平成30年度新興国等におけるエネルギー使用合理化等に資する ... ·...

経済産業省資源エネルギー庁省エネルギー・新エネルギー部政策課国際室御中

平成３０年度新興国等におけるエネルギー使用合理

化等に資する事業（インド・電力システム高品質化の

ためのロードマップ策定に向けた調査）

調査報告書

2019 年 3 月

環境・エネルギー事業本部

i

目次

略語表 ....................................................................................................................................... ix

1．序論 ..................................................................................................................................... 1

1.1 本事業の背景及び目的 ................................................................................................ 1 1.2 本事業での実施項目及び実施方法 .............................................................................. 2

1.2.1 実施項目 ...................................................................................................................... 2 1.2.2 実施方法 ...................................................................................................................... 3

1.3 本報告書の構成 ........................................................................................................... 4

2．インドの電気事業の現状 .................................................................................................... 7

2.1 電気事業体制 ............................................................................................................... 7 2.1.1 インド電気事業体制の概要 ......................................................................................... 7 2.1.2 政府機関（行政機関、規制機関） .............................................................................. 7 2.1.3 電気事業者 .................................................................................................................. 9

2.2 電気事業改革の経緯 .................................................................................................. 14 2.2.1 1990 年代 .................................................................................................................. 14 2.2.2 2000 年代 .................................................................................................................. 14 2.2.3 2010 年代以降 ........................................................................................................... 15

2.3 電気料金制度 ............................................................................................................. 17 2.3.1 小売料金 .................................................................................................................... 17 2.3.2 託送料金 .................................................................................................................... 22

3．インドにおける電力需給状況........................................................................................... 23

3.1 電力需給の概要 ......................................................................................................... 23 3.1.1 電力需給バランスの推移 .......................................................................................... 23 3.1.2 電力消費電力量及び発電電力量の推移 ..................................................................... 27

3.2 電化率 ........................................................................................................................ 29 3.3 周波数変動 ................................................................................................................ 31 3.4 停電状況（SAIFI/SAIDI） ......................................................................................... 32

4．再生可能エネルギー導入に向けた政策動向 ..................................................................... 35

4.1 再生可能エネルギー導入目標 ................................................................................... 35 4.2 再生可能エネルギー普及政策 ................................................................................... 41

4.2.1 連邦レベルでの政策動向 .......................................................................................... 41 4.2.2 州レベルでの政策動向 .............................................................................................. 44 4.2.3 系統接続ルール ......................................................................................................... 53

4.3 国際的な協力状況 ...................................................................................................... 55 4.3.1 ドイツによる協力 ..................................................................................................... 55 4.3.2 米国による協力 ......................................................................................................... 58

ii

4.4 再エネ普及拡大にともなう電力需給への影響 .......................................................... 59 4.4.1 太陽光発電の大量導入時の電力需給での懸念 .......................................................... 59 4.4.2 再生可能エネルギー大量導入時の需給運用に係る課題 ........................................... 61 4.4.3 インドにおける電力需給への影響 ............................................................................ 63

5．電気自動車及び充電インフラの普及に向けた政策・技術動向 ....................................... 65

5.1 電気自動車普及に向けた政策目標 ............................................................................ 65 5.1.1 連邦レベルでの政策目標 .......................................................................................... 65 5.1.2 州レベルでの政策目標 .............................................................................................. 67

5.2 充電インフラ普及に向けた政策的支援 ..................................................................... 68 5.3 充電インフラの標準化に関する動向 ........................................................................ 69 5.4 EV 普及拡大にともなう電力需給への影響 ............................................................... 71

6．電力供給品質維持に関する現行の制度 ............................................................................ 73

6.1 アンシラリーサービス .............................................................................................. 73 6.1.1 インドにおけるアンシラリーサービス制度（RRAS）の概要 ................................. 73 6.1.2 アンシラリーサービス市場の導入に向けた検討状況及び課題 ................................ 79

6.2 インバランス料金制度（DSM） ............................................................................... 85 6.2.1 現行のインバランス料金制度の概要 ........................................................................ 85 6.2.2 インバランス料金制度の更なる改善に向けた課題 ................................................... 90

6.3 電力供給安定化に掛かるその他の制度 ..................................................................... 99 6.3.1 配電事業者の負荷遮断に対するペナルティ ............................................................. 99 6.3.2 フィーダー分離 ......................................................................................................... 99

7．電力供給品質に資する調整リソースの評価 ................................................................... 100

7.1 インドにおける調整力の必要量 .............................................................................. 100 7.1.1 アンシラリーサービスの現状 ................................................................................. 100 7.1.2 アンシラリーサービスの分類 ................................................................................. 101 7.1.3 調整力の必要量 ....................................................................................................... 102

7.2 周波数調整のための各種リソースについて ........................................................... 104 7.2.1 大規模集中型（従来型）電源 ................................................................................. 104 7.2.2 小規模分散型電源 ................................................................................................... 109

7.3 インドにおける各種発電設備の動向 ....................................................................... 112 7.3.1 将来の需要想定および発電設備容量 ...................................................................... 112 7.3.2 各種調整リソースの比較 ........................................................................................ 114

8．送配電事業者の財務状況 ................................................................................................. 116

8.1 国営送電事業者（PGCIL: Power Grid Corporation India Limited） ........................ 116 8.2 Mahatransco (MSETCL) .......................................................................................... 119 8.3 Mahadiccom (MSEDCL) ......................................................................................... 122 8.4 Tata Power .............................................................................................................. 125 8.5 財務状況分析のまとめ ............................................................................................ 128

iii

9．電力システム高品質化に向けた日本からの提案（ロードマップ） .............................. 130

9.1 電力システム高品質化のためのロードマップについて ......................................... 130 9.2 電力供給品質に掛かる課題及びソリューションの特定 ......................................... 131

9.2.1 電力需給バランス維持に掛かる課題及びソリューション ...................................... 133 9.2.2 送配電系統における供給品質に掛かる課題及びソリューション ........................... 147 9.2.3 電力供給品質改善に向けたソリューション（まとめ） ......................................... 152

9.3 今後重点的に取り組むべき施策（政策提言） ........................................................ 154 9.3.1 再エネの系統統合に向けた、需給バランス運用の強化 ......................................... 154 9.3.2 送配電系統の高度化 ................................................................................................ 155 9.3.3 分散型リソース（EV 蓄電池等）を用いた先進的な技術の導入 ............................ 156 9.3.4 今後重点的に取り組むべき施策（まとめ） ........................................................... 157

iv

図目次

図 1-1 本事業の背景及び目的 ............................................................................................... 2 図 1-2 本事業における実施項目 ........................................................................................... 3 図 2-1 インドの電気事業体制 ............................................................................................... 7 図 2-2 インドの電気事業体制（発電部門） ..................................................................... 12 図 2-3 インドの電気事業体制（送電部門） ..................................................................... 13 図 2-4 インドの電気事業体制（配電・小売部門） ......................................................... 13 図 2-5 インド各州の小売料金および平均供給コスト...................................................... 18 図 3-1 インド全土における電力需給バランスの推移（最大需要ベース） .................. 23 図 3-2 インド全土における電力需給バランスの推移（年間電力量ベース） .............. 24 図 3-3 インドにおける電力消費量の推移 ......................................................................... 27 図 3-4 インドにおける発電電力量の推移 ......................................................................... 28 図 3-5 インド全土における電化率の推移 ......................................................................... 29 図 3-6 2019 年 3 月時点のインド全土における電化率..................................................... 29 図 3-7 2019 年 3 月時点の地域別非電化世帯数 ................................................................ 30 図 3-8 インドの周波数変動幅（最大および最小）の推移（2004 年 4 月～2017 年 10 月）

............................................................................................................................................ 31 図 3-9 インドの周波数変動幅（最大および最小）の推移（2004 年 4 月～2017 年 10 月）

............................................................................................................................................ 31 図 3-10 周波数実績記録（2019 年 3 月 7 日） .................................................................. 32 図 4-1 2018 年 7 月時点の設備容量と 2022 年の設備容量見通し ................................... 35 図 4-2 2022 年の再生可能エネルギー導入見通しにおける年次での電源別設備容量内

訳 ........................................................................................................................................ 36 図 4-3 2022 年の再生可能エネルギー導入見通しにおける州別設備容量内訳（MW）

............................................................................................................................................ 37 図 4-4 州別の再生可能エネルギーの導入ポテンシャル（MW） .................................. 39 図 4-5 再生可能エネルギーの導入実績（2017 年 3 月 31 日時点、設備容量 MW）... 40 図 4-6 主要再生可能エネルギー関連政策と再エネ設備容量の推移 .............................. 41 図 4-7 2018 年度の州別太陽光および非太陽光 RPO 値 ................................................... 47 図 4-8 REMC の所在地 ......................................................................................................... 57 図 4-9 カリフォルニア州での典型的な春の日の残余需要 .............................................. 60 図 4-10 インド全土での典型的な一日の電力需要と残余需要 ........................................ 61 図 4-11 九州本土（離島を除く）の太陽光の接続量の推移（万 kW） ......................... 62 図 4-12 九州本土の需要と供給のバランス（2016 年 5 月 4 日） ................................... 62 図 4-13 2022 年におけるインドの電力需給シナリオ ...................................................... 63 図 5-1 EV の充電需要によるフィーダー過負荷のイメージ ......................................... 71 図 6-1 RRAS プロバイダの決済単価（上げ調整、2019 年 3 月 16 日～4 月 15 日） .. 76 図 6-2 RRAS プロバイダの決済単価（下げ調整、2019 年 3 月 16 日～4 月 15 日） .. 77 図 6-3 RRAS の月次発動実績（2016 年 4 月～2017 年 12 月） ...................................... 78 図 6-4 1日前市場とリアルタイム市場のフロー（ディスカッションペーパーにて提案）

............................................................................................................................................ 80

v

図 6-5 米 PJM における、調整力リソース別 Performance Score の分布 ........................ 84 図 6-6 インバランス料金及び卸電力価格（取引市場、相対）の推移 .......................... 86 図 6-7 DSM におけるインバランス料金単価（青：改定前、赤：改定後） ................ 88 図 6-8 市場価格を一定とした場合のインバランス料金単価（左）と需給曲線（右）

............................................................................................................................................ 91 図 6-9 系統周波数が低下する時は需給逼迫により市場価格が上昇すると仮定した場

合の需給曲線（左）及びその極端なケース（右） ..................................................... 92 図 6-10 JEPX 市場価格と東京電力供給エリアにおける需給インバランスとの相関（左）

JEPC 市場価格とα値との相関（右）：それぞれ 2018 年 1 月～11 月の実績 .......... 93 図 6-11 インド卸電力取引市場（IEX）における、1 年間（2018 年）のエリア別最高値

及び平均値（左）、全国市場価格（MCP）の年間価格帯別分布（右） ................... 94 図 6-12 系統運用者と RRAS プロバイダー、発電・配電事業者との間の取引関係 ... 95 図 6-13 不足インバランス・余剰インバランス発生による損益（配電事業者の場合）

............................................................................................................................................ 96 図 6-14 予測誤差を考慮した上での計画値（ターゲット）の設定（配電事業者の場合）

............................................................................................................................................ 97 図 6-15 総発電電力量に占める、卸取引電力市場取引高のシェア推移 ........................ 98 図 7-1 アンシラリーサービスのインドでの実施状況.................................................... 100 図 7-2 アンシラリーサービスの分類 ............................................................................... 101 図 7-3 日本における調整力必要量の算定に用いられる要素 ........................................ 103 図 7-4 インドにおける水力機の最大出力および最低出力 ............................................ 104 図 7-5 インドにおける火力機の最大出力および最低出力 ............................................ 106 図 7-6 インドにおける火力機の設備利用率 ................................................................... 106 図 7-7 インドにおける石炭火力機の設備利用率の推移................................................ 107 図 7-8 TMS、RSD のフロー .............................................................................................. 108 図 7-9 インドにおける石炭、ガス火力機の設備利用率................................................ 109 図 7-10 EV（4 輪）の普及状況（PHEV 含む）単位:千台 ......................................... 110 図 7-11 バーチャルパワープラントの概念図 .................................................................. 111 図 7-12 EV をリソースに持つバーチャルパワープラントによる調整事例 ............... 111 図 7-13 インドにおける現在の発電設備容量 ................................................................. 112 図 8-1 PGCIL の損益推移（単位: 10 億 INR） ................................................................ 116 図 8-2 PGCIL の kWh あたり損益推移（単位: INR/kWh） ........................................... 117 図 8-3 PGCIL のバランスシート推移（単位: 10 億 INR） ........................................... 118 図 8-4 PGCIL のキャッシュフロー推移（単位: 10 億 INR） ....................................... 118 図 8-5 MSETCL の損益推移（単位: 10 億 INR） ........................................................... 119 図 8-6 MSETCL の kWh あたり損益推移（単位: INR/kWh） ....................................... 120 図 8-7 MSETCL のバランスシート推移（単位: 10 億 INR） ....................................... 121 図 8-8 MSETCL のキャッシュフロー推移（単位: 10 億 INR） ................................... 121 図 8-9 MSEDCL の損益推移（単位: 10 億 INR） .......................................................... 122 図 8-10 MSEDCL の kWh あたり損益推移（単位: INR/kWh） ..................................... 123 図 8-11 MSEDCL のバランスシート推移（単位: 10 億 INR） ..................................... 124 図 8-12 MSEDCL のキャッシュフロー推移（単位: 10 億 INR） ................................ 124

vi

図 8-13 Tata Power の損益推移（単位: 10 億 INR） ....................................................... 126 図 8-14 Tata Power の kWh あたり損益推移（単位: INR/kWh） ................................... 126 図 8-15 Tata Power のバランスシート推移（billion INR） ............................................ 127 図 8-16 Tata Power のキャッシュフロー推移（単位: 10 億 INR） ............................... 128 図 9-1 電力供給高品質化のためのロードマップ（イメージ） .................................... 131 図 9-2 電力供給品質に掛かる課題及びソリューション................................................ 132 図 9-3 一次調整力、二次調整力、三次調整力の協調による周波数制御のイメージ 134 図 9-4 東京電力パワーグリッドにおける再エネ出力予測システム ............................ 143 図 9-5 コネクト＆マネージの類型（N-1 電制及びノンファーム型接続） ................ 144 図 9-6 特定負担と一般負担の区分（イメージ） ........................................................... 145 図 9-7 スマートインバータによる擬似的な慣性制御（イメージ） ............................ 147 図 9-8 VQC の機能 .............................................................................................................. 148 図 9-9 今後重点的に取り組むべき施策（まとめ） ....................................................... 157

vii

表目次

表 2-1 インド政府機関（中央政府・州政府）の電力関連行政機関 ................................ 8 表 2-2 各州の電気事業体制の概要 ..................................................................................... 10 表 2-3 Maharashtra 州における小売料金表 ........................................................................ 18 表 2-4 Maharashtra 州における託送料金表 ........................................................................ 22 表 3-1 州別の電力需給バランス（2017 年度、最大需要ベース） ................................. 25 表 3-2 州別の電力需給バランス（2017 年度、年間電力量ベース） ............................. 26 表 3-3 IEGC に規定された基準周波数の変遷 ................................................................... 32 表 3-4 州別の停電状況 ......................................................................................................... 33 表 4-1 2018 年 7 月時点の設備容量と 2022 年の設備容量見通し ................................... 36 表 4-2 2022 年の再生可能エネルギー導入見通しにおける地域別設備容量内訳（MW）

............................................................................................................................................ 37 表 4-3 2022 年の再生可能エネルギー導入見通しにおける設備容量内訳（上位 8 州）

............................................................................................................................................ 38 表 4-4 州別の再生可能エネルギーの導入ポテンシャルの内訳（上位 8 州） .............. 39 表 4-5 再生可能エネルギーの導入上位 8 州での実績内訳（2017 年 3 月 31 日時点、

MW） ................................................................................................................................. 40 表 4-6 2017 年度時点における、太陽光発電（系統接続型）に対する普及政策 ......... 42 表 4-7 2017 年度における太陽光発電（系統接続型）に対する税制優遇策 ................. 44 表 4-8 2017 年度における風力発電に対する税制優遇策............................................... 44 表 4-9 州レベルでの再生可能エネルギー・分散型電源関連政策の導入動向 .............. 45 表 4-10 州別の太陽光発電に係る政策と太陽光発電の導入目標 .................................... 46 表 4-11 中央政府が定める RPO 値 ...................................................................................... 47 表 4-12 2016 年度の州別の太陽光 RPO 実績 ..................................................................... 48 表 4-13 2016 年度の州別の非太陽光 RPO 実績 ................................................................. 49 表 4-14 2018 年度の小水力とバイオマスによる FIT 価格 ............................................... 50 表 4-15 各州の太陽光発電 FIT 価格 (INR/kWh) ............................................................. 51 表 4-16 各州の風力発電 FIT 価格 (INR/kWh) ................................................................. 51 表 4-17 各州のネットメータリング制度 ........................................................................... 52 表 4-18 インドにおける、系統接続に掛かる諸規則 ....................................................... 53 表 4-19 GIZ による協力内容 ................................................................................................ 55 表 4-20 US-AID による協力内容 ......................................................................................... 58 表 5-1 FAME 補助対象となる四輪自動車モデルと補助金額 .......................................... 65 表 5-2 NITI Aayog Transformative Scenario における電動化率 ......................................... 66 表 5-3 主な州における電気自動車に関する政策目標・支援スキーム .......................... 67 表 5-4 主な州における充電ステーションへの支援スキーム .......................................... 68 表 5-5 主な州における充電ステーション専用料金 ......................................................... 69 表 5-6 公共充電ステーションが満たすべき最低要件...................................................... 70 表 5-7 充電インフラ整備に向けたビジョン ..................................................................... 71 表 6-1 RRAS プロバイダー単価表（2019 年 3 月 16 日～4 月 15 日適用） .................. 75 表 6-2 卸電力取引市場、容量市場、調整力市場それぞれの役割 .................................. 82

viii

表 6-3 インバランス料金単価算定テーブル ..................................................................... 87 表 6-4 各地域における平均的なインバランス発生量（MW） ...................................... 89 表 7-1 インドの調整力必要量および算定根拠 ............................................................... 102 表 7-2 インドと日本の調整力必要量の比較 ................................................................... 103 表 7-3 インドにおける揚水発電所一覧 ........................................................................... 105 表 7-4 インドにおける揚水発電所の開発可能性 ........................................................... 105 表 7-5 インドにおける将来の需要想定 ........................................................................... 112 表 7-6 インドにおける 2021 年度末電源構成（再エネ 175GW 導入を達成を前提）113 表 7-7 インドにおける 2026 年度末電源構成 ................................................................. 113 表 7-8 インドにおける必要追加発電設備容量（単位: 1,000kW） ............................... 113 表 7-9 インドにおける各調整リソースの性能 ............................................................... 114 表 7-10 インドにおけるアンシラリーサービス提供可能リソース .............................. 115 表 9-1 インドにおけるアンシラリーサービスの区分.................................................... 134 表 9-2 インドにおける揚水発電開発ポテンシャル ....................................................... 136 表 9-3 インドで計画中の揚水発電プロジェクト ........................................................... 137 表 9-4 電力需給バランス維持に掛かるソリューション（まとめ） ............................ 152 表 9-5 送配電系統における供給品質に掛かるソリューション（まとめ） ................ 153

ix

略語表

用語正式名称解説

ACP Area Clearing Price エリアクリアリングプライス（地域別決済価格）

AGC Automatic Generation Control 自動発電制御

APDRP Accelerated Power Development and Reforms Programme 改革促進プログラム

BBMP Bruhat Bengaluru Mahanagara Palike バンガロール市役所

BCP Business Continuity Plan 事業継続計画 BEE Bureau of Energy Efficiency 電力エネルギー効率局

BESCOM Bangalore Electricity Supply Company Limited

バンガロール電力供給会社（バンガロール地域の配電会社）

BIS Bureau of Indian Standards インド規格局

BMTC Bengaluru Metropolitan Transport Corporation

バンガロール都市交通会社（バンガロール地域の地下鉄会社）

CAGR Compound Annual Growth Rate 年平均成長率 CAISO California ISO カリフォルニア独立系統運用機関 CEA Central Electricity Authority 中央電力庁

CERC Central Electricity Regulatory Commission 中央電力規制委員会

CFA Chartered Financial Analyst 中央財政支援

CMNAP Common Minimum National Action Plan for Power 全国電力共通行動計画

ComSolar Commercialisation of solar energy in urban and industrial areas

都市部及び工業地域における太陽光発電普及プログラム

COP21 Conference of Parties 21 国連気候変動枠組条約第 21 回締約国会議

CPSU Central Public Sector Utilities 中央公共部門電力会社 CUF Capacity Utilization Factor 設備稼働率 DAE Department of Atomic Energy 原子力庁 DCR Domestic Content Requirement ローカルコンテント要求

DDUGYJ Deendayal Upadhyaya Gram Jyoti Yojana インド政府による地方電化プログラム

DERC Delhi Electricity Regulatory Commission デリー電力規制委員会

DPR Detailed Project Report 事業詳細報告書 DR Demand Response デマンドレスポンス DSM Deviation Settlement Mechanism インバランス料金制度

DST Department of Science & Technology 科学技術局

DVC Damodar Valley Corporation ダモダール渓谷公社 EDC Economic Dispatch Control 経済負荷配分

EESL Energy Efficiency Services Limited 省エネルギー公社

EV Electric Vehicle 電気自動車

FAME Faster Adoption and Manufacture of Electric Vehicles in India

インドにおける EV 生産販売促進プログラム

FGMO Free Governor Mode Operation 自動運転制御 FIT Feed-in Tariff 固定価格買い取り制度 FRAS Fast Response Ancillary Services 高速応動アンシラリーサービス

x


GEC Green Energy Corridors グリーンエネルギーコリドー（インドにおける再生可能エネルギー促進プログラム）

GHG Greenhouse Gas 温室効果ガス

GIZ Deutsche Geselleschaft für Internationale. Zusammenarbeit ドイツ国際協力公社

GST Goods and Services Tax 物品・サービス税

ICCO Interchurch Organization for Development Cooperation 開発協力のための宗派間組織

IEA International Energy Agency 国際エネルギー機関

IEGC The Indian Electricity Grid Code インドグリッドコード（系統運用規則）

IEX India Energy Exchange インド・エネルギー取引所

IGDC Indo-German Development Cooperation インド・ドイツ開発協力プログラム

IGEF Indo-German Energy Forum インド・ドイツエネルギーフォーラム IGEN Indo-German Energy Programme インド・ドイツエネルギープログラム

INDC Intended Nationally Determined Contributions 国別約束草案

INR Indian Rupee インド・ルピー IPP Independent Power Producer 独立系発電事業者

I-RE Integration of Renewable Energies into the Indian Electricity System

インド政府による再生可能エネルギーの系統統合に関するプログラム

IREDA The India Renewable Energy Development Agency Limited インド再生可能エネルギー開発公社

ISGS Inter-State Generating Station 州境を跨いで広域に供給している発電所

ISTS Inter State Transmission System 系統使用者

JICA Japan International Cooperation Agency 国際協力機構

JNNSM Jawaharlal Nehru National Solar Mission 国家太陽光発電導入計画

KfW Kreditanstalt für Wiederaufbau ドイツ復興金融公庫

KIADB Karnataka Industrial Area Development Board カルナタカ州工業団地開発局

KREDL Karnataka Renewable Energy Development Ltd カルナタカ州再生可能エネルギー会社

kWh kilowatt hour 電力供給量 Mahadiscom（MSEDCL, Mahavitaran）

Maharashtra State Electricity Distribution Company Limited、マハラシュトラ州電力配電会社

Mahatransco（MSETCL）

Maharashtra State Electricity Transmission Company Limited マハラシュトラ州電力送電会社

MERC Maharashtra Electricity Regulatory Commission マハラシュトラ州電力規制委員会

MHIPE Ministry of Heavy Industries and Public Enterprises 重工業国営企業省

MNRE Ministry of New and Renewawble Energy 新・再生可能エネルギー庁

MOC Ministry of Coal 石炭省 MOP Ministry of Power 電力省

xi


MPNG Ministry of Petroleum and Natural Gas 石油・天然ガス省

NCEF National Clean Energy Fund 国家クリーンエネルギー基金

NEMMP National Electric Mobility Mission Plan 2020 国家電気自動車ミッション計画 2020

NEP National Electricity Plan 国家電力計画 NEP National Electricity Policy 国会電力政策（2005 年策定）

NHPC National Hydro Power Corporation Limited（旧名）国営水力発電会社

NLDC National Load Dispatch Centre 中央給電指令所

NPCIL Nuclear Power Corporation of India Limited 国営原子力発電会社

NREL The National Renewable Energy Laboratory

米国の再生可能エネルギー関連技術に関する研究機関

NTPC Limited National Thermal Power Corporation Limited（旧名）国営火力発電会社

OCPP Open Charge Point Protocol 省エネ達成認証（EV 急速充電器の通信プロトコル）

PACE-D Partnership to Advance Clean Energy–Deployment

先進的なクリーンエネルギーの導入パートナーシップ

PAT Perform, Achieve and Trade 省エネ達成認証 PCS Power Conditioning System パワーコンディショナ

PGCIL Power Grid Corporation India Limited 国営送電事業者

POSOCO Power System Operation Corporation 系統運用会社

PPA Power Purchase Agreement 電力購入契約 PXIL Power Exchange India Limited インド電力取引公社 REC Renewable Energy Certificates 再生可能エネルギー証書

REMCs Renewable Energy Management Centres 再生可能エネルギー管理センター

RGMO Restricted Governor Mode Operation 制限運転制御

RLDC Regional Load Dispatch Centre 地域給電指令所 RPO Renewable Purchase Obligation 再生可能エネルギーの購入義務制度

RRAS Reserves Regulation Ancillary Services 予備調整力アンシラリーサービス

SAD Special Additional Duty 特別追加税

SAIDI System Average Interruption Duration Index 平均停電時間

SAIFI System Average Interruption Frequency Index 平均停電回数

SEB State Electricity Board 州政府電力局

SERC State Electricity Regulatory Commission 州の電力規制委員会

SLDC State Load Dispatch Centre 州給電指令所 SPV Special Purpose Vehicle 特別目的事業体 SVC Static Var Compensator 静止型無効電力補償装置 SVR Step Voltage Regulator 配電用自動変圧調整器 TMS Technical Minimum Schedule テクニカルミニマムスケジュール TOU Time Of Use 時間帯別料金 TVA Tennessee Valley Authority テネシー川流域開発公社

xii


UDAY Ujwal DISCOM Assurance Yojana 配電会社経営改善プログラム

UI Unscheduled Interchange 計画外電力融通

UMPP Ultra Mega Power Projects インド政府の主導の電源開発プロジェクト

UNFCCC United Nations Framework Convention on Climate 気候変動枠組条約

UPS Uninterruptible Power Supply 無停電電源装置 UT Union territory 連邦直轄領

V2G Vehicle-to-Grid EV を電力系統に接続し、相互に供給を行うこと

V2H Vehicle-to-Home EV に蓄電した電気を家庭用の電力消費に使うこと

VGF Viability Gap Funding 採算補償スキーム VPP Virtual Power Plant 仮想発電所

VQC Voltage and Reactive Power Control 無効電力制御

VRE Variable Renewable Energy 変動性再生可能エネルギー

1

1．序論

1.1 本事業の背景及び目的

インドではこれまで、電力の供給力が慢性的に不足する状況が続いていたが、近年改善傾

向が見られつつあり、電力需給に関する課題は、いかに「供給量」を確保するかから、いか

に「供給品質」を改善するか、に移行しつつある。電力供給品質の改善に向けて、既に制度・

技術の両面から様々な方策が採られており、周波数や電圧の変動、需給逼迫時の供給遮断等、

電力供給に掛かる問題は徐々に改善傾向を示しつつあるものの、高品質の電力供給をイン

ド全土で実現するには、依然として多くの課題を抱えており、更なる年数を要すると予想さ

れる。こうした中、インドの電力セクターは、供給安定化に関する新たな課題に取り組むことが

求められている。パリ協定を踏まえ、各国が低炭素化・脱炭素化に向けたエネルギー需給転換を加速させて

おり、こうした趨勢の中、インドにおいても、再生可能エネルギーの積極的な導入を通じて、

化石燃料への依存度を低減させようとしている。同国政府は、2022 年までに 175 GW の再

生可能エネルギーの導入を目指すという野心的な目標を掲げており、その中でも特に、太陽

光や風力といった変動性再生可能エネルギー（VRE: Variable Renewable Energy）の導入量が

大幅に拡大することが見込まれている。気象状況に応じて出力が変動しかつ負荷追従能力

を有しない VRE が電力供給に占める割合が拡大することにより、電力系統における需給バ

ランスの安定性に影響を及ぼす可能性が懸念される。また、インドは世界５位の自動車市場であり、今後も経済成長により自動車市場が拡大し

ていくと予想される。インド政府は、エネルギー対策、環境対策の観点から、電気自動車（EV: Electric Vehicle）の普及を目指しているが、EV の普及が大きく進んだ場合、充電による電力

需要の増加、特にピーク需要の押し上げにより、需要変動が急峻化し需給バランスの安定化

がより難しくなることが予想される。こうした新たな分散型電源や電力需要の急増により、電力系統の安定化が毀損されるこ

とがないよう、高品質の電力システムを構築していくことが求められている。他方で、こうした EV の車載蓄電池等、分散型のエネルギーリソースを柔軟に活用するこ

とにより、電力の需給状況に応じて電力需要を制御することが可能になり、更には蓄電池の

応答性（充放電による出力変動）の速さという特性を活かして、電力系統の安定化に資する

サービスを提供することも可能となる。先進諸国では、EV 蓄電池を含む各種分散型リソー

スを活用した仮想発電所（VPP: Virtual Power Plant）の商業化に向けた取り組みが既に進め

られているが、インドにおいても、EV 等の分散型リソースの普及にともない、今後同様の

事業可能性に向けた検討が行われることが予想される。こうした事業を実現させるために

も、分散型リソースの電力系統への統合をいかにして進めていくかが重要な鍵となる。これらの電力需給に掛かる新たな課題に対応しつつ、高品質の電力供給を実現していく

べく、インドの電力供給システムを構築していくことが必要となる。それに資するべく、電

力系統運用の現状に関して制度及び技術両面から調査し、改善に向けた課題を整理した上

で、優先的に実施すべき対策について検討することが求められている。このような課題認識を踏まえ、平成 30 (2018) 年 5 月に開催された第 9 回日印エネルギー

対話では、こうした分散型リソースの電力システム統合に向けたロードマップを策定する

2

ことにつき、両政府間で合意された。本事業は、インドにおいて高品質な電力システムの構築に向けたロードマップを策定す

るための調査を行うとともに、これを足掛かりに我が国企業のビジネス市場創出・事業参入

につなげることを目的として実施するものである。

図 1-1 本事業の背景及び目的

1.2 本事業での実施項目及び実施方法

1.2.1 実施項目

本事業の実施計画書に従い、以下の実施項目について調査を行った。

（１）インドにおける電力システム高品質化に向けた制度的課題の抽出等インドにおける電力システムにかかる制度的課題を抽出するため、少なくとも以下

について調査を行う。・インド（連邦・州）の電気事業体制のレビュー

送配電事業を中心に、経営状況の把握や諸課題の抽出等・再生可能エネルギー導入に向けた政策動向及び今後の導入見通し・送電系統、配電系統における運用上の主要な課題・系統安定化に有効な諸対策にかかるプレイヤー・電気自動車普及に向けた政策動向・電気料金水準及び料金規制

また、インドにおける調整力市場をはじめとする電力市場制度設計の全体像及び議

論の方向性にかかる検討状況を調査する。

（２）調整力にかかる各種技術の動向調査・周波数調整能力及び供給信頼度向上に寄与する各種調整リソースにかかる動向

パリ協定を踏まえ、インドでは2022年までに、太陽光や風力を中心に175GWの再エネ導入を目指している。

本事業の背景及び目的

変動型再生可能エネルギー及び電気自動車の大規模な普及に伴う課題として、系統対策の重要性について確認。それに資する二国間の協力として、こうした分散型リソースの電力システム統合に向けたロードマップの策定について合意。

本事業では、上記のロードマップ策定に向け、インドの電力供給システムの現状に関して制度及び技術両面から調査し、改善に向けた課題を整理した上で、優先的に実施すべき対策について検討する。

またこれを梃子として、我が国企業のビジネス市場創出や事業参入につなげるべく、提言を行う。

また、インド政府はエネルギー対策・環境対策の観点から、電気自動車の普及を目指している（新たな電力需要創出）。

こうした新たな分散型電源や電力需要の急増により、電力系統の安定化が毀損されることがないよう、高品質の電力システムを構築していくことが必要。逆に、こうした分散型リソース（電気自動車の車載蓄電池等）を系統安定化のため柔軟に活用すべく、電力系統への統合を進めていくことも重要。

第9回日印エネルギー対話（H30.5 ）

3

揚水発電（可変速揚水を含む。）や火力発電等の従来型大規模電源と、蓄電池

や VPP 等の新たな調整力リソースの比較等・再生可能エネルギー普及及び電気自動車関連インフラ整備に向けた技術動向

車載用蓄電池の制御による電力系統への影響、インフラ整備にかかる技術動

向調査

（３）政策提言等の提示（１）及び（２）の調査結果を踏まえてインドの電力システム高品質化に向けて検

討すべき論点や課題を抽出し、日本側からインド側に提示する具体的な政策案や技

術等についての提案資料（日本語及び英語）を作成する。

上記の実施事項につき、下図の通り整理する。なお、（１）の「インドにおける調整力市

場をはじめとする電力市場制度設計の全体像及び議論の方向性にかかる検討状況」につい

ては、③及び④（送配電系統の運用における主要課題の抽出及び系統安定化に有効な諸対策

の検討）の中で、調整力（アンシラリーサービス）及びインバランス料金制度に掛かるイン

ドの現行の制度及び今後の制度設計に向けた同国内での検討状況に関する調査を行い、課

題点を指摘した上で、日本での知見を踏まえた今後の改善の方向性について、（３）で論じ

ている。

図 1-2 本事業における実施項目

1.2.2 実施方法

基礎調査として、まず、インド政府関係機関及び電気事業者が発行している文書及び統計

データ及び現地報道情報等を元に国内で文献調査を行い、インドの電力セクターの現況に

ついて概観するとともに、再生可能エネルギー導入、EV 普及等、個別のテーマについても

調査を進めた。2018 年 10 月 3 日に東京で開催された、日印エネルギー対話電力 WG 会合に

参加し、インド側の出席者に対し、本事業の概要についてプレゼンテーションを実施した。現地訪問は、2018 年 10 月、2018 年 11 月、2019 年 1 月、2019 年 2 月の 4 回実施した。電

力省（MOP）、新・再生可能エネルギー庁（MNRE）、中央規制委員会（CERC）、中央電力庁

（CEA）、系統運用機関（POSOCO）、送電会社（PGCIL）、火力発電事業者（NTPC）、州営

インド・電力システム高品質化のためのロードマップ策定に向けた調査

資源

エネ

ルギ

ー庁

殿へ

の進

捗報

告（

随時

）

成果物

調査報告書の作成

送配電系統の運用における主要課題の抽出及び系統安定化に有効な諸対策の検討（調整力市場の検討状況等に関するレビューを含む）

再生可能エネルギー導入に向けた政策動向及び今後の導入見通し

インド（連邦・州）の電気事業体制のレビュー

3

1

2

(1) インドにおける電力システム高品質化に向けた制度的課題等の抽出

再生可能エネルギー普及及び電気自動車関連インフラ整備に向けた技術動向

周波数調整能力及び供給信頼度向上に寄与する各種調整リソースに掛かる動向

7

8

(2) 調整力に掛かる各種技術の動向調査

インドの電力システム高品質化に向けた政策・技術等に関する提案の取りまとめ

電気自動車普及に向けた政策動向5

(3) 政策提言等の提示

4

電気料金水準及び料金規制6

従来型大規模電源と新たな調整力リソース（蓄電池・VPP）の比較等

車載用蓄電池の制御による電力系統への影響に関する検討等

9

4

の送電事業者（MSETCL）や州給電指令所（MSLDC）、民間電力会社（Tata Power Mumbai、TPDDL）の他、政府関連機関（EESL）や研究機関（TERI）、その他民間企業等との意見交換

を通じ、新たな情報を得るとともに、電力供給安定化に関するインドの現行の諸制度に関す

る本事業における分析結果についてプレゼンテーションを行い、現地関係機関からのコメ

ントを得た。最終回の現地訪問においては、2019 年 2 月 20 日にデリーで開催された、資源エネルギー

庁とインド MOP との会合にも参加し、本事業の概要及び成果について説明を行った。最後に、これらの成果を取りまとめたものとして、本事業報告書を作成した。なお、インドの送配電系統に関する現状に関する調査及び電力供給改善に向けた方策・方

針の検討のうち、技術的な側面からの調査・検討については、「平成 30 年度新興国等におけ

るエネルギー使用合理化等に資する事業（インド・系統安定化に関する調整力市場制度整備

にかかる調査）」や「平成 30 年度質の高いエネルギーインフラの海外展開に向けた事業実施

可能性調査事業（インド国への電圧制御装置・無効電力補償装置の導入を見据えた系統解析

に基づく最適な無効電力マネジメントに関する事業可能性調査）」においても並行して進め

られている。本事業では、上記の両事業とも連携し、これらの事業が検討対象としている今後の改善策

を含めた、技術的な方策の全体像を概観するとともに、電力供給に掛かるプレーヤー（発電

事業者、送電事業者、配電・小売事業者）が供給安定化に向けて適切な役割を果たすための

料金インセンティブ等、制度的な方策について詳細な分析及び検討を行った。

1.3 本報告書の構成

図 1-2 で挙げた実施項目①～⑨について、本事業で実施した調査内容及び本報告書の構

成との対応について、以下の通り示す。 ① インド（連邦・州）の電気事業体制のレビュー

インドの電気事業に関する主要な政府機関（政策機関・規制機関）及び事業者、

またそれぞれの役割につき、インド特有の連邦及び州の２階層構造にも留意し

つつ、俯瞰した。（本報告書第 2 章「2.1 電気事業体制」参照）

加えて、インドでこれまで進められてきた電気事業改革（州営事業者の組織改

編等）の動向についてレビューした。（本報告書第 2 章「2.2 電気事業改革の経緯」参照）

⑥ 電気料金水準及び料金規制インドにおける電気料金制度及び料金規制の概要についてレビューを行った。（本報告書第 2 章「2.3 電気料金制度」参照）

送電・配電事業の財務状況を把握すべく、連邦大の送電事業者である国営送電

事業者（PGCIL: Power Grid Corporation India Limited）、及び州内で送電・配電事

業を営む事業者の事例として、Maharashtra 州の州営事業者及び民間事業者につ

いて、分析を行った。（本報告書第 8 章「送配電事業者の財務状況」参照）

5

② 再生可能エネルギー導入に向けた政策動向及び今後の導入見通しインドにおける再生可能エネルギー導入目標及び再生可能エネルギー普及に向

けた政策支援策、制度整備状況について調査を行った。（本報告書第 4 章「4.1 再生可能エネルギー導入目標」及び「4.2 再生可能エネ

ルギー普及政策」参照）また、インドにおける再生可能エネルギー普及に向けた、国際開発機関等によ

る協力状況について調査を行った。（本報告書第 4 章「4.3 国際的な協力状況」参照）

再エネの大量導入により想定される電力系統への影響につき、国内外の文献レ

ビューを行った。（本報告書第 4 章「4.4 再エネ普及拡大にともなう電力需給への影響」参照）

⑤ EV 普及に向けた政策動向 EV 普及に関する政策目標についてレビューを行った。（本報告書第 5 章「5.1 電気自動車普及に向けた政策目標」参照）

EV 充電インフラ施設の整備に向けた政策支援状況につき、整理した。（本報告書第 5 章「5.2 充電インフラ普及に向けた政策的支援」参照）

EV の大量導入により想定される電力系統への影響につき、国内外の文献レビ

ューを行った。（本報告書第 5 章「5.4 EV 普及拡大にともなう電力需給への影響」参照）

③④ 送配電系統の運用における主要課題の抽出及び系統安定化に有効な諸対策の検討インドにおける電力需給の現状（需給バランス及び電力品質）につき、統計デ

ータに基づく調査を行った。（本報告書第 3 章「インドにおける電力需給状況」参照）

電力需給の安定化に関する現行の制度である、予備調整力アンシラリーサービ

ス（RRAS: Reserves Regulation Ancillary Services）およびインバランス料金制度

（DSM: Deviation Settlement Mechanism）等につきレビューを行うとともに、今

後の改善に向けた論点を整理した。（本報告書第 6 章「6.1 アンシラリーサービス」、「6.2 インバランス料金制度

（DSM）」、「6.3 電力供給安定化に掛かるその他の制度参照」参照）上記を含めた、インドでの系統安定化に資すると考えられる諸対策に関する包

括的な考察は、第 9 章にて行った。 ⑦ 周波数調整能力及び供給信頼度向上に寄与する各種調整リソースに掛かる動向

インドにおける、調整力（アンシラリーサービス）の種類及び調達量の考え方

についてレビューを行った。（本報告書第 7 章「7.1 インドにおける調整力の必要量」参照）

調整力に掛かる各種リソースの特性について評価を行い、インドにおける電力

需給の現状及び今後の見通しを踏まえ、それぞれの有望性について考察した。（本報告書第７章「7.2 周波数調整のための各種リソースについて」及び「7.3 インドにおける各種発電設備の動向」参照）

⑧ 再生可能エネルギー普及及び電気自動車関連インフラ整備に向けた技術動向再生可能エネルギーの系統接続に関する技術要件について、レビューを行った。（本報告書第 4 章「4.2.3 系統接続ルール」参照）

6

EV 充電インフラの標準化に関する検討状況につき、レビューを行った。（本報告書第 5 章「5.3 充電インフラの標準化に関する動向」参照）

車載用蓄電池の制御による電力系統安定化に関する評価は、⑦の周波数調整能

力及び供給信頼度向上に寄与する各種調整リソースの評価の中で行った。（本報告書第 7 章「7.2 周波数調整のための各種リソースについて」及び「7.3 インドにおける各種発電設備の動向」参照）

⑨ インドの電力システム高品質化に向けた政策・技術等に関する提案の取りまとめ ①～⑧での検討を踏まえ、インドでの電力供給品質の改善に向けたソリューシ

ョンについて考察し、それぞれのソリューションにつき、インドでの現状（導

入状況、検討状況）についてレビューを行った。（本報告書第 9章「9.1 電力システム高品質化のためのロードマップについて」

及び「9.2 電力供給品質に掛かる課題及びソリューション」参照）上記を踏まえ、今後の日本からインドに対する協力可能性につき考察し、イン

ド側に提案する優先協力事項について取りまとめた。（本報告書第 9 章「9.3 今後重点的に取り組むべき施策（政策提言）」参照）

7

2．インドの電気事業の現状

2.1 電気事業体制

2.1.1 インド電気事業体制の概要

インドの電気事業は、都市・州単位で基本的な供給体制が構築された上で、連邦大の事業

者が、複数の州に亘る広域に卸電力供給を行う発電所及び州間の送電連系線を所有・運営す

ることにより、インド全土の電力供給システムを一体化させるという形態となっている。す

なわち、連邦レベル・州レベルの 2 階層にて構成されていることが大きな特徴として挙げら

れる。電力政策を所管する政府機関も同様に連邦と州の 2 層構造となっており、電力部門全般

に関わる政策・計画立案等は連邦レベルで中央政府が担い、州の電気事業に関する事項は州

政府が管轄して中央政府の政策・計画を実行に移している。電気事業を監督する規制機関も

また同様に、連邦大の規制機関である中央電力規制委員会（CERC: Central Electricity Regulatory Commission）がインド全土の電気事業に係る規則等を定めているのに加え、州の

電力規制委員会（SERC: State Electricity Regulatory Commission）が上記の全土での規則を基

本的に踏襲しつつ、州内固有の規則を制定している。図 2-1 は、インドにおける電気事業体制の概要を俯瞰したものである。それぞれの事業

者及び機関の役割については、次節以降で詳述する。

図 2-1 インドの電気事業体制

出所）MOP ウェブサイト等の情報を元に、三菱総合研究所作成

2.1.2 政府機関（行政機関、規制機関）

インドの政府機関は中央政府と州政府の 2 層で構成されており、上述の通り、電力政策を

所管する行政機関においても同様に、中央政府と州政府の 2 層構造となっている。中央の政

府機関が全国大の政策立案および複数州に跨る送電・発電（原子力・火力・水力）事業を管

発電

送電

配電（小売）

その他電力関連官庁(MNRE等)

需要家(個人／法人)

IPP

地域電力会社

州電力規制委員会(SERC) 州電力規制委員会(SERC)

州間送電網

国営送電会社(PGCIL)

州営発電会社

電力系統運用会社(POSOCO)

中央電力規制委員会(CERC)規制機関

州エネルギー省・部

連邦レベル州レベル(SEB解体)

電力省(MOP)

中央電力庁(CEA)政策機関州エネルギー省・部

州営送電会社

州電力局(SEB)

地域電力会社

国営発電公社（NTPC、NHPC 等）

インド政府

州レベル(SEB残存)

：電気の流れ配電(小売)

会社(州営/民間)

8

轄する一方、州の政府機関は州内の政策立案や事業運営を所管するという役割分担になっ

ている。州政府に対しては、原子力・石炭政策への関与は制限されているが、電力および再生可能

エネルギー導入分野では独自の政策立案・実施を図る自由度が付与されている。また、中央、

州にはそれぞれ独立した規制委員会が設置され、料金規制や各種ルール作成、紛争解決など

を行っている。中央政府の電力関連行政機関には、電力省（MOP: Ministry of Power）、新・再生可能エネ

ルギー庁（MNRE: Ministry of New and Renewable Energy）、石油・天然ガス省（MPNG: Ministry of Petroleum and Natural Gas）、石炭省（MOC: Ministry of Coal）、原子力庁（DAE: Department Atomic Energy）などがある。電力セクターの監督官庁は MOP であり、2003 年電気法の下、

全国大の電気事業に関する政策立案を担当している。MOP の下部組織の中央電力庁（CEA: Central Electricity Authority）は長期需給想定などを担当している。MOP は 2019 年までに全

国民に電力を 24 時間供給する目標を掲げ、各州政府と共同でロードマップ「Power for ALL」を策定している。それに伴って地方電化や分散型電源開発、配電効率化プログラム等を通じ

た財政支援を行う。中央政府の規制機関である CERC は、1998 年電力規制委員会法の下に設立された。電力

市場における競争、効率性、経済性を促進し、供給の質を向上させ、投資の促進を図ってい

る。委員会は、州を跨いだ送電網の利用権を管轄し、インドグリッドコード（系統運用規則）

（IEGC: The Indian Electricity Grid Code）の策定などを通じて、地域送電システムの運用およ

び管理を改善するとともに、オープンアクセスを容易にし、州間取引を円滑にする。州政府の中には電気事業を管轄する省または部といった組織が存在し、州の規制機関で

ある SERC が事業認可や料金規制を担当している。インドでは電力セクター1 つとっても多

数の監督官庁が存在し、許認可手続きが非常に煩雑であることから、新規参入（特に外資）

が進んでいないと言われている。

表 2-1 インド政府機関（中央政府・州政府）の電力関連行政機関

分類名称役割

中央政府政策機関

電力省 (MOP)

・電気事業に関する政策策定・レビュー実施・水力(小水力等除く)・火力発電および送配電設備に関する事項

総括・州・連邦直轄領の発電・送配電技術に関する研究・開発等・CEA および CERC に関する事項総括・地方電化および分散型電源開発の推進・電力セクターにおける省エネルギー・エネルギー効率化に関す

る事項総括中央電力庁(CEA)

・電気事業に関する政策に対する中央政府への助言・勧告・長期需給計画策定・発電所建設基準および系統連系要件の規定・発電所・送配電線路の建設・運転・修繕に関する安全規定の設

定・系統運用に係る基準および送電線修繕に係る規定の設定・計量器設置要件の規定・電力セクターの従業員スキル向上策検討・電力流通に係るデータ収集・記録・分析、適時開示

9

新・再生可

能エネルギ

ー省(MNRE)

・代替燃料(水素・バイオ・合成燃料)の開発および普及策検討・再生可能エネルギー電力の拡大策検討・エネルギーアクセスの向上策検討

石油・天然

ガス省 (MPNG)

・天然ガスを含む石油資源の探索および発掘・石油および石油資源の生産・流通・マーケティング・価格設定・関連産業の計画・開発・管理・支援

石炭省 (MOC)

・石炭資源の探索および発掘・石炭および石炭資源の生産・流通・マーケティング・価格設定・関連産業の計画・開発・管理・支援

原子力庁 (DAE)

・高速増殖炉および関連燃料施設の建設・放射線応用技術の開発および展開・関連分野の国際協力および国家安全保障への貢献

規制機関

中央電力規

制委員会 (CERC)

・国営発電公社の料金規制・州間送電量・料金規制・州間電力取引に関する送電ライセンス発行・ステークホルダー情報へのアクセス向上策検討・発電・送電会社間の紛争仲裁・解決・各種手数料の徴収・グリッドコード策定・ライセンス付与基準策定・州間電力取引マージン設定

州政府政策機関

各州エネル

ギー省(部) ・州内電力政策全般の立案(ただし、石炭および原子力に関する

事項は除く) ・州内電気事業に関する政策に対する州政府への助言・勧告

規制機関

州電力規制委員会(SERC)

・州内電気事業者の料金規制・配電事業者の電力購入契約に関する規制・州内送電事業の円滑化・州内送電・配電事業者ライセンスの付与・再生可能エネルギー電力の開発促進および系統整備・事業者間の紛争仲裁・解決・州内電力取引マージン設定・2003 年電気法に則った各種対応

出所）各機関のウェブサイト情報等を元に、三菱総合研究所作成

2.1.3 電気事業者

電気事業者については、発電、送電、配電・小売の３つの機能別に分類されるが、所有者

別に分類するならば、国営、州営、民営の 3 つの事業形態に大別することができる。国営事業者は、中央政府が所有する事業者で、上述の通り、連邦レベル、すなわち複数の

州への電力供給に係る発電事業及び送電事業を担っている。発電事業では、国営水力発電会

社（NHPC: National Hydro Power Corporation Limited（旧名））、国営火力発電会社（NTPC: National Thermal Power Corporation Limited（旧名））、国営原子力発電会社（NPCIL: Nuclear Power Corporation of India Limited）等の事業者が存在し、また、州間の送電連系線の所有及

び送電系統の運営はそれぞれ国営送電事業者（PGCIL: Power Grid Corporation of India Limited）

10

及び系統運用会社（POSOCO: Power System Operation Corporation）が担っている1。なお、インド政府では、2000 年代以降、これら国営事業者の民営化を徐々に進めており、

上述した事業者のうち NHPC、NTPC、PGCIL については、インド政府が株式の過半以上所

有を維持しつつ、少数株主持分の株式が上場されている。州営事業者は、州政府が所有する発電、送電、配電・小売事業者を指し、中央セクターの

事業者とは異なり、事業範囲は当該州内のみに限定されている。なお、インドでは、かつては各州政府電力局（SEB: State Electricity Board）が、発電、送

電、配電、小売の全てにおいてほぼ独占的に事業を担ってきたが、2003 年 2 月に「2003 年

電気法（Electricity Act 2003）」が成立した前後から、送電事業の中立性確保を目的として多

くの州で電気事業体制の見直しが始まった。この結果、下表の通り、既に現在までに半数以

上の州で SEB は解体されており、発電、送電、配電・小売の 3 つの機能別に分離された上、

それぞれにつき州営事業者（州営の株式会社）を設立する事業再編が行われている。また、上述した国営事業者、州営事業者の他、規制緩和に伴う民間資本の参入により、民

間の独立系発電事業者（IPP: Independent Power Producer）や発電・送電・配電（小売）を垂

直一貫で担う民間の地域電力会社といった民間事業も一部の地域では併存している。

表 2-2 各州の電気事業体制の概要

州・中央政府直轄地名州電力局(SEB)の機能分離・株式

会社化発電事業者送電事業者配電・小売事業者

Andhra Pradesh 1999 APGenco Reliance etc. APTransco

APEPDCL APCPDCL APNPDCL APSPDCL

Assam 2004 APGCL IPPs AEGCL

LAEDCL UAEDCL CAEDCL

Arunachal Pradesh 未実施 Arunachal Pradesh Electricity Department

IPP：Reliance etc Andaman and Nicobar Islands 未実施 Electricity Department, Andaman and Nicobar Islands

IPPs

West Bengal 2007.4 WBPDCL Tata etc WBSETCL WBSEDCL

Uttarakhand 2001 UJVNL Reliance etc PTCUL UPCL

Uttar Pradesh 2000.1 UPRVUNL UPJVNL

Reliance etc UPTCL

UPPCL (KESCo, PAVVNL, PUVVNL, DVVNL,

MVVNL) NPCL

Orissa 1996.4 OPGC OHPC

Tata etc GRIDCO (wholesaler)

OPTCL CESU

NESCO SouthCo WESCO

Karnataka 1999 KPCL Tata etc KPTCL

BESCOM MESCOM HESCOM GESCOM CESCOM

1 POSOCO は、2010 年 3 月に PGCIL の子会社として設立されたが、2017 年 1 月に PGCIL と資本関係を

解消し、独立した国営事業者となった。

11

Gujarat 2005.1 GSECL

Tata Torrent etc

GETCO MGVCL PGVCL UGVCL DGVCL

Kerala 延期中 Kerala State Electricity Board (KSEB) IPPs

Goa 未実施 Govt. of Goa Electricity Department IPPs

Sikkim 未実施 Energy & Power Department, Govt. of Sikkim. IPPs

Jharkhand 延期中 Jharkhand State Electricity Board (JSEB) IPP：Tata etc

Jammu and Kashmir 未実施 J&K State Power Development Corporation (JKSPDC)

IPPs Dadra and Nagar Haveli 未実施 IPPs DNHPDCL

Daman and Diu 未実施 Daman and Diu Electricity Department, Govt of India IPPs

Tamil Nadu 2008.10 TANGEDCO IPPs TANTRANSCO TANGEDCO

Chhattisgarh 2009 CSPGCL IPPs CSPTCL CSPDCL

Chandigarh 未実施 Chandigarh electricity department IPPs

Delhi 2002.7 IPGCL IPPs Delhi Transco

BRPL BYPL

TPDDL NDMC

Tripura 2005.1 TSEGCL IPPs TSETCL TSEDCL

Nagaland 未実施 Department of Power, Nagaland IPPs

Haryana 1999.8 HPGCL IPPs HVPNL DHBVNL

UHBVNL

Punjab 2010.4 PSPGCL IPPs PSPTCL PSPDCL

Bihar 2012 BSPGC IPPs BSPTC NBPDC

SBPDC

Himachal Pradesh 延期中 Himachal Pradesh State Electricity Board (HPSEB) IPP：Reliance etc

Puducherry 未実施 Electricity Department of the Union Territory of Puducherry IPPs

Madhya Pradesh 2002 MPGCL Reliance etc MPTCL

MPPKVVCL MPPKVVC MPMKVVC

Manipur 2014.2 MSPGCL IPPs MSPTCL MSPDCL

Maharashtra 2005.1 Mahagenco

AEML Tata Power

etc.

Mahatransco AEML

Tata Power etc.

Mahadiscom AEML

Tata Power BEST Undertaking

Mizoram 未実施 The Power & Electricity Department, Govt of Mizoram IPPs

Meghalaya 2010 MEPGCL IPPs MEPTCL MEPDCL

Lakshadweep 未実施 Lakshadweep Electricity Department IPPs

12

Rajasthan 2000.7 RVUNL Reliance etc RVPNL

Jaipur Discom Ajmer Discom

Jodhpur Discom 出所）各社ウェブサイト情報等を参考に、三菱総合研究所作成

注）「SEB の機能分離・株式会社化」の欄で、「延期中」は、実施方針が過去に示されたものの実施時

期が未定の州、「未実施」は、実施時期が明確に示されたことがない州を示す。

発電、送電、配電・小売の各部門の概況につき、以下に詳述する。

発電部門

先述の通り、インドの発電事業者は、所有形態の違いにより 3 つに分類することができ

る。連邦レベルでは、中央政府が所有する国営発電事業者（株式の一部は、上場により民間

売却）が、州境を越えた卸供給を行っている。具体的には、北部・西部・東部・南部 4 地域

に火力発電所を所有・運転している NTPC、北部と北東部に水力発電所を所有・運転してい

る NHPC、原子力発電所を所有・運営している NPCIL 等が存在する。州営事業者については州により体制が少し異なるが、旧 SEB のアンバンドリングにより

設立された州営発電会社、もしくは SEB 体制が残存する州では SEB 発電部門が存在する。民間事業者としては、IPP 事業者の他、一部の地域では、発電、送電、配電・小売の垂直

統合体制の民間地域電力会社が存在する。インドでは、1991 年より民間 IPP の新規参入が

認められたものの、IPP から電力購入する SEB の財務状況が劣悪だったことから、その時

点では民間投資はまだあまり進まなかった。2003 年電気法にて発電部門の自由化が謳われ、

また SEB のアンバンドリングや発電ライセンスの一部撤廃が規定されたことも後押しとな

り、以降、発電部門における民間資本の参入が進んでいる。

図 2-2 インドの電気事業体制（発電部門）

送電部門

連邦と州の 2 階層構造になっており、州際の連系線は PGCIL が所管、他方州内の送電線

は基本的に、各州の旧 SEB のアンバンドリングにより設立された州営送電会社もしくは

SEB 体制が残存する州では SEB 送電部門が所管している。送電部門は基本的に自然独占となる事業で、PGCIL と州営事業者により営まれているが、

これ加えて、一部の地域（Maharashtra 州ムンバイ）では、民間事業による地域電力会社（発

電・送電・配電（小売）の垂直一貫運営）が存在する他、民間事業者が区間単位で事業ライ

センスを取得して州内の送電系統を部分的に所有している事例も一部存在する。

州営発電会社

地域電力会社

州電力局（SEB）

発電送電

配電(小売)

国営発電事業者（NTPC、NHPC等）

IPP国営送電会社（PGCIL）

州営送電会社

（発電部門）（送電部門）

（発電部門）（送電部門）

13

また、インドの送電事業の特徴として、送電設備を所有する事業者と系統運用を行う事業

者が分離していることが挙げられる。連邦大の系統運用事業者としては、PGCIL から組織

的に独立した POSOCO が中央給電指令所および 5 つの地域別の給電指令所を管轄し、州レ

ベルでの系統運用については、多くの州で、州給電指令所（SLDC: State Load Dispatch Centre）を運用する事業者が送電事業者とは別に設定されている。

インドにおける系統運用は 3 階層構造となっており、全国大の中央給電指令所（NLDC: National Load Dispatch Centre）の下に、5 つの地域系統（北部、西部、東部、北東部、南部）

の別に地域給電指令所（RLDC: Regional Load Dispatch Centre）、更にその下に 33 か所の SLDCが位置づけられている。

なお、インドの電力系統は、かつては南部系統を除く 4 地域系統で連系・同期されていた

が、2014 年に、これまで異なる周波数帯で運用されてきた南部系統が他地域と連系・同期

され、現在は全国大で一体運用が実現されている。

図 2-3 インドの電気事業体制（送電部門）

配電・小売部門

インドでは、基本的に配電と小売は同じ事業者が担っている。配電・小売事業者の供給エ

リアは各州内に限定され、州の規制当局の認可を受けた事業者が事業を営んでいる。具体的

には、各州の旧 SEB のアンバンドリングにより設立された州営配電事業者（State Discom）、

SEB 体制が残存する州では SEB の配電部門、もしくはデリーやムンバイ等、一部の大都市

では、民間資本による配電・小売事業者も存在する。

図 2-4 インドの電気事業体制（配電・小売部門）

発電

送電配電（小売）

地域電力会社

州電力局（SEB）（送電部門）（配電部門）

国営送電会社（PGCIL）

州営送電会社州営配電（小売）会社

民間配電（小売）会社

（送電部門）（配電部門）

発電送電

配電（小売）

地域電力会社

州電力局（SEB）

需要家

州営配電（小売）会社

民間配電（小売）会社

14

2.2 電気事業改革の経緯

1990 年代以降のインドにおける電気事業改革の経緯について論じる2。

2.2.1 1990 年代

1990 年代にインドが自由経済への移行を開始したのを機に、電気事業においても、様々

な自由化や制度改革が実施されてきた。電気事業制度改革の背景として、電力不足の深刻化

していた一方、SEB の技術水準（発電効率、送配電ロス率など）と財務状況が概して劣悪で

あり、電力需要増に対応した設備増強の資金を政府機関（中央、州）で賄いきれる状況では

なかったため、民間投資を呼び込む必要があったことが挙げられる。初期の電気事業改革は発電能力の強化に重点が置かれ、1991 年の電力供給法（The

Electricity (Supply) Act）改正にともない、民間資本による IPP の参入が認められた。しかし、

IPP の新規参入は思うように進まず、開発目標値の 3 割程度しか達成できなかった。政府機

関である国家計画委員会の 2002 年報告書によると、民間資本が発電事業への参入を敬遠し

た要因としては、プロジェクトの認可・財務などの手続きの煩雑や、SEB の劣悪な財務状況

における支払い保証の与信が挙げられている。同報告書はさらに、今後の改革の方向性とし

て、独立した規制委員会が電気料金を合理化することや、SEB を発送電分離させて各部門

の業務効率化を図ること（州電力セクター改革）を提言している。こうした流れを受け、電気事業改革の対象は、発電部門だけでなく、配電等、他の部門へ

も拡大していった。1996 年には、州の電気事業改革に向けた行動方針として、MOP により、

全国電力共通行動計画（CMNAP: Common Minimum National Action Plan for Power）が策定さ

れた。ここでは、①州政府内部組織の SEB を独立させ、経営の独立性や収益性を考慮した

事業が実施できるよう、組織改革及び企業化を行う、②規制委員会を設立して、電気料金制

度の合理化を図る、③最低電気料金制度に関するガイドライン改正（農業部門に限ってはそ

の他一般部門より優遇された緩やかな基準）、④配電部門への民間投資促進、等の方針が謳

われている。 1998 年に電力規制委員会法（The Electricity Regulatory Commission Act）が成立し、CERC

および SERC の設立が規定された。規制委員会の主な役割としては、電気料金及び報酬率の

規制や事業ライセンスの発行、電力取引における係争仲裁等が挙げられる。ただし、SERCの設立時期については各州政府の判断に委ねられたため、実際に SERC が設立された時期

は州によって異なっている。

2.2.2 2000 年代

2000 年に入り、電源開発及び改革促進プログラム（APDRP: Accelerated Power Development and Reforms Programme）が導入され、配電部門を中心に事業改革が進められた。APDRP の

主な目的としては、電力損失率を 15%以下に低減し財務状況を改善すること、停電の減少

を通じて電力供給品質を向上すること、これらを通じて電力供給に関する顧客満足度を向

上させることが挙げられている。これらの目的を達成するための設備修繕・改良等に係る費

2 1990 年代～2000 年代前半の制度改革の概要については、（一社）海外電力調査会「海外電力（2008 年

1 月号）」P29-31 を参照した。

15

用の 50％（内半分は補助金として、残りは貸付金として）を州政府に代わって中央政府が

負担（残りの 50%は州政府が負担）することが盛り込まれた。本ファンディングを通して電

気事業改革を進めるために、①SERC 立ち上げを進めている州、②アンバンドリング（及び

一部地域における自由化）を進めている州、③検診率 100%に向けた計画を遂行している州、

④高い運用効率を達成し事業性を向上させている州、におけるプロジェクトに対して優先

的に資金が付与されることが述べられている。慢性的な供給力不足及び、オフピーク時間における系統周波数の上昇等、需給バランス維

持に関する課題を背景として、2002 年には、供給余力に基づく電力価格制度（ABT: Availability Based Tariff）が導入された。ABT では、供給断面での系統周波数状況を踏まえ、

発電事業者及び配電事業者が自らの発電量及び需要を調整するインセンティブを付与して

いる。ABT は、①容量料金（Capacity Charges）、②エネルギー料金（Energy Charges）、③計

画外電力融通（UI：Unscheduled Interchange）料金、の 3 部構成となっている。 UI 料金については、系統周波数の状況を踏まえて支払額が決定され、周波数が高い（供

給過多）の時間帯においては支払額が下がり、周波数が低い（需要過多）の時間帯には支払

額が上がるような価格が定められており、発電事業者・配電事業者が系統の需給に応じて実

断面で需給を調整するインセンティブとなっている（価格設定については、ABT 改定毎に

見直されてきた）。 1990 年代における事業改革を経ても電力供給品質が十分なレベルに達しておらず、電力

供給不足が深刻であったこと、新たに設立された SEB の財務状況が非常に悪化していたこ

とを受けて、独立に存在していた関連法制であるインド電気法（Indian Electricity Act、英国

統治下の 1910 年制定）、電力供給法（The Electricity (Supply) Act、1948 年制定、1991 年改

正）、1998 年電力規制委員会法（The Electricity Regulatory Commission Act）、の 3 法を統合・

改定した、2003 年に電気法（The Electricity Act）が成立した。同法には、SEB のアンバンド

リングや電気料金の合理化、水力発電以外の認可制の廃止、送配電系統へのオープンアクセ

スの実施等が主に規定されている。 2005 年には電力セクターにおける基本政策方針である国家電力政策（National Electricity

Policy）が MOP によって策定され、そこでは 2012 年までに達成すべき目標として、世帯電

化率 100％をはじめ、信頼度と安定性の高い電力供給や適正な電気料金の実現が謳われてい

る。また、同法の規定に従い、「国家電力計画（National Electricity Plan）」が CEA によって

5 年ごとに策定されることになり、この中で、国家電力政策の方針に準拠した中長期の電力

需給計画及び電力設備開発計画が示されている。最新版の国家電力計画は 2018 年に公表さ

れている。加えて、同法で打ち出された方針の 1 つである「電気料金の合理化」に基づき、2006 年

には MOP が「電気料金政策」を公表し、複数年度料金の適用や農業用電力補助金の縮小等

を打ち出している。 2008 年 6 月にはインド・エネルギー取引所（IEX: India Energy Exchange）の運営が開始さ

れ、同年 10 月にはインド電力取引公社（PXIL: Power Exchange India Limited）も設立された。

2003 年電気法に規定された電力取引の自由化を進展させる役割を担っている。

2.2.3 2010 年代以降

2012 年 7 月には系統からの電力過剰引き出しによってインド大停電が発生した。国内の

16

電力不足の州と電力余剰の州とが UI メカニズムを利用していたことで、周波数に大きな変

動を引き起こし、系統を不安定にしていたことが原因とされている。大停電を受けて CEAに設置された対策委員会では以下の提言を取りまとめて連邦政府に提出した。

周波数を出来る限り 50Hz に近づける必要がある。 UI メカニズムを通じた周波数管理は十分に機能せず、予備電源やアンシラリーサ

ービスを活用して周波数管理する必要がある。この提言を受けて、2014 年に新たに導入されたのがインバランス料金制度（DSM:

Deviation Settlement Mechanism）である。UI メカニズムからの主な変更点は以下の通り。発電・需要インバランスに関する上限値を設定基準周波数の許容変動幅（49.7~50.2 Hz から 49.9~50.05 Hz に変更）とレート（0.02

Hz 毎の定義から 0.01 Hz 毎の定義に変更）を再定義。 2015 年 8 月には、州外へ供給する再生可能エネルギー電力（太陽光および風力）につい

ては、専用の deviation charge が課せられるようになった。直近では 2019 年 1 月に DSM 制度が改定され、kWh あたりの費用が固定額だったインバ

ランス料金単価が市場価格連動するよう変更された。従来の固定されたインバランス料金

単価では、市場価格のボラティリティが反映されず、不足電力を市場調達するよりインバラ

ンス料金の支払いを選択する事業者がいたことが理由である。また、大停電後の CEA による提言を受けて、連邦政府は周波数管理を強化するべく、2016

年 4 月に調整力アンシラリーサービス（RRAS: Reserves Regulation Ancillary Services）を実

施している。本規制は州間送電を対象とし、送電網の周波数調整および混雑解消を目的とし

ている。インドの電気事業改革は、中央政府が改革の方針を州政府に提示し、それを受けて州政府

が州内の制度改革を進めるという方式が採られている。インドでは強固な地方自治体制が

歴史的に根づいていることもあり、改革の足並みは必ずしも全国一律には進まず、州によっ

て温度差が存在するのが実状である。

17

2.3 電気料金制度

2.3.1 小売料金

上記の通り、2003 年電気法改正にて電気料金制度改革の枠組みが示され、以降も料金制

度の基本的な方向性はこれを継承しているが、インドでは州による地方自治体制が強く、中

央政府が制度改革の枠組みを提示しても、実際の制度改革の進展は州によって大きく異な

っている。特に電気料金制度に関しては、各州の経済状況（特に貧困率の高い州は電気料金

水準が低い傾向）、政策的に電気料金が抑制されている農業部門の比率、労働組合の強弱、

州首相の政治力などが改革の進展度合いに大きな影響を与えている。インドの小売料金は州政府統制料金であり、州によって電気料金価格は異なっている。石

炭・ガス産地や貧困州では平均供給コストよりも安価に設定されており、政策的に低水準に

抑えられているのが現状である。 2003 年電気法の規定に基づき、各 SERC が州内の電気料金を認可することを所管してい

る。その認可プロセスは次の通りである。事業者が料金改定の申請を SERC に対して行う。 SERC 所定の申請様式に必要事項を記載の上、内容を事業者が公表する。 SERC は事業者からの申請を受けてから 120 日以内に、州の住民からの広く意見募

集を行った結果も考慮して、申請内容の認可または却下の判断を下す。 SERC は事業者に対する命令を下してから 7 日間以内に、その命令が記載された書

面を関係する政府機関、規制当局、当事者を含む関係者に送付する。小売料金は逓増料金制が導入されており、同じ料金カテゴリーであっても月額の使用量

が大きいほど単価が高くなるよう設定されている。また、用途別の電気料金を比較すると、

産業用料金が最も高く、家庭用、農業の順で料金が安くなる傾向にある。 2006 年に公表された電気料金政策でも述べられているように、特に農業用電力の安価供

給が問題視されており、補助金の漸次削減・廃止が定められている。農業用電力については、

配電（小売）会社はコストの 8 割しか回収できていなく、州政府からの補助金を充てても、

配電会社の累積赤字は膨らんでいる状況の模様である。国内人口の 6～7 割は農業に従事し、

農業が歴史的に国の基幹産業として位置づけられている背景があるため、農村地域は選挙

の大票田であり、長らく電気料金改定は実施されなかった。しかし、近年は中央政府による

料金政策が各州に受け入れられつつあり、徐々に料金改定に踏み出す州も出てきている。また、政府は、2015 年に配電会社の経営改善プログラム（UDAY: Ujwal DISCOM Assurance

Yojana）を発表し、その中で、2015 年から 2 年かけて、配電会社の負債を証券化し売却する

ことにより、債務解消を図る方針が示された3。インド各州の小売料金を見てみると、例えば、農業人口が州人口の 3 分の 2 を占めるラ

ジャスターン州（図 2-5 では「RJ」）では、前述の通り農業部門の電気料金が政策的に安価

に抑えられていることが原因で、平均電気料金価格が平均供給コストを下回っていると想

定される。

3 出所）（一財）日本エネルギー経済研究所（2018）『平成 29 年度産業経済研究委託事業（電力・ガス取

引監視に係る国際連携の高度化調査）』

18

図 2-5 インド各州の小売料金および平均供給コスト

出所）enincon.search & analysis 注）ACS: Average Cost of Supply

小売電気料金の例として、Maharashtra 州の料金表を下表に示す。用途別を問わず、基本

料金および電力量料金の二部料金制が採用されている。また、前述の通り、インドでは時間

帯別料金（TOU: Time of Use）の設定が求められており、Maharashtra 州では既に家庭用以外

の用途でTOUメニューが設けられている。また、力率ペナルティ制度（Power Factor Incentive）が存在し、需要家は力率 90％を達成しなければならず、未達の場合には当月の力率結果に

応じて電気料金月額の一定比率の追加料金が別途課されるようになっている。なお、中央政府は 2016 年 1 月、「電気料金政策（Tariff Policy）」を発表し、新たな電気料

金政策を示した。主な政策目標として以下の 4 項目が提示され、そのための道筋を各州政府

および州規制機関が示すことを求めている。 ①電気を国民にいきわたらせること ②電気料金を適正な水準に抑えるべく、電気事業の効率化を促すこと ③持続可能な将来に向け環境問題に対応すること ④投資環境の整備である。すべての需要家に 24 時間停電することなく電気を供給する

上記の「電気料金政策」ではこの他、スマートメーターの普及、再生可能エネルギーの購

入義務制度（RPO: Renewable Portfolio Obligation）を 2022 年までに導入すること、太陽光と

風力については導入促進の観点から託送料金を徴収しないこと、税制変更時の電気料金へ

の転嫁を容認すること、等が謳われている。

表 2-3 Maharashtra 州における小売料金表

【低圧・中圧対象】

No 項目月電力量基本料金

（INR/月）託送料

（INR/kWh）電力料

（INR/kWh）

1 居住用（BPL） BPL Category 13.00 ― 1.06

2 居住用

0-100 Units Single Phas

e: 65 Three Phas

e: 185

1.18

3.07 101-300 Units 6.81 301-500 Units 9.76

501-1000 Units 11.25 Above 1000 Units 12.53

19

3 非居住用又は商業用

（0-20kW）

0 to 200 Units 270 1.18

6.10 Above 200 Units 9.32

4 非居住用又は商業用

（＞ 20kW and ≦

50kW, ＞50kW）

＞20kW and ≦50kW 270 1.18

9.98

＞50kW 12.58 加算料金（上記の電力量料金単価に以下の時間帯別単価を加算）

2200Hrs-0600Hrs -1.50 0600Hrs-0900Hrs &

1200Hrs-1800Hrs 0.00

0900Hrs-1200Hrs 0.80 1800Hrs-2200Hrs 1.10

5 公共用水・下水

0-20kW 80

1.18

2.09 ＞20kW and ≦40

kW 90 3.37

＞40kW 135 4.69 加算料金（上記の電力量料金単価に以下の時間帯別単価を加算）

2200Hrs-0600Hrs -1.50 0600Hrs-0900Hrs &

1200Hrs-1800Hrs 0.00

0900Hrs-1200Hrs 0.80 1800Hrs-2200Hrs 1.10

6 農業用水（非計量）

Category 1 Zones 0-5HP 334

122 ― ＞5HP and ≦

7.5HP 365

＞7.5kW 400 Category 2 Zones

0-5HP 236

122 ― ＞5HP and ≦

7.5HP 266

＞7.5kW 294 7 農業用水（計量） ALL Units 24 1.18 1.95 8 農業用その他 ALL Units 65 1.18 3.26

9 力織機

0-20kW 270（1 回

接続毎） 1.18

4.59

Above 20kW 185

（1kVA） 5.95

加算料金（上記の電力量料金単価に以下の時間帯別単価を加算） 2200Hrs-0600Hrs -1.50

0600Hrs-0900Hrs & 1200Hrs-1800Hrs

0.00

0900Hrs-1200Hrs 0.80 1800Hrs-2200Hrs 1.10

10 産業用一般 0-20kW 270（1 回

接続毎） 1.18 4.76

20

Above 20kW 185

（1kVA） 6.38


0600Hrs-0900Hrs & 1200Hrs-1800Hrs

0.00

0900Hrs-1200Hrs 0.80 1800Hrs-2200Hrs 1.10

11 公衆街路灯

Gram Panchayat, A,B & C Class

Munucipal Councils 65 1.18 4.39

Municipal Corporation Areas

5.48

12 臨時供給（宗教行事） ALL Units 355 1.18 3.20 13 臨時供給その他 ALL Units 360 1.18 12.63 14 広告用掲示板等 ALL Units 575 1.18 12.58 15 火葬・埋葬場 ALL Units 355 1.18 3.14

16 州立教育機関・病院

（ⅰ）≦20kW 0-200 Units 235（1 回

接続毎） 1.18


（ⅱ）＞20kW and ≦50kW

235（1kVA）

5.10

（ⅲ）＞50kW 5.81 加算料金（上記の電力量料金単価に以下の時間帯別単価を加算）

2200Hrs-0600Hrs -1.50 0600Hrs-0900Hrs &

1200Hrs-1800Hrs 0.00

0900Hrs-1200Hrs 0.80 1800Hrs-2200Hrs 1.10

17 公共施設その他

（ⅰ）≦20kW 0-200 Units 270（1 回

接続毎） 1.18


（ⅱ）＞20kW and ≦50kW

270（1kVA）

6.85

（ⅲ）＞50kW 7.21 加算料金（上記の電力量料金単価に以下の時間帯別単価を加算）

2200Hrs-0600Hrs -1.50 0600Hrs-0900Hrs &

1200Hrs-1800Hrs 0.00

0900Hrs-1200Hrs 0.80 1800Hrs-2200Hrs 1.10

21

【高圧対象】

No 項目需要家分類基本料金（INR/月）

電力料（INR/kWh）

18 産業用一般

一般需要 270

6.98 季節需要 7.37


0600Hrs-0900Hrs & 1200Hrs-1800Hrs

0.00

0900Hrs-1200Hrs 0.80 1800Hrs-2200Hrs 1.10

19 商業用

ALL Units 270 11.45 加算料金（上記の電力量料金単価に以下の時間帯別単価を加算）

2200Hrs-0600Hrs -1.50 0600Hrs-0900Hrs &

1200Hrs-1800Hrs 0.00

0900Hrs-1200Hrs 0.80 1800Hrs-2200Hrs 1.10

20 鉄道・地下鉄・モノレ

ール ALL Units 270 5.80

21 公共用水・下水


2200Hrs-0600Hrs -1.50 0600Hrs-0900Hrs &

1200Hrs-1800Hrs 0.00

0900Hrs-1200Hrs 0.80 1800Hrs-2200Hrs 1.10

22 農業用水 ALL Units 45 3.44 23 農業用その他 ALL Units 45 4.75

24 集住地域(高圧一括

受電) ALL Units 220 5.82

25 臨時供給（宗教行事） ALL Units 355 3.20 26 臨時供給その他 ALL Units 290 10.27

27 州立教育機関・病院


2200Hrs-0600Hrs -1.50 0600Hrs-0900Hrs &

1200Hrs-1800Hrs 0.00

0900Hrs-1200Hrs 0.80 1800Hrs-2200Hrs 1.10

28 公共施設その他


2200Hrs-0600Hrs -1.50 0600Hrs-0900Hrs &

1200Hrs-1800Hrs 0.00

0900Hrs-1200Hrs 0.80 1800Hrs-2200Hrs 1.10

22

【高圧託送料】供給電圧 INR/kWh

66kV and above ― 33kV 0.09 22kV or 11kV 0.82

出所）Revision in Electricity Tariff with effect from 1 April, 2018 and Implementation thereof, MSEDCL を元に、

三菱総合研究所作成

注 1）「1Unit」は「1kWh」と同義。

注 2）「HP」は馬力（≒0.736kW）を意味する。

注 3）「BPL」とは最低生活水準を表し、設備容量計が 0.25kW 以下で且つ年間使用量が 360Units 以下の需

要家が対象（BPL Category）。注 4）農業用水の「Category 1 Zones」には、①Bhandup、②Pune、③

Nashik が該当し、「Category 2 Zones」には、①Amaravati、②Aurangabad、③kalyan、④Konkan、⑤

Kolhapur、⑥Latur、⑦Nagpur が該当する。

2.3.2 託送料金

送電事業者が設定する託送料金についても、小売料金と同様に電力規制委員会（CERC ま

たは SERC）が認可すると 2003 年電気法にその旨規定がある。また、認可プロセスについ

ては小売料金と同様である旨、同じく 2003 年電気法第 62 条（料金の決定）および第 64 条

（料金改定申請の手順）に規定されている。 Maharashtra 州の託送料金は下の表の通りであり、オープンアクセス期間（配電（小売）

事業者が送電事業者の送電設備に接続・利用できる契約期間）の長短によって料金単価が異

なる仕組みとなっている。

表 2-4 Maharashtra 州における託送料金表

No 項目 2016-2017

年度 2017-2018

年度 2018-2019

年度

1 年間固定費［1000 万 INR］ 3961.57 4363.08 4745.58 2 送電容量［MW］ 15029.37 15324.19 16311.93 3 長期契約託送料金［10 万 INR/MW/年］ 26.36 28.47 29.09 4 長期契約託送料金［INR/MW/日］ 7221.61 7800.51 7970.61

5 短期契約託送料金（長期の 25％）

［INR/MW/日］ 1805.40 1950.13 1992.65

6 6 時間短期契約託送料金［INR/MW］ 451.35 487.53 498.16

7 6 ～ 12 時間短期契約託送料金

［INR/MW］ 902.70 975.06 996.33

8 12 ～ 24 時間短期契約託送料金

［INR/MW］ 1805.40 1950.13 1992.65

9 想定年間送電容量［GWh］ 66131.00 71354.00 76688.00

10 短期オープンアクセス料金

（No.1/No.9*0.25）［INR/MWh］ 149.76 152.87 154.70

出所）Transmission Multi-Year Tariff Order for FY2016-17 to FY2018-19, MPERC を元に、三菱総合研究

所作成

23

3．インドにおける電力需給状況

3.1 電力需給の概要

3.1.1 電力需給バランスの推移

中央電力庁（CEA: Central Electricity Authority）では毎年、インド全国及び各州における電

力需給バランスの実績及び見通しを取りまとめた報告書である、“Load Generation Balance Report (LGBR)”を発刊している。最新版は、2018 年 7 月発刊の 2018-2019 年度版で、前年度

（2017-2018 年度）の需給バランス実績及び 2018-2019 年度4の見通しが掲載されている。 LGBR に掲載されたデータを元に、インド全土での 2007 年度以降の需給バランスの実績

推移及び 2018 年度の見通しについて、以下の図に示す。図 3-1 は、年最大需要（peak demand, GW）に対する供給力（peak met）の確保状況、図 3-2 は、年間の需要電力量（requirement, TWh）に対する供給電力量（availability）の確保状況を示したものである。それぞれのグラ

フにつき、左の色の薄い棒が最大需要に対する供給力（もしくは年間供給電力量）、右の色

の濃い棒が最大需要（もしくは年間需要電力量）、折れ線グラフは余剰率もしくは不足率を

表している（不足の場合は、0%を下回る）。

図 3-1 インド全土における電力需給バランスの推移（最大需要ベース）

出所）CEA “Load Generation Balance Report” 2018-2019 年度版までのバックナンバーを元に、三菱総合

研究所作成

4 インドでは、日本と同様、4 月から始まり 3 月で終わる年度を採用している。簡略化のため、以降は

「2018-2019 年度」を「2018 年度」と呼ぶこととする。

-20%

-10%

0%

10%

20%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018(計画) 余

剰/不

足率

最大

需要

/供給

力(G

W)

供給力最大需要余剰/不足率

24

図 3-2 インド全土における電力需給バランスの推移（年間電力量ベース）

出所）CEA “Load Generation Balance Report” 2018-2019 年度版までのバックナンバーを元に、三菱総合

研究所作成最大需要ベース、電力量ベースのいずれにおいても、2010 年度以前は 10%を上回る不足

が発生していたが、2010 年度以降は徐々に改善する傾向を示しており、2016 年度以降は、

まだ若干の不足は発生しているものの、インド全体で見ると、供給力不足の問題はほぼ解消

しつつある。 2018 年度については計画上、最大需要ベースで 2.5%、電力量ベースで 4.6%と、供給余剰

に大きく転じる見通しとなっている。ただし、計画上は 2016 年度から供給余剰を見込んで

いたものの、実績では 2016 年度、2017 年度とも若干の不足となっていることから、2018 年

度の計画値もやや楽観的に設定されている（実績ではここまでの供給余剰は発生しない）と

推定される。インド全土で見ると電力供給不足は解消に向かいつつあるものの、地域別の需給状況に

はまだ大きなばらつきが見られる。表 3-1 及び表 3-2 は、2017 年度における各州の電力需

給バランスにつき、最大需要ベース及び年間電力量ベースでそれぞれ示したものである5。首都デリーや、Maharashtra 州など、大都市圏を擁する州では概して供給不足は生じてい

ない、もしくはわずかな不足率にとどまっている。他方で、比較的大きな供給力不足が生じ

ている州は、北部の国境に近い地域、東部及び北東部の一部の州など、他地域に比べて経済

発展が遅れている地域に多く見られる。このように州間で電力需給の状況に差が生じてい

るのは、州内の電源の過不足によるものだけではなく、電力系統の強靱・脆弱性の違いや財

政的な事情により、州を超えた電力調達が容易な州と困難な州が存在することによるもの

と考えられる。このように、電力供給力不足の問題は完全に解消した訳ではないものの、インド全土で絶

対量が不足している状況は脱しつつあり、今後も需要の成長に合わせた電源形成は引き続

き必要とはなるものの、都市部では電力供給の更なる品質改善、地方部では電力系統の増強

による地域間の需給ボトルネック解消が、より重要な課題になると考えられる。

5 なお、表 3-1 表 3-2 において、計画値では供給余剰が生じる州がいくつか存在する一方、実績値では

余剰率が 0%を上回る州が存在しない。これは、供給余剰が生じた州は余剰分を他州へ融通することに

より、結果として「供給＝需要」になっていると統計処理されているためである。

-20%

-10%

0%

10%

20%

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018(計画) 余

剰/不

足率

需要

電力

量/供

給電

力量

(TW

h)

供給電力量需要電力量余剰/不足率

25

表 3-1 州別の電力需給バランス（2017 年度、最大需要ベース）

州最大需要(MW) 供給力(MW) 余剰/不足率(%)

計画実績計画実績計画実績 Chandigarh 390 363 365 363 -6.4 0.0 Delhi 6,560 6,553 6,657 6,526 1.5 -0.4 Haryana 9,890 9,671 8,880 9,539 -10.2 -1.4 Himachal Pradesh 1,570 1,594 2,333 1,594 48.6 0.0 Jammu & Kashmir 2,770 2,899 2,393 2,319 -13.6 -20.0 Punjab 12,130 11,705 11,502 11,705 -5.2 0.0 Rajasthan 11,490 11,722 12,382 11,564 7.8 -1.3 Uttar Pradesh 17,720 20,274 17,866 18,061 0.8 -10.9 Uttarakhand 2,240 2,149 2,167 2,149 -3.3 0.0 Northern Region (subtotal) 56,800 60,749 60,600 58,448 6.7 -3.8 Chhattisgarh 4,186 4,169 4,370 3,887 4.4 -6.8 Gujarat 14,610 16,590 15,213 16,590 4.1 0.0 Madhya Pradesh 11,595 12,338 12,537 12,301 8.1 -0.3 Maharashtra 20,700 22,542 23,765 22,494 14.8 -0.2 Daman & Diu 330 362 344 362 4.3 0.0 Dadra & Nagar Haveli 720 790 737 790 2.4 0.0 Goa 590 559 598 558 1.4 -0.2 Western Region (subtotal) 48,842 50,477 57,224 50,085 17.2 -0.8 Andhra Pradesh 8,202 8,993 8,447 8,983 3.0 -0.1 Karnataka 11,138 10,857 10,534 10,802 -5.4 -0.5 Kerala 4,387 3,892 3,928 3,870 -10.4 -0.6 Tamil Nadu 15,165 15,001 17,392 14,975 14.7 -0.2 Telangana 9,196 10,298 8,265 10,284 -10.1 -0.1 Puducherry 398 390 393 387 -1.3 -0.8 Southern Region (subtotal) 44,908 47,385 45,355 47,210 1.0 -0.4 Bihar 4,000 4,521 3,494 4,515 -12.7 -0.1 Damodar Valley Corporation6 2,800 2,896 4,286 2,896 53.1 0.0 Jharkhand 1,300 1,332 1,106 1,260 -14.9 -5.4 Odisha 4,450 4,652 4,745 4,402 6.6 -5.4 West Bengal 8,570 8,137 9,061 8,114 5.7 -0.3 Sikkim 90 96 179 96 99.1 0.0 Eastern Region (subtotal) 21,577 20,794 23,743 20,485 10.0 -1.5 Arunachal Pradesh 158 145 152 145 -3.4 0.0 Assam 1,831 1,822 1,379 1,745 -24.7 -4.2 Manipur 210 202 189 195 -10.1 -3.5 Meghalaya 346 369 572 368 65.6 -0.3 Mizoram 108 105 165 96 52.9 -8.6 Nagaland 149 155 162 146 8.4 -5.8 Tripura 312 342 325 342 4.1 0.0 North-Eastern Region (subtotal) 2,727 2,629 2,802 2,520 2.7 -4.1 All India 169,130 164,066 180,601 160,752 6.8 -2.0

出所）CEA “Load Generation Balance Report” 2018-2019 年度版

6 Damodar Valley Corporation (DVC)は、米国の TVA (Tennessee Valley Authority)をモデルに設立された国策

電力会社で、West Bengal 州と Jharkhand 州それぞれの一部地域を供給エリアとして自社の発電所を所

有し、電力供給を行っている。

26

表 3-2 州別の電力需給バランス（2017 年度、年間電力量ベース）

州需要電力量(GWh) 供給電力量(GWh) 余剰/不足率(%) 計画実績計画実績計画実績

Chandigarh 1,707 1,610 1,665 1,601 -2.5 -0.6 Delhi 32,396 31,825 38,346 31,808 18.4 -0.1 Haryana 51,353 50,775 56,029 50,775 9.1 0.0 Himachal Pradesh 9,740 9,399 12,869 9,345 32.1 -0.6 Jammu & Kashmir 18,133 18,809 14,724 15,050 -18.8 -20.0 Punjab 55,935 54,812 58,165 54,812 4.0 0.0 Rajasthan 72,535 71,193 77,291 70,602 6.6 -0.8 Uttar Pradesh 117,072 120,051 136,419 118,303 16.5 -1.5 Uttarakhand 14,428 13,457 14,207 13,426 -1.5 -0.2 Northern Region (subtotal) 373,301 371,934 409,715 365,723 9.8 -1.7 Chhattisgarh 26,728 25,915 31,209 25,832 16.8 -0.3 Gujarat 102,983 109,985 116,897 109,973 13.5 0.0 Madhya Pradesh 74,386 69,926 84,183 69,926 13.2 0.0 Maharashtra 144,266 149,760 163,053 149,531 13.0 -0.2 Daman & Diu 2,388 2,534 2,437 2,534 2.0 0.0 Dadra & Nagar Haveli 5,760 6,167 6,176 6,167 7.2 0.0 Goa 4,100 4,117 4,295 4,117 4.8 0.0 Western Region (subtotal) 366,956 368,404 414,595 368,081 13.0 -0.1 Andhra Pradesh 56,953 58,384 63,079 58,290 10.8 -0.2 Karnataka 71,562 67,869 77,384 67,702 8.1 -0.2 Kerala 25,504 25,004 24,879 24,916 -2.5 -0.4 Tamil Nadu 109,108 106,006 117,771 105,839 7.9 -0.2 Telangana 56,307 60,318 59,847 60,237 6.3 -0.1 Puducherry 2,659 2,669 3,039 2,662 14.3 -0.3 Southern Region (subtotal) 323,146 320,248 347,051 319,642 7.4 -0.2 Bihar 26,600 27,019 21,207 26,606 -20.3 -1.5 Damodar Valley Corporation 20,041 21,550 24,562 21,375 22.6 -0.8 Jharkhand 9,485 7,906 7,005 7,753 -26.1 -1.9 Odisha 29,715 28,801 31,081 28,706 4.6 -0.3 West Bengal 52,432 50,760 53,662 50,570 2.3 -0.4 Sikkim 423 486 967 485 128.3 -0.2 Eastern Region (subtotal) 150,151 136,522 149,871 135,490 -0.2 -0.8 Arunachal Pradesh 1,696 799 1,674 789 -1.3 -1.3 Assam 9,628 9,095 8,434 8,779 -12.4 -3.5 Manipur 1,032 872 1,176 827 14.0 -5.2 Meghalaya 1,720 1,555 2,355 1,551 36.9 -0.3 Mizoram 531 497 636 488 19.8 -1.8 Nagaland 785 795 821 771 4.6 -2.9 Tripura 1,364 2,600 2,408 2,552 76.6 -1.8 North-Eastern Region (subtotal) 16,106 16,217 16,595 15,764 3.0 -2.8 All India 1,229,661 1,213,325 1,337,828 1,204,697 8.8 -0.7

出所）CEA “Load Generation Balance Report” 2018-2019 年度版

27

3.1.2 電力消費電力量及び発電電力量の推移

国際エネルギー機関（IEA: International Energy Agency）が公表しているエネルギー統計デ

ータを元に、インドにおける 1990 年以降のエネルギー需要（消費電力量）及び発電電力量

の推移を、図 3-3 及び図 3-4 に示す。なお、前節にて用いたデータとは出所となる統計が

異なるため、電力消費量の数字は若干異なっている。

図 3-3 インドにおける電力消費量の推移

出所）IEA Statistics を元に、三菱総合研究所作成近年、インド経済が堅調に成長していることを反映し、電力消費量は 2006 年から 2016 年

までの 10 年間に、543 TWh から 1,110 TWh へと 2 倍以上に増加している。この間の年平均

成長率（CAGR: compound annual growth rate）は 7.4%で、その前の 10 年間の CAGR（1996年～2006 年に平均 5.4%増加）を上回る高い伸びで増加している。セクター別に見ると、産業用が全体の 38%を占め（2016 年実績）、次いで住宅用が 25%、

農業用が 18%、商業・公共サービス用が 10%の順となっている。産業用需要は過去 10 年間

平均で 5.9%増加しているが、世帯電化率の上昇及び生活水準の向上により住宅用需要がそ

れを上回る 8.8%で増加しており、全体に占める割合で見ると、産業用のシェアが徐々に下

がって住宅用のシェアが高まる傾向を示している。また、第 2 章でも述べた通り、農業用の電気料金が政治的に低く抑えられており、灌漑用

の汲み上げポンプを中心に電力が使用されており、農林業用需要が占める割合が 10%と比

較的高いことも特筆に値する。ただし、農業用の電気料金が低廉に設定されている現状にお

いては、農業用電力需要の増加は配電事業者の経営を圧迫する要因ともなっていると推察

される。

0

200

400

600

800

1,000

1,200[TWh]

千

住宅用産業用運輸用商業・公共サービス用農林業用その他

28

図 3-4 インドにおける発電電力量の推移

出所）IEA Statistics を元に、三菱総合研究所作成発電電力量に占める燃料種別内訳を見ると、石炭が全体の 75%という圧倒的に大きなシ

ェアを占め、次いで水力・再エネが 16%、天然ガスが 5%、原子力が 3%、石油が 2%、とい

う順になっている。石炭の比率は、以前より 70%前後を占めてきたが、2010 年代に入って

その比率が更に少しずつ上昇する傾向を示している。これは、電力供給不足を解消すべく、

インド政府の主導による電源開発プロジェクト（UMPP: Ultra Mega Power Project）が進めら

れてきており、その結果、大型の石炭火力発電所が次々と新設されてきていることによるも

のである。他方で、天然ガスは、2000 年代においては発電電力量の 10%程度占めていたも

の、近年その比率は縮小する傾向を示している。インドでは、石炭や石油等の化石燃料を国内で産出するものの、急増する国内エネルギー

需要を国産資源では賄いきれず、石炭、石油、天然ガスいずれも輸入依存度が高まる傾向を

示している。その中でも、石炭は輸入を含めても他の燃料よりも安価であることから、石炭

火力が競争力を強めており、代わりに天然ガス火力、特に輸入 LNG（Liquefied Natural Gas）を使った天然ガス火力が競争力を失ってきたと解することができる。石炭火力は本来、一定の出力で発電するベースロード運転に適した電源であり、他方、需

給状況に合わせて出力を柔軟に変動させることができる調整電源としては、水力発電（特に

揚水発電）や天然ガス火力、石油火力の方が一般的には優れているとされるものの、石炭火

力が圧倒的なシェアを占めるインドにおいては、石炭火力も調整電源として運用される状

況となっている。

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600[TWh]

千石炭石油天然ガス原子力水力・再エネ電力輸入(差引) 石炭比率

Coal

29

3.2 電化率

モディ政権では「1 日 24 時間・週 7 日停電することなく電気を供給する」ことを公約と

して掲げ、電力インフラの整備を進めている。電化は着実に推進されており、2016 年時点

では約 82%（都市部：96%、郊外：74%）の電化率を達成している。

図 3-5 インド全土における電化率の推移

出所）IES “Energy Access Outlook 2017”を元に、三菱総合研究所作成 2017 年 9 月、非電化世帯へ接続を支援する事業計画「Saubhagya」が施行され、郊外の貧

しい世帯も含めて、インフラの拡大が進められた。計画の進行状況を示す「Saubhagya Dashbord（http://saubhagya.gov.in/）」によれば、2019 年 3 月 1 日時点の電化率は、99.99%、

Chhattisgarh 州に、19,836 の非電化世帯を残すのみとされている。インド政府の発表によれ

ば、2018 年 4 月末に全ての村落までは電力系統の整備を完了しており、2019 年 3 月末まで

に全ての世帯まで接続することを目標としている。電化後も、供給品質・信頼性の向上に向

けたインフラ整備が必要となるが、電化後の施策について具体的な計画は現状発表されて

いない。

図 3-6 2019 年 3月時点のインド全土における電化率

43%

58%66%

82%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

2000 2005 2010 2016

30

出所）“Saubhagya Dashbord” http://saubhagya.gov.in/（2019 年 3 月閲覧）

図 3-7 2019 年 3月時点の地域別非電化世帯数

出所）“Saubhagya Dashbord（http://saubhagya.gov.in/）” 2019 年 3 月 1 日閲覧

31

3.3 周波数変動

電力品質の指標の 1 つである周波数変動実態について説明する。MOP が公表する周波数の

最大値・最小値の推移（図 3-8 及び図 3-9）を見ると、2003 年に西部系統と東部・北東部系

統との同期連系が開始されてから変動は大きく改善され、以降、2012 年 7 月の大規模停電

発生時に落ち込みが発生したのを除くと、徐々に変動幅は縮小する傾向を示している。

図 3-8 インドの周波数変動幅（最大および最小）の推移（2004 年 4 月～2017 年 10 月）

出所）Idam Infrastructure Advisory “Intra-state DSM Mechanism: Comparison across States”（CERC 及

び POSOCO の資料を元に作成したとの説明）

図 3-9 インドの周波数変動幅（最大および最小）の推移（2004 年 4 月～2017 年 10 月）

出所）MOP “Report of the Technical Committee on Large Scale Renewable Energy”

基準周波数の許容変動幅は IEGC に規定されており、表 3-3 の通り、改定の度に許容変動

幅の範囲が狭められている。

32

表 3-3 IEGC に規定された基準周波数の変遷

適用期間基準周波数

～2009.3 49.00－50.50

2009.4.1～2010.5.2 49.20－50.30

2010.5.3～2012.2.3 49.50－50.20

2012.2.4～2014.2.16 49.70－50.20

2014.2.17～現在 49.90－50.05

出所）CERC “Indian Electricity Grid Code”より三菱総合研究所作成

前述の通りインドでは再生可能エネルギーの大量導入が進められるため、出力変動をき

たす再生可能エネルギーが増加するにつれて、周波数の維持が今後さらに困難となること

が想定される。後述する DSM においては、インバランス料金単価が設定される周波数帯は

49.85 Hz から 50.05 Hz の間である。本制度は 2018 年に改定され、従来の周波数帯(49.70 Hzから 50.05 Hz)が、IEGC の定める基準周波数帯 49.90 Hz～50.05 Hz に近づけられた。将来的

には、インバランス料金単価の設定は 49.90 Hz から 50.05 Hz の間で行われる想定である。しかし、至近の周波数実績記録と基準周波数とを比較すると、依然として最大値・最小値

ともに周波数制御目標値を逸脱する事例が見られる（図 3-10）。

図 3-10 周波数実績記録（2019 年 3 月 7 日）

出所）POSOCO “Frequency Profile for 07-Mar-2019(Thursday)”

3.4 停電状況（SAIFI/SAIDI）

5.1.2 で記載したとおり、電化率については政府目標とおり進捗しており、2019 年 3 月上

旬時点でほぼ 100%を達成しているが、実態としては、供給力不足・設備故障等を原因とす

る停電が頻発している状況である。また新興工業地域など急速に電力需要が増加した地区

においては、電力インフラの増設が間に合わず、恒常的に計画停電（輪番停電）が実施され

ている地区も見受けられる。 CEA では、平均停電回数（SAIFI: System Average Interruption Frequency Index）と平均停電

33

時間（SAIDI: System Average Interruption Duration Index）の州別（配電事業者別）統計を公開

しているが、州によっては 3 年以上連続で統計値を発表していないなど、統計情報としては

不完全な状態である。計画停電についても、州によって停電としての定義が異なっていると

考えられる。例えば Maharashtra 州の工業地域では週 1 回の計画停電が実施されているが、

この統計値での SAIFI は 6.01 となっており、停電実績として報告されていないと想定され

る。表 3-4 は州別の SAIFI/SAIDI をとりまとめたものである。基本的には 2017 年度のデータ

であるが、データが公開されていない州については、2016 年度、2015 年度のデータを参照

している。また配電事業者が複数存在する州についてはそれぞれの SAIFI/SAIDI を公営/民間事業者別に単純集計している。

Delhi や Maharashtra など都市部の SAIFI は約 6 回/年程度となっているが、Kamataka や

Telangana など地方部では 1 回/日以上の停電回数を記録している州も複数あり、電力系統の

信頼性については地域差が大きいことがうかがえる。また、2015～2017 年度にわたりデー

タが公開されていない州は、そもそもデータ集計自体実施されていない可能性があり、電力

事業運営の未熟さが想定される。 SAIDI についても、全体の値と比較し、低圧領域（11kV フィーダー）の停電時間が長い

傾向にあり、当該エリアに何らかの問題があると想定される。

表 3-4 州別の停電状況

地域州配電

事業者

SAIFI （回/年）

SAIDI:全体（分/年）

SAIDI:低圧（分/年）

統計年度

北部

Chandigarh 公営 1.53 ― 0.52 2017

Delhi 民営 6.32 485.34 453.73 2016

公営 ― ― ― ―

Haryana 公営 5.29 ― 8.65 2017

Himachal Pradesh 公営 ― 1835.89 ― 2015

Jammu & Kashmir 公営 ― ― ― ―

Punjab 公営 84.22 1064.89 2036.31 2016

Rajasthan 公営 ― ― 59.71 2017

Uttar Pradesh 民営 ― ― ― ―

公営 ― ― ― ―

Uttarakhand 公営 ― ― ― ―

西部

Chattisgarh 公営 ― ― ― ―

Gujarat 公営 51.57 2159.36 1905.1 2017

民営 0.18 136.66 478.33 2017

Goa 公営 ― ― ― ―

Madhya Pradesh 公営 ― ― ― ―

Maharashtra 公営 6.09 ― 229.11 2017

34

民営 6.37 171.93 ― 2015

Daman & Diu 公営 ― ― ― 2017

Dadar Nagar Haveli 公営 27.03 2740.4 1542.86 2015

南部

Andhra Pradesh 公営 5.17 1470.69 598.54 2017

Telangana 公営 463.64 18668.87 18884.88 2015

Karnataka 公営 576.48 39146.31 41516.54 2017

Kerala 公営 229.96 783.65 4588.82 2017

民営 ― ― ― ―

Lakshadweep 公営 ― ― ― ―

Odisha 公営 373.14 2.1 5697.91 2017

Puducherry 公営 ― ― ― ―

Tamil Nadu 公営 ― ― ― ―

Andaman-Nicobar 公営 ― ― ― ―

東部

Bihar 公営 ― ― ― ―

Jharkhand 公営 ― ― ― ―

民営 ― ― ― ―

West Bengal 公営 119.86 ― 3405.19 2017

民営 6.28 18 83.2 2015

Sikkim 公営 ― ― ― ―

北東部

Arunachal Pradesh 公営 368 18.33 21391 2016

Assam 公営 75.28 19997.57 18999.27 2015

Manipur 公営 ― ― ― ―

Meghalaya 公営 ― ― ― ―

Mizoram 公営 ― ― ― ―

Nagaland 公営 ― ― ― ―

Tripura 公営 ― ― ― ―

出所）CEA “Reliability Index of the Cities/Towns/Villages-Discomwise”を元に、三菱総合研究所作成注） ― は、出所の文献で 2015～2017 年度のいずれもデータが掲載されていなかったものを表す。

35

4．再生可能エネルギー導入に向けた政策動向

4.1 再生可能エネルギー導入目標

2015 年の国連気候変動枠組条約第 21 回締約国会議（COP21: Conference of Parties 21）に

先だって提出したパリ協定の国別約束草案（ INDC: Intended Nationally Determined Contributions）において、温室効果ガスの GDP あたりの排出係数を 2005 年比で 33〜35%削

減する目標が掲げられ、またその実現に向けて 2030 年までに非化石電源の割合を設備容量

ベースで 40%に引き上げるという方針が示された7。中央電力庁（CEA: Central Electricity Authority）が 2018 年 1 月に公表した国家電力計画

（National Electricity Plan）では、2022 年までに 175GW、2027 年までに 275GW の再生可能

エネルギー発電設備を導入する目標が掲げられている（設備容量ベース）。2022 年までの目

標である 175GW の内訳は、太陽光 100GW、風力 60 GW、バイオマス 10GW、小水力 5GWとされている。

なお、2018 年 7 月時点でのインド全土での電源構成を見ると、総設備容量約 345GW のう

ち 21%に相当する、71GW が再生可能エネルギーである。その内訳としては、太陽光発電が

約 23GW、風力発電が約 34GW となっている。2022 年の導入目標においては、太陽光が 4倍強、風力は 2 倍弱の増加となることから、導入目標の達成に向けて、再エネ電源、中でも

特に太陽光の導入量が今後大きく拡大することを見込んでいることが確認できる。

図 4-1 2018 年 7月時点の設備容量と 2022 年の設備容量見通し

出所）CEA "Executive Summary on power sector July 2018, JANUARY, 2018”、及び CEA “National Electricity Plan” を元に三菱総合研究所作成

7 出所）UNFCCC, “INDIA’S INTENDED NATIONALLY DETERMINED CONTRIBUTION”（2016 年）、

https://www4.unfccc.int/sites/submissions/INDC/Published%20Documents/India/1/INDIA%20INDC%20TO%20UNFCCC.pdf（閲覧日：2019 年 2 月）

36

表 4-1 2018 年 7月時点の設備容量と 2022 年の設備容量見通し

電源種別 2018 年 7 月 2022 年 3 月（目標）石炭火力発電 196,958 217,302 ガス火力発電 25,705 25,735 水力発電 45,403 51,301 原子力発電 6,780 10,080 風力発電 34,293 60,000 太陽光発電 23,022 100,000 バイオマス発電 8,839 10,000 小水力発電 4,493 5,000 合計 345,494 479,418

出所）CEA "Executive Summary on power sector July 2018”、及び CEA “National Electricity Plan, JANUARY, 2018” を元に三菱総合研究所作成

注）単位は MW 2022 年までの再生可能エネルギー導入目標に向けた、年次での再生可能エネルギー導入

量は以下の通りである。2017 年度から 2021 年度までで、毎年約 20GW から 25GW の設備

容量の増加が必要となり、そのうち、屋根置き型太陽光を含む太陽光発電の割合が約 7 割を

占める。

図 4-2 2022 年の再生可能エネルギー導入見通しにおける年次での電源別設備容量内訳

出所）CEA “National Electricity Plan, JANUARY, 2018” を元に三菱総合研究所作成 2022 年の再生可能エネルギーの導入目標の地域別内訳は、以下の通りである。風力発電

のインド全土での導入目標 60GW のうち、風況の良い南部地域（28.2GW）と西部地域

（22.6GW）で大半を見込んでおり、残りは北部地域（8.6GW）での導入を想定している、

太陽光発電の導入目標 100GW については、北部地域（31.1GW）、西部地域（28.4GW）、南

部地域（27.5GW）でそれぞれ約 3 割ずつ見込んでおり、残りは東部地域（11.7GW）での導

入を想定している。

37

表 4-2 2022 年の再生可能エネルギー導入見通しにおける地域別設備容量内訳（MW）

地域風力太陽光バイオマス小水力小計北部 8,600 31,119 2,795 2,652 45,166 西部 22,600 28,410 2,786 533 54,329 南部 28,200 27,530 2,933 2,045 60,708 東部 0 11,737 548 297 12,582

北東部 0 1,207 0 358 1,565 その他 600 89 0 125 814 全体 60,000 100,092 9,062 6,010 175,164

出所）Revised Draft National Electricity Plan (Volume II) Transmission, https://powermin.nic.in/sites/default/files/uploads/NEP-Trans.pdf（閲覧日：2019 年 2 月）

2022 年の再生可能エネルギーの導入目標の州別内訳は、以下の通りである。導入量の上

位である Maharashtra 州（西部地域）、Tamil Nadu 州（南部地域）、Andhra Pradesh 州（南部地

域）、Gujarat 州（西部地域）、Karnataka 州（南部地域）、Rajasthan 州（北部地域）、Uttar Pradesh州（北部地域）、Madhya Pradesh 州（西部地域）の 8 州の合計で、約 134GW の導入量を見込

んでおり、インド全土での導入目標の約 76%を占める。このうち、Uttar Pradesh 州を除く 7州は、後述するドイツ国際協力公社（GIZ: Deutsche Geselleschaft fur Internationale. Zusammenarbeit）によるインドの再生可能エネルギーに係る支援プロジェクトである IGEP-GEC（Indo-German Energy Programme–Green Energy Corridors）のうち、送電線建設プロジェ

クトの対象となっている州と同一である。

図 4-3 2022 年の再生可能エネルギー導入見通しにおける州別設備容量内訳（MW）

出所）CEA “National Electricity Plan, JANUARY, 2018” を元に三菱総合研究所作成注）NR：北部地域、WR：西部地域、SR：南部地域、ER：東部地域、NER：北東地域

38

表 4-3 2022 年の再生可能エネルギー導入見通しにおける設備容量内訳（上位 8州）

州（地域）太陽光発電風力発電小水力発電＋バ

イオマス発電小計

Maharashtra (WR) 11,926 7,600 2519 22,045

Tamil Nadu (SR) 8,884 11,900 1009.1 21,793

Andhra Pradesh (SR) 9,834 8,100 678.34 18,612

Gujarat (WR) 8,020 8,800 313 17,133

Karnataka (SR) 5,697 6,200 2920 14,817

Rajasthan (NR) 5,762 8,600 143 14,505

Uttar Pradesh (NR) 10,697 ― 2524 13,221

Madhya Pradesh (WR) 5,675 6,200 183.06 12,058

合計（上位 8 州） 66,495 57,400 10,290 134,184 出所）CEA “National Electricity Plan, JANUARY, 2018” を元に三菱総合研究所作成注）単位は MW 注）NR：北部地域、WR：西部地域、SR：南部地域

再生可能エネルギーの州別ポテンシャルを以下に示す。ポテンシャルが大きい順に、

Rajasthan 州（北部地域）、Jammu & Kashmir 州（北部地域）、Maharashtra 州（西部地域）、

Gujarat 州（西部地域）、Madhya Pradesh 州（西部地域）、Andhra Pradesh 州（南部地域）、

Karnataka 州（南部地域）、Himachal Pradesh 州（北部地域）であり、北部地域、西部地域、

南部地域の州が中心である。インド全土において、再生可能エネルギーの中でも、特に太陽

光発電のポテンシャルが大きく、太陽光発電のポテンシャルが大きい順に Rajasthan 州（北

部地域）、Jammu & Kashmir 州（北部地域）、Maharashtra 州（西部地域）、Madhya Pradesh 州

（西部地域）となる。一方、風力発電のポテンシャルは一部の地域を中心として偏在的に存

在し、ポテンシャルが大きい順に Gujarat 州（西部地域）、Andhra Pradesh 州（南部地域）、

Tamil Nadu 州（南部地域）、Karnataka 州（南部地域）となる。

39

図 4-4 州別の再生可能エネルギーの導入ポテンシャル（MW）


表 4-4 州別の再生可能エネルギーの導入ポテンシャルの内訳（上位 8州）

州（地域）太陽光

発電風力発

電

小水力

発電

バイオマ

ス発電

廃棄物

発電合計

Rajasthan (NR) 142,310 5,050 57 1,039 62 1,48,518

Jammu & Kashmir (NR) 111,050 5,685 1,431 43 0 1,18,208

Maharashtra (WR) 64,320 5,961 794 1,887 1,537 74,500

Gujarat (WR) 35,770 35,071 202 1,221 462 72,726

Madhya Pradesh (WR) 61,660 2,931 820 1,364 78 66,853

Andhra Pradesh (SR) 38,440 14,497 978 578 423 54,916

Karnataka (SR) 24,700 13,593 4141 1,131 450 44,015

Himachal Pradesh (NR) 33,840 64 2,398 142 2 36,446

出所）CEA “National Electricity Plan, JANUARY, 2018” を元に三菱総合研究所作成注）単位は MW 注）NR：北部地域、WR：西部地域、SR：南部地域 2017 年 3 月 31 日時点での再生可能エネルギーの導入実績を以下に示す。導入量が大きい

順から、Tamil Nadu 州（南部地域）、Maharashtra 州（西部地域）、Karnataka 州（南部地域）、

Gujarat 州（西部地域）、Rajasthan 州（北部地域）、Andhra Pradesh 州（南部地域）、Madhya Pradesh 州（西部地域）、Uttar Pradesh（北部地域）となる。上位 8 州での導入量合計が 50,579MW

40

であり、インド全土の導入量である 57,244MW の約 88%を占める。前述の通り、インドでは再生可能エネルギーの中でも特に太陽光発電のポテンシャルが

大きいが、2017 年 3 月時点の導入量では、風力発電の導入量が大半を占めており、次いで

太陽光発電、バイオマス発電の導入量も多い。

図 4-5 再生可能エネルギーの導入実績（2017 年 3 月 31 日時点、設備容量 MW）


表 4-5 再生可能エネルギーの導入上位 8州での実績内訳（2017 年 3 月 31 日時点、MW）

州（地域）太陽光

発電風力発電

小水力発電

バイオマ

ス発電廃棄物発電

合計

Tamil Nadu (SR) 1,691.83 7,861.46 123.05 878 8.05 10,562.39

Maharashtra (WR) 452.37 4,771.33 346.175 2,065.00 12.72 7,647.60

Karnataka (SR) 1027.84 3,751.40 1,225.73 1,452.00 1 7,457.97

Gujarat (WR) 1,249.37 5,340.62 16.6 65.3 ― 6,671.89

Rajasthan (NR) 1,812.93 4,281.72 23.85 119.3 ― 6,237.80

Andhra Pradesh (SR) 1867.23 3,618.85 241.98 378.2 58.16 6,164.42

Madhya Pradesh (WR) 857.04 2,497.79 86.16 93 3.9 3,537.89

Uttar Pradesh (NR) 336.73 ― 25.1 1,933.00 5 2,299.83 出所）CEA “National Electricity Plan, JANUARY, 2018” を元に三菱総合研究所作成注）NR：北部地域、WR：西部地域、SR：南部地域

41

4.2 再生可能エネルギー普及政策

2003 年の電気法（The Electricity Act）にて、再生可能エネルギーを含む電力部門の発展に

向けた制度的な枠組みが示されており、連邦レベルでは中央電気規制委員会（CERC : Central Electricity Regulatory Commission）、州レベルでは州電力規制委員会（SERC : State Electricity Regulatory Commission）が、それぞれ制度的な枠組みの策定を担当することが規定されてい

る。ただし、中央政府が定める普及政策は、各州の政策の傘として大きな指針を示したもの

であり、実際の取り組みは各州の裁量に委ねられている。

4.2.1 連邦レベルでの政策動向

下図は、2009 年度以降の再エネ導入量（設備容量）の推移（棒グラフ：単年度の導入量、

面グラフ：累計導入量）及びインド政府がこれまでに発表した主要な再生可能エネルギー関

連政策を示したものである。連邦レベルでの再生可能エネルギー政策の土台となっている

のは、2008 年に公表された国家太陽光発電導入計画（JNNSM: Jawaharlal Nehru National Solar Mission）である。JNNSM が開始された 2009 年当時、再生可能エネルギーの導入量は約

15,000MW であったが、後述する RPO 制度や普及に向けた各種の財政支援策等により、再

生可能エネルギーの導入量は年々着実に増加している。

図 4-6 主要再生可能エネルギー関連政策と再エネ設備容量の推移

出所）SHAKTI “Renewables in India 2018” https://shaktifoundation.in/wp-content/uploads/2019/02/RENEWABLES-INDIA-2018.pdf（閲覧日：2019 年 2 月）

注）左軸は累計設備容量（MW）、右軸は年次での追加設備容量（MW）を表す。

太陽光発電に対する政策支援

2017 年度時点で実施されている、太陽光発電（系統接続型）の普及に関する主要な政策

42

を以下に示す。連邦レベルでは、ソーラーパークやウルトラメガソーラープロジェクトなど

をはじめとした、大型の太陽光発電システムに対する各種の財政的補助が用意されている。ファイナンススキームとして、採算補償スキーム（VGF: Viability Gap Funding）を導入し

ているのが特徴的である。VGF とは、民間事業者だけでは採算の合わないインフラプロジ

ェクトに対して、一定の収益を政府が補填して採算ラインにのせることにより、民間資本が

事業リスクを取りやすくするスキームである。具体的には、所定の条件を全て満たした民間

プロジェクトにつき、設備投資額を最大限削減し、収益を最大限引き上げても発生する収支

ギャップに対し財政支援を行うものである。VGF の財源は、気候変動枠組条約（UNFCCC: United Nations Framework Convention on Climate）に基づく国家クリーンエネルギー基金

（NCEF: National Clean Energy Fund）やその他国際機関等から資金援助を受けている。国家

太陽光発電導入計画（JNNSM）に基づき、インド政府によって承認された太陽光発電計画

について、事業者は VGF による財政支援を受けて事業を行うことができる8。

表 4-6 2017 年度時点における、太陽光発電（系統接続型）に対する普及政策

対象要件規定

ソーラーパークとウルトラ-メガソーラーパワープロジ

ェクトの開発

事業詳細報告書（DPR: Detailed Project Report）の作

成準備向けの補助金 INR 25 lakh/MW

プロジェクト開発費 20lakh/MW または系統接続費を含む事業費の

30％以下のいずれか少ない方を選択（注 1）国家太陽光計画の下での

3GW の太陽光発電所 3 か所太陽光発電と未利用地熱発電の比率 2：1 でのリバー

ス入札による一括化運河上および運河沿いのプ

ロジェクト 50MWの運河上および運河沿い実証事業向けの中央財

政支援（CFA: Chartered Financial Analyst）中央公共部門電力会社

（ CPSU: Central Public Sector Utilities）および政府

機関スキーム

CPSU および政府機関による 1GW 太陽光発電プロジ

ェクトの立ち上げのための VGF

採算補償スキーム（VGF）フェーズ-II（注 2）

フェーズ II, バッチ I – 750 MW (2013-17 年) INR 2.5 crore/MW の VGF または事業費用の 30％

のいずれか少ない方の補助（注 3）フェーズ II, バッチ III – 2,000 MW (2013-17 年)

DCR カテゴリ：INR 1.31 crore /MW 以下の VGF Open カテゴリ：1 crore /MW 以下の VGF

フェーズ II, バッチ IV – 5,000 MW (2013-17 年) DCR カテゴリ： INR 1.25 crore /MW 以下の VGF Open カテゴリ： INR 1 crore /MW 以下の VGF

8 出所）Ministry of Finance “Scheme and Guidelines for financial support to public private partnerships in

infrastructure”(2013) https://www.pppinindia.gov.in/documents/20181/21751/VGF_GuideLines_2013.pdf/ （閲覧日：2019 年 2 月）

43

非商業部門での系統接続型

の屋根置き置き型太陽光発

電所および小規模太陽光発

電所プログラム（注 4）

住宅、機関、社会部門での設置向けの補助金一般州/連邦直轄領にはベンチマーク・コストの

30％まで特別州/連邦直轄領にはベンチマーク・コストの

70％まで達成度に紐づいたインセンティブ

一般州/連邦直轄領にはベンチマーク・コストの

25％まで特別州/連邦直轄領にはベンチマーク・コストの

60％まで出所）SHAKTI “Renewables in India 2018” https://shaktifoundation.in/wp-

content/uploads/2019/02/RENEWABLES-INDIA-2018.pdf（閲覧日：2019 年 2 月）注 1）インドの命数法では、1,000 を超えると 2 桁区切りで単位が上がる。1 lakh（ラーク）は、10 万を指

す。注 2）国内事業者を対象とする DCR（Domestic Content Requirement）カテゴリと、それ以外を対象とする

Open カテゴリが設けらている。注 3）lakh（ラーク）と同様に 2 桁区切りで単位上がる。1 crore（クロール）は、1,000 万を指す。注 4）特別州/連邦直轄領は、Sikkim 州, Uttarakhand 州, Himachal Pradesh 州, Jammu & Kashmir 州,

Lakshadweep, Andaman & Nicobar Islands が該当する。上記の他、太陽光発電プロジェクト（系統接続型）に対しては、以下のような税制優遇策

が用意されている。インドでは、太陽光発電プロジェクトの総資本コストに対して 40%の

加速減価償却（AD: Accelerated Depreciation）が認められている。ただし、2016 年度までは

プロジェクトの総資本コストの 80%の加速償却が認められていたが、2017 年度には 40%へ

と変更されていることから、税制優遇が縮小されている。他方、インドでは、2017 年に税

制改革が行われ、過去には中央政府と州政府の複雑な間接税が課されていた物品・サービス

に対する間接課税が、物品・サービス税（GST: Good and service tax）として統一され、税率

は 5％、12％、18％、28％の 4 段階となった。太陽光発電システムの一部の材料に対する物

品・サービス税は、2017 年 7 月以前は 6%とされていたが、2017 年 7 月以降は 5%と設定さ

れている。

44

表 4-7 2017 年度における太陽光発電（系統接続型）に対する税制優遇策

税種対象 2017 年度の税率加速減価償却 (AD) 太陽光発電事業の総資本コスト 40%

関税太陽光セル/パネル/モジュールの製造に使用さ

れる太陽光発電用ガラス、または反射防止太陽

光発電用ガラス 0%

物品・サービス税（GST）

以下の製造に使用される太陽光発電用ガラス太陽光セルまたはモジュール太陽光発電機器またはシステム平板型太陽集光器地下水汲上げまたはその他に応用される太

陽光モジュールおよびパネル

6% （2017 年 7 月以降は 5%）


風力発電に対する政策支援

風力発電に対する普及政策は、以下の通りである。太陽光発電と同様、加速減価償却につ

いては、2016 年度まではプロジェクトの総資本コストの 80%の加速償却が認められていた

が、2017 年度には 40%へと縮小されている。

表 4-8 2017 年度における風力発電に対する税制優遇策

税種対象 2017 年度の税率加速減価償却 (AD) 風力発電事業の総資本コスト 40% 関税風力発電機の鋳造部品の製造に使用され

る触媒およびレジン 5%

特別追加税 (SAD) -

物品・サービス税(GST) インド国内で製造された風力発電用の部

品 5%


4.2.2 州レベルでの政策動向

インドの全 29 州および 7 連邦直轄領（UT: Union territory)のうち、27 州および 2 連邦直轄

領において、再生可能エネルギーまたは分散型電源技術の普及促進に関する政策が導入さ

れている。その概要につき、下表の通り整理する。

45

表 4-9 州レベルでの再生可能エネルギー・分散型電源関連政策の導入動向

州（地域）風力発電

太陽光発電

小水力発電

バイオマス発電

廃棄物発電統合型

Chandigarh (NR) Delhi (NR) 〇 Haryana (NR) 〇 Himachal Pradesh (NR) 〇〇 Jammu & Kashmir (NR) 〇〇 Punjab (NR) 〇 Rajasthan (NR) 〇〇〇 Uttar Pradesh (NR) 〇〇 Uttarakhand (NR) 〇

Chhattisgarh (WR) 〇〇 D. & N. Haveli (WR) Daman & Diu (WR) Gujarat (WR) 〇〇〇〇 Madhya Pradesh (WR) 〇〇〇〇 Maharashtra (WR) 〇

Andhra Pradesh (SR) 〇〇 Karnataka (SR) 〇〇 Kerala (SR) 〇〇〇 Puducherry (SR) 〇 Tamil Nadu (SR) 〇 Telangana (SR) 〇〇

Bihar (ER) Jharkhand (ER) 〇 Orissa (ER) 〇〇 Sikkim (ER) West Bengal (ER) 〇

Arunachal Pradesh (NER) 〇 Assam (NER) 〇 Manipur (NER) 〇〇 Meghalaya (NER) 〇 Mizoram (NER) 〇〇〇 Nagaland (NER) Tripura (NER) 〇 Andaman & Nicobar Islands 〇

Lakshadweep 出所）SHAKTI “Renewables in India 2018” http://shaktifoundation.in/wp-

content/uploads/2017/12/Report_Renewables-India-2017-1.pdf（閲覧日：2019 年 2 月）を元に三菱総合

研究所作成

46

2022 年における再生可能エネルギーの導入目標値が大きい主要 8 州の再生可能エネルギ

ーまたは太陽光発電に係る政策と、政策の中で示された、各州政府が定める太陽光発電の導

入目標量（MW）と目標年を以下に示す。Tamil Nadu 州と Uttar Pradesh 州は、太陽光発電の

導入目標量をそれぞれ 9,000MW（2023 年）、10,700MW（2022 年）と定めており、MNRE が

定めた 2022 年までの導入目標量である 8,884MW、10,697MW に近い値を目標として掲げて

いる。

表 4-10 州別の太陽光発電に係る政策と太陽光発電の導入目標

州太陽光発電に係る政策公表年導入目

標(MW) 目標年

Maharashtra Comprehensive Policy for Grid connected Power Projects based on New and Renewable (Nonconventional) Energy Sources - 2015

2015 7,500 2019

Tamil Nadu Tamil Nadu Solar Energy Policy 2019 2019 9,000 2023

Andhra Pradesh Andhra Pradesh Solar Policy 2018 2018 5,000 2023

Gujarat Gujarat Solar Power Policy - 2015 2015 ― ―

Karnataka Solar Policy - 2014-21 2014 2,000 2021

Rajasthan Rajasthan Solar Energy Policy, 2014 2014 25,000 N/A

Uttar Pradesh Uttar Pradesh Solar Energy Policy-2017 2017 10,700 2022

Madhya Pradesh Solar Power Policy, 2012 2012 ― ― 出所）各州の政策を基に三菱総合研究所作成

州レベルで導入されている具体的な普及政策としては再生可能エネルギー購入義務

（RPO: Renewable Purchase Obligation）制度、再生可能エネルギー証書（REC: Renewable Energy Certificate）、電力料金政策等が挙げられる。また、分散型の屋根置き型太陽光発電の

普及を進めるためには、各 SERC がネットメータリング制度の導入を認めることが大きな

役割を果たす。以下に詳述する。

RPO および REC 制度

再生可能エネルギーの普及政策として、2010 年に配電会社等に対して販売電力量のうち

一定比率を再エネ電源から買い取ることを法的に義務化する RPO 制度が定められた。MOPが中央政府のベンチマークとして RPO 値を定め、各州政府が再エネの供給ポテンシャルと

電力需給を勘案して、各州の RPO 値を定めることとなる。各州の配電事業者、オープンアクセス需要家、自家発電需要家は、各州で定められた目標

値を基に再生可能エネルギーの調達が義務付けられる。MOP が定める RPO 値は、以下の通

りである。

47

表 4-11 中央政府が定める RPO 値

FY2016 FY2017 FY2018 FY2019 FY2020 FY2021 非太陽光 RPO 8.75% 9.50% 10.25% 10.25% 10.25% 10.50% 太陽光 RPO 2.75% 4.75% 6.75% 7.25% 8.27% 10.50%

合計 11.50% 14.25% 17.00% 17.50% 19.00% 21.00%

出所）MOP, “Long term growth trajectory of Renewable Purchase Obligations (RPOs) for Solar and Non-solar for a period of three years i.e. 2019-20 to 2021-22 - regarding” https://powermin.nic.in/sites/default/files/webform/notices/RPO_trajectory_2019-22_Order_dated_14_June_2018.pdf（閲覧日：2019 年 2 月）

主要な州の SERC が定めた 2018 年度の RPO 目標は以下の通りである。Rajasthan 州およ

び Tamil Nadu 州は、MOP が定めた 2018 年の RPO 値と同様の目標値を設定している。また、

Maharashtra 州と Madya Pradesh 州は、MOP が定めた RPO 値と比較して、太陽光 PRO の割

合を小さく、非太陽光 RPO の値の割合を大きく設定している。この 2 州は太陽光発電のポ

テンシャルが大きいものの、2017 年 3 月 31 日時点の導入実績では太陽光発電と比べて、太

陽光以外の風力発電やバイオマス発電の導入割合が特に大きいことから、非太陽光 RPO 値

を大きく設定していることが推察できる。

図 4-7 2018 年度の州別太陽光および非太陽光 RPO 値

出所）各州の SERC 公表資料を元に三菱総合研究所作成

2016年度の各州の太陽光および非太陽光のRPO目標値達成に必要な設備容量と実績を比

較する。下図に、各州の太陽光および非太陽光の RPO 目標値を達成できなかった州とその

遵守率を示す。2016 年度にはインドの全 36 州/連邦直轄領のうち、25 州/連邦直轄領で太陽

光 RPO の目標値が達成されず、また、22 州/連邦直轄領で非太陽光 RPO 目標値を達成され

なかった。そのうち、50%に満たない達成率であったのは、太陽光 RPO、非太陽光 RPO と

48

もに 21 州/連邦直轄領であり、大半の州/連邦直轄領が目標値を大きく下回る値となった。

表 4-12 2016 年度の州別の太陽光 RPO 実績

州（地域）非太陽光 RPO 値

達成に必要な設

備容量 (MW)

2016 年末時点の

非太陽光

設備容量 (MW)

目標値に対する不足(MW)

遵守率

(%)

Chhattisgarh (WR) 156.75 135.19 21.56 86%

Bihar (ER) 129.48 95.91 33.57 74%

Delhi (NR) 68.02 38.78 29.24 57%

Chandigarh (NR) 12.71 6.81 5.91 54%

Maharashtra (WR) 861.66 430.46 431.2 50%

Nagaland (NER) 1.1 0.5 0.6 45%

Kerala (SR) 35.33 15.86 19.47 45%

Uttar Pradesh (NR) 573.69 239.26 334.43 42%

Orissa (ER) 253.2 77.64 175.56 31%

Assam (NER) 50.05 11.18 38.87 22%

Daman & Diu (WR) 18.55 4 14.55 22%

Arunachal Pradesh (NER) 1.3 0.27 1.04 21%

Haryana (NR) 307.69 53.27 254.42 17%

West Bengal (ER) 155.46 23.07 132.39 15%

Tripura (NER) 47.95 5 42.95 10%

Mizoram (NER) 1.14 0.1 1.04 9%

Jharkhand (ER) 226.66 17.51 209.15 8%

Himachal Pradesh (NR) 17.15 0.33 16.82 2%

Jammu & Kashmir (NR) 158.36 1 157.36 1%

Goa (WR) 28.16 0.05 28.11 0%

Puducherry (SR) 24.72 0.03 24.69 0%

D. & N. Haveli (WR) 49.56 0 49.56 0%

Manipur (NER) 1.51 0 1.51 0%

Meghalaya (NER) 5.56 0 5.56 0%

Sikkim (ER) 4.39 0 4.39 0% 出所）MNRE “Agenda Note for National Review Meeting of State Principal Secretaries and State Nodal Agencies

of Renewable Energy on 23rd and 24th January 2017-New Delhi” https://solarrooftop.gov.in/notification/Notification-09012017.pdf（閲覧日：2019 年 2 月）を基に三菱総

合研究所作成

49

表 4-13 2016 年度の州別の非太陽光 RPO 実績

州（地域）

非太陽光 RPO 値

達成に必要な

設備容量 (MW)

2016 年末時点の

非太陽光

設備容量 (MW)

目標値に対する

不足(MW)

遵守率

(%)

Maharashtra (WR) 6548.63 6268.76 279.87 96%

Chhattisgarh (WR) 744.58 355.9 388.68 48%

Kerala (SR) 520.95 248.52 272.43 48%

Tripura (NER) 36.44 16.01 20.43 44%

Uttarakhand (NR) 665.26 285.33 379.93 43%

Uttar Pradesh (NR) 2180.04 906.1 1273.94 42%

Jammu & Kashmir (NR) 421.23 156.53 264.7 37%

Punjab (NR) 971.46 335.65 635.81 35%

Bihar (ER) 334.57 114.12 220.45 34%

Manipur (NER) 17.99 5.45 12.54 30%

Assam (NER) 114.11 34.11 80 30%

Orissa (ER) 384.86 84.63 300.23 22%

Haryana (NR) 643.08 118.8 524.28 18%

Telangana (SR) 1215.15 98.7 1116.45 8%

West Bengal (ER) 1535.96 124.5 1411.46 8%

Delhi (NR) 1277.68 16 1261.68 1%

Jharkhand (ER) 401.94 4.05 397.89 1%

Goa (WR) 52.11 0.05 52.06 0%

Chandigarh (NR) 23.53 0 23.53 0%

D. & N. Haveli (WR) 91.71 0 91.71 0%

Daman & Diu (WR) 34.33 0 34.33 0%

Puducherry (SR) 45.74 0 45.74 0% 出所）MNRE “Agenda Note for National Review Meeting of State Principal Secretaries and State Nodal Agencies

of Renewable Energy on 23rd and 24th January 2017-New Delhi” https://solarrooftop.gov.in/notification/Notification-09012017.pdf（閲覧日：2019 年 2 月）を基に三菱総

合研究所作成なお、配電事業者等の RPO 目標値を設定された各州の事業者は、再生可能エネルギー発

電設備の導入、独立系発電事業者（IPP: Independent Power Producer）からの電力調達、RECの購入により、RPO の義務履行をする。目標値を達成できない場合は、ペナルティが課さ

れることとなる。

FIT 価格の設定

インドでは、2009 年に CERC により、中央政府主導での固定価格買い取り制度（FIT: Feed-

50

in Tariff）の価格設定のガイドラインとなる、再生可能エネルギーに関する電気料金制度が

発表された（その後、2012 年と 2017 年に改定）9。その中で、電気料金の原価算定において

再生可能エネルギー電源を織り込む際のパラメータが、各電源種別に規定された。このガイ

ドラインを基に FIT 価格が定められ、買取期間は、太陽光発電や風力発電で 25 年、3MW 以

下の小水力発電で 35 年、バイオマス発電で 20 年と設定され、再生可能エネルギーの普及

に大きく貢献した。現在までに、主要な太陽光発電や風力発電プロジェクトは、FIT 制度から競争入札（リバ

ースオークション制度）に移行している。2017 年に電力省は、風力発電および太陽光発電

の競争入札ガイドラインを公表し、競争入札の対象を 25MW 以上の州内風力発電プロジェ

クトまたは 50MW 以上の州間風力発電プロジェクト、5MW 以下の太陽光発電プロジェク

トとした10 11。このガイドラインに沿って、SERC が各州での競争入札のガイドラインを決

定する。競争入札の導入により、再生可能エネルギーの価格は急速に下落しており、2017 年

5 月に実施された太陽光発電の競争入札では、INR2.4/kWh、2017 年 12 月に実施された風力

発電の競争入札では、INR2.43/kWh を記録した12。このような背景から、風力発電（陸上お

よび洋上）、太陽光発電、都市廃棄物発電の中央政府による FIT 価格は廃止された。風力発電（陸上および洋上）、太陽光発電、都市廃棄物発電に対する中央政府による FIT

制度は廃止されたものの、2018 年度時点で小水力発電、バイオマス発電、バガスによるコ

ジェネレーション、バイオマスガス化発電、バイオガス発電に対しては、中央政府による FIT価格が設定されている。CERC が定めた 2018 年度の小水力とバイオマスによる FIT 価格は

以下の通りである。

表 4-14 2018 年度の小水力とバイオマスによる FIT 価格

電源 FIT 価格 (INR/kWh) 小水力発電 4.32 – 6.05 バイオマス発電（空冷式および水冷式復水器、

稲わら・メスキート以外） 7.11 – 8.40（可動火格子タイプボイラ） 7.02 – 8.29（AFBC ボイラ）

バイオマス発電（空冷式および水冷式復水器、

稲わら・メスキート） 7.21 – 8.51（可動火格子タイプボイラ） 7.12 – 8.40（AFBC ボイラ）

バガスコジェネレーション 5.50 – 6.88 バイオマスガス化発電 6.62 – 7.55 バイオガス発電 7.60

出所）CERC, “CERC RE tariff order 2018-19”, http://www.cercind.gov.in/2018/orders/2.pdf（閲覧日：2019 年 2月）

中央政府レベルでは太陽光発電および風力発電に対する FIT 制度は廃止されているが、

9 出所）CERC “Terms and Conditions for Tariff determination from Renewable Energy Sources”

http://www.cercind.gov.in/regulations/cerc_re-tariff-regualtions_17_sept_09.pdf 10 MOP “Guidelines for Tariff Based Competitive Bidding Process for Procurement of Power from Grid Connected

Solar PV Power Projects” https://mnre.gov.in/sites/default/files/webform/notices/Clarification-Guidelines-for-TBCB-process-for-procurement-of-power-from-GCSPV-projects.pdf

11 MOP “Guidelines for Tariff Based Competitive Bidding Process for Procurement of Power from Grid Connected Wind Power Projects” https://mnre.gov.in/sites/default/files/schemes/guideline-wind.pdf

12 MNRE “Year End Review 2018” http://pib.nic.in/newsite/PrintRelease.aspx?relid=186228

51

各州での再生可能エネルギー導入目標および RPO 目標の達成に向け、一部の州では FIT 制

度による再生可能エネルギー普及支援策が残っている。以下に、各州の SERC が設定した

太陽光発電、風力発電の FIT 価格を示す。

表 4-15 各州の太陽光発電 FIT 価格 (INR/kWh)

Tamil Nadu (2018 年度)

Maharashtra (2018 年度)

Karnataka (2018 年度)

Gujarat (2016 年度)

Rajasthan (2017 年度)

3.05 – 3.11 太陽光：2.72 屋根置き型太陽光：3.22

5MW 以下：3.05 1MW 以下：2.67-3.56 1-10kW：3.08-4.15

5.34 – 5.86 3.66 – 3.93

出所）各 SERC の公表資料を元に三菱総合研究所作成注）Gujarat 州と Rajasthan 州は、2018 年度に FIT 価格を設定していない。

表 4-16 各州の風力発電 FIT 価格 (INR/kWh)

Tamil Nadu (2018 年度)

Maharashtra (2018 年度)

Karnataka (2018 年度)

Gujarat (2016 年度)

Rajasthan (2017 年度)

3.70

3.39 – 4.94 4.5 4.19 5.16 – 5.42

出所）各 SERC の公表資料を元に三菱総合研究所作成注）Gujarat 州と Rajasthan 州は、2018 年度に FIT 価格を設定していない。

再生可能エネルギーの導入量および導入目標ともに大きい Tamil Nadu 州、Maharashtra州、Karnataka 州では、太陽光発電および風力発電の FIT 価格を定めている。太陽光発電で

は、補助金や加速減価償却の有無、太陽光発電の規模によって異なる価格を定め、風力発

電では、ゾーン別の FIT 価格を定めている。ただし、FIT 価格は SERC が年次で定めてい

るため、競争入札による価格の低減に伴い、FIT 価格も低下しており、一部の州では競争

入札での再エネ価格に近い価格まで減少している。一方で、Gujarat 州や Radjasthan 州等の

ように、近年まで FIT 価格を設定していたものの、競争入札制度による再生可能エネルギ

ー価格の低減に伴い、FIT 価格を廃止している州もある。上表では、FIT 制度が廃止される

前の FIT 価格を示しているが、2018 年度時点では、各プロジェクトで個別に定められる特

定価格（Specific tariff）を採用している。

ネットメータリング制度

インド政府は 2022 年までに設備容量ベースで 100GW の太陽光発電の導入目標を掲げて

おり、そのうち、屋根置き型太陽光発電は 40GW を占める。インドでは、屋根置き型太陽光

の普及政策として、太陽光発電システムの発電量から、自家消費分を除いた余剰電力を売電

できる、ネットメータリング制度を導入している。ネットメータリング制度は、各州の SERCによって規定されており、許容されている容量や余剰発電量は州によって異なる。

以下に主な州のネットメータリング制度を紹介する。配電ライセンス取得済み事業者が

各配電用変圧器の容量に対して、受け入れ可能な割合は、15-40%程度の州が多いが、Gujarat州では最大でピーク負荷の 65%まで認められており、ネットメータリング制度の普及を推

進している。

52

表 4-17 各州のネットメータリング制度

州（公表年）各州のネットメータリング制度の概要

Maharashtra （2015 年公表、

2017 年改定）

屋根置き型太陽光システムの 1 軒当たりの容量：最大 1MW（±5%以内は許容）

配電系統の電圧レベル： 230/240V（単層）：8kW/40A 以下 400/415V（三相）：150kW/187 kVA 以下（都市部の企業地域）

または 80kW/100kVA（その他地域） 11kV 以上：150kW/187kVA 以上、1000 kVA 以下（ムンバイ都

市部）または 80kW/ 100 kVA 以上、1000 kVA 以下（その他地

域）配電ライセンス取得済み事業者が各配電用変圧器の容量に対して、

受け入れ可能な割合：40% 会計期間終了時の DISCOM の購入単位：全余剰余剰発電量の DISCOM の購入価格：平均電力購入価格

Tamil Nadu （2013 年）

屋根置き型太陽光システムの 1 軒当たりの容量：NA 配電系統の電圧レベル：

240V（単層）または 415V（三相）：4kW まで 415V（三相）：4kW を超え、112kW まで 11kV 以上：112kW 以上

配電ライセンス取得済み事業者が各配電用変圧器の容量に対して、

受け入れ可能な割合：30 % 会計期間終了時の DISCOM の購入単位：決済期間における電力消費

量の最大 90% 余剰発電量の DISCOM の購入価格：NA

Gujarat （2016 年公表、 2017 年改定）

屋根置き型太陽光システムの 1 軒当たりの容量：最小 1 kW から最大

1 MW まで（ただし、住宅用以外は契約需要または最大許容出力

（kVA または kW）の最大 50%まで）配電系統の電圧レベル：

230/240V（単層）：6kW 以下 400/415V（三相）：6kW を超えて 100 kW/kVA まで 11kV：100kW/kVA 超


受け入れ可能な割合：ピーク負荷の 65% 会計期間終了時の DISCOM の購入単位：NA 余剰発電量の DISCOM の購入価格：運転開始年度の平均電力購入価

格（REC 対象外）、運転開始年度の平均電力購入価格の 85%（REC対象）

Rajasthan （2015 年）

屋根置き型太陽光システムの 1 軒当たりの容量：最小 1 kWp から 1 MWp まで（ただし、住宅用以外は契約需要または最大許容出力

（kVA または kW）の最大 80%まで）配電系統の電圧レベル：

240V（単層）：5kW 以下 415V（三相）：5kW を超えて 50kW/kVA まで

53

11kV：50kW/kVA 超配電ライセンス取得済み事業者が各配電用変圧器の容量に対して、

受け入れ可能な割合：30 % 会計期間終了時の DISCOM の購入単位：全余剰余剰発電量の DISCOM の購入価格：SERC が定めた FIT 価格

Madhya Pradesh （2016 年）

屋根置き型太陽光システムの 1 軒当たりの容量：最大 1000 kWp 配電系統の電圧レベル：

230V（単層）：3kW 以下 415V（三相）：3kW を超えて 112kW まで 11kV：112kW を超えて 300kVA まで 33kV：300kVA を超えて 10,000kVA まで


受け入れ可能な割合：ピーク負荷の 15% 会計期間終了時の DISCOM の購入単位：全余剰余剰発電量の DISCOM の購入価格：平均電力購入価格

出所）各 SERC の公表資料を元に三菱総合研究所作成

4.2.3 系統接続ルール

インドにおける系統接続ルールとしては、CERC により 2010 年に規定されたインドグリ

ッドコード（系統運用規則）（IEGC: Indian Electricity Grid Code）、及び CEA により規定され

た Technical Standard と Grid Standards が挙げられる。

表 4-18 インドにおける、系統接続に掛かる諸規則

文書名所管主な内容

Indian Electricity Grid Code (IEGC)

CERC/ SERC

2003 年の電力法に基づき、2010 年に CERCにより規定された。各州のグリッドコードに

ついては、SERC が所管している。電力システムや系統運用に係る事業者に適

用される規制である。

Technical Standard for Connectivity to the Grid CEA

2007 年に CEA により規定、2012 年、2019年に改正された。

系統接続要件を記載している。電気プラント

や電線の設置、及び系統接続時の技術仕様/基準を規定している。

Technical Standards for Connectivity of the Distributed Generation Resources

CEA 2013 年に CEA により規定、2018 年に改正

された。分散型電源の系統接続要件を記載している。

Grid Standards CEA 2010 年に CEA により規定された。系統全体の信頼性を保ちつつ運用するため

の、技術仕様/基準を規定している。出所）CERC “ Indian Electricity Grid Code” http://www.cercind.gov.in/2016/regulation/9.pdf、CEA “Connectivity

Regulations” http://www.cea.nic.in/connectivityreg.html、CEA “Grid Standard” http://www.cea.nic.in/reports/regulation/grid_standards_reg.pdf （閲覧日：2019 年 2 月）

54

IEGC は、2003 年の電力法に基づき、2010 年に CERC により規定された。IEGC は、電力

システムや系統運用に係る事業者に適用される規制であり、確実性、信頼性、経済性、効率

性を勘案した電力システムの計画、開発、保持、運用に関して規定している。 IEGC の主な内容は以下の通り：

州間の系統使用者（ISTS）の利用、NLDC、RLDC、SLDC の関係性を定義する原則

と手順を記載最適な系統運用の促進電力市場およびアンシラリーサービスの機能を定義再エネの系統統合に際しての技術面、商業面の詳細明記

再生可能エネルギーと分散型電源の系統接続要件については、2013 年に CEA が公表して

いる“Technical Standards for Connectivity of the Distributed Generation Resources”で規定され

ている13。2018 年には第 1 回目の改定がなされ、充電ステーションやプロシューマ―の接続

規定条項の追加、500kW 以上の発電設備を所有する場合は登録番号の取得が義務付けられ

た。一方、再生可能エネルギーの系統接続要件に係る内容の変更はない。2018 年の改定前

には 13 条で構成されていたが、2018 年の改定後は以下の 14 条で構成されている。なお、

下線を引いた 2 か所が、2018 年の改定で追加された条項である。 < Technical Standards for Connectivity of the Distributed Generation Resources >

1. 略称及び施行 2. 定義 3. 本規制の適用範囲 4. 一般接続条件 5. 規則と要件 6. 安全性 7. 変電所の地中化 8. メータリング 9. 概略図 10. 系統接続に先立っての調査、試験、校正、メンテナンス 11. 分散型電源リソースの標準 11(a). 充電ステーション、プロシューマ―、電力システムへ接続済または接続予定の

人物に対する標準 12. サイト・レスポンシビリティ・スケジュール 13. 接続地点へのアクセス 14. CEA の登録簿への登録

13 出所) CEA “Technical Standards for Connectivity of the Distributed Generation Resources” http://www.cea.nic.in/reports/regulation/distributed_gen.pdf（閲覧日：2019 年 2 月）出所）CEA “DRAFT AMENDMENT TO CEA (TECHNICAL STANDARDS FOR CONNECTIVITY OF THE DISTRIBUTED GENERATION RESOURCES) REGULATIONS, 2013” http://www.cea.nic.in/reports/others/enc/legal/amendments.pdf（閲覧日：2019 年 2 月）

55

4.3 国際的な協力状況

1987 年、再生可能エネルギー政策を所管する新・再生可能エネルギー庁（MNRE: Ministry of New and Renewable Energy）傘下に、インド再生可能エネルギー開発公社（IREDA: The India Renewable Energy Development Agency Limited）が設立された。その目的は、新・再生可能エ

ネルギーによる電力供給事業及び、エネルギー利用の効率化促進事業に中長期的資金を供

与し、電力供給の確保と供給源の多様化及び環境負荷の改善を行うこととされる。IREDA に

対して資金拠出をしている主な国際的な機関のうち、再生可能エネルギー分野での協力が

進むドイツおよび米国からの協力状況を取り上げる。

4.3.1 ドイツによる協力

ドイツ国際協力公社（GIZ: Deutsche Geselleschaft fur Internationale. Zusammenarbeit）は、エ

ネルギー、環境・気候変動・生物多様性、持続可能な都市・産業開発、持続可能な経済開発

の 4 分野でインドへの協力を行っている。そのうち、再生可能エネルギーと省エネルギーの

分野では、2015 年から 2020 年までに Indo-German Energy Programme と題したプログラムを

実施している。主なカウンターパートは、電力エネルギー効率局（BEE: Bureau of Energy Efficiency）, CEA, MOP, MNRE である。

表 4-19 GIZ による協力内容

プログラム名内容カウンタ

ーパート期間

Indo-German Energy Programme - Energy Efficiency

省エネ達成認証（ PAT: Perform, Achieve and Trade）スキームへの支援

BEE, MOP

2015-2019

Commercialisation of solar energy in urban and industrial areas (ComSolar)

都市部および工業地域での太

陽光発電の商業化への支援 MNRE

2009-2016

Indo-German Energy Forum (IGEF) (BMWi)

ワークショップの開催 BEE, MOP

2016-2018

Solar mapping and monitoring 太陽光のマッピングとモニタ

リング MNRE

2010-2015

Indo-German Energy Programme – Green Energy Corridors (IGEN-GEC)

州間、州内送電網の強化 MNRE 2015-2020

Indo-German Energy Programme - Access to Energy in Rural Areas (IGEN-Access)

農村地域への電力アクセス MNRE 2015-2018

Integration of Renewable Energies into the Indian Electricity System (I-RE)

再エネのシステム統合 MNRE 2014-2018

出所）GIZ ウェブサイト、https://www.giz.de/en/worldwide/368.html（閲覧日：2019 年 2 月）再生可能エネルギーに係る協力である、インド・ドイツエネルギープログラム―グリー

ン・エネルギー・コリドー（IGEP-GEC: Indo-German Energy Programme–Green Energy Corridors）

56

とインド政府による再生可能エネルギーの系統統合に関するプログラム（I-RE: Integration of Renewable Energies into the Indian Electricity System）を取り上げて説明する。

Indo-German Energy Programme – Green Energy Corridors (IGEN-GEC)

2012 年に、インド国営送電会社である PGCILが再生可能エネルギーの導入推進に向けて、

大規模送電網建設計画である Green Energy Corridor プロジェクトを立ち上げた。主な内容

は、州間送電網と再生可能エネルギーポテンシャルの大きい 8 州での州内送電網の建設、再

生可能エネルギー管理センター（REMC: Renewable Energy Management Centres）の設置であ

る。 2013 年 4 月には、ドイツ政府がインド・ドイツ開発協力プログラム（IGDC: Indo-German

Development Cooperation）の下で Green Energy Corridor プロジェクトへの協力を表明した。

2013 年からの 6 年間でドイツ復興金融公庫（kfW: Kreditanstalt für Wiederaufbau）通して 10億ユーロのローンを提供するとした。また、技術支援の一環として、GIZ を通じて REMC の

設立支援、再エネの予測やスケジューリング、制度設計支援を実施するとした。 Green Energy Corridor プログラムの内容、及び kfW および GIZ を通じたドイツ政府によ

る協力内容の概要は以下の通りである。州間送電網の建設

PGCIL が送電線 3200ckm と約 18,000MVA 変電所 6 か所を実装 2019 年 5 月に試運転が開始予定プロジェクトコストは合計 INR11,369 crores（2014 年に kfW と 500 million EURO

のローンに合意）州内送電網の建設

インドの 8 州（Tamil Nadu 州、Rajasthan 州、Karnataka 州、Andhra Pradesh 州、

Maharashtra 州、Gujarat 州、Himachal Pradesh 州、Madhya Pradesh 州）で送電線

9400ckm と約 19,000MVA 変電所 48 か所を実装。 2020 年 3 月に完了予定。プロジェクトコストは、州エクイティ 20％および国家クリーンエネルギー基金

（NCEF: National Clean Energy Fund）補助金（合計 INR4056.67 crores）、kfW ロー

ン（500million EURO） GIZ による技術支援

評価方法の策定、再エネのバランシング強化、発電量予測再生可能エネルギーの予測やスケジュールを実施する再生可能エネルギー管理

センター（REMCs）の設計、機能やインフラの検討アンシラリーサービス市場・容量市場を含む市場設計法制度や技術スタンダード構築に係る分析・提案再エネ統合に係る人材育成 kfW による、送電インフラの建設に対する EUR-1.4-billion を上限とする無利子

融資の提供 GIZ による技術支援に対する EUR-10-million の融資（予測、バランシング、ネッ

トワークマネジメント、需要家側省エネ）

57

IGEN-GEC での取り組みの結果、特に再生可能エネルギーの豊富な地域で、地域レベル 3か所（北部地域、西部地域、南部地域）、州レベル 7 か所（Rajastan 州、Madhya Pradesh 州、

Gujarat 州、Maharashtra 州、Tamil Nadu 州、Andhra Pradesh 州、Karnataka 州）の REMC が

2019 に運転開始予定である。

図 4-8 REMC の所在地

出所）PGCIL “Renewable Energy management Centers in India” https://d2oc0ihd6a5bt.cloudfront.net/wp-content/uploads/sites/837/2017/06/Renewable-Energy-Management-Centers-in-India.pdf（閲覧日：2019 年

2 月）

Integration of Renewable Energies into the Indian Electricity System (I-RE) 14

I-RE は、インド政府による再生可能エネルギー導入目標の達成に向けて、電力セクター、

特に MNRE における長期的なビジョンの作成支援、および、低～中圧屋根置き型太陽光の

系統接続支援を目的としたプログラムである。実施期間は 2014 年 11 月から 2018 年 6 月、

カウンターパートは MNRE である。主な取り組みと、プロジェクト終了時に期待される取

り組み成果は以下の通りである。主な取り組み：

再生可能エネルギーが高割合を占めた際の電力システム開発に向けてのステイクホ

ルダーの認識向上とステイクホルダーミーディングの実施モデリングツールを用いた、異なる再生可能エネルギー導入比率ごとのシナリオ分

析、及び技術的実現可能性の調査・経済性の調査系統接続型の分散型太陽光発電における課題解決策の提言配電許可（Distribution licensees）取得事業者とともに屋根置き型太陽光導入時の影響

14 出所）GIZ ウェブサイト “Integration of Renewable Energies into the Indian Electricity System (I-RE)”、https://www.giz.de/en/worldwide/39697.html（閲覧日：2019 年 2 月）

58

分析屋根置き型太陽光のバリューチェーンにおけるステイクホルダーの人材育成

プロジェクト終了時に期待される取り組み成果：

再生可能エネルギー導入促進のための政策・規制の導入強化気候とエネルギー政策の一貫性電力システムへの長期的な投資計画の策定再生可能エネルギーの高シェア実現に向けたエネルギー政策の提言ステークホルダーの人材育成屋根置き型太陽光発電のシステム統合時の影響と解決策を検討屋根置き型太陽光の系統統合時のソリューション提案州レベルでの再生可能エネルギー計画の策定

4.3.2 米国による協力

米国とインドの二国間プログラムの下で、US-AID は、インドにおけるクリーンエネルギ

ーの拡大に向けた取り組み支援である先進的なクリーンエネルギーの導入パートナーシッ

プ（PACE-D: Partnership to Advance Clean Energy - Deployment）プログラムを実施している。

カウンターパートは MOP と MNRE である。 PACE-D は、2012 年 7 月に立ち上がったプログラムで、省エネルギー技術や太陽光発電

を中心とした分散再生可能エネルギーシステムの導入支援を実施している。その中には、政

策・制度の強化、ファイナンスへのアクセス拡大、人材育成が含まれる。

表 4-20 US-AID による協力内容

プログラム名内容カウンターパート

再生可能エネルギー再エネに係るプログラム・政策・制度の設

計、開発、実装（特に屋根置き型太陽光シス

テムの導入と人材育成）

BESCOM （注 1）

系統のグリーン化

再エネ統合に向けた電力システムの開発

（特に、2022 年の分析モデルの構築、系統

統合の実証プロジェクト、米国とインドの

規制機関・技術者の人材交流）

MOP

省エネルギースマートグリッドの実装と、省エネビルデ

ィングコードの改定支援 MOP, BEE

クリーンエネルギーファ

イナンス

エネルギー監査プログラム Tata Cleantech Capital

インフラファンドの実証インドインフラフ

ァイナンス会社オフグリッドの企業の社会的責任 (CSR) ファンド

Chhattisgarh 州

再エネ開発機構

オフグリッドエネルギー

アクセス：CLEAN (Clean Energy Access Network)

オフグリッド型エネルギーを推進する NPO団体

GIZ（独）、ICCO（蘭）（注 2）

、Shakti Sustainable

Energy

59

Foundation


アクセス：SCALE (Sustainable, Clean, Access, Livelihoods, Energy)

貧困層向けの持続可能なエネルギーソリュ

ーションの提供 SECLO 財団


アクセス：wPOWER 女性起業家のビジネススキルとクリーンエ

ネルギー技術と製品の能力強化 wPOWER

出所）US-AID ウェブサイト “Partnership for clean energy” https://www.usaid.gov/india/energy-environment-and-global-climate-change（閲覧日：2019 年 2 月）

注 1）BESCOM（Bangalore Electricity Supply Company Limited、バンガロール電力供給会社（バンガロール

地域の配電会社））注 2）ICCO（Interchurch Organization for Development Cooperation、開発協力のための宗派間組織）

4.4 再エネ普及拡大にともなう電力需給への影響

野心的な再生可能エネルギーの導入目標を掲げるインドにおいては、近年の再生可能エ

ネルギーの導入に伴う系統への影響は、これからの課題として議論され始めている。そこで、

世界の中でも特に再生可能エネルギーの導入が進んでいる地域のうちのひとつであり、電

力需給への影響に関する議論が進む、カリフォルニア州を事業地域とするカリフォルニア

独立系統運用機関（CAISO: California ISO）の例を取り上げ、インドが近い将来に直面する

可能性の高い、再生可能エネルギーの普及拡大による電力需要への影響を説明する。

4.4.1 太陽光発電の大量導入時の電力需給での懸念

カリフォルニア州は、世界の中でも特に再生可能エネルギーの導入が進んでいる国であ

り、エネルギーおよび環境政策として、電力の再生可能エネルギー比率を 2026年までに 50％、

2030 年までに 60％に引き上げ、最終的に 2045 年までに温室効果ガスを排出しないエネル

ギーで電力をすべて賄う、としている15。 CAISO では、2012 年から 2020 年にかけてカリフォルニア州の時間別の残余需要のグラ

フを以下の通り示している。その中で、再生可能エネルギー導入に伴い、系統運用ニーズの

大幅な変化が生じる点を指摘している。残余需要とは、実質の電力需要から変動再生可能エ

ネルギーでの電力供給量を差し引いたものである。 2012 年の実績値では、残余需要は朝から昼にかけ緩やかに上昇し、昼間は一定に保たれ、

その後夜の時間帯に増加する。一方、2012 年から 2020 年にかけて、変動再生可能エネルギ

ーの中でも特に分散型太陽光発電が大量導入され、昼間の再生可能エネルギーからの供給

量が増えることとなり、年々、昼間の残余需要が大きく低下していく。これら一連の変化を、

あひるの背中からお腹に見立て、ダックカーブ曲線という。

15 出所）Senate Bill No. 100 CHAPTER 312, http://leginfo.legislature.ca.gov/faces/billTextClient.xhtml?bill_id=201720180SB100 （閲覧日：2019 年 3 月）

60

図 4-9 カリフォルニア州での典型的な春の日の残余需要

出所）California ISO, “What the duck curve tells us about managing a green grid” https://www.caiso.com/Documents/FlexibleResourcesHelpRenewables_FastFacts.pdf（閲覧日：2019 年 2月）

分散型太陽光発電の大量導入により、昼間の残余需要が大きく低減し、電力会社からの供

給電力が過剰になることが懸念される。また、残余需要の急激な変化に対応するための、出

力の上げ下げへの対応や、系統信頼性の維持のために周波数の維持（速い応答）が必要とな

ると指摘している。上記のダックカーブ図では、1 日のうち大きく 4 回のランプ変動への対応が必要とされ

る。すなわち、人々が起床し始める午前 4 時頃に 8000MW のランプアップ、日の出時刻を

過ぎ太陽光発電の出力が増加する午前 7 時頃にランプダウン、日の入りが始まり太陽光発

電の出力が減少する一方、夕方の電力需要が増加する午後 4 時頃に最も大きい 11,000MW の

ランプアップ、そして、夜間のランプダウンが必要とされる。インド政府は、2022 年までに 175GW の再生可能エネルギーの導入目標を掲げており、太

陽光発電はそのうちの 100GW を占める。変動性と不確実性を有する再生可能エネルギーの

割合が増加することから、インドでも、カリフォルニア州の例と同様の事象が起こると考え

られる。2018 年に CEA が公表した国家電力計画では、2021-22 年度のインド全土での典型

的な一日の電力需要と残余需要を示した図（ダックカーブ）は以下の通りである。

61

図 4-10 インド全土での典型的な一日の電力需要と残余需要

出所）CEA, “National Electricity Plan, JANUARY, 2018” http://www.cea.nic.in/reports/committee/nep/nep_jan_2018.pdf（閲覧日：2019 年 2 月）

注）本図では、需要から変動型再エネ出力を差し引いたものを Net Demand と表記しているが、本報告書

の和訳としては、一般的な呼称である残余需要（residual demand）を用いた。上記のダックカーブ図では、カリフォルニアの例と同様に、残余需要が朝から昼間にかけ

て大きく低減し、昼から夕方・夜にかけて大きく増大する。残余需要の急激な変化に伴い、

朝と夕方には急速な出力の上げ下げが必要となるため、調整電源として、柔軟性を有する電

源が必要となる。一般的に、柔軟性を有する電源として、水力発電、揚水発電、オープンサ

イクルガスタービン発電、ガスエンジン等が活用される。一方、インドでは、電力貯蔵技術

の不足、ガス燃料の不足、そして揚水発電の容量に制限があることから、電源構成の大きな

割合を占める石炭火力が調整電源としての役割を担うことが期待される。通常、石炭火力発

電は、一定の出力またはベースロード電源として運転し、出力の変動を頻繁に行うことを想

定していない。そのため、石炭火力に柔軟性を持たせる場合には、既存の設備の改修が必要

となり、効率の低下、メンテナンス機会の増加、短寿命化などの問題が発生することが指摘

されている。

4.4.2 再生可能エネルギー大量導入時の需給運用に係る課題

日本においても、九州本土では太陽光発電を中心とする再生可能エネルギーの導入が進

む。2014 年度には 471 万 kW であった導入量が、2019 年 2 月末時点では 844 万 kW まで拡

大した。

62

図 4-11 九州本土（離島を除く）の太陽光の接続量の推移（万 kW）

出所）九州電力ウェブサイト、九州本土の再生可能エネルギーの接続状況他、

http://www.kyuden.co.jp/effort_renewable-energy_application.html 以下に 2016 年 5 月 4 日の九州本土での電力需給実績を示す。冷暖房需要が少なく、工場

の稼働が停止している春の休日には、電力需要が小さくなる。その一方、太陽光発電の導入

が急速に進んだことで、日中の太陽光発電と風力発電の出力は需要の 66%に達し、供給力

が電力需要を上回る状況となる。そこで、変動性の高い太陽光・風力の出力の変化に対して、

火力発電等の出力増減や揚水発電の動力運転という、従来とは大きく異なる電源運用によ

り対応する。特に、火力発電においては、朝の時間帯の出力低下、また 1 時間で 200 万 kW程度にまで達する夕方の太陽光発電の出力減少に対応している。さらに、供給力が需要を大

きく上回る場合には、火力発電、揚水発電、バイオマス発電、太陽光発電・風力発電に対し

て、発電所の出力を抑制することで需給調整を行っている。

図 4-12 九州本土の需要と供給のバランス（2016 年 5月 4 日）

出所）九州電力ウェブサイト、再エネの導入状況と至近の需給状況について、

http://www.kyuden.co.jp/var/rev0/0055/4201/2ntja6f6cpd.pdf（閲覧日：2019 年 3 月）

63

4.4.3 インドにおける電力需給への影響

下図の通り、国営火力発電会社（NTPC: National Thermal Power Corporation Limited（旧名））

は、インド政府による 2022 年の導入目標である太陽光発電 100GW、風力発電 60GW 導入

シナリオを用いて、変動性の再生可能エネルギーの大量導入時の石炭火力発電の運用シミ

ュレーションを示している。なお、下図の電力需給シナリオでは、以下の条件設定がなされ

ている。電力需要は、2016 年 6 月の実績データを利用 GDP 成長率を 7%、弾性値を 0.8 と設定日々の需要パターンは、2016 年と 2022 年で同様再生可能エネルギーと原子力発電はマストラン太陽光発電の設備稼働率（CUF: Capacity Utilization Factor）は 16.5%、風力発電は 30% 風力発電の変動性は日ごとに異なるため、考慮しない負荷追従性は主に石炭火力とガス火力により提供される

図 4-13 2022 年におけるインドの電力需給シナリオ

出所）NTPC, “Flexible Operation-NTPC’s Approach” http://210.212.126.93:8000/ft/IPS/Session-04A/02.FLEXIBLE%20OPERATION-NTPC's%20APPROACH.pdf（閲覧日：2019 年 2 月）

NTPC の推計によると、再生可能エネルギーおよび原子力発電がマストランとして運転さ

れた場合には、石炭火力発電は夕方から夜間のピーク需要に対応するために、46.3GW から

146GW まで、100GW のランプアップが必要とされる（220MW/分）。また、早朝には、68GWのランプダウンが必要とされる（217MW/分）。つまり、カリフォルニア州で示された例を超

える出力の急速な上げ下げが必要とされる。 NTPC は、インドにおける石炭火力発電を調整力として利用するために、以下の方策を挙

64

げている。起動時の熱応力の低減最低負荷レベルの低減変圧運転による負荷追従蓄熱システムの利用柔軟性向上に向けた制御システム補助発電所の利用

65

5．電気自動車及び充電インフラの普及に向けた政策・技術動向

インドにおける電気自動車普及に関する状況、充電インフラ普及及び標準化に関する動

向について調査した。

5.1 電気自動車普及に向けた政策目標

インドでは、中央政府・省庁、一部州政府によって電気自動車普及に関する目標が定めら

れている。現在掲げられている政策目標及び支援スキームについて調査した。

5.1.1 連邦レベルでの政策目標

インド連邦レベルでは、2012 年に国家電気自動車ミッション計画 2020（NEMMP：National Electric Mobility Mission Plan 2020）が策定され、2020 年までに 700 万台程度の電動車普及が

目指されることとなり、これに向けた様々な支援策に関する取組が動き出した。その中の一

つが、重工業国営企業省（MHIPE：Ministry of Heavy Industries and Public Enterprises）によっ

て 2015 年より導入されている、インドにおける EV 生産販売促進プログラム（FAME: Faster Adoption and Manufacture of Electric Vehicles in India）である。FAME は、NEMMP 達成のた

めに、電動車両に関する補助金や税制優遇制度を提供している。2019 年 2 月現在、FAME に

おける補助対象となっている電動車の大半は二輪車両であり、四輪車両は限定的（メーカー

としては Jayem Automotives、Mahindra & Mahindra、Mahindra Electric Mobility、Maruti Suzuki、Tata Motors、Toyota Kirloskar Motor、Volvo のみで、計 25 モデル程度）である。FAME 補助

の対象となっている四輪車両モデルと補助金額について以下に示す。

表 5-1 FAME 補助対象となる四輪自動車モデルと補助金額

メーカーモデル補助金額 Volvo Volvo 8400 B5RLEH 4x2 610,000 INR Toyota Kirloskar Motor Toyota Camry Hybrid 70,000 INR Tata Motors Tata Tigor EV 124,000 INR Tata Tigor EV-XM 124,000 INR Tata Tigor EV- XE 124,000 INR Tata Tigor EV- XT 124,000 INR Maruti Suzuki India Maruti Ciaz Diesel SHVS 13,000 INR Maruti Ertiga LDI SHVS 13,000 INR Mahindra Electric Mobility

E2O T2- 48V Li-ion Winston 450 Amp 124,000 INR

E2O T1- 72V Li-ion ATL 550 Amp 124,000 INR

E2O T6- 48V Li-ion CALB 450 Amp 124,000 INR

e2o Plus P4 124,000 INR e2o Plus P2 124,000 INR e2o Plus P6 124,000 INR e2o Plus P8 124,000 INR

66

Mahindra & Mahindra E-VERITO 138,000 INR Mahindra e-Supro Cargo Van 187,000 INR Mahindra E-Supro 124,000 INR e-VERITO D2 138,000 INR e-VERITO D4 138,000 INR e-VERITO D6 138,000 INR e-VERITO C2 138,000 INR e-VERITO C4 138,000 INR e-VERITO C6 138,000 INR Jayem Automotives NEO (Jayem Automotives) 124,000 INR

出所）FAME ウェブサイトを元に、三菱総合研究所作成 2017 年 4 月には、ガソリン車・ディーゼル車の新車販売を撤廃することが政府より発表

されたが、翌年 2018 年 3 月に、改めて電力省（MOP: Ministry of Power）より、2030 年まで

にフリートの 30%の電動化、という宣言に改められた。いずれの発表も公式文書に基づく

目標ではなく、非公式なものにとどまっている。このように、電気自動車普及の機運は続い

ているものの、一貫した政策方針が不明瞭な状況が続いている。2015 年より実施されてき

た FAME スキームについても、本来であればフェーズ 1 は 2017 年 4 月に終了予定だったも

のの、次フェーズにおける電動化に関する大きな方針（ターゲット用途や車種等）が定まら

いため、フェーズ 1 の延長が続いている状態である。今後の政策方針に関する参考情報として、インドにおけるシンクタンクであるNITI Aayog

による報告書も複数公表されている。2017 年に発表された”India Leaps Ahead: Transformative Mobility Solutions for All”では、2030 年での車両による石油消費量・CO2 排出量の目標値が

Transformative Scenario として策定され、同シナリオでの車種別の電動化率について、以下

のように前提が置かれている（二輪車両は 40%、三輪車両は 100%、自家用車四輪車両は 40%、

商用四輪車両は 100%、公共交通は 100%電動化）。

表 5-2 NITI Aayog Transformative Scenario における電動化率

2015 年 2030 年 BAU Transformative Scenario

4 輪車両所有モデル自家用 73% 77% 50% 商用 27% 23％ 50%

電動化率 2 輪 0% 5% 40% 3 輪 0% 5% 100%

4 輪（自家用） 0% 1% 40% BEV 4 輪（商用） 0% 5% 100% BEV

公共交通 0% 1% 100%

出所）NITI Aayog, Rocky Mountain Institute “India Leaps Ahead: Transformative Mobility Solutions for All” http://niti.gov.in/writereaddata/files/document_publication/RMI_India_Report_web.pdf （閲覧日：2019年 2 月）

67

具体的な政府方針は発表されていないものの、前述のレポート等の記載では、今後期待さ

れる電動化対象の車両として、二輪・三輪等の小型車両に注目が集まっている。電気自動車

の普及が進む欧米諸国と比べて、インドにおいて普及している車両の構成は大きく異なる。

普及している車両の 79%は二輪車両、3%が三輪車両、12%が安価な普通四輪車両であり、

比較的高価な（100 万 INR より高い）四輪車両は全体の 2%程度にとどまる16。このような

背景を踏まえて、NITI Aayog によるレポートでも、二輪車両・三輪車両の電動化に当面は注

力することが提案されている。四輪車両の電動化も、個人所有の車両よりも、政府の公用車

等の電動化が先に進むと考えられる。たとえば、電力省傘下の公営企業 EESL（Energy Efficiency Services Limited）では、1 万台の政府用公用車向けの電動車両の調達が始まってい

る。当初、最初のフェーズで 1,000 台、次のフェーズで 9,000 台を調達予定だったが、第二

フェーズの調達を始める前に、充電器の標準化に関する取組進められ、延期していた第二フ

ェーズもじきに再開するということになっている。

5.1.2 州レベルでの政策目標

EV に関する州レベルでの政策目標について以下に示す。各州・地域の電動化に関する目

標を俯瞰すると、四輪車両だけでなく、二輪・三輪車両、バス等の電動化にも言及があるこ

とが特徴的となっている。

表 5-3 主な州における電気自動車に関する政策目標・支援スキーム

州内容 Maharashtra EV 普及 50 万台

Telangana 2018 年 6 月に電気自動車に関する政策を発表予定だったが、延期に

Uttar Pradesh

2030 年までに電動バスを 1,000 台導入、複数の都市においてバス・Rickshaw・タクシー・スクールバスの 100%電動化を目指す

バスの電動化対象路線（Green Route）を策定

Karnataka

バンガロールにおいて、2030 年までに Rickshaw・タクシー・社有車・スクールバス・物流用車両の 100%電動化

電動バスを 1,000 台導入政府公用車の 50%を 2019 年までに電動化

Kerala 2022 年までに EV 普及 100 万台（内、実証事業におい

て、2 輪を 20 万台、3 輪を 5 万台、物流車両を 1000 台、電動バスを 3,000 台、フェリーを 100 台電動化予定）

Andhra Pradesh

2024 年までに EV100 万台ディーゼル・ガソリン車の新規登録を禁止に（時期未定）州営バスの 100%電動化（約 11,000 台相当、時期未定）政府公用車の 100%電動化（時期未定）

Delhi 2023 年までに新車販売の 25%を電気自動車（BEV）に出所）各種メディア情報を元に、三菱総合研究所作成注）一部はドラフト段階の政策も含まれる

16 NITI Aayog, World Energy Council “Zero Emission Vehicles: Towards a Policy Framework” (2018)

68

上述の政策方針を踏まえて、政府や公営企業による電気自動車の調達が始まりつつある。

EESL によると、中央政府による 10,000 台の電気自動車入札以外にも、Andhra Pradesh 州・

Gujarat 州・Maharashtra 州・Jhakhand 州等から、合計 19,000 台の電気自動車の入札に関する

要請を受けている。政府公用車の調達ニーズ以外にも、Telangana 州の Hyderabad Metro では、Zoomcar と共同

で、電気自動車レンタルサービスが開始された。まずは 25 台規模からのスタートとなって

いる。加えて、Karnataka 州のバンガロール地域においては、Fae Bikes 社による電動スクー

ターシェアリングプラットフォームが立ち上げられ、100 台の電動バイクが導入された。現

在急速充電ステーション（Fae Spark）が 4 箇所設置されており、ステーション型シェアリン

グサービスとして運営されている。ほかにも、Delhi では、Gensol Mobility が、電気自動車

を活用したタクシーサービスである Blu-Smart イニシアティブを立ち上げた。Delhi におい

て、まずは 70 台の電気自動車を活用したタクシーサービスを実施予定である。2019 年 3 月

末までには、同タクシーサービスの台数を 400 台に増加予定である。

5.2 充電インフラ普及に向けた政策的支援

充電インフラ普及に向けて、中央政府や州政府によって、様々な支援が行われている。従

来、インドにおける充電器による充電サービス提供は、電力供給（配電事業）とみなされ、

電力小売り資格が必要となっていたが、2018 年には充電インフラ事業者の小売り資格に関

する規制緩和が行われ、資格は不要となった。上述のような規制緩和の他に、充電インフラに関する直接的な補助金制度を設けている

州も存在する。主要な州における充電ステーションに対する補助スキームについて以下に

示す。

表 5-4 主な州における充電ステーションへの支援スキーム

州内容 Maharashtra 充電ステーション設備費用補助

Uttar Pradesh 充電ステーション設備費用補助

Karnataka

充電インフラ整備に向けた SPV を設立（BBMP: Bruhat Bengaluru Mahanagara Palike、BMTC: Bengaluru Metropolitan Transport Corporation、BESCOM: Bangalore Electricity Supply Company、KREDL: Karnataka Renewable Energy Development Ltd.、KIADB: Karnataka Industrial Area Development Board と連携）

急速充電ステーション 100 箇所整備、50km 毎間隔での充電ステーション整備、高層建築における充電器設置義務

Jharkhand 従量料金：5.25 INR/kWh 固定料金：60 INR/接続/月

Andhra Pradesh 充電ステーション、Battery Swapping Station への補助金

Delhi 商業ビル・集合住宅における充電器設置義務半径 3km に 1 基以上の充電器設置

出所）各種メディア情報を元に、三菱総合研究所作成

69

充電ステーションにおける電気料金の設定は各州の規制機関の承認によって決定される

が、電気自動車メリットを確保するために、充電ステーション専用の充電料金を設けている

州もある。以下に、充電ステーション専用の料金事例を示す。

表 5-5 主な州における充電ステーション専用料金

州内容

Delhi 従量料金：5.5 INR/kWh（低圧）、5.0 INR/kWh（高圧）固定料金：なし

Punjab 従量料金：5.0 INR/kWh 固定料金：なし

Maharashtra 従量料金：6.0 INR/kWh 固定料金：70 INR/kVA/月

Jharkhand 従量料金：5.25 INR/kWh 固定料金：60 INR/接続/月

Andhra Pradesh 従量料金：6.95 INR/kWh 固定料金：なし

Haryana 従量料金：5.5 INR/kWh（低圧）、5.0 INR/kWh（高圧）固定料金：なし

Karnataka 従量料金：4.85 INR/kWh 固定料金：50 INR/kW/月（低圧）、180 INR/kW/月（高圧）

出所）India Smart Grid Forum 提供資料を参考に、三菱総合研究所作成中央政府や州政府による支援のもと、EESL、電力会社（Tata Power、州営電力会社等）、

石油系エネルギー会社（Bharat Petroleum Corporation 等）、交通事業者（Hyderabad Metro、Bombay Electric Supply & Transport 等）等が充電ステーションの整備に着手している。

5.3 充電インフラの標準化に関する動向

インドでは、3 kW 未満の出力の AC 充電器、20kW 未満の出力の DC 充電器について、公

共充電ステーション設置に際して準拠すべき標準が、Bharat Public EV Charger Specificationsとして策定されている。現在インドにおいて普及している四輪の電気自動車の搭載蓄電池

容量は小さい（20 kWh 未満）ため、このような低出力の充電器に関する標準が策定された。

しかし、このような低出力な充電器についても、状態把握のためのクラウド（Central Management Server）との通信プロトコルは、欧州で普及している省エネ達成認証（EV 急速

充電器の通信プロトコル）（OCPP: Open Charge Point Protocol）の採用、決済については、車

両ナンバーに紐づけられた口座からの直接決済やモバイルアプリケーションの活用等、ITシステムについては先進国を参考としたシステムが記載された。DC 充電器のコネクタ形状

については、中国で採用されている GB/T タイプのコネクタが採用されることになった。今後、インドで販売される電気自動車の搭載蓄電池容量が大型すること、小型車両（二輪・

三輪車両等）に対応した充電ステーションが必要なことを踏まえて、インド規格局（BIS:

70

Bureau of Indian Standards）と科学技術局（DST: Department of Science & Technology）の共同

開催で、インドにおける充電器標準の策定が India Grand Challenge Competition for EV Charging Systems にて行われることが 2018 年秋に決定した。議論の結果については 2018 年

12 月に、充電インフラに関するガイドラインとして発表された。公共充電ステーションが

満たすべき最低要件を以下に示す。

表 5-6 公共充電ステーションが満たすべき最低要件

充電器タイプ内容

電気自動車全般

専用の変圧器の設置 33/11 kV の電線の配線必要な土木工事必要な車両出入口 CCS（50kW～）・CHAdeMO（50kW～）・Type-2AC（22kW

～）・Bharat DC-001（15 kW）、Bharat AC-001（10kW）の

いずれかへの準拠 DISCOM へのデータ共有、指定された通信プロトコルへの

対応スタンドアローンの Battery Swapping Station も併設可能

大型車両

上記に加えて：最低 100 kW（電圧 200~1000V）の充電器を 2 基以上設

置（CHAdeMO、CCS1 基ずつ） ※特定企業の所有するフリートのみが利用できる充電ステー

ションの場合は、上記のガイドラインは適用外出所）No.12/2/2018-EV Government of India Ministry of Power “Charging Infrastructure for Electric Vehicl

es- Guidelines and Standards -reg.”を参考に三菱総合研究所作成 https://powermin.nic.in/sites/default/files/webform/notices/scan0016%20%281%29.pdf （閲覧日：2019 年 2 月）

公共充電ステーションについては、3km 四方内に 1 基は整備することが目指され、高速

道路や幹線道路沿いには 25km 毎に 1 基（上下線どちらも）に整備することが目指された。

大型車両向けの充電ステーションについては、100km 毎の設置となった。また、石油小売り

販売を手掛ける事業者に対して、公共充電ステーションを設置する場合、接続認可等の優先

順位を上げるとしている。公共充電ステーションのオペレーションは、EESL が担当し、充

電データについては、中央電力庁（CEA: Central Electricity Authority）が、国家単位のオンラ

インデータベースの運用を行うことになっている。上述のガイドラインにおいて定められている、充電ステーション普及に向けた今後の見

通しについて、以下に示す。直近（今後 1~3 年程度）では、人口 400 万人超えの大都市やこ

れに接続する主要道路における充電インフラへの投資が優先的に進められる予定となって

いる。さらに、今後 3~5 年程度では、州都等の大都市、及びこれらに接続する高速道路への

充電インフラ整備も優先的に進められることになっている。

71

表 5-7 充電インフラ整備に向けたビジョン

フェーズ内容

フェーズ１（今後

1~3 年）

2011 年統計において都市人口が 400 万人を超える

全てのメガシティ及び、メガシティに接続する高速道路

やその他重要な幹線道路における普及

フェーズ２（今後

3~5 年）州都等の大都市、より多くの高速道路について、充電

インフラを設備。出所）No.12/2/2018-EV Government of India Ministry of Power “Charging Infrastructure for Electric Vehicl

es- Guidelines and Standards -reg.”を参考に三菱総合研究所作成 https://powermin.nic.in/sites/default/files/webform/notices/scan0016%20%281%29.pdf （閲覧日：2019 年 2 月）

5.4 EV 普及拡大にともなう電力需給への影響

電気自動車の普及が進むことで、充電による電力消費量（kWh）が増えるだけでなく、ピ

ーク需要（kW）が増え、系統増強が必要となる可能性がある。このような問題は、送電系

統全体というよりも、配電網のフィーダー毎に定められている容量に対して発生する可能

性がある。例えば、イギリス電力会社の Scottish and Southern Electricity Networks の試算によると、3.5

kW の充電でも、電動化率が 30%を超えると、電線の規定容量を電力需要が超えてしまう配

電線が出てくるという（下図参照）。

図 5-1 EV の充電需要によるフィーダー過負荷のイメージ

出所）Electric Nation “Smart Charging: A Brief Guide to Managed Electric Vehicle Home Charging” https://www.lowcvp.org.uk/assets/reports/EN-Smart-Charging-Guide-Summary-May18.pdf（閲覧日：2019 年 2 月）

72

そのような場合に、配電線の容量を増やすのではなく、充電時間帯をシフトすることによ

って、系統増強費用を回避することができる可能性がある。充電シフトの効果は、既存の配電線の容量、場所毎の電気自動車普及率の見通しによって

も異なるが、インドにおける系統は現時点でのピーク需要にも対応できていない時間があ

るため、今後電気自動車の普及によってその影響は深刻化することが想定される。本格的普

及が進む前に、配電事業者等と連携して、スマート充電が可能な電気自動車・充電インフラ

システムの整備やその価値化の方法について検討を進めていくことが望ましい。また、上述のように、電気自動車による電力系統への影響を軽減する以外にも、再生可能

エネルギー統合に電気自動車の充放電機能を活用することも期待される。インドでは、特に

今後太陽光発電の導入が進むことが想定され、太陽が沈む夕方頃に立ち上がる需要への対

応（ランプアップ）が深刻化する可能性がある。今後の市場制度設計が進み、再エネ変動に

伴う調整力の調達が市場にて行われるようになった場合、分散電源を仮想発電所（VPP: Virtual Power Plant）化して活用する調整力の提供サービスの可能性が高まる。電気自動車

（EV: Electric Vehicle）は VPP のリソース候補の一つであり、VPP 参加によってユーザーに

還元可能な便益が増えるため、EV 普及を促進する可能性も考えられる。しかし、現時点で

アンシラリーサービス市場設計等は検討中の段階であり、EV を含む VPP リソースの参入

に向けては、小規模リソースの参加を想定した市場要件の設計も重要となる。加えて、電気

自動車による充放電の実施にあたっては、充放電に対応した専用の充電器、または、充放電

に対応した車両が必要となり、系統連系規定への準拠等、技術的な要件についても確認が必

要となる。系統向けのサービスだけでなく、需要家向けサービスにおいて EV を活用することも考え

られる。現在インドでは家庭用の電気料金が政府補助の下、非常に廉価に設定されているが、

今後これが適正な水準に是正された場合、需要家の設置する太陽光の自家消費にメリット

が出て来る可能性がある。日本では EV に蓄電した電気を家庭用の電力消費に使う V2H（Vehicle-to-Home）というコンセプトで専用機器が販売されているが、電力系統による停電

が頻発するインドにおいては、停電時のバックアップ電源としてもニーズも期待される。た

だし、これも電気料金制度や再エネ買取制度に大きく依存するスキームであり、実際に需要

家にとってメリットが出るかは、今後の制度設計の方向性にも影響を受けると考えられる。

73

6．電力供給品質維持に関する現行の制度

6.1 アンシラリーサービス

6.1.1 インドにおけるアンシラリーサービス制度（RRAS）の概要

アンシラリーサービス制度導入の経緯

インドにおけるアンシラリーサービス（調整力）の制度化に向けた検討は、2005 年の国

家電力計画（NEP）に端を発し、ここでは、2012 年までに供給不足の問題を解消し、適正水

準の瞬動予備力（spinning reserve）を確保することが謳われた。2010 年に中央電力規制委員

会（CERC）が発出した電力市場規則（Power Market Regulations）17では、電力取引市場が将

来的に取り扱うべき取引商品として、デリバティブ市場、アンシラリーサービス市場及び容

量市場が挙げられている。その後も、アンシラリーサービス制度の導入に関する検討は関係機関で続けられてきた

が、2012 年 7 月の大停電を踏まえた提言の 1 つとして、予備力とアンシラリーサービスの

確保に関する規則を CERC が策定することが挙げられた18。この流れを受け、2015 年 8 月

に CERC がアンシラリーサービス運用規則（Ancillary Services Operations Regulations）を公

表し、予備調整力アンシラリーサービス（RRAS: Reserve Regulation Ancillary Services）の制

度の基本的な枠組みが定められた。上記のアンシラリーサービス運用規則の補足説明として CERC が公表した資料

“Explanatory Memorandum on Introduction of Ancillary Services in India”において、アンシラリ

ーサービスの機能別に 3 つの類型が示されている。これらのうち、周波数制御アンシラリー

サービスの三次調整力については、対価の支払いに基づく調達を行うことにしたと説明さ

れている。周波数制御アンシラリーサービス（Frequency Control Ancillary Services）：

さらに応動速度の違いにより、一次調整力（Primary Frequency Control）、二次調整力

（Secondary Frequency Control）、三次調整力（Tertiary Frequency Control）に区分系統制御アンシラリーサービス（Network Control Ancillary Services）：

さらに電圧制御アンシラリーサービス（Voltage Control Ancillary Service）と潮流制御

アンシラリーサービス（Power Flow Control Ancillary Services）に区分システム再起動アンシラリーサービス（System Restart Ancillary Services）：

ブラックスタート等また、アンシラリーサービスを取引市場ベースで調達するのはインドの事情を考えると

時期尚早であるため、当面は、中央政府機関が発電コストを把握している発電所であり、州

境を跨いで広域に供給している発電所（ISGSs: Inter-State Geerating Stations）をアンシラリー

サービスの供給源とし、これらの発電所が卸供給用に割り当てていない余剰出力（un-requisitioned surplus）を利用することとしたと解説されている。

17 http://cercind.gov.in/regulations/powermarketregulation_20jan2010.pdf 18 “Indian Blackouts-July 30 & 31, 2012: Recommendations and Further Actions” http://sites.ieee.org/pes-

cascading/files/2013/08/3_India.pdf

74

これに続き、2016 年 3 月には中央給電指令所（NLDC）がアンシラリーサービス運用の

詳細規則（Detailed Procedure for Ancillary Services Operations）を公表し、翌 4 月、RRAS 制

度に基づき、NLDC 及びその配下の 5 つの地域給電指令所（RLDC）によるアンシラリーサ

ービスの調達が始まった。

アンシラリーサービス（RRAS）制度の概要

RRAS 制度に基づき、RRAS プロバイダー（RRAS Provider）として指定された発電設備

は、NLDC からの指令に基づき、需要が供給を上回り周波数が低下する場合の Regulation Up（出力の上げ調整）及びその逆に周波数が上昇する場合に Regulation Down（出力の下げ調

整）の 2 つのサービスを提供する。系統周波数が、基準周波数の下限許容値（現行は 49.90 Hz）を上回る状況が 5 分以上続い

ているもしくは続くと予想される場合、NLDC は、Regulation Up の発動を行う。逆に、系統

周波数が、基準周波数の上限許容値（現行は 50.05 HZ）を上回る状況が 5 分以上続いてる

もしくは続くと予想される場合、Regulation Down の発動が行われる。現在の RRAS の制度

では、出力制御の指令は 15 分のタイムブロック単位で行われ、指令を受けた発電設備は、

指令を受けた 15 分後のタイムブロックから指令に基づく出力制御を行う。 NLDC は RRAS の基幹的な組織（Nodal Agency）としての役割を担っており、各地域の

RLDC と連携して、RRAS プロバイダーとして指定された各発電設備のコストに基づくメリ

ットオーダーを作成している。実際の需給運用においては、NLDC はメリットオーダーに従

い上げ調整・下げ調整を行う発電設備を決定した上で、当該の発電機に指令を行う RLDC に

対して連絡が行われる。上述のアンシラリーサービス運用規則により、RRAS プロバイダーの資格要件が規定され

ており、具体的には、発電容量全ての卸販売価格が CERC によって定められている、もしく

は認可されている発電所とされている。これはつまり、CERC が所管し、RLDC からの指令

を受けて州境を跨いで卸供給している発電設備（ISGSs）が該当することを意味する。2019年 3 月現在、70 の発電所が RRAS プロバイダーとして指定されている。特定の州内のみに

供給している発電設備は、現時点では RRAS プロバイダーの対象外である。

アンシラリーサービス提供への対価の支払い

RRAS プロバイダーが提供するアンシラリーサービスに対する対価の支払いは、各電源の

発電原価をベースに定められた単価及び各電源が指令に基づいて出力制御を行った実績に

基づいて決定される。各 RRAS プロバイダーは、毎月、自身の発電コストに関する情報を、各地域を所管する地

域電力委員会（RPC: Regioanl Power Committee、CEA の下部組織として 5 つの RLDC の所管

地域にそれぞれ設置）に提出し、各 RPC の審査を受けた上で、当該月（16 日～翌月 15 日）

のアンシラリーサービス料金単価が決定される。各 RRAS プロバイダーの単価表は、

POSOCO が集約してウェブサイトにて毎月公表されている。最新の RRAS プロバイダーの

単価表（適用期間は、2019 年 3 月 16 日～4 月 15 日）を、下表に示す。燃料価格の変動を反

映して、単価表は毎月更新されているが、特に目立った時系列上の価格変動は生じていない。

75

表 6-1 RRAS プロバイダー単価表（2019 年 3 月 16 日～4月 15 日適用）

出所）POSOCO ウェブサイト https://posoco.in/reports/as3-details/

76

料金表では、各電源ごとに、所管の地域、定格出力（MW）、固定費単価（paisa/kWh）、変

動費単価（paisa/kWh）、15 分のタイムブロックにて上げ調整可能な出力（MW）、同じく下

げ調整が可能な出力（MW）、最低稼働出力（MW）が示されている。上げ調整（Regulation Up）の場合、指令が出された実績の出力調整量（kWh）に応じて、

固定費・変動費単価の合計に適正利潤（マークアップ）を加算した単価を乗じた金額が、RPCから RRAS プロバイダーに支払われる。単価の名称は固定費・可変費となっているが、これ

は固定費相当分、可変費相当分を回収するための単価を意味するもので、固定費も可変費と

同様に調整電力量（kWh）あたりの単価が設定されている（調整容量 kW あたりの固定料金

という意味ではない）。また、適正利潤については、CERC が 2016 年 2 月に発出した規則

（Determination of mark-up for delivery of Regulation Up Services）により、50 paisa/kWh に設

定されている。他方、下げ調整（Regulation Down）の場合、実績の出力調整量（kWh）に応じて、変動料

金の 75％に相当する単価を乗じた金額が、RRAS プロバイダーから RPC に対して支払われ

る。下げ調整によって節減される可変費（燃料費）から 25%差し引くことにより、出力調整

で発電効率が低下した経済的損失を補償するとともに、上げ調整時の適正利潤に相当する

メリットを付与する役割を果たしている。下げ調整時に RRAS プロバイダーから RPC に支

払われる金額には、固定費相当分は含まれない。上記の料金表を元に、各電源の上げ調整、下げ調整それぞれの単価を算出し、それぞれ階

段状曲線で表したものが、下の図 6-1 及び図 6-2 である。グラフ中の青線は、70 の RRASプロバイダにつき、上げ調整単価を低い順に（下げ調整単価を高い順に）並べたもので、縦

軸が調整単価、横軸が各プロバイダの調整量を表す。参考まで、スポット取引市場（IEX）

における 2018 年の実績（年間最高値、最安値及び中央値）を点線で示している。

図 6-1 RRAS プロバイダの決済単価（上げ調整、2019 年 3 月 16 日～4月 15 日）

出所）RRAS プロバイダー単価表（POSOCO ウェブサイト）及び IEX 情報を元に、三菱総合研究所作成

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0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000

[INR

/lWh]

[Ramp up: MW]

RRAS (regulation up) IEX (bottom) IEX (median) IEX (peak)

77

図 6-2 RRAS プロバイダの決済単価（下げ調整、2019 年 3 月 16 日～4月 15 日）

出所）RRAS プロバイダー単価表（POSOCO ウェブサイト）及び IEX 情報を元に、三菱総合研究所作成上げ調整時に際しては、6,000 MW 程度までは、6 INR/kWh 以下の単価で調達できるが、

7,000 W の手前から単価が大きく上昇し、最も高い電源の上げ調整単価は約 14 INR/kWh と

なっている。単価が大きく跳ね上がっている電源は、主として輸入 LNG を使ったガス火力

発電所と推察される。また、スポット市場価格（赤点線の中央値）と比較すると、最初の 1,500 MW あたりまで

は、上げ調整単価が年間平均の市場価格を下回っていることが確認できる。これは、当該電

源がアンシラリーサービス用に確保している余剰出力を代わりに取引市場の平均価格かそ

れ以上の価格で売電すれば、上げ調整で受け取ることができる料金よりも高い金額を得る

ことができることを意味する。同様に、下げ調整においても、最初の 1,500 MW あたりまでは、下げ調整単価が年間平均

の市場価格を上回っており、これらの電源については、下げ調整を提供するべく低負荷で稼

働させておく動機付けが働き難くなることを意味する。後述の通り、CERC が検討中のアンシラリーサービス市場が将来設立され、アンシラリー

サービスの対価が、現在の個別の電源の原価ベースから市場価格ベースで決済されるよう

になれば、アンシラリーサービス料金とスポット市場価格が連動した動的なプライシング

は可能になる。詳細は次節 6.2.2 で論じることとする。 RRAS の決済は週単位で行われ、各 RPC は、インバランス料金（DSM、詳細は 6.2 で説

明）用に開設されている DSM プール基金（Regional Deviation Pool Account Fund）を用いて、

RRAS プロバイダーに対して支払いまたは受け取りを行っている。

RRAS のパフォーマンス

CERC による最近の報告によると、全体の時間の 75％以上にわたって系統周波数が基準

0

2

4

6

8

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18

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000

[INR

/lWh]

[Ramp down: MW]

RRAS (regulation down) IEX (bottom) IEX (median) IEX (peak)

78

周波数の変動許容範囲（49.90-50.05 Hz）内に収まっているとされる19。第 3 章の図 3-9 が示

すとおり、RRAS 制度の導入以降、変動幅はほぼ一定の範囲で収まるよう推移しており、制

度導入の効果がある程度出ていると評価することはできる。ただし、依然として基準周波数

の許容変動幅を逸脱する時間がある程度発生しており、更なる大きな改善はなく足踏みし

ている状況と評価することもできる。今後の更なる改善に向けた方向性としては、2 つ考えられる。1 点目は、現在の RRAS が

15 分単位で調整という、周波数制御調整の中でも低速三次調整（slow tertiary control）と呼

ばれるものに該当し、調整速度のタイムラグが生じていることが挙げられる。こうした問題

意識から、CERC や POSOCO では、5 分単位で出力変動させる FRAS（Fast Response Ancillary Services）の導入について検討しており、応動性が優れた水力発電を用いた FRAS のパイロ

ットプロジェクトの実施も提案されている20。これについては、第 9 章で改めて論じる。もう 1 点としては、需給インバランスの回避に向けた需要側（主に配電事業者）の規律の

強化が挙げられる。下図は、2016 年、2016 年 4 月から 2017 年 12 月までの間に発動された、

各月の RRAS の発動量の実績を示している。期間累計で、上げ調整（Regulation up）が合計

5,046 GWh 発動されており、下げ調整（Regulation down）の合計 508 GWh に対して約 10 倍

となっており、需給が不足インバランス側に崩れることが多くなっていることを意味する。インドでは近年、需要に対して供給力が常に大幅に不足しているという状況は既に脱し

つつあるにも関わらず不足インバランスが慢性的に生じているのは、需要側である配電事

業者等に、需給のインバランスを回避すべく、適切な供給力を事前に確保する規律が十分働

いていない可能性が考えられる。この点については、6.2 で論じることとする。

図 6-3 RRAS の月次発動実績（2016 年 4 月～2017 年 12 月）

出所）CERC “Discussion Paper on Redesigning Ancirally Services Mechanism in India”

19 CERC “Discussion Paper on Redesigning Ancirally Services Mechanism in India”

http://www.cercind.gov.in/2018/draft_reg/DP.pdf 20 CERC “Pilot Project on 05-Minute Scheduling, Metering, Accounting and Settlement for Thermal/Hydro, and on

Hydro as Fast Response Ancillary Services (FRAS)” http://www.cercind.gov.in/2018/orders/08.pdf

79

6.1.2 アンシラリーサービス市場の導入に向けた検討状況及び課題

CERC ディスカッションペーパーについて

CERC は 2018 年 9 月、アンシラリーサービスの調達を取引市場ベースに移行させること

を目的として、アンシラリーサービスメカニズム制度の再設計に関するディスカッション

ペーパー“Discussion Paper on Redesigning Ancirally Services Mechanism in India”を公表した。同ペーパーでは、インドにおけるアンシラリーサービス制度に掛かる課題として、以下の

点を挙げている。＜市場設計に掛かる課題＞

1. 指令可能な調整力を常時確保すること：現状の RRAS 制度では、調整力の提供者（RRAS プロバイダー）の数が限られて

おり、また卸供給用に割り当てていない余剰出力の利用を前提としているため、

夜間のピーク負荷期に調整力が必ずしも十分確保できていない。 2. 調整力の役割に関する明確な定義づけ：

上げ調整の片方向に長時間発動される事例が頻発。調整力を発動する前の段階で

需給バランスを維持しておくべき領域まで調整力でカバーしている可能性が高い。 3. 各リソース応動速度等の柔軟性を考慮に入れた、アンシラリーサービス調達：

調整力（アンシラリーサービス）の適切な調達量を決める上で、各リソースの調

整可能量（MW）だけではなく変動速度（MW/min）も考慮に入れるべきである。 4. アンシラリーサービス提供者のパフォーマンス評価：

現状では、出力制御の指令に RRAS プロバイダーが応じなかった事例については

審査が行われるものの、どれだけ正確に応答したかの評価は行っていない。＜市場運営手続きに掛かる課題＞

5. 需給計画時（スケジューリング）における「ゲートクローズ」の導入：リアルタイムの需給運用に入る前に、売り手と買い手との間の取引契約をファイ

ナライズし、以降の余剰出力は系統運用者が需給運用で使えるよう開放する。 6. アンシラリーサービス提供者の最低容量を定義する必要：

需給調整指令を管理するためには、アンシラリーサービスの提供者が最低必要な

規模を定めて、提供者の数をある程度限ることも必要。以上のような考察を踏まえて、当ペーパーでは、現行の RRAS 制度で調達している三次

調整力につき、取引市場ベースでの調達に移行することを提言している。これよりも応動速

度が速い一次調整力（primary control）及び二次調整力（secondary control）については、将

来の市場化を視野に入れるとしている。また、市場参加者についても、現行の RRAS 制度に

おける、州境を跨いで卸供給している発電設備（ISGSs）だけではなく、特定の州内のみで

卸供給を行っている発電設備（Intra-State Generation）にも門戸を開くとしている。当ペーパーの提言の中で特徴的な点は、卸電力取引市場（energy market）とアンシラリー

サービス市場とが同じタイミングで取引されることにより、双方の市場が共に最適化され

る（market co-optimization）ことを推奨していることである。各電源設備が発電出力の一部

をアンシラリーサービス市場に入札するということは、その分卸電力取引市場に入札する

機会を逸したことを意味することから、アンシラリーサービス市場での取引価格は、機会損

80

失費用である卸電力取引市場価格をベースとし、それに出力制御を提供することへの対価

をプラスαした価格水準で決定されるべきという考え方に基づいている。具体的なフローは下図の通りである。まず、1 日前市場（day-ahead market）において、市

場参加者は自身の発電設備の出力を卸電力市場及びアンシラリーサービス市場のそれぞれ

に割り当てる量を決めた上で、卸電力取引市場に入札する価格及びアンシラリーサービス

用で落札された場合の増分価格を設定し、入札を行いそれぞれの落札者と価格が決定され

る。その後、ゲートクローズ（実需給が始まる 90 分前）まで供給・需要の双方で需給計画

（スケジューリング）の見直しを行い、リアルタイム市場（real-time market）にて、各市場

参加者は卸電力市場及びアンシラリーサービス市場のそれぞれへの供給力割り当てを再度

設定して入札を行い、その落札結果に基づき、1 日前市場での決済金額との差分を精算する。

図 6-4 1 日前市場とリアルタイム市場のフロー（ディスカッションペーパーにて提案）


81

CERC では、このディスカッションペーパーに対するパブリックコメントを募集し（期日

は 2018 年 10 月 10 日）、CERC のウェブサイトには 12 件のコメントが掲載されているが、

2019年 1月末時点でCERCほか現地関係者に聞き取りを行ったところ、パブコメ集約以降、

特に検討は進んでいないとのことであった。

ディスカッションペーパーに関する本事業での評価

上述の通り、本ディスカッションペーパー（DP）にて検討されている取引市場の特徴と

して、卸電力取引市場とアンシラリーサービス市場の取引の一体運用により、両市場の価格

の同時決定性を重視する（両市場の取引タイミングのずれによる価格差要因を排除する）等、

市場原理を機能させることに重点を置いたものとなっていることが挙げられる。しかし本 DP での提言内容は、価格メカニズムが最適に機能させることを前提とした理論

的な考察にまだとどまっており、こうした市場コンセプトを実際の市場運営及び需給運用

において有効に機能させるためには、更に実務的な議論を深めていく必要があると考える。

ここでは、そうした、今後本 DP を前提にアンシラリーサービス市場の設計をしていく中で

留意すべき論点として、以下の 5 つを挙げる。

調整力必要量の確保（短期）十分な調整量が常に確保できることを担保

調整力必要量の確保（長期）アンシラリーサービスを提供する調整電源への設備投資に対する動機づけ

電力取引市場と調整力市場の一体運営系統運用者と市場運用者の役割を統合させていく

調整力供給のパフォーマンスに対する評価応答の精度と応答速度の実績を決済に反映させる

需要側のバランシング（ペナルティ・インセンティブ）との調和インバランス料金制度（DSM: Deviation Settlement Mechanism）との価格連動

それぞれの論点の詳細につき、以下に示す。

1）調整力必要量の確保（短期）

＜調整力の必要量確保を担保する措置を、１日前市場より前に取るべきではないか＞

• 本DPでは、「低負荷期には最大出力以下で稼働している電源が多数存在するはず」

なので、調整力用に出力を確保することによる機会損失費用（卸供給の機会を損

失した）補償は不要としている。しかし逆に、低負荷期等には多くの電源が停止

することにより、調整力提供用が可能な稼働中の電源が十分存在せず、それによ

り調整力市場の価格が高騰する恐れがあるのではないか。 • 調整力市場の市場規模が小さいと、元々卸供給でも高い市場シェアを持つ事業者

が価格形成に市場支配力を行使するのではないか。 • こうした懸念を減らすべく、各市場参加者（発電事業者）に対し、常に一定量以

上をアンシラリーサービスに入札するよう義務付けて事前に必要量が市場に出て

82

くるよう担保する必要はないか。 • またそれにより、アンシラリーサービス市場への入札用に最低出力運転をせざる

をえなくなった電源への補償は考えなくてよいか。

＜ゲートクローズの導入による、既存の卸電力契約（PPA）への影響＞

• 時間列の中で市場取引（金融取引含む）と需給運用との区切りとしてゲートクロ

ーズの導入は不可欠だが、他方で本 DP では、PPA を結んでいる発電事業者と配

電事業者との間で、実需給運用で対応すべき時間的断面になっても相対で調整を

行っており系統運用者に空き調整力が引き渡されない事例が多いとの指摘。 • 上記が、契約外での慣習的な運用であればまだしも、PPA 上の履行条項となって

いる可能性はないか。 • もしそうならば、既存の PPA の見直し等、現行の卸電力供給の契約体系を全面的

に見直す必要があり、関係者の合意形成を得るのに時間を要するのではないか。

2）調整力必要量の確保（長期）

＜電源の固定費（資本費）を安定的に回収するための仕組みは必要ではないか＞

• 電源の新設には相当の初期コストを要する。特に新設の発電所では資本費が占め

るシェアが高く、事業者は長期安定的な費用回収が見込める収入源を望む。 • 本 DP での提案内容は、卸電力供給と調整力調達のいずれも短期的な市場（1 日前

市場及びリアルアイム市場）を主体とするというもの。供給力確保のために待機

している電源は対価は得られず、費用回収の見込みが不確実になる恐れがある。 • 今後の電源新設への投資意欲を挫くことになり、将来の供給力不足を招くことに

ならないか。 • 上記のように供給力確保のための待機している電源は、kW の価値を提供してい

ると考えられる。下表のように、卸電力取引市場（kWh の価値を取引）、調整力市

場（ΔkW の価値を取引）の他に、kW の価値を取引する容量市場も合わせて設立

し、3 つの価値をそれぞれ別に取引する仕組みを入れるべきではないか。

表 6-2 卸電力取引市場、容量市場、調整力市場それぞれの役割

取引される価値回収対象すべき発電コスト

卸電力

取引市場

電力消費量

(kWh の価値)

可変費 (限界費用)

* 燃料費等

容量市場供給予備力

(kW の価値)

資本費 (固定費)

* 減価償却費、支払利息、投資リターン(配当)

調整力

市場

周波数制御や需給バランス

確保のための調整力

(ΔkW の価値)

運転費 (主に固定費)

* O&M 費等

出所）各種資料を元に、三菱総合研究所作成

83

3）電力取引市場と調整力市場の一体運営

＜市場運用者（market operator）と系統運用者（system operator）の統合は必要か＞

• 現在、既に Indian Energy Exchange (IEX)等の卸電力取引市場が存在。提供される

サービスである卸電力供給の受け手（オフテイカー）は配電事業者（小売）。 • 調整力市場が設立されると、系統運用者である POSOCO がサービスの受け手とな

り、市場も通常は系統運用者が運営する。 • 本 DP が提案するように、2 つの市場を同時に最適化させることを目指すのであ

れば、米国のように、市場運用者と系統運用者の実施主体は統合すべきではない

か。具体的には、IEX の機能を POSOCO に統合させるイメージとなるが、そのよ

うな検討を進める用意はあるか。

＜価格ベンチマークとしての卸電力取引市場の重要性が増す＞

• 本 DP での提案の通り、卸電力取引市場と調整力市場とを一体運用し、前者の価

格に後者の価格を連動させるのであれば、価格シグナルとしての卸電力取引市場

の重要性は一層増す。 • 現在、インドで供給される電力量のうち、卸電力取引市場で取引されているのは

まだ 5%未満にとどまっている（6.2.2 及び図 6-15 を参照）。グロスビディングの

義務付け等により、市場での取引量を増やすという措置も導入すべきではないか。

4）調整力のパフォーマンス評価

＜調整指令への遵守状況の評価に加え、調整力としての性能を評価することも必要＞

• 本 DP においても、現状では出力制御の指令に RRAS プロバイダーがどれだけ正

確に応答したかの評価は行っていないことを問題点として指摘しているが、具体

的な見直しの方向性までは示していない。 • 米国 PJM では、各調整力提供者の実績（制御信号からの応動速度、相関性、正確

さ）を元に、0 から 1 の間で評価点数（Performance Score）を出しており、これを

調整力の取引価格に乗じることでインセンティブとしている。こうした先行事例

が参考になるのではないか。 o 図 6-5 は、PJM における、調整力の Perfomance Score の分布をリソース別

（蓄電池、火力、水力等）に示したもの。蓄電池が他のリソースよりも高

い評価点数を得ている。（注：CT: 燃焼タービン機、DSR: 需要側リソース。また、PJM では応答

性の速度に応じて RegA、RegD の 2 つの商品区分を設けている） • 応動速度や正確さに優れた調整力を優遇する価格設定を行うことで、応動性に優

れた蓄電池等の調整力の普及を後押しすることになるのではないか。同じく米

PJM では、マイレージ（一定時間内に上げ調整及び下げ調整を行った累計）への

対価として単価を設定し、これを乗じた金額を支払う制度を導入したことで、調

整力市場への蓄電池の参加が促進された。

84

図 6-5 米 PJM における、調整力リソース別 Performance Score の分布

出所）Monitoring Analytics, 2016 Quarterly State of the Market Report for PJM: January through June

5）需要側のバランシング（ペナルティ・インセンティブ）との調和

＜需要側での需給バランス維持に対する規律強化及び調整力市場との価格連動＞

• 図 6-3 で示した通り、これまでの RRAS の発動実績を見ると、上げ調整実績が下

げ調整実績を大きく上回っている。配電事業者（小売）側に、市場調達等を通じ

て需給を合わせようとして結果として余剰インバランスを発生させるよりも、不

足インバランスを発生させてペナルティを支払うことを選好する傾向がまだ残っ

ている可能性が高い。 • 各タイムブロックにおける調整力市場の調達コストとインバランス料金制度

（DSM 制度）におけるインバランス発生者への課金との連動を強化することによ

り、需給バランス維持に向けた規律を強化することが期待できる。 • また長期的には、デマンドレスポンスや蓄電池等、需要側のリソースが調整力市

場に参加できるようにすることで、需給バランスを維持する手段がより多様化す

ることが期待できる。 • 現状の需給バランスが供給不足寄りになりがちな状況を解消し、上げ調整と下げ

調整とが均衡するようになれば、蓄電池のようなエネルギー貯蔵型のリソースが

調整力市場に参入するのがより容易になる。なお、上に挙げた論点については、英文のプレゼンテーションとして取りまとめ、2018 年

11 月の現地訪問時にCERC や POSOCO 等の現地ステークホルダーと面談した際に説明及び

意見交換を行った。先方からは、指摘された論点も今後考慮に入れて検討をしていきたいと

好意的な反応を得た。

85

6.2 インバランス料金制度（DSM）

6.2.1 現行のインバランス料金制度の概要

DSM 制度導入の経緯

インドのインバランス料金制度 DSM（Deviation Settelement Mechanism）は、前身の制度

である UI（Unscheduled Interchange）に代わり、2014 年 1 月に導入された制度である。前身の UI において、各州の発電事業者及び配電事業者が事前に通告した、各タイムブロ

ック（15 単位）の発電電力量または需要電力量に対し、実績の発電電力量または需要電力

量が乖離した場合、その乖離に対して、当該タイムブロックの系統周波数に応じて決定され

る決済単価を乗じた金額を、支払う（不足インバランスの場合）もしくは受け取る（余剰イ

ンバランス）という制度が導入された。系統周波数が低下すると決済単価が上昇するよう価

格フォーミュラ（UI Rate Vector）を設定することにより、各事業者が不足インバランスの発

生を回避するよう動機づけることを目的としたものであったが、実質的には、不足インバラ

ンスを発生させた事業者が余剰インバランスを発生させた事業者に対して支払いを行うと

いう、州境を超えて電力を融通しあう取引市場の機能を果たしていた。 2002 年に UI が導入されて以降、幾度か制度改正が行われ、基準周波数の変動許容幅が狭

められるとともに、系統周波数が低下した場合の決済価格が高くなるように価格フォーミ

ュラは見直されてきたものの、各事業者が事前に計画した電力量から乖離することに対し

て制約が課されなかったこともあり、各事業者、特に配電事業者が事前に予測した需要に合

うように供給力を確保するという規律としては十分機能しなかった。これが、2012 年 7 月の大停電を引き起こした一因と考えられており、その反省の 1 つと

して、UI 制度見直しが提言され、2014 年に CERC が DSM に関する規則（Deviation Settlement Mechanism and Related Matters Regulations）を制定した。UI からの大きな変更点としては、

各タイムブロック（15 分単位）で計画値から発生した乖離が一定限度を超えると、インバ

ランス料金単価に更に乗率が課されることであり、これにより計画値からのインバランス

を回避するよう動機づけが強化されることになった。

DSM 制度の概要

CERC が所管する全国大での DSM 制度、及び各州の規制機関（SERC）が所管する、州内

のインバランスに関する DSM 制度の 2 階層により構成される。CERC 所管の DSM が適用

されるのは、州間の取引及び州境を跨いで電力を卸供給している発電事業者（ISGSs）が対

象となる。他方、州内で供給する発電事業者及び配電事業者は、各州の SERC が所管する

DSM が適用される。各州レベルでの DSM 制度の詳細は CERC とは若干異なる場合がある

ものの、価格の設定方法やペナルティの在り方等、基本的な方針は CERC に準拠している。インバランス料金単価（kWh あたり）は、各タイムブロック（15 分単位）における系統

全体での平均周波数に基づいて決定され、これに、各発電事業者及び配電事業者が事前に計

画していた発電電力量または需要電力量から実績が乖離した差分を乗じた金額を算出し、

請求または支払いが行われる。 CERC が所管する全国大での DSM 制度においては、毎週、5 つの各地域の給電指令所

86

（RLDC）から提供されたデータを元に、各地域の地域電力委員会（RPC）が決済金額を算

定し、DSM プール基金を用いて、各事業者への請求または支払いが行われる。

2018 年の制度改定

2018 年 11 月に、CERC より DSM の第 4 次改定（Deviation Settlement Mechanism and Related Matters (Fourth Amendment) Regulations）が発表された。本改定による大きな変更点は、イン

バランス料金単価を決めるフォーミュラ（Price Vector）に、電力卸取引市場価格の要素を取

り入れたことである。 DSM 制度の前身の前身の UI も含めて、インバランス料金単価は、各タイムブロック平均

の系統周波数に応じて変動するように設定されていたが、改定前までの制度においては、実

績の周波数のみで単価が決まるフォーミュラとなっており、市場価格のボラティリティは

考慮されていなかった。このため、DSM 料金単価よりもその時間帯での卸取引市場価格が

高くなると予測されれば、配電事業者は、スポット市場から調達するよりも、インバランス

料金単価を支払うことを恣意的に選択する余地があった。下図は、インバランス料金（黄緑）の月平均単価を、卸電力取引市場価格（IEX、赤）及

び相対契約価格（紺）と比較したものである。2012 年 8 月以降、インバランス料金の平均

単価は連続して卸電力価格を下回る傾向が続いている。DSM 制度の価格フォーミュラは、

系統周波数が基準周波数より逸脱しなければ単価が低くなるように設計されているため、

インバランス料金が比較的低廉に推移しているのは、周波数の逸脱が縮小してきた証左で

もあるものの、周波数が 50z から低下した幅が比較的小さい場合は、インバランス料金単価

もあまり上昇せず卸電力価格を下回る、すなわちインバランスを是正する動機付けが働か

ない可能性を示唆している。

図 6-6 インバランス料金及び卸電力価格（取引市場、相対）の推移

出所）CERC Report of the Expert Group Volume II http://www.cercind.gov.in/2018/Reports/ASB.pdf

87

2018 年の改定により、インバランス料金の価格フォーミュラにおいて、1 日前市場（Day-Ahead Market）における Area Clearing Price（ACP）の日平均単価を計算式に取り入れること

となった。ACP は系統制約を踏まえて地域毎に算出される価格である。参照対象となる電

力取引市場は、全市場取引の 80%以上を占める電力取引市場における値が参照される。 2018 年の改定により、インバランス料金単価は、系統周波数帯が 49.85 Hz から 50.05 Hz

の間で変動するよう設定された。改定前は、49.70 Hz から 50.05 Hz の間でインバランス料

金単価が変動するように定められていたのを、The Indian Electricity Grid Code（IEGC）の定

める周波数変動許容幅である 49.90 Hz～50.05 Hz に近づけたものである。将来的には、イン

バランス料金単価の設定は 49.90 Hz から 50.05 Hz の間で行われる想定となっている。現行

の制度におけるインバランス料金単価の算出表を以下に示す。表中の P は、上述した 1 日

前市場における ACP の日平均単価を表す。系統周波数が 50.05 Hz から 50.00 Hz に下がるに

つれ、インバランス料金単価は 0 から P へと直線的に上昇し、また 50.00 Hz から 49.85 Hzに下がるにつれ、P から 800 paisa/kWh（8 INR/kWh）へと直線的に上昇するフォーミュラと

なっている。49.85 Hz より低下しても、インバランス料金単価は 800 paisa/kWh は上限で一

定となっている。

表 6-3 インバランス料金単価算定テーブル

系統周波数平均（Hz）インバランス料金単価（paisa/kWh）

50.05 以上 0.00 50.04 以上 50.05 未満 1*P/5 50.03 以上 50.04 未満 2*P/5 50.02 以上 50.03 未満 3*P/5 50.01 以上 50.02 未満 4*P/5 50.00 以上 50.01 未満 P 49.99 以上 50.00 未満 50.00+15*P/16 49.98 以上 49.99 未満 100.00+14*P/16 49.97 以上 49.98 未満 150.00+13*P/16 49.96 以上 49.97 未満 200.00+12*P/16 49.95 以上 49.96 未満 250.00+11*P/16 49.94 以上 49.95 未満 300.00+10*P/16 49.93 以上 49.94 未満 350.00+9*P/16 49.92 以上 49.93 未満 400.00+8*P/16 49.91 以上 49.92 未満 450.00+7*P/16 49.90 以上 49.91 未満 500.00+6*P/16 49.89 以上 49.90 未満 550.00+5*P/16 49.88 以上 49.89 未満 600.00+4*P/16 49.87 以上 49.88 未満 650.00+3*P/16 49.86 以上 49.87 未満 700.00+2*P/16 49.85 以上 49.86 未満 750.00+1*P/16 49.85 未満 800.00

出所）No.L-1/132/2013/CERC Amendment（http://www.cercind.gov.in/2018/regulation/dsm_fourth_amendment11-22-2018.pdf) より MRI 作成

上表に基づき算定されるインバランス料金単価のイメージを以下の図 6-7 に示す。青線

は変更前の価格フォーミュラ、赤線（実線）は変更後のフォーミュラを表す。

88

図 6-7 DSM におけるインバランス料金単価（青：改定前、赤：改定後）

出所）各種資料を参考に、三菱総合研究所作成注） P: 1 日前市場における Area Clearing Price 日平均価格

改定前（青線）のインバランス料金単価は、市場価格の増減に関係なく、49.70 Hz で 824

paisa/kWh、50.00 Hz で 178 paisa/kWh、50.05 Hz で 0 paisa/kWh の 3 点を結んだ線で表現され

ており、当該タイムブロックの平均周波数によって一意に定められるものであった。しかし、

2018 年の制度改定後は、49.85 Hz で 800 paisa/kWh、50.05 Hz で 0 paisa/kWh の 2 点は決まっ

ているものの、50.00 Hz でのインバランス料金単価が、1 日前市場における Area Clearing Price の日平均価格 P を参照するようになり、1 日前市場における取引状況に応じて周波数

帯毎のインバランス料金単価が変動するようになった。すなわち、P が高いほど（1 日前市

場での取引価格が高騰するほど）、より高いインバランス料金単価が設定されるような仕組

みとなっている（赤点線は、P が上昇した場合に、価格フォーミュラがどのように変わるか

を示したイメージ）。ただし、P の上限は 800 paisa/kWh に設定されているため、P が 800 paisa/kWh 以上となった場合、50.00 Hz での価格が 800 paisa/kWh となり、周波数がこれより

低下しても価格は一定となる。

過大なインバランス発生に対する追加ペナルティ

インバランス料金単価（paisa/kWh）の基本的な算定方式は上記の通りだが、DSM 制度に

おいては、発電事業者及び配電事業者のインバランス発生実績次第で、追加的なインバラン

ス料金が発生するようになっている。上述の通り、前身の UI 制度においては、各事業者の

インバランス発生量に対する制約がほとんどなかったため、インバランス料金単価が需給

バランスを維持するための規律として機能せず、実質的に事業者間で電力融通を行う決済

価格として使われてきたという側面があったが、DSM 制度に移行してからは、計画値と実

績値との間の乖離を回避させる動機付けを強化すべく、インバランス発生量に対するペナ

ルティが強化されている。まず、タイムブロック毎に、12%以上または 150 MW 以上のいずれかの不足インバランス

を発生させた発電事業者または配電事業者は、当該タイムブロックのインバランス料金単

50.05

P’

50.00

800

49.9549.9049.85

Paisa

Hz49.8049.7549.70

178

824

P

改定前の価格ベクトル変動幅

改定後の価格ベクトル変動幅

89

価が以下のように割り増しされるようになっている。不足インバランス発生量が 12~15%または 150~200 MW：

12%または 150 MW を超過した分につき、単価を 20%割増不足インバランス発生量が 15~20%または 200~250 MW：上記に加え、15%または 200 MW を超過した分につき、単価を 40%割増

不足インバランス発生量が 20%超過または 250 MW 超過：上記 2 つに加え、20%または 250 MW を超過した分につき、単価を 100%割増

なお、再生可能エネルギーの導入拡大にともない、州によっては再エネ出力の予測値と計

画値との間の誤差により、州大でのインバランスが大きく発生する可能性があることを考

慮に入れて、前回の DSM 制度改定（2016 年 5 月の第 3 次改定）より、再エネの導入量が

1,000 MW 以上の州については、インバランス料金単価の割増が発生する閾値が緩和される

ことになった。具体的には、上記の代わりに以下の単価割増が適用される。再エネ導入量が 1,000 MW 以上 3,000 MW 未満の州

不足インバランス発生量が 200~250 MW：200 MW 超過分につき、20%割増不足インバランス発生量が 250~300 MW：250 MW 超過分につき、40%割増不足インバランス発生量が 300 MW 超過：300 MW 超過分につき、100%割増

再エネ導入量が 3,000 MW 以上の州不足インバランス発生量が 250~300 MW：250 MW 超過分につき、20%割増不足インバランス発生量が 300~350 MW：300 MW 超過分につき、40%割増不足インバランス発生量が 350 MW 超過：350 MW 超過分につき、100%割増

また、2018 年 11 月の第 4 次改定により、1 日に発生させたインバランス総量にも制約が

課されることになった。具体的には、1 日分の合計計画値と合計実績値の差分が、発電事業

者については 1%、配電事業者については 3%を超えた場合、その日のインバランス料金支

払額が 20%増加するというペナルティが課される。さらに、インバランスの量だけでなく、インバランス方向についても追加的な規定が設け

られている。2018 年 11 月の第 4 次改定により、同方向（余剰・不足）のインバランスが 7タイムブロック以上続いた場合は、1 日あたりのインバランス料金支払いが 20%増加する。

インバランスの州別発生状況

インバランスの発生状況は、州によっても大きく異なる。2017 年 1 月から 8 月にかけた

各州における平均的なインバランス発生量（MW）を以下に示す。

表 6-4 各地域における平均的なインバランス発生量（MW）

State Mean(MW) State Mean(MW) Andhra Pradesh -58.34 Kerala -80.96 Arunachal Pradesh -1.74 Madhya Pradesh -18.18 Assam 56.69 Maharashtra 1.79 Bihar 33.81 Manipur -1.12 Chandigarh 9.30 Meghalaya -12.08 Cattisgrah 0.31 Mizoram 4.92 DD 18.59 Nagaland 5.64

90

Delhi -3.41 Odisha 37.50 DNH 3.18 PDD J & K -27.54 DVC -2.21 Pudducherry 9.05 ESH 15.03 Punjab -36.52 Goa 9.26 Rajasthan 83.02 Goa-SR 3.11 Sikkim -5.15 Gujarat -64.59 Tamilnadu 97.93 Haryana -20.17 Telangana 84.91 Himachal Pradesh 18.97 Tripura 0.26 Jharkand 33.97 Uttar Pradesh 73.54 Karnataka -49.40 Uttarakand 18.93 Kerala -80.96 West Bengal 86.23

出所）CERC “Report of the Expert Group Volume-II Review of the Principles of Deviation Settlement Mechanism (DSM), including Linkage with Frequency, in light of Emerging Markets” (http://www.cercind.gov.in/2018/Reports/ASB.pdf) より MRI 作成

6.2.2 インバランス料金制度の更なる改善に向けた課題

インバランス料金制度（DSM 制度）については、2018 年 11 月にスポット市場価格の要

素をインバランス料金の算定フォーミュラに取り入れた改定を行ったばかりであり、制度

改定の影響が顕在化するにはまだしばらく時間を要すると思われる。

他方、日本においても、2016 年 4 月にインバランス料金制度が大幅に改定され、スポッ

ト市場価格を取り入れたインバランス料金の算定方式が導入され、さらに 2017 年 10 月に

は、更なる改善のための制度見直しを行っている。こうした日本で得られた知見も踏まえて、

インドの DSM 制度につき、2018 年 11 月の改定も含めてレビューを行い、今後の更なる改善

の方向性について論考を行った。主な論点として、以下の 4s つを挙げる。

需給バランスの規律を維持するためのインセンティブ強化インバランス料金単価とアンシラリーサービス調達コストとの連動強化余剰インバランスへの支払いによるバランス是正の可能性検証価格シグナルとしての卸電力取引市場（スポット市場）の役割強化

それぞれの論点の詳細につき、以下に示す。なお、これらの論点についても、英文のプレ

ゼンテーションとして取りまとめ、2019 年 1 月の現地訪問時に CERC や POSOCO 等の現地

ステークホルダーと面談した際に説明及び意見交換を行っている。中でも、1 点目（需給バ

ランスの規律を維持するためのインセンティブ強化）については、インドにおいても需給逼

迫時に市場価格が上昇した場合、現行の DSM 制度に基づくインバランス料金では需給バラ

ンスを維持するインセンティブが弱まる可能性があるだろうとの見解が CERC より示され

た。また、3 点目（余剰インバランスへの支払いによるバランス是正の可能性検証）につい

ても、CERC からは、こうした仮説を定量的に実証することは難しいかもしれないとしつつ

も、慢性的な不足インバランスが発生する原因に関する仮説として興味深い示唆を得られ

たとのコメントが得られた。

91

需給バランスの規律を維持するためのインセンティブ強化

1）現行のインバランス料金価格フォーミュラ（Price Vector）に関する理論的考察

インバランス料金の価格フォーミュラ（Price Vector）においては、系統周波数が低下する

とインセンティブ料金と卸取引市場価格との乖離が拡大するように設計されている。それ

により、系統全体で不足インバランスが発生し系統周波数が低下することがないよう、各市

場参加者が需給インバランスを回避すべく行動を取るような動機付けになることが期待さ

れている。ただしこれは、系統周波数の状況にかかわらずスポット市場価格は一定であることを前

提とした設計となっていることを意味する。以下にイメージ図を示す。

図 6-8 市場価格を一定とした場合のインバランス料金単価（左）と需給曲線（右）

出所）三菱総合研究所作成注）図中のαは、インバランス料金単価をスポット市場価格で割った比率を表す。

左図のインバランス料金単価（赤線）は、スポット市場価格（緑線）を不変とした場合の

フォーミュラである。インバランス料金単価をスポット市場価格で割った比率をα値とす

る。スポット市場価格 P がインバランス料金の上限 800 paisa/kWh より小さければ、この比

率は、系統周波数が 50.00 Hz の時は 1 であるところ、系統周波数が下がるにつれ拡大し、

49.85 Hz では 800/P に達した後は一定となる。系統周波数が下がる時間帯は、系統全体で不足インバランスが生じている、つまり需要が

大きい時間帯と考えられる。その前提で、これを需給曲線に引き直したものが、右の図とな

る。需要が増加し（需要曲線が Demand curve 1 から Demand curve 2 へシフト）、需給逼迫が

逼迫することで系統周波数が低下し、それにともないインバランス料金単価が上昇する。こ

の際、需要にかかわらずスポット市場価格が一定であれば、α値が拡大するため、インバラ

ンス料金を回避すべくスポット市場で調達する動機付けが働くと考えられる。ただし、右図の通り、ここでは需要曲線が移動しても供給曲線は一定価格で傾きがない状

態を前提としている。一般的には、供給曲線は右肩上がり、つまり供給量が増加すると価格

が上昇すると考えられる。そこで、上の右の図を変形させ、供給曲線に傾きを与えた場合の

イメージを下図に示す。

50.0550.00

800

49.9549.9049.85

Paisa/kWh

Hz

49.8049.7549.70

P

α = 1

α constant

DSM price

Spot market price

DSM price

Supply curve

Demand curve 1

α = 1(50.00Hz)

α = 800 / P

Demand curve 2

α = 800/P(49.85Hz)

800

Paisa/kWh

PSpot market price

Traded kWh

92

図 6-9 系統周波数が低下する時は需給逼迫により市場価格が上昇すると仮定した場合の

需給曲線（左）及びその極端なケース（右）

出所）三菱総合研究所作成注）図中のαは、インバランス料金単価をスポット市場価格で割った比率を表す。

左図では、需要が増加した時に（Demand curve 1 から Demand curve 2 へとシフト）、需給

均衡点が右上に上がるため、市場価格も上昇する。その前提でインバランス料金の変動を想

定すると、図中の赤線のような曲線を描くと想定される。この場合、需給バランスが厳しく

なり系統周波数が 50 Hz から低下することにより、α値は 1 より大きくなり需給インバラ

ンス回避への動機付けが働くものの、需給バランスが更に厳しくなると、系統周波数の更な

る低下によりインバランス料金単価も上昇するものの、上限価格 800 paisa/kWh（8 INR/kWh）に近づくにつれ、傾きは緩くなる。その結果、α値、つまりインバランス料金単価とスポッ

ト市場価格との乖離も縮小に向かい、インバランス料金を回避すべくスポット市場で調達

する動機付けがむしろ弱まってしまう恐れがある。それを更に極端にしたのが右図で、供給曲線の傾きが急峻なため、需要の増加によりスポ

ット市場価格が大きく跳ね上がることを想定したものである。この場合も、需給逼迫により

系統周波数が低下するとインバランス料金単価が上昇するものの、α値は 1 から大きく上

昇することはなく、インバランス料金を回避すべくスポット市場で調達する動機付けはほ

とんど働かない。更にスポット市場価格が 800 paisa/kWh を超えてしまうと、インバランス

料金単価が 800 paisa/kWh の上限に達するため、α値は 1 より小さくなり、市場から調達す

るよりもインバランス料金を支払う方を選好するという逆のインセンティブが働くことに

なる。ここでは、それぞれのイベントが時系列上で発生するタイミングの違いを捨象した静的

な分析となっており、各市場参加者は、スポット市場で取引する時点で実際に発生するイン

バランス料金単価を完全に予測できる訳ではない。しかし、インバランス料金単価の価格フ

ォーミュラは 1 日前市場の平均値を参照することから、需給逼迫により 1 日前市場価格が

上昇したことが判明した時点で、市場参加者はα値が 1 から大きく上昇しないことが容易

に予見できるため、リアルタイムでの需給運用に向けて供給力の更なる積み増しを行う、も

しくは需要を抑制する努力を行うよりはインバランス料金を支払うことを選好する動機付

けとなりやすいと推察される。

2）需給逼迫時における需給インバランスの発生（日本の事例）

上記においては、需給が逼迫する時間帯においては系統全体で需給インバランスが発生

800

Paisa/kWh

P1

Traded kWh

DSM price

Supply curve

Demand curve 1

α = 1(50.00Hz)

Demand curve 2

α = 800/P2

(49.85Hz)

800

Paisa/kWh

P1

Traded kWh

P2

α = 1

DSM price

Supply curve

Demand curve 1

α = 1(50.00Hz)

Demand curve 2

P2α = 800/P2 <1

(49.85Hz)

α = 1

α<1

93

しやすいという仮説を置いた上で考察を行った。インドにおける実績データが十分入手で

きなかったため、日本の実績データを用いて、上記の仮説の妥当性について分析を行った。下の左図は、卸電力取引市場（JEPX: Japan Electric Power Exchange）における、2018 年 1

月から 11 月までの間21の各 30 分コマにおける市場価格22を横軸に、またそれと同じ各 30 分

コマにおける、東京電力パワーグリッド供給エリア内において発生した需給インバランス

を縦軸に取り、両者の相関をプロットしたものである。右図は同じく、JEPX における各 30 分コマにおける市場価格を横軸に、またそれと同じ

各 30 分コマにおける、インバランス料金のα値（インバランス料金単価÷市場価格）を縦

軸に取り、両者の相関をプロットしたものである。

図 6-10 JEPX 市場価格と東京電力供給エリアにおける需給インバランスとの相関（左）

JEPC 市場価格とα値との相関（右）：それぞれ 2018 年 1月～11 月の実績

出所）JEPX 公表データ及び東京電力パワーグリッド公表データを元に、三菱総合研究所作成左図を見ると、市場価格が 30 円/kWh あたりまでは、東京電力エリア内の需給インバラン

スの実績は、余剰インバランス、不足インバランス双方向にほぼ同様に分散しており、市場

価格との間に目立った相関は見られない。市場価格が 30 円/kWh を超えたあたりから、不足

インバランスの発生頻度が目立つようになり、かつ緩やかな相関ながら、市場価格の上昇と

ともに不足インバランスへの偏りが目立つようになる。右図を見ても、左図よりは明確な相関が見られないものの、同様に市場価格が 30 円/kWh

を超えたあたりから、α値が 1 よりも大きくなる頻度が増える傾向が見られる。以上より、需給が非常に厳しく市場価格が高騰する時間帯においては、市場参加者が必ず

しも十分な供給力を確保しきれず、系統全体で不足インバランスが発生しがちであると評

価することができる。裏返すと、そのような時間帯にはα値が 1 より大きくなりがちなこと

が予見され、高い市場価格に乗じることでインバランス料金単価が高くなることが予想で

きたとしても、短時間の市場価格高騰であればインバランス回避のため調達量を積み増す

よりはインバランス料金を支払うことを選好している可能性も考えられる。

21 この分析を行った時点では、2018 年 12 月の市場価格の確報値が発表されていなく、データが不完全

だったため、分析対象期間を 1 月から 11 月の 11 ヶ月間とした。 22 日本のインバランス料金制度においては、料金算定時に参照する市場価格につき、1 日前市場価格と 1

時間前市場価格との加重平均を用いているため、ここでもその加重平均値を示している。

-5,000

-4,000

-3,000

-2,000

-1,000

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

0 10 20 30 40 50 60 70 80

TEPC

O a

rea

imba

lanc

e [M

Wh/

30 m

ins]

JEPX market price (day-ahead & hour-ahead) [JPY/kWh]

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

0 10 20 30 40 50 60 70 80

α-fa

ctor

JEPX market price (day-ahead & hour-ahead) [JPY/kWh]

94

3）インドにおける今後の検討課題

以上にて分析した通り、日本においては卸電力取引市場価格が高騰する時間帯において

不足インバランスが発生しα値が上昇する傾向が見られるのに対し、インドの DSM 制度に

おいては需給逼迫時においてもα値があまり上昇しない価格フォーミュラとなっており、

インバランス料金回避の動機付けが日本よりも働きにくいと推察される。このことから、市場価格が上昇するような需給逼迫時において、市場参加者（配電事業者）

が不足インバランス回避に向けた行動を十分に取らず、系統全体で大きな不足インバラン

ス（系統周波数低下）を発生させる可能性は依然として残されているとも考えられる。需給

逼迫時に各市場参加者が高いコストで供給力を確保するよりも不足インバランスを発生さ

せてインバランス料金を支払うことを選好しないよう、系統周波数低下時のインバランス

料金をより引き上げて規律を強化することも検討に値する。需給状況によってインバランス料金が過度に変動することは、同制度の公共性の観点か

らふさわしくないという議論もある。日本においても、2016 年 4 月に現行のインバランス

料金制度が導入された際、α値が大きく変動するのは望ましくないという理由により、変動

上限と下限を設けた。ただし、その後インバランス回避のための動機付けをむしろ強化すべ

きという議論が行われ、2017 年 10 月の制度改定時にこの上限・下限の幅を拡げた（α値が

より上下に変動しやすくした）という経緯がある23。ただし、インドの卸電力取引市場の特徴として、日本に比べて価格が比較的低廉に推移し

ており、大きく高騰する時間帯があまり存在しないことが挙げられる。下の左図は、インド

の卸電力取引市場（IEX）における、2018 年の 1 年間における、エリア別最高値及び平均値

を、右図は、1 年間の全国価格（MCP: Market Clearing Price）の価格帯別分布を表したもの

である。

図 6-11 インド卸電力取引市場（IEX）における、1年間（2018 年）のエリア別最高値及

び平均値（左）、全国市場価格（MCP）の年間価格帯別分布（右）

出所）IEX 公表データを元に、三菱総合研究所作成

23 日本のインバランス料金制度では、電力取引市場における実績の需要曲線及び供給曲線を用いて、需

要曲線に実際に発生したインバランスを加減して左または右にスライドさせて仮想需要曲線を作り、

新たな均衡点での価格と実績の市場価格との比率にてα値を算出している。ただし、市場での取引量

が小さい時間帯にα値が極端に振れるのを防ぐため、2016 年 4 月の制度導入時には、「取引市場にお

ける買い入札量の下位 20%での入札価格と売り入札量の上位 20%での入札価格との平均」をαの上

限、同じく「買い入札量の上位 20%での入札価格と売り入札量の下位 20%での入札価格との平均」を

αの下限としていた。2017 年 10 月の制度改正にともない、この上限・下限がそれぞれ 20%から 3%に

変更され、入札価格の中でも上下それぞれ大きくぶれたものが考慮に入れられるようになった。

3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6

18.3 18.3 18.3 18.3 18.3 18.3 18.320.0 20.0 20.0

18.3 18.3 18.3 18.3

0

5

10

15

20

25

A1 A2 E1 E2 N1 N2 N3 S1 S2 S3 W1 W2 W3 MCP

[INR/

kWh]

Median Peak

3.73%

59.19%

28.47%

5.30%

2.49% 0.46% 0.13% 0.11% 0.07% 0.04%0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

95

年間の市場価格は平均で 3.6 INR/kWh（約 5.7 円/kWh）、最高値は 20 INR/kWh（約 33 円

/kWh）となっており、日本の取引市場である JEPX（2018 年平均 10.5 円/kWh、最高値 75 円

/kWh）よりも概して低い価格で推移している。また、価格帯別分布を見ても、全体の 97%がインバランス料金の上限である 8 INR/kWh（約 12.7 円/kWh）を下回っており、現行の制

度においては、系統上で不足インバランス（系統周波数低下）が発生したとしても、インバ

ランス料金が市場価格を下回る（＝供給力調達よりもインバランス料金支払いを動機づけ

る）逆ざや現象が発生する時間は限られているとも言える。 DSM 制度の改定が実施されてからまだ月数が浅く、まだしばらくはその効果を評価する

時間が必要と思われるが、インドにおいても、卸電力市場取引価格と系統周波数低下との実

績データを元に相関分析を行い、現行の価格フォーミュラ（Price Vector）の妥当性について

継続的に評価を行うべきと考える。

インバランス料金単価とアンシラリーサービス調達コストとの連動強化

6.1.2 でも述べた通り、インドでは系統上で需給インバランスが発生した場合、系統運用

者（NLDC 及び RLDC）は RRAS プロバイダーに対して出力調整の指令を出して需給バラン

スの維持を行っており、RRAS プロバイダーから提供されたサービスに対しては規定の単価

に基づき決済を行うとともに、インバランスの原因を作った配電事業者及び発電事業者に

対してはインバランス料金に基づく請求または支払いが行われる。このように、両者の間には因果関係に近い関係性があり、また双方の決済において DSM

プール基金が使われている。このことから、DSM 料金制度とアンシラリーサービスの調達

コストが連動され、インバランスの発生者に対するペナルティは、そのインバランスを調整

するのに要したコストをベースに課される仕組みが構築されることで、アンシラリーサー

ビスと DSM とを総合した収支が均衡されるのが理想的である。更に将来は、リアルタイム市場が構築され、需要側、供給側双方が同じ市場に参加する形

で需給インバランスの回避が図られる仕組みができることが望ましい。

図 6-12 系統運用者と RRAS プロバイダー、発電・配電事業者との間の取引関係

出所）各種資料を元に三菱総合研究所作成現行の RRAS 制度と DSM 制度の存続を前提とするならば、各タイムブロックにおけるイ

ンバランス料金の価格フォーミュラに、RRAS プロバイダーの調達コストの要素を取り込む

ことが一案と考えられる。図 6-1 及び図 6-2 で示した通り、RRAS プロバイダの調達コス

トは、各電源別に発電原価に基づく単価が設定されており、上げ調整（Regualtion Up）の場

合、最も発電コストが高い電源まで稼働させた場合、一番高いものは約 14 INR/kWhとなり、

インバランス料金の上限である 8 INR/kWh を上回る。

96

各タイムブロックにおいて稼働させる RRAS プロバイダーは異なり、調達コストもタイ

ムブロックごとに変動することから、この要素をインバランス料金の価格フォーミュラに

反映させることができれば、両制度の連動性を強めることができると考えられる。

余剰インバランスへの支払いによるバランス是正の可能性検証

DSM 制度での現行の価格フォーミュラにおいては、系統周波数が 50.00 Hz の場合はイン

バランス料金が 1 日前市場価格の日平均と等しくなり、周波数がそれより低下するとイン

バランス価格が上昇する一方、周波数が 50.00 Hz より上昇した場合はインバランス価格が

低下し、更に 50.05 Hz 以上に上昇すると、単価は 0 paisa/kWh（0 INR/kWHh）となる。すなわち、系統周波数が 50.05 Hz 以上のタイムブロックにおいて余剰インバランスを発

生させた発電事業者及び配電事業者は、計画値よりも余剰に発電させた電力量、または計画

値よりも需要を下げた電力量に対して支払いを受けることはできない。この結果、各事業者（特に配電事業者）においては、余剰インバランスを発生させてイン

バランス料金の支払いを受け取ることができないよりは不足インバランスを発生させてイ

ンバランス料金を支払った方がましという心理的バイアスが生じ、こうした心理的バイア

スの集合体として、系統全体で不足インバランスが発生しがちになる（系統周波数が 50 Hzを下回りがちになる）状況を引き起こしているという仮説を立てることができる。

以下に図解する。図 6-13 は、配電事業者が不足インバランスまたは余剰インバランスを

発生させた場合の損益のイメージである（ただし発電事業者であっても、基本的な構造は同

じである）。実績の需要が計画値を上回って不足インバランスが発生した場合、当該配電事

業者は、差分の需要の供給力の調達コストを節減できる一方、不足インバランスに対する課

金を受ける。通常後者が前者よりも高くなるように設定されているため、差引で損失が発生

する。そのため、こうしたインバランスによる損失を縮減するよう動機づけられる。他方で実績の需要が計画値を下回って余剰インバランスが発生した場合、当該配電事業

者は、供給力を過剰に調達したコストが発生する一方、余剰インバランスに対する支払いを

受け取ることができる。通常後者が前者よりも低くなるように設定されているため、同様に

差引で損失が発生する。そのため、同様にこうした損失を縮減するよう動機づけられる。

図 6-13 不足インバランス・余剰インバランス発生による損益（配電事業者の場合）

出所）三菱総合研究所作成

97

計画段階で配電事業者が需要を正確に予測することが可能であれば、不足インバランス

も余剰インバランスも発生せず、インバランスによる損失に憂慮する必要はないが、実際に

は実際に発生する需要を正確に予測することは困難であり、ある程度の予測誤差が発生す

ることを考慮に入れた上で、計画値を作成する必要がある。それを次の図 6-14 で示す。左の図は、インバランスが不足または余剰のどちらの方向に発生しても、インバランスの

乖離に応じた損失の発生額はほぼ同程度という前提条件を示している。図の下部の水平方

向の矢印は、経験上得られている、計画値と実績値との間で誤差が発生する最大幅を示して

いる。斜線で塗られた部分は、この予測誤差の中で発生しうる損失を表しており、この累計

（面積）を予測誤差で除すと、想定される損失額の平均（期待値）となる。インバランスが不足または余剰のどちらの方向に発生しても、インバランスの乖離に応

じた損失の発生額がほぼ同程度である場合、損失額の期待値を最小化するのは、図中の中心

点となるため、各配電事業者はここをターゲットとして計画値を作成する。個別の事業者で

は計画誤差による不足インバランスや余剰インバランスが発生するものの、集合体として

は、これらの不足インバランスの累計と余剰インバランスの累計が相殺することにより、系

統全体でのインバランスの発生は押さえられる。他方、右の図は、不足インバランスに対してはインバランス料金の支払いが求められるも

のの、余剰インバランスに対しては支払いを受けることができないという前提条件を示し

ている。左図と同様に、図の下部の水平方向の矢印は、計画値と実績値との間で誤差が発生

する最大幅を、また斜線で塗られた部分はこの予測誤差の中で発生しうる損失を表してお

り、この後者を前者ｐで除すと、想定される損失額の平均（期待値）となる。この場合、不足インバランスが発生した時の乖離幅に応じた損失よりも、余剰インバラン

スが発生した時の乖離幅に応じた損失が大きくなる。こうした条件下においては、損失額の

期待値を最小化するのは、図中の中心点よりも左にずれるため、各配電事業者はここをター

ゲットとして計画値を作成しがちになる。先の事例と同様、個別の事業者では計画誤差によ

る不足インバランスや余剰インバランスが発生するものの、集合体としては、不足インバラ

ンスの累計が余剰インバランスの累計を上回ることにより、系統全体では不足インバラン

スが発生しやすくなる。

図 6-14 予測誤差を考慮した上での計画値（ターゲット）の設定（配電事業者の場合）

出所）三菱総合研究所作成言い換えるならば、配電事業者の集合体としての行動として、系統全体で余剰インバラン

供給力調達額

不足インバランス

余剰インバランス

損失

損失

計画値の予測誤差

インバランス決済額

支払・受取の両方が存在

不足インバランス

余剰インバランス

損失 50.05 Hzを超過するとインバランス受取なし

インバランス決済額余剰インバランスによる受取なし

計画値の予測誤差

損失

損失を最小化するための計画値ターゲット(不足インバランスにバイアス)

供給力調達額

損失を最小化するための計画値ターゲット

98

スを発生させて系統周波数が 50.05 Hz を上回ることにより、余剰分の支払いを受け取るこ

とができなくなることを回避すべく、やや過小に計画値を作成するバイアスが働いている

可能性があると指摘することができる。仮にこの仮説が正しいとするならば、系統周波数が

50.05 Hz を上回った場合でも余剰インバランスに対して支払いを行う制度を導入すること

により、上述した、計画値を過小に作成するバイアスが解消され、系統周波数の変動につい

ても、少なくとも 50.00 Hz よりも下側にぶれる傾向が少なくなり、50.00 Hz を中心として

上下両方に均等に分散させる効果が得られることが期待される・

価格シグナルとしての卸電力取引市場（スポット市場）の役割強化

2018 年 11 月の制度改定により、インバランス料金算定において卸電力取引市場の価格を

参照することになった。この制度を機能させるためには、6.1.2 でも述べた通り、取引市場

での価格が、電力供給システムにて行われる様々な取引に際して参照されるべきベンチマ

ークとして機能していることが前提となる。そのためには、電力供給システム全体での電力

取引きのうち取引市場がある一定規模以上のシェアを占めており、ここで決定される価格

が、システム全体での取引を代表するものであるという役割を得る必要がある。下図は、インドにおける卸電力取引市場である IEX 及び PXIL での取引高が、インド全体

の発電電力量に占める割合を示したものである。2017 年度の実績においてもまだ 5%を下回

るシェアにとどまっており、大多数は依然として相対等の市場外で取引されている。インバランス料金（DSM 制度）及びアンシラリーサービス調達価格のいずれについても

市場化を進めていく方針が示されている中、これらの取引市場での取引量を増やすことを

促す措置が必要と考えられる。「システム全体での取引を代表する」価格となりうる明確な

クライテリアは存在しないものの、目安として全供給量の半分、もしくは少なくとも 30%以上のシェアを目標とすることを推奨する。

他方で、長期相対契約での取引も、発電事業者及び配電事業者双方にとって、売買する取

引量及び価格を安定化させリスクを回避する機能を果たしており、これの契約が全て解消

されて短期の市場での取引へと流動化するのは必ずしも望ましくない。こうした長期相対

取引は一定規模維持した上で、こうした契約に基づく売り及び買いの取引量のうち一定割

合をスポット市場に出すことを義務付ける、いわゆるグロスビディングを導入することも

も検討に値する。

図 6-15 総発電電力量に占める、卸取引電力市場取引高のシェア推移

出所）CEA “Report on Short-term Power Market in India: 2017-18” http://www.cercind.gov.in/2018/MMC/AR18.pdf （閲覧日：2019 年 3 月）を元に三菱総合研究所作成

99

6.3 電力供給安定化に掛かるその他の制度

6.3.1 配電事業者の負荷遮断に対するペナルティ

一方、2018 年には負荷遮断に対する規制を強める動きが連邦単位・州単位で見られた。

2018 年 5 月、電力省（MoP：Ministry of Power）は、電気料金政策（Tariff Policy）の 2018 年

改定案（”Draft Amendments to Tariff Policy”）において、不可抗力の事態や技術的な損失の場

合を除く停電発生時には、各州電力規制委員会（SERC）が定める金額を、配電事業者より

需要家に対して補償されることが提案された。また、デリー電力規制委員会（DERC：Delhi Electricity Regulatory Commission）の Supply

Code and Performance Standards 第三改定版では、予定外の停電事象について、配電事業者は

1 時間以上の停電発生の場合は 50 INR/時間・需要家、2 時間超えの停電発生の場合は 100 INR/時間・需要家の支払が 2018 年 12 月より発生することになった。同地域では、予定され

ていた停電（輪番停電等）が発生した場合も、最初の 2 時間については 50 INR/時間・需要

家、3 時間目以降は 100 INR/時間・需要家が配電事業者にペナルティとして課される。今後、

MoP 側で上述の改定案が通った場合、その他の州でも同様にペナルティ料金を定める動き

が発生する可能性もある。

6.3.2 フィーダー分離

インドでは、特に地方部等の電力需給が逼迫しがちな地域において、配電事業者が一部の

負荷を遮断する行為が容認されてきた。また、Deendayal Upadhyaya Gram Jyoti Yojana（DDUGYJ）スキームの一環として、農業用とその他負荷への電力供給を異なるフィーダー

で行う（feeder separation）ことにより両者の負荷を分離し、負荷遮断が必要な際に、赤字補

填状況や支払状況が深刻な農業用負荷を優先的に遮断し、住宅・産業等の電力供給への影響

を最小限化する手法が一部の州では近年導入されている。

100

7．電力供給品質に資する調整リソースの評価

本セクションでは、周波数調整上、必要となる各種調整リソースとして、従来型大規模電

源に加え、蓄電池、仮想発電所（VPP: Virtual Power Plant）などの新たな調整リソースにつ

いて、説明をする。また、インドにおける必要性、将来見通し等について、述べる。

7.1 インドにおける調整力の必要量

インドにおけるアンシラリーサービスの現状、分類、必要量について、記載する。

7.1.1 アンシラリーサービスの現状

中央電力規制委員会（CERC）が策定したグリッドコード（Indian Electricity Grid Code Regulation, 2010）によると、アンシラリーサービスについて「電力品質維持、信頼度維持、

系統安定化の観点から、系統運用上、必要なサービス（調整力）」と定義されている。例と

して、「需要変動を追従するために必要な有効電力」、「電圧調整のために必要な無効電力」、

「全停電時の復旧（ブラックスタート）に必要な発電力」等を挙げている。現状のインドにおけるアンシラリーサービスの実施状況を以下の図に示す。周波数調整

の各種調整力のうち、低速三次調整力を調達する RRAS 制度が 2016 年 4 月に開始された。

一次調整力については、一部の発電機が提供している状況だが、対価は支払われていない。三次調整力は、参加対象機が、国営送電事業者（PGCIL）の系統に接続されている 70 基

の大型発電機に限定されている状況にあり、今後、対象を拡大する検討を行っている。また、

二次調整力及び高速三次調整力についても、現状、実証試験を実施中である。

図 7-1 アンシラリーサービスのインドでの実施状況

出所）各種情報を元に作成

101

7.1.2 アンシラリーサービスの分類

以下の図は、CERC が現在想定しているアンシラリーサービスの分類である。

図 7-2 アンシラリーサービスの分類

出所）CERC “Report of Expert Group to Review and Suggest Measures for Bringing Power System Operation Closer to National Reference Frequency (Volume-I)”

周波数変動調整は、応動時間と継続時間の長短によって、一次調整力（primary control）、

二次調整力（secondary control）及び三次調整力（tertiary control）の 3 種類に大別される。そ

れぞれについて、今後の調整力市場整備向けた動向を以下に記す。一次調整力

発電機のガバナフリーを想定。現状、一部発電機に実装されている制限運転制御

（RGMO: Restricted Governor Mode Operation）24を、今後、新設発電機に義務化する方向

となると考えられる。対価については、今後も支払われない見込みである。なお、一次調整力相当の応動が可能な蓄電池については、検討中ではあるものの、ここ

では想定されていない。二次調整力

発電機の自動発電制御（AGC: Automatic Generation Control）を想定。現在実施中の実証

試験の結果を分析の上、今後、対象発電機を順次拡大する方向での整備を検討中。現在、

多くの発電機が電話指令を受けている状況にあるが、今後、給電指令をオンラインで受

信できるような通信設備の整備が課題となると想定される。対価の支払いはされる見

込みである。

24 一次調整力とは、系統周波数の変動に応じて発電機の調速機（ガバナ）が自動的に出力を制御するこ

とで、周波数の安定維持に寄与するものである。ガバナの動作に制限を設けず、周波数の変動に対し

て自由にガバナを応動させて運転する状態を自動運転制御（FGMO: Free Governor Mode Operation）と

呼ぶが（日本ではガバナフリー運転と呼ぶことが多い）、インドにおいては、発電機の機器保護の観点

から、ガバナの動作にリミッターで制限を設けていることが一般的であり、これを RGMO と呼ぶ。

102

三次調整力発電機の経済負荷配分（EDC：Economic Dispatch Control）の内、30 分以内の早い応動

を想定。最短 5 分での応動が必要となるが、今後も電話指令を継続する見込みである。

また、対価の支払いはされる見込みである。

7.1.3 調整力の必要量

インドにおける調整力の必要量の想定および算定根拠を、以下に示す。

表 7-1 インドの調整力必要量および算定根拠

種類必要量根拠

一次調整力

4,000 MW 最大発電所（UMPP プログラムにて新

設された発電所に相当）の事故を想定

二次調整力

3,623 MW

Northern region 800 MW Western region 800 MW Southern region 1,000 MW Eastern region 660 MW North-Eastern region 363 MW

地域毎の最大発電機の事故を想定

三次調整力

5,218 MW

Northern region 1,658 MW Western region 1,353 MW Southern regio 1,343 MW Eastern regionn 857 MW North-Eastern region 65 MW

州管轄系統に接続する最大発電機の

50%以上を想定

合計 12,841 MW

出所）CERC “Report of the Committee on Spinning Reserve”, CERC “Roadmap to operationalise Reserves in the country”

日本における必要量とを比較したものを、下表に示す。

103

表 7-2 インドと日本の調整力必要量の比較

インド日本

種類必要量種類必要量

一次調整力 4.0 GW 電源 Ia (一次+二次調整力) 10.23 GW

二次調整力 3.6 GW 電源 Ib (三次調整力) 1.13 GW

三次調整力 5.2 GW 電源 I’ (三次調整力） 1.33 GW

調整力合計 / 全発電設備量割合

12.8 GW / 344GW 3.7%

調整力合計 / 全発電設備量割合

12.69 GW / 296.4GW 4.3%

出所）各種資料を元に作成

現状では、日本とインドの全発電設備量（およびピーク需要）は、ほぼ同程度であり、調

整力の必要量も同程度という結果は妥当であると考えられる。現在、インドでの調整力調達

は、図 7-1 の通り、確保できていないため、不足している状況にある。また、インド側の算定根拠を見ると、電源脱落を算定根拠として検討しているが、日本の

事例においては、以下の通り、①電源脱落、②時間内変動、③予測誤差の 3 要素を考慮して、

算出をしている。 ②および③の要素をインド側では考慮していないことが、日本側に比べて、少ない想定量

となる原因であると考えられる。この差は、今後、出力変動があり、調達の不確かさが大き

い再生可能エネルギーが増加してくると、調整力の必要量を増加させる要因となるため、よ

り重要な因子である。インド側でも、調整力必要量の算定根拠として、②時間内変動および

③予測誤差について、考慮することが望まれる。

図 7-3 日本における調整力必要量の算定に用いられる要素

104

7.2 周波数調整のための各種リソースについて

周波数調整のためのリソースは、大別して、大規模集中型（従来型）電源と新たな調整リ

ソースである小規模分散型電源に分けられる。

7.2.1 大規模集中型（従来型）電源

水力発電（流れ込み式および揚水式）

下図は、2012 年 4 月から 2015 年 2 月の水力機の最大出力および最低出力の実績である。

これを見ると、ピーク出力は 8 月ごろに 30GW 程度である。インドの水力発電機の設備容

量は、現状、40GW 程度であるが、実際には、老朽化の影響等で、能力上、ピークの出力は

出せないものも多い実態がある。最低出力のところが、流れ込み式水力により、必ず出力が生じる範囲であると考えられ、

最大と最低出力との差が、調整可能範囲である。おおよそ、10～15GW が調整力となりうる

が、実際には、供給力として使われるところがほとんどであり、調整力となってはいない。

図 7-4 インドにおける水力機の最大出力および最低出力

出所）POSOCO Flexibility Requirement in Indian Power System 現在、インドには、9 発電所に揚水発電機があり、合計出力は計 4,786MW であるが、実

際には、そのうちの 5 発電所が揚水モードでの運転を実施しており、その合計出力は、

2,600MW である。揚水モードとしていない 4 発電所の理由は、下池の工事中が 3 箇所、振

動問題が 1 箇所である。以下に、揚水発電所の一覧を示す。

105

表 7-3 インドにおける揚水発電所一覧

Installed Capacity Pumping

Mode Operation

Reason for not working in

Pumping Mode No. of Units x MW Total (MW)

Kadana St. I & II Gujarat 2x60+2x60 240 Not working

Due to vibration problem

Nagarjuna Sagar Andhra Pradesh 7x100.80 705.6 Not working

Tail pool dam under

construction

Kadamparai Tamil Nadu 4x100 400 Working -

Panchet Hill- DVC 1x40 40 Not working Tail pool dam not constructed

Bhira Maharshtra 1x150 150 Working -

Srisailam LBPH Andhra Pradesh 6x150 900 Working -

Sardar Sarovar Gujarat 6x200 1200 Not working Tail pool dam

not constructed

Purlia PSS West Bengal 4x225 900 Working -

Ghtgar Maharashtra 2x125 250 Working -

Total 4785.6

出所）POSOCO Flexibility Requirement in Indian Power System を元に作成インドにおいて、調整力としての揚水発電の開発への期待は大きく、インド中央電力庁

（CEA: Central Electricity Authority）としても、揚水開発候補地を指定し、各州政府へ検討を

要請している。以下の表は、揚水発電所適地の発電設備量を示している。

表 7-4 インドにおける揚水発電所の開発可能性

発電設備容量揚水発電所数

揚水発電所適地の可能発電設備量 84.1 GW (100.0%) 65

開発済みの発電設備量 4.8 GW (5.7%) 9

開発中の発電設備量 1.2 GW (1.4%) 3

未開発の可能発電設備量 78.1 GW (92.9%) 53

出所）THDCIL (a Joint Venture of Government of India and Government of Uttar Pradesh incorporated in July 1988) プレゼンテーション資料（2018 年 10 月 3 日）を元に作成

106

石炭火力

図 7-5 は、インドにおける火力機の最大出力および最低出力である。需要増加に伴い、毎

年、増強している一方、再エネ導入に伴い、出力抑制が生じている状況がある（図 7-6、図 7-7）。もともと水力機に比べ、最小出力を下げづらい火力機であり、最大と最小出力の調整

幅が狭くなっている。

図 7-5 インドにおける火力機の最大出力および最低出力

出所）POSOCO Flexibility Requirement in Indian Power System

図 7-6 インドにおける火力機の設備利用率

出所）Interconnected India http://www.infrastructuretoday.co.in/News.aspx?nid=72S4quwdTiPu6mqXPrw4TA==（閲覧日：2019 年 3 月）

107

図 7-7 インドにおける石炭火力機の設備利用率の推移

出所）海外電力調査会「インドにおける石炭火力の抱える課題と解決に向けた取り組み」（「海外電力」2018 年 6 月号（CEA “Growth of Electricity Sector in India from 1947-2017”）

石炭火力の採算性改善に加え、調整力として活用するための方策として、テクニカルミニ

マムスケジュール（TMS: Technical Minimum Schedule）という新しい数値や運用を導入して

いる。TM とは、国営火力発電会社（NTPC: National Thermal Power Corporation Limited（旧

名））の発電所での実証実験などのデータを元に CERC が設定した経済的な観点から石炭火

力が運転可能な最低の出力を指す。TM 以下の出力となったいくつかの発電所を停止する

（Reserve Shut Down）ことで停止しなかった発電所の設備利用率および採算性を向上させ、

さらに停止した発電所も補償することで、石炭火力全体の採算性を向上する取り組みであ

る。

108

図 7-8 TMS、RSD のフロー

出所）Central Electricity Regulatory Commission New Delhi, No.L-1/219/2017-CERC

109

ガス火力

ガス火力機は、出力調整を非常に柔軟に対応することができる。しかし、他の電源に比べ、

燃料費が高価であり、ガス不足も問題である。理想的には、ピーク需要時に、調整力として、

ピークの一部の供給力として、使われることである。しかし、中にはベースロードとしてガ

ス火力を運転している発電機もある。周波数調整のために使われることが望ましく、投資しても運用上、受け入れがたい運転を

するというジレンマもなくなる。図 7-9 は、インドにおける石炭、ガス火力機の設備利用率の推移であり、ガス火力機が石

炭機よりさらに、設備利用率が低下している状況がわかる。

図 7-9 インドにおける石炭、ガス火力機の設備利用率

出所）海外電力調査会インドにおける石炭火力の抱える課題と解決に向けた取り組み（「海外電力」2018 年 6 月号）

7.2.2 小規模分散型電源

現状のインドでは、新たな調整リソースである小規模分散電源技術については、ポテンシ

ャルはあるものの、現状は価格の問題が大きく、ほぼ導入されていない。

定置用蓄電池

アンシラリーサービスの制度設計中の段階であり、現状では、インドにおける調整力とし

て利用することを前提とした蓄電池は存在しない。また、系統側、需要家側ともに、蓄電池

の導入はほぼ皆無である。ただし、デリー地域の民間配電事業者 TPDDL（Tata Power Delhi Distribution Limited）が、

系統安定化対策として、蓄電池システムソリューション会社 Fluence（米国の発電事業者 AESとドイツの電機メーカーSiemens との合弁により設立された蓄電池システムソリューショ

110

ン会社）とともに実証試験を開始している。また、デリー地域の別の配電事業者である BSES Yamuna も、同様に系統用の蓄電池導入を検討中である。

EV 用蓄電池

インドにおける電動車（4 輪）の普及は 2017 年度時点での累計販売台数は約 6,800 台、

2017 年度の販売は約 2,000 台となっている。

図 7-10 EV（4 輪）の普及状況（PHEV 含む）単位:千台

出所）Global EV Outlook 2018

EV（2 輪）は、India EV Story (Innovation Norway)によると、2011 年度に補助金の元、90000

台以上の販売を記録しポテンシャルの高さを示した。その後、補助金の停止に伴い 2016 年

度は約 22000 台の販売に留まっている。また、充電インフラについては、その不足が指摘されている。従来は、配電ライセンスを

保有する配電会社にしか電気の販売が認められてなかったが、電力省（MOP: Ministry of Power）は、2018 年 4 月、EV 充電インフラ事業者については、いかなるライセンスも不要

であると発表した。

デマンドレスポンス（DR）

デマンドレスポンス（DR）については、アンシラリーサービスの市場制度設計中であり、

技術的な興味はあるものの、実際には、導入は全く進んでいない。

111

バーチャルパワープラント（VPP）

バーチャルパワープラントとは、定置用蓄電池やデマンドレスポンスなどを組み合わせ

て、全体としてひとつの発電所であるかのように、出力調整が可能な、調整力を供出できる

設備群のことである。アンシラリーサービスの市場制度設計中であり、バーチャルパワープラントに関する技

術的な関心は現地においてもあるものの、実際には、導入は全く進んでいない。

図 7-11 バーチャルパワープラントの概念図

図 7-12 EV をリソースに持つバーチャルパワープラントによる調整事例

112

7.3 インドにおける各種発電設備の動向

7.3.1 将来の需要想定および発電設備容量

インド中央電力庁（CEA: Central Electricity Authority）が 5 年毎に公表する国家電力計画

（National Electricity Plan）の 2018 年最新版では、2026 年度までの電源開発見通しが示され

ている。以下に、現在および将来における需要想定および発電設備容量を示す。

表 7-5 インドにおける将来の需要想定

電力需要最大電力

2016 年度（暫定値） 1 兆 1,346 億 kWh 1 億 5,693 万 kW

2021 年度 1 兆 5,660 億 kWh 2 億 2,576 万 kW

2026 年度 2 兆 474 億 kWh 2 億 9,877 万 kW

注）インドにおける会計年度は 4 月～翌 3 月であり、ここでは電力需要の年平均伸び率を 6.18%と想定し

た結果を示している。出所）海外電力調査会「インドにおける石炭火力の抱える課題と解決に向けた取り組み」（「海外電力」20

18 年 6 月号（CEA,”Monthly Review March 2017”及び CEA”National Electricity Plan. Volume 1. Generation. January 2018”を元に作成）

図 7-13 インドにおける現在の発電設備容量

出所）THDCIL (a Joint Venture of Government of India and Government of Uttar Pradesh incorporated in July 1988) プレゼンテーション資料 2018 年 10 月 3 日

113

表 7-6 インドにおける 2021 年度末電源構成（再エネ 175GW 導入を達成を前提）

発電設備容量（1,000kW）構成比

水力 51,301 10.7%

石炭＋褐炭 217,302 45.3%

ガス 25,735 5.4%

原子力 10,080 2.1%

再生可能エネルギー 175,000 36.5%

合計 479,418 100% 出所）海外電力調査会「インドにおける石炭火力の抱える課題と解決に向けた取り組み」（「海外電力」20

18 年 6 月号（CEA”National Electricity Plan. Volume 1. Generation. January 2018”を元に作成）

表 7-7 インドにおける 2026 年度末電源構成

発電設備容量（1,000kW）構成比

水力 63,301 10.2%

石炭＋褐炭 238,150 38.5%

ガス 25,735 4.2%

原子力 16,880 2.7%

再生可能エネルギー 275,000 44.4%

合計 619,066 100% 出所）海外電力調査会「インドにおける石炭火力の抱える課題と解決に向けた取り組み」（「海外電力」20

18 年 6 月号（CEA”National Electricity Plan. Volume 1. Generation. January 2018”を元に作成）

表 7-8 インドにおける必要追加発電設備容量（単位: 1,000kW）

2017 年 2017~2022 年 2022~2027 年

総設備容量必要追加容量総設備容量必要追加容量総設備容量

石炭 192,163 6,445※1 217,302※2 46,420 238,150※2

ガス 26,167 406 25,735 0 25,735

水力 44,478 6,823 51,301 12,000 63,301

原子力 6,780 3,300 10,080 6,800 16,880

太陽光 12,289 87,711 100,000 50,000 150,000

風力 32,280 27,720 60,000 40,000 100,000

その他再エネ 12,675 2,325 15,000 10,000 25,000

再エネ合計 57,244 117,756 479,418 100,000 619,066

※1 追加必要量に対して現在建設中の設備容量（4,785 万 5,000kW）が上回っている。したがって当面は

114

追加の建設は実施しない。 ※2 石炭火力閉鎖（2017~2022 年 2,271 万 6,000kW、2022~2027 年 2,557 万 2,000kW）含む出所）海外電力調査会「インドにおける石炭火力の抱える課題と解決に向けた取り組み」（「海外電力」20

18 年 6 月号（CEA”National Electricity Plan. Volume 1. Generation. January 2018”を元に作成）上表より、発電設備に占める再生可能エネルギーの割合が、2021 年度末で 36.5%、2026

年度末で 44.4%へ急増する。一方で、石炭火力は、それぞれ 45.3%、38.5%と減少するが、

依然として、高い割合を維持している。 2018 年版国家電力計画によると、2021 年度には太陽光の出力が下がる昼から夜にかけて、

インド全体で 5,600 万 kW 残余需要（電力総需要から再エネ発電量を引いた需要）が増加す

ると予測されており、電力需要変化は 20 万 kW/分である。そして、ディワリ祭時（例年 11月）等では、夜間に電力需要が急増するため、電力需要変化の最大が 60 万 kW/分となる。インドでは、通常需給調整に使用される出力変化率が大きいガス火力（4%/分）や揚水

（40%/分）などの電源の割合が低く、需給調整能力に優れない石炭火力（2%/分）の割合が

高いため、石炭火力で需給調整を行う必要に迫られている。また、需給調整能力に優れる揚水発電の導入や蓄電池、新たな調整リソースである各種小

規模分散型電源の導入も望まれる。

7.3.2 各種調整リソースの比較

各発電の調整力としての性能比較を以下に示す。

表 7-9 インドにおける各調整リソースの性能

水力 (自流式)

揚水石炭褐炭ガス

(GTCC) 原子力電池 DR VPP

コールド起動起動時間～0.1h ～0.1h ～6h ～10h <2.0h ～40h <10s <10s <10s

ウォーム起動起動時間～0.1h ～0.1h ～3h ～6h <1.5h ～40h <10s <10s <10s

負荷変化率 >40% /分

>40%/分

～2%/分

～2%/分

～4% /分

～5% /分

>50% /分

>50% /分

>50% /分

最低停止時間～10h

最低負荷～15% ～15% 40% 40% <50% 50% - - -

出所）POSOCO Flexibility Requirement in Indian Power System より作成アンシラリーサービスの参加対象発電機と現在参入を検討している各種発電リソースに

は以下の通りである。現状は、州間連系線に接続する大型火力発電機だけが、参加対象であ

るが、CERC によると、今後は、拡大することで、関係者で議論を進めている。

115

表 7-10 インドにおけるアンシラリーサービス提供可能リソース

リソース種別現在将来(対象拡大を検討中)

火力発電機 ○ ○

水力発電機（揚水含む） × ○

定置用蓄電池 × ○

EV 用蓄電池 × ○

デマンドレスポンス × ○

バーチャルパワープラント × ○

116

8．送配電事業者の財務状況

インドの電気事業、特に送配電事業の財務状況を把握すべく、代表例として、国営送電事

業者（PGCIL: Power Grid Corporation India Limited）、及び Maharashtra 州の州営・民営の送配

電事業者（Mahatransco、Mahadiscom、Tata Power）を取り上げ、各社の財務諸表のレビュー

を行った。

8.1 国営送電事業者（PGCIL: Power Grid Corporation India Limited）

国営送電事業者 PGCIL の過去 4 年間の損益推移を以下に示す。

図 8-1 PGCIL の損益推移（単位: 10 億 INR）

出所）PGCIL 公表財務情報を元に、三菱総合研究所作成注）グラフ中のパーセント値は、売上に対する税引後利益の比率を示す。

収入は着実な増加傾向を示しており、また売上高に対する税引後利益の比率も 27〜28%

程度で安定した利益率を維持している。費用における利息支払（Finance Cost）の占める割

合が比較的大きいが、これは同社の設備形成において負債の占める割合が大きいことに起

因すると考えられる。上記の損益を、インド全土における電力供給量（kWh）で除した、kWh 当たりの PGCIL

損益単価の推移を以下に示す25。電力供給量あたりの収入単価は、2014 年度の 0.17 INR/kWhから 2017 年度には 0.25 INR/kWh に上昇しており、kWh あたり費用とほぼ同じペースで上

25 PGCIL 公表の統計資料上、同社の系統が送電している電力量に関する情報がないが、PGCIL のウェブ

サイトによると、全国の電力供給量の約半分を占めるとされている（POWERGRID transmits about 50% of the total power generated in India on its transmission network）。

178213

263

30449.79

60.27

74.51

81.98

28.0%

28.3%

28.3%

26.9%

0

50

100

150

200

250

300

350

Rev

enue

Expe

nse

Rev

enue

Expe

nse

Rev

enue

Expe

nse

Rev

enue

Expe

nse

FY2014 FY2015 FY2016 FY2017

[bill

ion

INR

]

Profit after tax Tax Others Transmission, administration and others Employee benefits Finance costs Depreciation Revenue

117

昇している。安定した利益率を確保できるよう、供給原価を反映した託送料金の設定が認め

られていると推察される。

図 8-2 PGCIL の kWh あたり損益推移（単位: INR/kWh）

出所）PGCIL 公表財務情報等を元に、三菱総合研究所作成注）グラフ中のパーセント値は、売上に対する税引後利益の比率を示す。

次に、同社のバランスシート及びキャッシュフローの推移を以下に示す。同社の総資産は

増加傾向を示しており、設備形成・増強に対する設備投資が続いていると考えられるが、負

債及び自己資本もほぼ同様のペースで増加しており、自己資本比率は 25%前後でほぼ安定

して推移している。送電事業者は典型的なインフラ設備事業で、バランスシート上、非流動

資産（長期借入金）が占める比率が大きくなるのが一般的である。PGCIL のバランスシート

はこうした一般的な負債・資本構成比を示しており、かつ経年推移も安定していることから、

負債調達の増大により財務状況が悪化するような兆候は見られないと推察される。同社のキャッシュフローの推移を見ても、設備投資資金（≒投資キャッシュフロー）に対

して自己資金（≒営業キャッシュフロー）だけでは賄えず、負債の純増（≒プラスの財務キ

ャッシュフロー）で資金を確保していることがわかるが、旺盛な設備投資が続いている事業

者としては健全な範囲内の負債調達と考えられる（既述のとおり、自己資本比率も 25%前

後で安定的に推移している）。また、負債・資本構成上、流動負債の比率が比較的高く、いわゆる流動比率（＝流動資産

÷流動負債）が 1 を大きく下回っているが、流動負債の多くが長期借入金のうち 1 年以内

に償還期限を迎えるものであるため、コーポレートファイナンス（新たな長期借入金）の借

り換えで対応できているならば、短期的な資金調達においても大きな問題は抱えてはいな

いと推察される。

0.17 0.20

0.23 0.25

0.05

0.06

0.07

0.07

28.0%

28.3%

28.3%

26.9%

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30R

even

ue

Expe

nse

Rev

enue

Expe

nse

Rev

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Expe

nse

Rev

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Expe

nse

FY2014 FY2015 FY2016 FY2017

[INR

/kW

h]

Profit after tax Tax Others Transmission, administration Employee benefits Finance costs Depreciation Revenue

118

図 8-3 PGCIL のバランスシート推移（単位: 10 億 INR）

出所）PGCIL 公表財務情報を元に、三菱総合研究所作成注）グラフ中のパーセント値は、自己資本比率を示す。

図 8-4 PGCIL のキャッシュフロー推移（単位: 10 億 INR）

出所）PGCIL 公表財務情報を元に、三菱総合研究所作成

150 162

216 227

64 54

40 13

238211

238257

-24

4

17

-17

-50

0

50

100

150

200

250

300

Ope

ratin

g&Fi

nanc

e

Inve

stin

g

Ope

ratin

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e

Inve

stin

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Inve

stin

g

Ope

ratin

g&Fi

nanc

e

Inve

stin

g

FY2014 FY2015 FY2016 FY2017

[bill

ion

INR

]

Net Increase/Decrease Investing Activities Financing Activities Operating Activities

119

8.2 Mahatransco (MSETCL)

Maharashtra州電力送電会社Mahatransco（MSETCL: Maharashtra State Electricity Transmission Company Limited）は、同州の州営送電事業者で、州内の送電系統の大部分を所管している

（ムンバイ市内等、一部の地域を除き）。同社の損益推移及び送電端電力量あたりの損益推移を以下に示す。2013 年度まで、収入・

費用とも毎年大きく増加し、かつ売上高利益率（税引後利益率）も 2009 年度の 14.3%から

2014 年度には 32.5%へと拡大する傾向を示していた。しかし 2014 年度以降、収入・費用は

反転して減少傾向を辿り、送電端電力量 kWh あたりの送電料金収益は、2013 年度の 0.45 INR/kWh（約 0.7 円）から 0.22 INR/kWh（約 0.34 円）に低下している。また、税引後利益率

は、2015 年度には 12.9%に低下し、更に 2016 年度には最終損益が赤字（税引後利益率-0.8%）

となっている。 MSETCL 資料によると、2015 年に、Maharashtra 州電力規制委員会（MERC: Maharashtra

Electricity Regulatory Commission）の指令により、送電料金単価が大幅（約半額）に引き下げ

られたとの記載があり、これが減収及び利益率悪化の大きな要因となったと考えられる。

図 8-5 MSETCL の損益推移（単位: 10 億 INR）

出所）MESTCL 公表財務情報を元に、三菱総合研究所作成注）グラフ中のパーセント値は、売上に対する税引後利益の比率を示す。

1722

26

37

55 54

36322.5

3.35.7

10.4

17.0 17.6

4.6

-0.3

-10

0

10

20

30

40

50

60

Rev

enue

Expe

nse

Rev

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Expe

nse

Rev

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Expe

nse

FY2009 FY2010 FY2011 FY2012 FY2013 FY2014 FY2015 FY2016

[billi

on IN

R]

Profit after tax Tax Others Personnel Maintenance Finance costs Depreciation Revenue

31.0% 32.5%

21.8%

28.3% 12.9%

15.0%

14.3%

-0.8%

120

図 8-6 MSETCL の kWh あたり損益推移（単位: INR/kWh）

出所）MESTCL 公表財務情報等を元に、三菱総合研究所作成注）グラフ中のパーセント値は、売上に対する税引後利益の比率を示す。

同社のバランスシート及びキャッシュフローの推移を以下に示す。2009 年度から 2011 年

度に掛けては、自己資本比率の低下傾向が見られるが、キャッシュフローでも見られる通り、

この時期には設備投資額（≒投資キャッシュフロー）に対して自己資金（≒営業キャッシュ

フロー）だけでは賄いきれず、借入による資金調達（≒財務キャッシュフロー）にも多く依

存していたことによる。以降、利益率の上昇等により自己資金が増大したこともあり、長期

借入金の純増は圧縮され、更に 2013 年度以降、長期借入金残高は純減に転じている。これ

により、自己資本比率は 2011 年度の 26%から直近では 44%台まで上昇している。ただし、

上記の通り、送電料金単価の引き下げにより同社の収支が悪化していることから、今後同社

の資金繰りが悪化し、借入金への依存が高まる可能性が高いと考えられる。

0.17 0.20 0.22

0.31

0.45 0.40

0.25 0.22

0.020.03 0.05

0.09

0.14

0.13

0.03

0.00

-0.10

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

Rev

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Expe

nse

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nse

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Expe

nse

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Expe

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nse

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Expe

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Expe

nse

Rev

enue

Expe

nse


[INR/

kWh]

Profit after tax Tax Others Personnel Maintenance Finance costs Depreciation Revenue

21.8%

28.3%

31.0%

32.5%

12.9%

15.0%14.3%

-0.8%

121

図 8-7 MSETCL のバランスシート推移（単位: 10 億 INR）

出所）MSETCL 公表財務情報を元に、三菱総合研究所作成注）グラフ中のパーセント値は、自己資本比率を示す。

図 8-8 MSETCL のキャッシュフロー推移（単位: 10 億 INR）

出所）MSETCL 公表財務情報を元に、三菱総合研究所作成

15 16 1720

28 3126

17

8

159 3

-13-17

-12-5

2430 28

24

15 15 13 12

-2

0

-30 0 0

0

0

-20

-10

0

10

20

30

40

Ope

ratin

g&Fi

nanc

eIn

vest

ing

Ope

ratin

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vest

ing

Ope

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nanc

eIn

vest

ing

Ope

ratin

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nanc

eIn

vest

ing

Ope

ratin

g&Fi

nanc

eIn

vest

ing

Ope

ratin

g&Fi

nanc

eIn

vest

ing


[bill

ion

INR

]


122

8.3 Mahadiccom (MSEDCL)

Maharashtra 州電力配電会社 Mahadiscom（MSEDCL：Maharashtra State Electricity Distribution Company Limited、または Mahavitaran）は、同州のうち、一部の地域（ムンバイ市内等）を

除く大部分を供給エリアとして配電事業を行っている州営配電事業者である。同社の損益推移及び送電端電力量あたりの損益推移を以下に示す。MSEDCL の収支は、

最終収益ベースで赤字の状態が続いている。送電端電力量あたりの平均収入単価は、2011 年

度から 2013 年度までは上昇傾向にあり、料金引き上げを実施した影響によるものと考えら

れるものの、kWh あたりの費用も同様に増加したため、収支の大幅改善には至っていない。

2015 年度には、平均収入単価が前年度の 6.06INR/kWh から 5.75INR/kWh に下がったことで、

赤字幅が拡大し、2016 年度も同程度の赤字を計上している。上述の通り、MERC の指令により、2015 年に MSETCL による送電料金単価を大幅に引き

下げられた影響により、MSEDCL の収支上、kWh あたり送電コスト（Transmission Charge）が 2014 年度の 0.73INR/kWh から 2015 年度には 0.63INR/kWh に低下しているものの、同社

の費用構造に占める送電コストの比率は大きくないため、収支改善効果は限定的である。ま

た、同期間に MSETCL の平均収入単価は 0.40INR/kWh から 0.25INR/kWh に低下しているが

（図 8-6 参照）、他方で PGCIL の平均収入単価は 0.17INR/kWh から 0.20INR/kWh に増加し

ていることから（図 8-2 参照）、MSEDCL にとっての送電コスト全体で見ると、MSETCL 送

電料金単価の引き下げ効果が相殺されている模様である。

図 8-9 MSEDCL の損益推移（単位: 10 億 INR）

出所）MESDCL 公表財務情報を元に、三菱総合研究所作成注）グラフ中のパーセント値は、売上に対する税引後利益の比率を示す。

408470

523575 566 598

305 324 297375 359 356

1724

30

47 54 5930

41 68

69 62 62

-8 -9 -3 -4 -34 -32

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

Rev

enue

Expe

nse

Rev

enue

Expe

nse

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enue

Expe

nse

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enue

Expe

nse

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Expe

nse

Rev

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Expe

nse

FY2011 FY2012 FY2013 FY2014 FY2015 FY2016

[billi

on IN

R]

Profit after tax Tax Others PersonnelFinance costs Depreciation Transmission charges Purchase: non-conventionalPurchase: conventional Revenue

-0.5%

-0.6%

-2.0%

-1.9%

-6.0%-5.3%

123

図 8-10 MSEDCL の kWh あたり損益推移（単位: INR/kWh）

出所）MESDCL 公表財務情報等を元に、三菱総合研究所作成注）グラフ中のパーセント値は、売上に対する税引後利益の比率を示す。

MSEDCL におけるバランスシートの推移とキャッシュフローの推移を以下に示す。同社

の自己資本比率は、2011 年度から 2013年度に掛けて低下傾向を示した後、2014年度に 27.7%へと大きく上昇しているが、これは同社の固定資産の再評価が行われたことに伴い、評価益

を自己資本に組み入れたことによるものであり、同社の収支構造そのものは大きな改善が

見られないため、その後再び自己資本が毀損され自己資本比率も大きく低下している。同社のキャッシュフローは年度によって変動が大きいものの、設備投資額（≒投資キャッ

シュフロー）を自己資金（≒営業キャッシュフロー）で賄えず、借入（≒財務キャッシュフ

ロー）を拡大させている年度が多い。なお、2014 年度は、財務キャッシュフローが大きく

マイナスとなっているが、この年度には同社が州政府に支払うべき賦課金（Electricity duties and other levies payable to GoM）の未納額が大きく増えており（図中では営業キャッシュフ

ローの増として表れる）、これを長期借入金の償還に充てたことによるものであり、先述の

UDAY プログラムの一環として州政府による財政支援が行われたものと解することができ

る。バランスシート上は、この間、総負債総額（非流動負債と流動負債の合計）は増加して

おり、同社の財務体質の抜本的な改善には至っていない。また、同社の未収金（流動資産）及び未払金（流動負債）ともに近年急増傾向を示してお

り、短期の資金繰りにおいても、需要家からの料金回収が滞りそれが経費支払いにも影響を

及ぼしている可能性が高いと考えられる。

5.095.63

6.10 6.06 5.75 6.01

3.80 3.88 3.473.95 3.65 3.57

0.21 0.280.35

0.500.55 0.59

0.370.49 0.79

0.730.63 0.62

-0.10 -0.10 -0.03 -0.04 -0.34 -0.32

-1.00

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

Rev

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Expe

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Rev

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nse

FY2011 FY2012 FY2013 FY2014 FY2015 FY2016

[INR

/kW

h]

Profit after tax Tax Others PersonnelFinance costs Depreciation Transmission charges Purchase: non-conventionalPurchase: conventional Revenue

-0.5% -0.6%

-2.0%

-1.9% -6.0%-5.3%

124

図 8-11 MSEDCL のバランスシート推移（単位: 10 億 INR）

出所）MSEDCL 公表財務情報を元に、三菱総合研究所作成注）グラフ中のパーセント値は、自己資本比率を示す。

図 8-12 MSEDCL のキャッシュフロー推移（単位: 10 億 INR）

出所）MSEDCL 公表財務情報を元に、三菱総合研究所作成

26

51 48

88

27 21

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1

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26 336750

36 3352 45

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20

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FY2011 FY2012 FY2013 FY2014 FY2015 FY2016

[billi

on IN

R]


125

8.4 Tata Power

Maharashtra 州では、州営の配電事業者である MSEDCL の他、ムンバイ市内においては、

大手財閥系の民間事業者 2 社（Tata Power、AEML26）及びムンバイ市営の公益事業者である

Brihanmumbai Electricity Supply and Transport (BEST) Undertaking が配電事業を行っている27。

一例として、Tata Power の財務状況についてもレビューを行う。 Tata Power は、ムンバイを本社とする電力会社で、インド全土で発電事業を行っている他、

送電、配電事業も営んでいる。Tata Power 本体で行っている事業と子会社・出資先企業が行

っている事業があり28、Tata Power 本体が行っている事業は、ムンバイにおける送電事業、

配電・小売事業、再エネ事業（風力）、発電事業、その他事業である。 Tata Power における損益推移及び販売電力量あたり損益推移を以下に示す。2013 年度か

ら 2015 年度にかけて、収入は緩やかに増加し、税引後利益率も 10.2%から 14.7%に上昇し

ていたが、2016 年度には減収減益となり、利益率が 3.8%へと大幅に低下している。この年

は、電力販売及び送電事業による収入が減ったことに加え、同社の有する Tata Teleservices Limited の他株主がプットオプションを行使したことによる特別損失（あらかじめ取り決め

られていた同社負担分の 70 億 INR 程度）が発生したため収支が圧迫されたことによるもの

である。同社の売上が 2016 年度に減少した大きな理由として、販売電力量が減少していることが

挙げられる。この年度以外にも販売電力量が減少した年があり、2013 年度には 6,541GWh あ

ったムンバイ配電事業での販売電力量が、2016 年度には 4,977 GWh へと 20%以上減少して

いる。先述の通り、ムンバイ地域では Tata Power の他、AEML（2018 年までは Reliance Infrastructure）や BEST 等も配電・小売事業を行っており、小売自由化（open access）が導入

されている29ことから、需要家による供給事業者変更の影響もあると考えられる。Reliance Infrastructure（AEML の前身）のムンバイ地域における電力販売量を見ると、2013 年度から

2016 年度にかけて、6,456GWh から 7,887GWh と、約 1,431GWh 増加しており、同期間の

Tata Power の販売電力量の減少にほぼ匹敵することから、Tata Power 社における販売電力量

の減少傾向は、小売自由化による競争の影響が一因となっていると考えられる30。また、販売電力量あたりの収入単価（電力販売事業及び送電事業、図中の濃紺部分）も 2013

年度の 12.38INR/kWh から 2016 年度には 10.86INR/kWh へと低下しており、小売自由化の影

響により値下げ圧力が働いていると推察することができる。ただし、同じ Maharashtra 州の

配電事業者である MSEDCL の kWh あたり収入単価と比べると（図 8-10 参照）、依然とし

て 2 倍近い開きがあり、ムンバイ市内と州内のその他の地域とでは電気料金水準が大きく

異なることも確認できる。

26 Reliance Infrastructure が所有していたムンバイ市内の電気事業は 2018 年に Adani 財閥が買収し、Adani Electricity Mumbai Limited (AEML)に改称された。

27 BEST Undertaking は、Tata Power より卸供給を受けている。 28 デリー市内の配電事業者の 1 つである TPDDL（Tata Power Delhi Distribution Limited）もその 1 つ。

2002 年にデリーの配電事業が民営化された際、同市北部地域の配電事業の株式の 51%を Tata Power が取得した。

29 州営配電事業者である MSEDCL は、赤字の農業用需要への供給も行っている等の理由により、小売自

由化（open access）の対象外となっている。 30 この他、Tata Power の資料によると、ムンバイ域外の大口需要家（鉄道等）にも電力供給を行ってい

るとの記載があり、こうした域外大口需要家との契約も収支に影響を及ぼしている可能性がある。

126

図 8-13 Tata Power の損益推移（単位: 10 億 INR）

出所）Tata Power 公表財務情報を元に、三菱総合研究所作成注）グラフ中のパーセント値は、売上に対する税引後利益の比率を示す。

図 8-14 Tata Power の kWh あたり損益推移（単位: INR/kWh）

出所）Tata Power 公表財務情報等を元に、三菱総合研究所作成注）グラフ中のパーセント値は、売上に対する税引後利益の比率を示す。

8174

68

54

68 19

18

7 109

9

9.5410.10

13.55

2.83

10.2% 10.4% 14.7%

3.8%

-5

15

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55

75

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115

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FY2013 FY2014 FY2015 FY2016

[bill

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INR

]Profit after tax TaxExceptional Items and Regulatory expenses Other Operating ExpensesTransmission, administration and others Employee benefitsFinance costs DepreciationOther income Other operations revenue

12.38 12.48 11.69 10.88

1.46

1.69 2.340.57

10.2%

10.4% 14.7% 3.8%

-1.00

1.00

3.00

5.00

7.00

9.00

11.00

13.00

15.00

17.00

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FY2013 FY2014 FY2015 FY2016

[INR

/kW

h]

Profit after tax TaxExceptional Items and Regulatory expenses Other Operating ExpensesTransmission, administration Employee benefitsFinance costs DepreciationOther income Other operations revenueRevenue from Power Supply and Transmission Charges Profitability after tax

127

Tata Power におけるバランスシートの推移とキャッシュフローの推移を以下に示す。上述

の通り、同社は本体によるムンバイ地域の電気事業以外にも、子会社等を通じてインド全土

で発電事業や配電事業等を行っており、資産額としては、本体の電気事業固定資産（図中の

濃紺）よりも子会社等への投資額（図中の紫）が上回っている。2016 年度に同社の総資産

が大幅に増えているのは、主としてこうした投資額の増加によるものである。これにともな

い、負債による資金調達も増えたため、自己資本比率は 40%台後半から 42%へとやや低下

しいている。キャッシュフロー上も、2016 年度には投資キャッシュフローが前年度と比べて大幅に増

えており、本体での設備投資以外の投資（事業投資や金融投資）による影響が現れている。

これにともない、借入金の増加（≒財務キャッシュフロー）が生じている。他方で、それ以

前の 3 年間は、投資キャッシュフローは営業キャッシュフローとほぼ均衡している、もしく

は営業キャッシュフローが上回っている年もあることから、ムンバイ市内での電気事業に

ついては成熟期に入っており、設備投資のために追加の資金需要はほとんど発生していな

いと考えられる。他方で、ムンバイ市内での電気事業は自由化による競争で収益性が抑えら

れつつあることから、こうした財務的な余力を利用して、新たな成長分野として他地域での

事業等への投資を積極的に行っているものと推察される。なお、2016 年度のバランスシートにおいては流動負債も大幅に増えているが、これは長

期借入金のうち 1 年以内に償還期限を迎えるものが増加したことが主な要因であり、コー

ポレートファイナンス（新たな長期借入金）の借り換えで対応できているならば、短期的な

資金調達においても大きな問題はないと思われる。

図 8-15 Tata Power のバランスシート推移（billion INR）

出所）Tata Power 公表財務情報を元に、三菱総合研究所作成注）グラフ中のパーセント値は、自己資本比率を示す。

128

図 8-16 Tata Power のキャッシュフロー推移（単位: 10 億 INR）

出所）Tata Power 公表財務情報を元に、三菱総合研究所作成

8.5 財務状況分析のまとめ

インドには、州と連邦直轄領合わせて 30 を越える行政単位が存在し、それぞれに付き 1つ以上の送電事業者と配電事業者が存在する（SEB 体制を維持している州は、送電と配電

が未分離）ため、全ての事業者の財務状況をレビューするのは困難なことから、今回は、連

邦大の送電事業者である PGCIL と、インドの中でも比較的経済が発展しており、かつ州営

事業者と民間事業者が併存している州である Maharashtra 州を対象に、分析を行った。新興国の電気事業に見られる一般的な傾向として、政治的な理由により電気料金が低く

抑えられる傾向があり、かつ電気事業がアンバンドリングされている場合、下流の事業であ

る配電事業に赤字が生じやすい傾向が見られる。今回の分析により、インド（少なくとも Maharashtra 州）においても同様の傾向が見られ

ることが確認できた。これは、配電事業者が発電事業者及び送電事業者に対してそれぞれの

料金を支払った上で、それらも含めたコストを最終需要家に対して小売電気料金にて回収

するという構造となっており、小売電気料金が低廉に抑えられた結果、配電事業者に収支ギ

ャップがしわ寄せされることによるものである。経済が比較的進んだ同州の州営配電事業者Mahadiscomにおいても毎年最終損益が赤字と

なり、州政府からの補助も受けて財務を維持していることから、他の州においても同様に、

配電事業者、特に州営の配電事業者は経営状況が圧迫されているところが多いと推察され

る。今後、電力供給の改善に向けて様々な方策が採られる中で、送電事業者（PGCIL、州営

とも）は追加で発生したコストを比較的容易に送電料金に転嫁できるのに対し、配電事業者

（特に州営）は小売料金へのコスト転嫁が十分できず、今後も供給品質改善のための追加投

資に制約が掛かる可能性が高いと考えられる。

2717

2921

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1

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2

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FY2013 FY2014 FY2015 FY2016

[bill

ion

INR

]


129

他方で、州営の送電事業者 Mahatransco においても、2015 年以降送電料金を大幅に低減さ

せられたことにより収支が急に悪化した事例に見られる通り、送電事業者であっても規制

リスクの影響から免れられないことも確認された。民間事業者である Tata Power は、同じ州の配電事業者である MSEDCL よりも高い小売料

金水準で電力供給を行っていることに加え、配電事業以外の事業も営んでいることもあり、

比較的健全な財務状況を維持している。ただし、ムンバイ市内で導入されている小売自由化

の影響等により、販売電力量、料金単価ともに抑えられる傾向も見られ、MSEDCL とは別

の理由で、収益性の改善に制約が生じる可能性もある。Tata Power が、ムンバイ域外での事

業投資を積極的に行っていることもその証左であると言えるだろう。

130

9．電力システム高品質化に向けた日本からの提案（ロードマップ）

9.1 電力システム高品質化のためのロードマップについて

本事業では、まずインドにおける電気事業体制について俯瞰し、同国における電力供給の

現状について調査を行った（本報告書第 2 章及び第 3 章参照）。また、同国政府が再生可能エネルギー、特に太陽光発電や風力発電等の変動性再生可能エ

ネルギー（VRE: Variable Renewable Energy）の導入を積極的に促進する方針を示しているこ

とを踏まえ、再エネ導入拡大に向けてどのような方策を採ってきたかにつき、政策及び技術

の両面から確認した（本報告書第 4 章参照）。加えて、同国では今後電気自動車（EV: Electric Vehicle）の普及についても積極的に進めて

いく意向を示していることから、同国政府によるこれまでの EV 普及策、並びに EV 普及の

鍵を握る充電インフラに関する普及策についてレビューを行い、また EV 充電インフラの標

準化に関する同国内での検討状況についても調査を行った（本報告書第 5 章参照）。今後、インドで再エネ及び EV の導入が進むことにより、電力供給品質に大きな影響を及

ぼしうることが予想されるため、電力供給品質に関する現行の制度についてレビューを行

い、今後に向けた課題について指摘した（本報告書第 6 章）。インドにおいては、電力品質、特に周波数安定に必要な調整力に掛かるリソースが必ずし

も最適に機能しているとは言い難く、これに加えて、今後再エネ及び EV の普及が拡大した

場合、調整力リソースの更なる確保及びより効果的な運用が求められると予想される。この

ため、インドで導入されているもしくは今後導入が見込まれる調整力リソースの各種類に

つき、それぞれどのような特性を有しているか、特にインドの電力需給システムにとっての

意義について留意しつつ、評価を行った（本報告書第 7 章参照）。また、同国の電力供給安定化に掛かる主要なプレーヤーである送配電事業者の現状につ

いてレビューを行った（本報告書第 8 章参照）。これらを踏まえ、最終章である本章ではまず、今後のインドにおける電力供給品質の改善

に向けて特に有効と考えられるソリューションを特定する。これらのソリューションは、大

別すると、技術的なソリューションと制度的なソリューションとに分類することができる。技術的なソリューションとは、電力供給の高品質化に貢献する個別の技術及び設備を導

入することを意味し、他方制度的なソリューションとは、こうした個別の技術・制度を有効

に機能させるため、どのような規制や経済的インセンティブ（もしくはペナルティ）を導入

すべきかを意味する。従って、技術的なソリューションと制度的なソリューションは並列的

な関係というよりむしろ、基礎的なレイヤー（技術的ソリューション）と応用的なレイヤー

（制度的ソリューション）の 2 層的な関係と捉えた方が良いと考えられる。これらの技術的ソリューション及び制度的ソリューションのそれぞれについて、インド

におけるこれまでの取り組みについてレビューを行うとともに、日本からの協力状況につ

いても確認し、今後それぞれをどのように進めていくべきか、政策提言として考察する。これらの技術的ソリューション、制度的ソリューション及びこれらを推進するための政

策提言を 1 つのパッケージにしたものを、インドでの電力供給高品質化のためのロードマ

ップとして取りまとめ、インド側主要ステークホルダーに対して提示した。

131

図 9-1 電力供給高品質化のためのロードマップ（イメージ）

9.2 電力供給品質に掛かる課題及びソリューションの特定

電力供給設備は、発電設備、電力系統設備（送電、配電）、及び需要側設備のサプライチ

ェーンにて構成され、これらの各設備が常に相互に連携して運用されることにより、安定し

た電力供給が可能となる。換言すると、電力需給のバランスを維持べく、電力系統側からの

要請に応じて発電設備が適切な出力を提供するとともに、電力系統はその電力の品質（周波

数、電圧）を損ねないよう設備を運用し需要側設備に対して送電することにより、高品質の

電力を供給することが可能になる。こうしたサプライチェーン上のステージに基づき、電力供給高品質化に向けたソリュー

ションを分類するならば、電力需給バランスを維持する運用（オペレーション）を改善する

ためのソリューションと、送配電系統における電力供給品質を安定化させるためのソリュ

ーションとに大別することができる。更にこの 2 つのステージごとに、前項で述べた技術的

ソリューション及び制度的ソリューションが存在すると考えられる。インドの電力供給システムにおける現状の課題もしくは今後直面すると予想される課題

を指摘した上で、それぞれの課題に対処するためのソリューションにつき、次ページの図の

通り整理した。それぞれの詳細については、次節で述べる。また、これらの課題及びソリューションに関する概要をプレゼンテーションとして取り

まとめ、2019 年 2 月 20 日にデリーの電力省で開催された、資源エネルギー庁とインド電力

省（MOP: Ministry of Power）との間の会合でも披露された。

アンシラリーサービス（調整力）を経済合理的に調達するためのプライシングのあり方

配電事業者及び発電事業者に需給インバランス回避動機づけるためのインセンティブ・ペナルティのあり方

分散型リソースを促進するための系統接続ルールの整備

制度的ソリューション

電力システム高品質化に向けたロードマップ

アンシラリーサービス（需給調整）を提供するリソースを量・質両面で確保するための需給運用方法の改善

再エネ・EVの大量導入による系統への悪影響を最小化するための方策

EV充電負荷の制御に掛かる先進的な技術の導入による電力需給の安定化

系統安定化に資する技術の導入を通じた、送配電系統の高度化

技術的ソリューション

今後重点的に取り組むべき施策（政策提言）

132

図 9-2 電力供給品質に掛かる課題及びソリューション

注）ソリューション欄の各項目のうち、青枠は技術的ソリューション、赤枠は制度的ソリューションを表す。

電力需給バランス維持に

掛かる課題

需給バランス維持改善に必要なアンシラリーサービス（調整力）必要量の確保

需給バランス運用及びアンシラリーサービス調達方法の改善

3）（可変速）揚水発電所の開発

4）石炭火力発電の柔軟運用

5）天然ガス火力の導入拡大

6）分散型リソース（蓄電池等）の活用

送配電系統における供給品質に掛かる課題

需給計画の精度改善（計画誤差の縮減）

2）アンシラリーサービス調達の市場化（経済的最適化）

1）自動発電制御（AGC: automatic generation control）の導入による需給運用改善

7）インバランスに対するインセンティブ・ペナルティの強化

8）需要予測の精度改善

9）再エネ出力予測の精度改善

電圧制御の改善（送電系統）

配電系統の高度化

1）電圧安定化に向けた、無効電力制御（VQC: voltage and reactive power control）の導入

3）配電レベルでの電圧安定化

2）配電系統におけるスマートグリッドの導入

ソリューション電力供給品質に掛かる課題

再エネ・EV導入拡大による系統への影響緩和

10）系統の空き容量を考慮した、再エネ系統接続ルールの整備

12）系統運用者からの指令に基づくEV充電の制御（スマートチャージング、V2G）

11）再エネ導入拡大に伴う系統増強費用の負担ルールの整備

13）慣性問題に対応した、PV発電用インバーターの導入

133

9.2.1 電力需給バランス維持に掛かる課題及びソリューション

本事業では、インドにおける電力需給バランスに掛かる状況について、文献調査及び現地

でのステークホルダーとの意見交換等を通じ、調査を行った。その結果、今後の改善に向け

た課題として、「需給バランス運用及びアンシラリーサービス調達方法の改善」、「需給バラ

ンス維持改善に必要なアンシラリーサービス（調整力）必要量の確保」、「需給計画の精度改

善（計画誤差の縮減）」及び「再エネ・EV 導入拡大による系統への影響緩和」の 4 つの課題

が抽出された。それぞれの課題に関するインドの現状及び改善に向けたソリューションに

つき、以下の通り考察を行った。

需給バランス運用及びアンシラリーサービス調達方法の改善

第 3 章で論じた通り、インドにおいては電力供給不足の問題は解消に向かいつつあり、電

力供給の課題は量から質へと移ってきている。電力供給品質の主要な指標である周波数に

ついても、近年変動幅は縮小する傾向を示してきてはいるものの、基準周波数（現行は 49.90 Hz～50.05 Hz）を逸脱する時間が多く存在しており、また変動性再エネの導入量拡大が見込

まれることからも、周波数変動の更なる抑制に向けた方策を採ることが求められている。今後、より短い周期での周波数変動を抑制するニーズが増すと考えられることから、技術

的なソリューションとして、自動発電制御（AGC: Automatic Generation Control）の導入によ

り需給運用を改善していくことが推奨される。また、制度的なソリューションとして、現在

中央電力規制委員会（CERC: Central Electricity Regulatory Commission）を中心に検討中のア

ンシラリーサービス市場の導入に向けてより本格的な検討が進むことが望まれる。各ソリューションに関する、インドにおける取り組み状況及びこれまでの日本からの協

力もしくは今後の協力可能性について、以下に詳述する。

1）自動発電制御（AGC）の導入による需給運用改善

＜インドにおける取り組み状況＞第 6 章で論じた通り、インドではアンシラリーサービス（調整力）を調達する制度とし

て、RRAS（Reserves Regulation Ancillary Services）が導入されており、調整電源として指定

された発電所に対して、給電指令所（NLDC 及び RLDC）が 15 分単位での出力変動を指令

するものである。出力変動は手動で行われ、調整力の種類としては、低速三次調整力（下表

の slow tertiary control）に相当する。また一次調整力への対応として、発電設備への RGMO（制限運転制御）の実装が部分的に行われており、今後義務付けが強化される予定である。

POSOCO や CERC では、現行の RRAS よりも高速で応動する三次調整力（fast tertiary control）を調達すべく、調整電源に対して 5 分単位で手動で出力変動させる FRAS（Fast Response Ancillary Services）の導入に向けた検討を進めている31。これにより、より短い周期

の周波数変動を制御することを見込んでいる。ただし、より短い周期での周波数変動への対

応については、自動制御による二次調整力（secondary control）が必要となるが、インドにお

31 CERC “Pilot Project on 05-Minute Scheduling, Metering, Accounting and Settlement for Thermal/Hydro, and on

Hydro as Fast Response Ancillary Services (FRAS)” http://www.cercind.gov.in/2018/orders/08.pdf

134

いては、二次調整力の調達に向けた対応についてはまだ決まっていない。

表 9-1 インドにおけるアンシラリーサービスの区分


日本では、応動速度及び持続時間の異なる一次調整力、二次調整力、三次調整力を連携さ

せて、系統周波数の維持を行っている。以下にそのイメージを示す。

図 9-3 一次調整力、二次調整力、三次調整力の協調による周波数制御のイメージ

出所）OCCTO “第 17 回調整力及び需給バランス評価等に関する委員会” 資料 https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/2017/files/chousei_jukyu_17_02.pdf

＜日本からの協力＞「平成 30 年度新興国等におけるエネルギー使用合理化等に資する事業（インド・系統安

定化に関する調整力市場制度整備にかかる調査）」での調査結果を踏まえた日本からの提言

として、自動発電制御（AGC）の導入により二次調整力への対応も進めることを推奨した。 POSOCO によると、既に 5 つの RLDC の所管エリア内それぞれにおいて発電所に AGC を

実装したパイロットプロジェクトを進めているとのことだが32、今後二次調整力運用の本格

的な導入に向けて、少なくとも全ての RRAS 電源について AGC の実装を進めていくことを

32 https://posoco.in/download/cerc-order-in-the-matter-of-automatic-generation-control-agc-pilot-project/

135

目標に、日本の技術的知見の共有及び助言を行うことが可能である。

2）アンシラリーサービス調達の市場化（経済的最適化）

＜インドにおける取り組み状況＞現行の RRAS 制度では、POSOCO が毎月、各調整電源の発電原価に基づく調達価格を設

定し、これに基づき各電源が提供したアンシラリーサービスへの対価が支払われているが、

CERC では、これを取引市場での調達へと移行させることを検討している33。日本において

もアンシラリーサービスの調達については、2021 年以降、現行の調整力公募制度から需給

調整市場へと徐々に移行していくことを検討中であり、アンシラリーサービスの調達コス

トを経済的最適化する上で、インドにおけるこうした動きは妥当なものと考えられる。ただし、アンシラリーサービス市場に関するこれまでの検討状況を見る限り、理論的な合

理性を重視した概念的な市場モデルを検討するに留まっており、実際の導入に向けた検討

はまだ深まっているとは言い難い。

＜日本からの協力＞本事業の中で、アンシラリーサービス市場の導入に向けてインド国内での議論がまだ深

まっていないと思われる論点を以下の通り抽出し（詳細は第 6 章 6.1.2 参照）、これらの論

点を中心に CERC や POSOCO 等の主要なステークホルダーとの間で意見交換を行った。

CERC からは、今後の制度検討に向けてこうした指摘事項も考慮に入れていきたいとの回答

を得た。調整力必要量の確保（短期：十分な調整量が常に確保できることを担保）調整力必要量の確保（長期：調整力電源への設備投資に対する動機付け）電力取引市場と調整力市場の一体運営調整力供給のパフォーマンスに対する評価需要側のバランシング（ペナルティ・インセンティブ）との調和

需給バランス維持改善に必要なアンシラリーサービス（調整力）必要量の確保

インドにおいて今後電力供給品質の更なる改善を図る上で、アンシラリーサービス（調整

力）の量と質を確保していくことが今後一層重要な課題となると考えられる。第 3 章で述べ

た通り、インドでは発電電力量に占める石炭火力のシェアが圧倒的に大きいことから、当面

の課題として石炭火力の柔軟運転により調整電源としてより有効に活用することが求めら

れている。他方で、従来型電源の中でも石炭火力よりも調整電源として優れているとされる揚水発

電や天然ガス火力の電源の開発を推進することは、電源の多様化及び環境負荷軽減（温室効

果ガス排出削減）の観点からも望まれる。加えて、蓄電池等の分散型リソースの普及を促進し、これらを制御して調整力として活用

する新たな技術の導入も積極的に進めていくべきと考えられる。これらの調整電源及びリソースの必要性について第 7 章にて評価したのを踏まえ、イン

33 CERC “Discussion Paper on Redesigning Ancirally Services Mechanism in India”

136

ドにおける取り組み状況及びこれまでの日本からの協力もしくは今後の協力可能性につい

て、以下に詳述する。

3）（可変速）揚水発電所の開発

＜インドにおける取り組み状況＞水力発電、特に揚水発電は、出力変動の指令に対する応動性の速さという観点から、石炭

火力を含む火力発電機よりも調整力として優位性があるとされる。その中でも可変速揚水

発電は、発電及び揚水（下部ダムから上部ダムへの水の汲み上げ）の両方で出力調整運転が

可能なため、調整電源として優れて性能を有していると考えられる。中央電力庁（CEA: Central Electricity Authority）の 2017 年の資料によると、インド国内で

63 地点、96,524 MW の揚水発電の開発ポテンシャルがあるとされる。そのうち開発済み、

つまり既設の揚水発電は合計 9 地点、4,785.6 MW のため、容量ベースで見ると開発済みの

揚水発電は総ポテンシャルの 5%にとどまり、まだ相当の開発ポテンシャルが残されている

ことになる。

表 9-2 インドにおける揚水発電開発ポテンシャル

出所）CEA “Operationalization of Existing Pump Storage Plants (PSPs) and Related Issue” 会合資料（2017

年 6 月 28 日） http://www.cea.nic.in/reports/others/planning/resd/mom_pump_storage_plants.pdf（閲覧

日：2019 年 3 月）揚水発電の欠点としては、その特性上、ポテンシャルの地域的偏在があることに加え、火

力発電に比べて初期コスト（出力 kW あたりの設備投資額）が概して高く、費用回収に年数

を要することが挙げられる。そのため、インドにおいては、揚水発電所を開発及び所有して

いる事業者は国営及び州営にほぼ限定されている。また、上述した、アンシラリーサービス調達の取引市場化に関して、CERC のディスカッ

ションペーパーでは、アンシラリーサービス市場は卸電力取引市場と同様に、1 日前市場と

リアルタイム市場で運用することが望ましいとされている。揚水発電は初期投資が高く運

転費用が低いため、長期的に安定して固定費を回収できることが事業化の鍵を握るが、調整

力の取引が短期的な市場が主体となった場合、揚水発電建設の動機付けを失う恐れがある。

＜日本からの協力＞上記の CEA 資料によると、現在計画中の揚水発電プロジェクトは、着工済みの 2 地点、

1,080MW を含め、合計で 14 地点、10,510 MW 存在するとされる。このうち、West Bengal 州

137

の Turga 揚水発電所は、国際協力機構（JICA: Japan International Cooperation Agency）による

技術支援及び円借款供与により建設される 1,000MW の可変速揚水発電である。2018 年 11月に円借款貸付契約（L/A: Loan Agreement）の調印が行われ、2027 年 5 月に完成する予定

である。

表 9-3 インドで計画中の揚水発電プロジェクト

プロジェクト名州容量(MW) 実施主体進捗状況

1 Tehr PSS Uttarakhand 1,000 THDC Under Construction Commission: 2018-19

2 Koyna Left Bank Maharashtra 80 GoMWRD Under Construction Commission: 2018-19

3 Kundah Tamil Nadu 500 TANGEDCO DPR Prepared. Project taken up in 4 stages

4 Turga West Bengal 1,000 WBSEDCL DPR concurred by CEA

5 Lugupahar Jharkhand 2,800 DVC To be taken up Under S&I

6 Malshej Ghat Maharashtra 700 NPCIL & THDC IA yet to be signed with State Govt. DPR prepared

7 Humbarli Maharashtra 400 NPCIL & THDC Under S&I 8 Warasgaon Maharashtra 1,200 GoMWRD Under S&I 9 Chikhaldara Maharashtra 400 GoMWRD Under S&I

10 Sholayar I Kerala 810 KSEB Yet to be taken up Under S&I

11 Sholayar II Kerala 390 KSEB Yet to be taken up Under S&I

12 Poringal Kuthu Kerala 80 KSEB Yet to be taken up Under S&I

13 Sharavathy Karnataka 450 KPCL Under S&I 14 Varahi Karnataka 700 KPCL S&I likely to start soon

Total 10,510 出所）CEA “Operationalization of Existing Pump Storage Plants (PSPs) and Related Issue” 会合資料注） DPR: detailed porject report、S&I: survey and investigation、IA: implementation agreement

また、日本では、太陽光発電の大量導入にともない、春秋の低負荷期に昼間の残余需要（需

要から太陽光発電を差し引いたもの）が大きく下がる、いわゆるダックカーブ現象が既に発

生している。これにともない揚水発電の稼働も、従来の深夜に汲み上げを行い昼間に発電す

る方式ではなく、昼間に汲み上げを行い太陽光による発電を吸収し夜間に発電を行う方式

を採用する等、季節の需給状況に応じた運用方法の見直しが行われてきている。インドにお

いても同様のダックカーブ現象が将来発生する可能性があることから、こうした日本にお

ける揚水発電の新たな運用方法に関する知見を共有することも可能である。短期的なアンシラリーサービス市場の設立を検討する一方で、長期的に安定した固定費

回収が望まれる揚水発電の開発をどのようにして動機付けるかという課題については、日

本では、需給調整市場と容量市場の創設をほぼ同時期に行い、これにより、電源が提供する

調整力（ΔkW）と発電容量（kW）という 2 つの異なる価値が別々の市場で取引される制度

設計を進めており、こうした知見がインドにも共有することが可能である。

138

4）石炭火力発電の柔軟運用

＜インドにおける取り組み状況＞ CERC が 2016 年に発表した、インドグリッドコード（系統運用規則）（IEGC: The Indian

Electricity Grid Code）の第 4 次改定にて、中央政府管轄の発電設備及び複数州に供給する発

電設備は、技術的な最低出力を定格出力の 55%とすることが定められた。更に、MOP 及び CEA の連名により 2018 年 1 月に公表した調査報告書によると、2022 年

に再エネ導入量 175GW を実現するためには、400 MW/分の調整力を確保する必要があり、

そのためには、全ての調整電源が定格出力の 55%より更に低い最低出力で稼働できること

が必要であるとされている34。石炭火力は天然ガス火力に比べ、出力変動速度が遅く（上記の報告書では、石炭火力の標

準的な出力変動速度を定格出力の 1%/分、天然ガス火力は 3%/分としている）、また低稼働

出力で運転させると発電効率が大きく下がることから、調整電源よりはベースロード電源

に適した発電設備である。しかしながら、インドにおける電源構成に占める石炭火力の割合

が圧倒的に高いことから、再エネ導入拡大を視野に入れた調整力の更なる確保のためには、

石炭火力の更なる柔軟運用を検討していくことが必要となっている。

＜日本からの協力＞再生可能エネルギーの大量導入に伴う負荷追従運転等により既設石炭火力の熱効率の低

下の課題が発生するという課題への対策として、日本の高度な O&M 技術の導入による解決

策を提案することを目的に、現在、新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO: New Energy and Industrial Technology Development Organization）の予算により「平成 30 年度民間主導に

よる低炭素技術普及促進事業／戦略的案件組成調査／IoT を活用したリアルタイム監視に

よる火力発電所運転手法の高度化調査事業（インド）」を実施中である。本事業では、対象発電所の運転ビッグデータを利用し、運転データの分析による熱効率低

下原因の抽出、運用方法の改善、および設備改造による熱効率維持・向上方策を提案する。

今後同事業で得た知見を活かし、柔軟運転の実施が急務と考えられている発電所への横展

開が考えられ、石炭火力の柔軟運用の拡大の一助となりうる。

5）天然ガス火力の導入拡大

＜インドにおける取り組み状況＞天然ガス火力は、一般的に石炭火力に比べて出力変動速度が速く、低稼働出力での運転へ

の対応も容易であることから、調整電源として優位性があると考えられる。また、発電電力

量あたり温室効果ガス（GHG: Greenhouse Gas）の排出量も低いことから、環境対策面にお

いても優位性がある。ただし、第 3 章で述べた通り、インドの現状の電源構成においては、天然ガス火力、特に

輸入 LNG を用いたガス火力は石炭火力に比べて燃料コストが高く、近年は総発電電力量に

占めるシェアを低下させるなど、競争力を失いつつある。

34 MOP and CEA “Committee On Optimal Energy Mix In Power Generation On Medium And Long Term Basis”

https://powermin.nic.in/sites/default/files/webform/notices/Report_of_the_Committee_on_optimal_energy_mix_in_power_generation_on_medium_and%20long_term_basis.pdf

139

上述した、MOP 及び CEA による報告書では、天然ガス火力をピーク対応電源及び調整電

源としてより有効に活用することを提言している。それを妨げる弊害として、天然ガスの卸

購入契約が固定的かつ硬直的になっていることを挙げており、電力需給の変動に応じて天

然ガスの消費量を柔軟に変動できるよう、卸購入契約の見直しを進めることが必要である

と指摘している。

＜日本からの協力＞ 2018 年 5 月の第 9 回日印エネルギー対話共同声明にて、LNG の市場取引を通じた天然ガ

ス需給の流動性及び柔軟性を高めるべく、両国間で協力していく旨、合意された。この流れ

を受け、インドを含むアジア諸国に対して、LNG バリューチェーン研修プログラムが提供

されている。

6）分散型リソース（蓄電池等）の活用

＜インドにおける取り組み状況＞分散型のエネルギーリソース、中でも蓄電池は、従来型の電源よりも応動性に優れている

ことから、蓄電池が大量に普及し、またこれらを制御して系統に調整力を提供する技術が導

入されることによって、電力系統の安定化に大きく寄与することが期待できる。インドでは、系統安定化を目的とした蓄電池の活用はまだ本格的には始まっていなく、第

7 章で述べた通り、デリー地域の配電事業者が試験的に系統用蓄電池を設置し始めた段階に

ある。需要側設備への蓄電池設置については、若干数の事例が存在する模様であるものの、

その多くが系統からの供給遮断時のバックアップとして、無停電電源装置（UPS: Uninterruptible Power Supply）と同様の用途で導入されたものであり、系統へのサービス提供

を目的としたものではない。他方で、第 5 章で述べた通り、インドでは EV の導入に関する野心的な見通しを掲げてお

り、EV充電インフラの普及及び仕様の標準化に向けた取り組みを進めているところである。

EV充電器を通じて車載用蓄電池が系統に接続され、系統からの指令に応じて充放電を行う、

いわゆる V2G がインドで普及すれば、アンシラリーサービス（調整力）のリソースとして

大きな役割を果たすことが期待される。蓄電池の導入コストが依然として従来型電源よりも高いことが最大の課題となっており、

本格的な普及にはまだ相応の年数が掛かると想定されるものの、今後の技術開発及び大量

生産にともない徐々にコスト低減が進むことで、普及の後押しになることが予想される。

＜日本からの協力＞ EV 等の蓄電池を用いた仮想発電所（VPP: Virtual Power Plant）のインドでの事業性を確認

すべく、現在、NEDO の予算による調査事業として、「エネルギー消費の効率化等に資する

我が国技術の国際実証事業／再生可能エネルギー導入促進のための EV 等の分散エネルギ

ー資源を活用した VPP 実証事業（インド）」を実施中である。現在はフィージビリティスタ

ディの段階だが、この調査の結果、VPP の事業性に目処が付けば、その後に本格的な実証事

業に移行する予定である。

140

需給計画の精度改善（計画誤差の縮減）

需給バランスの改善及び系統周波数の安定化に掛かる課題として、上述の通り、需給バラ

ンスを維持するための調整力を質・量ともに確保することに加え、需給のインバランスが発

生するのを回避させるための方策の強化も挙げることができる。インドでは、配電事業者が

電力小売供給も行っており、これら配電事業者が小売向けに調達した供給力が実際の需要

からできる限り乖離しないよう運用を行うことが鍵を握る。需給のインバランスが発生する原因はいくつか考えられるが、まず第 1 に、インバランス

を決済する料金制度であるインバランス料金制度（DSM: Deviation Settlement Mechanism）制

度が、配電事業者の規律維持を動機付けるのに必ずしも十分でない可能性が高く、更なる制

度見直しが必要かもしれないことが挙げられる。需給インバランスに関するもう一つの課題として、一部の配電事業者で需要予測の精度

に難を抱えていて、実績との乖離が生じている問題も挙げられる。これらの配電事業者につ

いては、予測手法改善のための取り組みが必要と考えられる。また、再生可能エネルギーの出力変動については、州単位で予測と実績との乖離について

評価され、予測誤差が生じた場合は同様に DSM が適用されるが、再エネの出力予測の精度

が低いまま再エネの導入量が拡大していった場合、系統全体の需給インバランス維持に悪

影響を及ぼす恐れがある。再エネ出力予測手法の改善に対するニーズは今後強まってく行

くと予想される。これらに関して、インドにおける取り組み状況及びこれまでの日本からの協力もしくは

今後の協力可能性について、以下に詳述する。

7）インバランスに対するインセンティブ・ペナルティの強化

＜インドにおける取り組み状況＞インドの配電事業者が需給バランスを維持するための一般的なプラクティスとして、ま

ずベースとなる供給力については長期相対の電力購入契約（PPA: Power Purchase Agreement）で一定量確保した上で、それを上回る需要分については、日々時々刻々と必要量が変動する

ため、短期契約や卸電力取引市場からの調達、他事業者との融通等にて確保する。こうして、

前日に系統運用者（州給電指令所（SLDC: State Load Dispatch Centre）及び地域給電指令所

（RLDC: Regional Load Dispatch Centre））に対して需給計画（スケジューリング）を提出し、

更に当日に需給計画の見直しを行い最終確定させるが、実績として需要と供給との間にイ

ンバランスが発生した場合、DSM 制度に基づき、系統全体のインバランス（系統周波数の

偏差）と個別事業者の需給乖離に基づき、インバランス料金が決定され、決済される。ここで、不足インバランスに対するインバランス料金が、市場で調達する価格よりも低い

場合、配電事業者は、敢えて需給バランスに務めるよりも不足インバランスを発生させる動

機付けが働くという問題が生じる。こうしたモラルハザードが、2012 年の大停電の一因と

なったとの指摘もあり、以降、需給バランス維持に向けた規律強化を目的に、DSM の見直

しが図られてきた。2018 年 11 月に行われた最新の改定では、繰り返し不足インバランスを

発生させる事業者に対する罰則を強化するとともに、インバランス料金を市場価格に連動

させることにより、両者間で逆ざやが生じないようにしたものである制度見直しの成果を評価するにはまだしばらくモニタリングを要するものの、第 6 章で

141

も述べた通り、需給インバランスに対するインセンティブ及びペナルティについては、今後

更なる改善の余地があると考えられる。少なくとも、2018 年前の制度改定前の実績を見る

限り、系統周波数の変動が上方よりも下方に発生する傾向が依然として見られ、これはすな

わち、余剰インバランスよりは不足インバランスを発生させる動機付けが依然として残っ

ている可能性を示唆している。DSM 料金の単価の上限が 8 INR/kWh に押さえられているこ

と、特に需給の逼迫時においてインバランス料金が市場価格を有意に上回らないもしくは

逆転する可能性があることから、需給バランス実績への影響について注意深くモニタリン

グする必要があると考えられる。

＜日本からの協力＞本事業の中で、現行の DSM 制度に掛かるレビューを行い、日本におけるインバランス料

金制度も参照しつつ、今後の更なる改善に向けた論点を以下の通り抽出し（詳細については

第 6 章 6.2.2 参照）、CERC や POSOCO 等の主要なステークホルダーとの間で意見交換を行

った。アンシラリー市場制度設計に関する意見交換と同様、CERC からは、今後の制度検討

に向けて指摘事項についても考慮に入れていきたいとの回答を得た。需給バランスの規律を維持するためのインセンティブ強化インバランス料金単価とアンシラリーサービス調達コストとの連動強化余剰インバランスへの支払いによるバランス是正の可能性検証価格シグナルとしての卸電力取引市場（スポット市場）の役割強化

8）需要予測の精度改善

＜インドにおける取り組み状況＞上述の通り、DSM については更なる改善の余地が残されていると考えられるものの、配

電事業者のインバランスを回避する規律を維持するための動機付けとしては強化されつつ

ある。しかしながら、配電事業者側の課題として、そもそもの需要予測の精度が高くないた

め、結果として実績との乖離が生じてインバランスを回避しきれないという問題もあると

考えられる。本事業内でいくつかの配電事業者と意見交換した結果、需要予測の精度に対する問題意

識については配電事業者によって温度差があったものの、特に需要規模が小さい事業者ほ

ど個別の需要家の想定外の需要変動が全体の需給バランスに影響を与えるため、需要予測

の精度改善を課題として認識しているようであった。

＜日本からの協力＞日本では、複数の小売事業者や発電事業者がバランシンググループ（BG）を組成し、BG

を主催する事業者が代表となって BG 単位での需給を管理することによりインバランスの

発生を回避する制度が導入されている。インドでは、各州が 1 つの単位となって BG に似た需給管理グループを構成しており、州

の SLDC が BG の主催者に似た役割を担っている。日本の BG における需給予測手法や、事

業者間での融通の手法等については、参考になると考えられる。ただし、これまで現地ステ

ークホルダーと意見交換してきた限りでは、こうしたニーズは一部の配電事業者に限られ

ていることから、今後の日本からの協力としては優先度が低いと考えられる。

142

9）再エネ出力予測の精度改善

＜インドにおける取り組み状況＞再エネの導入拡大にともない、再エネ出力の予測と実績との乖離が需給バランスの維持

に影響を及ぼす可能性が高いと考えられる。再エネ出力の予測誤差は州単位で評価され、需

要の予測誤差と同様に、DSM 制度に基づき、州全体での再エネ予測誤差に基づきインバラ

ンス料金精算が課される。 CERC が定めた DSM 規則によると、各州にて 15 分単位で許容される需給インバランス

を需給計画（スケジューリング）に対して最大で±12%もしくは±150MW のいずれか小さ

い方と規定しているが、特例として、太陽光および風力の導入量が 1,000MW～3,000MW の

州については、最大で±200MW、3,000MW を上回る州については、±250MW まで乖離す

ることを許容している35。しかしながら、この許容範囲に収まったとしても乖離に応じてイ

ンバランス料金が発生することには変わりはなく、また、乖離に対する DSM 料金は、需要

予測誤差と再エネ予測誤差を合わせて州全体で課されるため、結果として州内の再エネ予

測誤差による DSM 料金の負担が配電事業者にしわ寄せされているとの主張もある36。

＜日本からの協力＞日本では、各供給エリアの系統運用者が主体となって、エリア内の再エネ出力の予測精度

向上に取り組んでいる。「平成 30 年度新興国等におけるエネルギー使用合理化等に資する

事業（インド・系統安定化に関する調整力市場制度整備にかかる調査）」の中でも、POSOCOや MOP 等、インドの主要ステークホルダーより、再エネ出力予測精度改善に対する関心が

示されており、日本の知見を共有することは可能である。

35 CERC “Deviation Settelement Mechanism and Rlated Matters”

http://www.cercind.gov.in/2016/regulation/14.pdf 36 Tata Power “Preparedness & issues for DSM Implementation”

http://www.mercindia.org.in/pdf/Order%2058%2042/DSM%20Preparedness-Implementation_Tata%20Power_12022019.pdf

143

図 9-4 東京電力パワーグリッドにおける再エネ出力予測システム

出所）東京電力パワーグリッド資料

再エネ・EV 導入拡大による系統への影響緩和

太陽光発電や風力発電等の変動性再生可能エネルギー（VRE: Variable Renewable Energy）は、発電にともない発生する可変費（限界費用）がほぼゼロであることから、普及拡大の初

期段階においては、優先的に系統に接続し、出力変動については他の発電機による調整力で

吸収することが望ましいと考えられる。しかし、導入量がある一定水準を超えると、再エネ

出力変動を吸収するための火力発電等の調整力が不足し、系統安定に支障が生じる恐れが

ある。加えて、再エネの導入拡大により一部の電力系統では容量の上限を上回る接続希望が

出ることも予想される。一般的に系統の容量増強には長い年数を要し、また相応の設備投資を必要とする。そのた

め、むしろ系統の容量制約を前提として、その時の系統の空き容量の状況を考慮して再エネ

の系統接続を条件付きで認めるルールを整備する方が合理的である場合も考えられる。また、再エネ導入拡大が原因で系統の増強が必要となった場合、受益者負担の観点から、

再エネ発電事業者に適切な費用負担を求めるルール作りも必要となる。 EV に関しては、導入拡大により充電需要が系統全体のピーク需要の先鋭化をもたらす可

能性が懸念される一方、6）でも述べた通り、系統に接続された車載用蓄電池を系統側から

制御することにより、系統安定化のための調整力として活用することも考えられる。太陽光発電の系統接続に関するもう一つの課題として、回転体を用いた発電機ではない

ことから、慣性の機能が働かないという問題が挙げられる。これに対する技術的なソリュー

ションとして、太陽光発電と系統との間に介在するパワーコンディショナにこの機能を疑

似させる研究開発も進んでいる。これらに関しては、インドではまだ大きな課題として顕在化はしていないものの、今後の

日本からの協力可能性について、以下に詳述することとする。

144

10）系統の空き容量を考慮した、再エネの系統接続ルールの整備（コネクト＆マネージ）

＜インドにおける取り組み状況＞系統の空き容量の状況を考慮して再エネを含む発電設備の系統接続を条件付きで認める

ルール、いわゆるコネクト＆マネージについては、海外諸国の事例を参照に、日本国内でも

検討が進められているところである。 OCCTO（電力広域的運用推進機関）では、コネクト＆マネージの類型として、「N-1 電制」

（電力設備の 1 箇所が故障した場合、電源制限を行うことにより N-1 基準に基づく空き容

量を確保することを条件に接続を認める）及び「ノンファーム型接続」（平常時であっても、

系統の運用容量を上回る場合は指令により電源抑制を行うことを条件に接続を認める）の 2種類を挙げている。

また、九州エリアでは、軽負荷期に需給の制約が生じることが予測される場合、前日通告

に基づき、再エネ発電に対する出力制御を既に始めている。コネクト＆マネージの導入に関

する検討を踏まえ、系統状況次第で出力制御を行うことを前提とした再エネ接続が今後更

に拡大することも考えられる。

図 9-5 コネクト＆マネージの類型（N-1 電制及びノンファーム型接続）

出所）OCCTO 第 27 回広域系統整備委員会資料本事業の中で、インドの主要ステークホルダーと議論した限りでは、現時点ではインドは

まだ可能な限り再エネを導入拡大していくという方針であり、系統の空き容量の状況を考

慮して再エネの系統接続を条件付きで認めるルールを検討するのはまだ先の話と考えてい

るようであった。しかし、インドの電力需要は引き続き高い成長率で伸び続けている一方で、系統の容量増

強には相応の年数を要することから、今後の再エネ導入拡大如何に拘わらず、需要の伸びに

系統の増強が追いつかず、変動性の再エネ電源についてはこうしたコネクト＆マネージの

考え方を検討することもいずれ必要になると考えられる。

＜日本からの協力＞現時点ではインド側のニーズは高くないものの、長期的な観点から、日本での経験や検討

状況につき意見交換を行うことは可能である。

Ｎ－１電制ノンファーム型接続

145

11）再エネ導入拡大に伴う系統増強費用の負担に関するルールの整備

＜インドにおける取り組み状況＞上述の通り、インドにおいては、再エネの系統接続の増加により系統容量上の制約が生じ

る状況はまだ先であると考えられるものの、2019 年 2 月 20 日にデリーで開催された、資源

エネルギー庁とインド電力省との間での会合において、インド側出席者からは、再エネ導入

拡大にともなう系統接続費用の負担に関するルールの整備について関心があるとの発言が

あった。詳細な背景事情に関する説明はなかったが、再エネ電源との接続のために系統を新たに

延伸した場合、もしくは局地的に系統の更新を行った場合等の費用をどのように負担する

かにつき、まだルールが確立していないと推察される。一般論としては、特定の限られた数の系統利用者（発電設備もしくは需要設備）との接続

だけのために系統を新設または増強する場合、受益者はその特定の系統利用者に限定され

ると考えられるため、その系統の新設・増強に要する費用のうち一定額を超える分について

は当該の系統利用者が負担すべきとされる。他方で、不特定多数の系統利用者に便益をもた

らす系統増強に掛かる費用については、託送料金原価に加算して広く薄く費用回収すべき

とされる。日本では、前者を「特定負担」、後者を「一般負担」と呼ぶ。ただし、その中間として、特定の系統利用者のために新設・増設した設備であっても、結

果として他の不特定多数の系統利用者も便益を得られる事例も多く存在する。日本では、こ

うした事例につき、「設備更新による受益」（容量増強により既設の設備更新が早まったこと

による便益は一般負担）、「設備のスリム化による受益」（設備増設により撤去可能な設備が

生じた場合、設備スリム化による便益は一般負担）、「供給信頼度等の向上による受益」（新

増設により設備が冗長化され供給信頼度が増したことによる便益は一般負担）に分類した

上で、受益の割合に応じて費用を一般負担と特定負担とに配分する手法が採用されている。

費用負担のあり方に関する指針は、現在は OCCTO によって定められている。

図 9-6 特定負担と一般負担の区分（イメージ）

出所）東北電力株式会社「宮城県鳴子岩出山エリアにおける電源接続案件募集プロセスの概要につい

146

て」（2016 年 7 月） http://www.tohoku-epco.co.jp/jiyuka/03/mi_naru7.pdf（閲覧日：2019 年 3 月）

＜日本からの協力＞日本での費用負担ルール等につき知見提供を行うことは可能である。

12）系統運用者からの指令に基づく EV 充電の制御（スマートチャージング、V2G）

＜インドにおける取り組み状況＞ 6）で述べた通り、インドでは EV の導入に関する野心的な見通しを掲げている。一般の

乗用車における EV 普及はまだしばらく掛かると思われるものの、バスや 3 輪車タクシー

（オートリキシャ）等の業務用車においては、まだ一部の動きながら、EV の導入が徐々に

始まったところである。

＜日本からの協力＞先述の通り、V2G（Vehicle-to-Grid）技術を使った VPP の実証事業に向けたフィージビリ

ティスタディが現在行われているところである。

13）慣性問題に対応した、太陽光発電用インバーターの導入

＜インドにおける取り組み状況＞水力発電や火力発電等、従来型の発電機は回転体を用いて発電を行っており、出力の増減

は回転体の加速及び減速にて行われるため、出力が滑らかに変動する。これにより、発電機

の出力増減が生じても系統周波数の急激な変動は抑える効果が得られている。これを慣性

（inertia）と呼ぶ（表 9-1 の一番左の Inertial がこれに相当）。他方、太陽光発電は、パネルで発電された直流の電気をパワーコンディショナ（PCS: Power

Conditioning System）にて交流に変換・成型した上で、系統に対して送電している。このた

め、回転体の発電機と異なり慣性の機能がなく、天候の変更次第で出力が急速に増減すると

いう特徴がある。このため、今後太陽光発電が占めるシェアが大幅に増えた場合、逆に慣性

の機能を有する発電機の系統接続が減少することにより、短時間で周波数が大きく変動す

る可能性が考えられる。インドにおいては、まだこのような現象が顕在化してはいないと推察されるものの、本事

業の中で現地のステークホルダーと意見交換を行う中で、太陽光発電のシェアが拡大した

場合の慣性の問題について日本ではどのように対策を考えているのかという質問を幾度か

受け、関心が高い事項であることを伺わせた。

＜日本からの協力＞太陽光発電の大量導入による系統への影響を軽減すべく、PCS に擬似的な慣性制御を持

たせる等、様々な機能を実装した、スマートインバータ（smart inverter）の開発が進められ

ている。日本ではまだ研究段階だが、先行する米国の事例等を含めた情報共有は可能である。

147

図 9-7 スマートインバータによる擬似的な慣性制御（イメージ）

出所）NREL (The National Renewable Energy Laboratory) “Integrating More Solar with Smart Inverters” https://www.nrel.gov/docs/fy18osti/71903.pdf（閲覧日：2019 年 3 月）

9.2.2 送配電系統における供給品質に掛かる課題及びソリューション

前節で述べた需給バランスに掛かる状況に掛かる調査に加え、電力供給の安定化に資す

るもう一つの構成要素である、送配電系統における供給品質に関する課題についてもイン

ドの現状について調査を行い、「電圧制御の改善（送電系統）」及び「配電系統の高度化」の

2 つの課題が抽出された。それぞれの課題に関するインドの現状及び改善に向けたソリュー

ションにつき、以下の通り考察を行った。

電圧制御の改善（送電系統）

2017 年 5 月から 2018 年 1 月の間に全 5 回、日印系統専門家会合が開催され、系統運用技

術に関わる幅広い技術導入の可能性について議論が交わされた。その中で、POSOCO や PGCIL 等、インド側出席者からは、同国の電力系統が抱える大きな問題の 1 つとして、需

要増加に伴う常時の電圧低下などの課題が局地的に発生しているとの課題が挙げられた。これを受け、2018 年 1 月開催された第 5 回専門家会合にて、電圧対策機器導入の有効性

に関する調査を行う旨、両国間で合意し、日本からの協力プログラムとして、「平成 30 年度

質の高いエネルギーインフラの海外展開に向けた事業実施可能性調査事業（インド国への

電圧制御装置・無効電力補償装置の導入を見据えた系統解析に基づく最適な無効電力マネ

ジメントに関する事業可能性調査）」が実施されることとなった。灌漑用ポンプを利用する農村地域において農繁期における電圧低下が常時、発生すると

のインド側からの情報を踏まえ、同調査では、代表的な事例としてパンジャブ州を対象地域

とし、無効電力制御（VQC: Voltage and Reactive Power Control）の導入効果に関する基礎調

査を実施した。

148

1）電圧安定化のための無効電力制御（VQC）の導入

＜インドにおける取り組み状況＞インドではこれまで、電圧対策として静止型無効電力補償装置（SVC: Static Var

Compensator）を設置し、無効電力の過不足を補償する対策を取ってきた。SVC は、変電所

の母線電圧の変動に反応して迅速に無効電力の過不足を調整する装置であり、無効電力を

即応的・連続的に調整することが可能なため、電圧低下対策として有効な手段であると考え

られる。その一方、SVC は設置コストが 1 台あたり数十億円と非常に高額な装置であり、特に発

展途上国においては広域的に展開することが極めて難しいという欠点が挙げられる。その

ため、SVC の設置箇所はエアコンの普及により同様の問題を抱えているデリー等、重点地

域に限られてきた。パンジャブ州においては、グリッドコードで規定された電圧の範囲内に収めるべく、作業

員が分路リアクトル（shunt reactor）や分路コンデンサ（shunt capacitor）を手動で操作する

ことで対応していた。

＜日本からの協力＞ VQC は日本で開発された装置で、SVC より簡易なシステムで安価なであることが特徴で

ある。VQC の機能は、変圧器の 1 次側（高圧側）と 2 次側（低圧側）の母線電圧を常時計

測し、電力用コンデンサーとリアクトルの投入量、変圧器タップ位置を自動制御することに

より、1 次側、2 次側双方の母線電圧を一定の範囲内に抑え込むというものである。

図 9-8 VQC の機能

出所）東京電力パワーグリッド資料「平成 30 年度質の高いエネルギーインフラの海外展開に向けた事業実施可能性調査事業

（インド国への電圧制御装置・無効電力補償装置の導入を見据えた系統解析に基づく最適

な無効電力マネジメントに関する事業可能性調査）」においては、中央政府及びパンジャブ

州の主要ステークホルダーに対し、VQC の仕組みについて説明するとともに、パンジャブ

州における電圧変動の現状について分析を行った。これを踏まえ、VQC を導入するパイロットプロジェクトの実施に向け、より詳細な FS を

行うべく、インド側関係者に対して提案を行った。

149

配電系統の高度化

インドにおいては、電源の絶対量が不足していることによる供給遮断は解消に向かいつ

つあり、電力の供給品質の改善へと重要な課題はシフトしつつある。発展途上国に共通して見られる傾向として、電力インフラの改善の優先順位として、まず

最上流である電源の確保に対して資金が投入され、次いで電力系統の中でも上位側の送電

系統の更新に向けた施策が採られることが一般的であり、下流に当たる配電系統の高度化

に向けた取り組みは遅れがちである。インドにおいても同様で、上述の通り、送電系統における電圧変動の問題は抱えており更

なる改善の余地はあるものの、配電系統の改善に向けた取り組みは更にそれより遅れてい

ると考えられる。第 3 章の統計データからも伺えるとおり、系統の上位レベルにおいては、

供給力不足の問題は解決しつつあるにもかかわらず、一部の地域では依然として長時間の

平均停電時間（SAIDI: System Average Interruption Duration Index）を記録しており、このこと

からも、停電の原因となる電力供給システムの脆弱性は、下流の配電系統に起因するものが

多いと推察される。他方で、「点」のインフラである発電や「線」のインフラである送電に比べ、配電系統は

より面的にかつ広域に展開されていることから、設備更新や運用方法の改善策を導入して

も短期で効果を確認することは難しく、息の長い取り組みが求められる。また、第 8 章で分

析した通り、小売電気料金が低廉に抑えられていることによるしわ寄せが配電事業者の貧

弱な財務状況という形で現れており、こうした問題を抜本的に改善しなければ、配電系統の

設備の高度化に向けた大規模な資金投入は容易ではないことにも留意する必要がある。こうした状況を踏まえ、インドにおける配電系統の高度化に向けたソリューションとし

て、電力供給品質に対するニーズが特に高い都市近郊部を優先して配電系統の更なる高度

化（スマートグリッドの導入）を図ること、及び地方部を含めたより広域的な対策として、

配電系統での電圧安定化を通じた供給品質の改善の 2 点を挙げる。

2）配電系統におけるスマートグリッドの導入

＜インドにおける取り組み状況＞インドの電力供給事情は都市部と地方部とで様相が大きく異なっており、デリーやムン

バイ等の大都市圏においても停電は発生するものの比較的短時間で復旧するのに対し、地

方部では慢性的に長時間の停電が発生する地域がまだ多く存在する。顕著な事例として、インド最大の人口を擁する Maharashtra 州ムンバイにおいては、民間

の電気事業者である Tata Power や AEML が電力供給を行っており、電力供給品質もインド

で最も高いと言われているのに対し、海を挟んだ東の対岸に位置するナビムンバイ地域で

は、州営配電事業者 MSEDCL が供給を行っており、同地域に工場を置いている日系企業に

よると、週に数時間の停電が発生することが常態化しており、非常用発電機の稼働が不可欠

とのことであった。第 8 章で分析した通り、ムンバイ地域を供給エリアとする Tata Power とその他の地域に供給している MSEDCL とでは、販売電力あたりの平均収入単価に倍近い開

きがあり、こうした財務状況の差が電力供給品質の差にも反映されていると考えられる。他方で、地理的な制約によりムンバイは都市として飽和状態に近く、ナビムンバイ地域へ

都市圏が拡張しつつある中、同地域での貧弱な電力供給が、今後の発展の支障となる恐れが

150

ある。こうした、大都市近郊のまだ電力供給インフラに課題を残す地域の中で、特に高品質の電

力供給に対するニーズが高い地点に限定し、スマートグリッドの技術を用いた配電系統（都

市型マイクログリッド）を形成することは一考に値する。ただし、州営配電事業者ではこう

した設備投資を行う財務的余力が十分でなく、またユニバーサルサービスの観点から、特定

の地域に限定して高い電気料金を設定することは困難であることから、民間事業者が配電

事業のライセンスを取得して事業を行うことが前提となる。インドにおいては、このように、既存の配電事業者の供給エリアの一部を切り出して別の

事業者が配電事業のライセンスを取得することは制度的には可能だが、ライセンス取得に

向けた既存配電事業者との調整や電気料金の設定における事業者の裁量等、更なる政策的

な後押しが必要と考えられる。

＜日本からの協力＞日本では東日本大震災以降、レジリエンス対策としてのマイクログリッド技術に対する

国内の関心が高まり、こうした事業継続計画（BCP: Business Continuity Plan）の要素も取り

入れたスマートコミュニティやマイクログリッドの実証が実施されている。こうした知見

をインド側に披露することが可能である。またそれより前から日本では、1996 年の電気事業法改正以降、限定した地域を供給エリ

アとして電力供給事業を行う特定電気事業制度が存在する。日本の特定電気事業制度は、一

般電気事業者が供給する域外よりも高品質な電力供給を実現することを目的としたもので

はないが、電力需給管理に関する技術等を共有することも可能である。

3）配電レベルでの電圧安定化

＜インドにおける取り組み状況＞インドの大都市部においては、環状の配電系統（ring network）が形成され、N-1 基準に基

づく設備形成がほぼ達成できているのに対し、地方部においては、放射状系統（radial network）が一般的である。特に農村部においては、配電系統の末端に灌漑用ポンプが接続されている

場合、ポンプの稼働により電圧降下が発生し、周辺の他の需要設備ににも悪影響を及ぼすこ

とが多いと思われる。対策としては、配電系統の昇圧（末端需要に近いところまでより高い供給電圧の配電線に

張り替え）、配電用自動変圧調整器（SVR: Step Voltage Regulator）の設置による電圧調整等

が挙げられる。また、第 6 章で紹介した、農業用需要とその他需要とで供給するフィーダーを分離する方

策（feeder separation）は、配電事業者が需給対策上、負荷遮断が必要な時に、対象を農業用

需要に限定し、その他の負荷への影響を回避することを目的としたものだが、灌漑用ポンプ

の稼働による電圧降下の影響が住宅用需要等に波及するのを緩和する効果もあると考えら

れる。

＜日本からの協力＞本事業の中では、地方部を供給エリアに持つ配電事業者との意見交換を行う機会がなか

ったため、実際のニーズについては確認できていないが、以前には、高圧配電線の整備によ

151

る電力供給安定化と配電ロス低減を目的とした、JICA による円借款事業「アンドラ・プラ

デシュ州農村部高圧配電網整備事業」が実施されており（2011 年調印）、同様のニーズは他

地域でも存在すると推測される。

152

9.2.3 電力供給品質改善に向けたソリューション（まとめ）

上述した 16 のソリューションにつき、インドにおける現状及び日本からの協力状況また

は今後の協力可能性につき、下表の通り整理する。

表 9-4 電力需給バランス維持に掛かるソリューション（まとめ）

ソリューションインドにおける現状日本からの協力

自動発電制御

（AGC）の導入

• インドでは低速三次調整力（slow tertiary reserves）に相当する調整力のみしか存在しな

い（15 分単位の手動での調整） • より短周期での周波数変動の対応として、AGC

導入による二次調整力の調達が期待される

現在実施中のアンシ

ラリー市場に係る調

査に基づき、継続調

査を提案中

アンシラリーサ

ービス調達の市

場化（経済的最

適化）

• 67 か所の州間発電所でアンシラリーサービス

（調整力）の提供が義務付けられる（価格設定

は発電原価に基づく） • 経済性の最適化に向けては、市場価格に即した

アンシラリーサービスの調達が求められる

アンシラリーサービ

ス市場の実装支援に

ついて CERC と議論

（可変速）揚水

発電所の開発

• 火力発電と比較して出力変動の指令に対する応

動性が速く、調整電源としての優位性が高い • インドでは更なる開発ポテンシャルが存在する • 火力発電と比べて初期投資コスト（出力 kW あ

たりの設備投資額）が比較的高い

Turga 揚水発電所建

設プロジェクトで

JICA の円借款貸付契

約に調印済み（2018年 11 月）

石炭火力発電の

柔軟運用

• インドの電源構成の大半を占める既存の石炭火

力発電所を利用することで、安価に調整力の提

供が可能である • 低稼働出力での運転による発電効率の低下が懸

念される

NTPC をカウンター

パートとした調査を

実施中

天然ガス火力の

導入拡大

• 石炭火力発電より出力変動速度が高く、低稼働

出力での運転にも対応する • 燃料コスト（輸入 LNG）が高いため、総発電量

に占めるシェアが低下している

LNG バリューチェー

ン研修プログラムの

提供

分散型リソース

（蓄電池等）の

活用

• 従来型電源と比較して導入コストが依然高価だ

が、充放電制御システムと組み合わせて用いる

ことで（リソースアグリゲーション）、高い柔

軟性を有する • EV の導入により、分散型エネルギー源による

電源貯蔵が可能である • サービス提供には制度の整備が必要とされる

V2G 技術を活用した

VPP の導入に係る

FS を実施中

インバランス

（計画誤差）に

対するインセン

ティブ・ペナル

ティの強化

• DSM 制度の導入後、数年経過。2018 年 11 月に

行われた最新の改定では、市場価格に連動した

インセンティブ・ペナルティ料金の設定に関す

る記述が含まれる • 需給バランス実績への影響について注意深くモ

ニタリングする必要がある

インバランス決済

（DSM）に係る論点

を CERC と議論

153

需要予測の精度

改善

• 一部の配電事業者では、需要予測の精度に難を

抱えており、1 日前市場と実績の乖離が生じて

いる

必要性はあるが、未

だ限定的であるため

優先順位は劣後

再エネ出力予測

の精度改善

• 変動性再エネの大量導入に伴い、再エネ出力予

測と実績との乖離が需給バランスの維持に影響

を及ぼすことから、綿密な再エネ予測が求めら

れる

日本の取り組み事例

を紹介可能

系統の空き容量

を考慮した、再

エネの系統接続

ルールの整備

• 再エネ導入を最大化するために、系統の空き容

量の状況を考慮した再エネの系統接続ルールの

整備が必要とされる

将来的な議論事項で

あり、現時点では優

先順位は劣後

再エネ導入拡大

に伴う系統増強

費用の負担ルー

ルの整備

• 系統増強費用として、特定の限られた系統利用

者（再エネ発電事業者等）に負担させる「特定

負担」、または託送料金の一部として広く薄く

一般に負担させる「一般負担」等の制度の整備

が必要である

日本の取り組み事例

を紹介可能

系統運用者から

の指令に基づく

EV 充電の制御

• 負荷の急激な増大を回避するための EV スマー

ト充電の導入が考えられる • 系統安定化対策として EV の蓄電池を活用する

先進技術の実装（アンシラリーサービス、需給

調整サービス等）が考えられる

V2G 技術を用いたフ

ィージビリティスタ

ディを実施中

慣性問題に対応

した、PV 発電

用インバーター

の導入

• 太陽光発電の大量導入による系統への影響の低

減策として、PCS に疑似的な慣性制御を持たせ

るスマートインバーター等の技術の実装が考え

られる

日本の技術や取り組

み事例を紹介可能

注）青枠の項目は技術的ソリューション、赤枠の項目は制度的ソリューションを表す。

表 9-5 送配電系統における供給品質に掛かるソリューション（まとめ）

ソリューションインドにおける現状日本からの協力

電圧安定化のた

めの無効電力制

御（VQC）の導

入

• 電圧安定化に向けた、無効電力の供給管理が必

要とされる

VQC の導入に向けた

フィージビリティス

タディを実施中

配電系統におけ

るスマートグリ

ッドの導入

• 停電の影響を最小化するために、配電系統の自

動遠隔制御が求められる • 先進メータリングインフラ（AMI）等を活用し

た配電系統の潮流のモニタリングが必要とされ

る

都市部ではすでに進

展済み/ 農村部でのニーズは

確認が必要

配電レベルでの

電圧安定化

• 貧弱な配電系統では、灌漑用ポンプ等、末端の

需要により電圧変動の影響を受ける • 電圧安定化に資する方策が必要とされる

都市部での優先度は

劣後/ 農村部でのニーズは

確認が必要

注）青枠の項目は技術的ソリューション、赤枠の項目は制度的ソリューションを表す。

154

9.3 今後重点的に取り組むべき施策（政策提言）

前節で述べた、電力供給高品質化に資する各種ソリューションに関する評価を踏まえ、日

本からインドに対する政策提言として、今後重点的に取り組むべき施策につき、以下の３点

に整理した。 I. 再エネの系統統合を考慮に入れた、需給バランス運用の強化

II. 送配電系統の高度化

III. 分散型リソース（EV 蓄電池等）を用いた先進的な技術の導入

各施策の具体的な内容につき、以下に詳述する。

9.3.1 再エネの系統統合に向けた、需給バランス運用の強化

今後、再生可能エネルギー、特に太陽光発電や風力発電等の変動性再エネ（VRE）の導入

量が拡大することを見据えて、周波数変動対策、特に短周期の周波数変動対策の重要性が増

すと予想される。インドでは既に、RRAS 制度の導入により低速三次調整力（15 分単位での

出力変動指令）への対応は既に行われており、CERC や POSOCO では、更なる方策として、

FRAS 制度（5 分単位で出力変動指令）の導入による高速三次調整力への対応に向けた検討

を進めている。日本からの提言として、こうした動きと並行して、より短周期の二次調整力への対応に向

けた検討を進めることを推奨する。二次調整力は、系統運用者からの信号に従い発電機の自

動発電制御（AGC）が作動することにより提供される。「平成 30 年度新興国等におけるエネ

ルギー使用合理化等に資する事業（インド・系統安定化に関する調整力市場制度整備にかか

る調査）」においても提言されているとおり、AGC の本格的導入に向けた技術的検証を進め

ていくことが推奨される。調整力の量的な確保については、（可変速）揚水発電の開発、石炭火力の柔軟運用、天然

ガス火力の導入拡大のいずれについても取り組みが必要と考えられるが、新規の発電所建

設には相応のリードタイムを要することに加え、電力を卸供給する電源としての経済性（競

争力）も考慮に入れた上でプロジェクトを選定していく必要がある。効果の即応性及び導入

コストの低廉性の観点から、短期的には、石炭火力の柔軟運用を優先的に取り組むべき方策

とし、同様に技術的検証を進めていくことを推奨する。長期的な方策としては、電源の多様化及び温室効果ガス対策の観点からも、揚水発電や天

然ガス火力の開発を着実に進めていくことに加え、今後普及拡大が見込まれる蓄電池等の

分散型リソースを調整力として活用すべく政策的支援を進めていくことが望まれる。需給バランス運用強化に向けた別の視点として、需給計画の改善による計画誤差の縮減

が挙げられる。需給計画の改善策については、需要予測の精度改善及び再エネ出力予測の精

度改善に大別することができるが、特に後者の再エネ出力予測の精度強化の必要性が高い。

この分野では既に、再生可能エネルギー管理センター（REMCs）の設立等、ドイツからの協

力が実施されているが、太陽光発電の大量導入を視野に入れ、更なる強化が求められる。これらの技術的なソリューションを有効に機能させるためには、適切なインセンティブ

またはペナルティの制度を導入し、経済的に適切な動機付けを行うことが不可欠である。調

155

整力の調達に関しては RRAS 制度が、また需給計画改善のための動機付けとして DSM 制度

がそれぞれ存在する。前者については取引市場（アンシラリーサービス市場）を通じた調達

に関する検討が行われており、また後者についてはインバランス料金（DSM 料金）を卸電

力取引市場価格に部分的に連動させるよう制度が見直されたところで、それそれ市場原理

の活用により経済最適化を図る方向性が示されている。日本においても需給調整市場の設立に向けた検討や、卸電力取引市場価格と連動したイ

ンバランス料金制度の導入等、インドに先行して進めており、インドにおいても両制度にお

ける市場化（marketization）を強化することが望まれる。今後目指すべき方向性として、取

引市場価格をシグナルとして、アンシラリーサービス市場と DSM 料金とが連動することに

より、系統インバランスが発生した時、インバランスに対する課金がより動的に紐付けられ

る、すなわち、系統インバランスが発生した時に、それを調整するのに要した費用は、イン

バランスの原因となった者が負担するという仕組みが形成されることが望まれる。最終的

には、リアルタイムベースでのアンシラリーサービス市場が設立されることにより、両者の

動的な連携は完成すると考えられる。

9.3.2 送配電系統の高度化

電力供給高品質化に向けた施策としては、需給バランス運用の強化に加えて、電力を需要

家に送る手段である送配電系統の増強及び更新を通じた、電力供給安定の強化にも取り組

む必要がある。インド側の主要ステークホルダーの多くが、供給電圧変動への対応を重要課題の一つと

して位置づけていることから、電圧安定化に向けた取り組みを一層強化していく必要があ

ると考えられる。上位の送電系統における電圧変動対策として、「平成 30 年度質の高いエネ

ルギーインフラの海外展開に向けた事業実施可能性調査事業（インド国への電圧制御装置・

無効電力補償装置の導入を見据えた系統解析に基づく最適な無効電力マネジメントに関す

る事業可能性調査）」において、インドにおける電圧変動の実情を把握すべく、パンジャブ

州を対象に調査を行うとともに、具体的な電圧制御対策として、日本で開発された無効電力

制御（VQC）の導入可能性について考察を行った。インド全土での展開可能性についても視

野に入れ、こうした対策の技術的・経済的な有効性について確認すべく、引き続き詳細な調

査を行っていくことが望まれる。下流の配電系統においても、設備の脆弱性による停電や電圧降下等の問題が存在するが、

配電系統に掛かる状況は、大都市部を供給エリアとする民間事業者とそれ以外の地域で供

給を行っている州営事業者とで状況が大きく異なり、こうした問題は主として後者の供給

エリアにおいて生じている模様である。配電系統は面的に構築されたインフラであるため、

その強化及び更新が広域で効果を発揮するには相当の費用を要するものの、農村部を供給

エリアとする配電事業者においては大規模な設備更新を進めるだけの財務力が十分ではな

いため、改善に向けて相応の年数を掛けた対応が必要となる。都市圏が郊外へと拡張していく中、こうした都市郊外エリアにおける電力供給品質改善

のニーズが高まる一方で、配電系統インフラの強化及び更新が追いついていない地域が存

在すると考えられる。こうした地域においては、州営配電事業者のユニバーサルサービスと

は別の高品質の電力供給を実現すべく、より近代的なスマートグリッド（マイクログリッド）

156

を構築していくことが考えられる。またそのためには民間資本を積極的に活用していくこ

とも考慮すべきであると考える。都市郊外の経済特区等、高品質の電力供給を必要とする特定の地点を対象に、こうした都

市型マイクログリッドの構築を合理的なコストで実現するための技術（需給管理システム、

スマートメーター等）の普及に向けた検討を進めることが望まれる。また、民間資本がこう

した電力供給事業に参入するのを促進すべく、必要に応じて、事業ライセンスの取得を容易

にする等の政策的支援を行うことも考慮すべきである。

9.3.3 分散型リソース（EV 蓄電池等）を用いた先進的な技術の導入

世界的な潮流として、今後、再生可能エネルギーの大量導入等により、電力供給システム

が従来型の上流（発電）から下流（配電）への一方向に流れる構造から、より分散的、双方

向的な構造へとシフトしていくことが予想されている。これにともない、電力需給の管理に

ついても、従来のような系統の上流での管理に加えて、より下流でのきめ細やかな管理も必

要となってきている。他方で、こうした電力系統の下流における分散型の負荷を管理する技

術の発展にともない、こうした分散型の負荷を電力系統全体の安定化に向けたリソースと

して活用するビジネスが今後広がっていくことが期待される。インドにおいても、電力供給の高品質化に向けた長期的な方向性として、蓄電池等の分散

型リソースを用いた先進的な技術の導入に向けた検討が進むと予想される。特に、バスや三

輪車（オートリキシャ）の EV 化が既に一部で始まっていることから、こうした EV の蓄電

池を単なる電力需要負荷としてだけでなく、9.3.1 でも述べたように、電力系統の安定化に

資するリソースとして活用することを前提に、今後の電力供給システムが形成されていく

ことが推奨される。先述の通り、現在、現在、NEDO の予算による調査事業「エネルギー消費の効率化等に資

する我が国技術の国際実証事業／再生可能エネルギー導入促進のための EV 等の分散エネ

ルギー資源を活用した VPP 実証事業（インド）」が実施中である。こうした調査結果も踏ま

え、分散型リソースを用いた事業を促進すべく、制度面での整備が進むことが望まれる。具

体的には、現在はアンシラリーサービスの提供者は複数の州に供給する大型の従来型電源

に限定されているのを、こうした分散型リソースにも門戸が開かれるようにするとともに、

蓄電池は従来型電源に比べて出力を変動させる応動性の速さに優れていることから、蓄電

池が優位性を発揮すると考えられる二次調整力の調達・取引に向けた制度作りが進むこと

が求められる。

157

9.3.4 今後重点的に取り組むべき施策（まとめ）

以上を踏まえ、インドにおいて今後重点的に取り組むべき施策の中で、特に優先的に検討

すべき項目について、以下の通り整理した。この中でも特に日本からの協力が効果的と考え

られる項目に付いて下線を付した。 I. 再エネの系統統合を考慮に入れた、需給バランス運用の強化

a. 自動発電制御（AGC）の導入による周波数制御（二次調整力）の強化

b. 石炭火力発電の柔軟運転

c. 再エネ出力予測手法の強化

d. アンシラリーサービス及びインバランス制度の更なる市場化


a. 無効電力制御（VQC）による電圧安定化への取り組み強化

b. 特定の地点（経済特区等）を対象とした電力供給事業（マイクログリッド）の

促進

III. 分散型リソース（EV 蓄電池等）を用いた先進的な技術の導入

a. V2G 技術を用いた VPP ビジネスの導入可能性検討

図 9-9 今後重点的に取り組むべき施策（まとめ）

注）赤枠の項目は、特に日本からの協力が効果的と考えられるものを示す。

I. 再エネの系統統合を考慮に入れた、需給バランス運用の強化

Ia. 自動発電制御（AGC）の導入による周波数制御（二次調整力）の強化

Ib. 石炭火力発電の柔軟運転


III. 分散型リソース（EV蓄電池等）を用いた先進的な技術の導入

IIIa. V2G技術を用いたVPPビジネスの導入可能性検討

IIa. 無効電力制御（VQC）による電圧安定化への取り組み強化

IIb. 特定の地点（経済特区等）を対象とした電力供給事業（マイクログリッド）の促進

Ic. 再エネ出力予測手法の強化

Id. アンシラリーサービス及びインバランス制度の更なる市場化

平成３０年度新興国等におけるエネルギー使用合理化等に資する事業（インド・電力システム高品質化のためのロードマップ策定に向けた調査）

調査報告書

2019 年 3 月

（様式２）

報告書の題名:

委託事業名:

受注事業者名:

頁図表番号

7 図 2‑1　18 図 2‑5　23 図 3‑1　24 図 3‑2　27 図 3‑3　28 図 3‑4　29 図 3‑5　29 図 3‑6　30 図 3‑7　31 図 3‑8　31 図 3‑9　32 図 3‑10　35 図 4‑1　36 図 4‑2　37 図 4‑3　39 図 4‑4　40 図 4‑5　41 図 4‑6　47 図 4‑7　57 図 4‑8　60 図 4‑961 図 4‑10　62 図 4‑11　62 図 4‑12　63 図 4‑13　71 図 5‑1　76 図 6‑1　77 図 6‑2　78 図 6‑3　80 図 6‑4　84 図 6‑5　86 図 6‑6　94 図 6‑11　

RRASプロバイダの決済単価（上げ調整、2019年3月16日～4月15日）

RRASプロバイダの決済単価（下げ調整、2019年3月16日～4月15日）

インドの周波数最大値および最小値の推移（2004年4月～2017年10月）

インド全土での典型的な一日の電力需要と残余需要九州本土（離島を除く）の太陽光の接続量の推移（万kW）九州本土の需要と供給のバランス（2016年5月4日）

インド全土における電力需給バランスの推移（最大需要ベース）インド全土における電力需給バランスの推移（年間電力量ベース）

二次利用未承諾リスト

2018年7月時点の設備容量と2022年の設備容量見通し2022年の再生可能エネルギー導入見通しにおける年次での電源別設備容量内訳

2022年の再生可能エネルギー導入見通しにおける州別設備容量内訳（MW）

インド全土における電化率の推移2019年3月時点のインド全土における電化率2019年3月時点の地域別非電化世帯数

周波数実績記録（2019年3月7日）

2018年度の州別太陽光および非太陽光RPO値

平成３０年度新興国等におけるエネルギー使用合理化等に資する事業（インド・電力システム高品質化のためのロードマップ策定に向けた調査）調査報告書

平成３０年度新興国等におけるエネルギー使用合理化等に資する事業（インド・電力システム高品質化のためのロードマップ策定に向けた調査）

株式会社三菱総合研究所

インドの電気事業体制インド各州の小売料金および平均供給コスト

州別の再生可能エネルギーの導入ポテンシャル（MW）再生可能エネルギーの導入実績（2017年3月31日時点、設備容量MW）

主要再生可能エネルギー関連政策と再エネ設備容量の推移

インドの周波数最大値および最小値の推移（2004年4月～2017年10月）

タイトル

インドにおける電力消費量の推移インドにおける発電電力量の推移

REMCの所在地カリフォルニア州での典型的な春の日の残余需要

2022年におけるインドの電力需給シナリオEVの充電需要によるフィーダー過負荷のイメージ

インド卸電力取引市場（IEX）における、1年間（2018年）のエリア別最高値及び平均値（左）、全国市場価格（MCP）の年間価格帯別分布（右）

1日前市場とリアルタイム市場のフロー（ディスカッションペーパーにて提案）

米PJMにおける、調整力リソース別Performance Scoreの分布インバランス料金及び卸電力価格（取引市場、相対）の推移

RRASの月次発動実績（2016年4月～2017年12月）

（様式２）

98 図 6‑15　101 図 7‑2　104 図 7‑4　106 図 7‑5　106 図 7‑6　107 図 7‑7　108 図 7‑8　109 図 7‑9　110 図 7‑10　112 図 7‑13　116 図 8‑1　117 図 8‑2　118 図 8‑3　118 図 8‑4　119 図 8‑5　120 図 8‑6　121 図 8‑7　121 図 8‑8　122 図 8‑9　123 図 8‑10　124 図 8‑11　124 図 8‑12　126 図 8‑13　126 図 8‑14　127 図 8‑15　128 図 8‑16　134 図 9‑3　144 図 9‑5　145 図 9‑6　147 図 9‑7　

8 表 2‑1　10 表 2‑2　18 表 2‑3　22 表 2‑4　25 表 3‑1　26 表 3‑2　32 表 3‑3　33 表 3‑4　36 表 4‑1　37 表 4‑2　38 表 4‑3　39 表 4‑4　40 表 4‑5　42 表 4‑6　44 表 4‑7　44 表 4‑8　45 表 4‑9　

再生可能エネルギーの導入上位8州での実績内訳（2017年3月31日時点、MW）

2017年度時点における、太陽光発電（系統接続型）に対する普及政策

2017年度における太陽光発電（系統接続型）に対する税制優遇策

州レベルでの再生可能エネルギー・分散型電源関連政策の導入動向

2018年7月時点の設備容量と2022年の設備容量見通し2022年の再生可能エネルギー導入見通しにおける地域別設備容量内訳（MW）

2022年の再生可能エネルギー導入見通しにおける設備容量内訳（上位8州）

州別の再生可能エネルギーの導入ポテンシャルの内訳（上位8州）

インドにおける水力機の最大出力および最低出力インドにおける火力機の最大出力および最低出力インドにおける火力機の設備利用率インドにおける石炭火力機の設備利用率の推移TMS、RSDのフロー

アンシラリーサービスの分類総発電電力量に占める、卸取引電力市場取引高のシェア推移

PGCILのバランスシート推移（単位: 10億 INR）PGCILのキャッシュフロー推移（単位: 10億 INR）MSETCLの損益推移（単位: 10億 INR）MSETCLのkWhあたり損益推移（単位: INR/kWh）MSETCLのバランスシート推移（単位: 10億 INR）

インドにおける石炭、ガス火力機の設備利用率EV（4輪）の普及状況（PHEV含む）　単位:千台インドにおける現在の発電設備容量PGCILの損益推移（単位: 10億INR）PGCILのkWhあたり損益推移（単位: INR/kWh）

Tata Powerの損益推移（単位: 10億INR）

Tata Powerのバランスシート推移（billion INR）

特定負担と一般負担の区分（イメージ）

各州の電気事業体制の概要Maharashtra州における小売料金表

MSETCLのキャッシュフロー推移（単位: 10億 INR）MSEDCLの損益推移（単位: 10億 INR）MSEDCLのkWhあたり損益推移（単位: INR/kWh）MSEDCLのバランスシート推移（単位: 10億 INR）MSEDCLのキャッシュフロー推移（単位: 10億 INR）

スマートインバータによる擬似的な慣性制御（イメージ）インド政府機関（中央政府・州政府）の電力関連行政機関

一次調整力、二次調整力、三次調整力の協調による周波数制御のイメージ

コネクト＆マネージの類型（N-1電制及びノンファーム型接続）

Tata PowerのkWhあたり損益推移（単位: INR/kWh）

Tata Powerのキャッシュフロー推移（単位: 10億 INR）

Maharashtra州における託送料金表

IEGCに規定された基準周波数の変遷州別の停電状況

2017年度における風力発電に対する税制優遇策

州別の電力需給バランス（2017年度、最大需要ベース）州別の電力需給バランス（2017年度、年間電力量ベース）

（様式２）

46 表 4‑10　47 表 4‑11　48 表 4‑12　49 表 4‑13　50 表 4‑14　51 表 4‑15　51 表 4‑16　52 表 4‑17　53 表 4‑18　55 表 4‑19　58 表 4‑20　65 表 5‑1　66 表 5‑2 67 表 5‑3　68 表 5‑4　69 表 5‑5　70 表 5‑6　71 表 5‑7　75 表 6‑1　87 表 6‑3　89 表 6‑4　102 表 7‑1　105 表 7‑3　105 表 7‑4　112 表 7‑5　113 表 7‑6　113 表 7‑7　113 表 7‑8　114 表 7‑9　134 表 9‑1　136 表 9‑2　137 表 9‑3　

インドにおける2026年度末電源構成

州別の太陽光発電に係る政策と太陽光発電の導入目標

2016年度の州別の太陽光RPO実績2016年度の州別の非太陽光RPO実績2018年度の小水力とバイオマスによるFIT価格各州の太陽光発電FIT価格　(INR/kWh)各州の風力発電FIT価格　(INR/kWh)

中央政府が定めるRPO値

インドにおける各発電の調整力としての性能インドにおけるアンシラリーサービスの区分インドにおける揚水発電開発ポテンシャルインドで計画中の揚水発電プロジェクト

各州のネットメータリング制度インドにおける、系統接続に掛かる諸規則GIZによる協力内容US-AIDによる協力内容

主な州における充電ステーション専用料金

インドにおける2021年度末電源構成（再エネ175GW導入を達成を前提）

インドにおける必要追加発電設備容量（単位: 1,000kW）

各地域における平均的なインバランス発生量（MW）

RRASプロバイダー単価表（2019年3月16日～4月15日適用）

FAME補助対象となる四輪自動車モデルと補助金額NITI Aayog Transformative Scenarioにおける電動化率主な州における電気自動車に関する政策目標・支援スキーム主な州における充電ステーションへの支援スキーム

公共充電ステーションが満たすべき最低要件充電インフラ整備に向けたビジョン

インバランス料金単価算定テーブル

インドの調整力必要量および算定根拠インドにおける揚水発電所一覧インドにおける揚水発電所の開発可能性インドにおける将来の需要想定

平成30年度新興国等におけるエネルギー使用合理 化等に資する ... ·...

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Transcript of 平成30年度新興国等におけるエネルギー使用合理 化等に資する ... ·...

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