報収集
電力エネルギー需要予測技術（Simple.E）に関するセミナーの開催
電源開発計画策定支援ソフト (PDPAT II) のカウンターパートへの技術移転
のためのセミナー開催


主な実施内容
ドラフトファイナルレポート(案) の提出と説明
第 3 回ワークショップの開催（イスラマバード）（パキスタン側参加者 51 名、参
加ドナー機関 JICA, WB, USAID および KfW）
第 6 次現地調査
2015年10月31日~
2015年11月14日
主な実施内容
インセプションレポートの提出と説明
関係機関への訪問と本調査の説明ならびに情報収集
各調査団員とそれぞれのNTDCカウンターパートとの組織体制を構築
ローカルコンサルタント（NEC）との業務委託契約手続き
第 7 次現地調査
2016年3月12日～
2016年3月26日
主な実施内容


ドラフトファイナルレポート改訂版の提出と説明
LCP の最適化および政府承認取得のための支援.
1-7
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Chapter 2
電力セクターのレビュー
パキスタン国の社会経済状況
2.1
2.1.1
社会経済概要
パキスタン国の正式名称は「The Islamic
Republic of Pakistan」で 1947 年に英領インド
より独立した。また、1971 年に東パキスタン
がバングラデシュとして分離独立し、現在の
パキスタン国となっている。東はインド、北
東は中華人民共和国、北西はアフガニスタン、
西はイランと国境を接し、南はインド洋に面
する。
パキスタン国の社会経済概要は、以下の表
のとおりである。
表 2-1 パキスタン国の社会経済概要
項目
内容
面積
79.6 万平方キロメートル（日本の約 2 倍）
人口
1 億 8,071 万人（年人口増加率 2.03％）（2011/2012 年度）
首都
イスラマバード
民族
パンジャブ人，シンドゥ人，パシュトゥーン人，バローチ人
言語
ウルドゥー語（国語），英語（公用語）
宗教
イスラム教（国教）
為替レート
公定為替レート 101.6
Rs per US$ (2013 period average)
購買力平価（PPP）変換係数 26.77 Rs per US$
GDP
名目 GDP は 2013 年で 2366 億 US ドル
実質成長率
3.5%（2008～2013 年平均）、3.7％（2011-2012 年度）
一人当たり GDP
2013 年で 1,299US ドル/人
失業率
6.0％（2010 - 2011 年度）
主要産業
農業，繊維産業
貿易額
総貿易額（2011- 2012 年度）
1）輸出
236.4 億ドル
2）輸入
449.1 億ドル
22.9 兆 Rs（ルピー）
主要貿易品目
1）輸出
繊維製品，農産品，食料品
2）輸入
石油製品，原油，機械類，鉄金属，食料品，パーム油
主要貿易相手国
1）輸出
米国，アフガニスタン，UAE，中国，英国
2）輸入
UAE，サウジアラビア，中国，クウェート
（出典: パキスタン国の中央銀行年次報告書、WB country Database, 外務省 HP）
2-1
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
2.1.2
人口の推移
パキスタン国の人口は 1951 年の 3,250 万人から、2012-13 年度には 5.5 倍の 1 億 8,450 万人に
なっている。2014 年現在、人口の伸び率は約 2%/年で政府は 1960 年以来人口増加抑制策を実施
している。2012-13 年度までの全国人口および伸び率、都市と地方の人口の割合、および National
Institute of Population Studies による 2012-13 年度～2019-20 年度までの人口の推移は以下の表の
通りであり、徐々に人口増加率が減少し、2019-20 年度は 1.7%と予想されている。
表 2-2 パキスタン国の人口の推移
Fiscal
year
1999-00
2000-01
2001-02
2002-03
2003-04
2004-05
2005-06
2006-07
2007-08
2008-09
2009-10
2010-11
2011-12
2012-13
2013-14
2014-15
2015-16
2016-17
2017-18
2018-19
2019-20
2020-21
Urban
million
48.0
49.0
50.2
51.2
52.7
53.7
54.7
55.8
57.0
60.7
63.0
65.4
67.5
69.2
70.9
72.6
74.4
76.1
77.9
79.6
81.4
83.2
Population
Rural
million
92.3
94.2
96.5
98.4
101.3
103.1
105.1
107.2
109.5
109.3
110.5
111.7
113.1
115.1
116.9
118.8
120.7
122.5
124.3
126.1
127.9
129.6
Total
million
140.4
143.2
146.8
149.7
154.0
156.8
159.9
163.0
166.5
170.0
173.5
177.1
180.7
184.5
187.9
191.5
195.0
198.6
202.2
205.7
209.3
212.8
Growth rate
Rural
%
Urban
%
2.0
2.5
2.0
2.9
1.8
2.0
1.9
2.2
6.5
3.8
3.8
3.3
2.5
2.5
2.4
2.4
2.3
2.3
2.3
2.2
2.2
Total
%
2.0
2.5
2.0
2.9
1.8
2.0
1.9
2.2
-0.2
1.1
1.1
1.3
1.7
1.6
1.6
1.6
1.5
1.5
1.4
1.4
1.4
2.0
2.5
2.0
2.9
1.8
2.0
1.9
2.2
2.1
2.1
2.1
2.0
2.0
1.9
1.9
1.9
1.8
1.8
1.8
1.7
1.7
Share
Urban
Rural
%
%
34.2
65.8
34.2
65.8
34.2
65.8
34.2
65.8
34.2
65.8
34.2
65.8
34.2
65.8
34.2
65.8
34.2
65.8
35.7
64.3
36.3
63.7
36.9
63.1
37.4
62.6
37.6
62.4
37.8
62.2
37.9
62.1
38.1
61.9
38.3
61.7
38.5
61.5
38.7
61.3
38.9
61.1
39.1
60.9
(出典: World bank database and The Survey of National Institute of Population Studies in 2013)
2.1.3
GDP の推移
過去 10 年間の GDP の推移は以下の表に示すように、2002-03 年度から 2004-05 年度にかけて
7%を超えたものの、2008 年のリーマンショック、2010 年 8 月の大洪水被害などのマイナス要
因が重なったことにより、
2007-08 年度～2010-11 年度の GDP 成長率は 1.6% - 2.8% と低かった。
2000-01 年度から 2011-12 年度の 11 年間平均では 4.3%／年であった。
表 2-3
Fiscal
Years
Units
2000-01
2001-02
2002-03
2003-04
2004-05
2005-06
2006-07
2007-08
2008-09
2009-10
2010-11
2011-12
Nominal GDP
GDP の推移
Real GDP
Values
Growth
at 2005-06
price
Billion Rs
%
Billion Rs
4,210
4,453
4,876
5,641
6,500
8,216
9,240
10,638
13,200
14,867
18,285
20,091
10.0
5.8
9.5
15.7
15.2
26.4
12.5
15.1
24.1
12.6
23.0
9.9
Real GDP
Growth
%
6,185
6,384
6,694
7,187
7,738
8,216
8,613
8,760
9,008
9,153
9,408
9,785
(Note) PPP : Purchasing Power Parity
2.0
3.2
4.8
7.4
7.7
6.2
4.8
1.7
2.8
1.6
2.8
4.0
at 2005-06
price
Billion USD
88
90
95
102
110
116
122
124
127
130
133
138
PPP GDP
Growth
%
2.0
3.2
4.8
7.4
7.7
6.2
4.8
1.7
2.8
1.6
2.8
4.0
at US$ PPP
factor
Billion USD
494
510
534
574
618
656
688
699
719
731
751
781
Growth
%
2.0
3.2
4.8
7.4
7.7
6.2
4.8
1.7
2.8
1.6
2.8
4.0
(出典 : World bank database)
2-2
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
2.2
組織体制
2.2.1
電力セクター
1910 年に電力法（Electricity Act 1910）が成立した。1913 年には KE が設立、1922 年、1937
年には Electricity Rule（1910 年 Act の実施細則）が制定された。その後、パキスタン国は 1947
年に独立し、1947～1958 年の段階では発送配電の会社が各地域に存在していた。
1958 年の WAPDA 法により 3 つの Wing（水力（水資源の開発）、電力およびサービス）か
らなる WAPDA が設立された。1990 年より電力供給を競争性のある市場指導型にし、効率化を
目指すということで、地方分権化、WAPDA の分割・民営化プログラムが開始された。同時に
電力の供給不足のため 1994 年電力政策を発表した。
発送配電の分離により民間資本を導入することを目的とする 1998 年の WAPDA 法改正 によ
り PEPCO（Pakistan Electric Power Company）が創設されるのと同時に、 WAPDA が分離
（Disintegrate）され、WAPDA の Power Wing は火力を担う GENCO 社（GENCO はその後 5 社
となり、現在に至る｡）水力・水資源管理を担当する WAPDA、送電を担当する NTDC および配
電を担当する 8 社の DISCO（DISCO はその後 10 社となり、現在に至る｡）に分離された。
1994 年電力政策（Policy Framework and Package of Incentives for Private Sector Power Generation
Projects in Pakistan）は、投資家に有利なインセンティブを与え、パキスタン電力分野に多くの
投資を呼び込むことになった。この政策の特徴は、電気料金を決定するのに｢コストプラス方式｣
を使用し、投資家に 6.5 cents/kWh の魅力的な電気料金を示したことにある。更に 2002 年の政策
では、政府の買入単価が更に引き上げられ、17%という非常に高い IRR を保証した。
2013 年現在の電カセククーの状況は、政策的に決定されたコスト割れの料金設定および低い
料金徴収率のため、配電会社は赤字経営となっている。従前は政府補肋金により損失が補填さ
れていたが、2008 年の経済危機を受け補助金が削減され、加えて国際原油価格の高騰に直面し、
その結果配電会社（DISCOs）の送電会社（NTDC / CPPAGL）に対する支払いが滞り、送電会社
に対し債務を抱える事態に陥っている。さらに送電会社は発電会社に、発電会社は燃料供給会
社にそれぞれ連鎖的に債務を抱えることとなり、いわゆる｢循環債務問題 (Circular debt)｣が発生
し深刻な問題となっている。
現時点の電力セクターの組織図は図 2-3 に示すとおりであり、水電力省（MWP）が管轄して
おり、発電・送電・配電のそれぞれの国営企業を監督管理している。また、水電力省下部組織
として州政府開発電源を管轄する Provincial/AJK 部局、再生可能エネルギー発電を管轄する
AEDB、独立発電事業を管轄する PPIB、そして原子力発電を管轄する PAEC がある。
その他に事業認可、料金設定、ならびに Grid Code 等の規格制定を行う規制局（NEPRA）が
独立組織としてある。
(1) 発電事業者
国営の発電事業者は水力が WAPDA、火力が 4 つの GENCOs に分かれ、民間としては水力、
火力何れも IPP (Independent Power Producer), SPP (Small Power Producer), CPP (Capital Power
Producer があり、PPIB が管轄している。
(2) 送電事業者
NTDC が単独送電会社として送電を行っているが、カラチ地区だけは独立系統として KE
(K-Electricity Limited) が発送配電の全てを行っている。
(3) 電力関係機関の業務分掌
パキスタンの電力関係の組織体制は非常に複雑であり、各機関の主な業務分掌は以下の
とおりである。
2-3
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
<関係機関>
AJK Dept.
(Azad Jammu and Kashmir Dpt.)
AEDB
(Alternative Energy Development
Board)
CPPAGL
(Central Power Purchasing Agency
Guarantee Ltd.)
ISGS
(Inter State Gas Systems Ltd.)
KE
(K-Electric Ltd.)
MPNR
(Ministry of Petroleum and Natural
Resources)
MWP
(Ministry of Water and Power)
NEPRA
(National Electric Power
Regulatory Authority)
NPCC
(National Power Control Center)
NTDC
(National Transmission and
Despatch Company)
PAEC
(Pakistan Atomic Energy
Commission)
PPIB
(Private Power Infrastructure
Board)
SNGPL
(Sui Northern Gas Pipelines Ltd.)
SSGCL
(Sui Southern Gas Company Ltd.)
TCEB
(Thar Coal & Energy Board)
WAPDA
(Water and Power Development
Authority)
<業務分掌他>
・Azad Jammu および Kashmir 州の電源開発を計画ならびに
開発推進すること。州政府の下部組織。
・太陽光、風力、バイオマスなどの再生可能エネルギーを利
用した発電のポテンシャル調査、計画ならびに開発推進する
こと。
・全国電力系統（NEPRA 管轄）への電力を電力市場（IPP）から
調達すること。当初は NTDC の内部機関であったが、2015 年に
独立し、MWP 直轄機関となる。
・TAPI ガス輸入、IP ガス輸入等隣国からの天然ガス輸入に関わ
る国家間のパイプライン設備を計画ならびに建設し、運転保守
すること。
・カラチ市全域に電力を供給すること。地域独占の民間の電力会
社であり、発電（IPP からの買電を含む）・送電・配電の設備開発
ならびに運転保守、系統運用を行っている。
・石油・ガス・石炭の自国生産、輸入ならびに供給に関する政策
立案と関係機関の管理監督。
・電力ならびに水資源に関する政策立案と関係機関の管理監
督。
・独立電力規制局として電力市場原理を取り入れた IPP 事業の
許可、Grid Code など規格基準の制定、および電力料金認可を
行うこと。
・発電所への発電指令など NTDC 系統(電圧 220kV 以上)を運用
すること。NTDC の内部機関であり、中央給電指令所はイスラマ
バードに置かれている。
・カラチ市を除く全国の配電会社に電力を送電（電圧 220kV 以
上）するため、送電設備の拡張ならびに運用、さらに給電指令に
よる系統運用を行うこと。KE にも一定の電力を供給している。
・原子力発電の開発に関する調査・計画、建設ならびに運転を
統括すること。
・IPP 発電事業（火力、水力発電）の開発に関わるガイドラインの
作成ならびに各事業の推進。
・北部地域のガスパイプライン設備の建設ならびに運用。
・南部地域のガスパイプライン設備の建設ならびに運用。
・国内最大の石炭賦存量を有するタール炭田の石炭開発ならび
に石炭火力発電の開発を推進すること。MPNR の下部機関。
・水資源開発のための調査計画ならびにダム等の開発。
・水力発電開発のための調査・計画、新規水力発電所の建設な
らびに再開発、さらに、保有する水力発電所の運転・保守。
2-4
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Function
Note:
Ministry of Water and
Power
(MoWP)
NEPRA
PSO: Pakistan State Oil Company Limited
SNGPL: Sui Northern Gas Pipeline Limited
SSGCL: Sui Southern Gas Company Limited
DG: Distributed Generation
Regulatory Oversight
Executive Oversight
Executive
& Regulation
SPP: Small Power Plant
CPP: Captive Power Plant
CPPAGL: Central Power Purchase Agency Guarantee Ltd.
PEPCO: Pakistan Electric Power Company Limited
Provincial /
AJK Dept.
AEDB
PAEC
PPIB
GHCPL
IA: Implementation Agreement
GHCPL: GENCO Holding Coampnay Pakistan Limited
IA/Sovereign Guarantee
Gas: SNGPL/SSGCL
Oil: PSO etc.
Coal: Private Suppliers
Power
Projects
(Provincial
Territory)
ARE-IPPs &
ARE-DGs
(ARE Project
excl. Hydel > 50
MW Capacity)
Iranian Grid
Energy
Supplier
New Hydel
(All Capacity)
Nuclear
and Thermal Power Plants
IPP
Energy Source Supply
PEPCO
(To be SPP or IPP after completion of the installation of plant.)
IPPs Existing
Thermal
SPP/CPP
GENCOs
WAPDA
(Thermal
under PEPCO)
( Hydel)
Generation /
Transmission
& Dispatch /
Distribution
& Sales
CPPAGL
(CPPA/WPPO)
Bulk Sales Contracts
Wheeling Contract
NT DC
Bilateral
Electricity Import from Iran to NTDC System
NPCC
Sales
Contract
Bulk Sales Contracts
KE
Supply for Consumer in Isolated Area nearby Iran
(No Physical Connection to NTDC/DISCOs System,
DISCOs
however DISCO collect the bill from the consumers.)
Oversight on Loan Project
Bulk
Consumers
Application/Power Supply
Application/Power Supply
Consumer
Bilateral Sales Contract
Bulk
Consumers
Bilateral Sales Contract
Consumers
(Residential /
Agricultural /
Commercial /
Industrial)
(Consumers in Karachi)
Bulk
Consumers
Consumers
(Residential /
Agricultural /
Commercial /
Industrial)
(Consumers except in Karachi)
（出典：JICA 調査団）
図 2-1 電力セクター組織図
2-5
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(4) 配電事業者
配電事業者は 2012 年以降 10 社体制となっているが、各配電会社は NTDC の地域フランチャ
イズ的な性格が強く、各配電会社の実績や短期見通しなどの集計は PEPCO によって行われてい
る。各配電会社の名称と位置は表 2-4、地理的な位置は図 2-2 に示す通りである。
表 2-4 配電会社の名称と位置
DISCO
Location
Province
IESCO
LESCO
GEPCO
FESCO
MEPCO
PESCO
HESCO
SEPCO
QESCO
TESCO
Islamabad
Lahore
Gujranwala
Faisalabad
Multan
Peshawar
Hyderabad
Sukkur
Quetta
Tribal
Islamabad
Baluchistan
Tribal area
(出典 : PEPCO
Power Market Survey 2012-13)
Punjab
KPK
Sindh
(出典 : PEPCO
図 2-2 配電会社の地理的な位置
2-6
Power Market Survey 2012-13)
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
2.2.2
エネルギーセクター
エネルギーセクターの組織図は図 2-3 に示すとおりであり、石油天然資源省（MPNR）が管
轄しており、ガスに関してはガス局（DGGas）が、石油に関しては石油局（DGOil）がそれぞれ
省内に組織されている。また、LNG 輸入に関しては MPNR 直轄事業となっている。
その他に事業許可ならびに料金認可を行う規制局（OGRA）が独立組織としてある。
Function
Note:
OGRA: Oil and Gas Regulatory Authority
Ministry of Petroleum and
Natural Resources
(MPNR)
PSO: Pakistan State Oil Company Limited
SNGPL: Sui Northern Gas Pipeline Limited
OGRA
SSGCL: Sui Southern Gas Company Limited
GHPL: Government Holdings Private Limited
IP: Iran-Pakistan (Gas Pipeline)
Regulatory Oversight
Executive Oversight
Executive
& Regulation
TAPI: Turkmenistan-Afghanistan–Pakistan–India (Gas Pipeline)
GHPL
(Gov. owned
company)
DG Gas
DG Oil
Concession Agreement
Domestic Gas
Producer
(OGDCL, PPL,
Private Companies)
LNG
Imported by
MNPR, GOP
LNG
Terminal
(Private)
(Planned)
Gas Pipeline
(IP, TAPI)
(Planned)
Gas Pipeline Companies
(SNGPL/SSGCL)
Petrol Station
Consumers
Domestic Oil
Producer
(OGDCL, PPL,
Private Companies)
Oil/Oil Product
Importer/OMC
Producer
Importer
Domestic Coal
Producer
(Province owned
company / Private
Companies)
Refineries
Petroleum Product
Distributor
(PSO etc.)
Industrial User
Power
Generation
Companies
Coal Importer
Distributor
End User
（出典：JICA 調査団）
図 2-3 エネルギーセクター組織
2-7
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
2.2.3
計画委員会
計画・開発・改革省（Ministry of Planning, Development & Reform (MPDR) ）があり、国家開
発計画に関して関係省庁との調整を行っている。また、図 2-4 に示すように省庁全体の調整機
関として首相を議長とし、各部門の委員で構成される「計画委員会（PC）」があり、MPDR 大
臣はその事務局長を務めている。特に、電力エネルギーセクターについては Member Energy が
管轄している。
(出典: Planning Commission
図 2-4 計画委員会組織図
2-8
HP, 2014 年 12 月時点)
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
電力エネルギー政策
2.3
パキスタン水利電力省（MWP : Ministry of Water and Power）は、2013 年 7 月に National Power
Policy 2013 を発表した。これらは、ビジョンとして以下をあげている。
“Pakistan will develop the most efficient and consumer centric power generation, transmission, and
distribution system that meets the needs of its population and boosts its economy in a sustainable and
affordable manner.”
「パキスタン国は持続的かつ低廉な方法で国民の要求に応え、経済を発展させる最も効率的
で消費者中心の発電・送電・配電システムを整備する｡」（和訳）
この中で、以下に示す 5 つの目標を掲げている。
1) Supply - Demand Gap (需給バランスのギャップ)
現在の電力不足 5,000MW を 2017 年までに 0 にする。
2) Affordability (需要者が購入できる価格)
現在の平均電力料金 12 UScents/kWh を 2017 年までに 10 UScents/kWh にする。
3) Efficiency (効率)
現在の送配電ロス 23～25%を 2017 年までに 16%以下にする。
4) Financial Viability / Collection (料金徴収率向上)
現在の料金徴収率 85%を 2017 年までに 95%に引き上げる。
5) Governance (ガバナンス)
省庁、関係機関および規制機関における意思決定スピードの向上と期間短縮を図る。
2.4
2.4.1
電力需給状況
販売電力量の推移
(1) セクター別消費電力量
パキスタン国全体のセクター別消
費電力量は表 2-5 ならびに図 2-5 のと
おりである。家庭用、工業用、商業
用、街灯用の電力消費は伸びている
が、農業用と大口電力は伸びていな
い。全体の伸び率は 2006~2013 年間
で 1.8%の伸びである。これは、需要
が伸びていないというよりは供給が
不足しているためと考えられる。
(出典：Power System Statistics 2012, 2013)
図 2-5 セクター別の消費電力量
表 2-5 セクター別消費電力量実績
（単位：GWh）
Fiscal Year
2005-06
2006-07
2007-08
2008-09
2009-10
2010-11
2011-12
2012-13
2013/2006
Domestic Commercial
Industrial
Agricultural
31,084
33,335
33,704
32,282
34,272
35,885
35,589
36,116
5,001
5,363
5,572
5,252
5,605
5,782
5,754
6,007
19,644
21,066
20,729
19,330
19,823
21,207
21,801
22,313
7,624
8,176
8,472
8,795
9,689
8,971
8,548
7,697
2.2%
2.7%
1.8%
0.1%
Public
Bulk Supply
Lighting
361
3,959
387
4,246
415
4,342
430
4,177
458
4,417
456
4,715
478
4,502
457
4,137
3.4%
0.6%
Other
Gov,
118
127
158
101
81
82
88
61
-9.0%
Total
67,802
72,712
73,400
70,372
74,347
77,099
76,761
76,788
1.8%
(出典 : Pakistan Energy Statistics 2013)
2-9
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(2) 地域別消費電力量
行政区分は Punjab 州, Sindh 州, KPK (Khyber Pakhtunkhwa)州, Balochistan 州と AJK (Azad
Jammu and Kashmir)自治州 に分かれているが、
カラチは Sindh 州に入っている。2013 年では Sindh
州の 65%が KE 系統での電力消費量であり、また、2012-13 年度時点で KE 系統の電力消費量は
全国の電力消費（NTDC+KE）の 15%を占めている。
表 2-6 地域別消費電力量
（単位：GWh）
Years
2005-06
Punjab
Sindh
KPK
Balochistan
AJK
Country total
Consumption in Karachi
Consumption in NTDC
Note:
42,236
13,242
7,888
3,697
739
67,802
9,233
58,569
2006-07
2007-08
45,294
14,201
8,459
3,965
792
72,711
10,136
62,575
45,040
14,726
8,223
4,089
1,322
73,400
10,933
62,467
2008-09
43,465
14,518
7,560
4,110
719
70,372
10,100
60,272
2009-10
2010-11
45,906
15,293
8,259
4,099
790
74,347
10,677
63,670
2011-12
47,638
15,876
8,712
4,048
825
77,099
10,876
66,223
Growth
rate (%)
2012-13
46,981
16,325
8,528
4,086
841
76,761
11,077
65,684
46,467
17,193
8,455
3,812
862
76,789
11,744
65,045
1.4%
3.8%
1.0%
0.4%
2.2%
1.8%
3.5%
1.5%
KPK: パキスタン 北部の Khyber Pakhtunkhwa province (旧名は North-West Frontier Province)
AJK: パキスタン 北部の Azad Jammu and Kashmir 自治州
(出典: Pakistan Energy Statistics 2012, 2013)
(3) 全国の電力需要実績
NTDC の傘下には 10 配電会社があるが、これ以外にカラチ市内の電力供給を担当している
KE (K-Electric Limited) がある。NTDC は、10 の配電会社と KE に送電しているが、KE は同時
に自社の発電所から電力を供給している。表 2-7 に DISCOs の電力需要実績（ピーク電力（送電
端）、販売電力量、発電電力量（送電端）、年負荷率）を示す。ピーク電力（送電端）は潜在
電力需要を含んでいる。同様に KE の電力需要実績および全国の電力需要実績を表 2-8 ならびに
表 2-9 にそれぞれ示す。
DISCOs の年負荷率はいずれも 65%前後で推移しているが、KE の年負荷率1は年々低下してい
る。この主な要因は送変電ロスの減少によるものと考えられる。
また、DISCOs と KE のピーク電力の合計値と全国のピーク電力は異なる。これは DISCOｓと
KE のピーク電力が発生する時間が異なること（不等時性）による。不等時率（Diversity Factor2）
は 1.02 と設定している。
表 2-7
Items
Peak Demand
Sales Energy
Generated Energy
Generated Energy
Demand
T/D kWh Loss
T/D Loss Rate
Load Factor
DISCOs の電力需要実績
Unit
MW
GWh
GWh
2009-10
17,847
63,660
83,829
2010-11
17,901
66,213
85,192
2011-12
18,280
65,638
84,103
2012-13 2013-14
18,227
19,966
64,987
71,055
82,847
89,607
GWh
98,644
106,421
108,154
109,173
112,288
3.29
GWh
%
%
20,169
24.1
63.1
18,979
22.3
67.9
18,465
22.0
67.5
17,860
21.6
68.4
18,552
20.7
64.2
-2.07
2.84
2.79
1.68
(出典 : Power System Statistics 39th, JICA 調査団修正）
1
年負荷率＝（消費電力量＋送変電損失電力量）／年間最大電力／8,760 時間
2
G.R.
不等時率＝（DISCOｓの最大電力＋KE の最大電力）／全国の最大電力
2-10
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 2-8
Peak Demand
Sales Energy
Generated Energy
Generated Energy
Demand
T/D kWh Loss
T/D Loss Rate
Load Factor
KE の電力需要実績
Unit
MW
GWh
GWh
2009-10
2,562
9,905
15,806
2010-11
2,565
10,071
15,431
2011-12
2,596
10,277
15,259
2012-13
2,778
10,942
15,823
2013-14
2,929
11,453
15,991
G.R.
3.40
3.70
0.29
GWh
15,806
15,431
15,259
15,823
15,991
0.29
GWh
%
%
5,901
37.3
70.4
5,360
4,982
4,881
4,538
-6.35
34.7
32.6
30.8
28.4
68.7
67.1
65.0
62.3
(出典 : Power System Statistics 39th, JICA 調査団修正）
表 2-9 全国の電力需要実績
Items
Unit
2009-10
2010-11
2011-12
2012-13 2013-14
G.R.
Peak Demand *
MW
20,009
20,065
20,467
20,544
22,407
2.87
Peak Demand **
MW
20,409
20,466
20,876
20,955
22,855
Sales Energy
GWh
73,565
76,284
75,915
75,929
82,508
2.91
Generated Energy
GWh
99,635
100,623
99,362
98,670
105,810
1.51
Generated Energy
GWh
114,450
121,852
123,413
124,996
128,279
2.89
Demand
T/D kWh Loss
GWh
26,070
24,339
23,447
22,741
23,302
-2.77
T/D Loss Rate
%
26.2
24.2
23.6
23.0
22.0
Load Factor
%
65.3
69.3
68.8
69.5
65.4
Note * : 全国のピーク電力需要
Note ** : DISCOs と KE のピーク電力需要の合計
Diversity Factor：不等時率（DISCOs と KE のピーク電力が発生する時間が異なる比率）
=合計のピーク電力／全国のピーク電力=1.02 を仮定
2.4.2
季節間の日負荷曲線の違い
2012-13 年度の NTDC システムの各月のピーク電力発生日の日負荷曲線、ならびに
2009-10 年度から 2012-13 年度の各月のピーク電力を図 2-6 に示す。なお、潜在電力を含んで
いる。
夏季と冬季で明らかに電気の利用パターンが異なる。夏季は深夜の需要の落ち込みがなく、
ピーク時間帯は 17 時または 20 時から 22 時であるが、冬季は一般的な負荷状況であり、深夜電
力需要が下がり（ピーク時の 70%程度）ピーク時間帯は夕方の 18 時－19 時に発生している。
また、冬季のピーク電力は夏季のピーク電力の 70%程度である。
MW
(出典 : NTDC, JICA 調査団）
図 2-6 夏季と冬季の電力需要形態の違い
2-11
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
2.4.3
電力需給バランス
右図はピーク電力需要と供給力の推移を示す。
電力需要の伸びはここ 5 年で平均 4%／年である
のに対し、供給力は計画的な増設計画により増
加しているとは言えず、供給力の伸びは平均 4%
／年と電力不足を解消することが出来ていない。
2014-2015 年度時点ではピーク電力需要（26GW）
であるのに対し、供給力は 20GW となっており、
6GW（28%）程度下回っている。この主な原因
としては以下の 3 点が挙げられている。
 水力発電の設備出力が 6.7GW であるのに
対し、主な貯水池式水力発電所の水運用が
（出典：JICA 調査団）
灌漑目的となっているため、夏季の供給力
が 4.5GW に低下している。
図 2-7 ピーク電力需要と供給力の推移
 火力発電の設備出力が 17.7GW であるの
に対し、設備の老朽化等により供給力としては 14.9GW しかない。
 石油火力発電が約 1/3 の発電電力量を占めているが、燃料費の高騰ならびに循環債務に伴
う経営難から石油燃料の調達が困難となっている。
2.4.4
既設発電設備
(1) 発電所位置
パキスタン国の系統は北部と南部に分けられ、それぞれの電源構成は一次エネルギーの偏在
に伴い大きく異なる。既設の主な発電所位置は下図に示すとおりであり、水力は北部山間部に
集中しており、火力は一次エネルギーである石油ガスの産出地域である中南部に分布している。
従って、電力は雨季には北部から南部へ、乾季には中南部から北部へ供給される。
（出典：電力セクター改革にかかる情報収集・確認調査報告書）
図 2-8 主な発電所位置
2-12
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(2) 既設発電所
2013-14 年度末時点における電源種別発電設備量ならびに電源構成を表 2-10、図 2-9 に示す。
また、電源種別発電電力量実績を図 2-10 に示す。
2009-10 年度から 2013-14 年度の 4 年間で発電設備量は 3,700MW 増加しており、その内火力
発電所の設備量の増加は 2,700MW と最も多く、水力発電所の設備量の増加は 500MW である。
また、公的機関所有の発電設備比率および発電電力量比率はそれぞれ 63%と 52%である。
表 2-10 電源種別発電設備量ならびに発電電力量実績
Fiscal Year
Installed Capacity (MW)
WAPDA Hydro
Thermal (Pub)
IPP Hydro
IPP (Thermal)
Nuclear (PAEC)
Wind
Total
System Gen. Energy (GWh)
WAPDA Hydro
Thermal (Pub)
IPP Hydro
IPP (Thermal)
Nuclear (PAEC)
Wind
Total
2010
2011
2012
2013
2014
6,444
6,784
111
7,456
462
21,257
6,516
6,650
111
9,103
787
23,167
6,516
7,222
111
8,666
787
23,302
6,733
7,182
195
8,670
787
50
23,617
6,902
7,880
195
9,083
787
106
24,953
27,927
28,432
565
45,279
2,523
104,726
31,685
20,633
305
49,880
3,503
106,006
28,206
20,222
436
51,237
4,872
6
104,979
29,326
21,005
707
48,950
4,100
6
104,094
31,204
21,750
1,035
51,935
4,943
272
111,139
(出典 : Power System Statistics 39th）
図 2-9
2014 年 6 月末の電源構成
図 2-10 2014 年 6 月末までの発電電力量実績
2-13
(出典 : JICA 調査団）
(出典 : JICA 調査団）
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(3) 既設発電所の基本諸元
(a)
水力発電所
2015 年 1 月時点の水力発電所（既設および開発計画）の位置を図 2-11 に示す。
表 2-11 に示すとおり 2013-14 年度末時点の既設水力発電所の設備出力は 7,097MW であり、
WAPDA 所有の水力発電所の利用可能出力は夏季および冬季それぞれ 6,951MW と 3,856MW で
ある。
(出典 : General Manager (Hydro) Planning, WAPDA Jan 2015）
図 2-11 水力発電所（既設および開発計画）の位置図（2015 年 1 月時点）
2-14
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 2-11 既設水力発電所の一覧
Source
WAPDA
Hydel
(Existing)
Power Plant Name
Location
Source and Type
Commissioni No. ×Unit
ng Year Cap.(MW)
1977-85
'1992-93
Indus River, Attack
Daily-base
regulating
Daily-base
regulating
Daily-base
regulating
Power Channel
Indus River, Chashma
Power Channel
Tarbela
Indus River
Warsak
Kabul River, Peshawar
Mangla
Jehlum River, Mirpur
Ghazi Barotha
Chashma
10×175
4× 432
4×40
2×41.5
1960-81
1,874
243
200
20
450
2003-04
5×290
1,450
1,030
1,160
2001
8×23
184
157
67
2×34
1×4
2×60.5
1×130
8×12
72
72
15
121
130
96
121
130
96
60
65
40
Run-of-river
2010
Shangla, K.P.K
Shangla, K.P.K
Mianwall, K.P.K
Run-of-river
Run-of-river
Power Channel
2013
2013
2012-14
Run-of-river
-
Run-of-river
Run-of-river
Run-of-river
3,702
1,120
Shangla, K.P.K
Jagran、A.J.K
Malakand, K.P.K
Laraib, A.J.K
Sub-total
3,478
1,000
Allai Khwar
Dubair Khwar
Jinnah
Jagran (AJK)
Malakand-III
Laraib/New Bong Esc.
Winter
（MW）
10×100
-
128
81
26
5×6
4×20.25
4×21
6,902
30
81
84
195
6,756
30
81
84
195
3,792
10
20
34
64
Sub-total
Hydro
IPP
Summer
（MW）
(MW)
1967-94
Khan Khwar
Small Hydro (<25MW)
As of Jun 2014
Available Capacity
Installed
Capacity
2000
2008
2013
(出典 : Power System Statistics 39th）
(b) 火力発電所
NTDC システム内の既設火力発電所（GENCOs）の一覧を表 2-12 に、既設発電所（IPP）の一
覧を表 2-13 に示す。
GENCOs の 2014 年 6 月末時点の発電設備量は 5,402MW であるが、供給力は 4,312MW と約 2
割程度下回っている。
これは、
主に老朽化によるものである。他方、
IPP の発電設備量は 9,444MW、
供給力は 8,592MW と約 1 割程度の低下にとどまっている。
新たに GENCO V が設立され、Nandipur 火力発電所のガスタービン 1 機が 2014 年に運転開始
した。また、石炭発電所は Lakhra 発電所のみであり、供給能力もわずか 30MW である。
表 2-12 既設火力発電所（GENCOs）の一覧
Power Plant Name
GENCO-I
Jamshoro
Kotri
Location
Type
GENCO-II
(MW)
Steam
1989-91
Kotri, Sindh
G.T
CCGT
1979-81
1994
1974
1980, 1985
1×250
3×200
2×25
1×44
2×110
2×210
1985-86
1992
2014
4×100
2×136
2×243
GT
1987-88
1994
2014
1984
Steam
1993-97
Steam
1967
2×100
1×143
1×261
35
3×210
3×200
1×320
2×66
GT
1975
8×25
200
1994
1995-96
2014
1×44
3×50
1×96
44
150
95
5,402
GT
Guddu, Sindh
CCGT
Quetta
Quetta, Baluchistan
Musaffargarh
Musaffargarh, Punjab
Faisalabad
Faisalabad, Punjab
GENCO-III
GENCO-IV Lakhra
GENCO-V Nandipur
Dependable
Capacity
Jamshoro, Sindh
Steam
Guddu
Commissioni No. ×Unit
ng Year Cap.(MW)
As of Jun 2014
Installed
Capacity
Lakhra, Sindh
Nandipur, Punjab
Sub-total w/o Isolated Gen.
CCGT
Steam
GT
850
144
640
1,158
604
35
1,350
132
Fuel Type
（MW）
2×180 1×FO
2×170 3×Gas/FO
4×20
Gas/HSD
1×40
50, 75
Gas/FO
2×150
3×75
2×80
Gas
1×115
2×243
70, 65
95
Gas
261
25
Gas
185,200,160
245, 170 Gas/FO
170
2×50
FO
4×19
HSD
4×23
1×42
Gas
30
Coal
95 FO/HSD
4,312
(出典 : Power System Statistics 39th）
2-15
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 2-13 既設火力発電所（IPP（原子力、バガス発電を含む））の一覧
As of Jun 2014
Power Plant Name
Location
Type
Commissioni No. ×Unit
ng Year Cap.(MW)
1987-89
Kot Addu
Kot Addu, Musaffargarh, Punjab
Steam
Deisel
Steam
1995
1997
1991
1994
1996-97
1997
1997
2×110
2×96
4×94.4
2×114
1×137
2×112
2×100
4×323
8×15.68
1×6
Steam
1997
Steam
1998
Deisel
1999
GT
CCGT
HUBCO
Hub, Baluchistan
Kohinoor(KEL)
Raiwind near Lahole, Punjab
AES Lalpir
AES Pak Gen.
Thermal
IPP
Mahmoodkot, Muzaffargarh,
Punjab
Mahmoodkot, Muzaffargarh,
Punjab
SEPCOL
Ralwind near Lahole, Punjab
Habibullah Coastal
(HCPC)
Quetta, Baluchistan
Rousch
Abdul Hakeem-Khanewal, Punjab
Saba Power
Farooqabad-Shelkhura, Punjab
Fauji Kabirwala
Kabirwala-Khanewal, Punjab
Japan Power
Raiwind Lahole, Punjab
Uch Power
Dera Murad Jamali, Baluchistan
Altern Energy Ltd.
Fatehjang-Attock, Punjab
TNB Liberty Power
Dharki, Sindh
Attock Gen Ltd (AGL)
Rawalpindi, Punjab
Atlas Power
Sheikhupura, Punjab
Nishat Power
Multan Rd., Lahole, Punjab
Orient Power
Baloki, Punjab
Engro Energy
Dharki, Sindh
Saif Power
Shahiwal, Punjab
Hubco Narowal
Narowal, Punjab
Halmore
Sheikhupura, Punjab
Saphire
Muridkey, Punjab
Nishat Chunian
Multan Rd., Lahole, Punjab
Liberty Power Tech.
Faisalabad, Punjab
Foundation Power
Dharki, Sindh
Uch Power - II
JDW Sugar Mill - II
JDW Sugar Mill - III
Dera Murad Jamali, Baluchistan
Rahim Yar Khan, Punjab
Ghotki, Sindh
Chashma Unit 1-2
Chashma (PAEC)
GT
CCGT
GT
CCGT
Steam
GT
CCGT
Deisel
GT
CCGT
G.E
GT
CCGT
Deisel
Steam
Reci. Engine
Steam
Reci. Engine
Steam
GT
Steam
GT
Steam
GT
Steam
D. Engine
Steam
GT
Steam
GT
Steam
D. Engine
Steam
D. Engine
Steam
GT
Steam
Steam
Steam
Steam
Nuclear
Nuclear
Sub-total w/o Isolated Gen.
1999
1999
1999
2000
2000
2000
2001
2001
2009
2009
2010
2010
2010
2010
2011
2011
2010
2010
2011
2011
2014
2014
2014
2000
2011
Installed
Capacity
Dependable
Capacity
(MW)
（MW）
1,214.6
1,342
424
Fuel Type
Gas/FO
Gas/HSD
1,292
1,200
131.4
124
1×362
362
350
RFO
1×365
365
349
RFO
135.9
110
Gas
111
29
129
Gas/HSD
450
395
Gas/HSD
134
97.6
59.4
135
390
196
31
156
79
153.3
12
202.7
16.5
187.8
14.3
151.6
77.5
116.7
116.7
151.8
76.7
202.7
16.5
151.6
77.0
151.6
77.0
187.8
14.3
187.8
14.3
114.9
114.9
386.2
26.4
26.4
325
325
9,470
126
RFO
151
Gas/HSD
107
RFO
551
Gas/HSD
5×23.4
1×18.9
3×37
1×29
2×152
1×146
1×134
2×48.8
1×59.4
24×5.625
3×130
1×196
3×10.3
1×156
1×79
9×17
1×12
11×18.4
1×16.5
11×17.1
1×14.3
2×75.8
1×77.5
1×116.7
1×116.7
2×75.9
1×76.7
11×18.4
1×16.5
2×75.8
1×77.0
2×75.8
1×77.0
11×17.1
1×14.3
11×17.1
1×14.3
1×114.9
1×114.9
1×386.2
26.4
26.4
325
325
RFO
RFO
RFO
27
Gas
212
Gas/HSD
156.2
RFO
213.9
RFO
195.3
RFO
212.7
Gas/HSD
213.8
Gas/HSD
205.3
Gas/HSD
213.8
RFO
206.8
Gas/HSD
212.1
Gas/HSD
195.7
RFO
196.1
RFO
178.2
Gas
375
23
23
300
300
8,594
Gas
Baggase
Baggase
NUC
NUC
(出典 : Power System Statistics 39th）
2-16
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
KE システム内の既設火力発電所ならびに原子力発電所の一覧を表 2-14 に示す。KE システム
の 2014 年 6 月末時点の発電設備量は 2,638MW であり、供給力は 2,050MW と約 2 割程度下回っ
ている。設備容量の内 Bin Quasim-1 発電所の 3,4 号機（2×210MW）を石炭火力に転換中である
ためであり、これを除けば 1 割以下である。
表 2-14
KE 管内の既設火力発電所（IPP、原子力を含む）の一覧
As of Jun 2014
Power Plant Name
KE
Location
Commissioni No. ×Unit
ng Year Cap.(MW)
Type
TPS Bin Qasim II
Sindh
CCGT
2012
Korangi CCPS
Sindh
CCGT
2008-09
Engine
Engine
GT
Engine
Engine
Engine
Nuclear
2009
2009
1983-97
1997
1997
3×125
1×185
4×48
1×27
32×2.8
32×2.9
6×210
9×14.2
12×10.3
1972
137
SGTPS-2
Sindh
KGTPS-2
Sindh
TPS Bin Qasim I
Sindh
Gul Ahmad Energy
Sindh
Public and Tapal Energy
Sindh
IPP
Otners
Sindh
KANUPP Unit 1
Krachi, Sindh (PAEC)
Sub-total
Installed
Capacity
Dependable
Capacity
(MW)
（MW）
Fuel Type
560
517 GAS/HSDO
220
192 GAS/HSDO
88
88
1260
127.5
123.5
34.0
137.0
2,638
88
Gas
88
Gas
755 Gas/HFO
127.5
HFO
123.5
HFO
34 Gas/HFO
100
NUC
2,025
(出典 : KE 資料に基づき JICA 調査団作成）
(c)
風力発電
2012 年以降風力発電所が順次開発されてきており、
2014 年 12 月末の発電設備量は 156MW と
なっている。
表 2-15 既設風力発電所の一覧
As of Dec 2014
Source
Power Plant Name
Location
Fauji Fertilizer Co. Ener. Jimpir, Sindh
Wind
Zorlu Enerji Pakistan
Commissioni No. ×Unit
ng Year Cap.(MW)
Type
Wind
2012
Jimpir, Sindh
Wind
2013
Three Gorges Wind Firm Jimpir, Sindh
Sub-total w/o Isolated Gen.
Wind
2014
5×1.2
28×1.8
Installed
Capacity
Derated
Capacity
(MW)
（MW）
49.5
49.5
Fuel Type
Wind
56.4
56.4
Wind
50.0
155.9
50
156
Wind
（出典 : JICA 調査団（供給力調査グループ））
(d) 電力輸出入
2014 年 6 月末現在、NTDC による海外からの電力輸入はイランから少量行われているに過ぎ
ない。このほか、NTDC と KE の系統間は電力融通ではなく電力輸出入が行われている。
表 2-16 NTDC による電力輸出入の実績
Country / Agency
Import
Iran
KE
Total Electricity Imported
Export
KE
Any other Country / Region
Total Electricity Exported
2009-10
2010-11
249
20
269
5,208
0
5,208
269
26
295
2011-12
296
0
328
2012-13
375
0
375
(単位：GWh)
2013-14
419
0
419
5,449
5,684
5,463
5,441
10
43
0
0
5,459
5,727
5,463
5,441
（出典 : NEPRA “State of Industry Report 2014”）
2-17
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
中央アジア、南アジア（Central Asia South Asia）を結ぶ CASA-1000 は、タジキスタンおよび
キルギス共和国から余剰電力 1,300MW を 300MW の消費が見込まれるアフガニスタンを経由し
て、パキスタン国に 1,000MW 送電することを目的とするものである。4 か国政府間の覚書は、
2007 年 11 月 16 日にカブールで締結された。総投資額は 10 億 US$とされている。
（出典：http://tribune.com.pk/story/559377/project-financing-adb-to-pull-out -of-casa-1000MW-import/）
2.4.5
既設送配電設備
パキスタン国の送電電圧は 132 / 220 / 500kV、周波数は 50Hz で、国営送電会社である NTDC
は 500kV 及び 220kV の送変電設備ならびに 132kV の送電線引き出しフィーダまでを運用・維持
管理している。基幹送電線の 500kV 系統は、北のペシャワール変電所から南のハブコ発電所間
の総延長約 1,700km を 2 回線で連系されている。
基幹系統のループは首都イス
ラマバードとラホールがある北
部系統に見られるが、一部の区間
では１回線となっている。また、
ムルタンより南側の系統では
ループは形成されていない。なお、
ラホール等の人口密集地域では、
220kV 系統もループを形成して
いる。
一部の地域は、イランから
132kV 送電線で電力供給されて
いる。同地域は NTDC が運用する
基幹送電線から数百キロ離れて
いるため、独立した系統として運
用されている。
一方、パキスタン国南部に位置
する KE とは 220kV 送電線で連系
され、2010 年までは一時的に年間
約 20GWh 程度の電力融通を受け
ていたが 2011 年以降は NTDC か
らの供給のみとなっている。
なお、全国の給電指令所は、
Islamabad に有り、Jamshoro に
132kV の地域給電指令所がある。
NTDC が運用しているこれら
220kV 及び 500kV 送電線の 2015
年 4 月末における線路図を図 2-12
に、500kV 送電系統の概要を図
2-13 に示す。
(出典：NTDC)
図 2-12 既存 220/500kV 送電線ルート図
2-18
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(出典 : JICA 調査団)
図 2-13
500kV 送電線の概要
2-19
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(1) 送電分野の開発計画
NTDC は 2011 年に電力不足を解消し 2030 年までの電力需要に見合った送電開発計画を
National Power System Expansion Plan 2011-2030 として取りまとめ、これらを基本においた送変電
開発計画が進められている。この中で、将来の基幹系統として、DC 600kV の採用を計画してい
る。また、電力輸入として、タジキスタン国における夏季の水力発電の余剰電力をアフガニス
タン経由で最大出力 1,000MW、直流 500kV で送電する CASA-1000 が進行中であるが、電力供
給期間は 5 月から 9 月の 5 ヶ月間の限定となっている。
ペシャワール近辺に設置予定のコンバー
ターステーションは 2019-20 年完成予定としている。なお、2015 年 11 月 8 日付の新聞によると
受電価格は 9.41 UScent/kWh と報道されている。
一方、イランのザヘダンからパキスタンのクェッタ間を DC 500kV、678km（パキスタン側：
585km でイラン側：93km）で、送電容量は年間を通し 1,000MW の計画が進行中である。
これらに関連し、パキスタン国は National Power Policy 2013 の中で、目標として「最先端の
送電系統の構築」を挙げ、電力規制庁（NEPRA）は現在の送電損失 3%を 2017 年には 2.5%に低
減する目標を挙げている。
(2) 送電系統の現況
基幹送電系統の電圧は 500kV で、同系統は北のペシャワール変電所からムルタン変電所を経
由して南のハブコ発電所 (IPP) までの約 1,700km を 2 回線で連系している。2015 年 5 月末で
32 回線、総延長 5,187km である。なお、タルベラ発電所からラワット変電所、ラホール変電
所およびサヒワール変電所を経由しムルタン変電所まではループが形成されているが下記 4 箇
所の区間は１回線となっている。
1) タルベラ発電所 ― ラワットニュー変電所
2) ラホール変電所 ― ガティ変電所
3) ラホール変電所 ― サシワル変電所
4) ムルタン変電所 ― サシワル変電所
220kV 系統は全て 2 回線送電が採用されており、132kV 以下の送電線は各 DISCO が運用・維
持管理を行っている。一部の 132kV 系統ではループが形成されている。
KE へはジャムショロ及び NKI 変電所から各々220kV2 回線、合計 4 回線で連系され、最大電
力 650MW で送電しているが、KE は自立を目指した系統計画を策定しており、近い将来 350MW
に縮小される計画となっている。
カラチの西側に QESCO が管理している独立系統がある。この地域はイランからマンド変電
所間を 132kV 送電線で連系し、周辺地区へ電力供給している。この系統は、パキスタン国の Grid
から数百 km 離れているため、現在のところ、ナショナル・グリッドへの系統連系は計画されて
いない。なお、同地域にはイランから 11kV で受電している地区がいくつかある。
一方、
NTDC が実施している現状の送電損失の検討等は、
NTDC の一部門である National Power
Control Center (NPCC) からの情報を基に検討されている。
2012-13 年の夏季と冬季におけるピーク時の検討結果によると、一部の 500kV 送電線路にお
いて、進相無効電力が不足している箇所があるため、変電所の母線電圧が 500kV 以下となって
いるところも見受けられる。
将来計画に対する系統解析は、各 DISCO からの需要予測を基に、これらを NTDC が管理して
いる 220/132kV 変電所の需要として解析ソフトの PSS/E を使用し行っている。
なお、500kV 系統における電力潮流は、冬季における水力発電所の出力低下に伴い、夏と冬
では一部の送電線路で潮流が逆転する。潮流の差が一番大きい線路は、Multan と Guddu 変電所
間で、2013 年ではこの差約 1.6 GW を記録している。 一方、同じ季節における Peak と Off-Peak
2-20
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
での潮流の逆転は生じていない。これら季節による電源及び負荷の状況見通しに合わせ、NPCC
が、発送電の運用計画を立案し、発電所・基幹変電所の運用を電話等で直接指示している。こ
れに従って、基幹変電所は、手動で変圧器タップおよび遮断器の入切りを行っている。
2011、2012 および 2013 年度における基幹変圧器（500/220kV）の各変電所における最大電力
の和ならびに 500kV 系統の夏季（2013 年 6 月 30 日午後 10 時）と冬季（2013 年 1 月 2 日午後 6
時）の最大負荷記録時の潮流を図 2-14 に示す。この中で、ラホール市が 1.8GW で、ガティ市が
1.4GW の最大値を記録している。
Pe s hawar
Peshawar
Tarbe la
0.7
(985/128)
3.5
0.7
0.6
(411/365)
1.1
(557/171)
(529/163)
Ghazi Barotha
0.8
1.1
1.1
Rawat Ne w
1.5
1.0
(618/550)
(612/544)
(512/139)
0.8
(643/5)
(677/5)
Gujranwala
0.9
0.7
(513/138)
Approx.
780km
1.4
(383/179)
1.3
(419/196)
1.3
1.8
Gatti
(91/523)
Lahore
1.7
1.5
(505/637)
Rous ch
(140/547)
(26/505)
(104/346)
0.5
(251/336)
0.5
0.5
0.8
0.7
0.8
0.5
M. Garh
(299/510)
Multan
2.4
0.6
Sahiwal
(465/714)
0.6
1.4
0.6
Multan
(174/368)
(355/1,263)
Approx.
(310km)
(90/448)
Guddu Ne w
(91/447)
D.G. Khan
0.7
1.1
Guddu
Guddu
1.2
1.2
1.7
Symbol
: Substation (S/S)
: Power Station (P/S)
: Power Flow in Summer/Winter
(30-06-2013, 22:00)
: Reverse Flow in Winter
(02-01-2013, 18:00)
(143/189)
(114/191)
Approx.
620km
0.3
Dadu Ne w
0.3
0.3
(18/220)
(16/241)
Max. Load [GW] on 500kV Tr.
10.6
Year 2013:
10.7
Year 2012:
10.3
Year 2011:
0.7
Jams horo
0.9
(138/346)
0.7
0.7
(50/262)
0.9
NKI
Hubco
Hubco
(642/814)
1.1
0.8
1.3
Baldia & KDA (220kV)
(Karachi)
(As of End of Aug. 2015)
Remarks:
1
means Approx. output of P/S in [GW]
2
means 500kV S/S operated by IPP.
3 ( ) means Max. Load (Summer/Winter) in [MW].
4 Max. Load is calculated besed on reading of actual current on 500/220kV Tr. feeder and
assumed voltage as 220kV and power factor as 0.9.
出典：JICA 調査団)
図 2-14 夏と冬の 500kV 送電線の電力潮流 (2012-13 FY)
2-21
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(3) 送電設備の現況
基幹送電系統である 500kV 送電線は、2010 年 6 月末の時点で 30 回線、総延長は 2010 年 6 月
末の 5,078km から 2014 年 6 月末の 5,147km と 4 年間で約 70km 拡張されているが、この間はほ
とんど新設送電線の建設は行われていない。
また、
220kV 送電線路は 2010 年 6 月末には 7,367km であったが、
2014 年 6 月末時点で 8,605km、
約 1,300km の増設が行われている。
送電線は 2015 年 5 月末では 32 回線で、
総延長 5,190km で、導体は主に ACSR と AAAC-469mm2
の 2 種類が採用されており、これらは 1 相当たり 3 本または 4 本を採用している。架空地線には
OPGW-24C が採用されている。なお、一部の送電設備は運開後 30 年近くが経過している。これ
ら至近 5 ヵ年における送電線路長の推移を表 2-17 に、送電線の概要を表 2-18 に示す。
表 2-17 132 / 220 / 500kV 送電線路長の推移
(As of End of Jun. 2014)
No.
Voltage
1
2
3
500kV
220kV
132kV
2010
2011
2012
2013
2014
AAIR [%] Remarks
5,078
7,367
23,995
5,078
7,427
25,359
5,078
7,948
25,646
5,144
8,358
26,161
5,147
8,605
27,108
0.3
3.3
3.0
Remarks:
1 The data of 132kV is being provided by DISCOs.
2 AAIR: Annual Average Increasing Rate
(出典：NTDC-Power System Statistics 2013-14, 39th Edition)
表 2-18 500kV 送電線の概要
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
From
Peshawar
No.1, Tarbela P/S
No.2, Tarbela P/S
Tarbela P/S
No.1, Barotha P/S (*2)
No.2, Barotha P/S
No.1, Barotha P/S
No.2, Barotha P/S
No.1, Rawat
No.2, Rawat
No.1, Ghakhar
No.2, Ghakhar
Gatti
Sahiwal
Gatti
Sahiwal
Gatti
Rousch P/S
Gatti
Multan
Guddu
Multan
Multan
G.D. Kahn
Guddu New
No.1, Guddu
No.2, Guddu
No.1, Jamshoro
No.2, Jamshoro
Jamshoro
N. K. I.
Jamshoro
To
Tarbela P/S (*1)
Barotha P/S
Barotha P/S
Rawat
Rawat CCT-1
Rawat CCT-2
Gatti
Gatti
Ghakhar (*3)
Ghakhar
Lahore
Lahore
Lahore
Lahore
Multan
Multan
Rousch P/S (*4)
Multan
Muzaffargarh
Muzaffargarh
Muzaffargarh
G.D. Khan
Guddu New
Guddu
Guddu
Dadu
Dadu
Dadu
Dadu
N. K. I
Hubco P/S (*5)
Hubco P/S
Total
Length
[km]
117
100
104
111
107
108
339
338
180
193
59
64
94
156
222
162
158
62
280
64
257
131
312
220
5
286
289
152
153
156
27
181
5,187
(As of End of Aug. 2015)
Specification of Conductor & No.
Line
Commissioning
Size
No. of Current Capacity
Remarks
Type
Year
(mm2) Conductor [A]
[MVA]
ACSR
AAAC
AAAC
ACSR
ACSR
ACSR
AAAC
AAAC
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
AAAC
AAAC
AAAC
AAAC
AAAC
AAAC
AAAC
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
469
4
3
3
4
4
4
3
3
4
4
4
4
4
4
4
4
3
3
4
3
3
4
4
4
4
3
4
3
4
4
4
4
800
806
806
800
800
800
806
806
800
800
800
800
800
800
800
800
800
800
800
800
800
800
800
800
800
806
806
806
806
806
806
806
2,700
2,000
2,000
2,700
2,700
2,700
2,000
2,000
2,700
2,700
2,700
2,700
2,700
2,700
2,700
2,700
2,000
2,000
2,700
2,000
2,000
2,700
2,700
2,700
2,700
2,000
2,700
2,000
2,700
2,700
2,700
2,700
Dec. 1985
Apr. 2003
May 2003
Feb. 1997
Nov. 2008
Nov. 2008
Apr. 2003
May 2003
Nov. 2008
Oct. 2009
Oct. 2009
Oct. 2009
Oct. 1993
Jun. 1992
Jun. 1996
Jun. 1992
Nov. 1986
Nov. 1986
Nov. 2008
Mar. 2000
Dec. 1986
Jan. 1997
May 1997
May 1997
May 1997
Feb. 1987
Aug. 1995
Jul. 1987
Oct. 1994
Apr. 2006
Apr. 2006
Oct. 1996
(*1) 3,478MW
(*2) 1,450MW
(*3) Gujranwala
(*4) IPP:450MW
Partial New
Partial New
Partial New
Partial New
(*5) IPP:1,292MW
(出典：NTDC)
2-22
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(4) 変電設備の現況
NTDC が運用・維持管理している変電設備は 500 / 220kV および 220 / 132kV の変電所で、
132kV
以下の変電所は各 DISCO が運用・維持管理を行っている。ただし、KE は 220 / 132kV の変電所
も運用している。
2015 年 5 月末における 500kV 変電所は 18 箇所で、この内、NTDC が運用している変電所は
13 箇所、2 箇所は WAPDA、2 箇所が IPP で残り 1 箇所は GENCO が運用している。なお、NTDC
が運用している 500 / 220kV 全て単相変圧器で、220 / 132kV 変圧器は単相または三相変圧器が採
用さ,れている。
変電所の運用は、NPCC の電話による指示に従い、遮断器の入り切り、負荷時タップ切替器
（OLTC）のタップ切り替え等は手動で行われている。定期検査は毎月実施されており、変圧器
の検査は年 1 回計画されている。
一方、NTDC が運用している 500 / 220kV 変圧器は総設備容量が約 17GVA で、450MVA，
600MVA および 750MVA を標準容量とし、220 / 132kV 変圧器は、総設備容量が約 22GVA で、
160MVA 及び 250MVA を標準とし、これらは全て直接接地方式を採用している。なお、一部の
変電所は運開後 30 年以上を経過している。
500kV 変電所の概要を表 2-19 に、220 / 132kV 変電所の概要を表 2-20 に示す。
表 2-19 500kV 基幹変電所の概要
(As of End of Aug. 2015)
No.
Name of
Grid Station
Province
500/ 220 kV Trf.
220/ 132 kV
No. of
Commissioning
Capacity of Bank [MVA] Capacity of Bank [MVA] 500kV
Year
Line
No.
Unit
Total
No.
Unit
Total
1 Dadu New
2 D. G. Khan
3 Gujranwala
4 Gatti
5 Ghazi Barotha
6 Guddu
Sindh
Punjab
Punjab
Punjab
K.P.K
Sindh
Sep. 1993
Jul. 2014
Apr. 2009
Jun. 1979
2003
Feb. 1987
2
2
2
4
2
3
450
600
600
450
600
450
900
1,200
1,200
1,800
1,200
1,350
7 Guddu New
8 Hubco
9 Jamshoro
10 Lahore
11 Muzaffargarh
12 Multan
13 NKI
14 Peshawar
Sindh
Sindh
Sindh
Punjab
Punjab
Punjab
Sindh
K.P.K
Feb. 2014
1996
1988
Jun. 1992
Jul. 1997
Nov. 1986
Mar 2006
Dec. 1995
2
4
2
2
2
3
450
600
600
450
600
450
900
2,400
1,200
900
1,200
1,350
15 Rawat New
Punjab
May 1997
3
450
1,350
16 Rousch
17 Sahiwal
18 Tarbela
Punjab
Punjab
K.P.K
1986
Aug. 1987
1985
2
2
600
237
1,200
474
3
2
3
---
160
250
160
---
480
500
480
---
1
1
285
160
285
160
4
2
4
6
6
5
2
2
4
4
3
6
2
1
2
3
2
3
--3
1
1
2
160
160
160
160
--160
250
160
250
320
480
320
480
--480
250
160
500
4
160
640
2
2
4
Total
37
18,624
31
Remarks: 5-S/S are belonging to 2-WAPDA, 2-IPP & 1-GENCO including operation.
*1: 220/132kV Trf. Is belong to GENCO. *2: 500kV Trf. Is NTDC, Operation by WAPDA.
5,535
64
Remarks
Gakkhar/Nokhar
WAPDA
*1
GENCO
IPP
Sheikhupura
Shaikh Muhammadi
Replaced: 3M/2014
5
IPP
Yousafwala
WAPDA *2
(出典：NTDC)
2-23
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 2-20 220 / 132kV 変電所の概要
(As of End of Aug. 2015)
Date of
No. Name of Substation
Commissioning
Province
DISCO
1
2
3
4
AES Lalpir
AES Pakgen
Atlas Power
Bahawalpur
28.Feb.03
Punjub
MEPCO
5
6
7
8
9
Bahria Town
Bandala
Bannu New
Bund Road
Burhan
26.Jun.14
18.Jul.99
24.Jun.88
1977
Punjub
K.P.K.
Punjub
Punjub
FESCO
PESCO
LESCO
IESCO
Capacity of Transformer [MVA]
No.
1
2
1
1
3
4
3
1
160
250
63
250
160
250
160
250
160
500
63
250
480
1,000
480
250
160
250
160
160
160
160
250
160
160
100
160
160
250
250
160
138
160
250
63.3
160
63.5
160
250
160
250
160
250
320
640
160
480
500
640
480
500
320
320
750
500
480
414
320
250
63.3
320
190.5
160
250
480
750
250
160
160
160
160
160
160
160
160
160
250
500
480
480
480
480
480
480
480
320
320
250
04.Aug.09
Sindh
SEPCO
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
25.Sep.91
11.Jun.82
Jul. 2014
02.Jun.90
2004
17.Dec.82
1970
Feb. 1987
09.Jun.14
17.Apr.15
1974
03.Aug.14
01.Jan.05
Jul. 1969
27.Jun.90
Punjub
Punjub
Punjub
Sindh
Punjub
Punjub
Punjub
Punjub
Baluchistan
Punjub
Punjub
Punjub
Punjub
Punjub
K.P.K.
FESCO
GEPCO
LESCO
HESCO
IESCO
FESCO
LESCO
MEPCO
QUESC
MEPCO
LESCO
QUESC
FESCO
IESCO
PESCO
May-60
Punjub
MEPCO
1960
Punjub
MEPCO
03.Jul.14
02.Sep.95
1994
Punjub
Baluchistan
Punjub
MEPCO
QUESC
LESCO
1
1
2
4
1
3
2
4
3
5
2
2
3
2
3
3
2
1
1
2
3
1
1
3
3
21.Sep.13
10.Jan.95
Dec.95
17.Apr.95
27.Feb.06
05.May 14
21.Mar.01
1999
02.Feb.82
16.Jul.06
18.Nov.14
Sindh
Punjub
Punjub
Punjub
K.P.K.
Punjub
Sindh
Punjub
Baluchistan
Sindh
Punjub
SEPCO
FESCO
IESCO
LESCO
PESCO
LESCO
HESCO
GEPCO
QUESC
HESCO
FESCO
2
3
3
3
3
3
3
3
2
2
1
27 NGPS Multan
28 Nishatabad
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
Okara
Quetta Industrial
Ravi LHR
PARCO
Rohri
Sammandri Road
Sangjani.
Sarfaraz Nagar
Shahi Bagh New
Shalimar
Shikarpur
Sialkot
Sibbi
T.M. Khan
T.T Singh
Uch-I
Uch-II
Vehari
WAPDA Town
Sub-total
Total
Manufacturing
Remarks
IPP
IPP
IPP
10 Chashma Nuclear
11 Daharki
Daud Khel
Ghakkar
GZR (Ghazi Road)
Hala Road
ISU Road
Jaranwala
Kala Shah Kaku
Kapco
Khuzdar
Kassowal
Kot Lakhpot New
Loralai
Ludewala
Mangla
Mardan
Unit
Year of
Private (BTPL)
(Feb.15)
IPP
Temporary
Islamabad Univ.
IPP
WAPDA
Private
IPP
IPP
29.Mar.98
06.Jul.11
Punjub
Punjub
MEPCO
FESCO
3
3
115
160
160
480
480
18,590.8
977 MVA by others
Remarks: 10-S/S are belonging to 1-WAPDA, 7-IPP and 2-Private.
(出典：NTDC)
2-24
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(5) 送電損失
NTDC の年報（39th 版）では、2013－14 年度における送電系統の損失は 2.48%となっている。
一方、NEPRA の年報 2013－14 では 220kV および 500kV 送電線の損失は 0.77%となっている。
従って、変電所の損失は約 1.7%となるが、これには変電所の所内電力量等が含まれている。
なお、NTDC と各 DISCO との取引用電力量計の精度は 0.2 級で設置場所は、220 / 132kV 変圧
器の低圧側、220 / 66kV 変圧器では高圧側に設置されている。
一方、220kV および 500kV 送電線の力率は 0.9 前後で運用されている。
送電線の近年 5 ヵ年における 500 / 220kV 送電線損失の推移を表 2-21 に示す。
表 2-21 送電線損失の推移
No.
Description
Unit
2009-10
2010-11
2011-12
2012-13
2013-14
Remarks
A: Transmission Lines
1 Received Energy
1) 500kV
2) 220kV
[GWh]
[GWh]
87,072
89,795
63,687
66,481
78,797
90,359
90,489
99,208
2 Delivered Energy
1) 500kV
2) 220kV
[GWh]
[GWh]
84,356
87,096
63,534
66,298
78,031
90,216
89,806
98,437
3 Energy Losses
1) 500kV
2) 220kV
[GWh]
[GWh]
2,716
2,699
154
183
766
142
683
772
[%]
[%]
3.12
3.01
0.24
0.27
0.97
0.16
0.76
0.78
[GWh]
[%]
2,716
3.12
2,699
3.01
336
0.26
909
0.54
1,455
0.77
B: Substation (S/S)
1 Consumption
[%]
0.03
(This is including S/S losses and station use.)
0.02
2.56
2.51
1.71
3.03
2.82
3.05
2.48 *1
4 % Losses
1) 500kV
2) 220kV
5
Overall Losses
C: Transmission System Loss (Item A+B)
1 Loss
[%]
3.15
Source: NEPRA; State of Industry Report 2014 and *1: NTDC Power System Statistics 2013-2014
（出典：NEPRA ; State of Industry Report 2014）
(6) 500kV 変電所の負荷分布
500kV 変電所 18 箇所の内、
13 箇所が受電用変電所で、
これらの変電所の 2012-13 年度の夏季ピー
ク時における 500 / 220kV 変圧器の負荷は Lahore が最大で 1.2GW を記録している。
以下に主な変電所の負荷を挙げる。
1)
2)
3)
Lahore
Rawat New
Gatti
: 1,203MW
: 895MW
: 777MW
これらの 500kV 変電所における 500/220kV 変圧器のロードマップを図 2-14 に示す。
2-25
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
411
Pe s hawar
Tarbe la
3.5
0.6
895
Ghazi B arotha
Rawat Ne w
1.5
1.0
518
Gujranwala
777
1,203
Gatti
Lahore
Multan
Sahiwal
Rous ch
0.5
34
M. Garh
569
2.4
1.4
Guddu Ne w
D.G. Khan
0.7
98
Guddu
1.7
Symbol
: Substation (S/S)
: Power Station (P/S) & S/S
291
Dadu Ne w
Load on 500kV S/S
300MW<
300～800MW
154
Jams horo
800MW<
0.9
592
NKI
Hubco
1.3
Baldia & KDA (220kV)
(Karachi)
Remarks:
1
means Approx. output of P/S in [GW]
2
means 500kV S/S operated by IPP.
3 Load on 500kV S/S is Summer peak in Year 2012-13.
（出典：JICA 調査団）
図 2-14 500kV 変電所のロードマップ
(7) 配電および国際連系
配電電圧は、中圧は 11/33/66kV で、低圧は 400/230V が採用され、10 の配電会社および KE
により運用されている。なお、IESCO の管轄範囲内に配電会社；Bahria Town (Pvt) Limited (BTPL)
があるが、取り扱い電力は 10MW 以下と非常に小さい。
国際連系は QESCO 配電会社の供給範囲内の南西部で、カラチから西にある地域が、イラン
から 132kV 送電で受電しており、将来 220kV(100MW) に拡張される計画となっている。同電力
会社は、この他にイランから 11kV 配電で受電している地区が数箇所あるが、これらは将来 20kV
とする計画となっている。
配電会社の 2014 年 6 月末における配電面積、顧客数および主な供給地域を表 2-22 に示す。
2-26
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 2-22 各配電会社の概況
(As of Jun. 2014)
No.
DISCO
Area
[km2]
1 PESCO
74,521
2 TESCO
27,220
3
4
5
6
IESCO
GEPCO
LESCO
FESCO
23,160
17,207
19,054
36,122
7 MEPCO
105,505
8 HESCO
81,087
9 SEPCO
56,300
10 QUESCO
334,616
11 K-Electric
6,500
Total
No. of
Consumers
Service Area
2,867,778 Whole Province of Khyber Pakhtunkhwa, except tribal areas
Federally Administrated Tribal Areas (FATA) (comprising of Bajaur, Mohmand, Khyber,
441,480 Ourakzai, Kurrum, North Wazirstan, South Waziristan agencies) and Frontier Regions (FRs)
(i.e. FR Peshawar, FR Kohat, FR Bannu, FR Tank and FR DI Khan
2,379,302 Islamabad, Rawalpindi, Attock, Jhelum, Chakwal
2,824,053 Gujranwala, Sialkot, Mandi Bahauddin, Hafizabad, Narowal, Gujrat
3,712,586 Lahore, Sheikhupura, Kasur, Okara, Nankara
3,288,930 Faisalabad, Sargodha, Khushab, jhang, Toba Tek Singh, Bhalwal, Mianwali,Bhakkar
Multan, Rahim Yar Khan, Khanewal, Sahiwal, Pakpattan, Vehari, Muzaffargarh, Dera Ghazi
4,860,296
Khan, Leiah, Rajan Pur, Bahawalpur, Lodhran, Bahawalnagar,
All Province of Sindh except Karachi, Sukkur, Ghotki, Khairpur, Kashmore, Kandhkot,
952,263 Jacobabad, Shikarpur, Larkana, Kambar, Shahdadkot, Dadu and some portions of Jamshoro,
Naushehro, Feroze, Shaheed Banazirabad and Rahimyar Khan
Sukkur, Ghotki, Khairpur, Kashmore, Kandhkot, Jacobabad, Shikarpur, Larkana, Kambar,
712,196 Shahdadkot, Dadu and some portions of Jamshoro, Naushehro, Feroz, Shaheed Banazirabad
and Rahimyar Khan
Whole Province of Balochistan, except Lasbela where K-Eelectric is responsible for
548,980
distribution of power
Entire Karachi and its suburbs upto Dhabeji and Gharo in Sindh and over Hub, Uthal Vindhar
2,111,336
and Bela in Balochistan
24,699,200
(出典：NEPRA-State of Industry Report 2014)
(8) 課題等
現時点で、NTDC に係る課題として下記が挙げられる。
1) 設備台帳の整備
送電線および主要変圧器の諸元ならびに運用開始・製造年及び短絡容量等を記載した台帳
が整備されていない。また、事故及び保守記録も整備されていない。このため、適切な設
備の更新計画が策定できない。
2) 最新情報に係る連絡体制の確保
新設送電線及び変圧器等の情報が一元的に管理されていないので、名称の統一およびデー
タ等の共有化が行われていない。
3) 基幹変電所における力率の適正化
力率はグリッドコードに記載されている 0.95 が維持されていない。このため、変電所の電
圧が適切に維持されておらず、送電損失の低減が適切に実施されていない。
4) 基幹変電所の監視制御の確立
SCADA が整備されていないので、適切な運用及びデータ管理が行われていない。
5) 220kV 送電線の統合
現在 220kV 送電線がひとつの区間で複数となっているところは 500kV とすることにより
電力損失の低減が図れるが、これらの検討が実施されていない
6) 新設火力発電所の位置
新設火力発電所の位置選定に当たり、電力需要中心からの距離について考慮されていない
ように見受けられる。
2-27
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
電力料金制度
2.5
電気料金表
2.5.1
下表に 2013 年 10 月に改定された電気料金表を示す。電気料金のカテゴリーは A～K まで 10
に分類されており、A-1 が家庭用の電気料金表である。家庭用電気料金は基本的に電力量料金
のみであり、また、政府からの補助金がある。
他方、商業用及び産業用は、基本料金と電力量料金からなり、いずれにも TOU（時間帯別料
金制）が採用されている。さらに、電気を消費しない場合の最低料金が決められている。
また、2013-14 年度の DISCOs および KE の平均電気料金はそれぞれ 10.35 Rs/kWh と 12.15
Rs/kWh であった。
表 2-23 電気料金表
Sr. No.
TARIFF CATEGORY/PARTICULARS
FIXED
CHARGES
RS/kW/M
VARIABLE
CHARGES
Rs/kWh
A-1 GENERAL SUPPLY TARIFF - RESIDENTIAL
a) For Sanctioned Load Less Than 5 kW
Up to 50 Units
i For Consumption exceeding 50 Units
-
ii 001-100 Units
-
iii 101-300 Units
-
GOVERNMENT SUBSIDY
FIXED
VARIABLE
CHARGES
CHARGES
RS/kW/M
Rs/kWh
4.00
-
2.00
11.00
-
-
101-200 Units
-
5.21
15.00 201-300 Units
-
6.89
-
2.91
iv 301-700 Units
-
17.00
-
1.00
v Above 700 Units
-
18.00
-
-
b) For Sanctioned Load 5kW & above
Peak Off-Peak
Time of Use
18.00
12.50
A-2 GENERAL SUPPLY TARIFF - COMMERCIAL
a) For Sanctioned Load Less Than 5 kW
18.00
b) For Sanctioned Load 5kW & above
16.00
Peak Off-Peak
Time of Use
400.00
18.00
12.50
B INDUSTRIAL SUPPLY TARIFF - COMMERCIAL
B1
Up to 25kW (at 400/230 Volts)
B2
exceeding 25-500kW (at 400 Volts)
400.00
Up to 25kW
B2(b)
Off-Peak
Peak
Off-Peak
Peak
Off-Peak
14.50
400.00
Time of Use
B1(b)
-
Peak
14.50
Peak
18.00
Off-Peak
12.50
exceeding 25-500kW (at 400 Volts)
400.00
18.00
12.30
B3
For All Loads up to 5000kW(at 11,33kV)
380.00
18.00
12.20
B4
For All Loads (at 66, 132kV)
360.00
18.00
12.10
C SINGLE-POINT SUPPLY FOR PURCHASE IN BULK
abridgement
D AGRICULTURE TARIFF
abridgement
E TEMPORARY SUPPLY TARIFFS
abridgement
F SEASONAL INDUSTRIAL SUPPLY TARIFF
abridgement
G PUBLIC LIGHTING
abridgement
H RESIDENTIAL COLONIES ATTACHED TO INDUSTRIAL PREMISES
abridgement
K SPECIAL CONTRACTS
abridgement
（出典：No. NEPRA/TRF-100/11280-11282 October 11, 2013 に基づき JICA 調査団作成）
2-28
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
2.5.2
NEPRA 決定料金(Determined Tariff)と GOP 告知料金 (Notified Tariff)
NEPRA は 1998 年に定められた料金標準および手続き規則に従い、経済性およびサービス品
質を考慮して電気料金を決定している。NEPRA Determined Tariff は DISCO ごとに設定されるも
のであるが、それとは別にパキスタン国政府によって GOP Notified Tariff が決められ、実際の料
金徴収に適用される。配電会社が料金申請を行った後、NEPRA で審査され、公聴会を経て料金
が決定される（NEPRA Determined Tariff）。
政府は配電会社 10 社の中で最も効率的な運用を行なっている１社の電気料金を参考にして告
知料金（GOP Notified Tariff）を設定している。この差が、TDS (Tariff Differential Subsidy) とな
る。
2007 年以来、配電会社に対して、差別料金体系（Differential Tariffs）が適用されてきたが、
最終需要家への実際の徴収は、差別料金体系ではなく、全国一律料金体系（Uniform Tariff）が
継続適用されている。配電会社は各社の規模、地理的条件、社会政治的背景、利用者の人口密
度と利用者構成、基幹施設と運転保守費、技術上および管理上の損失、管理能力などの差が大
きい。このため、配電会社ごとに異なる Tariff が課される。
TDS は図 2-15 にあるように、一定の間隔を持ったまま推移している。
（出典：Energy Sector Crisis Issues & Reforms Way Forward by SHAHID SATTAR Member (Energy)
Planning Commission May 23rd, 2013）
図 2-15 TDS の推移
2-29
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
2.6
各ドナーの電力エネルギーセクターへの支援状況
(1) 世界銀行（WB）
WB は、JICA および ADB と共に「電力セクター改革プログラムローン」を実施中で、2014
年 4 月に、“First Power Sector Reform Development Policy Credit” として、約 60 億ドルの支援を
表明した。また、タジキスタンにおける夏季の余剰電力をアフガニスタン経由でパキスタン国
に直流 500kV で送電する CASA-1000 を支援しており、この他にも送配電網整備及び送配電損失
の低減等で支援を行っている。
近年においては、民間による電力部門への投資促進等の支援も行っている。
(2) アジア開発銀行（ADB）
ADB は、JICA および WB と共に「電力セクター改革プログラムローン」を実施中である。
この他に送配電網の改修を始め、再生可能エネルギー等の支援を行っている。
(3) アメリカ国際開発庁（USAID）
USAID は、現状のエネルギー危機を乗り越えるための電力セクター改革の一環として電力配
電プログラム（PDP：Power Distribution Program）を 2010 年 9 月から 5 か年計画で実施している。
DISCOs のロスを削減することによる経営および財務体質改善を支援している。このプログラム
は MWP と NEPRA と協同し、規制の枠組みおよび電力セクターの管理改善に関しても取り組ん
でいる。
2-30
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Chapter 3
3.1
電力需要予測
前提条件
電力需要予測のための人口・GDP・外国為替・インフレ率・原油価格などの主要な前提条件
は以下の通りである。
3.1.1
人口の見通し
パキスタン国の過去の人口の伸び率は、2000 年から 2005 年の間が 2.2% /年、2005 年から 2010
年の間が 2.0% /年の伸びであった。今後の伸び率は、徐々に低下傾向にあるという前提で以下
のように設定する。
表 3-1 人口推移と伸び率見通し
人口
2005
Urban
Million
54
Rural
Million
103
Total
Million
157
伸び率
2005/00
Urban
%
2.2
Rural
%
2.2
Total
%
2.2
注意：人口は年度末
2010
63
110
174
2010/05
3.3
1.4
2.0
2015
73
119
191
2015/10
2.9
1.5
2.0
2020
81
128
209
2020/15
2.3
1.5
1.8
2025
90
136
227
2025/10
2.1
1.3
1.6
2030
100
144
244
2030/25
2.0
1.1
1.5
2035
109
151
261
2035/30
1.8
1.0
1.3
2040
119
158
277
2040/35
1.7
0.8
1.2
(出典: JICA 調査団)
全国の伸び率より DISCO 別の人口の推移を推定した結果は以下の表の通りである。これらの
予測は、National Institute of Population Studies が District 別に 2021 年度までを推定した人口予測
をもとに、DISCO 別に集計したものである。また、全国人口見通しと合計が一致するように
DISCO 別人口を調整している。
表 3-2
DISCO 別の人口推移見通し
（単位：1000 人）
LESCO
GEPCO
FESCO
IESCO
MEPCO
PESCO
HESCO
QESCO
TESCO
SEPCO
KE
Total
2005
17,300
15,400
18,800
8,700
28,300
18,200
11,500
6,700
7,600
13,200
11,500
157,200
2010
19,400
16,700
21,000
9,600
30,700
20,200
13,000
7,400
8,400
14,900
12,500
173,800
2015
21,500
17,900
23,400
10,400
33,000
21,900
14,800
8,200
9,200
16,800
13,400
190,500
2020
23,900
19,300
26,000
11,200
35,500
23,800
16,800
9,000
10,000
19,000
14,500
209,000
2025
26,000
20,900
28,300
12,100
38,400
25,800
18,400
9,800
10,800
20,700
15,600
226,800
2030
28,000
22,400
30,500
13,000
41,300
27,700
19,800
10,500
11,700
22,300
16,800
244,000
2035
29,900
24,000
32,500
13,900
44,100
29,600
21,100
11,200
12,400
23,800
18,000
260,500
2040
31,700
25,400
34,500
14,800
46,800
31,400
22,400
11,900
13,200
25,200
19,100
276,400
（出典: National Institute of Population Studies をベースに JICA 調査団作成）
3-1
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
図 3-1 DISCO エリア別人口増加の予測
3.1.2
経済見通し
(1) GDP 成長率の見通し
2000-01 年度から 2011-12 年度の 11 年間平均は 4.3% /年であった。また、Vision2025 では今後
の GDP 伸び率は、政治的な安定、エネルギー等の資源供給制限の削減、労働力の質の向上、海
外からの投資の増加（FDI）等により、8%に近い伸びが期待できるとしている。
今後の GDP の伸び率は以下の観点から表 3-3 ように設定した。
(a) 2015 年以降、政治的にも安定し Vision2025 の政策が実施されることが期待できる。
(b) パキスタン国の経済成長は、パキスタン国の関連機関や現地国際開発機関等では 5%~6%
／年と想定している。
(c) 今後はパキスタン政府のエネルギー政策（4.1.2 節参照）の実施に伴い、天然ガスの供給
問題も解消され、近隣諸国からの電力の輸入も可能となる。
(d) 今後は Vision2025 で設定している GDP 伸び率に近い成長が期待できる。
表 3-3
Fiscal Year
Nominal GDP
(billion Rs)
2011-12
2012-13
2013-14
2014-15
2015-16
2016-17
2017-18
2018-19
2019-20
2024-25
2029-30
2034-35
2039-40
20,100
21,800
23,700
25,700
27,600
29,900
32,300
34,900
37,800
55,900
82,700
122,400
181,100
GDP 伸び率の設定
Real GDP
at 2005-06 price
(billion Rs)
9,800
10,100
10,600
11,000
11,500
12,100
12,700
13,300
14,000
17,800
22,800
29,100
37,100
Nominal
GDP
G.R. (%)
9.9
8.6
8.4
8.5
7.6
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
Real GDP
G.R. (%)
4.0
3.6
4.1
4.3
4.5
5.0
5.0
5.0
5.0
5.0
5.0
5.0
5.0
（出典 : JICA 調査団）
3-2
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(2) 外国為替レートの見通し
外国為替の変動は国内の投資やインフレ率に影響されるが、現在の 1 ドル=約 100 パキスタン
ルピー（Rs）は、今後とも維持されるものとした。
(3) 原油価格の見通し
現在（2015 年 4 月）、ニューヨークの WTI (West Texas intermediate) 価格は 1 バーレル当たり
60 ドル前後で推移しているが、サウジアラビアなどの原油輸出国では、今後はドルの目減り（
ドル・インフレ）分は原油価格の上昇を期待するとしている。しかし、最近のシェールオイル
やガスの供給状況を考慮すると 2020 年までは、むしろ原油価格は現状維持か下降傾向の見通し
で、その後、原油価格は徐々に上昇するというのが専門家の見方である。そのため、以下の原
油価格を前提とした。
表 3-4
2014
WTI 価格の見通し
2015
90
60
原油価格(US$/bbl)
注-1：原油価格は 2014 年価格
注-2：Brent 原油は WTI とほぼ同じ価格である。
3.1.3
2020
70
2025
80
2030
85
2035
90
2040
95
経済シナリオの設定
経済シナリオとして、前述の GDP の見通しを Base ケースとして設定するほか、これまでの
政治的な不安定さが無くなり近隣諸国と取引が拡大することにより、パキスタン国の経済成長
が Base ケースよりも高いケースが考えられる。従って、2018-19 年度以降は GDP の伸び率 6.5%
が継続するケースを High ケースとして設定する。
表 3-5
Fiscal Year
2011-12
2012-13
2013-14
2014-15
2015-16
2016-17
2017-18
2018-19
2019-20
2024-25
2029-30
2034-35
2039-40
GDP の伸び率（High ケース）
Nominal GDP
(billion Rs)
20,100
21,800
23,700
25,800
27,900
30,300
33,100
36,300
39,800
63,200
100,400
159,400
253,200
Real GDP
at 2005-06 price
(billion Rs)
9,800
10,100
10,600
11,000
11,600
12,200
13,000
13,800
14,700
20,200
27,600
37,800
51,900
Nominal
GDP
G.R. (%)
9.9
8.6
8.7
8.7
8.2
8.7
9.2
9.7
9.7
9.7
9.7
9.7
9.7
Real GDP
G.R. (%)
4.0
3.6
4.3
4.5
5.0
5.5
6.0
6.5
6.5
6.5
6.5
6.5
6.5
（出典: JICA 調査団）
3-3
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
電力・エネルギー需要予測の方法
3.2
3.2.1
需要予測モデルの必要機能
今後の電力とエネルギー需要を予測するためには、これまでの電力とエネルギー需要の推移
ならびに現況を分析し構造的要因を把握する必要がある。そのため、社会経済活動と電力とエ
ネルギー需要構造の現状を分析し、電力需要予測モデル構造を設計する。なお、今回使用する
電力需要予測モデルは、以下の機能を有する。
 社会経済の変化とリンクできること
 エネルギー価格動向などの影響を考慮できること
 セクター別（農業、工業、商業、交通、公共、家庭）の電力需要が分析できること
 地域別の電力需要が予測できること
 電力消費の国際比較ができること
3.2.2
需要予測モデルの構造
需要予測は、セクターごとに電力エネルギー需要を求め、その後、電力消費量・電力用エネ
ルギー消費量、一次エネルギー需要を求める。需要予測フローは、以下の図の通りである。
•
•
•
＜社会経済見通し＞
人口の推定
GDP の見通し、セクター別活動
国際エネルギー価格
•
•
•
•
•
＜電力需要予測＞
電力量需要予測
年負荷率見通し
ピーク電力需要予測
•
•
＜エネルギー見通し＞
エネルギー政策、電化計画
エネルギー原単位、エネルギー転換、エネル
ギー効率、価格弾性値
•
•
•
＜エネルギー需給予測＞
最終エネルギー需要
一次エネルギー供給
石油、ガス、石炭バランス
DISCO 別電力需要とピーク需要予測
地域別（北部・南部・Karachi）電力需要とピーク需要予測
•
•
一人当たり電力消費量国際比較
GDP あたり電力消費量国際比較
図 3-2
電力需要予測フロー
電力需要予測フローに従い、電力需要予測モデルを構築することになるが、エネルギーフロー
としては IEA 定義のエネルギー需給フロー、予測手法としては計量経済モデル、モデル開発ソ
フトとしては MS-EXCEL をベースとした Add-In ソフト「Simple. E」を使う。
エネルギー・電力需要予測モデルの概要は以下の通りである。
3-4
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
経済ブロック
エネルギー需要ブロック
(1) 社会経済指標
- 人口
- GDP
- 価格と外国為替
(1) セクター別最終エネルギー需要
- 農業
- 工業
- 交通
- 商業
- 政府
- 家庭
(2) セクター別電力需要
- 農業
- 工業
- 交通
- 商業
- 政府
- 家庭 (3) エネルギー別最終需要
- 石炭
- 天然ガス
- LPG
- 石油製品
- 電力
- 再生可能エネルギー
(4) 発電量
- 水力
- 石炭、石油、ガス火力
- 再生可能エネルギー
(5) 電力部門のエネルギー消費
- 石炭 - ガス - 石油 - その他
(6) 国内エネルギー消費
- 最終エネルギー - 一次エネルギー
(7) 地域別需要
- 電力量需要
- 最大電力需要
(2) エネルギー先の活動と政策
- 農業部門の活動
- 工業活動
- 商業部門活動
(3) エネルギー価格
- 原油価格
- 電気料金
- 石油製品価格
(4) 諸前提値
- 電力化率
- エネルギー転換
(5) 発電計画
- 水力
- 石油・ガス・石炭火力
- 再生可能エネルギー
図 3-3
3.2.3
電力・エネルギー需要予測モデルの構成
電力・エネルギー需要予測の手順
予測式は、各セクターの GDP に対するエネルギー消費原単位（家庭部門は人口当たりエネル
ギー消費量）を過去の推移から将来を推定し、以下の「手順」で将来を予測する。
① セクター別全エネルギー消費（A(i)）
＝ 全エネルギー消費原単位(i)×セクター別 GDP(i)（家庭部門は人口）
ここで A(i) A1:農業、A2: 工業、 A3:交通、 A4:商業、A5:政府、A6:家庭
全エネルギー消費原単位(i)の定義：エネルギー消費(i)/セクターGDP(i)
将来は自己相関予測 ただし、家庭部門原単位の定義：家庭のエネルギー消費/人口
② セクター別電力量需要（B(i)）
＝全エネルギー消費（Ai）×電力化率(i）×電力料金の影響(i）×省エネ効果(i）
ここで B(i) B1: 農業、B2: 工業、 B3: 交通、 B4: 商業、B5: 政府、B6: 家庭
電力化率(i)の定義：電力消費(ktoe)/当該セクターの全エネルギー消費
将来値は、自己相関予測 ただし、先進国の事例よりセクターごとに上限を設定。
また、電力料金の弾性値と電力消費の省エネ効果は、ここで設定される。
③ セクター別燃料需要（C(i)）
＝[全エネルギー消費（Ai）―電力需要（Bi）]×燃料価格の影響(i）×省エネ効果(i）
ここで C(i) C1: 農業、C2: 工業、 C3: 交通、 C4: 商業、C5: 政府、C6: 家庭
セクターごとのエネルギー消費から電力消費分を控除した量を燃料需要と設定
また、エネルギー価格の弾性値と燃料消費の省エネ効果は、ここで設定される。
3-5
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
④ 全セクターの電力量需要（D）
＝農業（B1）＋工業（B2）＋交通（B3）＋商業（B4）＋政府（B5）＋家庭（B6）
全セクターの電力量需要は販売電力量であり、発電電力量（送電端）ではない。これに 送
配電ロスを加えることでは発電電力量（送電端）となる。
⑤ 全セクターの燃料需要（E）
＝農業(C1)＋工業(C2)＋交通（C3）+商業（C4）＋政府（C5）＋家庭（C6）
全セクター燃料とは、最終的に消費する部門（ここでいうセクター）で消費されるエネル
ギーである。一般的には、天然ガス・石油製品・石炭・石炭製品・薪炭などを指す。
⑥ 発電電力量（送電端）需要（F）
＝全セクターの電力量需要（D）＋送配電ロス
⑦ 年間最大（ピーク）電力需要（G）
＝発電電力量（送電端）需要（F） / 24 時間 / 365 日/ 年負荷率
「発電電力量（送電端）需要（F）/ 24 時間 / 365 日」で、年間平均電力（MW）が計算さ
れる。負荷率の定義は、「平均電力 / 最大電力」であるので、年間最大電力需要は、「年
平均電力（MW）/ 年負荷率」で求められる。
3.3
3.3.1
電力量需要予測に関する前提条件
計算電力量需要
電力量需要は実際の販売電力量（Recorded sales energy）に対して輪番停電（Load shedding）を
加算した計算電力量需要（Computed sales energy demand）としている。本電力需要予測とは計算
電力量を予測する。
以下の表に販売電力量（除く T/D ロス）実績を示す。
表 3-6 販売電力量（Recorded sales energy）
PESCO
TESCO
IESCO
GEPCO
LESCO
FESCO
MEPCO
SEPCO
HESCO
QESCO
DISCOs
KE
Total
2005
5,221
2,514
6,437
5,279
11,832
7,122
7,849
2006
6,105
2,150
6,270
5,827
13,090
7,890
8,941
2007
6,440
2,019
7,065
6,110
13,947
8,600
9,571
2008
6,406
1,817
7,232
6,077
13,766
8,578
9,388
2009
5,900
1,660
7,197
5,957
13,168
8,089
9,051
2010
6,503
1,756
7,572
6,220
13,881
8,317
9,916
4,006
3,490
53,750
8,416
62,166
4,446
3,829
58,548
9,059
67,607
4,843
3,965
62,560
9,367
71,927
5,105
4,089
62,458
10,052
72,510
5,128
4,110
60,260
9,396
69,656
5,396
4,099
63,660
9,905
73,565
2011
6,977
1,735
7,674
6,439
14,741
8,596
10,189
2,478
3,336
4,048
66,213
10,071
76,284
2012
7,062
1,466
7,534
6,178
14,467
8,580
10,218
2,666
3,381
4,086
65,638
10,276
75,914
単位：GWh
2013
2014
7,162
7,471
1,295
1,366
7,764
8,192
5,920
6,828
14,285
15,948
8,586
9,682
9,913
11,437
2,726
2,702
3,524
3,685
3,812
3,744
64,987
71,055
10,942
11,453
75,929
82,508
(出典：Power System Statistics 38th and 39th)
3-6
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
3.3.2
電力化率
電力化率とは各種消費エネルギーに占める電力の割合をいう。国単位で電力化率をみると以
下の表のとおりである。電力化率は工業・商業サービス・政府・交通・家庭などのセクター別
に定義することができ、多くの場合電力化率は年々上昇傾向にある。また、工業部門や交通部
門などでは化石燃料の消費が多いため電力化率は低く、政府・商業サービスなどは事務所・病
院・学校といった建屋に関した需要が多いため電力化率は高い。
表 3-7 各国と地域の実績電力化率
(単位：%)
1980
1990
2000
2009
USA
13.3
17.5
19.5
21.4
Japan
19.0
21.5
23.5
25.6
Africa (Average)
14.9
17.7
19.9
20.8
Asia (Average)
11.7
14.0
18.4
21.7
注意：電力化率(%)＝ 当該国の電力消費（toe）/ 最終エネルギー消費（toe）
(出典 : “Energy and Economic Statistics Abstract 2012” 日本エネルギー経済研究所)
今回は過去の実績に基づく自己相関から各セクターの電力化率は以下の通り上昇すると推定
した。なお、政府部門はほとんどが電力消費であり、逆に交通部門は電力消費がほとんどない
ので、双方とも電力化率は設定しない。
表 3-8 部門別電力化率見通し
Base case
Sector
Industry
Commercial
Residential
2014
18.1
38.1
12.6
2020
20.8
39.0
14.6
2025
23.0
40.0
17.1
2030
25.4
41.0
20.2
2035
26.7
42.1
23.8
2040
28.0
43.1
28.2
High case
Sector
Industry
Commercial
Residential
2014
18.1
38.1
12.6
2020
21.8
40.0
15.6
2025
24.0
41.0
18.1
2030
26.4
42.0
21.2
2035
27.7
43.1
24.8
2040
29.0
44.1
29.2
（単位：%）
(出典：JICA 調査団)
3.3.3
その他の前提条件
その他の前提条件は以下の通りとする。
① 他の国の例では省エネルギー政策は、20 年間で 20%程度の最終エネルギー消費や一次
エネルギーの減少をもたらすが、今回は特段の省エネ対策は織り込まない。
② エネルギー価格や電力料金の上昇はエネルギーや電力需要の低下につながるが、電力不
足が続いている国では、電気を必要とする需要家は料金が多少上がっても自家発電より
も安ければ、系統から購入すると思われ、ほとんど需要の伸びに影響を与えないと考え
る。このため、本予測では「‐0.1」という小さな弾性値を設定する。
③ 送電 kWh ロス率は NTDC の目標として 2017 年までに 3％から 2.5%に低減することと
している。また配電 kWh ロスは他途上国の例を勘案し、10%以下まで徐々に減少する
ものとする。従って、過去のトレンドを考慮し、DISCOs の T/D ロス率は 2013-14 年
度の実績値 20.7%（表 2-7 参照）から、年 0.5%ずつ減少し、2030-31 年度以降は 12.5％
とする。同様に KE の T/D ロス率は 2013-14 年度の実績値 28.4%（表 2-9 参照）から、
3-7
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
年 1.0%ずつ減少し、2029-30 年度以降は 12.5％とする。
④ 工業団地等の大口需要家における自家発電設備による発電電力量（計算販売電力量の
10%）については、将来的には系統から受電すると考えられることから、潜在電力量需
要の一部として加算する。
3.4
3.4.1
電力需要予測
Base ケースの電力需要見通し
(1) セクター別電力量需要見通し(Base case)
Base ケースにおけるセクター別送電端電力量需要（含む T/D ロス）は、以下の表の通りであ
る。2014-15 年度から 2039-40 年度の平均 GDP 伸び率 5.0 % /年に対して販売電力量の平均伸び
率は 5.8% /年となる（平均弾性値 1.16）。また、発電電力量（送電端）は T/D ロス率の減少に
伴い、2015 年度から 2040 年度の平均伸び率は 5.3 % /年と予想される。
表 3-9
Power demand Total
by Sector
Agriculture.Fishery
Industry
Commercial & Services
Public Government
Public Street light
Residentials
T/D loss
Share
Total
Agriculture.Fishery
Industry
Commercial & Services
Public Government
Public Street light
Residentials
T/D loss
セクター別電力量需要見通し（Base case）
Unit
GWh
GWh
GWh
GWh
GWh
GWh
GWh
GWh
S%
S%
S%
S%
S%
S%
S%
S%
2010
126,945
12,800
33,900
8,700
87
458
44,500
26,500
100.0
10.1
26.7
6.9
0.1
0.4
35.1
20.9
2015
161,411
16,200
48,900
10,900
76
534
58,500
26,300
100.0
10.0
30.3
6.8
0.0
0.3
36.2
16.3
2020
222,579
21,500
80,500
16,600
97
682
72,500
30,700
100.0
9.7
36.2
7.5
0.0
0.3
32.6
13.8
2025
299,395
25,500
121,500
23,900
124
871
90,100
37,400
100.0
8.5
40.6
8.0
0.0
0.3
30.1
12.5
2030
397,969
28,900
174,900
33,100
158
1,111
110,100
49,700
100.0
7.3
43.9
8.3
0.0
0.3
27.7
12.5
2035
511,920
32,300
235,600
45,000
202
1,418
133,400
64,000
100.0
6.3
46.0
8.8
0.0
0.3
26.1
12.5
2040
656,868
35,800
315,700
60,600
258
1,810
160,600
82,100
100.0
5.5
48.1
9.2
0.0
0.3
24.4
12.5
注意: 電力消費量は、送電端電力量と自家発電電力量である。
（出典：JICA 調査団）
表 3-10
Total
Agriculture.Fishery
Industry
Commercial & Services
Public Government
Public Street light
Residentials
T/D loss
セクター別電力量需要伸び率（Base case）
2015/10
4.9
4.8
7.6
4.6
-2.6
3.1
5.6
-0.2
2020/15
6.6
5.8
10.5
8.8
5.0
5.0
4.4
3.1
2025/20
6.1
3.5
8.6
7.6
5.0
5.0
4.4
4.0
2030/25
5.9
2.5
7.6
6.7
5.0
5.0
4.1
5.9
2035/30
5.2
2.2
6.1
6.3
5.0
5.0
3.9
5.2
2040/35
5.1
2.1
6.0
6.1
5.0
5.0
3.8
5.1
(単位：%)
2035/15
5.8
3.2
7.7
7.1
5.0
5.0
4.1
4.7
（出典：JICA 調査団）
3-8
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
図 3-4
セクター別電力量需要見通し（Base case）
(2) 地域別電力量需要実績の推定
本調査ではパキスタン国の地理的条件（南北に長い）ならびに一次エネルギーの偏在を考慮
し、NTDC 系統を北部系統と南部系統、それにカラチ系統（KE）の 3 系統に分割した。
北部系統は PESCO, TESCO, IESCO, GEPCO, LESCO, FESCO の 6 DISCOs から構成され、南部
系統は MEPCO, SEPCO, HESCO, QESCO の 4 DISCOs 構成されるものとした。
過去の地域別計算電力量需要を 2014 年(1 月～12 月) 毎時間の DISCO 毎の計算電力需要実績
を用いて推計した結果を下表に示す。
表 3-11 地域別電力量需要（過去 5 年間実績）
System
North
South
Karachi
Computed energy demand
T/D loss rate
Sales energy
Self-generation
Sales energy demand
Generated energy demand
Computed energy demand
T/D loss rate
Sales energy
Self-generation
Sales energy demand
Generated energy demand
Computed energy demand
T/D loss rate
Sales energy
Self-generation
Sales energy demand
Generated energy demand
Total Generated Energy Demand
Unit
GWh
%
GWh
GWh
GWh
GWh
GWh
%
GWh
GWh
GWh
GWh
GWh
%
GWh
GWh
GWh
GWh
2009-10
63,513
2010-11
68,520
2011-12
69,636
2012-13
70,292
2013-14
72,298
24.1
48,232
4,823
53,055
69,864
35,131
22.3
53,256
5,326
58,581
75,373
37,900
22.0
54,348
5,435
59,782
76,600
38,518
21.6
55,139
5,514
60,653
77,322
38,881
20.7
57,330
5,733
63,063
79,528
39,990
24.1
26,678
2,668
29,346
38,644
15,806
22.3
29,457
2,946
32,403
41,691
15,431
22.0
30,061
3,006
33,067
42,370
15,259
21.6
30,499
3,050
33,549
42,769
15,823
20.7
31,711
3,171
34,882
43,989
15,991
37.3
9,905
991
10,896
17,387
34.7
10,071
1,007
11,078
16,974
32.6
10,277
1,028
11,305
16,785
30.8
10,942
1,094
12,036
17,405
28.4
11,453
1,145
12,598
17,590
GWh
125,895
134,037
135,755
137,496
141,107
（出典：JICA 調査団作成）
3-9
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(3) 地域別電力量需要予測（Base ケース）
(2) の地域別販売電力量実績に (1) のセクター別電力量需要伸び率を乗じることにより、販
売電力量の想定を行い、さらに T/D ロスを加算することにより、発電電力量（送電端）需要を
想定した。その結果を表 3-12 と図 3-5 に示す。20 年後の 2034-2035 年度には発電電力量需要は
425TWh と 2013-14FY の約 3 倍に達すると想定される。
表 3-12 地域別の発電電力量（送電端）需要想定（Base case）
NTDC T/D loss rate
KE T/D loss rate
North
System South
Karachi
Total
Unit
%
%
GWh
GWh
GWh
GWh
2014
20.7
28.4
79,528
43,989
17,590
141,107
2015
2020
20.2
27.4
17.7
22.4
84,261
46,219
18,461
148,942
113,841
60,448
23,767
198,056
2025
15.2
17.4
148,823
79,090
29,651
257,565
2030
12.7
12.5
192,208
102,888
36,334
331,430
2035
12.5
12.5
247,172
132,491
45,747
425,411
2040
12.5
12.5
317,811
170,382
57,588
545,780
図 3-5 地域別の発電電力量（送電端）需要想定（Base case）
(4) 地域別最大電力需要予測（Base ケース）
(3)の地域別発電電力量（送電端）需要予測を基に負荷率で除すことにより、最大電力を想定
した。なお、負荷率の予測に当たっては、過去の日負荷曲線の変化のトレンドから想定するの
が一般的である。しかし、表 3-13 に示す地域別最大電力需要実績（Self-generation は含まない）
ならびに年負荷率の実績の推計結果に示すようにパキスタン国では、日負荷曲線のトレンドを
追うことは難しいことから、至近年の年負荷率が将来的にも続くものとした。その理由として
は、将来、工業部門の需要が伸びることにより、年負荷率は上昇するが、一方、エアコンの普
及に伴い、季節間の最大電力需要の差が大きくなることから、負荷率は低下することが予想さ
れ、相殺されると考えられる。
以上の発電電力量需要予測と年負荷率から地域別最大電力需要を想定した結果を表 3-14 なら
びに図 3-6 に示す。20 年後の 2034-2035 年度には最大電力需要は 80GW と 2013-14 年度の約 3
倍に達すると想定される。
3-10
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 3-13 地域別の最大電力ならびに年負荷率の実績推計
System
North
South
Karachi
Generated energy demand
Load Factor
Maximum demand
Generated energy demand
Load Factor
Maximum demand
Generated energy demand
Load Factor
Maximum demand
Total Maximum Demand 1)
Unit
GWh
%
MW
GWh
%
MW
GWh
%
MW
2009-10
65,820
58.8
12,333
36,407
67.1
5,977
14,963
2010-11
71,632
60.5
12,922
39,621
68.9
6,276
14,926
2011-12
72,908
59.4
13,378
40,327
67.4
6,519
14,996
2012-13
73,728
60.1
13,346
40,781
66.0
6,720
15,749
2013-14
76,119
57.4
14,389
42,103
61.1
7,470
16,174
70.4
2,562
68.7
2,565
67.1
2,596
65.0
2,778
62.3
2,929
MW
20,285
21,150
21,859
22,201
24,031
注 1）: 北部と南部の不等時率は 1.01、NTDC と KE の不等時率は 1.02 として計算している。
表 3-14 地域別の最大電力需要想定（Base case）
Region
Unit
2014
2015
2020
2025
2030
2035
2040
Generated Energy
North Load Factor
Maximum Demand
Generated Energy
South Load Factor
Maximum Demand
Generated Energy
Karachi Load Factor
Maximum Demand
Total Maximum Demand 1)
GWh
%
MW
GWh
%
MW
GWh
%
MW
MW
79,528
57.4
15,828
43,989
61.1
8,217
17,590
62.3
3,222
26,499
84,261
57.5
16,728
46,219
61.0
8,649
18,461
62.0
3,399
27,966
113,841
57.5
22,601
60,448
61.0
11,312
23,767
62.0
4,376
37,209
148,823
57.5
29,546
79,090
61.0
14,801
29,651
62.0
5,459
48,399
192,208
57.5
38,159
102,888
61.0
19,254
36,334
62.0
6,690
62,289
247,172
57.5
49,071
132,491
61.0
24,794
45,747
62.0
8,423
79,958
317,811
57.5
63,095
170,382
61.0
31,885
57,588
62.0
10,603
102,591
注 1）: 北部と南部の不等時率は 1.01、NTDC と KE の不等時率は 1.02 として計算している。
図 3-6 地域別の最大電力需要想定（Base case）
3-11
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
3.4.2
High ケースの電力需要想定
(1) セクター別電力量需要見通し(High case)
High ケースにおけるセクター別送電端電力量需要（含む T/D ロス）は、以下の表の通りであ
る。2015 年度から 2040 年度の GDP 伸び率 6.5% /年に対して、この間の電力量需要の伸び率は
7.0%と想定した (弾性値:1.11)。また、発電電力量（送電端）は T/D ロス率の減少に伴い、2014-15
年度から 2039-40 年度の平均伸び率は 6.6 % /年と予想される。
表 3-15 セクター別電力量需要見通し（High case）
Power demand
by Sector
Share
Total
Agriculture.Fishery
Industry
Unit
GWh
GWh
GWh
2014
152,282
15,200
44,400
2015
162,311
16,200
49,000
2020
238,979
22,000
88,400
2025
343,495
26,800
142,500
2030
485,669
31,200
216,700
Commercial & Services
Public Government
Public Street light
Residentials
T/D loss
Total
Agriculture.Fishery
Industry
Commercial & Services
Public Government
Public Street light
Residentials
T/D loss
GWh
GWh
GWh
GWh
GWh
S%
S%
S%
S%
S%
S%
S%
S%
10,100
73
509
56,400
25,600
100.0
10.0
29.2
6.6
0.0
0.3
37.0
16.8
11,100
76
534
58,900
26,500
100.0
10.0
30.2
6.8
0.0
0.3
36.3
16.3
18,100
97
682
76,700
33,000
100.0
9.2
37.0
7.6
0.0
0.3
32.1
13.8
28,300
124
871
102,000
42,900
100.0
7.8
41.5
8.2
0.0
0.3
29.7
12.5
42,400
158
1,111
133,400
60,700
100.0
6.4
44.6
8.7
0.0
0.2
27.5
12.5
(単位：GWh)
2035
656,920
35,600
311,500
2040
890,168
40,500
445,300
62,200
202
1,418
163,900
82,100
100.0
5.4
47.4
9.5
0.0
0.2
24.9
12.5
90,100
258
1,810
200,900
111,300
100.0
4.5
50.0
10.1
0.0
0.2
22.6
12.5
表 3-16 セクター別電力量需要伸び率（High case）
2015/10
Total
Agriculture.Fishery
Industry
Commercial & Services
Public Government
Public Street light
Residentials
T/D loss
2020/15
2025/20
2030/25
2035/30
2040/35
(単位：%)
2040/15
5.0
4.8
7.6
8.0
6.3
12.5
7.5
4.0
10.0
7.2
3.1
8.7
6.2
2.7
7.5
6.3
2.6
7.4
7.0
3.7
9.2
5.0
-2.6
3.1
5.8
0.0
10.3
5.0
5.0
5.4
4.5
9.4
5.0
5.0
5.9
5.4
8.4
5.0
5.0
5.5
7.2
8.0
5.0
5.0
4.2
6.2
7.7
5.0
5.0
4.2
6.3
8.7
5.0
5.0
5.0
5.9
図 3-7 セクター別電力量需要推移（High case）
3-12
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(2) 地域別発電電力量（送電端）需要想定（High case）
Base ケースと同様に 3.4.1 節 (2)項の地域別販売電力量実績に(1)のセクター別電力量需要伸び
率を乗じることにより、販売電力量の想定を行い、さらに T/D ロスを加算することにより、発
電電力量（送電端）需要を想定した。20 年後の 2034-2035 年度には発電電力量需要は 544TWh
と 2013-14FY の約 4 倍に達すると想定される。
表 3-17 地域別の発電電力量（送電端）需要想定（High case）
NTDC T/D loss rate
KE T/D loss rate
North
System South
Karachi
Total
Unit
%
%
GWh
GWh
GWh
GWh
2014
20.7
28.4
79,528
43,989
17,590
141,107
2015
2020
20.2
27.4
17.7
22.4
84,494
46,347
18,512
149,353
121,902
64,727
25,450
212,080
2025
15.2
17.4
170,295
90,501
33,929
294,724
2030
12.7
12.5
233,922
125,217
44,220
403,359
2035
12.5
12.5
316,356
169,574
58,553
544,483
2040
12.5
12.5
429,558
230,290
77,838
737,686
図 3-8 地域別の発電電力量（送電端）需要想定（High case）
(3) 地域別最大電力需要予測（High ケース）
Base ケースと同様に発電電力量需要予測と年負荷率から地域別最大電力需要を想定した結
果を表 3-18 ならびに図 3-9 に示す。 20 年後の 2034-2035 年度には最大電力需要は 102GW と
2013-14FY の約 4 倍に達すると想定される。
3-13
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 3-18 地域別の最大電力需要想定（High case）
Region
Unit
2014
2015
2020
2025
2030
2035
2040
Generated Energy
Load Factor
Maximum Demand
Generated Energy
South Load Factor
Maximum Demand
Generated Energy
Karachi Load Factor
Maximum Demand
Total Maximum Demand 1)
GWh
%
MW
GWh
%
MW
GWh
%
MW
MW
79,528
57.4
15,828
43,989
61.1
8,217
17,590
62.3
3,222
26,499
84,494
57.5
16,775
46,347
61.0
8,673
18,512
62.0
3,409
28,044
121,902
57.5
24,201
64,727
61.0
12,113
25,450
62.0
4,686
39,844
170,295
57.5
33,809
90,501
61.0
16,936
33,929
62.0
6,247
55,382
233,922
57.5
46,441
125,217
61.0
23,433
44,220
62.0
8,142
75,808
316,356
57.5
62,806
169,574
61.0
31,734
58,553
62.0
10,781
102,338
429,558
57.5
85,281
230,290
61.0
43,096
77,838
62.0
14,332
138,664
North
注 1）: 北部と南部の不等時率は 1.01、NTDC と KE の不等時率は 1.02 として計算している。
図 3-9 地域別の最大電力需要想定（Base case）
3.5
3.5.1
日負荷曲線予測
予測方法
各 DISCOs の毎時間の電力需要実績を基に、北部系統、南部系統および KE 系統の各月の最大
電力日、平日、休日の日負荷曲線を分析整理する。なお、入手できたデータは DISCOs の 2014
年 1 月～12 月 1 年間分のみである。
日負荷曲線の予測は発電電力量（送電端）需要想定値ならびに年負荷率想定値を基に、上記
日負荷曲線の実績カーブと相似形と仮定して想定する。
3.5.2
地域別日負荷曲線実績
2014 年各月の地域別の最大電力日（3 日平均）、平日、休日の日負荷曲線は下図のとおりで
ある。NTDC 系統は夏（5 月～9 月）冬（11 月～3 月）で大きく日負荷曲線が異なるが、KE 系
統は冬季（12 月～3 月）以外は高需要の日負荷曲線となっており、エアコンの電力需要大きい
ことを示しているものと考えられる。
3-14
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
North System
South System
KE System
図 3-10 地域別最大電力需要日（3 日平均）の日負荷曲線
North System
South System
KE System
図 3-11 地域別平日の日負荷曲線
3-15
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
North System
South System
KE System
図 3-12 地域別休日の日負荷曲線
3.5.3
日負荷曲線予測結果
Base ケースにおける 2035 年の地域別の最大電力日（3 日平均）の日負荷曲線予測結果は下図
のとおりである。
North System
South System
3-16
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
KE System
図 3-13 地域別最大電力需要日（3 日平均）の日負荷曲線の予測 (2035 年 Base)
3-17
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Chapter 4
一次エネルギー
エネルギーの現状と政策
4.1
4.1.1
現状のエネルギーの需給状況
パキスタン国の化石燃料消費量の 50%以上が天然ガスである。最終エネルギー需要では、民
生（家庭と商業）・工業・交通部門でそのほとんどが使用されている。
表 4-1 化石一次エネルギーの需給状況 (2012-13 年度)
Items
Energy Supply
Transformation
Demand
as Reference
Natural gas
Production
Import
Export
Stocks
Net Supply total
Gas processing
Oil Refinery
Power Station
Power T/D losses
Own use
Non energy use
Statistic error
Transformation total
Domestic
Commercial
Industry
Agriculture
Transportation
Other & Government
Demand total
Brick
Cement
Fertilizer
Steel mill
General industry
31,152
-8
31,144
-2,595
Imort Oil
products
Crude oil
3,735
7,652
10,624
-1,038
63
9,650
-44
11,343
-10,987
-7,084
-972
-217
-2,755
-13,622
6,831
952
7,393
LPG
(Unit: 1000toe)
Coal
236
74
1,422
2,441
0
310
3,863
10,025
-7,561
227
-159
-29
288
2,593
101
26
224
246
204
-28
-174
-356
-11,343
1,384
33
10,368
333
12,220
2,345
17,522
0
14
728
230
6,422
-202
3,661
79
528
3,661
1,206
2,455
1,384
Note : Natural gas includes non- associate gas and associate gas
Fossil Total
36,546
20,791
-1,038
11
56,309
-2,595
-736
-14,674
-972
-405
-2,929
-41
-22,351
7,178
1,156
12,439
33
12,713
412
33,931
1,206
2,469
728
1,614
6,422
(出典 : Pakistan Energy Statistics 2013)
電力向け化石燃料としては、ガスと石油がほぼ半々で、過去 5 年間の実績では、石油は年平
均 1.8%増加しているのに対してガスは年平均 3.6%減少している。
Items
Energy
Energy as
Gas
Oil equivalence Oil
Coal
Total
Contribution
Gas
Oil
Coal
Total
Energy as
Gas
usual unit
Oil
Coal
表 4-2
電力向け一次エネルギー消費実績
Unit
2007-08
2008-09
2009-10
2010-11
2011-12
2012-13
AGR(%)
8,491
6,910
73
15,474
54.9
44.7
0.5
100.0
1,163
7,274
182
7,830
7,384
50
15,264
51.3
48.4
0.3
100.0
1,073
7,773
126
7,107
8,602
56
15,765
45.1
54.6
0.4
100.0
974
9,055
140
6,494
7,933
43
14,470
44.9
54.8
0.3
100.0
890
8,350
108
6,733
7,410
47
14,190
47.4
52.2
0.3
100.0
922
7,800
117
7,084
7,561
28
14,673
48.3
51.5
0.2
100.0
970
7,959
71
-3.6
1.8
-17.2
-1.1
-2.5
2.9
-16.3
0.0
-3.6
1.8
-17.2
1000 toe
1000 toe
1000 toe
1000 toe
%
%
%
%
million cfd
1000 ton
1000 ton
（出典 : Pakistan Energy Statistics 2013）
4-1
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
4.1.2
エネルギー政策
ISGS の調べでは、2012 年度（2011-2012 年度）時点での天然ガスの需要量は 2,000 Bcfa であ
るが、当年の生産量は約 1500 Bcfa であったので 500 Bcfa の不足となる。また、電力部門への天
然ガスの不足を推定すると、2012 年度の電力部門の消費量は 360 Bcfa であり、電力の需要（潜
在を含む）に対し実際の電力供給量は 30％ほど少ないことからと言われているので、必要な電
力向けガスの量は 470B cfa になる。その差である 110 Bcfa が不足と推定される。これらの電力
部門へのガス不足の原因は、以下のとおりである。
① 一次エネルギーの 50%ほどを天然ガスに依存しているが、近年では天然ガスの生産量が減
少傾向にある。
② 経済の成長とともに家庭部門、商業、交通部門の需要が伸びていて、発電部門や工業部門
に適切にガスが供給されない。
このようなパキスタンの天然ガスを中心とする電力部門の燃料不足に対してパキスタン政府
は以下の戦略を考えている。






近隣諸国からの天然ガスの輸入
LNG の輸入
既設の水力発電所の能力向上を目的とした投資
再生可能エネルギーの促進
近隣諸国からの電力の輸入
省エネルギー
これに対応して MPNR としては、国産ガスの生産増加が期待できないことを踏まえ以下の対
策を講じている





国内天然ガスの開発（Onshore と Offshore）
パイプランによる天然ガスの輸入
LNG による天然ガスの輸入
天然ガスを含むエネルギー消費の効率化とロスの低減
輸入石炭および国内炭田の開発
4-2
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
一次エネルギーの現状と開発計画
4.2
4.2.1
エネルギー設備の現況
2012 年度末におけるエネルギーインフラの整備状況は下図に示すとおりである。
（出典：PPIS (Pakistan Petroleum Information Service)）
図 4-1
エネルギーインフラの現状
4-3
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
4.2.2
天然ガス
(1) 天然ガス埋蔵量
ガス田からの天然ガスおよび随伴ガスの埋蔵量は以下のとおりである。ガス田からのガスは
すでにピークを過ぎて、新しいガス田が発見されない限り、今後は減少傾向にある。
表 4-3 天然ガス埋蔵量（2013-14 年度時点）
Type
Non-associated Gas
Associated Gas
Total
Original
Recoverable
55.6
1100.0
1.5
38.9
57.1
1138.9
Unit
Tcf
million Toe
Tcf
million Toe
Tcf
million Toe
Cumulative
Production
30.9
661.7
1.1
32.2
32.0
693.9
Balance
Heating Value
Recoverable
24.7
826 Btu/cf
439.1
0.4
6.8
25.1
445.9
（出典：DGPC）
(2) 天然ガスの生産
非随伴ガスと随伴ガスがあるが、非随伴ガスは 2007-08 年度から 2012-13 年度の過去 5 年間は
横ばいであり、随伴ガスは減少傾向にある。ただ全体に占める随伴ガスの比率は小さく、その
ほとんどは非随伴ガスで、
過去 5 年間の平均伸び率は 0.9% /年で全体の伸び率も 0.7% /年である。
表 4-4
Type
Province
天然ガス生産量
2007-08
(単位：bcfa)
2008-09
2009-10
2010-11
2011-12
2012-13
AGR(%)
Non-associated Gas
Balochistan
319.6
305.4
288.4
280.1
295.8
276.6
-2.8
KPK
26.7
28.7
72.2
122.6
132.8
123.6
35.9
Punjab
58.4
66.7
60.3
61.9
68.3
59.9
0.5
Sindh
1014.2
1032.2
1034.7
988.3
1044.5
1027.4
0.3
Total
1418.9
1433.0
1455.6
1452.9
1541.4
1487.5
0.9
Associated Gas
Balochistan
KPK
3.0
2.7
2.8
2.6
2.8
2.6
-2.8
Punjab
13.4
9.6
9.2
7.4
7.5
9.3
-7.0
Sindh
18.9
15.5
15.3
8.6
7.2
6.4
-19.5
Total
35.3
27.8
27.3
18.6
17.5
18.3
-12.3
Total
Balochistan
319.6
305.4
288.4
280.1
295.8
276.6
-2.8
KPK
29.7
31.4
75.0
125.2
135.6
126.2
33.6
Punjab
71.8
76.3
69.5
69.3
75.8
69.2
-0.7
Sindh
1033.1
1047.7
1050.0
996.9
1051.7
1033.8
0.0
Total
1454.2
1460.8
1482.9
1471.5
1558.9
1505.8
0.7
（注意）非随伴ガス：通常、「ガス田」とは炭化水素が地下でもガス状で存在する場合をいう。地上に出て温度
と圧力が下がると重い HC は液化（コンデンス）し、ウエットなガス田の場合、生産が進んで貯層圧が下がると地
下で重いガスが液体になることがある。また、ガスとコンデンセートが生産されるときに、ガスの比率が 50％以
上の時にガス田という。
（出典：DGPC）
(3) 天然ガスの地域別消費
天然ガスの 2011-12 年度の地域別消費量は、以下の表のとおりである。シンド州が全体の半
分を占め、ガスの最大の消費先は電力セクターであるが全体の 30%弱を占めている。
4-4
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 4-5
Sector
Domestic
Commercial
Industry
Total
地域別天然ガス消費量（2012 年度）
(単位 : bcfa)
Subsector
Punjab
KPK
156.4
27.8
Steel Mills
Cement
Fertilizer(Feedstock)
Fertilizer(Fuel)
Power
Transport
Other industry
The total
Bcfa
Bcfd
ktoe
Sindh
26.8
2.5
95.8
9.7
9.8
0.4
44.3
13.9
235.6
28.2
138.9
471.1
576.6
1.58
12,898
0.2
104.4
25.2
57.7
48.6
122.0
357.9
542.1
1.49
11,717
Balochistan
0.1
22.3
13.3
35.9
65.2
0.18
1,525
13.0
0.7
69.0
1.2
0.2
70.4
84.1
0.23
1,220
Total
292.0
40.7
9.8
0.6
148.7
39.2
362.3
100.3
274.4
935.3
1268.0
3.47
27,360
（出典：DGGas）
(4) 電力向けガスの供給先
電力向け天然ガスは 2007-08～2012-13 年度の 5 年間減少傾向にある。2007-08 年度は 430bcfa
(billion cubic feet per annum) であったが 2012-13 年度は 362bcfa と 5 年前の 84%程度になってい
る。この間の減少率は年平均 3.4%/年である。電力部門へのガス供給先は SNGPL (Sui Northern
Gas Pipeline Limited) が最大で、2012-13 年度で全体の 33%である。次いで SSGCL (Sui Southern
Gas Company Limited) が 20%と両社で 53%を占めている。
表 4-6
Companies
電力部門へのガスの供給先
(単位 : bcfa)
2007-08
2008-09
2009-10
2010-11
2011-12
2012-13
AGR(%)
SNGPL
SSGCL
Kandhkot gas field
Mari Gas field
Nandpanjpir Gas fields
Sara/Sui Gas fields
Uch Gas field
Qadirpur Gas field
134.8
126.8
35.8
43.4
12.0
6.3
70.7
105.9
131.5
36.2
41.5
16.9
0.8
71.2
100.6
115.1
37.1
41.5
14.6
0.5
67.5
117.1
79.6
36.3
23.6
11.7
0.1
69.0
121.2
68.9
38.2
41.8
18.2
0.0
70.2
118.6
73.1
25.5
40.9
13.9
0.0
61.3
29.0
-2.5
-10.4
-6.6
-1.2
3.0
Total(Bcfa)
429.8
404.0
376.9
337.4
358.5
362.3
-3.4
Total (mm cfd)
Total (Ktoe)
1178
8,492
1107
7,830
1033
7,107
924
6,494
982
6,733
993
7,084
-3.36
-3.6
-2.8
（出典： DGGas）
(5) ガスの部門別消費
過去 5 年間の天然ガスの消費は、家庭部門と交通部門の消費がそれぞれ年平均 7.4%、6.8%と
伸びている。逆に一般工業部門と電力部門はそれぞれ年平均マイナス 2.1％、マイナス 3.4%と
減少傾向にある。工業部門はグリッド送電から自家発電に切り替えることができるが発電部門
は燃料転換するしかなく石油による発電ということになる。このことが原油の高価格時におい
て発電部門の収支を圧迫すると同時に発電量の低下につながっている。
4-5
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 4-7
Sector
Domestic
Commercial
Industry
Transport
Total
天然ガスの部門別消費
(単位 : bcfa)
Subsector
2007-08
204.0
33.9
Steel Mills
16.9
Cement
12.7
Fertilizer(Feedstock) 160.1
Fertilizer(Fuel)
40.0
Power
429.9
Other industry
305.7
Industry total
965.3
72.0
Bcfa
1,275.2
Bcfd
3.49
ktoe
27,519
2008-09
214.1
35.5
14.0
7.3
162.0
39.1
404.1
305.0
931.5
88.2
1,181.1
3.24
27,324
2009-10
219.4
37.0
13.0
1.9
175.6
44.5
366.9
320.5
922.4
99.0
1,178.8
3.23
27,553
2010-11
232.2
36.5
12.0
1.4
175.9
52.5
337.4
279.7
858.9
113.1
1,127.6
3.09
26,626
2011-12
261.9
39.6
10.0
1.3
168.7
43.1
358.4
286.1
867.6
119.0
1,169.1
3.20
27,508
2012-13
291.9
40.7
9.8
0.6
148.8
39.2
362.3
274.5
835.2
100.2
1,167.8
3.20
27,361
AGR(%)
7.4
3.7
-10.3
-45.7
-1.5
-0.4
-3.4
-2.1
-2.9
6.8
-1.7
-1.7
-0.1
（出典： DGGas）
(6) 天然ガスの消費者価格
ガス価格は向け先別に決められている。家庭用は使用量により段階的に高くなっているが、
では、
2012-13 年度で 100 Rs/MMBtu
中間的なカテゴリーである
「1.77 - 3.55 MMBtu カテゴリー」
と他と比較する割安になっている。電力向けガスは 2013 年度で 488 Rs/MMBtu で、2004-05 年
度の電力向けガス価格と比較すると 2 倍以上となっている。
表 4-8
Domestic use
Commercial use
Industry
Captive power
Cement
Fertilizer as fuel
Power use from SNGPL/SSGCL
Power use for IPP
Raw Gas for WAPDA from Mari
天然ガスの消費者価格
(単位：Rs/million Btu)
1.Jun
2005
73.95
234.67
208.56
208.56
240.28
208.56
208.56
1.Jun
2006
80.96
271.07
240.91
240.91
277.55
240.91
240.91
1.Feb
2007
82.07
268.23
238.38
238.38
305.15
238.38
238.38
1.Jan
2008
82.07
283.05
251.55
251.55
335.67
251.55
251.55
195.95
226.34
223.96
236.64
1.Jan
2009
86.17
393.33
339.43
339.43
454.95
339.43
349.56
295.03
328.42
1.Jan
2010
99.48
463.80
382.37
382.37
536.42
382.37
393.79
332.36
369.97
7.Aug
2011
107.87
526.60
434.18
434.18
609.10
434.18
447.14
377.39
420.10
1 Jun
2012
100.00
600.00
460.00
460.00
700.00
460.00
460.00
460.00
460.00
1 Jan
2013
100.00
636.83
488.23
488.23
742.97
488.23
488.23
488.23
488.23
Domestic use: category with '1.77 - 3.55 million Btu prices' Commercial use: general use
Industry: general industry use
（出典：DGGas, OGRA）
(7) 国内天然ガスの開発
Directorate General of Gas によれば、
パキスタン国の天然ガスの埋蔵量は 2014 年時点で 24.7Tcf
である。これらのガス開発を目的に 2012 年 10 月 MPNR は以下の陸上鉱区 (On shore) と海洋
鉱区 (Off shore) に対して鉱区開発権の公募を行ったが、その後、本件は 2013 年 3 月まで延期
された。2014 年 10 月、現在、MPNR は国際石油開発企業（IOC）と交渉中で各区分の生産量等
は不明である。
4-6
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 4-9
On shore と Off shore 域の開発区分・リスク・予想価格
区
On shore
Off shore
Risk and cost
分
Existing wells
予想価格
5.0 US$/MMBtu
ZONE1（35block）
High risk & high cost
7.0 US$/MMBtu
ZONE2（18block）
Medium risk & high to medium cost
6.5 US$/MMBtu
ZONE3（7block）
Low risk & low cost
6.0 US$/MMBtu
Shallow
7.0 US$/MMBtu
Deep
8.0 US$/MMBtu
Ultra deep
9.0 US$/MMBtu
Note: The gas prices are Well Head Gas Price, while it is assumed that the range of crude oil price is 70~$110
US$/bbl.
Note: The gas prices of shallow and deep off-shore fields are estimated by JICA study team based on the gas
price of Ultra deep sea estimated by the Government.
Note: Pakistan gas heat value (HHV) is 950 Btu / scf.
（出典：MPNR The ministry issued Invitation to Bid on October 2012）
（出典：Petroleum Exploration & Production Policy 2012）
ブロックと海洋ガス田の区分け
図 4-2
(8) イラン - パキスタン (IP) ガスパイプライン
本件は、イランの South Pars gas fields からパキスタンの国境までパイプラインでガスを供給
するプロジェクトで、2009 年に下記の内容がイランとパキスタン政府の間で調印されている。
1．2009 年、イラン, パキスタン双方の大統領によって政府間枠組みがサインされた。
2. 25 年間のガス売買契約、2010 年 6 月 13 日以降有効で、2014 年 12 月までには 7.8 Bcma（750
mmcfd）のガスを取引する。
3. イランはガス価格を 13.4% Brent 原油価格としているがパキスタン国側は 12% Brent 原油価
格3を主張している。（その後も交渉を継続中である）
Note:
3
推定投資額：7.5 billion US$ for construction of the gas pipeline、 このうちパキスタンは 1.5
billion US$ の負担である。
（出典；Natural Gas in Pakistan、current issues and trends by Oxford Institute）
Brent 原油は原油価格市場において主要な位置を占める原油のひとつ。 主にイギリスの北海にあるブレント油田
から採鉱される硫黄分の少ない軽質油である。
4-7
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
しかし、本件は、イランや西側諸国の政治的な問題もあり、今日まで実現していない。現時
点 (2014 年 12 月時点) では、
パイプラインはイランの Assaluyeh にあるガスプラントから 900km
離れたイラン Shehr までの建設は済んでおり、パキスタンの国境まで 100－200km のパイプラ
ン建設を残すのみとなっている。一方、パキスタン側の受け入れガス基地は国境まで 700km で
あるが、これらはまだ建設されていない。2013 年 1 月、パキスタン政府は 1.5 billion US$の建設
費を承認し、同時にイランは 500 million US$の資金提供をパキスタン国側に提案している。そ
のうえでパイプラインの完成時期を 2015 年とした。2014 年 12 月時点の ISGS によると、すべ
ての準備はできているものの西側諸国によるイランへの経済制裁のため進展はないという。た
だ、2015 年から建設を進めても 3 年程度はかかるので、供給開始は早くとも 2018 年か 2019 年
である。
IP Pipeline Route
Note:
上の茶色の線はトルクメニスタンからのガスパイプラインである。
（出典：ISGS）
図 4-3
イラン - パキスタン ガスパイプラインルート
(9) トルクメニスタン-アフガニスタン-パキスタン-インド (TAPI) パイプライン
TAPI ガスパイプラインは 2004 年に ADB の支援によって構想が始まった。本プロジェクトは
トルクメニスタンの South Yolotan-Osman やその周辺のガス田からアフガニスタン、
パキスタン、
インドにガスを供給するというものである。2010 年 12 月のプロジェクトの合意内容は以下のと
おりである。
表 4-10
TAPI の事業内容
項 目
内 容
パイプライン長さ
1680km
天然ガス送量
33Bcma
推定投資額（2008 年時点）
7.6 billion US$
パイプラン直径
56 inch
ガス供給期間
30 年
ガス供給開始年
2017 年
消費量（アフガニスタン）
5 Bcma
消費量（パキスタン）
14 Bcma
消費量（インド）
14 Bcma
（出典：Natural gas in Pakistan published by Oxford Institute）
4-8
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
その後、トルクメニスタンは South Yolotan-Osman からの供給でなく Dauletabad ガス田からの
供給を提案している。また、トルクメニスタンにとっては、本プロジェクトは「東西パイプラ
イン」と位置付け、さらなる展開を考えている。2012 年 5 月にガスの売買契約が、トルクメニ
スタンとパキスタンおよびトルクメニスタンとインド との間で結ばれている。
表 4-11
TAPI ガス価格 (Crude oil price : 100 US$ / bbl)
地 点
ガス価格
Turkmenistan Border Price
9.5 US$ / MMBtu
Transit fees
0.5 US$ / MMBtu
Pakistan border price
11.9 US$ / MMBtu
Note: 本契約ではパキスタン国境でのガス価格で 12%Brent と推定される。
Note: アフガニスタン内のパイプラインは 735 km である。
Note: トルクメニスタンの生産量は 84Bcma でそのうち 65Bcma を中国に輸出
（出典：Natural gas in Pakistan published by Oxford Institute）
本プロジェクトはアフガニスタンを経由することから、2017 年から稼働するか否かは不明で
ある。ADB での意見聴収でも明確な回答はなかった。Oxford Institute の 2013 年の調査では、2020
年までには完成の可能性があると見ている。
また、ISGS の情報では、TAPI のパイプラインの経路に関して、以下の図の 2 経路が検討さ
れてきたが、2014 年 12 月現在、北部経由（グリーンの線）は、アフガニスタン内での安全性の
問題もあり、南部経由（赤の線）が選択される可能性が高い。
図 4-4
（出典：ISGS & Oxford Institute Studies）
TAPI のパイプライン経路
(10) LNG の輸入
これまで、パキスタン国の LNG は OGRA の厳しい規制（受け入れ基地の価格、ガス移送コ
スト、消費者への販売価格など）により進展がなかった。特に、発電部門への販売価格は政府
が決めるとしたために LNG 事業は事実上止まってしまった。2011 年になって、政府は受け入
れ基地の価格、ガス移送コストについて規制を緩和したものの消費者への販売価格の規制は依
然として残っている。
現在、LNG 受け入れ事業に参加を表明しているのは Engro Elengy (EPTL)、Global Energy
Infrastructure (GEI)、Pakistan Gasport、Daewoo (DSME)、Fauji Oil Terminal などである。2014 年
4-9
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
10 月現在で OGRA からライセンスを受けているのは、Fauji Oil Terminal を除く 3 社で、これら
はすべて Floating Terminal で Port Qasim 沖（カラチの南東 35km）の湿地帯に建設される予定で
ある。これら 3 社の事業内容は以下のとおりである。
表 4-12
LNG 受け入れ事業参画企業と LNG 量
Engro Elengy(EPTL)
Global Energy Infrastructure (GEI)
Pakistan Gasport
400 mmcfd
500 mmcfd
400 mmcfd
(2015 年 3 月開始)
(開始不明)
(開始不明)
（出典：ISGS）
Note: Port Qasim はカラチ南東 35ｋｍの位置にある。上図の緑色の部分は湿地帯、
青色系は川、白色部は船舶用航路である。
（出典：Port Qasim Authority）
図 4-5
Port Qasim 沖の LNG 基地予定地
2014 年 10 月時点の SSGCL によると、パキスタン側（Pakistan State Oil, SSGCL,ISGS）とカター
ル側が 2014 年 5 月に協議した結果、2015 年 3 月からカタールより LNG を輸入することが決まっ
た。内容は以下のとおりである。




Regasification プラントはフローティングとする。
当面の輸入量は 200 MMcfd とするが最終的には 400 MMcfd とする。
購入価格は基本的にはスポット買い価格とする。
LNG の引き取り先は、1/3 が SSGCL で 2/3 が SNGPL とする。
カタールからのガスの販売先は、政府の方針で Bulk consumer を優先とし、パキスタン側の
LNG 輸入事業者は Elengy Terminal Pakistan Limited（Engro Corp の子会社）である。これらは
SSGCL や SNGPL のパイプラインを通して全国に販売されるが、2014 年 10 月現在では、価格決
定方法は決まっていないが、国内産ガスと加重平均されて販売されるとの情報がある。KE の見
通しでは LNG 基地の建設期間は通常は 3 年で、LNG からのガス供給予定年は 2015 年 3 月から
始まり 2019-20 年度までには、現在予定している全 LNG 事業者は供給を開始するとのこと。こ
4-10
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
のときの LNG 量は 1,200~1,300 MMcfd となる。また、2021-22 年度までにはさらに増え 1,700
MMcfd になると見込んでいる。
(11) シェール/タイトガス（Shale gas / Tight gas）
2011 年に発表された Petroleum Institute
Pakistan 調査によれば、パキスタン国には
51 Tcf のシェールガスと 40 Tcf のタイトガス
があるといわれている。同年、タイトガス開
発と生産に関する方針が出されたが、2015 年
3 月現在、本格的な生産には至っていない。
（出典 Petroleum Institute Pakistan（2011 年））
図 4-6 Shale / Tight Gas 賦存分布
こうした中、USAID は、パキスタン国のシェー
ル／タイトガスの開発を支援しており、これまで
に Sindh にある従来のガス井を対象にシェールガ
スの試掘等の調査を実施している。2015 年 3 月時
点での Sindh シェールガスの開発状況は、以下の
とおりである。
① 105 MMcfd の量が生産される予定である。
② 2020 年以降本格的な生産が始まる。
2015 年 8 月に公表された「Shale Gas Resource
and Technology Assessment in Middle & Lower Indus
Basin of Pakistan Milestone 5 Report」では、①
シェールガスに関する技術検討、②道路・パイプ
ライン・用水などのインフラに関する検討、③最
適なシェールガス発掘の作業計画、④ 生産コス
トの検討、⑤現状の規制・シェールガスやオイル
発掘のための資金などが報告されている。
USAID
Shale Gas
Exploration Site
（出典：USAID）
図 4-7 パキスタン国の Shale/Tight ガス開発地点
この中で、表 4-13 に示すとおり、Middle and Lower Indus Basins におけるシェールガス生産コ
ストを短期（5 年以内）、中期（5-10 年）、長期（10 年以上）別に推定している。
4-11
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 4-13
シェールガスの生産コスト（井戸元価格）
（単位：US$/MMBtu）
短期
11.21
11.91
9.07
Base case (Operator take 20%)
High case (Operator take 25%)
Low case (10 年間の免税あり)
中期
9.94
10.55
8.05
長期
8.67
9.19
7.02
注）以上のコストはパ国政府のシェールガス促進政策を前提。
注）Low case は Operator take 20%で、10 年間の税とロイヤリティーが免除の場合。
注）輸入ガス価格と比較するときには Low case と比較する。
(12) 天然ガスの供給見通し
2105 年 3 月現在の天然ガス供給見通しは以下のとおりである。
表 4-14 天然ガスの供給見通し（2015 年～2025 年）
(出典: JICA 調査団)
表 4-15 天然ガスの供給見通し（2026 年～2035 年）
(出典: JICA 調査団)
4-12
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
4.2.3
石炭の供給と開発
(1) 石炭の埋蔵量
2013 年 6 月時点の石炭埋蔵量は、地域別に以下の表のとおりである。全体の埋蔵量 1,860 億
トンのうち 1,750 億トンがタール 鉱区の埋蔵量で、パキスタンの石炭利用はタール 鉱区の開発
に大きく左右される。また、確認埋蔵量 (3.45 billion tons) および推定埋蔵量 (11.68 billion tons)
の合計は 150 億トンとなり、今後の平均採掘量を 2 億トン/年と仮定すると、採掘可能年数は 75
年である。なお、1000MW の石炭火力（熱効率 40%）を年設備利用率 75%で運転した場合の国
内炭の年間消費量は 5.1 million tons であることから、2 億トンの 90%を発電用に消費するとする
と 35GW の石炭火力発電所の開発が可能となる。
表 4-16
Subsector
Balochistan
Punjab
Sindh
KPK
Azad Kashmir
Total
Thar
Total
石炭埋蔵量 (2013 年 6 月現在)
Measured
Reserves
217
235
185,457
90
9
186,008
175,000
54
55
3,339
2
1
3,451
Indicated
13
24
11,635
5
1
11,678
(単位：million ton)
Inferred
Hypothetical
134
11
56,346
84 7 56,582
16
145
114,137
114,298
Measured: (確認埋蔵量) Coal has been determined within a margin of error of less than 20 %
Indicated: (推定埋蔵量) Coal has been estimated partly from analyses and from reasonable geologic inferences.
Inferred: (予想埋蔵量）Coal has been estimated from geologic projections.
Hypothetical : (未確認埋蔵量）Undiscovered coal that may reasonably be expected to exist in known mining districts
（出典：Pakistan Energy Yearbook 2013）
図 4-8
(出典：TCEB)
炭田の位置
4-13
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(2) 石炭の生産と輸入の実績
石炭生産量は 2008 年度の 4.1 百万トンから 2013 年度には 3.2 百万トンに減少している。
また、
輸入も同期間 6.0 百万トンから 3.7 百万トンに減少しているため、同期間の石炭供給量は年平均
マイナス 7.4%ほど減少したことになる。
表 4-17
Sector
Subsector
2007-08
Production
Balochistan
Punjab
Sindh
KPK/FATA
Total : 1000ton
Total : 1000toe
Import
Total : 1000ton
Total : 1000toe
Supply
Total : 1000ton
Total : 1000toe
Note: 2013 年 6 月時点の埋蔵量
石炭の生産と輸入量
(単位：1000 ton)
2008-09
2,269
554
1,059
243
4,124
1,845
5,987
3,939
10,111
5,784
2,057
572
841
269
3,738
1,672
4,652
3,060
8,390
4,732
2009-10
2010-11
1,503
591
1,200
186
3,481
1,557
4,658
3,064
8,138
4,622
2011-12
1,342
620
1,101
387
3,450
1,544
4,267
2,807
7,717
4,351
2012-13
1,334
624
1,258
395
3,612
1,616
4,057
2,669
7,669
4,285
AGR(%)
1,150
605
1,158
266
3,179
1,422
3,710
2,441
6,889
3,863
-12.7
1.8
1.8
1.8
-5.1
-5.1
-9.1
-9.1
-7.4
-7.8
（出典：Pakistan Energy Yearbook 2013）
(3) 石炭の消費量
パキスタン国の石炭消費量は、レンガとセメントの生産で 90%以上が消費されているが、発
電部門での消費は 2012-13 年度で 1％程度である。また、2007-08 年度から 2012-13 年度の平均
伸び率は、電力向け石炭の減少率が大きく年平均マイナス 17%の減少で、次いで Steel 向け石炭
の消費も同期間の年平均マイナス 10%程度の減少率である。石炭全体では年平均 7%以上減少し
ている。
表 4-18 石炭のセクター別消費量
(単位：1000 ton)
Sector
Consumption
1000 tons
Consumption
1000 toe
Subsector
Domestic
Brick kiln Industry
Cement /Other
Pak steel
Power(WAPDA)
Total
Domestic
Brick kiln Industry
Cement /Other
Pak steel
Power(WAPDA)
Total
2007-08 2008-09 2009-10 2010-11 2011-12 2012-13
1.0
3,760.0
5,721.0
466.0
162.2
10,110.2
0.4
1,682.4
3,721.7
306.6
72.6
5,783.7
0.8
3,274.0
3,801.8
1,200.0
112.5
8,389.1
0.4
1,465.1
2,427.5
789.4
50.3
4,732.7
AGR(%)
3,005.0
4,577.0
430.8
125.5
8,138.3
3,003.0
4,187.9
429.1
96.5
7,716.5
3,108.0
4,181.9
275.0
104.6
7,669.5
2,696.0
3,865.9
264.0
63.0
6,888.9
-6.4
-7.5
-10.7
-17.2
-7.4
1,344.5
2,937.5
283.4
56.1
4,621.5
1,343.8
2,681.7
282.3
43.2
4,351.0
1,390.6
2,667.1
180.9
46.8
4,285.4
1,206.2
2,455.0
173.7
28.2
3,863.1
-6.4
-8.0
-10.7
-17.2
-7.8
（出典：Pakistan Energy Yearbook 2013）
(4) タール鉱区の開発状況
Thar Coal & Energy Board (TCEB) によれば、炭種は Lignite であり、タール鉱区は全面積 9,000
km2 あり 12 Block に分けられている。また、Block II の投資会社である SECMC (Sindh Engro
Coal Mining Company) によると石炭の品質は下表のとおりである。
表 4-19 タール鉱区の石炭（Lignite）品質
Heating Value (Net)
(kcal/kg)
2,770
Sulfur (%)
Ash (%)
Moisture (%)
1.07
7.8
47.46
4-14
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
（出典：TCEB）
図 4-9
タール鉱区の位置
（出典：TCEB）
図 4-10
タール鉱区の Block
4-15
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
TCEB からの情報では、2015 年 3 月現在の Block ごとの電力開発計画は以下の表のとおりで
ある。
表 4-20
Block
Block 別石炭および電力開発計画
Investment Firm
Exploitable Coal
Reserve
(million tons)
Block I
Block II
SSRL(China-Pakistan)
SECMC Pakistan
3,657
1,584
Block III
Block IV
Block V
Block VI
Block VII
Asia Power UK
Harbin Electric China
UCG Project Pakistan
Oracle(China-UK)
FFC Pakistan
2,007
2,572
1,394
1,423
2,176
Power Development
Projects
(MW)
2 x 660
2 x 330
2 x 330
4 x 660
2 x 660
2 x 660
2x5
2 x 600
2 x 660
1,320
660
660
2,640
1,320
1,320
10
1,200
1,320
Expected
Commercial
Operation Year
2018
2017-18
2019
2021
2021-22
2020-21
2021
2019
―
SSRL： The Sino-Sindh Resources (Pvt) Limited
SECMC: Sindh Engro Coal Mining Company
UCG: Underground Coal Gasification
（出典：TCEB）
このうち、2014 年 10 月現在、Block I・Block II・Block VI の EPC（Engineering, Procurement and
Construction）を含む、建設プロジェクトの 建設工事コントラクター契約、フィナンシャルオー
プンが進行中で出資状況と事業内容は以下のとおりである。
表 4-21
Block I
Block II
Block III
Block VI
Thar Coal 開発事業者（2014 年 10 月現在）
参画企業および出資者
Block I はすべて民間資本で、China Mechanical Engineering Company（CMEC：中国資本）
による 1.1 billion US$で 2*660MW の開発計画である。
投資額は Block II の石炭採掘と発電事業を含めると Phase1 だけで 2.0 billion US$の投資
である。資本金の 51%は Sindh 政府で, 49%は以下の企業による出資である。
 Engro,Hub-Co
 Habib bank
 China Mechanical Engineering Company
事業内容等は以下のとおりである。
 当面は 660MW であるが、最終的には 3,960MW になる。
 660MW 発電用の石炭の生産は 3.8million ton /年であるが、最終的には 22million
ton /年（3,960MW）になる。
 平均カロリーは 2770kcal/kg である。
 脱硫設備は設置する。
開発ライセンスの取得遅れにより、２年程度遅れる見込み（2021-2022 年に操業）
Oracle Coalfields PLC 社により開発される計画、同社は初号機 600MW の建設ならびに年
間 4 百万トンの石炭生産に関して SEPCO と EPC 契約を締結済み。全体の発電計画は
1,200MW、石炭生産は年間 8 百万トン。
（出典：TCEB）
以下の写真は、Block II の投資会社である SECMC (Sindh Engro Coal Mining Company) よ
り提供された 2015 年初めの Thar 炭鉱の開発状況である。
4-16
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(出典：SECMC Block II)
図 4-11 Thar 炭鉱表層部掘削状況
LBOD (Left Bank Outfall Drainage) 計画に基づき Indus 川の水を Thar Coal Area へ供給する計画
であり、Phase-1 として Sindh 政府が 26km の開水路、60km のパイプラインおよび水処理施設等
を建設中であり、Phase-2 として Engro は冷却水用の 42km のパイプラインおよびポンプ場を建
設する予定である。Phase-1 の工事は約 50%進捗しており、2016 年末に完成する予定である。
(出典：SECMC Block II)
図 4-12 水供給計画図
500kV 送電線についても NTDC との協議が完了しており、下図のルートで建設される計画で
ある。
4-17
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(出典：SECMC Block II)
図 4-13
500kV 送電線ルート
以上の計画の電源開発が予定通り進捗すると以下の表に示すとおり 2022 年度までに 9,130
MW 開発されることになる。
表 4-22 Thar 炭鉱の電源開発計画
Expected
Commercial
Operation Year
2016-17
2017-18
2018
2018-19
2019
2020-21
2021
2021-22
―
Block
Block V
Block II Phase1
Block I
Block VI
Block II Phase2
Block IV
Block II Phase3
Block III
Block VII
Investment Firm
UCG Project Pakistan
SECMC Pakistan
SSRL(China-Pakistan)
Oracle(China-UK)
SECMC Pakistan
Harbin Electric China
SECMC Pakistan
Asia Power UK
FFC Pakistan
Power Development
Projects
(MW)
2x5
2 x 330
2 x 660
2 x 600
2 x 330
2 x 660
4 x 660
2 x 660
2 x 660
10
660
1,320
1,200
660
1,320
2,640
1,320
1,320
Accumulative
（MW)
10
670
1,990
3,190
3,850
5,170
7,810
9,130
10,450
（出典：TCEB の資料をもとに JICA 調査団作成）
(5) 石炭の生産量見通し
2105 年 3 月現在、パキスタン国の石炭生産見通しは以下のとおりであり、2023-24 年までに
最大生産可能量は年間 0.76 億トンになる見込みである。
4-18
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 4-23
石炭の生産量見通し（2016 年～2025 年）
(単位：million tons)
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Project
Reserve 2016
Balochistan Coal
67
1.0
1.0
1.0
1.0
Punjub Coal
79
1.0
1.0
1.0
1.0
Thar Coal
14,811
Block I
6.5
6.5
Block II
3.8
3.8
6.5
Block III
Block IV
Block V
Block VI
4.0
4.0
Block VII
Coal Total
14,957
2.0
5.8 16.3 19.0
注意：Block 別生産量は、火力発電所向け燃料から算出。
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
6.5
6.5
6.5
6.5
6.5
6.5
6.5
22.0
6.5
6.5
14.8
22.0
14.8
14.8
14.8
22.0
14.8
14.8
14.8
22.0
14.8
14.8
4.0
4.0
8.0
8.0
8.0
8.0
25.5
25.5
51.5
76.4
76.4
76.4
（出典：JICA 調査団）
4.2.4
石油の供給と課題
(1) 原油の埋蔵量
原油の埋蔵量は、2013 年 6 月末現在、371 million bbl で採掘開始前の埋蔵量 (Original) 1,102
million bbl と比較すると 1/3 程度である。
表 4-24
原油の埋蔵量 (2013 年 6 月末現在)
Type
Country total
British Gas
BHP Billiton Pakistan Pty ltd
MOL Pakistan Oil & Gas Co
Chevron Pakistan Limited
Pakistan Oil fields Limited
Pakistan Petroleum Limited
United Energy Pakistan Limited
Other
Unit
million bbl
million Toe
1000 bbl
1000 bbl
1000 bbl
1000 bbl
1000 bbl
1000 bbl
1000 bbl
1000 bbl
Original
Recoverable
1102.6
147.9
1,350
11,300
65,000
57,701
194,580
68,523
222,546
481,600
Cumulative
Balance
Production
Recoverable
731.5
371.0
98.1
49.8
1,350
8,400
2,900
13,700
51,300
56,403
1,298
166,080
28,500
31,629
36,894
189,665
32,881
265,623
215,877
（出典：DGPC）
(2) 原油の供給
過去 5 年間は原油の生産および原油の輸入ともに増加していないが、石油製品は年平均 3%程
度で増加しているので、国内需要は大きくは落ち込んでいないことがわかる。この原因は、国
内の製油所が小規模で、サウジアラビアやインドの大型製油所に対して競争力がないこと、国
内精製所の能力不足、輸入原油価格の高騰による稼働率の低下などとみられる。
4-19
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 4-25
Type
Province
Crude Production
Balochistan
KPK
Punjab
Sindh
Total
Total
Crude oil import
Import & Export
Oil products import
Oil products export
Domestic petro use Total
原油生産と輸入及び石油製品の輸入状況
2007-08 2008-09 2009-10 2010-11 2011-12 2012-13
1000 bbl
1000 bbl
1000 bbl
1000 bbl
1000 bbl
1000toe
1000ton
1000toe
1000ton
1000toe
1000ton
1000toe
1000toe
26
4,689
6,518
14,370
25,603
3,867
8,424
8,708
9,025
9,158
1,337
1,416
16,450
24
4,770
4,909
14,330
24,033
3,630
8,061
8,333
9,974
10,094
1,212
1,278
17,149
22
5,303
5,121
13,260
23,706
3,581
6,888
7,121
11,178
11,321
1,450
1,523
16,920
22
7,843
5,164
11,012
24,041
3,631
658
6,883
12,371
12,501
1,573
1,655
17,729
20
9,470
5,400
9,683
24,573
3,712
6,113
6,319
11,507
11,624
872
927
17,016
20
11,246
5,263
11,311
27,841
4,205
7,402
7,652
10,489
10,624
708
756
17,520
AGR(%)
-5.0
19.1
-4.2
-4.7
1.7
1.7
-2.6
3.1
3.0
-11.9
-11.8
1.3
（出典：DGOil）
(3) 石油精製
パキスタンの製油所は 2013 年時点で 9 か所あり、精製能力は合計で 34 万 bbl/日である。世
界的な石油精製能力と比較すると極めて小規模のものが多く、最大規模のものでも 10 万 bbl/日
には達せず、世界の標準規模の半分以下である。このことは石油製品の製造コストが高いこと
を示している。また、同年のパキスタン国全体の原油精製量は 19 万 bbl/日で能力の半分の稼働
状況である。そのため石油製品の輸入が増加している。
表 4-26
会社別石油精製能力
(単位：million ton / year)
（出典：DGOil and DGPC）
表 4-27
会社別石油精製量
(単位：million ton / year)
（出典：Oil company advisory committee in Pakistan）
4-20
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(4) 石油製品のセクター別消費
石油製品は、交通部門が全体の 50%を使用し、電力部門が 40%を消費している。電力部門の
石油消費量は 2007-08 年度から 2012-13 年度にかけてわずかに増加していて天然ガスの不足を石
油製品で補っていることがわかる。
表 4-28
Sector
Domestc
Industry
Agriculture
Transportation
Power
Other Government
Total
Unit toe
Domestc
Industry
Agriculture
Transportation
Power
Other Government
Total
Contribution Domestc
Industry
Agriculture
Transportation
Power
Other Government
Total
Unit ton
石油製品のセクター別消費量
1000 ton /year
1000 ton /year
1000 ton /year
1000 ton /year
1000 ton /year
1000 ton /year
1000 toe /year
1000 toe /year
1000 toe /year
1000 toe /year
1000 toe /year
1000 toe /year
1000 toe /year
1000 toe /year
%
%
%
%
%
%
%
2008
120.9
1,071.2
109.4
9,384.5
7,083.9
310.5
18,080.4
124.5
1,103.3
112.7
9,666.0
7,296.4
319.8
18,622.8
0.7
5.9
0.6
51.9
39.2
1.7
100.0
2009
97.3
969.2
69.8
8,837.2
7,570.4
367.3
17,911.2
100.2
998.3
71.9
9,102.3
7,797.5
378.3
18,448.5
0.5
5.4
0.4
49.3
42.3
2.1
100.0
2010
90.3
984.7
58.1
8,860.9
8,814.3
323.5
19,131.8
93.0
1,014.2
59.8
9,126.7
9,078.7
333.2
19,705.8
0.5
5.1
0.3
46.3
46.1
1.7
100.0
2011
85.4
1,355.4
40.6
8,892.3
8,139.0
373.7
18,886.4
88.0
1,396.1
41.8
9,159.1
8,383.2
384.9
19,453.0
0.5
7.2
0.2
47.1
43.1
2.0
100.0
2012
79.4
1,419.1
23.3
9,265.9
7,594.7
295.8
18,678.2
81.8
1,461.7
24.0
9,543.9
7,822.5
304.7
19,238.5
0.4
7.6
0.1
49.6
40.7
1.6
100.0
2013
AGR(%)
97.8
-4.2
1,379.1
5.2
31.8
-21.9
9,817.5
0.9
7,749.0
1.8
317.8
0.5
19,393.0
1.4
100.7
-4.2
1,420.5
5.2
32.8
-21.9
10,112.0
0.9
7,981.5
1.8
327.3
0.5
19,974.8
1.4
0.5
-5.5
7.1
3.7
0.2
-23.0
50.6
-0.5
40.0
0.4
1.6
-0.9
100.0
0.0
（出典：Oil company advisory committee in Pakistan）
(5) 石油製品の課題
石油製品の関する課題は以下の通りである。
 製油所の精製能力不足は、石油製品を輸入することで補うことができるので、天然ガス
ほど深刻な問題にはならない。
 これまでは原油の高騰が Furnace oil の高騰につながり、天然ガス不足の代替燃料とし
て Furnace oil を使用せざるを得なかった発電部門としては採算性の面で厳しい局面に
立たされてきた。このことは原油開発、天然ガス開発、石炭開発、LNG の輸入などの一
次エネルギー開発の重要性を知らしめることになった。
 今後の石油部門の課題は、コスト低減のため製油所の集約と大規模製油所の導入、天然
ガスや石炭による発電が本格化すると発電用重油の消費が減り、Furnace oil のような重
油分が余剰となるので、重油分解設備の導入等を合わせて検討する必要がある。
4.3
4.3.1
化石燃料の価格の推移
天然ガス価格
パキスタン国の 2004-05 年度から 2012-13 年度までの天然ガス価格は以下の表の通りである。
ただし、今後は LNG の輸入により、国内天然ガス価格が国際天然ガス価格に影響されることが
予想される。現段階で電力向け天然ガスが国産と LNG がどのような割合で供給されるのか明確
でなく、また、電力向け天然ガス価格が国産ガス価格と LNG 輸入価格の加重平均になるのか否
かも明確でなく電力向け将来の天然ガス価格は不透明である。
4-21
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 4-29
Domestic use
Commercial use
Industry
Captive power
Cement
Fertilizer as fuel
Power use from SNGPL/SSGCL
Power use for IPP
Raw Gas for WAPDA from Mari
天然ガスの国内価格
(単位：Rs/MMBtu)
1.Jun
2005
73.95
234.67
208.56
208.56
240.28
208.56
208.56
1.Jun
2006
80.96
271.07
240.91
240.91
277.55
240.91
240.91
1.Feb
2007
82.07
268.23
238.38
238.38
305.15
238.38
238.38
1.Jan
2008
82.07
283.05
251.55
251.55
335.67
251.55
251.55
195.95
226.34
223.96
236.64
1.Jan
2009
86.17
393.33
339.43
339.43
454.95
339.43
349.56
295.03
328.42
1.Jan
2010
99.48
463.80
382.37
382.37
536.42
382.37
393.79
332.36
369.97
7.Aug
2011
107.87
526.60
434.18
434.18
609.10
434.18
447.14
377.39
420.10
1 Jun
2012
100.00
600.00
460.00
460.00
700.00
460.00
460.00
460.00
460.00
1 Jan
2013
100.00
636.83
488.23
488.23
742.97
488.23
488.23
488.23
488.23
Domestic use : category with '1.77 - 3.55 million Btu prices'
Commercial use : general use
Industry : general industry use
（出典：OGRA( Oil and Gas Regulatory Authority)
表 4-30 天然ガスの国際価格
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
LNG Japan CIF
(US$/MMBtu)
6.05
7.14
7.73
12.55
9.06
10.91
14.73
16.75
16.17
(10 月) 16.00
UK NBP price
(US$/MMBtu)
7.38
7.87
6.01
10.79
4.85
6.56
9.04
9.46
10.63
German Import price
(US$/MMBtu)
5.08
7.85
8.03
11.56
8.52
8.01
10.46
11.03
10.72
US Henry Hub
(US$/MMBtu)
8.79
6.76
6.95
8.85
3.89
4.39
4.01
2.76
3.71
Crude oil WPI
(US$/bbl)
56.59
66.02
72.20
100.06
61.92
79.45
95.04
94.13
97.94
(12 月) 57.00
（出典：BP Statistics 2014）
今後の天然ガス価格は、日本エネルギー経済研究所によれば、アメリカのシェールガス、カ
ナダのオイルサンドなどの増産により、2020 年までは下降傾向にあると見ている。LNG 価格に
ついては、現状 10 US$/MMBtu ～16 US$/MMBtu であるが、2017 年にはアメリカから 10
US$/MMBtu 前後で輸出される見通しもあり、世界的に 2020 年に向かって 10 US$/MMBtu に収
斂すると想定される。
Ministry of Planning, Development & Reform によれば、天然ガスの輸入価格としては、イラン
からのガス価格が 80%×原油価格 (13.3％×Brent)、TAPI 天然ガスは 65%×原油価格 (10.8％×
Brent) と想定している。これに基づき Brent 原油価格に対する天然ガス輸入価格を算定すると以
下の表の通りとなる。また、国産ガスのコスト構成は表 4-32 に示すとおりである。
表 4-31
原油価格リンクの輸入天然ガス価格
Brent
TAPI
Iran-Pakistan
原油価格
国境価格
国境価格
100 US$/bbl
10.8
13.3
90 US$/bbl
9.8
12.0
80 US$/bbl
8.7
10.7
70 US$/bbl
7.6
9.3
60 US$/bbl
6.5
8.0
50 US$/bbl
5.4
6.7
Note : Domestic gas prices are at Jan 2013 price
Qatar-LNG
陸揚げ価格
16.7
15.0
13.3
11.7
10.0
8.3
4-22
(単位：US$/MMBtu)
国産ガス電力 国産ガス平均
向け価格
小売価格
4.8
5.6
4.8
5.6
4.8
5.6
4.8
5.6
4.8
5.6
4.8
5.6
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 4-32
国産ガスのコスト構成（2012 年時点）
(単位：US$/MMBtu)
Elements
Production price
Royalty (12.5%)
Wellhead price
Excise Duty
T&D costs
Return on Assets
Other incomes/ Equalization
Gov. purchasing price
Gas Development Surge
Notified consumer Price
General Sales tax
Consumer price
1
2
3=1+2
4
5
6
7
8=3~7
9
10=8+9
11
12=10+11
Unit cost
3.76
0.54
4.30
0.09
0.37
0.23
-0.19
4.80
0.05
4.85
0.78
5.63
（出典：Natural gas in Pakistan and Bangladesh by Oxford Institute）
4.3.2
石炭価格
パキスタン国の石炭価格は、今後 Thar 石炭価格に大きく依存することになる。Thar 石炭価格
の設定は当面はカロリーベースで国際石炭価格同等とされているが、開発が進むにつれて Thar
石炭価格は国際価格より低くなる可能性がある。
なお、Thar 石炭のカロリーは平均 2,750 kcal/kg であり、国際取引石炭の半分程度の熱量であ
ることから、トン当たりの価格は国際価格と比較すると半分ほどである。
Year
Australia
FOB Price
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
51.02
52.60
70.43
136.18
76.98
106.04
130.12
130.25
90.60
(11 月) 67.02
表 4-33
国際石炭価格
US central
Appalachian
Coal Price
70.12
62.96
51.16
118.79
68.08
71.63
87.38
72.06
71.39
Japan coking
Coal Import
Price
89.33
93.46
88.24
179.03
167.82
158.95
229.12
191.46
140.45
Japan steam
Coal Import
Price
62.91
63.04
69.86
122.81
110.11
105.19
136.21
133.61
111.16
(単位：US$/ton)
Asian market
Price
61,84
56.47
84.57
148.06
78.81
105.43
125.74
105.50
90.90
（出典：BP Statistics 2014）
4-23
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
4.4
ガス・石炭・石油製品の長期価格見通し
パキスタン国は、Brent 原油価格指標がガスや石炭の価格決定の基準となっているので、Brent
原油価格の見通しを設定する。Brent 原油価格と WTI 原油価格指標はほとんど同じ水準で推移し
ている。原油価格との相関の強い国際石油製品価格・LNG 価格・石炭価格などの見通しは以下の
とおりである。
なお、パキスタン国の石油製品は原油の輸入割合が高いこと、Furnace oil をはじめ石油製品の
輸入が多いことなどから、今後の石油製品価格は国際原油価格に連動することとなる。専門家の
間では原油価格は 2020 年頃までは 70 - 80 US$ / bbl で推移するとの見方である。
表 4-34 ガス・石炭・石油製品の長期価格見通し（2010～2020 年）
Energy
Brent crude oil price
Internatl HFO price
Aramco HFO price
Internal Diesel price
Brent crude oil price
Internatl HFO price
Aramco HFO price
Internal Diesel price
Brent crude oil price (9,800kcal/kg)
Internatl HFO price (10,500kcal/kg)
Aramco HFO price(10,500kcal/kg)
Internal Diesel price(10,600kcal/kg)
$/bbl
$/bbl
$/bbl
$/bbl
$/ton
$/ton
$/ton
$/ton
$/toe
$/toe
$/toe
$/toe
Natural gas
Pakistan NG for Power(920Btu/cf)
TAPI -NG (900Btu/cf)
Iran-NG(900Btu/cf)
LNG (Japan Average: 11500Btu/cf)
Pakistan NG for Power (920Btu/cf)
TAPI -NG
Iran-NG
LNG (Japan Average)
$/MMBtu
$/MMBtu
$/MMBtu
$/MMBtu
$/toe
$/toe
$/toe
$/toe
4.6
6.7
8.2
10.9
185
267
329
436
5.2
8.6
10.6
14.7
207
345
424
588
4.9
12.1
14.8
16.8
197
482
593
670
4.9
11.8
14.5
16.1
195
471
580
644
Coal
Steam coal (Japan CIF)
Thar coal
Steam coal (Japan CIF)
Thar coal
$/ton (6000kcal/kg)
$/ton (2700kcal/kg)
$/toe
$/toe
105
47
181
175
136
61
234
227
133
60
229
222
109
49
187
181
OIl price
Unit
2010 2011 2012 2013 2014
62
80
111
109
92
85
95
98
92
60
43
48
49
46
30
87
115
123
120
101
408
526
737
719
607
563
629
649
609
397
281
314
324
305
199
644
851
910
888
746
417
537
752
734
619
574
642
662
621
405
287
321
331
311
203
657
868
929
906
762
2015
60
62
31
66
397
410
205
488
405
419
209
498
2016
62
64
32
68
410
424
212
505
419
432
216
515
2017
64
66
33
70
424
437
218
521
432
446
223
532
2018
66
68
34
73
437
450
225
537
446
459
230
548
2019
68
70
35
75
450
463
232
553
459
473
236
565
2020
70
71
36
77
463
473
236
570
473
482
241
581
5.0
9.9
12.2
13.8
200
397
489
550
5.0
6.5
8.0
9.0
200
260
320
360
5.0
6.7
8.3
9.3
200
269
331
372
5.0
6.9
8.5
9.6
200
277
341
384
5.0
7.2
8.8
9.9
200
286
352
396
5.0
7.4
9.1
10.2
200
295
363
408
5.0
7.6
9.3
10.5
200
303
373
420
92
41
158
153
60
27
103
100
62
28
107
103
64
29
110
107
66
30
114
110
68
31
117
113
70
32
121
117
注意：原油価格見通しは、日本エネルギー経済研究所各種論文より調査団にて設定
注意：石油製品価格は過去の原油価格との相関で設定
注意：パイプラインからの天然ガス価格は計算式により算定
注意：国際石炭価格は豪州から日本への一般炭の輸出価格（CIF）を原油リンクで設定
注意：Thar 石炭は国際取引価格に対してカロリー等価価格として計算
（出典：BP Energy Statistics 2014, 日本エネルギー経済研究所レポート）
4-24
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 4-35 ガス・石炭・石油製品の長期価格見通し（2021～2030 年）
Energy
Brent crude oil price
Internatl HFO price
Aramco HFO price
Internal Diesel price
Brent crude oil price
Internatl HFO price
Aramco HFO price
Internal Diesel price
Brent crude oil price (9,800kcal/kg)
Internatl HFO price (10,500kcal/kg)
Aramco HFO price(10,500kcal/kg)
Internal Diesel price(10,600kcal/kg)
$/bbl
$/bbl
$/bbl
$/bbl
$/ton
$/ton
$/ton
$/ton
$/toe
$/toe
$/toe
$/toe
2021
71
73
36
79
473
482
241
581
482
492
246
593
2022
73
74
37
80
482
492
246
593
492
502
251
605
2023
74
76
38
82
492
502
251
605
502
512
256
617
2024
76
80
40
83
502
530
265
617
512
540
270
629
2025
80
81
41
88
530
536
268
651
540
547
274
664
2026
81
82
41
89
536
543
271
659
547
554
277
673
2027
82
83
42
90
543
549
275
667
554
561
280
681
2028
83
84
42
91
549
556
278
676
561
567
284
689
2029
84
85
43
92
556
563
281
684
567
574
287
698
2030
85
86
43
94
563
569
285
692
574
581
290
706
Natural gas
Pakistan NG for Power(920Btu/cf)
TAPI -NG (900Btu/cf)
Iran-NG(900Btu/cf)
LNG (Japan Average: 11500Btu/cf)
Pakistan NG for Power (920Btu/cf)
TAPI -NG
Iran-NG
LNG (Japan Average)
$/MMBtu
$/MMBtu
$/MMBtu
$/MMBtu
$/toe
$/toe
$/toe
$/toe
5.0
7.7
9.5
10.7
200
309
381
428
5.0
7.9
9.7
10.9
200
316
388
437
5.0
8.0
9.9
11.1
200
322
396
446
5.0
8.2
10.1
11.4
200
328
404
455
5.0
8.7
10.7
12.0
200
347
427
480
5.0
8.8
10.8
12.2
200
351
432
486
5.0
8.9
10.9
12.3
200
355
437
492
5.0
9.0
11.1
12.5
200
360
443
498
5.0
9.1
11.2
12.6
200
364
448
504
5.0
9.2
11.3
12.8
200
368
453
510
Coal
Steam coal (Japan CIF)
Thar coal
Steam coal (Japan CIF)
Thar coal
$/ton (6000kcal/kg)
$/ton (2700kcal/kg)
$/toe
$/toe
71
32
123
119
73
33
126
121
74
33
128
124
76
34
131
126
80
36
138
133
81
36
140
135
82
37
141
137
83
37
143
138
84
38
145
140
85
38
147
142
OIl price
Unit
表 4-36 ガス・石炭・石油製品の長期価格見通し（2031～2040 年）
Energy
Brent crude oil price
Internatl HFO price
Aramco HFO price
Internal Diesel price
Brent crude oil price
Internatl HFO price
Aramco HFO price
Internal Diesel price
Brent crude oil price (9,800kcal/kg)
Internatl HFO price (10,500kcal/kg)
Aramco HFO price(10,500kcal/kg)
Internal Diesel price(10,600kcal/kg)
$/bbl
$/bbl
$/bbl
$/bbl
$/ton
$/ton
$/ton
$/ton
$/toe
$/toe
$/toe
$/toe
2031
86
87
44
95
569
576
288
700
581
588
294
714
2032
87
88
44
96
576
583
291
708
588
594
297
723
2033
88
89
45
97
583
589
295
716
594
601
301
731
2034
89
90
45
98
589
596
298
724
601
608
304
739
2035
90
91
46
99
596
602
301
733
608
615
307
747
2036
91
92
46
100
602
609
305
741
615
621
311
756
2037
92
93
47
101
609
616
308
749
621
628
314
764
2038
93
94
47
102
616
622
311
757
628
635
318
772
2039
94
95
48
103
622
629
314
765
635
642
321
781
2040
95
95
48
105
629
629
314
773
642
642
321
789
Natural gas
Pakistan NG for Power(920Btu/cf)
TAPI -NG (900Btu/cf)
Iran-NG(900Btu/cf)
LNG (Japan Average: 11500Btu/cf)
Pakistan NG for Power (920Btu/cf)
TAPI -NG
Iran-NG
LNG (Japan Average)
$/MMBtu
$/MMBtu
$/MMBtu
$/MMBtu
$/toe
$/toe
$/toe
$/toe
5.0
9.3
11.5
12.9
200
373
459
516
5.0
9.4
11.6
13.1
200
377
464
522
5.0
9.5
11.7
13.2
200
381
469
528
5.0
9.6
11.9
13.4
200
386
475
534
5.0
9.8
12.0
13.5
200
390
480
540
5.0
9.9
12.1
13.7
200
394
485
546
5.0
10.0
12.3
13.8
200
399
491
552
5.0
10.1
12.4
14.0
200
403
496
558
5.0
10.2
12.5
14.1
200
407
501
564
5.0
10.3
12.7
14.3
200
412
507
570
Coal
Steam coal (Japan CIF)
Thar coal
Steam coal (Japan CIF)
Thar coal
$/ton (6000kcal/kg)
$/ton (2700kcal/kg)
$/toe
$/toe
86
39
148
143
87
39
150
145
88
40
152
147
89
40
153
148
90
41
155
150
91
41
157
152
92
41
159
153
93
42
160
155
94
42
162
157
95
43
164
158
OIl price
Unit
4-25
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Chapter 5
電源開発計画
電源開発計画の策定方法
5.1
電源計画上の最大の課題は、2012 年時点において火力発電設備の老朽化等による供給力不足
（設備容量 14.9GW→供給力 12.8GW）、水力発電設備の雨季、乾季の供給力変動（夏季：6.5MW，
冬季：2.4MW）、そして石油価格の高騰に伴う燃料供給支障に伴い、全発電設備容量が約 23.6GW
あるにもかかわらず、約 20GW のピーク電力需要に対し約 13.7GW の供給力しかなく、約 6.3GW
の大幅な供給力不足に陥っていることである。
上記課題解決のためには、経済的で安定した電力供給が可能となるよう、供給信頼度ならび
に経済運用面から検討を行い、最適な電源開発計画を立案することが重要である。
(1) 電源開発計画ツールの選定
途上国における電源計画用ソフトウェアとしては WASP IV が使われているが、パキスタンで
は使用されていない。
また、パキスタン国における最適電源開発計画の検討に際しては、以下の課題も含めてより
詳細に検討できる電源開発ツールを選択する必要がある。






日々の需要形状が、将来的に変化していくと見込まれること（先鋭化、昼間へのシフト）
乾季（冬季）は貯水池式水力がピーク供給力の主力となっており、貯水池運用の詳細摸
擬が必要であること
需要中心と主要発電所間の距離が長く、送電容量面の制約を考慮する必要があること
季節間および主要な需要地における日負荷形状が異なること
イラン等他国からの電力輸入（系統連系）が検討されていること
石油は輸入に頼っており、原油価格の高騰に伴い燃料調達が困難（燃料供給制限）なこ
と
これらの点を踏まえると、検討用ツールとしては WASP IV では不十分であるため、東京電力
が所有するソフトウェアである「PDPAT II」（Power Development Planning Assist Tool）を用い
ることとする。PDPAT II は、30 年以上前に東京電力における電源開発計画戦略を検討するため
のツールとして独自に開発されたものであり、これまで東京電力の電源開発計画の戦略策定用
ツールとして使用しつつ、改良を重ねてきている。
表 5-1
運用の単位
PDPAT II と WASP IV の主要な違い
PDPAT II
WASP IV
1 日単位
1 ヶ月単位
フーリエ級数
（デュレーション順）
1 ヶ月間同一設備が運転状態
需要形状
時間単位で入力
運転設備
揚水発電所の
運転可能時間
燃料制約のある
火力の運用
時系列運用の
イメージ把握
週末停止、深夜停止を考慮
1 日単位で上限値を設定
（池容量時間が上限）
目的関数
他系統との連系
信頼性評価
電力融通
計算時間
1 ヶ月単位で上限値を設定
3 グループまで考慮可
不可
可
不可
年間経費（固定費＋燃料費）
最適開発計画とすることも可
10 系統まで考慮可
可
可
1 秒以内（1 系統 1 年分）
最適開発計画の場合数時間
5-1
最適開発計画
1 系統のみの評価
可
不可
数分～数時間
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(2) 供給信頼度面の検討手法
ピーク供給力の検討やエネルギー・セキュリティ面の評価にあたっては、供給信頼度のレベ
ルをどの程度に設定するかが非常に重要であり、そのレベルによっては、リスク対応力として
準備しておくべき予備力の必要量が異なってくる。
供給信頼度レベルとしては停電確率 LOLP（Loss of Load Probability）が一般的に用いられる。
これは、年間で何時間程度までの停電を許容するかという目標値である。これと一般に用いら
れる供給予備力との関係を以下の方法で求めることにより、各年度の必要予備力を設定する。
今回採用する LOLP 値についてはパキスタン国側と協議の上、決定する。
供給信頼度(LOLP)と供給予備率の関係
LOLP は、供給支障発生時間の確率として定義される。 一方、LOLE は供給支障発生時間の期待値
LOLE ＝ Σ （ P i × H i ）, LOLP = LOLE / 8,760
P i は、供給力側の変動確率分布と 需要側の変動確率分布を合成した確率分布上の点で、ある変動量にお
ける確率を表す。一方、H i はその変動量となるときに発生する供給支障時間を表す。
供給予備力の値を逐次変化させて計算することにより、その系統における供給予備率と LOLE の関係が求
まる。
(MW)
LOLE
Pi
0
Reserve capacity
Overall
probability
distribution
Demand shape
20hrs
10%
Hi
供給信頼度（LOLE）
供給予備率
供給信頼度と供給予備率の関係
(3) 供給信頼度評価
電力需給運用シミュレーションにおいて、最も重要な項目は一般水力の月ごとの供給能力で
ある。つまり、一般水力は調整池の大きさ、降雨量の変化（雨季・乾季、渇水）により、供給
計画上の供給力を統計的に求めている。一般的には、各月の 90%信頼度の供給力（常時尖頭出
力）を供給計画上の供給力としている。
また、調整能力を有する一般水力の計画において重要なファクターは上記常時尖頭出力が 1
日に継続発電可能な時間（ピーク継続時間）であり、この必要量は日負荷曲線（ロードカーブ）
によって異なる。一般に昼間の需要が比較的少ない発展途上国では、貯水池式・調整池式水力
発電所のピーク継続時間の計画値は 6 時間としているものが多い。
従って、火力・水力発電所の供給力の実態を把握するため運用状況の詳細について可能な限
り入手する必要がある。また、開発中および計画中の水力地点の供給力についても把握する必
要がある。
<火力発電設備>
発電効率、最低負荷率、深夜停止、週末停止の可否、事故停止率、AFC 容量、所内ロス率、
年間補修日数（年間で点検などにより計画的に停止する日数）、運用面の制約条件（燃料の引
き取り義務、IPP からの電力引き取り義務等）
5-2
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
<貯水池式、調整池式の一般水力発電設備>
各月の常時（尖頭）出力、平水年の各月の可能発電電力量、最低出力、事故停止率、AFC 容
量、所内ロス率、年間補修日数、運用面の制約条件（洪水調整のためのダム水位の低下、灌漑
用水として放水等）、豊水年および渇水年の発電電力量の偏差
(4) 電源開発計画の方針・方法
本調査における電源開発計画は、最小費用法に基づき図 5-1 に示すフローに従い 2035 までの
長期電源開発計画を策定する。また、電源候補地点の送電設備費用も含めた経済性、一次エネ
ルギー使用に係る制約、送電線容量等による運用制約、ならびに環境（SEA）の観点から評価
し、その評価結果を電源開発計画に反映する。
具体的には、先に述べた課題に加えて、エネルギーの安全保障面も考慮した一次エネルギー
供給制約および電力系統の制約も考慮した蓋然性の高い電源開発シナリオをカウンターパート
と協議の上設定する。設定したシナリオに対し、供給信頼度検討および需給シミュレーション
による経済性の検討を行う。
特に、パキスタン国は地理的に南北に長く、主な需要地は北部イスラマバードおよびラホー
ルと、南部カラチに分散していること、また、北部に水力発電、南部に石炭火力発電と偏在し
ていることに留意する必要がある。最小費用電力設備開発計画の策定にあたっては、需要と供
給を地域ごとにバランスさせることにより、送電線費用ならびに送電ロスを低減させることが
重要である。従って、NTDC 系統を北部系統と南部系統に分離し、それぞれの系統内で需給を
バランスさせることとする。また、各系統を連系し、電力融通（経済、緊急）することのより、
全国大の必要供給予備力を低減することとする。
LOLP値と供給予備率
の相関を算出
需要予測
（最大電力）
供給信頼度の設定
（LOLP値）
LOLP値）
地点素材（水力・火力）
電源開発シナリオの設定
電源候補地点の評価
供給予備率でチェック
（LOLP値でもチェック）
一次エネルギー供給制約
供給信頼度は
適正か？
電力系統の制約
系統増強計画の
策定
需要予測
（日負荷曲線）
（年間電力量）
需給運用計算
（燃料費の計算）
電源固定費
の計算
系統固定費
の計算
（固定費、燃料費を合計）
年経費の現在価値換算
電源開発シナリオの比較
ディスカウントレート
電源ベストミックス
環境面（低炭素）
エネルギー安全保障
電力輸出入
最適電源開発計画の策定
図 5-1
電源開発計画策定フロー
5-3
(出典 : JICA 調査団)
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
供給信頼度基準に従った必要設備量
5.2
5.2.1
既存の電源開発計画のレビュー
(1) 既設電源の供給力
(a)
水力発電
表 2-11 に示した既設水力発電所の運転実績に基づき、水力発電所の供給力ならびに発電電力
量を統計的に整理した結果を図 5-2 に示す。ここで、大きな貯水池を有する発電所として Tarbela
HPP, Mangla HPP および Warsak HPP があるが、パキスタンにおける貯水池の水運用は灌漑用水
が主目的であること、ならびにいずれの発電所も最下流部に位置することから、IRSA (Indus
River System Authority) からの放流要請を受けて日単位で行っている。最大と最少放流量の規制
の範囲内で NPCC からの要請をうけて日間調整（ピーク運転）を行っており、一般的な貯水池
式水力発電所の運用とは異なる。
従って、既設水力発電所（総設備出力 7,089MW）の 7 月～9 月の最少出力（常時出力）は 4.5GW
であるが、12 月～4 月の最少出力（常時出力）は 1.5GW と約 1/3 に低下する。
(出典 : JICA 調査団)
図 5-2 既設水力発電所の月ごと発電電力量ならびに最大・最少出力
ただし、今後上流域に開発される貯水池を有する Dasu HPP, Basha HPP などの貯水池を有する
発電所は年間調整が可能である。また、その下流に位置する流れ込み式水力発電所も上流貯水
池で調整された放流水を利用して発電することから、同様のピーク発電が可能となる。
(b) 火力発電および原子力発電
表 2-12（GENCOs）、表 2-13（IPPs）、表 2-14（KE）に示した通り、総設備出力 16,670MW
（原子力発電所およびバイオマスを除く）に対し、総供給力（Dependable Capacity）は 14,185MW
である。
また、原子力発電所は PAEC が開発・運転しており、既設の総発電設備出力は 787MW に対
し、総供給力は 740MW である。
(c)
風力発電
表 2-15 に示した通り、2014 年末時点の総設備出力は 156MW である。
Fauji Fertilizer Company Energy Limited (FFCFL)の契約上の年設備利用率は 31%となっており、
また、Zorlu Enerji Pakistan Limited (ZEPL)の 2013 年 12 月～2014 年 11 月までの 1 年間の運転実
績を図 5-3 に示す。年間設備利用率は 32%であった。
5-4
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
従って、今後開発される風力発電所の供給力は設備出力の 30%とする。
(出典 : JICA 調査団（供給力チーム）作成)
ZEPL 風力発電所の月ごとの発電実績
図 5-3
(d) バイオマス発電
既設のバイオマス発電所は JDW Sugar Mill のみであり、設備出力 26.4MW、供給力 24MW で
ある。また、2014 年の発電電力量は 88MWh であることから、供給可能期間は 153 日（22 週）
であったと推定される。従って、バイオマス発電供給可能期間は乾季である 12 月～4 月の 5 か
月間と想定される。
(e)
月ごとの供給力および予備力
以上の各種電源の月ごとの供給力を積算し、2014 年の全国の最大電力に対する供給予備力を計
算した結果は下表ならびに下図に示すとおりである。
水力発電所の供給力が雨季乾季で大きく変動するが、それ以上に最大電力需要が季節間で大き
く変動するため、供給予備力が最も小さくなる月は 6 月と 7 月である。従って、水力発電所の開
発比率が大きくなっても冬季の供給予備率が夏季を下回ることはない。
また、水力発電は純国産エネルギーであるとともに、完成後は燃料が不要で半永久的に電力供
給できることから、できるだけ開発比率を大きくすることがエネルギー・セキュリティの面から
も望ましい。
表 5-2
Unit
Dependable Capacity MW
Hydro
Thermal
Nuclear
Wind
Biomass
Maximum Demand
MW
Reserve Margin
%
Jan
15,624
668
14,185
715
32
24
15,466
Feb
16,489
1,533
14,185
715
32
24
14,466
Mar
16,122
1,166
14,185
715
32
24
15,262
1.01
12.27
5.34
2014 年の需給バランス
Apr
16,543
1,587
14,185
715
32
24
19,515
May
17,738
2,806
14,185
715
32
20,894
Jun
18,625
3,693
14,185
715
32
23,919
Jul
19,235
4,303
14,185
715
32
25,317
Aug
19,807
4,875
14,185
715
32
22,813
(17.96)
(17.79)
(28.43)
(31.63)
(15.18)
Sep
19,613
4,681
14,185
715
32
20,465
(4.34)
Oct
17,815
2,883
14,185
715
32
19,214
(7.86)
Nov
17,825
2,893
14,185
715
32
15,202
Dec
16,480
1,524
14,185
715
32
24
15,858
14.72
3.77
(出典 : JICA 調査団)
5-5
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
図 5-4 各月の供給力（2014）
図 5-5 年間需給バランス（2014）
(2) 電源開発の現状ならびに既存の開発計画
(a)
水力発電（NTDC）
WAPDA の水力計画部長が作成している 2015 年 1 月時点の水力発電開発計画の内、主な建設
中および運転開始年度が設定されている地点、および建設準備中（詳細設計および入札図書作
成中）の地点のリストを表 5-3 に示す。これによると、2025 年までに開発が予定されている総
設備出力は 27,343MW、建設準備中の合計設備出力は 5,330MW となっており、既設水力発電所
の合計設備出力 7,097MW と合わせると、約 40GW となる。
電源開発計画の検討においては、上記開発中地点を全て織り込むこととする。ただし、各開
発地点の各月の発電電力量および供給力（常時出力）等のデータがないため、既設水力発電所
の発電実績より推定する。
また、Akhori HPP は最下流に位置する貯水池であることから、Tarbela HPP と同様の日間調整
式水力発電所として運用されるものとするが、下流に Tarbela 貯水池を有する Basha HPP および
Dasu HPP については、一般的な貯水池式水力発電所として運用されるものとする。
5-6
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-3 水力発電所の開発計画
No.
Project
Neelum Jhelum
Golen Gol
Tarbela 4th Ext
Kayal Khwar
Kurram Tangi
Tarbela 5th Ext
Basho
WAPDA
Phander
Mangla (Upgradation)
Dasu (1st stage)
Diamer Basha
Dasu (2nd stage)
Bunji
Subtotal
Patrind
Gulpur
Sehra
Karot HPP
Azad-Pattan
Suki kinari
Kotli
PPIB
Chakoti-Hattian
Kohala
Kaigah
Madian
Asrit-kedam
Mahl
Subtotal
Completed by 2027
Palas Valley (lower)
Palas Valley (middle)
Palas Valley (upper)
Spat Gah (lower)
Spat Gah (middle)
WAPDA
Spat Gah (upper)
Akhori
Lawi
Munda
Subtotal
Karrang
Rajdhani
Kalam-Asrit
Shashghai-Zhendoli
Matiltan
PPIB
Gabral Kalam
Shogo-Sin
Taunsa
Sharmal
Subtotal
Planned Total
Installed
Capacity
(MW)
969
106
1,410
128
83
1,320
40
80
310
2,750
4,500
2,750
7,100
21,546
150
100
130
720
640
840
100
500
1,100
545
157
215
600
5,797
27,343
665
373
160
496
424
199
600
70
740
3,727
458
132
197
144
84
137
132
120
115
1,519
5,246
Executive
Agency
Project
Status
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
Const
Const
Const
Const
Const
Under Stu.
DD
Const
Const
Const
Const
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
Remarks
Target
Type
Year
Imple.
2016
2016
2017
2017
2017
2019
2020
2020
2020
2020
2024
2027
2027
Pondage
Run-of-river
Reservoir
Run-of-river
Pondage
Reservoir
Pondage
Run-of-river
Reservoir
Pondage *
Reservoir
Pondage *
Pondage
Const
Finantial
EPC Con.
Imple.
Imple.
Imple.
Imple.
Imple.
Imple.
Imple.
Imple.
Imple.
Imple.
2017
2018
2019
2020
2020
2020
2020
2020
2020
2022
2022
2022
2023
Rivers
Location
Nelum
Golen Gol
Indus
Kayal Khwar
AJK
KPK
KPK
KPK
Indus
KPK
GB
AJK
Ghizar
Jhelum
Indus
Indus
Indus
Indus
KPK
GB
KPK
KPK
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Kunhar
Punch
Punch
Jhelum
Jhelum
Kunhar
Punch
Jhelum
Jhelum
Kandia
Swat
Swat
Jhelum
KPK/AJK
AJK
AJK
Punjab
AJK
AJK
AJK
AJK
AJK
KPK
KPK
KPK
KPK
Palas
Palas
Palas
Spatgah
Spatgah
Spatgah
KPK
KPK
KPK
KPK
KPK
KPK
Punjab
KPK
KPK
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
DD
DD
DD
DD
DD
DD
DD
DD
DD
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Reservoir
Pondage
Reservoir
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
SHYDO
PPIB
PPIB
PPDB
SHYDO
Imple.
Imple.
Imple.
Imple.
Imple.
Imple.
Imple.
Imple.
Imple.
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Pondage
Shishi
Swat
Swat
Punch
Swat
Swat
Swat
KPK
AJK
KPK
KPK
KPK
KPK
KPK
Indus
KPK
(出典 : General Manager (Hydro), Planning WAPDA の資料に基づき JICA 調査団作成)
5-7
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(b) 火力発電（NTDC）
GNCOs, PPIB, PPDB 等の開発計画に基づき、Public および Private による火力発電所開発地点
のリストを表 5-4 に示す。これによると、2021 年までに開発が予定されている総設備出力量は
16,069MW となっており、燃料種別でみるとガス、石油、石炭それぞれ 877MW, 332MW,
14,860MW となっており、約 9 割が石炭火力となっている。
表 5-4 火力発電所の開発計画
Power Plant Name
Location
Type
GENCO-I Jamshoro (ADB)
Jamshoro, Sindh
Steam
GENCO-II Guddu Ext.
Guddu, Sindh
CCGT
GENCO-IV Lakhra (JICA)
Dadu, Sindh
Steam
GENCO-V Nandipur
Nandipur, Punjab
No. ×Unit
Cap.(MW)
2×660
Steam
2×243
1×261
1×660
1×96
2×96
1×140
GT
Sub-total
Dependable
Capacity
(MW)
（MW）
Fuel Type
Current
Status
660
L/A
conclusion
Commissioni
720
Gas
ng test
630 Imp. Coal
F/S
428
400 FO/HSD
1320
747
1260 Imp. Coal
Commissioni
ng test
Target
Commissioning
Year
Dec. 2019
Mar. 2020
Mar. 2015
Jun. 2022
2014
2015
2015
3,059
2,920
Sahiwal-1 (PPDB)
Punjab (North)
Steam
1×660
660
630
Coal
Dec. 2017
Sahiwal-2 (PPDB)
Punjab (South)
Steam
1×660
660
630
Coal
Dec. 2017
GT
2×50
100
95
Gas
Dec. 2017
1200
1140
LNG
1200
1140
LNG
1200
1140
LNG
1320
1260
Coal
Nooriabad Gas Plant
IPP
Installed
Capacity
2×400
1×400
2×400
1×400
2×400
1×400
2×330
2×330
Apr. 2017
2018
Apr. 2017
2018
Apr. 2017
2018
Apr. 2018
2019
Jun. 2018
Dec. 2018
Jun. 2018
Dec. 2018
Bhilli Gas Plant
Punjab
CCGT
Baloki Gas Plant
Punjab
CCGT
Punjab
CCGT
Thar, Sindh
Steam
Port Qasim, Karachi
Steam
2×660
1320
1260 Imp. Coal
Thar, Sindh
Steam
2×660
1320
1260
Coal
Salt Range, Punjab
Steam
1×330
330
315
Coal
Jun. 2018
HUB, Baluchistan
Steam
2×660
1320
1260
Coal
Jun. 2018
Dec. 2018
Thar, Sindh
Steam
2×330
660
630
Coal
2019
Thar, Sindh
Steam
2×5
10
10
UCG
2017
Steam
4×660
2640
2520
Coal
2021
Steam
2×660
1320
1260
Coal
2021
Steam
2×660
1320
1260
Coal
2021
16,580
15,810
19,639
18,730
Haveli Bahadur Shar
Gas Plant
Thar Coal　Block II
(SECMC Pakistan)
Port Qasim
(Shinohydro)
Thar Coal　Block I
SSRL (china-pakistan)
Salt Range
(PPDB)
HUBCO
(HUB Power)
Thar Coal　Block VI
(Oracle(China-UK))
Thar Coal　Block V
(UCG project Pakistan)
Thar Coal　Block II
Thar, Sindh
Phase-3
Thar Coal Block III
Thar, Sindh
(Asia Power UK)
Thar Coal Block IV
Thar, Sindh
(Harbin Electric China)
Sub-total
Total
Financial
LOI Issue
(出典：NTDC 資料に基づき JICA 調査団作成)
(c)
原子力発電（NTDC）
PAEC は既設 Chashma NPP および Karachi NPP の増設を計画しており、C-3, C-4 については原
子炉格納容器の設置をそれぞれ 2013 年 3 月と 2014 年 1 月に完了している。また、K-2, K-3 の
着工式を 2013 年 11 月 26 日に開催した。
さらに、GOP が作成した Energy Security Plan において“Nuclear Power Program 2030” が設定
されており、原子力発電所の総設備出力を現在 787MW から 2030 年までに 8,800MW にすると
している。
5-8
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-5 原子力発電所の開発計画
Power Plant Name
Location
Chashma Unit 3-4
Chashma (PAEC)
KANUPP Unit 2-3
Krachi, Sindh (PAEC)
Project status
No. ×Unit
Cap.(MW)
Installed
Capacity
Dependable
Capacity
(MW)
（MW）
Fuel Type
Commissioni
ng Year
Construction
340
340
315
NUC
Construction
340
340
315
NUC
2017
Construction
1,100
1100
1017.5
NUC
2,020
Construction
1,100
1100
1017.5
NUC
2,021
2,880
2,665
Total
2016
(出典：PAEC)
(d) K-Electric
KE 系統における既設を含む電源開発計画（2020 年まで）は下表に示すとおりである。Bin
Qasim 火力発電所における一部ユニットの燃料転換（ガス→石炭）の他に石炭火力、ガス火力
等を含め、2020 年までに設備出力で 2,584MW を開発する計画である。
表 5-6 KE 系統の電源開発計画（2020 年まで）
Source
Power Plant Name
CCGT
SGTPS-2
Engine
Steam
KGTPS-2
Engine
Steam
32×2.8
1×10
Balidia, Karachi
(IPP)
Engine
Steam
Steam
Engine
Steam
Engine
Steam
Engine
Steam
Engine
Steam
Port Qasim II
CCGT
Port Qasim III
Port Qasim IV
Sub-total
Gharo Wind (IPP)
Gharo Solar I (IPP)
Gharo Solar II (IPP)
KANUPP Unit 1
Total
Steam
Steam
5×16
2×10
1×58
13×18.5
1×25
13×16.7
1×20
12×20
1×18
10×18.5
1×15
1×320
1×150
2×350
1×220
Port Qasim
Korangi II-1
Korangi II-2
North Karachi (IPP)
Wind
Solar
Nuclear
Installed Dependable
Target
No. ×Unit
Capacity
Capacity Fuel Type Current Status Commissioning
Cap.(MW)
Year
(MW)
（MW）
4×48
2009
247
168
Gas
Existing
2×27
2015
32×2.8
Existing
2009
98
88
Gas
1×10
Construction
2016
Korangi
Nooriabad (IPP)
Thermal
Type
Steam
98
88
Gas
Existing
Construction
2009
2016
100
100
Gas
Costruction
2016
52
Coal
Costruction
2017
58
1×137
252
252 FO/RLNG
2018
245
245 FO/RLNG
2018
258
250 FO/RLNG
2018
200
194 FO/RLNG
2019
470
431
RLNG
2019
700
220
6,523
40
50
50
137
6,800
637
200
5,959
12
0
0
100
6,071
Coal
Coal
2020
2020
Costruction
Nuclear
Existing
2016
2018
2019
1971
(出典：KE)
(e)
風力発電
CPPAGL によると下表に示すとおり 31 の Wind Firm 開発計画があり、総設備出力は 2,242MW
に達する。この内約 900MW は 2016 年までに運転開始となる予定である。また、全ての開発計
画は Sindh 州に位置しており、出力変動を吸収できる水力発電所とはかなり距離があることに
注意する必要がある。
5-9
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-7 風力発電所の開発計画
Sr.
No.
Name of Company
Foundation Wind Energy-I
Ltd.
Foundation Wind Energy-II
2
Ltd.
Three Gorges First Wind
3
Farm Pakistan (Pvt.) Ltd.
Sapphire Wind Power Co.
4
Ltd.
1
5 Metro Power Co. Ltd.
6
Sachal Energy Development
Ltd.
7 Yunus Energy Ltd.
HydroChina Dawood Power
8
Ltd.
9 Tenaga Generasi Limited
10
Master Wind Energy
Limited
11 Zephyr Power Limited
12 Gul Ahmed Energy Limited
13 Wind Eagle Limited – I
14 Wind Eagle Limited – II
15 HAWA Holding Limited
16 United Energy Pakistan Ltd.
Jhimpir Wind Power
17
Limited
18 Tapal Wind
19
20
21
22
23
24
25
NBT Wind Power Pakistan
(Pvt) Limited
Titan Energy Pakistan (Pvt)
Limited
China Sunec Energy (Pvt)
Limited
Tricon Boston Consulting
Corporation
Tricon Boston Consulting
Corporation
Tricon Boston Consulting
Corporation
Burj Wind Energy (Pvt)
Limited
26 Hartford Alternate Energy
27 Western Energy (Pvt) Ltd
Location
Gharo, Thatta District,
Sindh Province
Gharo, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Kuttikun, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Bhambore, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Jhimpir, Thatta District,
Sindh Province
Installed
Capacity
(MW)
50.0
Tariff
(US
cent/kWh)
14.1
on July
January 2015
December
2014
49.5
-
50.0
13.5
50.0
-
EPA signed on February 26, 2014
March 2016
50.0
14.9
EPA signed on February 27, 2014
March 2016
50.0
-
EPA signed on March 26, 2014
March 2016
on July
on July
January 2015
January 2016
EPA signed on September 25,
March 2016
2014
Energy Purchase Agreement (EPA)
October 2016
under negotiation
49.5
-
49.6
14.3
50.0
-
EPA under negotiation
50.0
-
Approval of interconnection study
is awaited.
50.0
-
EPA under negotiation
50.0
-
50.0
-
50.0
-
100.0
-
EPA under negotiation
March 2016
49.6
13.5
EPA under negotiation
June 2016
30.0
-
EPA under negotiation
March 2016
500.0
-
10.0
-
50.0
-
50.0
-
50.0
-
50.0
-
13.5
16.0
50.0
-
50.0
13.2
Sindh Province
350.0
-
29
Zaver Petroleum
Corporation Limited
Sindh Province
50.0
-
30
Trident Energy (Pvt)
Limited
Sindh Province
50.0
-
40.0
-
Karachi
on July
14.1
United Energy Pakistan
Limited
Total
Financial Close achieved
18, 2013
Financial Close achieved
18, 2013
Financial Close achieved
17, 2013
Financial Close achieved
7, 2014
50.0
28
31 Gharo Wind (IPP)
Commercial
Operation
Date
Present Status
Approval of interconnection study
is awaited.
Approval of interconnection study
is awaited.
Approval of interconnection study
is awaited.
Power
Acquisition
Request
submitted to NEPRA
Approval of interconnection study
is awaited.
Interconnection study approved
Approval of interconnection study
is awaited.
Approval of interconnection study
is awaited.
Approval of interconnection study
is awaited.
Approval of interconnection study
is awaited.
Approval of interconnection study
is awaited.
Approval of interconnection study
is awaited.
Letter of Intent (LOI) was obtained
and Feasibility Study was done.
Land is not allocated.
LOI was obtained and Feasibility
Study was done. Land is not
allocated.
LOI was obtained and Feasibility
Study was done. Land is not
allocated.
March 2016
March 2016
December
2016.
December
2016
-
June 2016.
May 2016
-
-
June 2018
2,241.7
(出典：CPPAGL および KE)
5-10
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(f)
太陽光発電
AEDB および KE によると下表に示すように 8 地点
のメガソーラー発電開発計画 (10MW 以上) があり、
2020 年までに総設備出力は 1,250MW に達する。この
内 3 地点は Punjab 州に位置し、他の 5 地点は Sindh
州に位置する。
ただし、太陽光発電は昼間しか発電できず、出力は
天候に左右されるため、年間設備利用率は 15%程度
(8 時～16 時平均出力比 45%) であると推定される。
他方、日負荷曲線のピーク時間は夜間 17 時～19 時
であることから、太陽光発電は供給力としては見込め
ない。
表 5-8
出力比 (出力 / 設備出力)
太陽光発電所の開発計画
Installed
Capacity
(MW)
Sr.
No.
Name of Company
Location
1
Quald-e-Azam Solar
Ltd. (owned by the
Gov. of Punjab)
Bahawalpur
District,
Punjab Province
2
Zonergy Company
Ltd.
3
Zonergy Company
Ltd.
4
M/s. Integrated
Power Solution
Sindh Province
50.0
5
M/s. Jafri &
Associates
Sindh Province
50.0
6
M/s. Solar Blue
(Pvt) Ltd.
Sindh Province
50.0
7
Gharo Solar I (IPP)
Karachi
50.0
(Dec. 2017)
8
Gharo Solar II (IPP)
Karachi
50.0
(Mar. 2019)
Total
Bahawalpur
District,
Punjab Province
Bahawalpur
District,
Punjab Province
100.0
Tariff
(US cent/kWh)
Present Status
(Targetted COD)
Project cost : 157 mil.
US$
(20 UScent/kWh)
As of Jan, 2015, 90% of construction has
been completed (Feb. 2015)
300.0
600.0
Awaiting
announcement of
upfront tariff by
NEPRA
Awaiting
announcement of
upfront tariff by
NEPRA
Awaiting
announcement of
upfront tariff by
NEPRA
Constructin will be commenced in Mar.
2015 at Quald-e-Azam Solar Park (June
2016)
Constructin will be commenced in Mar.
2015 at Quald-e-Azam Solar Park (June
2017)
Feasibility study done, applying for
generation license and upfront tariff
Feasibility study done, applying for
generation license and upfront tariff
Feasibility study done, applying for
generation license and upfront tariff
1,250.0
(出典：AEDB および KE)
(g) バイオマス発電
CPPAGL によると下表に示すように 9 地点のバイオマス発電開発計画があり、総設備出力は
308MW に達する。この内 7 地点は Punjab 州に位置し、他の 2 地点は Sindh 州に位置する。
ただし、前述したように電力供給可能期間は 12 月～4 月までの 5 か月間である。
5-11
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-9 バイオマス発電所の開発計画
Sr.
No.
1
Name of Company
Chiniot Power Ltd.
2 RYK Mills Ltd.
3
Hamza Sugar Mills Ltd.
4 SSJD Bio energy Ltd.
5
Kamalia Sugar Mills Ltd.
6 Alliance Sugar Mills Ltd.
7
Almoiz Industries Ltd.
8 Layyah Sugar Mills Ltd.
9
Etihad Power Generation
Ltd.
Total
Location
Installed
Tariff
Capacity
(Rs/kWh)
(MW)
Present Status
Chiniot District,
Punjab Province
62.4
Energy Purchase Agreement (EPA) signed
10.4 on July 22, 2014, Targeted COD June
2015
Rahim Yar Khan District,
Punjab Province
30.0
10.4
15.0
10.4
12.0
10.4
17.0
10.4
30.0
10.4
45.0
10.4
30.0
10.4
67.0
10.4
Rahim Yar Khan District,
Punjab Province
Mirpurkhas District,
Sindh Province
Kamalia, Toba Tek Singh
District, Punjab Province
Ghotki District,
Sindh Province
Mianwali District,
Punjab Province
Layyah District,
Punjab Province
Rahim Yar Khan District,
Punjab Province
EPA signed on October 10, 2014, Targeted
COD December 2014
Energy Purchase Agreement (EPA)
negotiation is being executed.
Economic Coordination Committee (ECC)
approval on the draft EPA is awaited.
Approval of interconnection study is
awaited.
Approval of interconnection study is
awaited.
Approval of interconnection study is
awaited.
Approval of interconnection study is
awaited.
Approval of interconnection study is
awaited.
308.4
(出典：CPPAGL)
(h) 電力輸入
キルギスタンおよびタジキスタンの水力発電所の余剰電力 1,000MW をアフガニスタン経由
で DC 500kV の送電線で輸入する CASA-1000 が進行中であるが、電力輸入は 6 月から 10 月の 5 ヶ
月間かつ一日 8 時間の限定となっている。ペシャワール近辺に設置予定の直流交流コンバータ
ステーションは 2019-20 年完成予定としている。
一方、イランの火力発電所の余剰電力をザヘダンからパキスタンのクェッタ間を DC 500kV、
678km（パキスタン側：585km でイラン側：93km）の送電線で輸入する計画が進行中である。
(i)
老朽設備の廃止
火力発電所については運転開始から 30 年以上経過した Unit、原子力発電所については 40 年
以上計画した Unit については廃止（リプレース）することを原則とする。
火力発電所の運転開始年度と設備出力は下図に示すとおりであり、2025 年までには 4.6GW、
2035 年までには 10GW 廃止することを計画に織り込む。また、KANUPP No.1 (137MW) は極力
早期に廃止するものとする。
5-12
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
[ Over 30 years by 2025 ]
[by 2035]
（出典：JICA 調査団）
図 5-6 火力発電所の運転開始年と設備出力
(3) 現状の電源開発計画のレビュー
以上の電源種別ごとの開発計画に基づき、北部・南部・KE 系統毎に 2025 年までの供給力の増
加ならびに供給予備力を整理すると以下のとおりである。
(a)
北部系統
北部系統は水力ポテンシャルが大きく、積極的に開発する計画となっている。ただし、水力発
電は冬季（渇水期）の供給力が低下するため、夏季・冬季の両方について供給力の伸びと供給予
備力を確認する必要がある。その結果を下図に示す。
2021 年以降夏季ピーク電力に対し供給力が大幅に上回り、供給予備力は 20%以上となっている。
また、冬季についてもピーク電力が夏季の 60%程度に低下するため、供給予備力は 10%以上となっ
ている。
(MW)
夏季
(MW)
冬季
year
year
図 5-7 2025 年までの現状の電源開発計画（北部）
5-13
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(b) 南部系統
同様に南部系統の供給力の増加と供給予備力を整理した結果は図 5-8 に示すとおりである。
2020 年以降の供給予備力は 20%以上であり、2022 年、2023 年は 60%にまで達する。また、ベー
ス電源である原子力と石炭を合計した供給力は全体の 70%程度を占めている。
(MW)
year
図 5-8 2025 年までの現状の電源開発計画（南部）
(c)
KE 系統
KE 系統の供給力の増加と供給予備力を整理した結果は下図に示すとおりである。ただし、
2020 年以降の開発計画が不明であったため、
JICA 調査団が石炭火力を 2,800MW (2021 年-2025 年)、
ガスコンバインドサイクル火力を 320MW（2025 年）追加した。その結果、2021 年以降の供給予
備力はほぼ 0%とバランスしている。
(MW)
year
図 5-9 2025 年までの現状の電源開発計画（KE）
(4) 供給信頼度に関する課題
これまでの開発計画の策定基準では、供給信頼度に関する基準が見当たらない。しかし、Grid
Code には、LOLP (Loss of Load Probability) の目標値は 1%となっている。なお、バンクラディッ
シュでは LOLP 値は 1~1.5%、東南アジア諸国（ベトナム、インドネシア等）では、LOLP=0.27%
or LOLE=24hr を年間停電時間、さらに日本では LOLP=0.03% or LOLE=3hr を年間停電時間とし
て設定している。
パキスタン側と協議の結果、Grid Code に規定されている LOLP=1% or LOLE=88hr を今回採用
することとした。
5-14
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
5.2.2
スクリーニングによる各種電源の経済比較
各種電源の建設費（固定費）と燃料費（可変費）から、利用率ごとの発電原価を算定し、ベー
ス、ミドル、ピーク供給力として、どの電源が最適か考察する。
(1) 建設単価
パキスタン国における電源開発投資額ならびに他国の平均的な投資額を参考に、各種電源の
標準的な建設単価を以下の通り設定した。
表 5-10 各種電源の建設単価
Hydro (Run of river or Pondage type)
Hydro (Reservoir type)
Oil Fired Thermal (ST)
Gas Turbine
Combined Cycle
Coal Fired Thermal (ST)
Nuclear
Construction cost
1,800 US$/kW
2,500 US$/kW
1,000 US$/kW
500 US$/kW
1,000 US$/kW
1,800 US$/kW
3,000 US$/kW
（出典：JICA 調査団）
(2) 年間の固定費
上記の建設単価により、年間の固定費を算定すると以下の通りとなる。年間の固定費は、一
般的には、償却方法により異なるとともに、毎年一定ではなく、運転開始直後が最も高くなる。
ここでは、金利率（割戻率）を 10%として、以下の計算式を用いて経済的耐用年数間で均等化
した経費を示す。なお、経済的耐用年数は、一般的に用いられている年数とし、土木設備の占
める比率が高い水力設備が 40 年、電気機械設備の占める比率が高い火力、原子力設備は 25 年
とする。
年間固定費＝建設費×（資本回収係数＋運転保守経費率）
資本回収係数 ＝
𝑖×(1+𝑖)𝑛
𝑖:
(1+𝑖)𝑛 −1
割戻金利率,
n:
経済的耐用年数
表 5-11 各種電源の年間の固定費
Construction
cost
(US$/kW）
Hydro（Run of river type）
Hydro（Reservoir type）
Oil Fired Thermal (ST)
Gas Fired Thermal (GT)
Combined Cycle
Coal Fired Thermal (ST)
Nuclear
1,800
2,500
1,000
500
1,000
1,800
3,000
Expense rate（%）
Capital
O&M
Recovery
Total
expense
Factor
10.23
1.0
11.23
10.23
1.0
11.23
11.02
2.5
13.52
11.02
5.0
16.02
11.02
4.5
15.52
11.02
3.5
14.52
11.02
3.0
14.02
Annual fixed
expense
(US$/kW/year)
202.1
280.6
135.2
80.1
155.2
261.3
420.5
（出典：JICA 調査団）
5-15
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(3) 燃料費
将来の化石燃料価格予想としては、4.4 章で述べたガス・石炭・石油製品の長期価格見通しに
基づく。
表 5-12 化石燃料価格の予想値
RFO
NG
LNG
Imp. Coal
Dom. Coal
Unit
US$/bbl
US$/MMBtu
US$/MMBtu
US$/ton
US$/ton
2015
62
6.5
9.0
60
27
2020
71
7.6
10.5
70
32
2025
81
8.7
12.0
80
36
2030
2035
86
91
9.2
9.8
12.8
13.5
85
90
38
41
（出典：JICA 調査団）
この価格予想を基に、2025 年における標準的な発電所での燃料費を計算すると表 5-13 のとお
りとなる。
表 5-13 燃料単価
Price forecast (2025)
Oil ST
GT (NG)
GT (LNG)
C/C (NG)
C/C (LNG)
Imp. Coal ST
Dom. Coal ST
81 US$/bbl
8.7 US$/MMBtu
12.0 US$/MMBtu
8.7 US$/MMBtu
12.0 US$/MMBtu
80 US$/ton
36 US$/ton
Calorie
9,600 kcal/kg
11,500 kcal/Btu
11,500 kcal/Btu
11,500 kcal/Btu
11,500 kcal/Btu
6,000 kcal/kg
2,750 kcal/kg
Heat
efficiency
38%
37%
37%
57%
57%
39%
39%
Fuel cost
(UScent/kWh)
12.8
8.4
11.6
5.3
7.4
3.1
3.0
（出典：JICA 調査団）
(4) 発電原価
上記の建設単価と燃料費の予測を基に、2025 年における各種電源の標準的な発電原価を計算
すると以下のとおりとなる。なお、原子力の燃料費については、1.0 UScent/kWh とした。
ベース供給力（設備利用率 70%以上の範囲）としては、燃料単価の安い原子力、石炭火力が
経済的に優位となる。
ミドル供給力（設備利用率 30%～60%）としては、流れ込み式水力発電が最も優れており、
次に天然ガスを燃料とするコンバインドサイクル火力である。
ピーク供給力（設備利用率 30%以下の範囲）としては、貯水池式および調整池式水力発電が
最も優れており、これは一般水力の開発を行う際には、基本的には、設備利用率 30%～50%（利
用時間 4000 時間程度）で他の電源よりも安く、経済性が出るような地点を優先的に開発してい
ることによる。次に天然ガスを燃料とするガスタービン火力である。
図 5-10 および表 5-14 に各電源種別の利用率と発電原価の関係を示す。
5-16
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
（出典：JICA 調査団）
図 5-10 各種電源の発電原価比較 (2025 年時点)
表 5-14
Hydro
(Reservoir)
Oil (RFO)
Gas CC (NG)
Gas CC (LNG)
Gas GT (NG)
Coal (Imp.)
Nuclear
5.2.3
各種電源の発電原価比較 (2025 年時点)
Constructi
on cost
(US$/kW)
Annual fixed
cost
(US$/kW/yr)
2,500
280.6
1,000
1,000
1,000
500
1,800
3,000
135.2
155.2
155.2
80.1
261.3
420.5
Fuel cost
(UScent
/kWh)
Generating cost (UScent/kWh)
L.F=10%
L.F=40%
L.F=65%
L.F=80%
0.0
30.8
7.7
---
---
12.8
5.3
7.4
8.4
3.1
1.0
28.3
23.0
25.1
17.6
32.8
36.0
16.7
9.8
11.8
10.7
10.4
13.0
15.3
14.8
8.1
7.5
10.1
9.6
9.8
9.6
7.7
6.8
8.4
7.0
（出典：JICA 調査団）
供給信頼度に基づく適正予備率の検討
(1) 現状の開発計画における検討
全国の 2025 年の需要規模（48GW 程度）における設備の構成に基づき、LOLE（Loss Of Load
Expectation）と供給予備率の関係を求め、必要な供給信頼度レベル（LOLE 値）における適正予
備率を求めた。なお、全国の系統を北部、南部、KE の 3 系統に分け、系統連系を考慮して検討
する。北部と南部の系統の境界は Multan S/S と Guddu S/S の間とする。
(a)
1)
入力データ
需要の想定誤差
需要想定の予測誤差（標準偏差）として、想定値の 2%を見込む。
5-17
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
2)
発電設備の構成と事故停止率
発電設備の構成と事故停止率は下表の通りである。水力発電所については Tarbela, Mangla,
Ghazi Barotha 発電所の運転実績に基づき設定した。また、石油火力発電所（ST）については、
Guddu, Jamshoro, Mazaffargarh 発電所の運転実績を参考に設定した。その他の電源については
他国における標準的な値に基づき設定した。
表 5-15 発電設備の構成と事故停止率
Hydropower
Oil fired thermal (ST)
Gas turbine
Combined Cycle
Imp. Coal fired thermal (ST)
Dom. Coal fired thermal (ST)
Nuclear power
Biomass and Wind
Power Import (CASA)
Power Import (Iran)
Total
Installed
Capacity (MW)
25,395
5,670
(1,268)
13,911
(3,208)
17,165
(150)
3,530
(137)
2,794
(Hydro) 1,000
(C/C) 1,000
68,660
37.3
Max. Unit
Capacity
432MW
8.3
386MW
8% - 10%
156MW
400MW
660MW
660MW
4% - 6%
4% - 6%
4%
5%
Ratio
20.3
25.0
5.1
1,100MW
5%
4.0
-
67MW
1,000MW
1,000MW
5%
11%
15%
注)・事故停止には、不具合発生の発見後、自主的に停止した事象も含む。
・事故停止日数には、事故停止後の修理に要した日数も含む。
・事故停止率の定義は、年間事故停止日数/365日
・赤字は廃止する発電設備量を示す。
3)
Forced Outage
Rate (FOR)
1%
(出典：JICA 調査団)
水力発電所出力の変動確率
既設水力発電所の運転実績に基づき、季節毎に若干異なるが、出力変動の標準偏差として
水力発電供給力の 12%を見込む。
(b) LOLE と供給予備率の関係（2025 時点）
パキスタン国の供給信頼度の状況は、前述の電力需要想定（Base ケース）および既存の電源
開発計画に基づき、北部系統、南部系統および KE 系統に分けて検討した。検討結果を図 5-11
に示す。
北部系統における供給予備率は供給信頼度 LOLE によってあまり変化しない。これは、水力
発電所の構成比率が高く乾季と雨季の間で供給力の変動が大きいためである。供給信頼度基準
の LOLE 88 時間 (LOLP=1.0%) に対する必要供給予備率は 10.1％である。
中南部系統には水力発電設備はなく火力発電が主な電源であり、また、原子力発電の単機容
量が 1100MW と大きいこと、およびイランからの電力輸入の事故率が 15%と高いことから、必
要予備率は 6.3％となる。他方、KE 系統は火力発電所の単機出力が小さいことから必要供給予
備率は、2.0%と小さい。
5-18
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
South
North
LOLE (hr)
KE
Reserve Margin (%)
図 5-11 供給予備率と供給信頼度 LOLE との関係 (2025 年)
(c)
連系線容量と供給予備力削減効果との関係 (2025 年)
一般的に連系線容量の増加は、系統間の需要の不等時性のために、供給予備力の減少をもた
らす。パキスタン国の北部・南部系統間では、乾季の北部系統の水力発電所供給力の低下時に
南部系統の火力発電所から供給することにより北部系統の供給予備力の必要量が大きく減少す
る。南北系統間および南部 KE 系統間の連系線容量と供給予備力削減量の関係を分析した結果
を図 5-12 に示す。
供給予備力の削減量は、北部と南部系統間の連系線容量が 4,000MW 以上で、また、南部と
KE 系統間の連系容量が 200MW 以上で飽和する。しかし、北部・南部系統間の連系容量 3,000MW
と 4,000MW での供給予備力削減量の差は 290MW であり、連系線容量を 1,000MW 増加させる
場合の費用に対して僅かである。290MW の石炭火力を開発する費用が 450 millionUS$であるの
に対し 1000km の送電線を１回線増設する費用は 1000 millionUS$と火力発電所開発費用の約 2
倍である。したがって、供給信頼度向上効果から見た適切な連系線容量は 3,000MW となる。な
お、南部・KE 系統間は 220kV 既設連系送電線（連系容量 700MW）がある。
（南部・KE 系統間）
（北部・南部系統間）
図 5-12 連系線容量と供給予備力削減量の関係（2025 年）
5-19
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
上記連系系統における必要供給予備率は、それぞれ北部系統 1.1%、南部系統 5.3%、および
KE 系統 0.0%となる。
(2) 修正開発計画の検討
前述の現状の電源開発計画は適切な供給予備力を確保できるように修正する必要がある。そ
のため、JICA 調査団は以下の観点から水力発電開発計画ならびに北部・南部系統の火力発電所
の開発計画を見直すとともに、2035 年までの開発計画を暫定的に策定した。

北部系統においては、水力発電の供給力が占める割合が大きすぎること、および貯水
池を有する大規模な水力発電計画は社会環境上の問題または財政面の問題から遅れが
ちであること。さらに、必要予備力が 1%であるにも拘わらず 2021 年以降の夏季の供
給予備率が 10%を超えていること。

南部系統においては、必要予備力が 6%程度であるにも拘らず 2021 年以降の供給予備
率が 20%を超えていること。さらに、ベース供給力である原子力発電と石炭火力発電
の合計の供給力が 70%以上を占めており、ベース需要比率 50%程度を大きく上回って
いること。
なお、上記見直しに当たって、以下の点を考慮に入れた。

Bunji 水力 (7100MW) は乾季の供給力が雨季の供給力の 1/5 まで低下する計画であるた
め、3 割程度しか低下しない Thakot 水力 (4000MW) と入れ替える。

Sahiwal (PPDB) 石炭火力は Punjab 州に位置し、系統上も北部系統である Lahore および
Multan 変電所に送電する計画であることから、全号機を北部系統の電源とする。
修正開発計画における北部・南部系統および KE 系統の 2016 年‐2035 年までの各種電源の供
給力と供給予備力を図 5-13、図 5-14 および図 5-15 にそれぞれ示す。また、全国の各種電源の供
給力と供給予備力、ならびに各種電源の供給力の構成比率を図 5-16 に示す。
(MW)
(MW)
夏季
冬季
year
year
図 5-13
2035 年までの修正電源開発計画（北部）
5-20
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(MW)
year
図 5-14
2035 年までの修正電源開発計画（南部）
(MW)
year
図 5-15
2035 年までの修正電源開発計画（KE）
(MW)
year
year
図 5-16
2035 年までの修正電源開発計画（全国）
この修正により、電源開発計画は以下のように改善された。
（北部系統）
• 2035 年の水力発電の供給力の占有率は夏季 66%、冬季 42%となる。
• 夏季の供給予備力が 2020 年以降プラスになり、2035 年は 6%程度となっている。
• 冬季の供給予備率は 2021 年 20%から 2032 年+0%まで低下する。
5-21
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
（南部系統）
• 2021 年に供給予備率はプラスとなり、それ以降は 0%近傍である。
• 石炭火力発電と原子力発電の合計の占有率は 50%前後である。
（KE 系統）
• 供給予備率は 2021 年以降プラスとなり、2024 年以降は 0%近傍である。
（全国）
• 供給予備力は 2021 年以降 7%～11%の間にある。
• 石炭火力発電と原子力発電の合計の占有率は 2021 年以降 24%程度である。
(a)
LOLE と供給予備率の関係
開発計画の見直しに伴い、電源構成が大きく変わったことから、修正電源開発計画について
LOLE と供給予備率の関係を求めた。この結果は下図に示すとおりであり、北部系統は水力発電
が占める割合が 2015 年の 3 割から 2025 年の 6 割と倍増するとともに、Tarbela 4th & 5th の増設や
CASA プロジェクトにより冬季の水力発電の供給力が夏季の 1/4 程度と低いため、冬季の供給力
不足が生じ、2025 年の必要供給予備力は既往の開発計画の 10%から 15%と増加する。
South
KE
North
図 5-17 供給予備率と供給信頼度 LOLE との関係 (修正電源開発計画)
また、2035 年の北部系統、南部系統および KE 系統の必要供給予備力はいずれも発電設備量
が増大することに伴い、それぞれ 15.4%→10.4%、4.7%→1.6%、2.5%→1.3%と低下する。
(b) 連係容量と供給予備力削減効果との関係
既往の開発計画と同様に 2025 年と 2035 年の南北系統間および南部 KE 系統間の連系線容量
と供給予備力削減量の関係を分析した結果をそれぞれ図 5-18 (2025 年) と図 5-19 (2035 年) に示
す。北部・南部系統間では、乾季の北部系統の水力発電所供給力の低下時に南部系統の火力発
電所から供給することにより北部系統の供給予備力の必要量が大きく減少する傾向は変わらな
い。
しかし、既往の開発計画に比較して水力発電が占める割合が減少したため、2025 年断面にお
ける供給予備力低減量は北部と南部系統間の連系容量が 1,500MW で飽和する。また、南部と
KE 系統間の供給予備力低減量は連系容量が 300MW で飽和する。従って、南部と KE の系統間
は既設送電線の容量以内であり増強の必要はない。
5-22
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
（北部・南部系統間）
（南部・KE 系統間）
図 5-18 連系容量と供給予備力削減量の関係（修正案：2025 年）
2035 年断面では北部系統における水力発電の構成比率の増加に伴い、北部・南部系統間の飽
和連系容量は 4000MW に増加する。しかし、3,000MW と 4,000MW での供給予備力削減量の差
は 175MW であり、連系線容量を 1,000MW 増加させる場合の費用に対して電源開発する方が経
済的である。したがって、供給信頼度向上効果から見た適切な連系線容量である 3,000MW を最
小費用法の検討に使用する容量とする。なお、南部と KE 系統間の供給予備力低減量が飽和す
る連系容量は 300MW で 2025 年断面と同じである。
（北部・南部系統間）
（南部・KE 系統間）
図 5-19 連系線容量と供給予備力削減量の関係（修正案：2035 年）
以上の結果の各系統の必要供給予備力をまとめると下表のとおりとなる。
表 5-16 連系系統の必要供給予備率
2025 年
2035 年
単独系統
15.4 %
4.7 %
2.5 %
7.6 %
1.6 %
1.3 %
北部
南部
KE
北部
南部
KE
5-23
連系系統
10.4 %
0.0 %
0.0 %
2.5 %
0.8 %
0.0 %
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
2025 年および 2035 年断面の最適電源構成
5.3
修正電源開発計画を基本に、前述の供給予備率（LOLE 88hr）を確保することを条件に、石炭
火力とガス火力の開発比率を変化させて日々の需給運用を考慮した最経済的な需給運用を
PDPATⅡを用いてシミュレーションし、年間の発電経費を算出することにより、発電経費が最
小となる最適電源構成を決定する。
5.3.1
ベースシナリオ
(1) 検討条件
(a)
連系容量
北部、南部系統間 ; 1,500MW (2025 年)、3,000MW (2035 年)
南部、KE 系統間；700MW (2025 年, 2035 年)
(b) 信頼度基準
表 5-16 の連系系統における必要供給予備率を満たすよう供給力（開発計画）を調整する。
(c)
開発計画
修正電源開発計画を基本とし、政策的に開発される水力、原子力、太陽光、風力、バイオマ
ス、電力輸入、LNG 火力については調整せず、信頼度基準を満たすよう後年度に開発が予定さ
れている火力発電所開発量を調整する。言い換えれば石炭火力とガス火力の開発比率を調整す
る。
(d) 燃料費
表 5－12 に示す燃料価格に基づくものとするが、北部系統の石炭火力で使用する石炭は Salt
Range (国内炭) 以外は全て輸入炭を使用するものとし、南部港湾からの鉄道運搬費 15.0 US$/ton
を燃料単価に加算した。
(e)
契約上の運用規制
IPP によるガス（Pipe line gas および LNG）火力発電所については契約上の運用規制として設
備利用率を 65%以上とする。
(f)
二酸化炭素（CO2）排出に対する環境対策費
火力発電所の構成比率の検討において二酸化炭素（CO2）排出量の増減に対する対策費とし
て 2012 年以前の CDM（京都プロトコル）における平均取引価格である 10 US$/ton-CO2 を考慮
する。
(2) 最適電源構成
(a)
北部系統
修正開発計画の 2025 年および 2035 年における電源構成に対し、石炭火力の開発量を増減さ
せた場合の発電コスト（年経費）の増減を求めた結果を表 5-17 と図 5-20、表 5-18 と図 5-21 に
それぞれ示す。2025 年、2035 年いずれも修正開発計画よりも石炭火力（輸入炭）660MW を増
加させ、同等の供給力のガス火力（CCGT）を減少させたケースが最も経済的となる。ただし、
CO2 排出対策費用を考慮しない場合は 1,980MW 石炭火力を増加させたケースが最小発電年経費
となる。
なお、年経費の差額が 10 million US$／年程度と僅かである理由は、石炭価格に鉄道輸送費が
加算されているため、設備利用率 70%におけるガス火力（CCGT）と石炭火力の発電原価に差が
ないことによる。
5-24
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-17 北部系統における石炭火力発電設備量の増減と年経費の関係（2025 年）
石炭火力
単位
-1,320MW
-660MW
Base
660MW
1,320MW
1,980MW
2,450MW
Total
million US$
93.1
44.7
0.0
- 35.3
- 54.9
- 61.8
- 46.0
CDM
million US$
- 44.3
- 22.0
0.0
22.3
44.9
68.1
89.8
Total+CDM
million US$
44.8
22.7
0.0
- 13.0
- 10.0
6.3
43.4
図 5-20 石炭火力増分開発量と発電年経費の関係（北部系統：2025 年）
表 5-18 北部系統における石炭火力発電設備量の増減と年経費の関係（2035 年）
石炭火力
単位
Base
+660MW
+1,320MW
+1,980MW
Total
million US$
0.0
- 29.3
- 42.3
- 52.1
CDM
million US$
0.0
18.8
35.3
54.8
Total+CDM
million US$
0.0
- 10.5
- 7.0
2.7
図 5-21 石炭火力増分開発量と発電年経費の関係（北部系統：2035 年）
以上の検討結果に基づく 2025 年および 2035 年の北部系統の最適電源構成はそれぞれ図 5-22
および図 5-23 に示すとおりである。
5-25
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
（夏季）
（冬季）
図 5-22 北部系統における最適電源構成（ベースシナリオ：2025 年）
（夏季）
（冬季）
図 5-23 北部系統における最適電源構成（ベースシナリオ：2035 年）
北部系統の最適電源構成は 2035 年断面における電源構成であり、水力発電は 70%程度が最適
であるが、
2025 年時点では運転開始以降 30 年経過していない既設の石油火力が 12%あるため、
水力発電の占める比率は 60%程度に留まる。
2025 年および 2035 年の年間 kWh バランスを図 5-24 に示す。
（2025 年）
（2035 年）
図 5-24 北部系統における年間 kWh バランス
5-26
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
1 月が最も需給バランスが厳しく、12 月～2 月の 3 か月間は南部系統から電力供給する必要が
ある。
2025 年 1 月と 7 月の週間運用シミュレーション結果を図 5-25 に、また、2035 年 1 月と 7 月
の週間運用シミュレーション結果を図 5-26 に示す。2025 年 1 月はピーク供給力 (kW) は足りて
いるが、電力量 (kWh) が不足しており、南部系統から電力を融通する必要がある。7 月はほぼ
北部系統内で需給はバランスしている。2035 年 1 月はピーク供給力ならびに電力量も不足して
おり、南部系統から電力融通してもらう必要がある。7 月は北部系統内で需給はバランスしてい
る。
（1 月）
（7 月）
図 5-25 北部系統における週間運用（2025 年）
（1 月）
（7 月）
図 5-26 北部系統における週間運用（2035 年）
(b) 南部系統
修正開発計画の 2025 年および 2035 年における電源構成に対し、石炭火力の開発量を増減さ
せた場合の発電コスト（年経費）の増減を求めた結果を表 5-19 と図 5-27 ならびに表 5-20 と図
5-28 にそれぞれ示す。2025 年は修正開発計画よりも石炭火力（国内炭）1,320MW を増加させた
ケースが最も経済的となるが、2035 年は修正開発計画の石炭火力（国内炭）開発比率が最も年
経費が安くなる。CO2 排出対策費用を考慮しない場合もほぼ同様の石炭火力開発比率が最小年
経費となる。
5-27
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-19 南部系統における石炭火力発電設備量の増減と年経費の関係（2025 年）
石炭火力
単位
Total
CDM
Total+CDM
million US$
million US
$
million US
$
-660MW
Base
+660MW
+1,320MW
+1,500MW
37.1
0.0
- 108.8
- 182.6
- 187.0
- 26.3
0.0
21.1
45.4
54.9
10.8
0.0
- 87.7
- 137.2
- 132.1
図 5-27 石炭火力増分開発量と発電年経費の関係（南部系統：2025 年）
表 5-20 南部系統における石炭火力発電設備量の増減と年経費の関係（2035 年）
石炭火力
単位
-1,320MW
-660MW
Base
+660MW
+1,320MW
Total
million US$
37.1
44.7
0.0
- 35.3
- 54.9
CDM
million US$
- 26.3
- 22.0
0.0
22.3
44.9
Total+CDM
million US$
10.8
22.7
0.0
- 13.0
- 10.0
図 5-28 石炭火力増分開発量と発電年経費の関係（南部系統：2035 年）
以上の検討結果に基づく南部系統の最適電源構成は図 5-29 に示すとおりである。
南部系統の最適電源構成は石炭火力、原子力、風力発電などのベース電源比率が 60%程度で
ある 2025 年断面における電源構成である。しかし、IPP による天然ガス（パイプライン）火力
の設備利用率を 65%に固定しているため、ベース電源である石炭火力を増やすよりもミドル電
源およびピーク電源としてのガス火力を増やす方が経済的となり、2035 年断面におけるベース
電源の比率は 52%が最適となっている。
5-28
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(2035 年)
（2025 年）
図 5-29 南部系統における最適電源構成（ベースシナリオ）
2025 年および 2035 年の年間 kWh バランスを図 5-30 に示す。前述したように 2025 年は石油
火力がピーク供給力となっているが、2035 年は石油火力の廃止に伴い、ガス火力がミドルなら
びにピーク供給力となっている。
（2025 年）
（2035 年）
図 5-30 南部系統における年間 kWh バランス
2025 年 7 月ならびに 2035 年 7 月の週間運用シミュレーション結果を図 5-31 に示す。2025 年、
2035 年いずれもピーク供給力（kW）は不足しており、北部系統から電力を融通する必要がある。
また、休日は北部系統の水力発電電力量に余剰があるため、経済融通として南部系統に電力供
給している。
5-29
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
（2025 年）
（2035 年）
図 5-31 南部系統における週間運用（7 月）
(c)
KE 系統
KE 系統については、将来の電源開発候補地点が不明であるため、南部系統の検討結果を参考
にベース電源の比率を 60%として、開発計画を策定した。その結果は図 5-32 に示すとおりであ
る。
(2035 年)
（2025 年）
図 5-32
KE 系統における最適電源構成（ベースシナリオ）
(d) 全国
以上の結果より全国の最適電源構成は図 5-33 に示すとおりである。
(2035 年)
（2025 年）
図 5-33 全国の最適電源構成（ベースシナリオ）
5-30
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
5.3.2
代替シナリオ
(1) 南部系統への水力発電所の投入
南北系統間（離隔距離 1,000 km）を結ぶ 2 極 1 ルートの直流送電線の送電容量は 2,000MW で
あり、その建設費用は直交変換所を含めて 1,066 million US$と想定されている。
また、パキスタン国内の水力ポテンシャルとして既往の水力開発計画地点以外にも以下の表
に示す地点がある。
表 5-21 水力ポテンシャル
Project Name
Developer
Tangus
Yulbo
Patan
WAPDA
WAPDA
WAPDA
Installed
Capacity
(MW)
2,200
2,800
2,300
Electric
Energy
(GWh)
8,791
11,376
12,625
Plant
Factor
(%)
45.6
46.4
62.7
以上のことから、上記水力発電所を開発し南部系統の需要地に送電する電源線を建設するこ
とにより、2000MW の水力発電を南部系統に投入する代替シナリオを検討した。
水力発電所の建設単価を 2,500 US$/kW とすると、2,000MW の水力発電開発費用は 5,000
million US$であり、年経費は 562 million US$/年（年経費率 11.23%）である。さらに、電源線の
建設費用は 1,066 million US$であり、年経費率を 14.02%とすると、年経費は 149 million US$で
あり、合計年経費は 711 US$/年 となる。これを水力発電の年経費率で割り戻すと 6,331 million
US$であり、建設単価は 3,166 US$/kW となる。さらに、送電ロス 1%を考慮し、建設単価は 3,200
US$/kW とする。これにより、発電原価は山元で 7.0 UScent/kWh、受電端で 8.8 UScent/kWh と
なる。
表 5-22 南部投入水力の発電原価
1 route of DC
(2 poles)
Hydropower
DC Power Line
Total
Project
Unit Cost
(US$/kW)
2,500
-
Installed
Capacity
(MW)
2,200
2,800
2,300
Project
Cost
(mil. US$)
2,200
2,800
2,300
Annual
Expense
(mil.
US$)
562
149
711
Equivalent
Generation
Hydropower
Unit Cost
Project Cost
(UScent/kWh)
(US$/kW)
7.0
1.8
6,331
8.8
上記条件に基づき、2025 年断面で直流送電線 1 ルートの送電容量 2,000MW の水力発電所を
開発し、南部系統の需要へ当てはめた場合の総合発電経費を需給運用シミュレーションにより
求めた。さらに、2035 年断面ではさらに 1 ルートを追加し、合計 4,000MW の水力発電所を南
部系統の電源として開発したケースを検討した。なお、直流送電線の事故率 10%を考慮し、水
力発電所の開発量に相当する石炭火力発電開発の削減量を 2025 年、2035 年それぞれ 1,980MW
(供給力 1,890MW) および 3,960MW (供給力 3,780MW)とする。
水力発電開発の南部系統への投入の有無による南部系統の kWh バランスの変化を図 5-34 に
示す。
水力発電所を南部系統に開発導入することにより、南部系統において IPP のガス火力発電の
利用率固定により生じていた余剰電力量が減少するとともに、ピーク電源である石油火力とガ
ス火力の設備利用率が増加する。さらに、2035 年時点は老朽石油火力および老朽ガス火力の廃
止に伴いほとんどピーク電源が無くなることから、IPP のガス火力の利用率固定条件に伴いかな
り余剰電力量が発生しているが、水力発電を投入することにより、余剰電力量はほぼ無くなる。
5-31
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
（2025 年）
（2035 年）
(水力発電無)
（水力発電有）
(水力発電無)
（水力発電有）
図 5-34 南部系統 kWh バランスの比較
水力発電所の南部系統への投入の有無による年発電経費の差は表 5-23 に示すとおりであり、
2025 年断面ではまだピーク電源として既設石油火力および GENCO のガス火力発電があるため、
ほとんど年経費の減はないが、2035 年断面では夏季の化石燃料の焚き減らし効果により総合年
発電経費が 300 million US$/年 減少し、発電原価も 0.07 UScent/kWh 下がる。さらに、CO2 排出
量は 2025 年、2035 年それぞれ 8.9 million ton-CO2 (8.5%), 18.6 million ton-CO2 (11.2%) 低下する。
表 5-23 水力発電所の南部系統への投入による年発電経費の差
North system
South system
KE system
Total
Generation
Unit Cost
CO2 Emission
Unit
million US$
million US$
million US$
million US$
2025
24
- 99
8
- 67
2035
62
- 388
9
- 317
UScent/kWh
- 0.03
- 0.07
- 8.9
(-8.5%)
- 18.6
(-11.2%)
mil.
ton-CO2
5-32
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(2) LNG 火力発電の年設備利用率を固定しないことによる影響
ベースシナリオでは北部系統に 2018 年以降 Punjab 州政府によって開発される予定である 3
つの LNG 火力発電所の運用制約として IPP によるガス火力発電と同様に年設備利用率を 65%で
一定としている。しかし、LNG はパイプラインガスと異なり、燃料貯蔵が可能であることから、
この制約条件を設けなくてもガス価格は大きく変動しないと想定される。
そのため、LNG 火力発電の年設備利用率を固定しないケースについて需給運用シミュレー
ションにより検討した。LNG 火力の年設備利用率を一定とした場合とフリーにした場合の 2025
年と 2035 年における総合年発電経費の差を表 5-24 に示すとともに、年間の kWh バランスの比
較を図 5-35 に示す。
表 5-24 LNG 火力の年利用率フリーによる年発電経費の差
North system
South system
KE system
Total
Generation Unit
Cost
LNG Volume
Unit
million US$
million US$
million US$
million US$
2025
- 258
-2
8
- 252
2035
- 682
25
15
- 642
UScent/kWh
- 0.10
- 0.15
0.2
- 1.2
BCM
LNG 年設備利用率フリー
（2025 年）LNG 年設備利用率固定
LNG 年設備利用率フリー
（2035 年）LNG 年設備利用率固定
図 5-35 LNG 年年設備利用率固定の有無による kWh バランスの比較
5-33
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
総合年経費は 2025 年、2035 年いずれの断面も減少し、総合発電原価はそれぞれ 0.1cent/kWh,
0.15cent/kWh と大幅に低下する。2025 年断面では、最も燃料費の高い石油 (FRO) 火力を焚き減
らすことができるためであり、LNG 火力発電の年設備利用率は 70%に上昇し、年間ガス使用量
も 0.2 BCM 多くなる。他方、2035 年断面では、石油(FRO)火力の老朽化に伴う廃止により、ピー
ク対応電源（設備利用率 30％以下）が少なくなるとともに LNG 火力発電が主な雨季のピーク
供給力となるため LNG 火力発電の年設備利用率は 45%に低下し、余剰電力が生じなくなり、燃
料費の安い石炭火力を焚き減らす必要がなくなる。
(3) 電力輸入を行わない場合
(a)
CASA-1000
CASA-1000（水力発電）による電力輸入の有無が年間の発電経費に与える影響を需給運用シ
ミュレーションにより検討した。なお、CASA-1000 が無い場合の供給力減分は最適電源構成が
変化しないように自国の水力発電により代替することとした。
CASA-1000 は雨季の 5 ヶ月間のみの電力供給であり、乾季は全く電力供給がないことから、
乾季の供給力とはならない。また、タジキスタン国からパキスタン国間を直流で送電するため、
事故率が 10%高いことから、供給信頼度を一定にすると雨季の供給力もその分減少し、代替電
源開発量は 900MW 程度で良くなる。さらに、自国の水力発電で代替する場合は乾季も発電で
きるため乾季の火力発電の焚き減らし効果が期待できる。
従っ て 2025 年において年発 電経費 は 174 million US$ 減少し、総合発電原 価は 0.07
UScent/kWh 低減する（表 5-25 参照）。また、国境付近のコンバーターステーションから需要
地までの送電線費用も削減される。
(b) イラン国からの電力輸入
イラン国から CCGT 火力発電（1,000MW）による電力輸入の有無が発電経費に与える影響を
需給運用シミュレーションにより検討した。なお、イラン国からの電力輸入が無い場合の供給
力減分は最適電源構成が変化しないように IPP による CCGT (Gas) 火力発電により代替するこ
ととした。
イラン国からパキスタン国間を直流で送電するため、事故率が高いことから、供給信頼度を
一定にすると代替電源の開発量はその差分だけ少なくなり、900MW 程度で良い。従って 2025
年において年発電経費は 74 million US$ 減少し、総合発電原価は 0.03 UScent/kWh 低減する（表
5-25 参照）。また、国境付近のコンバーターステーションから需要地までの送電線費用も削減
される。
表 5-25 電力輸入の有無による年発電経費の差
North system
South system
KE system
Total
Generation
Unit Cost
Unit
million US$
million US$
million US$
million US$
CASA-1000
- 159
5
- 20
- 174
Import from Iran
8
- 88
6
- 74
UScent/kWh
- 0.07
- 0.03
5-34
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
5.3.3
最小費用電源開発シナリオ
上記全ての代替シナリオの年発電経費および総合発電原価はベースシナリオのそれらを下
回っていることから、代替シナリオを統合したシナリオが最小費用電源開発シナリオとなる。
2025 年断面および 2035 年断面における統合シナリオ（LCP）の発電経費を需給運用シミュレー
ションにより計算した結果を表 5-26 に示す。2025 年断面および 2035 年断面における統合シナ
リオ（LCP）の総合発電原価はそれぞれ 7.76 UScent/kwh (0.21 UScent/kWh 低減)、7.56 UScent/kwh
(0.26 UScent/kWh 低減)する。
表 5-26 統合シナリオとベースシナリオの年発電経費および発電原価の比較
2025 年断面および 2035 年断面における統合シナリオ（LCP）の年間 kWh バランスを図 5-36
および図 5-37 にそれぞれ示す。いずれの年も余剰電力は発生しておらず、需給がバランスして
いる。
（北部系統）
（南部系統）
図 5-36 統合シナリオ（LCP）の年間 kWh バランスの比較 (2025 年)
ただし、最小費用電源開発シナリオは以下の通り、大きな課題があることから、以降はベー
スシナリオを軸に検討を進めることとする。
① 電力輸入を行わない場合：既に輸入価格ならびに輸入開始時期も政府決定している。
② LNG 火力の設備利用率をフリーにする場合：GENCOｓなどの政府系機関にその開発を任
せるなどにより、売電契約条項から設備利用率固定条項（Take or Pay)を除く必要がある。
③ 水力発電を南部系統に投入する場合：具体的にどの水力発電所を南部系統の電源として開
発するかについて FS 等の検討を実施する必要がある。
5-35
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
（北部系統）
（南部系統）
図 5-37 統合シナリオ（LCP）の年間 kWh バランスの比較 (2035 年)
5.3.4
リスク分析
(1) 燃料価格の変動
(a)
検討条件
燃料費の高騰について影響を検討する。国内炭の価格が 2015 年以降変化しないケース、およ
び国内炭価格は 2015 年以降変化せず、海外から輸入される RFO, NG, LNG, Coal の価格上昇率
がベースシナリオの 2 倍となるケースである。検討ケースの燃料価格を表 5-27 に示す。
表 5-27 燃料価格変動の検討条件
（ベースシナリオ）
RFO
NG
LNG
Imp. Coal
Dom. Coal
Unit
US$/bbl
US$/MMBtu
US$/MMBtu
US$/ton
US$/ton
2015
62
6.5
9.0
60
27
2020
71
7.6
10.5
70
32
2025
81
8.7
12.0
80
36
2030
2035
2030
115
12.5
17.5
115
27
2035
129
14.1
19.4
129
27
86
9.2
12.8
85
38
91
9.8
13.5
90
41
(価格上昇率が 2 倍の場合)
RFO
NG
LNG
Imp. Coal
Dom. Coal
Unit
US$/bbl
US$/MMBtu
US$/MMBtu
US$/ton
US$/ton
2015
62
6.5
9.0
60
27
2020
80
8.7
12.0
80
27
2025
103
11.2
15.4
103
27
(b) 検討結果
国内炭価格が 2015 年以降上昇しないケースの検討結果は表 5-28 に示すとおりであり、2025
年, 2035 年における発電コストはそれぞれ 265 million US$，841 million US$ 減少し、総合発電
原価はそれぞれ 0.1 UScent/kWh, 0.19 UScent/kWh 低減する。総合発電原価の減分は国内炭火力
5-36
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
発電の構成比率が大きい KE 系統が最も大きく 2025 年時点で 0.5 UScent/kWh, 2035 年時点で 0.77
UScent/kWh である。
表 5-28 国内炭価格が変動しないケースの年発電経費の差
North system
South system
KE system
Total
Generation
Unit Cost
Unit
million US$
million US$
million US$
million US$
2025
- 16
- 89
- 160
- 265
2035
- 25
- 434
- 382
- 841
UScent/kWh
- 0.10
- 0.19
国内炭価格は 2015 年以降上昇せず、輸入化石燃料の価格上昇率が 2 倍になったケースの検討
結果は表 5-29 に示すとおりであり、2025 年, 2035 年における発電コストはそれぞれ 1635 million
US$，3884 million US$ 増加し、総合発電原価はそれぞれ 0.63 UScent/kWh, 0.88 UScent/kWh と大
きく上昇する。総合発電原価の増分は輸入炭火力発電の構成比率が大きい北部系統が最も大き
く 2025 年 0.69 UScent/kWh, 2035 年 0.97 UScent/kWh である。
表 5-29 輸入化石燃料の価格上昇率が 2 倍のケースの年発電経費の差
North system
South system
KE system
Total
Generation
Unit Cost
Unit
million US$
million US$
million US$
million US$
2025
1043
545
47
1635
2035
2443
1323
118
3884
UScent/kWh
0.63
0.88
輸入化石燃料の価格上昇率が 2 倍になったケースの 2025 年における各種電源の発電原価と
設備利用率の関係を図 5-38 に示す。国内炭火力発電の発電原価が設備利用率 30%以上にお
いて火力発電の中で最も安くなる。
エネルギー安定供給の観点のみならず、輸入燃料価格の変動リスクを考えると極力海外炭火
力の開発を避け国内炭火力を開発することが望ましい。
図 5-38
2025 年における各種電源の発電原価と設備利用率の関係 (燃料エスカ２倍)
5-37
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(2) 水力発電所開発の遅れによる影響
ベースシナリオにおける水力発電開発が全て 1 年遅れた場合の影響を検討する。なお、
CASA-1000 も含んでいる。
水力発電の開発が 1 年遅れた場合の北部地域の供給力（夏季ピーク時）の減は図 5-39 に示す
とおりである。2017 年、2018 年の供給力減に対しては代替電源の開発は間に合わないため、南
部からの電力供給に頼らざるを得ない。また、2020 年の供給力の減 2,760MW に対応するため
には、Sahiwal 4 (660MW)を 2028 年から 2020 年に、New CCGT 2 & 3 (1,200MW)をそれぞれ 2026
年から 2020 年、2029 年から 2020 年に早めるか、南部系統の火力発電所から北部系統に電力を
供給するための電源線を新たに開発する必要がある。
図 5-39 水力発電所開発の遅れに伴う供給力（夏季ピーク）の減
5-38
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
5.4
5.4.1
長期電源開発パターン
ベース需要ケース
5.3.1 節で述べたベースシナリオについて現状の電源開発計画を考慮しつつ、必要な供給予備
率を確保することを条件に各電源の運転開始時期を変化させて 2025 年および 2035 年断面の最
適電源構成に近づけていくことにより、2016 年～2035 年（20 年間）の長期電源開発パターンを
作成した。
ここで黄色のハイライトは、表 5-3、表 5-4 から修正された箇所を示す。また、” New Gas ” は
本調査で新たに提案する発電所である。なお、New Gas はすべて IPP による開発として計画し
ているが、GENCO が実施者となっても問題ない。
(1) 各系統の長期電源開発計画
ベースシナリオの 2025 年および 2035 年の最適電源構成に基づく水力発電開発計画を表 5-30
に、北部系統ならびに南部系統の火力発電開発計画を表 5-31 および表 5-32 にそれぞれ示す。
表 5-30 水力発電所開発地点および運開年 (ベース需要ケース)
Installed
Capacity
(MW)
Executive
Agency
Current
PDP
Neelum Jhelum
Golen Gol
Tarbela 4th Ext
Kayal Khwar
Kurram Tangi
Tarbela 5th Ext
Basho
WAPDA Phander
Mangla (Upgradation)
Dasu (1st stage)
Dasu (2nd stage)
Diamer Basha
969
106
1,410
128
83
1,320
40
80
310
2,750
2,750
4,500
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
2016
2016
2017
2017
2017
2019
2020
2020
2020
2020
2027
2024
Bunji
Subtotal
Patrind
Gulpur
Sehra
Karot HPP
Azad-Pattan
Suki kinari
Kotli
PPIB
Chakoti-Hattian
Kohala
Kaigah
Madian
Asrit-kedam
Mahl
Subtotal
Palas Valley (lower)
Palas Valley (middle)
Palas Valley (upper)
Spat Gah (lower)
Spat Gah (middle)
WAPDA Spat Gah (upper)
Akhori
Lawi
Mundah
Thakot
Subtotal
Karrang
Rajdhani
Kalam-Asrit
Shashghai-Zhendoli
Matiltan
PPIB
Gabral Kalam
Shogo-Sin
Taunsa
Sharmal
Subtotal
Planned Total
7,100
21,546
150
100
130
720
640
840
100
500
1,100
545
157
215
600
5,797
665
373
160
496
424
199
600
70
740
WAPDA
2027
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
2017
2018
2019
2020
2020
2020
2020
2020
2020
2022
2022
2022
2023
No.
Project
3,727
458
132
197
144
84
137
132
120
115
1,519
32,589
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
WAPDA
PPIB
PPIB
PPIB
PPIB
SHYDO
PPIB
PPIB
PPDB
SHYDO
5-39
Installed
Capacity
(MW)
969
106
1,410
128
83
1,320
40
80
310
2,160
3,340
2,250
2,250
14,446
150
100
130
720
640
840
100
500
1,100
545
157
215
600
5,797
665
373
160
496
424
199
600
70
740
4,000
7,727
458
132
197
144
84
137
132
120
115
1,519
29,489
Revised
PDP
2016
2016
2017
2017
2017
2019
2020
2020
2020
2023-24
2027-28
2026
2031
2017
2018
2019
2021
2020
2020
2020
2021
2022-23
2022
2022
2022
2023
Remarks
3, 4 year
0, 1 year
2 year
7 year
No count
1 year
1 year
2-3 year
2024
2028
2030
2024
2029
2030
2025
2026
2029
2032, 33, 34 New Addition
2025
2025
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-31 北部系統の火力発電所開発計画（ベース需要ケース）
Power Plant Name
Installed
Current PDP
Capacity Fuel Type
COD
(MW)
660 Imp. Coal Dec. 2017
Location
Type
Sahiwal -1 (PPDB)
North
Steam
Sahiwal -2 (PPDB)
South
Steam
Bhikki Gas Plant
North
CCGT
1200
LNG
Baloki Gas Plant
North
CCGT
1200
LNG
North
CCGT
1200
LNG
330
Coal
Haveli Bahadur Shar Gas
IPP (BOT, Plant
Salt Range (PPDB)
BOOT)
660 Imp. Coal
Revised
PDP COD
2017
Dec. 2017
2017
Apr. 2017
2018
Apr. 2017
2018
Apr. 2017
2018
2017
2018
2017
2018
2017
2018
North
Steam
Sahiwal -3,4,5 (PPDB)
North
Steam
1890 Imp. Coal
Jun. 2018
New Gas -1 (North)
North
CCGT
1200
Gas
2019-20
New Gas -2 (North)
North
CCGT
1200
Gas
2025-26
New Gas -3 (North)
North
CCGT
1200
Gas
2028-29
New Gas -4 (North)
North
CCGT
1200
Gas
2030
New Gas -5 (North)
North
CCGT
1200
Gas
2032
New Gas -6 (North)
Total
North
CCGT
1200
14,340
Gas
2033
Remarks
Change to
North
2018
2019, 27, 29
表 5-32 南部系統の火力発電所開発計画（ベース需要ケース）
Power Plant Name
GENCO-I
Jamshoro (ADB)
Location
Type
South
Steam
Installed
Capacity
(MW)
Fuel Type
1320 Imp. Coal
GENCO-II Guddu Ext.
South
CCGT
747
GENCO-IV Lakhra (JICA)
South
660 Imp. Coal
GENCO-V Nandipur
South
Steam
GT
Steam
Sub-total
428
Gas
FO/HSD
Current PDP
COD
Revised
PDP COD
Dec. 2019
Mar. 2020
Dec. 2019
Mar. 2020
Mar. 2015
Mar. 2015
Remarks
Jun. 2022
Jun. 2022
2014, 2015 2014, 2015
2015
2015
3,059
Nooriabad Gas Plant
Thar Coal　Block II
(SECMC Pakistan)
Port Qasim
(Shinohydro)
Thar Coal　Block I
SSRL (china-pakistan)
HUBCO
(HUB Power)
Thar Coal　Block VI
(Oracle(China-UK))
Thar Coal　Block V
(UCG project Pakistan)
Thar Coal　Block II
Phase-3
Thar Coal Block III
(Asia Power UK)
Thar Coal Block IV
(Harbin Electric China)
New Gas -1 (South)
South
GT
100
Gas
Dec. 2017
Apr. 2018
2019
Jun. 2018
Dec. 2018
Jun. 2018
Dec. 2018
Jun. 2018
Dec. 2018
2017
2018
2019
2018
2019
2024
2025
2019
2020
South
Steam
1320
Coal
South
Steam
1320 Imp. Coal
South
Steam
1320
Coal
South
Steam
1320
Coal
South
Steam
660
Coal
2019
Not Come
South
Steam
10
UCG
2017
2017
South
Steam
2640
Coal
2021
South
Steam
1320
Coal
2021
South
Steam
1320
Coal
2021
New Gas -2 (South)
South
CCGT
747
Gas
2025-26
South
CCGT
747
Gas
2026-27
New Gas -3 (South)
South
CCGT
1200
Gas
2027
New Gas -4 (South)
South
CCGT
1200
Gas
2027-28
New Gas -5 (South)
South
CCGT
1200
Gas
2029
New Gas -6 (South)
South
CCGT
1200
Gas
2030-31
New Gas -7 (South)
South
CCGT
1200
Gas
2031-32
New Gas -8 (South)
Sub-total
Total
South
CCGT
1200
34,879
37,938
Gas
2033-34
5-40
1year
6year
7year
1year
2year
2030, 2032 9, 11year
2033, 2034 12,13year
2028
7year
2031
10year
Not Come
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
さらに、KE 系統の長期電源開発計画を表 5-33 に示す。
表 5-33
Source
Power Plant Name
Korangi
Balidia, Karachi
(IPP)
Engine
Steam
Engine
Steam
Engine
Steam
Steam
Engine
Steam
Engine
Steam
Engine
Steam
Engine
Steam
Port Qasim II
CCGT
Port Qasim III
Port Qasim IV
New Coal-1
New Coal-2
New Coal-3
New Coal-4
New Coal-5
New Coal-6
Steam
Steam
Steam
Steam
Steam
Steam
Steam
Steam
New Gas-1
CCGT
New Gas-2
CCGT
New Gas-3
CCGT
KGTPS-2
Nooriabad (IPP)
Port Qasim
Korangi II-1
Korangi II-2
North Karachi (IPP)
Wind
Solar
Nuclear
Type
CCGT
SGTPS-2
Thermal
KE 系統の電源開発計画（ベース需要ケース）
Sub-total
Gharo Wind (IPP)
Gharo Solar I (IPP)
Gharo Solar II (IPP)
KANUPP Unit 1
Total
Steam
No. ×Unit
Cap.(MW)
4×48
2×27
32×2.8
1×10
32×2.8
1×10
5×16
2×10
1×58
13×18.5
1×25
13×16.7
1×20
12×20
1×18
10×18.5
1×15
1×320
1×150
2×350
1×220
2×350
2×350
2×350
2×351
2×350
2×350
1×320
1×150
1×320
1×150
1×320
1×150
1×137
Installed
Capacity
(MW)
Dependable
Target
Capacity Fuel Type Current Status Commissioning
（MW）
Year
2009
247
168
Gas
Existing
2015
Existing
2009
98
88
Gas
Construction
2016
Existing
2009
98
88
Gas
Construction
2016
100
100
Gas
Costruction
2016
58
52
Coal
Costruction
2017
252
252 FO/RLNG
2018
245
245 FO/RLNG
2018
258
250 FO/RLNG
2018
200
194 FO/RLNG
2019
470
431
RLNG
2019
700
220
700
700
700
700
700
700
637
200
637
637
637
637
637
637
Coal
Coal
Coal
Coal
Coal
Coal
Coal
Coal
2020
2020
2020
2021-22
2022-24
2025-27
2030-31
2032-33
470
431
Gas
2026-27
470
431
Gas
2028-29
470
431
Gas
2033-34
6,523
40
50
50
137
6,800
5,959
12
0
0
100
6,071
Costruction
Nuclear
Existing
2016
2018
2019
1971
(2) 長期電源開発計画における各種電源の供給力ならびに供給予備率
北部・南部系統および KE 系統の 2016 年～2035 年までの各種電源の供給力と供給予備力を図
5-40、図 5-41 および図 5-42 にそれぞれ示す。また、全国の各種電源の供給力と供給予備力、な
らびに各種電源の供給力構成比率を図 5-43 に示す。
(MW)
夏季
(MW)
year
図 5-40
冬季
year
2035 年までの北部系統電源開発計画（ベース需要ケース）
5-41
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(MW)
year
図 5-41
2035 年までの南部系統電源開発計画（ベース需要ケース）
(MW)
year
図 5-42
2035 年までの KE 系統電源開発計画（ベース需要ケース）
(MW)
year
図 5-43
year
2035 年までの全国の電源開発計画と供給力構成比率（ベース需要ケース）
ただし、南部系統の 2021 年～2023 年の供給予備力が 10%と必要な供給予備力+0%を大きく上
回っているが、これはこの時期に GENCO の Jamshoro 石炭火力 2 号機（660MW）, Lakura 石炭
火力（660MW）、IPP の HUBCO 石炭火力 2 号機（660MW）、さらに、Karachi 原子力 No.2, No.3
（2×1,100MW）が運転開始する計画であるためである。最小費用電源開発の観点からは
1,200MW 程度運転開始を 2~3 年遅らせる方が望ましい。
5-42
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(3) 天然ガス供給量の確認
天然ガスの発電による消費量を計算し、表 4-13 および表 4-14 で示した天然ガス（LNG 含む）
の供給見通しと比較することにより、天然ガスの不足が生じないことを確認した。
全国のガス火力の年間燃料消費量と天然ガス供給力を比較した結果を図 5-44 に示す。なお、
電力向けには全ガス供給量の 1/3 を供給することができるものとした。この結果、2019 年はま
だガス火力がベース供給力を担うため若干供給不足を生じるが、2020 年以降は石炭火力がベー
ス電源の主流になることから 2035 年までガスの供給問題は生じない。
図 5-44 電力ガス消費量と天然ガス供給量の関係（全国）
(4) 国内炭供給量の確認
4. 2. 3 節で述べたように国内炭の確認埋蔵量から試算した開発可能な石炭発電所出力は
35GW であるが、2035 年における国内炭火力発電所の合計設備出力は 16GW であり、国内炭供
給量については問題がない。
(5) 再生可能エネルギーの開発可能量
5.2.1 節で述べたように、2020 年までに NTDC 系統における風力発電と太陽光発電の開発
量は設備出力ベースで、それぞれ 2,307MW と 1,150MW の計 3,457MW となっている。
他方、USAID のエネルギー政策プログラムの一環として再生可能エネルギーの導入可能
量に関する検討報告書 “Study to Determine the Limit of Integrating Intermittent Renewable
(wind and solar) Resources onto Pakistan's National Grid” が 2015 年 11 月に作成されている。
これによれば、風力および太陽光発電の設備出力が 2016-17 年度時点では 4GW 以下（系
統規模の約 10％）であれば、マイナーな送変電設備の増強で系統安定は保たれるが、それ
以上になると系統安定化装置による送変電設備の増強が必要であるとなっている。従って、
風力および太陽光の総設備出力が系統規模の 10％を超える場合には、上記と同様の検討を
行い、系統安定化のための送変電設備等の増強の費用対効果を勘案して上限値を決定する
必要がある。
(6) 総合発電原価（LRMC）の見通し
上記の長期電源開発計画による 2015 年～2035 年（21 年間）の総合発電原価を需給運用シミュ
レーションにより求めた結果を下表に示す。なお、総合発電原価には電力不足に対する補償費
として 20 UScent/kWh を含んでいる。
全国大の総合発電原価は 2015 年の 10.5 UScent/kWh から 2020 年には 8.1 UScent/kWh まで約
24%低下し、それ以降は燃料価格の上昇を見込んでいるにもかかわらず、2035 年まで約 7.8 – 8.0
UScent/kWh で推移する。 2018 年に発電原価が 11.3 UScent/kWh に上昇する理由は、北部系統
5-43
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
において LNG 火力発電所（CCGT ; 3 x 1200MW）が運転開始すること、および南部系統におけ
る電力不足の補償費が 1,570 millionUS$まで増加するためである。
表 5-34 総合発電原価の推移（ベース需要ケース）
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
North
South
KE
Whole
Coutry
North
South
KE
Whole
Coutry
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
2015
86,084
942,871
2016
2017
2018
2019
91,065
97,154 103,447 109,967
991,587 1,026,670 1,204,433 1,203,029
2020
116,307
886,231
2021
123,367
933,950
2022
2023
2024
2025
129,492 136,629 144,194 152,047
978,959 1,032,894 1,079,206 1,126,721
11.0
10.9
10.6
11.6
10.9
7.6
7.6
7.6
7.6
7.5
7.4
47,955
467,378
50,350
520,023
53,344
574,944
56,443
653,567
59,665
614,092
62,720
565,535
66,351
614,443
69,717
658,906
73,620
691,606
77,762
709,277
82,065
743,142
9.7
10.3
10.8
11.6
10.3
9.0
9.3
9.5
9.4
9.1
9.1
20,115
209,788
21,056
219,149
22,240
223,206
23,459
218,081
24,707
217,817
25,897
204,216
27,287
209,673
28,483
225,287
29,720
236,923
30,998
252,018
32,306
253,475
10.4
10.4
10.0
9.3
8.8
7.9
7.7
7.9
8.0
8.1
7.8
154,154 162,471 172,738 183,349 194,339 204,924 217,005 227,692 239,969 252,954 266,418
1,620,037 1,730,759 1,824,820 2,076,081 2,034,938 1,655,982 1,758,066 1,863,152 1,961,423 2,040,501 2,123,338
10.5
10.7
10.6
11.3
10.5
8.1
8.1
8.2
8.2
8.1
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
160,172 168,643 177,479 186,711 196,370 206,153 216,950 228,256 240,102 252,525
1,182,460 1,239,093 1,281,096 1,330,704 1,386,204 1,451,901 1,509,054 1,602,191 1,695,018 1,763,196
7.4
7.3
7.2
7.1
7.1
7.0
7.0
7.0
7.1
7.0
86,589
780,189
91,308
817,828
96,231
866,300
101,376
914,609
9.0
9.0
9.0
9.0
9.0
9.0
9.0
9.1
9.1
9.1
33,655
270,115
35,046
281,682
36,490
297,357
37,981
307,424
39,591
320,279
41,473
335,710
43,426
358,894
45,473
388,155
47,610
405,186
49,847
424,472
8.0
8.0
8.1
8.1
8.1
8.1
8.3
8.5
8.5
8.5
106,754 112,216 118,093 124,253 130,707 137,471
963,526 1,007,602 1,065,439 1,129,734 1,186,444 1,252,347
280,416 294,997 310,200 326,068 342,715 359,842 378,469 397,982 418,419 439,843
2,232,764 2,338,603 2,444,753 2,552,737 2,670,009 2,795,213 2,933,387 3,120,080 3,286,648 3,440,015
8.0
7.9
7.9
7.8
7.8
7.8
7.8
7.8
7.9
7.8
(7) 長期電源開発パターンによる各年の開発量（ベース需要ケース）
北部・南部系統および KE 系統の 2015 年～2035 年の 20 年間の電源開発計画に基づき各年の
発電所開発量（発電所廃止量も含め）、供給力、および供給予備力を表 5-35 に示す。
なお、需給運用シミュレーションは各年の 1 月 1 日時点までに運転開始した電源を供給力と
してカウントしているため、年の途中で運転開始する予定の電源は翌年の開発電源として整理
している。
5-44
8.0
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-35 長期電源開発パターンによる各年の開発量（ベース需要ケース）
North
Baloki GP
800MW
Baloki GP
800MW
Bhilli GP
800MW
New CCGT-1
800MW
Sahiwal-3
660MW
Sahiwal
1320MW
A & L Mills 75MW
Keyal K. 128MW
Commissioning
Patrind 150MW
Kurram 84MW
Nandi. 4 140MW
Nandi. 2,3 192MW
Chashuma-3
340MW
Chashuma-4
340MW
RYK Mills 30MW Chiniot P. 62MW
Faisal. 132MW
H & K Mills 32MW
Golen G. 106MW
Neelum
Jhelum
969MW
Tarbela 4th
Ext, 1410MW
Salt Range
330MW
Bhilli GP
400MW
Bhilli GP
400MW
Bhilli GP
400MW
Etihad 67MW
Gulpur 100MW
Import
(CASA)
1000MW
Sehra 130MW Kotli 100MW
Chakoti Hattian
Mangla Upg.
Suki Kinari
500MW
Kaigah 545MW
310MW
840MW
Tarbela 5th
Ext, 1320MW
Faisal. 200MW
Azad Patan
640MW
Lawi 70MW
Lower Spat G
496MW
Asrit K. 215MW
Madian 157MW
Karot
720MW
Kohala
1100MW
Basho 40MW
Mahl
600MW
Lower Palas
Rajdhani 157MW
665MW
Dasu1-1
1080MW
Dasu1-2
1080MW
Faisal. 200MW
Kot Addu
424MW
Kot Addu
850MW
Decommissioning
New CCGT-2
400MW
Karrang
458MW
Diamer
Basha -1
2250MW
Akholi
600MW
Musaffargarh
1350MW
CCGT (Gas)
Hydro (IPP)
CCGT (LNG)
Oil Thermal
Coal (Dom. coal)
Renewable
Coal (Imp. coal)
NUCP
New CCGT-2
800MW
New CCGT-1
400MW
Phandar 80MW
Hydro (WAPDA)
New CCGT-3
400MW
Shashghai 144MW
Middle Spat G
Sahiwal-5
424MW
660MW
Middle Palas
Kalam-A. 197MW
375MW
New CCGT-3
Sahiwal-4
660MW
800MW
Shogo S. 132MW
New CCGT-4
1200MW
Gabral K. 137MW
Diamer
Basha -2
2250MW
Dasu 2-1
1670MW
Dasu 2-2
1670MW
Matiltan 84MW Upper Spat G
Kohinoor 131MW
AES Pak.
365MW
Sepcol 136MW Fouji K. 157MW Altern E. 31MW
AES Lalpir
362MW
Munda Dam
740MW
Rousch
450MW
199MW
Upper Palas
160MW
New CCGT-5
1200MW
New CCGT-5
1200MW
Sharmal 115MW
Thacot 1-1
1000MW
Thacot 1-1
1000MW
Thacot 2
2000MW
Japan P. 135MW
Saba P. 134MW
Faisal. 44MW
Kot Addu
365MW
Year
Peak Demand (MW )
Supply Capacity (MW )
Reserve Margin (%)
2015
16,728
11,684
-30.2
2016
17,696
12,644
-28.5
2017
18,879
13,700
-27.4
2018
20,102
18,848
-6.2
2019
21,369
20,376
-4.6
2020
22,601
24,325
7.6
Hubco New-1
660MW
Port Qasim-1 Port Qasim-2
660MW
660MW
Guddu Ext.
747MW
Thar C. V 10MW
Q-e-A Solar 100MW
JDW Mills 56MW
Wind-1,2
305MW
Zoenergy
900MW
SSJD Mills 42MW Nooriabad 95MW
Wind-3,4
743MW
Year
Peak Demand (MW )
Reserve Margin (%)
Solar-1,2 150MW
NBT Wind
500MW
Guddu-1
400MW
2015
8,649
6,448
-25.5
2016
9,081
6,592
-27.4
2017
9,621
6,671
-30.7
2018
10,180
6,565
-35.5
Wind-5,6
810MW
2025
29,546
32,544
10.1
2026
31,125
34,100
9.6
2027
32,771
35,653
8.8
2028
34,488
37,653
9.2
2029
36,282
39,866
9.9
2030
38,159
41,661
9.2
2031
40,060
43,024
7.4
2032
42,158
45,379
7.6
2033
44,355
47,504
7.1
2034
46,657
49,744
6.6
2035
49,071
51,744
5.4
Jamshoro-2
660MW
New CCGT-4
800MW
Karachi
NUCP-2
1100MW
New CCGT-1 249MW
Lakhra Ext.
660MW
Guddu-2 272MW Jamshoro. 250MW
Thar Coal I-1 Thar Coal I-2
660MW
660MW
Kotri 144MW
Guddu-4
343MW
New CCGT-2
498MW
New CCGT-1
498MW
2019
10,761
7,887
-26.7
2020
11,312
11,048
-2.3
2021
11,967
13,335
11.4
2022
12,574
14,165
12.7
2023
13,278
14,615
10.1
New Coal-2
350MW
New Coal-3
350MW
New Coal-2
350MW
2024
14,025
14,495
3.3
New CCGT-3
1200MW
New CCGT-2 249MW
New CCGT-4
400MW
Thar Coal III1 660MW
New CCGT-5
1200MW
Habibul. 140MW
HUBCO
1292MW
2025
14,801
14,851
0.3
2026
15,617
15,698
0.5
2027
16,468
16,658
1.2
New Coal-3
350MW
New Coal-4
350MW
New CCGT-1
320MW
2028
17,356
17,573
1.2
2029
18,284
18,556
1.5
2030
19,254
19,552
1.5
New CCGT-6
800MW
New CCGT-7
400MW
New CCGT-6
400MW
New CCGT-7
800MW
New CCGT-8
New CCGT-8
800MW
2035
24,794
25,318
2.1
400MW
Thar Coal II-4
Thar Coal II-3 Thar Coal IIIThar Coal II-5 Thar Coal II-6
660MW
660MW
2 660MW
660MW
660MW
Tuansa 120MW
Uch Poewr
586MW
TNB Liberty 235MW
2031
20,239
20,358
0.6
2032
21,299
21,502
1.0
2033
22,410
22,979
2.5
2034
23,574
23,961
1.6
New Coal-5
350MW
New Coal-5
350MW
New Coal-6
350MW
New CCGT-3
320MW
New Coal-6
350MW
2031
7,008
7,029
0.3
2032
7,338
7,347
0.1
2033
7,684
7,666
-0.2
2034
8,045
8,269
2.8
New Coal-1
700MW
Kurangi II
497MW
S&KTSP-2 20MW
Nooriabad (IPP) 100MW Port Qasim-1 58MW
Wind-1 40MW
Decommissioning
Reserve Margin (%)
Jamshoro-1
660MW
Guddu 640MW
North Karachi
258MW
Commissioning
Year
Peak Demand (MW )
2024
28,020
30,703
9.6
Lakhra 150MW
KE
Supply Capacity (MW )
2023
26,550
29,070
9.5
Karachi
NUCP-1
1100MW
Thar Coal II-1 Thar Coal II-2 Hubco New-2
660MW
660MW
660MW
Quetta 35MW
Decommissioning
Supply Capacity (MW )
2022
25,163
27,603
9.7
Import (Iran)
1000MW
South
Commissioning
2021
23,973
26,383
10.1
2015
3,399
1,948
-42.7
2016
3,558
1,966
-44.7
2017
3,758
2,066
-45.0
2018
3,964
2,066
-47.9
2019
4,175
2,877
-31.1
Port Qasim
LNG 470MW
Port Qasim-3
700MW
Baldia Karachi Port Qasim-2
200MW
200MW
Karachi NUCP
Bin Qasim I
420MW
2020
4,376
3,502
-20.0
2021
4,611
4,611
0.0
2022
4,813
4,930
2.4
Bin Qasim I
420MW
2023
5,022
5,177
3.1
New Coal-4
350MW
New CCGT-1 150MW
Gul Ah. 128MW
New CCGT-2
320MW
New CCGT-2 150MW
New CCGT-3 150MW
Tapal E. 124MW
Others 34MW
2024
5,238
5,177
-1.2
5-45
2025
5,459
5,495
0.7
2026
5,687
5,814
2.2
2027
5,922
6,099
3.0
2028
6,166
6,279
1.8
2029
6,418
6,564
2.3
2030
6,690
6,710
0.3
2035
8,423
8,415
-0.1
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
5.4.2
ハイ需要ケース
前節で述べたベース需要ケースにおけるベースシナリオの長期電源開発パターンに基づき、
ハイ需要ケースの最大電力需要に対する必要供給予備力を確保するように各電源開発時期を早
めることにより作成した。
全国大のベース需要ケースとハイ需要ケースの最大電力需要は図 5-45 に示すとおりであり、
ハイ需要ケースの最大電力需要がベース需要ケースの 2025 年および 2035 年の最大電力需要に
相当するのはそれぞれ 2023 年および 2031 年である。従って 2023 年および 2031 年における電
源構成は ベース需要ケースと同じになるように開発パターンを調整する。
なお、2020 年以降開発予定地点の開発の早期化は開発期間を考慮し、水力 2020 年 1 月、火力
2019 年 1 月を最早とする。
2 years
4 years
図 5-45 最大電力需要予測（全国）
(1) 各系統の長期電源開発計画
ベースシナリオ（ハイ需要ケース）の長期電源開発計画における水力発電開発計画を表 5-36
に、北部系統ならびに南部系統の火力発電開発計画を表 5-37 および表 5-38 にそれぞれ示す。備
考欄にベース需要ケースの開発年とハイ需要ケースの開発年の差を示す。
5-46
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-36 水力発電所開発地点および運開年 (ハイ需要ケース)
No.
Project
Neelum Jhelum
Golen Gol
Tarbela 4th Ext
Kayal Khwar
Kurram Tangi
Tarbela 5th Ext
Basho
WAPDA Phander
Mangla (Upgradation)
Dasu (1st stage)
Dasu (2nd stage)
Diamer Basha (1st)
Diamer Basha (2nd)
Bunji
Subtotal
Patrind
Gulpur
Sehra
Karot HPP
Azad-Pattan
Suki kinari
Kotli
PPIB
Chakoti-Hattian
Kohala
Kaigah
Madian
Asrit-kedam
Mahl
Subtotal
Palas Valley (lower)
Palas Valley (middle)
Palas Valley (upper)
Spat Gah (lower)
Spat Gah (middle)
Spat Gah (upper)
Akhori
WAPDA
Lawi
Munda
Thakot
Patan
Tangus
Yulbo
Subtotal
Karrang
Rajdhani
Kalam-Asrit
Shashghai-Zhendoli
Matiltan
PPIB
Gabral Kalam
Shogo-Sin
Taunsa
Sharmal
Subtotal
Planned Total
Installed
Capacity
(MW)
969
106
1,410
128
83
1,320
40
80
310
2,160
3,340
2,250
2,250
14,446
150
100
130
720
640
840
100
500
1,100
545
157
215
600
5,797
665
373
160
496
424
199
600
70
740
4,000
2,300
2,200
2,800
15,027
458
132
197
144
84
137
132
120
115
1,519
16,546
Current
PDP
Base
Demand
PDP
High
Demand
PDP
Remarks
2016
2016
2017
2017
2017
2019
2020
2020
2020
2020
2027
2024
2024
2027
2016
2016
2017
2017
2017
2019
2020
2020
2020
2023-24
2027-28
2026
2031
-
2016
2016
2017
2017
2017
2019
2019
2019
2020
2021, 23
2025
2024
2031
-
1 year
1 year
2017
2018
2019
2020
2020
2020
2020
2020
2020
2022
2022
2022
2023
2017
2018
2019
2021
2020
2020
2020
2021
2022-23
2022
2022
2022
2023
2017
2018
2019
2020
2019
2019
2019
2020
2021
2021
2021
2021
2022
2024
2022
2028
2026
2030
2028
2024
2022
2029
2027
2030
2028
2025
2023
2026
2024
2029
2027
2032, 33, 34 2028, 29, 30
2032
2033
2034
2025
2025
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
5-47
2023
2023
2026
2026
2027
2028
2028
2032
2030
1-2 years
2-3 years
2 years
No count
1 year
1 year
1 year
1 year
1 year
1-2 years
1 year
1 year
1 year
1 year
2 years
2 years
2 years
2 years
2 years
2 years
2 years
2 years
2 years
4 years
New Addition
New Addition
New Addition
2 years
2 years
2 years
2 years
2 years
2 years
3 years
3 years
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-37 北部系統の火力発電所開発計画（ハイ需要ケース）
Power Plant Name
Type
Installed
Current PDP
Capacity
COD
(MW)
330 Jun. 2018
Fuel Type
Base
Demand
High
Demand
2018
2018
Remarks
Salt Range (PPDB)
Steam
Coal
Sahiwal -3,4,5 (PPDB)
Steam
Imp. Coal
1890
Sahiwal -6,7,8 (PPDB)
Steam
Imp. Coal
1890
New Gas -1 (North)
CCGT
Gas
1200
2019-20
2019-20
New Gas -2 (North)
CCGT
Gas
1200
2025-26
2025-26
IPP (BOT, New Gas -3 (North)
BOOT)
New Gas -4 (North)
CCGT
Gas
1200
2028-29
2026
2-3 years
CCGT
Gas
1200
2030
2027
3 years
New Gas -5 (North)
CCGT
Gas
1200
2032
2028
4 years
New Gas -6 (North)
CCGT
Gas
1200
2033
2029
4 years
New Gas -7 (North)
CCGT
Gas
1200
2030-31
New addition
New Gas -8 (North)
CCGT
Gas
1200
2032-33
New addition
New Gas -9 (North)
Total
CCGT
Gas
1200
14,910
2033-34
New addition
2019, 27, 29 2019, 23, 27
0-4 years
2029, 32, 34 New addition
表 5-38 南部系統の火力発電所開発計画（ハイ需要ケース）
Power Plant Name
Type
Fuel Type
Installed
Current PDP
Capacity
COD
(MW)
100 Dec. 2017
Nooriabad Gas Plant
GT
Gas
Thar Coal　Block II
Steam
Coal
1320
Port Qasim
Steam
Imp. Coal
Thar Coal　Block I
Steam
Coal
HUBCO
Steam
Thar Coal　Block VI
Steam
Base
Demand
High
Demand
2017
2017
2018-19
2018-19
2018-19
1320
2018
2018-19
2018-19
1320
2018
2024-25
2023, 2025
Coal
1320
2018
2019-20
2019-20
Coal
660
2019
Not Come
2032
Remarks
0-1 year
New addition
Thar Coal　Block II
Phase-3
Steam
Coal
2640
2021
2030, 2032 2027, 2028
2033, 2034 2029, 2030
Thar Coal Block III
Steam
Coal
1320
2021
2028, 2031 2026, 2027
Thar Coal Block IV
Steam
Coal
1320
2021
Not Come
2030-31
New addition
CCGT
Gas
747
2025-26
2022-23
3 years
CCGT
Gas
747
2026-27
2023-24
3 years
New Gas -3 (South)
CCGT
Gas
1200
2027
2024
3 years
New Gas -4 (South)
CCGT
Gas
1200
2027-28
2025-26
2 years
New Gas -5 (South)
CCGT
Gas
1200
2029
2027
2 years
New Gas -6 (South)
CCGT
Gas
1200
2030-31
2027-28
3 years
New Gas -7 (South)
CCGT
Gas
1200
2031-32
2028-29
3 years
New Gas -8 (South)
CCGT
Gas
1200
2033-34
2029-30
4 years
New Gas -9 (South)
CCGT
Gas
1200
2031-32
New addition
New Gas -10 (South)
CCGT
Gas
1200
2032-33
New addition
New Gas -11 (South)
Sub-total
CCGT
Gas
1200
35,884
2033-34
New addition
IPP (BOT, New Gas -1 (South)
BOOT)
New Gas -2 (South)
さらに、KE 系統の長期電源開発計画を表 5-33 に示す。
5-48
3-4 years
2, 4 years
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-39
KE
KE 系統の電源開発計画（ハイ需要ケース）
Power Plant Name
Type
Fuel Type
Nooriabad (IPP)
Port Qasim
Korangi II-1
Korangi II-2
North Karachi (IPP)
Balidia, Karachi (IPP)
Port Qasim II
Port Qasim III
Port Qasim IV
New Coal-1
New Coal-2
New Coal-3
New Coal-4
New Coal-5
New Coal-6
New Coal-7
New Coal-8
New Coal-9
New Gas-1
New Gas-2
New Gas-3
New Gas-4
New Gas-5
Total
Steam
Steam
Steam
Steam
Steam
Steam
Gas
Coal
FO/RLNG
FO/RLNG
FO/RLNG
FO/RLNG
RLNG
Coal
Coal
Coal
Coal
Coal
Coal
Coal
Coal
Coal
Coal
Coal
Gas
Gas
Gas
Gas
Gas
Steam
Steam
Steam
CCGT
CCGT
CCGT
CCGT
CCGT
Installed
Target
PDP COD
PDP COD
Capacity Commissioni
(Base Demand) (High Demand)
ng Year
(MW)
100
2016
2016
2016
58
2017
2017
2017
252
2018
2018
2018
245
2018
2018
2018
258
2018
2018
2018
200
2019
2019
2019
470
2019
2019
2019
700
2020
2020
2020
220
2020
2020
2020
700
2020
2020
2020
700
2021-22
2020-21
700
2022-23
2022
700
2025-27
2023-24
700
2030-31
2026-27
700
2032-33
2028-29
700
2030-31
700
2032-33
700
2034-35
470
2026-27
2025
470
2028-29
2027-28
470
2034
2030-31
470
2032-33
470
2034-35
11,153
Difference
1-2 years
2 years
0-1 years
2 years
1-2 years
0-1 years
2 years
4 years
4 years
New addition
New addition
New addition
1-2 years
1 year
3-4 years
New addition
New addition
(2) 長期電源開発計画における各種電源の供給力ならびに供給予備率
北部・南部系統および KE 系統の 2016 年～2035 年までの各種電源の供給力と供給予備力を図
5-46、図 5-47 および図 5-48 にそれぞれ示す。また、全国の各種電源の供給力と供給予備力、な
らびに各種電源の供給力構成比率を図 5-49 に示す。
(MW)
夏季
(MW)
year
year
図 5-46
冬季
2035 年までの北部系統電源開発計画（ハイ需要ケース）
5-49
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(MW)
year
図 5-47
2035 年までの南部系統電源開発計画（ハイ需要ケース）
(MW)
year
図 5-48
(MW)
2035 年までの KE 系統電源開発計画（ハイ需要ケース）
year
year
図 5-49
2035 年までの全国の電源開発計画と供給力構成比率（ハイ需要ケース）
(3) 天然ガス供給量の確認
ベース需要ケースと同様に全国のガス火力発電による年間天然ガス消費量と天然ガス供給力
を比較した結果を図 5-50 に示す。この結果、2032 年以降は天然ガス供給力の不足が生じること
となる。
5-50
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
図 5-50 電力ガス消費量と天然ガス供給量の関係（ハイ需要ケース）
(4) 国内炭供給量の確認
4. 2. 3 節で述べたように国内炭の確認埋蔵量から試算した開発可能な石炭発電所出力は
35GW であるが、2035 年における国内炭火力発電所の合計設備出力は 19GW であり、国内炭供
給量については問題がない。
(5) 総合発電原価（LRMC）の見通し
ベース需要ケースと同様に 2015 年～2035 年（21 年間）の総合発電原価を需給運用シミュレー
ションにより求めた結果を下表に示す。
ベース需要ケース 2025 年以降の電源構成とハイ需要ケースの 2023 年以降の電源構成は同じ
であるため、2020 年以降の全国大の総合発電原価はベース需要ケースとほとんど変わらない。
5-51
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-40 総合発電原価の推移（ハイ需要ケース）
North
South
KE
Whole
Coutry
North
South
KE
Whole
Coutry
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
Energy (GWh)
Cost (UScent)
Unit Cost
(cent/kWh)
2015
86,084
942,871
2016
2017
2018
2019
92,038
99,011
106,725
115,324
976,429 1,049,105 1,354,261 1,522,430
2020
124,541
934,308
2021
2022
2023
2024
2025
133,866
142,393
152,242
162,818
173,985
999,461 1,054,628 1,119,856 1,182,398 1,276,817
11.0
10.6
10.6
12.7
13.2
7.5
7.5
7.4
7.4
7.3
7.3
47,955
467,378
50,888
548,070
54,370
612,019
58,234
709,496
62,570
666,299
67,161
615,322
72,001
654,687
76,659
701,791
82,037
752,771
87,809
817,772
93,902
871,936
9.7
10.8
11.3
12.2
10.6
9.2
9.1
9.2
9.2
9.3
9.3
20,115
209,788
21,281
226,351
22,666
232,723
24,198
232,533
25,909
191,051
27,731
222,811
29,607
233,690
31,318
245,724
33,117
262,422
35,005
279,613
36,969
301,801
10.4
10.6
10.3
9.6
7.4
8.0
7.9
7.8
7.9
8.0
8.2
154,154
164,207
176,047
189,157
203,803
219,433
235,474
250,370
267,396
285,632
304,856
1,620,037 1,750,850 1,893,847 2,296,290 2,379,780 1,772,441 1,887,838 2,002,143 2,135,049 2,279,783 2,450,554
10.5
10.7
10.8
12.1
11.7
8.1
8.0
8.0
8.0
8.0
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
185,564
197,796
210,743
224,453
238,990
253,070
269,074
286,052
304,068
323,206
1,341,005 1,393,091 1,474,899 1,569,029 1,673,176 1,747,761 1,857,515 1,965,847 2,120,025 2,280,941
7.2
100,312
926,303
7.0
7.0
7.0
7.0
6.9
6.9
6.9
7.0
7.1
107,093
114,268
121,863
129,925
137,748
146,465
155,713
165,527
175,951
980,791 1,071,028 1,132,160 1,202,409 1,259,374 1,304,907 1,400,652 1,480,695 1,545,557
9.2
9.2
9.4
9.3
9.3
9.1
8.9
9.0
8.9
8.8
38,993
317,693
41,106
333,370
43,332
361,473
45,663
379,056
48,184
404,171
50,912
439,277
53,865
465,384
56,989
502,492
60,298
540,950
63,801
580,933
8.1
8.1
8.3
8.3
8.4
8.6
8.6
8.8
9.0
9.1
324,869
345,995
368,343
391,979
417,099
441,730
469,404
498,754
529,893
562,958
2,585,001 2,707,252 2,907,400 3,080,245 3,279,756 3,446,412 3,627,806 3,868,991 4,141,670 4,407,431
8.0
7.8
7.9
7.9
7.9
7.8
7.7
7.8
7.8
7.8
(6) 長期電源開発パターンによる各年の開発量（ハイ需要ケース）
北部・南部系統および KE 系統の 2015 年～2035 年の 20 年間の電源開発計画に基づき各年の
発電所開発量（発電所廃止量も含め）、供給力、および供給予備力を表 5-41 に示す。
なお、需給運用シミュレーションは各年の 1 月 1 日時点までに運転開始した電源を供給力と
してカウントしているため、年の途中で運転開始する予定の電源は翌年の開発電源として整理
している。
5-52
8.0
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-41 長期電源開発パターンによる各年の開発量（ハイ需要ケース）
North
New CCGT-1
800MW
Haveli GP
800MW
Sahiwal-3
660MW
Baloki GP
800MW
Phandar 80MW
Bhikki GP
800MW
Suki Kinari
840MW
Kotli 100MW
Azad Patan
640MW
Sahiwal
1320MW
A & L Mills 75MW
Keyal K. 128MW
Commissioning
Patrind 150MW
Kurram 84MW
Nandi. 4 140MW
Nandi. 2,3 192MW
Chashuma-3
340MW
Chashuma-4
340MW
RYK Mills 30MW Chiniot P. 62MW
Faisal. 132MW
H & K Mills 32MW
Golen G. 106MW
Neelum
Jhelum
969MW
Tarbela 4th
Ext, 1410MW
Salt Range
330MW
Haveli GP
400MW
Baloki GP
400MW
Bhikki GP
400MW
Etihad 67MW
Gulpur 100MW
Import
(CASA)
1000MW
New CCGT-1
Basho 40MW
400MW
Sehra 130MW
Chakoti Hattian
Mangla Upg.
500MW
310MW
Tarbela 5th
Ext, 1320MW
Karoti
720MW
Sahiwal-4
660MW
Kaigah 545MW
Kohala
1100MW
Dasu1-1
1080MW
Rajdhani 157MW
Mahl
600MW
Lower Spat G
496MW
Lower Palas
665MW
Faisal. 200MW
Karrang
458MW
Akholi
600MW
Dasu1-2
1080MW
Faisal. 200MW
Kot Addu
850MW
Decommissioning
New CCGT-2
400MW
Lawi 70MW
Diamer
Basha -1
2250MW
New CCGT-4
1200MW
Shashghai 144MW
New CCGT-2
800MW
Dasu 2-1
1620MW
Kot Addu
424MW
Kalam-A. 197MW
Middle Palas
375MW
Dasu 2-2
1620MW
Sahiwal-5
660MW
Hydro (IPP)
CCGT (LNG)
Oil Thermal
Coal (Dom. coal)
Renewable
Coal (Imp. coal)
AES Lalpir
362MW
New CCGT-8
800MW
New CCGT-5
1200MW
New CCGT-6
Shogo S. 132MW
1200MW
Gabral K. 137MW
Upper Spat G
199MW
Matiltan 84MW Upper Palas
Middle Spat G
160MW
424MW
Thacot 1-1
Munda Dam
1000MW
740MW
Kohinoor 131MW
Musaffargarh
1350MW
CCGT (Gas)
NUCP
New CCGT-3
1200MW
Asrit K. 215MW
Madian 157MW
Hydro (WAPDA)
AES Pak.
365MW
Sahiwal-6
660MW
Thacot 1-2
1000MW
New CCGT-7
800MW
Sharmal 115MW
Thacot 2
2000MW
New CCGT-7
400MW
Diamer
Basha -2
2250MW
Sahiwal-7
660MW
Patan
2300MW
New CCGT-9
400MW
New CCGT-9
800MW
Sahiwal-8
660MW
New CCGT-8
400MW
Tangus
2200MW
Yulbo
2800MW
Sepcol 136MW Fouji K. 157MW Altern E. 31MW
Rousch
450MW
Japan P. 135MW
Saba P. 134MW
Faisal. 44MW
Kot Addu
365MW
Year
Peak Demand (MW )
Supply Capacity (MW )
Reserve Margin (%)
2015
16,775
11,684
-30.3
2016
17,885
12,644
-29.3
2017
19,240
13,700
-28.8
2018
20,739
18,848
-9.1
2019
22,410
20,376
-9.1
2020
24,201
26,008
7.5
Hubco New-1
660MW
Port Qasim-1 Port Qasim-2
660MW
660MW
Guddu Ext.
747MW
Q-e-A Solar 100MW
JDW Mills 56MW
Wind-1,2
305MW
Zoenergy
900MW
SSJD Mills 42MW
Wind-3,4
743MW
Supply Capacity (MW )
Reserve Margin (%)
Solar-1,2 150MW
NBT Wind
500MW
Guddu-1
400MW
2015
8,673
6,448
-25.7
2016
9,178
6,592
-28.2
2017
9,806
6,671
-32.0
2018
10,503
6,565
-37.5
Wind-5,6
810MW
Karachi
NUCP-1
1100MW
Jamshoro-1
660MW
Jamshoro-2
660MW
New CCGT-3
1200MW
Karachi
NUCP-2
1100MW
New CCGT-2
498MW
New CCGT-1
498MW
Guddu-4
Kotri 144MW
343MW
New CCGT-1 249MW
Lakhra Ext.
660MW
Guddu-2 272MW Jamshoro. 250MW
Guddu 640MW
2019
11,285
7,887
-30.1
North Karachi
258MW
Kurangi II
497MW
S&KTSP-2 20MW
Nooriabad (IPP) 100MW Port Qasim-1 58MW
Decommissioning
Reserve Margin (%)
2025
33,809
36,652
8.4
2026
36,059
39,072
8.4
2027
38,436
41,439
7.8
2020
12,113
11,048
-8.8
2028
40,952
43,766
6.9
2029
43,616
46,170
5.9
2030
46,441
48,271
3.9
2031
49,177
50,878
3.5
2032
52,287
54,196
3.7
2033
55,586
57,103
2.7
2034
59,087
60,428
2.3
2035
62,806
64,353
2.5
Thar Coal I-1
660MW
New CCGT-5
1200MW
New CCGT-4
400MW
New CCGT-2 249MW
New CCGT-4
800MW
2021
12,986
13,335
2.7
2022
13,826
14,165
2.5
2023
14,796
15,095
2.0
New Coal-2
700MW
New Coal-3
700MW
2024
15,837
16,302
2.9
2025
16,936
17,416
2.8
New Coal-4
350MW
New CCGT-1
320MW
New Coal-4
350MW
Thar Coal III2 660MW
New CCGT-7
400MW
New CCGT-6
400MW
New CCGT-8
400MW
New CCGT-7
800MW
New CCGT-8
800MW
Thar Coal IV1 660MW
New CCGT-9
800MW
New CCGT-10 New CCGT-11
400MW
400MW
New CCGT-9
New CCGT-10
400MW
800MW
Thar Coal VIThar Coal I-2 Thar Coal III- Thar Coal II-3 Thar Coal II-4 Thar Coal II-5 Thar Coal II-6 Thar Coal IVThar Coal VI- New CCGT-11
1 660MW
800MW
660MW
1 660MW
660MW
660MW
660MW
660MW
2 660MW
2 660MW
Tuansa 120MW
Habibul. 140MW
HUBCO
1292MW
2026
18,092
18,398
1.7
2027
19,315
19,755
2.3
2028
20,609
21,037
2.1
2029
21,979
22,395
1.9
2030
23,433
23,998
2.4
New Coal-6
350MW
New CCGT-3
320MW
New Coal-6
350MW
2029
7,716
7,666
-0.6
2030
8,142
8,269
1.6
Uch Poewr
586MW
2031
24,844
25,411
2.3
TNB Liberty 235MW
2032
26,416
27,162
2.8
2033
28,084
28,639
2.0
New Coal-7
350MW
New Coal-7
350MW
New CCGT-4
320MW
New Coal-8
350MW
2031
8,603
8,734
1.5
2032
9,102
9,052
-0.5
2033
9,630
9,656
0.3
2034
29,854
30,746
3.0
2035
31,734
32,246
1.6
New Coal-1
700MW
Commissioning
Year
Peak Demand (MW )
2024
31,639
34,732
9.8
Lakhra 150MW
KE
Supply Capacity (MW )
2023
29,584
32,461
9.7
New CCGT-6
800MW
Thar Coal II-1 Thar Coal II-2 Hubco New-2
Thar C. V 10MW
660MW
660MW
660MW
Nooriabad 95MW
Quetta 35MW
Decommissioning
Year
Peak Demand (MW )
2022
27,670
30,150
9.0
Import (Iran)
1000MW
South
Commissioning
2021
26,013
27,603
6.1
2015
3,409
2,048
-39.9
2016
3,596
2,066
-42.6
2017
3,830
2,166
-43.5
2018
4,089
2,166
-47.0
Port Qasim
LNG 470MW
Port Qasim-3
700MW
Baldia Karachi Port Qasim-2
Wind-1 40MW
200MW
200MW
Karachi NUCP
Bin Qasim I
420MW
2019
4,378
2,977
-32.0
2020
4,686
3,502
-25.3
2021
5,003
4,930
-1.5
Bin Qasim I
420MW
2022
5,292
5,248
-0.8
2023
5,596
5,495
-1.8
New CCGT-2
470MW
New CCGT-1 150MW
New Coal-5
350MW
New Coal-5
350MW
Gul Ah. 128MW
New CCGT-3 150MW
New Coal-8
350MW
New CCGT-5
320MW
New Coal-9
350MW
2034
10,189
10,120
-0.7
2035
10,781
10,724
-0.5
New CCGT-4 150MW
Tapal E. 124MW
Others 34MW
2024
5,915
5,814
-1.7
5-53
2025
6,247
6,417
2.7
2026
6,589
6,563
-0.4
2027
6,946
6,882
-0.9
2028
7,322
7,347
0.3
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
長期設備投資計画
5.5
5.5.1
ベース需要ケース
(1) 計算条件
各種電源の建設費の各年度展開は表 5-42 に示す通りとする。
表 5-42 各種電源の建設費の年度展開
Year
Hydro (Reservoir)
Hydro (Run of River)
Thermal (ST, CCGT)
Thermal (GT)
Thermal (Coal)
Nuclear
7 years
ago
-
6 years
ago
10%
-
5%
10%
5 years ago
15%
10%
15%
4 years
ago
20%
20%
10%
10%
20%
3 years
ago
25%
30%
30%
20%
30%
20%
2 years
ago
20%
30%
40%
40%
40%
20%
1 year
ago
10%
10%
20%
40%
20%
10%
(2) 計算結果
長期電源開発パターン（ベース需要ケース）に基づき、北部・南部系統（NTDC）における電
源開発のための各年の設備投資額を電源種別、開発事業者別に計算した結果、および KE 系統
の投資額の計算結果を表 5-43 ならびに図 5-51 に示す。なお、太陽光などの再生可能エネルギー
ならびに輸入電力は含まない。
また、WAPDA、GENCO、PAEC など公的機関の長期投資計画を図 5-52 に示す。
表 5-43 長期設備投資計画（ベース需要ケース）
(million US$)
WAPDA
IPP Hydro
IPP Gas
North
IPP Coal
NUCP
Subtotal
IPP Hydro
IPP CCGT (Gas)
GENCO Coal
South
IPP Coal
NUCP
Subtotal
KE
Subtotal
Grand Total
2015
1,140
481
755
697
336
3,409
0
11
0
213
392
616
414
4,439
2016
1,092
930
1,323
1,185
0
4,531
0
23
104
964
685
1,777
683
6,990
2017
728
1,667
1,322
1,154
0
4,870
0
26
426
1,997
1,010
3,459
934
9,263
2018
632
2,327
721
610
0
4,289
0
0
783
2,304
1,242
4,329
992
9,610
2019
961
2,719
357
301
0
4,337
0
0
876
1,362
1,372
3,610
775
8,723
2020
1,051
2,883
101
0
0
4,034
0
0
659
301
1,263
2,222
456
6,713
2021
1,992
2,142
0
0
0
4,135
0
0
512
104
543
1,158
607
5,900
2022
2,766
1,444
35
0
0
4,245
0
22
334
426
0
783
883
5,911
2023
3,418
650
178
0
0
4,247
0
159
0
783
0
942
932
6,120
2024
3,584
429
371
104
0
4,489
0
573
0
761
0
1,334
693
6,516
WAPDA
IPP Hydro
IPP Gas
North
IPP Coal
NUCP
Subtotal
IPP Hydro
IPP CCGT (Gas)
GENCO Coal
South
IPP Coal
NUCP
Subtotal
KE
Subtotal
Grand Total
2026
3,202
239
380
564
0
4,386
0
1,344
0
323
0
1,667
606
6,659
2027
2,240
249
476
623
0
3,589
19
1,119
0
564
0
1,702
657
5,949
2028
2,189
214
736
460
0
3,598
30
852
0
727
0
1,609
563
5,770
2029
2,312
179
771
301
0
3,562
42
899
0
887
0
1,828
494
5,884
2030
2,567
144
733
0
0
3,444
56
763
0
1,187
0
2,007
440
5,890
2031
2,630
98
789
0
0
3,517
53
690
0
1,187
0
1,930
476
5,922
2032
2,095
51
767
0
0
2,912
40
574
0
1,083
0
1,697
520
5,129
2033
1,377
38
303
0
0
1,718
0
410
0
761
0
1,171
380
3,269
2034
661
0
0
0
0
661
0
202
0
301
0
503
150
1,314
2035
5-54
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2025
3,245
419
445
323
0
4,432
0
1,107
0
405
0
1,511
446
6,389
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
北部系統は 4,000 million US$でほぼ一定となっているが、南部系統は 2017-2019 年の投資額が
他の年の 2 倍程度と突出している。また、公的機関の投資額は 2015 年の 2,000 million US$から
2019 年まで急速に増加し、それ以降は 3,000 million US$ 前後で推移する。
(北部系統)
(mmUS$)
(mmUS$)
（南部系統）
図 5-51 長期電源投資計画（ベース需要ケース）
(US$)
図 5-52 公的機関の長期投資計画（ベース需要ケース）
5.5.2
ハイ需要ケース
(1) 計算条件
各種電源の建設費の各年度展開はベース需要ケースと同様に表 5-42 に示す通りとする。
(2) 計算結果
長期電源開発パターン（ハイ需要ケース）に基づき、北部・南部系統（NTDC）における電源
開発のための各年の設備投資額を電源種別、開発事業者別に計算した結果、および KE 系統の
投資額の計算結果を表 5-44 ならびに図 5-53 に示す。なお、太陽光などの再生可能エネルギーな
らびに輸入電力は含まない。
また、WAPDA、GENCO、PAEC など公的機関の長期投資計画を図 5-54 に示す。
北部系統は 5,000 million US$とベース需要ケースと比べて 1,000 – 2,000 million US$増加する。
南部系統も 2023-2028 年の投資額がベース需要ケースと比べて約 1,000 million US$増加する。ま
た、
公的機関の投資額もベース需要ケースと比べて 2027 年以降 1,000 million US$以上増加する。
5-55
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 5-44 長期設備投資計画（ハイ需要ケース）
(million US$)
WAPDA
IPP Hydro
IPP Gas
North
IPP Coal
NUCP
Subtotal
IPP Hydro
IPP CCGT
GENCO Coal
South
IPP Coal
NUCP
Subtotal
KE
Subtotal
Grand Total
2015
1,157
904
755
645
336
3,798
0
11
0
213
392
616
573
4,987
2016
1,321
1,672
1,323
1,024
0
5,341
0
23
104
964
685
1,777
1,093
8,211
2017
1,222
2,407
1,322
924
0
5,875
0
26
426
1,997
1,010
3,459
1,358
10,692
2018
1,401
2,888
721
460
0
5,470
0
0
783
2,304
1,242
4,329
1,117
10,916
2019
2,235
3,003
357
301
0
5,895
0
45
876
1,362
1,372
3,655
650
10,200
2020
2,692
2,216
101
104
0
5,113
0
206
659
405
1,263
2,532
642
8,287
2021
3,440
1,547
0
323
0
5,310
0
533
512
323
543
1,910
769
7,989
2022
3,651
657
70
460
0
4,838
0
856
334
564
0
1,754
870
7,462
2023
3,728
417
356
301
0
4,802
0
935
0
727
0
1,662
833
7,297
2024
3,389
257
848
104
0
4,597
0
914
0
991
0
1,904
751
7,252
WAPDA
IPP Hydro
IPP Gas
North
IPP Coal
NUCP
Subtotal
IPP Hydro
IPP CCGT
GENCO Coal
South
IPP Coal
NUCP
Subtotal
KE
Subtotal
Grand Total
2026
3,015
305
1,298
564
0
5,182
0
1,297
0
1,648
0
2,944
826
8,952
2027
3,349
187
1,092
623
0
5,252
0
1,209
0
1,592
0
2,801
623
8,676
2028
3,929
143
802
460
0
5,334
20
953
0
1,510
0
2,482
440
8,256
2029
4,419
51
481
405
0
5,356
42
899
0
1,648
0
2,588
520
8,464
2030
4,602
38
476
323
0
5,439
66
833
0
1,488
0
2,386
681
8,506
2031
4,353
0
770
564
0
5,688
72
906
0
1,083
0
2,062
647
8,397
2032
3,803
0
774
623
0
5,201
41
883
0
761
0
1,684
378
7,264
2033
2,450
0
458
460
0
3,368
0
612
0
301
0
913
65
4,346
2034
1,157
0
101
301
0
1,559
0
202
0
0
0
202
0
1,761
2035
(mmUS$)
(北部系統)
(mmUS$)
（南部系統）
図 5-53 長期電源投資計画（ハイ需要ケース）
(US$)
図 5-54 公的機関の長期投資計画（ハイ需要ケース）
5-56
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2025
2,812
303
1,251
323
0
4,687
0
1,022
0
1,510
0
2,532
830
8,050
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Chapter 6
6.1
送電開発計画
開発計画策定の基本方針
送電開発計画に係る基本方針は、国家目標及び最新の技術動向に配慮し下記のとおりとする。
(1) 政策と目標
パキスタン国は、国家電力政策 2013 で「最先端の送電系統構築」を挙げている。また、国家
電力規制庁は、送電規定で現在の送電系統損失 3％を 2017 年までに 2.5%に低減することを目標
に挙げている。
(2) 方針と方法
上記政策と目標を達成するために、電力供給に係る信頼度、品質及び資源の有効利用の一端
として効率化を念頭に入れて目標を達成する。なお、NTDC は国家電力系統拡張計画 2011-2030
を策定しており、これ等も考慮した計画とする。これら作業の流れを図 6-1 に示す。
（出典：JICA 調査団）
図 6-1 送電系統拡張計画作業の流れ
(a)
方針
需要地と発電所を安全で経済的かつ技術的に最適な方法で結び、運用維持管理の容易性、シ
ステムの拡張性及び環境社会配慮等を考慮した計画を策定する。
(b) 方法
既存設備に留意し、需要地と発電所を最短で結び、最適な送電電圧を選定すると共に、電力
損失の低減、夏季・冬季の潮流の変化が最小となるような送電系統を策定する。
将来計画については、20 年程度を見越した計画を考慮する。尚、電力供給の信頼性確保のた
め、基幹系統にはループ方式の採用を考慮する。
一方、設備の仕様については、NTDC の標準仕様をベースとして採用する。
6-1
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(3) 現状把握
開発計画の策定に先立ち、最新の電力系統を確認し、至近年度における潮流解析を実施し、
現時点で不具合がないことを確認する。この為には、最新の発電所、送電線路及び 220/500kV
変電所のデータを確認し、かつ、夏季及び冬季における Peak 電力による過負荷がないことを確
認する。
この、一般的な作業フローを図 6-2 に示す。
始め
年度の実需要
1) 10-DISCOS
2) KE
既存設備の確認
1) 発電所
2) 送電線
3) 変電所
夏
（4月～10月）
（11月～3月）
冬
最大需要の抽出
最大需要の抽出
各220kV変電所に負荷配分
過負荷の有無
No
送電線
No
No
母線、CB等
Yes
変圧器
Yes
Yes
予備的な 送電線計画
Yes
送電・変電の
開発計画策定
1) 2025
2) 2030
3) 2035
送電容量、
仕様選定
送電ルート選定
対策立案
既存設備との
干渉有無
No
Yes
NTDCの
設計基準
公共計画との
干渉有無
No
Yes
No
Yes
保護地域との
干渉有無
No
送電線計画
代替案
（主案）
概略費用の算出
終わり
（出典：JICA 調査団）
図 6-2 現状把握の一般的な作業フロ―
6-2
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
6.2
系統信頼度の検討方法
電力系統の供給信頼度を求めるためには、電源設備と電力輸送設備の両者を総合して考えな
ければならない。
電力輸送面の供給信頼度は、D：１需要家当たりの停電ひん度（停電回数／年）、F：１需要
家当たりの停電時間（停電時間／年）
、S：全電力系統の不足電力量発生確率（供給支障電力量
／年間総供給電力量）の３指標を求め、送電系統は R＝R（D、F、S）として与えられる信頼度
総合指標を用い、配電系統は D と F の平均的な２指標によって信頼度表現を行っている。なお、
配電系統の場合、停電回数、停電時間とも送電系統（配電用変電所上位系統による影響分）と
配電系統（配電設備の事故による影響分）との和である。
最適な送電開発計画は、上記、電力輸送面の供給信頼度と経済性の両面から検討するととも
に、国際連系の動向についても配慮する必要がある。
供給信頼度は、停電の発生頻度、継続時間、発生範囲によって表される電力供給の信頼性。
系統安定度は、発電された電力と使用される電力のバランスが事故などによって崩れた場合、
バランスがとれた状態に収束する力のこと。
供給信頼度や系統安定度は、
「電気の品質」の維持に必要な要素。供給信頼度を維持・向上す
るには、適切な設備余力を確保しておくこと、電圧・周波数などを適正範囲に維持できるよう
にしておくこと、停電が生じたら迅速な対応をとることなどが必要。また、電圧や周波数が大
幅に変動するなどして電力系統が不安定になると、大規模な停電につながる可能性があるため、
系統安定度を保つために、送電線に流す電気の量を制限している。
NTDC が既に実施している系統計画は、2021-22 年までである。これらの検討は、各 DISCO
が計画した需要想定を基に検討されている。
(1) 安定度の予備的考察
AC 500kV 送電系統に対しては、一般的に下記が言える。
1)
2)
3)
4)
5)
6)
7)
8)
送電線のリアクタンスは約 0.1%/km で、電線の線種には依存しない。
１回線で 100km を安定に送電できる電力は 5,000MW と言われている。
例えば、200km であれば、1 回線で送電できる電力は 2,500MW となる。
2 回線以上の送電線における概算の安定潮流は下式で表される。
概算安定潮流＝残りの回線数 x 5,000／（送電線の長さ[km]／100[km]）
（送電線の長さ）は以下のように計算される。
送電線が 200km で 50%の補償がある場合、送電線は 100km（200x0.5）とみなせる。
なお、数百 km 程度の長距離送電線に使用される電線線種は 4xACSR 330mm2 の場合、熱容
量が１回線で 2,500MW 程度である。一方、距離が短く、大容量の方が経済的な場合には、
他の線種も検討する。
備考：上記の予備的な評価は、詳細な系統安定度解析で確認する必要がある。
6-3
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
6.3
系統解析と主な検討条件
主な条件は NTDC との協議を通して確認するが、長期計画の重要性を考慮し、電圧が 500kV
以上の基幹系統を基本におくと、以下の条件が想定される。
(1) 対象範囲
パキスタン国全土とする。ただし、現時点において独立系統は含まない。国際連系について
は、イランとアフガニスタンの 2 国を対象とする。
(2) 解析断面
2025 年および 2035 年における夏季、冬季のピーク断面。
(3) 解析内容
解析は PSS/E を使用し、下記 3 項目に対する解析を行う。
潮流解析（過負荷及び過電圧）
事故解析（事故電流）
安定度解析（発電機の安定性）
1)
2)
3)
NEPRA グリッド・コードでは、5 種類の事故（送電線、発電機用変圧器、500kV 変圧器、500kV
母線及び 500kV 分路リアクトル）を想定し解析することとしている。
一般的な系統解析の流れを図 6-3 に示す。
(出典：JICA 調査団)
図 6-3 系統解析の流れ
(4)
1)
2)
3)
4)
前提条件
需要想定は、関連 DISCO からの情報を使用する。
複送電線のそれぞれの送電線に等しく負荷配分する。負荷はグリッド・コードに従う。
発電機の運転電圧は、発電機定格運転電圧とする。
負荷力率は 0.95 とする。系統構成は、全ての遮断器を「閉」とした運用を基本とする。
6-4
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
5)
潮流計算において電圧調整が必要な場合は、変圧器タップの変更及び調相設備接続により対
応し、各母線の電圧調整範囲は 1.00p.u.+/-0.05p.u.以内とする。また、各発電機の力率調整範
囲は定格力率以内とする。
最適計画案は 2025 年断面を対象とする。
ピーク需要時の事故を想定し、一時的な過電圧、周波数変動は NTDC の運用思想を満足した
ものとする。
夏季と冬季における最大電力潮流を検討する。
その他の条件
a) 送電線の潮流は、１回線事故においても、残りの回線の定格容量を超過しない。
b) 定態安定度については、１回線も対象とする。
c) 過渡安定度は、2回線以上の送電線を対象とし、3相短絡又は１線地絡事故で事故電流の
大きい方で検討する。必要に応じ再閉路失敗等についても、重大事故への波及を防止す
る観点から検討を行う。
d) 送電線路及び変電所の耐用年数は考慮しない。
6)
7)
8)
9)
(5)
1)
2)
3)
4)
5)
6)
7)
8)
解析手順
基準系統での潮流計算（変圧器タップ 1.00p.u.、調相設備未設置状態）
変圧器タップ変更による電圧調整後の潮流計算
調相設備設置による電圧調整後の潮流計算
調相設備設置計画（案）を反映し再潮流計算
短絡容量計算
短絡容量超過対策確認（短絡容量超過対策として系統構成変更を実施し、1）～5)を再確認
N-1 事故時系統での潮流計算（2 回線送電線の１回線事故及びループ系統での１回線事故を
対象とし、潮流のネック箇所を洗い出す）
安定度解析
なお、系統解析にあたっては NEPRA グリッド・コードを厳守する。この内、主な項目とし
て電圧・周波数の許容範囲を表 6-1 に、基本条件を表 6-2 に、発電所出力と送電電圧を表 6-3 に
示す。
表 6-1 電圧・周波数の許容範囲
Normal
Contingency
(+8%, -5%) [kV]
540>Vb>475
238>Vb>209
143>Vb>125
(±10%) [kV]
550>Vb>450
245>Vb>198
145>Vb>119
OC 4.9
2 Frequency Fluctuation
132/220/500kV
(±0.2) [Hz]
50.2>Fb>49.8
(+0.5, -0.6) [Hz]
50.5>Fb>49.4
OC 4.8.1
3 Power Factor (Lag.)
Within 95% or better
-----
OC 4.9.1
No.
Conditions
Range
1 Voltage Fluctuation
1) 500kV
2) 220kV
3) 132kV
Remarks
Remarks: 1) Vb is Bus-bar Voltage and Fb is Bus-bar Frequency.
（出典：NEPRA Grid Code 2005）
6-5
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 6-2 基本条件
No.
Description
1
2
Loading Limit
Temperature
3
Allowable Over Load
4
Minimum Clearance
5
Others
Transmission
Transformer
Thermal limit of Conductor Forced Cooling Capacity
Maximum Anbient Temeprature
For 15 min. and Transient
For 2 hours
and voltage stubility limit
To ground at mid-span under
N.A.
maximum load
Maximum allowable
Summer (April - October) loading
conductor temperature and and Winter (November - March)
Wind Velocity
loading
Remarks
PC 2.2.1
（出典：NEPRA Grid Code 2005）
表 6-3 送電電圧と容量
Output of Power Station
[MW]
1～4
4～40
40～150
150～400
400≦
Voltage of Transmission Line
[kV]
11& Below
66
132
220
500
Remarks
CC6.1
（出典：NEPRA Grid Code 2005）
(6) 基幹送変電設備に係る基本条件
計画には、下記条件を基本とする。
(a)
送電線路：
1)
2)
3)
4)
5)
6)
2 回線で計画。
導体は 4 x ACSR 469mm2。
OPGW-24Cx2 又は 48Cx1 の採用。
最新の汚損区分、地震マップ及び自然条件等の考慮。
環境保護地域は通過しない。
基幹系統のクロスセクションは極力避ける。
(b) 変電設備：
1)
2)
3)
4)
所内電源は 2 重化し、非常用発電機を設置。
雷撃に対しては 100%保護の採用。
機器及び母線等の仕様及び用地は 20 年後の計画を考慮して選定。
所内共通設備の導入。
基幹変電所の概念設計を図 6-4 に示す。
6-6
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
図 6-4
6.4
6.4.1
500kV 変電所の概念図
(出典：JICA 調査団)
2025 年および 2035 年の基幹送電系統の検討
既存基幹送電系統の開発計画
(1) 2022 年断面
現時点で NTDC より入手した 2021-22 年度迄の送電系統拡張計画リストを表 6-4 に、グリッ
ドマップを図 6-5 に示す。
6-7
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 6-4 送電系統拡張計画: 2021-22
（出典：NTDC 資料に基づき JICA 調査団作成）
6-8
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
（出典：NTDC）
図 6-5 NTDC 500kV Network: 2021-22
6-9
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(2) 2030 年断面
NTDC より入手した 2030 年断面における予備的な送電系統の計画案を表 6-5 に、グリッドマッ
プを図 6-6 に示す。
表 6-5 送電系統拡張計画：2029-30 年度
No.
500kV Transmission Line/
500/220kV Transformer Description
New Substation
Transmission Line
Transformer　Capacity [MVA]
No.
[km]
No.
Unit
Total
Remarks
New Grid Stations
1
Asrit-Kedam
In/Out Basha-Mardan 500kV S/C
2
5
2
2
Madyan
In/Out Basha-Mardan 500kV S/C
2
5
2
5
Gabral Kalam
In/Out Basha-Mardan 500kV S/C
2
5
2
6
Kalam Asrit
In/Out Basha-Mardan 500kV S/C
2
5
2
7
Chashma Nuclear
Chashma-Ludewala 500kV
2
130
1
8
Basha
Basha-Chilas 500kV
2
42
Basha-Mardan 500kV (via Swat Valley)
2
337
9
Bunji
Bunji-Chilas 500kV
2
70
7
10
Qadirabad Nuclear
±500kV D/C from Qadirabad Nuclear to Gujranwala
2
30
1
11
Import from Iran
HVDC ±500kV from Pak-Iran Border to Quetta
2
678
12
Matiari (initially Switching Station)
500kV Jamshoro-Moro S/C (3rd cct) already constructed via Matiari
2
750
1,500
13
Mardan
Mardan-Peshawar
2
50
3
750
2,250
14
Karachi (KDA)
Thar-Karachi (KDA)
2
375
3
1,000
3,000
15
Vehari
In/Out Multan-Sahiwal
2
30
2
750
1,500
16
Chilas (Switching Station)
Chilas-Aliot
2
212
17
Aliot
Aliot-ISBD-W
2
96
2
600
1,200
Aliot-Lahore-N
2
245
2
600
1,200
2
750
1,500
18
Moro
19
Lahore-N
Gujranwala-Lahore-N
2
50
2
1,000
2,000
Lahore-S to Lahore-N
2
40
2
1,000
2,000
20
Gujrat
In/Out Aliot (S/S) to Lahore-N 500kV S/C
2
30
2
750
1,500
21
Ludewala
In/Out G-Barotha-Gatti 500kV D/C
4
30
2
750
1,500
New Transformers
1
Lahore-S
1
750
750
2
ISBD-W
1
750
750
3
Gujranwala (Gakhar)
1
750
750
4
Rewat
2
750
1,500
5
Peshawar-New
1
750
750
6
FSBD-W
1
750
750
7
NKI
2
600
1,200
8
Sahiwal
2
750
1,500
New Transmission Line
1
In/Out Rousch-Gatti at FBD-W
2
20
2
In/Out Multan-Gatti at FBD-W
2
20
3
Lahore-S-Lahore
2
40
4
Lahore-S-Sahiwal
2
115
5
In/Out Karachi-Coal PPs to Matiar at NKI
4
10
6
Ghazi-Barotha to FBD-W
2
330
Bunji-Chilas 500kV 2nd D/C
2
70
Chilas-Aliot
2
235
30
Power Dispersal Projects
1
Bunji-2
2
Bhikki
In/Out Lahore-Gatti 500kV S/C
2
3
Kohala
In/Out Neelum-Jehlum to Aliot 500kV D/C
2
10
4
Thar
HVDC ±600kV from Thar to Lahore
2
1,020
5
Basha-2
In/Out Basha-1 to Chilas 500kV D/C
2
10
6
Bunji-3
7
Kaigah
In/Out Basha-1 to Mardan S/C at Kaigah
2
10
2
8
Palas Valley
Palas Valley to Mansehra 500kV
2
103
3
9
PAEC-Nuclear (Karachi)
Nuclear PP to Karachi-S 500kV
2
25
1
10
Dasu
Dasu-Mansehra 500kV
2
136
Dasu-Palas Valley 500kV
2
40
11
Lower Spatgah
In/Out Dasu-Palas 500kV one circuit
2
10
6
12
Wind Power Cluster Jhimpir
In/Out Matiari-Karachi-E 500kV one circuit
2
30
2
13
PAEC-Nuclear (Karachi)
14
Thakot
Thakot-Mansehra 500kV
2
89
15
Pattan
Pattan-Thakot 500kV
2
113
Thakot-Mardan New
2
113
16
Wind Power Cluster Gharo
Gharo-Karachi-E 500kV
2
30
17
Thar
Thar-Karachi-E 500kV
2
320
18
Dhudnial
Dhudnial-Neelum Jehlum 500kV
2
115
19
ISBD-N
In/Out Aliot to ISBD-W 500kV
4
20
3
750
2,250
Aliot-ISBD-N 500kV direct line
2
110
3
750
2,250
ISBD-N to Rewat 500kV
2
40
3
750
2,250
In/Out NKI-Matiari at Karachi-E
2
320
3
1,000
3,000
20
Karachi-E
6
1
8
(出典：NTDC, National Power System Expansion Plan 2011-2030)
6-10
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
（出典：NTDC）
図 6-6
NTDC Grid Map; 2029-30 年度
6-11
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
6.4.2
2021-2022 年度の基幹送電線計画レビュー
NTDC の 2021-2022 年度の 500 kV 以上の基幹送電線計画をレビューし、信頼度面、コスト面
から計画の妥当性を確認した。検討には NTDC から入手した系統解析データを使用した。
検討にあたっては、常時および事故時の状態において、以下のクライテリアへの適合につい
て、確認を行った。なお、事故としては、500kV 以上の送電線 1 回線停止事故を想定した。
クライテリアは、
NTDC のグリッドコード (THE GRID CODE；June,2005) より以下を用いた。
●電圧の基準は以下とした。
表 6-6 運用制限電圧 (通常状態／1 回線事故時) [kV]
500 kV
220 kV
132 kV
Normal Condition
Max
540
238
143
(N-1) Condition
Max
550
245
145
Min
475
209
125
Min
450
198
119
●送電線過負荷の基準は以下とした。
毎年、系統運用者が NEPRA に対し、夏冬の常時及び緊急時の送電線容量限界について
提出することとなっている。
本検討においては、
NTDC から入手した系統解析データの中に含まれている容量（Rate A）
を用いて検討する。
●安定度の基準は以下とした。
3 相短絡の永久事故後、5 サイクルで事故除去とし、発電機のアングルが平均値に収束す
れば安定と判定した。
(1) 2021-22 年度の NTDC 現行送電計画の評価
(a)
系統構成
NTDC の送電計画は国土の南北間
約 1,000 km を直流送電線 2 極 2 ルー
トで結び、南部の火力発電所の電力を
北部の Lahore 方面へ送電する案であ
る。南北に計画されている新設送電線
の系統構成を図 6-7 に示す。
図 6-7
6-12
NTDC 600kV HVDC Network: 2021-22
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(b) 2021 年夏の潮流
常時の潮流、電圧および事故時の潮流、電圧ともにクライテリアを逸脱する状態は、発生し
ない。
(c) 2022 年冬の潮流
常時の潮流、電圧および事故時の電圧ともにクライテリアを逸脱する状態は、発生しない。
事故時の潮流として、1 事故ケースに対して１送電線のみ、過負荷が発生する。
 事故発生箇所 PORT QASIM 500.00 (87)- SOUTH 500 KV500.00 (93)
 過負荷箇所 HUBCO-CFPP 500.00 (92)- SOUTH 500 KV500.00 (93)
 過負荷率
137.9% 2317.3MVA 容量 1600.0MVA
発電所近傍であり、発電所の出力を調整することで、短時間で過負荷解消させることが可能
な見込み。また、個別の気象条件を適用することにより、送電線容量を上昇させる見直しにつ
いても検討の余地がある。
(d) 軸ねじれ共振現象
直流設備近傍の発電機の軸ねじれ共振現象に関する影響の有無について、以下の判定式を用
いて確認を行った。
直流設備近傍の発電機として、Port Qasim について検討する。
 直流定格出力より、
MVAdc = 1,800 MVA
 発電機定格出力より、 MVAg = 1,200 MVA
 発電機停止時の変換器母線から見た短絡容量 Sci = 28,723.3 A
 発電機運転時の変換器母線から見た短絡容量 SC = 31,450.1 A
以上の値より UIF = 0.011276
よって
UIF < 0.1
判定式より、発電機軸ねじれ共振現象について、問題ないことを確認した。
(e)
2021 年夏の安定度
500kV 以上の送電線における１回線送電線（N-1）事故を想定した場合の安定度計算を実施し
た。安定度計算結果について、一覧を表 6-7 に、詳細を表 6-8 に示した。また、図 6-8 には、計
算結果の一例のグラフを示す。
加えて、不安定となるケースについて、図 6-8 として、系統図上に示した。
表 6-7 NTDC 現行送電計画の１回線送電線事故時における安定度計算結果
500kV 交流送電線１回線事故の検討ケース数
安定ケース数
不安定ケース数
そのうち、発散振動となるケース数
そのうち、持続振動となるケース数
6-13
184
163
21
14
7
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
±600kV 直流送電線１極事故の検討ケース数
安定ケース数
不安定ケース数
表 6-8
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
Fault
bus
no.
80
80
80
80
80
89
89
95
95
95
95
95
95
95
92
93
93
93
93
93
93
8
8
0
NTDC 現行送電計画の１回線送電線事故時における不安定ケースの詳細
To bus name
From
bus
no.
70
70
80
80
80
89
89
75
85
86
89
89
93
93
92
87
92
93
93
93
93
JAMSHORO
JAMSHORO
JAMSHORO
JAMSHORO
JAMSHORO
K-2/K-4
K-2/K-4
MATIARI
MATIARI
MATIARI
MATIARI
MATIARI
MATIARI
MATIARI
HUBCO-CFPP
PRT QSM (SS)
PRT QSM (SS)
PRT QSM (SS)
PRT QSM (SS)
PRT QSM (SS)
PRT QSM (SS)
From bus name
To
bus
no.
80
80
90
91
95
95
95
95
95
95
95
95
95
95
93
93
93
95
95
930
931
DADU
DADU
JAMSHORO
JAMSHORO
JAMSHORO
K-2/K-4
K-2/K-5
MORO
ENGRO THAR
SSRL
K-2/K-4
K-2/K-5
PRT QSM (SS)
PRT QSM (SS)
HUBCO-CFPP
PORT QASIM
HUBCO-CFPP
PRT QSM (SS)
PRT QSM (SS)
PRT QSM (SS)
PRT QSM (SS)
To bus name
Id
JAMSHORO
JAMSHORO
HUB
NKI
MATIARI
MATIARI
MATIARI
MATIARI
MATIARI
MATIARI
MATIARI
MATIARI
MATIARI
MATIARI
PRT QSM (SS)
PRT QSM (SS)
PRT QSM (SS)
MATIARI
MATIARI
LUCKY-CFPP
SIDQSNS-CFPP
1
2
1
1
1
1
2
1
1
1
1
2
1
2
1
1
1
1
2
1
1
Results
(stable/unstable)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (continuous)
unstable (continuous)
unstable (continuous)
unstable (continuous)
unstable (continuous)
unstable (continuous)
unstable (continuous)
180
160
140
No.11 不安定（発散）
120
100
80
No.16 不安定（連続的）
60
40
20
0
-20
No.22 安定
-40
-60
-80
-100
-120
-140
-160
-180
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
T im e (se c o n ds)
No.
22
Fault
bus
no.
32
To bus name
LAHORE-S
図 6-8
From
bus
no.
32
From
name
bus
LAHORE-S
To
bus
no.
36
To bus name
SAHIWAL-PP
安定度計算結果の一例（3 ケース）
6-14
Id
1
Results
(stable/unstable)
stable
代表的な 3 発電機の位相
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Zoom in
図 6-9 １回線送電線事故発生時に不安定ケースとなる送電線および事故点
6-15
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(f)
課題
不安定となる事故ケースの位置を確認すると、南部の 2 ヶ所の変換所の近傍に集中している。
これらの送電線で事故が発生すると、2 ヶ所の変換所とも、一時的に直流送電線が停止すること
となる。100ms 事故除去後、直ちに直流送電が再開されるが潮流が指定値に復帰するまでに、
150ms 程度かかるため、安定度が維持できない結果となる。
これについて、以下のグラフにより示す。
事故点は、JAMSHORO 500.0 (80)、トリップ送電線は、DADU 500.0(70)－JAMSHORO
(80)の例である。
500.0
図 6-10 は、事故発生前後の直流送電線を通過する有効電力およびこの直流送電線を 765kV 交
流送電線で置き換えた際の通過する有効電力の変動を示す。
0.1sec～0.2sec が事故発生中であり、0.2sec で事故除去後、交流送電線はステップ上に上昇し
ているが、直流送電線は、約 0.15sec かけ、緩やかな回復となっている。
結果的に、図 6-11 に示すとおり、この回復のスピードの違いが起因となり、直流送電線を適
用する系統においては、発電機の位相が発散していく不安定ケースとなることがわかる。
2,750
2,500
交 流送電 線の急峻 な回
復
2,250
2,000
1,750
1,500
1,250
1,000
750
直流送電線の緩やかな回
復
500
250
直流送電線を通過する有効電力
交流送電線を通過する有効電力
0
-250
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
Tim e (se c o n ds)
41 - POWR
93 TO 20093 CKT '1 ' : test160_flow
b
c
d
e
f
g
図 6-10 直流送電線および交流送電線の事故発生前後の有効電力の変動
45 - POWR
95 TO 20095 CKT '1 ' : test160_flow
g
b
c
d
e
f
b
c
d
e
f
g
b
c
d
e
f
g
38 - POWR
36 - POWR
733 TO
722 TO
6-16
732 CKT '1 ' : test160_flow3
721 CKT '1 ' : test160_flow3
1.9
2
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
180
不安定
150
120
90
60
30
安定
0
-30
-60
-90
直流送電線適用系統
交流送電線適用系統
-120
不安定
-150
-180
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
Tim e (se c o n ds)
図 6-11
直流送電線および交流送電線系統における代表的な 7 発電機の位相
(2) 2021-22 年度 NTDC 現行送電計画の対策案の検討
(a)
1)
交流 2 ルート案 (代替案 1)
系統構成
図 6-12
直流送電線 2 ルートを交流送電線（765kV）に置き換えた系統構成
6-17
5
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
2)
2021 年夏の安定度
500kV 以上の送電線における１回線送電線（N-1）事故を想定した場合の安定度計算を実施し
た。計算結果について、一覧を表 6-9 に、詳細を表 6-10 に示した。なお、不安定となるケース
について、図 6-13 の通り、系統図上に示した。
表 6-9 交流送電線 2 ルートの１回線送電線事故時における安定度計算結果の一覧
500kV 交流送電線１回線事故の検討ケース数
安定ケース数
不安定ケース数
そのうち、発散振動となるケース数
そのうち、持続振動となるケース数
184
182
2
765kV 交流送電線１回線事故の検討ケース数
安定ケース数
不安定ケース数
そのうち、発散振動となるケース数
そのうち、持続振動となるケース数
48
36
12
0
2
12
0
表 6-10 交流送電線 2 ルートの１回線送電線事故時における不安定ケースの詳細
No.
Fault
bus
no.
1
80
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
95
713
713
714
714
720
720
721
721
731
731
732
732
From bus
name
JAMSHOR
O
MATIARI
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
From
bus
no.
From bus name
To
bus
no.
To bus name
Id
80
JAMSHORO
95
MATIARI
1
80
712
713
712
714
718
720
719
721
729
731
730
732
JAMSHORO
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
95
713
715
714
716
720
722
721
722
731
733
732
733
MATIARI
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
6-18
Results
(stable/unstable)
unstable (continuous)
unstable (continuous)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
図 6-13 1 回線送電線事故発生時に不安定ケースとなる送電線および事故点
3)
課題
不安定となる事故ケースの位置を確認すると、直流送電線を置き換えた、765kV 交流送電線
では、安定度が維持できない結果となった。
なお、500kV 送電線の事故に対しては、持続振動が発生する１送電線を除き、安定となった。
6-19
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(b) 直流 3 ルート案 (代替案 2)
1) 系統構成
図 6-14 直流送電線ルートとした系統構成
2)
2021 年夏の安定度
500kV 送電線における１回線送電線（N-1）事故を想定した場合の安定度計算を実施した。結
果一覧を表 6-11 に示す。
直流 2 ルート時、不安定となっていた南部 2 箇所の変換所周辺の事故に対しては、3 ルートと
することで、事故除去後の立ち上がりの緩やかさはあるものの、回線数が増えた効果がまさる
こととなる。
表 6-11 直流送電線 3 ルートの１回線送電線事故時における安定度計算結果の一覧
3)
500kV 交流送電線１回線事故の検討ケース数
安定ケース数
不安定ケース数
184
184
0
±600kV 直流送電線１極事故の検討ケース数
安定ケース数
不安定ケース数
12
12
0
課題
全てのケースが安定となり、課題はない。
6-20
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(c)
1)
交流 3 ルート案 (代替案 3)
系統構成
図 6-15 交流送電線 3 ルートとした系統構成
2)
2021 年夏の安定度
500kV 以上の送電線における１回線送電線（N-1）事故を想定した場合の安定度計算を実施し
た。結果一覧を表 6-12 に示す。
表 6-12 交流送電線 3 ルートの１回線送電線事故時における安定度計算結果の一覧
500kV 交流送電線１回線事故の検討ケース数
安定ケース数
不安定ケース数
そのうち、発散振動となるケース数
そのうち、持続振動となるケース数
184
182
2
765kV 交流送電線１回線事故の検討ケース数
安定ケース数
不安定ケース数
そのうち、発散振動となるケース数
そのうち、持続振動となるケース数
72
36
16
6-21
0
2
16
0
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 6-13 交流送電線 3 ルートの 1 回線送電線事故時における不安定ケースの詳細
No.
Fault
bus
no.
From
name
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
80
95
713
713
714
714
720
720
721
721
731
731
731
731
732
732
732
732
JAMSHORO
MATIARI
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
3)
bus
Fro
m
bus
no.
80
80
712
713
712
714
718
720
719
721
729
731
729
731
730
732
730
732
From bus name
To
bus
no.
JAMSHORO
JAMSHORO
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
95
95
713
715
714
716
720
722
721
722
731
733
731
733
732
733
732
733
To bus name
MATIARI
MATIARI
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
Id
Results
(stable/unstable)
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
2
1
1
2
2
unstable (continuous)
unstable (continuous)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
unstable (diverged)
課題
不安定となる事故ケースの位置を確認すると、交流送電線 2 ルートのケースと同様であり、
765kV 交流送電線において、安定度が維持できない結果となった。
なお、500kV 送電線の事故に対しては、持続振動が発生する 1 送電線を除き、安定となった。
(3) 現段階の結果整理および今後の検討事項
(a)
1)
現状の検討結果
安定度計算結果のまとめ
2)
① 2021-22 年度 NTDC 現行送電計画
直流送電線 2 ルート
② 交流送電線 2 ルート
③ 直流送電線 3 ルート
④ 交流送電線 3 ルート
解析結果より示されたこと
不安定ケースあり
不安定ケースあり
不安定ケースなし
不安定ケースあり
⑤ 現行計画の直流送電線 2 ルート案については、安定度上、問題があることが確認された。
理由は、南部 2 箇所の変換所周辺に位置する 500kV 送電線事故発生時、２ルートとも直
流変換器が一時的に停止となり、直流変換器の特性上、事故除去後の回復が緩やかなこ
とが、不安定となる要因である。なお、電圧、過負荷、軸ねじれ共振現象については、
問題がないと確認された。
⑥ 対策案の検討から、南北の主要回線が直流、交流送電線ともに、2 ルートでは、安定度
の維持が不可能であり、直流送電線 3 ルートでは、安定度上、問題ないことが確認され
た。
(b) 今後の検討事項
上記の検討結果を踏まえ、今後は、以下について検討を進める
① 2 ルートの直流送電線、もしくは交流送電線と混在した場合における検討の深掘りとし
6-22
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
て、系統運用上のメリット・デメリットの比較検討、詳細確認を行う。
② 上記の結果、問題ないケースに対して、コストの試算をする。
③ コストおよび運用上のメリット、デメリットを踏まえた上での最適な系統構成案を提示
する。
6.5
2035 年までの 500kV 系統
送電開発計画案
電源開発計画に基づき、2025 年および 2035 年それぞれについて、基幹送電計画（グリッドマッ
プ）を作成する。また、その結果より、将来的な投資額を算出する。
基幹送電計画は、500kV 送電線、変電所について、作成することとし、投資額は、220kV 以
上のグリッド構築に関する投資総額を算出する。
なお、ここでの検討は、投資総額の概算額算出を目的とするため、個別の詳細な基幹送電計
画の検討は行っていない。
6.5.1
500kV 変電所の必要数
需要想定を用いて、将来的に必要となる 500kV 変電所数を概算により求める。まず、500kV
変電所１箇所が必要となる需要を求める。
NTDC より受領した 2021-2022 年の基幹送電線計画より、500/220kV 変圧器の容量を確認した
のが、以下の表 6-14 である。容量の平均値を求めると、1,324MVA である。
この値および規模の経済性を考慮し、500kV 変電所 1 箇所が必要となる需要は、1,500MW と
する。
表 6-14 500/275kV 変圧器容量 [MVA]
From Bus Number
From Bus Name
10
11
20
21
22
22
23
24
25
28
30
30
32
35
36
36
37
38
40
41
50
53
53
54
58
60
62
70
80
91
PESHAWAR 500.00
PESHAWAR-2 500.00
TARBELA
500.00
ISBD-W
500.00
REWAT-N
500.00
REWAT-N
500.00
CHAKWAL-N 500.00
GUJRNWLA 500.00
G.BROTHA 500.00
LAHORE-N 500.00
LAHORE
500.00
LAHORE
500.00
LAHORE-S 500.00
SAHIWAL
500.00
SAHIWAL-PP 500.00
SAHIWAL-PP 500.00
LUDEWALA 500.00
VEHARI500 500.00
GATTI
500.00
FBD-WEST 500.00
MULTAN
500.00
M.GARH
500.00
M.GARH
500.00
D.G.KHAN 500.00
R.Y.KHAN 500.00
GUDDU
500.00
SHKPR500 500.00
DADU
500.00
JAMSHORO 500.00
NKI
500.00
To Bus Number
100
151
200
212
220
223
2336
245
205
260
300
300
303
350
361
362
360
460
400
444
500
528
530
746
552
600
620
700
800
910
6-23
To Bus Name
PESHAWAR 220.00
PESHWR-2 220.00
TARBELA
220.00
ISBD-W
220.00
REWAT-N
220.00
REWAT-2
220.00
CHAKWAL-NEW 132.00
GUJRNWLA 220.00
G.BROTHA 220.00
LAHORE-N 220.00
LAHORE
220.00
LAHORE
220.00
LAHORE-S 220.00
YOSAFWAL 220.00
SAHIWAL U-2 22.000
SAHIWAL U-1 22.000
LUDEWALA 220.00
VEHARI
220.00
GATTI
220.00
FBD-W
220.00
MULTAN
220.00
M.GARH-2 220.00
M.GARH-1 220.00
D.G.KHAN 220.00
R-Y-KHAN 220.00
GUDDU
220.00
SHKPR220 220.00
DADU
220.00
JAMSHORO 220.00
NKI-220
220.00
Capacity
1350
1500
1350
1500
900
750
750
1800
1200
2250
1500
1500
2250
1800
810
810
1200
1500
1800
2250
1350
600
600
1200
1200
1350
1200
900
1350
1200
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
将来的な需要想定を用いて、上記の変電所容量 1,500MW より、2025 年および 2035 年におい
て必要となる 500kV 変電所数を求めた結果を表 6-15 に示す。
既設を含めた合計値として、2025 年で 33 箇所、2035 年で 54 箇所の 500kV 変電所が必要とな
る。
表 6-15 将来的に必要となる 500kV 変電所数
2025
Peak Demand [MW]
PESCO
TESCO
IESCO
GEPCO
LESCO
FESCO
MEPCO
SEPCO
HESCO
QESCO
North
South
5660
857
3934
4276
9361
5554
7350
2378
2114
2748
29642
14590
TOTAL
44232
6.5.2
2035
Peak Demand / 1500 Rounded Up
3.77
0.57
2.62
2.85
6.24
3.70
4.90
1.59
1.41
1.83
19.76
9.73
Peak Demand [MW]
4
1
3
3
7
4
5
2
2
2
22
11
8942
1439
6587
7168
15718
9311
12312
3983
3542
4605
49165
24442
33
73607
Peak Demand / 1500 Rounded Up
5.96
0.96
4.39
4.78
10.48
6.21
8.21
2.66
2.36
3.07
32.78
16.29
6
1
5
5
11
7
9
3
3
4
35
19
54
グリッドマップの作成 1
500kV 系統のグリッドマップ作成は、以下の手順にて実施した。
(1) 既設送電線、変電所をマップ上に記載。
(2) 必要となる変電所の数から、将来計画となる変電所を設置する。その際、以下を考慮し
た。
(a) 上記の表内の、各配電会社の変電所数を目安に利用。
(b) 以下 (3) に記載した送電線計画も考慮した上での配置。
(3) 送電線の計画については、以下を考慮し、ルートを選定した。
(a)
(b)
(c)
(d)
北側の水力を需要地へ送電するよう計画。
南側の火力を需要地へ送電するよう計画。
既設送電線を増強するよう、南北に 2 ルートとなるよう計画。
既設送電線をさらに北部へ延伸。
(4) 送電線のそれぞれのルートに対し、SIL 値（Box-1 を参照）を維持できるよう、送電線
の回線数を決定した。その際の回線数は偶数とした。
なお、新設する 500kV 送電線の仕様は原則的に表 6-16 に示すとおりとした。
表 6-16 500kV 送電線の仕様
Type
ACSR
Size
[mm2]
469
No. of
Conductor
4
6-24
Current
[A]
800
Line Capacity
[MVA]
2,700
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
<Box – 1> 送電線距離と許容電力潮流の関係
送電線の許容電力潮流の一つの指標として Surge Impedance Load (SIL) がある。SIL は送電線の
リアクタンスにより生じる電圧低下と送電線の静電容量に起因する電圧上昇をバランスさせる
電力潮流レベルを示すものである。SIL は電圧クラスなどの要因によって変化する。送電線距離
と許容電力潮流の関係は SIL 値の倍数として経験的に得られ、許容電力潮流の評価指標として使
用されている。送電線距離と許容電力潮流の関係は下図に示すとおりである。
(P.U. of SIL)
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
0
50
100
150
200
300 (mile)
250
(Source: Analytical Development of Load ability Characteristics for EHV and UHV Transmission
Lines,” R.D. Dunlop, R. Gutman and P.P. Marchenko, IEEE Transactions on Power Apparatus and
Systems, Vol. PAS-98, No. 2, March/April 1979.)
また、新設する 500kV 変電所の標準的な仕様としては表 6-17 に示すとおりとした。
表 6-17 500kV 変電所の仕様
500/220 kV Trf.
Capacity of Bank [MVA]
No.
Unit
Total
4
450
1,800
No. of 500kV Line
8
以上の検討手順にて作成した 2025 年および 2035 年のグリッドマップをそれぞれ図 6-16 およ
び図 6-17 に示す。
6-25
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Phander
Golen Gol
Gilgit
Karrang (IPP)
2cct
Asrit-Kalam (IPP)
Madian
(IPP)
Basha
4cct
Allai
Khwar
Skardu
2cct
Naran
2cct
2cct
Peshawar New
Manshenra
Chakothi
Aliot
4cct
Islamabad
2cct(+1cct) West
Ghazi
Barotha
Altern Energy
Ltd.(Fateh Jang)
2cct
2cct
4cct
6cct
Islamabad North
Kotli (IPP)
Rewat
6cct
Kurram Tangi
Gulpur
Mahl
Kohala
Tarbela
4cct(+2cct)
Attock Gen
Ltd (AGL)
Karot
Azad Patan
Neelum
Jhelum
2cct
Peshawar
Doyian
Suki Kinari
Patrind
(IPP)
Mardan
2cct
6cct
A.Jagran Abbasian
Khan Khwar
Warsak
Chilas
Kayal Khwar
Mingorah
Malakand
Dargai
2cct
2cct
Dasu
Duber Khwar
Import (CASA)
Bunji
Diamer
Kaigah (IPP)
Davis Energen(Pvt.)
Ltd.(Chakwal)
Mangla
New Bong/UJC
Kurram Garhi
Daud Khel
Jinnah
6cct(+4cct)
Rasul
Salt Range
(PPDB)
2cct
Chasma Nuclear
6cct(+4cc
Shadiwal
Nandipur
Chasma Hydel
Gakkhar
G/Wala
Ludewala
Saba Power Co. Ltd.
(Sheikhupura)
6cct
2cct
4cct(+2cct)
Atlas Power (IPP)
Chiniot Power Ltd.
Lahore
Halmore (IPP)
Japan Power Generation Co. Ltd(near Raiwind)
Nishat Chunian (IPP)
Baloki Gas Plant
Kohinoor Energy Ltd(Raiwind)
4cct(+3cct)
Faisalabad- 6cct
Gatt
West
Haveli Bahadur Shar
i
Gas Plant
Power Generation System
Ltd.(Pattoki)
Gul Ahmed Energy Ltd.(Raiwind)
Orient Power (IPP)
Roush(Pak)Power Ltd
Habibullah Coastal Power
(Pvt)Co.(Quetta)
AES Pakistan Generation(Pvt.)
Ltd.(Lalpir)
AES Pakistan (Pvt.)
Ltd.(Lalpir)
Quetta
6cct(+3cct)
Saif Power
(IPP)
Lahore South
2cct(+1cct)
Fauji Kabirwala
Power Co.
Rousch
Kot Addu Power Co.
Multan
D.G. Khan
Sahiwal
(PPDB)
Sahiwal
Multan
Muzaffargarh
Muzaffargarh
8cct(+6cct)
RYK Mills Ltd.
Uch Power - II
Guddu
Guddu
Alliance Sugar
Mills Ltd.
Foundation Power (IPP)
Engro Energy (IPP)
Sukker
Liberty Power Ltd.(Dharki)
10cct(+8cct)
Sehra (IPP)
Dadu
Legend
Dadu
Existing Proposed
500kV Substation
500kV
Transmission line
Thermal P/STN
6cct(+4cct)
Lakhra Coal
Matiari
Jamshoro(ST)
Nuclear P/STN
2cct
Karachi
Nuclear
4cct(+2cct)
Jamshoro
Korangi
Hubco
Kotri
Town
HUBCO New
KorangiN.K.J.
KDA
33
Bin Qasim Nooriabad
Thermal Gas
Hubco P.S.
Plant
2cct
4cct
Port
Karachi
Qasim
2cct
Karachi
Tapal Energy Ltd.(Karachi)
South
Hydel P/STN
4cct
Thar Coal
Gharo
図 6-16 グリッドマップ（2025 年断面）
6-26
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Phander
Shashghai-Zhendoli
(IPP)
Shogo-Sin (IPP)
Golen Gol
LAWI
Gilgit
Karrang (IPP)
2cct
Kaigah
2cct
Kalam-Asrit (IPP)
Asrit-Kalam (IPP)
Madian (IPP)
Allai
Khwar
Duber Khwar
4cct
Basha
Dasu 10cct
Spat
Gah
Palas
Valley
Dargai
Munda
2cct
Warsak
Peshawar New
Peshawar
Skardu
Sharmal (IPP)
2cct
Mardan
6cct
Naran
Akhori
Aliot
Ghazi
Barotha
4cct
2cct
Islamabad North
Kotli (IPP)
Rewat
Rajdhani
6cct
2cct Jhelum
Davis Energen(Pvt.)
(CCGT)
Mangla
New Bong/UJC
Ltd.(Chakwal)
2cct
Daud Khel
Jinnah
Chakwal
Gujrat new
Choa Saiden Shuh
Gujrat
6cct(+4cct) (CCGT)
4cct
Chasma
Hydel
6cct(+4cct)
Rasul
Salt Range
(PPDB)
2cct
Chasma
2cct
Sialkot new
2cct
Nandipur
G/Wala
Ludewala
Gakkhar
2cct
4cct(+2cct)
6cct
Lahore north
Chiniot (CCGT)
Chiniot Power Ltd.
Lahore East
Atlas Power (IPP)
Halmore (IPP)
Faisalabad
6cct
10cct(+9cct)
Faisalabad-West
Lahore
Nishat Chunian (IPP)
Gatti Baloki Gas Plant
Haveli Bahadur Shar
Gas Plant
Taunsa (IPP)
Orient Power (IPP)
6cct(+3cct) Saif Power (IPP)
Habibullah Coastal Power
(Pvt)Co.(Quetta)
Gulpur
Mahl
4cct
4cct(+2cct)
4cct
Bannu
Karot
Azad Patan
i
Islamabad
2cct(+1cct) West
Burhan (CCGT)
Kurram Tangi
Chasma
Nuclear
Suki Kinari
2cct
Shahibagh
Doyian
A.Jagran Abbasian
KohalaChakoth
Tarbela
2cct
6cct
10cct
Manshenra
6cct
Attock Gen Ltd
Chilas
Kayal Khwar
Neelum
Patrind (IPP) Jhelum
Burhan
Kurram Garhi
Khan
Khwar
2cct
2cct
Thakot
Matiltan
Malakand Mingorah
Import (CASA)
Bunji
2cct
Gabral Kalam
(IPP)
2cct
Diamer Basha
Rousch
Power Generation System Ltd.(Pattoki)
Lahore South
4cct(+3cct)
Okara
Sahiwal
(PPDB)
Quetta
Multan
Quetta
D.G.
Khan
Sahiwal
Multan Vehari
4cct
Muzaffargarh
2cct
Muzaffargarh
Sib
i
2cct
8cct(+6cct)
4cct
Bahawalpul
RYK Mills Ltd.
2cct
8cct
Uch Power - II
Guddu
2cct
Rahimyar
Guddu
Khan
Engro EnergyAlliance Sugar
(IPP)
Foundation Power
Shikarpur
Hassan (CCGT)
Larkana (CCGT)
(IPP)
Sukker
Liberty Power Ltd.(Dharki)
Sukkar (CCGT)
10cct(+8cct)
10cct
Sehra (IPP)
T.Muhabbat (CCGT)
Dadu
Dadu (CCGT)
Dadu
Legend
Moro
2cct
Existing Proposed
Nawab Shah (CCGT)
500kV Substation
500kV
Transmission line
Thermal P/STN
6cct(+4cct)
6cct
Lakhra Coal
Matiari
Jamshoro(ST)
Jamshoro (CCGT)
Karachi
Nuclear
Jamshoro
4cct(+2cct)
Hubco
Korangi Town
4cct
Hubco New
Nooriabad
KDA 33 CCGT
N.K.J.
Jheruk (CCGT)
Hubco P.S.
Bin Qasim
2cct
Nooriabad Gas Plant
Karachi NCPP
Port Qasim
2cct
2cct
Karachi South
Karachi
Tapal Energy Ltd.(Karachi)
East
Nuclear P/STN
2cct
Hydel P/STN
8cct
Thar Coal
Gharo
図 6-17 グリッドマップ（2035 年断面）
6-27
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
6.5.3
グリッドマップの作成 2 代替案の検討
500kV 系統のグリッドマップの代替案として、2035 年時に直流送電線を適用したケースにつ
いて検討した。
高圧直流送電線の適用箇所としては、以下の点を考慮した。
(1) 交流送電線の回線数を削減できる送電ルート
(2) 年間を通じて一定の大電力送電が必要な送電ルート
結論的には、南側火力発電所から、ラホール周辺の大電力消費地への適用について検討した。
回線数としては、東側に 2 ルート、西側に 1 ルートの計 3 ルートの適用とした。理由は、
「2021-2022 年度の基幹送電線計画レビュー」の箇所で検討したとおり、2 ルートの適用では、
事故時の起動が遅れる直流送電のデメリットの影響が出る恐れがあるため、3 ルートの適用とし
た。
まず、3 ルートの直流送電線の設置箇所を決め、それ以降は、上記のグリッドマップ検討方法
と同様の手法で検討を行った。
代替案となる直流送電線を適用した、2035 年のグリッドマップを図 6-18 に示す。
6-28
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Phander
Shashghai-Zhendoli
(IPP)
Shogo-Sin (IPP)
Golen Gol
Gilgit
Karrang (IPP)
LAWI
2cct
Kaigah (IPP)
Diamer Basha
2cct
Bunji
2cct
Gabral Kalam (IPP)
10cct
2cct
Kalam-Asrit
2cct
Dasu
(IPP)
Asrit-Kalam (IPP)
Spat Gah
Palas
Sharmal (IPP).
Madian (IPP)
Valley
Allai
Chilas
Kayal Khwar
Duber Khwar Khwar
4cct
6cct
Naran
Basha
2cct
Thako Khan Khwar
t
Matiltan
10cct
Malakand
2cct
Munda
2cct
Dargai
6cct
Mardan
Warsak
Peshawar New
Peshawar
Manshenra
6cct
Shahibagh
2cct
Rewat
2cct Jhelum
Mangla
New Bong/UJC
(CCGT)
6cct(+4cct)
Choa Saiden Shuh Rasul
(CCGT)
2cct
Salt Range
(PPDB)
Chasma
Gujrat (CCGT)
Gujrat new
6cct(+4cct)
4cct
Chasma
Hydel
G/Wala
Ludewala
Lahore north
Halmore (IPP)
6cct
Faisalabad-West
Haveli Bahadur
Shar Gas Plant
Rousch
Habibullah Coastal Power
(Pvt)Co.(Quetta)
Quetta
3cct
Lahore
10cct(+9cct)
Gatti
Baloki Gas
Plant
Orient Power (IPP)
Nishat Chunian (IPP)
4cct(+3cct)
Power Generation System Ltd.(Pattoki)
Lahore South
Saif Power (IPP)
Okara
Sahiwal
(PPDB)
Multan
Multan
D.G. Khan
Lahore East
Atlas Power (IPP)
Chiniot Power Ltd.
Taunsa (IPP)
Gakkhar
2cct
4cct(+2cct)
6cct
Faisalabad (CCGT)
Sialkot new
2cct
Nandipur
Chiniot (CCGT)
Quetta
Islamabad North
Kotli (IPP)
Chakwal
Daud Khel
Jinnah
2cct
4cct
Rajdhani
Davis Energen(Pvt.)
Ltd.(Chakwal)
Bannu
4cct
2cct
6cct
Kurram Garhi
Chasma
Nuclear
Islamabad
West
Ghazi
Barotha
4cct
Kurram
Tangi
Aliot Chakothi
2cct(+1cct)
4cct(+2cct)
Attock Gen Ltd
(AGL)
Gulpur
Mahl
Kohala
Burhan
Azad Patan
Patrind
(IPP) Neelum Jhelum
2cct
Burhan (CCGT)
Karot
A.Jagran Abbasian
Tarbela
Akhori
Doyian
Suki Kinari
Mingorah
Import (CASA)
Skardu
2cct
Vehari
2cct
Sahiwal
Muzaffargarh
2cct
Muzaffargarh
Sibi
2cct
2cct
4cct(+2cct)
2cct
Bahawalpul
RYK Mills Ltd.
2cct
Uch Power - II
2cct
4cct
Guddu Guddu
2cct
Rahimyar
Khan
Alliance Sugar
Mills Ltd.
Foundation Power (IPP)
Engro Energy
(IPP)
Shikarpur
Hassan (CCGT)
Larkana (CCGT)
Sukker
Liberty Power Ltd.(Dharki)
Sukkar (CCGT)
6cct(+4cct)
4cct
Sehra (IPP)
T.Muhabbat (CCGT)
Dadu
Dadu (CCGT)
2cct
Legend
Moro
Dadu
Existing Proposed
Nawab Shah (CCGT)
2cct
500kV Substation
500kV
Transmission line
±600kV HVDC
2cct
Lakhra Coal
Jamshoro
Jamshoro (CCGT)
Karachi
Nuclear
2cct
Matiari
Thermal P/STN
Jamshoro
4cct(+2cct)
Nooriabad 4cct
Hubco and
Korangi (CCGT)
Hubco New
KDA 33Thermal
N.K.J.
Jheruk (CCGT)
Hubco P.S.
Bin Qasim
2cct
Nooriabad Gas Plant
Port Qasim
Karachi NCPP
2cct
2cct
Karachi
Tapal Energy Ltd.(Karachi)
South Karachi Gharo
East
Nuclear P/STN
8cct
Hydel P/STN
Thar Coal
図 6-18 グリッドマップ (2035 年断面 (代替案))
6-29
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
最小費用送電開発計画
6.6
6.6.1
500kV 系統設備に要する必要投資額
上記の送電開発計画案の実現に必要となる投資額を算出する。
2015 年以降に、500kV 系統の新設となる設備への総投資額は、それぞれ以下の通りである。
(1) 2025 年まで
(a)
500kV 変電所
(33 – 18) x 40 mil. US$ = 600 mil. US$
(b) 500kV 交流送電線
9,755 km - 2cct x 0.6 mil. US$/km / 2cct = 5,853 mil. US$
(c)
合計
6,453 mil. US$
(2) 2035 年まで
(a)
500kV 変電所
(54 – 18) x 40 mil. US$ = 1,440 mil. US$
(b) 500kV 交流送電線
17,695 km - 2cct x 0.6 mil. US$/km / 2cct = 10,617 mil. US$
(c)
合計
12,057 mil. US$
(3) 2035 年まで（代替案となる直流送電線適用ケース）
(a)
500kV 変電所
(54 – 18) x 40 mil. US$ = 1,440 mil. US$
(b) 500kV 交流送電線
13,500 km - 2cct x 0.6 mil. US$/km / 2cct = 8,100 mil. US$
(c)
600kV 直流送電線
3,470 km - 2cct x 0.42 mil. US$/km / 2cct = 1,457 mil. US$
(d) 600kV 直交変換所, 接地／電極所 (4,000MW)
3 route x 2 x (285+38) mil. US$ = 1,938 mil. US$
(e)
6.6.2
合計
12,935 mil. US$ (オリジナル案との差 878 mil. US$)
2035 年度までの 220kV 系統設備量と投資額の概算想定
既設設備の設備量を確認すると、220kV 送電線の線路長は 500kV 送電線の約 1.6 倍であり、
220kV 変電所の容量は 500kV 変電所の約 3.4 倍である。
この比率を適用すると、2035 年における 220kV 系統設備量及び投資額は以下の通りとなる。
(1) 2025 年まで
(a) 220kV 変電所
201,960 MVA / 500MVA x 12 mil. US$ = 4,847 mil. US$
(b) 220kV 交流送電線
15,608km - 2cct ×
0.24 mil. US$/km / 2cct = 3,746 mil. US$
6-30
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(c)
合計
8,593 mil. US$
(2) 2035 年まで
(a)
220kV 変電所
330,480 MVA / 500MVA x 12 mil. US$ = 7,932 mil. US$
(b) 220kV 交流送電線
28,312km - 2cct x 0.24 mil US$/km / 2cct = 6,795 mil. US$
(c)
合計
14,726 mil. US$
(3) 2035 年まで（直流送電線適用ケース）
220kV 設備は(2)と同様である。
6.7
今後の課題
本結論は必要となる送電線、変電所の規模の概算値であり、今後、詳細な発電所、変電所の
位置を特定し、詳細に潮流、安定度解析を実施した上で、個別の送変電設備の計画を策定する
必要がある。
6-31
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Chapter 7
7.1
7.1.1
財務分析
電力料金制度改革
電力料金制度改革の背景
パキスタン政府が電力料金制度改革に取り組んでいる背景として、循環債務問題が挙げられ
る。循環債務とは、発電会社が十分な現金収入を確保できないため、配電会社は送電会社に、
送電会社は発電会社に、発電会社は燃料供給会社にそれぞれ債務を負っている状況を指す。2015
年 5 月時点ではエネルギーセクター全体での循環債務の規模は約 6000 億 PKR 程度と報じられ
ている4。循環債務の原因となる財務面での大きな課題としては、①適正水準より低い小売料金
が設定されているが、補助金支払が滞りがちなこと、②民間セクターと公的セクターで料金未
払いが増加していること、③高水準の配電ロス、が指摘されている。
(1) 適正水準より低い小売料金
前述（2.5 電力料金制度）の通り、NEPRA が発電、送電、配電において料金（NEPRA Determined
Tariff）を設定している。各分野によって詳細は異なるものの、料金設定は総括原価方式に基づ
いており、この料金は操業に必要な費用及び適正利益の回収を想定している5。操業条件は会社
毎に異なるため、DISCO 毎に NEPRA Determined Tariff は違った料金となる。NEPRA Determined
Tariff は操業に必要な費用の一部（燃料調整費の未収入分、支払延滞利子、物品サービス税の未
収入分）が回収できない点が指摘されており6、改善の余地はあるものの、総括原価方式自体は
電力セクターでは標準的な料金設定手法である。
小売料金設定の問題点は、NEPRA Determined Tariff が実際の小売料金には反映されていない
ことである。NEPRA Determined Tariff とは別にパキスタン政府は DISCO 毎に料金を認可し、一
般的には DISCO 各社のうち最も安い料金を参考に全国一律で小売価格が設定される。この全国
一律料金は NEPRA Determined Tariff に比べて低料金となっており、この料金下では DICSO が
安定的な操業を行うことは困難である。そのため、パキスタン政府は NEPRA Determined Tariff
と最も効率的な運営がなされている DISCO の認可料金（GOP Notified Tariff）の差を補助金（Tariff
Differential Subsidy, TDS）として支払っている。入手できた 2014-15 年度の DISCO 3 社の一般住
宅向け料金は下表に示すとおりである。TDS は財務省が政府機関 Central Power Purchase Agency
Gurantee Limited (CPPAGL)を通じて DISCO に支払う制度となっている。
表 7-1 認可料金と NEPRA Determined Tariff（3 社の一般住宅向け料金; 2014-15 年度）
Up to 50kWh
51 to 150kWh
151 to 250kWh
251 to 350kWh
351 to 700kWh
700kWh-
GEPCO
GOP
NEPRA
Nortified Determinded
Tariff
Tariff
2.00
4.00
5.79
11.82
8.11
14.00
10.20
14.00
16.00
17.00
18.00
19.00
（Unit:PKR/kWh）
PESCO
QUESCO
NEPRA
NEPRA
Determinded Determinded
Tariff
Tariff
4.00
4.00
12.50
12.50
16.50
15.00
16.50
15.00
17.90
17.00
19.00
19.00
(出典：NEPRA)
4
5
6
Dawn, 2015 年 5 月 13 日記事 “Govt, IMF agree plan to end Rs600bn circular debt”
Planning Commission (2013),”The Causes and Impacts of Power Sector Circular Debt”
Planning Commission (2013), “Energy Sector Crisis & Reforms Way Forward by Shahid Shattar”
7-1
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
TDS が請求された年度内に適時、かつ全額が払われることは少なく、その結果として CPPAGL
が DISCO に債務を負う状況が続いている。2014 年 6 月末時点では電力セクター全体の TDS 累
積額は 5,129 億 PKR と推計されていた7。政府の一時的な予算措置により、TDS の累積額は低下
する年度もあるが、通常は TDS の発生額が支払額を超えるため、TDS は積み上がる方向にある
（表 7-2 を参照）。2014 年 4 月時点では、財務省は 2008 年、2009 年、2010 年、2011 年の TDS
を監査法人による監査が必要と判断しており、2012 年、2013 年の TDS も現金支払い以外の手
段で解決する方針となっていた8。
表 7-2
DISCO 向け TDS
KE 向け TDS
合計
2008-09
760
80
839
TDS の純増額/純減額
2009-10
941
16
957
2010-11
-925
-20
-944
2011-12
567
217
784
（単位：億 PKR）
2012-13
884
-67
817
2013-14
231
207
438
注：年度毎の金額は対応する年度の TDS 発生額から支払額を引いた純増額であり、マイナスの数値は TDS
累積額がその年度減少したこと意味する。また、最終年度は 2013 年 12 月末までの半期のデータである。
出典：ADB (2014) “Proposed Programmatic Approach and Policy-Based Loan for Subprogram 1, Islamic Republic
of Pakistan: Sustainable Energy Reform Program “
(2) 民間セクターと公的セクターの料金未払い
電気料金未払いは民間セクター、公的セクターの双方で発生しており、未収金残高は増加傾
向にある。公的セクターの未収金残高は一時的に減少することもあるが、民間セクターの未収
金残高は一貫して積み上がる方向にある。2013 年末の時点では、DISCO 合計で民間セクターの
未収金残高は 2,884 億 PKR、公的セクターの未収金残高は 1,923 億 PKR となっている（表 7-3
を参照）。
表 7-3 未収金の推移
民間セクター
からの未収金
公的セクター
からの未収金
合計
（単位：億 PKR）
2008/6
2009/6
2010/6
2011/6
2012/6
2013/6
2013/12
580
778
1,034
1,427
1,973
2,601
2,884
1,408
1,507
1,007
1,431
1,883
1,509
1,923
1,988
2,286
2,042
2,858
3,856
4,110
4,807
注：年度毎の金額は対応する年度末の未収金残高である。また、最終年度は半期末のデータとなっている。
出典：ADB (2014) “Proposed Programmatic Approach and Policy-Based Loan for Subprogram 1, Islamic Republic of
Pakistan: Sustainable Energy Reform Program “
注：公的セクターからの未収金はパキスタン政府が株主である KE も含む。
7
8
Business Recorder 2015 年 4 月 5 日記事“Tariff Differential Subsidy: Ministry seeks Rs 20 billion to clear PSO's, IPPs'
dues”
ADB (2014) “Proposed Programmatic Approach and Policy-Based Loan for Subprogram 1, Islamic Republic of Pakistan:
Sustainable Energy Reform Program “
7-2
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
図 7-1
DISCO の未収金額
料金回収率は DISCO 合計では 90%程度の水準にある。特徴的な点として、DISCO 間で大き
な差があり、2013-14 年度では料金回収率が 90%を超えるグループ（LESCO, GEPCO, FESCO,
IESCO, MEPCO）、同 70%~80%台となるグループ(PESCO, HESCO)、同 60%未満となるグルー
プ(TESCO, SEPCO, QESCO)に大きく分かれた（表 7-4 を参照）。バロチスタン州（QESCO の供
給地域）、ハイデラバード（SEPCO の供給地域）、および連邦直轄部族地域（TESCO の供給地
域）において料金回収率が低い状態にある。
表 7-4 電気料金請求額と回収額（配電会社別）
DISCO
LESCO
GEPCO
FESCO
IESCO
MEPCO
PESCO
TESCO
HESCO
SEPCO
QESCO
合計
(A)請求
163,868
63,705
95,606
84,123
107,932
71,749
15,025
33,944
33,024
36,007
704,983
FY2012-13
(B)回収
160,340
62,588
94,711
79,445
99,035
60,700
17,498
27,560
17,708
11,461
631,046
(B)/(A)
98%
98%
99%
94%
92%
85%
116%
81%
54%
32%
90%
(A)請求
226,044
86,026
124,665
110,070
138,621
82,921
15,740
40,199
33,933
44,962
903,181
(単位：百万 PKR)
FY2013-14
(B)回収
221,239
82,708
124,729
99,519
133,127
71,537
1,264
31,829
19,875
18,968
804,795
(B)/(A)
98%
96%
100%
90%
96%
86%
8%
79%
59%
42%
89%
(出典：NTDC “Power System Statistics 2013-2014”)
7-3
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
図 7-2 請求額と回収額の比較（2012/13 年度、2013/14 年度）
(3) 高水準の配電ロス
DISCO の債務支払い能力を弱める要因として、配電ロスが高止まりしている点も挙げられる。
配電分野に供給された電力量のうち 5 分の 1 が配電ロスで失われており、DISCO にとってこの
コストは重い負担となっている。配電ロスが生じている原因としては、設備の老朽化、盗電、
電気メーターの故障・不正改造が指摘されている。
表 7-5 配電ロス
配電ロス
2005
16.5%
2010
18.4%
2011
18.4%
2012
18.2%
2013
17.6%
2014
17.5%
（出典：NTDC “Power System Statistics 2013-2014”）
7.1.2
料金設定メカニズム
(1) 電力セクターの国有企業の予算、決算
料金設定の基礎的なデータとして、NTDC と DISCO は投資計画、電力購入計画、送配電
ロスデータを毎年 9 月 1 日までに NEPRA に提出する。NEPRA が 11 月末までに、上記計画
の査定を行い、目標とする送配電ロスを設定する。承認された計画や目標値に基づいて、
DISCO は料金改定申請を翌年 1 月末までに提出する（改訂プロセスは次項を参照）
。NTDC、
GENCO は数年毎に料金改定申請を出しており、インフレ率や燃料費の増減に併せて部分的
な料金調整を申請することもある。国有企業は承認された各種計画や翌年の料金見通しを
基に毎年予算を策定している。
会計年度は政府と同じく期初 7 月で期末 6 月となっており、決算後に外部監査が実施さ
れる。外部監査に時間を要することが多いため、財務諸表が確定するのは翌々年度となる
ケースもある。外部監査では、監査法人が財務諸表監査を行い、財務情報が 1984 年会社法
に基づく会計基準や要求事項に沿っているかを確認している。ただし、米国や日本と異な
り、外部監査の監査意見は内部統制の有効性に対しては明示的に言及しておらず、監査結
果は内部統制の有効性を保証するものではない。
(2) NEPRA Determined Tariff
事業者は料金改定申請を NEPRA に提出し、NEPRA が料金改定申請を審査する。公聴会を経
た後で NEPRA Determined Tariff は決定される。NEPRA の審査結果に対して、事業者による再
審査要求が可能であり、また内閣府による再審査要求も認められている。NEPRA Determined
7-4
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Tariff は総括原価方式に基づき、投資費用、運営維持管理費、燃料費を適切な水準で回収できる
よう料金を設定している。但し、操業の効率化を促し、電気料金を適切な水準に保つために、
O&M 費用、燃料費、送配電ロスについては NEPRA が精査しており、NEPRA の認めた費用が
実際に発生した費用を下回るケースが多い。各分野の料金設定は表 7-6 に示す通りである。
発電及び送電分野では、その原価には支払利息と減価償却費が含まれている。実際の料金設
定では減価償却費の代わりに借入金の元本支払いを充てる、もしくは原価償却と元本支払いが
ほぼ同額となる。配電分野では減価償却が原価に算入され、規制上の資産額（貸借対照表の純
資産の 80-90%に相当）に対して年 17%程度の利益が認められる。そのため、料金設定上、借入
金の利息及び元本の支払いは可能となっている。上述の通り、O&M 費用全額を原価に含めるこ
とは認められず、NEPRA の設定した基準以上の燃料費及び配電ロスなどは回収できない費用と
なる。全分野で投資収益も原価算入されているものの、実際には O&M 費用の超過分、循環債
務等、既存債務の支払い等があり、固定資産への再投資に資金を振り向けることが困難な状況
にある。その結果として、「2.4.4 既設発電設備」で示された発電設備の老朽化や前項で言及し
た高い配電ロスにつながっている。
表 7-6 料金設定手法（分野別）
分野
発電
料金設定手法
・発電容量料金(Capacity Charge)
発電設備料金＝（支払利息＋株主利益＋減価償却費＋固定営業費用） ÷ 発
電容量（Dependable Generating Capacity）
・燃料料金(Energy Charge)
燃料料金=（燃料費＋変動営業費用） ÷ 発電量
・託送料金（Use of System Charges）
固定料金＝（支払利息＋株主利益＋減価償却費＋固定営業費用） ÷ 最大
需要量
変動料金＝変動営業費用 ÷ 託送量
送電
配電
・DISCO への転嫁料金(Transfer Prices to DISCOs)
発電容量転嫁料金（Capacity Transfer Charge）= GENCOs の発電容量料金合
計×（該当する DISCO の最大電力需要 ÷ DISCOs 全社の最大電力需要）
燃料転嫁料金（Energy Transfer Price）= GENCOs の燃料料金合計×（該当す
る DISCO への託送量 ÷ DISCOs 全社への託送量合計）
・必要売上額(Revenue Requirement)
必要売上額＝電力購入費用＋税金＋配電マージン*
*配電マージンは営業費用（ネット）、減価償却費、投資収益率に基づく利
益（Return on Rate Base）を含む。
・電気料金
kWh あたり電気料金＝必要売上額 ÷配電ロス調整後の販売量
(出典：Planning Commission (2013),”The Causes and Impacts of Power Sector Circular Debt”)
(3) 料金制度改革の進展状況
上述の通り、NEPRA Determined Tariff は総括原価方式に基づいており、料金設定の枠組みそ
のものは概ね適切と考えられる。従って、政府が TDS を削減し、実際の電気料金を NEPRA
Determined Tariff に向けて収れんさせることが改革の当面のゴールとなっている。IMF との合意
7-5
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
に沿ってパキスタン政府は以下のステップでエネルギー分野の補助金を削減する方針を採って
いる9。
第一段階：産業、商業、大口及びアザド・カシミール地区の各利用者への補助金をほぼ完全
に廃止する。
第二段階：200kWh/月を超える一般家庭向け、塩害・湛水対策事業、その他（公共照明、住
宅建設計画、鉄道、高電圧架空送電線）向けの補助金を廃止し、農業向け補助金を約 13％削
減する。
第三、第四段階：農業と 200kWh/月以下の家庭向け補助金を削減し、第 4 段階修了までに
200kWh/月を超える家庭向けの補助金を廃止する。2014-15 年度、2015-16 年度の財政負担を
対 GDP で 0.3～0.4％に引き下げる。
上記改革スケジュールを踏まえて、MWP の策定した国家電気料金・補助金政策ガイドライン
（National Power Tariff and Subsidy Policy Guideline 2014）では、補助金の対象となるのは 200kWh/
月以下の一般家庭向けのみとする方針を打ち出し、NEPRA に対し DISCO の得る補助金が予算
を超える場合に歯止めをかける制度の策定を指示している。また、2015 年 8 月時点では、DISCO
のうち 4 社（FESCO, GEPCO, IESCO, LESCO）に民営化計画があり、民営化に併せて複数年度
料金を上記の会社に導入する方針となっている。
7.1.3
循環債務解消に関する感度分析
循環債務問題は、電力セクターにおける料金収入の入口にある配電分野において現金が回収
できないことに起因している。NEPRA Determined Tariff は、発電、送電、配電に関する適正な
費用を想定しており、同料金に沿って料金回収が行われれば、配電分野から他分野に十分な支
払いが行われ、大規模な循環債務の発生は想定しにくい。
つまり、適切に設定された小売料金を 100%回収し、発電分野と送電分野に支払を行えば、循
環債務は発生しない。IMF と合意した料金改革は実際の小売料金を NEPRA Determined Tariff に
収れんさせ、TDS を適時に払える水準に低下させることを目指しているが、循環債務のもう一
つの要因である料金回収の改善には踏み込んでいない。料金回収が十分に改善しない場合には、
追加料金をチャージし、フルコスト・リカバリーの水準を超える電気料金を設定することも選
択肢となる。そのため、循環債務解消へのアプローチとして、IMF と合意した料金改革を進め
つつ、①料金回収率を高める、②小売料金にサーチャージを付け加える、の２つを組み合わせ
ることが一案となる。
料金未回収率（2012/13 年度～2013/14 年度：約 10%）と電気料金サーチャージとを変数とし
て、各条件の基で循環債務が解決する年を算出した。なお、前提条件は以下の通りである。
循環債務の規模：2015 年末時点で 6,000 億 PKR を想定。
需要予測：「3.4 電力需要予測」のベース需要ケースを想定する。
送配電ロス：「3.4 電力需要予測」のベース需要ケースを想定する。
TDS：IMF との合意に沿った料金改革が進み、2016 年以降は TDS が少額となり、適時に支払
われる。
感度分析の結果、料金未回収率が現時点と同じ 10％程度で推移した場合、0.5～1.0 Rs/kWh の
値上げでは 2035 年までに循環債務を解消することはできない。料金未回収率が 5％程度に低下
した場合、1.0 Rs/kWh の値上げで 2024 年には循環債務を解消することができる。電気料金を
100％回収できる仮定では、0.5 Rs/kWh の小幅な値上げでも 2023 年には循環債務が解消される。
また、パキスタン政府はこれまでも追加的な予算措置を講じて循環債務を削減する取組みを
9
IMF (2013) “IMF Country Report No.13/287 Pakistan”
7-6
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
行っており、そのような取り組みが今後もあれば、上記想定よりも早い時期に循環債務が解消
される。
表 7-7 感度分析結果
Non-Payment Rate
10%
5%
0%
PKR 2.0/kWh (+17.5%)
2020
2019
2018
PKR 1.5/kWh (+13.1%)
2025
2020
2018
Surcharge*
PKR 1.0/kWh (+8.7%)
Not solved
2024
2020
PKR 0.5/kWh (+4.4%)
Not solved Not solved
2023
*Numbers in parenthesis are percentages over the average billing rates in FY2014/15.
電力セクターの投資資金ギャップ
7.2
7.2.1
ベース需要ケース
(1) 投資必要額
投資必要額の算出に当たって、発電、送電、配電の各分野での投資必要額を算出する必要が
ある。各分野の投資必要額を算出するにあたり以下の前提を設定した。
発電分野：
「5.5 長期設備投資計画」で示されている 2015 年から 2035 年までのベース需要ケー
スの投資額を前提とする。
送電分野：「6.6 最小費用送電開発計画」で示されている 2015 年から 2035 年までの投資額
を前提とする。2015 年から 2025 年までは、同期間全体に占める単年度の投資割合が発電分
野と同じ割合になるよう投資タイミングを調整した。2026 年以降は、投資必要額が毎年均等
となるように配分した。
配電分野：対象期間全体（2015~2035 年）でセクター全体の投資金額の 10%を想定したが、
地域毎に投資タイミングを調整している。北部系統に関しては、2015 年から 2030 年まで発
電分野の投資が高い水準にあり、その間は配電分野への投資必要額が毎年均等となるように
配分し、2030 年以降はセクター全体の年間必要投資額の 10%を前提とした。南部系統に関し
ては、2015 年から 2020 年まではセクター全体の年間必要投資額の 10%を前提とし、2020 年
から 2030 年までは毎年均等となるように配分し、2030 年以降は再び年間必要投資額の 10%
を想定した。KE 系統の投資必要額に関しても南部系統と同様の前提に基づいている。
発電、
送電、配電の各分野での投資必要額は次表の通りである。投資必要額は 2015 年から 2025
年までで合計 1,015 億ドル、2015 年から 2035 年までで合計 1,657 億ドルとなる。
7-7
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 7-8 投資必要額（ベース需要ケース）
(Unit:million US$)
(Unit : million US$)
Generation-North
Generation-South
Generation-KE
Generation-Subtotal
Transmission-Subtotal
Distribution-North
Distribution-South
Distribution-KE
Distribution-Subtotal
Total
2015
3,409
616
414
4,439
872
542
173
58
773
6,084
2016
4,531
1,777
683
6,990
1,374
542
272
92
906
9,270
2017
4,870
3,459
934
9,263
1,820
542
361
122
1,024
12,108
2018
4,289
4,329
992
9,610
1,888
542
374
126
1,042
12,541
2019
4,337
3,610
775
8,723
1,714
542
340
115
996
11,433
2020
4,034
2,222
456
6,713
1,319
542
261
88
891
8,923
2021
4,135
1,158
607
5,900
1,159
542
240
81
862
7,921
2022
4,245
783
883
5,911
1,161
542
240
81
862
7,934
2023
4,247
942
932
6,120
1,203
542
240
81
862
8,185
2024
4,489
1,334
693
6,516
1,280
542
240
81
862
8,659
Generation-North
Generation-South
Generation-KE
Generation-Subtotal
Transmission-Subtotal
Distribution-North
Distribution-South
Distribution-KE
Distribution-Subtotal
Total
2026
4,386
1,667
606
6,659
1,304
542
240
81
862
8,825
2027
3,589
1,702
657
5,949
1,304
542
240
81
862
8,115
2028
3,598
1,609
563
5,770
1,304
542
240
81
862
7,936
2029
3,562
1,828
494
5,884
1,304
542
240
81
862
8,050
2030
3,444
2,007
440
5,890
1,304
542
240
81
862
8,057
2031
3,517
1,930
476
5,922
1,304
488
235
79
803
8,029
2032
2,912
1,697
520
5,129
1,304
435
209
71
715
7,148
2033
1,718
1,171
380
3,269
1,304
309
149
50
508
5,081
2034
661
503
150
1,314
1,304
177
85
29
291
2,909
2035
2025
4,432
1,511
446
6,389
1,255
542
240
81
862
8,506
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
図 7-3 必要投資額の推移（分野別）
(2) 資金調達額
電力セクター全体の投資資金ギャップは前項で求めた投資必要額から資金調達額を引いた差
分となる。資金調達額の推計にあたっては、資金調達ソース毎に以下の前提で資金額を算出し
た。
DISCO、GENCO の自己資金：前述の通り NEPRA Determined Tariff では、GENCO、DISCO
は借入金の元本及び金利は払える上、投資の利益も認められている。料金制度上は既存の設
備投資からのキャッシュフローを使って再投資はできるものの、前述の通り、①循環債務問
題、②NEPRA が認めない費用がある、との理由により、設備投資に資金が振り向けられてい
ない現状がある。そのため、保守的な前提をとり、電気料金で操業費用、借入元本、支払利
息はカバーされるが、設備投資への資金配分は行われないという前提とする。
7-8
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
WAPDA の自己資金：2013-14 年度では、WAPDA の営業キャッシュフローは黒字となってお
り、黒字額内での設備投資が行われている。2013-14 年度では 31,218 百万 PKR が設備投資に
充てられている。計画期間中は直近の投資額がパキスタン全体の電力需要増（ベース需要ケー
ス：年 5.8%）に沿って伸びる前提とした。
NTDC の自己資金：料金制度上、NTDC は借入金の元本と金利を支払い、投資の利益も認
められている。2012-13 年度では、NTDC は 9,757 百万 PKR が設備投資に充てられている。
計画期間中は直近の投資額がパキスタン全体の電力需要増（ベース需要ケース：年 5.8%）に
沿って伸びる前提とした。
KE の自己資金：2014-15 年度では、KE の営業キャッシュフローは黒字となっており、黒字
額に収まる程度の設備投資が行われている。2014-15 年度では 15,093 百万 PKR が設備投資に
充てられている。計画期間中は直近の投資額がパキスタン全体の電力需要増（ベース需要ケー
ス：年 5.8%）に沿って伸びる前提とした。設備投資における各分野の比率は発電 70％、送電
20％、配電 10%を設定した。
パキスタン政府の開発予算：2014-15 年度と 2015-16 年度の政府開発予算（Public Sector
Development Program）を基に、ドナー支援を除いた予算額を計画初年度の資金調達額とし、
計画期間中は実質 GDP 成長率（ベース需要シナリオ：年 5%）に沿って増加する見通しとし
た（次表参照）。発電分野の長期投資計画では、原子力発電は 2021-22 年度以降、GENCO の
運営する火力発電所は 2022-23 年度以降の投資が想定されないため、上記の年度以降、当該
分野に関する開発予算は配賦されないが、電力セクターの開発予算には充当されると想定し
た（配分は発電 70％、送電 20％、配電 10%）。
表 7-9 パキスタン政府の開発予算（ベース需要ケース）
(Unit: million PKR)
Year
Atomic Energy Commission
WAPDA
GENCOs
NTDC
DISCOs
Power Sector
Generation
Transmission
Distribution
Total
Year
Atomic Energy Commission
WAPDA
GENCOs
NTDC
DISCOs
Power Sector
Generation
Transmission
Distribution
Total
2015
24,621
72,791
46,152
51,719
28,327
2016
15,321
88,267
74,010
49,247
25,330
2017
16,087
92,680
77,710
51,710
26,597
2018
16,892
97,314
81,596
54,295
27,927
2019
17,736
102,180
85,675
57,010
29,323
2020
18,623
107,289
89,959
59,860
30,789
2021
9,539
112,653
94,457
62,853
32,328
223,610
252,175
264,784
278,023
291,924
306,520
2026
2027
2028
2029
2030
2031
0
143,777
0
80,218
41,260
145,510
101,857
29,102
14,551
410,766
0
150,966
0
84,229
43,323
152,786
106,950
30,557
15,279
431,305
0
158,515
0
88,441
45,489
160,425
112,298
32,085
16,043
452,870
0
166,440
0
92,863
47,764
168,447
117,913
33,689
16,845
475,514
0
174,762
0
97,506
50,152
176,869
123,808
35,374
17,687
499,289
0
183,500
0
102,381
52,660
185,712
129,999
37,142
18,571
524,254
2022
(Unit : 百万 PKR)
2023
2024
321,846
0
118,286
48,380
65,996
33,945
71,331
49,932
14,266
7,133
337,939
0
124,200
0
69,296
35,642
125,697
87,988
25,139
12,570
354,836
0
130,410
0
72,760
37,424
131,982
92,388
26,396
13,198
372,577
2032
2033
2034
2035
0
192,675
0
107,500
55,293
194,998
136,499
39,000
19,500
550,466
0
202,309
0
112,875
58,057
204,748
143,323
40,950
20,475
577,990
0
212,425
0
118,519
60,960
214,985
150,490
42,997
21,499
606,889
0
136,931
0
76,398
39,295
138,581
97,007
27,716
13,858
391,206
0
223,046
0
124,445
64,008
225,734
158,014
45,147
22,573
637,234
IPP：IPP による投金額は投資機会（投資対象事業の有無）によってその額が増減する。その
ため、「5.5 長期設備投資計画」のベース需要ケースに含まれている IPP プロジェクトのう
ち、すでに出資者が明確になっているプロジェクトは投資資金が調達されているという前提
とした。IPP を通じた資金調達は次表の通りである。
7-9
2025
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 7-10 IPP の資金調達（ベース需要ケース）
Location
North
South
Location
North
South
(Unit : million US$)
(Unit:USD million)
Items
Total-North
Unsponsored-North
IPP finance-North
Total-South
Unsponsored-South
IPP finance-South
Total
2015
1,933
0
1,933
224
0
224
2,157
2016
3,438
17
3,421
988
0
988
4,409
2017
4,142
57
4,085
2,023
0
2,023
6,107
2018
3,658
88
3,570
2,304
0
2,304
5,874
2019
3,376
66
3,311
1,362
0
1,362
4,673
2020
2,984
10
2,973
301
0
301
3,274
2021
2,142
0
2,142
104
0
104
2,246
2022
1,479
3
1,475
449
0
449
1,924
2023
828
18
811
942
10
931
1,742
2024
904
48
857
1,334
46
1,288
2,145
Items
Total-North
Unsponsored-North
IPP finance-North
Total-South
Unsponsored-South
IPP finance-South
Total
2026
1,183
94
1,089
1,667
153
1,514
2,602
2027
1,349
110
1,239
1,702
170
1,532
2,771
2028
1,409
120
1,290
1,609
175
1,434
2,723
2029
1,250
107
1,143
1,828
166
1,662
2,805
2030
877
73
804
2,007
145
1,861
2,665
2031
887
79
808
1,930
126
1,803
2,611
2032
818
77
741
1,697
98
1,598
2,339
2033
341
30
311
1,171
61
1,110
1,421
2034
2035
0
0
0
503
20
482
482
2025
1,186
77
1,110
1,511
104
1,408
2,517
0
0
0
0
0
0
0
援助機関：電力分野の主要ドナー（世銀。ADB、JICA、USAID）が、現地政府と合意したイ
ンフラ整備プロジェクトは次表の通り。援助機関からの資金額は、プロジェクト開始の翌年
から事業完了年までに均等に資金が配分されるとの前提を立てている。
表 7-11 援助機関のインフラ整備プロジェクト
No Donor
Project Name
Type Budget* Start End
Infrastructure
1 ADB
Power Transmission Enhancement Investment Program T.3
Loan
243 2011 2016 Transmission
2 ADB
Power Transmission Enhancement Investment Program T.4
Loan
248 2014 2016 Transmission
3 ADB
Power Distribution Enhancement Investment Program T.2
Loan
172 2010 2015 Distribution
4 ADB
Power Distribution Enhancement Investment Program T.3
Loan
245 2012 2016 Distribution
5 ADB
Power Distribution Enhancement Investment Program T.4
Loan
167 2013 2017 Distribution
7 ADB
Jamshoro Power Generation Project
Loan
840 2013 2019 Generation
8 JICA
Punjab Transmission Lines and Grid Station Project**
Loan
99 2008 2015 Transmission
9 JICA
National Transmission Lines and Grid Stations Strengthening Project**
Loan
192 2010 2017 Transmission
10 USAID Tarbela Dam Rehabilitation Project (Phase-I)
Grant
17 2010 2015 Generation
11 USAID Mangla Dam Rehabilitation Project
Grant
150 2013 2017 Generation
12 USAID Guddu Power Station Project
Grant
19 2010 2015 Generation
13 USAID Jamshoro Power Station Project
Grant
19 2010 2016 Generation
14 USAID Muzaffargarh Power Station Project
Grant
16 2010 2016 Generation
15 USAID Power Distribution Program
Grant
230 2010 2015 Distribution
16 USAID Tarbela Dam Rehabilitation Project (Phase-II)
Grant
25 2014 2016 Generation
18 WB
Tarvela 4th Extension Hydropower Project
Loan
840 2012 2017 Generation
19 WB
Pakistan Natural Gas Efficiency Project
Loan
100 2012 2017 Transmission
20 WB
Dasu Hydropower Stage I Project***
1,048 2014 2022 Generation
*Unit: USD million
**JICA's project budget is denominated in the Japanese Yen (USD1=JPY121.18 as of August 31,2015)
***Project budget is USD 588 mil. plus guarantee of USD 460 mil. Transmission is USD 15 mil.
Fuel
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
Coal
N/A
N/A
Hydro
Hydro
Oil/Gas
Oil/Gas
Oil/Gas
N/A
Hydro
Hydro
N/A
Hydro
(3) 投資資金ギャップ
電力セクター全体の投資必要額、資金調達額、投資資金ギャップは、次表の通りである。発
電、送電、配電の各分野ともに投資資金ギャップが長期間継続する見通しとなっており、2018
年、2019 年には電力セクター全体の投資資金ギャップは年間 30 億ドル近い数値となる。投資資
金ギャップは 2015 年から 2025 年までで合計 177 億ドル、2015 年から 2035 年までで合計 192
億ドルとなる。
発電分野の投資資金ギャップは、計画当初は発生しないものの、2018 年から 2024 年までは年
間 10 億ドル前後で推移する見込みである。送電に関しては、投資資金ギャップは 2018 年をピー
クに減少する傾向となるが、
ピーク時には 10 億ドルを超える水準となる。
配電分野に関しても、
7-10
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
投資資金ギャップは 2018 年をピークに減少する傾向となるが、投資資金ギャップは他の分野よ
りも長く 2031 年まで継続する。
電力セクターの民営化の進展に伴い新しいオーナーとなった民間企業が自己資金で設備投資
を行う可能性もあるものの、政府開発予算や援助機関からの資金面での積極的な支援を必要と
する状況は今後も続くものと考えられる。
表 7-12 投資資金ギャップ（ベース需要ケース）
(Unit: million US$)
Subsector
Year
Investment Requirement
Public Sector Development Program
WAPDA
K-Electric
Generation
IPPs
Donors
Available Fund
Funding Gap
Investment Requirement
Public Sector Development Program
NTDC
Transmission K-Electric
Donors
Available Fund
Funding Gap
Investment Requirement
Public Sector Development Program
K-Electric
Distribution
Donors
Available Fund
Funding Gap
Investment Requirement
Total
Available Fund
Funding Gap
Subsector
Year
Investment Requirement
Public Sector Development Program
WAPDA
K-Electric
Generation
IPPs
Donors
Available Fund
Funding Gap
Investment Requirement
Public Sector Development Program
NTDC
Transmission K-Electric
Donors
Available Fund
Funding Gap
Investment Requirement
Public Sector Development Program
K-Electric
Distribution
Donors
Available Fund
Funding Gap
Investment Requirement
Total
Available Fund
Funding Gap
(Unit : million US$)
2015
4,439
1,436
321
109
2,157
502
4,524
0
872
517
100
31
234
883
0
773
283
16
183
482
291
6,084
5,890
291
2016
6,990
1,776
340
115
4,409
495
7,134
0
1,374
492
106
33
220
852
522
906
253
16
103
373
533
9,270
8,359
1,055
2017
9,263
1,865
360
122
6,107
477
8,930
333
1,820
517
112
35
48
712
1,108
1,024
266
17
42
325
699
12,108
9,967
2,141
2018
9,610
1,958
380
129
5,874
271
8,613
998
1,888
543
119
37
0
699
1,190
1,042
279
18
0
298
745
12,541
9,609
2,932
2019
8,723
2,056
402
136
4,673
271
7,538
1,184
1,714
570
126
39
0
735
979
996
293
19
0
313
684
11,433
8,586
2,847
2020
6,713
2,159
426
144
3,274
131
6,134
579
1,319
599
133
41
0
773
546
891
308
21
0
328
563
8,923
7,235
1,688
2021
5,900
2,166
451
152
2,246
131
5,147
753
1,159
629
141
44
0
813
346
862
323
22
0
345
517
7,921
6,305
1,616
2022
5,911
2,380
477
161
1,924
131
5,073
838
1,161
803
149
46
0
998
164
862
411
23
0
434
428
7,934
6,505
1,430
2026
6,659
2,893
597
202
2,602
2027
5,949
3,038
632
214
2,771
2028
5,770
3,189
669
226
2,723
2029
5,884
3,349
707
239
2,805
2030
5,890
3,516
748
253
2,665
2031
5,922
3,692
792
268
2,611
2032
5,129
3,877
838
283
2,339
2033
3,269
4,071
886
300
1,421
2034
1,314
4,274
938
317
482
6,295
364
1,304
1,093
187
58
6,654
0
1,304
1,148
197
61
6,808
0
1,304
1,205
209
65
7,101
0
1,304
1,266
221
68
7,183
0
1,304
1,329
234
72
7,363
0
1,304
1,395
247
77
7,337
0
1,304
1,465
262
81
6,678
0
1,304
1,538
277
86
6,012
0
1,304
1,615
293
91
1,338
0
862
558
29
1,406
0
862
586
31
1,479
0
862
615
32
1,555
0
862
646
34
1,635
0
862
678
36
1,719
0
803
712
38
1,808
0
715
748
40
1,901
0
508
785
43
1,999
0
291
825
45
587
275
8,825
8,219
639
617
246
8,115
8,677
246
648
214
7,936
8,934
214
680
182
8,050
9,336
182
715
148
8,057
9,533
148
751
52
8,029
9,833
52
788
0
7,148
9,933
0
828
0
5,081
9,407
0
870
0
2,909
8,880
0
7-11
2023
6,120
2,499
504
171
1,742
2024
6,516
2,624
534
181
2,145
2025
6,389
2,755
565
191
2,517
4,916
1,204
1,203
944
158
49
5,483
1,034
1,280
992
167
52
6,028
361
1,255
1,041
176
55
1,151
52
862
482
24
1,210
70
862
506
26
1,272
0
862
532
27
507
356
8,185
6,573
1,612
532
330
8,659
7,225
1,434
559
303
8,506
7,859
664
2035
0
4,488
992
0
0
0
5,480
0
0
1,696
310
0
0
2,006
0
0
866
0
0
866
0
0
8,352
0
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
3,000
2,500
million US$
2,000
1,500
1,000
500
0
Generation-Funding Gap
Distribution-Funding Gap
Transmission-Funding Gap
図 7-4 投資資金ギャップ（分野別）
Generation
12,000
million US$
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
2015
2020
2025
Investment Requirement
2030
Generation-Available Fund
図 7-5 投資必要額と資金調達額の推移（発電）
Transmission
million US$
2,000
1,500
1,000
500
0
2015
2020
Investment Requirement
2025
Transmission-Available Fund
図 7-6 投資必要額と資金調達額の推移（送電）
7-12
2030
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Distribution
1200
million US$
1000
800
600
400
200
0
2015
2020
2025
Investment Requirement
2030
Distribution-Available Fund
図 7-7 投資必要額と資金調達額の推移（配電）
7.2.2
ハイ需要ケース
(1) 投資必要額
ベース需要ケースと同様に、投資必要額の算出にあたり、発電、送電、配電の各分野での投
資必要額を算出した。各分野の投資必要額を算出するにあたり以下の前提を設定した。
発電分野：「5.5 長期設備投資計画」で示されている 2015 年から 2035 年までのハイ需要ケー
スの投資額を前提とする。
送電分野：「6.6 最小費用送電開発計画」で示されている 2015 年から 2035 年までの投資計
画では、ある程度の需要増を踏まえて策定されているため、ベース需要ケースと同じ投資金
額とした。毎年の投資金額の配分もベース需要ケースと同じ前提とした。
配電分野：対象期間全体（2015~2035 年）で発電分野の投資金額の 10%を想定し、地域毎に
投資タイミングを調整した。北部地域、南部地域、KE 地域の年毎の投資必要金額は、ベース
需要ケースと同じ前提に沿っている。
発電、
送電、配電の各分野での投資必要額は次表の通りである。投資必要額は 2015 年から 2025
年までで合計 1,183 億ドル、2015 年から 2035 年までで合計 2,031 億ドルとなる。
7-13
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 7-13 必要投資額（ハイ需要ケース）
(Unit:million US$)
(Unit : million US$)
Generation-North
Generation-South
Generation-KE
Generation-Subtotal
Transmission-Subtotal
Distribution-North
Distribution-South
Distribution-KE
Distribution-Subtotal
Total
2015
3,798
616
573
4,987
822
680
183
57
920
6,729
2016
5,341
1,777
1,093
8,211
1,353
680
301
93
1,075
10,638
2017
5,875
3,459
1,358
10,692
1,761
680
392
121
1,194
13,647
2018
5,470
4,329
1,117
10,916
1,798
680
400
124
1,204
13,919
2019
5,895
3,655
650
10,200
1,680
680
374
116
1,170
13,050
2020
5,113
2,532
642
8,287
1,365
680
304
94
1,078
10,730
2021
5,310
1,910
769
7,989
1,316
680
295
91
1,067
10,372
2022
4,838
1,754
870
7,462
1,229
680
295
91
1,067
9,758
2023
4,802
1,662
833
7,297
1,202
680
295
91
1,067
9,566
2024
4,597
1,904
751
7,252
1,195
680
295
91
1,067
9,513
Generation-North
Generation-South
Generation-KE
Generation-Subtotal
Transmission-Subtotal
Distribution-North
Distribution-South
Distribution-KE
Distribution-Subtotal
Total
2026
5,182
2,944
826
8,952
1,304
680
295
91
1,067
11,323
2027
5,252
2,801
623
8,676
1,304
680
295
91
1,067
11,047
2028
5,334
2,482
440
8,256
1,304
680
295
91
1,067
10,626
2029
5,356
2,588
520
8,464
1,304
680
295
91
1,067
10,835
2030
5,439
2,386
681
8,506
1,304
680
295
91
1,067
10,877
2031
5,688
2,062
647
8,397
1,304
678
305
94
1,078
10,779
2032
5,201
1,684
378
7,264
1,304
599
270
83
952
9,520
2033
3,368
913
65
4,346
1,304
395
178
55
628
6,278
2034
1,559
202
0
1,761
1,304
214
97
30
341
3,406
2035
2025
4,687
2,532
830
8,050
1,326
680
295
91
1,067
10,442
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
図 7-8 必要投資額の推移（分野別）
(2) 投資資金調達
資金調達額の推計にあたっては、資金調達ソース毎に以下の前提で資金額を算出した。
DISCO、GENCO の自己資金：ベース需要ケースと同様に、電気料金で操業費用、借入元本、
支払利息はカバーされるが、設備投資への資金配分は行われないという前提とした。
WAPDA の自己資金：ベース需要ケースと同様に、計画期間中は直近の投資額がパキスタン
全体の電力需要増に沿って伸びる前提とした。ただし、電力需要の増加率は 7.0%とし、ベー
ス需要ケースに比べて高い水準を想定した。
NTDC の自己資金：ベース需要ケースと同様に、計画期間中は直近の投資額がパキスタン全
体の電力需要増に沿って伸びる前提とした。ただし、電力需要の増加率は 7.0%とし、ベース
需要ケースに比べて高い水準を想定した。
7-14
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
KE の自己資金：ベース需要ケースと同様に、計画期間中は直近の投資額がパキスタン全体
の電力需要増に沿って伸びる前提とした。但し、電力需要の増加率は 7.0%とし、ベース需要
ケースに比べて高い水準を想定した。設備投資における各分野の比率は、発電 70％、送電 20％、
配電 10%の区分を設定した。
パキスタン政府の開発予算：ベース需要ケースと同様に、2014-15 年度と 2015-16 年度の政府
開発予算（Public Sector Development Program）からドナー支援を除いた予算額を計画初年度
の資金調達額とした。資金調達額は、計画期間中は実質 GDP 成長率（ハイ需要シナリオ：年
6.5%）に沿って増加する想定とした。
表 7-14 パキスタン政府の開発予算（ハイ需要ケース）
(Unit: million PKR)
Year
Atomic Energy Commission
WAPDA
GENCOs
NTDC
DISCOs
Power Sector
Generation
Transmission
Distribution
Total
Year
Atomic Energy Commission
WAPDA
GENCOs
NTDC
DISCOs
Power Sector
Generation
Transmission
Distribution
Total
2015
24,621
72,791
46,152
51,719
28,327
2016
15,433
88,913
74,551
49,607
25,516
2017
16,436
94,692
79,397
52,832
27,174
2018
17,505
100,847
84,558
56,266
28,940
2019
18,643
107,402
90,054
59,923
30,821
2020
19,854
114,383
95,907
63,818
32,825
2021
10,240
121,818
102,141
67,967
34,959
223,610
254,020
270,531
288,116
306,844
326,788
2026
2027
2028
2029
2030
2031
0
166,901
0
93,120
47,896
168,913
118,239
33,783
16,891
476,831
0
177,750
0
99,173
51,009
179,892
125,925
35,978
17,989
507,825
0
189,304
0
105,619
54,325
191,585
134,110
38,317
19,159
540,833
0
201,608
0
112,484
57,856
204,039
142,827
40,808
20,404
575,988
0
214,713
0
119,796
61,617
217,301
152,111
43,460
21,730
613,427
0
228,669
0
127,583
65,622
231,426
161,998
46,285
23,143
653,299
2022
(Unit : 百万 PKR)
2023
2024
348,030
0
129,736
52,678
72,384
37,231
78,622
55,035
15,724
7,862
370,652
0
138,169
0
77,089
39,651
139,835
97,884
27,967
13,983
394,744
0
147,150
0
82,100
42,228
148,924
104,247
29,785
14,892
420,402
2032
2033
2034
2035
0
243,533
0
135,875
69,887
246,468
172,528
49,294
24,647
695,764
0
259,362
0
144,707
74,430
262,489
183,742
52,498
26,249
740,989
0
276,221
0
154,113
79,268
279,550
195,685
55,910
27,955
789,153
2025
0
156,715
0
87,437
44,973
158,604
111,023
31,721
15,860
447,728
0
294,175
0
164,131
84,420
297,721
208,405
59,544
29,772
840,448
IPP：「5.5 長期設備投資計画」のハイ需要ケースに含まれている IPP プロジェクトのうち、
出資者が明確なプロジェクトは投資資金が調達されているという前提とした。IPP を通じた
資金調達は次表の通りである。
表 7-15 IPP の資金推移（ハイ需要ケース）
Location
North
South
Location
North
South
(Unit : million US$)
(Unit:million US$)
Items
Total-North
Unsponsored-North
IPP finance-North
Total-South
Unsponsored-South
IPP finance-South
Total
2015
2,304
0
2,304
224
0
224
2,529
2016
4,020
17
4,002
988
0
988
4,990
2017
4,653
57
4,595
2,023
0
2,023
6,618
2018
4,069
88
3,981
2,304
0
2,304
6,286
2019
3,660
66
3,594
1,407
0
1,407
5,001
2020
2,421
20
2,400
610
0
610
3,010
2021
1,870
32
1,838
856
0
856
2,693
2022
1,187
53
1,134
1,420
0
1,420
2,553
2023
1,074
66
1,008
1,662
0
1,662
2,670
2024
1,209
95
1,113
1,904
7
1,897
3,011
Items
Total-North
Unsponsored-North
IPP finance-North
Total-South
Unsponsored-South
IPP finance-South
Total
2026
2,167
186
1,981
2,944
103
2,842
4,822
2027
1,902
172
1,731
2,801
166
2,636
4,366
2028
1,405
126
1,279
2,482
185
2,297
3,576
2029
936
89
848
2,588
173
2,415
3,263
2030
837
80
757
2,386
174
2,213
2,969
2031
1,335
133
1,201
2,062
179
1,883
3,084
2032
1,398
140
1,258
1,684
150
1,535
2,793
2033
918
92
826
913
81
832
1,658
2034
402
40
361
202
20
182
543
2035
7-15
0
0
0
0
0
0
0
2025
1,876
157
1,719
2,532
39
2,493
4,211
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
援助機関：ベース需要ケースと同様に、援助機関からの資金額はプロジェクト開始の翌年か
ら事業完了年までに均等に資金が配分されるとの前提を立てている。「5.5 長期設備投資計
画」ではベース需要ケースとハイ需要ケースで完工年の異なる発電所があり、変更のあった
発電所に関連するプロジェクトのみ資金調達額を微調整した。
(3) 投資資金ギャップ
ハイ需要シナリオにおける電力セクター全体の必要投資額、投資資金ギャップは次表の通り
である。ベース需要シナリオに比べて、発電及び配電分野の投資必要額が増えるため、2018 年、
2019 年には電力セクター全体の投資資金ギャップは年間 40 億ドル近い数値となる。投資資金
ギャップは 2015 年から 2025 年までで合計 250 億ドル、2015 年から 2035 年までで合計 267 億ド
ルとなる。
発電分野の投資資金ギャップは、計画当初から発生し、2019 年から 2021 年までは年間 20 億
ドルで推移する見込みである。送電分野の投資資金ギャップは 2017 年、2018 年には 10 億ドル
超える水準となるが、資金調達額の増加により投資資金ギャップはベース需要ケースに比べよ
り短期間で解消される。配電分野の投資資金ギャップは 2018 年をピークに減少する傾向となる
が、投資資金ギャップはベース需要ケースに比べて年 1 億～2 億ドル程度増加する。
表 7-16 投資資金ギャップ（ハイ需要ケース）
(Unit: million US$)
Subsector
Year
Investment Requirement
Public Sector Development Program
WAPDA
K-Electric
Generation
IPPs
Donors
Available Fund
Funding Gap
Investment Requirement
Public Sector Development Program
NTDC
Transmission K-Electric
Donors
Available Fund
Funding Gap
Investment Requirement
Public Sector Development Program
K-Electric
Distribution
Donors
Available Fund
Funding Gap
Investment Requirement
Total
Available Fund
Funding Gap
Subsector
Year
Investment Requirement
Public Sector Development Program
WAPDA
K-Electric
Generation
IPPs
Donors
Available Fund
Funding Gap
Investment Requirement
Public Sector Development Program
NTDC
Transmission K-Electric
Donors
Available Fund
Funding Gap
Investment Requirement
Public Sector Development Program
K-Electric
Distribution
Donors
Available Fund
Funding Gap
Investment Requirement
Total
Available Fund
Funding Gap
(Unit : million US$)
2015
4,987
1,436
323
109
2,529
521
4,917
70
822
517
101
31
234
884
0
920
283
16
183
482
437
6,729
6,283
507
2016
8,211
1,789
346
117
4,990
514
7,755
456
1,353
496
108
33
220
858
495
1,075
255
17
103
375
700
10,638
8,988
1,651
2017
10,692
1,905
370
125
6,618
495
9,513
1,178
1,761
528
116
36
48
727
1,034
1,194
272
18
42
331
862
13,647
10,572
3,074
2018
10,916
2,029
396
134
6,286
290
9,134
1,782
1,798
563
124
38
0
725
1,073
1,204
289
19
0
309
896
13,919
10,167
3,751
2019
10,200
2,161
424
143
5,001
290
8,019
2,181
1,680
599
132
41
0
773
908
1,170
308
20
0
329
841
13,050
9,120
3,930
2020
8,287
2,301
453
153
3,010
150
6,068
2,219
1,365
638
142
44
0
824
541
1,078
328
22
0
350
728
10,730
7,242
3,488
2021
7,989
2,342
485
164
2,693
150
5,834
2,155
1,316
680
152
47
0
878
438
1,067
350
23
0
373
694
10,372
7,085
3,286
2022
7,462
2,610
519
176
2,553
0
5,858
1,604
1,229
881
162
50
0
1,093
136
1,067
451
25
0
476
591
9,758
7,428
2,330
2023
7,297
2,780
555
188
2,670
2024
7,252
2,961
594
201
3,011
2025
8,050
3,153
636
215
4,211
6,193
1,104
1,202
1,051
174
54
6,766
486
1,195
1,119
186
57
8,215
0
1,326
1,192
199
61
1,278
0
1,067
536
27
1,362
0
1,067
571
29
1,452
0
1,067
608
31
563
503
9,566
8,034
1,607
600
467
9,513
8,728
952
639
428
10,442
10,306
428
2026
8,952
3,358
680
230
4,822
2027
8,676
3,576
728
246
4,366
2028
8,256
3,809
779
264
3,576
2029
8,464
4,056
833
282
3,263
2030
8,506
4,320
891
302
2,969
2031
8,397
4,601
954
323
3,084
2032
7,264
4,900
1,021
345
2,793
2033
4,346
5,219
1,092
370
1,658
2034
1,761
5,558
1,169
395
543
9,091
0
1,304
1,269
213
66
8,917
0
1,304
1,352
227
70
8,427
0
1,304
1,439
243
75
8,434
30
1,304
1,533
260
81
8,483
24
1,304
1,633
279
86
8,962
0
1,304
1,739
298
92
9,059
0
1,304
1,852
319
99
8,338
0
1,304
1,972
341
106
7,665
0
1,304
2,100
365
113
7,169
0
0
2,237
391
0
1,547
0
1,067
648
33
1,649
0
1,067
690
35
1,758
0
1,067
735
38
1,874
0
1,067
783
40
1,997
0
1,067
833
43
2,129
0
1,078
888
46
2,269
0
952
945
49
2,419
0
628
1,007
53
2,578
0
341
1,072
56
2,628
0
0
1,142
0
681
386
11,323
11,319
386
725
341
11,047
11,291
341
772
294
10,626
10,957
294
823
244
10,835
11,131
273
877
190
10,877
11,357
214
934
144
10,779
12,025
144
995
0
9,520
12,323
0
1,060
0
6,278
11,817
0
1,129
0
3,406
11,372
0
1,142
0
0
10,939
0
7-16
2035
0
5,919
1,250
0
0
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
4,000
3,500
million US$
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
Generation-Funding Gap
Transmission-Funding Gap
Distribution-Funding Gap
図 7-9 投資資金ギャップ（分野別）
Generation
12,000
million US$
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
2015
2020
Investment Requirement
2025
2030
Generation-Available Fund
図 7-10 必要投資額と資金調達額の推移（発電）
Transmission
2,500
million US$
2,000
1,500
1,000
500
0
2015
2020
2025
Investment Requirement
Transmission-Available Fund
図 7-11 必要投資額と資金調達額の推移（送電）
7-17
2030
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Distribution
1400
million US$
1200
1000
800
600
400
200
0
2015
2020
2025
Investment Requirement
2030
Distribution-Available Fund
図 7-12 必要投資額と資金調達額の推移（配電）
総括原価と電気料金との比較
7.3
7.3.1
総括原価算出の前提（ベース需要ケース）
総括原価の算出に当たって、その構成要素である発電コスト、送電コスト、配電コストを算
出する必要がある。各コストを算出するにあたり以下の前提を設定した。
発電コスト：「5.4 長期電源開発パターン」で示されている 2015 年から 2035 年までのベー
ス需要ケースの総合発電原価を前提とする。
送電コスト： 計画期間中の新規投資に関わるコストは、累計投資必要額に資本回収率（11.02%）
と年間 O&M 費用（設備投資額の 1.67%）の合計を乗じて算出する。既存の送電分野への投
資が電力セクター全体の 20%程度であるとの前提に鑑み、計画初年度の発電コストのうち固
定費の 3 割（送電分野 20%/発電分野 70%＝29%）を既存設備のコストと推計した。この推計
手法は、送電分野の大半のコストが設備投資に起因する固定費であることを踏まえている。
配電コスト： 送電分野と同様に、計画期間中の新規投資に関わるコストは、累計投資必要額
に資本回収率（11.02%）と年間 O&M 費用（設備投資額の 1.67%）の合計を乗じて推計する。
既存設備に関連する費用は、計画期間中は 2014/15 年の配電マージン（配電分野の費用）が
維持されるとの前提とした。DISCO の配電マージンは NEPRA の料金算定データを活用し、
KE の配電マージンに関しては、DISCO の配電マージンの比率 12％（配電マージン/必要売上
額）を参考に、同社の電力売上に上記の比率を乗じて算出した。
電力供給量： 「3.4 電力需要予測」のベース需要ケースの電力需要と送配電ロスを前提と
し、送配電ロス後の電力供給量を使用する。
7.3.2
総括原価（ベース需要ケース）
2014/15 年度の Average Billing Rate は 11.5 UScent/kWh（11.45 Rs/kWh、付加価価値税等の租税
公課を除く）となっている。一方、前項の前提を基に算出した発電コスト、送電コスト、配電
コスト、総括原価（全コストの合計）は次表の通りとなる。2015 年から 2020 年までは高水準の
設備投資が続く一方で、新規投資分の電力供給が始まっていないことから、総括原価は高い水
準 にあ るが、 電力 供給が 増加 するに 伴い 総括原 価は 低下傾 向と なり、 2035 年 には 11.2
UScent/kWh まで低下する。フルコスト・リカバリーを前提とした場合、電力料金は中短期的に
は引き下げが困難であるが、長期的には値下げの余地が生じる。
7-18
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 7-17 総括原価の推移（ベース需要ケース）
Items
Energy (GWh)
Generation (million US$)
Transmission (million US$)
Distribution (USD million)
Total (million US$)
Generation Cost (UScent/kWh)
Transmission Cost (UScent/kWh)
Distribution Cost (Uscent/kWh)
Total Cost (UScent/kWh)
2015
117,525
16,200
2,314
1,231
19,746
13.8
2.0
1.0
16.8
2016
124,760
17,308
2,222
1,231
20,761
13.9
1.8
1.0
16.6
2017
133,606
18,248
2,303
1,350
21,902
13.7
1.7
1.0
16.4
2018
142,821
20,761
2,442
1,504
24,707
14.5
1.7
1.1
17.3
2019
152,451
20,349
2,589
1,675
24,613
13.3
1.7
1.1
16.1
2020
161,882
16,560
2,714
1,829
21,103
10.2
1.7
1.1
13.0
2021
172,610
17,581
2,789
1,952
22,321
10.2
1.6
1.1
12.9
2022
182,353
18,632
2,843
2,064
23,539
10.2
1.6
1.1
12.9
2023
193,510
19,614
2,898
2,176
24,688
10.1
1.5
1.1
12.8
2024
205,368
20,405
2,958
2,288
25,651
9.9
1.4
1.1
12.5
Items
Energy (GWh)
Generation (million US$)
Transmission (million US$)
Distribution (USD million)
Total (million US$)
Generation Cost (UScent/kWh)
Transmission Cost (UScent/kWh)
Distribution Cost (Uscent/kWh)
Total Cost (UScent/kWh)
2026
230,738
22,328
3,095
2,513
27,935
9.7
1.3
1.1
12.1
2027
244,340
23,386
3,168
2,625
29,178
9.6
1.3
1.1
11.9
2028
258,616
24,448
3,241
2,737
30,425
9.5
1.3
1.1
11.8
2029
273,617
25,527
3,313
2,849
31,690
9.3
1.2
1.0
11.6
2030
289,400
26,700
3,386
2,961
33,048
9.2
1.2
1.0
11.4
2031
304,492
27,952
3,459
3,073
34,485
9.2
1.1
1.0
11.3
2032
320,267
29,334
3,532
3,181
36,047
9.2
1.1
1.0
11.3
2033
336,784
31,201
3,605
3,274
38,080
9.3
1.1
1.0
11.3
2034
354,089
32,866
3,678
3,333
39,877
9.3
1.0
0.9
11.3
2035
372,234
34,400
3,751
3,357
41,508
9.2
1.0
0.9
11.2
2025
217,760
21,233
3,028
2,400
26,662
9.8
1.4
1.1
12.2
20.0
18.0
16.0
UScent/kWh
14.0
12.0
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
2015
2020
Generation Cost (USCent/kWh)
2025
Transmission Cost (USCent/kWh)
2030
Distribution Cost(USCents/kWh)
図 7-13 総括原価（分野別）
7.3.3
総括原価算出の前提（ハイ需要ケース）
ハイ需要ケースの発電コスト、送電コスト、配電コストを算出するにあたり、以下の前提を
設定した。
発電コスト：「5.4 長期電源開発パターン」で示されている 2015 年から 2035 年までのハイ
需要ケースの総合発電原価を前提とする。
送電コスト： ベース需要ケースと同様の前提条件を設定した。具体的には、計画期間中の新
規投資に関わるコストは、累計投資必要額に資本回収率（11.02%）と年間 O&M 費用（設備
投資額の 1.67%）の合計額を乗じて算出する。計画初年度の発電コストのうち固定費の 3 割
（送電分野 20%/発電分野 70%＝29%）を既存設備のコストと推計した。
配電コスト： ベース需要ケースと同様に、計画期間中の新規投資に関わるコストは、累計投
資必要額に資本回収率（11.02%）と年間 O&M 費用（設備投資額の 1.67%）の合計を乗じて
推計する。既存設備に関連する費用も、ベース需要ケースの前提を流用し、計画期間中は
2014/15 年の配電マージン（配電分野の費用）が維持されるとの前提とした。
7-19
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
電力供給量：「3.4 電力需要予測」のハイ需要ケースの電力需要と送配電ロスを前提とし、
送配電ロス後の電力供給量を使用する。
7.3.4
総括原価（ハイ需要ケース）
前項の前提を基に算出した発電コスト、送電コスト、配電コスト、総括原価（全コストの合
計）は次表の通りとなる。ベース需要ケースと比べて計画初期段階では設備投資が増加するた
め、総括原価の上昇がより顕著となるが、計画後半では電力需要の増加に伴い総括原価は低下
傾向となる。2035 年には 10.8 UScent/kWh まで低下し、ベース需要ケースと比べて電力料金引
き下げの余地が大きくなる。
表 7-18 総括原価の推移（ハイ需要ケース）
Items
Energy (GWh)
Generation (million US$)
Transmission (million US$)
Distribution (USD million)
Total (million US$)
Generation Cost (UScent/kWh)
Transmission Cost (UScent/kWh)
Distribution Cost (Uscent/kWh)
Total Cost (UScent/kWh)
2015
117,850
16,200
2,314
1,231
19,746
13.7
2.0
1.0
16.8
2016
126,096
17,509
2,222
1,231
20,962
13.9
1.8
1.0
16.6
2017
136,162
18,938
2,301
1,368
22,607
13.9
1.7
1.0
16.6
2018
147,346
22,963
2,432
1,519
26,914
15.6
1.7
1.0
18.3
2019
159,876
23,798
2,567
1,672
28,037
14.9
1.6
1.0
17.5
2020
173,344
17,724
2,688
1,821
22,233
10.2
1.6
1.1
12.8
2021
187,300
18,878
2,769
1,957
23,604
10.1
1.5
1.0
12.6
2022
200,514
20,021
2,843
2,093
24,957
10.0
1.4
1.0
12.4
2023
215,624
21,350
2,906
2,228
26,485
9.9
1.3
1.0
12.3
2024
231,895
22,798
2,966
2,364
28,128
9.8
1.3
1.0
12.1
Items
Energy (GWh)
Generation (million US$)
Transmission (million US$)
Distribution (USD million)
Total (million US$)
Generation Cost (UScent/kWh)
Transmission Cost (UScent/kWh)
Distribution Cost (Uscent/kWh)
Total Cost (UScent/kWh)
2026
267,309
25,850
3,101
2,634
31,585
9.7
1.2
1.0
11.8
2027
286,581
27,073
3,174
2,770
33,016
9.4
1.1
1.0
11.5
2028
307,088
29,074
3,247
2,905
35,226
9.5
1.1
0.9
11.5
2029
328,927
30,802
3,320
3,040
37,163
9.4
1.0
0.9
11.3
2030
352,207
32,798
3,393
3,176
39,366
9.3
1.0
0.9
11.2
2031
373,784
34,464
3,466
3,311
41,241
9.2
0.9
0.9
11.0
2032
397,215
36,278
3,539
3,448
43,265
9.1
0.9
0.9
10.9
2033
422,060
38,690
3,612
3,569
45,870
9.2
0.9
0.8
10.9
2034
448,424
41,417
3,685
3,648
48,750
9.2
0.8
0.8
10.9
2035
476,422
44,074
3,758
3,691
51,523
9.3
0.8
0.8
10.8
20.0
18.0
16.0
UScent/kWh
14.0
12.0
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
2015
2020
Generation Cost (USCent/kWh)
2025
Transmission Cost (USCent/kWh)
Distribution Cost/kWh (USCent/kWh)
図 7-14 総括原価（分野別）
7-20
2030
2025
249,177
24,506
3,025
2,499
30,030
9.8
1.2
1.0
12.1
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Chapter 8
環境社会配慮
戦略的環境アセスメント（SEA）の概要
8.1
戦略的環境アセスメント（SEA）手法は、環境社会配慮を取り込んだ政策の立案・決定に際
して、一般的に広く受け入れられている有効な手法である。また、持続的発展の観点から策定
される各種政策の意思決定を支援する手法としても広く受け入れられている。
国連環境計画（UNEP-2000) は、戦略的環境アセスメント（SEA）のメリットを 1）総合的な
視点を反映した意思決定の実現 2）環境保全に立った持続的な開発への貢献 3）プロジェクトレ
ベルで実施される環境影響評価（EIA）の支援の 3 点を挙げている。具体的には、総合的な視点
を反映した意思決定の実現は、プロジェクトの実施によって発生する環境影響の把握、代替案
の検討及び適切な環境保全対策によって始めて可能であり、環境に調和した持続的な開発は、
持続的発展を根底とする予防手段の確立、累積影響や地球的規模のリスクに対する早期警告、
発生源における環境負荷の削減によってはじめて達成されると述べている。
8.1.1
JICA 環境社会配慮における戦略的環境アセスメント（SEA）
2004 年の第一次改定 JICA 環境社会配慮ガイドラインは、戦略的環境アセスメント（SEA）を、
事業レベルで実施される環境影響（EIA）と明確に区分し、政策、計画およびプログラムレベル
で実施される影響評価と定義し、マスタ－プラン策定及びマスタ－プラン調査を含むフィ－ジ
ビリティ調査を実施する際には、戦略的環境アセスメント（SEA）の策定を求め、早期段階か
ら環境社会配慮を相手国政府とともに行うことを盛り込んでいるが、必ずしも必須事項ではな
かった。
その後、2010 年に改訂された新 JICA 環境社会配慮ガイドラインは、マスタ－プラン策定及
びフィ－ジビリティ調査を実施する際には、戦略的環境アセスメント（SEA）の実施を義務付
けている。
なお、国際協力機構 (JICA) の定義する戦略的環境アセスメント（SEA）は、簡潔明快であり、
またその施行は、支援相手国等の実施状況や関連する計画によって順応的な対応を行うとして
いる。以下は、新 JICA 環境社会配慮ガイドラインで示している戦略的環境アセスメント（SEA）
に含まれるべき標準的な実施項目である。
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.
8.1.2
基礎情報の調査 (法律、規則、地勢)
開発シナリオ、代替案の作成
スコ－ピング及び評価指標の構築
ステ－クホルダ－協議
調査、予測、分析、影響の評価
緩和策
プログラム/プロジェクトの選択
報告 (必要な場合は、ステ－クホルダ－協議を含む)
パキスタン国における戦略的環境アセスメント（SEA）の導入状況
(1) 連邦政府レベル
(a)
法的枠組み
パキスタン国においては、1983 年に施行された環境保護法（Environment Protection Ordinance）
で環境影響評価項目が条文化され、全ての州に均一に適応されることとなった。その後、1997
年に、本法は,パキスタン環境保護法（Pakistan Environmental Protection Act ）に改正され、環境
8-1
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
影響評価項目の細目が盛り込まれ、本細目により、開発事業者は、事業実施に際して、環境影
響評価書（EIA）及び初期環境影響評価書（IEE）を作成し、事業実施前に、関係機関の承認を
得ることを条文化したが、戦略的環境アセスメント（SEA）に関する条項は含まなかった。 そ
の後、数度の法改正が行われたが、戦略的環境アセスメント（SEA）に関する条項は追加され
なかった。
このため、現パキスタン環境保護法（PEPA）では、戦略的環境アセスメント（SEA）の実施
を義務付ける条項は含まれていない。
一方、パキスタン国の環境保全に対する基本計画として位置づけされている、
“国家環境保全
政策 2005”は、その施策の中で、環境保全政策に関する意思決定をするに際し、戦略的環境ア
セスメント（SEA）を早期に導入すべきであると明示している（第 5 条第 1 項ｄ号）。しかし、
法レベルと同様に、各種の政策、計画、プログラムレベルの策定段階での戦略的環境アセスメ
ント（SEA）の実施は、未だ義務化されていない。
(b) パキスタン国における環境社会配慮を所掌する政府機関の概要
パキスタン国において、環境社会配慮に関する施策を所掌する機関は、パキスタン環境保護
庁（Pakistan Environmental Protection Agency）である。本機関は、行政組織上、気候変動所掌省
（the Ministry of Climate Change ）の下部組織に属している。
Director General
Director
EIA/Mont.
Director
Legal/Enf/Admn
Dy.Director
Legal/Enf.
Dy.Director
Admn/Finance
Assistant
Director
Dy.Director
Admn/Finance
Dy.Director
EE/TT
Director
Lab/NEQS
Dy.Director
EIA/Mont.
図 8-1 パキスタン環境保護庁の組織機構図
Dy.Director
Lab/NEQS
Dy.Director
Research &
Investigation
(出典：JICA 調査団)
(2) 州政府レベル
(a)
法的枠組み
2010 年の第 18 回パキスタン国憲法（1973 年）改正に伴い、国家環境施策は、各州が所掌す
ることとなった。本改正で、初期環境調査（IEE）及び環境影響調査（EIA）に関わる根拠法は,
各州がそれぞれ立法・公布することとなった。また、立法機関が連邦から州に移管されたこと
に伴い、国家環境施策に関する事務所掌も各州の環境保護庁（EPA）に移管された。しかし、 2014
年現在、移管業務が完全に済んでいないため、従来通り、連邦政府が、州政府に代わって環境
施策を実施している州も存在している。
(b) 各州における SEA の実施状況
(パンジュブ州)
パンジャブ州は、2012 年に,“パンジャブ州環境保護法（2012） ”を公布した。本法は、初
期環境調査（IEE）,環境影響調査（EIA）に関する条項を盛り込んでいるが、SEA に関する条項
は、含まれていない。
8-2
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(バルチスタン州)
バルチスタン州は、2013 年に、
“ バルチスタン州環境保護法（2013）
”を公布した。 本法は、
初期環境調査（IEE）,環境影響調査（EIA）に関する条項を盛り込むとともに、行政機関が施策、
計画、プログラム及び戦略を策定する際には、戦略的環境アセスメント（SEA）を実施するこ
とを条文に盛り込んでいる。
(シンドゥ州)
シンドゥ州は、2014 年に、
“シンドゥ州環境保護法（2014”）を公布した。
本法は、事業認可後のモニタリング実施条項を盛り込み、事業実施前の影響評価結果の推移
をフォローする手法を採用した。また、連邦政府が策定する施策、計画及びプログラムで、環
境影響が懸念される場合は、連邦政府は、戦略的環境アセスメント（SEA）を実施し、シンドゥ
州環境保護庁（EPA）に提出する条項を盛り込んでいる。
(カイバル・パクトゥンクワ州)
カイバル・パクトゥンクワ州法は、2014 年時点では、存在しない。しかし、2014 年現在、州
は州独自の法、規則を作成中である（国際自然保護連合の報告書“州環境影響評価プログラム”
による）
。
調査方法および初期の環境調査の結果
8.2
8.2.1
調査手法
現在、戦略的環境アセスメント（SEA）は、
環境配慮を意思決定プロセスに統合する
ツールとして、多くの先進国において広く受
け入れられている。一般的には、SEA は、
提案される政策・プラン・プログラム（PPPs）
の環境アセスメントのプロセスとして理解
されている。しかし、SEA の理解は非常に
多様であり、範囲、統合化の程度、期間、政
策・プラン・プログラムへの関連の度合いに
よって異なる SEA が存在するため、全事例
に適用可能な単一のアプローチは存在しな
い。この結果、国際的に認知された SEA の
手法は存在しない。
上述の SEA に関する基本的な認識の下に、
JICA 調査チ－ムは、図 8-2 に示す手法を用
いて LCP に関する複数のシナリオ案を、環
境社会配慮の観点から SEA を実施し、その
評価結果にもとづいて、環境保全上最も好ま
しいシナリオを提示することとする。
その具体的な調査手法は以下の通りであ
る。
LCP シナリオ案
スコ－ピング
環境社会配慮
の観点から
望ましいLCP
- LCP の目的
- LCPに対するSEAの役割
- 課題・指標の選定
- 収集資料の範囲
影響予測と分析
環境社会配慮上
-最も好ましいLCP案
-電力施設整備優先順位案
- 影響予測
- 指標に関する量的スコア
- 自然環境・生態系保全の
ための緩和策
各電力開発案の環境負荷度
図 8-2
(出典：JICA 調査団)
LCP に関する SEA アプローチ手法
(1) 環境社会配慮に関する課題と指標の選定 (スコ－ピング)
(a)
LCP 計画の目的
電力セクタ－における発電コスト縮小のため、最適電源計画と最適送電系統計画で構成され
る LCP を作成する。
8-3
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(b) LCP に適応する SEA の役割
環境社会配慮の視点から最も好ましい LCP シナリオ案を達成するために必要な環境面、社会
面からの情報を提供する。 (なお、SEA と並行して費用便益分析も実施される).
(c) 環境影響項目と指標の選定
環境社会配慮の面から、LCP シナリオ案を分析・評価するため、自然環境、社会環境および
地球環境を評価項目とした。また、各項目を分析する指標として表 8-1 に示す指標を設定した。
表 8-1
ＬＣＰシナリオ案の評価に用いる評価項目と指標
評価項目
日常生活環境
指標
地盤沈下
土壌侵食
土壌処分（残土/石炭灰堆積地）
重金属等の有害物質の漏出
表土剥離/水没
既水路等の変更による汚染・汚濁
河川/海洋堆砂に伴う汚染・汚濁
重金属等の有害物質による汚染
発電施設等からの汚染物質の排出
発電施設からの騒音・振動
操業車両等からの騒音・振動
風景へのダメ－ジ
眺望景観へのダメ－ジ
森林破壊・植生破壊・植物生態系破壊
動物生息地破壊・動物生態系破壊
溯河性魚類の遡上・渡り鳥飛行ル－トへの影響
国立公園等の自然環境保護地域の指定地域への影響
非自発的住民移転・生計手段の喪失
地域経済の創出/貢献
公害等による居住空間の悪化/伝統文化・遺産の喪失
温室効果ガス
二酸化炭素（CO2）排出量の増大
地質
土壌
水質
自然
環境
大気質
騒音・振動
眺望景観
陸域植物・生態系
動物・魚類・生態系
保護地域
社会
環境
地球
環境
住民移転
（出典：JICA 調査団）
8.2.2
調査結果の分析手法
シナリオ案に対する環境社会配慮事項の評価は、マトリックス手法による評価手法を用いて、
以下の 3 段階を経て実施する。
(a)
各シナリオ案の実行に伴って予想される環境社会面への影響項目を絞り込む。
GIS（地理情報システム）手法を用いて、環境保全地域や野生動物保護区等に関する位置
情報に各シナリオ案で提示されている発電事業等をオ－バレイし、発電事業等が環境に及ぼ
す影響の度合いを想定し、影響が想定される項目を絞り込む。
(b) 環境社会配慮面への影響項目は、①自然環境、②社会環境 及び ③地球環境の 3 項目とし、
影響評価は以下の方法で実施する。
8-4
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(c)
上記の 3 つの評価項目（複数の発電所で構成されている場合は、平均スコアを採用）に、各
事業が環境社会に与える影響度合いを数値化し（表 8-2 参照）、マトリックスで表示し、定
量的評価を行う。次に、シナリオ案で提示された各電源開発事業計画の環境影響度合いを合
計し、環境社会配慮上好ましいシナリオ案の比較・分析を行う。
なお、地球環境項目は、各発電事業が、他のエネルギ－源である化石燃料を燃焼した場
合の CO2 の排出量対しての評価を行ったものである。
環境社会配慮上好ましいシナリオ案を以下の 3 つの観点から提示することとした。
i) 人間生活環境保護優先：人間の日常生活に直接影響を及ぼす項目、または、人間の健
康問題として容易に認識する項目を最重要として扱う。
ii) 自然環境保護優先：動植物の生育・生息及び自然生態系に影響を及ぼす項目を最重要
として扱う。
iii) 地球環境保護優先：二酸化炭素排出等地球温暖化に直接影響を及ぼす項目を最重要と
して扱う。
各項目の定量的スコア化は、下表に示す 5 段階に分けて行う。
表 8-2 環境社会配慮項目への影響度合いに関する定量的評価基準
点数
（環境影響度）
0
1
2
3
4
評価基準
・重大な負の直接的な影響で、緩和策が困難なもの。
・重大な負の直接的な影響で、緩和策が可能なもの。
・軽微な直接的な影響で緩和策が可能なもの。
・軽微な影響で、緩和策を必要としないもの。
・正の便益が見込まれるもの。
（出典：JICA 調査団）
調査結果の解析及び SEA
8.3
8.3.1
電源開発計画（ベ－スシナリオ案）のマトリックス評価と解析
ベースシナリオ案に盛り込まれた各電源開発計画の中で、具体的に整備地域が決定されてい
るプロジェクトを対象に、予想される環境・社会配慮事項に関するマトリックス評価を実施し
た。解析結果は以下の通りである。
(1) 水力発電開発計画（貯水池式）
(a)
マトリックス評価
ベースシナリオ案に含まれた貯水池式水力発電所開発計画 2 地点の環境社会配慮に関する評
価を実施した結果は表 8-3 の通りである。なお、既設貯水池式水力発電所の増設計画は、新規
の貯水池の建設を伴わないため、調整池式発電計画として取り扱った。
8-5
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
環境影響評価マトリックス（水力発電－貯水池式）
河川/海洋堆砂に伴う汚染・汚濁
重金属等の有害物質による汚染
発電施設からの汚染物質の排出
発電施設からの騒音・振動
操業車両等からの騒音・振動
風景へのダメ－ジ
眺望景観へのダメ－ジ
森林破壊・植生破壊・植物生態系破壊
動物生息地破壊・動物生態系破壊
遡河性魚類の遡上・渡り鳥の飛行ル－ト
への影響
自然環境保護地域等
強制移転・生計手段の喪失
地域経済の創出/貢献
公害等による住環境の悪化/伝統文化・
遺産の喪失
3
2
2
3
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
48
2
3
3
8
4
4
Akhori
3
2
2
3
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
1
1
0
41
0
3
3
6
4
4
6
4
4
6
4
6
6
6
6
6
6
6
6
6
4
4
3
2
6
6
小合計
合計
自然環境　89x1/136
評価/0.65x4 （A)
社会環境　14x1/24
評価/0.58x4（B)
地球環境　8x1/8
評価/1.00x4 （C)
総合評価
（A+B+C)/3
89.00
二酸化炭素排出量の増大
既水路の変更に伴う汚染・汚濁
Basho
プロジェクト名
表土剥離/水没
温室効果ガス
日常生活環境
合計
重金属等の有害物質の漏出
保護地域
陸域動物・魚類・生態系
陸域植物・生態系
地球
環境
土壌処分（残土/石炭灰堆積地）
眺望景観
騒音・振動
大気質
小計
土壌侵食
水質
社会環境
小計
地盤沈下
地質
土壌
自然環境
非自発的移転等
表 8-3
14
8
2.60
2.32
4.00
2.97
（出典：JICA 調査団）
(b) マトリックス評価の分析
水力発電所（貯水池式）の建設が
自然環境に与える環境影響度指数は、自然環境
2.60、社会環境に与える環境影響度
指数は、2.32、地球環境に与える環 社会環境
境影響度指数は、4.00 で、環境社会
配慮に与える総合的な環境影響度指 地球環境
数は、2.97 である。
（2.60）
（2.32)
（4.00）
総合評価
（2.97)
0
1
2
重大な直
接的な影
響で緩和
策が困難
なもの。
重大な直
接的な影
響で緩和
策が可能
なもの。
軽微な直
接的な影
響で緩和
策が可能
なもの。
3
軽微な影
響で、緩和
策を必要と
しないもの。
4
正の便益
が見込ま
れるもの。
（出典：JICA 調査団）
図 8-3 環境社会配慮評価指数（水力発電－貯水池式）
8-6
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(c)
SEA からみた水力発電（貯水池式）事業の評価
1)
自然環境への評価
2035 年までに開発が計画されている 2 か所のプロジェクトの内、1 か所は、自然環境保護地
域に影響を及ぼす恐れのある事業区域で、環境社会配慮の観点からは、 “環境や社会への望ま
しくない影響のある可能性を持つ事業”に相当する。
2) 社会環境への評価
地域社会の立ち退きを伴う、大規模なダムを持つ貯水池式発電所の建設（Diamer Basha Dam,
4,500MW, 29,000 人移転）もあり、重大で望ましくない影響のある可能性がある。
3)
地球環境問題からの評価
建設時点においては、温室効果ガス（GHG）の排出（15g-CO2/kwh : IPCC, 2009 資料）は、避
けられないが、供用後は、CDM に換算して、NEPRA が承認した Azad-Pattan (640MW, 3,064GWh)
の削減量から推計して、計画発電所全体（貯水式 2 か所）で、年間約 745 万トンの二酸化炭素
の削減が見込まれることから、温室効果ガス（GHG）の排出削減の観点から、積極的に推進さ
れるべきものと判断される。
4)
総合評価
環境影響度は、2.97 で、環境社会配慮の観点からは、環境社会配慮に対し軽微な影響で、緩
和策を必要としない事業に相当する。
(2) 水力発電計画（調整池式）
(a)
マトリックス評価
ベースシナリオ案に含まれた調整池式水力発電開発計画 43 箇所の環境社会配慮に関する評価を
実施した結果は表 8-4 の通りである。
8-7
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 8-4 環境影響評価マトリックス（水力発電－調整池式）
発電施設からの汚染物質の排出
発電施設からの騒音・振動
操業車両等からの騒音・振動
風景へのダメ－ジ
眺望景観へのダメ－ジ
森林破壊・植生破壊・植物生態系破壊
動物生息地破壊・動物生態系破壊
遡河性魚類の遡上・渡り鳥の飛行ル－ト
への影響
自然環境保護地域等
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
86
2
3
2
3
3
3
3
2
3
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
125
2
2
2
2
2
2
3
2
3
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
121
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
129
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
129
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
129
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
129
3
3
3
3
2
3
3
3
0
0
0
3
3
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
0
0
0
0
0
0
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
100
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
129
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
2
3
3
1
0
3
3
2
0
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
1
3
114
3
3
3
3
3
3
3
2
1
1
1
3
3
1
1
3
3
2
1
3
3
3
3
2
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
1
3
111
3
2
3
3
3
3
2
2
2
2
2
2
3
0
0
3
3
1
1
3
3
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
1
3
100
3
3
3
3
3
3
3
3
0
3
0
3
3
0
0
3
3
0
0
3
3
3
3
3
3
0
0
0
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
0
3
99
46
46
46
47
46
47
47
43
38
39
38
47
48
37
37
48
48
41
38
48
48
47
47
46
46
41
41
41
44
44
44
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
39
48
1931
地球
環境
2
2
2
2
2
2
2
2
0
0
0
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
3
3
3
2
2
2
2
2
2
2
3
3
3
3
3
3
3
3
91
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
129
3
3
3
3
3
3
3
3
0
0
0
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
120
8
8
8
8
8
8
8
8
3
3
3
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
9
9
9
8
8
8
8
8
8
8
9
9
9
9
9
9
9
9
340
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
172
温室効果ガス
合計
二酸化炭素排出量の増大
重金属等の有害物質による汚染
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
129
公害等による住環境の悪化/伝統文化・
遺産の喪失
河川/海洋堆砂に伴う汚染・汚濁
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
86
地域経済の創出/貢献
既水路の変更に伴う汚染・汚濁
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
86
強制移転・生計手段の喪失
表土剥離/水没
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
129
小計
日常生活環境
非自発的移転等
社会環境
保護地域
陸域動物・魚類・生態系
陸域植物・生態系
重金属等の有害物質の漏出
眺望景観
騒音・振動
大気質
土壌処分（残土/石炭灰堆積地）
水質
土壌侵食
Neelum Jhelum
Golen Gol
Tarbela 4th Ext.
Kayal Khwar
Kurram Tangi
Tarbela 5th Ext.
Phander
Mangla
Dasu 1st stage
Diamer Basha
Dasu 2nd stage
Bunji
Patrind
Gulpur
Sehra
Karot HPP
Azad-Pattan
Sukikinari
Kotli
Chakoti-Hattian
Kohala
Kaigah
Madian
Asrit-Kedam
Mahl
Palas Valley (L)
Palas Valley (M)
Palas Valley(U)
Spat Gah (L)
Spat Gah (M)
Spat Gah (UL)
Lawi
Mundah
Thakot
Karrang
Rajdhami
Kalam-Astit
Shashghai-Zhe.
Matiltan
Gabral Kalam
Shogo-Sin
Taunsa
Sharmal
小合計
合計
自然環境1,931x1/2,924
評価/0.66x4 （A)
小計
地盤沈下
プロジェクト名
地質
土壌
自然環境
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
172
2.64
社会環境340x1/516
評価/0.65x4（B)
2.60
地球環境164x1/164
評価/1.00x4 （C)
4.00
総合評価
（A+B+C)/3
3.08
（出典：JICA 調査団）
(b) マトリックス評価の分析
水力発電所（調整池式）の建設が自然環境に与える環境影響度は、2.64、社会環境に与える環
境影響度は、2.60、地球環境に与える環境影響度は、4.00 で、環境社会配慮に与える総合的な環
境影響度は、3.08 である。
8-8
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
自然環境
（2.64）
社会環境
（2.60）
地球環境
（4.00）
（3.08）
総合評価
0
1
2
3
4
重大な直
接的な影
響で緩和
策が困難
なもの。
重大な直
接的な影
響で緩和
策が可能
なもの。
軽微な直
接的な影
響で緩和
策が可能
なもの。
軽微な影
響で、緩
和策を必
要としな
いもの。
正の便益
が見込ま
れるもの。
（出典：JICA 調査団）
図 8-4 環境社会配慮評価指数（水力発電）
(c)
SEA からみた水力発電（調整池式）事業の評価
1)
自然環境への評価
2035 年までに開発が計画されている 45 か所のプロジェクトの内、10 か所（約 23％）は、自然
環境保護地域に影響を及ぼす恐れのある事業区域で、 “環境や社会への望ましくない影響のある
可能性を持つ事業”に相当するが、“調整池式水力発電所”であるため、動植物の生息・生育へ
の影響は、極狭い範囲の生育・生息地域に限定されるので、地域全体の自然環境（生態系）に恒
久的な悪影響を及ぼす恐れは無いと判断される。
2）社会環境への評価
大規模なダム建設を必要としない調整池式発電所の建設は、非自発的な住民移転等の規模に
よっては、社会環境への悪影響を回避、または最小化することが可能であることから、社会環境
へ及ぼす悪影響の恐れは少ないと判断される。
3）地球環境問題からの評価
建設時点においては、温室効果ガス（GHG）の排出（15g-CO2/kwh : IPCC, 2009 資料）は、避け
られないが、供用後は、CDM に換算して、NEPRA が承認した Azad-Pattan (640MW, 3,064GWh) の
削減量から推計して、計画発電所全体（流れ込み式 41 か所）で、年間約 6,959 万トンの二酸化炭
素の削減が見込まれることから、温室効果ガス（GHG）の排出削減の観点から、積極的に推進さ
れるべきものと判断される。
4）総合評価
環境影響度が 3.08 で、環境社会配慮の観点からは、 環境社会配慮に対し軽微な影響で、緩和
策を必要としない事業に相当する。
(3) 石炭火力発電計画
(a)
マトリックス評価
ベースシナリオ案の中で整備箇所が確定している各プロジェクトの環境社会配慮に関する評
価は表 8-5 の通りである。
8-9
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 8-5 環境影響評価マトリックス（石炭火力発電）
重金属等の有害物質による汚染
発電施設からの汚染物質の排出
発電施設からの騒音・振動
操業車両等からの騒音・振動
風景へのダメ－ジ
眺望景観へのダメ－ジ
森林破壊・植生破壊・植物生態系破壊
動物生息地破壊・動物生態系破壊
遡河性魚類の遡上・渡り鳥の飛行ル－ト
への影響
自然環境保護地域等
強制移転・生計手段の喪失
地域経済の創出/貢献
公害等による住環境の悪化/伝統文化・
遺産の喪失
3
3
0
2
3
3
3
2
2
2
2
3
3
3
3
3
3
43
2
4
3
9
0
0
Lakhra
3
3
0
2
3
3
3
2
2
2
2
3
3
3
3
3
3
43
3
4
3
10
0
0
3
3
0
2
3
3
3
2
2
2
2
3
3
3
3
3
3
43
3
4
3
10
0
0
3
3
0
2
3
3
3
2
2
2
2
3
3
3
3
3
3
43
3
4
3
10
0
0
3
3
0
2
3
3
3
2
2
2
2
3
3
3
3
3
3
43
3
4
3
10
0
0
2
0
0
2
0
2
2
2
2
2
2
1
3
2
1
3
3
29
1
4
2
7
0
0
3
3
0
2
3
2
3
2
2
2
2
3
3
2
3
3
3
41
3
4
3
10
0
0
2
0
0
2
0
2
2
2
2
2
2
1
3
2
3
0
0
25
1
4
2
7
0
0
2
0
0
2
0
2
2
2
2
2
2
3
3
2
3
3
3
33
2
4
3
9
0
0
3
3
0
2
3
2
2
2
2
2
2
3
3
2
3
3
3
40
3
4
3
10
0
0
2
0
0
2
0
2
2
2
2
2
2
1
3
2
1
3
3
29
1
4
2
7
0
0
2
0
0
2
0
2
2
2
2
2
2
1
3
2
1
3
3
29
1
4
2
7
0
0
2
0
0
2
0
2
2
2
2
2
2
1
3
2
1
3
3
29
1
4
2
7
0
0
2
0
0
2
0
2
2
2
2
2
2
1
3
2
1
3
3
29
1
4
2
7
0
0
35
21
0
28
21
33
34
28
28
28
28
30
42
33
32
39
39
28
56
36
120
0
0
Sahiwal
PPDB-1
Sahiwal
PPDB-2
Sahiwal
PPDB-3,4,5
Thar Coal
Block II
Port Qasim
Sinohydro
Thar Coal
Block I
Salt Range
PPDB
HUBCO
Thar Coal
Block VI
Thar Coal
Block II (Ph-3)
Thar Coal
Block III
Thar Coal
Block IV
小合計
合計
499
自然環境　509x1/952
評価/0.53x4（A)
二酸化炭素排出量の増大
河川/海洋堆砂に伴う汚染・汚濁
温室効果ガス
日常生活環境
非自発的移転等
既水路の変更に伴う汚染・汚濁
Jamshoro
プロジェクト名
表土剥離
保護地域
陸域動物・魚類・
生態系
陸域植物・生態系
合計
重金属等の有害物質の漏出
眺望景観
騒音・振動
大気質
地球
環境
土壌処分（残土/石炭灰堆積地）
水質
小計
土壌侵食
土壌
社会環境
小計
地盤沈下
地質
自然環境
120
0
2.12
社会環境　120x1/168
評価/0.71x4（B)
2.84
地球環境　0
評価/0（C)
0.00
総合評価
（A+B+C)/3
1.65
（出典：JICA 調査団）
(b) マトリックス評価の分析
石炭火力発電所の建設が自然環境に与える環境影響度は、2.12、社会環境に与える環境影響度
は、2.84、地球環境に与える環境影響度は、0 で、環境社会配慮に与える総合的な環境影響度は、
1.65 である。
8-10
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
自然環境
（2.12）
（2.84）
社会環境
0
地球環境
総合評価
（1.65）
0
1
2
3
4
重大な直
接的な影
響で緩和
策が困難
なもの。
重大な直
接的な影
響で緩和
策が可能
なもの。
軽微な直
接的な影
響で緩和
策が可能
なもの。
軽微な影
響で、緩
和策を必
要としな
いもの。
正の便益
が見込ま
れるもの。
（出典：JICA 調査団）
図 8-5 環境社会配慮評価指数（石炭火力発電）
(c)
1)
SEA から見た石炭火力発電計画の評価
自然環境への評価
2035 年までに開発が計画されている 14 か所のプロジェクトの内、輸入炭を使用する 4 発電
所（Jamshoro,Lakhra,Port Qasim, Sahiwal）は、一部を除いて、大規模な石炭採掘のための表土剥
離等を伴うので、自然環境（生態系）への影響が懸念される。また、地下水への影響、処理水
の周辺環境への影響、石炭ストックヤ－ドからの煤塵発生等周辺環境へ与える影響が懸念され
る。更に、石炭灰の有効利用が図られない場合は、石炭灰処分地の無制限な拡張による周辺環
境への悪影響が懸念される。
2)
社会環境への評価
大規模な採炭が行われる Thar Coal では、立ち退きに伴う地域社会への影響が懸念されるこ
とを除けば、発電所建設周辺には大規模な集落等が少ないため、粉塵、煤塵に伴う健康被害は
懸念されない。また、発電所建設及び運転・保守に伴う、地域雇用の機会の増大が期待される
ことから、“正の便益が見込まれる”事業として評価される。
3)
地球環境問題からの評価
計画されるすべての石炭火力発電所に高度の発電効率を有する発電量当たりの温室効果ガス
（GHG）排出量の低い最新技術（IGCC,A-USC, IGFC）を導入した場合にあっても、大量の GHG
の発生は避けられないことから、“重大な負の直接的な影響で、緩和策が困難な事業”に相当
し、環境上好ましくない発電形態と考えられる。
4)
総合評価
環境影響度は、1.65 で、環境社会配慮の観点からは、“重大な負の直接的な影響で、緩和策
が可能なもの”に相当するが、地球環境問題からの評価は、0.00 で、 “重大な負の直接的な影
響で、緩和策が困難な事業で、環境社会配慮との乖離が大きい事業”である。
(4) その他火力発電計画
(a)
マトリックス評価
ベースシナリオ案に含まれた整備計画プロジェクト 35 か所の内、整備計画地が確定している
14 箇所のプロジェクトの環境社会配慮に関する評価を実施した結果は下表の通りである。
8-11
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 8-6 環境影響評価マトリックス（その他火力発電）
重金属等の有害物質による汚染
発電施設からの汚染物質の排出
発電施設からの騒音・振動
操業車両等からの騒音・振動
風景へのダメ－ジ
眺望景観へのダメ－ジ
森林破壊・植生破壊・植物生態系破壊
動物生息地破壊・動物生態系破壊
遡河性魚類の遡上・渡り鳥の飛行ル－ト
への影響
自然環境保護地域等
強制移転・生計手段の喪失
地域経済の創出/貢献
公害等による住環境の悪化/伝統文化・
遺産の喪失
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
3
3
3
3
3
3
48
3
4
2
9
2
2
Nandipur,
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
3
3
3
3
3
3
48
3
4
2
9
2
2
Nooriabad Gas
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
3
3
3
3
3
3
48
3
4
2
9
2
2
Bhilli Gas
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
3
3
3
3
3
3
48
3
4
2
9
2
2
Baloki Gas
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
3
3
3
3
3
3
48
3
4
2
9
2
2
Haveli Bahadur
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
3
3
3
3
3
3
48
3
4
2
9
2
2
Thar Coal B-V
3
3
3
3
2
3
2
2
2
2
2
3
3
3
3
3
3
45
3
4
2
9
2
2
BQPS-2
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
3
3
3
3
3
3
48
3
4
2
9
2
2
Korangi
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
3
3
3
3
3
3
48
3
4
2
9
2
2
SGTPS-2
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
3
3
3
3
3
3
48
3
4
2
9
2
2
KGTPS-2
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
3
3
3
3
3
3
48
3
4
2
9
2
2
Bin-Qasim
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
3
3
3
3
3
3
48
3
4
2
9
2
2
Gul Ahmed
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
3
3
3
3
3
3
48
3
4
2
9
2
2
Tapal Energy
3
3
3
3
3
3
3
3
2
2
2
3
3
3
3
3
3
48
3
4
2
9
2
2
42
42
42
42
41
42
41
41
28
28
28
42
42
42
42
42
42
669
42
56
28
126
28
28
小合計
合計
669
自然環境　669x1/952
評価/0.70x4（A)
二酸化炭素排出量の増大
河川/海洋堆砂に伴う汚染・汚濁
温室効果ガス
日常生活環境
非自発的移転等
既水路の変更に伴う汚染・汚濁
Ｇｕｄｄｕ　Ｅｘｔ．　プロジェクト名
表土剥離
保護地域
陸域動物・魚類・
生態系
陸域植物・生態系
合計
重金属等の有害物質の漏出
眺望景観
騒音・振動
大気質
地球
環境
土壌処分（残土/石炭灰堆積地）
水質
小計
土壌侵食
土壌
社会環境
小計
地盤沈下
地質
自然環境
126
28
2.80
社会環境　126x1/168
評価/0.75x4（B)
3.00
地球環境　28x1/56
評価/0.50x4（C)
2.00
総合評価
（A+B+C)/3
2.60
（出典：JICA 調査団）
(b) マトリックス評価の分析
その他火力発電所の開発が自然
環境に与える環境影響度は、2.80、
社会環境に与える環境影響度は、
3.00、地球環境に与える環境影響度
は、2.00 で、環境社会配慮に与え
る総合的な環境影響度は、2.60 で
ある。
自然環境
（2.80）
（3.00）
社会環境
地球環境
（2.00）
総合評価
（2.60）
0
1
2
3
4
重大な直
接的な影
響で緩和
策が困難
なもの。
重大な直
接的な影
響で緩和
策が可能
なもの。
軽微な直
接的な影
響で緩和
策が可能
なもの。
軽微な影
響で、緩
和策を必
要としな
いもの。
正の便益
が見込ま
れるもの。
（出典：JICA 調査団）
図 8-6 環境社会配慮評価指数（その他火力発電）
8-12
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(c)
SEA から見たその他火力発電計画の評価
1)
自然環境への評価
2035 年までに開発が計画されている 14 か所の内、12 か所は、既存敷地内の拡張事業等であ
り、自然環境に及ぼす影響は軽微である。また、新設される 2 か所（Nooriabaad, Thar Coal Block
V）は、何れも小規模な施設で、周辺の自然環境へ与える影響は軽微である。
2)
社会環境への評価
発電所建設周辺には大規模な集落等が少ないため、粉塵、煤塵に伴う健康被害は懸念されな
い。また、発電所建設及び運転・保守に伴う、地域雇用の機会が増大し、“正の便益が見込ま
れる事業”として評価される。
3)
地球環境問題からの評価
計画される火力発電所は、環境悪化の恐れを軽減する緩和策として、高度の発電効率を有す
る発電量当たりの温室効果ガス（GHG）排出量の低い複合サイクルガスタ－ビン（CCGT）を
導入する計画であることから、軽微な直接的な影響で緩和策が可能な事業に相当するが、GHG
の発生を 100％削減することは不可能であることから、整備の優先度を低くすべき事業とみなさ
れる。
4)
総合評価
環境影響度は 2.60 で、環境社会配慮の観点からは、“軽微な直接的な影響で緩和策が可
能な事業”に相当する。
(5) 風力発電開発計画
(a)
マトリックス評価
ベースシナリオ案に含まれた整備計画プロジェクト 30 箇所の内、整備箇所が確定している 27
か所のプロジェクトの環境社会配慮に関する評価は表 8-7 の通りである。
8-13
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
環境影響評価マトリックス（風力発電）
河川/海洋堆砂に伴う汚染・汚濁
重金属等の有害物質による汚染
発電施設からの汚染物質の排出
発電施設からの騒音・振動
操業車両等からの騒音・振動
風景へのダメ－ジ
眺望景観へのダメ－ジ
森林破壊・植生破壊・植物生態系
破壊
動物生息地破壊・動物生態系破壊
遡河性魚類の遡上・渡り鳥の飛行
ル－トへの影響
自然環境保護地域等
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
*
*
*
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
*
*
*
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
*
*
*
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
*
*
*
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
*
*
*
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
*
*
*
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
*
*
*
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
*
*
*
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
*
*
*
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
*
*
*
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
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*
*
0
0
0
0
0
0
0
0
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0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
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0
0
0
0
0
0
*
*
*
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
*
*
*
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
*
*
*
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
*
*
*
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
*
*
*
81
54
79
81
54
79
79
81
81
27
81
54
0
81
54 27
81
合計
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
*
*
*
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
*
*
*
2
2
2
2
2
2
2
2
3
2
3
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
*
*
*
1074
81
81
56
2
8
8
8
8
8
8
8
9
8
9
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
1074
自然環境　1074ｘ1/1836
評価/0.58x4　（A)
合計
温室効果ガス
日常生活環境
非自発的移転等
40
40
40
40
40
40
40
40
37
40
37
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
地球
環境
二酸化炭素排出量の増大
既水路の変更に伴う汚染・汚濁
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
*
*
*
公害等による住環境の悪化/伝統
文化・遺産の喪失
表土剥離
保護地域
陸域動物・魚類・
生態系
陸域植物・生態系
重金属等の有害物質の漏出
眺望景観
騒音・振動
大気質
土壌処分（残土/石炭灰堆積地）
水質
土壌侵食
Gharo
Gharo
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Kuttikun
Jhimpir
Bhambhore
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
Jhimpir
未定
未定
未定
小計
地域経済の創出/貢献
小合計
地盤沈下
Foundation Energy-I
Foundation Energy-II
Three Gorges
Sapphire Wind Pow.
Metro Power
Sachal Energy
Yunus Energy
Hydro China
Tenaga　G/L
Master Wind
Zephyr Power
Gul Ahmed
Wind Eagle L-I
Wind Eagle L-II
HAWA Holding
United Energy
Jhimpir Wind
Tapal Wind
NBT Wind
Titan Energy
China Sunec
Tricon Boston-I
Tricon Boston-II
Tricon Boston-III
Burj Wind
Hartford Alternate
WesternEnergy
United Energy
Zaver Petroleum
Trident Energy
社会環境
小計
事業地
プロジェクト名
地質
土壌
自然環境
強制移転・生計手段の喪失
表 8-7
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
*
*
*
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
218
108
108
218
108
108
2.32
社会環境　218x1/324
評価/0.67x4（B)
2.68
地球環境　108x1/108
評価/1x4（C)
4.00
総合評価
（A+B+C）/3
3.00
（出典：JICA 調査団）
(b) マトリックス評価の分析
風力発電所の建設が自然環境に
与える環境影響度は、2.32 で社会環
境に与える環境影響度は、2.68、地
球環境に与える環境影響度は、4.00
で、環境社会配慮に与える総合的な
環境影響度は、3.00 である。
（2.32）
自然環境
（2.68）
社会環境
地球環境
（4.00）
総合評価
（3.00）
0
1
2
3
4
重大な直
接的な影
響で緩和
策が困難
なもの。
重大な直
接的な影
響で緩和
策が可能
なもの。
軽微な直
接的な影
響で緩和
策が可能
なもの。
軽微な影
響で、緩
和策を必
要としな
いもの。
正の便益
が見込ま
れるもの。
（出典：JICA 調査団）
図 8-7 環境社会配慮評価指数（風力発電）
8-14
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(c)
SEA から見た風力発電計画の評価
1)
自然環境への評価
開発計画されている風力発電所建設位置は、全て Sindh 州で、その 80%は、Jhimpir 地区に,
他は、Gharo(2), Bhambore(1), Kuttikum(1)に建設される。計画地は全て、国際的に主要な渡り鳥
の飛翔コ－スと定められている”Indus Flyway”のルート下に位置するため、これらの渡り鳥がブ
レ－ドや送電線に衝突するバ－ドストライクによる事故死が懸念される。
2)
社会環境への評価
発電所建設周辺には大規模な集落等が少ないため、騒音、振動、低周波、シャドー. フリッカー
等による地域社会への負の影響は懸念されない。しかし、施設の維持・管理に地域住民の雇用
が期待出来ない。
3)
地球環境問題からの評価
建設時点を別にすれば、風力発電は、温室効果ガス（GHG）の排出は、ゼロのクリ－ンエネ
ルギ－である。地球環境問題からは、整備の優先度を高くすべき事業とみなされる。
4)
総合評価
環境寄与度は、3.00 で、環境社会配慮の観点からは、“軽微な影響で、緩和策を必要としな
い事業“に相当する。
(6) 太陽光発電開発計画
(a)
マトリックス評価
ベースシナリオ案に含まれた整備計画プロジェクト 6 か所の環境社会配慮に関する評価は下
表の通りである。
表 8-8
環境影響評価マトリックス（太陽光発電）
発電施設からの汚染物質の排出
発電施設からの騒音・振動
操業車両等からの騒音・振動
風景へのダメ－ジ
眺望景観へのダメ－ジ
森林破壊・植生破壊・植物生態系
陸域植物・生態系
破壊
動物生息地破壊・動物生態系破壊
遡河性魚類の遡上・渡り鳥の飛行
ル－トへの影響
自然環境保護地域等
強制移転・生計手段の喪失
地域経済の創出/貢献
公害等による住環境の悪化/伝統
文化・遺産の喪失
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
2
3
3
49
3
4
3
10
4
4
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
2
3
3
49
3
4
3
10
4
4
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
2
3
3
49
3
4
3
10
4
4
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
2
3
3
49
3
4
3
10
4
4
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
2
3
3
49
3
4
3
10
4
4
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
2
3
3
49
3
4
3
10
4
4
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
12
18
18
12
18
18
294
18
24
18
60
24
24
294
自然環境　294x1/408
評価/0.72x4 (A)
二酸化炭素排出量の増大
温室効果ガス
日常生活環境
保護地域
眺望景観
大気質
水質
合計
非自発的移転等
重金属等の有害物質による汚染
3
3
陸域動物・魚類・
生態系
河川/海洋堆砂に伴う汚染・汚濁
3
3
騒音・振動
既水路の変更に伴う汚染・汚濁
3
3
土壌
表土剥離
合計
重金属等の有害物質の漏出
地球
環境
土壌処分（残土/石炭灰堆積地）
小計
土壌侵食
小合計
社会環境
3
地質
プロジェクト名
Quaid-e-Azam
（Phase-I)　100MW
Quaid-e-Azam
（Phase-II)　300MW
Quaid-e-Azam
（Phase-III)　600MW
M/s. Integrated Power
Solution 50MW
M/s.Jafri & Associates
50MW
M/s. Solar Blue
50MW
小計
地盤沈下
自然環境
60
24
2.88
社会環境　60x1/72
評価/0.83x4(B)
3.32
地球環境　24x1/24
評価/1x4 （C)
4.00
総合評価
（A+B+C)/3
3.40
（出典：JICA 調査団）
8-15
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(b) マトリックス評価の分析
太陽光発電所の建設が自然環
境に与える環境影響度は、2.88、
社会環境に与える環境影響度は、
3.32、地球環境に与える環境影響
度は、4.00 で、環境社会配慮に
与える総合的な環境影響度は、
3.40 である。
（出典：JICA 調査団）
図 8-8 環境社会配慮評価指数（太陽光発電）
(c)
SEA から見た太陽光発電計画の評価
1)
自然環境への評価
大規模太陽光発電（メガソ－ラ）の場合は、広大な敷地面積が、太陽光に遮断されることに
伴う地表の動植物の生育・生態に不可逆的な負の影響を及ぼす懸念がある。
2)
社会環境への評価
発電所建設周辺には集落等が少ないため、反射光に伴う地域社会への負の影響は懸念されな
い。施設の維持・管理に地域住民の雇用が期待できる。
3)
地球環境問題からの評価
建設時点を別にすれば、太陽光発電は、温室効果ガス（GHG）の排出は、ゼロのクリ－ンエ
ネルギ－である。地球環境問題からは、整備の優先度を高くすべき事業とみなされる。
4)
総合評価
環境影響度は、3.40 で、環境社会配慮の観点からは、“軽微な影響で、緩和策を必要としな
い事業“に相当する。
(7) バイオマス発電開発計画
(a)
マトリックス評価
ベースシナリオ案に含まれた整備計画プロジェクト 9 か所に関し、環境社会配慮に関する評
価は表 8-9 の通りである。
8-16
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 8-9 環境影響評価マトリックス（バイオマス発電）
河川/海洋堆砂に伴う汚染・汚濁
重金属等の有害物質による汚染
発電施設からの汚染物質の排出
発電施設からの騒音・振動
操業車両等からの騒音・振動
風景へのダメ－ジ
眺望景観へのダメ－ジ
森林破壊・植生破壊・植物生態系破壊
動物生息地破壊・動物生態系破壊
遡河性魚類の遡上・渡り鳥の飛行ル－ト
への影響
自然環境保護地域等
強制移転・生計手段の喪失
地域経済の創出/貢献
公害等による住環境の悪化/伝統文化・
遺産の喪失
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
3
3
3
3
50
3
4
3
10
4
4
ＲＹＫ　Ｍｉｌｌｓ
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
3
3
3
3
50
3
4
3
10
4
4
Hamza Sugar Mills
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
3
3
3
3
50
3
4
3
10
4
4
SSSJDBio energy
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
3
3
3
3
50
3
4
3
10
4
4
Kamalia Sugar Mills
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
3
3
3
3
50
3
4
3
10
4
4
Ａｌｌｉａｎｃｅ
Sugar Mills
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
3
3
3
3
50
3
4
3
10
4
4
Almoiz Industries
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
3
3
3
3
50
3
4
3
10
4
4
Layyah Sugar Mills
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
3
3
3
3
50
3
4
3
10
4
4
Etihad Power Gen.
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2
3
3
3
3
3
3
50
3
4
3
10
4
4
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
18
27
27
27
27
27
27
450
27
36
27
90
36
36
小合計
合計
450
自然環境　490x1/612
評価/0.80x4 （A)
社会環境　90x1/108
評価/0.83x4（B)
地球環境　36x1/36
評価/1x4（C)
二酸化炭素排出量の増大
既水路の変更に伴う汚染・汚濁
Ｃｈｉｎｉｏｔ　Ｐｏｗｅｒ
プロジェクト名
表土剥離
温室効果ガス
日常生活環境
非自発的移転等
合計
重金属等の有害物質の漏出
保護地域
陸域動物・魚類・生態系
陸域植物・生態系
地球
環境
土壌処分（残土/石炭灰堆積地）
眺望景観
騒音・振動
大気質
小計
土壌侵食
水質
社会環境
小計
地盤沈下
地質
土壌
自然環境
90
36
3.20
3.32
4.00
総合評価（A+B+C)/3
3.50
（出典：JICA 調査団）
(b) マトリックス評価の分析
バイオマス発電所の建設が自然
環境に与える環境影響度は、3.20、
社会環境に与える環境影響度は、
3.32、地球環境に与える環境影響度
は、4.00 で、環境社会配慮に与える
総合的な環境影響度は、3.50 である。
自然環境
（3.20）
（3.32）
社会環境
地球環境
（4.00）
総合評価
（3.50）
0
1
2
3
4
重大な直
接的な影
響で緩和
策が困難
なもの。
重大な直
接的な影
響で緩和
策が可能
なもの。
軽微な直
接的な影
響で緩和
策が可能
なもの。
軽微な影
響で、緩
和策を必
要としな
いもの。
正の便益
が見込ま
れるもの。
（出典：JICA 調査団）
図 8-9 環境社会配慮評価指数（バイオマス発電）
8-17
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(c)
SEA から見たバイオマス発電計画の評価
1)
自然環境への評価
サトウキビの茎、小麦の茎葉等を材料とする発電で、自然環境への影響は最小限である。
2)
社会環境への評価
原材料の収集、施設の維持・管理に地域住民の雇用が期待できる。
3)
地球環境問題からの評価
建設時点を別にすれば、バイオ発電は、温室効果ガス（GHG）の排出は、ほぼゼロに近いク
リ－ンエネルギ－である。地球環境問題からは、整備の優先度を高くすべき事業とみなされる。
4)
総合評価
環境影響度は、3.50 で、環境社会配慮の観点からは、“軽微な影響で、緩和策を必要としな
い事業“でありまた、限りなく“正の便益が見込まれる事業”に相当する。
8.3.2
SEA から見た各電源開発計画の優先シナリオ
2035 年までの電源開発計画を計画通り進めるにあたり、自然、社会、地球環境の 3 つの観点
から各事業の整備優先順位を下記に示す（図 8-10 および図 8-11 参照）。

人間生活環境保護（社会環境）優先シナリオ
人人間生活環境保護（社会環境）に配慮した電源開発の整備順位は、①太陽光発電 ①バイ
オマス発電③ガス火力発電 ④石炭火力発電 ⑤風力発電 ⑥水力発電（調整池式）⑦水力発
電（貯水式）となる。
1)
太陽光発電、バイオマス発電は、何れも 3.32 で、“正の便益が見込まれる事業”に相当し、
環境社会配慮を支援するものと判断される。これは、大気汚染、騒音、振動等の負の影響が
殆ど無い反面、地域住民の雇用が期待できるためと推測される。反面、風力発電は、施設の
維持・管理に地域住民の雇用が期待出来ないことから、社会環境への貢献度が少なくなり、
その結果、整備の優先順位も低くなっている。
2)
石炭火力発電（2.84）、ガス火力発電（3.00）は、整備地域が集落域から離れた所に位置する
ことにより、大気汚染、騒音、振動等の負の影響が殆ど無い反面、地域住民の雇用が期待で
きるため、“軽微な影響で、緩和策を必要としないもの”の範疇に収まっている。
3)
水力発電（貯水式）（2.60）は、住民移転、土地収用が懸念され、風力発電（2.68）は、騒音
の発生などの負の影響が懸念されることに加え、それを補う地域住民の雇用の機会の提供な
どの地域への貢献度が低いため、他の発電形態に比して、社会に与える負の影響は大きいが、
“軽微な直接的な影響で緩和策が可能な事業”と判断される範疇に収まっている。

自然環境保護優先シナリオ
自然環境保護に配慮した電源開発の整備順位は、①バイオマス発電 ②太陽光発電 ③ガス
火力発電 ④水力発電(調整池式) ⑤水力発電（貯水式）⑥風力発電 ⑦石炭火力発電となる。
4)
バイオマス発電（3.20）、太陽光発電（2.88）、ガス火力発電（2.80）の何れの発電も、“軽
微な影響で、緩和策を必要としない事業” に相当し、環境社会配慮との乖離が軽微である
と判断される。
5)
自然環境への負の影響度合いの最も高いのが石炭火力発電（2.12）で、最も低いのが、バイ
オマス発電（3.20）である。これは、計画されている石炭火力発電は、表土剥離、石炭灰の
堆積等による周辺の自然環境に負の影響を与えるためと推測される。風力発電（2.32）は、
石炭火力発電について影響度合いが高いのは、計画地がパキスタン南部の低層湿原地帯や湖
8-18
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
沼に隣接する地域に集中し、渡り鳥の飛行ル－トや水鳥の飛翔ル－トに当たるため、バ－ド
ストライク等の事故が懸念されることによるものと推測される。
6)
水力発電は、貯水式（2.60）、調整池式（2.64）の何れも自然環境影への負の響度が高くない
のは、計画の段階で、可能な限り、国立公園等の自然保護地域を避けていることに起因して
いるものと推測される。

地球環境保護優先シナリオ
地球環境保護に配慮した電源開発の優先順位は、①水力発電(調整池式) ①水力発電（貯水
式）①バイオマス発電 ①太陽光発電 ①風力発電 ⑥ガス火力発電 ⑦石炭火力発電となる。
7)
石炭火力発電（0.0）は、地球環境への負の影響度が高く、計画されるすべての石炭火力発電
所に発電効率が高く発電量当たりの温室効果ガス（GHG）排出量の低い最新技術（IGCC, -USC
等）を導入した場合にあっても、大量の GHG の排出は避けられないことから、地球環境保
全の視点からは、“重大な負の直接的な影響で、緩和策が困難なもの”とされ、環境上好ま
しくない発電形態と考えられる。さらに、 輸入炭を使用する 4 発電所（Jamshoro, Lakhra,
Port Qasim, Sahiwal）は、輸入港（カラチ）から鉄道による石炭の陸上輸送（鉄道）に伴う更
なる GHG の排出も懸念されるので、地球環境保全からは、開発の優先度を低くすべき事業
である。
8)
ガス火力発電（2.00）は、石炭火力に比して単位熱当たりの CO2 の排出（石炭：0.0247tc/GJ,
LNG : 0.0135tc/GJ）が約半分と少ないことから、“軽微な直接的な影響で緩和策が可能
な事業”に相当し、環境社会配慮との乖離が軽微なものと判断される範疇に収まっている。
（出典：JICA 調査団）
図 8-10 各種電源開発計画間の環境社会配慮に関する指数評価
8-19
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
（出典：JICA 調査団）
図 8-11 各種電源開発計画間の環境社会配慮指数のレーダーチャート
8.3.3
各種電源開発のマトリックス評価とその分析に基づく環境影響度
2035 年計画に盛り込まれた各種電源開発の自然環境・社会環境及び地球環境への個別評価・分
析結果と、これら３つの環境を平均し、“環境影響度”指数として表した結果は以下の通りであ
る。
表 8-10 各電源開発の“環境影響度”
指標
電源種別
水力発電 (貯水池式)
水力発電 (調整池式)
石炭火力
非石炭火力
風力
太陽光
バイオマス
8.3.4
環境種別環境影響度
環境影響度
自然環境
社会環境
地球環境
2.97
3.08
1.65
2.60
3.00
3.40
3.50
2.60
2.64
2.12
2.80
2.32
2.88
3.20
2.32
2.60
2.84
3.00
2.68
3.32
3.32
4.00
4.00
0
2.00
4.00
4.00
4.00
ベースシナリオの二酸化炭素排出量
CDM の観点から、CO2 の削減量を見てみると、風力発電は、100MW 発電所（Gharo-Keti Bandar）
で、年間 135,000 トンの二酸化炭素の削減に貢献出来る（AEDB, 2025-Power Sector Situation in
Pakistan）。
太陽光発電は、50MW 発電所（Cholistan, 発電量 79,147MWh）で、年間 41,500 トンの二酸化
炭素の削減に貢献できる（Pakistan CDM Executive Board）。
また、水力発電は、640MW（Azad-Pattan, 発電量 3,064GWh）で、年間約 140 万トンの二酸化
炭素の削減に貢献出来る。
2035 年までに、各電源開発計画が実現されれば、再生可能な各電源開発が削減する二酸化炭
素の年間削減量は、総出力10から推計すると、約 8,030 万 ton-CO2 と推計される（表 8-11 参照）。
10
各開発電力形態 が出力する年間電力量のデ－タがないため、総出力から推定した。
8-20
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 8-11 再生可能エネルギ－発電における CO2 削減量（京都プロトコ－ル CDM 積算）
風力発電
太陽光発電
水力発電
合計
削減量（t-CO2/）*
135,000t / 100MW
41,500t / 50MW
1,500,000t / 640MW
-
2035 年時開発量
2,201 MW
1,150 MW
32,589 MW
-
Note: * NEPRA Data
合計
2,971,350 ≒ 297 万トン
954,500 ≒ 95 万トン
76,380,468 ≒ 7,638 万トン
8,030 万トン
ベースシナリオの電源開発が実現すれば、パキスタン国の電力分野における二酸化炭素排出
原単位は現時点の 0.37 kg-CO2/kWh から石炭火力発電の開発促進に伴い 2020 年時点では 0.44
kg-CO2/kWh まで増加するが、水力発電の開発比率の増大に伴い、 2035 年時点では 0.38
kg-CO2/kWh まで低下する（図 8-12 参照）。
2010 年時点での代表的な国々の電力分野における二酸化炭素排出原単位と 2035 年時点のパ
キスタン国の二酸化炭素排出原単位を比較した結果を図 8-13 に示す。パキスタン国の 2035 年
時点における電源構成における水力発電、再生可能エネルギーなどの非化石燃料発電の占める
割合が 45.3%と大きいことから、二酸化炭素排出原単位 0.38 kg-CO2/kWh は日本、イタリアと同
程度となる。
（出典：JICA 調査団）
図 8-12 2016－2035 年の二酸化炭素排出原単位の推移（ベースシナリオ）
注) : パキスタン国は 2035 年時点の計算値、他国の値は 2010 年時点
（出典：日本電気事業連合会）
図 8-13 各国の二酸化炭素排出原単位比較
8-21
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
8.3.5
SEA から見たシナリオ代替案における設備出力と環境影響度
各種電源開発を行う場合は、その整備形態、供給力（MW）等の違いにより、周辺環境（社会
環境、自然環境及、地球環境）に与える影響度合いに相違がみられる。環境影響度の高いプロジェ
クト、すなわち、周辺環境への貢献度が高く評価される電源開発プロジェクトの優占率が高いシ
ナリオが、SEA 上の観点から“最も環境保全に配慮したシナリオ”案として推奨される。
表 8-12 は、各シナリオ案における、環境影響度合いを示したものである。
“ベ－スシナリオ案”、“南部系統への水力投入シナリオ案”、及び、“電力輸入取りやめシ
ナリオ案”の各環境影響度は、2.58、2.64、2.59 で、“南部系統への水力投入シナリオ案”が最高
点を示し、環境面から見た優先シナリオと判断される。“電力輸入取りやめシナリオ案”と“ベ
－スシナリオ案”が、それに続くが、両者の差は僅か 0.01 であり、環境面から見た貢献度は同等
のシナリオ案と判断される。
表 8-12 シナリオ代替案における供給力と環境影響度
電源タイプ
電源タイプの環境影響度
水力発電
貯水池式 ＊ 調整池式
2.97
3.08
火力発電
石炭
その他
再生可能エネルギー発電
風力
太陽光 バイオマス
1.65
3.00
2.60
3.40
合計
3.50
供給力（MW)
5,100
28,628
18,712
27,056
718
0
237
80,451
電源構成比
6.3%
35.6%
23.3%
33.6%
0.9%
0.0%
0.3%
100%
環境影響度
0.19
1.10
0.38
0.87
0.03
0.00
0.01
2.58
南部系統 供給力（MW)
への水力
電源構成比
投入シナ
リオ
環境影響度
5,100
32,270
15,070
27,056
718
0
237
80,451
6.3%
40.1%
18.7%
33.6%
0.9%
0.0%
0.3%
100%
0.19
1.24
0.31
0.87
0.03
0.00
0.01
2.64
供給力（MW)
5,100
29,628
18,712
28,056
718
0
237
82,451
電源構成比
6.2%
35.9%
22.7%
34.0%
0.9%
0.0%
0.3%
100%
環境影響度
0.18
1.11
0.37
0.88
0.03
0.00
0.01
2.59
ベースシ
ナリオ
電力輸入
取りやめ
シナリオ
環境面か
ら見た優
先度
2
1
2
注１）：既設貯水池式は貯水池の新設がないため調整池式に含み、Diamer Basha（4,500MW)とAkhori（600MW)計画地点のみ
注２）：電力輸入は当該国の環境に影響を与えないため除く
（出典：JICA 調査団）
8.3.6
パキスタン国の約束草案 (INDC)
パキスタン国は、“約束草案（INDC：Intended Nationally Determined Contributions）”を 2015
年 11 月に国連気候変動枠組条約事務局に提出し、同年 12 月の COP21 パリ協定（the Paris
Agreement）で採択された。採択されたパキスタン国の“約束草案”は、７項目の公約より構
成される。その一項目として、「しかし、パキスタン国は、自由な経済活動、気候変動対策
にかかる国際的なファイナンスや技術移転、人材育成が構築された環境下で、自国の温室効
果ガス排出量のピ－クを迎えた後に排出量を減少させる施策を採ると約束する。よって、パ
キスタン国は、温室効果ガスの排出量に関しては、信頼に足り得るデータが整備された時点
で、明確な削減目標値を公約することとする。」と述べており、2020 年における排出量削減
目標値は明記されていない。
電力セクターについては、今回策定された電源開発ベースシナリオに基づき電源開発が進め
ば、図 8-2 に示すように、電力セクターの二酸化炭素排出原単位は 2020 年の 0.44 kg-CO2/kWh
をピークとし、
その後水力発電の電源構成比率の増大に伴い徐々に低下し、2027 年以降は 0.38
kg-CO2/kWh 程度で推移する見通しである。このことから、INDC の排出量削減施策の一つと
して有効であると思われる。
8-22
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
8.3.7
初期調査結果
(1) 環境保全地域等の現状
(a)
自然環境保全地域等
自然環境保全地域等の指定箇所を下表に、位置図を図 8-14 に示す。
表 8-13 自然環境保全地域等の指定箇所数
州・管理区
国立公園
Punjab
Sindh
KP
Balochistan
Capital
Gilgit Baltistan
AJK
Total
4
1
6
2
1
5
7
26
野生動物
保護区
40
33
3
13
1
6
96
野生動物
管理区
21
13
36
6
1
9
7
93
面積
(ha)
1,737,265
1,755,600
817,706
1,506,843
94,186
2,182,830
6,518,700
14,613,490
（出典：Conservator of Wildlife in MOCC）
(b) ラムサール湿地地域
国際的に重要な湿地およびそこに生息・生育する動植物の保全を促進することを目的とし、
ラムサ－ル条約に基づきパキスタン国において指定された湿地を下表に、位置図を図 8-15 に示
す。
表 8-14 ラムサール湿地指定区域箇所数
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
名称
Astola (haft Talar Island)
Chashama Barrage
Deh Akro-II Desert Wetland
Complex
Drigh Lake
Haleji Lake
Hub Dam
Indus Delta
Indus Dolphin Reserve
Jiwani Coastal Wetland
Jubho Sujawai Lagoon
Kinjhar Lake
Miani Hor
Nurri Lagoon
Ormara Turtle Beaches
Runn of Kutch
Tanda Dam
面積(ha)
15,000
34,099
20,500
州・管理区
164
1,704
27,000
472,800
125,000
4,600
706
13,468
5,500
2,540
2,400
566,375
405
Sindh
Sindh
Sindh Balochistan
Sindh
Sindh
Balochistan
Sindh
Sindh
Balochistan
Sindh
Balochistan
Sindh
Khyber Pakhtunkhwa
Taunsa Barrage
Thanedar Wala
Uchhali Complex
Total
6,576
4,047
1,243
1,304,127
Punjab
Khyber Pakhtunkhwa
Punjab
Balochistan
Punjab
Sindh
8-23
地方
備考
Mianwali
Sujawal
Thatta
Lasbela
Badin
Atlas
Kohat
Atlas
Wild/Sanc
Atlas
Muzaffargar
Bannu
Khushab
（出典： MOCC）
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(c)
世界自然保護基金(WWF)が指定するパキスタン国内の重要生態系地域
世界自然保護基金（WWF）は、地球上で、多種多様な固有種（地球上の他の地域では見られ
ないもの）が生息する地域を、陸域エコリージョン（＝生態系地域）として、指定しその保全
を図っている。2014 年現在地球上で 200 か所が指定され、パキスタン国においては、下表の 5
か所が指定されている。位置図を図 8-16 に示す。
表 8-15
No.
Ecoregion
WWF が指定する重要生態系地域
Ecozone
Biome
Region
1
Arabian Sea
Indomalayan
Mangrove
West of coastal area of Sindh
2
Indus River Delta
Indomalayan
Mangrove
West of coastal area of Sindh
3
Rann of Kutch
Flooded Grassland
Indomalayan
4
Tibetan Plateau
Steppe
Indomalayan
5
Westan Himalayan
Temporate Forest
Indomalayan
Flooded grasslands
and savannas
Temperate
broadleaf and
mixed forests
Temperate
Coniferous forests
East of coastal area of Sindh
West Himalaya
(Azad Kashmir,north Punjab,
north Khyber Pakhtunkhwa)
West Himalaya
(Azad Kashmir, north Punjab,
north Khyber Pakhtunkhwa)
（出典：WWF
8-24
Global 200 in pakistan）
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
図 8-14 自然環境保全指定地域図
8-25
（出典：Conservator of Wildlife in MOCC）
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
図 8-15 ラムサ－ル湿地指定地域図
8-26
（出典：Conservator of Wildlife in MOCC）
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
（出典：WWF
Global 200 in pakistan）
図 8-16 WWF が指定する重要生態系地域
(2) 民族等の構成割合とその分布状況
パキスタン国は、多数の少数民族も含めた多民族国家である。
主要民族は、国民の約半数を占めるパンジャブ人とそれに続くパシュトゥ－ン人、シンド人、
バロ－チ人の 4 民族で構成されている。民族の構成割合及び国内分布の状況については、表 8-16
および図 8-17 に示す。
表 8-16
No.
1
2
3
4
5
6
7
Total
Language
Punjabi
Pashto
Sindhi
Saraiki
Urdu
Balochi
Others*
民族等の構成割合の現状
Population (2008） Ratio(%)
76,367,360
44.17
29,342,892
16.97
21,755,908
12.64
18,019,610
10.42
13,120,540
7.59
6,204,540
3.59
8,089,150
4.62
172,900,000
100
Others*:Kashmiris,Hindkowans,Kalash,Burusho,Barahui,Khowar,Shina,Balti,Turwalis
（出典: Wikipedia）
8-27
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
（出典：Wikipedia）
図 8-17 パキスタン国の民族分布の現状
(3) 電力開発予定地点の現況
(a)
大規模水力発電所計画地と自然・社会環境の現状
大規模水力発電所（50MW 以上）計画地と建設が周辺の自然及び社会環境に及ぼす影響等に
ついて表 8-17 に示す。
8-28
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
表 8-17
Province
GilgitBaltistan
AzadJammu &
Kashmir
No.
Project
Installed Executiv
Capacity
e
Project
(MW)
Agency Status
1 Bunji
2 Diamer Basha Dam
3 Phander
(TOTAL)
1 Mangla
(TOTAL)
1 Neelum Jhelum
2 Jagran-III
3 Kohala
4 Azad-Pattian
5 Mahl
6 Patrind
7 Chakoti-Hattian
8 Rajdhani
9 Sehra
10 Gulpur
11 Kotli
12 New Bong Escape
(TOTAL)
1a Tarbela
1b Tarbela 4th Ext: HPP
1c Tarbela 5th Ext: HPP
2 Warsak
大規模水力発電所計画地点の自然・社会環境の現状
7,100
4,500
80
11,680
1000
1,000
969
90
1100
650
590
150
139
132
130
100
100
84
4,234
WAPDA Imple.
WAPDA Imple.
WAPDA(GB)
Imple.
WAPDA Ope.
WAPDA Imple.
HEB/AJ&K
Imple.
PPIB
Imple.
PPIB
Imple.
PPIB
Imple.
PPIB
Imple.
PPIB
Imple.
PPIB
Imple.
PPIB
Imple.
PPIB
Imple.
PPIB
Imple.
PPIB
Imple.
X
No protected area
No protected area X
No protected area
No protected area
No protected area
No protected area
No protected area
No protected area
No protected area
Mahseer Breeding Site
Mahseer Breeding Site
X
No protected area X
Compl. Storage Dam Jhelum
170
X
X
X
X
X
X
X
X
Completed
2016 Run of River Nelum Jhelum
Run of River Jagran nullah
Run of River Jhelum
2020 Run of River Jhelum
Run of River Jhelum
2017 Run of River Kunhar
Run of River Jhelum
Run of River Poonch
Run of River
2019 Run of River Poonch
2022 Run of River Poonch
Run of River Bong Escape,
Operational
NOC accorded
Feasibility Study
Storage
2017 Storage
2018 Storage
feasibility study
under construction
feasibility study
DED
DED
3478 WAPDA Ope.
1410 WAPDA Imple.
1450 WAPDA Imple.
No protected area
No protected area
No protected area
X
X
240 WAPDA Ope.
No protected area
X
Operational
Storage Dam Kabul
No protected area
X
Operational
Run of River Swat
3 Malakand-III
81 SHYDO Ope.
(TOTAL)
6,659
1a Dassu
4320 WAPDA Imple.
1b Dassu(1st stage)
(2160) WAPDA Imple.
2 Chor Nullah System
1176 WAPDA Imple.
3 Muhmand Dam
660 WAPDA Imple.
4 Spat Gah (lower)
567 WAPDA Imple.
5 Spat Gah (middle)
501 WAPDA Imple.
6 Spat Gah (upper)
273 WAPDA Imple.
7 Duber Khwar
130 WAPDA Ope.
8 Kayal Khwar
125 WAPDA Imple.
Khyber
121 WAPDA Ope.
Pakhtunkhwa 9 Allai Khwar
10 Golen Gol
106 WAPDA Const.
11 Kurram Tangi dam
83 WAPDA Imple.
12 Khan Khwar
72 WAPDA Ope.
14 Sharmal
115 SHYDO Imple.
15 Matiltan
84 SHYDO Imple.
16 Koto
52 SHYDO Imple.
17 Suki kinari
840 PPIB
Imple.
18 Kaigah
548 PPIB
Imple.
19 Asrit-kedam
215 PPIB
Imple.
20 Kalam-Asrit
197 PPIB
Imple.
21 Madian
157 PPIB
Imple.
22 Shushghai-Zhendoli
144 PPIB
Imple.
23 Gabral Kalam
137 PPIB
Imple.
24 Shogo-Sin
132 PPIB
Imple.
(TOTAL)
10,755
1 Ghazi Barotha
1450 WAPDA Ope.
2 Chashma
184 WAPDA Ope.
(TOTAL)
1,634
1 Jinnah
96 WAPDA Imple.
2 Akhori Dam
600 WAPDA Imple.
3 Karot HPP
720 PPIB
Imple.
Punjb
4 Taunsa HPP
120 PPOB
Imple.
(TOTAL)
1,536
0
0
Balochistan
Thakot
2800
Sindh
KPK
Lawi
69 PPIB
Imple.
KPK
Middle Palas
373 PPIB
Imple.
KPK
Upper Palas
160 PPIB
Imple.
注）
Environment
Remarks
Nature
Social
Approval of EIA
Protected area
Resettlement
Target
Type of
Rivers
a
b
c
0 <100 100<
A
B
C Year
No protected area
600
X
?
Run of River Indus
No protected area
29000
X
2025 Storage Dam Indus
No protected area
X
X
2016 Run of River Phander
Kaigah Nature Reserve
Kaigah Nature Reserve
Tropogon Reserve Pallas
No protected area
No protected area
No protected area
No protected area
No protected area
No protected area
No protected area
No protected area
No protected area
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
3610
X
X
Approved
Approved
Not accorded
NOC accorded
Not Accorded
Not Accorded
Not Accorded
Not accorded 1997
Accorded
Accorded 2000
Accorded 2009
Accorded
EIA in 1996
Sensitive Kaghan valley sanctuary
X
No protected area
Ramsar wildlife sanctuary
No protected area
3 widlife protected areas
Ramsar site
X
No protected area
Run of River Mainstrem Indus
2020 Run of River
Run of River Chor Nullah
Storage Dam Swat
Run of River Spatgah
Run of River Spatgah Nullah
Run of River Spatgah
Run of River Duber Khwar
2017 Run of River Kayal Khwar
Run of River Allai Khwar
2018 Run of River Golen Gol
2017 Storage
Kurram
Run of River Khan Khwar
Prop.
Run of River
Run of River
2020 Run of River Kunhar
F/S
Run of River Kaigah
Prop.
Prop.
F/S
Prop.
Prop.
Prop.
899
X
Indus
Indus
Indus
Approval accorded Comp.
Comp.
Run of River Indus
RoR/Storage Indus
NOC accorded
Comp. Run of River Indus
55000 Not yet
Storage
Indus
NOC accorded
2022 Run of River Jhelum
200 NOC accorded 2014
Indus
X
F/S
No protected area
Palas valley protected area (Tragopan
X
- biodiversity
EIA completed
hotspots)
Palas valley protected area (Tragopan
X
- biodiversity
EIA completed
hotspots)
Run of River Indus
Run of River
Run of River
Run of River
:2025 年までに供用開始の可能性が高い水力発電所。
（出典：WAPDA）
8-29
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(b) 石炭火力発電所開発計画
2022 年供用開始を目標に、現在計画が進行中の石炭火力発電所開発計画の位置図を図 8-18 に
示す。
（出典：TCEB 資料に基づき JICA Project Team が作成）
図 8-18 石炭火力発電所計画地点
(c)
風力発電開発予定地域
パキスタン国政府は、2020 年までに 3,150MW の風力発電開発を計画しており、2015 年
時点で、図 8-19 に示す南パキスタン・シンド州の 47 の候補地で環境影響調査が準備または
実施されている（米国再生可能エネルギ－研究所-NREL-）。47 候補地の内、27 か所（表
8-7 環境影響評価マトリックス-風力発電-参照）で具体的な開発が進んでおり、2016 年には、
900MW の出力が供給される計画（CPPAGL）である。
8-30
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Balochistan
Sindh
(出典：NREL’s SARI-Energy Activities)
図 8-19 風力発電計画地点
8-31
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(出典：NREL’s SARI-Energy Activities)
図 8-20 パキスタン国内風力発電適地分布図
8-32
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Chapter 9
9.1
9.1.1
提 言
新組織・体制
中長期電力設備開発計画（電力マスタープラン）の立案と実施
現状のパキスタン国の電力およびエネルギーセクターの組織・体制はかなり複雑であり、電力は
MWP、一次エネルギーは MPNR の所管となっており、相互調整ができていない状況である。
電力セクターにおいては、発送配電分野がそれぞれ分離独立しており、発電分野は国営企業と民
間企業に分かれ、国営企業は水力発電が WAPDA、火力発電が GENCOs（民営化の方向）、原子力
発電が PAEC により開発運営されている。送変電の開発運営および系統運用は NTDC による一社独
占となっている。また、配電分野は DISCOs（民営化の方向）により開発運営されている。
電力は基本的に生産と消費が同時に行われるものであるため、電力マスタープラン（LCP）の策定
に当たっては生産（発電）～消費（配電）までの経費を総合的に勘案して最適化する必要がある。
また、電力インフラ整備には 5~7 年の期間を要することから、中長期の需要想定および開発計画の
立案と実施が重要である。しかし、現状では上記電力設備開発ならびに実施に関する責任の所在が
あいまいになっているため、一元的に計画・実施管理する組織・体制を整える必要がある。
他方、上記の実施に当たっては、一次エネルギー供給計画、電力需要想定、電源開発計画（水
力発電、火力原子力発電、再生可能エネルギー発電）、送変電設備拡張計画、経済財務分析、
戦賂的環境影響評価と多岐にわたる技術と知識が必要である。
今後、本調査のベースシナリオの中長期電力設備開発計画に基づき、9.2 章以降に述べる提言
事項を踏まえて適宜見直す必要がある。特に、中長期送変電設備拡張計画については早急に策
定する必要がある。
さらに、今回の電力マスタープランに引き続き、施策が遅れている地方電化ならびに省エネ
については今後計画立案・実施する必要があると考えるが、これについても関連する技術と知
識を有する新たな機関が中心的な立場で実施することが望ましい。
9.1.2
最小費用電力設備運用
上記中長期電力設備開発計画に基づき最小費用電力設備運用を実施する必要がある。そのた
めには、電力の安定供給のための周波数調整、電圧調整はもとより、事故時の対応、点検補修
計画の立案、さらに最経済的な各電源の需要への当てはめ計画などを策定し、効率的な設備運
用 を実施する必要がある。
従って、導入された SCADA システムの効率的・効果的な活用も念頭に置きながら、上記最
適設備運用技術を NPCC が修得し、向上させる必要がある。
9.2
9.2.1
電力需要予測および一次エネルギー供給分析
電力需要想定
(1) 電力需要実績データの収集・分析
電力需要の負荷率の予測に当たっては、過去の日負荷曲線の変化のトレンドから想定するの
が一般的である。しかし、入手できた各 DISCO の毎時平均の電力需要データは 2014 年 1 月～
12 月 1 年間分のみである。今後は各 DISCO の毎時平均（8760hr）の電力需要データを収集・蓄
積するとともに、各月の最大電力需要日、平日、休日の日負荷曲線を分析する必要がある。
9-1
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
また、パキスタン国は南北に長く各 DISCO における最大電力が発生する時聞帯が異なること
から、全国の最大電力を求める場合は各 DISCO の不等時性についても分析することが必要であ
る。
さらに、最大電力を予測する方法として工業分野、商業分野、家庭分野など分野毎の日負荷
曲線の実績および分野毎の販売電力量予測結果に基づき、各分野の日負荷曲線を積み上げるこ
とにより、各系統の日負荷曲線を想定する方法がある。それを行うためには分野毎の日負荷曲
線データを収集・蓄積し、分析する必要がある。
(2) 省エネルギー
本調査における電力需要予測では､省エネルギーならびに DSM の目標ならびに効果が不明で
あるため考慮していないが､今後は省エネルギーマスタープラン調査を実施し､電力需要想定に
織り込むことが必要である。
9.2.2
一次エネルギー供給分析
一次エネルギー需給バランスは MPNR の管轄下であり、また、石油に関しては DGOil、ガス
に閲しては DGGas、国内炭は TCEB の管轄となっており、電力を含めた統一的なエネルギー需
給計画が見当たらない。従って、エネルギーの多様化を含めたエネルギーセキュリティを目標
としたマスクープランを策定することが望ましい。その際、タイトガス／シェールガスなど国
内資源の賦存量と開発可能性（価格、生産量）に関する調査結果についても考慮する必要があ
る。
9.3
9.3.1
電源開発計画および送電開発計画
電源開発計画
(1) 最小費用発電計画
本調査におけるベースシナリオに基づき、以下の（2）～（5）の検討を踏まえて具体的な個々
の地点の開発優先順位づけを行い、開発パターンの見直しを図ることが望ましい。
また、本調査で検討した 3 つの代替案シナリオについては、それぞれ現実性、経済性等を再
検討した上で、最終的に判断することが望ましい。
(2) 水力発電計画
既設水力発電設備については各月の常時（尖頭）出力、平水年の各月の可能発電電力量、最
低力、事故停止率、所内ロス率、AFC 運転範囲、年間補修日数（年間で点検などにより計画的
に停止する日数）、運用面の制約条伴（洪水調整のためのダム水位の低下、灌漑用水として放
水義務等）に関するデータを収集・分析する必要がある。
また、1,000MW を超える大規模水力開発地点の計画立案に当たっては電力需給の当てはめを
行い経済性比較により、発電形式、最適規模、調整能力（日間・週間調整、季節間調整）を決
定 する必要がある。
さらに、同一水系にシリーズ開発する場合は、総合的な水運用を考慮した上で各地点の開発
規模、開発順位等を決定する必要がある。特に、Tarbela HPP､ Mangla HPP の上流域に開発され
る Dasu HPP､ Basha HPP などの貯水池を有する発電所は下流の Tarbela 貯水池によって逆調整が
できるため、発電専用の調整運転が可能であること、また、その下流に位置する流れ込み式水
力発電所も上流貯水池で調整された放流水を利用して発電することから、同様のピーク発電運
転 が可能となることを考慮する必要がある。
9-2
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
(3) 火力発電計画
燃料種別、供給力、発電効率（100%､75%､50% 出力時）、最低負荷率、深夜停止、週末停止
の可否、事故停止率、所内ロス率、AFC 運転範囲、年間補修日数、運用面の制約条件（燃料の
引き取り義務、IPP からの電力引き取り義務等）に関するデータを収集・分析する必要がある。
新規開発地点については、燃料輸送コスト、需要地からの距離（電源線の延長）、機器輸送
ルート、冷却水の確保、自然社会環境配慮等（IEE）の条件を総合的に勘案して開発優先度付け
を行うとともに、F/S ならびに EIA を実施する必要がある。
(4) 再生可能エネルギー発電計画
太陽光発電は昼間のみの発電であり、一方、パキスタン国のピーク電力は 19 時～20 時に発生
することから、供給力としては寄与しない。また、太陽光発電および風力発電の発電電力は天
候により大きく変動することから、系統安定度（周波数、電圧の変動）を確保するためのアン
シラリーサービス機能（自動周波数制御；AFC、瞬動予備力 Spinning Reserve など）を別途保有
する必要がある。
他方、USAID のエネルギー政策プログラムの一環として再生可能エネルギーの導入可能
量に関する検討報告書 “Study to Determine the Limit of Integrating Intermittent Renewable
(wind and solar) Resources onto Pakistan's National Grid” が 2015 年 11 月に作成されている。
地球温暖化防止の観点からは再生可能エネルギー発電を積極的に導入することが望ましいが、
上記検討報告書によれば、風力発電および太陽光発電の合計設備出力は系統規模の約 10％以下
であれば、マイナーな送変電設備の増強で系統安定は保たれる。従って、風力および太陽
光の総設備出力が系統規模の 10％を超える場合には、上記と同様な検討を行い、系統安定
化のための送変電設備等の増強の費用対効果を勘案して上限値を決定する必要がある。
(5) 電力輸入
5. 3. 2 (3) 節で述べように電力輸入は供給信頼度（長距離送電による事故率の増大、海外依存
度の増大）および経済性（長距離送電による送電線費用および送電ロスの増大）の観点から、
極力避けることが望ましい。特に、パキスタン国は豊富な水力発電ポテンシャルを有しており、
今後 30GW 以上開発可能であることから、エネルギーセキュリティの観点からも水力発電を電
源とする電力輸入は今後避けるべきである。
9.3.2
送電開発計画
(1) 基本的な検討事項
最適な送電開発計画は、設備及び系統の現況を正確に把握する事が基本条件であり、まず、
基幹系統に関して電力潮流も含め系統の現状を把握する事が重要である。
送電開発計画では、発電計画および需要予測に基づき、電力潮流の大まかな傾向を把握した
上で、それらを基幹系統に当てはめることにより、短期、中期および長期の送電計画を策定す
る必要がある。また、この長期計画を基に、逆に中期および短期計画を見直すことも必要であ
る。
なお、電力需要の大幅な増加に対し、短期間で対応できる Gap 電線の採用を考慮することが
望ましい。Gap 電線は既存鉄塔をそのまま使用し電線を張替えるだけで送電容量を倍以上にで
きるため、環境影響評価の省略および建設期間の大幅短縮が可能となる。
計画策定にあたっては、その時点における、電力設備の状況、特に関連設備の残存耐用年数
等を正確に把握する必要がある。このためにも、設備台帳の整備が必要である。なお、高い供
給信頼度を確保するためには、予防保全技術の導入が望まれる。
9-3
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
一方、電力損失の低減及び発電設備の有効利用を促進するため、変電所の力率は 0.95 以上、
電圧は公称電圧よりも高い電圧で運用することが望ましい。また、NTDC の技術基準に下記項
目を含め、技術仕様等の統一を図る必要がある。
1)
2)
3)
4)
5)
6)
7)
8)
9)
10)
11)
12)
適切な後備保護方式の確立
計器類の定期的な校正の実施
主要需要地域の Load Map の作成
母線または送電線の無電圧時における関連遮断器の確実な開動作の確保
負荷時タップ切替器（OLTC）の自動運転の採用
汚損区分図、地域別自然条件及び震央マップの共有化
データベースの構築
各設備の耐用年数の設定
基幹変電所の単線結線図の整備
変電所名の統一および電圧階級別の色の統一等
高調波に関する基準の設定
AC765kV の標準送電容量の設定
(2) 中長期送変電設備拡張計画の策定調査
本案件においては、電源計画を基に、送変電設備の概算投資額算出を目的に、2025 年および
2035 年のグリッドマップ作成（500kV 以上）を行った。今後、より正確な NTDC 系統（220kV
以上）の送変電設備拡張計画作成のためには、以下の項目に関する調査が必要である。
1)
2)
3)
4)
5)
6)
既設送変電設備の正確な各種データの入手
需要予測、電源計画を基に、将来における送変電設備拡張後のグリッドマップの策定
なお、以下の系統解析による検討に基づき、供給信頼度の維持が可能となるグリッドマップ
策定を行う。
① 潮流計算
② 短地絡計算
③ 安定度計算
直流送電設備や 765kV、1,000kV 交流送電設備、PSS（系統安定化装置）および FACTS（フ
レキシブル交流送電システム）などの新技術導入の効果の検証。有効な手段と判断された場
合のグリッドマップへの取り込み。
上記の検討に必要となる系統解析データのレビュー。必要により、データ構築の支援。
主要送変電設備設置予定地に関する現地踏査を含む調査
年度毎の送変電設備拡張計画の作成、必要投資額の算定
加えて、最優先プロジェクトの基本設計まで実施する場合、以下の項目が必要となる。
7)
8)
9)
上記の計画に基づき、プロジェクト毎の仕分け、必要投資額の算定
策定した選定基準に基づく優先プロジェクトのリスト化、最優先プロジェクトの抽出
最優先プロジェクトの実施体制の検討
送変電設備拡張計画策定業務の中に最優先プロジェクトの基本設計や技術移転を含む場合は、
過去の類似案件を参考に必要となる業務量を見積もると全体で 38MM 程度と想定される。
なお、最優先プロジェクトの基本設計や技術移転を含まない場合 (上記の 1) から 6) の業務)
の業務量は、25MM 程度が必要と想定される。
9-4
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
9.4
経済財務分析
(1) 電力料金改革の継続と電気料金回収の強化
NEPRA Determined Tariff は総括原価方式に基づいており、適切な運用がなされれば、コスト
リカバリーにより電力セクターへの再投資が可能となる。しかしながら、実際の料金回収はコ
ストリカバリーを下回る状態が続いており、循環債務が生じる原因となっている。料金回収が
不十分な理由として、本報告書では①適正水準より低い小売料金が設定されているが、補助金
支払が滞りがちなこと、②民間セクターと公的セクターで料金未払いが増加していること、③
高水準の配電ロス、の 3 点を指摘した。
上記①の点に関しては、電力料金改革を通じて補助金が削減される方向にあることから、引
き続き今後も現行方針に沿って改革を進めることが適切である。上記②に関しては、配電分野
において料金回収を行う職員の能力向上が肝要となる。DISCO の自助努力が必要となると同時
に、ドナー側の支援が行われることが望ましい。上記③に関しては料金回収の改善と並行して
配電分野での老朽施設の更新を進める必要がある。さらに、②及び③に関して改善を進めるに
は、現況の適切な把握が必要となるため、DISCO の人的資源や設備状況についてさらに調査を
行う必要がある。
(2) パキスタン政府による積極的な投資
前述の通り、電気料金の回収が不十分であるため、設備投資が先送りにされる状態が続いて
おり、電力設備に対して莫大な投資需要が積み上がっている。その結果、本計画の初期段階に
は必要投資額が極めて大きなものとなり、投資資金ギャップは 2020 年台半ばまで大きい状態が
続くことが予想される。発電、配電分野での民営化が進められているが、民間企業からの一定
の投資も期待されるものの、パキスタン政府による電力セクターへの積極的な投資が望まれる。
発電、送電、配電のすべての分野において投資資金ギャップが生じることが予想される。発
電容量の増加により、送配電設備の増強も必要となっている。発電については必要投資額が大
きい反面、幅広く資金調達が行われており、必要投資額の 8～9 割が資金調達される見込みであ
る。送電、配電については必要投資額が発電と比べて少額となるものの、向こう 5 年間では資
金調達が必要投資額の 5 割に満たない状態となる。特に送電に関しては、民営化の対象となら
ないため、公的な支援を必要とする状況にある。そのため、パキスタン政府による電力セクター
への投資に際しては、発電分野の投資状況を考慮し、送電分野にも適切な資金配分がなされる
よう留意する必要がある。
(3) ソフトローンの活用
本報告書では資本回収係数の算出にあたり一般的に使用される割引率（10％）を前提とした。
実際にはソフトローンを活用することで、割引率と資本回収係数を引き下げ、電力の総括原価
を分析結果よりも引き下げることが可能となる。また、金利の低下により国有企業の設備投資
を促進する効果ももたらされる。資金調達にあたっては、電力料金の低下及び円滑な資金調達
の 2 つの観点から、ソフトローンを有効活用し、パキスタン政府内部の転貸金利も抑えること
を検討すべきである。
9-5
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Chapter 10
技術移転
10.1 エネルギー需給分析 / 電力需要予測
第 5 次現地調査においてエネルギー需要ならびに電力需要予測支援ツールである Simple-E に
ついて 4 日間のセミナーを開催し、電力需要想定モデルの構築、入力方法、結果の評価など電
力需要予測に関する技術移転を行った。
10.2 電源開発計画および送電開発計画
(1) 電源計画策定支援ツールの移植ならびに技術移転
第 3 次、4 次および 5 次現地調査において電源開発計画手法ならびに電源計画策定支援ツール
（PDPAT II および RETICS）を NTDC カウンターパートに技術移転した。第 4 次および第 5 次
現地調査において、それぞれ 2 日、4 日間にわたるセミナーを開催し、データ入力方法、計算ロ
ジック、計算方法ならびに計算結果出力方法など計画策定に関する一連の技術移転を行った。
(2) 送電開発計画
NTDC が実施した 2021-22 年度における送変電網拡張計圃の PSS/E による系続解析の入力条
件および解析結果をレビューするとともに、解析評価に関する留意点などを指導した。
10.3 ワークショップの開催
10.3.1 第 1 回 Workshop
第 1 回 Workshop は 2014 年 12 月 17 日に NTDC の主催により、Islamabad Club で開催した。
本プロジェクトの関係機関ならびにドナー機関（WB, ADB, USAID）を招待し、JICA 調査団
から以下の議題について発表し、質疑応答を行った。参加者は 58 名であり、活発な議論が行な
われた。
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日本の電力事情
一次エネルギー需給分析ならびに電力需要想定
電源開発計画の方法
送変電開発計画の方法
戦略的環境影響調査の方法
また、最後に調査団から電力開発シナリオについてディスカッションペーパーを説明し、そ
れに対し以下のような意見が寄せられた。
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海外からの電力輸入計画（CASA-1000）の進捗を調査し、計画に織り込んでもらいたい。
負荷制限による潜在需要を的確に評価し、電力需要予測に反映してもらいたい。
再生可能エネルギー発電についても考慮してもらいたい。
パキスタン国計画委員会が作成した “Integrated Energy Plan 2022” をレビューしてもら
いたい。
原子力発電所の開発計画 “nuclear plan 2013-2017” を反映してもらいたい。
NTDC の直流送電計画についてレビューしてもらいたい。
10-1
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Presentation on PDP
Presentation on TDP
Presentation on SEA
Q&A session
Tea Break
Closing Remarks
10.3.2 第 2 回 Workshop
第 2 回 Workshop は 2015 年 6 月 9 日に NTDC の主催により、Faletti’s Hotel in Lahore で開催
した。
本プロジェクトの関係機関ならびにドナー機関（WB, ADB, USAID）を招待し、JICA 調査団
から以下の議題について発表し、質疑応答を行った。参加者は 84 名であり、活発な議論が行な
われた。
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
一次エネルギー需給分析ならびに電力需要想定
電源開発計画の方法
送変電開発計画の方法
戦略的環境影響調査の方法
電力開発シナリオ（基本、代替）
また、最後に NTDC 調査団から電力開発シナリオについてディスカッションペーパーを説明
した。閉会の言葉として NTDC の BOD（Board of Director）から以下のコメントがあった。


統一的な政策を決定するために最小費用開発計画は重要である。
2008 年以降パキスタンが直面している電力不足の現状を打破するためにはこういった
開発計画が必要である。
10-2
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
Opening Remarks (MD)
Presentation on PDP
Presentation on PSDP
Presentation on SEA
Presentation on Senarios
Q&A Session
Q&A Session
Lunch Break
Closing Remarks (BOD)
10.3.3 第 3 回 Workshop
第 3 回 Workshop は 2015 年 11 月 5 日に NTDC の主催により、
イスラマバードの Hote1 Margala
で開催された。
本プロジェクトの関係機関ならびにドナー機関（WB, ADB, USAID, KfW）を招待し、JICA 調
査団から以下の議題について発表し、質疑応答を行った。参加者は 51 名であり、活発な議論が
行なわれた。
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電力需要想定ならびに一次エネルギー需給分析結果
最適電源開発計画の検討結果
最適送変電開発計画の検討結果
戦賂的環境影響調査の検討結果
財務分析結果
主な質疑・コメントは以下の通りである。
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ガスの供給力不足が懸念される場合の代替電源としてはどの電源の開発を進めればよい
か？
水力発電所の事業費は地点ごとに異なることを考慮すべきである。
財務分析で用いられている資本回収係数は NTDC などの経費率に比べて小さい。
10-3
パキスタン国 最適電源・送電開発計画策定支援プロジェクト【有償勘定技術支援】
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長期電源開発計圃に対する長期送変電網拡張計圃を策定するべきである。
Opening Remarks (JICA)
Presentation on PDP
Presentation on PSDP
Presentation on SEA
Presentation on Finance
Q&A Session
Q&A Session
Tea Break
Lunch Break
10-4