第6章電気料金制度 - jica第6 章...

第 6 章

シリア国電力セクターレビュー調査（ファイナルレポート）

6―1

dd

6.1 PEEGT および PEDEEE の財務状況実績と見通し

図 6.1-1 に PEEGT および PEDEEE の統合財務状況の実績と見通しを示す。2007 年までは、キ

ャッシュフローベースの財務状況は良好であったが、2007 年以降燃料価格の上昇により悪化して

きた。これは、燃料価格の上昇に対応する電気料金の値上げのタイミングの差に起因する。

-4,000

-2,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

US$ Million Consolidated Revenueconsolidated ExpensesOperating Cash Flow

出典： “Electric Sector Strategy Note” by World Bank (MNSSD and MNA)

図 6.1-1 PEEGT および PEDEEE の財務状況実績と見通し

6.2 シリア国の発電用燃料の国際価格との比較

シリア国で使用されている発電用燃料は、HFO、ガスおよびディーゼル油である。そこで、シ

リア国の発電用の燃料を国際価格と比較する。図 6.2-1 に重油の価格を比較する。2008 年、2009

年のシリア国の平均価格はヨーロッパ、日本および北米に比較して大幅に安価であった。また、

図 6.2-2 にディーゼル油の価格を比較する。2008 年、2009 年の価格はヨーロッパ、日本に対して

大幅に安価であり北米とほぼ同一水準にある。一方シリア国のガス価格は図 6.2-3 に示すとおり、

2007 年には US$21/kCM（kilo and cubic meter）が、2008 年 US$104/kCM、2009 年 US$387/kCM に

上昇している。今後近隣諸国とのガスパイプライン網整備（図 6.2-4 参照）により、価格も国際価

格に連動することになろう。産ガス国であるシリアの電力向けガス価格政策が PEEGT および

PEDEEE の収支、将来の投資に大きな影響があろう。

第６章電気料金制度

Future Estimation

第 6 章


6―2

出典： PEEGT, “Electric Sector Strategy Note” by World Bank (MNSSD and MNA) and “End-use

petroleum products prices and average crude oil import costs September 2011” by IEA

図 6.2-1 重油価格国際比較

Conversion Factor: Diesel specific gravity = 0.86: 625US$/Ton = 625/0.86= 726US$/kL

出典：PEEGT, “Electric Sector Strategy Note” by World Bank (MNSSD and MNA) and “End-use

petroleum products prices and average crude oil import costs September 2011” by IEA

図 6.2-2 ディーゼル油価格国際比較

HFO (Heavy Fuel Oil) Price of Syria in 2008 = 133.3 US$/Ton

Diesel Oil Price of Syria in 2008 & 2009 = 0.726US$/liter

HFO (Heavy Fuel Oil) Price of Syria in 2009 = 187.5 US$/Ton

第 6 章


6―3

0

100

200

300

400

500

600

700

1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007 2010

US$/kCM (kilo cubic meter)

JapanAmericaEuropeSyria

出典：PEEGT, “Electric Sector Strategy Note” by World Bank (MNSSD and MNA) and “Primary

Commodity Price by IMF

図 6.2-3 ガス価格国際比較

Jbissa Gas Pipeline Jbissa-HomsLength = 520 km Diam.=16 inchesCap. = 2.5 MMSCM/D

Omar Gas Pipeline Phase I: Omar to TeshreenLength = 440 km Diam.=18 inchesCap. = 150 MMSCM/DDesign Pressure = 110 Bar

Omar Gas Pipeline Phase II: BVS 908 to Mahardeh Length = 440 km Diam.=18 inchesCap. = 150 MMSCM/DDesign Pressure = 110 Bar

Palmyra Gas Pipeline Arak-Homs-Zara-ZaizoumLength = 325 km Diam.= 24 inchesCap. = 6 MMSCM/DDesign Pressure = 75 Bar

Homs Banias Gas Pipeline Homs-Banias and Branch to LebanonLength = 135 km Branch Length = 13 km Diam.= 24 inchesCap. = 6 MMSCM/DDesign Pressure = 75 Bar

Aleppo Gas Pipeline Palmyra-AleppoLength = 240 km Diam.=16 inchesCap. = 24 MMSCM/DDesign Pressure = 75 Bar

Arab Gas PipelinePhase ILength = 319 km Branch to Deir Ali = 12kmBranch to Teshreen = 5.2 km Diam.= 36 inchesCap. = 18 MMSCM/DBranch Cap. = 3 MMSCM/DDesign Pressure = 75 Bar

Conoco Gas Pipeline Conoco Gas Plant to 4901 Length = 246 km Diam.= 18 inches

出典：Syrian Gas Company

図 6.2-4 シリア国ガスパイプライン網

第 6 章


6―4

6.3 現在の電気料金制度

表 6.3-1 にシリア国の現在の電気料金体系を示す。シリア国の電気料金の特徴は、従量料金のみ

で構成されていることである。表では、シリアペニー(中心列)と US セント(右側列)で表示してあ

る。2011 年 10 月 1 日の為替換算レートを適用した。

1 Syrian Pound (SYP = 100Penny) = 0.0202 US$ Source: Bloomberg.co.jp

また 2009 年と 2010 年の価格を上下に示す。その差は住宅部門の 2001kWh 以上が値上げされて

いるだけである。

表 6.3-1 Current Tariff by Sector (/kWh)

Peak Day Night Average Peak Day Night Average 230 kv 300 200 150 200 6.1 4.0 3.0 4.066 kv 376 250 180 250 7.6 5.1 3.6 5.120 kv 450 280 185 280 9.1 5.7 3.7 5.720/0.4 kv 254 180 140 180 5.1 3.6 2.8 3.6

Industrial and Commercial 20/0.4 kv 500 336 245 336 10.1 6.8 4.9 6.81-100 kw 25 0.5101-200 35 0.7201-400 50 1.0401-600 75 1.5601-800 200 4.0801-1000 300 6.11001-2000 350 7.12001-above 400 8.1230 kv 300 200 150 200 6.1 4.0 3.0 4.066 kv 376 250 180 250 7.6 5.1 3.6 5.120 kv 450 280 185 280 9.1 5.7 3.7 5.720/0.4 kv 254 180 140 180 5.1 3.6 2.8 3.6

Industrial and Commercial 20/0.4 kv 500 336 245 336 10.1 6.8 4.9 6.81-100 kw 25 0.5101-200 35 0.7201-400 50 1.0401-600 75 1.5601-800 200 4.0801-1000 300 6.11001-2000 350 7.12001-above 700 14.1

Syrian Penny US Cent

Industrial and Agriculture

Residential (0.4 kv)

Industrial and Agriculture

Residential (0.4 kv)

Category of Consumers

出典：PEEGT

6.3.1 時間帯別電気料金制度（TOU：Time of Use）

時間帯別電気料金制度（TOU：Time of Use）が適用されるのは、産業・農業・商業部門で、住

宅部門には適用されない。夜時間帯は、ピーク時間帯後８時間で、残りの時間が昼間時間帯と定

義されている。すなわち、ピーク：日没から４時間、夜間：ピーク終了時間から８時間、昼間：

夜間終了からから日没となる。毎日日没時間は変わるので時間帯も変化する。日没時間を TOU の

時間帯設定の基準にしているのは、いかにもイスラム国家らしく「日没とともに点灯」と理にか

なっている。

第 6 章


6―5

6.3.2 部門別グループ別電気料金

図 6.3-1 に部門別電気料金を示す。特徴は住宅部門の月間使用量が 600kWh 以下のグループに対

する低料金である。これは、低所得層に対する救済値引き制度とも考えられる。しかしながら他

国と比較し月間使用量 600kWh は、消費量としてかなり多いので、住宅部門への優遇策と見なす

べきである。

0 5 10 15

230 kv66 kv 20 kv

20/0.4 kv20/0.4 kv

1-100 kWh 101-200 kWh201-400 kWh401-600 kWh601-800 kWh

801-1000 kWh1001-2000 kWh

2001 kWh-above

USCent/kWh

Residential

Industrial & Agricultural

Commercial

出典：PEEGT

図 6.3-1 部門・グループ別電気料金(2010 年)

比較のため、図 6.3-2 にフィリピンの住宅部門電気料金を示す。フィリピンでは、低収入層値引き

として月間使用量が 20kWh 以下の場合は、電気料金は無料であるが、20kWh を超えると省電力推

進のため高い電気料金を設定している。

第 6 章


6―6

0

5

10

15

20

25

30

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

USCent/kWh

kWh/M

Generation Charge

Transmission Charge

Supply ChargeMetering Charge

System Loss ChargeUniversal Charge

Cross Subsidy Charge

Distribution Charge

Lifeline Rate

Subsidy

Basic Charge

出典： Calculated based on MERALCO Data (July 2010)

図 6.3-2 フィリピンの住宅部門電気料金

6.3.3 電気料金の国際比較

図 6.3-3 にシリア国と近隣諸国との電気料金比較を示す。シリア国の電気料金は相対的に、石

油・ガス産出国であるアルジェリア、アブダビおよびカタールと同様に安価である。石油非産出

国であるヨルダン、レバノン、モロッコ等は高い。

0 2 4 6 8 10 12

MoroccoEU

LebanonUSA

JordanDubai

Abu DhabiAlgeria

SyriaQuatarOmanEgyptLibya

US Cents/kWh

出典：Electricity Sector Strategy Note (World Bank)

図 6.3-3 シリア国および近隣諸国の電気料金比較

第 6 章


6―7

6.4 電気料金制度改良案

6.4.1 時間帯別料金制度 TOU (Time of Use)

6.3 で説明したとおり、シリア国は TOU 電気料金制度を産業・農業・商業に適用している。シ

リア国の 12 月日負荷曲線の 2006 年から 2010 年までを図 6.4-1 に示す。典型的発展途上国型で夕

方にピークが出現する。

出典: Syrian Statistics 2010 Syrian Power Generation

図 6.4-1 シリア国日負荷曲線推移（2006 年から 2010 年 12 月）一方、図 6.4-2 に PEEGT より入手した 8 月と 12 月の日負荷曲線を示す。この図から夏季と冬

季ではピークの位置が大きく異なることがわかる。年間を通じて同一時間帯で TOU 制度を運営す

るのは難しいと考える。

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

MW12-Dec-10

8-Aug-10

出典： PEEGT

図 6.4-2 シリア国日負荷曲線

6,848 MW

7,865 MW

第 6 章


6―8

TOU 制度によるメリットを図 6.4-3 に示す。ピークシフトまたはピークカットにより、限界プ

ラントのコスト差による変動費利益確保、送配電ロス低減および発電所建設延期による投資削減

が期待される。

図 6.4-3 ピークカット・ピークシフトによるメリット

表 6.4-1 および図 6.4-4 にシリア国の TOU 制度時間帯をアジア諸国と比較した。TOU 時間帯の

設定は日負荷曲線・季節変動および経済性等を考慮する必要がある。

表 6.4-1 TOU 料金制度時間帯の国際比較（アジア諸国）

Sectors Contracted Capacity Peak Off-Peak Day Industry & Agriculture

230 ~ 20 kV 20 ~ 0.4 kV(Agriculture)

Syria Industry & Commercial

20 ~ 0.4 kV

From sunset for 4 hours

From the end of Peak for 8

hours

Remaining hours

Commercial Malaysia

Industrial Medium (6.6~66kV) & High Voltage (>66kV)

800 – 2200 2200 – 800 -

Commercial Philippines

Industrial 12-month Average peak demand of at least 750kW

800 – 2100 2100 – 800 -

1830 – 2130 2130 – 1830 - Sri Lanka Industrial 230/400V, 11/33/132kV

1830 – 2230 2230 – 430 430 – 1830 Commercial >200kVA

Indonesia Industrial 14 – 200kVA, >200kVA

1800 - 2200 2200 – 1800 -

Residential Commercial Thailand Industrial

All 900 – 2200 2200 – 900 -

Commercial Vietnam

Industrial All 1800 – 2200 2200 – 400 400 – 1800

出典： Tariff System of each country

第 6 章


6―9

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Syria

Malaysia

Philippines

Sri Lanka

Indonesia

Thailand

Vietnam

Off-PeakDayPeakOff-Peak2

出典：同上

図 6.4-4 TOU 料金制度時間帯の国際比較（アジア諸国）

図 6.4-5 に、シリア国およびアジア諸国の昼間価格対ピーク価格比、オフピーク価格対ピーク価

格比を示す。ピークカットまたはピークシフトによるメリットは主として電力会社が享受する。

従って、TOU を推進するためには需要家へのインセンティブが必要である。その策として、これ

らの比率低減も検討に値すると考えられる。

シリア国：昼間／ピーク＝0.5、オフピーク／ピーク＝0.6

ベトナム：昼間／ピーク＝0.3、オフピーク／ピーク＝0.5

スリランカ：昼間／ピーク＝0.3、オフピーク／ピーク＝0.4

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

6.6 - 66kV6.6 - 66kV

>66kVJan - June (Dry Season)July - Dec (Wet Season)

230/400V11/33/132kV

230/400V11/33/132kV

>200kVA (K=1.4)>200kVA (K=2.0)

14 - 200kVA>200kVA (K=1.4)>200kVA (K=2.0)

<12kV12-24kV

<12kV12-24kV

>69kV<6KV>6kV<6kV

6-22kV22-110kV

>110kV230kV

66kV20kV

20-0.4kV20-0.4kV

Day/Peak

Off-Peak/Peak

Malaysia

Philippine

Sri Lanka

Indonesia

Thailand

Vietnam

Commercial

Industrial

CommercialIndustrial

Industrial

Commercial

Industrial

CommercialIndustrial

Residential

Commercial

Industrial

Syria Industrial

Commercial

出典：同上

図 6.4-5 ピーク価格対昼間価格およびオフピーク価格比の国際比較

Sunset

12Hours 4Hour

s

第 6 章


6―10

6.4.2 力率条項

PEEGT は、力率 0.9 以下はペナルティーを課し、0.93 以上はボーナスを与える。

6.4.3 燃料価格変動に対する電気料金調整制度

消費者が警戒するのは、燃料価格の急激な変動による家計・事業等への影響である。その点現

在日本で採用されている燃料価格調整制度は、急激な変動を回避するため、（1）調整上限価格の

設定、（2）調整の時間差設定（1～3 月の価格を 6～8 月に適用）、（3）3 か月の平均価格による価

格の平準化を図っている。図 6.4-6 にその制度の内容を参考までに記す。

出典：TEPCO Illustrated 2009

図 6.4-6 燃料価格変動に対する電気料金調整制度

第 7 章


7―1

7.1 発電用ガス・石油の調達と価格

7.1.1 概要

シリア国では生産量は少ないけれども原油と天然ガスを生産している。2009 年時点で原油の生

産量は 385,000 バレル/日で、そのうち、100,000 バレル/日はオイルマーケットを介し輸出してい

る。原油は主にヨーロッパに輸出され、天然ガスは主に発電所の燃料として消費されている。

しかし、国内の石油精製所の処理能力は需要を下回っており、ガソリンやディーゼルなどの石

油 2 次製品の相当量を輸入している。2010 年には 36,000,000 バレルを他国から輸入している。原

油の生産量は油田の枯渇により年々減少している。

天然ガスの生産量は 28MM M³/日(989MMcf/日)であり、そのうち 85%をMOEと PEEGTが消費し、

その他 15％を国内市場で消費している。天然ガスの生産量は新規のガス田の発見により増加して

いる。

2008 年にアラブ天然ガスパイプライン(AGP)がエジプトからヨルダン、レバノンそしてシリア

国に接続された。シリア国は 2008 年の 7 月からエジプトより、2.5 MM M³/日(88 MMcf/日)の天然

ガスを輸入している。シリア国側は将来、エジプトからの天然ガスの輸入を 6.0 MM M³/日(212

MMcf/日)まで拡大したい意向である。また、レバノンへ少量の天然ガスを輸出している。

シリア国では年々原油の生産が減少しており、輸出量を維持するため、発電に使用する燃料を

原油から天然ガスに切り替えを実施している。計画によれば 2014 年までに全ての油焚き発電所を

ガス焚きに転換するとしている。シリア国は人口の増加、生活の近代化が進んでおり、中長期的

には原油および天然ガスの生産は需要を下回る。シリア国は増大する需要に対応するため、近隣

諸国からパイプラインを経由して原油、天然ガスを輸入する計画である。

7.1.2 組織

シリア国では石油・鉱山エネルギー省が石油、ガス関連事業および大理石、燐鉱石などの鉱山

資源関連事業を一括管理、監督している。石油・鉱山エネルギー省の下部組織としてシリア探索

会社、シリア石油会社(SPC)、シリアガス会社(SGC)がある。

シリア探索会社は油田・ガス田の開発などを総括的に管理し、減少傾向にある石油の生

産回復のため、外国の石油会社と共に新規の油田・ガス田開発に努めている。また、シリ

ア石油会社は国内の約半分の油田・ガス田の権益を有している。油田・ガス田開発に参画

している外国の企業にはジョイントベンチャーのアルーフラト石油会社、シェールおよび

中国のアジア・ナショナル石油会社などがある。

一方、シリア石油会社は原油を総括的に管理し、石油の精製、輸送、国内消費者への供給責任

を負っている。また、シリアガス会社は天然ガスを総括的に管理し、天然ガスの収集、品質処理、

圧縮および各発電所、国内消費者への供給の責任を負っている。図 7.1-1 にシリア国の天然ガス・

石油の管理組織体制を、また図 7.1-2 にシリア石油会社の組織図を示す。

第 7 章一次エネルギー

第 7 章


7―2

出典：MoPMR

図 7.1-1 シリア国の天然ガス・石油の管理組織体制

出典：SPC 図 7.1-2 シリア石油会社(SPC)の組織

7.1.3 原油

シリア国の原油の生産量は 1990 年の中頃より減少しているが、2010 年当初の原油埋蔵量は 2.5

億バレルが確認されている。小さな油田がイラクとの国境沿い、ユーフラテス川沿い、および中

心部に点在している。

原油の生産量は 1996 年に 583,000 バレル/日の大を記録後、年々減少しており、2009 年では

385,000 バレル/日の生産に留まっている。シリア国内の原油の消費は 2009 年で 285,000 バレル/日

である。

図 7.1-3 に 1996 年から 2009 年までの原油の生産量を示す。

SPC General Director

Mid Area Field

Directorate

Jebseh Field

Directorate

Discovery

Directorate

Petroleum Studies

Directorate

Commercial,

Accounting,etc.

Hasaka

Field

Technical Affairs Directorate

Project

Implementation

シリア石油・鉱山エネルギー省 (MoPMR)

シリア探索会社シリア石油会社 (SPC) シリアガス会社 (SGC)

シリア石油輸送会社シリアガス輸送会社 (SCGT)

第 7 章


7―3

出典：EIA

図 7.1-3 シリア国の原油生産量

大きな油田はアルーフラト会社のオマル油田があり、100,000 バレル/日を生産している。また、

シリア石油会社のジベッサ油田は 200,000 バレル/日を生産している。その他の小さな油田は中国

やロシアの会社により改修工事が行われ、生産量の回復を図っているが、全体的な生産量の減少

傾向は変わらない。

2007 年に地中海の油田探索を実施したが、失敗に終わっている。

石油探査事業は既に 11 の外国企業と契約を交わし、現在 JV を含め 7 社（シェール、ガスプロム、

ガルフサンド、タナフト、ペトロカナダ、IPR、ローンエナジー）が活動している他、2010 年の 4

月に国の北側および東側の 8 ブロックに対して、新規油田探索の入札公募を実施中である。

シリア国の石油輸出は石油マーケットを経て、主にドイツ、イタリアそしてフランスに輸出さ

れている。シリア国の石油輸出/輸入港はバニアス、タートスおよびラタキアの 3 カ所にある。バ

ニアス港には 7 カ所の積み下ろしバースがあり、タートス港には 2 カ所の積み下ろしバースがあ

る。ラタキア港は小さなカーゴの積み下ろしを行っている。これらの石油積み下ろし港は国内の

石油パイプラインネットワークを経由して石油精製所と接続されている。シリア国内の石油輸送

システムは既に整備されており、シリア石油輸送公社(SCOT)が運営管理を担当している。

シリア国の石油精製所はバニアスとホムスの 2 カ所にあり、2010 年 1 月時点で約 240,000 バレ

ル/日の処理能力を有している。バニアス精製所は 1975 年に建設され、130,000 バレル/日の処理能

力と 19 の石油貯蔵タンクが設置され、437,000ton の石油貯蔵能力を有している。ホムス精製所は

1959 年に建設され、100,000 バレル/日の処理能力を有している。しかし、近年これらの石油精製

所の処理能力は需要を下廻っている。このため、バニアスとホムスの両石油精製所の精製能力向

上のための改善および新規石油精製所の建設が計画されている。図 7.1-4 にシリア国の原油設備、

図 7.1-5 に油田およびガス田の開発地域、図 7.1-6 にシリア国の原油の主な輸出先を示す。

第 7 章


7―4

出典：JICA 調査団

図 7.1-4 シリア国の原油設備

1: オマル油田 (原油生産量 100,000 バレル/日)

2: ジベッサ油田 (原油生産量 200,000 バレル/日)

3: バニアス原油積み下ろし港 (7 ケの積み下ろしバース)

4: タートス原油積み下ろし港 (2 ケの積み下ろしバース)

5: ラタキア原油積み下ろし港 (小さなカーゴの積み下ろし)

6: バニアス石油精製所 (処理能力 130,000 バレル/日)

7: ホムス石油精製所 (処理能力 100,000 バレル/日)

出典：SPC

図 7.1-5 油田・ガス田の開発地域

7 4

5

6 3 2

1

第 7 章


7―5

出典：EIA

図 7.1-6 シリア国の原油の輸出先(2010 年)

7.1.4 原油の取引

シリア国は 2009 年時点で原油の生産量は 385,000 バレル/日、そのうち、100,000 バレル/日はオ

イルマーケットを介しヨーロッパなどに輸出している。しかし、原油の生産量は年毎に減少を続

けている。これと相まって原油精製所の処理能力が国内需要を満たせないため、ガソリン、ディ

ーゼルなどの石油製品は相当量を輸入に頼っている。

既存の石油精製所の近代化、新規石油精製所の建設などによる石油製品増産の計画はあるもの

の、ガソリン、ディーゼルなどの石油製品は政府の燃料補助金が占める割合が大きく、政府の補

助金支出は近年著しく増加して政府の財政を圧迫している。燃料補助金だけでも GDP の 15%に達

すると見込まれている。このため、政府は経済の再構築を実施中であり、今まで生活補助の一環

として電力、燃料および生活用品に支払っていた政府の補助金制度を抜本から見直しすることを

決定した。

2008 年には今後 5 年間をかけて徐々にガソリン、ディーゼルなどに対する燃料補助金をゼロと

するとともに、税金をベースとした料金体制に移行する計画を発表した。図 7.1-7 に原油の生産お

よび輸出・輸入を示す。

第 7 章


7―6

出典：IEA 図 7.1-7 原油の生産および輸出/輸入

7.1.5 天然ガス

シリア国の天然ガス埋蔵量は約 280,000MM M³(9,888,120 MMcf)と推定されている。生産される

天然ガスの 85%は発電所の燃料に、残りは国内での消費に使われている。シリア国の天然ガスの

生産量は 2004 年から 2008 年にかけて一旦低下したが、2010 までに新規のガス田が開発されて急

激に増加している。2008 年の生産量 6,240MM M³/Year(220,364 MMcf/Year)に対して 2010 年の生産

量は 10,830MM M³/Year(382,458 MMcf/Year)と約倍増し、更に増産が見込まれている。

既存の主なガス田の生産量は Hasaka ガス田が現状の生産量 1.8 MM M³/日(64MMcf/日)を 2025

年まで生産できるとしているが、2026 年以降の生産量は 0 と見込まれている。Jbesa ガス田は現状

の生産量 2.1 MM M³/日(74MMcf/日)が徐々に低下して、2030 年時点では 1.125 MM M³/日

(39.8MMcf/日)に低下、中心部のガス田では現状の生産量 1.2 MM M³/日(42.4 MMcf/日)が 2030 年時

点では 0.1MM M³/日(3.5 MMcf/日)に低下、 Der Alzor ガス田では現状の生産量 4.8 MM M³/日(170

MMcf/日)が 2030 年時点では 0.5MM M³/日(17.7 MMcf/日)に低下、南部地域のガス田では 2030 年

まで現状の 6.0 MM M³/日(212 MMcf/日)を維持できると予測している。

新規に開発されるガス田での生産量を北部地方で 2012 年～2030 年まで 3.0 MM M³/日(106

MMcf/日)を生産できると見込んでいる。ペトロカナダ会社で 2012 年～ 2030 年まで 2.5 MM M³/

日(88.3 MMcf/日)を、ハイアン会社では 2012 年～2030 年まで 3.7 MM M³/日(131 MMcf/日)を生産

できるものと予測している。

生産された天然ガスは国内の 6 カ所のガス処理場でエタノールアミンによる脱硫などの処理を

行い、品質の一定化を図って国内に配送されている。シリア国内は天然ガスパイプラインネット

ワークが既に完備されている。主な天然ガスパイプラインネットワークには Jbissa ガスパイプラ

イン、Omar ガスパイプライン、Palmyro ガスパイプライン、Homs/Banias ガスパイプライン、Aleppo

ガスパイプラインおよびConocoガスパイプラインがあり、この他に2008年に完成したエジプト、

ヨルダン、レバノンおよびシリア国を結ぶアラブガスパイプライン（AGP）がある。これらの天

然ガスパイプラインは戦略的に地下に埋設されている。図 7.1-8 にシリア国内天然ガスパイプライ

ンネットワークを示す。

第 7 章


7―7

出典: Syrian Gas Company

図 7.1-8 シリア国内天然ガスパイプラインネットワーク

1:Jbissa ガスパイプライン 2:Omar ガスパイプライン

Jbissa-Homs 間 Omar-Mahardeh 間

パイプライン長:520km パイプライン長:645km

パイプライン径:16 インチパイプライン径:18 インチ

設計圧力:110 バール設計圧力:75 バール

3:Palmyro ガスパイプライン 4:Homs/Banias ガスパイプライン

Arak-Zaizoum 間 Homs-Banias 間

パイプライン長:325km パイプライン長:135km

パイプライン径:24 インチパイプライン径:24 インチ

設計圧力:75 バール

5:Aleppo ガスパイプライン 6:Conoco ガスパイプライン

Palmyra-Aleppo 間パイプライン長:246km

パイプライン長:240km パイプライン径:18 インチ

パイプライン径:24 インチ


7:Arab ガスパイプライン

Arish in Egypt-Homs in Syria 間

パイプライン長:1015km

パイプライン径:36 インチ


7

2

4

3 5

6

1

第 7 章


7―8

これらの天然ガスパイプラインネットワークの総括管理、コントロールステーション（取引ガ

ス量の測定、昇圧）の管理および天然ガスの輸送管理などをシリアガス会社(SGC)が実施している。

図 7.1-9 に 2000 年から 2010 年における天然ガスの生産量を示す。

出典: IEA より JICA 調査団作成

図 7.1-9 シリア国の天然ガス生産量

7.1.6 近隣諸国との原油・天然ガスパイプラインの連携計画

(1) アラブガスパイプライン（AGP）

AGP はエジプト産天然ガスを 30 年間にわたり、ヨルダン、レバノンおよびシリア国に供給する

ことを目的に設置され、2008 年 7 月にエジプト-ヨルダン-レバノン-シリア国の 4 カ国にまたが

るアラブガスパイプライン(AGP)が完成した。AGP の完成により、シリア国はエジプトからヨル

ダンを経由して 150 MM M³/Year(5,297 MMcf/Year)の天然ガスの輸入を開始した。

更に 2009 年にシリア国とトルコの間で合意書が交わされ、2011 年から 5 年間にわたり 525MM M³

～1,050 MM M³(18,540MMcf～37,080MMcf)の天然ガスをトルコより輸入する計画である。現在、

シリア国とトルコ間の天然ガスパイプライン延長工事が進捗中である。石油・鉱山省の聞き取り

調査では、2012 年中にはシリア国側の Aleppo～トルコ国境の Kilis までのガスパイプライン敷設

工事は完了する予定であるが、シリア国境からトルコ側のパイプライン敷設工事は、あと 1～1.5

年はかかるとのことである。実際にトルコから天然ガスの輸入が実現するのは 2012 年末か 2013

年初めからとなりそうである。この天然ガスパイプラインが完成すればアゼルバイジャンおよび

イランからの天然ガスの輸入が、大 3000 MM M³/year (105,944 MMcf/year)可能となる。

一方で、エジプトよりトルコへの天然ガスの輸出が決まれば、エジプトからのトルコへの輸出ガ

スはシリア国の南部で消費し、同量のシリア国産ガスをトルコ国境に近いシリア国北部からトル

コへ輸出するスワップ方式を採用する構想をシリア国側では検討している。

現在 AGP はエジプトからヨルダンを経由してレバノンおよびシリア国に接続され、トルコにも接

続の工事が現在行われている。将来はアフリカ、アジア（カタール、UAE など）そしてヨーロッ

Natural Gas Production (Mtoe)

第 7 章


7―9

パまで延長する構想も浮上している。下記に AGP の完成経過を示す。

第一期工事：2003 年の 7 月にエジプトの Arish～ヨルダンの Aqaba までの全長 265km、

配管口径 36 インチで輸送能力 10,000 MM M³/Year(353,147 MMcf/Year)のガスパイプ

ラインが完成した。イスラエル領を迂回して Aqaba 湾では長さ 15km が 850m の海

底に敷設された。

第二期工事：2006 年の 2 月にはヨルダンの Aqaba～ヨルダンの EL Rehab（シリア

国境から 30km）までの全長 390km のガスパイプラインが完成した。配管口径 36

インチである。

第三期工事：2008 年 7 月にヨルダンの EL Rehab～シリア国境までの長さ 30km の

ガスパイプラインが完成した。

第四期工事：2008 年にヨルダン・シリア国境～シリア国の Homs まで全長 330km

のガスパイプラインが完成、シリア国はエジプトからのガス輸入を開始した。現在

AGP をトルコのガスパイプラインネットワークに接続するため、シリア国の Homs

～トルコ国境までのガスパイプライン敷設工事を実施中である。図 7.1-10 に AGP

の地図を示す。

出典：JICA 調査団

図 7.1-10 アラブガスパイプライン(AGP)

(2) シリア国－トルコ間ガスパイプライン

2009 年にシリア国とトルコの両国間でシリア国の Aleppo からトルコの Kilis 間の全長 63km のガ

スパイプライン敷設について合意書が交わされ、現在、工事が進行中である。合意書では 2011 年

から 5 年間にわたり 525 MM M³～1,050 MM M³(18,540MMcf ～ 37,080MMcf)の天然ガスをトルコ

より輸入する計画である。シリア国側の工事は 2012 年中には完了する予定であるが、トルコ側の

工事は遅れ気味である。

第 7 章


7―10

(3) シリア国－イラク間ガスパイプライン

シリア国のBanias とイラク北部のKirkukを結ぶ(全長 800km)原油輸送管はイラク戦争が始まった

2003 年に閉鎖された。2009 年にイラクからシリア国に原油を輸出するため、原油輸送管再開につ

いての初期打ち合わせが行われた。正式契約はまだ交わされていない。もし、この原油輸送管が

完成すれば 100,000 バレル/日の輸入が可能となる。また、イラクの長期計画では 2017 年に新たに

2 本の原油輸送管をイラク-シリア国間に設置し、10,000,000 バレル/日をシリア国に輸出する計画

である。

また、イラクの西部に位置する Akkas ガス田（シリア国境から 48km）からイラク-シリア国間の

新規ガスパイプライン敷設についても話し合いが持たれている。計画では新しく設置されるガス

パイプラインはイラクのバスラを経由し、パイプライン径は 56 インチで 1.5 MM M³/日(53 MMcf/

日)の輸送能力を持つ。かかる費用は約 100 億 USD と見込まれている。

(4) シリア国－イラン間ガスパイプライン

3 年程前からシリア国、イランおよびイラク間でイランからシリア国に天然ガスを輸出する目的

でイランからイラクを経由する 56 インチの天然ガスパイプライン敷設（2013 年または 2014 年に

完成予定）について話し合いが持たれている。このパイプラインはイラク国内を約 500km 横断し、

シリア国内を 500 ～ 700km 横断してレバノンへと接続される構想である。この天然ガスパイプ

ラインが完成すれば、シリア国はイランから 110 MM M³/日(3,700 MMcf/year)の天然ガスの輸入が

可能でこの輸入量は将来増加するシリア国の天然ガス需要を満たすことができる。これにかかる

費用は約 300 億 USD と見込まれている。

2009 年に両国間でガスパイプライン設置の協力協定にサインを交わしたが、安全上の問題もあっ

て協議は難航し、正式決定には至っていない。

(5) シリア国－アゼルバイジャン間ガスパイプライン

シリア国～トルコ間のガスパイプラインが完成後、シリア国はトルコを経由してアゼルバイジャ

ンから天然ガスを輸入する計画である。シリア国、アゼルバイジャン両国は既に重要な書類にサ

インを交わしており、早ければ 2012 年から 1,300 MM M³/year(45,900 MMcf/year)の天然ガスの輸入

を開始する。

7.1.7 天然ガスの需要・供給予測

シリア国では原油の生産が年々減少していることもあって、発電所の燃料を原油から天然ガス

に切り替えを実施している。一方, 天然ガスの生産は新規ガス田の開発により増産が期待できる。

しかし、大幅な増産は期待できず、将来の需要に対応するには近隣諸国からの輸入に頼らざるを

得ない状況である。既にシリア国は 2009 年からエジプトより AGP を使用して 2.5MM M³/日

(88.3MMcf/日)の天然ガスを輸入している。

シリア国は将来の人口の増加、生活様式の近代化による電力消費量増加などに伴う天然ガスの

需要増加に対応するため、エジプトを始めとする近隣諸国のトルコ、イラン、イラクおよびアゼ

ルバイジャンから天然ガスパイプラインを敷設して天然ガスの輸入を計画している。これらの近

隣諸国からの天然ガス輸入が実現すれば供給先が多様化し、天然ガスの安定供給が見込まれる。

しかし、より一層の安全確保、経済負担の軽減をはかるため、できるだけ自国での燃料供給確保

が望まれることから、以下の対策を早期に実施することが望まれる。

第 7 章


7―11

再生可能エネルギーの利用（風力発電、太陽光発電）を 2030 年までに需要の 20%まで拡

大する計画の前倒しと確実な実行。

エネルギー効率の向上、省エネルギー電化製品の利用などの省エネルギー対策の実施。

シリア国ではシェールガスの埋蔵が確認されており、早期のシェールガスの開発、利用促

進。

図 7.1-11 に火力発電所での天然ガスおよび原油の使用状況を示す。

出典：PEEGT

図 7.1-11 火力発電所の天然ガス・原油使用状況

図 7.1-12 に 2011 年から 2030 年までの天然ガスの供給計画を示す。シリア国内での生産および

近隣諸国のエジプト、イラン、イラク、トルコおよびアゼルバイジャンからの天然ガス輸入が計

画されている。

出典: PEEGT

図 7.1-12 天然ガス供給予測

天然ガス供給予測 (Mtoe)

第 7 章


7―12

図 7.1-13 に 2010 年から 2030 年までの天然ガスの供給バランスを示す。天然ガス需要は JICA

Study Team が予測した Ref-case の値を使用し、2010 年は 6.7 (Mtoe)、2015 年は 9.3(Mtoe)、2020

年は 10.9(Mtoe)、2025 年は 11.9(Mtoe)、2030 年は 15.0(Mtoe)とした。また、国内での天然ガスの

生産量は今後、開発が期待される天然ガスを含め、2010 年は 18.3 (Mtoe)、2015 年は 24.8(Mtoe)、

2020 年は 20.9(Mtoe)、2025 年は 19.2(Mtoe)、2030 年は 16.9(Mtoe)とした。近隣諸国からの天然ガ

スの輸入量はシリア国が計画している全量がエジプト、イラン、イラク、トルコおよびアゼルバ

イジャンから輸入できるものとして 2010 年は 2.5 (Mtoe)、2015 年は 18.5(Mtoe)、2020 年は

19.5(Mtoe)、2025 年は 19.5(Mtoe)、2030 年は 13.5(Mtoe)と予測した。

出典：PEEGT および JICA Study Team

図 7.1-13 天然ガスの需要と供給 7.1.8 天然ガスの取引

シリア国で生産される天然ガスおよびエジプトから輸入された天然ガスの 85%はシリア国の電

力会社である PEEGT で消費され、残りの 15% が国内で消費されている。

天然ガスを供給する SGC(Syrian Gas Company)は、PEEGT への天然ガス供給価格は国際価格よ

り若干安くしている。しかし、実際には SGC、PEEGT は共に国営企業であり、PEEGT の天然ガ

ス使用に伴うガス料金の支払い行為は行われず、SGC の債権、PEEGT の負債という様に政府内部

で処理され政府の収入にはならない。このことも政府の財政を圧迫している一因である。また、

近隣諸国から AGP を経由して輸入する天然ガスの価格は、国際価格ではなく、両国間の取り決め

による政治的な要素を勘案して決められている。

7.1.9 水力

シリア国にはトルコ国の北に源を有している二つの大きなユーフラテス川とオロンテス川が流

れており、この川沿いに水力発電所が設置されている。大きな水力発電所は Al Thawra Dam

(880MW), Tishreen Dam (630MW) および Al baath Dam(75MW)が設置され、その他の小さなダムを

含めると合計で 1,620MW の水力発電所が設置されている。設置された水力発電所の定格出力はシ

リア国内の電力生産の９％に相当する。しかし、ユーフラテス川はトルコ、シリア国およびイラ

クにまたがっており、上流に位置するトルコが水量の 88% をコントロール、中央に位置するシリ

Natural Gas Demand and Supply Balance

第 7 章


7―13

ア国は水量の 9% をコントロール、そして下流に位置するイラクが水量の 3% をコントロール

する水量配分になっていることが大きく影響し、今後もシリア国では大規模な水力発電所の開発

は望めない状況にある。また、水力発電所の出力は降水量などによって大きく影響を受ける。降

雨、降雪時期の冬場は定格出力の約 70%、ピーク需要が発生する乾季の夏場には定格出力の約 20%

しか発電できない状況にある。トルコとの政治的、政策的な問題が解決されない限り、シリア国

内の水力発電所の開発は望めない。表 7.1-1 に水力発電所の出力状況を示す。

表 7.1-1 水力発電所の出力状況

Rated Output Winter Season Summer Season

Al Thawra Dam 880MW 650MW 200MW

Techreen Dam 630MW 450MW 200MW

Al baath Dam 75MW 51MW 51MW

出典：JICA Study Team

7.1.10 鉱物資源

シリア国には炭鉱がないため石炭は採れない。天然資源として燐、クロムおよびマンガ

ンなどの鉱物資源が少量採掘され、燐は飼料用として外国に輸出されている。

将来、増大する電力消費に対応するため石炭火力の建設が計画されているが、石炭は諸

外国からの輸入に頼らざるを得ない状況である。石炭の輸入および石炭火力発電所の建設

に際しては下記事項に対して十分な検討が必要である。長期間にわたる安定した石炭の供給先を確保する。

石炭輸送方法の検討（海上輸送または陸上輸送）

石炭の国内輸送方法の検討（石炭埠頭、石炭の貯蔵、取り扱いなど）

環境に与える影響の調査と対策の検討

図 7.1-14 に近隣諸国および世界的に確認されている石炭の埋蔵量を示す。

出典：World Coal Association of 2010

図 7.1-14 近隣諸国および世界的に確認されている石炭の埋蔵量

第 7 章


7―14

7.1.11 地熱

シリア国には温泉も帯水層もないため、地熱の利用可能性はない。

7.1.12 再生可能エネルギー

シリア国は再生可能エネルギーの利用を進めるため、政策レベルでの必要な立法および規則を

既に公布した。更に風力、太陽熱、その他の再生可能エネルギーの立地場所、規模などを調査、

決定する機関として 2003 年に National Energy Research Center (NERC)を設立した。再生可能エネ

ルギーマスタープランに基づいて feasibility Study を実施し、風力発電、ソーラ給湯システムのパ

イロットプロジェクトは既に完成している。再生可能エネルギーマスタープランでは 2030 年まで

に一次エネルギーの 25%を賄う計画を掲げているが、プロジェクトの実施には多大な資金が必要

であり、プロジェクトの実施は遅れている。再生可能エネルギーの詳細は第 8 章で述べられてい

る。

7.2 セクター別の終エネルギー消費

需要予測 Ref-case での終エネルギー消費をセクター別にみると 2010 年では農業関係で 6%,

工業関係で 32%,商業関係で 2%、官公庁関係で 1%、交通関係で 39%および住宅で 20%を消費して

いる。図 7.2-1 に 2010 年におけるセクター別終エネルギーの消費割合を示す。


図 7.2-1 セクター別終エネルギー消費(Mtoe)（ in 2010）

2030 年のセクター別の終エネルギー消費（需要予測の Ref-case）は、農業関係ではほぼ横ば

いで 3%、工業関係では 2010 年の 4.2 Mtoe から 2.2 倍の 9.2 Mtoe になると予測されている。商業

関係も 2010 年の 0.3 Mtoe から 2.8 倍の 0.82 Mtoe になると予測されている。官公庁関係はほぼ横

ばい、交通関係は 2010 年の 5.1 Mtoe が 14.2 Mtoe と 2.8 倍になると予測されている。このことは

経済発展に伴い、近隣諸国との人的交流、貿易が一層活発となり、商工業、輸送交通機関が発達

するものと考えられる。住宅関係は人口の増加に伴い約 2.2 倍になると予測されている。図 7.2-2

に 2030 年におけるセクター別終エネルギーの消費割合を示す。

第 7 章


7―15


図 7.2-2 セクター別終エネルギー消費(Mtoe)（in 2030）

7.3 一次エネルギーの需要と供給のバランス

図 7.3-1 に 2010 年から 2030 年までの一次エネルギーの需要と供給バランスを示す。

需要予測の Ref-case によると 2010 年の一次エネルギーの需要は 24.6(Mtoe、2015 年は 28.2

Mtoe、2020 年は 35 Mtoe、2025 年は 43.5 Mtoe、2030 年は 53.5 Mtoe と予測している。

供給はシリア国内の原油生産量から海外に輸出した分を差し引いた原油 11.7 Mtoe)、天

然ガスは国内生産分 18.3 Mtoe とエジプトからの輸入分 2.5 Mtoe、水力発電所 0.75 Mtoe)

および再生可能エネルギー0.7 Mtoe の合計 34 Mtoe である。

2015 年から 2030 年までは新規に開発されると思われる天然ガス量を 9.2 Mtoe と予測し、

更にエジプトからの天然ガス輸入量を 2.5 Mtoe から 6 Mtoe に増加、イランからの天然ガ

ス輸入量を 5 Mtoe～9 Mtoe、イラクからの天然ガス輸入量を 1.5 Mtoe およびアゼルバイジ

ャンからの天然ガス輸入量を 3 Mtoe として予測した。

原油の生産量は 2015 年に 14.8 Mtoe、 2020 年には 5.6 Mtoe とし、2030 年にはシリア国

内の油田は枯渇するため 0 Mtoe と予測している。また、諸外国からの原油の輸入量をイ

ラクおよびイランなどから 23.5 Mtoe と予測している。2015 年～2025 年の間は需要に対し

て供給量はかなりの余裕を持っているが、2025 年以降は天然ガスの国内生産の落ち込みと

相まってエジプトとの天然ガス供給契約が期限切れとなり、2028 年以降はエジプトからの

天然ガスの輸入は”0”となるため、一次エネルギーの供給量は減少すると予測している。

2030 年時点の一次エネルギー供給は、天然ガスの国内生産量に加えてイラン、イラクおよ

びアゼルバイジャンから天然ガスを輸入した天然ガスの供給量はエネルギー供給全体の

52%を占める。また、原油は全てをイラクなどからの輸入に頼り、原油供給量はエネルギ

ー供給全体の 40%を占める。再生可能エネルギーは 7%、水力が約 1%を占めるものと予測

している。

本予測は前提として輸出元である近隣諸国との交渉がすべてシリア国側の計画どおり

に進むとした予測であるが、近隣諸国も自国の経済成長に伴う国内消費の増大に対応する

第 7 章


7―16

必要があり、シリア国側の計画どおりに天然ガスおよび原油が輸入できるか懐疑的な見方

も一部にある。

出典：PEEGT Data を基に JICA Study Team が作成

図 7.3-1 一次エネルギー需要と供給バランス(Mtoe)

図 7.3-2 にシリア国が現在計画している一次エネルギー調達の自国内生産・輸入割合を示す。

2010 年時点では一次エネルギーのほぼ全量を自国内の生産で賄っているが、2020 年を境に近隣諸

国からの輸入量がシリア国内の生産量を上回り、2025 年以降はシリア国内での一次エネルギーの

生産割合は約 40％で、近隣諸国からの一次エネルギーの輸入量は約 60％となる。

出典：PEEGT Data をもとに JICA Study Team が作成

図 7.3-2 シリア国の一次エネルギーの生産・輸入割合

第 7 章


7―17

図 7.3-3 に主要 OECD 国の一次エネルギー自給率を示す。

出典：Energy Balance of OECD Countries

図 7.3-3 主要 OECD 国の一次エネルギー自給率(2010 年)

図 7.3-4 に 2030 年のシリア国における一次エネルギーの種類を示す。天然ガスは全体の

約 26%を占め、主にガスコンバインド火力発電所で消費されると予測される。原油は 2025

年にはシリア国の油田は枯渇すると予測されているが、油田枯渇後も交通、家庭の旺盛な

需要を賄うために 2030 年においても一次エネルギー全体の約 53%を占め、原油の全量を

イラクおよびイランなどの近隣諸国から輸入すると計画されている。水力はユーフラテス

川の水量が上流のトルコ国で制限されており、開発は望めないため 2010 年とほぼ同じ 1%

としている。再生可能エネルギーはマスタープランでは 2030 年には一次エネルギーの 25%

を賄う計画であるが、資金面、経済性の観点より、開発は遅れ 10%と予測した。石炭は電

源開発計画によると 2017 年から 2020 年にかけて合計出力 2000MW の石炭火力発電所の

建設が予定されていることから、2030 年には一次エネルギーの 10%を占めるものと予測し

た。

Gas26%

Oil53%

Hydro 1%

RE10%

Coal10%

Type of Primary Energy Supply (Mtoe) in 2030


図 7.3-4 シリア国の一次エネルギーの種類(Mtoe)(in 2030)

主要 OECD 国の一次エネルギー自給率(%) (2010)

第 7 章


7―18

7.4 エネルギー政策

シリア国のエネルギー政策は原油の生産確保、天然ガスの生産拡大および発電能力の増

大を掲げて下記の具体的な方策を展開している。将来、これらの方策を確実に実施するこ

とで 25%の一次エネルギーが節約できるとの予測もある。

電気エネルギーの技術的・非技術的損失の低減

省エネルギーおよび効率向上の推進

再生可能エネルギー利用の促進

適正な価格決定方針の採用・実行

原油消費の低減（天然ガスへの転換）

原油・天然ガスおよび電力セクターへの投資促進

7.5 エネルギー安全保障

シリア国ではエネルギー備蓄設備は設置されていないが、エネルギーのベストミックス

（原油・天然ガス・水力・再生可能エネルギー）を計ると共にエネルギー供給先の多様化

（エジプト・イラン・イラク・アゼルバイジャン）が計画されており、エネルギーの安全

保障は確保されていると思われる。

世界の石油備蓄制度状況は国際エネルギー機関(IEA)では IEA に加盟している 26 の主要な石油

消費国に対し、石油輸入量の 90 日分以上の石油備蓄を義務付けている。IEA が公表している各国

の石油備蓄日数を表 7.5-1 に示す。

表 7.5-1 主要国の石油備蓄日数

日本米国ドイツフランススペインイタリア英国

165 日 82 日 93 日 87 日 81 日 72 日 65 日

出典：IEA 統計より作成

また、シリア国は地域的に湾岸諸国からヨーロッパへの中間地に位置しており、将来的

には生産地である湾岸諸国と需要地であるヨーロッパを結びつけ、パイプラインの輸送管

理面などから、重要な立場になると考えられている。

一方でシリア国はエネルギーと電力の供給不足に直面すると予測されている。このため、

シリア国は再生可能エネルギープロジェクトの早期実施、埋蔵が確認されているシェール

ガスの早期開発、利用促進などを図り、エネルギー不足に対応する必要がある。

近い将来原油生産量の減少により、原油の輸出が減少して政府の財政を逼迫すると思わ

れるため、エネルギー、電力などに対する補助金制度の見直しを実施して民間の投資を促

進するなどの経済改革を早急に実施する必要がある。

第 8 章


8―1

8.1 シリア国の省エネルギー・省電力の現状

シリア国は今回の調査では、企業のエネルギー・電力効率改善意欲および政府の積極性から判

断し、効率改善の可能性が高い。表 8.1-1 にシリア国の省エネルギー・省電力の現状を示す。2009

年に法律が公布され、省エネルギー政策立案と施策実施は今後の重点事項となった。

表 8.1-1 シリア国の省エネルギー・省電力の現状

法律整備

2007 年「建物用断熱材規定」が公布され、施行のための調整が行われて

いる。UNDP が実施のための政府関係者の CD を支援準備中。

2008 年 10 月「家電製品のエネルギー効率ラベリングと標準」に関する法

律が公布された。

2009 年 2 月「省エネルギー法」が公布され、この法律に基づき NERC は

各種対策の実施管理を委ねられた。

省エネルギー法

の適用対象

全てのエネルギー生産者、販売者、使用者

全ての輸入業者、エネルギー生産・使用のための国内機器製造者

エネルギーを使用する連盟、団体およびエンジニアリング会社

公私立教育機関、科学研究センター、市民団体、宗教団体

省エネルギー

推進組織

中央ユニット（省庁およびその他重要公共機関）

サブユニット（中央ユニットに指定された設備およびサイト）

ユニットの責務

全てのエネルギー使用のデータベース確立

エネルギー使用に関する月間・年間レポート準備

省エネルギー診断による効率向上策の特定

NERC の要求に基づく省エネルギー実施

建設部門

ビル建設認可

再生可能エネルギーの使用（特に太陽光温水設備）

ビルの断熱（規定された標準に基づく）

省エネルギー型照明と採光設備

ビルの最適断熱設計

輸送部門

市外との大量輸送手段の確立

車両のエネルギー使用効率改善

バスエンジンの効率改善

NERC の役割

規則、規定およびガイドラインの準備

住宅、商業、公共・私有ビルの規則および規定の策定

閣僚会議への提出

出典: “Master Plan for Energy Efficiency and Renewable Energies Draft Final Report” May 2010 GTZ

第８章省エネルギー・省電力と再生可能エネルギー

第 8 章


8―2

8.2 JICA の省エネルギー・省電力活動

JICA の 2006 年 11 月の調査報告書「キャパシティーディベロップメントに関する事例分析：省

エネルギー分野」によれば、JICA の省エネルギー・省電力活動は以下のとおりである。

JICA の省エネルギーへの支援は、大きく分けて技術協力プロジェクト方式と集団研修方式があ

る。技術協力プロジェクト方式では、相手国内に省エネルギーに関する研修・診断・広報ができ

るセンターを設立し、自立的な運営ができるまで支援を行うものである。

また、集団研修方式では、各国の省エネルギー関係者を日本に招き、約 1 カ月かけて日本の法

制度や工場等での省エネルギーの実態を学ぶ支援を行っている。

これまでに JICA が実施してきた主な省エネルギープロジェクトは表 8.2-1 のとおりである。ま

た同様のプロジェクトをサウジアラビアで実施した。インドネシア、ベトナム、スリランカ、フ

ィリピンにおいてもプロジェクト実施中である。

このように、JICA はこれまで開発途上国に対して、省エネルギーに関する法制度整備、エネル

ギー管理者の育成、省エネルギー診断技術の向上、産業界への省エネルギーに関する情報提供や

省エネルギーの啓発普及のための支援などを実施してきた。今後は、これをさらに進めて、省エ

ネルギー制度の構築、省エネルギー関連行政サービスの実施、省エネルギー市場の活性化を戦略

的に展開していく見込みである。

シリア国は省エネルギーを積極的に進めようとしており、この分野での JICA との協力を検討

する価値は大きい。

第 8 章


8―3

表 8.2-1 JICA の主な省エネルギープロジェクト

プロジェクト概要事業内容国名

件名協力期間プロジェクト目標成果省エネルギー活動運営・管理体制確立

研修用機材・計測機器の使用管理技術強化

エネルギー管理者研修

各種産業工場等に対する省エネルギー診断

トルコ省エネルギープ

ロジェクト 2000/8－2005/7

研修、省エネルギー診断、政策策定・

広報普及など能力強化

情報提供、省エネルギー意識啓発および政策提言センター開設・実施体制確立

P国家試験制度設立省エネルギー技術研修コース設立実施体制設立

タイ省エネルギー管

理者訓練センタ

ー 2002/4－2005/4 教育システム整備

支援システム提案診断業務専門家養成省エネルギー診断・工場等改善指導コンサルティング省エネルギー政策体系の検討

ブルガリア省エネルギーセ

ンター 1995/11－2000/10

センター機能強化省エネルギー施策提言工業界の省エネルギー技術指導

省エネルギー広報活動実施省エネルギー推進指導するC/Pの養成工業分野エネルギー管理者育成アルゼンチン

工業分野省エネ

ルギー 1995/7－2000/6

CP 機能が拡充工業分野省エネルギーの指導・推進

工業分野省エネルギー啓発・普及管理体制確立工場等向けの研修コース省エネルギー診断する診断士の派遣企業のエネルギー効率向上支援

ポーランド省エネルギー技

術センター 2004/7－2008/7 省エネルギー推進機関の支援

工場等への省エネルギー情報提供政策や関係行政機関整備施設機材を操作・保守イラン

省エネルギー推

進プロジェクト 2003/2－2007/3

省エネルギー訓練センターの産業界

への指導理論・実技の訓練

出典：各プロジェクトに関する各種調査報告書

第 8 章


8―4

8.3 再生可能エネルギー

8.3.1 シリア国における再生可能エネルギー利用

電力の 90%以上を石油・ガスに依存しているシリア国は、再生可能エネルギー利用推進に積極

的である。現在検討中および実施中の再生可能エネルギープロジェクトは以下のとおりである。

スペイン政府援助による 6MW の風力発電パイロット設備設置

投資家による 12.5MW 風力発電実験プロジェクト

10MW 風力発電 TOR 準備

国内太陽光温水システムに対する 5 億 US$の国家基金設立。内半額は政府援助。

2010 年までに 500MW 風力発電実現に関する投資家との交渉

年間生産 11MW の太陽光設備・セル生産設備の企業化調査準備。2009 年開始

ドイツ企業との 10MW 能力の PV 発電設置契約

GTZ との SOLARTERM プロジェクトに関する提携（2006 年末開始）。太陽エネルギー利用

および政策・戦略立案のための専門家派遣

地方における 19 カ所小規模バイオマスプロジェクトの実施および発電のための大規模廃棄

物バイオ消化槽準備

出典: Renewable Energy and Energy Efficiency, Presentation, NERC

また、2030 年までに再生可能エネルギー利用推進計画を表 8.3-1 に示す。

表 8.3-1 再生可能エネルギー利用計画

Unit 2010 2015 2020 2025 2030 Solar Hot Water System 1,000 箇所 480 1,500 3,000 3,500 4,000Solar Thermal Industrial Process Heat 1,000 箇所 75 325 550 800 1,000Photo Voltaic (Installed Capacity) MWh 6 70 140 220 300Wind Power (Installed Capacity) MW 500 1,000 1,500 2,000 2,500

出典: Renewable Energy and Energy Efficiency, Presentation, NERC

また、EU が支援している”Solar Plan for the Mediterranean”にシリア国も参加し CSP プラント 2

カ所（総能力 220MW）および PV プラント（20MW）を計画している。（出典: “Identification Mission for

the Mediterranean Solar Plan” Final Report, January 2010, European Union）

以上からシリア国は再生可能エネルギーの中で太陽光と風力の利用に積極的に取り組もうとし

ている。図 8.3-1 にシリア国の風況分布を示す。西部地域および中部地域は風速が大きく風力発電

に適した立地である。また図 8.3-2 に示すとおりシリア国の平均太陽光放射照度は、日本・ヨーロ

ッパに比較して大きく太陽光利用に適している。日本の約 1.5 倍である。

第 8 章


8―5

Unopened

Area (City, Forest)

Open Area (Low Trees)

Sea Shore (Low Glass)

Sea Surface (10km in the

sea) Hills Area

m/sec m2

5-6 6.5-7.5 7-8.5 8-9 10-11.5 54,000

4.5-5 5.5-6.5 6-7 7-8 6.5-10 45,000

3.5-4.5 4.5-5.5 5-6 5.5-7 7-8.5 75,000

3.5< 4.5< 5< 5.5< 7< 13,000

Source: Syria’s Master Plan for Renewable Energy

図 8.3-1 シリア国風況地図

Source: http://www.3tier.com/static/ttcms/us/images/support/maps/3tier_solar_irradiance.pdf

図 8.3-2 アジア・中東・ヨーロッパ・アフリカの放射照度 Irradiance

第 8 章


8―6

8.3.2 JICA の再生可能エネルギーへの取り組み

(1) JICA の再生可能エネルギー開発目標

JICAの再生可能エネルギー利用への取り組みには 2種類ある。地方電化推進とCDM活動である。

その取り組みフローを図 8.3-3 および図 8.3-4 に示す。

Establishment of electrification plans utilizing renewable energy

Assistance in operation and maintenance

Various forms of training and the dispatch

of experts

Assistance in implementation and promotion

M/P study

F/S, grant aid

Technical cooperation

project

Num

ber

of

exp

erie

nced

pr

ojec

tM

ore

Les

s

出典: JICA Thematic Guidelines on Renewable Energy, February 2006

図 8.3-3 地方電化と地域開発チャート

Various forms of training and the

dispatch of experts Assistance in implementation and

promotion

M/P study

F/S

Technical cooperation

project

Num

ber

of e

xper

ienc

ed p

roje

ctM

ore

Les

s

Formulation of rural master plans

出典: JICA Thematic Guidelines on Renewable Energy, February 2006

図 8.3-4 エネルギーリスク回避と環境保全チャート

第 8 章


8―7

(2) 太陽光発電

以下に太陽光発電開発上の重点課題を示す。

対象国の電化計画との整合性

日照量の調査と立地検討

海外ボランティア、NGO および NPO との協力

制度の持続性を担保する電気料金請求制度

人材開発

太陽光発電取り進め 2 手法からの適正な選択

国内グリッドまたはミニグリッドに接続した集中型設備

家庭型(Solar Home System: SHS)または電池型(Battery Charging System: BCS)

(3) 風力発電

以下に風力発電開発上重要な段階を順番に示す。

机上検討：風況および地形調査、社会条件の概略調査

現地調査：地理条件調査および発電能力想定

詳細風況調査

基本設計：立地と規模決定、環境影響評価および経済効率

実行設計：正確な調査、地理調査、機器設計、業務計画と管理

関連組織との連携：法律および基準、電力会社との折衝

建設

操業と保守

(4) JICA の再生可能エネルギー分野での海外協力実績

シリア国での協力プロジェクトの検討を取り進めるための参考として、図 8.3-5、図 8.3-6 および

図 8.3-7 に太陽光発電、小水力および地熱の海外諸国での協力実績を示す。また、表 8.3-2 に再生

可能エネルギー関連の訓練プロジェクト実績を示す。

第 8 章


8―8

出典：JICA Thematic Guidelines on Renewable Energy 2006 February

図 8.3-5 JICA の太陽光発電プロジェクト

Indonesia Photovoltaic Hybrid System 1989-1993 (MP) 2000 (After Care)

Kiribati Photovoltaic for Rural Electrification 1992-1995 (MP) 2000 (After Care)

Syria Integrated Photovoltaic System 1995-2001 (MP)

Morocco Decentralized Rural Electrification 1996-1998 (MP)

Zimbabwe Photovoltaic Rural Electrification 1997-1999 (MP)

Mongolia Rural Power Supply 1998-2000 (MP) Laos

Photovoltaic Rural Electrification 1998-2000 (MP)

Senegal Photovoltaic Rural Electrification 1999-2002 (MP)

Bolivia Rural Electrification Implementation 1999-2001 (MP)

Botswana Photovoltaic Rural Electrification 2000-2003 (MP)

Ghana Photovoltaic Rural Electrification 2005-2006 (MP)

Cambodia Rural Electrification 2005-2006 (MP)

Nigeria Solar Energy 2205-2007 (MP)

Philippines Rural Electrification 2004-2009 (Technical Cooperation)

第 8 章


8―9


図 8.3-6 JICA の小水力プロジェクト

Malaysia Hydroelectric Power 1985-1988 (FS) Small Scale Hydropower 1991-1992 (FS)

Tanzania Small Scale Hydropower 1986-1987 (FS)

Laos Small Scale Hydropower 1990-1991 (FS)

Nepal Small Hydropower 1992-1993 (FS)

Indonesia Rural Electrification 1992-1994 (FS) Renewable Energy 2000-2003 (MP)

Cameroon Micro Hydropower 1997-1999 (FS)

Myanmar Renewable Energy 2000-2003 (MP)

Vietnam Renewable Energy 2001-2002 (MP)

Malawi Rural Electrification 2001-2002 (MP)

第 8 章


8―10


図 8.3-7 JICA の地熱発電プロジェクト

Guatemala Survey on Geothermal 1971-1973/1976-1977 (MP) Feasibility Study 1997-2001 (Expert Dispatch)

Chili Pre-Feasibility Study 1978-1981 (MP)

Indonesia Feasibility Study 1981-1983 (MP) Feasibility Study 1986-1988 (MP)

Argentina Development Project 1981-1984 (MP) Pre-Feasibility Study 1987-1989 (MP)

Thailand Pre-Feasibility Study 1981-1987 (MP)

Indonesia Feasibility Study 1982-1985 (MP)

Turkey Pre-Feasibility Study 1985-1987 (MP)

第 10 章


8―11

表 8.3-2 JICA の再生可能エネルギー訓練プロジェクト

No Country Project Period Outline

1 Special

Offer

Solar Power

Generation & ITS

Application

System (Oceania)

1996-2000

Generalized knowledge on the principles and

practice of photovoltaic power generation.

Techniques of storing and generating electric

power and converting it to motive energy

Training required to study and determines the

feasibility and adequacy of the introduction of

photovoltaic power generation.

2 Special

Offer

Small Scale

Hydropower

Engineering

1999-2003

Accomplishment of planning methods related to

the construction of a micro-hydropower plant, and

methods for developing participatory operation

and maintenance systems and organization of the

residents

3 Focusing

Country

Solar Power

Generation and

Application

Technology

(Oceania)

2001-2005

To offer basic knowledge on photovoltaic power

generation that is essential for the development of

electric power resources aimed at the effective

utilization of solar power, and provide

opportunities for generalized training in practical

technologies for engineers in developing

countries.

4 Group

Small-Scale Hydro

Power and Clean

Energy Power

Engineering

2004-2008

To gain a better comprehension of clean energy

with the operation and maintenance of

micro-hydropower plants and reductions in CO2

emissions, in which Japan excels; and to improve

the technical level

5 Group Tropical Biomass

Utilization 2005-2009

To introduce multistage utilization technology,

such as the utilization of renewable biomass and

the utilization of other forms of energy, to

working-level people who carry out technical

research on agriculture and forestry in tropical and

subtropical regions, and develop human resources

to form the core of the creation of an

environment-friendly society


過去に実施した JICA/JBIC の風力・太陽光のプロジェクト例を以下に示す。

エジプト国：ザファラーナ風力発電事業

事業の内容を表8.3-3に示す。120MW の風力発電所の建設、同発電所の系統連系を行うための

変電設備の増設を行うものである。

第 10 章


8―12

表 8.3-3 ザファラーナ風力発電事業の概要

Project Name Wind Power Station

Countries Egypt

LocationZafarana (220km

Southeast of Cairo)

Schedule 2003/12 ~ 2007/2

Project Expense

(Million Yen)

Total 18,466 M. Yen

Yen Loan 13,497 M. Yen

Target

Operating Rate 97%

Maximum Output 120MW

Electricity Supply at Transmitting End

415GWh/Year

CO2 Reduction 270,000tCO2/Year

EconomicsEIRR 16.90%

FIRR 1.22%

Project Life 20 Years

Source: JICA/JBIC Home Page

エジプト国：コライマット太陽熱・ガス統合発電事業

総出力 150MW（ガスタービン（80MW）、スチームタービン（70MW:うちガスタービンの排熱回

収によるもの 40MW、太陽熱の回収によるもの 30MW）の太陽熱・ガス統合発電所の新設。発電

設備部分（主要機器：ガスタービン発電設備、スチームタービン発電設備、太陽熱回収を含む排

熱回収ボイラー）について JBIC が支援。

表 8.3-4 コライマット太陽熱・ガス統合発電事業の概要

Project Name Solar/Gas Power Station

Countries Egypt

LocationKuraymat (110km

South of Cairo)

Schedule 2005/9 ~ 2011/6

Project Expense

(Million Yen)

Total 21,383 M. Yen

Yen Loan 10,665 M. Yen

Target

Operating Rate 91%

Maximum Output 150MW

Electricity Supply at Transmitting End

873GWh/Year

CO2 Reduction 180,000tCO2/Year

EconomicsEIRR 19.1%

FIRR 3.4%

Project Life 25 Years

第 10 章


8―13

(5) プロジェクト取り進めのための基本チェック項目

プロジェクトを取り進めるにあたり検討すべきチェック項目を表 8.3-5 に示す。

表 8.3-5 基本チェック項目

Major Items Medium Items Minor Items Remark

Population Total number, number of households,

number of communities Future perspectives

Basic Indices GDP, HDI, GDI, Cash income

sources, Income distribution, average income

Industrial Structure Primary industry, Secondary industry,

Tertiary industry General Information

Rural communities

Village locations, housing density, means of access

Self-governing organizations in the villages

Life and customs (daily and annual life patterns, gender roles)

Electrification Rate Village electrification rate Housing electrification rate

Solar power Landscape, amount of solar radiation Promotion rate of batteries Developable potential

General Conditions

Renewable Energy Potential

Wind power Wind conditions Developable potential

National Plan & System

National Development Plan (Poverty Reduction Strategy)

Social and economic development targets

Need for electrification Positioning of renewable forms of

energy Environmental countermeasures

(including CDM)

Energy Policy Energy development and utilization plans

Petroleum and natural gas, Coal, Hydropower, Nuclear power, Renewable forms of energy

Energy conservation

Comprehensive electric power development

Prospects for the demand and supply of electric power (plan)

Innovation and privatization of electric power structures

Electric Power Policy

Related systems, laws and regulations

Electric power law (rural electrification law)

Financial resources for electrification, funds, subsidies

Promotional organizations and systems (governments, quasi-governments, research institutions, etc.)

Policy & Systems

Electrification policies and systems

Electrification Policies

Targets of electrification Rural electrification policies Renewable energy promotion policies

第 10 章


8―14

Electrification plans Rural electrification plans Compatibility of on-off grids Renewable energy development plans

Electrification systems

Government (ministries, agencies), governmental organizations

Electric power suppliers (electric power corporations and companies, electrification associations, etc.) Other private companies

Others (research institutions, universities, educational organizations, NGOs, etc.)

Electrification policies and systems

Utilization of renewable forms of energy

Development objectives Promotional organizations and

systems (governments, quasi-governments, research institutions, etc.)

Preferential treatment for development

Policy & Systems

Environmental policies and systems

Regulations and laws

Environmental standards (air, water, etc.)

Development restrictions (type, scale, etc.)

Environmental impact assessment procedures

Trend among assistance agency

General Major fields of assistance Record in the relevant countries

Progress of plans Consistency with national plan,

effectiveness Impediments (political, financial)

General

Development and introduction quantities (solar power, wind power)

Project-based and program-based overview Objectives (social development,

economic development) Data (locations, on-off grids, output,

etc.) Program implementation entity

Support systems (organizational systems)

Assistance agencies (government, municipalities, NGOs, research institutions, etc.

Relationship to national policies Financing (resources, funds, funding

systems) Operation and maintenance systems Charge setting, charge collecting rate

Technologies Simplification (standardization, local

equipment and machinery) New technologies

Impediments to sustainability

Policies, systems, support systems Operation and maintenance Charge setting (economic efficiency)

Trend in entire projects

Utilization of CDM Adoption performance Relationship to rural electrification

Record of Introduction

Special items based on the power source

Solar power Battery recovery routes Limited electric power supply Procurement routes for photovoltaic

power generation systems

第 10 章


8―15

Burden of initial costs

Wind power

Economic efficiency of decentralized small-scale wind power generation

Hybrid with photovoltaic power generation


8.3.3 日本の風力発電・太陽光分野での展開

表 8.3-6 の風力発電設備設置能力、図 8.3-8 の太陽電池生産量に示されるとおり、日本の風力・

太陽光エネルギー利用への取り組みは世界トップレベルにある。その実績を国際協力に生かせる

可能性は極めて高い。

表 8.3-6 世界の風力発電導入実績（2009 年）

Country MW Country MW Country MW Country MWUnited States 35,086 Australia 1,712 China 25,104 Costa Rica 123Germany 25,777 Sweden 1,448 India 10,926 Iran 91Spain 19,149 Ireland 1,264 France 4,492 Tunisia 54Italy 4,850 Greece 1,109 Turkey 801 Nicaragua 40United Kingdom 4,051 Austria 995 Poland 725 Caribbean 35Portugal 3,616 Norway 431 Brazil 606 Philippines 33Denmark 3,480 Mexico 415 Belgium 563 Argentina 31Canada 3,319 Korea 392 New Zealand 497 Jamaica 23Netherlands 2,216 Finland 147 Taiwan 436 Colombia 20Japan 2,056 Switzerland 18 Egypt 430 Uruguay 20

Total 111,531 Morocco 253 Others 1,675Grand Total 158,677 Chile 168 Total 47,146

IEA Wind Members Rest of World

Source: IEA Wind Energy Annual Report 2009

第 10 章


8―16

Source: PV News 2009.4, 2010.5, 2011.5

図 8.3-8 太陽電池生産推移

8.3.4 シリア国での再生可能エネルギープロジェクト

シリア国は、8.3.1 で述べたとおり、再生可能エネルギー資源（特に、風力・太陽光）に恵まれ

ている。また NERC が中心となり、再生可能エネルギー利用計画を立案している。しかしながら

6 章で述べたようにシリア国の電気料金は現在安価に設定されているため、当面化石燃料に比較

して経済的に有利なコストで再生可能エネルギーを利用して発電することは難しいと考える。

かかる状況下でも NERC は再生可能エネルギー利用を前向きに検討開始し、豊富なエネルギー

資源の利用を段階的に高める姿勢は評価できる。特に太陽光エネルギーを発電より熱利用を優先

して取り進めていることは妥当な判断である。

我が国は再生可能エネルギー分野で、JICA、NEDO、JBIC が中心となり技術協力・円借款・教

育等積極的に展開しており、シリア国との共同プロジェクトの可能性は充分検討に値すると考え

る。

シリア国は、地勢的にトルコ・ヨルダン・エジプト等の中心にあり、この国との協力関係は重

要と考える。

第 10 章


8―17

Source: Identification Mission for the Mediterranean Solar Plan

図 8.3-9 現在および今後の電力系統国際連携

太陽光分野でヨーロッパ（ドイツが主導）が中心で取り進めている DESERTEC 計画は、すでに

モロッコで商業 CSP 発電所が稼働している。北アフリカ・中東・ヨーロッパを再生可能エネルギ

ー連携網でつなぐ雄大な計画である。シリア国で太陽光プロジェクトを検討する場合、DESERTEC

との調和も検討する必要がある。

第 10 章


8―18

Source: Desertec HP

図 8.3-10 DESERTEC 計画

第 9 章


9―1

9.1 EIA の制度と承認プロセスの確認

9.1.1 シリア国における環境政策

環境政策については、2003 年に、世界銀行と国連開発計画（United Nations Development

Programme：以下、UNDP）の支援により「国家環境戦略・行動計画（Strategy & National Environmental

Action Plan for the Syrian Arab Republic：以下、2003 年環境戦略）」が策定されている。2003 年環境

戦略では、水資源、土壌、大気、生物多様性、廃棄物、都市環境、文化遺産および地球環境に関

しシリア国の現状分析を行い、優先課題を抽出したうえで、2015 年までの短期・中期の行動計画

を示している。2003 年環境戦略は、2015 年までをターゲットとしていたが、環境省（Ministry of State

for Environmental Affairs：以下、MSEA）担当官によれば、現在では既に環境戦略として参照され

ていない。第 10 次 5 カ年計画（2006 年～2010 年）が策定された際、2003 年環境戦略を改定し、

5 カ年計画の中に組み入れられた。現在、大統領承認プロセスにある第 11 次 5 カ年計画（2011 年

～2015 年）が正式に採択されると、第 11 次 5 カ年計画がシリア国の新環境政策となる予定であ

る。

（1）第 10 次 5 カ年計画

第 10次 5カ年計画は、基本的に社会経済における改革に焦点を当てている。本 5カ年計画では、

健全な環境管理と天然資源の保護を重視した開発1を強調し、クリーン・再生可能エネルギーの

活用の推進が謳われている。さらに環境について、①セクター間の調整が不十分で、開発計画

策定の基本的なアプローチとして環境への配慮が必要であると見做されていないこと、②環境

に関する国民意識が低く、環境保護のための規制がないこと、③環境に関する包括的な調査や

データベースがないこと、④過去に環境破壊を引き起こした事業の環境へのインパクトを減ら

すことを目的とした明確なセクター政策がないことが課題として挙げられている2。

（2）第 11 次 5 カ年計画

本調査中には、第 11 次 5 カ年計画は大統領未承認であったため、ドラフトを入手することはで

きなかった。第 11 次 5 カ年計画においては、戦略的環境アセスメント（Strategic Environmental

Assessment: 以下、SEA）が導入されるなど、より明確な環境政策が打ち出されることが予定さ

れているため、実際に特定の事業を実施する際には、計画段階で新の環境政策を確認するこ

とが必要である。なお、2012 年 6 月以前に作成されるマスタープランについては、SEA 導入の

影響を受けないことが確認されている3。

1 Highlights on the Syrian Economy and the tenth 5YP Strategy ( Syrian Arab Republic Prime Minister Office Planning and International Cooperation Commission ウェブページ 2011 年 8 月 4 日現在：

http://www.planning.gov.sy/SD08/msf/1292968335_Syrian_Economy.pdf ) 2 Delegation of the European Commission to Syria, Country Environmental Profile for the Syrian Arab Republic, April 2009, P.41 3 2011 年 1 月の第 2 次現地調査時における MSEA 担当者との面談。

第 9 章 EIA の制度と承認プロセスの確認

第 9 章


9―2

9.1.2 環境社会配慮に関する法制度

シリア国では、1987 年、首相府に環境担当国務大臣が任命された後、アラブ諸国で初の MSEA

を設置した。2002 年には環境保護法（Law No.50, 2002）が制定され、現在は同法が同国の環境に

関する基本的枠組み法となっている。2004 年 1 月には全県に対して地方環境局（Directorate for

Environmental Affairs：以下、DFEA）が設置された。2011 年 1 月現在、14 県すべてに DFEA が設

置され、必要な要員が配置されていることが確認されている。

（1）環境保護法（Law No.50, 2002）

環境保護法（Law No.50）は、2002 年 7 月 8 日に公布された。同法は、全 8 章 37 条から成り、

環境保護に係る組織体制、目的、職務範囲、環境監視員による検査および同検査により違反が

判明した場合の罰則等が規定されている。ただし、同法では具体的な排出基準や環境モニタリ

ング制度、環境影響評価制度は規定されておらず、実施細則の検討が MSEA の職務範囲に含ま

れている。同法を契機に具体的な基準や実施細則、環境影響評価制度等が検討されることとな

った。

2011 年 1 月現在、同法は改定中である。

（2）関連法規・環境基準

環境基準や環境法規は数多く存在する4が、そのうち、電力セクターの開発に係る同基準・法規

は以下のとおりである。

① 大許容大気汚染物質排出基準

② 大許容排水基準

③ 固形有害廃棄物排出産業の分類

④ 産業固形有害廃棄物の分類

⑤ 環境保護地区それぞれの具体的基準について、以下に記述する。 1）大許容大気汚染物質排出基準

シリア国では、21 種の大気汚染物質について、排出基準を設けている。うち、発電所から排出

される可能性のあるものとして、EIA で検討すべき物質について、下表にまとめる。

表 9.1-1 電力セクターに係る大許容大気汚染物質の排出基準

汚染物質単位大許容量 CO mg/m3 250-500 NOX mg/m3 300-3000 SO2 mg/m3 1000-3000 TSP mg/m3 50-200

出典：The maximum emission limits of air pollution parameters より抜粋注：TSP: Total Suspended Particulate

4 本項に記載したものも含め、主要な環境法規、環境基準のタイトル、法令名、制定年のリストを参考

資料として別添 1 に掲載した。

第 9 章


9―3

2）大許容排水基準

水環境に関しては、39 種の汚染物質について、排出基準を設定している。うち、電力セクター

(発電所建設・拡張)の EIA で検討すべき物質については、次表のとおりである。

表 9.1-2 電力セクターにおける大許容排水基準

排出先指標単位海洋陸地河川農業用水路

pH ― 6-9 6-9 6-9 6-9 TSS mg/l 60 30 30 60 油分 mg/l 15 10 10 10

残留塩素 mg/l - 1 1 -

クロム(Cr) mg/l 0.5 0.5 0.5 0.5

銅(Cu) mg/l 1.5 1 1 1

鉄(Fe) mg/l 2 1 2 2

亜鉛(Zn) mg/l 2 1 2 2

水温上昇 ℃ 平均水温

＜10 平均水温

＜5 平均水温

＜5 平均水温＜5

出典： The maximum limits of Pollution Parameters for discharge in the water environment より抜粋注： TSS: Total Suspended Solids

3）固形有害廃棄物に係る基準

固形有害廃棄物排出産業の分類および産業固形有害廃棄物の分類によれば、発電所および付随

設備の建設、運転については、固形有害廃棄物排出産業に該当しない。

4）騒音源における許容基準

環境保護法第 26 条では、騒音源やあらゆる音源の大許容基準を定め、騒音の発生を予防、ま

た小限にとどめることが求められているが、未だ具体的な基準が存在しない。『Noise－The

permissible limits of sound intensity and duration of safe exposure to it』においては、Nasiriyah 発電所

拡張事業の騒音調査報告書(ISO37445および ISO82976に準拠)を事例研究として、添付している。

また、Deir Ali コンバインドサイクル発電所建設 EIA 報告書では、世界銀行の基準を採用して

いる（世界銀行の騒音基準詳細は、7）にて後述）。

5）環境保護地区

シリア国においては、環境保護地区に関する法律は現時点では存在せず、「閣議決定（Decision）」

のみが存在する。

現在、地球環境ファシリティー（Global Environmental Facility：以下、GEF）のプロジェクトで

5 ISO 3744: Acoustics – Determination of sound power levels of noise sources using sound pressure – Engineering method in an essentially free field over a reflecting plane, 1994-05-01 6 ISO 8297: Acoustics – Determination of sound power levels of multisource industrial plants for evaluation of sound pressure levels in the environment – Engineering method, 1994

第 9 章


9―4

法律を準備中であり、2011 年末までには同法律は承認される見込みとなっていた7。将来的に具

体的なプロジェクトを検討する際には、今後の同法律制定に向けての動向に留意する必要があ

る。

MSEA は、現状、31 の保護地区、68 の準保護地区(羊のための放牧地8と野生生物一般の保護を

目的とする)を指定している。保護地区と準保護地区においては、環境マネジメントを管轄する

省庁が異なる。前者は森林であれば農業・農業改革省、海および海岸については運輸省港湾局、

湿地は灌漑省と関係省庁が多岐にわたる。後者は環境総会（General Commission of Development）

の管轄にある。2011 年 1 月現在、MSEA により指定されている環境保護地区は、図 9.1-1 に示

されているとおりである。なお、環境保護地区を面的に示した地図は作成されていないことか

ら、実際にプロジェクト形成する際には、個別具体的に、どの範囲が環境保護地区に該当する

のかを確認する必要がある。

出典：Ministry of State for Environmental Affairs より入手した地図を基に作成

図 9.1-1 シリア国における環境保護地区

また、シリア国はアフリカからヨーロッパまたはアジアへ移動する渡り鳥の中継地となってお

り、風力発電などを計画する際には、渡り鳥の飛行ルート等に留意が必要である。なお、1990

年年代半ばに BirdLife International が鳥類保護に関する調査を行い、重要鳥類地域（IBAs:

Important Bird Areas)を 22 カ所指定している(図 9.1-1)9。本調査は古く、現状の把握はできてい

ないので、情報を更新する必要があるが、本調査では、それぞれの重要鳥類地域について、概

要やその地域の保護にかかる課題等が記載されているのみならず、シリア国の保護システム等

についても記述がある。『中東における重要鳥類地域（原文タイトル：“Important Birds Areas in the

7 2011 年 1 月の MSEA 担当者への面談。 8 放牧地は、シリア全土の 55％を占めている。 9 各地域の面積等の情報を含むリストを別添 2 に掲載したので、参照されたい。

第 9 章


9―5

Middle East”）』10によれば、シリア国には、地域単位の環境法令や生物多様性の保護を目的とし

た保護地域制度は存在しないが、保護放牧地（Enclosed Rangeland Reserves）や国有保護林（State

forest Protection Zones）の制度が存在する。

保護放牧地は、農業・農業改革省の放牧地・地方局（Directorate of Rangeland and Countryside）

によって管理されている。本制度は、家畜の放牧集中をコントロールし、植林することによっ

て、乾燥・砂漠地域における土地の劣化を改善あるいは防止をしようというものである。1994

年時点では、2 か所（計 42,000 ヘクタール）が指定されており、さらに第 3 の地域として 40,000

ヘクタールが提案されているという状況であった。

国有保護林は、農業・農業改革省の森林・植林局（Directorate of Forests and Afforestation）によ

って管理されている。具体的にどれだけの地点が国有保護林に指定されているのかは、不明と

されている。

出典：BirdLife International website http://www.birdlife.org/datazone/geomap.php?r=i&c=204 (2011/07/07 現在)

図 9.1-2 シリア国の重要鳥類地域

6）その他考慮すべき事項：住民移転にかかる制度

上記 1)から 5）の他、住民移転に係る制度等を検討する必要がある。

1973 年シリア・アラブ共和国憲法11第 14 条で、所有権を公的所有権、共同所有権、私的所有権

10 Important bird areas in the Middle East、pp. 314-315 11 アサド大統領は 2011 年 10 月 15 日、憲法改正案をつくるための「国民委員会」を設置する大統領令

を出し「４カ月以内」の憲法改正案作成を求めたとの報道がされており(産経ニュース：

http://sankei.jp.msn.com/world/news/111016/mds11101600400001-n1.htm 2011 年 10 月 16 日) された場合には、土地収用や住民移転にかかる規定および執行法について、改正後の条文および関連法

を確認する必要がある。

第 9 章


9―6

の 3 種類に定め12、そのうち私的所有権に属するものを収用する場合について、第 15 条に次の

ような定めがある。

第 15 条13

1．私的所有権は公共の利益あるいは法の定めた適正な補償がない時、これを収容する

ことはできない。

2．財産の公的な没収は認められる。

3．私的財産は法的手続きを通さない限り没収されることはない。

4．私的財産の没収は適正な補償がされれば法に基づいてこれが認められる。

なお、住民移転に係る制度については、土地収用に関しては自治省（Ministry of Local

Administration）が、非自発的住民移転に関しては住宅省（Ministry of Housing and Utilities）が管

轄している。

7）実際の EIA 報告書での各種基準の採用状況

排水、排煙等について、上述のとおり、シリア国内の基準が存在するが、国際機関によるプロ

ジェクトにおいては、ドナーの基準を採用しているものもある。ここでは、Deir Ali コンバイン

ドサイクル発電所拡張プロジェクトの事例を検討する。

同プロジェクトは、欧州投資銀行（European Investment Bank: 以下、EIB）およびアラブ経済社

会開発基金（Arab Fund for Economic and Social Development）の資金支援により、700MW のコ

ンバインドサイクル発電所をターンキー方式で拡張するものである。本プロジェクトの EIA 報

告書によれば、シリア国の環境基準は存在するものであっても重要な要件とはならないと判断

し、世界銀行と欧州連合（European Union:以下、EU）の環境基準を採用している。

なお、シリアMSEAおよびEIA手続きでは、シリア国の環境基準を採用することが望ましいが、

国際機関やドナーの環境基準の方がふさわしい場合には、他の環境基準を採用することを妨げ

るものではないと規定している。

Deir Ali コンバインドサイクル発電所拡張プロジェクトで採用された主な環境基準のシリア国

およびドナーの比較は、次の表のとおりである。

12 憲法 14 条では、公的所有権は、天然資源、公共事業、国有化された施設、企業、また国が設立した

施設、企業を指すと定められている。また、共同所有権については、人民大衆や職業別の諸組織、製造

部門、協同組合、その他の社会事業関連企業に属する財産を指すと規定されている。また、私的所有権

は、個々人に属する財産と規定されている。 13 日本国際問題研究所ウェブページの憲法和訳を参照した。

http://www2.jiia.or.jp/pdf/global_issues/h12_kenpo/05syrian.pdf (2011 年 7 月 12 日現在)

第 9 章


9―7

表 9.1-3 環境基準の比較

単位シリア環境基準 EC ガイドライン世銀ガイドライン

排煙 NO2 mg/Nm3

t/day 300

- 120

- 125(gas)/165(oil)

- SO2 mg/Nm3

t/day 1000

- - -

2000 120(for 700MW)

TSP mg/Nm3 50 - 50 CO mg/Nm3 250 - - 周辺大気汚染 NO2

- 1h 平均 - 24h 平均 - 年間平均

mg/Nm3

mg/Nm3

mg/Nm3

0.4 0.15 ―

0.2 ―

0.03

―

0.15 0.10

SO2


mg/Nm3

mg/Nm3

mg/Nm3

―

0.125 0.05

0.35 0.125 0.02

―

0.15 0.08

TSP - 1h 平均 - 24h 平均 - 年間平均

mg/Nm3

mg/Nm3

mg/Nm3

―

0.12 ―

― ― ―

―

0.23 0.08

PM10


mg/Nm3

mg/Nm3

mg/Nm3

―

0.12 ―

―

0.05 0.02

―

0.15 0.05

排水水温上昇 ℃ 基準なし基準なし ≤3 pH ― 基準なし基準なし 6－9 TSS mg/l 基準なし基準なし 50

油分 mg/l 基準なし基準なし 10

残留塩素 mg/l 基準なし基準なし 0.2

騒音(工業地帯) 日中(7:00～22:00) dB(A) 基準なし基準なし 70

夜間(22:00～7:00) dB(A) 基準なし基準なし 70

騒音(住宅地) 日中(7:00～22:00) dB(A) 基準なし基準なし 55

夜間(22:00～7:00) dB(A) 基準なし基準なし 45

出典：PEEGT Syria, Extension of Deir Ali CCPP, EIA Report- Section A, p.6

9.1.3 環境影響評価の手続き

EIA に関する手続きは「環境影響評価行政手続（Environmental Impact Assessment Executive

Procedures in the Syrian Arab Republic：以下、EIA 手続き）」に定められており、MSEA 内に設置さ

れている環境総局（General Commission for Environmental Affairs：以下、GCEA）および上述の各

県に設置されている DFEA により、手続きが行われている。

EIA 手続きは、2002 年に制定された環境保護法第 4 条を具体化し、環境影響評価の手続きを規

定したものである。現状、発電所等の建設・拡張を行う場合、コントラクターは、本 EIA 手続き

に沿ったEIA報告書をMSEAのGCEAおよびプロジェクトサイトの所在する県の環境局に提出し、

承認を得る必要がある。

具体的な手続きを次項以降に記述する。

第 9 章


9―8

（1）EIA が必要なプロジェクト

EIA 手続き第 3 条では、同 Annex 1 に列挙されているプロジェクトに EIA 手続きが適用される

と定めている。また、MSEA は、GCEA の助言の下、①タイプ、規模、あるいは立地の観点か

ら検討し、環境への重大な影響を及ぼすプロジェクトを Annex 1 に含める、②環境に重大な影

響を及ぼさないプロジェクトについては除外し、Annex 1 に定められたプロジェクトについて

は、2 年ごと、あるいは必要に応じて見直しをする、権限があると定められている。現状、制

定された当時からのリストの変更はされていない。

電力セクターに関連する EIA を必要とするプロジェクトは、下表のとおりである。

表 9.1-4 EIA およびスクリーニングの要否

No. 対象プロジェクト EIA の要否スクリーニングの要否

1. 熱生成、鉱業およびエネルギー 1.1 以下の燃焼率の連結蒸気ボイラーを含む燃焼システム(例えば、火力発電所、CHP プラント、

熱プラント、ガスタービン、燃焼機関システム、その他燃焼システム)において燃料を利用す

ることによって電気、蒸気、温水、プロセス加熱又は燃焼排ガスを発生させる設備の建設およ

び運転 1.1.1 200 MW 以上要 1.1.2 50 MW 以上 200 MW まで G 1.1.3 20 MW 以上 50 MW まで(軽油、メタノール、エタノール、

未処理植物性油又は植物性油メチルエステル、未処理天

然ガス、液化ガス、公共ガス供給システムのガス又は水

素を使用する場合。掘削装置の燃焼機関システムおよび

緊急発電システムを除く)

S

1.1.4 ガス状燃料を使用する場合で 10 MW 以上 50 MW まで(特に、コークス炉ガス、炭鉱ガス、スチールガス、リファ

イナリーガス、合成ガス、三次石油製品からの石油ガス, 下水処理ガス、バイオガス) 1.1.3 に記載あるガスおよび掘

削装置の燃焼機関システムおよび緊急発電システムを除

く

S

1.1.5 石油コークス、練炭、泥炭、未処理木材、乳化天然ビト

ゥメン、灯油を含む石炭、コークスを使用する場合で 1 MW 以上 50 MW まで。ただし、掘削装置の燃焼機関シス

テムおよび緊急発電システムを除く。

S

1.1.6 1.1.3から 1.1.5に記載あるもの以外の固形又は液体燃料を

使用する場合で 1 MW 以上 50 MW まで

G

1.1.7 1.1.3から 1.1.5に記載あるもの以外の固形又は液体燃料を

使用する場合で 100 kW 以上 1 MW まで

S

1.2 以下の燃焼率の機器駆動用燃焼機関システムの建設および運転 1.2.1 200 MW 以上要 1.2.2 軽油、ディーゼル燃料、メタノール、エタノール、未処

理植物性油、植物性油メチルエステル、又はガス状燃料

を使用する場合で 50 MW 以上 200 MW まで (特に、コー

クス炉ガス、炭鉱ガス、スチールガス、リファイナリー

ガス、合成ガス、三次石油製品からの石油ガス, 下水処理

ガス、バイオガス、未処理天然ガス、液化ガス、公共ガ

ス供給システムのガス又は水素)

G

1.2.3 1.2.2 に掲載する燃料を使用する場合で 1 MW 以上 50 MWまで。ただし、掘削装置の燃焼機関システムおよび緊急

発電システムを除く。

S

第 9 章


9―9

No. 対象プロジェクト EIA の要否スクリーニングの要否

1.3 以下の燃焼率の掘削装置の燃焼機関システムおよび緊急発電システムを除く電気、蒸気、温水、

プロセス加熱又は加熱蒸気を発生させるための燃焼機関システムの建設および運転 1.3.1 軽油、ディーゼル燃料、メタノール、エタノール、未処

理植物性油又は植物性油メチルエステル、未処理天然ガ

ス、液化ガス、公共ガス供給システムのガス又は水素を

使用する場合で 1 MW 以上 20 MW まで

S

1.3.2 ガス状燃料を使用する場合で 1 MW 以上 10 MW まで (特に、コークス炉ガス、炭鉱ガス、スチールガス、リファ

イナリーガス、合成ガス、三次石油製品からの石油ガス, 下水処理ガス、バイオガス), 1.3.1 に記載あるものを除く

S

1.4 以下の燃焼率の機器駆動用ガスタービンの建設および運転 1.4.1 200 MW 以上要 1.4.2 軽油、ディーゼル燃料、メタノール、エタノール、未処

理植物性油又は植物性油メチルエステル又はガス状燃料

を使用する場合で 50 MW 以上 200 MW まで(特に、コー

クス炉ガス、炭鉱ガス、スチールガス、リファイナリー

ガス、下水処理ガス、バイオガス、未処理天然ガス、液

化ガス、公共ガス供給システムのガス又は水素)

G

1.4.3 1.2.4 に記載がある燃料を使用する場合で 1 MW 以上 50 MW まで (クローズド・サイクルシステムを除く)

S

1.5 以下の燃焼率のクローズド･サイクルシステムを除く電気、蒸気、温水、プロセス加熱又は加

熱蒸気を発生させるためのガスタービンシステムの建設および運転 1.5.1 軽油、ディーゼル燃料、メタノール、エタノール、未処

理植物性油又は植物性油メチルエステル、未処理天然ガ

ス、液化ガス、公共ガス供給システムのガス、水素を使

用する場合で 1 MW 以上 20 MW まで

S

1.5.2 ガス状燃料を使用する場合で 1 MW 以上 10 MW まで (特に、コークス炉ガス、炭鉱ガス、スチールガス、リファ

イナリーガス、合成ガス、三次石油製品からの石油ガス, 下水処理ガス、バイオガス)、1.5.1 に記載あるガスを使用

する場合を除く。

S

1.6 1 基 35m 以上(高さ)又は 10kW 以上のキャパシティの風力原動機、および以下から構成される

ものの建設および運転 1.6.1 20 基以上の風力発電システム要 1.6.2 6 基以上 19 基までの風力発電システム G 1.6.3 3 基以上 5 基までの風力発電システム S 18. 電線等の架設 18.1 以下の高架電線の建設および運転 18.1.1 全長 15 km 以上かつ定格電圧 220 kV 以上要 18.1.2 全長 15 km 以上かつ定格電圧 110 kV 以上 220 kV まで G 18.1.3 全長 5 km 以上 15 km までかつ定格電圧 110 kV 以上 G 18.1.4 全長 5 km 以下かつ定格電圧 110 kV 以上 S

出典：Environmental Impact Assessment Executive Procedures in the Syrian Arab Republic, Annex 1 List of Projects requiring EIA より抜粋注：G=General Screening、S=Site Screening

EIA を要するプロジェクトには、①EIA 報告書の作成が必要なもの（表 9.1-4 中の「EIA の要否」

の「要」に該当するプロジェクト）、②一般スクリーニングが必要なプロジェクト（表 9.1-4 中

の「スクリーニングの要否」の「G」に該当するプロジェクト）のうち同 Annex. 2 のスクリー

ニングクライテリア（別添 3）に該当するもの、および③プロジェクトの規模等が EIA を要す

るプロジェクトほど規模、キャパシティの面で小規模であったとしても、環境に重大な負の影

響を及ぼすと考えられるもの（表 9.1-4 中の「スクリーニングの要否」の「S」に該当するプロ

ジェクト）がある。

第 9 章


9―10

次の図は、上記のプロセスをフローチャートに表したものである。

EIA 手続き Annex 1 col.1 に該当する事業

はいいいえ

EIA

必要

Annex 1 col.2 “G”に該当

はいいいえ

Annex 2 に該当 Annex 1 col.2 “S”に該当

EIA

不要

はいいいえ

いいえはい

Annex 2 に該当

はいいいえ

出典：Environmental Impact Assessment Executive Procedures in the Syrian Arab Republic, Annex 1 List of Projects requiring EIA を参考に作成

図 9.1-3 EIA の要否判断にかかるフローチャート

（2）承認までの手続きの流れ

スクリーニングにより EIA が必要と判断された場合、コントラクター（developer）による①ス

コーピング・ドキュメントの作成、②パブリック・コンサルテーョンの実施、③環境影響申告

書（Environmental Impact Statement：以下、EIS）の作成、④EIS にかかるパブリック・コンサル

テーションの実施がなされ、GCEA とプロジェクトサイトが所在する県の環境局（DFEA）にコ

ントラクターより EIS が提出された後、GCEA と DFEA による⑤EIS の検討、⑥環境情報の公

開を経て、⑦環境影響評価書（以下、EIA 評価書）が作成され、コントラクターに同評価書が

発出されることにより EIA 手続きのプロセスが完了する。

各プロセスの詳細は、次のとおりである。

第 9 章


9―11

1）スコーピング・ドキュメントの作成（EIA 手続き第 5 条）

スコーピング・ドキュメントは、準備段階のできるだけ早い時期に、コントラクターにより作

成され、GCEA および各県の環境局に提出されるものである。スコーピング・ドキュメントに

は、以下の内容の記載が必要である。

①プロジェクト概要と環境への位置的影響

②プロジェクトサイトと代替案

③プロジェクトサイトに関する情報

上記内容が記載されたスコーピング・ドキュメントは、GCEA とプロジェクトサイトが所在す

る県の環境局（DFEA）が、関係機関とのコンサルテーションを経て検討を行い、1 週間以内に

本ドキュメントに対するコメントを行う14。この間、コントラクターは建設を開始することは

可能だが、環境調査は完了させなければならない。EIA 手続き第 7 条に従って EIS が承認され

るまで、終的な環境認可は出されない（認可については後述する）。もし EIS 承認が得られな

かった場合には、どの点が未承認の原因かコントラクターに伝えられ、その点に関し修正を行

わなければならない。

なお、スコーピング・ドキュメントが承認された後 1 年以内に、コントラクターが EIS を提出

しない場合、本スコーピング・ドキュメントは無効となり、新たにスコーピング・ドキュメン

トを作成しなければならない点、留意が必要である。

2）パブリック・コンサルテーョンの実施

コントラクターは、スコーピング・ドキュメントが完成した後、GCEA および DFEA と協力し、

住民にプロジェクトについて周知するために、パブリック・コンサルテーションを開催しなけ

ればならない。また、パブリック・コンサルテーションは、後述する EIS の完成後にも同様に

開催する必要がある。

パブリック・コンサルテーションおよび住民参加の方法詳細については、EIA 手続き Annex 4

に定められている（別添 4）。Annex 4 によれば、住民との 2 回の協議（上述）以外に、新聞等

での広報も行わなければならない。広報には、プロジェクト概要とスコーピング・ドキュメン

トの要約を掲載する必要があり、また、プロジェクト実施期間と 2 回のパブリック・コンサル

テーションの日時も明記しなければならない。さらに、プロジェクトに関する情報は低限、

DFEA で住民がアクセスできるようにしなければならない。また、Annex 4 にはパブリック・ミ

ーティングの方法が詳細に記載されており、協議終了後、DFEA が議事録を作成し、コントラ

クターおよびその他関係者と共有される等について定められている。

3）環境影響評価書（Environmental Impact Statement: EIS）の作成

上記手続きを経た後、コントラクターは EIS を作成しなければならない。ただし、EIS はシリ

アエンジニア組合（Syrian Engineers Syndicate）によってライセンスを与えられた EIA 専門家に

14環境に対する影響が他国にまで及ぶことが想定される場合には、GCEA と DFEA はスコーピング・ド

キュメントにコメントを付し 2 週間以内に MSEA に送付しなければならない。

第 9 章


9―12

より作成されなければならない15。また、EIS 作成のための TOR については、世界銀行の同種

の TOR に準拠したものが採用されており、EIA 手続き Annex 5 にサンプルが掲載されている。

レポートに記載しなければならない項目は以下のとおりである。

①要約

②政策、法律、行政上の枠組み

③プロジェクト概要

④環境に関する記述

⑤重大な環境影響について

⑥代替案の検討

⑦影響緩和のための管理計画

⑧モニタリング計画

⑨参考資料一覧

⑩付録（環境影響評価実施者リスト、パブリック・コンサルテーション議事録、データおよ

び未出版参考資料）

本内容は、JICA 環境ガイドラインに鑑み、すべての項目をカバーしており、妥当であると判断

する。

4）EIS の検討

EIS は GCEA および DFEA に提出され、GCEA および DFEA にて検討が行われる。検討期間は、

受領後 1 か月以内となっている。コメントが付された場合、それに対して、コントラクターは

異議申し立て又は説明を行う機会が与えられる。

5）承認

GCEA および DFEA は、検討結果を EIA 報告書としてまとめる。EIA 報告書には、以下の記述

が含まれる。

①EIS の評価

②EIS の妥当性

③モニタリング方法の概要

④モニタリングの報告方法

⑤承認の基本方針

⑥その他コメント

EIA手続きは、GCEAとDFEAによって評価報告書がコントラクターに手交されることにより、

完了する。

15 EIS 専門家に対するライセンスの供与については、EIA 手続き Annex 3 に詳細な記述がある。

第 9 章


9―13

9.2 優先電源開発候補地に係る環境社会配慮の検討

当初調査計画では、第 3 次現地調査以降に優先電源開発候補地の現場踏査を行って状況を確認

し、現場担当者や県の DFEA 等へのヒアリング等を行った上で、各候補地点の環境社会配慮面か

らの優先度を検討する予定であった。しかし、昨春よりシリアの治安悪化のため、第 3 次現地調

査以降、調査団がシリア国内に入国して調査を行うことが困難になった。そのため、代替手段と

して各候補地の立地、用地の確保状況、周辺環境等に関する質問票調査を行うことにしたが、2012

年 1 月 8 日、シリア側担当者より当該質問票に係る情報の提供はできない旨回答があった。

したがって、本調査では以下のような仮定を設定し、候補地の地名がわかっているものについ

て、地図やインターネット等で入手できる情報に基づき、第 4 章で述べられている電源開発候補

地の一般的なスクリーニングを行うものとする。

【電源開発候補地に関する仮定】

・ 2012 年から 2015 年までの PEEGT の開発計画は既決定分と考え、環境社会配慮の条件は既に

クリアしているものと仮定し、本報告書内では検討しない。

・第 4 章の電源開発計画で検討された候補地について、環境社会配慮面の検討を行う。

・再生可能エネルギーについては、PEEGT の計画内容を尊重し、候補地の都市名が判明してい

るものについて、環境社会配慮面の検討を行う。

・いずれの候補地も具体的な建設予定地が不明であるため、発電所名から立地を推定する。

・既設の発電所がある場合は、隣接する場所に拡張工事がされるものとし、用地は既に確保さ

れているもの推定する。

・大都市や沿海部等、人口密度が高い地域に計画されているものは、住民移転の可能性がある

ものと仮定する。

9.2.1 各候補地の状況

2016 年以降の電源計画について、本報告書では以下を提案している。

表 9.2-1 2016 年以降の電源計画

Area Name Fuel/Type Output(Plan 1) Output (Plan 2) North Rasem Alhamam HFO ST 500 MW 500 MW North Aleppo Coal ST 900 MW 900 MW Rasem Alhamam Gas CC 900 MW 900 MW Trefawy Gas CC 450MW 450MW North Aleppo Gas CC 900 MW 900 MW West Latakia Gas CC 750 MW 750 MW Banias Coal ST 600 MW 600 MW Latakia Coal ST 600 MW+ 600 MW 600 MW+ 600 MW Banias Gas GT 300 MW 300 MW Central Palmyra Gas CC 750 MW 750 MW South Abo Shamat Gas ST 300 MW 300 MW Dimas Gas CC 900 MW + 900MW 900 MW Tishreen HFO ST 750 MW 750 MW Tishreen Gas GT 300 MW + 300 MW 300 MW + 300 MW East Swedieh Gas CC 450 MW 450 MW Altayem Gas CC 900 MW + 900 MW 900 MW Thawara Gas CC 0 MW 900 MW + 900MW Al Shadeh Gas ST 300 MW + 300 MW 300 MW + 300 MW Dir Alzour Industry Gas ST 300 MW 300 MW Total 13,850 MW 13,850 MW

出典：JICA 調査団作成

第 9 章


9―14

加えて、PEEGT 資料によれば、再生可能エネルギーとして地名が判明しているものとして、以下

の計画がある。

表 9.2-2 PEEGT の再生可能エネルギー電源計画

Area Name Type Output Central Qattinah Wind 250 MW+250MW (Total: 500 MW) South Al Hijana Wind 150 MW Dimas Solar 250 MW Ghabagheb（Dara’a） Wind 250 MW

出典：PEEGT 資料に基づき JICA 調査団作成

以下では、上記の候補 18 地域の状況についてインターネット等で得られた情報に基づき整理する。

ただし、発電所名に基づいてかなり広い地域を推定しているため、必ずしも下記に言及する環境

保護地区等に直接的な影響を及ぼすものとはいえない。

第 9 章


9―15

Candidate Site

①North Aleppo

②Rasem Alhamam

③Trefawy

④Latakia

⑤Banias

⑥Palmyra

⑦Abo Shamat

⑧Dimas

⑨Tishreen

⑩Swedieh

⑪Al Shadeh

⑫Altayem

⑬Dir Alzour Industry

⑭Thawara

⑮Qattinah

⑯Al Hijana

⑰Ghabagheb

①

② ③

④

⑤

⑥

⑦

⑨

⑧

⑩

⑪

⑫

⑬

⑭

⑮

⑯

⑰

出典：PEEGT 資料に基づき JICA 調査団作成

図 9.2-1 電源開発候補地

第 9 章


9―16

（1）North Aleppo

アレッポ県の中心都市アレッポ市の北部に発電所が新設されるものと推定される。アレッポ県は

シリアの北部に位置し、トルコと国境を接する。シリア統計局データ16によれば、2011 年 1 月 1

日現在、アレッポ県の人口は全人口の 24.2％を占める 5,927,000 人と推定されており、人口密度は

320 人/ km²である。

アレッポ市は古代から栄えた都市のひとつであり、古代都市アレッポとして 1986 年には UNESCO

の世界遺産に登録されている。また、世界遺産であるアレッポ旧市街のみならず、この地域に歴

史的な建造物等が点在している。さらに、アレッポ市の北西には植物園保護地区（図 9.1-1 シリア

国における環境保護地区の地図上 26 番）がある。アレッポ市は、古くから交易都市として栄えた

ため、隣国およびシリアの主要都市との交通網が発達している。道路網は言うまでもなく、ラタ

キア、ダマスカス等のシリア主要都市との間には鉄道がある。

（2）Rasem Alhamam

アレッポ市の南東に位置する Sabkhat Rasem Arwam（塩湖）と Bi’r al Hamam の間あたりに発電所

が新設されるものと推定される。Sabkhat Rasem Arwam は環境保護地区 Sabkhat al Jabbul（図 9.1-1

シリア国における環境保護地区の地図上 13 番）と繋がる塩湖であり、この地域には、その他にも

小さな塩湖が点在している。また、Bi’r al Hamam にはワディ（涸れ川）が存在する。水辺がある

ために、Sabkhat Rasem Arwam 付近は野鳥の生息地区ともなっており、BirdLife International による

重要鳥類地域に該当する。一方、アレッポ市からは少し離れているため、この地域に居住してい

る住民は多くはないと考えられる。

（3）Trefawy

Rasem Alhamam に近接する地域に立地する。周辺環境に関する詳細情報はないが、Rasem Alhamam

に近いため、ほぼ同様の環境条件と考えられる。既存の発電所はないと考えられる。

（4）Latakia

ラタキア県はシリア北西部の地中海岸に位置する。県の中心都市ラタキア市は、半島の先端に位

置し、シリア第一の港湾都市である。2011 年 1 月 1 日現在、ラタキア県の人口は 1,229,000 人で

全人口の約 5％であるが、県の面積が 2,297 km²と狭いため、人口密度は 535 人/ km²と、ダマスカ

スに次いで高い。ラタキアから北数十 km にわたる地中海沿岸地域は、沿海部環境保護地区（図

9.1-1 シリア国における環境保護地区の地図上 8 番、9 番、10 番）に指定されており、また沿海部

から内陸部にかけて数多くの遺跡が存在する。

また、シリアは国土のほとんどの地域において年間降水量が 250mm に達しない乾燥地帯であるが、

地中海に面するラタキアは、2002 年から 2006 年の平均年間降水量が 697mm と多く17、農業地域

(5 つの Agricultural Settelement Zone のうちの first zone)にあたる18。

16 シリア中央統計局 http://www.cbssyr.org/yearbook/2011/Data-Chapter2/TAB-1-2-2011.htm （2012 年 1 月 10 日閲覧） 17 シリア中央統計局「2007 年 Statistical Abstract」 http://www.cbssyr.org/yearbook/2007/chapter1/TAB-14-1-2007.htm

（2012 年 1 月 11 日閲覧） 18 シリア中央統計局「2011 年 Statistical Year Book」

第 9 章


9―17

（5）Banias

バニアスはラタキアの約 55km 南に位置する地中海沿岸の都市である。行政区域はタルトゥース

県に属し、県の中心都市タルトゥース市までは約 35km である。タルトゥース県は 954,000 人と人

口は多くないが、シリアに 14 ある県のうち 2 番目に小さい面積（1,892 km²）であるため、人口密

度は 504 人/ km²と高い。バニアス近郊には、いくつかの遺跡も存在する。気候はラタキアに似て

おり、漁業、農林業（主に果樹園と木材）も盛んであるが、石油精製所があることで知られてい

る。なお、1980 年代から 90 年代にかけて円借款でバニアス火力発電所増設事業を支援している。

（6）Palmyra

シリア中央部のホムス県に所在する。ホムス県は広大な面積を有しており（42,223 km²）、2011 年

1 月 1 日現在の県人口は 2,147,000 人と多いが、人口密度は 51 人/ km²と低い。パルミラは、ホム

ス県の中心都市ホムスから 155km 東のオアシスに位置し、1980 年に UNESCO の世界遺産に登録

されている。Tadmor という人口 5～6 万人ほどの町が隣接しているが、周辺に大都市はない。パ

ルミラの北側にある Jabal Abu Rujmayn（山脈）は環境保護地区に指定されている（図 9.1-1 シリ

ア国における環境保護地区の地図上 19 番）。その他、パルミラの周囲には、Ta’er Abu Manjal 鳥類

保護地区（図 9.1-1 シリア国における環境保護地区の地図上 20 番）、Al tleeleh 保護地区（図 9.1-1

シリア国における環境保護地区の地図上 21 番）、Sabkhet Al mooh ステップ保護地区（図 9.1-1 シ

リア国における環境保護地区の地図上 22 番）がある。BirdLife International の重要鳥類地域にもこ

の地域全域が指定されている。

（7）Abo Shamat

シリア南部、ダマスカスの北東 50km ほどに位置する。ダマスカス郊外県に属し、県人口は 2011

年 1 月 1 日現在、1,877,000 人（人口密度 104 人/ km²）である。Abo Shamat は砂漠地帯に立地し、

既設発電所がある。また、MSEA が定める環境保護地区や BirdLife International の重要鳥類地域に

は該当しない。

（8）Dimas

シリア南部、ダマスカスの西、レバノン国境近くに位置し、ダマスカス郊外県に属する。MSEA

が定める環境保護地区や BirdLife International の重要鳥類地域には該当しない。既設の発電所はな

いが変電所があり、ここからレバノンへも電力供給がされている。

（9）Tishreen

シリア南部、ダマスカスの東に位置し、既設の火力発電所が存在する。既設発電所の周囲には、

住居はほとんどなく、発電所が保有する敷地面積も広い。現在、既設発電所の拡張工事が行われ

ている。この地域一帯は、MSEA が定める環境保護地区や BirdLife International の重要鳥類地域に

は該当しない。

（10）Swedieh

シリア東部のハサカ県、イラクとの国境近くに位置する。既設発電所がある。ハサカ県は、面積

第 9 章


9―18

23,334 km²、県人口 1,604,000 人（2011 年 1 月 1 日現在：人口密度 51 人/ km²）を擁する。スウェ

イディヤはチグリス川の支流川沿い、中心都市ハサカはユーフラテス川の支流川沿いにそれぞれ

位置する。ハサカ県の主要産業は灌漑農業である。また、原油も産出されている。ハサカ県には、

チグリス・ユーフラテス文明時代の遺跡も数多く存在するが、スウェイディヤ付近には主要な遺

跡はなく、MSEA が定める環境保護地区や BirdLife International の重要鳥類地域にも該当しない。

（11）Al Shadeh

ハサカ県の中心都市ハサカの南 50km ほどのところに位置する。既設発電所はない。Al Shadeh は、

MSEA が定める環境保護地区や BirdLife International の重要鳥類地域にも該当しないと考えられる。

（12）Altayem

デリゾール県に属する。中心都市デリゾール市の南西に位置する。デリゾール県は、面積 33,060

km²、県人口 1,692,000 人（2011 年 1 月 1 日現在：人口密度 51 人/ km²）を擁する。デリゾール市

はユーフラテス川沿いに位置し、川沿いは農業地帯であり、遺跡も数多く発見されているうえ、

環境保護地区（図 9.1-1 シリア国における環境保護地区の地図上 16 番、17 番および 29 番）や重

要鳥類地域にあたるが、既設発電所がある辺りは乾燥した砂漠地帯であり、環境保護地区や

BirdLife International の重要鳥類地域には該当しないと考えられる。

（13）Dir Alzour Industry

デリゾール市近郊の工業団地に新設されるものと推定される。アレッポの Alzerbah Alzerbah

Industrial Area と同様、工業団地として既に開発されている地域に建設されると仮定すると、大口

需要者にも近く、一般住居は多くないと考えられ、環境保護地区等からは一定の距離があるもの

と考えられる。ただし、上述の通りデリゾール市自体は、ユーフラテス川沿いに位置し、川沿い

は環境保護地区や重要鳥類地域に該当することに留意が必要である。

（14）Thawara

既設発電所は、ラッカ県のアサド湖（人口のダム湖）出口付近の北岸、MSEA が定める環境保護

地区（図 9.1-1 シリア国における環境保護地区の地図上 14 番）にある。ラッカ県は、面積 19,616

km²、県人口 1,008,000 人（2011 年 1 月 1 日現在：人口密度 51 人/ km²）を擁する。アサド湖沿岸

には、ジャーバル城などの遺跡も存在する。また、アサド湖を含むユーフラテス川沿いは、BirdLife

International の重要鳥類地域に該当する。

（15）Qattinah19

ホムス近郊（南西 15km）の Qattinah 湖北岸と南岸の 2 か所が建設予定地として想定されている。

北岸予定地の 1～2km 南には、工業団地の建設も予定されており、大口の電力需要者が見込まれ

る。周囲は工業地帯で、比較的高いビルも建っているが、風力発電への影響はほとんどないとさ

れている。また湖の周りには農業用地もあるが、住居はまばらである。候補地のほとんどの部分

は更地であるが、Europeaid のプレ F/S によれば、羊が放牧されている。また一部は、廃棄物処分

19 2005 年～2006 年にかけて、Europeaid によりプレ F/S が行われている。Europeaid, 2006, Power Sector Action Plan:

Wind Data Evaluation and Pre-Feasibility Study Qatina

第 9 章


9―19

場として利用されているが、用地は既に風力発電所建設予定地として公式に指定されている。

Qattinah 湖は、MSEA が定める環境保護地区にはあたらないが、BirdLife International の重要鳥類

地域に該当する。また、湖の南側には遺跡がある。

（16）Al Hijana20

Al Hijana 村はダマスカス郊外県に属し、ダマスカスの南東 50km、ダマスカス国際空港の南、既

設ティシュリーン発電所の南 5km 程度に位置する。候補地周辺は、乾燥した砂漠地帯であるが、

灌漑した農業用地が点在している。風力発電所建設予定地は、砂漠、灌漑された農業用地、植林

された土地が混在しているが、現在、隣接する未使用の国有地を風力発電所建設予定地まで拡張

する予定とされている。また、建設予定地は、Al Hijana 村内の 2 か所とされている21。

予定地周辺には、住居はほとんど存在しない。また、MSEA が定める環境保護地区や BirdLife

International の重要鳥類地域にも該当しない。

（17）Ghabagheb（Dara’a）22

ダラア県に属する。風力発電所建設予定地は、Ghabagheb の東 4～5km に位置するなだらかな丘陵

地である。丘の中腹までは草木が生えているが、建設予定地は更地で、特に風を遮るようなビル

や高木などはない。当該用地は未使用の国有地であるが、利用できる面積は不明とされている。

なお、この地域一帯は MSEA が定める環境保護地区にはあたらないが、BirdLife International の重

要鳥類地域に該当する。

9.2.2 環境社会配慮面からの各候補地点の検討

前項で述べた各候補地点について、計画されている発電所の CO2排出量、用地取得の要否、住民

移転の要否、近隣の遺跡の有無、環境保護地区に該当するか否か、重要鳥類地域に該当するか否

か、およびその他特記すべき配慮事項を表 9.2-3 に整理し、配慮項目の多寡を評価の基準とした。

各項目についての説明は以下のとおりである。

【CO2】

発電所から排出される CO2 として、ここでは発電燃料の燃焼によって排出される CO2 のみを計算

の対象とした。詳細な個別発電所の建設計画がないため、原料の採掘から発電設備などの建設・

輸送・精製・運用・保守等のために消費されるエネルギーも含めて算出することは差し控えた。

したがって、太陽光発電、風力発電については、排出量は 0 Gg/yr である。また、電源計画は、必

要な需要を満たし、燃料に偏りがないよう計画されているものであるため、燃料種別と発電規模

で自ずと決まってしまう CO2排出量をスクリーニングのクライテリアとはせず、具体的なプロジ

ェクトを検討する際の参考とするために、記載することとした。

20 2005 年～2006 年にかけて、Europeaid によりプレ F/S が行われている。Europeaid, 2006, Power Sector Action Plan:

Wind Data Evaluation and Pre-Feasibility Study Al Hijana 21 Refa’t Hasoneh, 2011, Grid Integration of Al Haijana Wind Park in Syria:

http://cms.uni-kassel.de/unicms/fileadmin/groups/w_460600/thesis/batch1/Master_Thesis_-_Refa_t_Hasoneh.pdf （2012 年 1

月 11 日閲覧） 22 2004 年～2006 年にかけて、Europeaid によりプレ F/S が行われている。Europeaid, 2006, Power Sector Action Plan:

Wind Data Evaluation and Pre-Feasibility Study Ghabagheb

第 9 章


9―20

【用地】

用地取得の要否について記述している。前項で仮定した通り、既設の発電所がある場合は、隣接

する場所に拡張工事がされるものとし、用地は既に確保されているものし、それ以外は用地取得

が必要であるものと仮定した。ただし、バニアスは、既存事業の事後評価報告書23より、現発電所

の敷地内に増設する用地がないことがわかることから、用地取得の必要があると判断した。

用地取得が必要なものには「N」（Need）、不要なものには「E」（Existing）と記した。

【移転】

用地取得に際しての住民移転の要否について記述している。特に周辺状況が確認できているもの

でない限り、前項での仮定に基づき、人口密度が高い地域に計画されているものは、住民移転の

可能性があるものとして、X と記されている。

【遺跡】

シリアでは、発電所や工場等から排出される化学物質が遺跡の劣化に影響を及ぼしているという

問題がある。そのため、電源候補地の近くに遺跡があると考えられるものについて、特に排煙に

対する配慮を要するという観点から、X を記している。

【保護地区】

MSEA が定める環境保護地区に該当する可能性があるもの、または環境保護地区に近いため影響

を与える可能性があるものに、X を記している。

【IBAs】

BirdLife International の重要鳥類地域（Important Bird Areas）に該当する可能性がある場合、X を記

している。

【特記事項】

上記以外に配慮すべき事項がある場合、ここに記載している。

【評価】

仮定に基づく環境社会配慮面での検討であるため、厳格なスクリーニングは困難である。したが

って、ここでは各候補について、用地取得の要否で「N」がマークされたもの、住民移転の要否、

近隣の遺跡の有無、環境保護地区への該当の有無、重要鳥類地域への該当の有無で「X」がマー

クされたものの数を記した。さらに特記すべき配慮事項がある場合には、配慮事項 1 項目につき

1 を足した数値を記している。数値は 0～6 までで、数値が大きいものほど配慮項目が多い可能性

があることを意味している。スクリーニング項目は必ずしも同列に扱えるものではないので、数

値の大小が案件の優先度や難易度を示すものではないが、用地が既に確保されていて、配慮項目

23 OECF, 1998 年度事後評価報告書「バニアス火力発電所増設事業」

http://www.jica.go.jp/activities/evaluation/oda_loan/after/1998/pdf/jigo98_03.pdf （2012 年 1 月 12 日閲覧）

第 9 章


9―21

が少ない案件の方が、用地確保が必要なものや配慮項目が多いものに比べ、実現化しやすいこと

は言うまでもない。この観点から環境社会配慮面において実現可能性が高い案件を強いてあげる

ならば、Tishreen、Altayem、Abo Shamat であると考えられる。

第 9 章


9―22

表 9.2-3 候補地の環境社会面での配慮事項

発電所名所在地燃料/タイプ/発電量 CO2 (Gg/yr)

用地移転遺跡保護地区 IBAs 特記事項評価

Coal ST 900 MW 4,048 N X X X ・ラタキア-アレッポ間の鉄道網

は存在するが、石炭の輸送設備に

関する配慮も必要。・ラタキア港に石炭の積み下ろし

用桟橋等設備の新設が必要。

6 North Aleppo アレッポ県

Gas CC 900 MW 1,896 N X X X 4 HFO ST 500 MW 1,743 N X X X 4 Rasem Alhamam アレッポ県 Gas CC 900 MW 1,896 N X X X 4

Trefaway アレッポ県 Gas CC 450MW 948 N X X X 4 Gas CC 750 MW 1,580 N X X X 4 Latakia ラタキア県 Coal ST 1,200 MW 5,398 N X X X ・ラタキア港に石炭の積み下ろし

用桟橋等設備の新設が必要。

5

Coal ST 600 MW 2,699 N X X ・ラタキア又はタルトゥース-バニアス間の鉄道網は存在するが、

石炭の輸送設備に関する配慮も

必要。・ラタキア又はタルトゥース港に

石炭の積み下ろし用桟橋等設備

の新設が必要。

5 Banias タルトゥース県

Gas ST 300 MW 1,087 N X X 3 Palmyra ホムス県 Gas CC 750 MW 1,589 N X X X 4 Abo Shamat ダマスカス郊外県 Gas ST 300 MW 1,087 E X 1

①Gas CC 1,800 MW 3,792 N 1

②Gas CC 900 MW 1,896 N 1 Dimas ダマスカス郊外県

Solar 250 MW 0 N 1 HFO ST 750 MW 2,615 E 0 Tishreen ダマスカス郊外県 Gas ST 600MW 2,178 E 0

Swedieh ハサカ県 Gas CC 450MW 948 E 0 Al Shadeh ハサカ県 Gas CC 600 MW 1,264 N 1

①Gas CC 1,800 MW 3,792 E 0 Altayem デリゾール県 ②Gas CC 900 MW 1,896 E 0

第 9 章


9―23

発電所名所在地燃料/タイプ/発電量 CO2 (Gg/yr)

用地移転遺跡保護地区 IBAs 特記事項評価

Dir Alzour Industry

デリゾール県 Gas ST 300 MW 1,087 N X X 3

Thawara ラッカ県 ②Gas CC 1,800 MW 3,792 E X X X 3 Qattinah ホムス県 Wind 500 MW 0 N X X 3 Al Hijana ダマスカス郊外県 Wind 250 MW 0 N 1 Ghabagheb ダラア県 Wind 250 MW 0 E X 0

出典：JICA 調査団作成

第 9 章

シリア国電力セクターレビュー調査（ドラフトファイナルレポート）

9―24

別添 1

主要環境関連法令

Law / Secondary Law Reference Environmental Law Law No. 50 (2002) Implementing Regulation of Law No. 50 of 2002 on Environmental Protection (executive act)

No. 478/S/B/GH/J of 2004 (Official Gazette No. 10, 9.3.2005)

Executive Procedures for Environmental Impact Assessment

MoLAE, Ministerial Order No. 225, 29.1.2008

Forest Protection Law No.25 (2007) Protected Areas Conditions Adopted by the Supreme Council for

Environmental Protection (2003) Protection of Animal Wealth No. 29 (2008) Badia Area as a Part of Government Ownership (Badia Protection Law)

No. 62 (2006)

Licensing System for Ozone Depleting Substance 2006 Resolution Classifying the Course of Al-Asi (Orontes) River as a Natural Site Subject to the Protection of the Ministry of Environment

Resolution No. 189/1 of 1998 (Official Gazette No. 55, 10.12.1998)

Resolution Issuing the Implementing Regulation of the General Authority for Water Resources established by the Legislative Decree No. 90 of 2005

Resolution No. 1916 of 27.11.2005 (Official Gazette No. 52, 28.12.2005)

Water Regulation Legislation No.31 of 2005 National Legislations for the Protection of the Marine Environment from Pollution

Legislative Decree No,9 of 2006

Law on Regional Planning Draft adopted by the Council of Ministers; expected to be issued in the near future.

Criteria for Energy Efficiency for Hope Applications Law No. 18 (2008) Energy Conservation Law To be issued February 2009 Decree for the Establishment of Industrial Zones Decree for the Classification of Industries Decree No. 2680 Ambient Air Quality Standard SNS No. 2338/ 2004 Maximum Discharge Limits of Pollutants to the Water Environment

Adopted by the Supreme Council for Environmental Protection (2003)

Maximum allowable limits for the discharge of pollutants from economic activities to national sewer network

SNS No. 2580/ 2002

Maximum Discharge Limits of Air Pollutants at Source


Classification of industrial solid wastes according to their content of hazardous materials


Maximum Noise Thresholds Adopted by the Supreme Council for Environmental Protection (2003)

Source：Country Environmental Profile for the Syrian Arab Republic, p.38, EC, April 2009 より作成

第 9 章


9―25

別添 2

シリア国の重要鳥類地域

IBA Code International name County / Territory Area (ha) Criteria

SY019 Abu Zad Damascus Rif 10,000 A1, A2, B2, B3

SY008 Baath Lake Raqqa 100 A4i, A4iii

SY017 Bahrat Homs Homs 5,300 A1, A4i, A4iii, B1i, B2

SY007 Buhayrat al-Assad Aleppo, Raqqa 70,000 A1, A4i, A4iii, B1i, B2, B3

SY005 Buhayrat al-Khatuniyah Hasakeh 80,000 B2

SY016 Buhayrat al-Laha Tartous 50 B1i

SY010 Euphrates valley Aleppo, Raqqah, Deir ez-Zor n/a A1, B2, B3

SY024 Golan Heights Quneitra 60,000 A1, A4i, A4iv

SY025 Ibis Protected Area Homs 23,000 A1, A4i

SY004 Jabal Abdul Aziz Hasakeh 45,000 B2

SY015 Jabal al-Bilas Homs 40,000 B2, B3

SY014 Jabal al-Bishri Raqqah, Deir ez-Zor, Homs 20,000 B2, B3

SY013 Jabal al-Shuah Latakia 20,000 A3

SY021 Jabal Sis Damascus Rif 40,000 B1i, B2, B3

SY011 Jabal Slenfeh Latakia 4,000 A3, B1iv, B2

SY023 Mount Hermon Quneitra 10,400 A1, A2, A3, B2, B3

SY001 Ras al-Ayn Hasakeh 100,000 A1, B2, B3

SY006 Sabkhat al-Jabboul Aleppo 15,000 A4i, A4iii, B1i, B2, B3

SY018 Tadmur & Sabkhat Muh Homs 45,000 A1, B2, B3

SY003 Tual al-’Abba Raqqah 30,000 A1, B1i, B2

SY009 Umm al-Tuyyur Latakia 12,000 A3, B2

SY012 Wadi al-Azib Hama 24,200 B2, B3

SY020 Wadi al-Qarn-Burqush Damascus Rif 4,500 A1, A2, A3, B2, B3

SY002 Wadi al-Radd Hasakeh 48,000 B1i

SY022 Yarmuk valley Dar’a 20,000 B2, B3 出典：Country Environmental Profile for the Syrian Arab Republic, p.22, EC, April 2009 注：表中の Criteria は以下のとおり。 A: Important Bird Areas – Global importance: A1. Species of global conservation concern, A2. Restricted-rage species, A3. Biome-restricted species, A4. Congregations B: Important Bird Areas – Middle Eastern importance: B1. Regionally important congregations, B2. Species with an unfavorable conservation status in the Middle East. B3. Species with an unfavorable conservation status but concentrated in the Middle East. （詳細は BirdLife International のウェブページを参照のこと）

第 9 章


9―26

別添 3

環境影響評価行政手続 Annex 2 スクリーニングクライテリア

The following criteria shall be applied insofar as reference to Annex 2 is made in Art. 4 para. 1 and 2. 1. Characteristics of projects The characteristics of projects must be considered having regard, in particular, to the following criteria:

1.1. the size of the project, 1.2. the use and design of water, soil, nature and landscape, 1.3. the production of waste, 1.4. environmental pollution and nuisances, 1.5. the risk of accidents, having regard in particular to substances or technologies used.

2. Location of projects The environmental sensitivity of geographical areas likely to be affected by projects must be considered, having regard, in particular, to the following use and protection criteria and taking account of accumulation with other projects in their common impact area:

2.1. existing uses of the area, especially as an area for settlement and recreation, for agricultural, forestry or fisheries uses, for other commercial or public uses, transport, supply and disposal (use criteria),

2.2. richness, quality and regeneration capacity of water, soil, nature and landscape of the area (quality criteria),

2.3. absorption capacity of the protected assets, paying particular attention to the following areas and to the type and extent of the protection allocated to them (protection criteria):

2.3.1. areas of bird sanctuaries, 2.3.2. nature conservation, where not already covered by number 2.3.1, 2.3.3. national parks, where not already covered by number 2.3.1, 2.3.4. biosphere reserves and landscape reserves, 2.3.5. biotopes enjoying statutory protection, 2.3.6. water conservation areas or medicinal spring conservation areas, 2.3.7. areas in which the environmental quality standards have already been exceeded, 2.3.8. densely populated areas, especially central cities and settlement concentrations in

densely settled areas, 2.3.9. monuments, monument complexes, earthwork monuments or areas classified as

archaeologically important landscapes by the historic monument authority, specified in official lists or maps.

3. Characteristics of the potential impact The potential significant effects of projects must be considered in relation to the criteria set out under 1 and 2 above, and having regard in particular to:

3.1. the extent of the impact (geographical area and size of the affected population), 3.2. the transfrontier nature of the impact, 3.3. the magnitude and complexity of the impact, 3.4. the probability of the impact, 3.5. the duration, frequency and reversibility of the impact.

第 9 章


9―27

別添 4

環境影響評価行政手続 Annex 4 住民参加メカニズムと手続き

1: Publication of the Project (1) If the project application and the description are complete, the licensing authority, ask the

environment authority to announce the project in a proper method in the account of the developer (local news paper, agricultural and community based extensions etc).

(2) If the project is amended, widened, or in another way extended, the same procedures are applicable.

(3) There will be two public meetings, the purpose of the first meeting will be to announce and explain the project at the beginning (Period of one week) and the second meeting after preparing the Environmental Impact Statement.

2: Content of the Publication and its period

(1) The publication shall contain Technical and environmental necessary information (project description and draft scoping

report) in non technical summary. The information on location and time of execution with mentioning the starting and

ending day and the dates and the program of the two meetings. The access to the project documents must be minimum available at the environment

directorate(s) In addition project documents could be Available in other places as per agreements

between the developer and the authority. The information that objection/views can be raised unrecognisably.

3: Public Notification of the Project Application and Description

1. The project application and description and all relevant information and documents concerning the possible effects of the projects on the environment shall be notified for the public at the environment directorates.

2. The documents shall be accessible minimum during office hours and on web site if possible. 4: Objections/ views

1. Objections and views can be raised at the environmental directorate(s), where the documents are publicly notified.

2. The authority shall provide the developer and the granters of consent copies of all objections and views.

3. Objections and views shall be assessed by the developer. 5: Public Meeting

During the public meeting the objections and views raised in time shall be discussed. The objector shall be given possibility to explain the objection and views. 6: Cancellation and Shifting

1. A public meeting shall not take place if No objections or views against the projects are raised, or Objection or views are taken back before the public meeting assigned date.

2. The environmental directorate may shift the public meeting to another time or place, if this is necessary for a practicable carrying out. Place and time of the new public meeting shall be announced in accordance to Art. 1 para 1 at the earliest possible time.

3. The developer shall be informed if the public meeting does not take place or has been shifted.

第 9 章


9―28

7: Procedure

(1) The public meeting is public. (2) The public meeting is directed by a responsible facilitator. Facilitator may be a responsible

member of the Environmental directorate, an expert or any other reliable and independent third party.

(3) The meeting agenda shall be announced in advance. The facilitator may sum objections or views for discussion. In this case the facilitator may restrict the right of the objectors for explanation of the objection or views.

(4) The facilitator distributes the right to speak and sets time limits. The facilitator may withdraw the right to speak in case of extension of time limits or in case of negotiating arguments which are not bound to the respective objection/views.

(5) The facilitator is responsible for the public order. Therefore he may exceed people disturbing the public meeting or not following any order of the facilitator. The public meeting may continue without exceeded people.

(6) The facilitator closes the public meeting if all objection/views are negotiated. The public meeting may close in case of severe disturbance. Not negotiated objection or views shall be negotiated in a written procedure. The facilitator shall inform the objectors thereof.

8: Documentation

The public meetings shall be documented by a written protocol. The protocol shall contain 1. place and time of the public meetings, 2. name of the facilitator, 3. name and place of the project, 4. procedure and results of the public meetings, and 5. list of participants (voluntary base).

The protocol shall be signed by the protocol secretary and the negotiator. The environmental directorate(s) may copy the public meeting on tape for protocol purposes. The tapes shall be deleted at the time when no objection/views could be raised or are subject of any administrative or judicial procedure.

A copy of the protocol shall be submitted to the developer. A copy of the protocol shall also be accessible to objectors and other interested parties.

第 10 章


10―1

10.1 電源開発計画にかかる提案

調査団の検討、分析結果から、シリア国内の系統における適な電源構成比と開発量は、表

10.1-1 に示すとおりである。

電力需要想定、エネルギー需要想定、電源開発シミュレーションなどの検討結果

から、ピーク供給力として、全体設備量（2030 年で 25,000MW 程度）の 10%程度

の設備量を保有するのがも経済的である。10％程度の設備はガスタービンで賄

うのが経済的であるが、ガスの消費量の削減なども考慮すればガスタービンの代

替供給力として揚水式水力の開発も必要である。

ベース供給力としては、将来の燃料価格にもよるが石炭火力による開発が経済的

にも優位性がある。また、化石燃料（ガス＋HFO）の供給量に制限がある状況

を考えると、石炭火力は適地が西地区に限られていることに加えて、kWh あたり

の CO2 発生量が多いこと、更にはすべての石炭を他国に依存することや、地球温

暖化など環境面に配慮すると過度に石炭火力に傾斜開発を進めると、石炭の供給

途絶時や石炭価格の高騰時に、電力の安定供給に支障をきたす恐れがある。この

ようなリスクを低減するには石炭火力への過度の依存を避け、全体設備量の 15%程度（4,000MW 程度）以下に抑制する計画を提案する。

これにより、ガス CC への依存が 50%を越すことになるが、ガスの供給源は国内

が中心であり、また近隣諸国はガスの供給余裕度も高く供給途絶のリスクは少な

いものと考えられるが、更に輸入国の多様化によりリスクの分散を図ることがで

きるなどガス CC の依存率の高さは許容できる範囲であると考えられる。

再生可能エネルギーの開発は、化石燃料使用量の削減と CO2 排出量の抑制に寄与する開

発を進めることを提案する。但しその開発量は系統の安定性が確立されるまでは系統容

量の 5－10％程度に抑えることに留意して導入を図ることを提案する。

表 10.1-1 2030 年における電源構成と 2016 年から 2030 年の開発量

2030 2016 – 2030

MW % MW %

水力 1,200 5 0 0

揚水式水力 0 – 1,200 0 – 5 0 – 1,200 0 – 5

油燃焼火力 2,500 10 1,000 5

ガス燃焼ガスタービ

ン火力 1,500 – 2,500 5 – 10 1,000 – 2,000 5 – 10

ガス燃焼コンバイン

ド火力 10,000 –13,000 50 – 55 8,000 – 9,000 50 – 55

石炭火力 3,000 – 4,000 10 – 15 3,000 – 4,000 20 – 25

再生可能エネルギー 500 – 1,500 2 – 5 500 – 1,500 5 – 10

合計 25,000 100 16,000 100

JICA 調査団作成

第 10 章今後の電源開発計画提案

第 10 章


10―2

表 10.1-2 2030 年までの地域別増設計画

Station Units Installe

d type of plant 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

GT1 150 150

GT2 150 150

ST1 150 150

GT1 250 250

GT2 250 250

ST1 250 250

GT1 250 250

GT2 250 250

ST1 250 250

ST1 200 200

ST2 200 200

GT1 150 150

GT2 150 150

GT3 150 150

GT1ST1ST1 250 250

ST4 250 250

QATTENAH- TASK1 ST1 250 WINDY 250

ST1 250 250

ST2 250 250

ST3 250 250

ST4 250 250

ST1 250 250

ST2 250 250

ST3 250 250

ST4 250 250

GT1ST1GT1ST1

QATTENAH- TASK2 ST1 250 WINDY 250

DAMAS- HEJANA ST1 150 WINDY 150

HT1 200 200

HT2 200 200

HT3 200 200

HT4 200 200

ST1 250 250

ST2 250 250

ST1 250 250

ST2 250 250

DRAA- GABAGB ST1 250 WINDY 250

DAMAS- SOLAR ST1 180 SOLAR 180

ST1 250 250

ST2 250 250

ST3 250 250

ST4 250 250

ST1 250 250

ST2 250 250

ST3 250 250

ST4 250 250

ST1 1000 1000

ST2 1000 1000

ST1 250 250

ST2 250 250

ST1 250 250

ST2 250 250

ST1 250 250

ST2 250 250

ST3 250 250

ST4 250 250

ST1 250 250

ST2 250 250

ST3 250 250

ST4 250 250

NORTH AREA ST1 250 WINDY 250

NORTH AREA ST1 180 SOLAR 180

16660 0 850 1500 350 1200 350 850 650 500 1150 900 1000 930 750 1250 750 1000 1000 680 1000

8725 8060 8020 8000 8000 7850 7685 7605 7605 7215 7205 7145 7145 7105 6625 6625 6430 6430 5810 5810 5810

350SHADADEH- CC 350 CC (SS)

350 CC (SS) 350

350

THERMAL

CC (SS)

NO SITE TASK 2

MEHARDA- EX2

TREFAWY

CC

CC

CC

THERMAL

CC

TISHREEN- ST

DIRALI- EXT1

DIR- ALZ OOR

NASRIEH- CC

NORTH ALEPPO TASK 2

COAL

COAL

350

HYDRO

TOTAL GEN. EX ISTING

THERMAL

RASM ALHMAM TASK 1 OIL-SHALE

RASM ALHMAM TASK 2 OIL-SHALE

COAL/ OIL-

SHALE

NO SITE NUCLEAR

BANIAS- EX2 THERMAL

THERMAL

MEHARDA- EX1 THERMAL

NO SITE TASK 1 COAL/ OIL-

SHALE

TOTAL GEN. PLANING

LATAKIA- CC

HALBIA- ZALABIA

JANDER- CC- EXT1

SWEDIEH

NORTH ALEPPO TASK 1

BANIAS- EX1

提供:PEEGT

上記の表は PEEGT より提供された増設計画であるが、調査団の検討結果では 2016 年以降で開発

する必要量は 16,000MW となる。

上記の表から開発量に大きな差がある。PEEGT の開発量が過小に見込まれているのは、発電設備

の老朽化による設備は運休と扱われ、廃止量の見込が過小となっていると想定される。

開発計画の資金調達計画に関しては調査団で検討した結果をベースとする。

第 10 章


10―3

10.2 電源開発にかかわる資金調達

10.1 で述べたように調査団の検討結果では 2016 年以降で開発する必要量は 16,000MW となる。

表 10.2-1 2030 年における電源構成と 2016 年から 2030 年の開発量

2030(JICA) 2016 -2030(JICA)

MW % MW %

水力 1,200 5 0 0

揚水式水力 0 -1,200 0 - 5 0 -1,200 0 -5

油/ガス燃焼火力 2,500 10 1,000 5

ガス燃焼ガスタービン

火力 1,500 -2,500 5 -10 1,000 -2,000 5 -10

ガス燃焼コンバインド

火力 10,000-13,000 50 -55 8,000 -9,000 50 -55

石炭火力 3,000 -4,000 10 -15 3,000- 4,000 20 -25

再生可能エネルギー 500 -1,500 2 -5 500 -1,500 5 -10

合計 25,000 100 16,000 100


このことは毎年 1,000MW の電源開発を行わなければならない。

毎年 1,000MW の建設を進めるためには、シリア国内の財務状態からすると電力エネルギーの増強

を行うことは大きな財政負担になる。

そこで、今後電力需要に従って発電所の増強を行うためには無論 PEEGT の財務状況を詳しく

検証することも必要であるが、電力料金の項で述べたように電力料金は低く抑えられていること、

配電ロスが大きいこともあり、建設資金調達は困難であり、国家財政からの支援も、電力セクタ

ーだけに特化することは更に難しいとみるべきである。

10.2.1 調達資金の年展開試算

第 4 章の評価結果を基に、各種電源の新規発電所の建設コストを使用して政府または PEEGT

が調達しなければならない新規発電所建設費用の年展開の試算を以下に示す。

表 10.2-2 各種電源の標準的な建設単価

Construction cost Gas-fired thermal (C/C: 750MW) 610 USD/kW Gas-fired thermal (GT: 150MW) 340 USD/kW Oil-fired thermal (ST: 250MW) 1,200 USD/kW Coal-fired thermal (ST: 250MW) 1,800 USD/kW Pumped storage hydro 800 USD/kW


本調査で計画されている再生可能エネルギーは風力を採用することを想定し、kW あたりの単

価は近エジプトで JICA が円借款事業で供与したプロジェクトコストから 1,900USD/kW を適用

する。

第 10 章


10―4


図 10.2-1 地域別新規発電所建設計画年次展開

表 10.2-3 新規発電所建設資金

単位: Million USＤ

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

300.0 360.0 274.5 190.0 380.0 380.0 380.0 380.0 300.0 300.0 102.0

102,0 457,5 102.0

300.0 102.0 102.0 102.0 600.0 102.0 549.0 549.0 549.0 102.0

457.5 274.5 274.5 549.0 549.0 1,080.0 1,080.0 549.0 549.0 1,080.0 1,080.0

757.5 934.5 549.0 841.0 549.0 1562.0 837.5 1664.0 651.0 1529.0 1182.0 849.0 549.0 849.0 1284.0


表 10.2-4 送電線増強資金展開

Unit: Million USD

Case 2016 - 2020 2021 - 2030 Total

Development without large scale CC plant in North-East area 15 166 181

Development with large scale CC plant in North-East area 15 156 171

Source：JICA Study Team

表 10.2-5 変電所増強資金展開 Unit: Million USD

Case 2016 - 2030

Development without large scale CC plant in North-East area 180

Development with large scale CC plant in North-East area 182

Source：JICA Study Team

N: North W: West C: Central S: South E: East

第 10 章


10―5

10.2.2 資金調達計画の提言

PEEGT と調査団との協議に基づいて既存発電所の老朽化に伴う廃止も織り込んだことから、供

給予備力は急激に悪化することになる。仮に 2030 年まで 2013 年～2020 年の水準の供給予備力 6％

を維持しようとした場合、PEEGT の電源開発計画における 2016 年～2030 年の 16 年間で計

16,000MW の電源開発が必要となる。

（1）自己資金増

第 6 章で示したとおり、PEEGT および PEDEEE の統合財務状況の実績は 2007 年までは、キャッ

シュフローベースの財務状況は良好であったが、2007年以降燃料価格の上昇により悪化してきた。

これは、燃料価格の増加に対応する電気料金の値上げのタイミングの差に起因するものと考えら

れるが、早めにキャッシュフローベースの改善に着手しなければならない。現行の電気料金体制

を早い時期に見直しを行うと同時に 25％もある配電ロスの改善を早期に進め 2016 年以降に増大

する建設資金の自己資金率を高めることを勧告する。

（2）国際 ODA 資金の活用

日本の JICA（国際協力機構）の ODA 資金などのほか、世界銀行、アジア開発銀行、その他、ヨ

ーロッパ開発銀行の途上国向け融資制度など先進各国が用意している低利子融資、長期返済期間

など社会基盤整備に必要な長期耐久財の計画を行うことに調達できる資金を利用する。

（3）民間資本の活用（IPP:民間発電事業者）

シリア国の電源開発計画を推進するためには、民間資本の導入を図ることも視野に入れ、法の整

備、技術設計（ナショナルパワーと民間発電事業者との受け渡しに係る技術面での制度の確立）、

制度設計などの整備を早急に進めることが肝要である。

しかしながら民間発電事業者を参入させるために、自国のエネルギーの安全確保に関する政策的

な方針を定めておく必要がある。

世界各国の例をみても、民間発電事業者によって新しく据えつけられる発電設備のほとんどは、

投資資金回収に関して回収期間を 7 年～10 年間で設定していることが多く、民間発電事業者に対

して多くの便宜供与を与えなければならない。

例えば、インドネシアで民間発電事業者の導入の影響に関して検討した事例を挙げると、多くの

民間発電事業者に対しては、暦日発電電力量率 80％（ベースロードタイプ契約）を与え、更には

電気料金の売買設定の優位性を与える事により「イ国」電力供給者（電力公社）の所有する発電

所の利用率の低下を招くと同時に財務体質の悪化を招くことを警鐘した。

このように民間発電事業者の参入には国内で十分に制度設計について討議し、シリア送発電公社

(PEEGT)と IPP との系統内の均衡について検討して導入することを推奨する。調査団の経験を基

にすれば、その導入量はシリア国エネルギーの安全確保のためにも系統を構成する設備容量の

20％～25％に留めることを推奨する。

従って、民間発電事業者の導入に関しては特に以下のことを留意して推進することが望ましい。

第 10 章


10―6

PEEGT と IPP のプロジェクトからなるバランスの取れた電源開発計画を策定することにより、増

加する電力需要を効率的に満足させ、シリア国のエネルギー政策と整合の取れた健全な電力シス

テムを構築する。

IPP のプロジェクトは、買電価格等の経済的要素と共にシリア国の電力システムへ

の技術的な整合性、環境への影響、シリア国の掲げる 2025 年ビジョンへの目標達

成への健全な社会発展と経済発展のために必要な電源のタイムリーな開発など、費

用及び便益を考慮して評価する。

シリア国が新たに発電所を建設する場合の発電原価、系統接続費用、系統システム

費用の合計であるシリア国の回避可能原価を明らかにし、買電価格はその回避可能

原価を参考に設定する。

PEEGT と IPP の公平な競争を促進し、IPP プロジェクトの不確実を低減するために、

IPP プロジェクトの入札、契約交渉並びに締結に関するプロジェクトの透明性を確

保する。

IPP 並びに PEEGT とのジョイント・ベンチャープロジェクトのような民間資金を導入す

る場合は、将来の需要パターンの変動に効率的に対応するためにベース負荷、ミドル負荷、

ピーク負荷等の電源種別や、燃料種別により評価し、IPP の導入を推進する。この導入に

あたっては、利用率の低いピーク負荷電源は、高い買電価格で購入するなど、電力開発を

タイムリーに行うためにさまざまな電力購入メニューを用意して、国のエネルギー政策に

伴う電力開発計画の支援を行う。

ここに日本の電力会社がＩＰＰを導入するために公表した回避可能原価の一例を示す。

回避可能原価

回避可能原価は、発電原価と送電連系費並びに供給区域での供給連系費の合計をもって以

下のように定義する。

回避可能原価＝発電原価＋連系費＋供給連系費

(a)発電原価

発電原価は新規に追加増設の費用と算定する。この費用は資本費、燃料費、運営費

（O&M）から構成される。

資本費の算定に用いる設備の耐用年数は下記とする。

火力発電設備：25 年

揚水式水力発電設備：34 年

連系設備（送電線）：27 年

割引率：5.25％（電気料金でのつり合いの取れた ROR: Rate of Return）

（ｂ）連系費

新しい発電所設備が既設の連系線へ接続するために必要な連系設備の費用

（ｃ）供給連系費

第 10 章


10―7

電力会社が持っている送電設備の費用と送電損失設備費用の合計

このような考えを基に日本の電力会社が入札案内書に公表した回避可能原価の一例

を次に示す。

表 10.2-5 入札案内書に公表した回避可能原価の例

電源種別燃料種別暦日発電電力量

（％）

回避可能原価

(Yen/kWh)

ベース負荷石炭・ＬＮＧ 80％

70％

60％

9.3

10.2

11.4

中間負荷ＬＮＧ・Ｏｉｌ 50％

40％

30％

12.4

14.6

18.1

ピーク負荷揚水水力発電 20％

10％

19.5

33.4

出典：SAPS:OECF 調査団作成

上記は電力会社が IPP を導入する際に入札案内に示した一例である。シリア国が今後 IPP の導入

を図る場合の参考として提示するものである。従って、PEEGT も厳格に自社の資本勘定を精査し、

IPP との整合の取れた系統構成と電力料金の設定を行うことが大切である。

（4）PEEGT の民営化による資金調達実現の多様化

電気供給者の使命など基本事項に立ちかえれば、公益的な部分をもちながらも国の機関が

民営化するには荷が重い内容が電気供給者として立ちはだかっている。ことに電力需要と

供給のバランスは大切で経済規模が大きくなるにしたがって、この供給規模も大きくなる。

日本における電気事業体制の変遷を振り返ってみると、1940 年代に国家統制管理が行われ、

全国統一の低料金政策を実施、結果的には政府の補助金をつぎ込まなければならないこと

になった。更には政府、電力供給、配電間における供給の責任とその所在が曖昧となり、

停電が頻発するような事態を招くことになり、サービスの低下が顕在化した。その経験と

反省に立ち、1950 年代に入り全国を 9 地域に分け送配電一貫経営の民間会社が自主性と供

給責任をもって、各地域における安定供給を担う体制を発足させた。結果として社会生活

基盤の一角を担う電力の整備を国家機関の管理から分離することにより自主経営・運営と

供給責任を持たせ、地域ごとの需給バランスを早期に達成できる体制を再構築した。この

ことが、地域ごとの電力整備が進み、後の日本経済発展に大きく貢献した。このように電

力供給規模が大きくなった場合には極力国家規模での影響力を小さくして、迅速な判断の

下に電力基盤の整備を可能にするシステムを構築することがシリア国にとって必要不可欠

なことである。

（5）友好アラブ諸国の融資資金からの調達

第 10 章


10―8

近の建設計画、建設中の案件では、友好関係にある、イランからの融資による 2 つの建設案件

（450MW クラス・750 MW クラス：コンバインドサイクル)、インドの資金で従来型発電所の建

設を進めている。

参考までに現在建設中と今後（2014 年）建設予定資金に関する状況を下記に示す。

N0.1 プロジェクト資金：イラン

出力：GT：150MWx2、ST：150MW 合計 450MW

プロジェクト費用：240Million ユーロシリアポンド：2.4Billion（37Million ユーロ相

当）

No2.プロジェクト資金：インドソフトローン(インド資金：60％、自己資金 40％)

出力：ST(バハラット製)： 200MWx2、合計 400MW

プロジェクト費用：307 Million ユーロシリアポンド：3.5Billion（US$ 75 Million ユ

ーロ相当）

N0.3 プロジェクト資金（イラン）

出力：150MWx2 ST150MW 合計 450MW

No.4 プロジェクト（Alstom：サプライヤーズローン）

出力：250MWx2 ST250MW 合計 750MW

なお、シリア国内混乱前の治安状況の良さもあり、2015年までの建設計画が順調に進行している。

しかしながら、電力事業の在り方を考えると、国家への依存度が（転貸融資）高くなったり、調

達資源が偏ったりすることにより事業機関の自主性を失わせる可能性があることから、資金調達

の多様化を図ることが望ましい。

第6章 電気料金制度 - jica第6 章...

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第6章電気料金制度 - jica第6 章...