国際協力機構（JICAインド国マハラシュトラ州揚水発電開発に係る情報収集・確認調査ファイナルレポート平成24 年10 月 (2012 年) 独立行政法人

インド国

マハラシュトラ州揚水発電開発に係る

情報収集・確認調査

ファイナルレポート

平成 24 年 10 月 (2012 年)

独立行政法人国際協力機構（JICA）

電源開発株式会社

インド国マハラシュトラ州揚水発電開発に係る情報収集・確認調査ファイナルレポート

電源開発株式会社 i

目次

第 1 章序論 1.1 調査背景・経緯 ................................................................................................................. 1-1 1.2 調査目的・範囲 ................................................................................................................. 1-1 1.3 調査スケジュール ............................................................................................................. 1-3 1.4 調査内容 ............................................................................................................................. 1-5

1.4.1 基礎情報収集・調査候補地点の絞込み ............................................................ 1-5 1.4.2 調査対象地点の選定、現地調査の実施ならびに開発候補地点の検討 ........ 1-5

1.5 関係者リスト ..................................................................................................................... 1-13 1.6 収集資料リスト ................................................................................................................. 1-15

第 2 章マハラシュトラ州の一般事情 2.1 概要 ..................................................................................................................................... 2-1 2.2 地形地質 ............................................................................................................................. 2-1

2.2.1 地形........................................................................................................................ 2-1 2.2.2 地質........................................................................................................................ 2-3

2.3 気候 ..................................................................................................................................... 2-6 2.3.1 マハラシュトラ州の気候 .................................................................................... 2-6 2.3.2 マハラシュトラ州・Pune および Raigah 県の気候 .......................................... 2-7

2.4 社会経済状況 ..................................................................................................................... 2-9 2.4.1 マハラシュトラ州の社会経済状況 .................................................................... 2-9

2.5 マクロ経済状況 ................................................................................................................. 2-18 2.5.1 マハラシュトラ州経済状況概観 ........................................................................ 2-18 2.5.2 マハラシュトラ州の州内総生産（GSDP） ...................................................... 2-18 2.5.3 州経済および州財政状況 .................................................................................... 2-21 2.5.4 外資および日本企業参入状況 ............................................................................ 2-31

2.6 環境の一般事情 ................................................................................................................. 2-35 2.6.1 自然環境................................................................................................................ 2-35 2.6.2 社会環境................................................................................................................ 2-41

第 3 章マハラシュトラ電力セクター概要 3.1 インドエネルギーセクター全般 ..................................................................................... 3-1

3.1.1 石炭セクター ........................................................................................................ 3-3 3.1.2 電力セクター ........................................................................................................ 3-4 3.1.3 原子力.................................................................................................................... 3-5 3.1.4 天然ガス................................................................................................................ 3-6 3.1.5 再生可能エネルギー ............................................................................................ 3-7

3.2 電気事業法令 ..................................................................................................................... 3-8 3.2.1 2003 年電力法 ....................................................................................................... 3-8


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3.2.2 UI 制度について................................................................................................... 3-11 3.2.3 2003 年電力法での水力発電開発への対応 ....................................................... 3-13 3.2.4 New Hydro Power Policy (2008)での水力発電開発への対応 ........................... 3-13 3.2.5 近の水力発電案件への対応（揚水発電を含む） ........................................ 3-13

3.3 マハラシュトラ州電気事業 ............................................................................................. 3-14 3.3.1 組織........................................................................................................................ 3-14 3.3.2 財務状況................................................................................................................ 3-16

3.4 電力需給 ............................................................................................................................. 3-35 3.4.1 電力需給................................................................................................................ 3-35 3.4.2 電力需要特性 ........................................................................................................ 3-36

3.5 電力設備 ............................................................................................................................. 3-37 3.5.1 発電設備................................................................................................................ 3-37 3.5.2 送変電設備............................................................................................................ 3-40

3.6 配電事業の現状 ................................................................................................................. 3-40 3.6.1 電力市場（マーケット）の現状 ........................................................................ 3-40 3.6.2 コスト.................................................................................................................... 3-43 3.6.3 料金........................................................................................................................ 3-44 3.6.4 電力損失................................................................................................................ 3-45

3.7 日本援助実績・他ドナー実績 ......................................................................................... 3-51 3.7.1 日本政府................................................................................................................ 3-51 3.7.2 アジア開発銀行（ADB）.................................................................................... 3-51 3.7.3 世界銀行（IBRD/IDA） ...................................................................................... 3-52 3.7.4 ドイツ復興金融公庫（KfW） ............................................................................ 3-52

第 4 章電源開発計画 4.1 電力需要予測 ..................................................................................................................... 4-1

4.1.1 前提条件................................................................................................................ 4-1 4.1.2 電力需要予測結果 ................................................................................................ 4-3 4.1.3 電力需要予測の検証 ............................................................................................ 4-5 4.1.4 第 18 次電力調査における電力需要予測（暫定） .......................................... 4-8

4.2 電源開発計画 ..................................................................................................................... 4-9 4.2.1 電源開発計画 ........................................................................................................ 4-9

4.3 系統の現状 ......................................................................................................................... 4-12 4.3.1 系統運用基準 ........................................................................................................ 4-12 4.3.2 系統運用関連機関 ................................................................................................ 4-16 4.3.3 系統運用の状況 .................................................................................................... 4-17 4.3.4 系統計画の現状 .................................................................................................... 4-20

第 5 章揚水発電可能性 5.1 揚水必要性 ......................................................................................................................... 5-1

5.1.1 揚水ポテンシャル ................................................................................................ 5-1


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5.1.2 ピーク対応電源の必要性 .................................................................................... 5-1 5.1.3 揚水発電所稼動状況 ............................................................................................ 5-2 5.1.4 新・再生可能エネルギー現状・今後の見通し ................................................ 5-11

5.2 揚水技術要件 ..................................................................................................................... 5-13 5.2.1 本邦揚水発電活用事例 ........................................................................................ 5-13 5.2.2 可変速システム（導入要件の洗い出し） ........................................................ 5-16

5.3 揚水発電所の必要性 ......................................................................................................... 5-21 5.3.1 ピーク電源への対応 ............................................................................................ 5-21 5.3.2 不安定性電源への対応 ........................................................................................ 5-22 5.3.3 系統安定性への対応 ............................................................................................ 5-22

第 6 章調査地の地形地質 6.1 地形 ..................................................................................................................................... 6-1 6.2 地質 ..................................................................................................................................... 6-2

6.2.1 デカントラップ（Deccan Traps） ...................................................................... 6-2 6.2.2 変成岩.................................................................................................................... 6-5 6.2.3 被覆層.................................................................................................................... 6-5

6.3 地震 ..................................................................................................................................... 6-5 6.3.1 プレート境界型地震 ............................................................................................ 6-6 6.3.2 プレート内地震 .................................................................................................... 6-6 6.3.3 マハラシュトラ州の地震 .................................................................................... 6-7

6.4 地すべり・崩壊 ................................................................................................................. 6-8 6.5 工事事例 ............................................................................................................................. 6-10

6.5.1 トンネル................................................................................................................ 6-10 6.5.2 ダム........................................................................................................................ 6-10

第 7 章環境社会配慮 7.1 関係政府機関 ..................................................................................................................... 7-1

7.1.1 環境および森林の保全に関係する機関 ............................................................ 7-1 7.1.2 他の関係機関 ........................................................................................................ 7-1

7.2 関連法制度 ......................................................................................................................... 7-1 7.2.1 関連する政策 ........................................................................................................ 7-1 7.2.2 関連する法律 ........................................................................................................ 7-4 7.2.3 環境基準................................................................................................................ 7-9 7.2.4 クリーン・ディベロップメント・メカニズム（Clean Development

Mechanism） ......................................................................................................... 7-13 7.2.5 水力発電所建設に必要な認可 ............................................................................ 7-15 7.2.6 環境認可（Environmental Clearance：EC） ...................................................... 7-18 7.2.7 森林認可（Forest Clearance：FC） .................................................................... 7-28 7.2.8 土地収用、住民の生活再建・再定住 ................................................................ 7-36 7.2.9 水利用権................................................................................................................ 7-44


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7.3 西ガーツ生態専門家パネル（Western Ghats Ecological Expert Panel）の勧告 ........... 7-46 7.3.1 西ガーツ生態専門家パネルの目的 .................................................................... 7-46 7.3.2 西ガーツ地方の保全のための勧告と提案 ........................................................ 7-47

第 8 章候補地点の検討 8.1 調査候補地点の抽出 ......................................................................................................... 8-1

8.1.1 既存候補地点 ........................................................................................................ 8-1 8.1.2 新規候補地点 ........................................................................................................ 8-1

8.2 有望地点選定基準 ........................................................................................................... 8-4 8.2.1 1 次スクリーニング ............................................................................................. 8-4 8.2.2 環境社会配慮 ........................................................................................................ 8-7 8.2.3 経済性.................................................................................................................... 8-8 8.2.4 地質........................................................................................................................ 8-14

8.3 候補地点の選定 ............................................................................................................... 8-16

第 9 章候補地点現地調査 9.1 プロジェクトサイトへのアクセス ................................................................................. 9-1

9.1.1 Panshet ................................................................................................................... 9-1 9.1.2 Warasgaon .............................................................................................................. 9-2 9.1.3 Varandh Ghat.......................................................................................................... 9-3 9.1.4 Kaudoshi ................................................................................................................ 9-5 9.1.5 Kumbhavde ............................................................................................................ 9-7

9.2 地形地質 ............................................................................................................................. 9-8 9.2.1 評価基準................................................................................................................ 9-8 9.2.2 現地調査結果 ........................................................................................................ 9-10 9.2.3 調査地点の評価および比較 ................................................................................ 9-34

9.3 設備配置 ............................................................................................................................. 9-35 9.3.1 Panshet ................................................................................................................... 9-35 9.3.2 Warasgaon .............................................................................................................. 9-39 9.3.3 Varandh Ghat.......................................................................................................... 9-43

9.4 環境社会配慮 ..................................................................................................................... 9-46 9.4.1 データ収集シート ................................................................................................ 9-46 9.4.2 結果........................................................................................................................ 9-47 9.4.3 ダム・貯水池の集水域について ........................................................................ 9-55 9.4.4 ダム・貯水池の下流域について ........................................................................ 9-55

9.5 送電線 ................................................................................................................................. 9-56 9.5.1 送電線の接続先とその距離 ................................................................................ 9-56 9.5.2 送電線設備の条件 ................................................................................................ 9-58 9.5.3 系統解析................................................................................................................ 9-58 9.5.4 送電方法について ................................................................................................ 9-59

9.6 有望地点の選定 ................................................................................................................. 9-66


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第 10 章開発計画検討 10.1 洪水流量 ............................................................................................................................. 10-1

10.1.1 目的........................................................................................................................ 10-1 10.1.2 降雨データ............................................................................................................ 10-1 10.1.3 確率降雨................................................................................................................ 10-4 10.1.4 洪水流量................................................................................................................ 10-7

10.2 土木設備 ............................................................................................................................. 10-10 10.2.1 一般........................................................................................................................ 10-10 10.2.2 ダムおよび洪水吐 ................................................................................................ 10-11 10.2.3 取水口および放水口構造物 ................................................................................ 10-13 10.2.4 水路........................................................................................................................ 10-14 10.2.5 発電所.................................................................................................................... 10-16

10.3 送電・電気設備 ................................................................................................................. 10-18 10.3.1 基本設計................................................................................................................ 10-18 10.3.2 電気機器の基本設計 ............................................................................................ 10-18 10.3.3 ポンプ水車............................................................................................................ 10-19 10.3.4 発電電動機............................................................................................................ 10-21 10.3.5 主要変圧器............................................................................................................ 10-21 10.3.6 高圧開閉装置 ........................................................................................................ 10-22 10.3.7 始動装置................................................................................................................ 10-22 10.3.8 単線結線図及び機器・建屋レイアウト ............................................................ 10-23 10.3.9 可変速システムの採用可能性について ............................................................ 10-23 10.3.10 送電設備................................................................................................................ 10-24

10.4 建設工程 ............................................................................................................................. 10-26 10.4.1 Panshet ................................................................................................................... 10-26 10.4.2 Warasgaon .............................................................................................................. 10-26 10.4.3 Varandh Ghat.......................................................................................................... 10-27

10.5 概略事業費 ......................................................................................................................... 10-35 10.6 今後の調査計画の提案 ..................................................................................................... 10-40

10.6.1 地質調査................................................................................................................ 10-40 10.6.2 その他の調査 ........................................................................................................ 10-42

第 11 章概略経済･財務評価 11.1 概略経済評価 ..................................................................................................................... 11-1

11.1.1 評価手法................................................................................................................ 11-1 11.1.2 本計画の経済費用 ................................................................................................ 11-2 11.1.3 本計画の経済便益 ................................................................................................ 11-6 11.1.4 経済評価................................................................................................................ 11-8

11.2 概略財務評価 ..................................................................................................................... 11-12 11.2.1 評価手法................................................................................................................ 11-12


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11.2.2 本計画の財務費用および便益 ............................................................................ 11-12 11.2.3 財務評価................................................................................................................ 11-16

第 12 章環境社会配慮についての検討 12.1 3 候補地点の予備的スコーピング .................................................................................. 12-1

12.1.1 影響が想定される範囲 ........................................................................................ 12-1 12.1.2 3 つの候補地の予備的スコーピング案 ............................................................. 12-2

12.2 留意点、結論と提案 ......................................................................................................... 12-27 12.2.1 留意点.................................................................................................................... 12-27 12.2.2 結論と提案............................................................................................................ 12-29

第 13 章実施機関 13.1 MAHAGENCO による運転 .............................................................................................. 13-1 13.2 MAHADISCOM 側の問題................................................................................................. 13-2 13.3 電力市場での取引 ............................................................................................................. 13-2 13.4 事業化スケジュール ......................................................................................................... 13-4 13.5 可変速システム導入可能性 ............................................................................................. 13-5

第 14 章課題 14.1 今後のマハラシュトラ州電力需給 ................................................................................. 14-1 14.2 マハラシュトラ州での取り組み状況 ............................................................................. 14-2 14.3 中央政府への提言 ............................................................................................................. 14-3 14.4 具体的な検討課題 ............................................................................................................. 14-4

14.4.1 電力セクター状況に関する課題 ........................................................................ 14-5 14.4.2 調査・設計・施工計画に関する課題 ................................................................ 14-5 14.4.3 環境・社会配慮に関する課題 ............................................................................ 14-5 14.4.4 財務に関する課題 ................................................................................................ 14-6 14.4.5 周辺整備に関する課題 ........................................................................................ 14-6

14.5 Koyna 水力発電所の改修.................................................................................................. 14-6 14.6 今後の予定 ......................................................................................................................... 14-7


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LIST OF TABLES

Table 1.4.2-1 ｢マハラシュトラ州揚水発電開発調査 1998｣における揚水候補地点

諸元一覧 ............................................................................................................. 1-7 Table 1.4.2-2 マハラシュトラ州電力設備容量（2012 年 3 月 31 日現在）....................... 1-7 Table 1.4.2-3 第 12 次計画での開発予想プロジェクト一覧 ............................................... 1-9 Table 1.4.2-4 マハラシュトラ州の登録森林面積 ................................................................. 1-11 Table 1.4.2-5 開発有望地点抽出評価基準（案） ................................................................. 1-12 Table 1.5-1 業務従事者の分担業務内容 ............................................................................. 1-14 Table 1.5-2 カウンターパート構成 ..................................................................................... 1-15 Table 1.6-1 収集資料リスト ................................................................................................. 1-16 Table 2.2.2-1 マハラシュトラ州の概略地質層序 ................................................................. 2-4 Table 2.4.1-1 インド上位 10 州の社会経済指標抜粋 ........................................................... 2-10 Table 2.4.1-2 マハラシュトラ州人口の推移 ......................................................................... 2-10 Table 2.4.1-3 マハラシュトラ州の衛生状況指標抜粋 ......................................................... 2-14 Table 2.4.1-4 インド、マハラシュトラ州、近隣州の電力指標 ......................................... 2-15 Table 2.4.1-5 公共事業省による道路整備状況 ..................................................................... 2-16 Table 2.4.1-6 マハラシュトラ州の車両別台数 ..................................................................... 2-17 Table 2.5.2-1 セクター別成長率の推移（2004 年度基準価格） ........................................ 2-19 Table 2.5.2-2 産業部門別 GSDP の推移（現在価格） ......................................................... 2-19 Table 2.5.2-3 産業部門別 GSDP の推移（2004 年度基準価格） ........................................ 2-20 Table 2.5.3-1 マハラシュトラ州予算の推移 ......................................................................... 2-26 Table 2.5.3-2 州徴収税の構成およびその推移 ..................................................................... 2-27 Table 2.5.3-3 州経常支出の構成およびその推移 ................................................................. 2-28 Table 2.5.3-4 インドの財政再建策 ......................................................................................... 2-29 Table 2.5.3-5 マハラシュトラ州財政収支の推移 ................................................................. 2-29 Table 2.5.4-1 インドに対する外国直接投資額上位 5 ヵ国のシェア.................................. 2-31 Table 2.5.4-2 インドに対するセクター別外国直接投資額（2000 年 4 月～2012 年 2

月） ..................................................................................................................... 2-32 Table 2.5.4-3 RBI 地方事務所別外国直接投資額.................................................................. 2-33 Table 2.5.4-4 マハラシュトラ州の日本の進出企業数（地区別）...................................... 2-34 Table 2.6.1-1 インドに分布する世界的に絶滅のおそれのある種（種数）...................... 2-38 Table 2.6.1-2 マハラシュトラ州の絶滅危惧鳥類種 ............................................................. 2-38 Table 2.6.1-3 インドとマハラシュトラ州の公有林の面積：2011 年（km2） .................. 2-40 Table 2.6.1-4 マハラシュトラ州の公有林の面積の推移 1993-2011（km2） .................... 2-41 Table 2.6.2-1 学校数と就学数 ................................................................................................. 2-45 Table 2.6.2-2 州政府の健康管理機関（2011 年 10 月 31 日現在）..................................... 2-45 Table 2.6.2-3 代表的な健康指数 ............................................................................................. 2-46 Table 2.6.2-4 貧困ライン以下の家族の割合 ......................................................................... 2-46 Table 3.1-1 燃料種別毎の発電設備容量予測（標準ケース）(GW）.............................. 3-3


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Table 3.1-2 燃料種別毎の発電電力量予測（標準ケース）(Billion kWh） .................... 3-3 Table 3.2.1-1 2003 年電力法概要 ............................................................................................ 3-9 Table 3.3.2-1 収益性評価指標 ................................................................................................. 3-17 Table 3.3.2-2 効率性評価指標 ................................................................................................. 3-18 Table 3.3.2-3 安定性評価指標 ................................................................................................. 3-19 Table 3.3.2-4 成長性評価指標 ................................................................................................. 3-19 Table 3.3.2-5 総合利益率評価指標 ......................................................................................... 3-20 Table 3.5.1-1 マハラシュトラ州発電設備容量（2012 年 3 月 31 日時点）....................... 3-38 Table 3.5.1-2 マハラシュトラ州の発電設備（2011 年 11 月 31 日時点） ......................... 3-39 Table 3.6.1-1 インドの電力取引市場シェア ......................................................................... 3-42 Table 3.6.1-2 IEX の W2 地域における取引価格および取引量の推移 .............................. 3-42 Table 3.6.2-1 MSEDCL の年間支出額 .................................................................................... 3-43 Table 3.6.2-2 配電会社の配電単価比較 ................................................................................. 3-43 Table 3.6.2-3 MSEDCL の平均電力購入単価 ........................................................................ 3-44 Table 3.6.2-4 MSPGCL の電力料金表抜粋 ............................................................................ 3-44 Table 3.6.3-1 総合平均電力単価比較 ..................................................................................... 3-44 Table 3.6.4-1 MSEDCL の配電損失の推移 ............................................................................ 3-46 Table 3.6.4-2 マハラシュトラ州の配電損失率比較 ............................................................. 3-46 Table 3.6.4-3 インド各州の電力損失率比較 ......................................................................... 3-47 Table 3.6.4-4 配電会社収益（補助金含む） ......................................................................... 3-48 Table 3.6.4-5 各州補助金内訳（2011/12 年） ....................................................................... 3-50 Table 4.1.1-1 第 17 次電力調査における電力需要予測と実績の比較................................ 4-1 Table 4.1.2-1 マハラシュトラ州用途別短期電力需要予測（2011 年度まで）................. 4-3 Table 4.1.2-2 マハラシュトラ州短期電力需要予測（2011 年度まで）............................. 4-4 Table 4.1.2-3 マハラシュトラ州長期電力需要予測（2021 年度まで）............................. 4-5 Table 4.1.3-1 マハラシュトラ州の第 17 次電力調査における電力需要予測と実績の

比較 ..................................................................................................................... 4-5 Table 4.1.3-2 マハラシュトラ州の送配電損失率の予測値と実績値.................................. 4-7 Table 4.1.4-1 第 18 次電力調査におけるマハラシュトラ州電力需要予測........................ 4-8 Table 4.1.4-2 マハラシュトラ州電力需要予測に用いた負荷率 ......................................... 4-9 Table 4.2.1-1 第 11 次 5 ヵ年計画 ........................................................................................... 4-10 Table 4.2.1-2 修正第 11 次 5 ヵ年計画 ................................................................................... 4-10 Table 4.2.1-3 第 12 次 5 ヵ年計画電源開発計画（ドラフト） ........................................... 4-12 Table 4.2.1-4 第 13 次 5 ヵ年計画電源開発計画（ドラフト） ........................................... 4-12 Table 4.2.1-5 マハラシュトラ州第 12 次 5 ヵ年計画電源開発計画プロジェクト（ド

ラフト） ............................................................................................................. 4-12 Table 4.3.1-1 電圧運用範囲 ..................................................................................................... 4-13 Table 4.3.1-2 主要変電所の電圧運用実績 ............................................................................. 4-13 Table 4.3.1-3 2010-2011 周波数運用実績 .............................................................................. 4-14 Table 4.3.1-4 周波数低下リレー(AUFLS) .............................................................................. 4-15 Table 4.3.1-5 周波数トレンドリレー(df/dt リレー) ............................................................. 4-15


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Table 4.3.3-1 オープンアクセスの分類 ................................................................................. 4-19 Table 4.3.4-1 2010-15 STU5 ヶ年計画(765kV,400kV)............................................................ 4-21 Table 5.1.3-1 世界の揚水発電所導入状況 ............................................................................. 5-3 Table 5.1.3-2 インド国内の揚水発電所への日本企業実績 ................................................. 5-4 Table 5.1.3-3 Ghatghar 揚水発電所運転記録 ..................................................................... 5-5 Table 5.1.3-4 Ghatghar 揚水発電所運転記録（2010 年度）................................................. 5-6 Table 5.1.3-5 Ghatghar 揚水発電所運転記録（2011 年度）................................................. 5-6 Table 5.2.1-1 主要揚水発電所（日本） ................................................................................. 5-13 Table 5.2.2-1 主要可変速揚水発電所（日本国内） ............................................................. 5-17 Table 5.2.2-2 可変速システムと従来型システムの特質比較 ............................................. 5-19 Table 6.3.3-1 マハラシュトラ州の主な地震 ......................................................................... 6-7 Table 7.2.1-1 国家環境政策（2006）に反映された政策 ..................................................... 7-2 Table 7.2.2-1 公害に関する法律 ............................................................................................. 7-5 Table 7.2.2-2 生物多様性、森林保全に関する法律 ............................................................. 7-5 Table 7.2.2-3 その他の環境分野の法律 ................................................................................. 7-6 Table 7.2.2-4 土地収用および住民の生活再建・再定住に関する法律.............................. 7-6 Table 7.2.2-5 労働条件・環境に関する法律 ......................................................................... 7-7 Table 7.2.2-6 水利用権に関する法律 ..................................................................................... 7-7 Table 7.2.2-7 指定カースト、部族に関する法律 ................................................................. 7-7 Table 7.2.2-8 文化財に関する法律 ......................................................................................... 7-7 Table 7.2.2-9 情報公開に関する法律 ..................................................................................... 7-8 Table 7.2.2-10 鉱物採掘に関する規則 ..................................................................................... 7-8 Table 7.2.2-11 環境分野における国際条約 ............................................................................. 7-8 Table 7.2.3-1 環境水質基準 ..................................................................................................... 7-9 Table 7.2.3-2 排出水基準 ......................................................................................................... 7-10 Table 7.2.3-3 環境大気質基準 ................................................................................................. 7-12 Table 7.2.3-4 一般排気基準 ..................................................................................................... 7-13 Table 7.2.3-5 騒音基準 ............................................................................................................. 7-13 Table 7.2.4-1 インドが登録している CDM 水力発電プロジェクト .................................. 7-15 Table 7.2.6-1 関係機関とその役割 ......................................................................................... 7-20 Table 7.2.6-2 EIA 報告書の一般的な構成.............................................................................. 7-20 Table 7.2.6-3 水力発電プロジェクトに関連するプロジェクトの分類基準...................... 7-22 Table 7.2.7-1 関係機関とその役割 ......................................................................................... 7-29 Table 7.2.7-2 プロポーザルの構成と内容 ............................................................................. 7-30 Table 7.2.7-3 森林タイプ別の純現在価値（単位：Rs./ha） ............................................... 7-32 Table 7.2.8-1 被影響住民のために移転先の村で用意される土地と家屋用地.................. 7-40 Table 7.2.9-1 クリシュナ川流域面積と各州の関係 ............................................................. 7-45 Table 7.2.9-2 KWDT I のスキーム A での水分配 ................................................................. 7-46 Table 7.2.9-3 KWDT II における各州の水割当量................................................................. 7-46 Table 7.3.2-1 各生態的脆弱ゾーンでの水力発電の活動に関するガイドライン・提案

............................................................................................................................. 7-47


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Table 7.3.2-2 各生態的脆弱ゾーンでの採石等の活動に関するガイドライン・提案...... 7-48 Table 7.3.2-3 マハラシュトラ州内で生態的脆弱ゾーンに指定されている Taluka.......... 7-48 Table 8.1.1-1 ｢マハラシュトラ州揚水発電開発調査 1998｣における揚水候補地点

諸元一覧 ............................................................................................................. 8-1 Table 8.2.1-1 候補地点選定結果一覧 ..................................................................................... 8-6 Table 8.2.2-1 社会環境配慮に基づいた選定基準 ................................................................. 8-7 Table 8.2.2-2 Evaluation of reconnaissance survey sites........................................................... 8-8 Table 8.2.3-1 土木工事および水門機器単価 ......................................................................... 8-12 Table 8.2.3-2 プロジェクト概要と建設費 ............................................................................. 8-13 Table 8.2.4-1 候補地点の評価 ................................................................................................. 8-16 Table 8.3-1 候補地点評価結果 ............................................................................................. 8-16 Table 9.1.1-1 Panshet 上池へのアクセス ............................................................................... 9-1 Table 9.1.1-2 Panshet 下池へのアクセス ............................................................................... 9-1 Table 9.1.2-1 Warasgaon 上池へのアクセス.......................................................................... 9-2 Table 9.1.2-2 Warasgaon 下池へのアクセス.......................................................................... 9-3 Table 9.1.3-1 Varandh Ghat 上池へのアクセス ..................................................................... 9-4 Table 9.1.3-2 Varandh Ghat 下池へのアクセス ..................................................................... 9-4 Table 9.1.4-1 Kaudoshi 上池へのアクセス ............................................................................ 9-5 Table 9.1.4-2 Kaudoshi 下池へのアクセス ............................................................................ 9-6 Table 9.1.5-1 Kumbhavde 上池へのアクセス........................................................................ 9-7 Table 9.1.5-2 Kumbhavde 下池へのアクセス........................................................................ 9-7 Table 9.2.3-1 現地調査地点の評価 ......................................................................................... 9-34 Table 9.3.1-1 上池・下池の主要諸元 ..................................................................................... 9-35 Table 9.3.2-1 上池・下池の主要諸元 ..................................................................................... 9-39 Table 9.3.3-1 上池・下池の主要諸元 ..................................................................................... 9-43 Table 9.4.1-1 現地調査用データ収集シート ......................................................................... 9-46 Table 9.4.2-1 Panshet 地点（upper dam and reservoir）の調査結果 ..................................... 9-47 Table 9.4.2-2 Panshet 地点（lower dam and reservoir）の調査結果 ..................................... 9-48 Table 9.4.2-3 Warasgaon 地点（upper dam and reservoir）の調査結果 ................................ 9-50 Table 9.4.2-4 Warasgaon 地点（upper dam and reservoir：alternative site）の調査結果..... 9-51 Table 9.4.2-5 Warasgaon（lower dam and reservoir）の調査結果 ......................................... 9-51 Table 9.4.2-6 Varandh Ghat 地点（upper dam and reservoir）の調査結果 ........................... 9-53 Table 9.4.2-7 Varandh Ghat 地点（lower dam and reservoir）の調査結果 ........................... 9-54 Table 9.4.3-1 各ダム・貯水池の集水域面積 ......................................................................... 9-55 Table 9.5.1-1 Figure 9.5.1-1 の凡例 ......................................................................................... 9-57 Table 9.5.1-2 候補地点と変電所の距離 ................................................................................. 9-58 Table 9.5.3-1 安定度計算結果 ................................................................................................. 9-59 Table 9.6-1 候補地点現地調査結果 ..................................................................................... 9-67 Table 10.1.2-1 Kodapur 雨量局年大日雨量 .......................................................................... 10-2 Table 10.1.2-2 Undergaon 雨量局年大日雨量....................................................................... 10-2 Table 10.1.2-3 Varandoli 雨量局年大日雨量......................................................................... 10-3


電源開発株式会社 xi

Table 10.1.3-1 確率降雨分析結果（1） ................................................................................... 10-4 Table 10.1.3-2 確率降雨分析結果（2） ................................................................................... 10-5 Table 10.1.4-1 1000 年確率日雨量（mm/day） ...................................................................... 10-7 Table 10.1.4-2 到達時間の計算 ................................................................................................. 10-8 Table 10.1.4-3 計算雨量強度 ..................................................................................................... 10-9 Table 10.1.4-4 洪水流量計算結果 ............................................................................................. 10-10 Table 10.1.4-5 Inglis 式による洪水流量 ................................................................................... 10-10 Table 10.2.2-1 必要な洪水吐幅越流水深 3.0m における必要洪水吐幅 ............................... 10-12 Table 10.2.2-2 ダムタイプの比較検討 ..................................................................................... 10-12 Table 10.2.4-1 導水勾配線の計算結果 ..................................................................................... 10-14 Table 10.2.5-1 地下発電書空洞の設置標高 ............................................................................. 10-16 Table 10.2.5-2 発電所アクセス構造諸元 ................................................................................. 10-17 Table 10.2.5-3 ケーブルトンネルの構造諸元 ......................................................................... 10-17 Table 10.3.1-1 候補地点水理諸元と発電計画 ......................................................................... 10-18 Table 10.3.3-1 ポンプ水車型式 ................................................................................................. 10-19 Table 10.3.10-1 400kV2 回線送電線用鉄塔寸法 ....................................................................... 10-25 Table 10.3.10-2 電線の特性 ......................................................................................................... 10-25 Table 10.3.10-3 400kV 2 回線送電線の概算建設単価............................................................... 10-25 Table 10.3.10-4 400kV 2 回線送電線の概算建設工事費........................................................... 10-26 Table 10.5-1 修正された発電計画諸元 ................................................................................. 10-35 Table 10.5-2 事業費概要 ......................................................................................................... 10-36 Table 10.5-3 事業費内訳 ......................................................................................................... 10-37 Table 10.5-4 事業費概要（可変速器導入の場合：４台） ................................................. 10-39 Table 10.6.1-1 今後の地質調査 ................................................................................................. 10-40 Table 11.1.2-1 (1) プロジェクトの経済コスト (Panshet) ............................................................ 11-3 Table 11.1.2-1 (2) プロジェクトの経済コスト (Warasgaon) ....................................................... 11-4 Table 11.1.2-1 (3) プロジェクトの経済コスト (Varandh Ghat)................................................... 11-5 Table 11.1.3-1 電力（kW）および電力量（kWh）の調整係数 ............................................ 11-6 Table 11.1.3-2 代替火力発電設備の基礎諸元 ......................................................................... 11-6 Table 11.1.3-3 プロジェクトの経済便益 ................................................................................. 11-7 Table 11.1.4-1 経済評価結果 ..................................................................................................... 11-8 Table 11.1.4-2 (1) 経済評価 (Panshet) ............................................................................................ 11-9 Table 11.1.4-2 (2) 経済評価 (Warasgaon)....................................................................................... 11-10 Table 11.1.4-2 (3) 経済評価 (Varandh Ghat) .................................................................................. 11-11 Table 11.2.2-1 (1) プロジェクトの財務コスト (Panshet) ............................................................ 11-13 Table 11.2.2-1 (2) プロジェクトの財務コスト (Warasgaon) ....................................................... 11-14 Table 11.2.2-1 (3) プロジェクトの財務コスト (Varandh Ghat)................................................... 11-15 Table 11.2.2-2 財務便益 ............................................................................................................. 11-16 Table 11.2.3-1 財務評価結果 ..................................................................................................... 11-16 Table 12.1.2-1 スコーピング表 ................................................................................................. 12-3 Table 12.1.2-2 Panshet 地点の予備的スコーイング ................................................................ 12-5


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Table 12.1.2-3 Warasgaon 地点の予備的スコーピング........................................................... 12-12 Table 12.1.2-4 Varandh Ghat 地点の予備的スコーピング ...................................................... 12-20 Table 13.4-1 事業化スケジュール ......................................................................................... 13-4 Table 13.5-1 インド各州再生可能エネルギーの導入義務量（RPO）.............................. 13-6 Table 14.5-1 Koyna 水力発電所構成...................................................................................... 14-6

LIST OF FIGURES

Figure 1.3-1 調査業務フロー ................................................................................................. 1-3 Figure 1.4.2-1 マハラシュトラ州電源構成 ............................................................................. 1-8 Figure 1.4.2-2 マハラシュトラ州電力需要不足推移 ......................................................... 1-8 Figure 1.4.2-3 基幹送電線の延長(単位：km) ........................................................................ 1-9 Figure 2.2.1-1 マハラシュトラ州の地勢区分 ......................................................................... 2-2 Figure 2.2.2-1 マハラシュトラ州の地質図 ............................................................................. 2-4 Figure 2.3.2-1 Pune 県 Pune および Velhe 気象観測地点の年間降雨量 ............................... 2-7 Figure 2.3.2-2 Pune 県 Pune 気象観測地点の日平均高および低気温........................... 2-8 Figure 2.3.2-3 Raigah 県 Matheran および Alibag 気象観測地点の年間降雨量 ................... 2-8 Figure 2.3.2-4 Raigah 県 Alibag 気象観測地点の日平均高および低気温 .................... 2-9 Figure 2.4.1-1 マハラシュトラ州における識字率の男女間格差の推移.............................. 2-11 Figure 2.4.1-2 マハラシュトラ州における言語の構成 ......................................................... 2-12 Figure 2.4.1-3 インドにおける就学率 ..................................................................................... 2-13 Figure 2.4.1-4 マハラシュトラ州における就学率 ................................................................. 2-14 Figure 2.4.1-5 マハラシュトラ州における接続道路のない村落数の推移.......................... 2-16 Figure 2.5.2-1 GSDP の成長率（基準価格） .......................................................................... 2-20 Figure 2.5.2-2 GSDP のセクター別構成（基準価格） .......................................................... 2-21 Figure 2.5.3-1 農村部および都市部の消費者物価指数の推移 ............................................. 2-22 Figure 2.5.3-2 消費者物価指数（農村部）に基づくインフレ率の推移.............................. 2-22 Figure 2.5.3-3 消費者物価指数（都市部）に基づくインフレ率の推移.............................. 2-23 Figure 2.5.3-4 卸売物価指数（全商品）とインフレ率の推移 ............................................. 2-23 Figure 2.5.3-5 卸売物価指数（食料品）とインフレ率の推移 ............................................. 2-24 Figure 2.5.3-6 卸売物価指数（燃料・電気）とインフレ率の推移...................................... 2-24 Figure 2.5.3-7 政策金利の推移 ................................................................................................. 2-25 Figure 2.5.3-8 マハラシュトラ州債務残高 ............................................................................. 2-30 Figure 2.5.3-9 マハラシュトラ州保証債務残高の推移 ......................................................... 2-31 Figure 2.5.4-1 外国直接投資額および日本からの投資額の推移 ......................................... 2-32 Figure 2.5.4-2 インドの日本の進出企業数の推移 ................................................................. 2-34 Figure 2.6.1-1 Western Ghats & Sri Lanka ホットスポット .................................................... 2-36 Figure 2.6.2-1 マハラシュトラ州の行政地図 ......................................................................... 2-42


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Figure 2.6.2-2 政府組織図 ......................................................................................................... 2-42 Figure 2.6.2-3 マハラシュトラ州政府の組織図 ..................................................................... 2-43 Figure 3.1-1 世界エネルギー需要増加予測 ......................................................................... 3-1 Figure 3.1.2-1 インド電力セクター ......................................................................................... 3-5 Figure 3.2.2-1 UI 取引の概念図 ................................................................................................ 3-11 Figure 3.2.2-2 UI による需給管理 ............................................................................................ 3-12 Figure 3.2.2-3 UI が電力短期取引量に占める割合 ................................................................ 3-12 Figure 3.3.1-1 マハラシュトラ州の電力供給体制 ................................................................. 3-16 Figure 3.3.2-1 MAHAGENCO の損益計算書概要 .................................................................. 3-20 Figure 3.3.2-2 MAHAGENCO の貸借対照表概要 .................................................................. 3-21 Figure 3.3.2-3 MAHAGENCO の収益性評価 .......................................................................... 3-21 Figure 3.3.2-4 MAHAGENCO の効率性評価 .......................................................................... 3-22 Figure 3.3.2-5 MAHAGENCO の安定性評価-1 ....................................................................... 3-22 Figure 3.3.2-6 MAHAGENCO の安定性評価-2 ....................................................................... 3-23 Figure 3.3.2-7 MAHAGENCO の安定性評価-3 ....................................................................... 3-23 Figure 3.3.2-8 MAHAGENCO の成長性評価 .......................................................................... 3-24 Figure 3.3.2-9 MAHAGENCO の総合利益率評価 .................................................................. 3-24 Figure 3.3.2-10 MAHATRANSCO の損益計算書概要 .............................................................. 3-25 Figure 3.3.2-11 MAHATRANSCO の貸借対照表概要 .............................................................. 3-25 Figure 3.3.2-12 MAHATRANSCO の収益性評価 ...................................................................... 3-26 Figure 3.3.2-13 MAHATRANSCO の効率性評価 ...................................................................... 3-27 Figure 3.3.2-14 MAHATRANSCO の安定性評価-1................................................................... 3-27 Figure 3.3.2-15 MAHATRANSCO の安定性評価-2................................................................... 3-28 Figure 3.3.2-16 MAHATRANSCO の安定性評価-3................................................................... 3-28 Figure 3.3.2-17 MAHATRANSCO の成長性評価 ...................................................................... 3-29 Figure 3.3.2-18 MAHATRANSCO の総合利益率評価 .............................................................. 3-29 Figure 3.3.2-19 MAHADISCOM の損益計算書概要................................................................. 3-30 Figure 3.3.2-20 MAHADISCOM の貸借対照表概要................................................................. 3-30 Figure 3.3.2-21 MAHADISCOM の収益性評価......................................................................... 3-31 Figure 3.3.2-22 MAHADISCOM の効率性評価......................................................................... 3-31 Figure 3.3.2-23 MAHADISCOM の安定性評価-1 ..................................................................... 3-32 Figure 3.3.2-24 MAHADISCOM の安定性評価-2 ..................................................................... 3-33 Figure 3.3.2-25 MAHADISCOM の安定性評価-3 ..................................................................... 3-33 Figure 3.3.2-26 MAHADISCOM の成長性評価......................................................................... 3-34 Figure 3.3.2-27 MAHADISCOM の総合利益率評価................................................................. 3-34 Figure 3.4.1-1 インドの大電力（2010 年度） .................................................................... 3-35 Figure 3.4.1-2 マハラシュトラ州の電力需給バランス ......................................................... 3-35 Figure 3.4.2-1 マハラシュトラ州の日負荷曲線と周波数 ..................................................... 3-36 Figure 3.4.2-2 2012 年 3 月 29 日の日負荷曲線 ...................................................................... 3-37 Figure 3.5.1-1 マハラシュトラ州の電源構成 ......................................................................... 3-38 Figure 3.5.1-2 マハラシュトラ州のセクター別石炭火力発電所 ......................................... 3-39


電源開発株式会社 xiv

Figure 3.6.4-1 2011/12 年各州配電会社収益性（補助金有・無）.................................... 3-49 Figure 3.6.4-2 各州補助金推移（農民・住民層） ................................................................. 3-49 Figure 4.1.2-1 マハラシュトラ州短期電力需要予測（2011 年度まで）............................. 4-4 Figure 4.1.3-1 マハラシュトラ州の短期電力需要予測と実績（2011 年度まで）............. 4-6 Figure 4.2.1-1 インドの電源開発計画の達成率 ..................................................................... 4-9 Figure 4.2.1-2 第 12 次、第 13 次 5 ヵ年計画 ......................................................................... 4-11 Figure 4.3.1-1 2010-2011 周波数運用実績 .............................................................................. 4-14 Figure 4.3.2-1 インドの給電指令体制 ..................................................................................... 4-17 Figure 4.3.3-1 マハラシュトラ州系統図 ................................................................................. 4-18 Figure 4.3.3-2 WAMS の概要 .................................................................................................... 4-20 Figure 4.3.4-1 マハラシュトラ州系統図 No.1 (計画設備を含む) ........................................ 4-23 Figure 4.3.4-2 マハラシュトラ州系統図 No.2 (計画設備を含む) ........................................ 4-25 Figure 5.1.1-1 揚水発電の開発可能量（Probable Installed Capacity、1987 時点での推定

値） ..................................................................................................................... 5-1 Figure 5.1.3-1 世界の揚水発電所導入状況 ............................................................................. 5-3 Figure 5.1.3-2 Ghatghar PSP 1 号機発電電力量（2008-2011 年度） ..................................... 5-7 Figure 5.1.3-3 Ghatghar PSP 2 号機発電電力量（2010-2011 年度） ..................................... 5-7 Figure 5.1.3-4 Ghatghar PSP 1 号機発電運転時間（2010-2011 年度） ................................. 5-8 Figure 5.1.3-5 Ghatghar PSP 2 号機発電運転時間（2010-2011 年度） ................................. 5-8 Figure 5.1.3-6 Ghatghar PSP 1 号機揚水実績（2008-2011 年度） ......................................... 5-9 Figure 5.1.3-7 Ghatghar PSP 2 号機揚水実績（2010-2011 年度） ......................................... 5-9 Figure 5.1.3-8 Ghatghar PSP 1 号機揚水時間（2010-2011 年度） ......................................... 5-10 Figure 5.1.3-9 Ghatghar PSP 2 号機揚水時間（2010-2011 年度） ......................................... 5-10 Figure 5.1.4-1 マハラシュトラ州ピーク需要想定 ................................................................. 5-12 Figure 5.1.4-2 マハラシュトラ州ピーク需要想定（事業者別） ......................................... 5-12 Figure 5.2.1-1 ポンプ水車政策実績（出力実績推移） ......................................................... 5-15 Figure 5.2.1-2 ポンプ水車政策実績（揚程推移） ................................................................. 5-15 Figure 5.2.2-1 可変速システム概要 ......................................................................................... 5-18 Figure 5.2.2-2 可変速システムと従来型システムの構造比較 ............................................. 5-19 Figure 6.1-1 揚水発電計画の概念図 ..................................................................................... 6-1 Figure 6.2.1-1 Compact Basalt.................................................................................................... 6-3 Figure 6.2.1-2 Vesicular Basalt ................................................................................................... 6-3 Figure 6.2.1-3 Amygdaloidal Basalt ........................................................................................... 6-3 Figure 6.2.1-4 Volcanic Breccia .................................................................................................. 6-3 Figure 6.3-1 インドの地震帯区分 ......................................................................................... 6-6 Figure 6.3.3-1 マハラシュトラ州の地震ハザードマップ ..................................................... 6-8 Figure 6.4-1 インドの地すべりハザードマップ ................................................................. 6-9 Figure 7.2.4-1 CDM 承認手順 ................................................................................................... 7-15 Figure 7.2.5-1 発電所建設に必要な 3 つの主要な認可 ......................................................... 7-16 Figure 7.2.6-1 カテゴリー分類手順 ......................................................................................... 7-23 Figure 7.2.6-2 カテゴリーA プロジェクトの EC 取得手続き .............................................. 7-25


電源開発株式会社 xv

Figure 7.2.6-3 カテゴリーB プロジェクトの EC 取得手続き............................................... 7-26 Figure 7.2.7-1 申請面積が 5ha 未満の場合の FC 手続き....................................................... 7-34 Figure 7.2.7-2 申請面積が 5ha 以上の場合の FC 手続き....................................................... 7-35 Figure 7.2.8-1 土地収用の手続き ............................................................................................. 7-38 Figure 7.2.8-2 生活再建・再定住の手続き ............................................................................. 7-42 Figure 7.2.9-1 マハラシュトラ州での水力発電プロジェクトのための水利用認可手

続き ..................................................................................................................... 7-44 Figure 7.3.2-1 マハラシュトラ州内で生態的脆弱ゾーンに指定されている Taluka.......... 7-49 Figure 8.1.2-1 候補地点位置 ..................................................................................................... 8-3 Figure 8.2.3-1 貯水池週間運用 ................................................................................................. 8-10 Figure 8.2.3-2 吸出し高さと大揚程 ..................................................................................... 8-11 Figure 8.2.4- 1 候補地点の位置および地質 ............................................................................. 8-14 Figure 9.1.1-1 Panshet 地点への道路地図 ................................................................................ 9-2 Figure 9.1.2-1 Warasgaon 地点への道路地図.......................................................................... 9-3 Figure 9.1.3-1 Varandh Ghat 地点への道路地図 ..................................................................... 9-5 Figure 9.1.4-1 Kaudoshi 地点への道路地図 ............................................................................ 9-6 Figure 9.1.5-1 Kumbhavde 地点への道路地図........................................................................ 9-8 Figure 9.2.2.1-1 ダム軸付近の状況 ............................................................................................. 9-10 Figure 9.2.2.1-2 ダムサイト周辺の地形図 ................................................................................. 9-11 Figure 9.2.2.1-3 切土法面に見られる Compact Basalt ............................................................... 9-12 Figure 9.2.2.1-4 河床堆積物 ......................................................................................................... 9-12 Figure 9.2.2.1-5 ダム軸付近の状況 ............................................................................................. 9-13 Figure 9.2.2.1-6 ダムサイト周辺の地形図 ................................................................................. 9-14 Figure 9.2.2.1-7 Compact basalt の露頭 ...................................................................................... 9-15 Figure 9.2.2.1-8 岩盤の強風化部 ................................................................................................. 9-15 Figure 9.2.2.2-1 左岸アバット部から望むダム軸 ..................................................................... 9-17 Figure 9.2.2.2-2 ダムサイト周辺の地形図 ................................................................................. 9-17 Figure 9.2.2.2-3 Compact basalt の露頭（左岸）....................................................................... 9-19 Figure 9.2.2.2-4 Compact basalt の巨礫（右岸）....................................................................... 9-19 Figure 9.2.2.2-5 左岸から望むダム軸 ......................................................................................... 9-21 Figure 9.2.2.2-6 ダムサイト周辺の地形図 ................................................................................. 9-21 Figure 9.2.2.2-7 Compact basalt の露頭 ...................................................................................... 9-22 Figure 9.2.2.2-8 河床堆積物 ......................................................................................................... 9-23 Figure 9.2.2.2-9 平坦な山頂部 ..................................................................................................... 9-24 Figure 9.2.2.2-10 ダムサイト周辺の地形図 ................................................................................. 9-24 Figure 9.2.2.2-11 柱状節理を持つ Compact basalt........................................................................ 9-25 Figure 9.2.2.2-12 薄い表土と Compact basalt の露頭................................................................... 9-26 Figure 9.2.2.3-1 左岸から望むダム軸 ......................................................................................... 9-27 Figure 9.2.2.3-2 ダムサイト周辺の地形図 ................................................................................. 9-28 Figure 9.2.2.3-3 河床に広く露出する Compact basalt................................................................ 9-29 Figure 9.2.2.3-4 薄い崖錐性堆積物 ............................................................................................. 9-29


電源開発株式会社 xvi

Figure 9.2.2.3-5 左岸から望むダム軸 ......................................................................................... 9-31 Figure 9.2.2.3-6 ダムサイト周辺の地形図 ................................................................................. 9-31 Figure 9.2.2.3-7 Compact basalt の露頭および巨礫................................................................... 9-32 Figure 9.2.2.3-8 比較的厚い表土 ................................................................................................. 9-33 Figure 9.3.1-1 Panshet 上池背水付近....................................................................................... 9-37 Figure 9.3.1-2 Panshet 上池河床状況（ダム下流部） ............................................................ 9-37 Figure 9.3.1-3 Panshet 下池右岸アバット ............................................................................... 9-38 Figure 9.3.1-4 Panshet 下池河床状況....................................................................................... 9-38 Figure 9.3.2-1 Warasgaon 上池右岸アバット.......................................................................... 9-41 Figure 9.3.2-2 Warasgaon 上池河床状況.................................................................................. 9-41 Figure 9.3.2-3 Warasgaon 下池右岸アバット.......................................................................... 9-42 Figure 9.3.2-4 Warasgaon 下池河床状況.................................................................................. 9-42 Figure 9.3.3-1 Varandh Ghat 上池右岸アバット ..................................................................... 9-44 Figure 9.3.3-2 Varandh Ghat 上池河床状況 ............................................................................. 9-45 Figure 9.3.3-3 Varandh Ghat 下池右岸アバット ..................................................................... 9-45 Figure 9.3.3-4 Varandh Ghat 下池河床状況 ............................................................................. 9-46 Figure 9.4.2-1 Panshet 上池地点の様子.................................................................................... 9-48 Figure 9.4.2-2 Panshet 下池地点の様子.................................................................................... 9-49 Figure 9.4.2-3 Waragaon 上池地点の様子 ................................................................................ 9-50 Figure 9.4.2-4 Waragaon 上池地点（alternative）の様子 ....................................................... 9-51 Figure 9.4.2-5 Waragaon 下池地点の様子 ................................................................................ 9-52 Figure 9.4.2-6 Varandh Ghat 上池地点の様子 .......................................................................... 9-54 Figure 9.4.2-7 Varandh Ghat 下池地点の様子 .......................................................................... 9-55 Figure 9.4.4-1 Savitri 川集水域全体とダム・貯水池の位置関係 .......................................... 9-56 Figure 9.5.1-1 候補地点周辺の系統図 ..................................................................................... 9-57 Figure 9.5.3-1 安定度計算結果（ケース 1） .......................................................................... 9-61 Figure 9.5.3-2 安定度計算結果（ケース 2） .......................................................................... 9-61 Figure 9.5.3-3 安定度計算結果（ケース 3） .......................................................................... 9-62 Figure 9.5.3-4 安定度計算結果（ケース 4） .......................................................................... 9-62 Figure 9.5.3-5 安定度計算結果（ケース 5） .......................................................................... 9-63 Figure 9.5.3-6 安定度計算結果（ケース 6） .......................................................................... 9-63 Figure 9.5.3-7 安定度計算結果（ケース 7） .......................................................................... 9-64 Figure 9.5.3-8 安定度計算結果（ケース 8） .......................................................................... 9-64 Figure 9.5.3-9 安定度計算結果（ケース 9） .......................................................................... 9-65 Figure 9.5.3-10 安定度計算結果（ケース 10） ........................................................................ 9-65 Figure 10.1.2-1 雨量局およびプロジェクト位置 ..................................................................... 10-1 Figure 10.1.3-1 Kodapur 雨量局における観測雨量と解析確率雨量....................................... 10-6 Figure 10.1.3-2 Undergaon 雨量局における観測雨量と解析確率雨量 ................................... 10-6 Figure 10.1.3-3 Valandoli 雨量局における観測雨量と解析確率雨量 ..................................... 10-7 Figure 10.1.4-1 ピーク流量 Qp、到達時間 Ta および雨量継続時間 T の関係 ..................... 10-9 Figure 10.2.2-1 ダム標準断面 ..................................................................................................... 10-11


電源開発株式会社 xvii

Figure 10.2.3-1 取水口・放水口の形式 ..................................................................................... 10-13 Figure 10.2.3-2 構造物設置高と水深 ......................................................................................... 10-14 Figure 10.2.5-1 地下発電所空洞の標準断面 ............................................................................. 10-16 Figure 10.2.5-2 Varandh Ghat のケーブルトンネル縦断線形 .................................................. 10-17 Figure 10.3.3-1 可逆式ポンプ水車の製作実績 ......................................................................... 10-20 Figure 10.3.3-2 可逆式ポンプ水車の揚程実績 ......................................................................... 10-20 Figure 10.3.10-1 400kV 2 回線用鉄塔概略図 .............................................................................. 10-24 Figure 10.4.1-1 Panshet 揚水発電計画建設工程 ....................................................................... 10-29 Figure 10.4.2-1 Warasgaon 揚水発電計画建設工程................................................................... 10-31 Figure 10.4.3-1 Varandh Ghat 揚水発電計画建設工程 .............................................................. 10-33 Figure 12.1.1-1 Panshet と Warasgaon の下池ダムから次の河川との合流地点地域（下流

域） ..................................................................................................................... 12-2 Figure 12.1.1-2 Varandh Ghat の下池ダムから次の河川との合流地点地域（下流域）....... 12-2 Figure 13.3-1 短期電力取引市場における取引価格推移 ..................................................... 13-3 Figure 14.1-1 電源種別による長期契約料金比較 ................................................................. 14-2 APPENDIX

Appendix 1 Important Bird Areas in Maharashtra, INDIA Appendix 2 National Parks and Wildlife Sanctuaries in Maharashtra (as of 31 March 2010) Appendix 3 List of Biosphere Reserves in India Appendix 4 Ramsar sites in India (as of 26 March 2012, 25 Ramsar Sites, Total area: 677,131

ha) Appendix 5 List of World Heritage Sites in India Appendix 6 Population of each district of the State of Maharashtra Appendix 7 Important steps and related sections of the Land Acquisition Act, 1894 Appendix 8 Overview of the Draft National Land Acquisition and Rehabilitation &

Resettlement Bill, 2011 Appendix 9 List of the projects involved land acquisition and rehabilitation & resettlement by

Water Resources Department, the Government of Maharashtra Appendix 10 Drawings


電源開発株式会社 Ab-i

略語表

略語正式名称和文名称

ACCF Principal Chief Conservator of Forests 地域主任森林保護官

BNHS Bombay Natural History Society ボンベイ自然歴史協会

C/P Counterpart カウンターパート

CDM Clean Development Mechanism クリーン開発メカニズム

CEA Central Electricity Authority インド中央電力庁

CERC Cenrtal Electricity Regulatory Commission インド電力規制委員会

CTU Central Transmission Utility 中央送電会社 PGCILと同義

DCF Deputy Conservator of Forests 副森林保護官

DRO District Resettlement Officer 県再定住担当官

EAC Expert Appraisal Committee 専門家評価委員会

EC Environmental Clearance 環境認可

EIA Environmental Impact Assessment 環境影響アセスメント

EMP Environmental Management Plan 環境管理計画

ERLDC Eastern Reginal Load Dispatch Centre 東地域給電指令所

ESA Ecologically Sensitive Area 生態的脆弱地域

ESZ Ecologically Sensitive Zone 生態的脆弱ゾーン

FAC Forest Advisory Committee 森林諮問委員会

FC Forest Clearance 森林認可

FRL Full Reservoir Level 満水位

GOM Government of Maharashtra マハラシュトラ州政府

GOMWRD Government of Maharashtra, Water Resource Department

マハラシュトラ州水資源省

GPS Global Positioning System 「全地球測位システム」

GSDP Gross State Domestic Products 州総生産

IBAs Important Bird Areas 重要鳥類生息地

IEGC Indian Elecrtricity Grid Code インド系統運用基準

JICA Japan International Cooperation Agency 独立行政法人国際協力機構

KWDT I Krishna Water Dispute Tribunal I 第1次クリシュナ水紛争裁判

KWDT II Krishna Water Dispute Tribunal II 第2次クリシュナ水紛争裁判

MAHAGENCO Maharashtra State Power Generation Co. Ltd. マハラシュトラ州発電会社

MAHATRANSCO Maharashtra State Electricity Transmission Co.Ltd マハラシュトラ州送電会社

MDOE Maharashtra State Department of Environment マハラシュトラ州環境省

MEDA Maharashtra Energy Development Agency マハラシュトラ州再生可能エネル

ギー開発局

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

MOEF Ministry of Environment and Forests 環境森林省

MOP Ministry of Power インド電力省

MOSPI Ministry of Statistics and Programme Implementation

インド統計局

MSEB MSEB Holding Company マハラシュトラ電力局（持株会社）


電源開発株式会社 Ab-ii

略語正式名称和文名称

MSEDCL Maharashtra State Electricity Distribution Co. Ltd マハラシュトラ州配電会社

MSLDC Maharashtra State Load Dispatch Center マハラシュトラ州給電指令所

NCA National CDM Authority 国家CDM機関

NERLDC North Eastern Regional Load Diapatch Centre 北東地域給電指令所

NGO Non-Governmental Organization 非政府組織

NLDC National Load Dispatch Centre 中央給電指令所

NPV Net Present Value 純現在価値

NRLDC Northern Regional Load Dispatch Centre 北地域給電指令所

NSDP Net State Domestic Products 州純生産

O&M Operation & Maintenance 運用および維持管理

PAP project affected person 被影響住民

PC Planning Commission インド政府計画委員会

PCN Project Concept Note プロジェクト案

PDD Project Design Document プロジェクト設計書

PFC Power Finance Corporation パワー・ファイナンス・コーポレー

ション

PGCIL Power Grid Corporation of India Limited インド送電会社

POSOCO Power System Operation Corporation Limited 系統運用会社

PP project proponent プロジェクト提案者

R&R rehabilitation and resettlement 生活再建・再定住

RCCF Regional Chief Conservator of Forests 地方主任森林保護官

RLDC Reginal Load Dispatch Centre 地域給電指令所

SAG State Advisory Group 州諮問グループ

SCCF State Chief Conservator of Forests 州主任森林保護官

SEA Strategic Environmental Assessment 戦略的環境アセスメント

SEAC State Level Expert Appraisal Committee 州レベル専門家評価委員会

SEIAA State Environmental Impact Assessment Authority 州環境影響評価機関

SLAO Special Land Acquisition Officer 特別土地収用官

SLDC State Load Dispatch Centre 州給電指令所

SPCB State Pollution Control Board 州公害規制評議会

SRLDC Southern Load Dispatch Centre 南地域給電指令所

STU State Transmission Utility 州送電会社

THDC Tehri Hydro Development Corporation Limited テリ水力発電開発会社

tmcf thousand million cubic feet 10億立方フィート

TOR Terms of Reference 仕様書

UTPCC Union Territory Pollution Control Committee 直轄領公害規制評議会

WGEA Western Ghats Ecological Authority 西ガーツ生態機構

WGEEP Western Ghats Ecological Expert Panel 西ガーツ生態専門家パネル

WRD Water Resources Department 水資源局

WRLDC Western Regional Load Dispatch Centre 西地域給電指令所

WRPC Western Regional Power Committee 西地域電力委員会

第１章

序論


電源開発株式会社 1 - 1

第 1 章序論

1.1 調査背景・経緯

マハラシュトラ州はインドの中でも経済発展が顕著な西部地域に位置する州で、国内最大商業

都市ムンバイを抱え、経済ではインド最大の規模を持ち、かつ最も成長が著しい州である。イン

ド各州でもマハラシュトラ州の 2010 年度の州総生産（GSDP）成長率は 16.6%と高い。しかしマ

ハラシュトラ州の現状は、電力不足においても突出している。全国平均での電力量不足が 8.5%、

ピーク電力不足が 9.8%であるのに対して、マハラシュトラ州の電力量不足は 16.6%、ピーク電力

不足は 18.1%と他州に比べ抜きん出て大きい。このように供給力が全く追いついていない（2011

年度は更に拡大、GSDP 成長率 11.3%と減速したが電力量 16.7%、ピーク電力不足 22.1%と悪化）。

インドでは本調査開始後の 2012 年 7 月末、5 地域送電系統のうち 3 系統（東・北東・北部）が

ダウンするという大規模広域停電を経験した。直接的には事故に伴う急激な送電減に対して、規

定量を超過した送電網からの引き出しが契機となったとも言われているが、電力事業の構造的な

問題が指摘されている。マハラシュトラ州を含む西部地域は停電を回避できたが、ピーク発電予

備力はまったく無く、今後同様の事態も想定されるなか、インド最大の電力不足の州としてベー

ス電源だけでなくピーク電源の拡充が喫緊の課題である。

マハラシュトラ州にはインドで最大の揚水発電開発可能量を包蔵しており（27,000MW）、いず

れも西部のコンカン地域の恵まれた急峻地形に賦存している。揚水発電は、ピーク対応電源とし

て信頼性が高く、今後、更なる電力需要のピーク、オフピーク格差が生み出されると予想される

マハラシュトラ州でのピーク電力の供給設備として注目されている。

ただし、揚水発電等の大型水力は、立地の推進や経済性が地形、地質の条件により大きく左右

され、また開発のリードタイムが数年～10 数年と長期に及ぶ。これらのことを考慮すると、最終

的な選択は別としても、他の手段との比較を適切に行い、遅滞無く最適開発計画を立案するため

にも、できる限り早い時点から調査、検討を開始し、基礎的な情報を整備しておくことが求められる。

このような状況を鑑み、本調査は、マハラシュトラ州での揚水発電の開発可能性を把握・検討

し、今後の支援方針を検討するための基礎情報収集・確認調査を収集・分析するものである。

1.2 調査目的・範囲

本調査の目的は、インドにおいて特に大きな経済成長を示し、電力不足の顕在化が著しいマハ

ラシュトラ州を対象として、従来から豊富な賦存量が指摘されている揚水発電の開発促進のため

の基礎情報の収集および確認を行うものであり、将来の電力需要を補う電源として既存候補地点、

新規候補地点から開発候補地点を選定することである。

本調査における調査範囲は、同州における電力需給および新規電源開発計画の調査を行い、現

地調査を含めた水力ポテンシャル調査を行うことであり、揚水発電の妥当性を確認することであ

る。環境・社会面への影響、運営・維持管理に関する実施機関能力、同州の財務状況に留意して



実施する。本調査では、既存候補地点、新規候補地点から開発有望地点を絞り込み、最終的に開

発候補地点を選定する。調査遂行に当たっては、過去 JICA において実施されたマハラシュトラ

州揚水発電開発調査「Master Plan Study on Pumped Storage Hydroelectric Power Development in

Maharashtra State」（1998 年 3 月）（以下「マハラシュトラ州揚水発電開発調査 1998」）をレビュー

し、今後の円借款事業の案件形成に向けたサイト選定を行う。その過程では必要に応じ新規候補

地点の追加検討も行う。サイト選定に当たっては複数地点を比較し、環境社会面、経済性・技術

面を評価する。


1.3 調査スケジュール

本調査の全体の流れは下図に示すとおりである。シリーズ月番号 1 2 3 4 5 6 7 8

暦年月 3 4 5 6 7 8 9 10　　

国内作業

現地調査

報告書提出インセプションレポートインテリムレポートドラフトファイナルレポートファイナルレポート

報告帰国報告帰国報告提案事業最終報告

国内作業現地調査

シリーズ月番号 1 2 3 4 5 6 7 8

暦年月 3 4 5 6 7 8 9 10

業務調整/揚水発電開発計画補助

平成23年度平成24年度

地形・地質

環境社会配慮

日

本

側

調

査

団

総括/揚水発電開発計画

揚水発電案件形成

系統計画

電力需要分析

財務分析

平成23年度平成24年度年度

揚水発電技術

1) 関連資料の情報収集

　・インド国政府のエネルギー政策、電力政策、気候変動対策および関連施策

　マハラシュトラ州の電力セクター概要（経済状況、電力需要予測、電源開発計画、

　系統整備計画、系統運用状況、電力供給計画、揚水発電開発計画、地方電化

　計画、電力損失、電気料金、供給コスト、需要特性等）

　・マハラシュトラ州の新・再生可能エネルギー導入状況、今後の見通し

　・マハラシュトラ揚水発電所の運用状況

　・本邦での揚水発電所の活用事例研究および可変速揚水発電システムの適用

　可能性検討

2) 貸与報告書レビュー

3) インセプションレポートの作成

1) 帰国報告 2) インテリムレポートの作成

1) 既存データのレビュー、関連情報の収集・電力需給状況・需要予測状況・電源開発計画（特に原子力を含むベース電源の開発計画）・系統開発計画・水力発電開発候補地点に関する既存資料・地形図、地質図、流域水文図、気象データ・環境許可、森林許可等の水力発電所建設関連クリアランスの取得手続2) 調査対象地点の選定3) 現地調査・位置、アクセス・地形、地質、河川流量、流況・送電線、取水および排水等の状況4) 環境･社会面影響の検討

1) C/Pに対する調査結果の共有

1) ファイナルレポートの作成･提出

国内準備作業第1次国内作業第2次国内作業第3次国内作業

1) 開発計画の検討

2) 開発可能性の検討

3) ドラフトファイナルレポートの作成

4) 第3次現地調査内容作成

第1次現地調査第2次現地調査

1)) 追加情報収集

2) 揚水発電導入可能性の検討

・（電力セクターの状況から判断される）揚水発電の

導入妥当性

・開発候補地点の選定基準

・事業化スケジュールおよび実施体制

・可変速揚水発電システム導入可能性

第3次現地調査

Figure 1.3-1 調査業務フロー




1.4 調査内容

今回の調査で実施すべき調査内容は、基礎情報収集、揚水開発計画マスタープラン（「マハラ

シュトラ州揚水発電開発調査 1998」）のレビュー、調査候補地点の絞込みを経て現地調査の実施、

ならびに開発候補地点の検討である。スムーズな調査を実施するために、マハラシュトラ州側の

協力体制を構築してもらうことが重要である事から、貴機構からの協力依頼に基づき C/P の協力

体制が設立・整備されていることが必要である。マハラシュトラ州での水力発電を主管する水資

源省（Government of Maharashtra, Water Resource Department、以下 GOMWRD）への調査協力を依

頼・承諾を得るものとの前提に立ち、同省を本調査でのカウンターパート（以下、C/P）と想定

することとする。

以下では、調査業務の各段階における詳細な実施方法について記述する。

1.4.1 基礎情報収集・調査候補地点の絞込み

(1) 国内準備作業

1) 日本国内で入手可能な資料・情報・文献、必要に応じた各調査機関からの情報収集を行い、

現地調査の基本方針および具体的な調査方法の検討を行う。特に以下の項目に関して検討、

調査に反映させるものとする。不十分となる部分については第 1 回現地調査において情報

収集を行う。

マハラシュトラ州の電力セクター概要（経済状況、電力需要予測、電源開発計画、系

統整備計画、系統運用状況、電力供給計画、揚水発電開発計画、地方電化計画、電力

損失、電気料金、供給コスト、需要特性等）

マハラシュトラ州の新・再生可能エネルギー導入状況、今後の見通し

マハラシュトラ州の揚水発電所の運用状況

本邦での揚水発電所の活用事例研究および可変速揚水発電システムの適用可能性検討

2) ｢マハラシュトラ州揚水発電開発調査 1998」および「水力発電案件の発掘・形成に係る発

掘型案件形成調査（2008）」報告書をレビューし、本調査での調査項目を検討する。関連

収集資料については、貴機構より本調査業務開始の際に貸与を受けることとする。

3) インセプションレポート（以下 Ic/R）の作成

調査の基本方針、調査内容、調査方法、調査工程、調査全般の作業項目および作業分担を

明示した調査全体計画を Ic/R（案）として作成、提出する。また、第 1 次現地調査で調査が

円滑に進むよう、関係機関に対して質問票を作成する。

1.4.2 調査対象地点の選定、現地調査の実施ならびに開発候補地点の検討

(1) 第 1 次現地調査

1) マハラシュトラ州の揚水発電の開発可能性に関して以下について既存データのレビュー

関連情報の収集を行う。



電力需給状況

需要予測状況

電源開発計画

系統開発計画

水力発電開発候補地点に関する既存資料

地形図、地質図、流域水文図、気象データ

環境許可、森林許可等の水力発電所建設関連クリアランスの取得手続

本調査では地形データについては C/P から供与されるものとする。

2) 調査対象地点の選定

国内準備作業で収集・分析した資料および Ic/R 内容を踏まえ調査対象地点の選定を行う。

3) 選定した地点において、以下の点を調査し、揚水発電の開発可能性を検討する。

位置、アクセス

地形、地質、河川流量、流況

送電線、取水および排水等の状況

4) 選定した地点および周辺地域において、国立公園や野生生物保護区の有無、土地利用状況、

周辺住民人口等について情報収集を行い、環境・社会面への影響を検討する。

国内準備作業および第 1 次現地作業における調査候補地点、調査対象地点の選定は、「マハ

ラシュトラ州揚水発電開発調査 1998」以降の現状を踏まえ、以下の観点により実施するもの

とする。

｢マハラシュトラ州揚水発電開発調査 1998」による候補地点は下表のとおりであるが、当

時はこれら 32 地点の候補地点のうち 3 地点を開発有望地点として選定したものの、以下のよ

うな問題からこれまで揚水発電計画の推進は滞った経緯がある。

① 電力需要の伸びが顕しく、ベース電源の確保が優先となったこと。（2000 年代の実際の

経済成長率は 10%前後を示し、新規電源が優先せざるを得なかった）

② 当時選定した候補地点の森林許可（FC）取得が困難であったと考えられること。（至近

では森林法による開発規制が厳しいと想定される）



Table 1.4.2-1 ｢マハラシュトラ州揚水発電開発調査1998｣における揚水候補地点諸元一覧

有効(発電)貯水池容量

(106m3)


(106m3)上池下池上池下池

1 Ulhas 600 548 4.80 4.80 17 Kundi 1,200 600 8.92 8.922 Sidgarh 350 649 2.20 2.20 18 Jalware 440 552 3.57 3.573 Amba 500 541 4.28 4.28 19 Tillariwadi 　　　　　　　　　　　　4 Pinjal 30 129 1.34 1.34 20 TillariForebay 720 550 5.83 5.835 Kengadi 160 293 2.50 2.50 21 Marleshwar 1,200 665 8.68 8.686 Kalu 300 545 2.50 2.50 22 Valvand 1,200 546 9.36 9.367 Jalond 1,000 576 7.50 7.50 23 Shemi 60 185 1.6 1.608 Kolmanpada 250 450 2.36 2.36 24 Kudanbudrak 450 354 5.53 5.539 Chornai 480 461 4.55 4.55 25 Kaudoshi 400 448 3.95 3.95

10 Savitri 1,000 630 6.50 6.50 26 Kumbhavde 630 363 7.60 7.6011 Madhaliwadi 500 508 4.80 4.80 27 Mundirichi 750 659 5.00 5.0012 Vaitarni 360 466 3.36 3.36 28 Virdi 660 717 4.00 4.0013 Morawadi 　　　　　　　　　　　　　　　　 29 Bamnoli 1,320 662 8.70 8.7014 Gadgadi 200 632 1.34 1.34 30 Kinjale 420 642 2.93 2.9315 Aruna 440 584 3.28 3.28 31 Khakharwadi 660 505 5.67 5.6716 Kharari 420 613 2.94 2.94 32 Hevale 960 551 7.64 7.63

地点出力(MW)

落差(m)

地点出力(MW)

落差(m)

（注：No.13（アクセス不可）、No.19（小出力規模）より検討対象から除外）（出典：JICA, 「マハラシュトラ州揚水発電開発調査 1998」）

従って、これら両側面等を含めた検討は不可欠である。電力需要・供給計画に関する検討

については、事前調査で把握している、マハラシュトラ州の電源構成、電力需要実績を以下

に示す。設備容量は合計 26,142MW（2012 年 3 月）で、水力 13%、石炭火力 57%、ガス火力

13%、原子力 3%、再生可能エネルギー14%から構成され、ベース火力電源（石炭、ガス）が

70%と一貫して大きな割合を維持、占めている。水力設備は殆ど増加しておらず比率は漸減

（19%/2007/3～13%/2012/3）、再生可能エネルギーが増加（4%/2007/3～14%/2012/3）している。

今後も IPP を始め石炭火力の新設計画、またジャイタプールに代表されるような大規模原子

力の新設が計画されており、これらベース電源の比率は益々増大していくものと予想される。

Table 1.4.2-2 マハラシュトラ州電力設備容量（2012年3月31日現在）

（MW）

OwnershipSector Coal Gas Diesel Nuclear Hydropower Renewable Grand Total

State 8,650 672 0 0 2,885 287 12,494Private 3,886 180 0 0 447 3,343 7,856Central 2,478 2,624 0 690 0 0 5,792Sub-Total 15,014 3,476 0 690 3,332 3,630 26,142

(出典：CEA, Monthly report）



0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

2006/7 2007/8 2008/9 2009/10 2010/11 2011/12

Insta

lled

Capa

city

(MW

)

Coal Gas Nuclear Hydropower Renewable

（出典：Ministry of Power (MOP), Annual Reports, CEA Monthly Reports）

Figure 1.4.2-1 マハラシュトラ州電源構成

インド全土で電力不足が深刻化している中でも、マハラシュトラ州の電力不足は突出して

いる。2011 年度需要実績を下に示す。マハラシュトラ州はインドの各州の中で、電力量、ピー

ク電力共に一貫して抜きん出た不足を示し供給不足に苦しんでいる。2011 年度の同州の電力

需給バランス（2011/12）では、電力不足は一層深刻化し、ピーク電力最大 21,069MW に対す

る供給実績は 16,417MW と電力不足は 22%と大幅な増加をみせ、電力量 141,382GWh に対す

る供給実績は 117,722GWh と電力量は 17%の不足と、インド全土平均値（ピーク電力 11%不

足、電力量 9%不足）を大きく上回っている。このことはムンバイを抱えるマハラシュトラ州、

インド西地域にとり深刻な問題といえ、マハラシュトラ州では日 11 時間の計画停電等に着手

している。

2001 年度以降のマハラシュトラ州の電力需給バランスを Figure 1.4.2-2 に示す。需給差は、

増減はあるものの依然拡大傾向にある。

(8,000)

(4,000)

(40,000)

0

4,000

8,000

12,000

16,000

20,000

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9THPLANEND

2002/3 2003/4 2004/5 2005/6 2006/7 2007/8 2008/9 2009/10 2010/11 2011/12

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Dem

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(MW

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160,000

Ener

gy R

equi

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ent　

(MU

)

Peak Demand (MW) Peak Met(MW) Peak Deficit (MW)

Energy Requirement (MU) Energy Availability (MU) Energy Deficit (MU)

（出典：CEA, Power Supply Position of Monthly Report, Scenario at a glance, 2011/1, Load Generation Balance Report 2011/12）

Figure 1.4.2-2 マハラシュトラ州電力需要不足推移



インドでは 2012 年 4 月より計画自体の最終確定はまだされていないものの、第 12 次 5 ヵ

年計画が開始された。第 12 次電力開発計画は、同年 5 月に CEA により計画が公表された。

同計画はこれまでにも数回に渡り目標値が公表されてきたが（例えば 2011 年 4 月には

100,000MW）、今回の公表目標値はベースシナリオで 75,785MW とされている。ただしこの

目標値は現在の設備容量 199,627MW（2012/3）の 38％相当分を 5ヵ年で開発することになり、

かつその 83%を石炭火力発電に依拠することになっている。これまでの 5 カ年計画の実績を

みても、現行の電源開発の進捗遅延等による見直しが行われていくものと認識すべきである。

Table 1.4.2-3 第12次計画での開発予想プロジェクト一覧

（MW) FY2013 FY2014 FY2015 FY2016 FY2017 Total Hydro 1,370 1,808 2,077 2,530 1,419 9,204 Thermal 14,671 13,070 13,555 12,575 9,910 63,781 Coal 13,685 12,970 13,555 12,575 9,910 62,695 Gas 986 100 - - - 1,086 Nuclear - - - 1,400 1,400 2,800 Total 16,041 14,878 15,632 16,505 12,729 75,785

（出典：CEA, National Electricity Plan, 2012/5）

なお、インドにおいては、送電網の増強も計画的になされているが、電源開発同様、計画

達成には及ばない状況となっている。州間、あるいは地域グリッドを跨って送電される場合

には、受電者（需要者）はオープンアクセス料金を支払えば接続が許可されることとなって

いる。しかしながら、現実には各々の州の電力事情が優先（電力不足）され、州政府が接続

を許可しない事例が度々生じている。従って、受電者（需要者）にとっては安定した電源確

保が非常に重要となっているのが現状である。

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

2003/3 (9次終了時) 2007/3 (10次終了時) 2008/3 2009/3 2012/3 (11次目標)

Grid間

送電

容量

　(M

W)

EAST-NORTH EAST-WEST WEST- NORTH

EAST- SOUTH WEST- SOUTH EAST- NORTH EAST

Various 132kV inter-regional links NORTH- NORTH EAST （出典：MOP, Annual Report 2009/10)

Figure 1.4.2-3 基幹送電線の延長(単位：km)

本調査では、更に、関係機関等から、需要想定を始めとする下記に関する資料の収集を行

い、需要予測、電源開発計画並びに揚水原資などに関する検討を行う必要があり、電力セク

ター、既存電源設備、電源開発計画（送電線計画含む）、需要予測、電源開発計画に関する最

新報告書の入手、需要特性（日負荷曲線）、揚水原資の検討を行う。



環境社会配慮面に関して、最初に予備的スコーピング案を作成する。このスコーピング作

成にあたって、基本的には JICA 環境社会配慮ガイドライン（2010）に依るが、以下のガイ

ドラインも参照する。

• 環境社会配慮確認のための国際協力銀行（JBIC）ガイドライン

• インドの関連法規制、環境アセスメント、ガイドライン等

また、非自発的住民移転の問題も考慮する場合もあると考えられ、その場合には以下を参

考とする。

• Handbook on Resettlement: A Guide to Good Practice（アジア開発銀行）

• Operation Policy on Involuntary Resettlement（世界銀行）

スコーピング案は自然･社会環境の基本情報（現状の村落配置、土地利用形態、自然保護保

全区域、動植物）を整理した後、現存するダムによる実際の環境影響の程度、範囲を考慮し

て作成する。

具体的な環境社会配慮事項に関する検討については、関係機関等から、マハラシュトラ州

における揚水発電開発に際して考慮すべき環境社会配慮関連資料を収集・検討する。特に、

揚水発電計画を検討するに当たって問題となり得る下記環境諸法令、許認可等に関する資料

については、インド全体およびマハラシュトラ州での法令・運用等の相違点に留意して、重

点的に収集を行う。

国立公園、野生生物保護区、森林保護区等の保全域

重要文化財・遺跡、文化財保護に関する法制度および手続き手順

既存、進行中の類似案件に関する環境影響評価

環境許可（EC）における法制度（環境保全法等）および審査手順

環境影響評価における評価基準および実施手順

森林許可（FC）における法制度（森林保護法等）および審査手順

水利用に関する法制度および水利権取得手順

非自発的住民移転に関する法制度および手続き手順

農業・水産業に関する補償制度および手続き手順

文化財保護に関する法制度および手続き手順

少数民族保護に関する法制度

環境保護団体、住民団体、環境 NGO 等

事前調査によると、インドでの環境許可（EC）、森林許可（FC）関連での諸法規としては

主要なものに下記が挙げられる。

(a) The Environmental (Protection) Act, 1986;

(b) The Environment Protection Rules, 1986;



(c) The Indian Forest Act, 1927;

(d) The Forest (Conservation) Act, 1980;

(e) The Forest (Conservation) Rules, 2003;

(f) The Water (Prevention and Control of Pollution) Act, 1974;

(g) The Water (Prevention and Control of Pollution) Rules, 1975;

(h) The Water (Prevention and Control of Pollution) Second Amendment Rules, 1976;

(i) The Air (Prevention and Control of Pollution) Act, 1981;

(j) The Air (Prevention and Control of Pollution) Rules, 1982;

(k) The Wild Life (Protection) Act, 1972;

(l) The Wild Life (Protection) Rules, 1995;

(m) The Public Liability Insurance Act, 1991;

(n) The Public Liability Insurance Rules, 1991;

(o) The Hazardous Wastes (Management And Handling) Rules, 2003.

本調査では、上述の主要法規収集に加えて、EC、FC 許可取得での手順につき情報収集す

ると共に、マハラシュトラ州固有の許可取得手順の課題についても調査することとする。

事前に実施した検討の結果では、

特に重要となると考えられるマハラシュトラ州の環境保全区分の現状に関しては、州全体

には国立公園 6、野生生物保護区が 35 存在する。今回対象とする揚水候補地域（コンカン

地域）に存在するものは、国立公園１、野生生物保護区 3 であり、これらは原則として開

発候補地点から除外することを検討する。

また、州内の森林に関する現状規制としては、法的な登録森林（Recorded Forests）に規制

の高い順に Reserved Forests、Protected Forests、Unclassed Forests の 3 種類が挙げられる。

これらのうち、Reserved Forests は中央政府の事業案件であっても認可には十分な正当性が

必要と考えられるものである。その他の 2 種類では、代償林の設置等の配慮の上、審査に

より個別に判定されるものと考えられる。

これらの区分について、マハラシュトラ州を考えた場合、Recorded Forests は合計 62,000km2

であり、これらは州面積 310,000km2の 2 割相当に留まっており、インド全体と比べ突出し

て高いわけではないが、殆ど経年変化がなく、従来登録森林であったものはほとんどその

区分変更を受けていないものと推測される。

Table 1.4.2-4 マハラシュトラ州の登録森林面積

Area (km2) ReserveForests (km2)

ProtectedForests (km2)

UnclassedForests(km2)

All RecordedForests(km2)

Forest ratio(%)

Maharashtra state (2011) 307,713 49,229 8,195 4,515 61,939 20%Maharashtra state (2009) 307,713 49,226 8,195 4,518 61,939 20%All India (2009) 3,287,263 430,582 206,219 132,711 769,512 23% (出典：Forest Survey of India, India State of Forest Report 2009, Interviews to GoM)



国際的な基準から保全が優先される地域として、重要野鳥生息地 Important Bird Areas

（IBAs）を本案件検討対象として想定している。上記国立公園と重複する地域もあるが、

州全体では 20 箇所ある。これらの地域は対象地から除外する。

以上の検討を踏まえ、本調査での調査候補地点、さらには調査対象地点を選定する。具体

的には、技術面では地質上大きな支障となる断層等の分布の有無、建設・保守の為のアクセ

ス等の評価等の評価、経済性に関しては、各開発有望地点について過去の揚水発電計画の実

績工事数量と計画の関係、一般的なマスタープランで用いられるコスト計算手法に基づく工

事数量、予備的な経済性評価を行う。環境社会配慮面に関しては、特に森林区域、国立公園

等の行政区分、希少生物への影響、上位計画との整合性、貯水池水没により影響を被る事物

（水没森林面積、農地面積、漁業への影響、移転家屋規模、文化財、少数民族、道路等）を

考慮した評価とする。

Table 1.4.2-5 は、開発候補地点の、技術面、経済面、環境社会面からの具体的な評価基準

（案）である。これら基準については第 1次現地調査で必要に応じて修正した上で適用する。

また不足する情報がある場合には第 2 次現地調査以降で必要な調査を行う。最終的に揚水発

電開発候補地点を決定する。

Table 1.4.2-5 開発有望地点抽出評価基準（案）

技術面での評価指標評価点環境社会面での評価指標評価点

地質状況移転家屋数

・ダム地点の近くに断層がある 1 ・影響大(概ね500家屋以上) 1

・ダム地点が厚い河床堆積物がある 2 ・影響中(概ね100～500家屋) 2

・ダム基礎部が軟岩である 3 ・影響小(概ね100家屋以下) 3

・ダム基礎が強固な岩盤で、透水性が小さい 4 水没森林面積

既設送電線網との距離・大(概ね500 ha以上) 1

・50km以上 1 ・中(概ね100～500 ha) 2

・31～50km 2 ・小(概ね100 ha以下) 3

・11～30km 3 森林区域種別

・10km以下 4 ・Reserved Forests 1

新設アクセス道路・Protected Forests 2

・50km以上 1 ・Unclassed Forests 3

・31～50km 2 ・others 4

・11～30km 3 保護区

・10km以下 4 ・National Park 1

・Sanctuary 1

経済面での評価指標評価点・others 4

建設コスト

・>30,000 Rs/kW 1

・30,000 Rs/kW> >25,000 Rs/kW 4

・>25,000 Rs/kW 8 (出典：調査団作成)

(2) 第 1 次国内作業

1) インテリムレポート（以下 It/R）の作成

第 1 次現地調査結果を取りまとめ、第 2 次現地調査計画（案）を含む It/R を作成し、貴機

構に中間報告を行う。




1) 第 1 次現地調査で収集･分析した情報を踏まえ、不足している情報の収集・分析および追

加の情報収集を行う。更に、C/P に It/R の説明を行う。

2) これまで収集した情報をもとに、以下の事項を中心に揚水発電の導入可能性を検討する。

（電力セクターの状況から判断される）揚水発電の導入妥当性

開発候補地点の選定基準

事業化スケジュールおよび実施体制

可変速揚水発電システム導入可能性


1) 第 2 次現地調査の結果を踏まえ、有望な揚水発電開発候補地点における開発計画を検討し

コストの概算を行う。有望な揚水発電開発候補地点については基本的に第 1 次現地調査で

選定した調査対象地点を第 1 候補と考えているが、第 1 次、第 2 次現地調査の結果を踏ま

え、貴機構と協議の上決定する。

2) 有望な揚水発電開発候補地点の開発可能性を検討する。円借款を含めた実施方法、想定ス

ケジュール、金額規模、実施体制、環境･社会への影響等を検討・提案する。また開発を

進める際に有効な本邦研修等の技術支援の可能性についても検討･提案する。

3) これまでの調査結果および検討結果をとりまとめたドラフトファイナルレポート（Df/R）

を作成し、機構に提出、報告する。

4) 第 3 次現地調査内容作成

第 3 次現地調査で行う C/P への報告内容について、貴機構に報告、了承を得る。


1) C/P に対し、調査の結果を共有し、コメントを求める。


1) F/R の作成・提出

Df/R に貴機構からのコメントを踏まえ、必要な修正を行った上でファイナルレポート

（F/R）を作成、貴機構に提出する。

1.5 関係者リスト

本調査の JICA 調査団の構成を以下に示す。



Table 1.5-1 業務従事者の分担業務内容

氏　名担　当業務内容

・業務方針決定と横断的調整・ C/Pおよび関係機関への説明・協議・業務進捗状況の管理・現地調査計画の策定および調査の実施・揚水発電の開発可能性検討（開発計画）・必要事項の調査および実施（全般）

・総括業務の代行・情報収集及び評価・検討（統括）・地点選定基準の作成と評価（統括）・現地調査の実施・評価（揚水案件形成）・開発可能地点の検討（開発可能性）・その他必要事項の調査および実施

・情報収集および評価・検討　（電力）・地点選定基準の作成と評価（電力）・揚水発電の開発可能性検討（電力）

・その他必要事項の調査および実施

・情報収集および評価・検討　（経済・財務）・揚水発電の開発可能性検討（州、電力セクター財務等）・地点選定基準の作成と評価（経済性）・開発可能地点の評価　（経済性・資金調達等）・その他必要事項の調査および実施

・情報収集および評価・検討　（系統開発計画）

・地点選定基準の作成と評価　（系統）・現地調査の実施・評価　（送電線）・可変速揚水発電ｼｽﾃﾑ導入可能性　（系統）・その他必要事項の調査および実施

・情報収集および評価・検討　（揚水発電技術）

・地点選定基準の作成と評価（揚水発電技術）・可変速揚水発電ｼｽﾃﾑ導入可能性　（電機・系統）・その他必要事項の調査および実施

・情報収集および評価・検討　（地形・地質）

・地点選定基準の作成と評価（地形・地質）・現地調査の実施・評価（地形・地質）・その他必要事項の調査および実施

・情報収集および評価・検討　（環境社会配慮）

・地点選定基準の作成と評価（環境社会配慮）・現地調査の実施・評価（環境社会影響の検討）・揚水発電の開発可能性検討（環境社会配慮）・その他必要事項の調査および実施

・調査団内、CPおよび関係機関との庶務業務

・揚水発電開発計画補助業務・その他必要事項の調査および実施松岡　学

（2012/3/23～4/8)

原田　円総括／揚水発電開発計画

倉知政英

川島　潤(～2012/6/30)

財務分析

中畑　剛志電力需要分析

吉野　泰副総括／揚水発電案件形成

系統計画

臼井　俊二環境社会配慮

新庄穣地形・地質

平原　哲也(2012/7/1～)

鈴木智揚水発電技術

近藤　滋（下記期間以外）

業務調整／揚水発電開発計画補助



本調査はマハラシュトラ州での水力発電を主管する州水資源省（Government of Maharashtra,

Water Resource Department）からの調査協力に基づき実施することとし、同省を本調査でのカウン

ターパートとする。カウンターパートの構成を以下に示す。

Table 1.5-2 カウンターパート構成

Name Assignment Comapany

Sharad S DABHADKAR

Team Leader Water Resource Department, Gov. of Maharashtra

Smita MUNGEKAR

Pumped Storage Hydroelectric Power engineering

Water Resource Department, Gov. of Maharashtra

Social & Natural Environment (S. S. DESHPANDE)

Assistance to Social & Natural Environment

Retired/ Former Deputy Engineer (E&M) of Water Resource Department, Gov. of Maharashtra

R. N. KOSHTI Electrical & Mechanical Engineering for Pumped Storage Hydroelectric Power


S. S. NAIK Electrical & Mechanical Engineering for Pumped Storage Hydroelectric Power


S. K. PATIL Topography & Geology Water Resource Department, Gov. of Maharashtra

A. K. DHAWANE

Topography & Geology Water Resource Department, Gov. of Maharashtra

L. P. NAYAK Power Demand Analysis Water Resource Department, Gov. of Maharashtra

Power System Planning Water Resource Department, Gov. of Maharashtra

Financial Analysis Water Resource Department, Gov. of Maharashtra

1.6 収集資料リスト

本調査において関係機関より収集した資料を Table 1.6-1 に示す。



1 - 16

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第２章

マハラシュトラ州の一般事情



第 2 章マハラシュトラ州の一般事情

2.1 概要

インドは、近年の急速な経済発展に伴い、エネルギー、電力需要が急増している。インドの発

電設備容量は、2012 年 3 月 31 日時点で、199,627MW であり、ドイツを抜き、米国、中国、日本

（2007 年 263GW）に続いて世界第 4 位に位置しており、既に極めて大きい発電市場規模を誇っ

ている。また、近年の経済成長に伴う電力需要増大により、その設備容量の増強スピードも増し

ている状況にある。中でもマハラシュトラ州は国内最大商業都市ムンバイを抱え、経済ではイン

ド最大の規模を持ち、かつ最も成長が著しい州である。インド各州でもマハラシュトラ州の 2010

年度の州総生産（GSDP）成長率は 16.6%、2011 年度は 11.3%と依然高い（2012 年 3 月時点で 8.5%

と減速しているが全インドでの位置づけには変化がない）。

同時にインドはその電力需要に供給が追いついておらず慢性的に電力不足が発生している状

態にある。最近では電力開発計画に十分な石炭供給が確保できない状況が顕在化しつつあり、電

源開発計画の実現も不安視されている状況にある。その中で、マハラシュトラ州は、インドの中

で電力需要の成長と同時に不足においても突出している状態にある。将来的に、更なる電力需要

のピーク、オフピーク格差が生み出されると予想されるマハラシュトラ州においては、ベース電

源の整備はもとより、電力市場の普及やピーク電力価値の上昇を念頭に、ピーク対応電源設備整

備の必要性が認識されつつある。

2.2 地形地質

2.2.1 地形

マハラシュトラ州は、インド半島の中西部に位置し、西側がアラビア海に面している。ほぼ南

北に延びる沿岸部の長さは約 720km あり、州全体の形状は、内陸側（東）に向かって幅が狭まる、

概ね台形状を呈している。大略的な範囲は、緯度が北緯 16°～21°で州全体が北回帰線より南側に

あり、経度が東経 72°～81°で東西に長い（約 800km）。面積は、約 308,000km2 でインドの州では

3 番目に広く、日本の本州と北海道を合わせた大きさとほぼ等しい。

マハラシュトラ州全体の地形は、巨視的には直線的で概ね南北に延びる海岸線と、それにほぼ

平行する山地により、大きく以下の３地域に分けられる。

(1) コンカン沿岸地域（Konkan Coastal Region）

(2) 西ガーツ山脈（Western Ghats）

(3) マハラシュトラ台地（Maharashtra Plateau）



(出典：An Atlas of India, Oxford University Press 1990 に加筆)

Figure 2.2.1-1 マハラシュトラ州の地勢区分

以下にそれぞれの地勢区分について説明する。

(1) コンカン沿岸地域（Konkan Coastal Region）

コンカン沿岸地域は、アラビア海と西ガーツ山脈の間に延びる、幅 50 km 程度、標高 200 m

以下の低地である。揚水発電計画では、コンカン沿岸地域に下部調整池の立地を想定している。

なお、コンカン沿岸地域は、インド最大の都市ムンバイがあり、電力の一大消費地である。

コンカン沿岸地域の地形は、一様な平野ではなく、河川によって複雑に区切られた、高さの

異なるいくつもの台地や段丘からなっている。コンカン沿岸地域の河川は、比較的急勾配で西

に流れるものが多い。また、海岸線は、巨視的には直線的だが、実際には入り江や岬が多く入

り組んで複雑である。

(2) 西ガーツ山脈（Western Ghats）

西ガーツ山脈は、マハラシュトラ州の脊梁とも言える山脈で、州西部をほぼ南北に縦貫して

いる。アラビア海の海岸線とほぼ平行し、コンカン沿岸地域と内陸のマハラシュトラ台地を隔

てている。

(2)

(1)

(3)



西ガーツ山脈は、巨視的に見れば、2~3 段の標高の異なる地形面で構成され、東西で非対称

の形状を呈している。すなわち、東側斜面は相対的に緩やかだが、西側は急崖となってコンカ

ン沿岸地域に一気に落ち込んでいる。なお、東西いずれの斜面も、平坦な頂部を持つ尾根と階

段状の斜面で特徴付けられる。

マハラシュトラ州内における西ガーツ山脈の標高は、最高点（Kalsubai）が 1,646 m で、平

均的には約 1,000～1,300 m 程度である。揚水発電計画では、西ガーツ山脈とコンカン沿岸地域

の大きな落差を念頭に、西ガーツ山脈に上部調整池の設置を想定している。

西ガーツ山脈は大陸分水嶺となっている。西側の河川は、急流となってコンカン沿岸地域に

入り、アラビア海へと注いでいる。東側の河川は、緩やかに東～南東に流れマハラシュトラ台

地を通り、遥か先のベンガル湾に注いでいる。

(3) マハラシュトラ台地（Maharashtra Plateau）

マハラシュトラ台地は、西ガーツ山脈の東側に広がる広大な台地で、州全体の面積の約 75%

を占めている。デカン高原（Deccan Plateau）の主要部分であり、巨視的には比較的一様な高

原の様相を呈している。やや詳しく見れば、いくつかの大河川によって区切られた、広さ数

100km2 の、平坦で緩やかに東～南東に傾斜した複数の地形面で構成されている。

マハラシュトラ台地の標高は、西ガーツ山脈付近では約 600 m であるが、600～700 km 離れ

た州の東部では 300 m 程度にまで徐々に低下する。また、州の東部および北部では、大きな河

川に沿って、標高 300 m 以下の平野が広がっている。

2.2.2 地質1

(1) 概要

マハラシュトラ州の地質は、下の地質図に示されるように、大部分がデカントラップと呼ば

れる白亜紀の洪水玄武岩（緑色で表示）で覆われていることが最大の特徴である。洪水玄武岩

とは、巨大な割れ目噴火により膨大な量の溶岩を流出する現象で、地球上で最大規模の火山活

動である（インドの他では、シベリアやブラジル等にも見られる）。

デカントラップの分布範囲外では、石炭紀～始生代の非常に古い地質（茶色～薄茶色）が分

布している。これらの古い地質は、主に変成岩類からなり、州の東部と南部に偏在し、鉄・銅・

マンガンの鉱床や石炭等の資源に恵まれていることも特徴である。なお、デカントラップは

ボーキサイト以外の資源に乏しい。

デカントラップよりも新しい地質は、州北部の低地に第四紀の未固結堆積層（黄色）が大規

模な河川に沿って分布している程度で、まとまった分布がほとんど見られない。

1 Reference "Geology of Maharashtra" (Geological Society of India 1998)



Figure 2.2.2-1 マハラシュトラ州の地質図

(2) 地質発達史

次にマハラシュトラ州の地質層序表を示し、地質発達史について述べる。

Table 2.2.2-1 マハラシュトラ州の概略地質層序

Geological period Name Formation / Rock type Recent Alluvium Clay, Sand, Gravel (Unconsolidated) Quater

-nary Pleistocene Laterite Laterite, Bauxite

Paleogene (Tertiary)～ Upper Cretaceous

Deccan Traps Inter Trappeans

Basalt, Dolerite, Rhyolite Cherty Limestone, Shale, Conglomerate, Sandstone Inter Trappean occurs between strata of Deccan Traps

Cretaceous Infra Trappeans Cherty Limestone, Shale, Conglomerate, Sandstone Lower Cretaceous～

Upper Carboniferous Gondwana group Shale, Sandstone, Conglomerate, Coal

Vindhyan system Limestone, Shale, Sandstone Proterozoic

Kaladge series Conglomerate, Quartzite, Sandstone, Shale, Limestone

Archeozoic Schist, Gneiss, Quartzite, Granulite, Marble, Amphibolite



1) 始生代（Archeozoic）～原生代（Proterozoic）

マハラシュトラ州の最も古い地質は、始生代（約 35～25 億年前）の変成岩類である。これ

らは、原岩である火成岩や堆積岩が、長い時間に激しい地殻変動を何度も受け、多種の片岩・

片麻岩・石英岩・大理石・角閃岩等に変化したものである。

始生代には、いくつかの造山活動期があり、断層や褶曲によって地域的な地質構造が明確

になった。また、貫入岩の活動もあり、この時代の地質は非常に激しい擾乱を受けた。それ

らが終息した後、長期間にわたる侵食の時代が続いた。

原生代（約 25～5.4 億年前）になると、マハラシュトラ州東部と南部に堆積盆が形成され、

礫岩や石灰岩等が堆積した。これら原生代の地層は、飛び飛びの分布を示し、不整合で始生

代の地層を覆っている。

2) 石炭紀後期（Upper Carboniferous）～白亜紀前期（Lower Cretaceous）

原生代以降石炭紀以前の間、マハラシュトラ州を含む南インドでは堆積活動が見られず、

特にシルル紀～デボン紀の地層が完全に欠如している。その理由は、当時南インドがゴンド

ワナ大陸（現在の南極・オーストラリア・南アメリカ・アフリカからなる古大陸）の一部を

なし、南極付近に位置していて、氷床に覆われていたためと考えられている。

石炭紀前期にゴンドワナ大陸の分裂が始まり、それに伴って巨大な凹地が生じた。石炭紀

後期になると氷河堆積物が堆積し、その後氷河が消失し通常の堆積活動へと移行した。この

堆積活動はジュラ紀まで続き、ゴンドワナグループと呼ばれる厚い堆積層を形成した。

白亜紀に入ると、砂岩や頁岩の他に、気候の温暖化を示す石炭や石灰岩を含む地層が堆積

した。これらの地層は、デカントラップの直下位に堆積していることから、インフラトラペ

アン（Infra Trappeans）と呼ばれる。

3) 白亜紀中期（Middle Cretaceous）～古第三紀（Paleogene）

ゴンドワナ大陸から分裂した南インドは、南極付近から赤道を越え北へと移動を続けた。

これは、大陸移動の中で最も速いものと考えられている。

白亜紀後期には、南インドの中西部を中心に、洪水玄武岩と呼ばれる大規模な割れ目噴火

によって、多量の玄武岩溶岩が流出した。溶岩は、厚さの異なる何百もの層が水平に積み重

なり、厚さが最大で 3,000 m を超えた。火山活動の終息後、永続的な浸食によって溶岩層は

徐々に失われているが、現在の分布範囲はマハラシュトラ州全土より広い約 500,000km2 に

も達する。なお、西端はアラビア海沖合まで及んでいる。

水平に堆積した溶岩層は、後の侵食によって、現在見られるような特徴的な階段状地形を

呈するようになった。そのため、階段を意味するスウェーデン語の「トラップ」に由来して、

この溶岩層（洪水玄武岩）を主体とする巨大な地質体はデカントラップと呼ばれる。

この地球上最大規模の溶岩の噴出は、およそ 6,500 万年前に起こったもので、白亜紀末期



の恐竜を含む大量絶滅の一因になった（気候変動を引き起こした）とも言われている。火山

活動の継続期間は、諸説あり短期間だったとも言われているが、断続的に数百万年間続いた

とする考えが今のところ優勢である。

溶岩層の間には、チャート質石灰岩等からなる湖成や河成の堆積層が所々分布している。

これらは溶岩噴出の空白期間に堆積したもので、デカントラップの内部に存在することから

インタートラペアン（Inter Trappeans）と呼ばれる。なお、インタートラペアンの分布は小規

模で、層厚が最大で 30 m 程度である。

4) 第四紀（Quaternary）

デカントラップの火成活動が終わった古第三紀以降の堆積活動は、ほとんどが小規模なも

のである。前出の地質図に表現される比較的大規模なものは、マハラシュトラ州北部のほぼ

東西の帯状に延びる沖積層だけである。

後期鮮新世～更新世初期にかけて、インド半島西部を中心に断層活動が活発化した。その

結果、西ガーツ山脈から東側が相対的に上昇、西側が相対的に低下し、西ガーツ山脈とコン

カン沿岸地域の間に大きな崖（Escarpment）が形成された。これによって、地質的には一連

のデカントラップが、地形的には不連続となった。また、東側の台地では、デカントラップ

の中に地塁状のブロックが形成され、主要な河川の流路が規制されるようになった。

なお、デカントラップには、断層はあるが、地層はほぼ水平で、褶曲はほとんど見られな

い。

上記以外の第四紀の地質活動としては、熱帯性の風化作用によるラテライトやボーキサイ

トの生成が挙げられる。

2.3 気候2

2.3.1 マハラシュトラ州の気候

マハラシュトラ州の気候は主に次の 3 つのタイプに分類される。

(1) モンスーン気候

主な特徴として年間降雨量が 1,000mm を超えることが挙げられ、海岸地帯およびそれに隣

接する Ghats 地方（Thane、Raigad、Ratnagiri、Sindhudurg 県、および Pune、Satara、Kolhapu

県の西部丘陵地帯）がこの気候区分に属する。海岸地帯では年間気温差がほとんどなく、気温

差が 5°C を超えることはない。年間を通して平均気温は 22°C である。日平均相対湿度は高く、

通常 60%を超える。このように海岸地帯は暑く湿度が高く、南西モンスーン期間に多量の降雨

がある。他の地域では、最も寒い月の日平均気温は 18°C から 22°C で、相対湿度も下がる。

しかし、相対湿度は年間 8 か月以上 50%を超える。 2 この章は以下の文献から抜粋・要約した：The text of this part is extracted and summarised from “Climate of

Maharashtra (India Meteorological Department, 2005)。図はこの文献のデータをもとに調査団が作成した。



(2) 乾燥気候

この気候区分には Jalgaon、Nashik、Aurangabad、Pune、Beed、Satara、Osmanabad、Kolhapur

各県の半乾燥地域と Dhule、Nandurbar、Ahmednagar、Solapur、Sangli 各県のほとんどの地域が

含まれる。冬期の日平均気温は 18°C と 22°C の間を推移し、他の月は 22°C 以上である。年間

降雨量は 600～900mm と少なく、主に南西モンスーン期間に降る。日平均相対湿度は年間を通

して 50%を切り、この気候区分に属す地域の中央部では夏季の 2～3 か月は 30%以下である。

(3) 熱帯降雨気候

Nashik と Jalgaon 県の一部、Aurangabad、Jalna、Beed、Osmanabad 各県の東部、Marathwada

の各県（Hingoli、Latur、Parbhani、Nanded）および Vidarbha 県がこの気候区分に属する。降雨

は南西モンスーン期間に限られ、年間降雨量は 700mm を超える。夏期の 1～2 か月の日平均相

対湿度は 30%を切ることもあるが、それ以外の期間は 60%を超える。日平均気温は冬期には

18°C から 22°C で推移し、それ以外の期間は 22°C を超える。

2.3.2 マハラシュトラ州・PuneおよびRaigah県の気候

(1) Pune 県

Pune 県の気候は、西部の丘陵地帯を除き、乾燥気候である。11 月から 2 月が冬期で、3 月

以降 6 月まで暑い。6 月初めから 10 月初めまでが南西モンスーン期間となる。それ以降 11 月

までが、モンスーン後期間または移行期間と呼ばれている。

Figure 2.3.2-1 に Pune 県の 2 つの気象観測地点の年間降雨量を示した。Pune 気象観測地点は

乾燥気候に属し、Velhe 気象観測地点はモンスーン気候に属する Ghats 地方に近い。Figure

2.3.2-2 は Pune 気象観測地点での日平均最高および最低気温を示している。

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

1200.0

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

Month

Rai

nfa

ll (m

m)

Pune

Velhe

(出典：Climate of Maharashtra (India Meteorological Department, 2005)に基づき調査団作成)

Figure 2.3.2-1 Pune 県 Pune および Velhe 気象観測地点の年間降雨量




Figure 2.3.2-2 Pune 県 Pune 気象観測地点の日平均最高および最低気温

(2) Raigah 県

Raigah 県の気候は、季節的によって多量で定期的な降雨があり、暑さが続く月は重苦しい天

気で年間を通して湿度が高いという、インド西部海岸地帯に典型的な気候である。3 月から 5

月の夏期の後、6 月から 9 月までが南西モンスーン期間になる。10 月と 11 月がモンスーン後

期間または移行期間となり、12 月から 2 月までが冬期である。

Figure 2.3.2-3 に Raigah 県の 2 つの気象観測地点の年間降雨量を示した。Matheran 気象観測

地点は Ghats 地方に属し、Alibag 気象観測地点は県の海岸の最も北にある。Figure 2.3.2-4 は

Alibag 気象観測地点での日平均最高および最低気温を示している。

0.0

500.0

1000.0

1500.0

2000.0

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Jan

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Nov

Dec

Month

Rain

fall

(mm

)

Matheran

Alibag


Figure 2.3.2-3 Raigah 県 Matheran および Alibag 気象観測地点の年間降雨量




Figure 2.3.2-4 Raigah 県 Alibag 気象観測地点の日平均最高および最低気温

2.4 社会経済状況

2.4.1 マハラシュトラ州の社会経済状況

(1) 人口

マハラシュトラ州は、面積（308,000km2・一位は Rajasthan 州の 342,000km2）とともに人口

もインドで第二位の 112 百万人（一位は Uttar Pradesh の 199 百万人）であり、インド全体の人

口の約 9.3%を占める（2011 年人口調査結果による）。過去 10 年の人口増加率は約 16%であっ

たが、1941 年以降の 10 年ごとの人口増加率では、最も低い数値となっている。また、インド

全土の増加率（約 17.6%）と比較しても、若干低い増加率となっている。Thane や Pune では、

30%台の増加率を記録しているが、ムンバイ中心部や一部の県では増加率がマイナスとなって

いる。



Table 2.4.1-1 インド上位10州の社会経済指標抜粋

上位10州面積

（万平方キロ）

人口（万人）

人口密度（平方キロあたり）

都市部人口比率

インド全土の人口に占める割合

過去10年間の

人口増加率

男女比（男性千人に対する女性の比率）

指定カースト・民族の比率（2001

年）

1 Uttar Pradesh 24.1 19,958 828 22.28% 16.49% 20.09% 908 21.21%

2 Maharashtra 30.8 11,237 365 45.23% 9.29% 15.99% 925 19.05%

3 Bihar 9.4 10,381 1102 11.30% 8.58% 25.07% 916 16.64%

4 West Bengal 8.9 9,135 1029 31.89% 7.55% 13.93% 947 28.51%

5 Andhra Pradesh 27.5 8,467 308 33.49% 7.00% 11.10% 992 22.78%

6 Madhya Pradesh 30.8 7,260 236 27.63% 6.00% 20.30% 930 35.44%

7 Tamil Nadu 13.0 7,214 555 48.45% 5.96% 15.60% 995 20.04%

8 Rajasthan 34.2 6,862 201 24.89% 5.67% 21.44% 926 29.72%

9 Karnataka 19.2 6,113 319 38.57% 5.05% 15.67% 968 22.76%

10 Gujarat 19.6 6,038 308 42.58% 4.99% 19.17% 918 21.85%

インド全土 328.7 121,019 382 31.16% 100.00% 17.64% 940 24.40% (出典：Economic Survey of Maharashtra 2011-12 に基づき調査団作成）

Table 2.4.1-2 マハラシュトラ州人口の推移

1961 1971 1981 1991 2001 2011

全人口（1,000人） 39,554 50,412 62,784 78,937 96,879 112,373

　男性 20,429 26,116 32,415 40,826 50,401 58,361

　女性 19,125 24,296 30,369 38,111 46,478 54,012

　農村部 28,391 34,701 40,791 48,395 55,778 61,545

　都市部 11,163 15,711 21,993 30,542 41,101 50,828

　指定カースト 2,227 3,177 4,480 8,758 9,882 -

　指定部族 2,397 3,841 5,772 7,318 8,577 -

人口密度（人/平方キロ） 129 164 204 257 315 365

識字率 35.1% 45.8% 57.1% 64.9% 76.9% 82.9%

男女比（男性1,000人に対する女性の割合）

936 930 937 934 922 925

都市部人口割合 28.22% 31.17% 35.03% 38.69% 42.43% 45.20%

(出典：Economic Survey of Maharashtra 2011-12 に基づき調査団作成）

人口密度は 365 人/km2 であり、これはインド全土の 382 人/km2より低い数値である。ムンバ

イ中心部および近郊部では、2 万人/km2 を超えているが、ほとんどの県では 300 人/km2 を下回

る人口密度となっている。

都市部の人口の比率は徐々に上昇しており、2001年には42.4%であったが、2011年には45.2%

となった。インド全土の都市部の人口比率は 31.2%であり、マハラシュトラ州は都市部の人口

の比率の高い州である。2011 年で都市部の人口は約 5100 万人であり、2001 年の都市部の人口

約 4,100 万人と比較して、約 970 万人増加している。



農村部の人口の比率は徐々に減少しており、2001年には57.6%であったが、2011年には54.8%

となった。インド全土の農村部の人口比率は 68.8%であり、マハラシュトラ州は農村部の人口

の比率が低い州である。2011 年の農村部の人口は約 6,200 万人であり、2001 年の農村部の人

口である約 5,600 万人と比較して、約 580 万人の増加である。

男女比は、男性 1,000 人あたりの女性の割合が 925 人と、インド全土の割合である 940 人よ

り若干低めである。都市部では男性の比率が高く、ムンバイ中心部・近郊部や Thane では 900

人を下回る。一方で南部の沿岸部の県では 1,000 人を超え、女性の比率が高い。

指定カースト・部族については、2011 年の人口調査では発表されていない。2001 年では、

それぞれ総人口の 10.2%、8.9%と合計で約 19％を占め、インド全土の 24.4%よりは下回る比率

であった。

識字率は、2011 年で 82.9%と、2001 年の 76.9%から上昇している。男女別では、男性の識字

率は 89.82%とほぼ 90%に対しているのに対し、女性が 75.48%と男性と比較すると低い水準で

ある。男女合わせた識字率が 90%を超えているのは、ムンバイ近郊部のみであり、男性の識字

率は半分以上の県で 90%を超えている一方で、女性の識字率が 80%を超えている県は 4 分の

一に満たない。ただし、男女の識字率の差は徐々に縮まっており、1961 年には 29.5 ポイント

もの差があったが、2011 年にはその差は 14.3 ポイントとなっている。

（出典：Economic Survey of Maharashtra 2011-12）

Figure 2.4.1-1 マハラシュトラ州における識字率の男女間格差の推移

(2) 宗教・言語

宗教および言語については、2001 年の人口調査を最後に発表されていない。そのため下記

は、2001 年の統計の数値である。

インド全土ではヒンドゥー教徒は 83%であり、他イスラム教徒が 11%、2.5％がキリスト教、

２％がシーク教、1.5％は仏教、0.5%がジャイナ教その他、である。マハラシュトラ州におけ

る主要な宗教は、83.2％をヒンドゥー教徒および 10%をイスラム教徒が占めており、インド全

土と比率はさほど変わらない。他、ジャイナ教、キリスト教、シーク教、仏教、ゾロアスター



教の信者が存在する。特にジャイナ教徒の多い州であり、インド全土で 450 万人ほどの信者数

のうち、マハラシュトラ州に 130 万人存在するとされる。

ただし、カースト制度を嫌う指定カーストが仏教へ改宗する動きもあり、インド全土で数千

万人以上の仏教徒が存在するとも言われる。改宗した彼らは住民登録の際に、指定カーストへ

の優遇枠確保のため、仏教徒と登録しないことが多い。そのため、教徒の割合を示す上記の数

値は、正確でないと思われる。

マハラシュトラ州における言語は、公用語であるマラティー語の話者が約 70%を占める。他

は、連邦公用語であり、マラティー語と文字が共通のヒンディー語が約 11%を占める。連邦で

定める 22 の指定言語の構成を Figure 2.4.1-2 に示す。

その他, 4.72%

マラティー語（州公用語）,

68.89%

ヒンディー語,11.04%

タミル語, 7.81%

グジャラティ語,2.39%

カンナダ語, 2.50%

マラヤーラム語,0.30%

ウルドゥ語, 1.04%

テルグ語, 1.31%

（出典：Office of the Registrar General & Census Commissioner 資料に基づき調査団作成）

Figure 2.4.1-2 マハラシュトラ州における言語の構成

なお、指定言語のほかに、100 の指定外言語も含まれる。

(3) 産業

2010 年度（2010/11）の農林水産業部門、工業部門およびサービス部門のそれぞれの GSDP

の構成は、2004 年度価格基準でみた場合、8.5%、30.8%および 60.8%となっており、GSDP ベー

スではサービス部門の比率が最も高い。

特に州都であるムンバイは、インドにおける金融の中心地であり、銀行、金融機関および保

険会社の本支店が多く存在する。株価指標として南アジアを代表する SENSEX（または BSE30）

の指定銘柄は、ムンバイ証券取引所の主要 30 銘柄の株価を基準に算出されている。ムンバイ

証券取引所は、東京株式取引所（現東京証券取引所）開設より 3 年古い、アジアで最も歴史の

ある証券取引所である。時価総額（2011 年 12 月末現在）は世界 14 位の 1 兆ドル（東京証券

取引所は、世界 3 位で 3 兆 3 千億ドル）を記録している。



インド最大の国有銀行であるインドステイト銀行や、インド第二の市中銀行である ICICI 銀

行（登録上はグジャラート州）、HDFD 銀行、Axis 銀行などの多くの大手銀行は本店をムンバ

イにおいている。

金融部門の GSDP は 2004 年価格基準で、サービス部門の約 24%、全部門合計の約 15%を占

めており、マハラシュトラ州の主要産業の一つである。

また、ムンバイは産業・商業の中心地でもある。インド 3 大財閥のうち、タタ財閥およびリ

ライアンス財閥はムンバイを拠点としている。残るビルラ財閥の拠点は分割され各地にあるが、

最大のアディティア・ビルラ・グループも拠点はムンバイである。

最近では、マハラシュトラ州は IT 産業に力を入れており、ソフトウェア開発地区を Pune、

ムンバイ、ムンバイ近郊、Aurangabad、Nagpur および Nashik に開設した。現在では、開発会

社は 1,200 社を超え、年間 53.9 億ドルの輸出高を誇る（インド全土のソフトウェア輸出高の

30%以上を占める）。

農林水産業部門の GSDP に占める割合は 8.5%に過ぎないが、モロコシの作付面積（2006 年

度から 2008 年度の平均面積）は、インド全土の作付面積の 54%を占めている。他、綿花の栽

培も盛んで、インド全土の作付面積（2006 年度から 2008 年度の平均面積）の 33.8%を占める。

(4) 教育・保健

マハラシュトラ州の就学率（入学率）は 2011 年に約 98%で、インド全土の約 95%を上回る。

連邦政府は就学率を 100%にする政策を進めており、インド全土およびマハラシュトラ州とも

に、年々徐々に非就学児の割合は低下してきている。

なお、マハラシュトラ州の農村部での就学率（6 歳～14 歳）は、98.9％に達した。

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

未就学 8.8% 5.7% 6.0% 5.9% 5.1% 5.3%

他 1.3% 1.2% 1.3% 1.2% 1.0% 1.1%

私立 18.8% 20.2% 23.0% 22.5% 24.6% 26.1%

公立 71.1% 72.9% 69.7% 70.4% 69.2% 67.5%

2006 2007 2008 2009 2010 2011

（出典：Assessment Survey Evaluation Research Centre 資料に基づき調査団作成）

Figure 2.4.1-3 インドにおける就学率



0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

未就学 5.7% 3.0% 2.6% 1.6% 2.1% 1.8%

他 0.3% 0.5% 0.4% 0.3% 0.3% 0.5%

私立 21.5% 30.4% 31.0% 34.7% 33.2% 36.5%

公立 72.6% 66.1% 66.0% 63.4% 64.4% 61.3%

2006 2007 2008 2009 2010 2011

（出典：Assessment Survey Evaluation Research Centre 資料に基づき調査団作成）

Figure 2.4.1-4 マハラシュトラ州における就学率

衛生状況の改善や病院の増加等により、死亡率や乳幼児死亡率は年々低下傾向にある。ただ

し、人口の増加に医療機関の数が追いついていないことが見受けられ、10 万人あたりの病床

数は減少傾向にある。

Table 2.4.1-3 マハラシュトラ州の衛生状況指標抜粋

1960 1971 1981 1991 2001 2010

- 299 530 768 1,102 1,264

- 88 114 144 106 102

34.7 32.2 28.5 26.2 20.7 17.1

13.8 12.3 9.6 8.2 7.5 6.5

86 105 79 60 45 28新生児1,000人あたりの

乳幼児死亡率

病院数

10万人あたりのベッド数

1,000人あたりの出生率

1,000人あたりの死亡率

（出典：Economic Survey of Maharashtra 2011-12 に基づき調査団作成）

なお、インド全土における 1,000 人あたりの死亡率および乳幼児死亡率は、それぞれ 7.2 お

よび 47 であり、マハラシュトラ州の数値はインド全土の数値を下回っている。

(5) 電力

Table 2.4.1-4 にマハラシュトラ州の電力供給および消費に関する指標を、マハラシュトラ州

に隣接する 6 州およびインド全土とともに示す。



インド全土と比較して、マハラシュトラ州の一人当たり電力消費量は 1.47 倍だが、一人当

たりの発電量はインド全土の方が大きい。一人当たり発電量より消費量が大きいことから、州

内でまかなえる電力を供給できていないことが分かる。周辺の州から供給される中央政府によ

る割り当て分が必要不可欠な状況である。

Table 2.4.1-4 インド、マハラシュトラ州、近隣州の電力指標

10万人あたりの発電容量

（MW）

一人当たり発電量（kWh）

一人当たり電力消費量

（kWh）

村落電化率（%）

Andhra Pradesh 14.40 618.74 713.42 100.00%

Goa 5.35 235.79 1572.56 100.00%

Gujarat 21.71 962.46 859.57 99.72%

Karnataka 16.57 638.51 618.25 99.92%

Madhya Pradesh 6.58 268.49 316.29 96.37%

Chhatisgarh 15.78 1030.17 475.27 95.61%

Maharashtra 15.30 658.95 716.29 88.32%

All India 14.35 683.45 486.72 83.90% （出典：Economic Survey of Maharashtra 2011-12 に基づき調査団作成）

また、村落電化率（全村落に対する、①送配電設備があり、②公共施設に電力供給が可能で、

かつ③10％以上の家庭に電力供給を実施している村落の割合）については、インド全土と比較

すると若干高い数値ではある。しかしながら、95%を超える隣接州と比較すると村落電化率が

遅れていることが分かる。

(6) 交通

1) 道路

マハラシュトラ州における道路の総延長（公共工事局等が維持する道路）は 241,712km に

およぶ。そのうちの約 90%の約 221,000km が舗装道路である。過去 3 年間で村落道路の総延

長は約 2,800km も延伸したが、他の道路は特に大きな変化はない。Table 2.4.1-5 にマハラシュ

トラ州内の道路整備状況を示す。



Table 2.4.1-5 公共事業省による道路整備状況

（単位：Km）

2009年3月末 2010年3月末 2011年3月末

国道 4,367 4,376 4,376

州道 33,933 34,102 34,103

主要地方道 49,621 49,901 49,936

地方道 46,143 46,817 46,897

村落道路 103,604 104,844 106,400

合計 237,668 240,040 241,712


村落道路の整備は進んではいるが、2011 年 3 月末時点で、全天候型接続道路で接続可能な

村は 97.8%、晴天時接続可能な道路で接続可能な村は 1.6%であり、いまだに 227 の村で全く

接続道路がない状態が続いている。徐々に接続道路がない状態の村の数は減少しているもの

の、2010 年度から 2011 年度の 1 年間でわずか 9 の村への接続道路しか整備されなかった。

•

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

接続道路のない村

前年度比減少率


Figure 2.4.1-5 マハラシュトラ州における接続道路のない村落数の推移

2) 車両

マハラシュトラ州における二輪車および自動車の数は、2011 年 1 月から 1 年間で 10%前後



増加している。この 1 年間で二輪車は 1,000,000 台以上、大型車を除く自動車も 230,000 万台

と増加が著しい。車両の増加率に比べ、道路の総延長の増加率は微々たるものであり、各地

で交通渋滞が深刻である。

なお、マハラシュトラ州における 2006 年から 2010 年までの各年の交通事故死亡者数は

11,000 人から 12,000 人台で推移している。人口が若干多い日本の交通事故死亡者数が、過去

5 年で 5,000 人前後であることから、マハラシュトラ州の交通事故死亡者率は、日本の 2 倍以

上と推測される。

Table 2.4.1-6 マハラシュトラ州の車両別台数

（単位：1,000 台）

2011年1月 2012年1月増加率

(%)

二輪車 12,060 13,477 11.6%

オートリキシャー 644 655 1.7%

四輪者 2,565 2,795 8.9%

バス等 82 87 6.1%

貨物車等 955 1,048 9.7%

トラクター 358 414 15.6%

トレーラー 285 308 8.0%

救急車 10 10 0.0%

その他 30 33 10.0%

合計 16,989 18,827 10.8% （出典：Economic Survey of Maharashtra 2011-12 に基づき調査団作成）

公共交通の整備は大都市部での渋滞や事故の発生を抑制することが期待されているが、市

内の主な公共交通である公営バスは、ほとんどの企業体で赤字となっている。特にムンバイ

は 19 億ルピー（2010 年度／一日利用者数 4 百万人以上）、Pune は 1 億 4 千万ルピー（2010

年度／一日利用者数 1 百万人以上）、Thane（2010 年度／一日利用者数 200,000 人以上）は 1

億 3 千万ルピーの赤字である。この財政状態では、公営バスの更なる整備は厳しいものと推

測される。

四輪車



2.5 マクロ経済状況

2.5.1 マハラシュトラ州経済状況概観

(1) 前年度の州内総生産（GSDP）の成長率は 11.3%であったが、2012 年 3 月時点では 8.5%と

予想を下回るものと見込まれる。工業部門およびサービス部門の成長率は 10%前後であっ

たが、農林水産業部門の成長率がマイナス 9.1%となったことが要因と推測される。

(2) 消費者物価指数（CPI/2011 年 4 月-2012 年 1 月）は、前年同期間と比較し、農村地域で 9.4%、

都市部で 7.9%上昇した。卸売物価指数（WPI）は、2012 年 3 月における前年同月比で 7.7%

上昇した。

(3) 2011年度予算額におけるマハラシュトラ州政府の経常収入は、1兆 2,150億 4千万ルピーで、

前年度修正見込み歳入額より 13.4%の増加である。

(4) 2011年度予算額におけるマハラシュトラ州政府の経常支出は、1兆 2,144億 6千万ルピーで、

前年度修正見込み歳出額より 7.6%の増加である。

(5) 2011 年度の経常収支は、5 億 8 千万ルピーの黒字であるが、財政収支は 2,280 億 5 千万ルピー

の赤字、年度末債務残高は 2 兆 2,692 億 6 千万ルピーと見込まれる。

(6) 2011 年度の農業部門での生産高が、前年度と比較し落ち込んだ。特に食用穀物は前年度比

で 23%、綿花で 15%の減少である。水産業の生産高も前年度比で 30%近く減少している。

(7) 外国直接投資（FDI）は、2000 年 4 月から 2012 年 3 月までの間に、投資総額 546 億 2 千万

ドルが、マハラシュトラ州で認可された。この投資総額は、インド全土の投資総額の 32.1％

を占める。

2.5.2 マハラシュトラ州の州内総生産（GSDP）

(1) 2011 年度における GSDP

2011 年度の GSDP 成長率は、8.5%と見込まれている。2010 年度の GSDP の成長率は 11.3%

であり、成長率が鈍化したが、この大きな要因として農林水産業部門の不振が挙げられる。例

年より不順であったモンスーン気候の影響により、農業部門における生産高が 9.1%減少し、

農林水産業部門での成長率はマイナス 5.1%を記録する見込みである。工業部門では 9.1%の成

長率であったが、中でも建設部門が堅調であり、22%の成長率を達成する見込みである。一方

で、物価高騰および世界経済情勢の影響を受け、製造業は 4.2%の成長率にとどまる模様であ

る。サービス部門では、各業種とも 10%以上の成長率が見込まれ、全体で 10.1%の成長率を達

成するものと見込まれる。

2004 年度価格基準の GSDP（2011 年度見込み）は 8 兆 503 億 1 千万ルピーであった。

(2) 2011 年度におけるインド国内総生産（GDP）

中央統計局（CSO）発表の予測によると、2004 年価格基準の GDP は 52 兆 2,202 億 7 千万ル



ピーで前年度比 6.9%の増加であった。マハラシュトラ州の GSDP の成長率 8.5%は、インド全

土の成長率を上回っている。GSDP および GDP の推移および対比は Table 2.5.2-1 に示す。

Table 2.5.2-1 セクター別成長率の推移（2004年度基準価格）


Table 2.5.2-2 産業部門別GSDPの推移（現在価格）

2004年度 2005年度 2006年度 2007年度 2008年度 2009年度 2010年度

農林水産業部門 4,492.7 5,276.4 6,722.9 8,068.4 7,583.3 9,179.7 13,654.0

工業部門 12,302.2 15,468.3 18,692.7 22,155.6 23,608.9 26,761.4 32,331.1

サービス部門 24,753.1 27,931.8 33,034.2 38,257.6 44,204.7 50,845.5 60,847.5

総額 41,548.0 48,676.6 58,449.8 68,481.7 75,396.9 86,786.6 106,832.7

一人当たりGSDP（ルピー) 40,509 46,732 55,277 63,810 69,230 78,551 95,351

（単位：億ルピー）




Table 2.5.2-3 産業部門別GSDPの推移（2004年度基準価格）

2004年度 2005年度 2006年度 2007年度 2008年度 2009年度 2010年度

農林水産業部門 4,492.7 4,906.2 5,594.5 6,364.1 5,380.8 5,425.0 6,270.9

工業部門 12,302.2 14,630.8 16,945.1 18,933.2 18,732.2 20,598.0 22,829.0

サービス部門 24,753.1 27,555.9 30,925.8 34,185.7 36,906.2 40,589.4 45,069.5

総額 41,548.0 47,092.9 53,465.4 59,483.1 61,019.1 66,612.3 74,169.4

一人当たりGSDP（ルピー) 40,509 45,212 50,563 55,425 56,028 60,291 66,198



(3) GSDP の成長率の推移および GDP における GSDP の割合

GSDP（2004 年度価格基準）の成長率は、2005 年度から 2007 年度まで 10%を超える上昇率

を記録したが、2008 年度は世界経済危機の影響を受け、成長率は 2.6%へ減速した。その後、

世界経済の回復および農産物の好調な生産高増加を受け、2009 年には 9.2%、2010 年度には

11.3%の成長率を記録した。2011 年度の成長率は 8.5%と予測されている。

GSDP成長率

0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%

10.0%12.0%14.0%16.0%

2005

年度

2006

年度

2007

年度

2008

年度

2009

年度

2010

年度

2011

年度

見込

み


Figure 2.5.2-1 GSDP の成長率（基準価格）

2010 年度の GSDP（現在価格）は、10 兆 6,832 億７千万ルピーであり、2009 年度より 23.1%

の伸びを記録した。2010 年度の GDP（現在価格）は、71 兆 5,741 億 2 千万ルピーであり、GDP

に占める州の割合は 14.9%である。

一人当たりの GSDP（現在価格）は、2009 年度の 78,551 ルピーに対し、2010 年度は 95,351

ルピーと推定される。一人当たり GDP（現在価格）は、2010 年度で 60,349 ルピーであり、マ

ハラシュトラ州の一人当たり GSDP はインド全土のその額より約 1.6 倍にのぼる。



(4) 産業部門別 GSDP の構成

Figure 2.5.2-2 は、GSDP（2004 年価格基準）総額における、各産業部門の割合である。農林

水産業部門は徐々にそのシェアを落としており、工業部門のシェアもほぼ横ばいで推移してい

る。一方、サービス部門は徐々にそのシェアを広げており、2008 年度以降は 60%以上となっ

ている。

10.4% 10.5% 10.7% 8.8% 8.1% 8.5%

31.1% 31.7% 31.8%30.7% 30.9% 30.8%

58.5% 57.8% 57.5% 60.5% 60.9% 60.8%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2005年度 2006年度 2007年度 2008年度 2009年度 2010年度

サービス部門

工業部門

農林水産業部門


Figure 2.5.2-2 GSDP のセクター別構成（基準価格）

2.5.3 州経済および州財政状況

(1) 物価

1) マハラシュトラ州における消費者物価指数（CPI）

農村地域での CPI は 2011 年 4 月に 189.4 へと継続的に上昇し、2011 年 11 月には 202.1 に

達した。同様に都市部での CPI は 2011 年 4 月に 180.0 に達し、2011 年 11 月には 193.1 にま

で上昇した。

しかしながら、2011 年 12 月には、農村地域および都市部での CPI はそれぞれ 200.8 および

192.2 へ減少した。2012 年 1 月には若干上昇している。2011 年 4 月から 2012 年 1 月までの州

の CPI 平均上昇率は、前年度同時期と比較して、農村地域および都市部でそれぞれ 9.4%、7.9％

となった。




Figure 2.5.3-1 農村部および都市部の消費者物価指数の推移

農村地域における CPI ベースのインフレ率（対前年度）は、2011 年 1 月の 10.5%から 2012

年 1 月の 4.7%へ低下している。一方、都市部でも同時期で 10.2%から 4.6%へ低下している。

全商品および食料品におけるインフレ率は、Figure 2.5.3-2（農村部）および 2.5.3-3（都市部）

に示す。食料品におけるインフレの低下は、野菜及び果物の価格下落が影響していると考え

られる。


Figure 2.5.3-2 消費者物価指数（農村部）に基づくインフレ率の推移




Figure 2.5.3-3 消費者物価指数（都市部）に基づくインフレ率の推移

2) インド全土におけるインフレ率

インフレ率は、中央政府の卸売物価指数（WPI）にもとに算出され、発表される。Figure 2.5.3-4

に示すとおり、2011 年後半までインフレ率は 10%前後で高止まりしていたが、2011 年 9 月に

10%を記録して以降、2012 年 1 月には 7.23%、2 月には 7.56%程度まで減少し、8%をいずれ

も割り込んだ。

140

145

150

155

160

165

2011

/1

2011

/2

2011

/3

2011

/4

2011

/5

2011

/6

2011

/7

2011

/8

2011

/9

2011

/10

2011

/11

2011

/12

2012

/1

2012

/2

2012

/3

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

WPI(All Commodities)

Inflation Rate

（出典：Office of Economic Adviser, Ministry of Commerce and Industry 資料に基づき調査団作成）

Figure 2.5.3-4 卸売物価指数（全商品）とインフレ率の推移



インフレ率の低下の要因には、CPI の上昇率低下の要因と同様、食料品の価格下落が考え

られる。Figure 2.5.3-5 に示すとおり、2012 年 1 月には上昇率がマイナスになっている。ただ、

全商品の WPI と比較すると食料品の価格は、モンスーンの影響や国際穀物市況に左右される

と考えられ、変動が激しいことが分かる。また、2012 年 2 月には再び上昇に転じており、一

時的なインフレ上昇の沈静化の可能性もある。

165

170

175

180

185

190

195

200

205

2011

/1

2011

/2

2011

/3

2011

/4

2011

/5

2011

/6

2011

/7

2011

/8

2011

/9

2011

/10

2011

/11

2011

/12

2012

/1

2012

/2

2012

/3

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

WPI(Food Article)

Inflation Rate


Figure 2.5.3-5 卸売物価指数（食料品）とインフレ率の推移

また、原油の国際価格の上昇など、国際商品市況に影響されやすい燃料・電力における

WPI 上昇率も一時的に低下傾向ではあるが、最近では 10%を切ることはなく、高インフレ率

の一要因となっていると考えられる。

135

140

145

150

155

160

165

170

175

180

2011

/1

2011

/2

2011

/3

2011

/4

2011

/5

2011

/6

2011

/7

2011

/8

2011

/9

2011

/10

2011

/11

2011

/12

2012

/1

2012

/2

2012

/3

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

WPI(Fuel&Power)

Inflation Rate


Figure 2.5.3-6 卸売物価指数（燃料・電気）とインフレ率の推移



インフレ率上昇の抑制のために金融の引き締めを実施し、2009 年 4 月から一貫して中央銀

行による政策金利の引き上げを行っている。インフレ上昇率沈静化にこの成果も出ていると

思われるが、一時的な沈静化であって、再度上昇傾向に転じた場合には、さらなる政策金利

の引き上げも考慮されよう。しかしながら、経済界からは、政策金利上昇による投資の減退

で経済成長を減速させることを懸念する動きもあり、2012 年 4 月 17 日に中央銀行は政策金

利を 0.5 ポイント利下げし、その後も 8%に据え置かれている。

政策金利（Repo-Rate)

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

2009年

4月

2009年

6月

2009年

8月

2009年

10月

2009年

12月

2010年

2月

2010年

4月

2010年

6月

2010年

8月

2010年

10月

2010年

12月

2011年

2月

2011年

4月

2011年

6月

2011年

8月

2011年

10月

2011年

12月

2012年

2月

2012年

4月

政策金利（Repo-Rate)

（出典：Reserve Bank of India 資料に基づき調査団作成）

Figure 2.5.3-7 政策金利の推移

(2) マハラシュトラ州財政状況

1) 2011 年度予算

2011 年度予算では、経常収支が黒字となるよう組まれている。経常収入を限度とした経常

支出抑制を行っているために、主要な歳入である税収が、2010 年度から 14.7%、2009 年度か

ら 44.6%もの増加を見込む。歳出合計では、前年度比 11.2%増の 1 兆 5,412 億 5 千万ルピーの

支出が見込まれる。2011 年度財政赤字の額は、2,280 億 5 千万ルピーと見込まれ、対 GSDP

比で 1.8%を見込んでいる。



Table 2.5.3-1 マハラシュトラ州予算の推移


2005年度（実績）





2010年度（見込み）

2011年度（予算）

経常収入 4,843.8 6,219.5 7,958.3 8,127.1 8,691.0 10,715.9 12,150.4

　　（税収入） 3,852.2 4,612.2 5,512.6 6,004.9 6,735.4 8,491.5 9,740.4

　　（税外収入） 991.6 1,607.3 2,445.7 2,122.2 1,955.6 2,224.4 2,410.0

経常支出 5,228.0 6,138.5 6,478.0 7,569.4 9,491.6 11,284.7 12,144.6

　　（利払い） 1,052.3 1,198.3 1,293.2 1,302.7 1,483.8 1,610.2 1,256.1

　　（管理費） 420.7 482.4 550.4 656.0 817.3 1,079.3 1,256.1

　　（年金他） 410.4 436.4 421.5 519.9 622.9 917.7 1,000.7

経常収支 ▲ 384.2 81.0 1,480.3 557.7 ▲ 800.6 ▲ 568.8 5.8

資本収入 2,417.6 1,629.8 171.8 1,906.5 3,038.3 3,156.0 3,267.6

　　（貸出回収） 55.1 5.1 73.3 56.0 51.5 57.8 47.5

　　（借入等） 1,788.3 1,154.0 ▲ 371.7 1,436.3 2,601.8 2,520.8 2,286.0

資本支出 2,008.2 1,712.1 1,741.4 2,427.8 2,286.5 2,570.6 3,267.9

歳入合計 7,261.4 7,849.3 8,130.1 10,033.6 11,729.3 13,871.9 15,418.0

歳出合計 7,236.2 7,850.6 8,219.4 9,997.2 11,778.1 13,855.3 15,412.5

財政収支 ▲ 1,763.1 ▲ 1,155.3 282.4 ▲ 1,399.9 ▲ 2,615.6 ▲ 2,504.2 ▲ 2,280.5

(対GSDP) 3.6% 2.0% -0.4% 1.9% 3.0% 2.3% 1.8% （出典：Finance Department, Government of Maharashtra 資料に基づき調査団作成）

2) 2011 年度経常収入

経常収入総額は、前年度比で 13.4%の 1 兆 2,150 億 4 千万ルピーに増加する見込みである。

税徴収の強化や第 13 次財政委員会による州政府への財源委譲等により、2010 年度以降、経

常収入は堅調に推移しており、2010 年度は予算額よりも経常収入が 10.4%上回っており、達

成可能と思われる。

税収は、州が徴収する税収（OTR）および中央政府からの収入ともに予算額では増加し、

対前年比 14.7%上昇する見込みである。OTR は 8,368 億 6 千万ルピーを見込み、税収全体の

85.9%、経常収入の 68.9%を占めている。

OTR のうち、付加価値税（VAT）の占める割合は 55%に達し、他の税収項目に対しても上

昇率が大きい。



Table 2.5.3-2 州徴収税の構成およびその推移








付加価値税/売上税

2,413.1 2,675.3 3,068.0 3,267.6 4,081.5 4,600.0

印紙税/登録税

641.6 855.0 828.8 1,077.4 1,414.0 1,567.7

物品税 330.1 396.3 443.4 505.7 580.0 850.0

電力税 157.7 268.8 239.5 328.9 468.6 440.0

法人税 124.6 148.8 156.1 161.2 160.8 170.0

車両税 184.1 214.3 222.0 268.2 347.1 400.0

商品・サービス税 87.8 104.3 101.5 132.5 104.1 109.9

通行税 22.4 38.8 89.2 97.7 73.9 81.3

土地関連税 48.4 51.2 54.6 71.4 119.6 149.7

OTR合計 4,009.8 4,752.8 5,203.1 5,910.6 7,349.6 8,368.6

（出典：Finance Department, Government of Maharashtra 資料に基づき調査団作成）

一方、中央政府が徴収し州政府へ割り当てる税収については、第 13 次財政委員会の勧告で、

州へのシェア（サービス税を除く）は前年度より 4.997%から 5.199%、サービス税は 5.063%

から 5.281%へと上昇した。前年度より 20.1%上昇し 1,371 億 8 千万ルピーを見込んでいる。

税外収入の 59.6%、1,436 億 9 千万ルピーは中央政府からの補助金である。これには、国民

皆 ID 制度（UID）、司法制度改革、地域改革基金、地域・州統計システムおよび雇用・年金

データベース改革への補助金が含まれ、特定の目的にのみ利用される。

3) 2011 年度経常支出

Table 2.5.3-1 に示すとおり、2006 年度から 2008 年度は経常収入を上限に経常支出が制限さ

れていたために経常収支は黒字であった。その後財政出動などにより経常赤字が続いたが、

2011 年度予算では、第 13 次財政委員会の勧告により、再び経常支出が経常収入を超過しな

いよう策定された。



Table 2.5.3-3 州経常支出の構成およびその推移









開発支出 3,058.3 3,627.9 4,093.4 4,910.9 6,284.5 7,370.7 7,748.8

　　（社会サービス） 1,991.7 2,355.9 2,677.3 3,105.2 4,100.5 5,228.1 5,655.2

　　（経済サービス） 931.5 1,170.3 1,323.7 1,681.3 2,037.2 2,049.5 2,008.3

　　（地方自治体　　　への助成金）

135.1 101.7 92.4 124.4 146.8 93.1 85.3

非開発支出 2,169.7 2,510.6 2,384.6 2,658.5 3,207.1 3,914.0 4,395.8

　　（一般管理費） 1,194.1 1,292.5 1,108.1 1,368.6 1,712.9 2,267.4 2,541.0

　　（利払い等） 975.6 1,218.1 1,276.5 1,289.9 1,494.2 1,646.6 1,854.8

経常支出合計 5,228.0 6,138.5 6,478.0 7,569.4 9,491.6 11,284.7 12,144.6 （出典：Finance Department, Government of Maharashtra 資料に基づき調査団作成）

経常支出の中で一番大きな割合を占めるのが、教育、保健または雇用といった社会サービ

スへの支出で、2011 年度予算額では 46.6%を占める。2005 年度の実績ではその占める割合は

38.1%であったことから、年々社会サービスが経常支出に占める割合は上昇している。

債務残高の増加により利払いも年々増加傾向にあるが、経常支出総額に占める割合は低下

しており、2005 年度は 18.7%であったが、2011 年度予算額では 15.3%と見込んでいる。

4) 補助金

特定の商品やサービスに対しては、国民生活や経済開発にとってそれらが入手可能な価格

にすることを目的に補助金を支出している。2010 年度予算では、533 億ルピーとしていたが、

実支給額は 794 億 9 千万ルピーと増加した。2011 年度予算額は 710 億ルピーであり、主な内

訳は、①MAHADISCOM へ対する補償金（農業および機械織機使用者への電力料金補助：300

億ルピー、②巨大工業プロジェクトを含む工業への補助：40 億ルピー、③州道路公社への補

償金（高齢者・学生・障害者等の利用者に対する優遇料金への補助金）：50 億 5 千万ルピー、

④貧困層への食糧支援：28 億 1 千万ルピー、である。

5) 徴税状況

財政責任・予算管理法（FRBM）では、税の引き上げと税の徴収について声明が出されて

おり、税収の引き上げは実施されたものの、2009 年度末までに 2,730 億ルピーが徴税できて

いない。このうち係争中の額は 1,807 億 3 千万ルピーであり、係争中でない 924 億７千万ル

ピーのうち、411 億ルピーは 4 年以上も徴収が実現できていない。

また、未徴収の 2,730 億ルピーのうち、売上税/VAT の未徴収額が 2,077 億 3 千万ルピーで

全体の 76%を占めている。



6) 財政収支

州政府は、2005 年に州の支出および借入の抑制のため、財政責任・予算管理法（FRBM）

を制定した。これにより、州政府は 2008 年度より経常赤字を削減させ財政赤字を GSDP の

3%以内に抑えることとなった。2006 年度以降で経常赤字の GSDP 比は、2007 年度に最低で

マイナス 2.2%、財政赤字がマイナス 0.4%となったが、2009 年度に給与支払いの増大により

経常赤字は GSDP 比で 0.9%、財政赤字で 3.0%へと上昇した。2011 年度は税収の増加が見込

まれ、経常赤字は GSDP 比 0.0%程度、財政赤字で GSDP 比 1.8%まで低下すると見込まれて

いる。この財政赤字の GSDP 比は、FRBM で示されている 3.0%、第 13 次財政委員会で示さ

れている 2.5%を下回る数値である。

第 13 次財政委員会は、Table 2.5.3-4 に示すとおり、2009 年度から 2014 年度の期間の州に

おける財政再建策を通知した。全州の財政赤字は、GDP 比の 2.4%以内とし、全州の累積債務

は 2014 年度までに 24.3%以内に抑えることになった。

Table 2.5.3-4 インドの財政再建策

（単位：対 GDP 比%）

年度財政赤字累積債務残高

2009 年度 2.8 27.1

2010 年度 2.6 26.6

2011 年度 2.5 26.1

2012 年度 2.5 25.5

2013 年度 2.4 24.8

2014 年度 2.4 24.3

（出典：Thirteenth Finance Commission, Government of India）

Table 2.5.3-5 マハラシュトラ州財政収支の推移








GSDP総額 58,449.8 68,481.7 75,396.9 86,786.6 106,832.7 126,473.2

経常収入 6,219.5 7,958.3 8,127.1 8,691.0 10,715.9 12,150.4

経常支出 6,138.5 6,478.0 7,569.4 9,491.6 11,284.7 12,144.6

経常収支 81.0 1,480.3 557.7 ▲ 800.6 ▲ 568.8 5.8

財政収支 ▲ 1,155.3 282.4 ▲ 1,399.9 ▲ 2,615.6 ▲ 2,504.2 ▲ 2,280.5

経常収支GSDP比(%)

0.1% 2.2% 0.7% -0.9% -0.5% 0.0%

財政収支GSDP比(%)

-2.0% 0.4% -1.9% -3.0% -2.3% -1.8%

※GSDP比マイナスの場合には、財政収支赤字を意味する

※2011年度GSDP総額は、成長率とインフレ率をもとに調査団が算定した数値（出典：Finance Department, Government of Maharashtra 資料に基づき調査団作成）



7) 債務残高

開発活動や債務返済のための国内からのファイナンスの増加により、州の累積債務は増加

している。2004 年度の累積債務 1 兆 916 億 7 千万ルピーは 2011 年度に 2 兆 2,692 億 6 千万ル

ピーへと 2.08 倍に増加する見込みである。しかしながら、同期間での GSDP 比の累積債務は

26.3%から 18.2%へ低下する見込みである。

Table 2.5.3-4 で示したとおり、2014 年度までのインド全州での債務残高の GDP 比の目標は、

24.3%を下回ることだが、すでにマハラシュトラ州単独ではこの数値を下回っている。


Figure 2.5.3-8 マハラシュトラ州債務残高

なお、上記債務残高のほかに、公共工事局などが融資を受ける際の債務保証の残高は、2009

年度末時点で 173 億ルピーであった（2012 年 3 月時点の中央銀行およびマハラシュトラ州経

済統計局の発表した残高）。2003 年度（671 億ルピー）以降、債務保証残高は減少し続けてお

り、仮に 2009 年度末時点の債務保証残高を上記の累積債務残高（2011 年度予算額ベース）

に加算して、対 GSDP比を算出しても 19.3%であり、第 13次財政委員会による目標値を下回っ

ている。



0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

700.0

800.0

2002

年度

2003

年度

2004

年度

2005

年度

2006

年度

2007

年度

2008

年度

2009

年度

（億

ルピ

ー）債務保証残高

（出典：Reserve Bank of India 資料に基づき調査団作成）

Figure 2.5.3-9 マハラシュトラ州保証債務残高の推移

2.5.4 外資および日本企業参入状況

(1) 外国直接投資（FDI）

1) インド全土への FDI

インド全土への FDI の投資額は 2010 年度に大幅に減少した（2009 年度比 24.8%減少）。一

方で、日本からの投資額は堅調に推移し、2011 年度は 2009 年度比で 2.51 倍、2010 年度比で

1.90 倍の増加となった。

業種別では、サービス業（金融を含む）が約 20％を占める。電力は全体の 4％程度となっ

ている。

Table 2.5.4-1 インドに対する外国直接投資額上位5ヵ国のシェア

（単位：百万USドル）

国　名 2009年度 2010年度 2011年度2000年度から

2011年度の累計全FDI額に対する

割合（%）

モーリシャス 10,376 6,987 9,942 64,169 37.7%

シンガポール 2,379 1,705 5,257 17,153 10.1%

イギリス 3,094 755 9,257 15,896 9.3%

日　本 1,183 1,562 2,972 12,313 7.2%

米　国 1,943 1,170 1,115 10,564 6.2%

全FDI総額 25,834 19,427 36,504 170,407 （出典：Department of Industrial Policy & Promotion 資料に基づき調査団作成）



0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

2009年度 2010年度 2011年度

（百

万ド

ル）

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

（百

万ド

ル）

FDI総額

日本

（出典：Department of Industrial Policy & Promotion 資料に基づき調査団作成）

Figure 2.5.4-1 外国直接投資額および日本からの投資額の推移

Table 2.5.4-2 インドに対するセクター別外国直接投資額（2000年4月～2012年2月）

サービス産業

通信建設業コンピューター関連

住宅・不動産

投資額累計（百万ドル）

32,351 12,552 11,433 11,205 11,113

全投資額に占める割合（%）

19.0% 7.4% 6.7% 6.6% 6.5%

製薬電力自動車産

業精錬業

石油・天然ガス

投資額累計（百万ドル）

9,195 7,299 6,758 6,041 3,339

全投資額に占める割合（%）

5.4% 4.3% 4.0% 3.5% 2.0%


ただし、欧米企業がモーリシャス経由、日本企業もシンガポール、オランダおよびタイ経

由での投資を行っており、統計上の各国の数値は実態とあっていないと思われる。モーリシャ

スからの投資額が大きい理由として、モーリシャスはインド系移民（NRI「非居住者インド

人＝印僑」）が国民の約 7 割を占め、両国間には租税条約が締結され、モーリシャスの現地居

住者である企業は税制面で優遇されるため、欧米企業がモーリシャス経由での投資を行って

きた背景がある。

なお、日本からの投資において最大の投資額は、日本の大手製薬会社によるランバクシー

社（ジェネリック医薬品最大手）の株式買収である（当時レートで約 5 千億円）。

2) 州内への FDI および日本企業の進出状況

2000 年 4 月から 2012 年 3 月までの期間に、マハラシュトラ州は、546 億ドルの外国直接投



資（FDI）を受けており、その投資総額は、インド全土への投資総額の 32%を占め、最大で

ある。他、デリー準州が 19%と続くが、特定の州の記載がない投資案件（日本の大手通信企

業による携帯電話等通信サービス業参入などが、この種別に含まれる）が 25%を占める。上

位 10 位、主な州への FDI 投資額（上位 10 位・インド中央銀行地方事務所別）は Table 2.5.4-3

に示す。上位 5 位および特定の州の記載がない案件の投資合計額で、90%以上となる。

Table 2.5.4-3 RBI地方事務所別外国直接投資額

（単位：百万ドル）

RBI地方事務所

管轄州 2009年度 2010年度 2011年度2000年度から2011年度累計

全累積投資額に占める割合

（%)

Mumbai Maharashtra他 8,249 6,097 9,553 54,620 32.1%

New DelhiDelhi、UttarPradesh及びHaryanaの一部

9,665 2,677 7,983 33,071 19.4%

Bangalore Karnataka 1,029 1,332 1,533 9,761 5.7%

Chennai Tamil nadu他 774 1,352 1,422 8,273 4.9%

Ahmedabad Gujarat 807 724 1,001 8,157 4.8%

Hyderabad Andhra Pradesh 1,203 1,262 848 6,809 4.0%

Kolkata West Bengal他 115 95 394 1,882 1.1%

ChandigarhChandigarh、Punjab、Haryana、Himachal Pradesh

224 416 130 1,154 0.7%

BhopalMadhya Pradesh、Chattisgarh

54 451 123 777 0.5%

Kochi Kerala他 128 37 471 839 0.5%

3,148 4,491 12,782 42,918 25.2%特定の州の記載がない投資案件


近年、外国企業の誘致に積極的で、日本企業から注目されつつあるタミルナドゥやカルナ

タカ州へ進出する日本企業が急激に多くなってきている。一方で、2009 年以降、マハラシュ

トラ州への進出日本企業の数は横ばいになっている。

マハラシュトラ州における日本企業の地区別の数は、Table 2.5.4-4 に示す。96％以上の企業

がムンバイまたは Pune に集中している。企業のセクターは、工業からサービス業・金融業ま

で幅広い分野の企業が進出している。



0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2008 2009 2010 2011

Delhi/Haryana

Tamil Nadu

Maharashtra

Karnataka

（出典：Embassy of Japan 資料に基づき調査団作成）

Figure 2.5.4-2 インドの日本の進出企業数の推移

Table 2.5.4-4 マハラシュトラ州の日本の進出企業数（地区別）

Munbai Pune Thane Aurangabad Nagpur Raigad154 56 4 2 1 1

Total 218 （出典：Embassy of Japan 資料に基づき調査団作成）



2.6 環境の一般事情

2.6.1 自然環境

(1) インドの生態系3

インドは生物的に非常に多様性に富み、インドにある 10 の生物地理的地方に 91,200 種の動

物、45,500 種の植物が生息している。インドは全世界のなかでも 10 指に入る種の多様性の高

い国であり、固有種が多いこともその特徴として挙げられる。インドには Eastern Himalaya、

Indo-Burma、Western Ghats & Sri Lanka および Sundaland の 4 つの生物多様性ホットスポットが

ある。土壌的、気候的および地形的な多様性、また長期間の地形的安定性が、森林、草原、湿

地、砂漠および海岸・海洋生態系などのさまざまな生態系・生息地を生み出した。

インドの国土面積の 23.39%を森林が占め、特に北東の州ではその面積の 75%以上を森林が

覆っている。地球規模で森林が減少しているなか、インドは長年にわたり森林被覆を安定的に

維持していることに成功している。

インドの山岳生態系として、2 つの生物多様性ホットスポット－Eastern Himalaya と Western

Ghats & Sri Lanka－を代表的なものとして考えることができる。その特徴は、地理的な広がり、

生物構造的および社会文化的な多様性と固有性で表すことができる。現在 137 の保護区（47,208

km2）が Indian Himalayan 地方にあり、88 の保護区（13,695 km2）が Western Ghats にある。Indian

Himalayan 地方では、開発事業や蔓延する貧困などの人間の活動が土地利用の変化、生息地の

喪失と分断化を引き越している。同じように、Western Ghats でも過去の選択的な森林伐採、農

業および換金作物栽培地への転換、河川・渓谷開発が原因となり、生物多様性が減少している。

最近では、大規模観光開発、非持続的な土地利用、森林資源の過剰利用が生物多様性保全上の

大きな課題となっている。

乾燥、半乾燥地帯はインドの 10 州にまたがり、国土面積の 38.80%を占めている。約 140 種

の鳥類が記録されていて、インドの砂漠地帯の植物は 682 種に上り、そのうち 6%が固有種で

ある。国連砂漠化防止条約・インド第 3 次報告書は、インドの乾燥、半乾燥および乾燥亜湿潤

地帯を干ばつが多い場所または荒地と分類している。

インドには、高地寒冷砂漠湿地から高温多湿な海岸地帯の湿地までさまざまな湿地があり、

それぞれの湿地に多様な動植物が生息している。湿地の存続を脅かしている主な原因は、堆砂

現象、廃棄水の流入、表層土壌の流出、生物生息地の破壊、人間の侵入および水文的な不安定

さが挙げられている。

(2) マハラシュトラ州の生態系

全般：マハラシュトラ州はインドの西部・中部を占め、アラビア海に沿った 720kmに及ぶ海

岸線を持つ。州西部にはSahyadri山脈が脊梁山脈としてある。また、北部にはSatpuda丘陵地帯

が、東部にはBhamragad- Gadchiroli-Gaikhuri山岳地帯が、他の州との天然の境界として伸びて

3 この章の文章は以下の文献から引用・要約した－“India’s Fourth National Report to the Convention on Biological

Diversity (Ministry of Environment and Forests, 2009)”。



いる4。

森林研究所（Forest Research Institute）によると, マハラシュトラ州の森林面積は 6,380,000ha

に及び、州面積の 20.75%を占めている。保存林（reserved forest）は 76%、保護林（protected forest）

は 14%、そして未区分林（unclassified forest）はその 10%を占めている。森林研究所の 1999 年

報告書では、マハラシュトラ州には次の 6 種類の森林タイプがあるとしている。(1）熱帯準常

緑（Tropical Semi-Evergreen）、（2）熱帯湿潤落葉（Tropical Moist Deciduous）、(3）熱帯乾燥落

葉（Tropical Dry Deciduous）、（4）熱帯棘葉（Tropical Thorn）、（5）亜熱帯広葉丘陵（Subtropical

Broadleaf Hill）と（6）沿岸・湿地林（Littoral and Swamp Forests）である。大規模な森林がVidarbha

地域と北部Western Ghatsの一部にまだ残っている。また、固有かつ絶滅のおそれが高い植物が

Western Ghatsにある常緑（evergreen）および準常緑森林地帯に残っている5。

生物多様性ホットスポット：国際的自然保全団体であるConservation Internationalは、全世界

の生物多様性が高く、かつ保全活動が優先されるべき地域を生物多様性ホットスポットとして

公表している。Western Ghats & Sri Lankaはインドに 4 つある生物多様性ホットスポットの 1

つである。モンスーン気候に属し、標高の高い山岳地であることなどから、このホットスポッ

トは植物、爬虫類および両生類の固有種が多い、豊かな生物相を形成している。このホットス

ポットの森林は、高い人口圧により木材供給や農業用地への転換の需要から劇的な影響にさら

され続けていて、Western Ghatsに残っている森林は非常に分断化されている6。

Figure 2.6.1-1 はこのホットスポットの北部がマハラシュトラ州にあることを示している。

Figure 2.6.1-1 Western Ghats & Sri Lankaホットスポット7

4 “Economic Survey of Maharashtra 2011-2012 (Directorate of Economics & Statistics, Planning Department, Maharashtra,

2012)” 5 Important Bird Areas In India: Priority sites for conservation (Bombay Natural History Society, 2005) 6 Conservation International のウェブサイトを参照：

http://www.conservation.org/where/priority_areas/hotspots/asia-pacific/Western-Ghats-and-Sri-Lanka/Pages/default.aspx 7 Conservation International のウェブサイトから。



生態的脆弱地域（Ecologically Sensitive Areas8）：生態的脆弱地域（Ecologically Sensitive

Areas：ESAs）は、1989 年から環境森林省（Ministry of Environment and Forests）が、環境（保

護）法（Environment （Protection） Act, 1986）に基づいて指定している地域である。生態的

脆弱地域は同法が示している景観レベルの自然保全を現実化できるものとされている。現在ま

でにインド全域で以下の 14 の生態的脆弱地域が指定または計画されている。Murud-Janjira、

Doon Valley、Dahanu、Aravallis、Numaligarh、Taj Trapezium、Mahabaleshwar-Panchgani、Matheran、

Mount Abu、Sultanpur、Pachmarhi、Himalayas、Hill Stations、Sahyadri。また、環境森林省はKarnataka

州とKerala州にまたがるKodachadriをESAとして指定することを計画中である。

マハラシュトラ州の Matheran はムンバイの東約 50km にあり、面積は約 214 km2 である。こ

の丘陵地帯は主山脈から約 20km 離れている。Sahyadri は Western Ghats の一部をなし、北部

Karnataka 州（Uttara Kannada と Belgaum 県）、東部 Goa 州（Canacona、Sanguem および Sattari

地区）と南部マハラシュトラ州（Sindhudurg と Kolhapur 県）にまたがる地域である。

重要鳥類生息地（Important Bird Areas9）：国際的鳥類保全団体であるBirdLife International

は、全世界で重要鳥類保護地域（Important Bird Areas：IBAs）を鳥類とその生息地の保全のた

めに特定し、公表している。IBAsは通常以下のような特長を 1 つまたはそれ以上を持つために、

重要と考えられている。

1 種またはそれ以上の世界的絶滅危惧種が集中的に生息する。

地域限定種またはバイオーム（biome）限定種が生息する継続的な地域の一部をなし

ている。

渡りをする、または集団を形成する種の個体が非常に多く集まる場所である。

IBAs はその全体を保全するに適した大きさであること、通常はすでに当該国の保護地域

ネットワークに組み入れられていることから、保全のための鍵となる地域として国際的に認識

されている。

インドには 464 か所の、マハラシュトラ州には 20 か所の IBAs がある。マハラシュトラ州の

IBAs のリストを Appendix 1 として添付した。

(3) 種（絶滅危惧種を含む）保全の現状

全般10：インドの動物種目録は新種発見も含め、適宜更新、解析されている。現時点では約

91,200 の動物種（世界の動物種の 7.43%）が記載されている。インドの豊かな種固有性は特に

爬虫類と両生類の固有種によく表されている。インドの魚類では、固有科が 2 科あり、127 の

単独属が記載されている。

植物調査が継続的に行われているため、インド植物調査局（Botanical Survey of India）の調

8 India’s Notified Ecologically Sensitive Areas (ESAs): The Story So Far (Kapoor, M., Kohli, K. and Menon, M., 2009). 9 BirdLife International web site. http://www.birdlife.org/action/science/sites/ 10 この章の文章は以下の文献から引用・要約した－“India’s Fourth National Report to the Convention on Biological

Diversity (Ministry of Environment and Forests, 2009)”。



査のみで、2007 年には 41 の植物種が新たに発見されている。60 の単独科と 6,000 種以上の固

有種が分布していることも、インドの植物の種多様性の特殊性を表している。

Table 2.6.1-1 にインドに分布する世界的に絶滅のおそれのある種の数を示した。

Table 2.6.1-1 インドに分布する世界的に絶滅のおそれのある種（種数）11

Critically Endangered Endangered Vulnerable Near Threatened Mammals 10 39 45 25 Birds 14 12 51 64 Reptiles 6 9 15 5 Amphibians 18 32 21 9 Fishes 19 77 116 78 Plants 60 142 110 34

種の保全：高い生物多様性とそれらの種の保全の必要性を鑑み、インド政府は積極的にそれ

らの種を保全する事業を実施している。インドに分布する種とその生息地は主に野生生物（保

護）法（Wildlife （Protection） Act、1972）により保全されている。

絶滅危惧種についても、インド政府は特別保全事業を実施するなどして、当該種の保全に積

極的に取り組んでいる。たとえば、トラPanthera tigrisではProject Tiger、アジアゾウElephas

maximusではProject Elephantを実施している。そのほか、インドライオンPanthera leo persica、

インドサイRhinoceros unicornis、ニルギリタールHemitragus hylocriusなどの保全のために事業

を実施している。鳥類では、クビワスナバシリRhinoptilus bitorquatusとインドオオノガン

Ardeotis nigricepsの保全のために特別保護区を設立している。これらの特別保全事業は成功を

収めている12。

マハラシュトラの種の現状13：マハラシュトラ州では 540 種の鳥類が、同州西部では約 450

種が記載されている。鳥類の絶滅危惧種についてTable 2.6.1-2 に示した。

Table 2.6.1-2 マハラシュトラ州の絶滅危惧鳥類種

Status English name Scientific name Oriental White-backed Vulture Gyps bengalensis Long-billed Vulture Gyps indicus Critically Endangered Forest Owlet Heteroglaux blewitti Great Indian Bustard Ardeotis nigriceps Lesser Florican Sypheotides indica Endangered Spotted Greenshank Tringa guttifer Lesser Adjutant Leptoptilos javanicus Lesser White-fronted Goose Anser erythropus Pallas’s Fish-Eagle Haliaeetus leucoryphus Greater Spotted Eagle Aquila clanga Eastern Imperial Eagle Aquila heliaca Lesser Kestrel Falco naumanni

Vulnerable

Sarus Crane Grus antigone

11 この表はIUCN Red List of Threatened Species (February 2011 Version: http://www.iucnredlist.org/)の情報を基に調

査団が作成した。 12 Data Collection Survey on Forestry Sector in India (JICA, 2011) 13 Important Bird Areas In India: Priority sites for conservation (Bombay Natural History Society, 2005)。他の動植物種に

ついては、情報がほとんどないため本報告書では記載していない。

http://www.iucnredlist.org/



Status English name Scientific name Indian Skimmer Rynchops albicollis Nilgiri Wood-Pigeon Columba elphinstonii Purple Wood-Pigeon Columba punicea Broad-tailed Grass-Warbler Schoenicola platyura Green Munia Amandava formosa Darter Anhinga melanogaster Painted Stork Mycteria leucocephala Oriental White Ibis Threskiornis melanocephalus Lesser Flamingo Phoenicopterus minor Ferruginous Pochard Aythya nyroca

Near Threatened

Pallid Harrier Circus macrourus

(注：英名に下線が引いてある種は、マハラシュトラ州がその種の保全とって重要な州であることを示している。)

人間による以下のような活動がマハラシュトラ州の野生生物保全にとって脅威である、と考

えられている。

巨大ダム建設：無計画な水管理により、巨大ダムを建設する場合がある。ダム建設は生息地

の破壊と分断化を直接もたらす。

人間による生息地への侵入：人口増加による森林への人々の侵入は、インドおよびマハラ

シュトラ州で普通に見られる現象で、大面積の森林の荒廃と森林資源の不法搾取をもたらして

いる。

地下資源開発：鉱物、石油および岩石の過剰利用により、インドではこれらの地下資源は保

護区に多く残されるだけになっている。

(4) 保護区

保護区14：インドにおける生息地域内保全はその保護区ネットワークで実現されている。イ

ンドには野生生物（保護）法の下、661 の保護区がある。その内訳は、国立公園（National Park）

が 99 か所、野生生物保護区（Wildlife Sanctuaries）が 515 か所、保全保護区（Conservation Reserves）

が 43 か所、住民管理保護区（Community Reserves）が 4 か所である。

保護区ネットワークは国土面積の約 4.8%を占める。2002 年に保護区に関する活動計画

（Programme of Work on Protected Areas）を導入して以来、インドの保護区は 15%増加した。

マハラシュトラ州には 6 か所の国立公園、35 か所の野生生物保護区と 1 か所の保全保護区

があるが、住民管理保護区はない15。マハラシュトラ州の国立公園と野生生物保護区のリスト

をAppendix 2 として添付した。

生物圏保護区（Biosphere Reserves）：生物圏保護区の考え方は国連教育科学文化機関（United

Nations Education, Science and Culture Organization （UNESCO））の人と生物圏保護区プログラ

ム（Man and Biosphere Programme）によっている。インドではこの考えに基づいて 17 か所の

生物圏保護区を設立している。生物圏保護区は 1 か所または数か所の保護区を含む広大な地域

を景観レベルで保護しているが、これらの生物圏保護区は野生生物（保護）法に基づくもので

14 India’s Fourth National Report to the Convention on Biological Diversity (Ministry of Environment and Forests, 2009) 15 Wildlife Institute of India: http://www.wii.gov.in/



はない16。生物圏保護区のリストをAppendix 3 として添付した。

マハラシュトラ州に生物圏保護区はない。

重要湿地：インド政府は 1985‐86 年から州および連邦直轄領とともに国家湿地保全プログ

ラム（National Wetlands Conservation Programme）を実施し、環境森林省は早急に保全・管理活

動を行うべき湿地として 115 か所を登録している（2009 年 6 月 26 日時点）。プログラムは「こ

れらの湿地のさらなる荒廃を防ぎ、地元住民の利益となるような賢明な利用と生物多様性保全

を確保すること」をインドの湿地保全の目的としている。マハラシュトラ州では次の 3 か所が

登録されている－Ujni、Jayakawadi および Nalganga 湿地。

インドは「特に水鳥の生息地として国際的に重要な湿地に関する条約（ラムサール条約）：

Convention on Wetlands of International Importance Especially as Waterfowl Habitats （Ramsar

Convention）」の加盟国であり、25 か所の湿地を登録している（Appendix 4）。マハラシュトラ

州にはラムサール条約登録湿地はない。

世界自然遺産：インドは「世界の文化遺産及び自然遺産の保護に関する条約（世界遺産条

約）：Convention Concerning the Protection of the World Cultural and Natural Heritage （World

Heritage Convention）」の加盟国であり、6 か所を自然遺産として登録している（Appendix 5）。

Western Ghatsは 2012 年に世界自然遺産として登録され（全体ではなく、地域内の 7 つの

sub-clusters）、マハラシュトラ州のSahyadriはそのsub-clusters（Western Ghats sub-cluster natural

heritage）の一つとして世界自然遺産に登録された17。

(5) 森林

全般：インドの国土は法的には公有林（recorded forest area）と公有林外の土地（outside of

recorded forest area）に分けられる。インド森林法（Indian Forest Act、1927）に基づき、公有林

は保存林（reserved forests）、保護林（protected forests）と未区分林（unclassed forests）に分類

される。インドの林業は公有林外にある土地の木材に大きく依存していて、そのほとんどが個

人所有地に生えている18。

Table 2.6.1-3 にインドとマハラシュトラ州にあるそれぞれの森林の面積を示した。

Table 2.6.1-3 インドとマハラシュトラ州の公有林の面積：2011年（km2）19

recorded forest

reserved forest protected forest unclassed forest Total

India 422,536 213,982 133,020 769,538 Maharashtra 49,226 8,195 4,518 61,939

16 Data Collection Survey on Forestry Sector in India (JICA, 2011) 17 7 つのsub-clustersは以下の地域：Sahyadri、Kudremukh、Talacauvery、Nilgiri、Anamalai、PeriyarおよびAgasthyamalai。

UNESCO World Heritage Centre (http://whc.unesco.org/pg.cfm)より（13 August 2012）。 18 Data Collection Survey on Forestry Sector in India (JICA, 2011) 19 India State of Forest Report 2011 (Forest Survey of India, 2011)

http://whc.unesco.org/pg.cfm



マハラシュトラ州の森林：Table 2.6.1-4 は 1993 年から 2011 年までの記録林の面積の推移を

示している。この期間を通して面積はほとんど変わっていない。

Table 2.6.1-4 マハラシュトラ州の公有林の面積の推移 1993-2011（km2）20

Recorded forest area Year

reserved forest protected forest unclassed forest Total

2011 49,226 8,195 4,518 61,939 2009 49,226 8,195 4,518 61,939 2005 49,217 8,194 4,528 61,939 2003 49,217 8,196 4,526 61,939 2001 49,217 8,196 4,526 61,939 1999 4.85 M ha 0.89 M ha 0.64 M ha 6.38 M ha 1997 48,373 9,350 6,119 63,842 1995 48,373 9,350 6,119 63,842 1993 - - - 63,842

(注：1999 年の面積は 100 万 ha（M ha）で示してある。)

2.6.2 社会環境21

(1) 全般

マハラシュトラ州は、面積および人口において、インドで 2 番目に大きい州である。面積は

307,713 km2、人口は 112,373,000 人（男：58,361,000 人、女：54,012,000 人）である。都市化が

進んでいて、人口の 45.2%が都市に住んでいる。インド全体ではその比率は 31.2%である。州

の各県の人口を Appendix 6 に示した。

(2) 行政機構

州都はムンバイで、同市はインドの経済中心都市でもある。そのために、大企業や金融機関

の本部、証券取引市場、金融取引市場及び商品取引所がムンバイにある。

州には 35 の県があり、それらの県は行政執行の面から 6 つの税務地域（revenue divisions：

Konkan、Pune、Nashik、Aurangabad、Amravati、Nagpur）に分割されている。その下に 535 の

Towns、355 の Talukas（Tahsils）、43,663 の Villages（非居住村落も含む）がある。Figure 2.6.2-1

に州の行政地図を示す。

20 India State of Forest Report 1993 to 2011 (Forest Survey of India) 21 この章の文章は、他に脚注で説明がない限り Economic Survey of Maharashtra 2011-2012 (Directorate of Economics

& Statistics, Planning Department, Maharashtra, 2012)から引用・要約した。



Figure 2.6.2-1 マハラシュトラ州の行政地図22

Figure 2.6.2-2 にインド憲法に規定されている中央及び地方政府の組織図を示す23。

Central Government

State Government

Local Government

Municipality

(Municipal Corporation)

(Municipal Council)

(Nagar Panchayat)

Panchayat

District Panchayat

Intermediate Panchayat

Village Panchayat

(出典：Local Governments and their current status (Council of Local Authorities for International Relations,

2007, in Japanese）に基づき調査団作成)

Figure 2.6.2-2 政府組織図

22 http://www.grandeurmaharashtra.com/ 23

インドの地方自治－日印自治体間交流のための基礎知識（財団法人自治体国際化協会、2007）



マハラシュトラ州政府の組織図をFigure 2.6.2-3 に示す24。

ADMINISTRATIVE BODY LEGISLATIVE BODY

Governor

Chief Minister

Council of Ministers

Departments

Legislative Assembly

Legislative Council

(出典：Local Governments and their current status (Council of Local Authorities for International

Relations, 2007, in Japanese）に基づき調査団作成)

Figure 2.6.2-3 マハラシュトラ州政府の組織図

州政府には内務局（Home）、歳入・森林局（Revenue and Forest）、財務局（Finance）、水資源

（Water Resources）など 27 の部局があり、それらの本部がムンバイにある。

(3) 経済セクター

2010 年度（2010/11）の州総生産（Gross State Domestic Product：GSDP）にそれぞれのセクター

が占める割合は、名目価格でみると、農業関連部門が 12.8%、産業部門が 30.3%、年 10%の割

合で成長を続けているサービス部門が 56.9%と推計されている（2004 年基準の実勢価格では

各々8.5%、30.8%、60.8%）。

農業関連部門：州の第 11 次 5 か年計画の目標であるこの部門での 4%の成長をほぼ達成でき

ると考えられているが、年度ごとの達成度を詳細にみると課題が浮き彫りになっている。2008

‐09 年の作付面積に対する灌漑面積の割合は 17.7%と、全国平均の 45.3%に遠く及ばない。こ

の点と土壌の生産率の低さがこの部門の大きな課題である。

漁業は特に海岸地帯での雇用を維持・創出している。2010‐11 年の農業関連部門州総生産

で漁業が占める割合は 1.7%である。生産量は、海洋漁業で 44.7 百万トン（2010‐11 年）、31.2

百万トン（2011‐12 年、推計値）、内水面漁業で 13 百万トン（2010‐11 年）、10.0 百万トン（2011

‐12 年、推計値）となっている。

森林は農地に次いで広い面積を占めている。2010‐11 年の農業関連部門州総生産で森林部

門が占める割合は 13.9%である。森林面積は 61,939km2（推計値）で、州の面積の 20.1％を占

めている。主に歳入・森林局とマハラシュトラ森林開発公社（Forest Development Corporation of

Maharashtra）が森林に関する行政執行を行っている。

24 「インドの地方自治－日印自治体間交流のための基礎知識」の図を基に JICA 調査団が作成。



産業・サービス部門：自然資源が豊かなことと、技術を持った人的資源と質の高い教育機関

があることがマハラシュトラ州の産業部門の発達を促している。産業に関する政策の最新版は

2006 年に導入され、産業部門で 10%、サービス部門で 12%の成長と、2010 年までに 2 百万人

の雇用を創出することを目標とし、これらの目標をほぼ達成できる見込みである。

(4) インフラストラクチャー

エネルギー：第 3 章を参照。

道路：2011 年 3 月現在、州当局（Public Works Department、Zilla Parishads）によって維持管

理されている道路の総延長距離は 241,712km で、その 91.5%が舗装されている（この総延長の

なかには地元自治体によって管理されている道路は含まれない）。2010 年から 2011 年にかけ

て増加した道路延長距離は 1,672km である。

2011 年 3 月 31 日現在、village の 97.8%は全天候型道路で、1.6%が晴天型道路で外部と接続

されている。しかし、227 の village にはいまだに外部からの接続道路がなく、2010 年に比較

して 9 つの village で外部接続道路が完成しただけである。

鉄道：インド鉄道は 65,202km の総延長距離を持ち、インド国内のほとんどの場所を結ぶ運

輸インフラストラクチャーの要である。2011 年 3 月 31 日現在、州内の鉄道総延長距離は

5,984km で、全国総延長距離の 9.2%を占める。過去 51 年間で州内の鉄道延長距離は 18.4%増

加している。面積 1,000km2 当たりの鉄道延長距離は 19.43km（2011 年 3 月 31 日）で、インド

全体での数値 19.83km とほぼ同じである。

水上交通：州の海岸線は 720km に及び、ムンバイ港公社（Mumbai Port Trust）とジャワハー

ラル・ネルー港公社（Jawaharlal Nehru Port Trust）が運営する 2 つの大きな港がある。州政府

は 48 の中小規模の港を開発する計画である。

航空交通：3 つの国際空港（Mumbai、Nagpur、Pune）と 5 つの国内空港（Mumbai、Nagpur、

Pune、Aurangabad、Kolhapur）がある。

通信：民間企業の貢献により、通信部門は急速に成長している。民間企業が 91.7%の携帯電

話市場を占め、2 つの国営企業（Bharat Sanchar Nigam Limited と Mahanagar Telephone Nigam

Limited）は 8.3%を持つだけである。

2011 年 12 月現在、固定電話の総数は 5,669,000 で、携帯電話の 100,000 人当たりの総数は

94,181 である。

(5) 社会部門

雇用：2001 年統計によると、総労働者数に対する正規労働者数の割合は 1991 年の 91.4%か

ら 2001 年の 84.3％に落ちている。これは主に農業関連部門での労働者数が減っていることに

起因している。総労働者数は 33.9 百万人（1991 年）から 41.2 百万人（2001 年）に増えている。

教育：識字率は 2011 年統計では 82.9%、2001 年統計では 76.9％である。

Table 2.6.2-1 に学校の数と就学数を示した。



Table 2.6.2-1 学校数と就学数

Category 2010-11 2011-12

Number of schools and Junior Colleges (1） I to VII grades 75,695 76,625 (2） I to X grades 15,762 15,955 (3） I to XII grades 4,626 4,676 (4） XI and XII (Junior Colleges） 969 969 Enrolment (estimated, in ‘000） (1） Primary (I to VII） Total 10,626 10,728

of these, girls 4,935 4,989 (2） Secondary (VIII to X） Total

5,603 5,656

of these, girls 2,602 2,630 (3） Higher Secondary (XI to XII） Total 4,291 4,332

of these, girls 1,993 2,014 (4） Junior Colleges (XI to XII） Total 817 823

of these, girls 379 384

公衆衛生：2010‐11 年、州政府が公衆衛生関連で支出している額は州総生産に対して 0.81%

である。州政府は以下の 3 階層構造で公衆衛生サービスを行っている。第 1 次階層では、次の

タイプの健康管理機関を置いている－準センター（Sub-Centre）、基礎健康センター（Primary

Health Centre）、コミュニティー健康センター（Community Health Centre）。県レベルの病院が

第 2 次階層であり、診断・検査機能を備えた都市病院が第 3 次階層の健康管理を担っている。

表 Table 2.6.2-2 は州政府の健康管理機関、Table 2.6.2-3 は代表的な健康指数を示している。

Table 2.6.2-2 州政府の健康管理機関（2011年10月31日現在）

Type of institution Number

State level hospital 498 District hospital 23 Sun district hospital with capacity with 50 beds 56 100 beds 24 200 beds 3 Community health centre 458 Rural hospital / cottage hospital 386 Primary health centre 1,809 Sub centre 10,580 Primary health unit 172 Mobile health unit 13 Women hospital 10 Mental hospital 4 Dental hospital 3



Table 2.6.2-3 代表的な健康指数

Health indicator (in percentages）

Targets under XI Five Year

Plan 2007 2008 2009 2010

Crude birth rate 18 18.1 17.9 17.6 17.1 Crude death rate 6.4 6.6 6.6 6.7 6.5 Total fertility rate 2.1 2.0 2.0 1.9 not available Infant mortality rate 25 34 33 3 28

女性と子供の福利厚生：州政府は、政府ホステル/支援ホーム（Sudharit Maher Yojana）、保護

ホーム（Mahila Sanrakshan Gruha）の運営、職業訓練支援（Mahila Mandal）など女性に対する

福利厚生事業を実施している。

2002 年の子供開発政策で設定した目標を達成するために、子供の厚生、保護および社会復

帰を担う里親制度（Bal Sangopan Yojana）などを実施している。

貧困：マハラシュトラ州における、村落および都市部の貧困ライン以下の家族の各地域の家

族総数に対する割合を Table 2.6.2-4 に示す。

Table 2.6.2-4 貧困ライン以下の家族の割合

1997 2002 Area Total families (‘000） % of BPL families Total families (‘000） % of BPL families

Rural 11,053 34.6 12,593 35.7 Urban 8,489 8.8 7,819* 18.2*

(注：*は 2005 年の数値。)

ジャワハーラル・ネルー国家都市再生計画（Jawaharlal Nehru National Urban Renewal Mission）

は都市部での大規模な近代化プログラムである。このプログラムの下でマハラシュトラ住居地

域開発機構（Maharashtra Housing & Area Development Authority）をモニタリングの実施機関と

して都市貧困者への基盤整備プログラム（Basic Services to Urban Poor Programme）と住居・ス

ラム開発統合プログラム（Integrated Housing and Slum Development Programme）を実施してい

る。また、1989 年 4 月から「Indira Awas Yojana」という都市部での家を持たない貧困ライン以

下の家族に住居を供給する事業を実施している。

上下水道：中央および州政府は飲料水と適切な下水道を供給するためにさまざまな事業を実

施している。2011 年統計では、67.9%の家庭が飲料水供給場所として水道を持つが、34%の家

庭が便所を持っていない。

指定カースト：指定カースト計画（Scheduled Caste Sub-Plan）は 6 部門に分かれ、州および

県レベルの予算は主に社会・コミュニティーサービス部門に投入されている。同部門は教育、

健康、住居、上水、女性・子供開発、下層階級厚生を担っている。

指定部族：部族人口は Dhule、Nandurbar、Jalgaon、Nashik、Thane などの丘陵地が多い県と

Chandrapur、Gadchiroli、Bhandara、Gondia、Nagpur、Amravati、Yavatmal などの森林が多い県

に集中している。



州の指定部族人口は 8,577,276 人（男：4,347,754 人、女：4,229,522 人）で、全人口の 8.85%

である25。

指定部族計画（Scheduled Tribal Sub-Plan）での主な予算は社会・コミュニティーサービス部

門（57%）と農業関連部門（13%）に投入されている。

(6) 環境保護

公害全般：公害は環境上の重大な懸案の 1 つである。マハラシュトラ公害規制評議会

（Maharashtra Pollution Control Board：MPCB）が公害関係法令を実施するための中央機関であ

る。

州公害規制評議会は 1970 年にマハラシュトラ水質汚染防止法（Maharashtra Prevention of

Water Pollution Act、1969）の下に設置された。1981 年に連邦法・水質（汚染防止・管理）法

（Water （Prevention and Control of Pollution） Act、1974）がマハラシュトラ州に導入された。

州公害規制評議会は大気質、水質、産業廃棄物および騒音に関する課題とモニタリングについ

て州政府に勧告を行っている。

2011 年 3 月末現在、合計 75,080 の事業所が州公害規制評議会の規制対象であり、そのうち

17%が大気汚染関係、18%が水質汚染関係、7%が有害廃棄物関係の事業所である。州公害規制

評議会は法令に基づいた命令を発令するだけではなく、公害対策が取られるまで、対象となる

事業所から銀行保証を引き上げさせたり、電気・水の供給を停止することも実施している。

大気汚染：国家大気質モニタリングプログラム（National Air Quality Monitoring Programme）

の下、多方面の教育機関の支援を受けて、州公害規制評議会が州大気質モニタリングプログラ

ム（State Air Quality Monitoring Programme）を実施し、継続的大気質モニタリングステーショ

ン（Continuous Ambient Air Monitoring Stations）を運営している。現在 17 の県の 82 か所で大気

質モニタリングを実施している。

水質汚染：州公害規制評議会は現在 250 か所で水質モニタリングを実施している。そのうち

200 か所が表流水、残り 50 か所が地下水の水質モニタリング地点である。

騒音：騒音法（Noise Pollution Act、2000）により、産業、住宅、商業および静寂地域ごとに

規制値を設け、それらを順守することが求められている。

土壌汚染：殺虫剤や農薬による土壌汚染が問題になることが多い。しかし、以下のような活

動も土壌汚染の要因として挙げることができる。有害ガスや化学物質などの産業廃棄物、不適

切な灌漑事業、不適切な汚水処理施設とその管理、酸性雨、事業所などからの排出ガス、車両

などからの燃料漏出、廃棄物処理場や河川近傍への不適切な廃棄物処理。

有害廃棄物：マハラシュトラ州には有害廃棄物を排出する事業所が 5,428 か所ある。有害廃

棄物の容量は年間 1.80 百万トンと推計されている。5,969 か所の事業所が一般有害廃棄物の処

理と廃棄についての協会に属している。適切な廃棄物処理のために州公害規制評議会は段階を

追って活動を進めている。有害廃棄物処理のための有害廃棄物共同処理廃棄場を 4 か所設置し

25 Directorate of Economics & Statistics, Planning Department, Maharashtra. Data is from Cenus 2001.



ている。主な処理場は Tane 県のマハラシュトラ産業開発会社の Taloja & T.T.C. Industrial 地域、

Pune 県 Ranjangaon、Nagpur 県 Butibori にある。有害廃棄物の管理・処理・越境に関する規則

（Hazardous Waste Management, Handling and Transboundary Rules、2008）により、敷地内に大量

の有害廃棄物を違法に保管した行為で 59 か所の事業所に対して州公害規制評議会は罰金の支

払いと、有害廃棄物を有害廃棄物共同処理廃棄場に送るように命じた。同規則の施行以来 2011

年 9 月までに州公害規制評議会はこのような事業所から 4 億 33 百万ルピーの課徴金を徴収し

ている。

州政府は有害廃棄物を運送するコンテナすべてに GPS（Global Positioning System）を設置す

ることを義務付け、有害廃棄物が適切に処理されているかを監視できるようにしている。現在、

200 のコンテナに GPS が設置済みである。

工場の重大危険事故：有害化学物資の製造・貯蔵・輸入に関する規則（Manufacturing, Storage

and Import of Hazardous Chemicals Rules、1989）および化学物質による事故（緊急事態・計画・

準備および対応）規則（Chemical Accidents （Emergency, Planning, Preparedness and Response）

Rules、1996）の下で、一定以上の有害物質を貯蔵または使用している場合、それらの工場は

重大危険事故を起こしやすい事業所と認定される。安全・健康管理対策がとっているかの情報

と確認を求められ、労働者には使用している化学物質の危険性を告知し、化学物質の取り扱い

訓練を受けさせなければならない。事故を未然に防ぐために事業所内危機管理計画を策定し、

また、事故が起きた場合は、事業所内だけではなく近隣地域への影響が懸念されることから、

外部危機管理計画の策定も求められている。

e-廃棄物：e-廃棄物には放射性物質の他、ハロゲン化合物、重金属などの健康や環境に有害

な物質が含まれる。州公害規制評議会は e-廃棄物処理を優先的に扱うべき課題として、関係者

啓発を始めたところである。

生物・医療廃棄物：生物・医療廃棄物（管理と処理）規則（Bio-Medical （Management &

Handling） Rules、1998）の施行をマハラシュトラ州では州公害規制評議会が担当している。

生物・医療廃棄物共同処理管理廃棄場が 35 か所州内にある。うち、29 か所では焼却方式で、

残りは深度地下埋設方式で処理している。毎日約 31,205kg の生物・医療廃棄物が収集され、

これらの施設で処理されている。

気候変動：州政府はエネルギー資源研究所（Energy and Resources Institute）と合意書を結び、

気候変動に関する課題に取り組んでいる。同研究所は 2 年以内に気候変動に関する活動計画を

作成する予定で、計画には水文、水資源、農業と食糧システム、海岸海洋生態系と生物多様性、

人間生活（健康、森林、災害管理）などについての重要な部門の研究が含まれている。

国家河川活動計画（National River Action Plan）：目的はインドの主な河川の公害の緩和であ

る。予算は 70%を中央政府が拠出し、残りを地元政府が拠出することになっている。この計画

に従い、Tryambakeshwar、Nashik、Nanded、Karad、Sangli 各市の河川浄化活動が終了し、現在

Kolhapur、Prakasha 各市の河川浄化作業が行われている。

国家湖沼保全計画（National Lake Conservation Plan）：この計画も国家河川活動計画と同じ

予算処置で実施されている。この計画に従い、12 か所の湖沼での活動が終了し、現在 Varaladevi



湖（Bhiwandi）と Siddheshwar 湖（Solapur）で活動が行われている。

州湖沼保全計画（State Lake Conservation Plan）：州政府が荒廃した湖の保全活動に資金を

拠出している。Yamai 湖（Pandharpur）、Hanuman 湖（Katol）、Charlotte 湖（Matheran）、Jaysingrao

湖（Kagal）、Dedargaon湖（Dhule）、Gandhisagarおよび Sonegaon湖（Nagpur）、Peer湖（Nandurbar）、

Moti 湖（Sawantwadi）、Ganesh および Aitwade Khurd 湖（Sangli）で保全・復元活動が行われて

いる。

(7）宗教・文化遺産

宗教遺産：州の主な宗教はヒンドゥー教だが、そのほかにもイスラム教、キリスト教、仏教、

ゾロアスター教、ジャイナ教などがあり26、それらに関連した施設が多く存在している。

文化遺産：インドには 23 か所の世界文化遺産があり（Appendix 5）、マハラシュトラ州では

以下の 4 か所が登録されている。Chhatrapati Shivaji Terminus（Mumbai）、Elephanta Caves

（Mumbai）、Ajanta Caves（Aurangabad 県）、Ellora Caves（Aurangaba 県）。

26 Maharashtra Road Guide (TTK HealthCare limited, 2011)

第３章

マハラシュトラ電力セクター概要



第 3 章マハラシュトラ電力セクター概要

3.1 インドエネルギーセクター全般

世界のエネルギー需要は 2010～2035 年に三分の一程増加すると予想されている。中国とイン

ドは 1990 年以降の成長が顕著な国であり、2 国で 1990 年には世界全体のエネルギー需要の 10%

を占めていたが 2008 年には 21%まで成長するに至った上に、2008 年以降のリーマンショックに

代表される経済鈍化の影響もそれほど被ることなく経済成長を続けてきている。この 2 国は上記

増分の 50%を占め、今後も世界の経済成長とエネルギー需要の成長を率先すると予測されている。

(出典：World Energy Outlook 2011, Nov., 2011)

Figure 3.1-1 世界エネルギー需要増加予測

インドは、近年の急速な経済発展に伴い電力需要も急増している。電力インフラに係る推移予

測（一例）を以下に示す（International Energy Outlook 2011, EIA, Sep 2011）。

本予測では、2008 年～2035 年までのインドの経済成長（GDP 成長率）を年平均 5.5%と見込ん

でいる。実際、インドは輸出主導経済ではないことも相まって、至近年の全世界的な経済減退の

影響を先進国に比して受けず、また安定した外資投資増加もあり、これまでは GDP 成長率も 6.8%

（2008）～8.4%（2010）と安定して推移してきた。

しかしながら直近新時点（2012 年 10 月）では、インド経済状況は大きく変動してきている。

国内的にはインフレおよび緊縮金融政策による減退、また国際情勢ではグローバル経済・欧州

ユーロ危機に端を発した欧州資本の縮小撤退等もあり、ルピー安局面が顕在化している1。インド

経済の長期的な評価については、国内構造改革（諸規制改革、労働集約産業の改善、農業改革等）

の維持進展を前提にすれば、成長を覆すまでにはまだ至っていないとみられているものの、国内

1 (ただし、足下（2012 年 10 月第 2 週時点）では、FDI 拡大認可等の諸発表もあり、ルピー安はやや落ち着きつ

つあるようにも動いている。)



財閥系企業も新規投資を躊躇し始めている事からも、急速な景気減退はこれらインド国内問題改

革が遅延してきたことに起因するとの見方もあり、近行われた外資の投資上限額の引上だけで

はなく、官僚主義、既得権益、汚職、非効率補助金等の諸制度を含めて構造改革を進め、大規模

産業・インフラ計画を推進する強い政策方針が必要ということも指摘されはじめてきている現状

である。

そのような中、2012 年 7 月 30 日～31 日にかけ、およそ 6 億人強に影響を与えた 2 度の大停電

（5 大地域系統のうち北部・北東・東部 3 地域がダウン）が発生した。原因については、現時点

（2012 年 8 月）で詳細解明されておらず、インド政府内に設立された原因究明委員会で調査が行

われている。

直接的な原因は、インドはピーク電力に対する予備率がない中で、通年の 3 割程度しか雨量が

ない本年のモンスーンによって期待されるダム水位が確保されない状態になり、Uttar Pradesh 州

等（確定されてはいない）の複数の州が送電網より規定量以上の over withdrawal を行ったこと（な

らびに急激な送電線負荷超過に伴う停止から負荷脱落、周波数低減）も指摘される。しかし、こ

れまで、おおよそ下記がインド停電に代表される電力分野の構造的な問題として指摘されている。

発電能力不足（増強の遅れ）

送電能力不足（増強の遅れ）

配電会社の構造的赤字（政策的低価格・補助金依存）

長距離に及ぶ低圧線構造等からの高い盗電、高い送電ロス、東西偏重された送電線網、国・

州営（非民営化）による非効率運営、増強投資削減

燃料不足（石炭・ガス）、国営による非効率生産、環境等による生産許認可遅延、国営に

よる不公平・非効率（供給遅延・供給義務不履行）、輸入炭内外価格差

財閥癒着、官僚主義（価格改善遅滞・電力法に規定されるオープンアクセス（Open Access、

OA）、複数年料金（Multi Year Tariff、MYT）の導入遅延、送電等のロス低減の遅れ）



Table 3.1-1 燃料種別毎の発電設備容量予測（標準ケース）(GW）

generation by fuel 2008 2015 2020 2025 2030 2035 av. growth(2008-35)

composition% as at 2025

Coal fired 99 111 116 131 149 171 2.0% 39.5%Liquids fired 4 4 3 3 3 3 -1.0% 0.9

Natural gas fired 19 42 52 62 65 67 4.9% 18.7%Hydroelectric 39 56 80 85 96 106 3.8% 25.6%

Nuclear 4 9 16 21 25 28 7.4% 6.3%Wind-powered 10 14 16 20 22 24 3.3% 6.0%

Solar 0 1 3 6 7 8 35.6% 1.8other renewable energy 2 3 3 3 3 4 2.6% 0.9

total 177 240 290 332 371 411 3.2%

%

%%

(出典：International Energy Outlook 2011, EIA, Sep 2011)

Table 3.1-2 燃料種別毎の発電電力量予測（標準ケース）(Billion kWh）

generation by fuel 2008 2015 2020 2025 2030 2035 av. growth(2008-35)

composition% as at 2025

Coal fired 537 637 681 800 938 1111 2.7% 47.0%Liquids fired 26 24 23 22 21 20 -1.0% 1.3%

Natural gas fired 81 242 311 374 399 410 6.2% 22.0%Hydroelectric 113 174 260 279 319 356 4.3% 16.4%

Nuclear 13 66 119 157 187 211 10.8% 9.2%Wind-powered 13 24 31 44 50 56 5.5% 2.6%

Solar 0 2 6 13 15 16 28.5% 0.8%other renewable energy 2 11 11 12 14 15 8.0% 0.7

total 786 1181 1444 1701 1942 2196 3.9%%

(出典：International Energy Outlook 2011, EIA, Sep 2011)

予測を盛り込んでいるが、その後の至近

長期的には、このような旺盛なエネルギー需要を満足するため、インドでは国家を上げてあら

ゆ

石油・天然ガス省、新・再生可能エネ

ル

.1.1 石炭セクター

アから石炭が主要燃料として利用されている。インドでも例外ではなく、

豊

（ただし、本予測は原子力事故後一定の特に原子力政策

要素をも加味し 2012 年 11 月頃に 2012 版が公表される見込であるため留意が必要）

る燃料の導入促進を図ってきている。インドのエネルギー政策の方向性は、2006 年に公表され

た「総合エネルギー政策」において示され、2032 年までの 25 年にわたり平均 8％以上の経済成

長を達成を前提に 1 次エネルギー供給を 3～4 倍、発電能力・供給を 2003 年レベルから 5～6 倍

にする必要があると指摘し、エネルギー効率化と省エネの推進、エネルギー資源と供給の拡大、

石炭輸入の促進、電力部門の改革と発電コスト低下、再生可能エネルギー促進等が掲げられてい

る。2030 年時点で石炭を引き続き電力の主軸とすることを明確にする一方、原子力や再生可能エ

ネルギー等の拡大を提唱している。

インド連邦政府のエネルギー行政は、電力省、石炭省、

ギー省、原子力庁の５省庁が所管しており、各省庁が策定するエネルギー行政を計画委員会が

5 カ年計画として取りまとめている。以下、各セクターの現状を概説する。

3

アジでは全般に従来

富な国内資源を基に多くのエネルギーを石炭に依存してきている。インドは世界第 3 位の石炭

生産国で 5 億 t/年超の生産をしているが、一方で世界第 2 位の消費国でもあり、需要が供給をは



るかに上回る状態にあるため、輸入国に転落している。主要炭田は東部に位置し、大半は国営石

炭会社（Coal of India, CIL）により生産、供与（Coal Linkage）されているものの、一部はライセ

ンス（Coal Block Allocation）により民間に開発権を付与している。

インドでは発電容量の 70%を石炭火力が占めており、この傾向は今後も変わらず、石炭需要急

伸

しているが、各省庁間の調整が機能的に

動

A

ate

Sc

.1.2 電力セクター

ドはアジアの中でも大きい。（上述予測では 2008～2035 年で 4％/年。世界

全

増加の約 50%は発電用途に費やされると見込まれている。上述の予測では発電用石炭の増加は

平均 2%/年と見込まれ、結果的に 2008 年に 99GW であった石炭火力は 2035 年には 171GW に達

するが、ただし他電源（原子力、ガス、再生エネルギー）依存も増加、石炭火力比率は 2008 年

68%から 2035 年 51%まで低下すると予測されている。

これら政策は石炭省（MOC：Ministry of Coal）が所管

いているかといえば、必ずしもそうはいえない情勢と思われる。石炭需要増加を維持する為の

課題は多く、石炭生産だけではなく、インフラ、輸入、環境規制などの問題が指摘されている。

国内炭生産は堅調に増産に応じてきたが、近年環境規制の厳格化（例えば MOEF による”NO GO

REA”。2011 年末～2012 年初頭正式に廃止されたものの許可遅延の影響）等もあり増産・新規

開発が鈍化傾向になり、一方で新規電源開発からの需要が多く、CIL は既に安定供給の担保が果

たせなくなっている。至近では、新燃料供給契約で 80％供給義務を政府が通達したのに対し 65%

供給の線で石炭省を介して交渉・議論され、供給・調達双方共未決着の状態にある（逆に、CIL

の株主である TCI （The Childrens Investment Fund）は低価格で 85%供給、25 年 FSA を締結した

のは利益毀損として株主訴訟を提起している）。今後、国内石炭調達の主体は民間ライセンス（Coal

Block Allocation）取得に移行するとも指摘されるが、競争入札等の開発権取得の激化や、ライセ

ンスでも開発遂行は依然環境問題等で容易ではないとも推測されている。インフラも国内炭はそ

の偏在性から輸送に制約があり、勢い主軸の沿岸火力は港湾整備とセットでの輸入炭依存となる

傾向にある。港湾整備も進行し、輸入炭も着実に増大してきており、国・民間主導での海外炭投

資も行われてきた結果、輸入炭量において日本を抜き世界第 2 位となったが、直近でインドネシ

アの石炭輸出制限政策が顕在化し、輸入炭価格の上昇から、新規石炭火力（UMPP も含め）の経

済性に打撃を与えている。このような事態が国内企業の石炭火力計画への事業意欲にも影響を与

えていると指摘され、石炭火力計画は多く存在するが石炭供給が大きな課題となっている。

直近(2012 年 10 月)では、石炭鉱区ライセンス（Coal Block Allocation）不正割当問題（Coalg

andal）が紛糾、割当取消まで及んでいる。

3

インの電力需要成長

体では 2.3%/年）。現在発電設備は世界第 4 位、ただし経済成長に追随できず種々の開発遅延要

因（環境問題、燃料調達、用地取得、更には複雑な許認可、州間調整、構造的な配電会社赤字、

等）もあり慢性的な電力不足が発生している。新電力法の制定（2003 年）以来、種々の改善努力

（電力局のアンバンドリング、民間投資の促進、電力市場開設、Open Access、MYT（Multi Year

Tariff ）、UI（Unscheduled Interchange）導入、等）は着実になされているもののなかなか不足解

消が進展していないのが実態である。しかしながら今後の経済成長を踏まえると、将来にわたり



継続して大きな電源開発が必要であることは論を待たない。

電気事業は、電力省をはじめとする政策立案・規制許可・管理を所管する中央政府・州の政府

機

Figure 3.1.2-1 インド電力セクター

.1.3 原子力

事、原子力のみは、原子力庁のもと、国営原子力開発公社（Nuclear Power Corp. of

In

上記

で

関と、中央・州・民間の電気事業者から構成される。（マハラシュトラ州の電気事業構成は後

述）。

（出典：調査団作成）

3

電力業のうち

dia Ltd: NPCIL）によりすべて運営されている。インドは、NPT（核不拡散防止条約）未批准で、

核実験実施以来長期にわたり米国原子力技術輸入禁止下に置かれた関係から、長らく、国産加圧

重水炉（PHWR）路線を基調として約 20 基を運営している。また、この初期段階から、豊富な国

内トリウム資源の観点からも「トリウムサイクル」による開発路線を堅持している。その結果、

現状では原子力の占める割合は全体の 3%にすぎない。しかし近年では、原子力の制裁解除を受

けて、米国との原子力協定締結（2008 年）、フランス、ロシアとの協定締結から大きく外国原子

力技術導入に舵を切った。当面の電力需要の急増に対応する為、軽水炉の増強を重点に置く戦略

を採用するに至り、政府として、Nuclear Park 構想として”20GW by 2020”を国家目標として決定

した。現時点での計画には、Tamil Nadu 州でのロシア製 6 基増設、マハラシュトラ州でのフラン

ス製軽水炉新設（6 基）があるほか、Westinghouse 社の第三世代プラス原子炉 AP1000（6 基）、

General Electric 社（6 基）の計画が進んでいる。

福島事故以降、現時点で世界的な原子力発電の将来予測を行うには不確定要素もあるが、

示したインドの発電予測では、原子力 28GW（2035 年）の導入を見込んでいる。インド政府は

原子力導入には一貫して継続の姿勢を維持・表明している。

州営発電公社

or 州電力局

中央政府系発電公社

NTPC：国営火力発電公社

NHPC：国営水力発電公社

その他地域別・広域発電公社

（NEEPCO、DVC、THDC、NHDC 等）

自家発

民間発電事業者

州送電公社

or 州電力局

国営送電公社 PGCIL

民間送電事業者

Or 公営・民間 JV

州配電公社

or 州電力局

発電

農業

一般家庭

商業

産業

その他

民間配電事業者

自家発

送電配電需要家

PTC India

民間 PTC

JV（公営・民間、国営・州営）

注）原則、各州に一つの州営発電公社

UMPP

（ウルトラ・メガ・パワー・プロジェクト）

注）現在までのところ、Tata 1 件、Reliance

3 件落札（いずれも、開発中 or 建設中）電力取引（短期）

電力取引所

IEX（Indian Energy Exchange Ltd）

PXIL(Power Exchange India Ltd)

National Power Exxhange

随意取引



3.1.4 天然ガス

インでも天然ガドス消費は増大傾向にあり、LNG 導入基地設置が図られてきたが、特に 2008

年

しながら、実際には、至近の情報では KG からの生産量が 2006 年当初の認可量の約 5 割程

度となっているとの報道も出ている。

メ

然ガスより高値である（足下の LNG CIF 価格 10～

11 8 格

インド石油／天然ガス

省

とみられている。例えば 2008 年には

CBM

2012 年 10 月）の情勢では、米国からの LNG 供給契約、ロシアからの LNG 供給契約を締

から 2015 年で倍増と予測されている。これは大きく Reliance Industries によりベンガル湾沖で

発見された Krishna Godavari ガス田（KG）からの生産開始による消費増加になるもので、同ガス

田は 2009 年に生産開始した。上記予測では天然ガス生産量は 2008～2035 年で 4.6%/年だが、KG

（Dhilbhai-6 block）からの生産増大に準拠しており、大半が 2020 年までの増産である。KG から

の増産だけでは不足することから、LNG 基地新設（例えば Kochi）、LNG 輸入は今後も継続して

いくと予測されるが、短期的には KG 増産進捗と輸入ガスとの経済比較も行われるとみられてい

る。

しか

このことから思うように生産量は拡充していない模様であ

る。当面ガス調達は国内天然ガス調達、LNG 輸入の双方に立脚することになると予想される。

消費増大については、インドでは 2010/11 年で天然ガス生産量が１日当たり１億 4,600 万立方

ートルと消費量に比べてすでに 18％不足した。消費量は 16/17 年度には 2.6 倍の４億 7,300 万

立方メートルに拡大する見通しである。

現状では、輸入 LNG は全般に国内天

US$/MMBTU（2012 年月、Platts））に対し、KG ガス田からの天然ガス価（4.2US$/MMBTU、

輸送費込では 7US$/MMBTU 程度））。ただし内外価格差是正を求める動きやシェールガス開発に

連動した国際 LNG 価格動向から、将来予測は難しい。

現時点で、インドの天然ガス産業を規制する包括的な規定は存在せず、

（MoPNG）が、必要に応じ策定した規定によって石油・ガス部門を統制している。インド政府

は、1998 年に新炭鉱認可政策（NELP）を打ち出し、それまで政府独占の事業を民間に開放し、

ライセンス付与を開始した。これにより複数のガス田発見がなされてきた。Reliance Industries に

よる大規模ガス田の発見はその一端である。一方、下流はインド政府による国営ガス会社（Gas

Authority of India、GAIL、石油および液化石油ガス（LPG）の加工・販売会社）が統括しており、

国内のパイプライン設置が進められているが、一部、Reliance 等による敷設も行われている。そ

の他、GAIL や国営石油会社（Oil and Natural Gas Company、ONGC）等の出資による Petronet LNG

Ltd により.LNG 輸入、基地設置・増強が行われている。

今後は、インド国内でも非在来型ガス資源が開発される

（Coal Bed Methane）生産が開始され探査開発を継続している。シェールガス資源も有して

おり、2010 年には ONGC による探査開発が開始された。直近（2012/7/31）で同省は、国内のシェー

ルガス・オイルの鉱床を国際競争入札に付す方針と表明した。報道では石油・ガス業界や環境問

題の専門家、非政府組織（ＮＧＯ）などから広く意見を募り、政策をまとめる方針で、初の国

際競争入札は 2013 年前半に開き、100％外資に鉱床権益を開放する可能性もあるということであ

る。

直近（

結するなど、国内ガス不安も踏まえ、LNG 供給確保に向け動きが活発化しつつあるともいえる。



3.1.5 再生可能エネルギー

インは 2008 年に「国家気候変動対策行動計画」を策定し、再生可能エネルギーの促進を明ド

確

生可能エネルギー比率を総設備容量の 12.5%に引き上げる目標を掲げ

て

を

風力に対する優遇処置は、財政的インセンティブ（税金の減免措置）、金銭的インセンティ

ブ

近インド政府は今年度から、風力発電に対

す

にしている。大規模水力を除く再生可能エネルギーは、インド新・再生可能エネルギー省

（MNRE）が所轄当局である。インド政府は再生可能エネルギーの割合を、2020 年に 15％まで拡

大する計画を打ち出している。主力は風力発電だが、太陽光発電も 22 年までに 2200 万 kW の設

備導入を目標に掲げる。

第 11次 5ヵ年計画では再

おり、インド政府は 2009 年に再生可能エネルギーに対する固定価格買取制度を導入し、系統

連係 5 電源（風力、小規模水力、バイオマス、コジェネ、太陽）に関する価格、税優遇処置、補

助金付与等を設定した。2012 年 3 月時点の比率は設備容量全体の 14%と規模を増加させている。

MNRE は、第 12 次 5 カ年計画では、再生可能エネルギーを 30GW（太陽 10GW, 風力 15GW）

提案している。ただし、2012 年 5 月の CEA 同計画 draft では、風力 11GW,太陽 4GW をベース

ケースとし、MNRE 提案は High Renewable Case とするに留めている。

(1) 風力

の付与（優遇措置）、州ごとの支援政策措置（減免措置、補助金、買電などがあり、これら

の支援により導入量は順調に増加、昨年のインドの風力発電能力は 16,000MW を超えた。イン

ドの再生可能エネルギーのほぼ 7 割が風力であり、既に設備容量では世界 5 位を占める規模と

なっているほか、風力発電設備容量の 2011 年新規導入分でインドは中国、米国に次ぐ第 3 位

（3,000MW 超）であり、これまでの導入促進策は一定の成果を挙げている。風力は潜在可能

性 120GW とも言われ、設置時間が短く、国内に多い強風乾燥地では償却が早く経済性にも優

れ、環境負荷も小さいとの観点がある一方、多くが自家消費であり系統接続電源の増加が課題

である。なお、近 20-30 倍との潜在開発量が公表（世界風力エネルギー会議（Global Wind

Energy Council、GWEC））従来の公式見積もり値 120GW をすべて導入した場合でも、風力発

電によって賄われるインドの電力需要は 2022 年に 8％程度、2032 年に 5％程度にとどまると

予想されるが、一方見直しでは風力発電タービンの設置高を地上 80m に設定した場合の導入

ポテンシャルを 2006GW、地上 120m に設定した場合には 3121GW と概算している。インドで

商用化されている再生可能エネルギーの中でもコスト効率が高く成熟した技術であること、

と見直しではコメントされている。95％以上の風力適地が南部 5 州にあり、タリフも設備規模

によるが 5Rs/kwh 以下にすることができるとされ、よってマハラシュトラ州に風力が多く立て

られる可能性がある。

ただし、支援策が財政を圧迫する事も事実で、

る税優遇措置を大幅に縮小した（風力発電装置費用の 80％までの加速償却を認めていたイ

ンドの措置は前年度末の 3月 31日で終わり、今月 1日からその割合は 15％に引き下げられた）。

過去に建設された多くの風力発電所は、税制優遇策目当てで効率が悪く、電力系統に接続して

いないものが多い。この改定によって風力発電への新規の投資が止まり、風力発電の成長を支

えるために拡大してきた関連の製造基盤も変調を来たす可能性もあるという見解もある。



(2

インド政府は太陽も促進を図っている。2009 年に制定した太陽エネルギー国家計画では、

現

.2 電気事業法令

定している法律は 2003 電力法である。本法は、従来の電力法（1910）、

電力供給法（

1948）に成立した電力

（供給）

営事業運営の結果、SEB における巨額赤字累積を招き、需給差を解消で

ムダが多く、電力の絶対量の慢性的な不足は経済発展に大き

力セクターにおける民間投資及び参入が極めて困難である、

同法では具体的電力改革事項として

ライセンス制の廃止、

の実施、

取り締まり強化、

) 太陽

在の 900MW 規模を 2022 年に 20GW に増強するとしている。そのために有効な施策を講じ

るとしている。固定価格買取制度により火力発電に比べ高目の入札価格となっていることもあ

り、現在 1,000MW の発電設備を達成し順調に伸びている。しかし、資金調達には市中高金利

の問題、逆オークションによる入札方式など問題も指摘されてきており、政府も税免除等の優

遇措置も長期持続可能でないことから民間投資の誘致を目指しているとの分析もされている。

しかし、インド政府は、「一般に一定規模の太陽光発電所を建設するには、人口集積地への長

距離の送電網が不可欠だが、インドでは無電化の人口集積地が多数点在しているという特殊事

情（政府高官）があるため、消費地のすぐ近くに発電所を建設するという観点から実現可能」

と発言をしている。日立など、各国パネル生産企業もインドへの生産拠点設置を開始している。

3

3.2.1 2003 年電力法

インドの電力事業を規

1948）、電力規制委員会法（1998）を統廃合し発効された。

同法の成立は、従来の英国統治下電力法（1910）をベースに独立翌年（

法で規定した州電力局（SEB）の独占的な電力事業から発電・送電・配電部門への分離・

法人化を目指し、包括的な電力改革に対する法的根拠を提供した意味で一線を画すものである。

（旧電力法下では、

• 40 年以上に渡る公

きない現状をもたらした。

• 電力システム全体が非効率で

な支障を来たしている、

• 公的機関の独占が強く、電

などの弊害を従来より指摘されていた背景がある）

州電力局（SEB）の分割、

水力発電を除く発電部門での

送電・配電系統へのオープンアクセス（系統の開放）

内部相互補助の削減と撤廃、

電力取引の許可、

地方電化の促進、

検針の徹底、盗電の



等を規定している。主要項目は Table 3.2.1-1 に示すとおりである。

Table 3.2.1-1 2003年電力法概要

主要項目

第3章発電事業

発電事業者は、別途定める系統連携技術基準に従う場合には、水力発電所を除き発電所を建設・運転する為の許認可は必要なし。発電事業者はライセンシー（配電事業者or電力取引事業者）、（電力規制委員会承認得られる場合は消費者）に買電することができる。

第4章許認可

送電、配電、電力取引を行う事業者は、電力規制委員会からのライセンスを取得する必要がある。

第5章送電事業

中央政府は、地域給電指令所（RLDC）間の最適なスケジュール、指令を行う為の中央給電指令所(NLDC)を設立する事ができる。州政府は、州内の最適スケジュール、指令を担当する州中央給電指令所（SLDC)を設立する。送電事業者は、電力取引を行う事はできない。

第6章配電事業

ライセンスを受けた配電事業者は、配電地域に電力を供給する義務を負う。電力規制委員会は、オープンアクセスを導入しなければならない。

第7章料金

電力規制委員会は以下の料金を決定する。・発電事業者による配電ライセンス保持者への売電価格 (Generation ofElectricity Supply to Distribution Licensee)・送電価格　（Transmission Charge)・送電託送料金　(Wheeling Charge)・配電料金 (Retail Tariff)電力規制委員会は、中央政府により定められるガイドラインに従う透明性のある入札プロセスにて料金が決定される場合にはこれに従う。

第8章ライセンシー業務

（配電事業者の配電線敷設工事に係る権限の記載）

第9章CEA

中央電力庁（CEA)は以下業務を行う。・電力政策に関する中央政府へのアドバイス・プラント技術基準、安全基準、系統運転基準等の策定・送電･配電線への電力メーター取付条件の策定･電力システム改善・増強の為の各プロジェクトの促進・アシスト・電力事業に係る人員教育促進･発電、送電、電力取引、配電に係るデータ収集、研究　　　　　　　　　等

中央電力規制委員会（CERC)は、以下業務を行う。･中央政府所有の発電所の料金設定・複数の州において発電・買電を行う場合の発電事業者の料金認可･州間送電の規制、料金認可・州間の送電、電力取引事業者へのライセンス認定　　　　　　　　　　　等

州電力規制委員会（SERC)は、以下業務を行う。・州内の発電、送電、託送、売電の料金認可・オープンアクセスでの託送料金及びCross-Subsidy Surchargeの設定・配電事業ライセンス保持者（ライセンシー）の電力購入、調達プロセスに係る規制・州内の送電、配電、電力取引事業者へのライセンス認定・再生可能エネルギー発電促進

第11章仲裁

中央政府は、電力規制委員会の決定指示に対する不服申立を受理・審査する酵素裁判所を設立する。

第10章規制委員会

（出典：EA (2003)に基づき調査団作成）



こ委員会（CERC）において、オープンアクセス規定（Open

A

電気料金に関しては、CERC 電気料金政策（National Tariff Policy 2006）を受けて、各州規制委

員

これまで実現された成果として、

2003 年電力法以降、州電力庁（SEB）の大半がアンバンドリング、解体

金への競争原理の導入 petitive Bidding Guidelines- 200 、National Tariff

送電、配電へのオープンアクセスを導入。

発電事業（除く水力）のライセンス制の廃止、民間事業者が多数参入。ただし、送電・

UI （Unsche ange）の導入。恒常的電源不足による周波数変動対策として周

各州に電力規制委員会が設置され、下記を管掌。

・発電・送電・配電料金認可

・複数年料金契約及び定期的改定認可制度（Multi Year Tariff）

・送電・配電会社のオープンアクセス料金の設定

・州内の水力発電、送電、配電、電力取引業者へのライセンス認定

電力市場の設置・運用 OA 導入により可能となった州外・域外からの電力調達のもと、

このように現状では電力法導入による制度改正は実現しつつある。しかし、農民に対する政策

的

の法律に基づき、順次、中央電力規制

ccess in intra state transmission regulations 2004）、国家電力政策（National Electricity Policy 2005）、

電気料金政策（National Tariff Policy 2006）、UI （Unscheduled Interchange charge regulation 2009）、

電力市場取引規定（Power Market Regulations, 2010）等の関連法案が施行され、電力事業の自由化、

電力セクター発電送電配電部門の透明化、民間参入を促進してきている。水力発電に関しては、

水力発電開発政策（New Hydro Policy 2008）が施行され水力発電促進を規定している。

会（SERC）において、実際の電力事業状況、発電・送電・配電事業会社の収益報告等を監査

し、適宜料金制度を改定、Tariff Regulation および Tariff Order として発効しているのが実態となっ

ている。従って、個別州により内容は異なる。

発電料（Com 4/5

Policy – 2006 等）、売電タリフとして競争入札制度を導入。（Case1 入札/Case2 入札）、

オープンアクセスの導入、これにより発電会

社が終消費者（但し、大規模需要家のみ）への直接電力売電が可能となった。

配電事業者のライセンス制は維持。開発母体によらず水力開発は、透明性の高い入札

（Bidding process）により開発される場合には 2500Crs、それ以外の場合には 500Crs 以

上の案件に対して、CEA の承認が必要とされている（Techno-Economic Clearance）。

duled Interch

波数に応じた電力単価（UI Charge）を設定、過負荷時の需要抑制・発電増強へのインセ

ンティブ、発電抑制・需要増強へのペナルティを与えることとした系統運用制度（後述）。

電力市場が開設。2001 年には中央政府出資による電力取引会社 PTC 設立。

低料金の廃止は当初意図通りには進展せず、2007 年電力法改定（Electricity Act amendment 2007）

では「subsidy の撤廃」を「削減」に修正している。現在まで配電会社経常赤字は依然残り、経常

赤字は大幅に増高しているのが実態である。



3.2.2 UI制度について

従来系統は統制無く運用されていたため、需要 peak 時には十分な発電増強がなされず周波数低

下し、またオフピーク時には需要低下に応じた発電低減がなされずに（オフピークでも発電増大

させるほうが収益増）周波数上昇し、本質的に系統不安定化を招く料金構造を持っていた。その

為、中央政府電力規制委員会（CERC）において、実際の発受電に伴う短期的な需給調整、周波

数安定化機能を図る為に、Peak 時に需要抑制・発電増強のインセンティブを与え、off peak 時に

は発電抑制、需要増強のインセンティブを与える周波数毎に設定される調整料金（UI）制度導入

がなされたものである。

2002 年の西地域 grid（WRLDC）で導入されて以降、各 grid で順次導入され現在全 RLDC で適

用されている。

・発電側の発電超（実発電＞計画）、需要側の需要抑制（実需要＜計画）→UI charge の受領

・発電側の発電抑制（実発電＜計画）、需要側の需要超（実需要＞計画）→UI charge の拠出

発電所側

－α +α

配電側

－α +αC

実受電量が計画量を下回る(Underdrawal)場合１）　>50Hz→UI=0　　（bonus無し。よって支払買電料金＝計画量分料金。　　Offpeak時計画量以下に受電を落とす意味が無く、受電量を増加させるインセンチブが働く）２) <50Hz→UI（有償）　　（bonus有り。よって支払買電料金＝計画量分料金-UI×差分発電量（実ー計画）。料金が削減される為、peak時の買電低減のインセンチブが働く）

D

実発電量が計画量を超過する(Overdrawal)場合１）　>50Hz→UI=0　　（penalty無し。よって支払買電料金＝計画量分料金。　　受電量増加のインセンチブが働く）２) <50Hz→UI（有償）　　（penalty有り。よって支払買電料金＝計画量分料金+UI×差分発電量（実ー計画）。 Peak時の買電低減のインセンチブが働く）

A

実発電量が計画量を下回る(Undergeneration)場合１）　>50Hz→UI=0　　（penalty無し。よって受領売電料金＝計画量分料金。　　計画量を発電する必要が無く、発電量低減のインセンチブが働く）２) <50Hz→UI（有償）　　（penalty有り。よって受領売電料金＝計画量分料金+UI×差分発電量（実ー計画）。料金が増加される為、発電増強のインセンチブが働く）

B

実発電量が計画量を超過する(Overgeneration)場合１）　>50Hz→UI=0　　（bonus無し。よって受領売電料金＝計画量分料金。　　計画量以上を発電する意味が無く、発電量低減のインセンチブが働く）２) <50Hz→UI（有償）　　（bonus有り。よって受領売電料金＝計画量分料金-UI×差分発電量（実ー計画）。料金が削減される為、発電増強のインセンチブが働く）

計画量

実発電量

実発電量

発電所

A B

計画量

実受電量

実受電量

配電会社

C D

（出典：調査団作成)

Figure 3.2.2-1 UI 取引の概念図

給電指令所は前日（電力取引市場も含め）発電側、需要側への発電・受電計画量を決定するが、

当日の需給状況による計画量との差（計画外発電、受電量）に対し、系統周波数が低いほど高単

価となる Charge により売電・買電させるものとし、発電側に自発的な余剰電力供給、需要側に需

要抑制を促進させるとともに周波数安定に資する。なお、UI 単価は Energy charge 相当単価を上

限として周波数単位で設定された単価であり、capacity charge は含まない燃料費分として制定され

る。付与する UI ボーナス、ペナルティは、発電、需要側からの UI 拠出額を pool し売買電力原資

としている。



U I Po o l A c co u n t

G en e r a t io nS c he d u le

州給電指令所( SL D C )売電側

（発電事業者e tc)

地域給電指令所（R L D C ）

需給管理（U I M e cha n is m )

買電側

（配電事業者et c)

O v e r In j ec t io n

A ve ra g e F re q u en c y

U I R a t e(P a is e p e r k W h)

5 0. 3 H z < 0

5 0 .3 - 4 9. 53 H z 1 2 - 1 9 2

4 9. 52 - 49 .4 6 H z 48 0 - 5 14

A ct u a l G en e r a t ion

A c t ua l D ra w al

U I C h a r ge R e ce i va b le

A c t u a l D ra w a l

D e m a n dM a n ag em e n t

U I C ha r g e = (A c tu a l D ra w a l -S ch ed uled D ra w a l)* U I R a te

U I C ha r ge = (A ct ua l g e ner a tio n -Sc hed uled g e ne ra tio n) * U I R a te

D raw a lSc h e du le

A p p lic ab le R a te o f U I

G e n er a t io n / D r aw a l G ap O C C U R s

D e m a n d E st im at e

C a p ac it y D ec l ar a t ion

T ak in g i nt o co ns id er a t io n:① t e ch n ic a l l im i ta t io n o f

v a ry in gt h e ge n er a t io n

② t r an sm iss ion c on st r a in t s

R e q u isit i on

F o rc e d ou t age

E ve n t oc cu r r en c e :t h e t ra ns mi ssi on sys te m s ou t ag e / fa i lu r e

U I C h arg e P ay a bl e

U n d er In j ec t io n

U I C ha rg e P ay ab le

U I C h ar g e R e c e iv ab l e

O v e r D ra w a l

U n d er D ra w a l

(出典：調査団作成)

Figure 3.2.2-2 UI による需給管理

導入当初で設定した charge 以降は、計画量を過大過小申告し UI を短期取引として多量に取引

する事例が弊害として出てきている事から取引容量の上限制限、penalty 増額、周波数帯の改正等

を暫時実施しており、周波数―UI 単価曲線は複雑化してきている。地域（Region）毎の給電指令

所（RLDC）が制定するため 5 種類存在する。

実際には、電力事業者にとっては、短期電力の調達取引として、事業者間や電力取引会社との

相対（bilateral）取引を除けば、各々個別の単価である電力市場取引と UI 取引の 2 者が存在する

ことになる。至近の実績（2011/12 電力短期取引報告書、CERC）からは、UI 取引量が電力短期市

場取引量を超過しているのが実態である。

(出典：Report on Short-term Power Market in India 2011-12, CERC, 2012/7)

Figure 3.2.2-3 UI が電力短期取引量に占める割合



3.2.3 2003 年電力法での水力発電開発への対応

本改正法自体は電力事業全体の開発促進の目的で改正されたもの（trading、open access 等）で

あるが、特に水力開発に関する法制としては、中央政府 CEA による計画認可制度を残した点が

挙げられる。これは水力資源が地域依存する特性を持つことから河川の適開発への観点や、州

間、更には国を跨る水利用調整問題を有する点から、残されていると説明されている。ただし、

州間問題を孕む場合、ないしプロジェクトコストが 2,500Cr の場合のみに実施するものとし制限

を緩和した。すなわち、水力電源開発に対する CEA 認可は、原則として一定支出未満、小水力

（<25MW）を除く案件に対して、TEC（Techno-economic clearance）取得義務を課している（火力

電源では廃止）こととなっている。

これにより、水力発電開発の承認には、火力発電開発と異なり、下記３段階の承認が必要であ

る。

・ TEC：一定額以上*の計画に対する CEA による発電調査内容、計画、設計、コスト等の計画

妥当性審査。（*現在は透明性の高い Bidding process により開発される場合 2500Crs、それ以外

では 500Crs 以上の場合に必要）

・ EC：MOEF による Environmental Clearance（EC）、Forest Clearance（FC）

・ CCEA（Cabinet Committee on Economic Affairs Clearance：議会承認（但し中央政府機関には免

除）

3.2.4 New Hydro Power Policy (2008)での水力発電開発への対応

本方針は、電力省（MOP）により 2008 年に制定され、水力発電開発に対して、民間事業者の

参入促進を明記したものである。具体的には、「州政府は透明性の高い手法（2011 年以降は全て

tariff based competitive bidding）により民間事業者の選別を実施するものとする」とし、この際に、

選定は、「royalty 率（>13%）、upfront payment（例えば HP 州では 20Lakh/MW）など州政府の単一

の査定基準に基づき選定する」ものとされている。

また、水力発電開発では、DISCOM と長期 PPA を締結することが義務付けられている（royalty

12+1%を前提として他電源と同様 ROE15.5%を担保される。ただし落札時の超過 royalty 分は考慮

されない）。一方で、民間事業者は max 40％までは market での電力販売を許可されるものとされ、

market での回収を可能とした制度設計とされる（ただし建設工期が遅延した場合には、5%/6 ヶ月

の割合で market での販売権を削減される）。

3.2.5 最近の水力発電案件への対応（揚水発電を含む）

近（2012 年 8 月）、CERC は Tariff Regulation を改定して、貯水池式水力と揚水発電に関して

新たな優遇処置を講じることを提案し、公式に Public Notification を公表した（Draft Amendment to

Central Electricity Regulatory Commission （Terms and Conditions of Tariff） Regulations, 2009、

2012/6/13）。

これによると、従来 15.5%とする水力発電での ROE を貯水池式、PSPP（揚水発電）に対して



16.5%への増加を提唱している。根拠として、

・再生エネルギーかつ大気汚染がなくクリーンであること、

・作動停止即応性から電力供給安定性に優れ、電力系統運用者にとり幅広い電力変動に対応で

きること（特に短時間（夜間）に需要集中するインドのような過密人口域では電力変動への

対応は重要）

・発電コストはインフレ連動せず逆に経年低減すること

・低稼働率で運用される為、Peak Power としての価値をより認定する必要があること。

・エネルギーセキュリティ、Peak Power、再生エネルギー促進の観点から、目先の tariff に固執

すべきではなく、水文リスク（出水減）を内包するため、より高い tariff 設定が適切であるこ

と。

としている。

まだドラフトの段階で見通す段階にはないが、電力系統運営を行う給電指令所の所管機関であ

る電力規制委員会が提案していること、また本提案は CEA がまとめた第 12 次電力開発計画にも

盛り込まれていることから、中央政府においても、peak 電力および電力系統安定に関する貯水池

水力、揚水発電の価値を認めて制度設計に反映する行動を取り始めたことを示している。

3.3 マハラシュトラ州電気事業

3.3.1 組織

(1) 州政府系電力会社

マハラシュトラ州電力庁（MSEB）はマハラシュトラ州における電力担当機関として、1948

年の Electricity（Supply）Act に基づき 1960 年 6 月に設立された。電力セクターの改革を目的

とした 2003 年の Electricity Act により、電力市場の自由化と電気事業組織の再編の枠組みが規

定され、電力庁（SEB）の分割、送配電系統へのオープンアクセス等の制度改革が行われた。

これにより、MSEB は 2005 年 6 月に MSEB Holding Co. Ltd.を持ち株会社とし、発電、送電、

配電を担当する以下の 3 つの会社に分割された。

• Maharashtra State Power Generation Co., Ltd.（MSPGCL）

マハラシュトラ州発電会社（MAHAGENCO）は MSEB の発電設備を受け継ぎ、マハラシュ

トラ州の発電事業を担当する州政府所有の会社として設立された。同社は 2011年 3月時点で、

石炭火力発電所 7 地点（7,980MW）、ガス火力発電所 2 地点（672MW）および水力発電所 12

地点（2,885MW）を所有運営する。

• Maharashtra State Electricity Transmission Co., Ltd.（MSETCL）

マハラシュトラ州送電会社（MAHATRANSCO）は MSEB の送変電設備を受け継ぎ、マハラ

シュトラ州の発電端から配電会社の受電端までの送電を担当する州政府所有の会社として設

立された。同社は州内の送電系統として 39,871 cct-km の送電線、および 559 高圧変電所



（891,78MVA）を所有管理している。

また、同社は州内の Maharashtra State Transmission Utility（MSTU）および State Load Dispatch

Centre としての役割も併せ持つ。

• Maharashtra State Electricity Distribution Co., Ltd.（MSEDCL）

マハラシュトラ州配電会社（MAHADISCOM/MAHAVITARAN）は MSEB の配電設備を受け

継ぎ、マハラシュトラ州の配電を担当する州政府所有の会社として設立された。同社の供給エ

リアはムンバイ都市部を除く 1.93 crore の需要家を対象としており、需要家数の内訳は家庭用

1.43 crore、農業用 31.70 lakh、商業用 13.79 lakh、工業用 3.63 lakh となっている。設備面から

は 33kV、22kV、11kV の配電網と変電･配電用トランスが 3.08Lakh km2 の担当エリアに設置さ

れている。

(2) 民間電力会社

上記の MSEB が分割されて出来た会社に加えて、民間セクターからも発送配電の各分野に

おける電力事業に参入している。

Tata Power Company（Tata）は発電から送電、配電までを担当する会社で、電源としては

Trombay 火力（1,330MW）や水力発電所（447MW）の発電所を有している。ムンバイに 1.5 Lakh

の需要家を有し、年間 12,000MU の電力を販売している。BEST、鉄道、港湾、製油所等の大

口需要家も有している。

Reliance Infrastructure Limited（Rinfra）も Tata 同様には発電から送電、配電までを手がけて

いる。Dahanu 石炭火力発電所（250MW x 2）や 460kV 送電線、7,500cct-km の高圧･低圧の地

下ケーブルを保有し、384km2 の免許地域における約 27.52 lakhs の顧客に対し配電事業を行っ

ている。年間の販売電力量は 6,930MU となっている。

これ以外にも Ratnagiri Gas and Power Pvt Ltd、JSW Energy（Jaigad Power）等の発電会社、

Jaigad Power Transco Ltd （JPTL）、Adani Power Maharashtra Ltd - Transmission （APML-T）、

Maharashtra Eastern Grid Power Transmission Co Ltd （MEGPTCL）等の送電会社、ムンバイ地

区に配電を行っている The Brihan Mumbai Electric Supply & Transport Undertaking （BEST）等

の配電会社がある。

マハラシュトラ州における電力供給体制を Figure.3.3.1-1 に示す。



（出典：調査団作成)

Figure 3.3.1-1 マハラシュトラ州の電力供給体制

3.3.2 財務状況

(1) 財務状況の検討方針

財務状況の検討にあたっては、調査において得られた新の資料を用いて、いくつかの観点

から財務ポジションの評価を行った。その評価手法、判断基準は以下に示すとおりである。

財務状況評価指標は次ページに示す 5 つの観点から成っている。すなわち、①収益性、②効

率性、③安全性、④成長性、および⑤総合利益率である。収益性は売上高に対してどのくらい

利益を上げることができるかを分析し、企業の収益能力を評価する。効率性は、資産や売上債

権の回転率を検討することによって、どのくらい効率的に運営できているかを評価する。安全

性は、短期・長期的な企業全体の財務体質・支払い能力を分析することにより、企業の財務安

定度を評価する。成長性は、売上高や利益の増加傾向を分析することにより、企業の成長度合

いを評価する。また、総合利益率は、自己資本や資産に対してどのくらいの利益を上げている

かを分析することによって、企業の総合的な利益創出能力を評価する。

評価指標は概ね次の表に示すとおりである。

(Central) (State) - NTPC - NPCIL - IPPs - Sardar

Sarover - Pench

PGCIL

MSEB Holding Company

MAHAGENCO (MSPGCL)

MAHATRANSCO (MSETCL)

MAHADISCOM (MSEDCL)

C O N S U M E R S

(Outside Mumbai) (Mumbai Area)

(Private)

IPP

BEST

TATA Rinfra



1) 損益計算書概要

ここでは各年における収益と費用を比較検討し、どのような伸びを示しているか、利益は

どの程度上がっているかについて、概略検討を行う。

2) 貸借対照表概要

貸借対照表のなかで、株主資本、短期借入金、長期借入金のバランスや伸びを見ることに

より、会社財務状況の概要を検討する。

3) 収益性評価

収益性は、売上高営業利益率、売上高経常利益率、売上高純利益率の 3 つの指標により評

価を行う。

売上高営業利益率は、売上高に対する営業利益率の比率によって、収益性を評価するもの

である。売上高経常利益率は、売上高に対するビジネス本業に関する利益の比率により収益

性を評価するものである。また、売上高純利益率は、売上高に対する純利益の比率により収

益性を評価するものである。

Table 3.3.2-1 収益性評価指標

評価指標計算式摘要参考値①

（TATA Power)参考値②

売上高営業利益率(%) 営業利益／売上高×100 売上高に対する営業利益の収益性 23.6% 6.29%

売上高経常利益率(%) 経常利益／売上高×100 営業外収益を含む本業における収益性 16.2% 4.43%

売上高純利益率(%) 純利益／売上高×100 会社全体の活動の結果として得られる収益性 10.7% 2.80%

参考値①：The Tata Power Company Limited のAnnual Report 2010-2011から調査団が作成

参考値②：日本の電気業1社あたりの数値（平成21年度）：経済産業省平成22年企業活動基本調査確報から調査団が作成（出典：調査団作成）

4) 効率性評価

効率性評価は、純資産回転率と売上債権回転率によって評価を行う。総資産回転率は、総

資本の効率性を測定する指標のことである。また、売上債権回転率は、売上債権の回収能力

を評価することにより、経営の効率性を分析する指標のことである。



Table 3.3.2-2 効率性評価指標



総資産回転率（回）売上高／（（期首総資産＋期末総資産）／2）

総資産に対する売上高回転率 0.67 0.38

売上債権回転率（回）売上高／（（期首売上債権＋期末売上債権）／2）

売上債権の回収能力 4.48 －


参考値②：日本の電気業1社あたりの数値（平成21年度）：経済産業省平成22年企業活動基本調査確報から調査団が作成


5) 安定性評価

安定性評価は、短期的財務安定度、長期的財務安定度、負債および支払い利子に関する安

定性評価の 3 つの観点から評価を行う。

短期的財務安定度は、流動比率と当座比率によって分析を行う。流動比率は、流動資産の

流動負債に対する比率により、短期的な財務安定度を評価するものである。また、当座比率

は、当座資産の流動負債に対する比率により、短期に現金化される当座資産を用いた債務返

済能力を評価するものである。

長期的財務安定度は、固定比率と長期固定適合比率によって分析を行う。固定比率は、固

定資産が自己資本により調達されている比率を評価するものである。また、長期固定適合比

率は、固定資産の、固定資産が自己資本と固定負債によって調達されている比率により、長

期財務安定性を評価するものである。

負債および支払利子に関する安定性評価項目は、デッド・エクイティ・レシオとインタレ

スト・カバレッジ・レシオからなる。デッド・エクイティ・レシオは、自己資本に対する他

人資本の比率を示す。また、インタレスト・カバレッジ・レシオは事業利益が金融費用の何

倍あるかを示す指標であり、金融費用の支払能力を表す。



Table 3.3.2-3 安定性評価指標



流動比率（%）流動資産／流動負債×100 企業の短期的な債務返済能力 116.66% -

当座比率（%）当座資産／流動負債×100短期に現金化される当座資産を用いた債務返済能力

23.21% -

固定比率（%）固定資産／自己資本×100 固定資産が自己資本により調達されている比率 239.51% 390%

固定長期適合比率（%）固定資産／（固定負債＋自己資本）×100

固定資産が自己資本と固定負債によって調達されている比率

82.88% -

デッド・エクイティ・レシオ（%）他人資本／自己資本×100 長期財務安定性 2.65 -

インタレスト・カバレッジ・レシオ（%）

（事業利益）／（金融費用）×100

金融費用の支払能力 4.64 -


参考値②：日本の電気業1社あたりの数値（平成21年度）：経済産業省平成22年企業活動基本調査確報から作成


6) 成長性評価

成長性は、売上高成長率と経常利益成長率によって評価を行う。売上高成長率は、売上高

の対前年度の伸びを評価するものである。また、経常利益成長率は、経常利益の前年度伸び

率を評価するものある。

Table 3.3.2-4 成長性評価指標



売上高成長率（%）（当期売上高－前期売上高）／前期売上高×100

売上高の伸びを評価 1.46% -11.6%

経常利益成長率（%）（当期経常利益－前期経常利益）／前期経常利益×100

経常利益の伸びを評価 14.10% -


参考値②：日本の電気業1社あたりの数値（平成21年度）：経済産業省平成22年企業活動基本調査確報から調査団が作成


7) 総合利益率評価

総合利益率評価は、自己資本当期純利益率（ROE）と総資本事業利益率（ROA）によって、

分析を行う。自己資本当期純利益率（ROE）は、自己資本に対する税引後純利益の比率を評

価するものである。総資産事業利益率（ROA）は総資産に対する収益性を評価するものであ

る。



Table 3.3.2-5 総合利益率評価指標


（TATA Power)

自己資本純利益率（ROE/%）当期純利益／（（期首自己資本＋期末自己資本）／2）×100

自己資本に対する収益性評価 17.04%

総資本事業利益率（ROA/%）当期事業利益／（（期首総資本＋期末総資本）／2）×100

企業の総合収益性評価 6.91%



(2) Maharashtra State Power Generation Co., Ltd.（MAHAGENCO）の財務状況


Profit & Loss Account Overview

0

500,000

1,000,000

1,500,000

2,000,000

2,500,000

Lakh

s R

s.

Expenditure

Income

Expenditure 534,221 705,479 764,940 941,864 1,077,294 1,143,123

Income 546,864 744,063 824,875 948,061 1,118,654 1,222,019

2005 2006 2007 2008 2009 2010

（出典：Annual Report of MAHAGENCO に基づき調査団作成）

Figure 3.3.2-1 MAHAGENCO の損益計算書概要

MAHAGENCO は、営業利益は黒字で推移しており、2005 年度から 2010 年度にかけても堅

調な売上の伸び（123.5%増加）を示している。しかしながら、売上の伸びと同様に費用も増

加（114.0%増加）している。




Balance Sheet Overview

0

500,000

1,000,000

1,500,000

2,000,000

2,500,000

3,000,000

3,500,000

Lakh

s R

s.

Shareholders' Equity

Non-Current Liability

Current Liability

Shareholders' Equity 299,235 332,237 348,865 398,675 485,742 576,874

Non-Current Liability 209,774 341,849 568,858 914,416 1,348,880 1,719,189

Current Liability 247,455 530,746 653,689 863,237 893,572 809,685

2005 2006 2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-2 MAHAGENCO の貸借対照表概要

MAHAGENCO の総資産は 2005 年度から 2010 年度で大きく増加している。株主資本は

MESB およびマハラシュトラ州政府からの出資によるもので、増加している（92.8%増加）が、

流動負債および固定負債の増加も著しく、それぞれ 3.27 倍および 8.20 倍の増加である。

3) 収益性評価

Profitability Evaluation

0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

12.0%

14.0%

16.0%

(%)

Operating Income Ratio

Ordinary Income Ratio

Net Profit Ratio

OperatingIncome Ratio

9.0% 11.4% 9.4% 7.3% 9.8% 14.4%

OrdinaryIncome Ratio

3.2% 5.3% 7.4% 0.7% 3.7% 6.5%

Net ProfitRatio

2.1% 3.6% 4.7% 0.8% 2.0% 6.6%

2005 2006 2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-3 MAHAGENCO の収益性評価

MAHAGENCO の売上高営業利益率は、2005 年度以降、10%前後を確保している。売上高

経常利益率、売上高純利益率においても、高くは無いもののマイナスにはなっていない。日

本の電力会社の平均値とほぼ同等の数値で推移している。



4) 効率性評価

Turnover Evaluation

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

Tota

l A

sset

Turn

ove

r Rat

io

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

Receiv

able

Turn

ove

r Rat

io

Total Asset Turnover Ratio

Receivable Turnover Rate

Total AssetTurnover Ratio

1.24 1.02 0.84 0.70 0.59

ReceivableTurnover Rate

4.82 4.77 4.19 3.74 2.92

2006 2007 2008 2009 2010

（出典：MAHAGENCO に基づき調査団作成）

Figure 3.3.2-4 MAHAGENCO の効率性評価

総資産回転率は、2005 年度から 2010 年度にかけて、総資産の増加に伴い、数値が減少し

ている。一般的に電力部門のような設備集約的な業種では低い数値が算出されがちではある

が、日本の電力会社の平均値より高い数値である。また、売上債権回収率は、3.0～5.0 程度

であり、特にこの点で問題は見受けられない。したがって、資産、債権に係る効率性は概ね

一定の水準にあると判断できる。

5) 安定性評価

Stability Evaluation-1

0.00%

20.00%

40.00%

60.00%

80.00%

100.00%

120.00%

140.00%

Lak

hs

Rs.

Current Ratio

Quick Ratio

Current Ratio 99.84% 108.55%113.62%110.64%122.72%127.43%

Quick Ratio 1.29% 0.87% 0.20% 2.20% 2.42% 0.54%

2005 2006 2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-5 MAHAGENCO の安定性評価-1

流動比率は、100%前後であり、一般的には 200%程度あると債務返済能力が高いとされる

が、安定的であると判断される。一方、当座比率は非常に低い数値で推移しており、手元流

動性が低いことを反映している。したがって、超短期の流動性には問題があるものの、短期

的な財務状況は安定していると判断できる。




0.00%

50.00%

100.00%

150.00%

200.00%

250.00%

300.00%

350.00%

400.00%

Lak

hs

Rs. Fixed Asset Ratio

Fixed Assets to FixedLiability Ratio

Fixed AssetRatio

170.24%

189.24%

237.54%

306.32%

335.90%

359.51%

Fixed Assets toFixed LiabilityRatio

100.08%

93.27%94.49%95.80%91.43%93.67%

2005 2006 2007 2008 2009 2010



固定比率は 2005 年度に比べ 2010 年度ではかなりの増加を示している。これは自己資本の

増加より固定資産の増加が著しいことが原因である。また、固定長期適合率は約 100%程度を

推移しており、固定負債を考慮すると、長期的な財務安定度については問題がないと判断で

きる。


0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

4.50

5.00

Debt

Equ

ity

Rat

io

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

Inte

rest

Cove

rage

Rat

io

Debt Equity Ratio

Interest Coverage RatioDebt EquityRatio

1.53 2.63 3.50 4.46 4.62 4.38

InterestCoverage Ratio

2.25 2.97 5.97 1.14 1.88 2.20

2005 2006 2007 2008 2009 2010



デッド・エクイティ・レシオは 2005 年度から 2010 年度までに 3 倍程度増加しているが、

原因は借入の増加によるものである。また、インタレスト・カバレッジ・レシオは借入の増

加に伴い、金融費用が 2005 年度から 2010 年度までの間に約 4 倍に増加しているが、横ばい

にある。しかしながら、金融費用負担の面で若干の課題があると考えられるが、事業利益も

増加しており、当面は問題がないと思われる。いずれにせよ、借入の圧縮や自己資本の増加

も検討すべきと思われる。



6) 成長性評価

Growth Evaluation

-200.00%

-100.00%

0.00%

100.00%

200.00%

300.00%

400.00%

500.00%

600.00%

700.00%

Grorth Rate in Turnover

Growth Rate in OrdinaryIncome

Grorth Rate inTurnover

36.06% 10.86% 14.93% 17.99% 9.24%

Growth Rate inOrdinary Income

126.65% 55.33% -89.66% 567.47% 90.76%

2006 2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-8 MAHAGENCO の成長性評価

売上高成長率は年々2 桁で上昇している。経常利益成長率は 2008 年度の数値（対前年度）

が一時的にマイナスとなった以外は、非常に高い成長率で推移している。


Overall Profitability Evaluation

0.00%

2.00%

4.00%

6.00%

8.00%

10.00%

12.00%

14.00%

16.00%

(%) Return on Equity

Return on Asset

Return on Equity 8.40% 11.08% 1.96% 5.03% 15.06%

Return on Asset 4.71% 3.59% 2.78% 2.82% 5.00%

2006 2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-9 MAHAGENCO の総合利益率評価

自己資本純利益率および総資本事業利益率については、プラスの数値で推移しているため、

MAHAGENCO は財務安定性には問題はないものの、金利やインフレを考慮すると、利益率

の面では改善の余地がありそうである。



(3) Maharashtra State Electricity Transmission Co., Ltd.（MAHATRANSCO）の財務状況



0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000Lakh

s R

s.

Expenditure

Income

Expenditure 143,311 171,348 154,379 188,932

Income 165,337 193,130 170,810 214,823

2007 2008 2009 2010

（出典：Annual Report of MAHATRANSCO に基づき調査団作成）

Figure 3.3.2-10 MAHATRANSCO の損益計算書概要

MAHATRANSCO は、営業利益は 2007 年度以降黒字で推移しているが、2009 年度は一時

的に売上が落ち込んだ。2009 年度以外は堅調に売上を伸ばしている。一方で、売上の伸びと

同様に費用も増加しており、営業利益の額は伸びていない。



0

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

1,400,000

Lakh

s R

s.



Current Liability

Shareholders' Equity 340,945 283,658 308,160 341,094

Non-Current Liability 248,691 346,757 468,341 674,797

Current Liability 134,800 215,655 244,000 256,779

2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-11 MAHATRANSCO の貸借対照表概要



MAHATRANSCO の総資産は 2007 年度以降増加傾向にあり、自己資本（ほぼ変わらず）お

よび流動負債（90.5%の増加）の伸びに比べ、特に固定負債の額が高い伸び（2.7 倍）を示し

ている。

3) 収益性評価


0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

(%)



Net Profit Ratio


57.1% 42.2% 45.8% 50.7%


24.6% 11.4% 24.8% 25.9%

Net ProfitRatio

18.4% 7.2% 17.1% 16.8%

2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-12 MAHATRANSCO の収益性評価

MAHATRANSCO の売上高営業利益率は、40%以上を確保しており、非常に高い数値を示

している。売上高経常利益率、売上高純利益率においてもほとんど 10%を大きく上回る数字

を示しており、極めて利益率は高いと判断できる。



4) 効率性評価

Turnover Evaluation

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

Tota

l A

sset

Turn

ove

r Rat

io

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

Receiv

able

Turn

ove

r Rat

io

Total Asset TurnoverRatio


Total AssetTurnoverRatio

0.54 0.31 0.23 0.23

ReceivableTurnoverRate

21.40 11.77 10.55 10.16

2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-13 MAHATRANSCO の効率性評価

総資産回転率は、一般的には設備集約的な業種である電力部門では低い数値が算出される

が、日本の電力会社平均値と同等の数値である。また、売上債権回転率は、売上債権の額が

低い水準に抑えられていることもあり、高い数値を示している。したがって、資産、債権に

係る効率性は、電力部門の企業としては、高い水準にあると判断できる。

5) 安定性評価


0.00%

20.00%

40.00%

60.00%

80.00%

100.00%

120.00%

Lak

hs

Rs.

Current Ratio

Quick Ratio

Current Ratio 111.26% 81.52% 56.62% 47.76%

Quick Ratio 38.95% 24.01% 14.72% 14.19%

2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-14 MAHATRANSCO の安定性評価-1

流動比率は、流動負債の増加に伴い減少傾向にあり、短期的返済能力が低くなっているこ

とを示している。一方、当座比率も同様に減少傾向にあり、手元流動性が低い状態であるこ

とを反映している。したがって、短期および超短期の流動性には、改善の必要があると思わ

れる。




0.00%

50.00%

100.00%

150.00%

200.00%

250.00%

300.00%

350.00%

400.00%

Lak

hs


Fixed Assets to FixedLiability Ratio

Fixed AssetRatio

168.43% 235.75% 285.83% 336.26%


97.39% 118.44% 124.98% 122.61%

2007 2008 2009 2010



固定比率は 2007 年度以降、かなりの増加を示している。これは自己資本の増加より固定資

産の増加が著しいことが原因である。ただし、固定長期適合率は約 100%程度を推移しており、

固定負債を考慮すると、長期的な財務安定度については問題がないと判断できる。


0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

Debt

Equ

ity

Rat

io

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

Inte

rest

Cove

rage

Rat

io

Debt Equity Ratio


1.12 1.98 2.31 2.73


2.51 1.69 2.05 2.12

2007 2008 2009 2010



デッド・エクイティ・レシオは 2007 年度以降までに 2.5 倍程度増加しているが、原因は借

入の増加によるものである。また、インタレスト・カバレッジ・レシオは借入の増加に伴い、

金融費用が 2007 年度以降、高い数値で推移している。金融費用負担の面で若干の課題がある

と考えられるが、事業利益が安定的であるために、当面は問題がないと思われる。いずれに

せよ、借入の圧縮や自己資本の増加も検討すべきと思われる。



6) 成長性評価

Growth Evaluation

-60.00%

-40.00%

-20.00%

0.00%

20.00%

40.00%

60.00%

80.00%

100.00%




16.81% -11.56% 25.77%


-45.45% 86.21% 36.89%

2008 2009 2010


Figure 3.3.2-17 MAHATRANSCO の成長性評価

売上高成長率は、売上高が一時的に落ち込んだ 2009 年度（対前年比）以外は年々2 桁で上

昇している。経常利益成長率は 2008 年度の数値（対前年度）が一時的にマイナスとなった以

外は、非常に高い成長率で推移している。



0.00%

2.00%

4.00%

6.00%

8.00%

10.00%

12.00%

14.00%

16.00%

18.00%

20.00%


Return on Asset

Return on Equity 17.17% 4.29% 9.25% 10.85%

Return on Asset 15.20% 5.66% 6.97% 7.32%

2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-18 MAHATRANSCO の総合利益率評価

自己資本純利益率および総資本事業利益率については、プラスの数値で推移しているため、

MAHATRANSCO は財務安定性には問題はないものの、金利やインフレを考慮すると、利益

率の面では改善の余地がありそうである。



(4) Maharashtra State Electricity Distribution Co., Ltd.（MAHADISCOM）の財務状況



0

1,000,000

2,000,000

3,000,000

4,000,000

5,000,000

6,000,000

7,000,000

8,000,000Lakh

s R

s.

Expenditure

Income

Expenditure 1,455,476 2,035,389 2,090,421 2,617,504 2,981,157 3,513,052

Income 1,425,135 1,975,092 2,099,916 2,479,845 2,918,859 3,451,725

2005 2006 2007 2008 2009 2010

（出典：Annual Report of MAHADISCOM に基づき調査団作成）

Figure 3.3.2-19 MAHADISCOM の損益計算書概要

MAHADISCOM は、売上は堅調に伸びているものの、2007 年度以外は、営業赤字を記録し

ている。売上の増加または、支出削減の努力が必要である。



0

500,000

1,000,000

1,500,000

2,000,000

2,500,000

3,000,000

3,500,000

Lakh

s R

s.



Current Liability

Shareholders' Equity 364,622 454,242 548,327 541,452 545,996 539,359

Non-Current Liability 370,671 379,490 428,815 510,513 697,667 1,007,373

Current Liability 486,370 664,362 913,803 1,214,994 1,309,101 1,652,287

2005 2006 2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-20 MAHADISCOM の貸借対照表概要

MAHADISCOM の総資産構成の特徴は、流動負債の比率が多く、またその額も増加（2.7

倍）している点である。流動負債の多くを、売電にかかる売掛金および消費者からのデポジッ

トが占め、これらも年々増加している。



3) 収益性評価


-7.0%

-6.0%

-5.0%

-4.0%

-3.0%

-2.0%

-1.0%

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

(%)



Net Profit Ratio


-0.1% -0.4% 2.8% -5.4% -1.7% 0.8%


-2.2% -3.2% 0.5% -5.9% -2.3% -1.8%

Net ProfitRatio

-2.2% -3.2% 0.5% -3.9% -3.3% -3.2%

2005 2006 2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-21 MAHADISCOM の収益性評価

MAHADISCOM の売上高営業利益率は、2007 および 2010 年度以外はすべてマイナスで推

移している。売上高経常利益率、売上高純利益率においても 2007 年度以外はマイナスで推移

しており、MAHADISCOM は収益性の悪い状態が続いている。

4) 効率性評価

Turnover Evaluation

2.20

2.30

2.40

2.50

2.60

2.70

2.80

2.90

3.00

Tota

l A

sset

Turn

ove

r Rat

io

2.20

2.30

2.40

2.50

2.60

2.70

2.80

2.90

3.00

Receiv

able

Turn

ove

r Rat

io

Total Asset Turnover Ratio


Total AssetTurnoverRatio

2.90 2.48 2.59 2.67 2.46

ReceivableTurnoverRate

2.94 2.61 2.49 2.47 2.61

2005 2006 2007 2008 2009


Figure 3.3.2-22 MAHADISCOM の効率性評価



総資産回転率は、2005 年度から 2010 年度にかけて、ほぼ横ばいで推移している。一般的

に電力部門のような設備集約的な業種では低い数値が算出されがちではあるが、日本の電力

会社の平均値より高い数値である。また、売上債権回収率は、2.5 前後であり、特にこの点で

問題は見受けられない。したがって、資産、債権に係る効率性は概ね一定の水準にあると判

断できる。

5) 安定性評価


0.00%

20.00%

40.00%

60.00%

80.00%

100.00%

120.00%

140.00%

Lak

hs

Rs.

Current Ratio

Quick Ratio

Current Ratio 121.56%122.14%125.44%109.39%113.42%100.59%

Quick Ratio 3.56% 8.17% 12.89% 4.26% 10.49% 3.37%

2005 2006 2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-23 MAHADISCOM の安定性評価-1

流動比率は、100%前後であり、一般的には 200%程度あると債務返済能力が高いとされる

が、安定的であると判断される。一方、当座比率は低い数値で推移しており、手元流動性が

低いことを反映している。したがって、超短期の流動性には問題があるものの、短期的な財

務状況は安定していると判断できる。




0.00%

50.00%

100.00%

150.00%

200.00%

250.00%

300.00%

Lak

hs


Fixed Assets to Fixed LiabilityRatio

Fixed Asset Ratio 130.66 126.19 122.25 147.59 180.02 283.85


64.79% 68.75% 68.60% 81.04% 81.37% 98.98%

2005 2006 2007 2008 2009 2010



固定比率は、2008 年度以降増加しているが、これは自己資本が増加せずに固定資産の増加

が増加したためである。また、固定長期適合率は 100%を下回っているが、改善傾向にあり、

固定負債を考慮すると、長期的な財務安定度については問題がないと判断できる。


0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

Debt

Equ

ity

Rat

io

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

Inte

rest

Cove

rage

Rat

io

Debt Equity Ratio


2.35 2.30 2.45 3.19 3.68 4.93


0.11 0.05 1.14 -0.75 0.31 0.43

2005 2006 2007 2008 2009 2010



デッド・エクイティ・レシオは、2008 年度以降増加しているが、原因は借入の増加による

ものである。また、インタレスト・カバレッジ・レシオは、ゼロ％前後で推移しており、金

融費用負担の面で問題があると考えられ、借入の圧縮や自己資本の増加も検討すべきと思わ

れる。



6) 成長性評価

Growth Evaluation

-1800.00%

-1600.00%

-1400.00%

-1200.00%

-1000.00%

-800.00%

-600.00%

-400.00%

-200.00%

0.00%

200.00%




38.59% 6.32% 18.09% 17.70% 18.26%


98.73% -115.75% -1549.80% -54.74% -1.56%

2006 2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-26 MAHADISCOM の成長性評価

売上高成長率は堅調に伸びており、今後も増加傾向にあると思われる。しかしながら、経

常利益成長率は、対前年度比でほとんどマイナスとなっており、経常赤字が慢性化している。



-25.00%

-20.00%

-15.00%

-10.00%

-5.00%

0.00%

5.00%

10.00%


Return on Asset

Return on Equity -14.82% 1.81% -17.02% -17.01% -19.83%

Return on Asset 0.19% 4.43% -0.67% -0.10% 0.02%

2006 2007 2008 2009 2010


Figure 3.3.2-27 MAHADISCOM の総合利益率評価

自己資本純利益率および総資本事業利益率については、純利益および事業利益の黒字を記

録した 2007 年度以外は、ほとんどマイナスの数値である。利益率を考慮することも重要だが、

それ以前に、利益を生み出す体質へ企業を改善することも重要である。



3.4 電力需給

3.4.1 電力需給

図 3.4.1-1 に示すように、インド全土において慢性的な電力不足が続く中でも、2010 年度のマ

ハラシュトラ州の電力不足は突出している。

-4,000

-3,500

-3,000

-2,500

-2,000

-1,500

-1,000

-500

0Cha

ndigar

h

Delhi

Harya

na

Himac

hal P

rade

sh

Jammu

& Kas

hmir

Punjab

Rajas

than

Uttar

Pra

desh

Uttar

anch

al

Chh

attis

garh

Gujar

at

Mad

hya

Prad

esh

Mah

aras

htra

Goa

Andhr

a Pra

desh

Karna

taka

Kerala

Tamil

Nad

u

Pondich

erry

Bihar

DVC

Jhar

khan

d

Oris

sa

Wes

t Ben

gal

Aruna

chal P

rade

sh

Assam

Man

ipur

Meg

halaya

Mizor

am

Nagalan

d

Tripur

a

Peak D

efi

cit

(M

W)

（出典：CEA Annual Report）

Figure 3.4.1-1 インドの大電力（2010 年度）

第 9 次五ヵ年計画以降のマハラシュトラ州の電力需給バランスを図 3.4.1-2 に示す。需給差の絶

対量は、多少の増減はあるものの拡大傾向が見られる。その原因は、後述するように、第 10 次、

第 11 次 5 ヵ年計画における電源開発計画達成率が、約 50%に止まっていることにある。

(5,000) (40,000)

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

9th PlanEnd

2002/3 2003/4 2004/5 2005/6 2006/7 2007/8 2008/9 2009/1020010/1120011/12Pow

er

Dem

and (

MW

)

0

40,000

80,000

120,000

160,000

200,000

Energ

y D

em

and (

MW

h)

Peak Demand (MW) Peak Met (MW) Peak Deficit (MW)

Energy Requirement (MWh) Energy Availability (MWh) Energy Deficit (MWh)

（出典：Monthly Report of Power Supply, CEA）

Figure 3.4.1-2 マハラシュトラ州の電力需給バランス



3.4.2 電力需要特性

2010 年 1 月、2011 年 1 月および 2012 年 1 月の日負荷曲線と周波数の変動を図 3.4.2-1 に示す。

日大負荷は、2010 年が 20 時、2011 年が 19 時と夜の点灯ピークであったのが、2012 年には 12

時に発生している。夜の点灯時に日大負荷が発生するのは、発展途上国の電力需要特性である

が、昼間に日大負荷が発生するのは、工場の操業などの産業活動と空調（エアコン）の需要に

よるものである。その意味では、マハラシュトラ州の電力需要特性は、発展途上国型から先進工

業国型に移りつつあると言える。

日本では、12 時から 13 時にかけて昼休みのため、電力需要が落ち込むが、インドでは昼休み

が遅いことから（通常 13 時から 14 時）12 時に日大負荷が発生しているものと推測される。

下図より、電力不足による周波数の低下も明らかである。2010 年と 2011 年の深夜帯には、周

波数が 50Hz を上回っているが、2012 年には全時間帯で周波数が 50Hz を下回っている。

0

5 ,000

10 ,000

15 ,000

20 ,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Pow

er D

eman

d (M

W)

49 .50

50 .00

50 .50

51 .00

51 .50

Freq

uenc

y (H

z)

Jan. 2010 Jan. 2011 Jan. 2012

F(Jan.2010) F(Jan.2011) F(Jan.2012)

（出典：Daily Report, MAHATRANSCO）

Figure 3.4.2-1 マハラシュトラ州の日負荷曲線と周波数

Figure 3.4.2-2 は、2012 年 3 月 29 日の日負荷曲線と需要に充当される発電設備を示す。この日

も日大負荷は 12 時発生している。昼間に日大負荷が発生する傾向は、2012 年 1 月より顕著

である。すべての時間帯で電力が不足しており、13 時には大 1,556MW が不足している。

日大負荷に対する発電設備は、マハラシュトラ州発電会社が所有する石炭火力、ガス火力お

よび水力発電所が約 35％、中央政府所有する発電所からの融通が約 33%、IPP からの需要が約 23%

および供給カットが約 8%となっている。



MSGenco Coal

MSGenco Hydro MSGenco GasWind

Central Sector

Captive Power Plant(IPP)

IPP (Tata+Relience)

Load Shedding

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

13,000

14,000

15,000

16,000

17,000

18,000

19,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Pow

er D

eman

d (M

W)

（出典：MAHATRANSCO）

Figure 3.4.2-2 2012 年 3 月 29 日の日負荷曲線

3.5 電力設備

3.5.1 発電設備

マハラシュトラ州の発電設備は、事業者別に、州セクター、民間セクター、中央セクターに分

れている。中央セクターの発電事業者としては、火力発電公社（NTPC: National Thermal Power

Corporation Ltd.）、水力発電公社（NHPC: National Hydroelectric Power Corporation Ltd.）、インド原

子力発電公社（NPCIL: Nuclear Power Corporation of India Ltd.）などがある。

2012 年 3 月時点のマハラシュトラ州の電力設備容量は 26,142MW で、石炭火力 57％、ガス火

力 13％、原子力 3％、水力 13％、再生可能エネルギー14％で構成され、石炭火力、ガス火力が

70％と大きな割合を占めている。



Table 3.5.1-1 マハラシュトラ州発電設備容量（2012年3月31日時点）

(Unit: MW) Coal Gas Nuclear Hydro RES2

Total States 8,650 672 0 2,885 287 12,494 Private 3,886 180 0 447 3,343 7,856 Central 2,478 2,624 690 0 0 5,792 Total 15,014 3,476 690 3,332 3,630 26,142 Ratio 57% 13% 3% 13% 14% 100%

（出典：CEA Monthly Report）

2008 年度から 2011 年度までのマハラシュトラ州の電源構成を Figure 3.5.1-1 に示す。この間の

発電設備の増強は、石炭火力が主役で、再生可能エネルギーがそれに続いている。ガス火力と水

力は、ほとんど変っていない。

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2008/2009 2009/2010 2010/2011 2011/2012

Inst

alled

Cap

acity（

MW

)

Coal Gas Nuclear Hydro RES （出典：Annual Report, Ministry of Power）

Figure 3.5.1-1 マハラシュトラ州の電源構成

石炭火力が、電力需要の増加に対応する重要な役割を担っているが、Figure 3.5.1-2 に示すよう

に、石炭火力の新規建設は、州、民間、中央の何れも貢献している。

2 RES: Renewable Energy Sources



0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

2008/2009 2009/2010 2010/2011 2011/2012

Inst

alle

d C

apac

ity

(MW

)

States Private Central （出典：Annual Report, Ministry of Power）

Figure 3.5.1-2 マハラシュトラ州のセクター別石炭火力発電所

マハラシュトラ州発電会社の発電設備を Table 3.5.1-2 に示す。

Table 3.5.1-2 マハラシュトラ州の発電設備（2011年11月31日時点）

Power Station Unit Capacity (MW) Total Capacity (MW) Coal Thermal Nasik No. 3 210 No. 4 210 No. 5 210

610

Koradi No. 5 200 No. 6 210 No. 7 210

620

Bhusawal No. 2 210 No. 3 210 No. 4 500 No. 5 500

1,420

Parli No. 3 210 No. 4 210 No. 5 210 No. 6 250 No. 7 250

1,130

Paras No. 3 250 No. 4 250 500

Chandrapur No. 1 210 No. 2 210 No. 3 210 No. 4 210 No. 5 500 No. 6 500 No. 7 500

2,340

Khaparkheda No. 1 210 No. 2 210 No. 3 210

1,340



Power Station Unit Capacity (MW) Total Capacity (MW) No. 4 210 No. 5 500 Total 7,980 Gas Themal Uran No. 5 108 No. 6 108 No. 7 108 No. 8 108

432

Uran EHR AO 120 BO 120 240

Total 672 Hydro Koyna-I 320 320 Koyna-II 280 280 Koyna-III 320 320 Koyna-IV 1,000 1,000 Koyna DPH 36 36 Vaitarna 60 60 Bhira-TR 80 80 Tillari 60 60 Bhandardara 34 34 Penchi-(1/3) Share 53 53 Sardar Sarovar (27%) 392 392 Ghatghar PSS 250 250 Total 2,885 2,885

（出典：MAHAGENCO）

3.5.2 送変電設備

インドで採用されている送電電圧は 765kV、400kV、220kV、132kV、110kV、66kV、33kV で

ある。一部直流送電線も有している。

マハラシュトラ州の送電部門は中央セクターである国営送電公社（Power Grid Corporation of

India Limited: PGCIL）と州セクターである州電力会社（Maharashtra State Electricity Transmission

CO., LTD.: MAHATRANSCO）である。

765kV、400kV の送変電設備については PGCIL、一部の 400kV と 220kV 以下の送変電設備につ

いては MAHATRANSCO が建設・運営を行っている。

3.6 配電事業の現状

3.6.1 電力市場（マーケット）の現状

2003 年の Electricity Act では商品同様電力を取引するための規定が盛り込まれ、電力の取引を

行うための市場を創設することが決定された。2007 年 2 月に電力の規制を担当する Central

Electricity Regulatory Committee（CERC）が全国レベルでの電力取引を行うためのガイドラインを

制定し、電力取引市場創設のベースが出来上がった。



(1) 電力取引業者

2012 年時点で Indian Power Exchange Limited（IEX）および Power Exchange India Limited

（PXIL）の 2 社が市場取引を行っている。この 2 社に加えて National Power Exchange Limited

（NPEX）および Marquis Energy Exchange Limited（MEX）が取引開始の準備を行っている。

取引実績を有する２社の概要を以下に示す。

Indian Energy Exchange Ltd（IEX）

IEX は 2008 年 6 月に取引を開始した。プロモーターおよび出資者は以下のとおりである。

Promoters: Financial Technologies（India）Ltd,

PTC India Financial Services Limited（PFS）

Equity Partners: Adani Enterprises,

Infrastructure Development Finance Company（IDFC）,

Jindal Power Limited,

Lanco Infratech,

Reliance Energy,

Rural Electrification Corporation and Tata Power Company.

IEX には以下の取引メニューが用意されている。

・翌日分取引（Day Ahead Market および Day Ahead Contingency）、

・一週間先の特定日取引（Daily Contract）、

・二週間先までの取引（Weekly Contract）

・数時間先取引（Intra-day Contract）

IEX では全国を 12 の地域に分けており、マハラシュトラ州は W2 地域に分類されている。W2

地域には、マハラシュトラ州の他に Gujarat, Goa, Daman and Diu-1, Daman and Diu-2, Dadar and

Nagar Haveli, North Goa が含まれる。

Power Exchange India Limited（PXIL）

PXIL は 2008 年 10 月に取引を開始した。プロモーターおよび出資者は以下のとおりである。

Promoters: National Stock Exchange of India Limited（NSE）

National Commodity & Derivatives Exchange Limited（NCDEX）

Equity Partners: Power Finance Corporation Limited（PFC）,

Gujarat Urja Vikas Nigam Limited

Madhya Pradesh Power Trading Company Limited

West Bengal State Electricity Distribution Company Limited,

GMR Energy Limited,

JSW Energy Limited,

Tata Power Trading Company Limited



PXIL では小規模な発電業者の参入を促すために低入札規模を１MW にしたり、15 分刻みの

取引を取り入れたりするなど、市場の活性化に向けての新機軸を打ち出している。

PXIL では以下の取引メニューが用意されている。

・翌日分取引（Day Ahead Spot および Day Ahead Contingency）

・週間取引（Weekly）

PXIL では全国を 10 の地域に分けており、マハラシュトラ州は W2 地域に分類されている。W2

地域には、マハラシュトラ州の他に、Gujarat、Daman and Diu、Dadar and Nagar Haveli、 North

Goa が含まれる。（なお、IEX の地域分類に含まれている Goa がここでは除外されている。）

(2) 電力取引実績

Table 3.6.1-1 に、PXIL と IEX の全国レベルでの取引規模を示す。2011-12 年度における電力

取引量は IEX が 14.41BU、PXIL が 1.14BU であり、各社のシェアは IEX が 93%、PXIL が 7%

となっている。年毎にシェアが変動するものの、IEX における取引が圧倒的な優位を占めてい

る。

Table 3.6.1-1 インドの電力取引市場シェア

(Unit: BU) FY IEX PXIL Total Rs./kWh Market Size in Crore

2008-09 2.62 (95%) 0.15 2.77 --- --- 2009-10 6.27 (87%) 0.92 7.19 4.96 3,563 2010-11 12.71 (82%) 2.81 15.52 3.47 5,389 2011-12 14.41 (93%) 1.14 15.54 3.57 5,553 (出典：Report on Short-term Power Market in India: 2011-12 (CERC))

IEX におけるマハラシュトラ州を含む W2 地域での取引実績を Table 3.6.1-2 に示す。この表

から、取引量については 2008 年の 443,184MWh から 2011 年には 2,283,904MWh へと毎年拡大

し、平均価格は 7072INR/MWh から 3382INR/MWh へと低下していることが分かる。すなわち、

一般的な傾向としては、取引量の増加に伴い取引価格も次第に低下してきていると言える。

Table 3.6.1-2 IEXのW2地域における取引価格および取引量の推移

Year 2008 2009 2010 2011 Average (Round the Clock) 7,072.32 5,193.91 3,540.72 3,381.53 Rs./MWh

Peak 7,779.63 5,756.88 4,104.13 3,919.03 Rs./MWhNon Peak 6,836.55 5,006.25 3,352.91 3,202.36 Rs./MWh

Day 7,811.12 6,159.57 3,837.35 3,685.31 Rs./MWhNight 5,574.26 3,665.59 2,884.06 2,744.34 Rs./MWh

Morning 7,340.06 5,334.09 3,325.64 3,158.73 Rs./MWhVolume 433,184 867,629 1,957,846 2,283,904 MWh

(出典：IEX website)



3.6.2 コスト

州営配電会社（MSEDCL）の過去 5 年間のコストの内訳を Table 3.6.2-1 に示す。

2010/11 年度の経費合計額は 3,513,052 Lacs で、このうち、電力購入費は 2,894,945 Lacs を占め

ている。すなわち、コストのうちの 80%以上が電力の購入に要する経費となっており、その比率

は過去 5 年間余り大きな変動なく推移している。なお、電力購入費の内訳としては、発電会社へ

の支払いが 90%、送電会社等への支払いが 10%となっている。

Table 3.6.2-1 MSEDCLの年間支出額

(Unit: Rupee in Lacs) Item 2006/07 2007/08 2008/09 2009/10 2010/11

1. Purchase of Power 1,627,664 1,700,639 2,060,630 2,384,195 2,894,945Power purchase from generators 1,490,875 1,526,062 1,851,516 2,199,558 2,652,439Wheeling/Transmission charges 136,789 174,577 209,114 184,637 242,506

2. Employee Costs 203,706 179,526 239,839 183,807 204,6873. Administration and General Expenses 20,694 27,391 91,627 89,899 74,6134. Other Expenses 41,626 52,580 81,940 152,017 123,9305. Depreciation 50,225 53,983 64,677 81,227 106,7476. Interest and Financial Charges 63,289 66,023 78,790 90,013 108,130TOTAL 2,007,204 2,080,142 2,617,503 2,981,158 3,513,052

(出典：MAHAVITARAN Annual Report)

マハラシュトラ州で配電事業を実施している会社のうち、MSEDCL、TATA Power （Distribution）、

RInfra（Distribution）のコスト比較を Table 3.6.2-2 に示す。送電費用を含む電力購入費を見ると、

MSEDCL は平均 3.204 Rp/kWh で電力を購入しており、この単価水準は他の 2 社に比べて約 70%

となっている。しかし、単位販売電力量当たりのコストをみると、特に TATA についてはその差

が大きく縮まる。これは各社の配電損失率の違いが反映されているものと考えられる。

Table 3.6.2-2 配電会社の配電単価比較

Item unit MSEDCL TATA-D RINFRA-D Power Purchase （PP） - PP Volume MU 90,341 4,620 8,641 - Payment for PP Crore 28,949 2,073 3,702 - Unit cost for PP Rupee/kWh 3.204 4.486 4.284 Total cost - Power Sale Volume MU 71,280 4,401 7,448 - Total Cost for Distribution Crore 35,131 2,247 4,945 - Unit cost Rupee/kWh 4.929 5.107 6.639(出典：各社年報等に基づき調査団作成)

MSEDCL の平均電力購入単価の推移を Table 3.6.2-3 に示す。過去 3 年間において 8～19%の高

い率で購入単価が増加していることが分かる。



Table 3.6.2-3 MSEDCLの平均電力購入単価

Unit 2006/07 2007/08 2008/09 2009/10 2010/11 Purchase of Power Lacs 1,627,664 1,700,639 2,060,630 2,384,195 2,894,945Power Purchase MU 75,436 78,597 79,871 85,474 90,341Unit cost Rp/kWh 2.158 2.164 2.580 2.789 3.204Increase 100% 119% 108% 115%(出典：MSEDCL Annual Report に基づき調査団作成)

ちなみに、MSPGCL から MSEDCL への売電料金については、固定料金と従量料金が設定され

ている。火力発電所は地点別に料金が設定されているが、水力発電所は一括となっている。Table

3.6.2-4 に 2012 年度の MSPGCL の料金表抜粋を示す。

Table 3.6.2-4 MSPGCLの電力料金表抜粋

Energy Charge (Rs/kWh) Station name Fixed Charge (Rs. Crs.) Thermal power Peak hours Non Peak hours

Chandrapur 867.64 2.09 --- --- Parli 308.10 2.75 --- --- Nashik 278.73 3.91 --- --- Uran 174.55 2.06 --- --- Hydropower 520.20 --- 2.00 1.65 (出典：MERC Order Case No.06 of 2012)

3.6.3 料金

電気料金体系は固定料金と従量料金の二部制度を引いている。例えば MSEDCL の料金表（2011

年 11 月 1 日施行）では家庭用の料金（100kWh まで）は固定料金 Rs.30／月（単相）、Rs.2.82/kWh

となっている。なお、別途貧困層（Below Poverty Line）向けの料金として固定料金 Rs.3／月、

Rs.0.89/kWh を設定している。

配電会社各社の 2010-11年度の売電収入額を売電量で除して算出した総合平均電力単価をTable

3.6.3-1 に示す。

Table 3.6.3-1 総合平均電力単価比較

Item Unit MAHA RINFRA TATA BEST Power Sale Revenue Crore 3,324 4,450 2,371 2,678 Power Sold MU 7,128 7,448 4,401 4,267 Unit Cost Rp/kWh 4.66 5.97 5.39 6.27(出典：各社年報等に基づき調査団作成)

この中で MSEDCL が一番安い料金水準となっているが、その理由のひとつとしては相互補助

制度が考えられる。この制度では電気料金は工業および商業のカテゴリーの料金を高めに、家庭

用や農業用の料金を安く設定している。一方で、MSEDCL は商工業者の集中しているムンバイ都

市部への電力供給を行っていないことから、相互補助の原資となるカテゴリーからの充分な料金

回収がなされていない状況があるものと考えられる。



配電会社が需要家向けに設定する電気料金は配電会社ごとに MERC の審査を受けて決定され

る。原則としては経営に要した実費に適正な報酬を上乗せした金額を回収する（コストプラス法）

ため、各社は前年度の決算実績をベースに将来予測を盛り込んだ単価改定資料を 11 月 30 日まで

に取りまとめて、MERC に提出する。MERC は公聴会を開催し、120 日以内すなわち翌年の 3 月

末までにその内容を審査し、新料金を決定するというプロセスを踏んでいる。ただし、MERC の

審査においては必ずしも事業に要した経費を全て料金計算に算入することが認められるとは限

らないために、電力会社には常に経営努力が求められている。

MERC は複数年料金（Multi Year Tariff：MYT）の導入を決定し、2011 年からの施行を目論んだ。

MYT 導入のメリットとしては、需要家にとって 5 年間の長期的な見通しがわかり、事業計画が立

てやすくなることや、電力会社の営業効率の向上を通じての長期的に料金低減が図ることができ

る。例えば送配電ロスの低減による収入増が生じた場合には、1/3 は料金値下げの原資、1/3 は配

電会社の内部留保、1/3 は配電会社への使用目途制限の無い配分となり、経営努力のインセンティ

ブが働くような仕組みとなっている。

MYT では 5 年間の料金を決めるもので、電力会社は営業計画を作成し、カテゴリー別の売り上

げおよび需要想定、電力調達計画、投資計画、融資計画、数値目標等を作成し、その計画に基づ

いて必要経費、料金収入等を見積もり、MERC への料金認可申請をするものである。なお、火力

発電所で使用される燃料の費用については、価格の変動要素が大きいため、半年ごとに調整を行

うことができることとされている。

しかし、規定の内容の解明が充分になされていない等の理由から、2012 年までの施行を免除が

認められている電力会社もあり、現時点で MYT を導入している配電会社は TATA POWER のみで

ある。

3.6.4 電力損失

インドにおいては、配電損失は技術損失のみならず盗電や回収漏れ等の商業損失の要素が多い

ことから、通常の Distribution Loss に加えて、Aggregate Technical and Commercial Loss（AT&C）と

いう指標を使用している。AT&C の定義は以下の通りである。

AT&C Loss (%) = (Energy Input – Energy Realised) × 100

Energy Input

Energy Realised = Energy Billed × Collection Efficiency

Collection Efficiency (%) = Amount Realised × 100

Amount Billed

MSEDCL の配電損失率の推移を Table 3.6.4-1 に示す。



Table 3.6.4-1 MSEDCLの配電損失の推移

Item/Year 2006/07 2007/08 2008/09 2009/10 2010/11 Distribution Loss 29.50% 24.09% 21.98% 20.60% 17.28%

AT&C Loss 33.98% 26.08% 24.62% 21.41% 18.45% (出典：MSEDCL Annual Report)

MSEDCL は配電損失を低減するために、次のような方策を講じている。

技術的ロス・配電網の強化

・ 33/11kV 変電所・送電線の新設、

・既設変電所の容量増加、

・低圧･高圧比の改善、

・高圧配電システム等

商業的ロス・ 43 班の盗電対策チーム編成

・ 6 箇所の盗電対応専門の交番設置

・反盗電キャンペーン

・電気メーター取替え

・配電トランス計測（DTC Metering）

・高損失地区のフランチャイズ化

・定期的な損失削減レビュー等

このような努力の結果、2010/11 年度時点での配電損失は 17.28%となっており、2011/12 年度に

はこの数値が 16.27%にまで下がるものと期待されている。

マハラシュトラ州で営業する各配電会社の配電損失率を Table 3.6.4-2 で比較した。RInfra は

AT&C ロスを計算していないとしている。

Table 3.6.4-2 マハラシュトラ州の配電損失率比較

Item MSEDCL TATA RInfra BEST Distribution Loss 17.28% -- 9.14% 7.34%AT&C Loss 18.45% 1.27% -- --(出典：各社年報等に基づき調査団作成)

TATA は料金回収率が 99.86%ときわめて高いことや大口需要家への売電が中心であるという特

殊事情から配電損失が極めて小さなものとなっているものと考えられる。MSEDCL の損失率が高

いことが分かるが、これはムンバイ都市部という限られた地域をカバーする TATA、RInfra、BEST

に対して、MAHAVITARAN はマハラシュトラ州全体をカバーするという事情の違いが反映され

たものといえる。

一方で、インドにおける州別の配電損失率の比較を Table 3.6.4-3 に示す。この比較は 2008 年ご



ろの資料をもとに行われたものと想定されるが、インド全体から見ると、マハラシュトラ州のパ

フォーマンスは平均以上のものであることが分かる。

Table 3.6.4-3 インド各州の電力損失率比較

Item State Less than 20% Goa, Tamil Nadu

Between 20-30% Andhra Pradesh, Gujarat, West Bengal, Himachal Pradesh, Maharashtra, Tripura, Punjab, Uttaranchal

Between 30-40% Karnataka, Kerala, Assam, Haryana, Rajasthan, Meghalaya, Mizoram, Chhattisgarh

Above 40% Delhi, Uttar Pradesh, Bihar, Jharkhand, Madhya Pradesh, Arunachal Pradesh, Manipur, Nagaland

(出典：* Minimization of Power Loss in Distribution Networks by Different Techniques”, IJSER Vol.3, Issue 5 May 2012)

参考に、インド各州の配電会社の収益を示す。各州配電会社の収益性の比較は直近ではインド

政府計画委員会がまとめている。



Table 3.6.4-4 配電会社収益（補助金含む）

(Unit: Rupees in Crores) 2007/8 2008/9 2009/10 2010/11 2011/12

(Actual) (Actual) (Provi.) (RE) (AP)Andhra Pradesh -71 -173 -124 -6,612 -6,463Assam -139 -122 -290 -206 -223Bihar -951 -1,215 -1,576 -1,542 -1,788Chhatisgarh 464 846 -333 -694 -901Delhi -222 121 615Gujarat 124 150 385 513 642Haryana -823 -1,382 -1,675 -1,797 -2,024Himachal Pradesh -25 32 -153 -126 115Jammu & Kashmir -1,313 -1,316 -1,541 -1,950 -1,9681Jharkhand -761 -141 -488 -314 101Karnataka 33 -1,609 -258 175 385Kerala 217 217 241 287 361Madhya Pradesh -1,981 -2,260 -3,661 -3,364 -3,130Maharashtra 40 -1,381 -623 165 150Meghalaya -8 67 45 -54 7Orissa -114 -148 -172Punjab -1,611 -1,293 -1,302 -3,475 -4,230Rajasthan -2,703 -6,743 -9,456 -9,128 -10,238Tamil Nadu -3,512 -7,768 -9,680 -8,872 -8,144Uttar Pradesh -3,147 -5,111 -4,954 -3,612 605Uttrakhand -243 -355 -391 -450 -831West Bengal 102 49 101 196 204Arunachal Pradesh -83 -48 -33 -73 -73Goa 139 225 182 169 159Manipur -93 -113 -106 -173 -190Mizoram -44 -74 -131 -150 -143Nagaland -81 -66 -111 -134 -129Pondicherry 21 -80 -47 -120 -37Sikkim 91 144 132 26 26Tripura 28 52 -33 -86 -77Total 16,666 -29,495 -35,437 -41,401 -37,836

(出典：Annual Report (2011-12) on The Working of State Power Utilities & Electricity Departm

ent, Planning Commission, 2011/10)



-14,000

-12,000

-10,000

-8,000

-6,000

-4,000

-2,000

0

2,000

Rajas

than

Tamil

Nadu

Andh

ra P

rade

sh

Punja

b

Mad

hya Pr

ades

h

Haryan

a

Jammu

& Ka

shmir

Biha

r

Chhatisg

arh

Uttra

khan

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Assa

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Man

ipur

Mizo

ram

Naga

land

Tripu

ra

Arun

acha

l Prade

sh

Pond

icherry

Meg

halay

a

Sikk

im

1Jha

rkha

nd

Himac

hal P

rade

sh

Mah

aras

htra Goa

Wes

t Ben

gal

Kerala

Karnatak

a

Uttar P

rade

sh

Gujarat

Com

merc

ial P

rofit/

Loss

(C

r)

2011/12 without Subsidy 2011/12 with Subsidy

(出典：Annual Report (2011-12) on The Working of State Power Utilities & Electricity Department, Planning Commission, 2011/10 を基に調査団作成)

Figure 3.6.4-1 2011/12 年各州配電会社収益性（補助金有・無）

これからみるように、配電会社は全般に収益が改善していない。2011/12 年度の見込では州政府

補助金を見込んでもインド全体で 37,836Crores の赤字となり、配電会社の累積赤字は悪化する。

（補助金を除くと 55,520 Crores に悪化する）。この中でマハラシュトラ州は 2010/11 年、2011/2012

年に僅かながら収益が黒字に改善した数少ない州である。

インドの電力料金は、農民層や一般住民層への低料金政策（Subsidy）に対して、各州政府から

の補助金支給、産業種別毎の電力料金設定（Cross Subsidy）等により回収していることによって

成立している。しかし、十分な低料金補填の補助金が支給されているわけではなく、配電会社に

とり未収も多く、財政悪化を来たしている。

各州での Subsidy 実態を示す。

-2,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

Andh

ra P

rade

sh

Assa

mBiha

r

Chhatisg

arh

Guja

rat

Haryan

a

Himac

hal P

rade

sh

Jammu

& Ka

shmir

1Jha

rkha

nd

Karnatak

a

Kerala

Mad

hya Pr

ades

h

Mah

aras

htra

Meg

halay

a

Punja

b

Rajas

than

Tamil Na

du

Uttar P

rade

sh

Uttra

khan

d

Wes

t Ben

gal

Arun

acha

l Prade

sh Goa

Man

ipur

Mizo

ram

Naga

land

Pond

icherry

Sikk

im

Tripu

ra

Sta

te S

ubs

idy

(Cr)

2007/8 2008/9 2009/10 2010/11 2011/12

(出典：Annual Report (2011-12) on The Working of State Power Utilities & Electricity Department, Planning Commission, 2011/10 を基に調査団作成)

Figure 3.6.4-2 各州補助金推移（農民・住民層）



Figure 3.6.4-2 にみるように、発電量の増加にともない各州とも Subsidy は増大傾向にある。マ

ハラシュトラ州は全州の中でも比較的多い州であり、手厚いといえる。

各州の 2011/12 年の補助金実態および未収率を示す。

Table 3.6.4-5 各州補助金内訳（2011/12年）

(Unit: Rupees in Crores)

Total Subsidy(to Agricture,

DomesticConsumers)

StateSubvention

CrossSubsidy

uncoveredSubsidy

uncoveredratio (%)

Andhra Pradesh 8,516 0 1,664 6,852 80Assam 341 0 58 283 83Bihar 2,255 1,080 -753 1,928 86Chhatisgarh 1,348 202 -1 1,147 85Gujarat 4,394 1,100 2,922 372 8Haryana 6,119 3,425 -31 2,725 45Himachal Pradesh -236 0 -320 84 (36)Jammu & Kashmir 1,071 0 -900 1,972 1841Jharkhand 1,614 1,200 -43 457 28Karnataka 4,241 1,558 2,411 272 6Kerala 2,155 0 53 2,102 98Madhya Pradesh 3,173 1,455 -2,044 3,762 119Maharashtra 5,375 0 4,197 1,178 22Meghalaya 102 14 18 70 69Punjab 3,857 0 -877 4,733 123Rajasthan 9,767 1,348 -2,658 11,077 113Tamil Nadu 12,060 2,282 1,194 8,584 71Uttar Pradesh 4,100 3,995 108 -3 (0)Uttrakhand 458 0 -341 799 174West Bengal 819 0 926 -107 (13)Arunachal Pradesh 69 0 -4 73 106Goa 5 0 133 -128 (2369)Manipur 132 0 -59 191 145Mizoram 117 0 -27 144 123Nagaland 101 0 -29 130 128Pondicherry 160 0 115 45 28Sikkim -23 0 3 -26 113Tripura 101 25 -5 81 80Total 71,028 17,685 4,754 48,590 68

(出典：Annual Report (2011-12) on The Working of State Power Utilities & Electricity Department, Planning Commission, 2011/10)

この結果から、インド全体で見たとき、低額料金政策による支出増は 71,028 Crores あるにもか

かわらず、各州政府による財政補助金はわずか 17,685Crores であることが分かる。Cross Subsidy

による補填もわずか 4,754 Crores で大半が未収となる構造がわかる。Andhra Pradesh、Tamil Nadu

州等では州政府補助金あるいは Cross Subsidy を仰ぎながらなお膨大な赤字を計上している。しか

しながらマハラシュトラ州は 8 割を Cross Subsidy により充当することで未収金を抑制している。



3.7 日本援助実績・他ドナー実績

インドの電力セクターにおいては JICA、世界銀行（IBRD/IDA）、アジア開発銀行（ADB）、ド

イツ復興金融公庫（KfW）の 4 者が主要なドナーになっている。2001 年以降の協力実績は、アジ

ア開発銀行は 83 件、日本は 21 件（資金協力 19 件、技術協力 2 件）、世界銀行が 16 件である。

このうちマハラシュトラ州の電力案件に対する各ドナーの協力の概要を以下に示す。

3.7.1 日本政府

日本政府のマハラシュトラ州に対する協力は以下のとおりである。

(1) 技術協力（JICA）

案件名期間相手方

マハラシュトラ揚水発電計画マスタープラン調査 1994 年～1998 年州政府

経年化石炭火力発電設備の更改･改修に係る情報収集･確認

調査＊ 2012 年州発電会社

マハラシュトラ州揚水発電開発に係る情報収集・確認調査 2012 年州政府水資源局 * 石炭火力発電所の案件についてはウッタルプラデシュ州、マディヤプラデシュ州、タミールナド州の案件も含

む。

(2) 資金援助（OECF/JBIC/JICA）

案件名融資金額 L/A 調印事業実施者

パイタン水力発電所建設事業 1,300 百万円 1978 年 8 月州政府

ウジャニ水力発電所建設事業 1,500 百万円 1985 年 11 月州灌漑局

ガトガール揚水発電所建設事業 11,414 百万円 1988 年 12 月州灌漑局

送配電システム改良/小水力発電建設事業* 24,379 百万円 1991 年 1 月地方電化公社

地方電化事業** 20,629 百万円 2006 年 3 月州配電会社

マハラシュトラ州送変電網整備事業 16,749 百万円 2007 年 9 月州送電会社

合計 75,971 百万円

* 送配電システム改良/小水力発電建設事業はマハラシュトラ州に加え、アンドラプラデシュ州や南部諸州等が

対象となっている。

** 地方電化事業はマハラシュトラ州に加え、アンドラプラデシュ州、マディヤプラデシュ州が対象となっている。

3.7.2 アジア開発銀行（ADB）

アジア開発銀行のマハラシュトラ州に対する協力は以下のとおりである。

案件名融資金額案件承認事業実施者 Power Finance Corporation n/a 1999 年 7 月州電力公社 Power Grid Transmission III US$10M 2004 年 12 月州電力公社 Maharashtra Solar Park and Green Grid Development Investment Program US$350,000 2012 年 3 月州送電会社

Power Finance Corporation（PFC）案件については、ADB が PFC に融資した中で、サブプロ

ジェクトとして MSEB の組織改革の技術および資金協力を求めたというもの、もうひとつは



Power Gird Transmission 計画のサブプロジェクトとして MSEB の統合ソフトウェア開発・実施

に協力を行ったものである。

2012 年 3 月には太陽光発電所建設に対する技術協力が決定された。同プロジェクトについ

てはその後の融資についても具体的に検討が行われており、2012 年 3 月に Concept Clearance

がなされている。合計 350MW の太陽光発電所の建設、再生可能エネルギーコントロールセン

ターの設立、PPP 導入協力等が予定されている。

3.7.3 世界銀行（IBRD/IDA）

世界銀行のマハラシュトラ州に対する協力は以下のとおりである。

案件名金額案件承認事業実施者

Maharashtra Power Project US$400M 1989 年 6 月州電力公社 Maharashtra Power Project II US$350M 1992 年 6 月州電力公社 Organizational Transformation and PPPs in MSETCL 不明不明州送電会社 Coal-Fired Generation Rehabilitation US$180M 2009 年 6 月州発電会社

マハラシュトラ電力計画の第 1 期は Koyna IV 水力発電所（1,000MW）の建設および送配電

網整備等に対して、第 2期には Chandrapur石炭火力発電所（500MW）および Chandrapur～Padghe

直流送電線（500kV）建設等に対して融資が行われた。

2005 年の MSEB 分割民営化が世界銀行の主導により行われたこともあり、分割により誕生

した MAHATRANSCO に対して世界銀行は ESMAP を通じたソフト面での協力を開始した。

第 1 フェーズとして、2006 年に、PPP オプション開発を含む 40 億ドルに上る事業計画策定の

協力、Phase II として 2007 年に 15 億ドルの投資計画実施のための Strategic Alliance Approach

の実施、Phase III として 2009 年に MAHATRANSCO に対するキャパシティー・ビルディング

を行っている。なお、このソフト面での協力に関連して、世銀グループの IFC より組織改革と

PPP 実施のため MAHATRANSCO に対して US$200M の融資を行った。

石炭火力発電所リハビリ計画においては他州の案件に加え、MAHAGENCO の Koradi 発電所

6 号機の燃料消費改善が含まれている。

3.7.4 ドイツ復興金融公庫（KfW）

ドイツ復興金融公庫のマハラシュトラ州に対する協力は以下のとおりである。

案件名融資金額融資契約事業実施者

Shivajinagar Sakri Solar Power Euro250M 2011 年 8 月 24 日州発電会社

ドイツ復興金融公庫は太陽光発電所建設のため、MAHAGENCO との融資契約を締結した。

KfW および MAHAGENCO の自己資金により、総額 Euro370M の予算で Sakri にインド大の

太陽光発電設備（125MW）を建設するものである。

http://www.worldbank.org/projects/P100101/coal-fired-generation-rehabilitation?lang=en

第４章

電源開発計画



第 4 章電源開発計画

4.1 電力需要予測

4.1.1 前提条件

インド中央電力庁（Central Electricity Authority: CEA）主催の第 17 次電力調査（17th Electric Power

Surveys: 17th EPS）委員会において、2007 年 3 月に、インド全土における電力需要予測が発行さ

れた。

第 17 次電力調査において、短期需要予測として、第 11 次 5 ヵ年計画の終了する 2011 年度まで、

長期需要予測として、第 12 次、第 13 次 5 ヵ年計画の終了する 2016 年度と 2021 年度までの電力

需要予測がなされている。

電力需要予測は、州／連邦直轄地別に、更には用途別に実施されている。

第 18 次電力調査の結果は未だ認定されていないが、議論の中で、第 17 次電力調査のおける電

力需要予測とその実績が比較されている。

Table 4.1.1-1 第17次電力調査における電力需要予測と実績の比較

Energy Requirement (GWh) Peak Load (MW) Year 17th EPS Actual Dev. in % 17th EPS Actual Dev. in % 2004-05 602,787 591,373 -1.89% 90,221 87,906 -2.57% 2005-06 654,603 631,554 -3.52% 97,269 93,255 -4.13% 2006-07 697,961 690,587 -1.06% 104,867 100,715 -3.96% 2007-08 744,515 739,343 -0.69% 113,059 108,866 -3.71% 2008-09 794,561 777,039 -2.21% 121,891 109,809 -9.91% 2009-10 848,390 830,594 -2.10% 131,413 119,166 -9.32%

（出典：17th EPS Meeting）

上表から、インド全土における電力需要予測において、電力量（kWh）、ピーク電力（kW）の

いずれも過大に予測されている。第 18 次電力調査の中で、この誤差に対する詳細な考察はなさ

れていないが、第 17 次電力調査における 2011 年度までの電力需要予測において、工業用自家発

の導入の不確実性を誤差の要因として提起している。

電力量（kWh）ベースでは、予測値と実績値に大きな差異はなく、妥当な電力需要予測と言え

る。主な原因としては、低開発州での電力需要が予測ほど伸びなかったことを上げている。

一方で、ピーク電力（kW）ベースでは、予測値と実績値で 10%近い誤差が発生している。原

因としては、工業用自家発の導入が多かったのか、積み上げ法で行われピーク電力需要予測その

ものに問題があったのか、あるいは不等率（Diversity Factor）1に見込み違いがあったことが考え

1 ある系統の最大需要電力と、その系統に接続されている複数の負荷それぞれの最大需要電力の和の割合を不等

率といい、次式で定義される。不等率=系統に接続されている負荷の最大需要電力の和/系統の最大需要電力不等率が低いほど、複数の負荷が同時稼動しているということになる。



られる。

また、第 18 次電力調査のドラフトを一部入手したので、参考として紹介する（後述）。

(1) 短期電力需要予測（2011 年度まで）

1) 方法論

2011 年度までの短期電力需要予測は、部分的積み上げ方式（Partial End-Use Methodology:

PEUM）を用いて行なっている。部分的積み上げ方法は、用途別電力需要予測において、一

部は実際に積み上げているが、一部は過去の時系列データをもとに予測を行なっていること

による。用途別電力需要は、以下の 8 つに分類されている。

(i) 家庭用

(ii) 商業用

(iii) 公共電灯用

(iv) 公共用水用

(v) 灌漑用

(vi) 工業用（低圧、高圧＜1MW、高圧≧1MW）

(vii) 鉄道用

(viii) 非工業大口用

(i)～(viii)の用途のほとんどは、積み上げ方式によるが、(vi)工業用の内、低圧と高圧（＜

1MW）については過去の傾向から推測している。以上の全ての用途の合計が最終消費者の予

測消費電力量（需要端電力量）となる。

2) 送配電損失電力量

発電端電力量は、送電線、配電線などを経過して最終消費者に届く。第 17 次電力調査にお

いて、この間のテクニカルロスと盗電を含むノン・テクニカルロスを合わせたものを送配電

損失（Transmission and Distribution Losses: T & D Losses）としている。

3) 発電端電力量

発電端電力量は、消費電力量（需要端電力量）に送配電損失電力量を加えたものである。

(2) 長期電力需要予測（2011 年度以降）

1) 方法論

2011 年度以降の長期電力需要予測は、計量経済モデル（Econometric Modeling）を用いて行

なっている。基本式は、以下のように与えられている。

)INTEN,SSP,PCGDP(fQ =

ここに、



Q: 電力需要（electricity demand）

PCGDP: 一人当たり国内総生産（per capita GDP）

P: 電気料金（price）

SS: 産業構成（structural changes）

INTEN: 電力の経済効率（electricity intensity）

家庭用、商業用、工業用および農業用の電力需要予測は、一人当たり国内総生産（per capita

GDP）と用途別電気料金を変数として係数を求めている。また、公共電灯用、公共用水用お

よび鉄道用の電力需要予測は、過去の傾向から係数を求めている。

4.1.2 電力需要予測結果

(1) 短期電力需要予測（2011 年度まで）

第17次電力調査におけるマハラシュトラ州の用途別短期電力需要予測結果を表4.1.2.-1に示

す。但し、最終的にこの予測結果は使われていない。

用途別の電力需要予測値を積み上げ、需要端電力量（Electrical Energy Consumption）として

いる。これに送配電損失電力量を加えたものを発電端電力量（Electrical Energy Requirement at

Power Station）となる。2004 年度から 2011 年度までの発電端電力量（kWh）の延びは年平均

6.3%、ピーク電力（kW）は年平均 8.4%と予測されている。年負荷率（Annual Electric Load Factor）

は年々減少するものとして予測されていることから、ピーク電力の伸びが、電力量の伸びを上

回っている、すなわちピーク需要が先鋭化するものと予測している。

送配電損失電力量は、2004 年度を 32.4％とし、毎年 1％改善され 2011 年度には 25.4％まで

低下するものと予測している。

Table 4.1.2-1 マハラシュトラ州用途別短期電力需要予測（2011年度まで）

2003-04 2004-05 2005-06 2006-07 2007-08 2008-09 2009-10 2010-11 2011-12Electrical Energy Requirement at Power Station (GWh) 78,667 82,043 86,495 91,875 97,689 103,940 110,690 117,918 125,661Electrical Energy Requirement Growth Rate (%) 4.29% 5.43% 6.22% 6.33% 6.40% 6.49% 6.53% 6.57%Electrical Energy Consumption (GWh) 51,824 55,457 59,332 63,940 68,963 74,416 80,355 86,782 93,737 - Domestic 12,460 12,662 13,538 14,844 16,276 17,846 19,568 21,456 23,526 - Commercial 4,937 5,354 5,717 6,181 6,683 7,226 7,812 8,447 9,133 - Public lightning 632 632 678 753 871 1,014 1,206 1,408 1,621 - Public Water Works 1,493 1,545 1,689 1,836 1,995 2,168 2,356 2,561 2,783 - Irrigation 10,572 10,733 11,410 12,049 12,721 13,427 14,168 14,947 15,764 - Industries 19,963 22,681 24,375 26,237 28,244 30,409 32,744 35,264 37,982 - LT Industries 4,724 4,818 5,262 5,786 6,362 6,995 7,691 8,457 9,299 - HT Industries 15,239 17,863 19,113 20,451 21,882 23,414 25,053 26,807 28,683 - Railway Traction 1,749 1,849 1,925 2,040 2,173 2,325 2,500 2,700 2,929 - Non Industrialｌ 19 0 0 0 0 0 0 0 0Transmission & Distribution Losses (%) 34.12 32.40 31.40 30.40 29.40 28.40 27.40 26.40 25.40Transmission & Distribution Losses (GWh) 26,843 26,586 27,164 27,934 28,725 29,524 30,334 31,136 31,924Annual Electric Load Factor at Power Station (%) 75.67 75.14 73.74 72.34 70.94 69.54 68.14 66.74 65.34Peak Electric Load at Power Station (MW) 11,868 12,464 13,390 14,498 15,720 17,062 18,543 20,169 21,954Peak Electric Load at Power Station (%) 5.02% 7.43% 8.27% 8.43% 8.54% 8.68% 8.77% 8.85%

（出典：17th EPS）

最終的に採用された、第 17 次電力調査におけるマハラシュトラ州の短期電力需要予測結果

を表 4.1.2.-2 に示す。



ここで着目すべきは、表 4.1.2.-1 の用途別短期電力需要予測結果が最終的に使われていない

ことである。用途別短期電力需要予測は、2004 年度の実績から部分的積み上げ方式により、

用途別に毎年積み上げたものであるが、2004 年度実績は、周波数の低下などの制約の中での

実績であり、実需要を反映していないとして補正している。表 4.1.2.-2 の 2004 年度の数値に着

目して見ると、補正された（Adjusted）値は、当初の用途別期電力需要予測を大きく上回って

いる。

2007 年 3 月に発表された第 17 次電力調査時点には、2005 年度実績も公表され、2005 年度

の用途別電力需要予測も恐らく修正されたものと推定される。しかしながら、2011 年時点の

予測値は、用途別短期電力需要予測結果を変更することなく、この間の増加率を一定としてい

るものと推定される。

Table 4.1.2-2 マハラシュトラ州短期電力需要予測（2011年度まで）

Energy Requirement (GWh） Peak Demand （MW) Year Category

Wise Growth Adjusted Growth Category Wise Growth Adjusted Growth

2004-05 82,043 - 93,217 - 12,464 - 14,986 - 2005-06 86,495 5.43% 103,200 10.71% 13,390 7.43% 16,200 8.10% 2006-07 91,875 6.22% 106,643 3.34% 14,498 8.27% 17,042 5.20% 2007-08 97,689 6.33% 110,201 3.34% 15,720 8.43% 17,929 5.20% 2008-09 103,940 6.40% 113,878 3.34% 17,062 8.54% 18,859 5.19% 2009-10 110,690 6.49% 117,678 3.34% 18,543 8.68% 19,839 5.20% 2010-11 117,918 6.53% 121,604 3.34% 20,169 8.77% 20,870 5.20% 2011-12 125,661 6.57% 125,661 3.34% 21,954 8.85% 21,954 5.19% Average 6.28% 4.36% 8.42% 5.61% （出典：17th EPS）

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

2004-05 2005-06 2006-07 2007-08 2008-09 2009-10 2010-11 2011-12

Energ

y Requirem

ent (G

Wh)

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000Peak

Dem

and (M

W)

Energy Requirement　(GWh） Category Wise

Energy Requirement　(GWh） Adjusted

Peak Demand　（MW) Category Wise

Peak Demand　（MW) Adjusted


Figure 4.1.2-1 マハラシュトラ州短期電力需要予測（2011 年度まで）



(2) 長期電力需要予測（2011 年度以降）

第 17 次電力調査におけるマハラシュトラ州の長期電力需要予測結果を表 4.1.2.-3 に示す。

2011 年度から 2016 年度、2016 年度から 2021 年度までの発電端電力量（kWh）の延びは、

それぞれ年平均 5.9%、5.6%と予測している。ピーク電力（kW）は、それぞれ年平均 5.2%、

4.9%と予測されている。

ピーク時とオフ・ピーク時の電気料金に差をつけるなどのデマンド・サイド・マネジメント

（Demand Side Management: DSM）により、年負荷率（Annual Electric Load Factor）が改善され

るものとして予測されていることから、ピーク電力の伸びが、電力量の伸びを下回っている、

すなわちピーク需要が鈍化するものと予測している。

送配電損失電力量は、2011 年度を 25.4％とし、2016 年まで毎年 1％、2021 年まで毎年 0.6%

改善され 2021 年度には 17.40％まで低下するものと予測している。

Table 4.1.2-3 マハラシュトラ州長期電力需要予測（2021年度まで）

2011-12 2016-17 2021-22 Electrical Energy Requirement at Power Station (GWh) 125,661 167,227 219,910 Electrical Energy Requirement Growth Rate (%) - 5.88% 5.63% Electrical Energy Consumption (GWh) 93,737 133,104 181,635 Transmission & Distribution Losses (%) 25.40% 20.41% 17.40% Transmission & Distribution Losses (GWh) 31,924 34,123 38,275 Annual Electric Load Factor at Power Station (%) 65.34% 67.34% 69.84% Peak Electric Load at Power Station (MW) 21,954 28,348 35,944 Peak Electric Load at Power Station (%) - 5.25% 4.86%


4.1.3 電力需要予測の検証

マハラシュトラ州における第 17 次電力調査の短期電力需要予測と実績値を、以下の表に示す。

Table 4.1.3-1 マハラシュトラ州の第17次電力調査における電力需要予測と実績の比較

Energy Requirement (GWh) Peak Load (MW) Year 17th EPS Actual Dev. (%) 17th EPS Actual Dev. (%) 2004-05 93,217 92,715 14,986 14,986 2005-06 103,200 102,765 -0.4% 16,200 16,069 -0.8% 2006-07 106,643 110,005 3.2% 17,042 17,455 2.4% 2007-08 110,201 114,885 4.3% 17,927 18,441 2.9% 2008-09 113,878 121,890 7.0% 18,859 18,049 -4.3% 2009-10 117,678 124,961 6.2% 19,839 19,388 -2.3% 2010-11 121,604 128,296 5.5% 20,870 19,766 -5.3% 2011-12 125,661 141,382 12.5% 21,954 21,069 -4.0% Annual

Growth Rate 4.36% 6.21% 5.61% 4.99%

(出典：17th EPS)



予測値と実績値を年平均増加率で比較すると、発電端電力量（kWh）では 4.36%に対して 6.21%、

ピーク電力（kW）5.61%に対して 4.99%になっている。すなわち、発電端電力量（kWh）の予測

値は過小に、ピーク電力（kW）の予測値は過大に評価している。

ここで着目すべきは、補正後の発電端電力量（kWh）予測が年平均 4.36%の増加率であるのに

対して、補正前の発電端電力量（kWh）予測（表 4.1.2-2 参照）が年平均 6.28%の増加率になって

おり、発電端電力量（kWh）の実績値の年平均 6.21%の増加率に極めて近い。

第 17 次電力調査の短期電力需要予測において、発電端電力量（kWh）の初期値を補正したにも

拘らず、最終予測値を変えなかったことへの疑問が残る。

ピーク電力（kW）については、工業用自家発の導入量が大きかったのか、積み上げ法で行われ

ピーク電力需要予測そのものに問題があったのか、あるいは不等率（Diversity Factor）2に見込み

違いがあったことが考えられる。

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

2004-05 2005-06 2006-07 2007-08 2008-09 2009-10 2010-11 2011-12

Energ

y Requirement (G

Wh)

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

Peak

Deman

d (MW)

Energy Requirement　(GWh） Category Wise

Energy Requirement　(GWh） Adjusted

Energy Requirement　(GWh） Actual

Peak Demand　（MW) Category Wise

Peak Demand　（MW) Adjusted

Peak Demand　（MW) Actual

(出典：17th EPS)

Figure 4.1.3-1 マハラシュトラ州の短期電力需要予測と実績（2011 年度まで）

送配電損失率の予測値と実績値を、以下の表に示す。

2 ある系統の最大需要電力と、その系統に接続されている複数の負荷それぞれの最大需要電力の和の割合を不等

率といい、次式で定義される。不等率=系統に接続されている負荷の最大需要電力の和/系統の最大需要電力不等率が低いほど、複数の負荷が同時稼動しているということになる。



Table 4.1.3-2 マハラシュトラ州の送配電損失率の予測値と実績値

Maharashtra State All India Year T & D3 Losses

(%) AT & C4 Losses

(%) T &D Losses

(%) AT & C Losses

(%) Estimated Actual Actual Estimated Actual

2003-04 34.12 34.12 - 32.53 34.78 2004-05 32.40 32.40 - 31.25 34.33 2005-06 31.40 31.60 - 30.42 33.02 2006-07 30.40 31.64 34.0 28.65 30.62 2007-08 29.40 29.79 26.1 27.20 29.45 2008-09 28.40 - 24.7 25.47 27.74 2009-10 27.40 - 21.4 25.39 27.15 2010-11 26.40 - 18.5 - - 2011-12 25.40 - - - -

(出典：CEA Annual Report, MOP Power Scenario at a Glance 2010, Economic Survey of Maharashtra 2011-12)

CEA 年次報告書では、2008 年度以降、送配電損失率の記載が無くなっている。2007 年度まで

の送配電損失（T & D Losses）率を見る限りでは、予測値を大きく逸脱しているとは言えない。

一方、マハラシュトラ州経済調査（2011-2012）には、送配電線の損失率として、2006 年度から

2010 年度までのテクニカルとコマーシャル（ノン・テクニカル）ロス（AT & C Losses）が掲載さ

れている。電力省の資料によれば、T & D Losses と AT & C Losses の違いは以下のようになってい

る。

料金未収分の需要端電力量もコマーシャルロスとして計上されている。そのため、テクニカ

ル・コマーシャル損失率は、送配電損失率より約 2%高く見積もられている。

表 4.1.2-5 の 2007 年度において、異なる資料を用いたため、送配電損失率がテクニカル・コマー

シャル損失率を上回るという、不合理な関係が発生しているが、その後のテクニカル・コマーシャ

ル損失率から、第 17 次電力調査における送配電損失率の低減目標は十分達成できていると言え

る。

送配電損失率が予測値より大きく下回っているにも拘らず、第 17 次電力調査の短期電力需要

予測における発電端電力量（kWh）が実績値より大きいということは、需要端電力量（kWh）予

測がより一層過小評価していたことになる。

3 T & D: Transmission and Distribution 4 AT & C: Aggregate Technical and Commercial

InputEnergy100)alizedReEnergyInputEnegy((%)LossesC&AT ×−

=

EfficiencyCollectionBilledEnergyalizedReEnergy ×=

edAmountBill100alisedReAmount(%)EfficiencyCollection ×

=



4.1.4 第 18 次電力調査における電力需要予測（暫定）

第 18 次電力調査の最終版は発行されていないが、CEA から非公式情報としてマハラシュトラ

州の電力需要予測値を入手したのでここに紹介する。

ここでも、第 17 次電力調査の短期電力需要予測値と実績値が乖離した原因となった補正をお

こなっている。ピーク電力に着目すると、CEA から入手した 2011-12 年のピーク電力が 18,398MW

であるのに対して、実績値としては 21,069MW が記録されている。部分積み上げ方式により、

2011-12 年の実績値を考慮することなく 2016-17 年度まで年平均 9％足らずの伸びとしているもの

と、2011-12 年の実績値を考慮した上で 2016-17 年度まで年平均 6％あまりの伸びとし、2016-17

年度以降は同じ値を用いているものと併記されている。後者を供給制限がない場合（Un-restricted

Energy Requirement）の予測値と称している。

第 18 次電力調査の最終報告書は出ていないが、このままの値が採用されれば、再び過小評価

することになりかねない。インドにおける電力需要予測は、各州が予測値を中央政府（ここでは

CEA）に上げ、CEA がインド全体を集約している。この作業中に実績値が公表されるため、電力

需要予測値の初期値は修正されなければならないが、各 5 ヵ年計画の最終年度の予測値を修正し

ないところに問題がある。

第 17 次電力調査の短期電力需要予測値と実績値の乖離が示すように、少なくとも初期値の修

正にあわせて、各年度の修正前予測値を平行移動した値を修正後予測値とすれば、より妥当な値

が導かれると思われる。

Table 4.1.4-1 第18次電力調査におけるマハラシュトラ州電力需要予測

Energy Requirement (GWh） Peak Demand （MW) Year Original Growth Un-restric

ted Growth Original Growth Un-restricted Growth

2011-12 120,856 - Actual (141,382) - 18,398 - Actual

(21,069) -

2012-13 128,353 6.20% 140,736 (-0.46%) 19,963 8.51% 22,368 (6.17%)2013-14 136,751 6.54% 147,402 4.74% 21,685 8.63% 23,795 6.38%2014-15 145,641 6.50% 154,383 4.74% 23,586 8.77% 25,313 6.38%2015-16 155,276 6.62% 161,695 4.74% 25,693 8.93% 26,928 6.38%2016-17 169,353 9.07% 169,353 4.74% 28,645 11.49% 28,645 6.38%2017-18 175,870 3.85% 175,870 3.85% 29,983 4.67% 29,983 4.67%2018-19 187,034 6.35% 187,034 6.35% 32,122 7.13% 32,122 7.13%2019-20 199,001 6.40% 199,001 6.40% 34,431 7.19% 34,431 7.19%2020-21 211,836 6.45% 211,836 6.45% 36,926 7.25% 36,926 7.25%2021-22 225,606 6.50% 225,606 6.50% 39,622 7.30% 39,622 7.30%Average 6.44% 4.78% 7.97% 6.52%

2026-27 310,654 54,982

2031-32 417,826 74,528 （出典：CEA）



また、この時用いられた負荷率を下表に示す。

Table 4.1.4-2 マハラシュトラ州電力需要予測に用いた負荷率

2009-10

2010-11

2011-12

2012-13

2013-14

2014-15

2015-16

2016-17

2017-18

2018-19

2019-20

2020-21

2021-22

Load Factor (%) 80.99 77.99 74.99 73.49 71.99 70.49 68.99 67.49 66.96 66.47 65.98 65.49 65.00

（出典：CEA）

電力需要予測に用いた負荷率は、2011 年度まで-3.0%／年、2016 年度まで-1.5%／年、2021 年

度まで約-0.5%／年、悪化する（下がる）と予測している。つまり、ピーク電力がますます先鋭化

すると予測しており、ピーク対応電源の開発が必要とされる。

2004 年度から 2011 年度の実績値において、発電端電力量（kWh）が 6.21%／年、ピーク電力

（kW）が 4.99%／年で、その原因が分析できていないこともあるが、第 18 次電力調査の予測値

のように負荷率が一方的に減少するかどうかについては慎重な検討が望まれる。

4.2 電源開発計画

4.2.1 電源開発計画

インドのこれまでの 5 カ年計画における電源開発計画と実績を図 4.2.1-1 に示す。開発目標に対

する開発実績は低迷しており、第 8 次～第 10 次の 5 カ年計画では目標達成率は 50％程度に留まっ

ている。

0%

20%

40%

60%

80%

100%

The

1st

Pla

n (F

Y19

51-5

5)

The

2nd

Pla

n(F

Y19

56-6

0)

The

3rd

Pla

n(F

Y19

61-6

5)

FY19

66-6

8

The

4th

Pla

n(F

Y19

69-7

3)

The

5th

Pla

n(F

Y19

74-7

8)

FY19

79

The

6th

Pla

n(F

Y19

80-8

4)

The

7th

Pla

n(F

Y19

85-8

9)

FY19

90

FY19

91

The

8th

Pla

n(F

Y19

92-9

6)

The

9th

Pla

n(F

Y19

97-0

1)

The

10t

h Pl

an(F

Y20

02-0

6)

The

11t

h Pl

an(F

Y20

07-1

1)

Ach

ieve

men

t Rat

io

(出典：All India Electricity Statistics General Review 2010, CEA, etc.)

Figure 4.2.1-1 インドの電源開発計画の達成率



2007 年 4 月から 2012 年 3 月までの 5 カ年を対象とした第 11 次 5 カ年計画における電源開発目

標は、表 4.2.1-1 に示すように、当初 78,700MW としていた。この数字は、第 10 次 5 ヵ年計画の

倍近い開発目標であった。

目標達成に必要な資金は、電力、交通、通信、灌漑、などのインフラ整備に必要な資金の約 3

分の 1 に相当する 6 兆 6,700 億ルピーと見積もられていた。

しかしながら、工事の遅延、住民移転を含む環境問題、地域の反対運動などの要因により、電

源開発の目標は達成されていない。計画委員会による中間評価の中で、開発目標が 62,374MW に

下方修正され、更に第 12 次 5 カ年計画策定に先立ち、第 11 次 5 カ年計画における電源開発目標

も推定実績値を公表している。当初の電源開発目標から推定達成値までの変遷を下表に示す。

Table 4.2.1-1 第11次5ヵ年計画

（Unit: MW） Thermal Sector Hydro Coal Lignite Gas Total Nuclear Grand

Total Central 8,654 22,600 750 1,490 24,840 3,380 36,874 State 3,482 19,535 450 3,316 23,301 0 26,783

Private 3,491 8,435 1,080 2,037 11,552 0 15,043 Total 15,627 50,570 2,280 6,843 59,693 3,380 78,700

(出典：The Report of Working Group on Power for 12th Plan, MOP)

Table 4.2.1-2 修正第11次5ヵ年計画

（Unit: MW） Sector Hydro Thermal Nuclear Total

Original 8,654 24,840 3,380 36,874 Revised 2,922 14,920 3,380 21,222

Estimated Result 2,005 11,290 2,880 16,175 Achievement (%) 23.2 45.5 85.2 43.9

Central

Revised Achievement (%) 68.6 75.7 85.2 76.2 Original 3,482 23,301 0 26,783 Revised 2,854 18,501 0 21,355

Estimated Result 2,744 14,493 0 17,237 Achievement (%) 78.8 62.2 - 64.4

State

Revised Achievement (%) 96.1 78.3 - 80.7 Original 3,491 11,552 0 15,043 Revised 2,461 17,336 0 19,797

Estimated Result 1,362 17,289 0 18,651 Achievement (%) 39.0 149.7 - 124.0

Private

Revised Achievement (%) 55.3 99.7 - 94.2 Original 15,627 59,693 3,380 78,700 Revised 8,237 50,757 3,380 62,374

Estimated Result 6,111 43,072 2,880 52,063 Achievement (%) 39.1 72.2 85.2 66.2

Total

Revised Achievement (%) 74.2 84.9 85.2 83.5 (出典：The Report of Working Group on Power for 12th Plan, MOP)



第 11 次 5 カ年計画における電源開発計画と推定実績では、当初目標の達成率は 66％、修正目

標の達成率は 83%となっている。第 8 次、第 9 次および第 10 次 5 ヵ年計画と比較すると高い達

成率となっているが、2012 年においても、電力需要を満足できていない。

電源別では、水力が著しく低く当初目標の 39％に止まっている。特に中央政府による水力開発

は、当初目標の達成率は 23％しかない。火力全体の当初目標達成率は 72%で、特に民間セクター

の当初目標達成率は 150％となり、火力の達成率、ひいては全体の達成率を押し上げている。

第 12 次 5 カ年計画は、未だ最終的に承認されていないが、電力部会のレポート（Report of

Working Group for 12th Plan）の中で紹介されている。第 12 次 5 カ年計画電力部会レポートでは、

2012 年度から 2016 年度までの 5 ヵ年の電源開発目標と第 13 次 5 ヵ年計画として 2017 年度から

2021 年度までの 5 ヵ年の電源開発目標が紹介されている。但し、州／連邦直轄地別の電源開発目

標は記載されていない。

第 11 次 5 カ年計画における年平均開発実績は約 10,000MW、第 12 次 5 カ年計画の年平均開発

目標が約 15,000MW、第 13 次 5 カ年計画の年平均開発目標が約 18,000MW と加速する計画になっ

ている。第 12 次 5 カ年計画（ドラフト）における電源別の開発目標は、水力が約 12%、火力が

約 84%、中でも石炭火力が約 83%を占めている。今後もインドにおける新規電源の主役が、石炭

火力であることは間違いない。

第 12 次 5 カ年計画（ドラフト）の電源開発計画の中で、マハラシュトラ州で計画されている

具体的発電プロジェクトを表 4.2.1-5 に示す。これらは全て石炭火力で、水力やガス火力の計画は

無い。

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

The 11th Plan The 12th Plan The 13th Plan

Power Deve

lopment Plan (MW) Nuclear

Thermal

Hydro

(出典：The 12th & 13th Plan)

Figure 4.2.1-2 第 12 次、第 13 次 5 ヵ年計画



Table 4.2.1-3 第12次5ヵ年計画電源開発計画（ドラフト）

(Unit: MW) FY2012 FY2013 FY2014 FY2015 FY2016 Total

Hydro 1,370 1,808 2,077 2,530 1,419 9,204 Thermal 14,671 13,070 13,555 12,575 9,910 63,781 Coal 13,685 12,970 13,555 12,575 9,910 62,695 Gas 986 100 - - - 1,086

Nuclear - - - 1,400 1,400 2,800 Total 16,041 14,878 15,632 16,505 12,729 75,785

(出典：CEA)

Table 4.2.1-4 第13次5ヵ年計画電源開発計画（ドラフト）

(Unit: MW) FY2017 FY2018 FY2019 FY2020 FY2021 Total

Hydro 1,964 2,497 2,426 2,430 2,689 12,006 Thermal 17,400 14,790 10,960 11,365 8,935 63,450 Nuclear 4,900 4,900 3,100 3,450 1,650 18,000

Total 24,264 22,187 16,486 17,245 13,274 93,456 (出典: CEA)

Table 4.2.1-5 マハラシュトラ州第12次5ヵ年計画電源開発計画プロジェクト（ドラフト）

Project Name Developer Sector Capacity (MW)Mauda #1, 2 NTPC Central 1,000 Chandrapur Ext. #8, 9 MSPGCL State 1,000 Koradi Ext #8-10 MSPGCL State 1,980 Parli Ext #8 MSPGCL State 250 Amravati-I #1-5 India Bulls Private 1,350 Amravati-II #1-5 India Bulls Private 1,350 Nasik-I #1-5 India Bulls Private 1,350 Nasik-II #1-5 India Bulls Private 1,350 Dhariwal Infrastructure #1, 2 Dhariwal Infrastructure (P) Ltd. Private 600 EMCO Warora #1, 2 EMCO Energy Ltd. (GMR) Private 600 Butibori-II #1 Vidarbha Industries Power Ltd. Private 300 Lanco Vidarbha #1, 2 Lanco Vidarbha Private 1,320 Tiroda-I #2 Adani Power Ltd. Private 660 Tiroda-II #1 Adani Power Ltd. Private 660 (出典：CEA)

4.3 系統の現状

4.3.1 系統運用基準

確認した系統運用の基準について以下に示す。

(1) 電圧

インドでは下表の基準に基づき系統電圧の運用を行っている。



Table 4.3.1-1 電圧運用範囲

Voltage-(kV rms) Nominal Maximum Minimum

765 800 728 400 420 380 220 245 198 132 145 122 110 121 99 66 72 60 33 36 30

(出典：IEGC)

6 – 9 月のモンスーンの時期は夜間、高電圧となり IEGC の基準を超過する事がある。

また、収穫期には朝方の農業用の需要増により無効電力の消費が増加し電圧が低下する事が

ある。

Table 4.3.1-2 に西地域の 400kV 主要変電所の電圧運用状況を示す。

Table 4.3.1-2 より上限の 420kV を超過している場合が多いが、夜間の軽負荷による過電圧が

原因と考えられる。

Table 4.3.1-2 主要変電所の電圧運用実績

(出典：WRLDC Annual Report 2010-2011)



(2) 周波数

IEGC の基準を目標にして 49.5-50.2Hz で運用を定めている。

Figure 4.3.1-1、Table 4.3.1-3 にマハラシュトラ州を含む西地域の周波数運用状況を示す。

西地域の平均は 49.73 – 50.00Hz であった。WRLDC では周波数運用実績の 5.86 – 21.3%が基

準を逸脱している。

4月は通常より多くの電源脱落が発生した事並びに負荷制限が不十分であった事で昨年度に

比べて悪化している。Table 4.3.1-3 より 39.63%が 49.2Hz 以下、48.8Hz になったのが 438 回、

48.6Hz になったのが 4 回であった。

CERC が IEGC の改定により周波数運用幅を 49.2Hz – 50.3Hz から 49.5Hz – 50.3Hz に縮小さ

せた。

3 月と 10 月では 90%以上、IEGC の基準の範囲で運用が行われたが、9 月と 11 月では周

波数が上昇し、4 月と 5 月は低下した。

Table 4.3.1-3 2010-2011 周波数運用実績



Figure 4.3.1-1 2010-2011 周波数運用実績



(3) 予備力

瞬動予備力は十分に確保できておらず、負荷制限を実施している。

負荷制限は周波数低下リレーと df/dt リレーにより周波数の低下を検出し、負荷遮断を行っ

ている。

Table 4.3.1-4 , 4.3.1-5 にリレーの設定値を示す。

Table 4.3.1-4 周波数低下リレー(AUFLS)

UFR Setting Time delay Recommended

Load Relief (MW)

Load Relief Implemented

(MW) (Hz) (Sec.) (WR) (WR) 48.8 Inst. 960 1,358 48.6 Inst. 960 1,384 48.2 Inst. 1,280 1,699

Total 3,200 4,441 (出典：WRPC Annual Report 2009 - 2010)

Table 4.3.1-5 周波数トレンドリレー(df/dt リレー)

Stage Settings

(Hz)/(Hz/Sec)

Total Load Relief in Region

(MW) Stage 1 49.9/0.1 2,000 Stage 2 49.9/0.1 2,000 Stage 3 49.9/0.4 2,472

Total 6,472 (出典：WRPC Annual Report 2009 - 2010)



4.3.2 系統運用関連機関

(1) 送電会社

1) Central Transmission Utility（CTU）

国営送電公社（Power Grid Corporation of India Limited: PGCIL）である。

765kV および 400kV の基幹系統、地域間連系線に係る計画・建設・運営を行う。

子会社に需給運用を行っている（Power System Operation Corporation Limited:

POSOCO）がある。

2) State Transmission Utility（STU）

州内の 400kV 以下の送電線に係る計画・建設・運営を行う。

下位組織に SLDC がある。

(2) 系統運用機関

給電指令体制は PGCIL の子会社である POSOCO の下位組織の中央給電指令所（NLDC）、5

つの地域の給電指令所（RLDC）と STU の下位組織である州給電指令所（SLDC）からなる。

Figure 4.3.2-1 にインドの給電指令体制を示す。

1) National Load Dispatch Centre (NLDC)

地域間連系線に係る系統運用を行っている。

国内の系統全体の監視を行っている。

停止計画の調整

2) Regional Load Dispatch Centre (RLDC)

5 箇所の地域の Load Dispatch Centre があり North Regional Load Dispatch Centre (NRLDC、所

在地：ニューデリー)、Eastern Regional Load Dispatch Centre (ERLDC、所在地：コルカタ)、

Western Regional Load Dispatch Centre (WRLDC、所在地：ムンバイ)、Southern Regional Load

Dispatch Centre (SRLDC、所在地：バンガロール)、North Eastern Regional Load Dispatch Centre

(NERLDC、所在地：シーロン)である。マハラシュトラ州は WRLDC に属しており各々地域

および州間連系線の系統運用を行っている。

3) State Load Dispatch Centre (SLDC)

州の系統運用を行っており、33 箇所ある。



(出典：調査団作成)

Figure 4.3.2-1 インドの給電指令体制

4.3.3 系統運用の状況

(1) マハラシュトラ州の系統運用

州都でありインド最大の商業都市であるムンバイが最大の需要地であり、マハラシュトラ州

の需要の約 13%程度である。その他の需要は西側の地域に分散している。

電源については東部の石炭火力、南西部のガス火力、石炭火力、水力が主要な供給力である。

東部の大電源があり、需要の中心は西にある事から、東から西向きに潮流が流れている事が

判断できる。

Figure 4.3.3-1 に系統図を示す。

マハラシュトラ州では需要に対して電源が不足しており、隣州より融通を受けているものの、

それでも不足しているため負荷制限を行っている。



(出典：SLDC 受領資料)

Figure 4.3.3-1 マハラシュトラ州系統図

(2) オープンアクセス

1) 概要

送配電線のオープンアクセスは発電会社間の競争を促すために導入された制度であり、こ

の制度により安価な電力の利用が可能となる。大口需要家が発電会社から直接購入するため、

配電線へのオープンアクセスが導入されたとき市場の競争により安価で信頼性のある電力供

給が可能になると予想される。規制のないオープンアクセスにするためには、最新の通信技

術とリアルタイムのデータ収集機能を備えた給電指令所の設備が必要である。

インドにおけるオープンアクセスの分類を Table 4.3.3-1 に示す。

電源設備容量

約 5,500MW

電源設備容量

約 5,000MW

需要地

約 2,500MW

マハラシュトラ州最大需要

2009-2010

19,120MW

石炭火力、ガス火力、水力

石炭火力



Table 4.3.3-1 オープンアクセスの分類

種別期間州内/州間関係機関州間 CEA、CTU

長期 12 – 25 年州内 STU 州間 CEA、CTU

中期 3 ヶ月 – 3 年州内 STU 州間 RPC、RLDC

短期 1 ヶ月以内州内 SLDC


2) 連系線の混雑について

一般的に長期オープンアクセスでは混雑は発生しないが、中期、短期では発生する可能性

がある。現状では PGCIL から聴取した結果によれば、混雑は発生していない。

地域間連系線のオープンアクセスで混雑が生じた場合、短期の予約は縮小あるいは、取消

しされる事がある。この場合、RLDC は早急に短期オープンアクセスの顧客に告知する必要

がある。

(3) スマートグリッド

1) インドにおけるスマートグリッドの必要性について

電力自由化やオープンアクセス、電力融通、再生可能エネルギーの増加により、インドの

系統をスマートグリッドにする事が必要になっている。またインドの系統は成長する需要を

満たすため急速に拡大しており、分散電源の最適な利用のため、連系線を通じて地域系統の

強化が継続的に行われている。

5 地域系統の内、4 地域（北、西、東、北東：約 133GW）は連系している。一方、南地域

系統（49GW）は単独で残っているが、2014 年までには南地域系統も連系される予定である

（直近では、2012 年 10 月時点で電力省は 2013 年 12 月には接続連系予定と発言している）。

今後 5、6 年で統合したインドの系統容量は再生可能エネルギー40 – 50GW を含む 300GW

のオーダーになると予想されている。このように再生可能エネルギーの大量導入により、系

統の監視制御は、より複雑になると考えられる。拡大する系統と複雑になる系統運用、電力

市場は広範囲の地域を監視する技術が必要である。

2) WAMS（Wide Area Monitoring System: 広域監視システム）

WAMS は PMUs（Phasor Measurement Units: フェーザ測定器）を利用した発達した計測シ

ステムであり、電力系統の可視化および系統運用者にとって状況把握に有効なリアルタイム

のフェーザ計測を可能とし、スマートグリッドの発展に重要な技術である。

WAMS 技術の基本的な構成要素は PMU、広域通信、PDC（Phasor Data Concentrator: フェー

ザデータ収集装置）である。



3) インドにおける WAMS の計画

インドでの PMU の導入はすでに始まっており、NRLDC の PDC と共に北地域の 8 箇所に

設置されている。各 PMU のフェーザデータは毎秒 25 サンプリングされ専用の 64kbs 光通信

回線を通して NRLDC の PDC に伝送される。

北地域のプロジェクトでは異なる地点のフェーザデータは NRLDC と既存の SCADA シス

テムで利用可能である。フェーザデータから系統の異なる地点の負荷角が数ミリ秒オーダー

の更新により正確に利用可能であり、この事は系統運用者が利用できるツールを向上させる。

その他の地域でも PMU の導入は現在進行中である。

WAMS の概要を Figure 4.3.3-2 に示す。

(出典：Draft National Electricity Plan(Vol-2) Transmission)

Figure 4.3.3-2 WAMS の概要

4.3.4 系統計画の現状

(1) マハラシュトラ州の系統計画

マハラシュトラ州の STU 5 ヶ年計画（2010-2015）より 765kV、400kV 系統の新規送電線設

備を Table-4.3.4-1、Figure 4.3.4-1、Figure 4.3.4-2 に示す。

4.3.2 で述べた東部の電源地帯から西部の需要地へ向かう 765kV、400kV 系統が増強される

予定であり、マハラシュトラ州の系統運用に大きく貢献できるものと考えられる。

今回の候補地点は需要地に近いため、送電ロスの少ない事から有望な地点であると考えられ

る。また、アラビア海に面した火力発電所群があるので、効率的に揚水用の電力を得られるも



のと考えられる。

インドの送配電線損失率は高く 17 次電力調査によれば現在は全体で 19 – 45%であり、マハ

ラシュトラでは 2011 – 2012 の予想が 25.4%である。従って送配電線損失を考慮し、低減させ

る系統計画の検討が必要である。

Table 4.3.4-1 2010-15 STU5ヶ年計画(765kV,400kV)

Name of transmission line Length (km) Name of transmission line Length (km)765kV LINES

Pune PG – South Solapur PG 260 Wardha PG – Riapur 400 South Solapur PG – Raichur 230 Aurangabad PG – Akola-2 210

Dhule(IPTC) – Baroda 250 Aurangabad – Kudus PG 250 Dhule(IPTC) – Aurangabad PG 130 Adani – Koradi-3 130 Aurangabad PG – Wardha PG 400 Akola-2 – Koradi-3 240

400kV LINES Chakan – Pune PG 28 Parli PG – Bhadravati PG 388

Pune PG – Aurangabad 230 Bhadravati – Raipur 345 Pune PG – Lonikand 55 Bhadravati – Bhilai 322

Jejuri – Kesurdi 84 Chandrapur-2 – Dharival 30 Lonikand – Parli PG 270 Chandrapur-2 – Nagpur Energy 50 Kesurdi – Hinjewadi 60 Chandrapur-2 – Warora 50 Kesurdi – Lonokand 55 Warora – Adani Gondia 174

Kesurdi – Jejuri 84 Warora – Wardha PG 81 Kesurdi – Koyna 110 Koradi-2 – Koradi-3 10

Kesurdi – Lonikand 116 Koradi-3 – Khaperdkhea 6 Kesurdi – Korad-2 56 Koradi-1 – Koradi-2 15 Finolex – Koead-2 150 Koradi-2 – Wardha PG 70

New Koyna – Jaigad 120 Akola-1 – Akola-2 10 Jaigad – Karad-1 139 Koradi-3 – Mauda 40

South Solapur PG – Karad 196 Mauda – Wardha PG 120 South Solapur PG – Parli PG 189 Akola-2 – Indiabulls Nandgaonpeth 90

South Solapur PG – Osmanabad 67 Wardha PG – Aurangabad PG 400 Osmanabad – Parli PG 129 Aurangabad-2 – Aurangabad PG 30

Kharghar – Aurangabad PG 270 Aurangabad PG – Kharghar 270 Kharghar – Vikroli 20 Aurangabad-2 – Aurangabad-1 25

Navi Munbai PG – Vikroli 40 Aurangabad-2 – Bhusawal-2 190 Vikroli – Boisar PG 40 Bhusawal-2 – Bhusawal-1 7

Ghodbunder – Boisar 76 Babhaleshwar – Indiabulls Nashik 76 Navi Munbai PG – Vapi 185 Indiabulls Nashik – Nasik 30

Boisar PG – Nashik 150 Dhule –Dhule (IPTC) - Nashik – Indiabulls 30 Dhule PG – Dhule (IPTC) - Nashik – Dhule PG 175 Dhule PG – Malegon - Nashik – Dhule-2 95 Malegon – Dhule-2 (dondaichai) 50

Pune PG – Parli PG 270 Malegon – Nashik 50 Parli – Parli PG 7 Dhule PG – Nashik 175

Parli PG – Wardha PG 341 Wardha PG – Riapur 400 (出典：STU_FIVE_YEAR_PLAN_2010-11 to 2014-15)


(出典：STU_FIVE_YEAR_PLAN_2010-11 to 2014-15)

Figure 4.3.4-1 マハラシュトラ州系統図 No.1 (計画設備を含む)


4 - 23


(出典：STU_FIVE_YEAR_PLAN_2010-11 to 2014-15)

Figure 4.3.4-2 マハラシュトラ州系統図 No.2 (計画設備を含む)


4 - 25



(2) 1200kV 送電計画

インドでは、より大容量送電を可能にするため 1200kV 送電線建設が決定した。初期の計画

として Aurangabad-Wardha の 400kV 送電線の一部を 1200kV 1 回線に変更する事を予定してい

る。

1200kV 送電の技術は世界的にも新しいので国産の技術として発展させるため、国内メー

カーと PGCIL は共同で 1200kVUHVAC 試験所を Bina に建設している。この試験所では 1200kV

1 回線と 2 回線が各々計画されており、メーカーは主要変圧器、避雷器、遮断器、CT、CVT

と送電線等、PGCIL は基礎、送電線、保護制御システム、試験設備、補機、火災保護装置、

ブッシング等を担当している。この試験設備はメーカーと送電会社により、1200kV 送電技術

の発展とその運用の経験に資する事ができるよう利用されるであろう。

第５章

揚水発電可能性



第 5 章揚水発電可能性

5.1 揚水必要性

5.1.1 揚水ポテンシャル

インド、特にマハラシュトラ州は顕著な電源需給不足が顕在化しているが、将来の電力需要構

造の変化を的確に見極めた上で、それに対応した適正な電力供給システムを構築、拡張していく

必要がある。マハラシュトラ州では、需要急増を背景として昼間の産業需要と夕刻の点灯需要に

よるピークが出現してきている。したがって、急速な電力需要の伸びに対応するために電源設備

および送変電設備等の電力供給設備の拡充を計画的に実施していくことは当然であるが、それに

加えて、経済発展と産業需要の先鋭化に伴いピーク・オフピーク負荷乖離拡大、比較的近い将来

に訪れると予想されるピーク負荷先鋭化に対応するための施策を講じることが、電力システムの

安定性確保、ひいては高度な経済発展の実現にとって極めて重要である。

マハラシュトラ州は地形的に、新規・増設水力の開発余力は小さい。同州の包蔵水力 3,769MW

（出典：Ministry of Power （MOP), Hydropower Policy 2008）に対し、既に 3,332MW の水力が（2012/3

時点）開発されている。反面、揚水発電の開発可能量はインドで大であり、これらはいずれも

西部のコンカン地域の恵まれた急峻地形に賦存している。揚水発電は、ピーク対応電源として信

頼性が高く、電力系統の安定運用へ寄与することが期待される。

1,650

3,600 4,035 3,780

11,150

27,070

1,650

7,900

4,400

2,700 2,800 2,5003,785

4,350

2,100

10,450

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

Jammu&

Kas

hmir

Himac

hal P

rade

sh

Uttar P

rade

sh

Rajastha

n

Mad

hya Pr

ades

h

Mah

aras

htra

Andra P

rade

sh

Karnatak

a

Kerala

Tamil N

adu

Bihar

Oris

sa

Wes

t Ben

gal

Man

ipur

Assam

Mizo

ram

開発

可能

量(P

roba

ble Inst

alle

d C

apac

ity,

MW

)

Total ；93 ,920MW

（出典：MOP, Hydropower Policy 2008）

Figure 5.1.1-1 揚水発電の開発可能量（Probable Installed Capacity、1987 時点での推定値）

5.1.2 ピーク対応電源の必要性

(1) 電力需要の観点から

第 18 次電力調査（暫定）によれば、2011 年度から 2021 年度の 10 年間で、マハラシュトラ



州の電力需要は、電力量（kWh）ベースで年平均 6.44％、ピーク電力（kW）ベースで年平均

7.97%伸びると予測されている。

また、その妥当性は議論の余地はあるが、負荷率は毎年低下、すなわちピーク需要は先鋭化

すると予測している。

システム・ロスを考慮すれば、今後 10 年間で、20,000MW 超の新規電源開発が必要となり、

ピーク需要の先鋭化に伴い、ピーク対応電源が必要になる。

(2) 電源開発計画の観点から

第 12 次 5 ヵ年計画（暫定）によれば、2012 年度から 2016 年度までのマハラシュトラ州の

新規電源は、全て石炭火力プロジェクトが計上されている。ガス火力や、負荷追従性に優れた

水力プロジェクトは皆無である。

また、2010 年度以降の 5 ヵ年で、5,000MW 超の風力発電所が建設される予定で、既設と合

わせて、約 8,000MW の風力発電所が稼動することになる。風力発電の持つ出力不安定性に対

して系統周波数維持のため、調整力として同量の瞬動予備力を確保する必要がある。

以上の状況において、同州のピーク対応電源としては、揚水発電所が有力な候補であること

は間違いない。

5.1.3 揚水発電所稼動状況

マハラシュトラ州の揚水発電所稼動状況を述べる前に、世界の揚水発電所の導入状況を調査し

た。

Table 5.1.3-1、Figure 5.1.3-1 に世界の揚水発電所導入状況を示す。

揚水発電所は、日本が導入をリードしてきており、この分野での実績、技術面とも世界におい

て優位な立場にある。

揚水発電所の必要については、インドの経済の進展の速度を考慮すれば、日本、アメリカ、中

国といった、これまで揚水発電所を多数導入してきた国々と同様な、設備規模を保有する必要が

あるであろうことは十分に予想される。



Table 5.1.3-1 世界の揚水発電所導入状況

Country MWJapan 25,129USA 22,957China 14,550France 5,050Germany 6,361Italy 7,421Spain 5,208India 4,640Others 36,099Total 127,416 (出典：Internacional Water Power & Dam Construction Yearbook 2010）

Japan20%

USA18%

China11%France

4%

Germany5%

Italy6%

Spain4%

India4%

Others28%

Japan

USA

China

France

Germany

Italy

Spain

India

Others

(出典：International Water Power & Dam Construction Yearbook 2010）

Figure 5.1.3-1 世界の揚水発電所導入状況

またインドで、現在までに開発された揚水発電所は Table 5.1.3-2 の 12 地点（約 5,800MW）で

あり、日本企業はその多くの案件に係っている。

揚水発電は時代の流れとともに、高落差、高出力化の開発が進められてきた。日本企業はこの

開発ニーズにも十分に対応し、世界的にも顕著な実績を上げてきた。

特に、可変速揚水技術については、日本メーカーの独占に近く、1980 年代に開発が始まり、1990

年矢木沢発電所（東京電力）２号機に導入された世界初の可変速揚水発電システム 20 年以上の

運転実績を有している。日本における揚水発電所の実績、特に可変速揚水発電の実績はその長い

歴史から、世界的にも際立った成果を上げている。

なお、Table 5.1.3-2 に示すとおり、Tehri PSS においてインド国初となる可変速揚水機導入工事

が進行中である。製作者は Alstom フランスであり、導入の背景にはダム利用水深の拡大（変落差

対応）が目的の一つであるとのことである。



調整用電源は安定的電力供給に必須である。Tehri PSS 揚水では、ダムの水理諸元を有効活用す

ることを第一の目的としていると聞いているが、可変速揚水機の持つ調整用電源としての機能、

系統貢献効果が将来的に有効活用されるであろうことも、念頭に置いていることは間違いないと

思われる。

Table 5.1.3-2 インド国内の揚水発電所への日本企業実績

Output

(MW) Turbine Generator

In operation

1 N.J.Sagar Andhra Pradesh APGENCO Mixed PSP7*100.8(1*110)

Hitachi Mitsubishi

2 Paithon Maharashtra Mahagenco Mixed PSP 1*12 Fuji Fuji

3 Kadamparal Tamilnadu TNEB Mixed PSP 4*100No.1:Boving, UKNo.2-4:BHEL

No.1:GE, UKNo.2-4:BHEL

4 Kadana Gujarat GSEB Mixed PSP 4*60 BHELBHEL(Skoda,Czechslovakia)

5 Panchet & Extn. Bihar DVC Mixed PSP 2*40No.2:Voist,Austria

No.2:Elin Union,Austria

6 Ujaini Maharashtra Mahagenco Mixed PSP 1*12 Fuji Fuji

7 Bhira PSS Maharashtra Tata Power Mixed PSP 1*150 Sulzer-Siemens, GE Sulzer-Siemens, GE

8 Srisailam LBPH Andhra Pradesh APGENCO Mixed PSP 6*150 Hitachi MitsubishiD/D, S/V1998.12-2001.2

9 Sardar Sarovar PSS Gujarat SSNNL Mixed PSP 6*200 Hitachi Toshiba

10 Purulia PSS West Bengal WBSEDC Recirculating PSP 4*225 Toshiba ToshibaD/D, S/V1995.12-2008.3

11 Chatghar PSS MaharashtraWater ResourcesDept. Govt ofMaharashtra

Recirculating PSP 2*125 Fuji FujiS/V1995.8-2007.12

Uner construction

Tehri PSS Uttarakhand THDC Mixed PSP 4*250 Alstom Alstom

JPOWERManufacture

Name State Organization Classification

(出典：JICA:調査団作成)

マハラシュトラ州の揚水発電所稼働状況を調べるため、GOMWRD と MAHAGENCO に揚水発

電所の稼働状況に係る問合せを行った。聴取の結果、マハラシュトラ州の大規模揚水発電所は、

実証試験揚水発電所 PAITHAN（12MW）を除けば以下の 2 箇所とのことであった。

Bhira PSP （1×150MW）

Ghatghar PSP （2×125MW）

Bhira PSP は民間の TATA Power が所有する揚水発電所であり、現在、契約上の問題から揚水運

転は行っていなく、発電運転のみ行っているとのことであった。

Ghatghar PSP は、MAHAGENCO が州政府よりリース貸与を受け、運転・保守を行っている。

リース料金については現時点も協議中との事であり、揚水発電に対する価値について州政府と運

用者の間に隔たりがある。

Ghatghar PSP の運用実績を Table 5.1.3-3～5.1.3-5 の通り入手した。2008 年の運開後、2 号機に

ついては固定子焼損のトラブル復旧作業で長期間停止した関係から、2008 年度～2009 年度にか

けて稼動実績は幾分悪いが、その後は順調に運用されている。

GOMWRD 聴取によれば、毎日 6 時間程度ピーク合わせ発電運転しているとのことであり、Table

5.1.3-2, 3 から、2010 年度および 2011 年度総年間稼働時間が確認できる。2010 年度の運転実績で

は、等価ピーク継続時間で約 1,500 時間運転された。これは、日平均で約 4 時間に相当し、土日

なしに平日だけ運転されていたとすれば、約 6 時間に相当する。



Figure 5.1.3-2～5.1.3-9 に表をグラフ化した。2011 年度は 2010 年度に比べ若干稼動率が落ちて

いるが、特筆に価する問題もなく順調に運用されていることが伺える。

揚水発電所が、ピーク対応電源として、マハラシュトラ州の系統安定運用に活用されている状

況が確認できる。

Table 5.1.3-3 Ghatghar揚水発電所運転記録

GHATGHAR HPS (2 X 125 MW)GENARATION & AUXILIARY CONSUMPTION

GROSS GEN. (MUS)StaitionTotal

AUX.

CONSN

(MUS)

TotalPUMPING

consumption(MUS)

ηPumping/Gen.Ratio

Unit#1 Unit#2 UAT-1 UAT-2 TOTAL % Unit#1 Unit#21 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Aprl' 0.246 0.000 0.246 0.00000 0.246 0.102 0 0.102 0.41May 0.765 0.000 0.765 0.00000 0.765 2.332 0 2.332 3.05June 0.281 0.247 0.528 0.00000 0.528 0.087 0.216 0.303 0.57July 5.976 2.477 8.453 0.00000 8.453 0.733 1.902 2.635 0.31Aug 12.133 6.551 18.684 0.27900 18.405 1.49 19.22 10.146 29.366 1.57Sept 9.081 12.439 21.520 0.25200 21.268 1.17 10.181 13.618 23.799 1.11Oct 1.942 12.576 14.518 0.33600 14.182 2.31 1.736 16.172 17.908 1.23Nov 4.408 2.574 6.982 0.33600 6.646 4.81 5.89 2.715 8.605 1.23Dec 10.175 0.000 10.175 0.36700 9.808 3.61 13.045 0 13.045 1.28Jan 9.281 0.000 9.281 0.31100 8.970 3.35 13.901 0 13.901 1.50Feb 9.159 0.000 9.159 0.29800 8.861 3.25 10.494 0 10.494 1.15Mar 7.519 0.000 7.519 0.33100 7.188 4.40 10.745 0 10.745 1.43

Total FY 70.966 36.864 107.830 2.51000 105.32 2.33 88.466 44.769 133.235 80.9 1.24Aprl' 10.230 0.000 10.230 0.30400 9.926 2.97 13.654 0 13.654 1.33May 6.983 0.000 6.983 0.35400 6.629 5.07 9.343 0 9.343 1.35June 9.027 0.000 9.027 0.32400 8.703 3.59 11.229 0 11.229 1.24July 5.401 0.000 5.401 0.35400 5.047 6.55 8.102 0 8.102 1.50Aug 7.772 0.000 7.772 0.40100 7.371 5.16 11.534 0 11.534 1.48Sept 7.905 0.000 7.905 0.19452 7.71 2.46 12.071 0 12.071 1.53Oct 10.838 0.000 10.838 0.21636 10.62164 2.00 13.647 0 13.647 1.26Nov 8.221 0.000 8.221 0.20957 8.01143 2.55 11.743 0 11.743 1.43Dec 23.428 0.000 23.428 0.30920 23.1188 1.32 29.75 0 29.750 1.27Jan 24.880 0.000 24.880 0.29181 24.58819 1.17 30.865 0 30.865 1.24Feb 21.209 0.000 21.209 0.25553 20.95347 1.20 27.794 0 27.794 1.31Mar 14.608 0.000 14.608 0.26237 14.34563 1.80 19.328 0 19.328 1.32

Total FY 150.502 0.000 150.502 3.47636 147.02564 2.31 199.06 0 199.060 75.6 1.32Aprl' 6.565 0.000 6.565 0.15413 0.08033 0.23446 6.33054 3.57 5.7370 0.0000 5.737 0.87May 4.417 5.578 9.995 0.16052 0.15854 0.31906 9.67594 3.19 7.6300 6.3940 14.024 1.40June 13.676 16.036 29.712 0.18788 0.18870 0.37658 29.33542 1.27 17.3080 21.5180 38.826 1.31July 16.920 11.156 28.076 0.21809 0.16057 0.37866 27.69734 1.35 22.1170 18.6370 40.754 1.45Aug 20.146 16.529 36.675 0.30511 0.14563 0.45074 36.22426 1.23 22.0570 28.1830 50.240 1.37Sept 16.464 14.773 31.237 0.20315 0.20371 0.40686 30.83014 1.30 20.7920 22.6510 43.443 1.39Oct 16.020 12.841 28.861 0.23054 0.16817 0.39871 28.46229 1.38 15.2210 22.5490 37.770 1.31Nov 8.397 13.227 21.624 0.22506 0.08922 0.31428 21.309720 1.45 13.6180 13.1820 26.800 1.24Dec 19.013 18.379 37.392 0.14697 0.22403 0.37100 37.021000 0.99 25.4380 22.9900 48.428 1.30Jan 28.622 23.832 52.454 0.24092 0.18931 0.43023 52.023770 0.82 36.2510 31.0510 67.302 1.28Feb 25.633 26.525 52.158 0.21769 0.18608 0.40377 51.754230 0.77 33.6090 33.9270 67.536 1.29Mar 19.666 18.000 37.666 0.26788 0.13489 0.40277 37.263230 1.07 24.3030 23.5720 47.875 1.27

Total FY 195.539 176.876 372.415 2.5579 1.9292 4.48712 367.92788 1.20 244.0810 244.6540 488.735 76.2 1.31Aprl' 8.64400 5.85400 14.498 0.22221 0.13187 0.35408 14.14392 2.44 8.5320 9.39700 17.929 1.23665May 5.60000 3.35700 8.957 0.21043 0.13897 0.34940 8.60760 3.90 5.1220 6.62400 11.746 1.31138June 10.70700 10.30000 21.007 0.23579 0.09686 0.33265 20.67435 1.58 11.5860 15.76100 27.347 1.30180July 11.03700 12.52500 23.562 0.24150 0.11869 0.36019 23.20181 1.53 17.6940 18.09700 35.791 1.51901Aug 7.75700 5.30900 13.066 0.21921 0.09566 0.31487 12.75113 2.41 12.9250 9.62600 22.551 1.72593Sept 10.34800 9.26200 19.610 0.22228 0.08105 0.30333 19.30667 1.55 15.7900 11.66900 27.459 1.40025Oct 7.25400 4.80900 12.063 0.21428 0.03623 0.25051 11.81249 2.08 10.1700 6.36100 16.531 1.37039Nov 12.558 13.687 26.245 0.18487 0.11534 0.30021 25.944790 1.14 16.6860 17.1910 33.877 1.29080Dec 21.463 21.230 42.693 0.18979 0.24855 0.43834 42.254660 1.03 25.5270 28.3920 53.919 1.26295Jan 28.752 31.081 59.833 0.22711 0.26653 0.49364 59.339360 0.83 36.7090 40.4020 77.111FebMar

Total FY 124.12 117.414 241.534 2.1675 1.3298 3.49722 238.03678 1.45 160.7410 163.5200 324.261 74.5 12.42

Ｒｅｍａｒｋｓ:1. Ghatghar Unit-1 is commisioned on 08.04.2008 & handed over to MSPGCL on 17.08.2009. Corrected data2. Ghatghar Unit-2 is commmisioned on 21.06.2008 & handed over to MSPGCL on 03.01.2011.3. Ghatghar Unit-2 iwas under Generator Stator repairs from 09.11.2008 to 04.05.2010.*4. Generator for April'08 to July'08 to July '08 is Ex-Bus Gen. i.e. directly from ABT meter & UAT Readings are also not available.

PUMPING consumption(MUS)

FY

2008-09

Year MONTH AUX. CONSN (MUS)

FY 2

009-10

FY

2010-11

FY

2011-

12

NET GENN

(MUS)

（注：MUS: 106 kWh)

（出典：GOMWRD）



Table 5.1.3-4 Ghatghar揚水発電所運転記録（2010年度）

GHATGHAR HYDRO POWER STATION

GENERATOR & PUMPING DATA OF GHATGHAR HPS UNIT-1 & UNIT-2 FOR 2010-11

GROSSGEN. (MUS)

GENSERVICE

HRS.

GROSSGEN. (MUS)

GENSERVICE

HRS.UAT-1 UAT-2 TOTAL

PUMPINGconsumption

(MUS)

PUMP. SERVICE HRS.

PUMPINGconsumption

(MUS)

PUMP. SERVICE

HRS.

Apr-10 6.56500 51:45:00 0.00000 0:00:00 6.56500 0.15416 0.08033 0.23449 6.33051 5.737 39:16:00 0.000 0:00:00

May-10 4.41700 35:10:00 5.57800 46:10:00 9.99500 0.16052 0.15854 0.31906 9.67594 7.630 50:07:00 6.394 43:23:00

Jun-10 13.67600 107:53:00 16.03600 129:04:00 29.71200 0.18788 0.18870 0.37658 29.33542 17.308 114:20:00 21.518 144:29:00

Jul-10 16.92000 133:23:00 11.15600 89:52:00 28.07600 0.21809 0.16057 0.37866 27.69734 22.117 145:38:00 18.637 125:54:00

Aug-10 20.14600 158:37:00 16.52900 133:01:00 36.67500 0.30511 0.14563 0.45074 36.22426 22.057 145:25:00 28.183 189:30:00

Sep-10 16.46400 129:56:00 14.77300 118:56:00 31.23700 0.20315 0.20371 0.40686 30.83014 20.792 134:37:00 22.651 150:04:00

Oct-10 16.02000 126:16:00 12.84100 103:30:00 28.86100 0.23054 0.16817 0.39871 28.46229 15.221 99:10:00 22.549 149:56:00

Nov-10 8.39700 66:20:00 13.22700 106:28:00 21.62400 0.22506 0.08922 0.31428 21.30972 13.618 87:48:00 13.182 87:12:00

Dec-10 19.01300 151:17:00 18.37900 148:26:00 37.39200 0.14697 0.22403 0.371 37.02100 25.438 163:27:00 22.990 151:36:00

Jan-11 28.62200 225:35:00 23.83200 191:34:00 52.45400 0.24092 0.18931 0.43023 52.02377 36.251 235:01:00 31.051 206:30:00

Feb-11 25.63300 201:40:00 26.52500 213:29:00 52.15800 0.21769 0.18608 0.40377 51.75423 33.609 218:29:00 33.927 225:46:00

Mar-11 19.66600 155:00:00 18.00000 145:05:00 37.66600 0.26788 0.13489 0.40277 37.26323 24.303 157:57:00 23.572 156:10:00

TOTAL FOR2010-11

195.53900 1542:52:00 176.87600 1425:35:00 372.41500 2.55797 1.92918 4.48715 367.92785 244.081 1591:15:00 244.654 1630:30:00

MONTH

UNIT-1 UNIT-2TOTALGROSS

GEN. (MUS)

AUX.CONSN (MUS)

TOTAL

NET GENN

(MUS)

UNIT-1 UNIT-2


Table 5.1.3-5 Ghatghar揚水発電所運転記録（2011年度）

GHATGHAR HYDRO POWER STATION

GENERATOR & PUMPING DATA OF GHATGHAR HPS UNIT-1 & UNIT-2 FOR 2011-12

GROSSGEN. (MUS)

GENSERVICE

HRS.

GROSSGEN. (MUS)

GENSERVICE

HRS.UAT-1 UAT-2 TOTAL

PUMPINGconsumption

(MUS)

PUMP. SERVICE HRS.

PUMPINGconsumption

(MUS)

PUMP. SERVICE

HRS.

Apr-11 8.64400 68:11:00 5.85400 47:03:00 14.49800 0.22221 0.13187 0.35408 14.14392 8.532 56:00:00 9.397 62:47:00

May-11 5.60000 44:18:00 3.35700 26:59:00 8.95700 0.21043 0.13897 0.3494 8.60760 5.122 33:16:00 6.624 43:58:00

Jun-11 10.70700 84:05:00 10.30000 82:06:00 21.00700 0.23579 0.09686 0.33265 20.67435 11.586 80:58:00 15.761 100:25:00

Jul-11 11.03700 86:58:00 12.52500 100:00:00 23.56200 0.24150 0.11869 0.36019 23.20181 17.694 117:28:00 18.097 120:47:00

Aug-11 7.75700 61:12:00 5.30900 42:20:00 13.06600 0.21921 0.09566 0.31487 12.75113 12.925 83:46:00 9.626 63:42:00

Sep-11 10.34800 81:40:00 9.26200 74:01:00 19.61000 0.22228 0.08105 0.30333 19.30667 15.790 101:12:00 11.669 75:02:00

Oct-11 7.25400 57:12:00 4.80900 38:24:00 12.06300 0.21428 0.03623 0.25051 11.81249 10.170 66:35:00 6.361 42:57:00

Nov-11 12.55800 97:58:00 13.68700 109:16:00 26.24500 0.18487 0.11534 0.30021 25.94479 16.686 111:18:00 17.191 115:04:00

Dec-11 21.46300 169:10:00 21.23000 168:58:00 42.69300 0.18979 0.24855 0.43834 42.25466 25.527 161:51:00 28.392 188:51:00

0.00000 0.00000

0.00000 0.00000

0.00000 0.00000

TOTAL FOR2010-11

95.36800 750:44:00 86.33300 689:07:00 181.70100 1.94036 1.06322 3.00358 178.69742 124.032 812:24:00 123.118 813:33:00

MONTH

UNIT-1 UNIT-2TOTALGROSS

GEN. (MUS)

AUX.CONSN (MUS)

TOTAL

NET GENN

(MUS)

UNIT-1 UNIT-2




Ghatghar PSP Generation #1

0

5

10

15

20

25

30

35

apr may jun jul aug sep oct nov dec jan feb mar

FY(2008-2011)

MU

S

#1Gen(2008)

#1Gen(2009)

#1Gen(2010)

#1Gen(2011)

（出典：GOMWRD 資料をもとに調査団作成）

Figure 5.1.3-2 Ghatghar PSP 1 号機発電電力量（2008-2011 年度）

Ghatghar PSP Generation #2

0

5

10

15

20

25

30


FY(2010-2011)

MU

S #2Gen(2010)

#2Gen(2011)


Figure 5.1.3-3 Ghatghar PSP 2 号機発電電力量（2010-2011 年度）



Ghatghar PSP Genaration Hours (1G)

0:00:00

24:00:00

48:00:00

72:00:00

96:00:00

120:00:00

144:00:00

168:00:00

192:00:00

216:00:00

240:00:00


FY(2010-2011)

HR

S #1HRS(2010)

#1HRS(2011)


Figure 5.1.3-4 Ghatghar PSP 1 号機発電運転時間（2010-2011 年度）

Ghatghar PSP Genaration Hours (2G)

0:00:00

24:00:00

48:00:00

72:00:00

96:00:00

120:00:00

144:00:00

168:00:00

192:00:00

216:00:00

240:00:00


FY(2010-2011)

HR

S #2HRS(2010)

#2HRS(2011)


Figure 5.1.3-5 Ghatghar PSP 2 号機発電運転時間（2010-2011 年度）



Ghatghar PSP Pumping #1

-40

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0


FY(2008-2011)

MU

S

#1Pump(2008)

#1Pump(2009)

#1Pump(2010)

#1Pump(2011)


Figure 5.1.3-6 Ghatghar PSP 1 号機揚水実績（2008-2011 年度）

Ghatghar PSP Pumping #2

-40

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0


FY(2010-2011)

MU

S #2Pump(2010)

#2Pump(2011)


Figure 5.1.3-7 Ghatghar PSP 2 号機揚水実績（2010-2011 年度）



Ghatghar PSP Pumping Hours (1P)

0:00:00

48:00:00

96:00:00

144:00:00

192:00:00

240:00:00

288:00:00


FY(2010-2011)

HR

S #1P_HRS(2010)

#1P_HRS(2011)


Figure 5.1.3-8 Ghatghar PSP 1 号機揚水時間（2010-2011 年度）

Ghatghar PSP Pumping Hours (2P)

0:00:00

24:00:00

48:00:00

72:00:00

96:00:00

120:00:00

144:00:00

168:00:00

192:00:00

216:00:00

240:00:00


FY(2010-2011)

HR

S #2P_HRS(2010)

#2P_HRS(2011)


Figure 5.1.3-9 Ghatghar PSP 2 号機揚水時間（2010-2011 年度）



5.1.4 新・再生可能エネルギー現状・今後の見通し

2010 年 4 月に MAHATRANSCO が取りまとめた「STU FIVE YEAR TRANSMISSION PLAN FOR

THE YEAR 2010-11 to 2014-15」によれば、2010 年 3 月 31 日時点での風力発電所総発電容量は

2,526MW、供給力としてはこの 10.28%である 260MW が見込まれている。

2010 年度の増強計画では、風力発電の設置計画は総発電容量 5,273MW で、供給力としてはこ

の 10.28%である 542MW を見込んでいる。

総供給力としては 260+542 = 802MW が見込まれているが、2010 年度の大電力需要の

19,120MW に対し、4%程度であり供給力としてはまだ発展途上である。

なお、前述の資料では、2010 年度以降の 5 ヵ年分の需給シナリオを想定している。供給力は年々

拡充していくが（Figure 5.1.4-1）、風力発電の供給力は 2010-11 年以後変化しないとしている（Figure

5.1.4-2）。

一般に、風力発電の特徴である出力不安定性に対して系統周波数維持のため、調整力として同

量の瞬動予備力を確保する必要がある。

現時点は、マハラシュトラ州の総発電力に占める風力発電の比率は低いため、ピーク時を除け

ば、既存の火力設備、水力設備等のガバナフリー等瞬動予備力で十分対応可能と考えられる。

ただし、給電側（STU；State Transmission Utility）に課せられる UI チャージ（Unscheduled

Interchange Charge）と呼ばれる周波数逸脱時の電力融通に伴うペナルティ制度により、系統周波

数維持のモチベーションは高く、今後、ペナルティに対する価値の評価として、瞬動予備力の価

値を評価する取り組みが進めば、揚水の価値がさらに向上する見込みはある。

しかし、Bhira PSP のリース料金で協議が難航していることに見られるように、揚水が持つ便益

は適切に市場で認められていないと伺え、現時点では不透明である。



-5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

2010-11 2011-12 2012-13 2013-14 2014-15

Year

Availability [MW]

Peak Demand (coincident) [MW]

Peak Demand (Noncoincident) [MW]

Peak Shortfall (-)/ Surplus(+)(coinc) [MW]

Wind Power [MW]

（出典：STU 資料をもとに調査団作成）

Figure 5.1.4-1 マハラシュトラ州ピーク需要想定

802 802 802 802 802

22814304

7154 7244 72443130

3342

3571 3817 4174

3582

4422

53725838 5838

2087

2166

32283228 3228

8775

9414

1149712113

13301

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

2010-11 2011-12 2012-13 2013-14 2014-15

[MW

]

Mahagenco

State Govt/Inter State /MAHADISCOM

Central Sector

Mumbai

IPP

Wind Generation

(出典：:調査団作成)

Figure 5.1.4-2 マハラシュトラ州ピーク需要想定（事業者別）



5.2 揚水技術要件

5.2.1 本邦揚水発電活用事例

(1) 揚水発電の概要

揚水発電所は夜間の安い電力を使って水をくみ上げ、需要の集中するピーク時間帯に発電す

るものである。電力の価値はその電力を必要とする時間帯によって相違するため、夜間の余剰

電力を使って水をくみ上げ、ピーク時間帯に発電することで、高い経済性を生み出すことがで

きる。

また、揚水発電所はその優れた負荷追従性から、周波数調整電源としても活用され、周波数

の安定した高品質電力のため、系統に寄与している。

東日本大震災前の日本では電力需要の増大に伴い、原子力発電所等大規模電源が計画実行さ

れ、負荷調整の有効化を図る目的から大規模な揚水発電所が建設されてきた。

我が国の主な揚水発電所を Table 5.2.1-1 に示す。

Table 5.2.1-1 主要揚水発電所（日本）

容量型式台数

(MW) (m3/s) (m) (kW)

東京電力新高瀬川信濃川長野 '81/5 1,280 644 229 336,000 VFR 4

今市（純）利根川栃木 '91/12 1,050 240 338 360,000 VFR 3

葛野川（純）富士川山梨 '00/6 800 140 714 412,000 VFR 2

相模川

中部電力奥美濃（純）木曽川岐阜 '95/11 1,500 375 485.8 250,000 VFR 6

関西電力大河内（純）市川兵庫 '95/6 1,280 382 394.7 329,000 VFR 2

331,000 VFR 2

中国電力俣野川（純）旭川鳥取 '96/4 1,200 300 489 309,000 VFR 4

日野川岡山

四国電力本川（純）吉野川高知 '03/3 615 140 528.4 307,000 VFR 2

九州電力天山（純）六角川佐賀 '87/5 600 140 520 308,000 VFR 2

松浦川

電源開発奥清津第二（純）信濃川新潟 '96/6 600 154 470 308,000 VFR 1

310,000 VFR 1

下郷（純）阿賀野川福島 '91/5 1,000 314 387 260,000 VFR 4

最大有効落差

最大使用水量

水車都道府県

名運転開始年

月水系名発電所名事業社名

最大出力


(2) 揚水発電の必要性

電力システムは、電力の生産（発電）と消費が同時に行われ、その微妙なバランスの上に成

り立っている。電力の生産と消費の差は周波数の変動として現れ、この両者のバランスを保つ

ため、生産側（発電所）では需要に見合う発電量の調整を常に行っている。

各発電方式の供給の安定性、負荷の追従性、経済性および環境の保全などを総合的に勘案し



て、負荷曲線の、どの部分を水力発電、火力発電および原子力発電に分担させたほうがよいか

を決めることを「電源のベストミックス」と呼んでおり、電力供給の重要な課題である。

現在の電力システムは、原子力、大容量火力や流れ込み水力をベースとして、ピーク負荷に

ミドル火力や水力（ダム式水力、揚水）等で対応する構成となっている。

近における技術進歩によって火力・原子力の蒸気条件が向上し、熱効率が高くなり発電単

価も安くなってきたため、盛んに建設されて電源の主流の位置を占めるに至った。

しかし、このような高温・高圧の大容量火力・原子力は、

- 出力変化速度が遅い

- 始動・停止に長時間を要する

- 低出力も熱応力などの制約上限界がある

- 深夜停止は困難である

などの制御上の限界があるため、ベース供給力として運用することが望ましい。

しかし、ピーク時と深夜のオフピーク時ではその需要電力の差は甚だしく、深夜に全火力・

原子力を継続運転していたのでは需給バランスが成り立たない。

このため、ベース化した大容量火力、原子力を効率よく運転させる目的で、深夜の軽負荷時

に安価な電力を利用して揚水を行い、ピーク時間帯の価値の高い時間に発電し、かつ、発電時

の水力の優れた特性である、

- 出力変更が早い

- 始動・停止が短時間で可能である

- 低出力が大出力の 50%程度（揚水）まで運転可能

などの利点を大限に活かすことのできる揚水発電、しかも大容量のものが必要となり、

ピーク需要対応のためその開発が進められてきた。



(3) 揚水発電の出力実績、揚程実績

Figure 5.2.1-1 と Figure 5.2.1-2 にポンプ水車の出力実績と揚程実績を示す。

ポンプ水車製作実績（200MW以上　出力実績推移）

0

100

200

300

400

500

600

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

初号機　運開年

単機

出力

[MW

]

国内実績

海外実績


Figure 5.2.1-1 ポンプ水車政策実績（出力実績推移）

ポンプ水車製作実績（揚程推移）

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

初号機　運開年

揚程

[m]

国内実績

海外実績

（出典：:調査団作成）

Figure 5.2.1-2 ポンプ水車政策実績（揚程推移）



5.2.2 可変速システム（導入要件の洗い出し）

(1) 可変速システムの目的

一般的に、揚水発電所は、深夜に下ダムから上ダムに原子力発電所や火力発電所の余剰電力

を利用して揚水し、昼間にはこの揚水した水を使って発電を行なうことによって、オフピーク

時（深夜）からピーク時（昼）にエネルギーシフトを行なう設備として利用されている。この

運転は昼夜間の電力需要のインバランスを緩和する一方で昼間のピーク需要に応えるもので

ある。また揚水発電所はその出力や電圧を高速に制御できることから多くのアンシラリーサー

ビスを提供している。

一方、通常の発電電動機は一定速度で運転される同期機であるため、揚水運転中は周波数調

整に利用できないという制約がある。従来から深夜における周波数調整は火力発電所の出力を

増減して行ってきた。

しかしながら、電力システムに占める原子力発電の割合が増したり、日間起動停止を行う

DSS（Daily Start and Stop）火力発電所が増加したりすると、オフピーク時に十分な周波数調整

容量を確保することが困難になると懸念される。このため、火力発電の替わりに周波数調整を

行うために可変速揚水発電システムが開発された。この新しいシステムではポンプ入力が発電

電動機の回転速度の変化に伴って変化することから、揚水運転時にも周波数調整を可能として

いる。

(2) 日本における可変速揚水システムの歴史

可変速揚水発電システムの開発は 1980 年代に日本において始まった。初の可変速機は

1987 年に関西電力成出水力発電所において実現された。この実験プラントは一般水力発電所

を改造して可変速機の実現性をデモンストレーションしたものであった。1990 年、東京電力

は矢木沢揚水発電所 2 号機において世界初の可変速揚水発電システムを開発した。この設備は

既に 20 年以上の運転実績を有している。1993 年に関西電力は大河内揚水発電所において可変

速揚水発電システムを採用した初めての大規模揚水発電所を運開した。大河内の成功を受けて

多くの揚水発電所が本技術を採用して建設された。

Table 5.2.2-1 に現時点における可変速揚水発電所の状況を示すが、日本における可変速揚水

発電所の運転実績はその長い歴史から群を抜いている。

J-POWER も現時点で 2 箇所の可変速揚水発電所を保有しており、その運転実績も 10 年を超

えている。



Table 5.2.2-1 主要可変速揚水発電所（日本国内）

発電機出力回転数製造者

MVA/MW min-1 (水車／発電機)実証プラント

成出 22/18.5 190-210 CYC 関西電力日立 1987 日本

既設

1 矢木沢2号機 85/82 130-156 CYC 東京電力東芝 1990 日本

2 高見2号機 105/140 208-254 INV-CON 北海道電力三菱重工/三菱電機 1993 日本

3 大河内4号機 395/388 330-390 CYC 関西電力日立 1993 日本

4 大河内3号機 395/388 330-390 CYC 関西電力日立 1995 日本

5 塩原3号機 333.3/341 345-405 CYC 東京電力日立/東芝 1995 日本

6 奥清津第二2号機 345/340 407-450 INV-CON J-POWER 東芝 1996 日本

7 沖縄やんばる海水揚水 31.5/31.8 423-477 INV-CON J-POWER 東芝 1999 日本

8 Goldisthal(2台) 331/330 300-345 CYC Vattenfall VOITH/ANDRITZ 2002 ドイツ

9 小丸川4号機 345/330 576-624 CYC 九州電力日立 2007 日本

10 小丸川3号機 340/330 576-624 INV-CON 九州電力三菱重工/三菱電機 2008 日本

11 小丸川1号機 345/330 576-624 CYC 九州電力日立 2010 日本

12 Avce(1台) 195/185.3 576-626 INV-CON SENG 三菱重工/三菱電機 2010 スロベニア

13 小丸川2号機 340/330 576-624 INV-CON 九州電力三菱重工/三菱電機 2011 日本

建設中

14 奥多々良木2号機設計中 285-315 CYC 関西電力日立 2013 日本

15 奥多々良木1号機設計中 285-315 CYC 関西電力日立 2014 日本

16 京極1号機 222/230 475-525 INV-CON 北海道電力東芝 2014 日本

計画中

17 葛野川３号機 475/460 480-520 INV-CON 東京電力 2017年以降日本

18 葛野川４号機 475/460 480-520 INV-CON 東京電力 2017年以降日本

19 Nant de Drance(4台) Alpiq, SBB, FMV ALSTOM 2016 スイス

20 Linth-Limmern(4台) Linth-Limmern AG ALSTOM 2016 スイス

21 Venda Nova 3 EDP VOITH/SIEMENS 2015 ポルトガル

22 Kozjak スロベニア

23 Venda Nova 3 オーストリア

運開年国名No. 発電所名励磁方式所有者


(3) 可変速揚水発電システムの特長

可変速制御方式として 2 つの方式が主に用いられる。１つはコンバータ・インバータを介し

て同期発電機を系統に接続する DC リンク直結システムである。もう 1 つは二次励磁制御方式

（Doubly-Fed Asynchronous machine）である。電力産業においては前者の技術は広い可変速範

囲を必要とする風力発電において一般的であるが、可変速揚水においては後者の技術が用いら

れる。これは DC リンク方式を大規模揚水発電所に採用するには高額すぎることに負う。2 次

励磁制御方式では回転子回路（励磁回路）に低周波 AC 電力を供給する変換装置を設ける。

Figure 5.2.2-1 にシステム概要を示す。




Figure 5.2.2-1 可変速システム概要

発電電動機の回転子は、通常の発電機に用いる DC 巻線の替わりに三相巻線形である。変換

装置は回転子巻線に接続され、回転子に回転磁界（励磁）を発生するため低周波 AC 電力を供

給する。回転子上の磁界の回転速度、すなわち変換装置から供給される電流の周波数に相当す

るが、これを n2 とする。また回転子の回転速度は ns とする。発電電動機の固定子に発生する

合成回転磁界の回転速度 n1、これは固定子コイルと相互作用して発電をおこなうものであるが、

次の関係式で表せる。

s21 nnn +=

固定子は系統と同期しているので、この n1 は系統周波数に対応する同期速度となる。この

関係は、回転子の機械的な回転速度 nsは（n1－n2）と等しく制御可能なことを意味する。系統

の同期速度 n1 は固定であるが、回転子の回転磁界の速度 n2（変換装置の出力周波数に相当）

は可変なことによる。

ポンプ入力は、およそ回転速度の 3 乗に比例して変化するので、速度を少し変化させても揚

水運転時の入力をかなり大幅に調整することができる。これは高価な変換装置の容量をリーズ

ナブルな範囲に抑えることができるため 2 次励磁制御方式の大きなメリットとなる。Figure

5.2.2-2 および Table 5.2.2-2 に、従来機と可変速機のシステム比較を示す。




Figure 5.2.2-2 可変速システムと従来型システムの構造比較

Table 5.2.2-2 可変速システムと従来型システムの特質比較

No. 項目従来機可変速機 1 回転子電流直流交流 2 回転速度定速可変速 3 励磁方式サイリスタ等サイクロコンバータ

PWM インバータ 4 ガバナフリー運転発電運転のみ発電・揚水運転 5 ALR 運転同上同上 6 AFC 運転同上同上 7 低出力大出力の約 50% 大出力の約 40%以

下 8 揚水始動方式大型機には始動装置

が別途必要始動装置がないと過

渡入力変動が大きい

始動入力が小さくで

きる励磁装置の設計に

よっては始動可能 9 系統事故時系統擾乱の影響が大

きい系統擾乱の影響が小

さい 10 コスト巻線型回転子、変換装

置、据え付けスペースに

係る土木工事費等の増

分コストが発生（出典：調査団作成）



(4) 可変速揚水発電システムの特長

可変速揚水発電システムの主な特長には以下のようなものがある。

1) 揚水運転時の入力調整

揚水運転時のポンプ水車入力の調整が可能となり、これは揚水時に周波数調整ができるこ

とを意味する。また、同期速度を小さく制御することで、揚水始動時の入力変動を低減し、

系統への影響を抑制できる。

2) 発電運転時の効率向上

水車効率が従来機（定速度）に比較して数%向上する。これは、より高い効率が得られる

適な回転速度で水車を運転できることに負う。

3) 発電運転時の運転範囲拡大

軽負荷時の水車効率が向上するため低出力を下げることができ、発電運転時の運転範囲

を 20～40%拡大できる。この特長は周波数調整範囲の拡大に寄与する。

4) 運転落差範囲の拡大

従来型のポンプ水車はキャビテーション、振動等から運転落差範囲に制約を必要とした。

可変速機の場合、適な回転速度を選ぶことでそうした悪影響を緩和でき、より広い落差範

囲で運転できる。この特長はより大きな上池･下池の水位変動を許容することからより大きな

貯蔵エネルギーが期待でき、すなわち、より長時間のプラント運転を意味する。

5) 系統安定度向上

発電電動機内部位相角を迅速かつ正確に制御できるので、同一電力系統に接続されている

他の同期機の定態安定度の向上に寄与する。また、系統擾乱に対しても励磁システムを高速

で調整できるため過渡安定度の向上が期待できる。

(5) 可変速システム導入要件

近年、風力発電や太陽光発電を電力系統に大量に導入する事により、電力系統の周波数調整

が採用国において大きな問題となっている。これらの電源から供給される急激な発電量の増減

は、石炭火力や原子力発電などのベース電源では瞬時に対応できない。この問題を解決するた

めには部分負荷運転中のガバナフリー等瞬動予備力のほか、ガスタービン、揚水式水力などの

即応性の高い電源が必要であり、特に可変速揚水機では、回転速度を変えることで、急速に有

効電力の調整を行うことができるため、採用は大きな効果を発揮することができる。

すでに日本においては全国電力系統に 10 台以上の可変速機が採用され、その運転利用率は

かなり高くなっている、特に、揚水運転時の定速度揚水機と可変速揚水機の運転時間を比較す

ると大きな差があり、可変速揚水機の利用率は大きい。

一方で、可変速システムは、巻線型回転子の採用、変換装置、据え付けスペース増のなどの

理由から、従来機に比べるとコストが増嵩する。



前述の可変速機特長による期待便益がこれら増分コストに対し優位と認められる場合に可

変速システムの採用が判断されることになる。

5.3 揚水発電所の必要性

5.3.1 ピーク電源への対応

マハラシュトラ州をはじめ、インドでは電力取引市場が次第に拡大傾向にあり、その中でピー

ク電力の価値は価格面でも増大してきている。また Open Access の導入促進にみられるように、

経済発展にとり電力調達確保は不可欠の問題であり、ピーク移行が先鋭化しつつあるマハラシュ

トラ州では、ピーク電源への対応が避けられない。

マハラシュトラ州でのピーク電源としては、揚水発電他にもいくつかの手段が考えられる。既

設貯水池式水力の増設は一手段であるが、現在 Koyna 水力の増設が実施されているものの、全般

にマハラシュトラ州では貯水池式水力は概ね開発が済んでおり、新設地点は少ないのが現実であ

る。ガス火力の新設は燃料費高のリスクを伴っている。他州・中央政府所有電源からの電力の融

通は現在も一定量を依存しているが、購入コストの問題や他州も同様に恒常的な電力不足に陥っ

ているため、将来的には依存リスクが高いと考えられるほか、送電線増強による混雑改善も同時

に必要となる。一方、電力取引市場からの調達は、市場規模が拡大途上にあることからこれも有

力な選択枝であるものの、特にピーク電源価格の高騰は避けられない。

具体的にマハラシュトラ州の現状を見た場合、現時点でのピークが約 20%強の不足で、負荷率

推移から今後も一貫してピーク需要の先鋭化が確実視される状況にある。州の現有発電設備のう

ち大半は石炭火力を中心とするベース電源で、予備率は 2％程度（2011/12 時点ピーク需要

21,954MW/総設備容量 22,512MW（再生可能エネルギー3,630MW を除く））とほとんどない。水

力火力比率も 18％とインド全体（30%）に比べ低く、数年来、改修以外に新規水力の開発は全く

見られず、現状でピーク電力は中央政府電源からの融通、IPP からの買電、更に計画停電（load

shedding）に依存している。

マハラシュトラ州における電源開発を見ても、11 次電源開発計画ではベース石炭火力のみ実現

し、12 次電源開発計画でも殆ど全てを石炭火力に依存し、水力やガス火力は 1 件もない。隣州の

グジャラート州で燃料確保済とされるガス火力が合計 1,053MW 計画しているのみである。イン

ド全体でみても、大半が石炭で、ガス火力は燃料調達が課題としていて、ベースケースではわず

か 1,086MW しか 12 次内では見込んでいない。また IPP が大半を占めるガス火力は TOP 契約と想

定されるため、調整電源としてはあまり有用ではない可能性がある。水力も少なく全土で

9,204MW（全 75,785MW の 12%、かつ大半を北部北東部に依存）しかなく、マハラシュトラ州ど

ころか西部地域に 12 次内の水力案件は 1 件もない。このようにインド全体でみてもピーク電源

は需要に対して十分ではない状況が予想される状況である。

このピーク電源の必要性は、制度面でも認識され始めており、既にピーク時間帯の料金（Time

of the Day （TOD）Tarriff）が設定されているほか、現在中央電力規制委員会より揚水・貯水池式

電源に対する PPA 優遇処置（発電事業者に保証する利益率（Return on Equity ; ROE）を 15.5％か

ら 16.5% に引上るほか、出水リスクを配電事業者側に負担させる）を計画している。いずれにせ



よ、将来的にピーク電力価値を上げる方向に進むことは確実視される状況である。

マハラシュトラ州では、ガス火力と揚水が可能であるが、他州では望めない賦存量のある揚水

発電は、十分競合力を持つ電源となり得る可能性がある。揚水発電は、一般には水力共通の問題

である固定費高の問題がある。しかしながら、マハラシュトラ州では潜在量が豊富にあることか

らも推測されるように、地形的に豊富な高落差を確保可能な地点が多数包含されていることから、

料金体系などの整備のもと、安価な経済電源として検討価値があるものと考えられる。

5.3.2 不安定性電源への対応

現時点では比率は大きくはないが、インド全体では風力発電等の再生可能エネルギーの促進が

今後も進められていくものと考えられている。マハラシュトラ州はインド全体の中では風力発電

のポテンシャルが高い地域として捉えられている。今後、風力や太陽光等の不安定電源導入には、

系統安定上から、系統側の調整能力を拡大する必要がある。

しかし、その性格上風力や太陽光側の出力変動を抑制することは困難であることから、系統制

御として優れた性能を有する特に可変速揚水ニーズは、今後増大してくるものと考えられる。特

に負荷・周波数制御としての特性はガス火力より揚水発電の方が調整速度において遥かに高速で

追従性に優れている。

5.3.3 系統安定性への対応

2012 年 7 月 30、31 日に生じたインド全土（5 地域系統中の 3 系統が停止）の大規模停電は、

北部諸州による電力過剰使用の結果、送電網「過大負荷」遮断に端を発し、周波数低下、供給力

遮断、連鎖停電に至ったといわれている（2012/8/16 中央政府調査委員会発表、継続調査中）。イ

ンドでは、東西南北に広い国土の地勢的特長、また石炭等の国内燃料資源が地域的に偏在するこ

と等から、電力消費地域と電源地域は互いに離間しており、相互を長距離の送電網により連携し

電力供給が行われている実態があることから、今後も、これら送電系統網の安定維持は重要であ

る。このような周波数低下による発電所脱落、大規模停電のような事態を回避するためには、低

出力時にも経済的に周波数調整できるだけでなく、状況に即応し揚水運転・発電運転を遮断ない

し出力制御でき過負荷の解消・低減が可能な可変速揚水の調整電源としての価値は増大していく

と期待される。

一方、今回の停電では、西地域系統ではピーク電源として運用されている Koyna 貯水池式水力

発電所（合計出力約 2,000MW、これはマハラシュトラ州の持つ発電設備の 1/10 相当）が緊急発

電を行ったおかげで、電力供給が低下せずに停電を回避できたとの指摘もある（報道）。これも

これからのピーク電源開発の重要性、価値を示していると考えられる。

もちろん、全般にみれば、現時点では、インドまたマハラシュトラ州では需給逼迫から計画停

電が常態化し、調整電源より電力供給が優先される状態であることは事実である（質より量）。

しかし、ピークの先鋭化は明瞭でありピーク電源の整備は確実に必要になってきている。また、

今回の停電事例のように負荷・周波数安定機能の重要性も再認識されてくると考えられる。



ムンバイ都市圏には、インドにおける外国投資の約三分の一が投下され、マハラシュトラ州に

は外資内資による自動車関連の多くの産業基地が進出するほか、日系企業も金融だけでなく製造

関連企業も多数進出してきている（現時点で SEZ 認可数 100 超、日系企業進出数も 220 とインド

全土でみても非常に多い）。マハラシュトラ州にはピーク電源計画が現状ではほとんどないこと

からも、今回の停電の経験もあわせ、電気の質へのニーズは急速に高まっていくものと考えられ

る。

このように、ピーク乖離、負荷・周波数調整電源に対応する電源価値が次第に増していく中で、

揚水発電への検討は重要である。ただし、揚水発電等の大型水力は、立地の推進や経済性が地形、

地質の条件により大きく左右され、また開発のリードタイムが数年～10 数年と長期に及ぶ。これ

らのことを考慮すると、終的な選択は別としても、他の手段との比較を適切に行い、遅滞無く

適開発計画を立案するためにも、できる限り早い時点から調査、検討を開始し、基礎的な情報

を整備しておくことが求められる。将来の原子力を含む大規模ベース電源の開発および送電線増

強計画、運転開始時期を考慮した上で、更には将来的な電力市場等におけるピーク電力価値を考

慮した上で、起動停止、負荷追従性に優れたピーク対応電源として揚水発電計画の電源開発計画

への組込を検討することが、将来の同州および西部地域における電力供給の信頼度の向上、更に、

大規模発電設備の効率的な運用を図ることが可能となると考える。

第６章

調査地の地形地質



第 6 章調査地の地形地質

6.1 地形

調査地域は、地形的には西ガーツ山脈（Western Ghats）とコンカン沿岸地域（Konkan Coastal

region）の境界部にあたる。西ガーツ山脈は、分水嶺の東側は比較的なだらかな地形を呈するが、

西側は急崖となって一気に落ち込みコンカン沿岸地域と接している。そのため、コンカン沿岸地

域と西ガーツ山脈の間には、地形上非常に大きな落差がある。

下図に、調査地の地形と揚水発電計画の概念を示す。

Figure 6.1-1 揚水発電計画の概念図

西ガーツ山脈に設けられる上部調整池の標高は 600 m 以上、コンカン沿岸地域に設けられる下

部調整池の標高は 100 m 程度と想定され、大略 500 m の落差が期待できる。大きな落差に対して

上下調整池間の水平距離は相対的にかなり短く、このような地形が連続しているため、マハラシ

ュトラ州西部は揚水発電に適した地形と評価される。

上部調整池の候補地である西ガーツ山脈は、全体的に特徴的な階段状の地形を呈するが、分水

嶺の東西で様相が大きく異なっている。東側は、比較的なだらかで既設のダムが多数あることか

ら、地形的にはダムの建設に対し重大な問題がないと判断される。一方西側は、極めて急峻であ

り、ダムの建設がほぼ不可能と考えられる。

下部調整池の候補地であるコンカン沿岸地域の東縁部は、西ガーツ山脈西縁の崖とそこから張

り出した尾根によって囲まれた、下流側が大きく開いた盆地で構成される。技術的にダムの建設

が困難な地形ではないが、全体的に開けた地形で、貯水池として締め切るためには長大な堤体が

必要となるため、必ずしもダムに適している訳ではない。

←West East→Western Ghats

Konkan Coastal region

Lower reservoir

Upper reservoir Maharashtra plateau

Water conducting

tunnel

Power house (Pump)



6.2 地質1

6.2.1 デカントラップ（Deccan Traps）

(1) 一般的な特徴

上部調整池の候補地である西ガーツ山脈と、下部調整池の候補地であるコンカン沿岸地域は、

地形や標高は異なるが、いずれもデカントラップの分布域に属しており、基本的に同じ地質で

ある（ただし、マハラシュトラ州南端部を除く）。

デカントラップとは、特徴的な階段状地形（「トラップ」は階段の意味）を呈するデカン高

原を形成する、インド半島の代表的な地質である。その分布範囲は、約 50 万 km2 にも及ぶ。

デカントラップは、主として白亜紀後期の玄武岩からなる、数百枚の溶岩層で構成される。

デカントラップの特徴として、極めて大規模な地質体であること、溶岩層の大部分がほぼ水平

であること、褶曲がほとんどない（マハラシュトラ州内では全く見られない）こと、岩相や岩

質の変化が非常に少ないこと等が挙げられる。

溶岩層の厚さは、一枚では噴出源に近い所で 40～200 m 程度、全体ではアラビア海沿岸のム

ンバイ付近で 2,000 m 以上、最も厚い西ガーツ山脈西縁部で約 3,000 m と推定されている。溶

岩層は、大局的に東に向かって厚さおよび高度を減じている。

デカントラップは、生成時期により、３つのサブグループ（古いから新しい順に、Kalsbai・

Lonavala・Wai）に分けられる。これらの間には、化学組成に若干の違いが認められるものの、

肉眼的な判別は困難で、工学的に見てほとんど差がない。

(2) 主な岩種

デカントラップの主な岩種を以下に示す。

1) 玄武岩（Basalt）

デカントラップの大部分は、玄武岩溶岩で構成される。溶岩の種類は、大別して、流動性

が高く縄状の表面を呈するパホイホイと、流動性がやや低くブロック状を呈するアアである。

いずれも、化学組成的には、ほとんどがソレイアイト（非アルカリ玄武岩）である。

一般に、何層もの薄い層が連続的に重なったコンパウンドフローがパホイホイ、単一の厚

い層であるシンプルフローがアアの特徴を呈する。マハラシュトラ州西部では、コンパウン

ドフローが卓越する。

デカントラップの玄武岩溶岩は、気泡を持たない compact basaltと気泡を持つvesicular basalt

に区分され、後者のうち気泡が２次鉱物で充填されたものを amygdaloidal basalt と呼ぶ。

i) Compact Basalt

デカントラップの中で最も多いタイプである。全般に均質塊状で、非常に緻密で堅硬であ

る。一般的にほぼ鉛直の節理を有する。節理は溶岩の冷却に伴う収縮によって生じるもので、

1 Reference "Geology of Maharashtra" (Geological Society of India, 1998)



冷却が早く進むほど節理間隔が狭くなる。そのため、薄い溶岩層では節理間隔が狭くなる傾

向がある。

硬質で風化侵食されにくく、鉛直の節理に沿って崩落する傾向があることから、急崖を形

成することが多い。また、5～6 角形の柱状節理と、上下の層境界に沿って風化侵食が進み、

中心部に球状の未風化部が取り残されることがしばしばある。これは球状風化と呼ばれ、未

風化核の大きさは、節理の間隔や風化の程度に左右され、数 cm～1 m 程度まで幅がある。

ii) Vesicular Basalt

Compact Basalt と似ているが、大きさ・形状がさまざまな気泡や、ほぼ鉛直のパイプ状の

ガス抜け孔を有することが特徴である。このタイプは、溶岩層の上部に比較的多く、デカン

トラップ西部のコンパウンドフローが主体の所に多い。

iii) Amygdaloidal Basalt

Vesicular Basalt の気泡等が２次鉱物（珪酸塩やゼオライト等）で充填されたものをアミグ

ダル（Amygdale：杏仁きょうにん）と呼ぶ。このタイプは、溶岩層の境界付近に生成され

ることが多く、節理を全く持たないことが特徴である。

2) 火山角礫岩（Volcanic Breccia）

爆発的な噴火によって噴出した、玄武岩の岩片と玄武岩質の基質からなる火山砕屑岩で、

玄武岩溶岩に比べると量的には非常に少ない。

火山角礫岩は、基質が熱水変質によってゼオライト化していることがあり、玄武岩溶岩と

比較すると相対的に軟質で風化侵食されやすい。そのため、緩斜面を形成することが多く、

選択的に侵食され洞窟となっている場所もある。

Figure 6.2.1-1 Compact Basalt Figure 6.2.1-2 Vesicular Basalt

Figure 6.2.1-3 Amygdaloidal Basalt Figure 6.2.1-4 Volcanic Breccia



3) 貫入岩（岩脈）

デカントラップの中には、水平な溶岩層をほぼ鉛直に貫く岩脈が数多く分布する。岩脈の

規模は、長さ数百 m、幅 5～20 m 程度が一般的であるが、長さ 70 km、幅数百 m というもの

も存在する。一本の岩脈が分岐、また、複数の岩脈が雁行配列するものもある。

マハラシュトラ州西部の岩脈は、化学組成や方向性に基づいて、古いから新しい順に、

Narmada-Tapi series（東南東－西北西）、Coastal series（南－北）、Nasik-Pune series（卓越方向

なし）の３系統に分類される。岩種は、いずれの系統もドレライト（粗粒玄武岩）が多い。

岩脈は、節理が発達していることが一般的で、母岩との境界部が破砕あるいは変質してい

ることがしばしばある。

4) その他

i) Ash Bed

スコリアや軽石の破片を含む砕屑物の層で、風化した地表面で目に付きやすい。

ii) Green Earth

玄武岩溶岩層の基底部に、水平な層状に生成される緑色の粘土状物質。厚さが最大で 3m

に及ぶことがある。地表からの浸透水による化学的風化が成因と考えられている。玄武岩が

変質したもので、玄武岩の鉛直の節理や割れ目の間あるいは表面にも緑色の物質が見られる

ことがある。

iii) Red Bole

２枚の溶岩層の間に見られる赤い粘土状の地層。通常は、0.5 m 程度の層厚を有する。マ

ハラシュトラ州西部では、Amygdaloidal Basalt の溶岩層の間で特に多い。内部が成層構造を

示すことや、同様な物質が溶岩層の割れ目の中に生成される場合もある。

Red Bole の成因については、ラテライト化と同じ熱帯性風化作用、風化作用を受けた下位

の溶岩層の表層部が上位の溶岩層の熱で変化したもの、上下の溶岩層の間に火山灰や火山礫

が堆積したもの、とする説がある。

iv) Tachylite

熱水変質を受けたガラス質の玄武岩で、空気に触れると粉末状に分解する特異な性質を示

す。分布範囲は局部的である。なお、空気に触れない限りは普通の玄武岩と概ね同様である。

v) Inter Trappean

デカントラップの火山岩層の間に挟在する堆積岩層で、チャート質石灰岩・頁岩・礫岩・

砂岩等からなり、白亜紀から古第三紀の化石を産出することで知られている。このような堆

積岩の存在は、溶岩の噴出（火山活動）にある程度長い休止期間が複数あったことを示して

いる。一般的な分布規模は、層厚が 30 m 以下程度、水平方向の連続性が 1 km 以下程度で

ある。なお、調査地域には分布しない。



6.2.2 変成岩

マハラシュトラ州の南端部には、結晶片岩や、片麻岩等の低温高圧型変成岩（広域変成岩）が

分布する。分布状況および構造は、断層や褶曲が発達しているため、極めて複雑である。

これらの変成岩は、デカントラップよりはるかに古い、始生代の地質である。岩質的には硬質

だが、片理が発達し一定方向に割れやすい性質がある。

6.2.3 被覆層

i) Alluvium

未固結の粘土、砂、礫等が、河床、氾濫原、段丘、斜面等に堆積している。調査地域では、

これらの堆積物の分布は非常に小規模である。

ii) Laterite

熱帯環境下の化学的風化により、玄武岩が土壌化したもの。珪酸や塩基が溶脱し、鉄やア

ルミニウム等の水酸化物が表面に集積したため赤褐色を呈する。調査地域では、分布は小規

模である。

6.3 地震

インドの地震帯区分を下図に示す。インド半島中西部に属する調査地は、ゾーンⅢまたはⅣに

該当するため、大ダム2の建設に際してNCSDP（National Committee on Seismic Design Parameters）

の認証を受けるためのサイト毎の地震調査が必要である。

2 A large dam is one more than 15m high ( above the deepest foundation level) or one between 10m and 15m high satisfying

one of the following criteria: (a) more than 500m long; (b) reservoir capacity exceeding 1x106 m3; (c)spillway capacity exceeding 2,000 m3/sec.



(出典：maps of india.com/maps/india/seismiczone.htm）

Figure 6.3-1 インドの地震帯区分

地震は、発生場所やメカニズムによって、プレート境界型地震とプレート内地震に大別される。

発生場所により、前者は海溝型、後者は（内陸）直下型あるいは活断層型とも呼ばれる。

6.3.1 プレート境界型地震

インド亜大陸全域を含むインドプレートは、北に向かって移動を続けており、ユーラシアプレ

ートと衝突し地殻を押し上げ世界最高のヒマラヤ山脈を形成している。プレート境界部では、衝

突のエネルギーによって大きな応力が蓄積し、それが解放されることで M 8 を超えるような大地

震がしばしば発生する。

上の図はインドの地震帯区分を示し、色が濃いほど地震の活動度が高いことを示している。ネ

パール、ブータン、パキスタンは、上の図では色が表示されていないが、インドの北部国境域と

同様プレート境界域であるため、地震の活動度が高い。

6.3.2 プレート内地震

インド半島は、プレート境界ではないため地震の活動度が比較的低いが、その中で地震活動度

が相対的に高い部分がある。それらが帯状に分布することから、断層の存在が暗示される。

プレート内地震は、プレート内に蓄積した応力が、相対的に弱い断層で解放されると考えられ

ている。プレート境界型地震と比較すると、蓄積する応力が小さいため、プレート内地震の規模



は相対的に小さい（M 8 を超えることは非常にまれである）。ただし、震源が浅いことや近いこと

が多いため、地震の規模に対して被害が大きくなりやすい傾向がある。

6.3.3 マハラシュトラ州の地震

マハラシュトラ州は、プレート境界型地震は発生せず、その影響もほとんど受けないが、イン

ド国内としてはプレート内地震の活動が比較的活発な地域である。

マハラシュトラ州内では、数は必ずしも多くはないが、以下に示すように、大きな被害を伴う

地震が発生している。

Table 6.3.3-1 マハラシュトラ州の主な地震

Name Location

Month / Year Magnitude Depth Casualties Remarks

Killari (Latur) Western Maharashtra

Sept. / 1993 6.4 Mw 12 km approx. 20,000 dead

approx. 30,000 injured reservoir -induced?

Koyna Central Maharashtra

Dec. /1967 6.4 Ms 4 km at least 180 dead

more than 1,500 injured reservoir -induced?

Koyna Central Maharashtra

Sept. /1967 5.7 Ms 6～10

km few reservoir -induced?

(出典：http://en.wikipedia.org/wiki/1993_Latur_earthquak、http://en.wikipedia.org/wiki/Koyna_earthquake）

上記の地震の原因については、ダム誘発型（reservoir induced）とする説もある。これは、貯水

の影響により、付近の断層へ水が浸透することや、荷重が加わることで地震を引き起こすという

ものである。ダムによる荷重は、実際に地震を発生させるだけの大きなエネルギーは持たない。

したがって、地震のエネルギー源はあくまでもプレート内に蓄積した自然由来の応力であるが、

ダムという人為的な要因がそれを解放するきっかけになることがあるとする考えである。Koyna

Dam 付近では、ダムの完成以前にはほとんど地震の記録がなかったが、明らかにダムの完成後に

地震活動が活発化している。

次にマハラシュトラ州の地震ハザードマップを示す。調査地は概ね Pune と Kolhapur の間に位

置しており、州内では比較的高い危険度が想定される。具体的には、水平加速度が 0.7～2.0 m/s2

（70～200 gal）程度で、中程度の危険度（Moderate Hazard）が示唆される。地震波の周波数特性

を考慮する必要上単純に加速度から換算できないが、上記の加速度は日本の気象庁震度階級に当

てはめると最大で震度 5 強程度に相当する。



(出典：http//www.asc-india.org/maps/hazard/haz-maharashtra.htm）

Figure 6.3.3-1 マハラシュトラ州の地震ハザードマップ

6.4 地すべり・崩壊

下の図に示すように、西ガーツ山脈の西側斜面は、急峻な地形が連続しているため、地すべり

や崩壊の危険性が比較的高い場所（Moderately high hazard）である。

調査地に近い場所での実例として、Mumbai～Pune間の高速道路で 2003～2004 年に発生した 17

箇所の地すべり・崩壊を見ると、発生場所はいずれも人工的に改変された斜面（切土・盛土法面）

であった。原因はほとんどが雨季の豪雨で、乾季においては地すべり・崩壊が発生していない3。

2005 年 6 月には、マハラシュトラ州初の揚水発電所となるGhatghar地点の下部ダム付近の自然

斜面で大規模な地すべりが発生した。これについては、調査の結果、記録的な集中豪雨が原因で、

予測し得ないものだったとの結論が出されている4。

西ガーツ山脈の東側斜面は、下図の危険性が比較的高い場所（Moderately high hazard）からは

外れており、特に自然斜面については地すべり・崩壊の危険性が低いと考えられる。また、斜面

が人工的に改変される場合でも、適切な対策により危険度を低下させることが可能と考えられる。

3 "Rockfall and subsidence on Mumbai-Pune Expressway" (Kumar, Prasad, Mathur, Kimothi 2010) 4 "Note on Landslide in the catchment area of the GPSS-Lower Dam" (T.D.Tandale)



(出典：http//www.portal.gsi.gov.in/portal/page?_pageid=127,671641&_dad=portal&_schema=PORTAL）

Figure 6.4-1 インドの地すべりハザードマップ

ダムと地すべりの関係については、貯水池に接する斜面で、水位の変動が原因となって地すべ

りが発生することが一般に知られているが、マハラシュトラ州内では、そのような例は報告され

ていない。

また、マハラシュトラ州内で、地すべりの反復性や継続性が認識されたり、防災上の観点から

動態観測が実施されている地すべりはない。



6.5 工事事例5

デカントラップは、地殻変動の影響が少ない安定した地域に分布する水平な溶岩層で、岩質的

にも硬質であるため、概して良好な地盤である。

以下に示す工事事例から、地質によって工事の経済性が左右されることは十分にありえるが、

工事そのものが困難になるような重大な問題は極めてまれであることが推察される。

6.5.1 トンネル

(1) Mumbai－Pune 間の鉄道トンネル

Amygdaloidal Basalt を掘り抜いた 25 本のトンネルのうち、19 本は全く覆工されていない。

並行する既設トンネルとの間隔が 5m 程度の所でさえ、既設トンネルに悪影響を与えずに新設

トンネルの発破掘削が行われた。これらのトンネルでは、雨季でさえも雨水の浸透が全く認め

られない。

(2) Mankhurd－Belapur 線の鉄道トンネル

一部が熱水変質によって赤～褐色に変色し軟質となっている Amygdaloidal Basalt の溶岩層

を貫くトンネルのクラウン部分で剥落が発生した。覆工が検討されたが、調査の結果、強変質

部の分布は局部的で周囲が健全であることがわかったため、対策は不良部分の除去のみとされ

覆工は見送られた。

(3) Koyna 水力発電所（stage IV）の導水路トンネル

柱状節理が発達した Compact Basalt の中に、鉛直の鉱物脈や強度の熱水変質帯が多数分布し

ており、落盤が頻発した。また、小規模なすべりに遭遇し、長さ約 20 m にわたって厚さ 6 m

の土被り部分が崩落した。その後明かり区間として完成されたが、これは、デカントラップに

おける工事のなかでは最悪の例だと考えられる。

6.5.2 ダム

(1) Koyna Dam

堤高 103m・堤頂長 807m のコンクリート（一部石積み）重力ダム；1967 年完成

マハラシュトラ州最大の人造湖を形成するダムの基盤岩は、Compact Basalt が主体である。

河床部中央では比較的浅部に火山角礫岩および変質した玄武岩を層状に挟んでいたため、深

度 18.3m まで掘削除去しコンクリートで置換した。また、右岸側の３箇所では、幅 2～5m の

節理集中部を深度約 12m まで掘削除去しコンクリートで置換した。

5 References: "Role of Engineering Geology in various civil structures" (Kulkarni, Hangekar 2004) "Engineering Geological Conditions and Tunneling in Deccan Traps" (S.R.Kulkarni 2006)



これら以外は全体的に良好な岩盤が分布し、堤敷には断層が認められなかった。

このダムは、1967 年の Koyna 地震で堤体にひびが入る被害を受けたが、グラウトによる補

修が行われ、現在も問題なく運用が続けられている。

(2) Panshet Dam

堤高 64m・堤頂長 1039m のアースフィル・コンクリート複合ダム；1972 年完成

このダムは、湛水を開始した 1961 年の 7 月に破堤し、後年修復された。破堤の原因は、洪

水吐にコンクリートブロックが使用されたことであり、施工上の問題である。本来使用が予定

されていた鉄筋コンクリートが供給不足だったため、不適切な材料を使用したところ、豪雨に

よる水の勢いに耐えられなかったものである。

地質的な問題は認められておらず、現状においては、特に問題は報告されていない。

(3) Warasgaon Dam

堤高 63m・堤頂長 780m の石積み重力ダム；1993 年完成

このダムは、1976 年に建設が始まり、当初から漏水が生じていた。対策を行いながら建設

が続けられたが、完成後も漏水量は増加傾向を示している。現在補修計画が進められており、

安全性には問題がないとされている。

漏水の原因は、堤体の遮水性不足であり、基礎岩盤の地質に関わる問題ではない。

第７章

環境社会配慮



第 7 章環境社会配慮

7.1 関係政府機関

7.1.1 環境および森林の保全に関係する機関1

環境森林省（Ministry of Environment and Forests）が、インドの環境と森林の保全に関する政策

およびプログラムの実施を計画、啓発、調整、監督する中央政府機関である。

環境森林省の主な目的は、湖沼・河川、生物多様性、森林と野生生物を含む自然資源の保全、

動物愛護、公害の防止と軽減に関する政策とプログラムの実施である。同省では持続可能な開発

と人の福祉の増進を原則として、これらを実施している。

同省は 2 つの下部組織（wing）に分かれていて、そこに 33 の部局が属している。環境部

（Environment Wing）が公害管理、気候変動、砂漠化対策、環境影響評価などを扱っている。森

林・野生生物部（Forest and Wildlife Wing）では、森林保全、自然環境の調査と保全などに関する

活動を行っている。

同省には付属機関（subordinate office：インド森林調査局（Forest Survey of India）、インド植物

調査局など）、独立行政機関（autonomous organization：インド森林管理研究所（Indian Institute of

Forest Management）、インド野生生物研究所（Wildlife Institute of India）など）、および法律に基

づく当局（statutory authorities：中央動物園管理局（Central Zoo Authority）など）が属していて、

同省の活動の円滑で効率的な実施を支えている。

7.1.2 他の関係機関

プロジェクトの内容によって、以下の省が関係してくる。

村落開発省（Ministry of Rural Development）：土地収用と住民の移転・再定住

労働雇用省（Ministry of Labour and Employment）：労働（環境）

文化省（Ministry of Culture）：文化財保全

水資源省（Ministry of Water Resources）：水利用権

部族省（Ministry of Tribal Affairs）：部族の権利保護

社会公正促進省（Ministry of Social Justice and Empowerment）：指定カースト、部族の権

利保護

7.2 関連法制度

7.2.1 関連する政策

国家環境政策（National Environment Policy）が環境に関する中心的な政策である。この政策は

1 Ministry of Environment and Forests (http://moef.nic.in/)

http://moef.nic.in/



以下の既存の政策をまとめる形で作られている―国家森林政策（National Forest Policy、1988）、

国家保全戦略および環境と開発に関する政策提言（National Conservation Strategy and Policy

Statement on Environment and Development、1992）、公害軽減に関する政策提言（Policy Statement on

Abatement of Pollution、1992）、国家農業政策（National Agriculture Policy、2000）、国家人口政

策（National Population Policy、2000）、国家水政策（National Water Policy、2002）（詳細は Table

7.2.1-1 を参照）。この政策は、中央・州および地元政府による環境保全に関する規制改善、プロ

グラムおよびプロジェクト実施、法制度の見直しや実施のための道筋を示すものとして制定され

ている。

すべての人の生計と福祉を確保するためには環境資源の保全が必要であることと、保全を進め

るためのも重要な考えは「特定の資源に依存している人は、資源を食いつぶすよりも、それを

保全することでより良い生活を確保できる」ということがこの政策の主題である。さらに関係者

の持つ環境管理のための資源と長所を統合するために、さまざまな関係者の関係強化を進めるこ

とを謳っている。関係者とは以下のような人、団体を指す―公共機関、地元コミュニティー、研

究および科学機関、投資機関、国際開発機関など2。

Table 7.2.1-1 国家環境政策（2006）に反映された政策3

Relevant policy Key features Authority

The National Forest Policy, 1988

The objectives of the policy are to: • Maintain environmental stability by preservation or restoration of ecological balance; • Preserve natural forests with their genetic resources and biological diversity; • Check soil erosion and denudation; • Increase the forest cover in the country; and, • Meet the forest derived requirements of rural poor and tribal population.

MOEF, and State Department of Forest

The National Conservation Strategy and Policy of Environment and Development, 1992

A comprehensive policy statement, which focuses on the “green” aspects of the environment. Action carried out in this policy is to: • ensure sustainable and equitable use of resources for meeting the basic needs of the present and future generations without causing damage to the environment; • prevent and control further deterioration in land, water and air which constitute our life support systems; • take steps for restoration of ecologically degraded areas and for environmental improvement in our rural and urban settlements; • prevent further damage to and conserve natural and manmade heritage; • ensure that development projects are correctly sited so as to minimize their adverse environmental consequences; • ensure that environment and productivity of coastal areas

A cross cutting policy statement attempting to develop synergy among players from diverse sectors of development Authorities of these players are not specified.

2 United Nations Environment Programme (http://ekh.unep.org/?q=node/2348) 3 この表の内容は、他に脚注で説明がない限り「インド「水力発電案件の発掘・形成」に係る発掘型案件形成調

査（2008、JBIC）」から引用した。




and marine ecosystems are protected; • conserve nature, the biological diversity, gene pool and other resources; and • protect the scenic landscape, areas of geomorphologic significance, unique and representative biomes and ecosystems and wildlife habitats, heritage sites/structures and areas of cultural heritage of importance.

The Policy Statement for Abatement of Pollution, 1992

The objectives of the policy are: • Pollution prevention at source; • Encouragement, development and adoption of best available practicable technical solutions; • Adoption of ‘polluter pays principle’ for pollution prevention and control arrangements; • Focus on protection of heavily polluted areas and river stretches, and • Public participation in decision making.

MOEF, Ministry of Industry, Science and Technology, Ministry of Urban Development and Ministry of Finance

The National Agriculture Policy, 20004

The policy seeks to actualize the vast untapped growth potential of Indian agriculture, strengthen rural infrastructure to support faster agricultural development, promote value addition, accelerate the growth of agro business, create employment in rural areas, secure a fair standard of living for the farmers and agricultural workers and their families, discourage migration to urban areas and face the challenges arising out of economic liberalization and globalization. Over the next two decades, it aims to attain: • A growth rate in excess of 4 percent per annum in the agriculture sector; • Growth that is based on efficient use of resources and conserves our soil, water and bio-diversity; • Growth with equity, i.e., growth which is widespread across regions and farmers; • Growth that is demand driven and caters to domestic markets and maximizes benefits from exports of agricultural products in the face of the challenges arising from economic liberalization and globalization; and, • Growth that is sustainable technologically, environmentally and economically.

Ministry of Agriculture

National Population Policy, 2000

The policy affirms the commitment of the government towards voluntary and informed choice and consent of citizens while availing of reproductive health care services, and continuation of the target free approach in administering family planning services. It provides a policy framework for advancing goals and prioritizing strategies during the next decade, to meet the reproductive and child health needs of the people of India, and to achieve net

National Commission on Population

4 Department of Agriculture and Cooperation, Ministry of Agriculture, India (http://agricoop.nic.in/)




replacement levels by 2010. It is based upon the need to simultaneously address issues of child survival, maternal health, and contraception, while increasing outreach and coverage of a comprehensive package of reproductive and child health services by the governments, industry and the voluntary non-government sector, working in partnership.

National Water Policy, 2002

National Water Policy was adopted in September, 1987. Since then, a number of issues and challenges have emerged in the development and management of the water resources. Therefore, the National Water Policy, 1987, has been reviewed and updated. This policy indicates issues such as Information System; Water Resources Planning; Institutional Mechanism; Water Allocation Priorities, Project Planning, Ground Water Development, Drinking Water, Irrigation, Resettlement and Rehabilitation, Financial and Physical Sustainability, Participatory Approach to Water Resources Management, Private Sector Participation, Water Quality, Water Zoning, Conservation of Water, Flood Control and Management, Land Erosion by Sea or River, Drought-prone Area Development, Monitoring of Projects, Water Sharing / Distribution amongst the States, Performance Improvement, Maintenance and Modernization, Safety of Structures, Science and Technology and Training.

Ministry of Water Resources

国家生活再建・再定住政策（National Rehabilitation and Resettlement Policy, 2007）が国や州のプ

ロジェクトによって影響を受けた住民の生活再建・再定住に関する政策である。同政策は、2007

年 10 月 11 日に閣議決定され、2007 年 10 月 31 日に公布された5。被影響住民の生活再建・再定

住に関する国家法については、本報告書の「7.2.8 (3) 国家土地収用および生活再建・再定住法

（案）（Draft National Land Acquisition and Rehabilitation & Resettlement Bill, 2011）」を参照のこと。

7.2.2 関連する法律

(1) 環境分野に関連する法律6

環境（保護）法（Environment (Protection) Act, 1986 (amended 1991)）：環境（保護）法が、

インドの環境に関する基本法である。同法では環境を以下のように定義している―水、大気、

土地および水、大気、土地、人類、その他の生物、植物、微生物、その資産との間の相互活動。

同法の目的は環境の保護と改善であり、あらゆる形態の環境公害を防止し、さまざまな地域

でさまざまな形で問題になっている環境問題に対処できる機関を中央政府が設立できるよう

にしている。

5 Downloaded on 17 August 2012 from the website of Department of Land Resources, Ministry of Rural Development,

India. http://dolr.nic.in/rehabilitation_and_resettlement.htm 6 この章の情報はそれぞれの省のウェブサイトから入手した。



同法の下に制定された重要な規則（rules）と通達（notifications）には以下のようなものがあ

る。

環境（保護）規則（Environment (Protection) Rules、1986）

有害化学物資の製造・貯蔵・輸入に関する規則（Manufacture, Storage and import of

Hazardous Chemical Rules、1989）

化学物質による事故（緊急事態・計画・準備および対応）規則（Chemical Accidents

(Emergency Planning, Preparedness, and Response) Rules、1996）

生物・医療廃棄物（管理と処理）規則（Bio-Medical Waste (Management and Handling) Rules、

1998）

オゾン破壊物質（規制と管理）規則（Ozone Depleting Substances (Regulation and Control)

Rules、2000）

自治体固形廃棄物（管理と処理）規則（Municipal Solid Wastes (Management and Handling)

Rules、2000）

騒音（規制と管理）規則（Noise Pollution (Regulation and Control) Rules、2000）

有害廃棄物（管理と処理）修正規制（Hazardous Wastes (Management and Handling)

Amendment Rules、2003）

環境認可事前準備‐通達（Prior Environmental Clearance – Notification、2006）

その他関連法：環境と社会分野に関する他の法律について Table 7.2.2-1 から Table 7.2.2-10

にまとめた。

Table 7.2.2-1 公害に関する法律

Relevant legislation Key features

The Water (Prevention and Control of Pollution) Act, 1974, amended 1988

The act was enacted in 1974 to provide for the prevention and control of water pollution, and for the maintaining or restoring of wholesomeness of water in the country. The Act was amended in 1988.

The Air (Prevention and Control of Pollution) Act 1981, amended 1987

The act was enacted in 1981 and amended in 1987 to provide for the prevention, control and abatement of air pollution.

The Public Liability Insurance Act, 1991, amended 1992

The main objective of act 1991 is to provide for damages to victims of an accident which occurs as a result of handling any hazardous substance. The Act applies to all owners associated with the production or handling of any hazardous chemicals.

Table 7.2.2-2 生物多様性、森林保全に関する法律


The Wildlife (Protection) Act, 1972

The Government of India enacted the act with the objective of effectively protecting the wild life of this country and to control poaching, smuggling and illegal trade in wildlife and its derivatives. The act was amended in January 2003 and punishment and penalty for offences under the Act have been made more stringent. The Ministry has proposed further amendments in the law by introducing more rigid measures to strengthen the Act.



The objective is to provide protection to the listed endangered flora and fauna and ecologically important protected areas

The Biological Diversity Act, 2002

The act was born out of India's attempt to realise the objectives enshrined in the United Nations Convention on Biological Diversity (CBD) 1992 which recognizes the sovereign rights of states to use their own Biological Resources. The act aims at the conservation of biological resources and associated knowledge as well as facilitating access to them in a sustainable manner and through a just process For purposes of implementing the objects of the act it establishes the National Biodiversity Authority in Chennai. Related rules: The Biological Diversity Rules, 2004

The Indian Forest Act, 1927 The act consolidates the law relating to forests, the transit of forest-produce and the duty leviable on timber and other forest-produce.

The Forest (Conservation) Act, 1980

The Forest Conservation Act 1980 was enacted to help conserve the country's forests. It strictly restricts and regulates the de-reservation of forests or use of forest land for non-forest purposes without the prior approval of Central Government. To this end the Act lays down the pre-requisites for the diversion of forest land for non-forest purposes. Related rules: The Forest (Conservation) Rules, 2003

The Scheduled Tribes and Other Dwellers (Recognition of Forest Rights) Act, 2006

The act recognizes the rights of forest-dwelling Scheduled Tribes and other traditional forest dwellers over the forest areas inhabited by them, and provides a framework for according the same.

Table 7.2.2-3 その他の環境分野の法律


The National Environment Appellate Authority Act, 1997

The National Environment Appellate Authority (NEAA) was set up by the Ministry of Environment and Forests to address cases in which Environmental Clearances are required in certain restricted areas. It was established by the National Environment Appellate Authority Act 1997 to hear appeals with respect to restriction of areas in which any industries, operations or processes or class of industries, operations or processes shall or shall not be carried out, subject to certain safeguards under the Environment (Protection) Act, 1986. The Authority shall become defunct and the Act shall stand repealed upon the enactment of the National Green Tribunal Bill 2009 currently pending in Parliament.

The National Environment Tribunal Act, 1995

In 1995 the Central Government established the National Environment Tribunal [through the National Environment Tribunal Act 1995] to provide for strict liability for damage arsing out of accidents caused from the handling of hazardous substances

Table 7.2.2-4 土地収用および住民の生活再建・再定住に関する法律


The Land Acquisition Act, 1894 (amended 1984)

The act is intended to legalize the taking up, for public purposes, or for a company, of land which is private property of individuals, and pay equitable compensation therefore calculated at market value of land acquired, plus an additional sum on account of compulsory character of acquisition7.

7 The Process of Land Acquisition (Chandan, L., 2008)



The Maharashtra Project Affected Persons Rehabilitation Act, 1999 (2001)

The aim of the act is to consolidate and amend the law relating to the rehabilitation of persons affected by certain projects in the State of Maharashtra8.

Table 7.2.2-5 労働条件・環境に関する法律


The Factories Act, 1948 (Amended On 1987)

The Act is the principal legislation, which governs the health, safety, and welfare of workers in factories. The act extends to the whole of India. Mines and Railways workers are not included as they are covered by separate Acts. The new act addressed the issues of safety, health, and welfare. Many amendments were aimed to keep the Act in tune with the developments in the field of health and safety. However, it was not until 1987 that the elements of occupational health and safety, and prevention and protection of workers employed in hazardous process, got truly incorporated in the Act.

The Contract Labour (Regulation and Abolition) Act, 1970

The Object of the act is to prevent exploitation of contract labour and also to introduce better conditions of work9.

The Child Labour (Prohibition & Regulation) Act, 1986

The Act prohibits employment of children in certain specified hazardous occupations and processes and regulates the working conditions in others. The list of hazardous occupations and processes is progressively being expanded on the recommendation of Child Labour Technical Advisory Committee constituted under the Act.

Table 7.2.2-6 水利用権に関する法律


The Inter-State River Water Disputes Act, 1956

The main purpose of the act is to protect the interests of a downstream state when water resources available in an upstream state are put to additional use10.

Table 7.2.2-7 指定カースト、部族に関する法律

Relevant key legislation Key features

Scheduled Castes and Scheduled Tribes (Prevention of Atrocities) Act, 1989

The act is to prevent the commission of offences of atrocities against the members of the Scheduled Castes and the Scheduled Tribes, and to provide for Special Courts for the trial of such offences and for the relief and rehabilitation of the victims of such offences and for matters connected therewith or incidental thereto.

Table 7.2.2-8 文化財に関する法律


The Ancient Monuments Preservation Act, 1904

The act provides effective preservation and authority over the monument particularly those, which were under the custody of individual or private ownership.

The Ancient Monuments and Archaeological Sites and

The act provides for the preservation of ancient and historical monuments and archaeological sites and remains of national importance, for the regulation of

8 The Maharashtra Project Affected Persons Rehabilitation Act, 1999 (Kher, A.R.B., 2009) 9 http://www.legalserviceindia.com/articles/labour_contract.htm 10 Interstate river water disputes (IRWD) act (1956) (Sasidhar, N. 2011)

http://labour.nic.in/cwl/ChildLabourAct.doc

http://labour.nic.in/cwl/ChildLabourAct.doc

http://labour.nic.in/cwl/ListHazardous.htm

http://labour.nic.in/cwl/ListHazardous.htm



Remains Act 1958 archaeological excavations and for the protection of sculptures, carvings and other like objects

Table 7.2.2-9 情報公開に関する法律


The Right to Information Act, 2005

The act is to provide for setting out the practical regime of right to information for citizens to secure access to information under the control of public authorities, in order to promote transparency and accountability in the working of every public authority.

Table 7.2.2-10 鉱物採掘に関する規則


Minor Minerals Control and

Development Rules, 201011

These rules shall apply to prospecting and quarrying of minor minerals in light of the

provision of Prior Environmental Clearance – Notification, 2006. These rules have not

come into force yet.

国家野生生物評議会（Indian Board for Wildlife）による保護区周辺の緩衝地域に関する決

議：国家野生生物評議会は野生生物保全分野の諮問機関で、首相が主宰する。同評議会は、2002

年 1 月 12 日にいくつかの決議を採択しているが、その中の 1 つに国立公園と野生生物保護区

周辺の緩衝地域（buffer zone）についてのものがある。内容は以下の通り12。

国立公園と野生生物保護区の境界から 10 km 以内の土地は、環境（保護）法の第 3 章(v)お

よび環境（保護）規則の第 5 規則 5(viii)および(x)による生態的脆弱帯（eco-fragile zones）とし

て通達すべきである。

(2) 環境分野の国際条約

インドは環境分野の各種国際条約に加盟している。Table 7.2.2-11 にインドが加盟している重

要な国際条約をまとめた。

Table 7.2.2-11 環境分野における国際条約13

Title Status

Atmosphere Vienna Convention for the Protection of Ozone Layer 1991 (accession) United Nations Framework Convention on Climate Change 1993 (ratification)

Waste management Basel Convention on the Transboundary Movements of Hazardous Wastes and their Disposal

1992 (ratification)

11 Environmental aspects of quarrying of minor minerals – Evolving of Model Guidelines, No. 296/7/2000/MRC (Ministry

of Mines, Indian Bureau of Mines, TMP Division 16 May 2011). 12 Wildlife Division, MOEF のウェブサイトより。Indian Board for Wildlife は現在では National Board for Wildlife と

呼ばれている。 13 国際条約に関する情報は、各条約のウェブサイトから入手した。



Title Status

Nature conservation Convention on Biological Diversity 1994 (ratification) Convention on Wetlands of International Importance Especially as Waterfowl Habitats

1982

Convention on Migratory Species 1983 Convention Concerning the Protection of the World Cultural and Natural Heritage 1946 United Nations Convention to Combat Desertification 1996 (ratification) Convention of International Trade in Endangered Species of Wild Fauna and Flora

1976 (ratification)

7.2.3 環境基準14

(1) 水質基準

Table 7.2.3-1 に環境水質基準を、Table 7.2.3-2 に排出水基準を示した。

Table 7.2.3-1 環境水質基準

No. Parameter SW-I SW-II SW-III SW-IV SW-V

1 pH range 6.5-8.5 6.5-8.5 6.5-8.5 6.5-9.0 6.0-9.0 2 Dissolved

oxygen 5.0 mg/l or 60% saturation value, whichever higher

4.0 mg/l or 50% saturation value, whichever higher




3 Color and odor Not noticeable color or offensive odor

Not noticeable color or offensive odor

Not noticeable color or offensive odor assigned to this class

No visible color or offensive odor

None in such concentrations that would impair any usages specifically assigned to this class

4 Floating matters

Nothing obnoxious or detrimental for use purpose

Nothing obnoxious or detrimental for use purpose

Nothing visible obnoxious floating debris, oil slick, scum

5 Floating materials, oil, grease and scum (including petroleum products)

10 mg/l

6 Sludge deposits, solid refuse, floating solids, oil,

None except for such small amount that may result from

14 他の脚注で説明がない限り、環境基準は環境（保護）規則に記載されているものである。この規則では産業別

にさらに詳細な基準を定めている。



No. Parameter SW-I SW-II SW-III SW-IV SW-V

grease and scum

discharge of appropriately treated sewage and/or industrial waste effluents

7 Suspended solids

None from sewage or industrial waste origin

8 Turbidity 30 NTU 30 NTU 9 Fecal Coliform 100 / 100 ml

(MPN) 500 / 100 ml

(MPN) 500 / 100 ml

(MPN) 500 / 100 ml

(MPN) 10 Biochemical

oxygen demand (3 days at 27°C)

3 mg/l 5 mg/l

11 Oil and grease (including petroleum products)

0.1 mg/l

12 Heavy metals: Mercury (Hg) Cadmium (Cd) Lead (Pb)

0.001 mg/l 0.001 mg/l 0.01 mg/l

13 Dissolved Iron (Fe)

0.5 mg/l or less

14 Dissolved Manganese (Mn)

0.5 mg/l or less

Note: SW-I: Salt pans, shell fishing, mariculture and ecologically sensitive zone. SW-II: Bathing, contact water sports and commercial fishing. SW-III: Industrial cooling, recreation (non-contact) and aesthetics. SW-IV: Harbor SW-V: Navigation and controlled waste disposal.

NTU: Nephelo Turbidity Unit, MPN: Most Probable Number

Table 7.2.3-2 排出水基準

Standards No. Parameter Inland surface

water Public sewers Land for

irrigation Marine coastal

areas

1 Color and odor - 2 Suspended solids mg/l,

Max. 100 600 200 (a) For process

waste water: 100 (b) For cooling water effluent






areas

10 % above total suspended matter of influent

3 Particle size of suspended solids

Shall pass 850 micron IS sieve

- (a) Floatable solids, Max. 3 mm(b) Settleable solids, Max. 850 microns

4 pH value 5.5 – 9.0 5.5 – 9.0 5.5 – 9.0 5.5 – 9.0 5 Temperature Shall not exceed 5

°C above the receiving water temperature

- - Shall not exceed 5 °C above the receiving water temperature

6 Oil and grease mg/l, Max. 10 20 10 10 7 Total residual chlorine

mg/l, Max. 1.0 - - 1.0

8 Ammoniacal Nitrogen (as N) mg/l, Max.

50 50 - 50

9 Total Kjeldahl Nitrogen (N) mg/l, Max.

100 - - 100

10 Free Ammonia (NH3) mg/l, Max.

5.0 - - 5.0

11 Biochemical Oxygen demand (5 days at 20°C) mg/l, Max.

30 350 100 100

12 Chemical Oxygen demand, mg/l Max.

250 - - 250

13 Arsenic (As), mg/l Max. 0.2 0.2 0.2 0.2 14 Mercury (Hg), mg/l Max. 0.01 0.01 - 0.01 15 Lead (Pb), mg/l Max. 0.1 1.0 - 2.0 16 Cadmium (Cd), mg/l Max. 2.0 1.0 - 2.0 17 Hexavalent Chromium

(Cr+6), mg/l Max. 0.1 2.0 - 1.0

18 Total Chromium (Cr), mg/l Max.

2.0 2.0 - 2.0

19 Copper (Cu), mg/l Max. 3.0 3.0 - 3.0 20 Zinc (Zn), mg/l Max. 5.0 15 - 15 21 Selenium (Se), mg/l Max. 0.05 0.05 - 0.05 22 Nickel (Ni), mg/l Max. 3.0 3.0 5.0 23 Cyanide (CN), mg/l Max. 0.2 2.0 0.2 0.2 24 Fluoride (F), mg/l Max. 2.0 15 - 15 25 Dissolved Phosphates (P),

mg/l Max. 5.0 - - -

26 Sulphide (S), mg/l Max. 2.0 - - 5.0 27 Phenolic compounds 1.0 5.0 - 5.0






areas

(C6H5OH), mg/l Max. 28 Radioactive materials:

(a) Alpha emitters, Micro curie/ml Max. (b) Beta emitters, Micro curie/ml Max.

10-7

10-6

10-7

10-6

10-8

10-7

10-7

10-6

29 Bio-assay test 90% survival of fish after 96 hours in 100% effluent 30 Manganese (Mn) 2 mg/l 2 mg/l 2 mg/l 31 Iron (Fe) 3 mg/l 3 mg/l 3 mg/l 32 Vanadium (V) 0.2 mg/l 0.2 mg/l 0.2 mg/l 33 Nitrate Nitrogen 10 mg/l - - 20 mg/l

(2) 大気質基準

Table 7.2.3-3 に環境大気質基準を、Table 7.2.3-4 に一般排気基準を示した。

Table 7.2.3-3 環境大気質基準

Concentration in Ambient Air

No. Pollutants Time Weighted

Average

Industrial, Residential,

and Rural and other Areas

Ecologically Sensitive Area (Notified by

Central Government)

1 Sulphur Dioxide (SO2), µg/m3 Annual* 24 Hours**

50 80

20 80

2 Nitrogen Dioxide (NO2), µg/m3 Annual* 24 Hours**

40 80

30 80

3 Particulate Matter (Size less than 10µm) or PM10, µg/m3

Annual* 24 Hours**

60 100

60 100

4 Particulate Matter (Size less than 2.5µm) or PM2.5, µg/m3

Annual* 24 Hours**

40 60

40 60

5 Ozone (O3), µg/m3 8 Hours* 1 Hours**

100 180

100 180

6 Lead (Pb), µg/m3 Annual* 24 Hours**

0.50 1.0

0.50 1.0

7 Carbon Monoxide (CO), mg/m3 8 Hours* 1 Hour**

02 04

02 04

8 Ammonia (NH3), µg/m3 Annual* 24 Hours**

100 400

100 400

9 Benzene (C6H6), µg/m3 Annual* 05 05 10 Bezo (a) Pyrene (BaP) Particulate phase only, ng/m3 Annual* 01 01 11 Arsenic (As), ng/m3 Annual* 06 06 12 Nickel (Ni), ng/m3 Annual* 20 20

* Annual Arithmetic mean of minimum 104 measurements in a year at a particular site taken twice a week 24 hourly at uniform intervals.



** 24 hourly or 8 hourly or 1 hourly monitored values, as applicable, shall be complied with 98% of the time in a year. 2% of the time, they may exceed the limits but not on two consecutive days of monitoring. NOTE: Whenever and wherever monitoring results on two consecutive days of monitoring exceed the limits specified above for the respective category, it shall be considered adequate reason to institute regular or continuous monitoring and further investigations.

Table 7.2.3-4 一般排気基準

No. Parameter Standards

Concentration not to exceed (in mg/Nm3)

1 Particulate Matter (PM) 150 2 Total Fluoride 25 3 Asbestos 4 Fibers /cc and dust should not be more than 2

mg/Nm3 4 Mercury 0.2 5 Chlorine 15 6 Hydrochloric acid vapor and mist 35 7 Sulphuric acid mist 50 8 Carbon monoxide 1 % max (v/v) 9 Lead 10 mg/Nm3

(3) 騒音基準15

Table 7.2.3-5 に騒音基準を示した。

Table 7.2.3-5 騒音基準

Limit in dB (A) Leq. No. Category of area / zone Day time

(06:00 am – 10:00 pm) Night time

(10:00 pm – 06:00 am)

1 Industrial area 75 70 2 Commercial area 65 55 3 Residential area 55 45 4 Silence zone 50 40

Note: Silence zone is defined as an area comprising not less than 100 metres around hospitals, educational institutions and courts. The silence zones are zones which are declared as such by the competent authority.

7.2.4 クリーン・ディベロップメント・メカニズム（Clean Development Mechanism）16

(1) 国連気候変動枠組条約（United Nations Framework Convention on Climate Change）とイン

ド

国連気候変動枠組条約の目的は、「地球の平均気温の上昇とそれがもたらす気候変動を抑制

するために、かつそれがもたらす不可避な影響に対処するために、それぞれの加盟国がなにを

15 The Noise Pollution (Regulation and Control) Rules, 2000. 16 この章の情報は、他の脚注で説明しない限りCDM Indiaのウェブサイトから入手したCDM India：

http://envfor.nic.in/cdm/index_full.htm.

http://envfor.nic.in/cdm/index_full.htm



できるかを、加盟国全体で協調して考えていく」ことである17。

条約が求めている先進国の義務をさらに強化するために、1997 年に京都議定書が採択され

た。議定書は先進国の排出量と削減義務量を定量化し、それぞれの目標を達成するためのメカ

ニズムを定めた。そのメカニズムの 1 つがクリーン・ディベロップメント・メカニズム（Clean

Development Mechanism：CDM）である。インドは 2002 年 8 月に京都議定書に加盟した。その

目的の 1 つは CDM プロジェクトを実施するための条件を履行するためである。

(2) 指定国家機関（Designated National Authority）と CDM

インドの指定国家機関は国家 CDM 機関（National Clean Development Mechanism Authority：

NCA）である。国家 CDM 機関は環境森林省の議長と、外務省と財務省などから 8 名の委員か

らなっている。国家 CDM 機関はプロジェクトのプロポーザルを受理し、ガイドラインと一般

基準からそのプロポーザルを評価、認定する。

(3) 認可取得手続き

(i) プロジェクト提案者（project proponent：PP）は国家 CDM 機関にプロジェクト案（Project

Concept Note：PCN）とプロジェクト設計書（Project Design Document：PDD）を提出する。

(ii) 国家 CDM 機関は提出物を確認し、疑問があった場合はプロジェクト提案者に問い合わせ

る。

(iii) プロジェクト提案者とコンサルタントは国家 CDM 機関会議に召喚され、提出したプロジ

ェクトの内容を簡単に説明する。召喚は通常 10 日から 15 日前に通知される。

(iv) 国家 CDM 機関委員は提案者の発表中に不明な点を明確にするように努めるが、さらに説

明または情報が必要と感じた場合は発表者にその旨を通達する。

(v) 国家 CDM 機関委員が内容に納得した場合、国家 CDM 機関の秘書官（Member-Secretary of

NCA： Director, Climate Change、環境森林省）が受入国承認（Host Country Approval）を

発給する。

Figure 7.2.4-1 に承認手順を示した。

17 国連気候変動枠組条約のウェブサイト：http://unfccc.int/essential_background/items/6031.php



Presentation by the project proponent at NCA

meeting

Submission of PCNand PDD

Circulation among the NCA members

Host Country Approval

Clarifications/ additional information from the project

proponent if required

60 days

Figure 7.2.4-1 CDM 承認手順

(4) インドが登録している CDM 水力発電プロジェクト

2012 年 4 月 30 日現在、インドは 92 の水力発電プロジェクトをCDMプロジェクトとして国

連に登録している。それらのプロジェクトをTable 7.2.4-1 に示す18。

Table 7.2.4-1 インドが登録しているCDM水力発電プロジェクト

Type of hydropower project Number

Run of river 81 Existing reservoir 9 New reservoir 2 Pumped storage 0

Total 92

現在のCDM方法書では揚水発電プロジェクトを評価することが難しく、揚水発電プロジェ

クトをCDMプロジェクトとして評価するためには新しい方法書または現在の方法書の改訂が

必要である19。

7.2.5 水力発電所建設に必要な認可

(1) 水力発電所建設に必要な主要な認可

インドでの水力発電所建設には 3 つの主要な認可が必要である。Figure 7.2.5-1 にその 3 つの

認可と流れを示す。

18 公益財団法人地球環境戦略研究機関、CDM Project Database（2012 年 5 月 1 日版） 19 インド「水力発電案件の発掘・形成」に係る発掘型案件形成調査（2008、JBIC）



Techno-Economic Clearance (TEC)

by Central Electricity Authority (CEA)

Environment Clearance and Forest Clearance

by MOEF

Cabinet Committee On Economic Affairs

Clearance

（出典： ion of Hydropower Projects for Japanese

OD

Figure 7.2.5-1 発電所建設に必要な 3 つの主要な認可

(2)

出し、CEA から技術・経済認可（Techno-Economic Clearance: TEC）を受

ける必要がある。

必要とされる書

して登録されているこ

類。

県名、Taluka（Tashil）名、Village名、緯度

。

からの認可証20。州

可書。

林認可の現状報告。

JBIC Pilot Study for Project Formation for Identificat

A Funding in India (2008, JBIC) (in Japanese)）

インド中央電力庁（Central Electricity Authority）によるガイドライン

水力発電所開発事業者はインド中央電力庁（Central Electricity Authority：CEA）に詳細プロ

ジェクト報告書を提

インド中央電力庁は、詳細プロジェクト報告書の作成方法を示した次のガイドランを出して

いる―Guidelines for Formulation of Detailed Project Reports for Hydro Electric Schemes, Their

Acceptance and Examination for Concurrence（revision 2.0、2011）。ガイドラインには、インド中

央電力庁が水力発電開発事業者にコピーの提出を求めている、関係機関からの

類、認可証が挙げられている。それらの書類、認可証は以下のものである。

インド会社法（Indian Companies Act、1956）の下で発電会社と

との会社登録機関（Registrar of Companies）からの証明書

事業者の目的の1つが発電事業であることを示す条項。

事業者が発電所を設立、所有、発電することについての管轄政府機関からの認可書。

認可書にはプロジェクト立地場所の州名、

経度、および発電容量を必ず書くこと

州歳入機関からの土地利用認可書。

州灌漑局または同等機関からの水利用許可書。

必要であれば水資源省・中央水委員会（Central Water Commission）

間河川または国際河川の場合は、関係機関からの必要な認

環境森林省からの環境認可および森

20 水利権の詳細については本報告書 Figure 7.2.9-1 を参照。



防衛認可書（必要な場合のみ）。

発電会社と購入事業者（州事業者またはその他の購入者）との間での合意書。中央事

業公社（Central Public Sector Undertaking）によるプロジェクトの場合は、受益州また

に関する特定の事項に関するその他の法的組織（省、

ついての覚書。覚書には、送電システムの詳細と

、各事業推進者がそ

力発電プロジェクトの詳細プロジェクト報告書には次の情報を掲載する

、国家野生生物評議会

家族・住民および生活再建・移転計

族民の情報と社会公正促進省・部族省の認

可の現状を報告することが必要である。

(3)

にあたり、以下の

可または異議がない旨の書類を受け取っている21。

ourism Development Corporation Limited）

ndia）

局（Indian Bureau of Mines）

（Groundwater Survey and Development Authority）

は直轄領からの電力引受に関する意思表明。

民間によるプロジェクトの場合は、プロジェクト支出に関する州の勧告書。

必要であれば、当該プロジェクト

局、機関など）からの認可書。

送電会社からの送電システム整備に

完成までの工程を明記すること。

発電会社または送電会社が不履行または事業遅延を起こした場合

の責を負うことを相互に合意したとする送電会社からの覚書。

ガイドラインは、水

ことを求めている。

野生生物保護区または国立公園の敷地を利用する場合は

（National Board for Wildlife）の勧告・認可が必要である。

被影響住民の生活再建・再定住について、village・

画の詳細、環境森林省からの認可が必要である。

もし部族が影響を受ける場合、それらの部

マハラシュトラ州水資源局の事例

マハラシュトラ州水資源局（灌漑局）は今まで認可などを必要とするさまざまなプロジェク

トを実施している。例えば、タラリ（Tarali）灌漑プロジェクトを実施する

関係機関、組織から認

中央水委員会

環境森林省

マハラシュトラ観光開発会社（Maharashtra T

県産業センター（District Industries Center）

インド地質調査局（Geological Survey of I

インド鉱業

県漁業局

インド考古学調査局（Archaeological Survey of India）

地下水調査開発機関

インド動物調査局

21 Tarali Irrigation Project for the Expert Committee Meeting of MOEF on 1 February 2004.



灌漑調査開発部局（Directorate of Irrigation Research and Development）

rtment）

partment）

力発電プロジェクトを計画する場合でも、上記機関との連絡を密にとることが

重要である。

(4)

ムを計画する場合も、同じく調査を実施し国家耐震基準委員会か

ら

、(b)貯水池容量が 106m3 を超えるもの、または(c)洪水

吐容量が 2,000 m3/秒を超えるもの。

(5)

重要で、所定の手続きが必要となる。以下の章でこれらの認可などについ

て詳細に述べる。

7.2.6 ce：EC）24

(1)

ce

–

インド気象局（Indian Meteorological Depa

州農業局（State Agriculture De

保健局（Health Department）

マハラシュトラ公害規制評議会

これは灌漑プロジェクトでの例であるが、上記の機関は水力発電プロジェクトにも関連する

機関である。水

国家耐震基準委員会（National Committee of Seismic Design Parameters）からの認可22

地震帯IIIおよびIV23で大規模ダムを計画する場合は、耐震基準に関する評価を行うための調

査を実施し、結果を報告書としてまとめ、中央水委員会の国家耐震基準委員会（National

Committee of Seismic Design Parameters）に提出した上で認可を取得する必要がある。地震帯II

で 30 m以上の高さを持つダ

認可を得る必要がある。

国家耐震基準委員会は大規模ダムを以下のように定義している。(1)基礎深部からの高さ

が 15 m 以上のもの、(2)高さが 10 m から 15 m のもので、以下のどれかの基準に当てはまるも

の：(a)堤体の長さが 500 m 以上のもの

環境社会配慮にとってもっとも必要となる認可

以上述べた認可のうちで、環境認可、森林認可、生活再建・再定住に係る諸手続き、中央水

委員会からの認可が

環境認可（Environmental Clearan

インドにおける環境影響評価（EIA）

環境（保護）法に基づいた開発プロジェクトにおける環境影響評価に関する通達（Notification

on Environmental Impact Assessment (EIA) of developmental projects, 1994）により、インド国内（マ

ハラシュトラ州も含む）で実施される 29 の開発プロジェクトで EIA を行うことが義務化され

た。2006 年にこの通達は改訂された（環境認可事前準備‐通達（Prior Environmental Clearan

Notification、2006））。EIA そのものは環境認可の一部分として実施されるものである。

22 Guidelines for Preparation and Submission of Site Specific Seismic Study Report of River Valley Project to National

Committee on Seismic Design Parameters (Central Water Commission, 2011) 23 地震帯の分類については本報告書の Figure 6.3-1 を参照。 24 この章は環境認可事前準備‐通達（Prior Environmental Clearance – Notification、2006）による。



2006 年の通達でも、戦略的環境影響評価（Strategic Environmental Impact Assessment：SEA）

は義務化されておらす、現時点ではインドで SEA は行われていない。

(2

1) EC ー

活動が分類され、

資源採掘、および発電（発電容量を指定）

ェクト、都市開発

2)

活動などのプロジェクトまたは活動に係る作業が始まる前に EC を取得す

の加工施設での生産物や施設の統合などにより、指定されている容量を超えるも

3)

評価機関（State Environmental Impact Assessment Authority ：

E

4)

Table 7.2.6-1 に EC 手続きに関係する機関とその役割を示した。

) 2006 年通達に基づいた EC 認可手続き

認可が必要なプロジェクト・カテゴリ

8 つの大きなカテゴリーがあり、それらに 39 の開発プロジェクトまたは

通達の中でリスト化・指定されている。以下に 8 つのカテゴリーを示す。

鉱山、自然

一次加工

素材生産

素材加工

加工・製造

サービス

環境サービスを含むインフラストラクチャー建設

建設・土木・地域開発プロジ

EC 認可が必要なプロジェクト

以下のようなプロジェクトまたは活動は関係機関からの EC 取得が必要である。EC 取得時

期について、土地を確保する以外の行為、つまりプロジェクト事業者による建設・土木作業

または土地の準備

る必要がある。

通達で指定しているすべてのプロジェクト

通達で指定されているプロジェクトの拡張または近代化事業のうち、通達に示されて

いる各プロジェクトの容量を拡張または近代化後に超えるプロジェクト

既存

の

カテゴリーA と B

通達の指定に示された基準によって、すべてのプロジェクト・活動をカテゴリーA または

B に分類する。カテゴリーA プロジェクトは中央レベル・環境森林省で、カテゴリーB のも

のは州レベル・州環境影響

S IAA）で処理される。

関係機関とその役割



Table 7.2.6-1 関係機関とその役割

Central level State level Roles

MOEF State Environmental Impact he entire process, and grant or

Assessment Authority (SEIAA)

They manage t

reject application based on the environmental

considerations.

Expert Appraisal Committee

(EAC)

State Level Expert Appraisal

Committee (SEAC)

f References

on.

f the notification.

They make specifications of Terms o

(TOR) of EIA, scrutinize EIA report and make

recommendations on the applicati

Eligibility criteria for members are specified by

Appendix VI o

State Pollution Control Board (SPCB) or Union Territory Pollution

C

They conduct public hearing as part of public

consultation. ontrol Committee (UTPCC)

5) EIA 報告書の構成

Table 7.2.6-2 に通達の付属書 III に示されている EIA 報告書の一般的な構成を示した。

一般的な構成 Table 7.2.6-2 EIA報告書の

No. Title Contents

1 Introduction

ject & project proponent

Purpose of the report

Identification of pro

Brief description of nature, size, location of the project and its importance to

the country, region

Scope of the study – details of regulatory scoping carried out (As per Terms

of Reference)

2 Project Description aspects of the project (based on project feasibility

e environmental effects. Details should be provided to give

ing:

te layout)

ies required by or for

ing project layout, components

orporated into the project to meet

Condensed description of those

study), likely to caus

clear picture of the follow

Type of project

Need for the project

Location (maps showing general location, specific location, project boundary

& project si

Size or magnitude of operation (incl. associated activit

the project

Proposed schedule for approval and implementation

Technology and process description

Project description. Including drawings show

of project etc. schematic representations of the feasibility drawings which

give information important for EIA purpose

Description of mitigation measures inc



No. Title Contents

environmental standards, environmental operating conditions, or other EIA

requirements (as required by the scope)

Assessment of new & untested technology for the risk of technological failure

3 Description of the

Environment

eriod, components & methodology

ental components, as identified

Study area, p

Establishment of baseline for valued environm

in the scope

Base maps of all environmental components

4 Environmental

Impacts and Mitigat

Measures

ject location,

tions,

able commitments of environmental components

cance of impacts (criteria for determining significance,

Anticipated

ion possible accidents, project design, project construction, regular opera

Details of investigated environmental impacts due to pro

final decommissioning or rehabilitation of a completed project

Measures for minimizing and / or offsetting adverse impacts identified

Irreversible and Irretriev

Assessment of signifi

assigning significance)

Mitigation measures

5 Analysis of Altern

(Technology & Site)

ternatives:

cts of each alternative

atives In case, the scoping exercise results in need for al

Description of each alternative

Summary of adverse impa

Mitigation measures proposed for each alternative

Selection of alternative

6 Environmental Monitoring ncl.

ogies, frequency, location, data analysis, reporting

procedures, detailed budget & procurement schedules)

Program

Technical aspects of monitoring the effectiveness of mitigation measures (i

Measurement methodol

schedules, emergency

7 Additional Studies

Public consultation

Risk assessment

Social impact assessment. R&R Action Plans

8 Project Benefits

ial infrastructure

mi-skilled and unskilled

Other tangible benefits

Improvements in the physical infrastructure

Improvements in the soc

Employment potential –skilled; se

9 Environmental Cost Benefit

Analysis

If recommended at the scoping stage

10 Environmental Management Description of the administrative aspects of ensuring that m

Plan (EMP)

itigation measures are

of the EIA implemented and their effectiveness monitored, after approval

11 Summary & Conclusion Overall justification for implementation of the project

Explanation of how, adverse effects have been mitigated

12 Disclosure of Consultants The names of the Consultants engaged with their brief resume and nature of

engaged Consultancy rendered



6

カテゴて分類す

る。Table 7.2.6-3 に水力発電プロジェクトに関連するプロジェクトの基準を示す。

Table 7.2.6-3 水力連分類基準

) EC の取得手続き

リーA または B に分類する手続き：通達の指定に記載された基準に基づい

発電プロジェクトに関するプロジェクトの

No.* Project or activity Category A

(Central level appraisal)

Category B

(State level appraisal)

Conditions if any

1 (a) Mining of minerals

lease area

Asbestos mining

irrespective of mining area

< 50ha

≥ 5 ha of mining lease area

al Condition

)

ed

evious

al

≥ 50 ha of mining

Gener

shall apply.

Note

Mineral prospecting

(not involving drilling

is exempted provid

the concession areas

have got pr

clearance for physic

survey.

1 (c) River valley projects

lectric

(ii) ≥10,000 ha. of

≥ 25 MW

culturable command area

General Condition

shall apply.

(i) ≥ 50 MW hydroe

power generation;

culturable command area (ii) < 10,000 ha. of

(i) < 50 MW

hydroelectric power

generation;

注：この表の通し番号（）は通達の指定に記載されたものをそのまま記載した。

1972）で通達された保護区、(ii) 中央公害規制評議会が現在までに通達し

てた場所、および(iv)

州境界・国境。

なお、送電線を敷設するプロジェクトは EC を取得する必要はない。

Figure 7.2.6-1 にこの分類手順を示した。

＊

さらに、採鉱プロジェクトと河川・渓谷プロジェクトは指定に記載された一般条件（General

Condition）を順守する必要がある。

一般条件：予定地が以下に示した場所またはその境界から 10km 以内にある場合は、上記

基準でカテゴリーB に分類されたものでも、すべてカテゴリーA として取り扱う。(i) 野生

生物（保護）法（

いる重度に汚染された場所、(iii) 生態的脆弱地域（ESA）と通達され



Prepare checklist for the project if it is in the Schedule

YesCategory A

criterion

General conditions in the Schedule Yes

Category B

Category ANo

No

(出典：Notification 2006)

Figure 7.2.6-1 カテゴリー分類手順

EC の申請：プロジェクト提案者は Form 1 または Form 1 A（事業で行われる活動とその環

境影響のリスト）を提出する。Form 1 A は建設プロジェクトまたは活動（指定の項目 8）の

みのための書式である。プロジェクト提案者は Form 1 とともにプロジェクトのプリ・フィー

ジビリティ報告書のコピーを 1 部提出する。

カテゴリーA プロジェクトの書類は環境森林省に、カテゴリーB プロジェクトの書類は州

環境影響評価機関に提出され、審査される。

Stage I スクリーニング：カテゴリーB プロジェクトは州環境影響評価機関がさらにカテ

ゴリーB1 または B2 に分類する。カテゴリーB2 プロジェクトは EIA 調査を実施する必要が

ない。また、カテゴリーA プロジェクトはスクリーニングをしない。

Stage II スコーピング：カテゴリーA プロジェクトについては専門家評価委員会（Expert

Appraisal Committee：EAC）が、カテゴリーB1 プロジェクトについては州レベル専門家評価

委員会（State level Expert Appraisal Committee：SEAC）が EIA 調査の仕様書（Terms of

Reference：TOR）を作成する。

プロジェクト提案者は仕様書に基づいて EIA 調査を実施し、EIA 報告書（案）・環境管理計

画書（Environmental Management Plan：EMP）（案）を作成する。

Stage III 住民への説明：すべての必要な意見をプロジェクトの活動に反映させるための住

民への説明には 2 回の機会が設けられている。1 つはプロジェクト・サイトまたはその近傍

（県レベル）で実施する住民説明会（public hearing）、もう 1 つは関係者から書面をもって意

見を収集する方法である。



住民説明会は州公害規制評議会が実施する。カテゴリーB1 プロジェクトの場合、必要な場

合のみ住民説明会を開催する。書面での意見収集については、監督機関と州公害規制評議会25

がウェブサイトまたはその他の方法によって意見収集を告知する。

住民への説明が終了した後で、プロジェクト提案者は EIA 報告書・環境管理計画書を作成

する。カテゴリーA プロジェクトの場合、EIA 報告書・環境管理計画書は環境森林省に提出

し、審査を受ける。

Stage IV 評価：カテゴリーA プイロジェクトの場合、EIA 報告書・環境管理計画書終版

を専門家評価委員会に提出する。カテゴリーB1 プロジェクトの場合は EIA 報告書・環境管理

計画書終版を、カテゴリーB2 プロジェクトの場合は申請書を州専門家評価委員会に提出す

る。それぞれの委員会は書類を精査し、勧告を作成する。

認可または申請却下：カテゴリーA プロジェクトの場合、EIA 関係書類は専門家評価委員

会の勧告とともに環境森林省に提出され、環境森林省はプロジェクトの認可または申請却下

を決定する。

カテゴリーB1 プロジェクトの場合、関係書類は州専門家評価委員会の勧告とともに州環境

影響評価機関に提出され、同機関が認可または申請却下を決定する。

監督機関による不服申し立て：監督機関（環境森林省または州環境影響評価機関）が専門

家評価委員会または州専門家評価委員会の勧告に同意しない場合は、監督機関は専門家評価

委員会（中央または州）に申請案件の再考を要請することができる。

Figure 7.2.6-2 にカテゴリーA プロジェクト、Figure 7.2.6-3 にカテゴリーB プロジェクトの

EC 取得手続きを示した。

25 連邦直轄領内のプロジェクトの場合は、直轄領公害規制評議会（Union Territory Pollution Control Committee：

UTPCC）がこの業務を行う。



Scoping and specifications of TOR for EIA by Expert Appraisal Committee

(EAC)

Prepare checklist for the project as part of pre-feasibility report by the project

proponent (PP)

Technical review by MOEF

Draft EIA/EMP by PP

Review by MOEF

Communication with PPregarding inadequacies

(if any)

Public Hearing by State Pollution Control

Board (SPCB)

Appraisal by EACwith recommendations

Technical review by MOEF

EC GRANTED EC REJECTED

NoYes

Disagreement on the recommendations

Reconsideration by EAC

Review of the results of the EAC by MOEF

FINAL DECISION

APPLICATION REJECTED

No 60 days

60 days

45 days

60 days

30 days

Final EIA/EMP by PP

30 days

MOEF

Yes

45 days


Figure 7.2.6-2 カテゴリーA プロジェクトの EC 取得手続き



Prepare checklist for the project as part of pre-feasibility report by PP

Technical review by State level Environmental Impact Assessment

Authority (SEIAA)

Public Hearing by SPCB (if necessary)

Draft EIA/EMP by PP

EC GRANTED

45 days

45 days

B 1

B 2

Appraisal by SEAC with recommendations

Scoping and specifications of TOR for EIA by SEAC

60 days

60 days

Final EIA/EMP by PP

Appraisal by SEIAAYes

EC REJECTED

No

Screening by State Level Expert Appraisal Committee

(SEAC)

No

APPLICATION REJECTED

SEIAA

Disagreement on the recommendations

Reconsideration by SEAC

Review of the results of the SEAC by SEIAA

FINAL DECISION

60 days

30 days

Communication with PPregarding inadequacies

(if any)

30 days


Figure 7.2.6-3 カテゴリーB プロジェクトの EC 取得手続き



7) EC の有効期間

「EC の有効期間」とは「監督機関が認可を与えてから、プロジェクトまたは活動が操業を

始めるまでの期間」を指す。河川・渓谷プロジェクトについては、有効期間は 10 年と決めら

れている。

8) EC 取得後のモニタリング

プロジェクト管理者は毎年 6 月 1 日と 12 月 1 日の年 2 回、EC 取得の際に義務付けられた

規定を順守しているかどうかについての報告書（ハードおよびソフト・コピー）を監督機関

に提出しなければならない。報告書はすべて一般公開の対象となる。

(3) マハラシュトラ州の他の揚水発電プロジェクトの EC 手続きの状況

Malshej Ghat揚水発電所（600 MW）26：EIA報告書の提出期限が 2012 年 8 月のため、テリ

水力発電開発会社（Tehri Hydro Development Corporation Limited：THDC）は、森林許可申請用

Form Aを提出するために必要な閣僚の認可を州副首席大臣に対して要請した。

Humbarli 揚水発電所（400 MW）：当該揚水発電所はコイナ（Koyna）野生生物保護区の辺

縁地帯にあり、同保護区内で発電所に必要な土地の総計は 70.80ha である。2011 年 6 月、州野

生生物評議会（State Wildlife Board）は調査と発電所検査を実施するように勧告し、そのプロ

ポーザルは 2011 年 8 月に国家野生生物評議会に送付された。

EIA 調査の仕様書が認可された後、詳細 EIA 調査を始める準備を行っている。

Ghadghar揚水発電所（250MW）：州水資源局が実施したプロジェクト。環境（保護）法の

施行前（1986 年以前）に計画されたため、同法によるEIAを実施する必要はなかったが、以下

のような認可を受けている27。

環境認可：環境森林省は1985年6月に認可（No.J-11015/1/04/KNU.5 dtd.1-6-1985）；

森林認可：環境森林省は1992年5月に認可（No./8-47/ 90.F.C. dt.7th May-1992）；

計画局（Planning Commission）からの認可：中央電力庁が1993年11月に、国家計画局

が1994年8月に認可；

野生生物（保護）法による認可：1997年4月16日に上部ダム・貯水池がKalsubai

（Harishchandragad）野生生物保護区から除外；

住民移転について：1994年にマハラシュトラ州プロジェクト移転者再定住法（1986年

版）を適用した。

26 マルシェジ・ガートおよびフンバルリ揚水発電所の情報はTHDCのウェブサイトから取得した：

(http://www.thdc.gov.in/English/Scripts/Project_Smallhydro.aspx)。情報は 2012 年 3 月現在のものである。 27 Field Training Report on Ghadghar Hydropower Project (2008).

http://www.thdc.gov.in/English/Scripts/Project_Smallhydro.aspx



7.2.7 森林認可（Forest Clearance：FC）28

(1) 森林（保全）法（Forest (Conservation) Act、1980）と FC

森林（保全）法は豊かな生物多様性と自然遺産を保護するための規制メカニズムであり、イ

ンド国内（マハラシュトラ州を含む）のさまざまな開発について必要不可欠な場合のみ森林の

利用を許可している。同法の円滑な施行のため、環境森林省は以下のハンドブックを出してい

る－Handbook of Forest (Conservation) Act, 1980 (with amendments made in 1988), Forest

(Conservation) Rules, 2003 (with amendments made in 2004) Guidelines and Clarifications (up to June,

2004)。森林を森林活動以外の目的（開発プロジェクト）のために使用する場合に必要な森林

認可（Forest Clearance：FC）の手続きは、このハンドブックに従って進められ、認可される。

同法にある「森林（forest land）」という言葉について、高裁判所はその命令（order）で「同

法第 2 章にある「森林」という言葉は、辞書にある「森林」という意味だけではなく、所有形

態にかかわらず政府の記録に「森林」として登録されている場所を含む」としている（Supreme

Court order dated 12.12. 1996 in WP No. 202/1995）。

国立公園または野生生物保護区にある森林をそれ以外の目的に使用する場合、環境森林省は

2001 年 5 月 4 日に以下のような勧告を行っている。

2 つの高裁判所命令（the order dated 13.11.2000 on WP No. 337/1995 および the order dated

14.2.2000 in WP No. 202/1995）に基づき、事前に高裁判所の許可を得ないまま保護区での森

林使用目的変更を求めるいかなるプロポーザルも州政府は提出しないよう勧告する。

高裁判所は、野生生物（保護）法について、国家野生生物評議会29の常任委員会の認可な

しには同法 29 章の下での許可は認可されないとの、命令も出している（the order dated

09.05.2002 in WP No. 337/1995）。

このような状況から、保護区内の森林の使用目的を変更することは理論的には可能であるが、

関係機関からの許可、認可を受けることは簡単ではないと理解できる。

(2) FC 認可手続き

1) 関係機関とその役割

Table 7.2.7-1 に FC 手続きに関係する機関とその役割を示した。

28 この章は以下の文献に基づいて作成した：Handbook of Forest (Conservation) Act, 1980 (with amendments made in

1988), Forest (Conservation) Rules, 2003 (with amendments made in 2004) Guidelines and Clarifications (up to June, 2004)。

29 当時は Indian Board for Wildlife であったが、現在では National Board for Wildlife と呼ばれている。



Table 7.2.7-1 関係機関とその役割

Authority and position Roles

CENTRAL LEVEL

Regional Chief Conservator of Forests To examine the documents from Principal Chief Conservator of Forests /

Nodal Officer or State Chief Conservator of Forests.

To conduct a site inspection if the forest area is over 100 ha.

Forest Advisory Committee It consists of members from MOEF, Ministry of Agriculture, and three

non-official members who shall be experts one each in mining, civil

engineering and development economics.

To examine the documents from Regional Chief Conservator of Forests.

STATE LEVEL

Deputy Conservator of Forests (district) To examine the documents from the PP and to examine the concerned forest

in the field.

Chief Conservator of Forests (territory) To examine the documents from Deputy Conservator of Forests.

Principal Chief Conservator of Forests

( Nodal Officer)

To examine the documents from Chief Conservator of Forests.

State Chief Conservator of Forests To examine the documents from Principal Chief Conservator of Forests /

Nodal Officer.

State Advisory Group It consists of representative of the State Government from Revenue

Department, Forest Department, Planning and /or Finance Department and

concerned Department whose proposal is being examined.

To examine the documents from Regional Chief Conservator of Forests or

State Chief Conservator of Forests.

2) 使用変更のための条件

森林の使用変更を求めるプロジェクトには、森林への影響は小化するために、環境森林

省から以下の一般条件と標準条件（プロジェクトの内容ごとに違う）がつけられている。

一般条件

(i) 森林の法的地位は変えないこと。

(ii) ガイドランに基づいた補償植林（compensatory afforestation）を実施すること。

(iii) 該当する場合は、森林局に従って非森林を移動・変化させること。

(iv) インド森林法の下、(iii)の土地を保存林または保護林として通達すること。

(v) 隣接する森林への損傷や使用圧力を避けるために、実施機関は薪または代替燃料

（こちらが望ましい）を現場の労働者に供給すること。

(vi) プロポーザルに規定した目的以外に森林を使用しない。

(vii) プロジェクトの費用負担により許可地域の境界策定を行うこと。その場合、4 フィ

ートの長さの補強コンクリート杭を使い、それぞれの杭に通し番号、前後の杭から



の距離と方位を明示すること。

(viii) もし影響を受ける家族がいる場合、それらの家族の生活再建をすること。

(ix) 該当する場合は、EC を取得すること。

水力発電および灌漑プロポーザルに対する標準条件

(i) 中・大規模ダム30については集水域管理計画（Catchment Area Treatment Plan）31を作

成すること。

(ii) 用水路に使用する森林面積を小化すること。

(iii) 貯水池および用水路周辺に植林すること。

(iv) FRL（Full Reservoir Level）と FRL マイナス 4 m の間では伐採しないこと。

(v) 林業関連プロジェクトへの無料給水をすること。

3) EC と FC の関連

ハンドブックによると、該当する場合、EC は FC と別々にしかも同時に申請することにな

っている。

4) 保存林と FC

ハンドブックでは、保存林は豊かな生物多様性を持った健全な林であり、損傷を与えない

まま保存するべきである、としている。そのため、保存林の使用目的を変える場合は、プロ

ポーザルを提出する前に、プロポーザルを非常に慎重に検討し、その保存林でプロジェクト

を実施するまでに至ったすべての選択肢を検討した詳細な理由を明確にすることを勧告して

いる。

5) FC 取得のためのプロポーザルの構成と内容

プロジェクト提案者は Table 7.2.7-2 に示した項目に沿ったプロポーザルを作成する。

Table 7.2.7-2 プロポーザルの構成と内容

1. Project details.

(i) Short narrative of the proposal and Project/Scheme for which the forest land is required;

(ii) Map showing the required forest land, boundary of adjoining forest on a 1:50,000 scale map;

(iii) Total cost of the project;

(iv) Justification for locating the project in the forest area;

(v) Cost-benefit analysis (to be enclosed); and,

(vi) Employment likely to be generated.

2. Purpose-wise break-up of the total land required

3. Details of displacement of people due to the project, if any:

30 ダムの規模について、環境森林省はプロジェクト提案者の定義に従っている。マハラシュトラ州政府は「小規

模ダムとは 25MW 以下のもの（State Hydel Power Policy For Development Of Small Hydro Power Projects through Private Sector Participation: Government Resolution No. PVT-1204/(160/2004)/HP dated 15 September 2005）」としてい

るので、中・大規模ダムとは 25MW よりも大きいものと想定できる。 31 集水域管理計画とは、集水域から貯水池への土壌流入をできる限り抑えるための管理計画。プロジェクト提案

者が用意する。



(i) Number of families;

(ii) Number of Scheduled Castes/Scheduled Tribe families; and,

(iii) Rehabilitation plan. (to be enclosed).

4. Whether clearance under Environment (Protection) Act, 1986 required? (Yes/No).

5. Undertaking to bear the cost of raising and maintenance of compensatory afforestation and/or penal compensatory

afforestation as well as cost for protection and regeneration of Safety Zone, etc. as per the scheme prepared by the State

Government (undertaking to be enclosed).

6. Details of Certificates/documents enclosed as required under the instruction.

6) 補償植林（compensatory afforestation）

補償植林は森林をそれ以外の目的にために使用する場合のもっとも重要な条件の 1 つと考

えられている。補償植林をする場所は州の森林局が指定する。プロジェクト提案者は植林費

用と森林の純現在価値（Net Present Value：NPV）を支払う。

補償植林は該当の土地の条件を勘案して実施するため、該当の土地に植林をする樹種、森

林のタイプなどによってその費用は変わってくる。副森林保護官（Deputy Conservator of

Forests）が当該土地を調査し、補償植林計画の費用を見積もる。Pune県での例であるが、3 ha

の森林が必要な道路計画について、2011 年 5 月の副森林保護官の調査に基づき補償植林計画

の費用はRs. 131,181 /haと算定された32。

森林の純現在価値はインドの中央権利委員会（Central Empowered Committee）が Table

7.2.7-3 のように決めている。

32 2012 年 8 月 1 日の Forest Department Territory Office（Pune）でのインタビューによる情報。



Table 7.2.7-3 森林タイプ別の純現在価値（単位：Rs./ha）33

Eco-Value class Very Dense Forest Dense Forest Open Forest

Class I 1,043,000 939,000 730,000

Class II 1,043,000 939,000 730,000

Class III 887,000 803,000 626,000

Class IV 626,000 563,000 438,000

Class V 939,000 845,000 657,000

Class VI 991,000 897,000 699,000

森林局（Pune）によるとWestern Ghatsの森林はClass Iの密林（Dense Forest）または疎林（Open

Forest）に分類される。そのため、純現在価値は計画される場所によって異なってくる

（Rs.939,000/haまたはRs. 730,000/ha）34。

7) FC の手続き

副森林保護官（Deputy Conservator of Forests：DCF）による調査：プロジェクト提案者は

県レベルの副森林保護官（Deputy Conservator of Forests：DCF）にプロポーザルを提出する。

副森林保護官はプロポーザルに基づき、プロジェクト・サイトを調査する。副森林保護官に

よる調査項目を以下に示す。

種ごと（学名を使用）、直径クラスごとに立木目録を作成する。灌漑・水力発電プロ

ジェクトの場合は、FRL、FRL マイナス2mおよびFRLマイナス4mで目録を作成する。

プロジェクト・サイトが、国立公園、野生生物保護区、生物圏保護区、トラ保護区、

ゾウの移動回廊などの重要な自然地域内にあるかどうかを確認する。自然地域内にあ

る場合は、主任野生生物管理官（Chief Wildlife Warden）のコメントを付属書として添

付する。

当該地域に動植物の希少種、絶滅危惧種、固有な種がいないかどうかを確認する。そ

のような種がいる場合は、詳細を付属書として添付する。

プロジェクト実施者のプロポーザルで提案されている使用森林面積は、そのプロジェ

クトにとって不可避なものでかつ小のものかどうかを確認する。確認できた場合は、

地域ごとに選択肢の詳細を検討する。

補償植林計画の詳細を確認する。

プロポーザルに副森林保護官の報告書を添付し、主任森林保護官（Chief Conservator of

Forests (territory)）および地域主任森林保護官／担当官（Principal Chief Conservator of Forests /

Nodal Officer：PCCF/Nodal）に送付される。

プロジェクトが必要とする面積毎の手続きの違い：地域主任森林保護官／担当官レベル以

降の手続きは、プロジェクトが必要としている面積によって以下のように分けられる。

33 Supplementary Report in IA No.826 in IA No. 566 Regarding Calculation of Net Present Value (NPV) Payable on Use of

Forest Land of Different Types for Non-Forest Purposes (Central Empowered Committee, 2007) 34 2012 年 3 月 28 日および 8 月 1 日の Forest Department Territory Office（Pune）でのインタビューによる情報。



5ha未満の場合：書類は地方主任森林保護官（Regional Chief Conservator of Forests：

RCCF）に送られ、州諮問グループ（State Advisory Group：SAG）に審査のために送ら

れる。審査後、州諮問グループの勧告とともに関係書類は環境森林省に送られる。審

査後、環境森林省は条件付き第一次認可を与える。

5haから40haの場合：関係書類は州主任森林保護官（State Chief Conservator of Forests：

SCCF）に送られた後、州諮問グループに審査のために送られる。

40ha以上の場合：関係書類は州主任森林保護官に送られた後、森林諮問委員会（Forest

Advisory Committee：FAC）に審査のために送られる。さらに面積が100ha以上の場合

は、森林諮問委員会は地方主任森林保護官に詳細な現地調査を実施するように依頼す

る。

認可：環境森林省は州諮問グループまたは森林諮問委員会から勧告書とともに関係書類を

受領する。書類審査後、条件付き第一次認可を与える。

第一次認可後、プロジェクト提案者は付与された条件を検討し、条件の準拠性に関する報

告書を州に提出する。州はその報告書を環境森林省に送付し、同省は終認可をプロジェク

ト提案者に与える。

Figure 7.2.7-1 は申請面積が 5ha 未満の場合、Figure 7.2.7-2 は 5ha 以上の場合の手続きを示

している。



Project proponent prepare the proposal

MOEFNew Delhi

Project proponent

State Government

MOEFNew Delhi

Compliance of conditions

Compliance Report

FINAL APPROVAL

PRINCIPAL APPROVALWITH CONDITIONS

Chief Conservator of Forests (Territory)

Principal Chief Conservator ofForests (Nodal Officer)

State Advisory Group

Deputy Conservator of Forests (District)

Regional Chief Conservator of Forests

No

YesNo

No

No

Yes

Yes

Yes

Yes

No

State government

Central government

Project proponent

出典：Handbook of Forest (Conservation) Act, 1980 (with amendments made in 1988), Forest (Conservation) Rules,

2003 (with amendments made in 2004) Guidelines and Clarifications (up to June, 2004)

Figure 7.2.7-1 申請面積が 5ha 未満の場合の FC 手続き



Project proponent prepare the proposal

area

5 - 40 ha

40 ha <

MOEFNew Delhi

area

< 100 ha

100 ha <

Site inspection by Regional Chief

Conservator of Forests

Project proponent

State Government

MOEFNew Delhi

Compliance of conditions

Compliance Report

FINAL APPROVAL

PRINCIPAL APPROVALWITH CONDITIONS

State government

Central government

Chief Conservator ofForests (Territory)

Principall Chief Conservator ofForests (Nodal Officer)

State Chief Conservator of Forests

State Advisory Group Forest Advisory Committee

Deputy Conservator ofForests (District)

State Chief Conservator of Forests



No

YesNo

No

No

No

No

No

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes Yes

Project proponent

出典：Handbook of Forest (Conservation) Act, 1980 (with amendments made in 1988), Forest (Conservation) Rules,

2003 (with amendments made in 2004) Guidelines and Clarifications (up to June, 2004)

Figure 7.2.7-2 申請面積が 5ha 以上の場合の FC 手続き



(3) 保存林の地下での開発行為

道路トンネルや地下での発電所建設など、森林の地下でのすべての開発で森林認可の取得が

必要である35。

7.2.8 土地収用、住民の生活再建・再定住

(1) 土地収用、住民の生活再建・再定住に関する法制度

土地収用法（Land Acquisition Act、1894）が公的資金を使って、公共の目的のために土地を

強制収用するための基本法である。しかし、住民の生活再建・再定住36に関する連邦法はない。

インド政府は 2006 年に国家生活再建・再定住政策（national rehabilitation and resettlement

(R&R) policy）を設定し、その後 2011 年に国家土地収用および生活再建・再定住法(案)（Draft

National Land Acquisition and Rehabilitation & Resettlement Bill）を国会に提出した。このように

インドでは生活再建・再定住を取り扱う政策・法は整備されておらず、インド政府は土地収用

と生活再建・再定住を 1 つの法律で取り扱うように法制度整備を進めている。

一方それぞれの州は、生活再建・再定住の規模に従って、問題が発生したときの社会的・政

治的圧力に沿うよう政策を導入してきた。

マハラシュトラ州では、プロジェクト移転者再定住法（Maharashtra Resettlement of Project

Displaced Persons Act of 1976）が 1977 年 3 月 11 日から施行された。その後、生活再建・再定

住を効率的に実施するために同法は改訂され、現時点ではマハラシュトラ・プロジェクト被影

響者生活再建法（Maharashtra Project Affected Persons Rehabilitation Act、1999）によって生活再

建・再定住事業を行っている。ただし、土地収用は連邦法である土地収用法に従って行われる。

土地収用と生活再建・再定住は通常同時進行的に発生するものなので、関係行政機関とプロ

ジェクト提案者の調整作業がもっとも重要な活動の１つである。プロジェクトが計画されると

同時に、生活再建・再定住計画も策定し、プロジェクト活動の一部として実施するべきである。

(2) マハラシュトラ州での土地収用、生活再建・再定住の手続き

1) 土地収用について37

行政機関：州政府の歳入・森林局（Revenue and Forest Department）が土地収用法に基づき、

公共の目的のために土地収用を実施する機関である。歳入・森林局のうち、歳入局（Revenue

Department）の主な職務は、税徴収、土地記録作成、および土地譲渡登録である。その中で

税徴収がもっとも重要な職務となっている。

徴収官（Collector）38は県レベルで歳入行政のトップであり、すべての州政府職員の調整役

35 2012 年 3 月 28 日および 8 月 1 日の Forest Department Territory Office（Pune）でのインタビューによる情報。 36 インドでは生活再建・再定住（rehabilitation and resettlement）を R&R と略す。 37 この章は以下の法律に基づいて作成した：Land Acquisition Act、1984。 38 インド森林法は、森林局の行政執行の高権限は徴収役にあり、副森林保護官は林業の技術的な面を除き、徴

収役の補佐をすること、と規定している。



である。徴収役には土地の使用目的を変更する権限が与えられ、土地収用法の下で補償を行

う権限を持つ。

マハラシュトラ州農地（限度および所有）法（Maharashtra Agricultural Lands (ceiling and

holding) Act、1961）は各県内での土地所有面積の限度を設定している。このため、補償費を

払うことで州政府は余剰農地を取得することができ、そのような余剰土地の使用については

徴収役が決定することができる。

土地収用のために、特別土地収用官（Special Land Acquisition officers：SLAO）が副徴収官

（Deputy Collector）の中から任命され、土地収用法の下での職務を遂行する。特別土地収用

官はさまざまな権限を持つが、徴収官が特別土地収用官の活動を含め全体の活動を監督する

権限を持つ。

土地収用の手続き：土地収用の手続きは以下のように行われる。

(i) プロジェクト提案者はプロジェクトの詳細計画と、使用する土地の図面案、関係す

る村、被影響住民の情報を用意し、徴収役（および／または特別土地収用官）に提

出する。

(ii) 第 1 回通達（preliminary notification）と監督官の権限を官報および地元紙 2 紙（少

なくとも 1 紙は地元の言語での新聞）に掲載し、当該土地が公共の目的のために必

要であることを公表する。この通達日を以て、カット・オフ・デートとしている。

(iii) 特別土地収用官、プロジェクト提案者および土地所有者で共同土地測量（Joint

Measurements）を実施する。土地は徴収役および関係官吏が、家屋等の構造物はプ

ロジェクト提案者が、農業生産物・果樹は農業局が、立木は森林局が価格を見積も

る。これらの価格は暫定価格とされ、終的な補償費は補償が確定したときに支払

われる。

(iv) 土地所有者は徴収役または特別土地収用官に対して土地収用に関する反対意思を

示すことができる。反対意思は、第 1 回通達から 30 日以内に書面で徴収役または

特別土地収用官に提出する。

(v) 当該土地が公共の目的のために収用される旨を官報および地元紙 2 紙（少なくとも

1 紙は地元の言語での新聞）に掲載し、公布する。これによって、当該土地が公共

の目的のために収用されることの終告知となる。

(vi) 当該土地のすべての関係者に詳細通知が行われ、それぞれの土地の税徴収記録と適

法性を確認する。

(vii) 被影響住民に補償が授与され、補償費が払われる。補償費のなかには、慰謝料（補

償費の 30%）が含まれる。

(viii) 特別土地収用官に土地登録がされた後で、プロジェクト提案者に土地登録が移され

る。

Figure 7.2.8-1 に土地収用の手続きを示した。図の中の「章番号（section number）」は土地収

用法の章番号を示している。土地収用法の章に従った手続きの詳細を Appendix 7 として添付

した。



Preparation of land acquisiton proposal (including the tentative land demarcation)

by Project Proponent (PP)

Collector and SLAO

Hearing objections from land owners

Preliminary notification of land acquisition (Sec.4)

Joint Measurementsby SLAO, PP and land owner

Notice to persons interested and PAPs claim for compensation

Final cost to be paid

Regisration of final agreement after due payment

Posession of land by SLAO

Entry of land record by PP

Return with remarks

Yes

Declaration of land acquisition (Sec. 6)

Verification of revenue recordsand legality

Award

(出典：Land Acquisition Act, 1894)

Figure 7.2.8-1 土地収用の手続き



2) マハラシュトラ州の生活再建・再定住39

マハラシュトラ州プロジェクト移転者再定住法：基本的には、影響を受ける土地が 50ha

以上、受益地が 200ha 以上または 1 つの村が影響を受けるすべての灌漑プロジェクトについ

て同法を適用することと同法は規定しているが、同じ条件を持つ他のプロジェクトにも適用

している。

被影響住民への基本的補償：州は被影響住民が移転する先の新しい居住地に以下の公共施

設をプロジェクト費で建設・敷設する。

飲料水供給施設（井戸またはパイプによる供給）

校庭を備えた学校

集会所（ChavdiまたはSamajmandir）

敷地内およびアクセス道路

電気供給

火葬場または埋葬場

開放排水路

公衆トイレ

牛の仮置き場

マハラシュトラ州道路運輸会社（Maharashtra State Road Transport Corporation）のバス

サービスのための停留所用地

脱穀用地（khalwadi）

放牧地（州所有地が利用可能な場合）

市場および将来村を拡張するための用地

灌漑地または歳入局が用意した土地のうち、基本的に 80a の土地が 1 人の被影響住民に与

えられる。ただし、2.8ha を上限として、家族 3 人ごとに 40a の土地を追加して与える。土地

を持たない被影響住民には 40a の土地が与えられる。移転先の村の、被影響住民ごとの土地

と家屋用地について Table 7.2.8-1 にまとめた。

被影響住民は家屋用地を与えられるほか、家屋建設費として Rs.10,000 を受け取る。しかし、

移転先の村に居住することに合意した被影響住民は、土地収用法のもとで受領した補償費の

65%を支払う必要がある。

39 この章は以下の法律に基づいて作成した：Maharashtra Project Affected Persons Rehabilitation Act、1999。



Table 7.2.8-1 被影響住民のために移転先の村で用意される土地と家屋用地

PAP Area of Land Area of Plot

1) An agriculturist a) if the number of members of his family does not exceed five.

80 a 370 m2

b) if the number of members of his family exceeds five

An additional land area of 40 a for every three additional members subject to the ceiling of 2 ha and 80 a in aggregate.

An additional area of 185 m2 for every three additional members subject to the ceiling of 740 m2 in the aggregate.

2) A landless labor (i.e. non-agriculturist) a) if the number of members of his family does not exceed five

40 a 185 m2

b) if the number of members of his Family exceeds five.

An additional area of 20 a for every three additional members subject to the ceiling of 80 a in aggregate.

An additional area of 92.5 m2 for every three additional members subject to the ceiling of 370 m2 in the aggregate.

行政機関：歳入局の地方長官 40、徴収官（県）および副再定住担当官（Deputy Director

Resettlement）が生活再建プログラムの実施、被影響住民の生活再建事業の調整と監督、プロ

ジェクト提案者による公共施設の建設のモニタリング、および補償費の支払いを担当する。

県再定住担当官（District Resettlement Officer：DRO）が副徴収官の中から任命され、現場で

生活再建・再定住事業に対処する。

プロジェクト提案者は被影響地域と受益地域で細部にわたりさまざまな活動を行い、新し

い居住地の公共施設を建設し、プロジェクトの建設段階より前に生活再建が終了することを

確保する。

生活再建・再定住の手続き:

(i) プロジェクト提案者は生活再建・再定住計画プロポーザルを作成し、徴収官に提出

する。徴収官は生活再建・再定住計画通達を公表する。

(ii) 被影響住民から意見聴取を行い、異議や意見を収集する。それを基に徴収官は報告

書を地方長官に提出する。地方長官は生活再建・再定住計画の詳細通達を公表する。

(iii) 詳細通達から 6 か月以内に徴収官は生活再建・再定住プロポーザルを作成し、プロ

ポーザルの通達を公表する。

(iv) 被影響住民は提案されている新居住地への移転に同意するかどうかを決定する。

(v) 県再定住担当官は移転地の面積を決定するために、新居住地に移転する被影響住民

のリスト―氏名、家族数―を作成する。

(vi) プロジェクト提案者と都市計画局（Town Planning Department）は被影響住民のため

の移転地面積を計算し、新居住地の終面積を決定する。

40 地方長官（Divisional Commissioner）は歳入に関する事項に関して、州政府から全権を委譲されている。



(vii) 徴収官と県再定住担当官は新居住地用地を確保し、県再定住担当官と都市計画局は

プロジェクト提案者が用意する公共施設を考慮した上で新居住地を設計する。

(viii) 被影響住民は新居住地への移転意思の終確認を求められる。新居住地への移転を

決めた被影響住民は補償費の 65%を支払い、新居住地での住宅建設のための費用

Rs.10,000 を受け取る。

(ix) プロジェクト提案者は法律で定められた公共施設を建設する。

(x) 徴収官はプロジェクト提案者に被影響住民を新居住地に移送するように要請する。

Figure 7.2.8-2 に生活再建・再定住手続きを示した。図の中の「章番号（section number）」は

マハラシュトラ州プロジェクト移転者再定住法の章番号を示している。

苦情処理に関する仕組み：マハラシュトラ州プロジェクト移転者再定住法によれば、必要

であれば州政府は苦情を処理するための委員会を設置することができる。しかし、同法では、

生活再建・再定住計画を策定する際に意見聴取をする以外は、被影響住民から苦情を処理す

るための仕組みは特に決められていない。また、プロジェクト後に州またはプロジェクト提

案者が、被影響住民の生活状況などをモニタリングしているかどうかについては確認するこ

とができなかった。



Preparation of rehabilitation and resettlement proposal by Project Proponent (PP)

Collector

Hearing objections and suggestions from project affected persons (PAPs)

Notification under Section 11

PAP should decide whether he moves to the

prepared area or not

Area calculation by PP and Town Planning Department (TPD)

Finalisation of resettlement area

Land acquisition of resettlement area by Collector and DRO

Layout of resettlement area by DRO and TPD

Return with remarks

Collector submits report to regional Commissioner

Notification under Section 13

Collector prepares R/R proposal and make notification of the proposal

District Resettlement Officer (DRO) decides number of PAPs and area of resettlement

PAP should decide whether he moves to the

prepared area or not

Construction of public facilities by PP

Request for shifting PAPs to resettlement area by Collector to PP

Yes

No

No

Yes

Yes

PAP moves to wherever he wants to live

PAP moves to wherever he wants to live

No

(出典：Maharashtra Project Affected Persons Rehabilitation Act, 1999)

Figure 7.2.8-2 生活再建・再定住の手続き



(3) 国家土地収用および生活再建・再定住法 (案 )（Draft National Land Acquisition and

Rehabilitation & Resettlement Bill、2011）

「(1) 土地収用、生活再建・再定住に関する法制度」で述べたように、インド政府は 2011

年に国家土地収用および生活再建・再定住法 (案 )（Draft National Land Acquisition and

Rehabilitation & Resettlement Bill）」を提出した。

この法（案）の重要な点を以下にまとめた41。また、この法（案）に関する政府の説明を

Appendix 8 にまとめた。

(i) この法（案）は、土地収用の結果影響を受け、移転を余儀なくされた人々の生活再

建・再定住に関する初めての連邦法である。

(ii) 土地収用に関する問題と生活再建・再定住、生計喪失を補償する連邦法がないこと

についての社会的関心の高まりに応えること、時代遅れの土地収用法の課題を解決

すること、産業・インフラストラクチャー建設・都市化のための土地収用のために

影響を受ける農民、生計喪失者の懸念に応えること、に対応するためのものである。

(iii) 土地収用の「公的目的」および「緊急的措置」を定義する。

(vi) 影響を受ける人々を、土地所有者および土地農民を含む生計喪失者とする。

(v) 土地への補償（土地に付随する資産、慰謝料を含む）、土地所有者および生計喪失

者の生活再建・再定住用補償パッケージを用意する。

(vi) 土地収用から生活再建・再定住までの活動を実施するために、中央レベルから現場

レベルまでの組織を設置する。

(vii) 見境のない土地収用が起こらないようにする保証措置をとる。

(viii) 事業の透明性を確保する措置をとる。

2012 年 5 月 17 日に国会の農村開発常任委員会（Standing Committee on Rural Development）

が本法案に関する勧告を報告書としてまとめ提出している42。同委員会はさまざまな関係者か

らの提案・コメントを基に、農業関係者の団体、産業界、州政府、土地資源局（農村開発省に

属し、本法案の担当局）をはじめとする中央省庁および法務省からの証言を得て、2012 年 5

月に本報告書案を取りまとめた。

ただ、本法案についての中央政府内の議論は、内容の賛否を含め、2012 年 9 月末時点で継

続中である。

(4) 州水資源局（前・灌漑局）の土地収用、生活再建・再定住についての経験

州水資源局（前・灌漑局）は今までに土地収用と生活再建・再定住が関係するさまざまなプ

ロジェクトを実施してきた。それらのプロジェクトを Appendix 9 にまとめた。

41 国家土地収用および生活再建・再定住法(案)に添付されている政府による説明文をまとめた。 42 http://dolr.nic.in/dolr/downloads/pdfs/Land%20Acquisition,%20Rehabilitation%20and%20Resettlement%20Bill%

202011%20-%20SC(RD)'s%2031st%20Report.pdf



(5) 灌漑／水力発電事業と商業的漁業

マハラシュトラ州の内陸商業的漁業は、主に湖、池または人工湖での漁業に限られている43。

州漁業局は河川を重要な漁業に関する資源として認識しているものの、多くの小規模河川は乾

季に干上がってしまい、河川での商業的漁業はあまり活発ではない。

貯水池を作ることから、現時点では灌漑／水力発電事業は商業的漁業に負の影響を与えると

は考えておらず。漁業機会を提供し正の影響を与えているとされている。

7.2.9 水利用権

(1) 水利用認可のための申請44

マハラシュトラ州における水力発電プロジェクトの水利用認可手続きを Figure 7.2.9-1 に示

した。

Prepare the detailed specification of the project

Consultation with Chief Engineer, Nasik (WRD)

State Government

Certificate

Chief Engineer, Pune (WRD)

Central Water Commission

Administrative permit for

the excursion of the project

Certificate

Figure 7.2.9-1 マハラシュトラ州での水力発電プロジェクトのための水利用認可手続き

(i) 水資源局はプロジェクトの詳細書類を用意し、Nasik の主任エンジニア（Chief

Engineer）に提出する。

(ii) 主任エンジニアは書類を審査する。州間水利用権も関わるプロジェクトの場合、主

43 Website of Department of Fisheries, Government of Maharashtra. 44 2012 年 4 月に WRD（Pune）でのインタビュー調査による。



任エンジニアはクリシュナ水紛争裁判報告書 I に基づいて審査する。

(iii) 主任エンジニアはプロジェクトの水利用権について認可を与える。

(iv) 州政府は Pune の主任エンジニアに対してプロジェクトの実行に関する行政認可を

与える。

(v) プロジェクトが中央政府の資金援助を必要とする場合、Pune の主任エンジニアはプ

ロジェクトに関する詳細書類を中央水委員会に提出し、水利用についての認可を受

ける。

(2) 州間水利用権に関する法制度

州間河川水紛争法（Interstate River Water Disputes Act、1956）は州間を流れる河川または渓

谷の水について、その利用、管理、分配に関する紛争を解決するために制定された。

(3) クリシュナ水紛争（Krishna water disputes）

クリシュナ川およびその流域45：クリシュナ川はマハラシュトラ州から流れ出て、同州を 299

km（186 miles）、Karnataka州を 483 km（300 miles）、Andhra Pradesh州内を 576 km（358 miles）

流れてベンガル湾に注ぐ。二州にまたがる共有部分が 42 km（26 miles）あり、クリシュナ川

は全体で 1,400 km（870 miles）の河川である。28 の支流からなる流域面積は 258,948 km2（99,980

square miles）である。Table 7.2.9-1 流域面積と各州の関係をまとめた。

Table 7.2.9-1 クリシュナ川流域面積と各州の関係

State Area of river basin area

Maharashtra 69,425 km2 (26.8 %)

Karnataka 113,271 km2 (43.8 %)

Andhra Pradesh 76,252 km2 (29.4 %)

クリシュナ水紛争46：第 1 次クリシュナ水紛争裁判（Krishna Water Disputes Tribunal：KWDT

IまたはBachawat Tribunal）は、マハラシュトラ、KarnatakaおよびAndhra Pradesh州のクリシュ

ナ川とその渓谷に関する水紛争を解決するために、1969 年 4 月にインド政府によって開廷さ

れた。1973 年 12 月にKWDT Iの初の報告書が出されたが、1976 年 5 月に本裁判の終決定

を含んだ報告書が出された。

スキーム A の下の、各州への分配を Table 7.2.9-2 に示した。

45 The Report of the Krishna Water Disputes Tribunal with the Decision, Volume I (Government of India, 1973). この報告

書はヤード・ポンド方式（yard-pound system）を採用しているため、距離と面積は調査団がメートル方式で換算

した。 46 この章の文章は以下の文献から引用、要約した：Water Resources Department, Karnataka State Government, Annual

Report 2010-2011。



Table 7.2.9-2 KWDT IのスキームAでの水分配

State Share in thousand million cubic feet

Maharashtra 560 Karnataka 700

Andhra Pradesh 800 Total 2060

裁判決定では 70 thousand million cubic feet (tmcf：10 億立方フィート)の還流分（return flow）

を、マハラシュトラ州に 25tmcf、Karnataka 州に 34tmcf、Andhra Pradesh 州に 11tmcf 割り当て

た。さらに、KWDT I はスキーム B として、クリシュナ流域の余剰水（surplus waters）を割り

当てることを決定している。このスキーム B の下に、2,130 tmcf あまりの余剰水についてマハ

ラシュトラ州が 25%、Karnataka 州が 50%、Andhra Pradesh 州が 25%の割り当てを受けた。

その後、流域の 3 つのすべての州がクリシュナ川流域の余剰水の割り当てについて水紛争裁

判を開廷するようにインド政府に要請した。これを受けて、中央政府は第 2 次クリシュナ水紛

争裁判（KWDT II）を開廷する旨の通達を 2004 年 4 月 2 日に出した。

KWDT II は利用可能性と水の推定量をもとに 2010 年 12 月 30 日に報告書を提出した。Table

7.2.9-3 にそれぞれの州への水割当量を示す。

Table 7.2.9-3 KWDT IIにおける各州の水割当量

State Share in tmcf

Maharashtra 666 Karnataka 911 Andhra Pradesh 1,001 Total 2,578

それぞれの州は州間河川水紛争法に基づいて、KWTD II 報告書で取り上げられた項目につ

いて説明を求めているが、裁判所は未だそれに答えていない状況である。Andhra Pradesh 州は

KWTD II について、高裁判所に対して Special Leave Petition を提出し、現在進行中である。

7.3 西ガーツ生態専門家パネル（Western Ghats Ecological Expert Panel）47の

勧告

7.3.1 西ガーツ生態専門家パネルの目的

西ガーツ（Western Ghats）の重要性から、環境森林省は 2010 年 3 月 4 日に西ガーツ生態専門家

パネル（Western Ghats Ecological Expert Panel）を設立し、同パネルに以下のような活動項目を達

成するように要請した48。

西ガーツ地方の生態の現況評価すること

西ガーツ地方で生態的脆弱な場所として通達で公表する必要のある地域の境界を定め、環

47 この章の文章は以下の文献から引用、要約した。Report of the Western Ghats Ecological Expert Panel Part I (2011)。 48 これらの項目以外にも Goa 地方の採掘事業の環境に与える影響に関する調査などがあるが、割愛した。



境（保護）法の下で生態的脆弱ゾーンとして通達するための勧告を出すこと

西ガーツ地方の保全、保護、活性化のための勧告を出すこと

同地方の生態系を管理し、他の関係者とともに持続可能な開発を確保するための専門機関

である西ガーツ生態機構（Western Ghats Ecological Authority）を環境（保護）法の下で設

立するための手続きを勧告すること

7.3.2 西ガーツ地方の保全のための勧告と提案

パネルは 2011 年に環境森林省に報告書を提出し、環境森林省は 2012 年 5 月 23 日に同報告書へ

の関係者からのコメント等を正式に要請した。

報告書で重要な点は以下のようにまとめられる。

西ガーツ地方全体を生態的脆弱地域（ESA）とし、それを以下の3つのレベルに分類した。

生態的脆弱ゾーン1（Ecologically Sensitive Zone 1：ESZ1）、生態的脆弱ゾーン2（ESZ2）

および生態的脆弱ゾーン3（ESZ3）。

既存保護区は「第4のカテゴリー」とするが、ESZ1と同じ条件とする。

西ガーツ地方の生態系を保全するために、それぞれの生態的脆弱ゾーンでのセクター毎の

活動に関するガイドライン・提案をまとめた。

西ガーツ地方に属する以下の6つの州の生態的脆弱ゾーン内で影響を与える活動の規制・

管理・計画を担う州間高機関として、環境（保護）法の下に西ガーツ生態機構を設立す

ることを勧告した―Gujarat、Goa、Maharashtra、Karnataka、Tamil NaduおよびKeralaの各

州。

Table 7.3.2-1 に各生態的脆弱ゾーンでの発電・エネルギーセクターの活動（水力発電はこのセ

クターに入る）に関するガイドライン・提案を、Table 7.3.2-2 に採石等の活動に関するガイドラ

イン・提案を示した。パネルの報告書には発電・エネルギーセクターの他に水利用、農業、森林・

生物多様性、交通などに関するガイドライン・提案が述べられている。Table 7.3.2-3 と Figure 7.3.2-1

にマハラシュトラ州内で生態的脆弱ゾーンに指定されている Taluka を示した。

Table 7.3.2-1 各生態的脆弱ゾーンでの水力発電の活動に関するガイドライン・提案

ESZ 1 ESZ 2 ESZ 3 No diversion of streams/ rivers allowed for any power projects and if already existing, to be stopped immediately. Catchment area treatment in a phased manner following watershed principles; continuous non‑compliance of clearance conditions for three years would entail decommissioning of existing projects. Dams and thermal projects that have crossed their viable life span (for dams the threshold is 30-50 years) to be decommissioned in phased manner. All project categories to be jointly operated by local self governments and Power Boards with strict monitoring for compliance under DECs (The District Ecology Committees). Allow run of the river schemes with maximum height of 3 m permissible which would serve local energy needs of tribal/ local communities / plantation colonies

Small bandharas permissible for local and tribal community use /local self government use. No new dams above 15 m or new thermal plants permissible.

Large Power plants are allowed subject to strict environmental regulations including: 1. cumulative impact assessment studies;



ESZ 1 ESZ 2 ESZ 3 subject to consent of gram sabha and all clearances from WGEA, SEA and DECs. No forest clearance or stream diversion for new projects. Run of the river schemes not allowed in first order or second order streams. Promote small scale, micro and pico hydropower systems, that are people owned & managed and are off grid. New small hydropower projects (10 MW and below) are permissible.

New hydro projects between 10 ‑ 25 MW (up to 10 m ht) permissible. All project categories subject to very strict clearance and compliance conditions through SEA and DECs of WGEA. Have run off the river hydropower projects but after cumulative impact study of the river basin is done.

2. carrying capacity studies; 3. minimum forest clearance (norms to be set by WGEA); and, 4. based on assessment of flows required for downstream needs including the ecological needs of the River. Existing Power plants subject to strict regulation and social audit. For already existing dams reservoir operations to be rescheduled for allowing more water downstream.

Table 7.3.2-2 各生態的脆弱ゾーンでの採石等の活動に関するガイドライン・提案

ESZ 1 ESZ 2 ESZ 3 Where exists should be controlled effectively for environmental and social impacts immediately. No new licenses to be given for quarry and sand mining.

Upgradation possible /permitted subject to strict regulation and social audit.

Existing and new quarry and sand mining should be under strict regulations and social audit and without affecting tribal rights.

Table 7.3.2-3 マハラシュトラ州内で生態的脆弱ゾーンに指定されているTaluka

District Talukas assigned to ESZ 1 Talukas assigned to ESZ 2 Talukas assigned to ESZ 3Ahmednagar Parner Akola Kolhapur Radhanagari, Gargoti,

Shahuwadi, Panhala, Bavda Ajra, Chandgad, Gadhinglaj

Nandurbar Navapur Nashik Nashik, Peint, Dindori Surgana Igatpuri Pune Ghod, Paud, Bhor, Wadgaon Junnar, Sasvad Raigarh Mhasla, Pali, Poladpur,

Roha, n.a. (1657), Pen, Mahad, n.a. (1634)

Mangaon, n.a.(1572)

Ratnagiri Devrukh, Chiplun Mandangarh Khed Satara Medha, Patan,

Mahabaleshwar, Wai Koregaon Vaduj, Dahivadi

Sindhudurg Kankauli, Savantvadi Thane Murbad, Mokhada,

n.a.(1482), Jawhar Shahapur



(出典：Report of the Western Ghats Ecological Expert Panel Part I (2011))

Figure 7.3.2-1 マハラシュトラ州内で生態的脆弱ゾーンに指定されている Taluka



また、同報告書で WGEEP は環境森林省に対して、Kerala 州の Athirappilly 水力発電プロジェク

ト、Karnataka 州の Gundia 水力発電プロジェクトに対して、環境認可および森林認可を与えない

ように勧告している。理由として、両プロジェクトのサイトが ESZ 1 にあることと、サイト周辺

の先住民を含めた社会環境に負の影響を与えることを主な理由として挙げている。

第８章

候補地点の検討



第 8 章候補地点の検討

8.1 調査候補地点の抽出

8.1.1 既存候補地点

本調査では、｢マハラシュトラ州揚水発電開発調査 1998」による既存候補地点を含め、新規に

候補地点を抽出した。｢マハラシュトラ州揚水発電開発調査 1998」では 32 地点を抽出し、その時

点では 3 地点を開発有望地点として選定したものの、その後進展は見られていない現状にある。

原因は以下 2 点と推察されている。

① 電力需要の伸びが著しく、ベース電源の確保が優先となったこと。（2000 年代の実際の

経済成長率は 10%前後を示し、新規電源が優先せざるを得なかった）

② 当時選定した候補地点の森林許可（FC)取得が困難であったこと。（特に至近では森林法

による開発規制が厳しく、適地の開発推進が困難であった）

既存候補地点は下表のとおりである。本調査では、既往調査から 10 年以上経過していること

から、これら候補地点をすべて再検討することとした。

Table 8.1.1-1 ｢マハラシュトラ州揚水発電開発調査1998｣における揚水候補地点諸元一覧


(106m3)


(106m3)上池下池上池下池

1 Ulhas 600 548 4.80 4.80 17 Kundi 1,200 600 8.92 8.922 Sidgarh 350 649 2.20 2.20 18 Jalware 440 552 3.57 3.573 Amba 500 541 4.28 4.28 19 Tillariwadi 　　　　　　　　　　　4 Pinjal 30 129 1.34 1.34 20 TillariForebay 720 550 5.83 5.835 Kengadi 160 293 2.50 2.50 21 Marleshwar 1,200 665 8.68 8.686 Kalu 300 545 2.50 2.50 22 Valvand 1,200 546 9.36 9.367 Jalond 1,000 576 7.50 7.50 23 Shemi 60 185 1.6 1.608 Kolmanpada 250 450 2.36 2.36 24 Kudanbudrak 450 354 5.53 5.539 Chornai 480 461 4.55 4.55 25 Kaudoshi 400 448 3.95 3.95

10 Savitri 1,000 630 6.50 6.50 26 Kumbhavde 630 363 7.60 7.6011 Madhaliwadi 500 508 4.80 4.80 27 Mundirichi 750 659 5.00 5.0012 Vaitarni 360 466 3.36 3.36 28 Virdi 660 717 4.00 4.0013 Morawadi 　　　　　　　　　　　　　　　 29 Bamnoli 1,320 662 8.70 8.7014 Gadgadi 200 632 1.34 1.34 30 Kinjale 420 642 2.93 2.9315 Aruna 440 584 3.28 3.28 31 Khakharwadi 660 505 5.67 5.6716 Kharari 420 613 2.94 2.94 32 Hevale 960 551 7.64 7.63

地点出力(MW)

落差(m)

地点出力(MW)

落差(m)

（注：No.13（アクセス不可）、No.19（小出力規模）より検討対象から除外）（出典：JICA, 「マハラシュトラ州揚水発電開発調査 1998」）

8.1.2 新規候補地点

本調査を実施するに際して、事前情報収集ならびにカウンターパート協議を通じて新たに新規

地点を抽出した。地点はコンカン地域を地形的に有望な区域に分割し、当該区域内での適地を探

索、抽出した。その結果、下記 4 地点を新たに抽出した。

新規 No.1 Panshet (4×350MW)

新規 No.2 Warsgaon (4×250MW)

新規 No.3 Varandh Ghat (2×250MW)



新規 No.4 Nandgaon (2×250MW)

候補地点の位置を Figure 8.1.2-1 に示す。

電源

開発

株式

会社

8-3

イン

ド国

マ

ハラ

シュ

トラ

州揚

水発

電開

発に

係る

情報

収集

・確

認調

査

ファ

イナ

ルレ

ポー

ト

Nandgaon

Kaudoshi

Kumbhavde

Panshet Warasgaon

Varandh Ghat

Figure 8.1.2-1 候補地点位置



8.2 有望地点選定基準

8.2.1 1 次スクリーニング

既存候補地点 32 地点、新規に選定した地点 4 地点、計 36 地点の調査候補地点について、調査

対象地点の選定を行った。

全般的に、調査対象地点の選定において考慮する必要がある項目としては、下記が挙げられる。

環境社会配慮：森林区域、国立公園等の行政区分、希少生物への影響、貯水池水没影響

（例えば、水没森林面積、農地、漁業、移転家屋規模、文化財、少数民族、道路等のう

ち入手可能な情報）

経済性：過去実績等から導出される工事数量・単価に基づく予備的経済性評価（出力当

たりのプロジェクトコスト）

地質：地点選定上重要な支障となり得る地質的要素（例えば、岩盤の硬質性、風化、

断層等の劣化、透水性等）

アクセス

送電線敷設距離下表は、一般的にマスタープランで用いられる評価基準の例である。

技術面での評価指標評価点環境社会面での評価指標評価点

地質状況移転家屋数

・ダム地点の近くに断層がある 1 ・影響大(概ね500家屋以上) 1

・ダム地点が厚い河床堆積物がある 2 ・影響中(概ね100～500家屋) 2

・ダム基礎部が軟岩である 3 ・影響小(概ね100家屋以下) 3

・ダム基礎が強固な岩盤で、透水性が小さい 4 水没森林面積

既設送電線網との距離・大(概ね500 ha以上) 1

・50km以上 1 ・中(概ね100～500 ha) 2

・31～50km 2 ・小(概ね100 ha以下) 3

・11～30km 3 森林区域種別

・10km以下 4 ・Reserved Forests 1

新設アクセス道路・Protected Forests 2

・50km以上 1 ・Unclassed Forests 3

・31～50km 2 ・others 4

・11～30km 3 保護区

・10km以下 4 ・National Park 1

・Sanctuary 1

経済面での評価指標評価点・others 4

建設コスト

・>30,000 Rs/kW 1

・30,000 Rs/kW> >25,000 Rs/kW 4

・>25,000 Rs/kW 8

本調査では、下記 2 段階にて選定を行うこととしている。

調査対象地点の選定：

まず机上において、１次スクリーニングとして環境社会配慮、経済性、地質等に関する

判断基準を設定、各地点の比較を行い、現地調査を行う調査対象地点を選定する（8.3

参照）。



開発候補地点（最有望地点）の選定：

次いで、選定地点において現地調査を行い、アクセス、送電線も加味した上で、各地点

の相互比較を行ったうえ、最有望地点の選定を検討する（9 章参照）。

ただし、第 1 次現地調査において情報収集を行った結果、大半の地域が「Reserved Forest」に依

然包含・重複することが判明した。「Reserved Forest」に関しては、カウンターパートへの聴取、

またマハラシュトラ州環境部門への聴取からも変更困難であると判断された。また、「National

Park, Sanctuary」に関しては近隣（10km 圏内）の開発行為も困難との判断が得られた。これらの

事項を勘案して、1 次スクリーニングを実施するに際して、まず、自然・社会環境評価での開発

難易度が高い下記項目を（経済性評価、地質評価に）先行的に適用して、調査候補地点を絞り込

むこととした。

Reserved Forest

National Park, Sanctuary

Important Bird Areas （IBAs）

これらによりスクリーニングした結果を、Table 8.2.1-1 に示す。

Reserved Forest 24 地点、National Park、Sanctuary 9 地点、IBAs 4 地点、となり、残された調

査候補地点として下記 5 地点が対象となった。以降、下記 5 地点について検討する（なお、出力

規模についても 8.2.3 において検討対象とする）（位置は Figure 8.1.2-1 参照）。

No.25 Kaudoshi (400MW)

No.26 Kumbhavde (630MW)

新規 No.1 Panshet (1,400MW)

新規 No.2 Warasgaon (1,000MW)

新規 No.3 Varandh Ghat (500MW)

イ

ンド

国

マハ

ラシ

ュト

ラ州

揚水

発電

開発

に係

る情

報収

集・

確認

調査

フ

ァイ

ナル

レポ

ート

Table 8.2.1-1 候補地点選定結果一覧

Upper Lower

Latitude Longitude Latitude Longitude

1 Ulhas 600 18°51'22.69"N 73°27'23.62"E 18°52'5.16"N 73°24'33.45"E Raigarh reserved F. 10 26 none none Eliminated2 Sidghar 350 19° 8'35.65"N 73°33'37.67"E 19° 8'6.93"N 73°32'1.59"E Thane reserved F. 20 14 none IBA Eliminated3 Amba 500 18°37'41.08"N 73°23'59.17"E 18°37'31.54"N 73°20'15.24"E Raigarh reserved F. 20 20 none none Eliminated4 Pinjal 30 19°49'51.17"N 73°23'41.24"E 19°48'48.00"N 73°23'2.67"E Thane reserved F. 7 3 none none Eliminated5 Kengadi 160 19°41'17.46"N 73°32'20.17"E 19°40'32.13"N 73°31'19.11"E Thane reserved F. 27 none none Eliminated6 Kalu 300 19°24'45.12"N 73°45'57.44"E 19°22'58.66"N 73°45'16.66"E Thane reserved F. 54 15 none none Eliminated7 Jalond 1,000 19°26'33.33"N 73°43'6.90"E 19°24'42.55"N 73°42'40.84"E Thane reserved F. 88 none none Eliminated8 Kolmanpada 250 19°34'26.23"N 73°37'37.06"E 19°33'59.27"N 73°36'42.68"E Thane reserved F. 35 7 none none Eliminated9 Chornai 480 19°32'45.89"N 73°37'55.99"E 19°33'2.78"N 73°36'19.15"E Thane reserved F. 56 10 none none Eliminated

10 Savitri 1,000 17°58'55.85"N 73°39'26.98"E 17°58'3.43"N 73°35'42.33"E Raigarh reserved F. 40 39 none none Eliminated11 Madhaliwadi 500 17°38'15.96"N 73°42'26.89"E 17°38'2.53"N 73°40'5.29"E Ratnagiri reserved F. 23 10 Koyna wildlife sanctuary IBA Eliminated12 Vaitarni 360 17°36'28.13"N 73°43'25.88"E 17°36'0.29"N 73°41'40.92"E Ratnagiri reserved F. 25 15 Koyna wildlife sanctuary IBA Eliminated13 Morawadi Koyna wildlife sanctuary IBA Eliminated14 Gadgadi 200 17° 8'24.82"N 73°43'42.12"E 17° 8'42.23"N 73°40'13.44"E Ratnagiri reserved F. 2 near Chandoli Sanctuary none Eliminated15 Aruna 440 16°26'17.63"N 73°53'52.08"E 16°25'29.86"N 73°48'7.92"E Shindhudurg reserved F. 27 23 none none Eliminated16 Kharari 420 15°51'48.47"N 74° 7'39.62"E 15°48'40.01"N 74° 7'20.41"E Shindhudurg reserved F. 25 none none Eliminated17 Kundi 1,200 17° 6'4.11"N 73°44'27.06"E 17° 6'42.61"N 73°42'49.38"E Ratnagiri none 65 40 near Chandoli Sanctuary none Eliminated18 Jalware 440 15°39'54.73"N 74° 8'46.06"E 15°45'58.20"N 74° 4'44.96"E Shindhudurg reserved F. 34 none none Eliminated19 Tillarowadi none none Eliminated20 Tillari Forebay 720 15°48'27.07"N 74°11'2.87"E 15°48'36.80"N 74° 9'35.66"E Shindhudurg reserved F. 24 50 none none Eliminated21 Marleshwar 1,200 17° 5'13.17"N 73°44'58.84"E 17° 2'57.77"N 73°46'20.42"E Ratnagiri none near Chandoli Sanctuary none Eliminated22 Valvand 1,200 18°50'23.45"N 73°25'2.46"E 18°51'28.53"N 73°23'52.17"E Raigarh reserved F. 78 67 none none Eliminated23 Shemi 60 15°49'45.42"N 74° 0'24.00"E 15°47'50.73"N 74° 1'31.78"E Shindhudurg reserved F. 12 none none Eliminated24 Kudanbudrak 450 17°52'59.09"N 73°31'46.52"E 17°52'26.59"N 73°32'1.53"E Ratnagiri reserved F. 15 none none Eliminated25 Kaudoshi 400 17°47'9.57"N 73°35'56.98"E 73°34'16.69"E 73°32'1.53"E Ratnagiri none none none26 Kumbhavde 630 15°51'43.35"N 74° 3'28.60"E 15°50'38.42"N 74° 1'32.02"E Shindhudurg none none none27 Mundirichi 750 15°39'39.46"N 74°12'35.65"E 15°35'56.24"N 74°12'54.65"E Outside of state none none none Eliminated28 Virdi 660 15°40'12.64"N 74° 5'38.00"E 15°38'48.82"N 74° 4'11.66"E Outside of state none none none Eliminated29 Bamnoli 1,320 17° 4'51.00"N 73°45'45.13"E 17° 3'39.95"N 73°46'42.02"E Ratnagiri none near Chandoli Sanctuary none Eliminated30 Kinjale 420 17°10'57.14"N 73°42'21.73"E 17°10'55.51"N 73°40'29.19"E Ratnagiri reserved F. 12 near Chandoli Sanctuary none Eliminated31 Khakharwadi 660 19°30'47.13"N 73°40'36.20"E 19°29'53.62"N 73°39'34.68"E Thane reserved F. 30 none none Eliminated32 Hevale 960 15°49'48.34"N 74° 9'21.83"E 15°48'34.10"N 74° 9'29.33"E Shindhudurg reserved F. 32 50 none none Eliminated

1 Panshet 1400 18°20'15.24"N 73°27'3.10"E 18°21'27.68"N 73°24'36.70"E Pune, Raigad none none none2 Warasgaon 1000 18°23'11.94"N 73°26'8.46"E 18°22'10.93"N 73°23'41.48"E Pune, Raigad none none none3 Varandh Ghat 500 18°11'46.15"N 73°37'15.85"E 18°10'27.91"N 73°34'53.60"E Pune, Raigad none none none4 Nandgaon 500 18°38'8.92"N 73°23'23.08"E 18°40'21.09"N 73°21'37.64"E Shindhudurg reserved F. 6 none none Eliminated

Upper Dam Lower Dam ImportantBird Areas

IBAs)District Forest National Park, Sanctuary

Excluded from the study in MP 1998 due to accessesibility

Excluded from study in MP 1998 due to small development scale

MW Reserved ForestArea (ha)(1998MP)

Location 1st ellimination

8-6

電源

開発

株式

会社



8.2.2 環境社会配慮

(1) 環境社会配慮に基づく選定基準

非自発的住民移転の規模など環境および社会的に重要な点を選定基準として設定し、Table

8.2.2-1 に環境社会配慮に基づく選定基準を示した。

Table 8.2.2-1 社会環境配慮に基づいた選定基準

Environmental and social criteria

Involuntary resettlement 1. No resettlement is the best 2. Less than 200 people is better 3. More than 200 people is a big impact

Inundated forest area 1. No inundation is the best 2. Less than 40 ha is better 3. More than 40 ha is a big impact

Inundated agricultural lands 1. No inundation is the best 2. Less than 35 ha*is better 3. More than 35 ha is a big impact

Endangered species Habitats for them or not Recorded or not Recorded forests Reserved forests: Within or not Protected areas and important habitats National Parks or Sanctuary: Within or not Important Bird Areas: Within or not Cultural heritages and/or religious sites Exist or not Mining concession Exists or not

*Note: 0.87 ha is the average area of those who have less than 2 ha of arable land in the State of Maharashtra. 35 ha is about the total land area of 40 households.

(2) 現場調査を実施する地点を選定するための基準

第 1 次スクリーニングで選定した 5 地点について、Table 8.2.2-1 で示した基準のうち以下の

4 つの基準で評価を行った。選定にあたっては、既存情報を利用して机上での評価を行った。

Recorded forest;

Protected areas and important habitats;

Cultural heritages and/or religious sites; and,



Mining concession.

他の基準については、評価を行うための情報が十分に得られなかったため、現場調査ででき

るだけ情報を収集することとした。

(3) 評価の結果

保存林（Reserved forests）：第 1 次スクリーニングと同様の結果（どのサイトも保存林との

範囲の重複はない）。

保護区および重要な生息域（Protected areas and important habitats）：第 1 次スクリーニン

グと同様の結果（どのサイトも保護区－国立公園および野生生物保護区－とも IBA とも範囲

の重複はない）。

文化遺産または宗教的に重要な場所（Cultural heritages and/or religious sites）：どのサイト

も世界文化遺産の近傍または範囲内にない。地域的な文化遺産等については、現場調査で確認

することとした。

鉱業権（ Mining concession ）：マハラシュトラ州政府による通達（ Notification

(NO.MLV/MISC/270/2007/96) by Directorate of Geology and Mining, Govt. of Maharashtra, Nagpur

on 07/01/2008）によると、Kumbhave サイトを除いたサイトで鉱業権は設定されていない。

Kumbhave サイトがある Taluka にはケイ砂、クロム、ニッケルなどの鉱区が設定されている。

結果を Table 8.2.2-2 にまとめた。

Table 8.2.2-2 Evaluation of reconnaissance survey sites

No. Site name Remarks for the criteria Evaluation 1 Panshet None ○ 2 Warasgaon None ○ 3 Varandh Ghat None ○ 4 Kaudoshi None ○ 5 Kumbhavde There are some mining concessions in the Taluka. △

Explanation of evaluation ○ No major problem may be expected △ Some problems may be expected × Major problems may be expected

8.2.3 経済性

１次スクリーニングにより選定された 5 候補地点のプロジェクトコストを算定した。プロジェ

クトコストの算定は、「水力開発ガイドマニュアル（第一分冊一般水力・揚水式発電）第 6 章」

に基づいて行った。発電諸元の決定に際しては以下の手順によった。

(1) WRD が計画した 3 地点（Phanset、Warasgaon、Varandh Ghat）および、「マハラシュトラ

州揚水発電開発調査 1998」による 2 地点（Kaudoshi, Kumbhavde）を対象とした。いずれ

の地点も野生生物保護区（Wildlife sanctuaries）や保存林（Reserved forests）の対象区域外



である。

(2) 上池・下池の流域面積は、入手した 1/25,000 地形図および 1/50,000 地形図上で求積した。

(3) 貯水池容量と貯水池水位の関係は、地形図標高線毎（1/25,000: 10m 間隔、1/50,000: 20m

間隔）に求積して求めた。

(4) 堆砂位は、期間 100 年間、比堆砂量 714m3/km2/年（150acre-ft/100miles/年：WRD が初期検

討の段階で使用している数字）、水平堆砂を条件とした。

(5) 低水位（MDDL）は、(4)堆砂位より 12m 上部に設けた。

(6) 満水位（FRL）は、地点特性を考慮して設定した。また、貯水池内の斜面安定性を考慮し

て、最大利用水深は 30m を上限とした。

(7) 満水位（FRL）と低水位（MDDL）の間を有効容量とした。

(8) ダム天端標高は満水位（FRL）の上部に洪水吐越流水深とダム余裕高を設け 7m 高く設定

した。

(9) 週間調整池の運用に基づき、月曜日～金曜日は下式 Td の発電を行いながら、上池の水位

は、満水位（FRL）より低水位（MDDL）に低下する。土曜日は日揚水時に対応する発電

のみを行う。日曜日は、揚水のみを行い上池水位を満水位（FRL）まで回復させる。Figure

8.2.3-1 参照のこと。

( ) JDJTTd +−=

ここに、

Td : 日発電可能時間（6.75 時間となる）

T : 連続発電能力

J : 日揚水可能時間から決まる日発電可能時間

（平日の日揚水可能時間は 6.75 時間、日曜日は 13.5 時間とした）

D : 調整池の週間調整容量分を使用する日数（5 日）

(10) 揚水流量は、上池有効容量を日曜日の揚水運転時間で除して求め、過去の実例等を参考に

発電流量は揚水流量の 85％として、発電流量を求めた。

(11) 基準取水位および基準放水位は、それぞれ上池と下池の重心水位とし、重心水位は有効利

用水深の 1/3 とした。すなわち、以下式により算定する。

)(31 MDDLFRLFRLRWL −⋅−=

ここに、

RWL : （上池・下池）基準取水位（E.L.0m）

FRL : （上池・下池）満水位 (E.L-m)

MDDL : （上池・下池）低水位 (E.L.-m)

(12) 総落差は、上池基準取水位－下池基準取水位とし、損失は総落差の 8％を見込み有効落差

を設定した。



(13) 発電出力は次式に決定した。

HeQpgP ⋅⋅⋅= η

ここに、

P : 発電出力（kW）

g : 重力加速度（m/s2）

η : ポンプ・水車／発電機総合効率（＝85％）

Qp : 発電使用水量（m3/s）

He : 有効落差（m）

(14) ポンプ・水車／発電機の単機容量は、200MW～400ＭＷとする。

Fri Sat Sun

Wat

er L

evel

Mon Tue Wed Thu

Res

ervo

ir C

apac

ity

Dai

ly G

ener

atio

n V

olum

e

Dai

ly P

umpi

ng u

p C

apac

ity

MDDL of Upper Reservoir

MDDL of Upper Reservoir

Figure 8.2.3-1 貯水池週間運用

また、構造物レイアウト・諸元決定に関しては以下のルールに従った。

(1) 過去の揚水発電所実績を踏まえ、導水路および放水路は管内流速は、それぞれ 6.0ｍ/s お

よび 5.0m/s となるように管内径Ｄを設定した。また、水圧管路は管内流速が 10.0ｍ/s と

なるように管内径Ｄを設定した。

(2) 取水口および放水口高さは低水位（MDDL）より管路中心で 1.5Ｄの呑込み水深を確保し

た。

(3) 導水路および放水路延長が 500ｍを超える場合には、サージタンクを設置することとした。

(4) 水圧管路は斜坑として傾斜角を 45°とした。



(5) 水圧管路および放水路は、発電所上下流の水平部長をそれぞれ 100ｍ確保した。

(6) 水車据付中心高さ（吸出し高さ）は、下池低水位に対して、Figure 8.2.3-2 に示す高さを確

保できるように設定した。

(出典：水力開発ガイドマニュアル第一分冊一般水力・揚水式水力発電, 2011, JICA)

Figure 8.2.3-2 吸出し高さと最大揚程

プロジェクトコスト算定に用いた土木工事費および水門・鉄管工事費単価は、2012 年の水準に

見合う単価を WRD より入手し適用した。各単価は Table 8.2.3-1 に示すとおりである。

Maximum Head (m)

Suct

ion

Hea

d (m

)



Table 8.2.3-1 土木工事および水門機器単価

Item unit Price Remarks

Excavation

Common INR/m3 100 for Open excavation

Rock INR/m3 500 for Open excavation

Tunnel INR/m3 2,671 for Horizontal Tunnel

Penstock INR/m3 3,450 for Inclined Tunnel, Surge Shaft

Underground INR/m3 1,930 for Powerhouse Cavern

Embankment For fill type dams

Rock INR/m3 675

Filter INR/m3 825

Core INR/m3 825

Concrete

Mass INR/m3 4,066 for RCC Dam

Open INR/m3 4,670 for Structure (Intake, Outlet, etc)

Lining INR/m3 4,670 for Tunnel

Filling Concrete

INR/m3 4,100 for Aournd Steel Liner, new one

Foundation INR/m3 4,500 not needed

Plug in INR/m3 4,500 not needed

Powerhouse INR/m3 5,520 for Sub-structure in Powerhouse, new one

Masonry

UCR masonry INR/m3 2,500

Colg. Masonry INR/m3 3,000

Reinforcing Bar INR/ton 59,150

Hydro-Mechanical

Gate INR/ton 126,000

Penstock INR/ton 270,000

Trashrack INR/ton 105,000

上記により算定したプロジェクト概要と建設費単価を Table 8.2.3-2 に示す。



Table 8.2.3-2 プロジェクト概要と建設費

No. 25 26 1 2 3

Unit Kaudoshi kumbhavde Phanshet Warasgaon Varandh Ghat

General Feature Installed Capacity MW 300 500 1,400 1,000 1,100Unit Capacity MW/unit 300 250 350 250 275Number of Units unit 1 2 4 4 4

Generating Discharge m3/s 95.62 183.98 281.89 209.67 220.37

Effective Head m 403.88 333.04 517.65 500.79 508.45

Generating Hours hours/day 6.89 6.89 6.89 6.89 6.89

Upper Reservoir FRL EL.-m 617 816 734 692 658MDDL EL.-m 590 797 707 663 652Effective Depth m 27 19 27 29 6R.I.W.L EL.-m 608 810 725 682 656Gross Capacity MCM 5.7 9.94 16.22 12.14 36.06Effective Capacity MCM 3.95 7.6 13.7 10.19 10.71Dam Type - RCC RCC RCC RCC RCC Dam Height m 61 50 69 58 44Crest Length m 220 220 530 520 620

Lower Reservoir FRL EL.-m 179 454 167 140 105MDDL EL.-m 149 435 153 134 100Effective Depth m 30 19 14 6 5R.T.W.L EL.-m 169 448 162 138 103Gross Capacity MCM 7.84 11.82 20.54 25.36 24.14Effective Capacity MCM 3.95 7.6 13.73 10.36 10.58Dam Type - RCC RCC RCC RCC RCC Dam Height m 63 48 50 37 43Crest Length m 440 270 1350 1720 620

Waterways Headrace Length m 1579 1600 917 823 627Headrace Dia. m 4.5 6.3 5.95 5.15 5.25Penstock Length m 837 716 995 987 981Penstock Dia. m 3.5 4.9 4.6 4 4.1Tailrace Length m 1600 1700 1300 2050 1200Tailrace Dia. m 4.95 6.9 6.5 5.65 5.75

Construction Cost INR/kW 71,527 43,636 52,594 54,216 44,556



8.2.4 地質

全 36 地点から第 1 次スクリーニングで抽出された 5 地点について、地質的観点からダム立地

の適性を検討する。

Figure 8.2.4- 1 候補地点の位置および地質

(1) 有望地点の地質的な選定基準

i) 地盤が堅固であること

これは、第一義的には硬質な岩盤を意味する。場合によっては、劣化の範囲が部分的とは

言えない程度にまで及ぶこともある。そのため、本来の硬軟だけでなく、風化・変質・断層

等による広範囲な劣化を考慮する必要がある。

また、堅固な地盤が、できるだけ地表近くに均一に分布していることが望ましい。それに

は、地層の傾斜や褶曲・断層のない、単純な構造が適している。また、異方性がなく、岩相

や層相の変化が少ないことに加え、被覆層が薄いことも重要である。

ii) 地盤の透水性が低いこと

透水性は、地盤の空隙およびその連続性に左右される。土や岩石は、一般に軟らかいほど

連続性のある初生的な空隙が多い、すなわち、透水性が高い。地層の生成時期や、構成物の

種類から、透水性をある程度推定することができる。

注意すべき点として、岩盤の場合、初生的な空隙以上に、副次的に生じた亀裂の有無や性

状の影響が強い。つまり、透水性は、水の通り道となる割れ目の開口度に左右される。

Pune

Satara

Kolhapur

Mumbai

Panshet

Warasgaon

Varandh Ghat

Kaudoshi

Kumbhavde



(2) 机上調査結果

各調査地の地質は、入手可能な資料として最も大縮尺の地質図（インド地質調査所発行の

25 万分の 1 地質図幅：複製厳禁のため本報告書には掲載せず）に基づいて評価する。なお、

机上調査では風化・変質等の情報が十分に得られないため、岩石学的観点から初生的な硬軟・

空隙・均質性・不連続面等についての評価となる。

候補 5 地点のうち Kumbhavde 以外の 4 地点は、デカントラップが最も厚く分布する地域に

位置する。デカントラップは、緻密で硬質な玄武岩溶岩が主体で、断層や褶曲がほとんどなく

水平な構造を持つ。よって、ダムの基礎岩盤として十分な強度と本質的に低い透水性が想定さ

れ、ダムの建設に対して重大な問題はないものと評価される。

一方、他の 4 地点から遠く離れている Kumbhavde は、マハラシュトラ州の南端部に位置し、

地質的にはデカントラップと変成岩類の境界域にあたる。

「マハラシュトラ州揚水発電開発調査 1998」によれば、Kumbhavde に近い Havele では、上

部調整池地点で玄武岩溶岩（デカントラップ）、下部調整池地点で変成岩類が確認されている。

Kumbhavde でも同様な地質状況が想定され、変成岩類の分布は上部調整池の地下比較的浅部

においても懸念される。

変成岩類は、異方性や剥離性があり、断層や褶曲の影響が強いことが特徴である。この点に

おいて、一般論的な見解ではデカントラップよりも地質的評価が相対的に低くなる。ただし、

岩質的には硬質であり、Havele において重大な問題点が指摘されたわけではない。

また、デカントラップにも地質的な問題がないわけではなく、Havele と同時期にボーリング

調査が行われた Marleshwar では、空気に触れると分解する tachylite の存在が問題点として指

摘されている。

なお、tachylite の分布は、小規模かつ散発的で重大な問題となる可能性が低いこと、机上調

査で具体的な分布状況を把握できない等の理由により、ここでは考慮しない。

以上より、第 1 次スクリーニングで抽出された 5 地点について、地質的観点からの評価は次

のようになる。



Table 8.2.4-1 候補地点の評価

No. Site name Reservoir: Geology Remarks Evaluation

1 Warasgaon Upper: Deccan Traps Lower: Deccan Traps Mainly Basaltic rocks ○

2 Panshet Upper: Deccan Traps Lower: Deccan Traps Mainly Basaltic rocks ○

3 Varandh Ghat Upper: Deccan Traps Lower: Deccan Traps Mainly Basaltic rocks ○

4 Kaudoshi Upper: Deccan Traps Lower: Deccan Traps Mainly Basaltic rocks ○

5 Kumbhavde Upper: Deccan Traps Lower: Metamorphic rocks

Metamorphic rocks may be present at a shallow depth of the upper reservoir △

Explanations of evaluation ○ No major problem is expected △ Some problems are expected × Major problems are expected

結論としては、地質的に重大な問題が予想される地点はなく、いずれも地質的にはダムの建

設が可能と考えられる。候補５地点の中では Kumbhavde が相対的に低い評価となるが、他の

4 地点については同等の評価である。

8.3 候補地点の選定

各評価項目の採点を基に、最終的に下記 3 地点を現地調査地点として選定した。選定理由は、

前 2 者に比べ、開発規模が大きく、概略地質、概略の経済性（建設コスト/MW）が勝るものと推

定されたことによる。

なお、Varandh Ghat については概算から、当初検討以上の出力増強が可能であると判断した

（500MW→1,100MW）。

Table 8.3-1 候補地点評価結果

No. 25 26 1 2 3

Project Name Kaudoshi kumbhavde Phanshet Warasgaon VarandhGhat

All 1st screened in (8.2.1)

Installed Capacity MW 300 500 1,400 1,000 1,100Environmental and

Social Considerations ○ ○ ○ ○ ○

Economic Evaluation INR/kW 71,527 43,636 52,594 54,216 44,556Evaluation of Geology ○ △ ○ ○ ○

これら 3 地点に関して、現地調査を実施した（9 章参照）。また、現地調査に引き続き、各地

点の概略設計の見直しを実施した（10 章参照）。

新規No.1 Panshet (1,400MW)

新規No.2 Warasgaon (1,000MW)

新規No.3 Varandh Ghat (1,100MW)

8 - 16

第９章

候補地点の現地調査



第 9 章候補地点現地調査

9.1 プロジェクトサイトへのアクセス

本章では、5 候補地点のサイトへのアクセスについて評価する。発電機器類等の搬入を考慮し

て、ムンバイを基点として評価する。各地点の具体的な評価は以下のとおり。

9.1.1 Panshet

(1) 上池

上池計画地点は Pune District、Daspar 村に位置しており、ムンバイからの全距離は Table

9.1.1-1 に示したとおり 226 km である。

Table 9.1.1-1 Panshet 上池へのアクセス

Start Parting/Goal Road Distance (km)

1 Munbai Pune Munbai-Pune Express Way (NH4) 166 km

2 Pune Site Karve Rd, Nilkantheshwar Rd 60 km

Total 226 km

National Highway 4 より分岐した後、サイトまでのルートは 60 km の地方道路となる。第一

回現地調査で行われた現地調査では、Pune より出発した。地方道路はサイトまですべて舗装

道路であり、他に大きな問題は見られなかった。

(2) 下池

下池地点は、Raigad District、Sakalyachiwadi 村に位置しており、ムンバイからの全距離は Table


Table 9.1.1-2 Panshet 下池へのアクセス


1 Munbai Indapur NH 66, NH17 139 km

2 Indapur Site SH 97, Kadape Jite Rd 26 km

Total 165 km

National Highway17 より分岐後、サイトへのルートは 26 km の州道路および地方道路となる。

第一回現地調査で行われた現場踏査においては、調査団は Pune より出発し、サイトまでの

終 10 km 区間は未舗装道路であった。凹凸や局所的に勾配が急な区間等、道路状態は良くな



かったが、調査団は全区間をセダンタイプの車で通行できた。この他には、アクセスに関して

特に大きな問題はなかった。

ムンバイから上池および下池までの道路ルート図を Figure 9.1.1-1 に示す。

Figure 9.1.1-1 Panshet 地点への道路地図

9.1.2 Warasgaon

(1) 上池

上池地点はPune District、Dhamanhol村に位置しており、ムンバイからの全距離はTable 9.1.2-1

に示したとおり 228 km である。

Table 9.1.2-1 Warasgaon 上池へのアクセス



2 Pune Site Paud Rd, SH 57(Temghar Ravasa Rd) 62 km

Total 228 km

National Highway より分岐後、サイトまでのルートは 62 km の州道路 57 と地方道路となる。

第一回現地調査において実施された現場踏査においては、調査団は Pune より出発し、サイト

までの後の 10km 区間は未舗装道路であったが、調査団は全区間をセダンタイプの車で通行

できた。この他には、アクセスに関して特に大きな問題はなかった。

Upper Reservoir

Lower Reservoir



(2) 下池

下池地点は、Raigad District、Umbardi 村に位置しており、ムンバイからの全距離は Table


Table 9.1.2-2 Warasgaon 下池へのアクセス


1 Munbai Indapur NH 66, NH17 139 km

2 Indapur Site SH 97, Kadape Jite Rd 27 km

Total 166 km

下池が計画された地点は、Panshet の下池の先 1 km に位置しており、サイトアクセスの評価

は、Panshet 下池とほぼ同様である。

ムンバイから上池および下池までの道路ルートを Figure 9.1.2-1 に示す。

Figure 9.1.2-1 Warasgaon 地点への道路地図

9.1.3 Varandh Ghat

(1) 上池

上池地点は Pune District、Nigademose 村に位置しており、ムンバイからの全距離は Table


Lower Reservoir

Upper Reservoir



Table 9.1.3-1 Varandh Ghat 上池へのアクセス



2 Pune Site Sinhagat Rd 57 km

Total 227 km

National Highway 4 から分岐後、サイトへのルートは 57 km の地方道路となる。第一回現地

調査において実施された現地踏査においては、調査団は下池地点より出発した。57 km の地方

道のうち多くの区間が未舗装であったが、調査団は全区間をセダンタイプの車で通行できた。

この他には、サイトへのサクセスに関して大きな問題は無かった。

(2) 下池

下池地点は、Raigad District、Ranewadi 村に位置しており、ムンバイからの全距離は Table


Table 9.1.3-2 Varandh Ghat 下池へのアクセス


1 Munbai Rajewadi NH 66, NH17 187 km

2 Rajewadi Bifurcation SH 70, local road 19 km

Total 206 km

National Highway より分岐後 Sate Highway 70 より分岐後サイトまで、19 km の州道路 70 お

よび地方道路となる。第一回現地調査で行われた現地調査においては、調査団は Mahad より

出発した。州道路 70 より分岐後の 10 km 区間は未舗装道路であったが、調査団は全区間をセ

ダンタイプの車で通行できた。加えて、未舗装道路区間では定期バスの運行も見られた。この

他には、サイトアクセスに関して大きな問題はなかった。




Figure 9.1.3-1 Varandh Ghat 地点への道路地図

9.1.4 Kaudoshi

(1) 上池

Table 9.1.4-1 に整理されたとおり、ムンバイからの全距離は 288 km である。本地点は現地調

査を行っていない。

Table 9.1.4-1 Kaudoshi 上池へのアクセス


1 Munbai Khed NH 66、NH 17 (Mumbai-Goa Road) 235 km

2 Khed Site Shirgaon Uchat Road 53 km

Total 288 km

地図上の情報によれば、National Highway 17 より分岐後、53 km の地方道路となる。特に、

道路幅が狭く高い崖沿いの区間がある模様であり、発電機器類の運搬には問題となるかも知れ

ない。地図上での検討より判断すると、サイトアクセスは他地点に比較して劣っているかも知

れない。

Upper Reservoir

Lower Reservoir



(2) 下池

Table 9.1.4-2 に整理したとおり、ムンバイからの全距離は 258 km である。本地点は現地調査

を行っていない。

Table 9.1.4-2 Kaudoshi 下池へのアクセス


1 Munbai Khed NH 66、NH 17 (Mumbai-Goa Road) 235 km

2 Khed Site Shirgaon Uchat Road 23 km

Total 258 km

地図上で判断する限り、サイトまでの終数キロは道路がない様子である。本問題を除き、

サイトアクセスに関して大きな問題はない。


Figure 9.1.4-1 Kaudoshi 地点への道路地図

Upper Reservoir Lower Reservoir



9.1.5 Kumbhavde

(1) 上池



Table 9.1.5-1 Kumbhavde 上池へのアクセス


1 Munbai Tavandi Pune Express Way, Pune - Bangalore High Way (NH4) 435 km

2 Tavandi Amboli Sate HW135, 121 (Nipani-Ajra Link Road) 72 km

3 Amboli Site 15 km

Total 522 km

地図より判断する限り、サイトへのアクセスに関して大きな問題はない。

(2) 下池



Table 9.1.5-2 Kumbhavde 下池へのアクセス


1 Munbai Tavandi Pune Express Way, Pune - Bangalore High Way (NH4) 435 km

2 Tavandi Swantwadi Sate HW135, 121 (Nipani-Ajra Link Road) 101 km

3 Swantwadi Bifurcation NH 66 (Mumbai-Goa Rd), SH124 15 km

Bifurcation Site 12 km

Total 563 km

地図より判断する限り、サイトへのアクセスに関して大きな問題はない。


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国際協力機構（JICAインド国 マハラシュトラ州揚水発電開発に係る 情報収集・確認調査 ファイナルレポート 平成24 年10 月 (2012 年) 独立行政法人

国際協力機構（JICAインド国マハラシュトラ州揚水発電開発に係る情報収集・確認調査ファイナルレポート平成24 年10 月 (2012 年) 独立行政法人