RG-NM-000098

平成 30 年度質の高いエネルギーインフラの海外展開に向けた事業実施可能性調査

インドネシア・フィリピン離島向け自立型水素エネルギー供給シス

テム適用案件開発調査事業 調査報告書

東芝エネルギーシステムズ株式会社

平成３１年２月

i

略語表（共通）

略語 正式名称 日本語訳

ADB Asian Development Bank アジア開発銀行

AE Accredited Entity GCF の認証機関

ASEAN Association of South‐East Asian

Nations

東南アジア諸国連合

CAPEX Capital Expenditure 資本的支出

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

DAEs Direct Accsess Entities GCF のダイレクトアクセス

機関

EIRR Equity Internal Rate of Return 投資内部収益率

EMS Energy Management System エネルギーマネジメントシ

ステム

FCV Fuel Cell Vehicle 燃料電池自動車

FIT Feed-in Tariff 固定価格買い取り制度

FS Feasibility Study 実行可能性調査

GCF Green Climate Fund 緑の気候基金

GDP Gross Domestic Product 国内総生産

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

IEEJ The Institute of Energy Economics,

Japan

日本エネルギー経済研究所

IMF International Monetary Fund 国際通貨基金

IPCC Intergovernmental Panel on Climate

Change

気候変動に関する政府間パ

ネル

IPP Independent Power Producer 独立系発電事業者

JBIC Japan Bank for International

Cooperation

国際協力銀行

JCM Joint Crediting Mechanism 二国間クレジット制度

JETRO Japan External Trade Organization 独立行政法人日本貿易振興

機構

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

LEAP Leading Asia’s Private Infrastructure

Fund

アジア及び大洋州地域にお

ける民間によるインフラ整

備を支援するための信託基

ii

金

METI Ministry of Economy, Trade and Industry 経済産業省（日本）

MoU Memorandum of Understanding 了解覚書

O&M Operation and Maintenance 運用と保守

PEM Proton Exchange Membrane 固体高分子形

PPP Public Private Partnership 官民パートナーシップ

PwC PricewaterhouseCoopers プライスウォーターハウス

クーパース

SPC Specific Purpose Company 特定目的会社

UN United Nations 国際連合

iii

略語表（インドネシア）

略語 正式名称 日本語訳

API-P Angka Pengenal Importir Produsen 一般輸入業者許認可

API-U Angka Pengenal Importir Umum 製造輸入業許認可

BAPPENAS Badan Perencanaan Pembangunan Nasional 国家開発企画庁

BPP Biaya Pokok Penjualan 電力供給基本コスト

BPPT Badan Pengkajian dan Penerapan

Teknologi

インドネシア技術評価応用

庁

BUMDES Badan usaha milik desa 村の公営事業者、地方事業

体

DEN Dewan Energi Nasional 国家エネルギー審議会

DJK Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan 電力総局

EBTKE Directorate General of New & Renewable

Energy & Energy Conservation

新再生可能エネルギー・省

エネルギー総局

GCA Government Contracting Agency 政府契約機関

GIZ Deutsche Gesellschaft für

Internationale Zusammenarbeit

ドイツ国際協力公社

IDR Indonesian Rupiah インドネシアルピア≪貨幣

単位≫

IUJPTL Izin Usaha Jasa Penyediaan Tenaga

Listrik

電力サービス事業ライセン

ス

IUPTL Izin Usaha Penyediaan Tenaga

Listrik,Electricity Business License

電力事業ライセンス

KBLI Klasifikasi Baku Lapangan Usaha di

Indonesia

インドネシア標準産業分類

KUD KOPERASI UNIT DESA 村落協同組合

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

LPEM Institute for Economic and Social

Research Faculty of Economics and

Business University of Indonesia

インドネシア大学経済学部

経済社会研究所

LTSHE Lampu Tenaga Surya Hemat Energi 太陽光発電電灯

MCA Millennium Challenge Account MCC の実行予算

MCAI Millennium Challenge Account Indonesia 米国の国際援助機関の保有

するインドネシア向け予算

iv

MEMR Ministry of Energy and Mineral

Resources

エネルギー鉱物資源省

NPWP Nomor Pokok Wajib Pajak 納税者番号

PLN Perusahaan Listrik Negara インドネシア電力公社

PNPM Program Nasional Pemberdayaan

Masyarakat

住民エンパワーメント国家

プログラム

PPA Power Purchase Agreement 電力購入契約

PPU Private Power Utilities 民間電力事業者

PT IIF PT Indonesia Infrastructure Finance インフラ金融公社

PT IP Indonesia Power インドネシア・パワー社

PT PJB Pembangkitan Jawa Bali ジャワ・バリ発電会社

PT SMI PT Sarana Multi Infrastruktur 国営インフラ融資会社

REEP Renewable Energy for Electrification

Program

インドネシア離島電化プロ

グラム

REIDS initiative Renewable Energy Integration

Demonstrator-Singapore

≪再生可能エネルギーの実

証事業プロジェクト名≫

RPJMN RENCANA PEMBANGUNAN

JANGKA MENENGAH NASIONAL

中期国家開発計画

RUKN Rencana Umum Ketenagalistrikan

Nasional

電力総合計画

RUPTL Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 電力供給総合計画

SAIDI System Average Interruption Duration

Index

年間平均停電時間

SAIFI System Average Interruption Frequency

Index

年間平均停電回数

WU Wilayah Usaha MEMR2016 年 38 号で規定す

る電力供給が十分に出来て

いない特定のエリア

v

略語表（フィリピン）

略語 正式名称 日本語訳

2016 MEDP 2016-2020 Missionary Electrification

Development Plan

地方電化開発計画

ABS-CBN Alto Broadcasting System - Chronicle

Broadcasting Network

ABS-CBN 放送局

ARMM Autonomous Region in Muslim Mindanao イスラム教徒ミンダナオ自

治地域

ASEP Access to Sustainable Energy Programme 持続可能エネルギーアクセ

スプログラム

BANELCO Bantayan Electric Cooperative バンタヤン地方電化協同組

合

BDO Banco De Oro バンコ・デ・オロ・ユニバ

ンク

BILECO Biliran Electric Cooperative, Inc. ビリラン地方電化協同組合

BIPCO Bantayan Island Power Corporation バンタヤン島独立系発電事

業者

BOI Board of Investments 投資委員会

BOT Build Operate Transfer ビルド・オペレーション・

トランスファー方式

BPI Bank of the Philippine Islands フィリピンアイランド銀行

BSP Bangko Sentral ng Pilipinas 中央銀行

CP Commercial Paper 無担保短期約束手形

CSP Competitive Selection Procedure 競争選考方法

DBP Development Bank of the Philippines フィリピン開発銀行

DENR Department of Environmental and Natural

Resources

環境天然資源省

DLPC Davao Light and Power Company ダバオ配電会社

DOE Department of Energy エネルギー省

DTI Department of Trade and Industry 貿易産業省

DUs Distribution Utilities 配電事業者

EC Electric Cooperative 地方電化協同組合

ECC Environmental Compliance Certificates 環境許可証明書

ECOZONE Ecottomic Zone 民営輸出加工区

vi

EIS Environmental Impact Statement 環境影響評価書

EMB Environmental Management Bureau 環境天然資源省(DENR別称）

EPIRA Electric Power Industry Reform Act 電力産業改革法

ERC Energy Regulatory Commission エネルギー規制委員会

EREP Expanded Rural Electrification Program 地方電化拡張計画

FINL Foreign Investment Negative List 外国投資ネガティブリスト

GIDAs Geographically Isolated and

Disadvantaged Areas

社会隔絶地域

GSIS Government Service Insurance System 公務員保険機構

HEDP Household Electrification Program 世帯電化政策

ICC Investment Coordination Committee 投資調整委員会

IEE Initial Environmental Examination 事前環境調査

LBP Land Bank of the Philippines フィリピンランドバンク

MEP Missionart Electrification Plan 未電化地域電化計画

MERALCO Manila Electric Company マニラ電力会社

MORB Manual of Regulations for Banks 大口融資規制

NEA National Electrification

Administration

国家電化庁

NEDA National Economic and Development

Authority

国家経済開発局

NGCP National Grid Corporation of the

Philippines

ナショナル・グリッド・コ

ーポレーション・オブ・フ

ィリピン

NPC National Power Corporation 国家電力公社

NPC-SPUG National Power Corporation Small Power

Utilities Group

国家電力公社小規模電力事

業者グループ

NPPs New Power Providers 新規電力供給事業者

NREB National Renewable Energy Board 国家再生可能エネルギー委

員会

NREP National Renewable Energy Program 国家再生可能エネルギー計

画

PDP 2017-2022 Philippine Development Plan 2017-2022 フィリピン開発計画

PEP Philippine Energy Plan フィリピンエネルギー計画

PEZA Philippine Economic Zone Authority フィリピン経済区庁

PHP Philippine Peso フィリピンペソ≪貨幣単位

vii

≫

PINAI Philippine Investment Alliance for

Infrastructure

フィリピンインフラストラ

クチャー投資協定

PPA Purchase Price Allocation 取得価額配分

PPR Pollution Prevention and Response

Sub-Committee

汚染防止･対応小委員会

PSA Power Supply Agreement （長期相対）電力売買契約

PSALM Power Sector Assets and Liabilities

Management

電力部門資産・負債管理公

社

PTP Private Sector Participation 民間部門参入プログラム

QTPs Qualified Third Parties 地方電化事業参入権を保有

する第三者機関

RA Renewable Energy Act 再生可能エネルギー法

REC Rural Electrification Cooperative 地方電化組合

RPEC Restructuring Program for Electric

Cooperatives

電化組合改革計画

SARR Socially Approved Retail Rate 承認小売価格

SEP SITIO ELECTRIFICATIN PROGRAM 地域電化プログラム

SHS Solar Home Systems 家庭向け太陽光発電システ

ム

SIIGs Small Island and Isolated Grids 離島及び遠隔地向けグリッ

ド

SURSEC Surigao Sur Electric Cooperative スリガオ地方電化協同組合

TDP Transmission Development Plan 送電開発計画

UCME Universal Charge for Missionary

Electrification

地方電化向けユニバーサル

料金

VECO Visayan Electric Company, Inc. ビサヤス配電会社

目次

第一部 序論 ........................................................................................................................ 1

１ 本事業の背景と目的 ........................................................................................................ 1

１－１ 調査事業の背景..................................................................................................... 1

１－２ 調査事業の目的..................................................................................................... 2

２ 再生可能エネルギー安定利用の方向性............................................................................ 3

３ H2OneTMシステム概要 ................................................................................................... 4

４ 調査対象国 ...................................................................................................................... 5

４－１ 調査対象国の選定 ................................................................................................. 5

４－２ インドネシア ........................................................................................................ 5

４－３ フィリピン ............................................................................................................ 7

５ システム導入のロードマップ .......................................................................................... 8

６ 調査内容とスケジュール ................................................................................................. 9

第二部 インドネシア ........................................................................................................ 11

１ エネルギーの市場概況と需給 ........................................................................................ 11

１－１ 人口推移および将来予測 .................................................................................... 11

１－２ インフラ整備および PPP 制度状況 .................................................................... 12

１－３ エネルギー事業実施にかかる国の規制・政策 .................................................... 14

１－４ 相手国関係者のニーズ・課題 ............................................................................. 18

１－５ 電力需給 ............................................................................................................. 20

２ 再生可能エネルギーの政策および導入状況 .................................................................. 28

２－１ 再生可能エネルギー関連政策 ............................................................................. 28

２－２ 再生可能エネルギーの導入状況.......................................................................... 33

３ 競合技術との比較 .......................................................................................................... 41

３－１ 離島のディーゼル発電設備 ................................................................................. 41

３－２ 再生可能エネルギーと蓄電池の複合システム .................................................... 43

３－３ 再生可能エネルギーと蓄電池並びにディーゼル発電設備の複合システム ......... 44

３－４ 燃料電池システム ............................................................................................... 46

３－５ 当社の優位性 ...................................................................................................... 49

４ 離島オフグリッドエリアの現状と計画.......................................................................... 50

４－１ 離島における貧困とインフラの状況 .................................................................. 50

４－２ 離島の貧困対策と開発計画 ................................................................................. 53

４－３ 離島の電化政策と現状 ........................................................................................ 56

５ 調査対象（離島）の選定と市場規模 ............................................................................. 64

５－１ 離島ショートリストおよび市場規模 .................................................................. 65

６ サイト調査 .................................................................................................................... 69

６－１ Karimunjawa 島 ................................................................................................ 69

６－２ Parang 島・Nyamuk 島 ..................................................................................... 72

６－３ Derawan 島 ........................................................................................................ 75

６－４ Maratua 島 ......................................................................................................... 78

６－５ H2OneTM導入候補 ............................................................................................. 81

７ H2OneTMシステムおよび運用の検討 ........................................................................... 82

７－１ システム概要 ...................................................................................................... 82

７－２ 島内の電力需給バランス .................................................................................... 84

７－３ 相手国特有のリスクおよびニーズ ...................................................................... 90

７－４ システム設置およびメンテナンス計画 ............................................................... 92

８ ビジネスモデル・バリューチェーンの検討 .................................................................. 95

８－１ プロジェクト開発計画 ........................................................................................ 95

８－２ インドネシア製品を活用したサプライチェーン検討 ......................................... 96

８－３ インドネシア人スタッフの育成と監視・保守・メンテナンス体制構築 ........... 103

８－４ ファイナンススキーム検討 ............................................................................... 104

９ 経済性評価 .................................................................................................................. 109

９－１ 導入コスト試算................................................................................................. 109

９－２ 運転・管理コスト ............................................................................................. 110

９－３ 資金調達コスト................................................................................................. 111

９－４ 経済性評価 ........................................................................................................ 111

１０ CO2 削減効果 .......................................................................................................... 113

１０－１ CO2 削減量の算定 ........................................................................................ 113

１０－２ JCM 適用検討 ............................................................................................... 116

１０－３ その他環境改善効果・環境社会面への影響 .................................................. 117

１１ 現地報告会の実施 .................................................................................................... 119

１１－１ 参加者 ........................................................................................................... 119

１１－２ 実施概要 ........................................................................................................ 120

１１－３ 報告会の論点................................................................................................. 121

１２ 事業の裨益分析 ........................................................................................................ 123

１２－１ インドネシアへの裨益 .................................................................................. 123

１２－２ 日本への裨益................................................................................................. 125

第三部 フィリピン ......................................................................................................... 127

１ エネルギーの市場概況と需給 ...................................................................................... 127

１－１ 人口推移および将来予測 .................................................................................. 127

１－２ インフラ整備および PPP 制度状況 .................................................................. 131

１－３ エネルギー事業実施にかかる国の規制・政策 .................................................. 135

１－４ 相手国関係者のニーズ・課題 ........................................................................... 141

１－５ 電力需給 ........................................................................................................... 142

２ 再生可能エネルギーの政策および導入状況 ................................................................ 147

２－１ 再生可能エネルギー関連政策 ........................................................................... 147

２－２ 再生可能エネルギーの導入状況........................................................................ 150

３ 競合技術との比較 ........................................................................................................ 152

３－１ フィリピンで検討中の競合技術........................................................................ 152

３－２ 当社の優位性 .................................................................................................... 154

４ 離島オフグリッドエリアの現状と計画........................................................................ 155

４－１ 離島における貧困と所得向上計画 .................................................................... 155

４－２ 離島のインフラ状況と開発計画........................................................................ 162

４－３ 離島の電化政策と現状 ...................................................................................... 170

５ 調査対象（離島）の選定と市場規模 ........................................................................... 179

５－１ オフグリッド離島マスターリストおよび市場規模 ........................................... 179

５－２ 離島ショートリストおよび市場規模 ................................................................ 179

５－３ ショートリストおよび各島の市場規模 ............................................................. 180

５－４ 完全未電化地域（グリーンフィールド）市場規模の推計 ................................ 180

６ サイト調査 .................................................................................................................. 182

６－１ Guintacan（Kinatarcan） 島 ......................................................................... 182

６－２ Ayoke 島 ........................................................................................................... 198

６－３ Patnanungan 島 .............................................................................................. 199

６－４ H2OneTM導入候補 ........................................................................................... 201

７ H2OneTMシステムおよび運用の検討 ......................................................................... 203

７－１ システム概要 .................................................................................................... 203

７－２ 島内の電力需給バランス .................................................................................. 204

７－３ 相手国特有のリスクおよびニーズ .................................................................... 208

７－４ システム設置およびメンテナンス計画 ............................................................. 211

８ ビジネスモデル・バリューチェーンの検討 ................................................................ 214

８－１ プロジェクト開発計画 ...................................................................................... 214

８－２ ASEAN 内におけるサプライチェーン検討 ...................................................... 218

８－３ フィリピン人スタッフの育成と監視・保守・メンテナンス体制構築 .............. 219

８－４ ファイナンススキーム検討 ............................................................................... 221

９ 経済性評価 .................................................................................................................. 226

９－１ 前提条件 ........................................................................................................... 226

９－２ ケース設定および分析結果 ............................................................................... 228

１０ CO2 削減効果 .......................................................................................................... 231

１０－１ CO2 削減量の算定 ........................................................................................ 231

１０－２ ＪＣＭ適用検討 ............................................................................................. 234

１０－３ その他環境改善効果・環境社会面への影響 .................................................. 235

１１ 現地報告会の実施 .................................................................................................... 237

１１－１ NPC 向け現地報告会 .................................................................................... 237

１１－２ NEA 向け現地報告会 .................................................................................... 238

１２ 事業の裨益分析 ........................................................................................................ 239

１２－１ フィリピンへの裨益 ...................................................................................... 239

１２－２ 日本への裨益................................................................................................. 242

第四部 事業化のまとめ .................................................................................................. 243

１ 事業化に向けた課題整理 ............................................................................................. 243

１－１ 水素エネルギー導入計画策定に向けた検討 ...................................................... 243

１－２ 現地に合わせた H2OneTM仕様検討 ................................................................. 243

１－３ ビジネスモデル・バリューチェーンの検討 ...................................................... 244

２ 今後の事業計画 ........................................................................................................... 246

1

第一部 序論

１ 本事業の背景と目的

１－１ 調査事業の背景

グローバルでの温室効果ガス削減に向け、第 21 回気候変動枠組条約締約国会議（COP21）

が開催されたパリにて、2015 年 12 月 12 日に気候変動抑制に関する多国間の国際的な協定

（パリ協定）が採択された。パリ協定の採択を受け、その実施に向けて、世界各国で 2030

年、2050 年の温室効果ガスの削減目標が発表されており、日本においても、2050 年に 80%

削減という目標が掲げられた。

日本ではパリ協定の削減目標達成に向けた政策の検討や具体的な施策の実行が行われて

いる。2018 年 7 月のエネルギー基本計画では、「脱炭素化技術による海外での貢献を行い

エネルギー転換の国際連携ネットワークを形成」し、「エネルギーインフラの再設計を実行」

していくと示されている。また、海外における具体的な施策としては、二国間合意に基づ

いて低炭素技術を導入し CO2 クレジットを創出する「二国間クレジット制度」（Joint

Crediting Mechanism、以下 JCM という）が立ち上げられており、2018 年 7 月時点でイ

ンドネシアやフィリピンを含む 17 ヶ国で JCM の構築が進んでいる。

低炭素化を進めるにあたっては、世界各国で再生可能エネルギーの大量導入が進められ

ており、JCM 案件でも再生可能エネルギーの導入プロジェクトが多くみられる。一方で、

再生可能エネルギーの主力となる太陽光発電および風力発電は、発電タイミングが気候・

天候頼みの不安定な電源であり、不安定な再生可能エネルギーの割合が高まると、蓄電を

中心とした需給バランスの柔軟な制御が強く求められる。短周期・長周期の変動を調整し、

蓄電の必要量と 適なシステム効率を実現し、コスト面での 適値を導き出す必要があり、

その解の一つとして水素の活用が挙げられる。

水素の利活用については、経済産業省で 2017 年 12 月に、CO2 フリー水素の実現を目指

し、水素を新たなエネルギー源としていくことを目指す、水素基本戦略が決定された。戦

略の中では、海外市場を見据え、「CO2 フリー水素利用のビジネスモデルを確立し、本邦が

世界をリードしていく」と示されている。2018 年 10 月に開催された水素閣僚会議では、

世界 21 の国・地域・機関の代表を含め 300 人を超える参加者が集まり、世界的にも水素へ

の関心が高い。

このような背景のもと、東芝エネルギーシステムズ（以下、東芝）は、再生可能エネル

ギーによる自立型エネルギー供給システム H2OneTM の開発に取り組んできた。H2OneTM

は、脱炭素化技術による分散化エネルギーシステムの実現に寄与し、不安定な再生可能エ

ネルギーからの水素製造、貯蔵、利用技術をパッケージ化したシステムとなっており、上

記で挙げた政策に合致したものである。

H2OneTMは、2015 年 4 月に川崎市の川崎マリエンに導入されたことを皮切りに、2016

年 3 月には長崎県のハウステンボスにオフグリッド向けのシステムとして導入され、再生

可能エネルギーによる完全自立のシステムとして運用されている。さらに、2018 年度に豊

2

田自動織機の工場へも導入されており、工場生産ラインの CO2 フリー化は今後も横展開が

期待される。

また、インフラ・システムの海外展開に向けては、経協インフラ戦略会議が設置されて

おり、その中でインフラ・システム輸出戦略が出されている。戦略の中に、「無電化地域へ

の本邦企業の再生可能エネルギー等を含むあらゆる低炭素技術を活用した電化支援を推進」

とあり、無電化地域の電化に資する H2OneTMは本戦略にも合致する。さらに、インフラ輸

出戦略では、「人材育成、制度設計支援等の協力」や「マネジメント力・ノウハウの活用」

についても言及しており、東芝が本調査事業を通じて 終的に目指す、現地でのサプライ

チェーン構築は政府の戦略に寄与することができる。

このように東芝が有するクリーンかつ安全な次世代の水素エネルギー活用技術は、日本

国内向けのみではなく、むしろ CO2 排出が多い国に積極的に適用することによって、地球

環境の保全に役立つと考える。

１－２ 調査事業の目的

本調査事業は、以下３つの目的を達成するための課題抽出、解法検討により、事業の実

現可能性を検証するものである。

1. CO2 フリーのエネルギーインフラ社会の共創

再生可能エネルギーを安定的につかうためのエネルギー貯蔵システムである H2OneTM

を、相手国が真に求める形で導入することにより CO2 フリーのエネルギー社会をつく

る。

2. スピード感のある海外事業構築

インドネシアやフィリピンなど系統網が完成されておらず、また離島の多い途上国に

とって、分散化電源である再生可能エネルギー＋エネルギー貯蔵システムは、携帯電

話の発達と同様のリープフロッグ技術（蛙飛び）であり、スピード感を持ってインド

太平洋地域内に水平展開する。

3. インド太平洋地域における次の事業の育成

政府は「自由で開かれたインド太平洋構想」を掲げ、自由貿易圏づくりを訴えている。

東芝は、石炭火力向け蒸気タービンをはじめ、地熱、水力、送配電設備をインド太平

洋地域へ納入し、メンテナンス網を構築してきた。この人員・ノウハウを 大限に活

用し、世界的な脱炭素化のニーズを満たす水素事業を、インドネシアやフィリピンを

はじめとしたインド太平洋地域における次の事業の柱として育成する。

3

２ 再生可能エネルギー安定利用の方向性

再生可能エネルギーの需要に対する供給率が 100%に近づくほど、蓄電を中心とした需給

バランスの柔軟な制御が強く求められるようになる。また、地域ごとに再生可能エネルギ

ーの整備状況や、需要のトレンドが違うことから、地域それぞれの特性を鑑みた電力需給

バランスの 適化が必要である。

太陽光、風力といった不安定な再生可能エネルギーの比率が増加すると、電力系統への

影響が発生する。再生可能エネルギー導入率と電力系統への影響レベルは、図 １－２－１

に示すとおり６段階に分類される。ディーゼル発電による電力供給を主とする小規模の離

島の場合、燃料輸送コストがかかるため、本土と比べて発電コストが高く、地産地消の再

生可能エネルギーを導入するメリットが大きい。一方、このような離島は系統容量が小さ

いため、小容量の再生可能エネルギーを導入した段階で、需給バランスの大幅な変動に対

応できる柔軟性が必要となるレベル（Phase3）になる。さらに再生可能エネルギーの導入

比率が上がった場合（Phase4）、再生可能エネルギーの出力がある時間帯では需要と同程度

となり、系統の安定性が問題となる。

なお、不安定な再生可能エネルギーの割合がさらに増える Phase 5、Phase 6 の状況にお

いては、短期のみならず長期の電力需給バランス調整機能（エネルギータイムシフト TM機

能など）を備えた完全自立運転が求められる。

図 １－２－１ 再生可能エネルギー導入率による電力系統への影響レベル

（IEA System Integration of Renewables 2018 より東芝作成）

4

３ H2OneTMシステム概要

東芝の自立型水素エネルギー供給システム“H2OneTMオフグリッドソリューション”は、

不安定な再生可能エネルギーを H2OneTMシステムに取り込み、再生可能エネルギー発電に

よる電力を直接利用するだけでなく、余剰電力を蓄電池あるいは水素製造装置へ効率的に

配電する。製造された水素は水素貯蔵タンクで貯蔵され、需要に応じて燃料電池で発電す

る。これにより、短周期の電力変動は蓄電池で吸収し、長周期の電力変動は長期間のエネ

ルギー保存に適した水素で貯蔵することで、安定的な電力供給を可能としている。これら

の一連の働きは、本システムの水素エネルギーマネジメントシステム（H2EMSTM）により

管理され、 適な運転状態を維持する。

この様に、本システムは不安定な再生可能エネルギーを安定した電力として、無駄なく

賢く提供する 100％自立を目指した CO2 フリーの水素エネルギー供給システムであり、再

生可能エネルギー大量導入による課題解決に寄与するものである。

図 １－２－１ H2OneTMシステム概要

5

４ 調査対象国

４－１ 調査対象国の選定

インド太平洋地域は、東芝が火力発電などの既存のエネルギー分野含め事業展開を積極

的に行ってきている地域で、営業やメンテナンス体制が既に確立されている。今回対象と

している「自立型水素エネルギー供給システム」は、オフグリッドとなる離島に適したシ

ステムであるため、この地域の中でも多くの離島を有するインドネシアおよびフィリピン

を調査対象国として選定した。

インドネシアは、島嶼人口が多いことに加え、再生可能エネルギー導入の加速、地方の

電力コストに対する大きな政府負担が課題である。

また、フィリピンも島嶼が多く、再生可能エネルギーの普及および CO2 の削減、エネル

ギー供給力の強化、地方電化への貢献、レジリエンスの向上が求められている。

４－２ インドネシア

インドネシアを選定した３つの背景について、現在おかれている状況とその課題の観点

から示す。

（１） 島嶼人口が多い国家である

インドネシアは、有人離島が 2,342 島にも上り1、かつ、中小の島嶼が多いため、離島を

含めた地方電化の計画が遅れている。これまでにも島嶼部を対象に太陽光発電の導入を主

軸とした 100 島プロジェクト、1000 島プロジェクトを国有電力会社 PLN が実施していた

が、計画途中で終了しており、現在はドイツ復興金融公庫（KfW）および世界銀行の支援

による離島電化プロジェクトに変更されている。

（２） 再生可能エネルギー導入の加速

インドネシアでは、2018 年に改定された電力供給総合計画（RUPTL2018）において、

2025 年時点で 23.0%の再生可能エネルギー比率を目指すことが示されており（図 ４－２

－１）、エネルギー鉱物資源省（MEMR）のJisman電力計画策定局長（Director of Electricity

Program Supervision）からも、「電力コストが高いオフグリッドエリア／離島においては

再生可能エネルギーを先行的に導入していく意義がある」（2018 年 7 月面談時）、「ガスと

再生可能エネルギーを柱に新規の電力供給総合計画（RUPTL）を策定する」（2018 年 3 月

面談時）とのコメントがあり、実際に再生可能エネルギー導入率の目標は年々高まってい

る。

インドネシアにおいて再生可能エネルギーの大量導入を図る代表的な例として、人口約

77 万人の比較的規模が大きい離島での計画である Sumba Iconic Island では、2025 年時点

1 インドネシア海事漁業省の統計情報（2016 年）

6

で再生可能エネルギーのみによる電化率 100%達成を目標とし、2020 年までに電化率 95%

の中間目標が定められている。

注）再生可能エネルギーには、水力、地熱、太陽光、風力、バイオマス等を含む

図 ４－２－１ 再生可能エネルギー導入比率

（出典）PLN "RUPTL2018-2027" （2018）

（３） 電力コストと大きな政府負担

インドネシアでは、消費者保護のため補助金によって電気料金抑制を行う政策をとって

いるが、インドネシア財務省などから PLN の財務健全性およびインドネシア財政への影響

が指摘されている。近年も年間 5,000 億円程度の補助金を受けており、補助金がない場合

は赤字経営となる（表 ４－２－１）。近年は補助金額が減少してきているが、その額はま

だ莫大である。

表 ４－２－１ PLN の損益概要 現地通過（百万 IDR） 日本円換算（百万円）

売上高 255,295,243 2,552,952

販売原価 275,474,094 2,754,741

補助金前損益 ▲20,178,851 ▲201,789

補助金額 45,738,215 457,382

販売電力量 223,133 GWh

kWh 当たりの補助金額 205 IDR/kWh 2.1 円/kWh

注）本資料で為替は 0.01 円／IDR と設定

（出典）PLN "PLN-Statistics-2017"（2017）

2017 年実績値 2025 年目標値

（RUPTL 2018-2027）

7

４－３ フィリピン

島嶼を多く抱える、フィリピンにおいては、以下４つの解決課題があると考えられる。

（１）再生可能エネルギーの普及および CO2 の削減

（２）エネルギーセキュリティの強化

（３）地方電化への貢献

（４）レジリエンスの向上

（１） 再生可能エネルギーの普及および CO2 の削減

政府は電力供給力確保や CO2 排出削減に向けた方策として、再生可能エネルギー・大規

模水力・地熱事業を今後も加速化していくとしており、国家再生可能エネルギー局（NREB:

National Renewable Energy Board）が、「国家再生可能エネルギー計画」（NREP: National

Renewable Energy Program）を推進している。「国家再生可能エネルギー計画」では、再

生可能エネルギーを 2012 年～2030 年までに、8,902MW 増加させることを目標に掲げてお

り、再生可能エネルギー導入による CO2 の削減に取り組んでいる。

（２） エネルギーセキュリティの強化

フィリピンの電源構成はおよそ半分を石炭と石油火力で賄っているが、燃料となる石炭

および石油は輸入に依存している。また天然ガスについては少量が自国で産出し電源構成

の現状 4 分の 1 を天然ガス火力で賄っているものの、それらも枯渇が見込まれており、エ

ネルギーセキュリティの強化のためにも、エネルギー自給率の向上が課題である。

フィリピンは太陽光や風力等天然資源に恵まれた地域が存在することから、エネルギー自

給率向上のためにこれら再生可能エネルギーの更なる導入も必要になってくると考えられ

る。

（３） 地方電化への貢献

2014 年時点で行政単位での電化率はほぼ 100％であるのに対し、需要家ベースでは電化

率の低いエリアが存在し、特にミンダナオ島の電化率は 71％と低い。フィリピン全土で見

ても需要家ベースでは電化率は 85％に留まり、未電化人口が 1,500 万人程度存在する。

（４） レジリエンスの向上

フィリピンは台風等の自然災害による被害が多く、自然災害への脆弱性が世界で 3 番目

に高い国とされている。電力セクターにおいても災害リスクの軽減が必要であり、日本で

の自然災害への対応取組の展開が望まれる。

8

５ システム導入のロードマップ

2022 年以降の量産体制構築を目指したスケジュールで計画をする。そのために、2020

年には第一弾事業を形成し、インドネシア等の部材を採用した実機を相手国へ導入する。

また同時に、相手国における水素導入計画の策定と標準仕様化を進め、システム導入の横

展開を行っていく。

9

６ 調査内容とスケジュール

本事業では、（１）H2OneTM導入ショートリストの作成、（２）インドネシアおよびフィ

リピン版 H2OneTM の仕様検討、（３）ビジネスモデル・バリューチェーンの主に３点の検

討を行う。

（１）H2OneTM導入ショートリストの作成

対象国の再生可能エネルギー関連政策等や離島開発方針についての調査および本システ

ムの競合技術について調査を行い、マスターリストとしてオフグリッド離島データブック

を作成する。調査結果を踏まえ、マスターリストから本システムの導入可能性の高い離島

の絞り込みを行い、ショートリストを作成する。

（２）インドネシアおよびフィリピン版 H2OneTMの仕様検討

本邦との環境として差異がある気温や湿度、水などのユーティリティ環境に加え、安全

性やメンテナンス性についても考慮したものである必要がある。現地調査等を踏まえ、各

国特有のリスクリスト、ニーズリストを作成し、H2OneTMの設計に向けた仕様検討を行う。

（３）ビジネスモデル・バリューチェーンの検討

サプライチェーン構築のため、インドネシアやフィリピンにおける現地調達品の検討お

よび製造可能性について検討し、監視・メンテナンスのパッケージ提供を前提として、相

手国スタッフの育成と体制の構築も検討する。また、システム導入に際し、国際機関の制

度や各国の政府政策援助など活用可能な補助制度を含むファイナンスプランを検討する。

各国における調査のスケジュールは以下の通りである。

表 ４－３－１ 調査スケジュール（インドネシア）

時期 2018 年 2019 年

10 月 11 月 12 月 1 月 2 月

現地調査 ▲

BPPT*とｷｯｸｵﾌ

▲

離島調査

▲

BPPT*と仕様検討

▲

現地ﾜｰｸｼｮｯﾌﾟ

調査（1）

調査（2）

調査（3）

*BPPT：インドネシア技術評価応用庁

再生可能ｴﾈﾙｷﾞｰ政策等の調査

政策等 事前調査

ﾏｽﾀｰﾘｽﾄ 事前調査

ﾏｽﾀｰﾘｽﾄ精査

ｼｮｰﾄﾘｽﾄ作成

ｺｽﾄ・仕様の詳細検討 BPPT 向け仕様書作成

現地のﾘｽｸ・ﾆｰｽﾞの整理

ﾍﾞﾝﾀﾞｰ網・QA 等体制検討

ﾋﾞｼﾞﾈｽﾓﾃﾞﾙ・ﾌｧｲﾅﾝｽ検討

保守・運用体制検討

10

表 ４－３－２ 調査スケジュール（フィリピン）

時期 2018 年 2019 年

10 月 11 月 12 月 1 月 2 月

現地調査 ▲

NEA*とｷｯｸｵﾌ

▲

離島調査

▲

現地報告会

調査（1）

調査（2）

調査（3）

*NEA：国家電化庁

再生可能ｴﾈﾙｷﾞｰ政策等の調査

ﾏｽﾀｰﾘｽﾄ作成

ｼｮｰﾄﾘｽﾄ作成

ｺｽﾄ・仕様の 詳細検討

ﾌｨﾘﾋﾟﾝ向け 仕様書作成

ﾍﾞﾝﾀﾞｰ網・QA 等体制検討

ﾋﾞｼﾞﾈｽﾓﾃﾞﾙ・ﾌｧｲﾅﾝｽ検討

保守・運用体制検討

現地のﾘｽｸ・ ﾆｰｽﾞの整理

11

第二部 インドネシア

１ エネルギーの市場概況と需給

１－１ 人口推移および将来予測

インドネシアの人口は 2.6 億人（2015 年）であり、これまで右肩あがりで成長しつづけ

てきた。今後もその傾向は継続し、2033 年に 3 億人を突破、増加率はやや鈍化するものの、

2050 年に向けて人口は増え続けるという予測となっている（図 １－１－１）。

他方、人口当たり GDP の増加に伴い、エネルギー消費原単位の増加も同時に進むと考え

られるため、エネルギー消費量の増加は人口の増加以上に進むと想定される。

そのような状況であるため、インドネシアにとってエネルギーの供給確保は長期的に非

常に重要な問題であると言える。

図 １－１－１ インドネシアの人口推移および将来予測

（出典） Unitede Nations"World Population Prospects" （2017）

https://population.un.org/wpp/Download/Standard/Population/（2019/2/12）

12

１－２ インフラ整備および PPP 制度状況

電力インフラ整備、すなわち、電力事業開発における調達方法として官民パートナーシ

ップ（PPP）が存在する。インドネシアの電力発電案件には３タイプの電力発電案件（PPP

案件、35GW プログラム案件、PLN 案件）がある（表 １－２－１）。PPP は主に大型火力

案件が多いが、一部に再生可能エネルギーの PPP 案件も存在する。

表 １－２－１ 発電事業開発の案件タイプ 案件タイプ 概要 案件例

PPP 案件

・O&G、都市開発、工業団地および社会インフラ（ヘ

ルスケア等）などのセクターが対象

・政府による土地取得・事業者への提供

・原則事業者の提案による案件開発（但し競争入札

または直接指名のプロセスを経る）

・政府保証つきの PPA を通じた中央または地方政府

によるコスト負担

・Central Java 2*1,000MW

石炭火力案件

35GW

プログラム案件

（2019 年まで）

・5 年間 35GW プログラムは 2014 年に発表されたプ

ログラム

・競争入札、、直接指名、直接選択による

・非石油燃料発電の開発加速を促すプログラム「FTP」

案件（2015－2019 年建設完了）も含まれる

・Jawa-1 2*800MW ガス火

力案件

・North Sumatera Wampu 1x

45 MW 水力発電案件

PLN 案件

（2019 年以降）

・RUPTL に記載されている 2019 年以降の PLN,IPP,

その他の予定案件

・（2019 年以前の PLN案件は 35GW プログラムに該当）

・大規模石炭火力、地熱、

水力案件等多数

（出典）JICA「インドネシア共和国 PPP ハンドブック -PPP 事業の実現に向けて-」（2017

年 5 月）および PwC"Power in Indonesia -Investment and Taxation Guide 2017" （2017）

より作成

次に、調達プロセスとしては、政府契約機関（GCA）が行う入札、直接選定または直接

指名の 3 種類が存在する。

ここで、直接選定に関しては既存のディーゼルの使用から非ディーゼルへの切り替えを

行う発電所、既存プラントの拡張の場合に適用される。それ以外には、他の調達プロセス

にて 2 社以上での競争がない場合に直接選定が採用される。

PPP で電源開発を行うプロジェクトには政府による請願型（Solicited）と非請願型

（Unsolicited）の 2 タイプが存在するが、Unsolicited のプロジェクトの場合には民間企業

による開発内容の提出や FS の実施が求められる（図 １－２－１）。このようなプロセスに

関しては離島マイクログリッドの再生可能エネルギー調達プロセスについても同様となっ

ている。

13

*GCA・・・Government Contracting Agency。政府契約機関を意味する。事業権を民間に

付与する機関であり主に PLN が担当

図 １－２－１ 調達プロセス（ 終的に Solicited の場合）

（ 出 典 ） Ministry of National Development Planning "PUBLIC PRIVATE

PARTNERSHIPS"（2017）および JICA「インドネシア共和国 PPP ハンドブック -PPP

事業の実現に向けて-」（2017 年 5 月）より作成

前述の通り、PPP で Unsolicited プロジェクトの場合、民間が自らの費用負担によりプレ

FS を実施し、政府に対して提案するプロセスとなる（図 １－２－２）。その Unsolicited

プロジェクトを提案した民間企業は、案件を組成した「イニシエーター」としての優遇を

受け、下記の 3 つの補償オプションのいずれかを選択することができる。

1. 10%ボーナス・・・入札段階で他の応札企業より 高 10%分のスコアを加算

2. 落札 有力候補者に対する対抗権（落札者決定前に 有力候補が提示した条

件で事業を実施できる場合イニシエーターが受注できる権利）

3. 政府契約機関（GCA）が Unsolicited プロジェクトに関する知的所有権の買取

を行う

14

図 １－２－２ PPP の非請願型（Unsolicited）プロジェクトの調達プロセス

（出典）Ministry of National Development Planning"PUBLIC PRIVATE

PARTNERSHIPS" （2017） および JICA「インドネシア共和国 PPP ハンドブック -PPP

事業の実現に向けて-」（2017 年 5 月）より作成

１－３ エネルギー事業実施にかかる国の規制・政策

インドネシアの電力法については、1997 年のアジア通貨危機を機に、それまで公営企業

が支配していた電力部門の構造改革が叫ばれた結果、2002 年に新電力法が制定され、電気

事業の民営化や分割を進めることを決定している。しかし、PLN の労働組合より本電力法

が違憲として提訴され、その後、電気料金の改定および国民への電力供給の保証を明確と

した新電力法が 2009 年に成立した（表 １－３－１）。

表 １－３－１ インドネシアの電力法（新旧比較） 電力法 2009 年 30 号（新電力法） 電力法 1985 年 15 号（旧電力法）

電力開発計画

中央政府が国会の承認のもと電力総合計

画（RUKN）を策定

地方政府は RUKN を基に地方電力総合計画

（RUKD）を策定

中央政府が RUKN を策定

事業責任

中央政府の管理下ではあるが、中央政府と

地方政府が分担

中央政府の管理下で PLN が実施

事業認可

国の認可

（ただし、系統が州をまたがなければ州、

県をまたがなければ県の認可）

国の認可

事業の実施

PLN の他に、公営企業、民間企業、協同組

合、市民団体が実施可能だが、PLN が優先

PLN が実施、例外として PLN の系統がない

地域では協同組合等が実施可能

地方電化

公営企業、民間企業、協同組合等が実施で

きない時は、PLN 実施を義務付け

中央政府の責任として原則 PLN が実施

電気料金

中央政府は、国会承認のもと電気料金を規

定

地方政府は、地方議会の承認のもと当該地

域の電気料金を規定するとこが可能

(地方毎に異なる電気料金の設定が可能）

全国一律、国（大統領）の認可

（出典）JICA「インドネシア国 地方開発セクターにかかる情報収集・確認調査」（2015 年

9 月）

15

インドネシアの電力市場においては、エネルギー政策実行・監督・許可などを行うMEMR、

および、IPP 等で発電した電力の売先となる PLN が、電力事業開発を行う際に関わってく

る主要組織となる（図 １－３－１）（表 １－３－２）。

図 １－３－１ インドネシアにおける電気事業体制

（出典）島本和明「インドネシアの電力事情」（2013）

表 １－３－２ 電力市場に関係のある政府機関または国営企業の組織名、役割

組織名 役割

国家エネルギー審議会（DEN） 電力セクターにかかわる行政組織はエネルギーセクターの総合政策を

担当。

国家開発企画庁（BAPPENAS） 国家全体の開発計画の策定を行う。

エネルギー鉱物資源省（MEMR）

インドネシアのエネルギー政策を決定し、電力、ガス、石油、鉱業そ

の他事業活動の施行、監督・指導、評価を行う。開発案件の評価や実

行許可を下ろす機関。

インドネシア電力公社（PLN）

インドネシアの国営電力事業者であり、 大のオフテイカー。

インドネシア・パワー社(IP)/

ジャワ・バリ発電会社（PJB）

PLNの子会社としてジャワ島中心にIPP事業者として発電事業を行う。

（出典）島本和明「インドネシアの電力事情」（2013）より作成

16

インドネシアの電力開発計画には、MEMR が策定する電力総合計画（RUKN）と PLN

が策定し、MEMR が承認する電力供給計画（RUPTL）の二つが存在する（表 １－３－３）。

ここで、MEMR の RUKN が上位計画かつ長期の計画となるため、RUPTL は RUKN に

基づいて策定されている。

表 １－３－３ インドネシアの電力開発計画

国家電力総合計画（RUKN） 電力供給事業計画（RUPTL）

策定機関 エネルギー鉱物資源省（MEMR） 国有電力会社（PLN）

概要

・国が定める電力開発総合計画。

・経済成長と需要予測、1 次エネルギー、

電力計画、所要資金、電化率目標等記載。

・期間は 20 年間。

・RUKN に基づいて PLN が定める電力供給 計

画。

・電力需要成長予測、プロジェクト詳細情報

等発送電設備開発計画、PLN・IPP 案件指標、

燃料ミックスおよび一次エネルギー予測等記

載。

・期間は 10 年間。

更新頻度

毎年改定（国家承認が進まず改定は行わ

れていない状況）

毎年更新

（出典）島本和明「インドネシアの電力事情」（2013）

続いて、計画の実行に関わる電力事業の発電事業者、送配電事業者について見ていく。

まず、発電事業者としては、国営公社の PLN（子会社であるインドネシアパワー（IP）

と、ジャワ・バリ発電会社（PJB）の 2 社も含む）、IPP、産業向け電力事業者（Private Power

Utilities：PPU および自家発電事業者）の 3 タイプが存在する（図 １－３－２）。

IPP 事業者は PLN に全量を売電することとなっており、PPU のみが産業需要家への直

接の売電が可能となっている。例えば、工業団地の Cikarang Kistrindo などが PPU とし

て該当する。

図 １－３－２ ３タイプの発電事業者

（出典）JICA「エネルギー需給緩和型インフラ・システム普及等促進事業（（円借款・民活

インフラ案件形成等調査）（2014）より作成

17

次に、送配電部門については、PLN および関係会社の独占状態となっている。高需要地

域（ジャワ、バリ、スマトラ）では発・送・配電が事業部門として分離されているが、そ

れ以外の地域では垂直統合型の電力事業となっている（図 １－３－３）。

ただし、離島の一部など、ナショナルグリッドから孤立した地域は、村落協同組合（KUD）

による電力供給となっている。つまり、本調査事業でターゲットとするようなオフグリッ

ドの離島では、PLN が関わっているケースと PLN が関与せずに KUD が主体となっている

ケースがあると考えられる。

図 １－３－３ インドネシアにおける電力市場構造（2016 年）

（出典）JICA「インドネシア共和国 PPP ハンドブック -PPP 事業の実現に向けて-」（2017

年 5 月）および PwC"Power in Indonesia -Investment and Taxation Guide 2017" （2017）

より作成

18

１－４ 相手国関係者のニーズ・課題

MEMR等のエネルギー関連省庁にヒアリングを実施して、ニーズ・課題の把握を行った。

その結果、具体的なニーズ・課題として以下が挙げられた。

・ 地方や離島の電化水準を改善していくことと同時に発電コストを低下させ、補助金

を削減する。さらには、その際に現地生産品の採用を増やしローカルコンテンツ比

率を向上させる。

・ 現状、太陽光発電の施工品質、運転保守品質が低いため、運転開始後に故障等で稼

働していない設備が多く存在する。

・ また、水素は新・再生可能エネルギーに位置づけられているだけであり、導入の目

標・計画の策定や、水素エネルギー取扱いに関する制度整備が行われていない。

・ PLN 以外が地方電化を行う際に、電力供給基本コスト（BPP）よりも高い発電コス

トを許容できるような制度が存在しない。

このような状況から、制度改正の必要性も意識しつつ、安価でフレキシビリティのあ

る地方電化ソリューションをインドネシア関係者は模索している。

以下に、実際のインドネシア関係者へのヒアリングで収集したニーズおよび課題につ

いて整理した（表 １－４－１）。

表 １－４－１ インドネシア関係者のニーズ・課題 カテゴリ ニーズ・課題 内容

法制度 地方電化の実行力 ・ 地方電化を推進するため MEMR2016 年 38 号が制定されているが、これまでに１件もこの政令に基づき地方部における電力事業に認可が下りた事例はない。これは、提案された売電価格がプロジェクト提案地域に近い場所の MEMR 指令（1772 K 20 MEM 2018）で定めされた BPP をベースに評価された結果、現地住民の支払能力を超えた金額と第三者的に判断されたためである。 （MEMR Laode Sulaeman 氏）

・ つまり、新事業での売電価格として提案された価格が安価（BPPよりも高い）で住民が納得する価格であったとしても、MEMRが BPP をベースに電気料金の妥当性を評価する結果、認可が下りない。 （MEMR Laode Sulaeman 氏）

・ 上述の MEMR2016 年 38 号等のインドネシアにおける地方電化推奨省令は、PLN が電力供給を行わない場合が前提となっているため、新たに立ち上げる事業体に PLN が出資等を通じて参画する場合はその限りではない。 （MEMR Laode Sulaeman 氏）

・ 地方電化推進のために MEMR2016 年 38 号を定めたものの、同省令で事業認可を得ることは H2One の目指す価格水準を考慮すると困難だと考えられる。ただ、MEMR としても同省令での認可件数がゼロであることから省令の改正が必要だと考えており、FS の結果として政策提言を実施してくれれば半年〜１年弱での政策改正を実施できる可能性も十分ある。 （MEMR Laode Sulaeman 氏）

19

カテゴリ ニーズ・課題 内容

水素エネルギーの 取扱い

・ 水素については新・再生可能エネルギーの一つと見なされると思われるものの、具体的に利用されることが想定されていなかったため、制度・事業および技術上ともにどのように取り扱われるか明確でない。 （MEMR Laode Sulaeman 氏）

電化の現状

コスト ・ 離島の電力事業においては、多くの場合ディーゼル発電を活用しているが、特に昨今は燃料費の高騰によりそのコストが高どまりしている。 （PLN Berau Albert Sitompu 氏）

安定性 ・ ディーゼル発電は、輸送コストが高額であることや、悪天候の際には輸送も行えない等、依然として離島向けの電化ソリューションとしては課題を抱えている。PLN は、このような問題をクリアしたソリューションとして、H2OneTMに期待している。（PLN Adams Yogasara 氏）

電化水準 ・ インドネシアには、1000 島プログラムや 2500 Villages Electrification Program 等の地方電化プログラムが存在するが、そこでの電化目標は一般的なプレ電化に近い水準となっている。 （MEMR Laode Sulaeman 氏）

・ 具体的には、数百 W の太陽光パネルを設置して、蓄電池と電球を接続し、日没後一定時間電球の明かりを灯せる、ないしはそれに加えて携帯電話の充電ができる程度である。また、こうして電化したとしても、実際にその便益を享受できるのは住民の30〜50%程度である。 （MEMR Laode Sulaeman 氏）

・ また過去の事例も鑑みると 5年程度しか設備が利用できないと想定されることも問題と認識している。 （MEMR Laode Sulaeman 氏）

その他 ・ H2OneTM 導入にあたっては、①安定電源としての価値②季節的な需要増加（例：観光産業振興地域でのピークシーズンにおける一定期間の需要増加）への対応性③離島電化ソリューションとしての優位性（経済性やレジリエンス性）を訴求できるとよい。 （MEMR Laode Sulaeman 氏）

・ 既存の電源設備のように、インドネシアにおいては、国内製造を推奨する目的でローカルコンテンツ制度がある。H2OneTM

においても、同様にインドネシア国内製造を期待している。 （MEMR Jisman 氏）

O＆M 方針・計画 ・ Derawan 島の太陽光発電について、具体的なメンテナンス計画はほとんど存在せず、送配電網については 3 ヶ月に 1 度木の枝の剪定を行う程度で、故障が起きる都度に部品交換を行う方針となっている。 （PLN Derawan Eko Sugiarto 氏）

教育 ・ 多くの場合、インドネシア地方部の住民は太陽光発電等の新・再生可能エネルギー機器に関する知識を持っておらず、設備導入を行なったとしても適切なメンテナンスが実施されないことが多い。

・ （PLN Berau Albert Sitompu 氏）

※現地ヒアリングより作成

20

１－５ 電力需給

（１） 電力需給の現状および将来予測

電力品質面について、インドネシアではジャワ、スマトラ、カリマンタン、ヌサ・トゥ

ンガラの地方ごとに 4 つのグリッドコードが存在する。それ以外のエリアでは前述の４つ

のグリッドコードに基づき決められている。

離島でのグリッドコードも同様に定められているものの、現地ヒアリング等からグリッ

ドコードでの規制値と実際の運用値では大きな乖離が存在することが多いようであり、電

圧や送配電損失については 2～3倍の乖離が生じている地域なども存在すると言われている。

停電に関して、インドネシア全体の SAIDI（年間平均停電時間）と SAIFI（年間平均停

電回数）を見ると、2014 年と 2015 年の水準に対して、2016 年と 2017 年に悪化している

（図 １－５－１）。

図 １－５－１ SAIDI（年間平均停電時間）と SAIFI（年間平均停電回数）の推移

（出典）PLN Statistics より作成

https://www.pln.co.id/stakeholder/laporan-statistik

21

次に、インドネシアの送配電損失の割合についてみると、2003 年以降から徐々に低減し

ており、2009 年には一桁水準となっている（図 １－５－２）。

図 １－５－２ インドネシアの送配電損失の割合の推移（% of output）

（出典）World Bank "Electric power transmission and distribution losses （% of output）

"

https://data.worldbank.org/indicator/EG.ELC.LOSS.ZS?locations=ID&name_desc=false

22

電力の小売価格については、徐々に上昇してきている（図 １－５－３）。インドネシア

では、電力価格を抑えるために、PLN に対し損益負担を賄う形での補助金が支払われてき

ている。しかしながら、近年、財政負担を抑制するために、電気料金の値上げに関わる制

度の整備を実施することが 2013 年国会で採択された。その結果、段階的に電力価格の値上

げとともに補助金の削減を行ってきている（表 １－５－１）。

図 １－５－３ ジャカルタの電気料金（全体）の推移

（出典）PLN "PLN-Statistics-2017"（2017）

表 １－５－１ 電気料金引き上げの経緯

時期 概要

2013 年 国会にて電気料金の値上げ制度実施に関して採択

10 月までに一般電気料金 15%引き上げ

2014 年 4 契約区分に対する電気料金自動調整制度の採択

対象区分：

・区分 R-3（6,600VA 以上の家庭用）

・区分 B-2（6,600VA～200kVA の産業用）

・区分 B-3（200kVA 以上の産業用）

・区分 P-1（6,600VA～200kVA の政府機関）

2015 年以降 2015 年以降段階的に補助金を受けられなくなる区分を拡大

・区分 R-1 （1,300VA～2,200VA）の家庭用

・区分 R-1 （450VA～900VA）の家庭用ほか産業用等段階的に補助

金を撤廃

（出典）経済産業省「エネルギー需給緩和型インフラ・システム普及等促進事業 インド

ネシア・ニエール石炭火力発電所建設事業調査報告書」 （2014）

このような電力価格の値上げにより、2015 年以降の補助金水準は以前の 50％近くまで削

減されてきている（図 １－５－４）。しかしながら、それでも補助金額は 50 兆 IDR/年（5,000

23

億円/年）以上と、大きな金額となっている。

図 １－５－４ 政府から PLN への補助金額

（出典）PLN Statistics より作成

https://www.pln.co.id/stakeholder/laporan-statistik

次に、一般消費者の電気料金の支払い方法について、一般的にジャワ島などで家庭向け

の電気料金は、2012 年頃に導入されたプリペイドによる支払いが多い。プリペイドの方法

としては、オンラインバンキングでの入金や、ミニマート等にてクレジットカードでの支

払いが可能となっている。

後払いでの支払い方法もあるが、その場合は保有しているメーターのタイプによって銀

行または ATM での 低支払い可能金額が設定されている。例えば、7,700VA のメーターが

ある場合、 低 548,306IDR の支払いが必要となる。

図 １－５－５は、プリペイド式のメーターで、購入している電気量（クレジット）がな

くなる前に、アラートがなるシステムとなっている。料金支払い時に発行されるレシート

に記載されている番号をメーターに打ち込むことで再度電気の利用が可能になる仕組みと

なっている。

24

図 １－５－５ プリペイド式のメーター

（出典）MrFIXIT

https://www.mrfixitbali.com/electrical/electricity-supply/electricity-prepaid-meters-241.

html （2019/2/12）

プリペイド式が主流であるため、電力の不払いにより電力の供給停止に至ることは稀と

なっている（表 １－５－２）。

一方で、2018 年 4 月には PLN が盗電により年間 1 兆 IDR もの損失があったと発表して

いる。盗電は家庭だけではなく産業向けにも発生しており、産業向けで 3,000 億 IDR の損

失があったとされている。

表 １－５－２ 電気料金不払い時の対応・電気料金未払い状況

不払い時の対応 ・ 3 ヶ月以内に支払いがない場合電力供給を停止（実際には電力供給停

止になることはまれ）。

電気料金未払いの状況

・ 電力の未払い率はおよそ 3%未満。 ・ 一般市民は電気料金の支払いが滞ることは少なく、地方政府などの

支払い遅延が多い。 ・ プリペイドでの支払いが多いため未払い率ではなく、系統接続期間

（Connection of Period）で月間の電力供給期間を確認する。

出典）PLN ヒアリングより作成

（２） 国の電力需給計画

インドネシアでは、2017 年には約 54.6GW の設備容量を保有している。MEMR による

2018 年の追加設備容量の計画は 2017 年から 22GW 減少し、56GW の追加計画となってい

る（図 １－５－６）。

25

また、追加設備容量の発電事業者の内訳をみると、RUPTL2018 の計画では IPP が約 6

割を占めている（図 １－５－７）。なお、現在は PLN が全体容量の 8 割を占めている。

図 １－５－６ RUPTL2017 と RUPTL2018 の追加電力設備容量の変化（MW）

（出典）PLN "RUPTL2018-2027" （2018）

図 １－５－７ IPP,PLN 設備容量内訳

（出典）PLN "RUPTL2018-2027" （2018）

電源構成については、2025 年目標においても石炭の比率が半分以上と依然として大きい。

ただし、再生可能エネルギーの割合は 2017 年実績の 13%から 2025 年目標では 23%と、大

きく引き上げることとなっている（図 １－５－８）。

26

2017 年実績値 2025 年目標値（RUPTL 2018-2027）

注）再生可能エネルギーには、水力、地熱、太陽光、風力、バイオ等を含む

図 １－５－８ 電源構成の現在と将来目標

（出典）PLN "RUPTL2018-2027" （2018）

送電網については、ジャワ・バリ・スマトラ（南部）を除くと、カリマンタン・スラウ

ェシの一部しか高圧送電線（500kV 送電線）は整備されていない。今後、スマトラでは中

部から北部への 500kV 送電線の整備、またジャワ・スマトラ間の連係送電線の計画が予定

されている（図 １－５－９）。

図 １－５－９ 送電線の拡張計画

（出典） PLN "RUPTL2017-2026" （2017）

27

次に、インドネシアの電化率については、2018 年時点で 98%となっており、さらに今後、

2019 年末までには 99%に引き上げることを目標としている。ただし、地域別に見ると、電

化率の低い地域もあり、東ヌサ・トゥンガラ州（NTT）では 60%台となっている（図 １－

５－１０）。

図 １－５－１０ インドネシアの電化率（2018 年時点）

（出典）MEMR "Regulation and Development of New and Renewable Energy in

Indonesia" （2018）

28

２ 再生可能エネルギーの政策および導入状況

２－１ 再生可能エネルギー関連政策

インドネシアにおいて、再生可能エネルギーの導入に大きく関与するのは、エネルギー

鉱物資源省（MEMR）の新再生可能エネルギー・省エネルギー総局（EBTKE）である（図

２－１－１、図 ２－１－２）。

*PT SMI：インドネシア政府 100％保有金融機関として PPP 事業に対する投融資サービスを提供

PT IIF ：民間金融機関との協調投融資サービスを提供、SMI、ADB 等が出資

図 ２－１－１ 再生可能エネルギーに関連する政府組織の関係図

（出典）METI「国際エネルギー使用合理化等対策事業（インドネシアにおける省エネルギ

ー・再生可能エネルギー政策分析調査）」（2016）

図 ２－１－２ エネルギー鉱物資源省の組織図

（出典）METI「国際エネルギー使用合理化等対策事業（インドネシアにおける省エネルギ

ー・再生可能エネルギー政策分析調査）」（2016）

*

29

発電した電気の買取価格について、地熱を除く再生可能エネルギーの買取価格は固定買

取制度が 2016 年まで導入されていたが、2017 年の法律では電力供給基本コスト（BPP）

をベンチマークとしたタリフ設定に変更された（表 ２－１－１、図 ２－１－３）。この結

果として、PLN との交渉がある場合などを含め、再生可能エネルギーの発電事業で収益確

定ができないというリスクが伴う構造となっている。

この 2017 年 50 号法律における調達方式により、太陽光・風力・バイオマス・バイオガ

ス・水力・海流発電に関しては直接選定方式、その他の発電（地熱・都市ゴミ発電）につ

いては競争入札方式となった。

表 ２－１－１ 再生可能エネルギーの買取価格の決定方法

対象技術 旧 FIT（*2016 年ま

で） MEMR2017 年 12 号および 43 号法律 MEMR2017 年 50 号法律

州 BPP＞全国

平均 BPP*

州 BPP≤全国平

均 BPP

州 BPP＞全

国平均 BPP

州 BPP≤全国

平均 BPP

太陽光発

電

大：25￠/kWh（パ

プア地域）

小：14.5￠/kWh

（ジャカルタ等中

央地域）

上限価格

州 BPP*85%

上限価格

州 BPP*100%

上限価格

州 BPP*85%

PLN との交

渉

風力発電 買取対象外

バイオマ

ス・バイオ

ガス発電

（10MW 未満）

遠隔地域：12.6￠

/kWh～18￠/kWh

中央地域：7.88￠

/kWh～11.25￠/kWh

（10MW 以上）PLN 価

格交渉

水力発電 遠隔地域（平均）：

12.56￠/kWh～

16.74￠/kWh 中央

地域（平均）：8.37￠

/kWh～11.16￠/kWh

上限価格

州 BPP*100%

PLN との交

渉

※バリ、ス

マトラ、ジ

ャワ島につ

いては PLN

との交渉が

必要

地熱発電 2015 年上限価格：

25.4￠/kWh（ディー

ゼルによる電力供

給地域）

11.8￠/kWh（ジャカ

ルタ等中央地域）

固定価格（PLN

平均発電コス

ト）

PLN と価格交

渉

※都市ゴミ発電、潮流発電については省略

（出典）MEMR"Equitable Energy in Electricity"（2018）および METI「国際エネルギー

使用合理化等対策事業（インドネシアにおける省エネルギー・再生可能エネルギー政策分

析調査）」（2016）より作成

30

※単位＝1 米ドルセント/kWh

図 ２－１－３ 再生可能エネルギーの買取価格

（出典）MEMR "Regulation and Development of New and Renewable Energy in

Indonesia" （2018）

なお、旧 FIT 制度のもとでは、新制度よりも買取価格が高い状況にあった。例えば、Bali

の場合、新制度に従うと 6.81US cent となるのに対して、旧制度では 16 US cent であった

（表 ２－１－２）。

31

表 ２－１－２ 太陽光発電の買取枠と買取価格

地域 買取枠

（MW）

買取価格

（¢/kWh）

DKI Jakarta

150 14.5

West Java

Banten

Central Java and Yogyakarta

East Java

Bali 5 16

Lampung 5 15

South Sumatra,Jambi,and Benkulu 10 15

Aceh 5 17

North Sumtatra 25 16

West Sumatra 5 15.5

Riau and Kep.Riau 4 17

Bangka-Belitung 5 17

West Kalimantan 5 17

South Kalimantan and Central Kalimantan 4 16

East Kalimantan and North Kalimantan 3 16.5

North Sulawesi,Central Sulawesi,and Gorontalo 5 17

South Sulawesi,Southeast Sulawesi,and West Sulawesi 5 16

West Nusa Tenggara 5 18

East Nusa Tenggara 3.5 23

Maluku and Morth Maluku 3 23

Papua and West Papua 2.5 25

Total 250 -

（出典）METI「国際エネルギー使用合理化等対策事業（インドネシアにおける省エネルギ

ー・再生可能エネルギー政策分析調査）」（2016）

次に、新エネルギー活用に関する方針および燃料電池に関するインドネシアでの活用状

況に関する内容が RUPTL2018 に記載されている。

新エネルギーの対象エネルギーは原子力、水素、炭層ガス、液状石炭、ガス状石炭に加

え、水素が含まれている。しかしながら、水素活用に関する政府の方針・活動状況につい

て具体的な内容は明記されていない（表 ２－１－３）。

また、インドネシアでの燃料電池の活用状況として、遠隔地域や通信会社があげられて

いる（表 ２－１－４）。ただし、その供給者は Cascadiant のみである。研究機関である

BPPT は燃料電池の技術開発を推進している状況で、商用化までには時間が掛かっている。

32

表 ２－１－３ RUPTL2018－2027 新エネルギー活用方針

エネルギータイプ インドネシアでのエネルギー検討状況・方針

炭層ガス ・ 南カリマンタンでの Exxon Mobil と PLN 共同でのフィー

ジビリティスタディを実施

石炭スラリー、

ガス状石炭

・ PLNによる設備容量750kWの石炭スラリーパイロットプロ

ジェクトを西ジャワカラワン地域にて実施

・ PLN によるガス状石炭の技術開発を実施中

原子力 ・ 再生可能エネルギーおよび新エネルギーのエナジーミッ

クスが 2025 年までに全体の 23%を達成しない場合に検討

予定

水素 ・ （記載なし）

（出典）PLN "RUPTL2018-2027" （2018）、BPPT ヒアリングより作成

表 ２－１－４ インドネシアでの燃料電池市場の概況

項目 詳細

燃料電池

活用状況

・ インドネシアでは現状通信会社を中心としたバックアッ

プ用電源での燃料電池活用

・ 固体高分子形燃料電池（PEM）の活用が一般的で、スマト

ラ島での導入が多い

関連プレイヤー ・ 燃料電池のサプライヤーは現状 Cascadiant 社 1 社のみ

BPPT の活動状況 ・ 燃料電池技術開発のためのラボの標準化を進めている状

況で、商用化までは程遠い

・ BPPT は 大 1kW 分の燃料電池生産の経験があり、PEM 用

の生産ラインを立ち上げた（生産能力 500kW）

（出典）PLN “RUPTL2018-2027” （2018）、BPPT ヒアリングより作成

33

２－２ 再生可能エネルギーの導入状況

（１） 再生可能エネルギーのポテンシャルと導入計画

インドネシアでは、相対的に太陽光のポテンシャルが高く、風力は弱い地域である。イ

ンドネシアの平均日射量は 4.8kWh/m2/日、太陽光発電のポテンシャルは 206.7GWp あると

推定されている。特にジャワインドネシア中部から東部（バリ、スラウェシ、ヌサトゥン

ガラエリア）などは日射量が多い（表 ２－２－１、図 ２－２－１）。

表 ２－２－１ インドネシアのエリア別日射量

No. Regency/City Lacation Province Average Irradiation

（kWh/m2/day）

1 Banda Aceh

Nanggroe Aceh

Darussalam 4.10

2 Palembang South Sumatera 4.95

3 Menggala Lampung（南スマトラ） 5.23

4 Jakarta DKI Jakarta 4.19

5 Bandung West Java 4.15

6 Lembang West Java 5.15

7 Citius, Tangerang West Jawa 4.32

8 Darmaga, Bogor West Java 2.56

9 Serpong, Tangerang West Java 4.45

10 Semarang Central Java 5.49

11 Surabaya East Java 4.30

12 Kenteng, Yogyakarta DI Yogyakarta 4.50

13 Denpasar Bali 5.26

14 Pontianak West Kalimantan 4.55

15 Banjarbaru South Kalimantan 4.80

16 Banjarmasin South Kalimantan 4.57

17 Samarinda Eest Kalimantan 4.17

18 Manado North Sulawesi 4.91

19 Palu Central Sulawesi 5.51

20 Kupang West Nusa Tenggara（NTB） 5.12

21 Waingapu, Sumba Timur Central Nusa Tengara 5.75

22 Maumere East Nusa Tengara 5.72

（出典）エネルギー管理計画開発局（EBTKE） "Statistics EBKTE" （2014）

34

注）緑が日射量が少なく、赤になるほど日射量が多いことを示す

図 ２－２－１ インドネシアでの日射量マップ

（出典）エネルギー管理計画開発局（EBTKE） "Statistics EBKTE" （2014）

現在導入されている再生可能エネルギーの種類としては、水力、バイオマス、地熱が多

くなっている（図 ２－２－２）。

これに対して PLN の再生可能エネルギーの導入計画では、2027 年までに約 15GW の拡

張を予定しており、2018～2027 年までの 10 年間で水力発電は小水力含め 8,300MW、太陽

光発電は 1,047MW 分を拡張予定である（表 ２－２－２）。

図 ２－２－２ 再生可能エネルギー2017 年実績値（MW）

（出典）PLN "RUPTL2018-2027" （2018）

35

表 ２－２－２ 再生可能エネルギーの導入計画

電力種別 単位 合計 （2018－2027）

地熱 MW 4,583

水力 MW 7,553

太陽光 MWp 1,047

風力 MW 589

バイオマス MW 411

バイオフューエル 千キロリットル 2,745

（出典）PLN “RUPTL2018-2027” （2018）

太陽光発電については、2015 年時点の計画では、2016 年末までに 92MW まで拡大する

予定であったが、実際には 79MW と 10MW 以上計画が遅れている状況にある。この太陽

光発電の殆どはオフグリッド（ソーラーホームシステムまたはディーゼル発電を併用した

ハイブリッド型中小規模太陽光発電）の案件が多く、13MW 分のみがオングリッド案件と

なっている（表 ２－２－３）。

なお、計画が遅れているものの、2017 年以降も、太陽光発電案件の開発は進められてい

る（表 ２－２－４）。

表 ２－２－３ 2015 年時点での太陽光発電計画（MW）

2015 2016 2017 2018 2019

Installed capacity - beginning of year （MW） 67.1 76.9 92.1 118.6 180.0

Construction of solar power plants （MW） 9.8 15.2 26.5 61.4 80.3

- Solar non-state budget （MW） - 5.0 15.0 50.0 70.0

- Solar state budget - MoEMR （MW） 2.8 3.0 4.0 3.5 2.0

- Solar special allocation fund （MW） 7.0 7.2 7.5 7.9 8.3

Installed capacity - end of year （MW） 76.9 92.1 118.6 180.0 260.3

（出典）PwC "Power in Indonesia -Investment and Taxation Guide 2017" （2017）

36

表 ２－２－４ 2017 年に MoU が締結された太陽光発電案件（一部水力含む） No. 場所 電源タイプ 容量 開発主体

1 Jakabaring, South Sumatera Solar PV 2MW PDPE Sumsel Sharp

2 Sulawesi Solar PV 5MWPT Cakrawala Energi

Sulawesi

3

Lombok, Bangka, Karimun

Islands, Kupang, Minahasa

and Gorontalo

Solar PV hybrid

with Diesel/Gas

Machine

N/A

PT Arsari Enviro

Industri and

Sunpower Systems SARL

4

Sumbawa, Bima/Sape,

Lombok,

Ambon, Madura/Ketapang/

Bawean, Waena, Bombana,

Bangka/Belitung and Nias

Solar PV hybrid

with Diesel/Gas

Machine

N/A PT Sumberdaya Sewatama

5

Selayar Island, Kei Kecil

Island,

Ambon and Buru Island

Solar PV hybrid

with Wind/Small

Hydro

N/A

PT UPC Renewable

Indonesia and PT Binaket

Energi

Terbarukan

（出典）PwC "Power in Indonesia -Investment and Taxation Guide 2017" （2017）

水力発電については、2017 年時点で設備容量が約 10GW だが、ポテンシャルとしてさら

に 75GW はあるとされている（図 ２－２－３）。その中で実際に実現可能と想定されてい

る水力資源のポテンシャルは 26GW 程度である。地域別では、特に、スラウェシ、カリマ

ンタン、スマトラに水力資源があると想定されている。

参考までに、RUPTL2018 では 7.5GW 分の水力発電計画を予定しており、2017 年にも

複数の水力発電案件の開発が進んでいる（表 ２－２－５）。

図 ２－２－３ 水力発電のポテンシャルエリアとその容量

（出典）PwC "Power in Indonesia -Investment and Taxation Guide 2017" （2017）

37

表 ２－２－５ 2017 年に MoU が締結された水力発電案件

No. SHP Project Capacity

IPP/Developer Tariffs

（MW） cUSD/kWh IDR/kWh

1 Ordi Hulu, Horth Sumatera 10.00 PT Sumatera Energi

Lestari 7.89 1,050

2 Aek Situmandi, North

Sumatera 7.00

PT Bukit Cahaya

Powerindo 7.89 1,050

3 Aek Sigeaon, North

Sumatera 3.00 PT Gading Energy Prima 7.89 1,050

4 Sisira, North Sumatera 9.80 PT Energy Alam

Sentosa 7.89 1,050

5 Rabi Jonggor, West

Sumatera 4.50

PT Mega Energi

Karyatama 7.89 1,050

6 Endiklat, South Sumatera 7.00 PT Prasetia Bajra Prima 6.68 889

7 Babatan, Lampung 5.00 PT Mega Energi

Karyamata 6.68 889

8 Lawang Agung, South

Sumatera 2.50

PT Galenium Aksata

Energi 6.68 889

その他約 50 件

（出典）PwC "Power in Indonesia -Investment and Taxation Guide 2017" （2017）

（２） 再生可能エネルギーの導入事例（Sumba Iconic Island）

Sumba Iconic Island とは、Sumba 島において住民が再生可能エネルギーを活用して自

らの手で発展を遂げ、さらに他の地域へ横展開していくためのモデルケースを創出するこ

とを目的とした取組である。

Sumba Iconic Island は、オランダの非営利組織 Hivos が中心となり、2011 年に開始さ

れたプログラムである。資金供与主体として、ADB 等複数の国際援助機関が参加している。

例えば、米国の NGOWinrock、現地の NGO である IBEKA なども参画している。Hivos

は世界の貧困に喘ぐ住民がエネルギーアクセスの乏しい僻地に居住していること、光熱源

として健康悪影響のある灯油や薪の使用を問題視している。そのような島として Sumba を

選定した。

当初の目標は、2025 年時点で再生可能エネルギーのみによる電化率 100%達成であった

が、2015 年に MEMR 指令（Ministrial decree number 556 K/73/DJE/201, re: the Iconic

Island Implementation Team’s Budget Year 2015）にて公式に政府プログラムとなった

ことで、2020 年までに同 95%の中間目標が定められた。

MEMR の新・再生可能エネルギー省エネ総局長が Steering Committee のトップとして、

Hivos が Executive Committee のトップとして、現地政府と連携し、各タスクフォースを

運営する体制となっている。

2018 年現在、Sumba への再生可能エネルギー導入実績は、太陽光約 10MW、小型風力

38

50kW、小水力 3,421kW、バイオガス 30kW となっている（表 ２－２－６）

表 ２－２－６ Sumba への再生可能エネルギー導入状況（2018） 発電方法 導入基数 設備容量 導入ポテンシャル

太陽光 14,868

系統接続：39

自家消費：14,829

9,558kW

系統接続：9,119kW

自家消費：439kW

10MW

風力 100 50kW 10MW

小水力 12 3,421kW 7.1MW

バイオガス 1 30kW 10MW

（出典） Sumba Iconic Island のウェブサイト

http://en.sumbaiconicisland.org/program/ （2019/2/12）

2017 年から 2018 年の期間での本プロジェクトの体制は、図 ２－２－４の通りとなって

いる。プロジェクト予算は 7 百万ユーロであり、外務省オランダ国際協力総局、アメリカ

の国際援助機関である Millennium Challenge Corporation（MCC）、ノルウェー大使館に

より支援をうけている。

図 ２－２－４ Sumba Iconic Island の体制

（出典）Sumba Iconic Island のウェブサイトより作成

http://en.sumbaiconicisland.org/download/ （2019/2/12）

その他に、MCAI が手がける Sumba 島の太陽光発電導入プロジェクトも存在する。ディ

ーゼル発電のコスト高により、Sumba島の5つの村（Tarimbang、Praimundi、Bangga Watu、

Pamburu、Kuruwaki）を巻き込んだ案件で、5 つの村で 0.5MW 程度の規模、プロジェク

トコストは 2,737,000USD である（表 ２－２－７）。

39

村の公営事業者とその他複数投資家・組合などが出資して事業を推進しており、現状は

詳細 FS を実施していると想定される（図 ２－２－５）。

表 ２－２－７ MCAI の Sumba での太陽光発電導入プロジェクト

プロジェクト名 Sumba NTT

案件組成の背景 ディーゼル活用で燃料費がコスト高

（4－8時間/日、ディーゼルは 35k-50kIDR/L）

場所 Tarimbang

Praimundi

Bangga Watu

Pamburu

Kuruwaki

プロジェクト

オーナー

BUMDES（村の公営事業者）35%出資

その他投資家・慈善事業家・組合などが 65%出資

村のファンドなども活用

プロジェクトコスト 2,737,000 USD

予算 村あたり年間 80,000USD

（4,000IDR/kWh 程度）

オフテイカー 各村（PLN は絡まない）

現状（2017 年 11 月時点） 2016 年からプレ FS を開始し、2017 年 11 月に完了、詳

細 FS を実施中と想定

（出典）元 MCAI メンバーへのヒアリングおよび Sumba Iconic Island のウェブサイトよ

り作成 http://en.sumbaiconicisland.org/?s=MCA （2019/2/12）

40

図 ２－２－５ MCAI の Sumba プロジェクトにおけるオペレーションスキーム

（出典）元 MCAI メンバーへのヒアリング時の提供資料

Dr.Ichsan "Sustainable Village" （2017/7）

41

３ 競合技術との比較

ディーゼル発電設備、再生可能エネルギー（太陽光発電）＋蓄電池の複合システム、再

生可能エネルギー（太陽光発電）＋蓄電池＋ディーゼル発電、再生可能エネルギー（太陽

光発電）＋燃料電池システム（H2OneTM 以外）、再生可能エネルギー（太陽光発電）＋燃

料電池システム（H2OneTM）での比較を行った。

比較の視点としては、本邦のエネルギー政策にもある、３E の視点を用いた。３E とは、

Energy Security、Economic Efficiency、Environment であり、本調査では以下のように

解釈した。

A) Energy Security：安定供給であり、燃料の供給途絶のリスクや悪天候による発電量

不足のリスクとした

B) Economic Efficiency：経済効率性であり、発電コストとした

C) Environment：環境への適合性であり、CO2 排出量とした

３－１ 離島のディーゼル発電設備

A） 安定供給

離島のディーゼル発電設備は、悪天候等により海上の燃料輸送が滞ると、安定供給に支

障をきたす恐れがある。

B） 発電コスト

インドネシア一部地域の統計書に記載の離島における燃料価格および現地調査にて得ら

れた現地での燃料価格より推計を行った。また、現地調査や BPPT 提供データにより、一

部の島については、実際の発電コストが把握できた。例えば、Karimunjawa 島への現地調

査でディーゼル発電コストが 6,000IDR/kWh であることを確認した（BPPT からの受領デ

ータでは 6,279IDR/kWh となっている）。燃料価格は、Maratua 島の統計によると灯油価

格は 15,000IDR/L（2016 年）、一方、現地訪問時の PLN Derawan ヒアリングでは軽油価

格 13,000IDR/L であった。この差については、原油価格の変動を考慮すると、妥当な値で

あると考えられることから、燃料価格 13,000 IDR/Lからディーゼル発電コストを推計した。

その結果、発電効率 30%として燃料コストのみで 4,138IDR/kWh となり、燃料コスト比率

69%とすると発電コスト 6,000IDR/kWh となり、ヒアリングでの発電コストと一致する（表

３－１－１）。

C） CO2 排出量

小型のディーゼル発電の効率が相対的に低いこともあり、CO2 排出量は再生可能エネル

ギーを用いた他のシステムと比較すると多くなる。

42

表 ３－１－１ ディーゼル発電コストの推計 軽油 37.7 MJ / l

3.6 MJ / kWh

発電効率 30%

3.1 kWh / l

0.32 l / kWh

軽油価格

（輸送コスト込）

13,000 IDR/l

176 $ / bbl

1.1 $ / l 130 円 / l

燃料コスト

（輸送コスト込）

4,138 IDR / kWh

0.35 $ / kWh

41 円 / kWh

燃料コスト比率 69%

発電コスト 6,000 IDR / kWh

0..51 $ / kWh

60 円 / kWh

（出典）PLN Derawan ヒアリング結果より作成

なお、離島でのディーゼル発電の発電効率について調査を行った結果（図 ３－１－１）

によると、数百 kW クラスの平均値が約 30%（0.32L/kWh）であることから、本推計では

30%を採用している。

図 ３－１－１ ディーゼル発電の発電効率

（出典）外務省「島嶼地域における太陽光発電・ディーゼル発電のハイブリッドシステム

構築技術の案件化調査」（2014 年 3 月）に加筆

43

３－２ 再生可能エネルギーと蓄電池の複合システム

再生可能エネルギー（太陽光発電）と蓄電池によるシステムとして、テスラモーターズ

とソーラーシティが取り組む、南太平洋米領サモアのタウ島のプロジェクトを取り上げる。

タウ島は、住民 790 人、世帯数 231 の島であり、従来の電力はディーゼル発電機でまか

なわれていた。ディーゼル発電による発電量は年間 1,225MWh（2016）、そのための軽油

使用量は年間 102,300 ガロン（2016）であった。そこに、ソーラーシティのソーラーパネ

ル 1.4MW と 6MWh のテスラモーターズ製のリチウムイオン蓄電池「パワーパック」60 基

の導入を行う、投資額$8.8M のプロジェクトである。

A） 安定供給

太陽光発電と蓄電池のみであるため、夜間や悪天候時は蓄電量が不足し、安定供給に支

障をきたす恐れがある。

B） 発電コスト

耐用年数を 20 年と設定して推計すると、4,226 IDR/kWh となる（表 ３－２－１）。現

実的には、約 10 年でのパワーコンディショナの交換コスト、稼働率は低いものの緊急時に

既存のディーゼル発電を稼働させるための維持メンテナンスコストおよびシステム全体の

メンテナンスコストを考慮すると、発電コストはより高くなると考えられる。

C） CO2 排出量

基本的に発電は太陽光発電のみであるため、本システムによる電力供給分の CO2 排出量

は、ほぼゼロとなる。

表 ３－２－１ 米領サモア タウ島のプロジェクト 太陽光発電＋蓄電池の投資額

投資額

投資回収年数

8.8 Million $

20 年

ディーゼル発電の実績値

軽油使用量（2016）

発電量（2016）

102,300 gallons / year

1,225 MWh / year

太陽光発電設備＋蓄電池の発電コスト（推計値）

発電コスト（イニシャルのみ） 4,226 IDR / kWh

0.36 $ / kWh

42 円 / kWh

（出典）米領サモア再生可能エネルギー委員会資料より作成

https://vimeo.com/204432502

44

３－３ 再生可能エネルギーと蓄電池並びにディーゼル発電設備の複合システム

A） 安定供給

ディーゼル発電をバックアップ電源と位置づけると、海上輸送による燃料の供給途絶リ

スクも軽減されるため、安定供給可能な電源である。

B） 発電コスト

離島のディーゼル発電（３－１）と再生可能エネルギー＋蓄電池（３－２）の間に位置

づくと考えられる。

C） CO2 排出量

ディーゼル発電の稼働量が少なくなるほど減少するため、離島のディーゼル発電（３－

１）と再生可能エネルギー＋蓄電池（３－２）の間に位置づく。

このシステムに該当するインドネシアの事例を以下に 2 件取り上げる。

（１） 九電工の Sumba 島マイクログリッド実証

インドネシア東ヌサ・トゥンガラ州南西スンバ県の Sumba 島において、九電工がマイク

ログリッド実証を行っている。

この実証では、O&M 性向上に向けた取組が特徴的となっている。背景として、従来から

BPPT はマイクログリッドにおけるディーゼル発電機の負荷低減に向けた技術開発・普及活

動を推進しており、過去には、同所実証にてバナジウムを用いたレドックスフロー電池を

導入していたが、充放電の制御技術が不十分で失敗した経緯がある。

取組内容としては、200kWh の電力を、１日のうち６時間、島の送電網に供給し、さら

には、24 時間連続供給に向け、供給電力量の拡大を目指している。その中で、O&M 性向

上のために、実績ある蓄電池への Battery Management Unit（BMU）搭載、EMS による

充放電 適化、設備の共同施工による技術・ノウハウの現地移転などを行っている（表 ３

－３－１）。

本実証の期間は、平成 31 年 2 月までであるが、将来の計画としては、以下を挙げている。

STEP1： 現地政府機関（BPPT）と連携して、実証施設施工後に O&M の手法を確立。

STEP2： 設計改良や現地生産の実施により低コスト化を実現。

STEP3： 官・民市場での受注・販売。EPC / O&M を担う SPC（特定目的会社）の設立

を含めた事業スキームの導入。

45

表 ３－３－１ 九電工のマイクログリッド実証の内容 概要

費用 ４億円（２億円補助：環境省「途上国向け低炭素技術イノベーション創出事業」）

安全性 古くから実績があり温度変化や過充電への耐久性が高い鉛蓄電池を選定

運転性 ・古河電池とアバール長崎の協力のもと、電池残量把握技術（温度や電流・電圧か

ら計算）を開発

・リアルタイムに充電・劣化状態を把握できるため、電池の 適な充放電が実現さ

れ、電池の耐用年数が 10 年に延長

・現地工事会社に対して工事技術の指導を行いながら蓄電設備を構築することで、

技術移転を推進

主要機器 ・太陽光発電：400kW（BPPT 設置）

・鉛蓄電池 ：576 セル、1.15MW、BMS 搭載（古河電池：制御弁式鉛蓄電池 FCP-1000）

・EMS ：複数の電源ソースによる統括制御や発電施設間での同期運転が可能

（九電工）

・その他 ：既設 DG（PLN：4MW+2MW）および水力発電（PLN：2MW）等で構成さ

れるマイクログリッドに連系

（出典）九電工「インドネシア・スンバ島での EMS 実証施設運転開始について」 （2018

年 1 月 10 日）より作成

https://www.kyudenko.co.jp/press/docs/press_20180112.pdf

（２） ドイツ国際協力公社（GIZ）のインドネシア離島電化プログラム（REEP）

REEP プログラムについては、「４－３ 離島の電化政策と現状」で詳述するが、ここで

は、検討しているシステム構成について紹介する。

太陽光発電、蓄電池、ディーゼル発電を組み合わせたシステムであり、コスト計算等の

事業可能性調査が進んでいる。具体的なコスト目標は公開されていないが、GIZ のレポー

ト（What size shall it be?）には、IEA のレポート（Rural Electrification with PV

Hybridsystems）（図 ３－３－１）にあるコスト構成を参考にしているとの記述がある。

BOS : Balance of System

図 ３－３－１ システムのコスト構成

（出典）GIZ “What size shall it be?”

元図は IEA "Rural Electrification with PV Hybrid systems" （2013）

46

３－４ 燃料電池システム

H2OneTM 以外にも、離島オフグリッドに対応した、再生可能エネルギー（太陽光発電）

＋燃料電池システム（H2OneTM以外）の検討が行われており、AREVA、ENGIE、Cascadiant

の事例を調査した。なお、Cascadiant のシステムは小型の情報通信基地局用であるため、

本調査の対象用途とは異なる。

A） 安定供給

AREVA と ENGIE のシステムのコンセプトは H2OneTMと同様であり、島外からの燃料

供給がないため安定供給に優れている。

B） 発電コスト

AREVA と ENGIE ともに未だ実証段階にあるため、コストに関する情報が公開されてい

ない。

C） CO2 排出量

再生可能エネルギー100%であるため CO2 排出量はゼロとなる。

（１） AREVA

AREVA は子会社の Helion で、再生可能エネルギー水素 FC ソリューション

「Greenenergy Box」を開発している（表 ３－４－１）。

表 ３－４－１ Helion とソリューション（Greenenergy Box）の概要

Helion ・ 設立：2001 年 3 月 ・ 本社：Aix en Provence （南仏の大学都市） ・ 従業員数：60 人

ソリューション： Greenenergy Box

・ エネルギー貯蔵容量：400kWh ・ エネルギー出力：20kW～100kW ・ FC 出力：20kW、40kW、60kW、80ｋW、100kW（5 基並列） ・ 設置面積：14.6m2（ガス貯蔵部分は除く） ・ 重量： 大 6 トン（13,227 ポンド）（ガス貯蔵部分は除く） ・ ガス貯蔵量：サイト毎に調整可能 ・ 運転温度：-30℃～＋50℃（-22°F～＋122°F）） ・ 電圧：400V 3 相 50Hz

（出典）AREVA"Hydrogen Technology for Integration of Renewables" （2012）

2011 年から 2012 年にかけて太陽光発電設備、蓄電池、FC によるマイクログリッドの実

証を行っており、そこで以下の３つの試験を実施している。

１．再生可能エネルギーと組み合わせた電力系統への連系試験を実施

２．部分負荷運転の試験（モジュール不良の際に、残った他のモジュールでシステムの運

転を継続させる試験）

３．マイクログリッド・マネジメントの試験（ただし、太陽光発電設備と負荷は模擬で、

水電解 22kW、FC13kW、太陽光発電設備 13.4kW、負荷 10kW、鉛蓄電池 450Ah 48V）

次に、コルシカ島での実証を 2012 年に開始している（表 ３－４－２）が、進捗や結果

47

は公開されていない。コルシカ島での実証の背景には、フランス政府が 20 年以内に全ての

海外の島嶼テリトリーにて、CO2 フリーを目指していることがあげられる。その後、2014

年に AREVA と Schneider Electric は水素燃料電池技術にもとづくエネルギーの管理・貯蔵

ソリューションを開発する戦略的パートナーシップを締結しているが具体的な活動は報じ

られていない。

表 ３－４－２ AREVA のコルシカ島での実証概要

実証設備概要

・ 太陽光発電設備：560kW ・ FC フェーズ１：100kW/1.75MWh ・ FC フェーズ２： 200kW/3.5MWh ・ 水電解装置：10Nm3/h ・ 閉回路で水循環 ・ 水素タンク：1,400Nm3 ・ 酸素タンク：700Nm3

参加者

・ Helion（AREVA） ・ フランス原子力 ・ 代替エネルギー委員会 ・ Corsica 大学など

（出典）AREVA"Hydrogen Technology for Integration of Renewables" （2012）より作成

（２） ENGIE

ENGIE は、2016～2017 年に、再生可能エネルギー水素を FCV に活用する実証をシン

ガポール Semakau 島にて実施している（表 ３－４－３）。しかしながら、実証に定置用

FC 設備は存在しない。Semakau 島は沖合 8km、面積 2km2 の島であり、現状はシンガポ

ールの廃棄物燃焼施設で生ずる灰の埋め立て地となっている。その一部地域が REIDS

initiative （Renewable Energy Integration Demonstrator-Singapore）のパイロット施設

用地として南洋理工大学（Nanyang Technological University）のエネルギー研究所

（Energy Research Institute：ERIAN）に割当てられている。

表 ３－４－３ シンガポール Semakau 島の実証概要

構成要素 （2017 年 10 月時点）

・ 太陽光発電（PV）パネル ・ 蓄電池（200kW/200kWh～5-10 世帯の日間電力消費） ・ 風力発電（Off-grid 用途専用に設計） ベルギーの会社 Xant で定格が

100kW 程度 ・ インバーター（Schneider Electric 製） ・ 水素充填ステーション 20 台/日 と FCV（航続距離 200km） ・ 水素貯蔵設備（2MWh 相当の水素 80kg）

参加組織

・ 南洋理工大学（Nanyang Technological University） ・ シンガポール経済開発委員会（Economic Development Board：EDB） ・ シンガポール国家環境局（National Environment Agency：NEA） ・ ENGIE シンガポール研究所（ENGIE Lab Singapore） ・ Schneider Electric など

（出典）ENGIE および Microgrid Knowledge のウェブサイトより作成

https://www.engie.com/en/news/using-hydrogen-to-reach-self-sufficiency/ （2019/2/12）

https://microgridknowledge.com/hybrid-microgrid-singapore/ （2019/2/12）

48

ENGIE は、 終的には再生可能エネルギー水素 FC によるマイクログリッドを目指して

いるが、現時点で FC を組み合わせた実際のシステムは発表されていない。前述のようにシ

ンガポールのセマカウ島での実証には定置用FCが組み込まれていないが、Power-to-Power

を目指し、ソリューション名は、SPORE（Sustainable Powering of Off-Grid Regions）と

なっている2。なお、再生可能エネルギー水素 FC システム向けの EMS は、Schneider

Electric と共同で取り組んでいる。

（３） Cascadiant

インドネシアでの燃料電池に関わる取組みとして、Cascadiant による数 kW の燃料電池

の導入がある（表 ３－４－４）。設備容量規模が小さく、情報通信の基地局用途であるた

め、H2OneTMの競合という位置づけにはならないが、参考までに取り上げる。

グリーンエナジーソリューションを提供する Cascadiant は BPPT や情報通信会社

Telkomsel へ燃料電池を設置している3。現在の Cascdiant の主要顧客は前述のような情報

通信会社であるが、今後は通信会社以外への展開も検討している。

表 ３－４－４ Cascadiant の燃料電池導入事例

BPPT ・ 2013 年から BPPT 協業で燃料電池の R&D を実施

・ 2017 年には BPPT のデータセンター向けに水素燃料電池を導入

Telkomsel

・ スマトラ島メダンのオペレーションに必要なバックアップ電源として同社の MES

（Managed Energy Solution）*採用

・ 東ティモールへの 3G ワイヤレスネットワーク用の主要電源およびバックアップ

電源として、メタノール燃料電池を設置し、太陽光発電および風力発電と統合さ

せる。MES によるパフォーマンス管理なども行う

・ Serepong にある TEKNO3 ビルに 5kW 分の燃料電池をバックアップ用に導入

・ Baron Tachno Park にメタノール燃料電池を導入。風力タービンと接続している

*Managed Energy Solution（MES）：燃料電池の設置、燃料の調達、設備の遠隔モニタリ

ングなどをターンキーで行うサービス

（出典）Cascadiant のウェブサイト（http://cascadiant.com/solutions/）および Cascadiant

"Empowering The Hydrogen Economy" （2016）より作成

Cascadiant は、Telkomsel の子会社である Telkom International が開発している東ティ

モールでの 3G ネットワークサービス事業において、MES サービスを提供している。

東ティモールでの MES の展開では、サイトによって異なるソリューションを提供してい

る。具体的には、グリッドに接続していないサイトにおいて、燃料電池と太陽光発電を組

み合わせたシステムを供給している 3。東ティモールでのプロジェクトは、2013 年に開始

し、2017 年までに完了（予定）となっている。 2 ENGIE のウェブサイトより

https://www.engie.com/en/news/using-hydrogen-to-reach-self-sufficiency/ （2019/2/12） 3 Cascadiant "Empowering The Hydrogen Economy" （2016）

49

３－５ 当社の優位性

競合技術について、表 ３－５－１に整理した。

表 ３－５－１ 競合技術の比較

経済性

環境性 安定性

1.ディーゼル発電

✕

・ 平均 4000IDR/kWh、輸送費が

高い地域では 6000IDR/kWh

を超える

✕

・ も CO2 排出量多い

・ CO2 以外に大気汚染を排出

△

・ 悪天候等の影響で燃料の

供給が途絶える可能性あ

り

2.再生可能エネル

ギー＋蓄電池

の複合システム

△

・ 4000IDR/kWh 超

◯

・ CO2 排出量ゼロ

△

・ 悪天候が続いた場合に、蓄

電が途絶える可能性あり

3.再生可能エネル

ギー＋蓄電池

＋ディーゼル

の複合システム

△

・ イニシャルコストは 2 より

高くなると想定

△

・ 再生可能エネルギー分の

CO2 が削減

◯

・ ディーゼル発電によるバ

ックアップ

4.再生可能エネル

ギー＋蓄電池

＋燃料電池

の複合システム

（H2OneTM以外）

不明

・ 開発段階で、コストが公表

されていない

◯

・ CO2 排出量ゼロ

◯

・ 水素貯蔵によるバックア

ップ

5.再生可能エネル

ギー＋蓄電池

＋燃料電池

の複合システム

(H2OneTMシステム）

◯

・ 4000IDR/kWh（目標コスト）

◯

・ CO2 排出量ゼロ

◯

・ 水素貯蔵によるバックア

ップ

H2OneTMシステムは、本システムに実装されている水素エネルギーマネジメントシステ

ム（H2EMSTM）により、再生可能エネルギー由来の電力を安定分、短期変動分、長期変動

分に自動的に振り分け、効率よく活用することが可能となる。

それにより、再生可能エネルギーと蓄電池システムだけを組合せたシステム等と比較し

ても、より経済的に再生可能エネルギーの導入率および利用率拡大が可能となり、その結

果 CO2 削減にも寄与することが可能となる。

50

４ 離島オフグリッドエリアの現状と計画

離島オフグリッドエリアの貧困およびインフラの状況、その改善に向けた計画や取組に

ついて調査を行った。なお、インドネシアでは、地方部の貧困対策・インフラ開発の一部

として離島のオフグリッドエリアの貧困対策・インフラ開発を含んでいる。

４－１ 離島における貧困とインフラの状況

インドネシアの貧困率は、国会開発企画庁（BAPPENAS）が策定する中期国家開発計画

（RPJMN）の貧困対策等により年々下がりつつある（図 ４－１－１）。

しかしながら、村落・後進地域開発・移住省（Kemendesa）や JICA によれば、地方の

道路、港湾、エネルギー等のインフラ整備は未だ改善の余地が残されている状況となって

いる（図 ４－１－２）。

図 ４－１－１ インドネシアの貧困率

（出典）JICA「インドネシア国 地方開発セクターにかかる情報収集・確認調査」（2015 年

9 月）

51

図 ４－１－２ 地方のインフラ状況（西ジャワ スメダン県）

（出典）BAPPENAS"Poverty Reduction Programs in Indonesia",LPEM Final Study

Report

特に東部インドネシア地域は開発が遅れており、貧困率が高い。また、東部インドネシ

ア地域に限らず地方や離島に行けばまだまだ電気のないコミュニティも存在する。

離島の電力網は本土から切り離されており、オフグリッドであることが基本である。そ

もそも、電力網が十分に整備されていない島も多い。電力網があり、ディーゼル発電機が

設置されている島においても、燃料コスト、特に輸送コストが高いため、発電時間を制限

している。近年、太陽光発電が導入されることで、供給力が高まっているものの、太陽光

発電の施工品質やメンテナンス品質の確保が課題とされている。

インドネシアの離島は、観光地でホテル等の来訪者向けの施設については、自家発電設

備が導入されているが、その他島内の電化はなかなか進んでいない状況にある。

下記（図 ４－１－３）の東ヌサテンガラ州のケースは、地方電化を目指した政府の 35GW

プログラムによる貯水池への小型水力発電の導入である。このように、地方や離島部では、

インフラ建設のリソースの中心は人力となっている。

52

図 ４－１－３ 地方のインフラ状況（東ヌサテンガラ州フローレス）

出典）MONGABAY

https://news.mongabay.com/2017/02/these-indonesian-villages-are-powered-by-locally-s

ourced-sustainable-energy/ （2019/2/12）

53

４－２ 離島の貧困対策と開発計画

（１） RPJMN（中期国家開発計画）

BAPPENAS が策定する RPJMN には、地方開発の基本方針と地方ごとの開発方針が示

されている。

地域格差の是正として、産業振興、コネクティビティ、人材育成、投資環境整備の観点

から地方開発の基本方針が示されている（図 ４－２－１）。

また、地方ごとの開発方針が示されており、それぞれの地方の課題に基づくインフラ投

資が計画されている（表 ４－２－１）。さらに、各村レベルにおいても、RPJMN に準じて

各村での中期国家開発計画が存在する。

図 ４－２－１ 地方開発にかかわる基本方針

（出典）JICA「インドネシア国 地方開発セクターにかかる情報収集・確認調査」（2015 年

9 月）

54

表 ４－２－１ 主要な地域別の開発方針

ジャワ・バリ地域 ・ 食糧産地、国家的な産業・サービスセンターの発展、世界 高の観光地

への玄関口、海運・海洋観光産業

スマトラ地域 ・ 国際貿易の玄関口、エネルギー生産・石炭、一次産品の産業化（バーム

油、ゴム、錫、ボーキサイト等）、漁業、海洋観光、農園業

カリマンタン地域 ・ 水資源・森林の保全と防災、再生可能エネルギーと石炭生産、一次産品

の産業化（バーム油、ゴム、ボーキサイト等）、食糧産地

スラウェシ地域 ・ 国際貿易・東部インドネシア地域への玄関口、物流産業、農業（カカオ、

米、トウモロコシ）、鉱工業（手工芸品、アスファルト、天然資源）、漁業と海洋観光

ヌサテンガラ地域 ・ エコツーリズム、漁業、製塩、海草、牛肉、トウモロコシ、鉱工業（マ

ンガン・銅）

マルク地域 ・ 漁業と水産製品、鉱工業（ニッケル・銅）、海洋観光

パプア地域 ・ 農業、畜産、林業、水産と海洋観光、観光開発（文化・生物の多様性）、

鉱工業（石油、天然ガス、銅産業）、社会と地方政府の能力強化、伝統的村落社会に基づく持続的経済開発

（出典）JICA「インドネシア国 地方開発セクターにかかる情報収集・確認調査」（2015 年

9 月）

（２） RISE（貧困削減地方インフラ開発事業）

RPJMN の目標達成にむけて、政府機関による諸施策・プログラムの実施が行われている。

特に地方分権化以降の村落開発、特に貧困対策については、PNPM（住民エンパワーメン

ト国家プログラム：2006～2014）が重要な役割を果たしてきた。PNPM は、5 つの中核プ

ログラムと 7 つの強化プログラムから成り、JICA が実施した貧困削減地方インフラ開発事

業（RISE）は、PNPM-PISEW という名称で、貧困村における小規模インフラ整備（道路、

灌漑、市場、水供給、排水、教育･保健施設等）において中軸的な役割を果たしてきた（表

４－２－２）。なお、JICA は、RISE を実施する以前から、インドネシアの離島オフグリッ

ド電源として、ディーゼル発電を円借款等で導入してきた実績が多数あり、今後の水素エ

ネルギー導入においても重要な役割を果たしていくものと想定される。

表 ４－２－２ PNPM の詳細 中核プログラム：全国の地域を対象とした基本プログラム

- PNPM-Rural

- PNPM-Urban

- PNPM Rural Infrastructure （PNPM-RIS）

PNPM Regional Infrastructure for Social and Economic Development （PNPM-PISEW）

⇒貧困削減地方インフラ開発事業（RISE）

強化プログラム：特定課題･グループを対象とするプログラム

- PNPM Agrobusiness Improvement （PNPM-PUAP）

- PNPM Marine and Fisheries （PNPM-KP）

- PNPM Tourism

- PNPM Generation （PNPM-Generasi）

- PNPM Green （G-KDP）

- PNPM Neighborhood Development （PNPM-ND）

PNPM Housing and Settlement

（出典）JICA「インドネシア国 地方開発セクターにかかる情報収集・確認調査」（2015 年

9 月）

55

JICA の支援してきた貧困削減地方インフラ開発事業 RISE は、PNPM のプログラムのう

ち、特に小規模インフラ整備を担っており、同国の貧困削減、地域経済の自立的発展、地

域社会の自立能力向上、地方行政能力強化に寄与することが目的となっていた。具体的に

は、国内で貧困層の多い地域を対象に、地域住民のニーズに基づき①交通関連施設、②上

水･衛生関連施設、③生産関連施設、④市場関連施設、⑤保健関連施設、⑥教育関連施設の

基礎インフラを整備すると共に、⑦マイクロ･クレジットをパイロット的に導入した。

2014 年の PNPM 終了後も、RISE は新政権の地域経済開発政策に対応し、県戦略地域

（KSK）を対象とした主要産品開発、コミュニティ･ビジネス振興、インフラ整備、それら

への資金的支援、施設の運営維持管理体制強化に重点を置き継続して実施されている。た

だし、現状で新たに立ち上がった貧困対策プログラムは存在していない。

（３） 地域開発・移住省（Kemendesa）による電源開発

大統領令 2015 年第 12 号により、それまで内務省が所管していた、村落および村落開発

に関する全ての分野を、地方部における貧困削減および経済産業振興という観点から地域

開発・移住省（Kemendesa）が新設され担うこととなった（表 ４－２－３）。

Kemendes の管轄する電力インフラ整備に関しては、電力事業を担当する MEMR と連携、

調整している。具体的には、Kemendesa は、PLN の関与が難しい後発途上地域（電力使

用量 450Wh/世帯/月程度の水準）を管轄している。そのため、Kemendesa が支援する電力

事業のエリアの一つに WU（MEMR2016 年 38 号で規定する電力供給が十分に出来ていな

い特定のエリアで Wilayah Usaha の略）も含まれている。MEMR によると、現状、PLN

と Kemendesa の協働での取組みは実施されていないが、将来的な協働の可能性はあるとし

ている。

なお、Kemendesa の支援内容として、地方政府への推奨、地方事業体手続き支援、プロ

ジェクト資金の一部拠出が可能となっている。

表 ４－２－３ Kemendesa による支援内容

項目 概要

準拠法令 KEMENDESA 2015 年 4 号

支援内容 ・地方政府にとっての負担がOPEXのみの取組であればKEMENDESA

から「①地方政府への推奨②BEDES（地方事業体）の設立手続き

を支援③一部プロジェクト資金の拠出」が可能

・租税優遇措置や補助金投入等の資金的補助は無し

準 拠 法 令 と

MEMR2018 年 38 号

との関係

・KEMENDESA 2015 年 4 号は地方自治体が行う事業全般（BUNDES

による事業）を対象とした省令であることに対し、MEMR2018 年

38 号は電力事業のみ（Wilayah Usaha）を対象とした省令

・包含関係としてはKEMENDESA2015年4号の管轄対象にMEMR2016

年 38 号の管轄対象が含まれるということになる

（出典）MEMR へのヒアリング

56

４－３ 離島の電化政策と現状

インドネシア全体を見ると、電力供給（PLN によるグリッドの 大需要分の電力供給）

の状況に関しては、2015 年から 2017 年で供給不足のエリアが減少している（図 ４－３－

１）。一方で、MEMR によると、ここでの電化は一般的なプレ電化に近い水準を指してお

り、数百 W の太陽光パネルを設置して、蓄電池と電球を接続し、日没後一定時間電球の明

かりを灯せる、ないしはそれに加えて携帯電話の充電ができる程度である。また、こうし

て電化したとしても、実際にその便益を享受できるのは住民の 30〜50%程度である。

図 ４－３－１ 州別の電力供給状況

（出典）MEMR "Equitable Energy in Electricity" （2018）

インドネシア地方電化政策には、現状、PLN の Boarder and Outer Island Program と

MEMR の 2500 Villages Electrification Program が存在する（表 ４－３－１）。

過去に存在した100島プロジェクトおよび1000島プロジェクトは計画途中で終了してお

り、Border and Outer Island Program に置き換わっている。

表 ４－３－１ インドネシアの地方電化政策プログラム

地方電化プログラム

名

2500 Villages

Electrification

Program

Boarder and Outer

Island Program

1000 Islands Program

（左記 PLN プログラム

に置き換わる）

実施主体 MEMR PLN 内務省・MEMR

57

推奨電源 再生可能エネルギー

ディーゼル発電の活用

が前提 太陽光

対象エリア PLN 供給管轄外 PLN 供給管轄内

インドネシア全土の

離島

目標電化水準 プレ電化レベル プレ電化以上 プレ電化

*プレ電化・・・夜間照明および携帯電話の充電が可能な電化レベル

（出典）MEMR および PLN ヒアリングより作成

（１） Boarder and Outer Island Program

Boarder and Outer Island Program は常時電力供給等も視野に入るが、ディーゼル発電

の活用が前提にある。Border and Outer Islands Program は、離島や国境付近の僻地を対

象に、ディーゼル発電機の導入により電化を進めていく取り組みで、2022 年までに 3,000

機ほどのディーゼル発電機を導入するのが 終ゴールとなっている。現在初期段階として、

2019 年までに 800 機のディーゼル発電機の追加購入が進められ、既に 100 機分の調達を

MHI や現代から行っている。

一方、100 島プロジェクトおよび 1000 島プロジェクトは、ドイツ復興金融公庫（KfW）

およびドイツ国際協力公社（GIZ）と世界銀行が協業するインドネシア離島電化プログラム

（REEP）として、インドネシア政府主導ではない形で引き継がれている。

過去に100島プロジェクトおよび1000島プロジェクトがうまくいかなかった要因として、

資金および責任の所在が不十分であったことが挙げられる。両プロジェクトの推進では、

PLN の Corporate Planning Division が責任を持っていたものの、東インドネシア等特定

地域で実際の事業運営を行う地方管轄部門との連携がされておらず、履行責任が曖昧とな

っていた（図 ４－３－２）。現在のプログラムでは、地域担当部署ごとに設備容量ベース

で履行責任を明確化させており、また RUPTL2017 にも記載することで、強制力を持たせ、

プログラムが着実に推進するようにしている。

図 ４－３－２ 100 島/1000 島プロジェクトの失敗要因

（出典）MEMR および PLN ヒアリングより作成

58

（２） 2500 Villages Electrification Program

2500 Villages Electrification Program は再生可能エネルギーの活用が前提になっている

が、目標電化水準としてはプレ電化（夜間照明および携帯電話充電のみ）にとどまる。対

象エリアは PLN の供給管轄外となる村落が中心となっている。2018 年には 436 の村が電

化を予定（図 ４－３－３）しており、電化が未達成な村で、グリッドへの接続が難しく、

村内での世帯間の距離が離れているなどの環境下である場所でプレ電化プログラムとして

「Solar Energy Saving Lump （LTSHE）プログラム（図 ４－３－４）」を実施している。

LTSHEプログラムでは各家庭に太陽光パネルを設置し、蓄電池を搭載した発電ハブとLED

ランプを接続して使用する。1 回の充電で照明については連続 6 時間または 12 時間、その

他の電力利用については 60 時間程度の利用が可能になる。

図 ４－３－３ 村レベルでの電化状況の推移

（出典）MEMR "Equitable Energy in Electricity" （2018）

59

図 ４－３－４ LTSHE の概要

（出典）MEMR "Equitable Energy in Electricity" （2018）

60

2500 Villages Electrification Program の対象エリアとしては、主にマルク・パプア島の

無電化地域であるが、その他に、スマトラ、スラウェシ、ヌサ・トゥンガラ、カリマンタ

ンにも点在している（図 ４－３－５）。

図 ４－３－５ 2,500 村落電化プログラムの対象エリア

（出典） MEMR "POLICY ON SOLAR AND BIOENERGY DEVELOPMENT IN

INDONESIA" （2018 年 3 月）

（３） Renewable Energy for Electrification Program（REEP）

REEP の源流となる離島電化導入プロジェクト「100 島および 1000 島プロジェクト（図

４－３－６、図 ４－３－７）」は、当初 PLN の太陽光発電設備導入プロジェクトとして進

められてきたが、2013 年頃、PLN が世界銀行およびドイツ復興金融公庫（kfW）へ支援を

求めたことで、Renewable Energy for Electrification Program（REEP）として引き継が

れた。

61

図 ４－３－６ 1,000 島プロジェクト当初計画（2011 年開始時）

（出典）PLN "Progress on PLN’s efforts to Increase Renewable Energy Generation"

（2013）

図 ４－３－７ 1,000 島プロジェクトの当初の実施目標

（出典）PLN "Solar PV Development Plan" （2013）

現在の REEP は、ドイツ復興金融公庫（KfW）およびドイツ国際協力公社（GIZ）と世

界銀行が協業するインドネシア離島電化プログラム（図 ４－３－８）であり、全体で６億

62

USD の資金が拠出されている。

Phase-1 としては、 大で 1.1 億 USD が拠出される見込みである。プログラム全体のア

ドバイスを行うコンサルタント企業として、ドイツのエネルギーコンサルティング会社

Energynautics が選定されている。プログラムの目的は、インドネシアの再生可能エネルギ

ー導入目標である 23%を、実際のマイクログリッドである複数の離島で実現し普及展開を

図るというものである。

2018 年１月末、Energynautics が 23%の再生可能エネルギー導入対象である２離島を訪

問のうえ、電力環境調査を実施した。特徴の異なる２島となっていて、１島は小規模グリ

ッドであり、夜間のみに電力供給が行われている。もう１島は、石炭火力発電と大規模デ

ィーゼル発電により 24 時間電力共有が行われている。両島において、太陽光発電とバイオ

マス発電により目標達成に必要な再生可能エネルギーの導入が予定されている。なお、小

規模島では、再生可能エネルギーにより 24 時間の電力供給を実現することも副次的な目標

として設定されている。プログラムによる現在の開発状況を下記に示す（図 ４－３－９）。

※ Renewable Energy for Electrification Program

図 ４－３－８ REEP 全体計画（2015 年〜）

（出典） REEP のウェブサイト

http://www.reep-indonesia.info/about/implementationstrategy.html （2019/2/12）

63

図 ４－３－９ REEP の現状における取組概要

（出典）Energynautics ウェブサイト

https://energynautics.com/en/references/indonesia/ （2019/2/12）

64

５ 調査対象（離島）の選定と市場規模

本調査事業において、BPPT より 58 島の離島リストの提供を受け、それを元に離島マス

ターリストを作成した（表 ４－３－１、図 ４－３－１）。この中には、人口が多い 2 島と

して Sumba 島（約 77 万人）と Nias 島（約 81 万人）が含まれている。これら 58 島の

大電力需要は、647MW、人口合計は 217 万人である。

なお、 大電力については、BPPT から提供された離島リストには記載されていない島も

あったため、BPPTから得た実績の 大電力データ（十数島）の分析結果から原単位を 300W/

人として、各島の人口を乗じて算定した。

表 ４－３－１ BPPT から提供された離島リストの 58 島 No. Name No. Name No. Name

1 Pulau Tello 21 Pulau Ile Boleng 41 Pulau Kanalodua

2 Pulau Nias 22 Pulau Lamalera 42 Pulau Katindoang

3 Pulau Siberut 23 Pulau Lembata 43 Pulau Burungloe

4 Pulau Sipora 24 Pulau Sumba 44 Pulau Liangliang

5 Pulau Pagai-utara 25 Pulau Bunaken 45 Pulau Kambuno

6 Pulau Pagai-selatan 26 Pulau Wangiwangi 46 Pulau Tanakeke

7 Pulau Sebira 27 Pulau Kambode 47 Pulau Kodingareng

8 Karimunjawa 28 Pulau Komponaone 48 Pulau Manado tua

9 Pulau Parang 29 Pulau Kaledupa 49 Pulau Mantehage

10 Pulau Nyamuk 30 Pulau Lintea Tiworo 50 Pulau Siladen

11 Pulau Genting 31 Pulau Darawa 51 Pulau Talise

12 Nusa Penida 32 Pulau Tomia 52 Pulau Gangga

13 Nusa Lembongan 33 Pulau Tolandona 53 Pulau Kinabuhutan

14 Pulau Ceningan 34 Pulau Binongko 54 Pulau Karimata

15 Gili Trawangan 35 Pulau Runduma 55 Pulau Derawan

16 Gili Meno 36 Pulau Selayar 56 Pulau Maratua

17 Gili Air 37 Pulau Pasi 57 Pulau Singkep

18 Pulau Medang 38 Pulau Sangihe 58 Pulau Lingga

19 Pulau Moyo 39 Pulau Padaelo

20 Pulau Komodo 40 Pulau Kanalosatu

65

図 ４－３－１ 離島リスト 58 島の位置

（出典）BPPT 提供の離島リストより作成

離島マスターリスト作成にあたり、BPPT から提供された主なデータは、人口、世帯数、

島の面積であり、 大電力、再生可能エネルギー導入量、電力コストなどについては一部

の島のみデータが提供された。

５－１ 離島ショートリストおよび市場規模

（１） システム導入の適地選定条件

離島マスターリストを元に MEMR および PLN とのディスカッションを行い、複数の絞

り込み条件を設定してショートリスト化を行った（図 ５－１－１）。

図 ５－１－１ 適地選定の考え方

66

選定条件として、第１に 大電力 100～1500kW の島とした。さらに、発電コストについ

ては、H2OneTMの将来的な発電コストを 40 円/kWh と考えているため、4000IDR/kWh 以

上の発電コストの島に適用することを考えた。なお、為替については、過去の推移から 0.01

円/IDR と設定した（図 ５－１－２）。

図 ５－１－２ 為替の実績推移（円/IDR）

（出典）IMF のウェブサイト

https://data.imf.org/regular.aspx?key=61545862 （2019/2/12）

現地政府との議論の結果、観光など産業振興地域にある島の優先順位が高いということ

となり、具体的に、South Sulawesi、East Kalimantan、South Kalimantan、Maluku、

Wakatobi、Karimunjawa、Sumba、Bali、Mentawai の地域が挙げられた。

さらに、東芝の事業の効率性の観点からは、H2OneTMを導入している島が複数密集して

いる方がよいため、H2OneTMを複数導入できるポテンシャルのある諸島の優先順位を高い

と考えた。

また、東芝をはじめ事業関係者がその島へ容易にアクセス可能であることを重視し、空

港を有しているか、または無いとしても、近隣の空港のある島から船で、2.5 時間程度で到

達可能な地域とした。

（２） ショートリスト等の市場規模

適地選定条件により、13 島がロングリスト（条件１~３を満たす）に、さらにそのうちの

５島がショートリスト（条件１~４を満たす）に選定された（図 ５－１－３）。

67

ロングリスト ショートリスト

Karimunjawa Karimunjawa

Pulau Parang Pulau Parang

Pulau Nyamuk Pulau Nyamuk

Gili Trawangan Pulau Derawan

Pulau Medang Pulau Maratua

Pulau Komodo

Pulau Burungloe

Pulau Manado tua

Pulau Mantehage

Pulau Gangga

Pulau Karimata

Pulau Derawan

Pulau Maratua

図 ５－１－３ ロングリストおよびショートリストに選定された島

（出典）離島マスターリストより作成

一方、マスターリスト掲載の 58 島のうち、ショートリスト（第 1 ターゲット）およびロ

ングリスト（第 2 ターゲット）に選定されていない島の中にも、将来的にターゲットとな

りうる可能性のある島が存在した（図 ５－１－４）。

人口規模は 5,000 人以下であるものの、現在の電力需要（kW）が不明または 100kW 以

下の島を第 3 ターゲットとし、そこには、13 島が該当した。また、将来的に H2OneTMを

複数トレイン連結して、 大 6,000kW とし、人口 2 万人までカバー可能と想定した場合に

ターゲットとなりうる島を第 4 ターゲットとし、58 島のうち 10 島が該当した。

10000

1000

100

10 100

1000 10000

図 ５－１－４ 対象市場の位置付け

第４ターゲット

第１ターゲット

（ショートリスト）

第２ターゲット

（ロングリスト）

第 3 ターゲット

設備容量

（kW）

人口（人）

68

4 つの市場それぞれの市場規模を推計すると、合計で 59GWh/年となった（表 ５－１－

１）。

表 ５－１－１ ４つのターゲットの市場規模

人口 設備容量*（kW） 年間発電量*（kWh/年）

第 1ターゲット

（ショートリスト 5島）

12,183 3,655 4,885,783

第 2 ターゲット

（ロングリスト 13 島か

らショートリスト 5島を

除く）

18,524 5,557 7,428,732

第 3 ターゲット

（13 島）

13,889 4,167 5,569,945

第 4 ターゲット

（10 島）

103,745 31,124 41,605,148

合計

（58 島中の 36 島）

148,341 44,502 59,489,607

*BPPT から提供を受けた人口のデータ以外は離島マスターリストより推計

（３） ポテンシャル市場規模の推計

インドネシアの海事漁業省の統計（2016 年）によると、有人離島数が 2,342 島となって

おり、それら 2,342 島が基本的にはオフグリッドであると想定される。

一方、今回の BPPT から提供のあったマスターリスト上の 58 島のうち、第１～４ターゲ

ットに該当し、将来的に H2OneTMの市場になると考えられた島は 36 島で、人口規模では

約 15 万人であった。

ここでは、58 島のうち 36 島（15 万人）を原単位として、2,342 島に拡大推計すると、

人口規模は約 600 万人となる。その約 600 万人をポテンシャル市場として、その規模を推

計した結果、2,402GWh/年となった（表 ５－１－２）。

表 ５－１－２ ポテンシャル市場の規模 人口

（百万）

設備容量

（GW）

年間発電量

（GWh/年）

ポテンシャル市場 6.0 2 2,402

（出典）海事漁業省（KKP）（2016）より推計

https://factsofindonesia.com/number-many-indonesias-islands-inhabited （2019/2/12）

69

６ サイト調査

６－１ Karimunjawa 島

（１） 島の概況

Karimunjawa 島は、インドネシアの中部ジャワ州ジェパラ県の北の海上に位置する国立

公園にも指定されている島嶼群の中心島である。島へのアクセスとしては、ジャワ島中部

のスマラン又は東部のスラバヤから飛行機で 1 時間、船の場合は 2〜4 時間程度となってい

る。

Karimunjawa 島は、空港のある東側の Kemujan 島と西側の Karimunjawa 島の 2 島に

て構成されているが、両島はマングローブの浅瀬を隔てて橋で接続されていることから、2

島を合わせて Karimunjawa 島と認識されている。本調査事業においても、両島を合わせて

Karimunjawa 島としている。

島の面積は 62.5km2、人口は 7,685 人、世帯数は 2,207 世帯となっている。

その他に、水は井戸水を利用していて、下水設備は存在しない。また、通信回線として

は、概ね 4G が利用可能である。

（２） エネルギー需給

Karimunjawa 島では、PLN 子会社の IPP 事業者である PT. Indonesia Power（以下 PT.

IP という）が発電事業を、PLN が送配電事業を実施している。

ピーク需要 1.1MW で平均 0.7MW の需要に対して、発電設備としては、2.2MW のディ

ーゼル発電機 2 基を保有して 1 基ずつ 5 日交替で稼働させている。発電コストは約

6,000IDR/kWh であるが、小売価格は 1,000IDR/kWh となっている（表 ６－１－１）。

表 ６－１－１ Karimunjawa 島における電力関連基礎情報

電力関連データ

発電事業者 PT. Indonesia Power

送配電事業者 PLN

発電機 ディーゼル発電：2.2MW×2 基

電圧 発電機端：400V、送電：20kV、配電：380V

電力需要 ピーク：1.1MW（例年 6月〜8 月）、平均 0.7MW

発電コスト 約 6,000IDR/kWh

売電価格 約 1,000IDR/kWh

需要家数 2,050

（出典）Jepara “Statistics Indonesia”（2017 年版）データおよび現地調査より作成

発電所の敷地内には、ディーゼル発電機用の建物以外に、管理室棟および燃料受け入れ

施設（250kL×2 基+20kL×1 基）が存在する。燃料は、1 日に 5kL を消費しており、その補

給は発電所横の港に油槽船が接岸し、そこからトラックの荷台に乗せたタンク（容量 2〜

3kL）でピストン輸送している（図 ６－１－１）。

70

図 ６－１－１ Karimunjawa 島の発電所用の燃料供給に関わる施設

（出典）現地調査にて調査団撮影

メンテナンスとしては、ディーゼル発電機を 6,000 時間ごとにオーバーホールを実施し

ている。

島内送電系統内には複数の遮断器があり、系統での事故の際に特定区画を切り離すよう

になっている。エリア停電は、2018 年 11 月中旬までの至近 3 か月で 7 回起きたが、すぐ

に自動復帰している。原因は、蝙蝠や猿が電線に振れたことによる過電流と PLN に判断さ

れている。以上のように、現在はディーゼル発電を活用しているが、PT. IP には、蓄電池

および太陽光を活用した発電に切り替える計画をもっている（図 ６－１－２）。

図 ６－１－２ Karimun Jawa 島での再生可能エネルギー案件計画

（出典）PT. Indonesia Power からの提供資料より加工

71

なお、需要家からの料金徴収にあたり、Karimunjawa 島の電気料金徴収はプリペイド方

式であるため、不払いのリスクは小さい。

（３） 住民生活と産業

Karimunjawa 島の主要産業は、漁業・養殖漁業および観光業である。観光業では、国内

外からの観光客がおり、それらの受け入れ向けに新規ホテルが島内の複数箇所で建設中で

あることから、今後も電力需要の増加が想定される。

また、漁業・養殖漁業についても島内の複数個所に海老の養殖場かがあり、新規の養殖

場の設置工事も複数行われており、これらも将来的な島内電力需要の増加に寄与してくる

ものと考えられる。

このような今後の産業の発展に伴い、住民生活のレベルも向上し、電力需要が増えてい

くと想定される。

（４） インフラ整備状況

Karimunjawa 島でのシステム導入を想定すると、海上輸送インフラとしては、フェリー

を利用することができる。

システム導入場所としては、現在の発電所横のエリアを伐採、整地して利用することが

想定される。Karimunjawa 島内の南北に走る基幹道がアスファルト舗装されており、トラ

ック等での輸送には耐えられる状況にある（図 ６－１－３）。

また、各種工事にあたる工事作業者は島外（ジャワ島など）から来ており、工事用の重

機や発電機も、ジャワ島から持ち込んでいるということであった。

図 ６－１－３ Karimunjawa 島の道路状況

72

６－２ Parang 島・Nyamuk 島

（１） 島の概況

Parang 島および Nyamuk 島はともに Karimunjawa 島の西に位置し、スピードボート

にて約 1 時間でアクセスすることができる。Parang 島および Nyamuk 島はそれぞれ面積

が 7.31km2と 1.39km2、人口、世帯数はそれぞれ 1,122 人と 572 人、421 世帯と 214 世帯

となっている。

生活基礎インフラとしては、水は井戸水が利用されており、下水設備は存在しない。

（２） エネルギー需給

Parang 島および Nyamuk 島では、地方政府が発電事業と送配電事業を実施している。

両島には発電設備として、ディーゼル発電機とデンマークから寄贈された太陽光発電設備

および蓄電池システムが導入されている（表 ６－２－１）

表 ６－２－１ Parang 島および Nyamuk 島における電力関連基礎情報 Parang Nyamuk

発電事業者 地方政府 地方政府

配電事業者 地方政府 地方政府

発電設備 ディーゼル発電:100kW×1 ユニット 太陽光発電:135kW （75kW+60kW） 蓄電池:1,112kVAh（720kVAh+392kVAh）

ディーゼル発電:100kW×1 ユニット 太陽光発電:111kW 蓄電池:470.4kVAh

配電電圧 380V 380V

電力需要 ピーク電力:210kW 大需要量:1,500Wh/日/需要家

ピーク電力:186kW 大需要量:1,500Wh/日/需要家

小売価格 2,000IDR/kWh+20,000IDR/月 （今後の予定）

2,000IDR/kWh+20,000IDR/月 （今後の予定）

需要家数 450 215

（出典）現地調査より作成

Parang 島では、 大需要の 210kW に対し、出力 100kW のディーゼル発電機が 1 基と、

同 75kW の太陽光発電設備と対応する 720kVAh の蓄電池、さらに 60kW の太陽光発電と

対応する 392kVAh の蓄電池が導入されている。

電力使用量については、需要家ごとに 1 日あたり 大で 1,500Wh に制限されており、上

限に達するとブレーカが切れる電力メーターに 2018 年 10 月から変更されている。住民は

より多くの電力を使いたいと考えているが、政府はディーゼル発電による電気を売れば売

るほど赤字が拡大するため、その負担を抑えるため制限をかけている状態にある。

一方の Nyamuk 島についても、出力 100kW のディーゼル発電機が 2 基（うち 1 基は

Parang 島と共用の予備）と、111kW の太陽光発電設備、対応する 470.4kVAh の蓄電池が

導入されている。Nyamuk 島も、Parang 島と同様に、電力使用量は 1 日 大 1,500Wh に

制限されている。なお、発電施設の土地は地方政府が所有している。

両島の発電所の運用は、地方政府の職員が実施している。具体的な運用としては、2018

73

年 9 月までは、ディーゼル発電は夕方 6 時から夜 12 までの 6 時間運転し、併せてバッテリ

ーへの充電も行い、12 時以降はバッテリーが放電可能な範囲で電力供給していた。しかし、

同年 10 月に新規設置した太陽光発電設備+バッテリシステム稼働後は、天候が良いためデ

ィーゼル発電機を稼働させずに済んでいる。なお、ディーゼル発電機用には、1 日約 60L

の燃料を消費する。

料金徴収については、地方政府職員が電力メーターを読み取っている。電気料金は、従

来は 2,500IDR/kWh+基本料金 20,000IDR/月となっていたが、新規導入した、太陽光発電

設備+バッテリシステムの正式運用開始後は、2,000IDR/kWh+基本料金 20,000IDR/月にな

る予定（正式運用開始時期未定）である。なお、電力供給によって損失が発生する部分は、

地方政府（Semaran 政府）が負担している。

（３） 住民生活と産業

Parang 島および Nyamuk 島の島内にはホテルのような大規模な電力需要家は無く、一

般住民のみである。また、住民の 8 割が漁業関係者となっている。

（４） インフラ整備状況

Parang 島および Nyamuk 島では、概ね道路はコンクリート舗装されている。Parang 島

の一部にブロック敷きの部分があったが、随時コンクリート舗装に変更していっていると

のことである（図 ６－２－１）。

海上交通・輸送関連インフラとして、コンクリート脚に天板がかかった構造の桟橋が両

島ともに存在する。港湾設備としては小型・低強度で、小型船以外の着岸や、大型車両に

よるアクセスは不可能と考えられる。

74

図 ６－２－１ Parang 島内基礎インフラ整備状況

システム設置候補地としては、Parang 島および Nyamuk 島ともに発電所横のエリアが

想定される。ただし、いずれも樹木の伐採と整地が必要である。

75

６－３ Derawan 島

（１） 島の概況

Derawan 列島は東カリマンタンの東側に位置する 31 の島群から成り、Derawan 島はそ

のうちの中心となる島である。島へのアクセスは、カリマンタン島東部の東カリマンタン

州 Berau 県の北東部に位置する Tanjung Batu 港からスピードボートで約 1 時間、または、

Balikpapan ないしは北カリマンタン州中等部の Tarakan から飛行機で約 1 時間の

Maratua 島からスピードボートで、約 30 分でアクセスすることができる。

Statistics Indonesia（2017 年版）データより、島の面積は 187.86km2、人口は 1,487

人となっている。

生活基礎インフラとして、水は井戸水を各家庭が電動ポンプでくみ上げて利用しており、

下水設備は建設中である。この井戸水については、無制限に利用することができ、海水も

混じっておらず飲料水としてそのまま活用することができる。通信回線については、概ね

4G が利用可能である（表 ６－３－１）。

表 ６－３－１ Derawan 島の概要

項目 概要

場所 東カリマンタンの東側

資源調達 ・カリマンタン等の Tanjung Batu や、Maratua 島からボートを活用して

調達

生活用水 ・地下 5メートルに地下水があり、住民の殆どが電気ポンプを利用して

地下水を汲み上げ利用している

下水道 ・建設中

ネットワーク ・4G

（出典） PLN Derawan（2018/11/13）および Derawan 地方政府（2018/11/13）向けヒア

リングより作成

（２） エネルギー需給

Derawan 島では、PLN が発電事業と送配電事業を実施している。

同島の発電設備としては、 大電力が 450kW、平均で 170kW 程度の電力需要に対し、

ディーゼル発電機（200kW×3 基）と太陽光発電機（170kWp）が導入されている（表 ６

－３－２）。太陽光発電については、一部パネルが壊れる（破損要因は不明）など現状は 40

－50kWp の出力しか出ていない。また、蓄電池があり、その容量は 432kWh となっている。

運転・保守を PLN が 4 人体制で行っている。ディーゼル発電機の運転は、通常時は 2 機

を発電用として、1 基を非常時用としてローテーションで運用している。メンテナンス計画

はほとんど存在せず、送配電網については 3 ヶ月に 1 度木の剪定を行う程度で、故障が起

きる都度に部品交換を行う方針となっている。

電力需要は、一家庭あたり 1,300W とのことで、売電価格は 1,500IDR/kWh となってい

る。停電は、発電所の不具合がない限り基本的には無いが、観光客が多いシーズンに 1 日 3

76

時間程度の停電が起こることがある。

表 ６－３－２ Derawan 島における電力関連基礎情報 Derawan

発電事業者 PLN

配電事業者 PLN

発電設備 ディーゼル発電:200kW×3 ユニット 太陽光発電:170kW（ただし、現状は故障等から実質的に 40～50kW） 蓄電池:432kWh

配電電圧 380V

電力需要 ピーク電力:450kW ベース需要：170kW

小売価格 1,500IDR/kWh

出典：Berau “Statistics Indonesia”（2017 年版）データおよび現地調査等より作成

（３） 住民生活と産業

Derawan 島の主産業は漁業であり、観光シーズンに観光客が来るものの、大きく電力を

使う設備が無く、需要も大きな変動は無い。商業施設として、冷蔵設備等を備えたパパマ

マショップが複数存在するが、Derawan 島はすでに人口過多で土地の余裕がなく、電力需

要としてはあまり増加しないと見込まれている。

Derawan 島の一般家庭およびレストランの生活を見ると、家庭ではテレビ、冷蔵庫、扇

風機などの家電を保有していて、１ヶ月の電気料金は約 40 万 IDR（267kWh/月）、ガスに

ついては料理用に 12kg 程度となっている。レストランでは、テレビ、冷蔵庫複数台、扇風

機複数台、給水用ポンプ等を保有しており、１ヶ月の電気料金は約 80 万 IDR、ガス利用に

ついては閑散期と繁忙期で月 12kg から 24kg 程度となっている。

（４） インフラ整備状況

Derawan 島へのシステム導入を想定すると、発電所北に隣接するビーチへ潮位が高い時

に合わせて大型船を係留し、チェーンブロック等を利用して設備や重機をロールオフする

必要がある。現在利用しているディーゼル発電機の搬入や、その燃料の輸送にあたっては、

同様に同ビーチから PLN の監督のもと人力で物資が荷降ろしされている。船着場は存在す

るものの、木材または簡素なコンクリート柱でできており、重量のある物資の搬入には不

向きである（図 ６－３－１）。

77

図 ６－３－１ PLN 発電所北のビーチ（左）と Derawan 島の主要港（右）

島内部の道路インフラについても、ほとんどが砂地の道路となっており、コンクリート

舗装されているのは一部である（図 ６－３－２）。

図 ６－３－２ Derawan 島内のコンクリート舗装道（左）と島内での物資輸送状況（右）

システム導入場所としては、Derawan 島には余分な土地が無く、PLN の隣の空いた土地

（80m×40m 程度）が唯一のシステム導入候補地となる。土地は島内全域において平坦で

大きな樹木等も無く、土地造成等は比較的容易と考えられるが、政府や自治体所有の土地

は無く一般オーナーから購入する必要がある。

78

６－４ Maratua 島

（１） 島の概況

Maratua 島は、Derawan 列島の中に位置する島であり、東カリマンタン州 Berau 県の

北東部に位置する Tanjung Batu 港からスピードボートで約 1 時間半、または、Balikpapan

ないしは北カリマンタン州中等部の Tarakan から飛行機（直行便）により約 1 時間でアク

セスすることができる。

Statistics Indonesia（2017 年版）データより、島の面積は 1,030km2、人口は 4,260 人

となっている。

生活基礎インフラとしては、水は井戸水を各家庭が電動ポンプでくみ上げる、または雨

水を利用している。通信回線については中心地では 4G が利用可能であるものの、時間によ

り 3G 回線になったり、または電波が入らなかったりするケースもある。

Maratua 島には 4 つの村（Teluk Harapan、Payung‐Payung、Bohesilian および Teluk

Alulu）があり Teluk Harapan がその中心である。それぞれの村での自治組織・生活・各

種インフラ状況等がほぼ同一であるため、以降は島の中心である Teluk Harapan を中心に

述べる。

（２） エネルギー需給

Maratua 島では、地方政府が発電事業と送配電事業を実施している。同島の発電設備と

しては、ディーゼル発電機はなく、各村で太陽光発電機（50kWp 前後）と対応する蓄電池

（Teluk Harapan では容量 432kWh）がある程度である。現地調査では、太陽光発電およ

び蓄電池ともに、機器が壊れている（破損要因は不明）ことが多かった（Teluk Harapan

のものは稼働していた）。

このように、Maratua 島の電力システムの整備状況としては無電化またはプレ電化に近

く、電力需要・供給データは取得・管理されていない。唯一、利用可能電力量に上限（Teluk

Harapan の場合、500Wh/日/顧客）が設けられており、多くの場合において井戸水用ポン

プやテレビの利用により、毎日上限いっぱいまで電力を使用しているようであった。売電

価格は Teluk Harapan の場合、25,000IDR/月である。

なお、自家用のディーゼル発電機を利用している住民が多く、その燃料コストは、約 150

万 IDR/月となっている。

なお、Maratua 島では PLN がディーゼル発電機を用いた電力網整備を行っており、2019

年に 3 村、2020 年に残りの 1 村で配電網を整備する予定となっている。現在 PLN は、建

柱作業を進めており、Teluk Harapan では、既に村の隅々まで建柱が終了している。

O&Mは、地方政府に依頼された住民が1人で行っている。実際のメンテナンスとしては、

太陽光発電パネルの清掃を行うくらいであり、具体的なメンテナンス計画はほとんど存在

しない。

79

（３） 住民生活と産業

Maratua 島の主だった産業は、漁業・ヤシの実等の小規模プランテーションおよび一部

観光業である。他には、冷蔵設備等を備えたパパママショップが複数存在する。

Maratua 島の一般家庭は通常、世帯ごとにテレビ、冷蔵庫、扇風機、ウォーターポンプ

を持っている。ただし、前述の通り電力使用量には一日あたりの上限があり、 大でテレ

ビを使用できるのは約 2 時間である。このため、自家用のディーゼル発電機を持っている

住民が多いことからも、今後も電力需要は増大する傾向にあると考えられる。

（４） インフラ整備状況

Maratua 島の港湾設備としては、各村に木製の小規模な桟橋が設置されている他に、そ

れらよりも規模の大きな港が 2 箇所島の北部に存在する（図 ６－４－１）。一つは、内務

省によって建設された公設の港で、桟橋は鉄で覆われた分厚いコンクリート柱で建設され

ており、道幅としても約 3.7m あり自動車の通行および重機材の搬入が可能である。船舶の

係留場所としても、約 40m×4mの幅があり、中規模船までであれば着岸が可能である。な

お、もう一方の港は、簡素な私設港（PT.PelitaShaktiが所有）である。

図 ６－４－１ Maratua 島の公設港（左）と PT.PelitaShaktiの私設港（右）

道路インフラについては、アスファルト舗装の拡張工事が進められている。調査時点で

は、島の北部の一部エリア以外の幹線道はアスファルトによる舗装が完了しており、大型

の重機材の輸送、走行も問題なく可能と見込まれる（図 ６－４－２）。

80

図 ６－４－２ Maratua 島の幹線道路（左）と各村内部の一般道（右）整備状況

システム導入候補地としては、空港付近の土地が想定される。これは、空港に極めて近

いことからアクセスがよく、平地で広く、かつ樹木もあまり茂っていないためである。実

際に視察したところ、土地造成もなされており、太陽光発電設備適地であった。

81

６－５ H2OneTM導入候補

視察を踏まえ、H2OneTM を導入する際に必要な評価視点として、送配電網の整備状況、

太陽光発電所の設置可能な場所の有無、飲用可能な水へのアクセス、港湾設備の整備状況、

輸送ルートとコスト、建設機械と人工の調達、通信環境をとりあげた。

Karimunjawa 島は、いずれの評価視点においても、 も好条件であり、第一候補地として

選定した（表 ６－５－１）。

表 ６－５－１ H2OneTM導入候補地比較

評価軸 Karimunjawa 諸島 Derawan 諸島 Karimunjawa 島 Parang 島 Nyamuk 島 Derawan 島 Maratua 島

需要 ピーク時 : 1.1MW 平均 : 0.7MW 0.55MWh/日 0.3MWh/日

ピーク時 :

0.45MW 平均: 0.30MW

－

送配電設備 ○

20kV △

380V

△

380V

○

20kV △

380V

再生可能エネル

ギー導入用地

○

20,000m2 発電所に隣接し、

系統連系しやすい

○

具体的候補地なし

平坦なため開発し

やすい

○

具体的候補地なし

平坦なため開発し

やすい

△

3,200m2 必要な面積の確

保が難しい

△

具体的候補地なし

現在は雑木林の状

態

真水の有無 （飲用可能レベ

ル） ○

井戸水 ○

井戸水 ○

井戸水 ○

井戸水 △

雨水利用

港湾インフラの

整備状況 ○

大型船の停泊が可

能

△

Karimunjawa 島か

ら船で搬送 ⇒

△

Karimantan 島か

ら船で搬送 ⇒

輸送コスト ○

国内の主要港に近

い

⇒ ⇒ △

国内の主要港か

ら距離がある ⇒

建設機械および 作業員の有無

△ 基本的に Jawa 島

から派遣 ⇒ ⇒

△

基本的に

Karimantan 島か

ら派遣 ⇒

ネットワークイ

ンフラの整備状

況

○

小限の通信環境

は確保可能

○

小限の通信環境

は確保可能

○

小限の通信環境

は確保可能

○

小限の通信環

境は確保可能

○

小限の通信環境

は確保可能

評価結果 ◎ ○ ○ △ △

82

７ H2OneTMシステムおよび運用の検討

７－１ システム概要

（１） 自立型水素エネルギー供給システム H2OneTMの全体像

自立型水素エネルギー供給システム“H2OneTM オフグリッドソリューション”は、離島や

未電化地域等に再生可能エネルギーを安定的かつ安価に供給するために、再生可能エネル

ギー発電システム（太陽光発電、風力発電等）、蓄電池システム（短周期の変動吸収・需要

供給用）、水素製造装置および水素貯蔵タンク（長周期の変動吸収用）、純水素燃料電池（天

候不順時や夜間等の需要供給用）、電気・制御盤から構成されている。図 ７－１－１に各

系統の概要を示す。

図 ７－１－１ H2OneTM各系統の概要

① 再生可能エネルギー発電システム（太陽光発電、風力発電等）

太陽光による発電を行うシステムは、太陽光発電パネルと接続箱、接続ケーブル、太陽

光発電用パワーコンディショナ（PCS）から構成される。風力による発電を行うシステムの

場合は、風車と発電機、接続ケーブル、風力発電用パワーコンディショナ（PCS）から構成

される。

② 蓄電池システム

本系統は、再生可能エネルギー発電で得られた電力を蓄電する蓄電池ユニットとそのパ

ワーコンディショナ、変圧器ユニットから構成される。これらは水素エネルギーマネジメ

ントシステム（水素 EMS）の指令に応じて蓄電池の充／放電をコントロールし、再生可能エ

ネルギー発電の短周期の変動吸収と需要供給の機能を有する。

③ 水素製造装置および水素貯蔵タンク

本系統は、再生可能エネルギー発電で得られた余剰電力を用いて、水の電気分解により

83

水素を製造する水素製造装置と水素を貯蔵する水素貯蔵タンクから構成され、長周期の電

力変動の吸収機能を有している。また、水素安全のための監視機構として、安全弁やガス

漏えい検知器、温度・圧力監視機器を備えている。

④ 純水素燃料電池

本系統は、水素貯蔵タンクに貯められた水素を燃料電池に導入し、発電および熱の供給

を行うもので、燃料電池とインバーター、減圧機構、熱交換器、ラジエータから構成され、

天候不順時や夜間等の需要供給機能を有している。熱交換器は燃料電池で発生した熱を二

次側へ供給することができ、ラジエータは熱交換器での処理が飽和状態であっても燃料電

池運転を継続するために排熱する機能を持つ。

⑤ 電気・制御盤

本系統は、島内のディーゼル発電設備や再生可能エネルギー発電設備との取合盤や、シ

ステム内電気負荷への配電盤、プロセス計器や安全計器類および制御盤から構成される。

これらのシステムの一連の制御は、H2OneTM システムに搭載された水素エネルギーマネジ

メントシステム（水素 EMS）により管理され、再生可能エネルギー発電システムの電力量に

応じた水素製造や系統需要に応じた燃料電池運転の制御を行い、システムの 適な運転状

態を維持する。

また、H2OneTM のシステム規模を決定する際には、既設のディーゼル発電設備等の島内電

力需要量や年間・デイリーの需要ピーク等の需要データから需給バランスを考慮して、再

生可能エネルギーの導入可能量を、シミュレーションを用いて導出し、H2One システムにて

供給する電力量および供給する時間帯と容量を決定する。上記にて決定した容量を基に

適なシステム構成や各設備仕様および機器配置を決定する。

84

７－２ 島内の電力需給バランス

（１） 島内需要の現状

a）需要データの取得

Karimunjawa 島では、インドネシア国有電力会社 PLN が送配電事業を行い、PLN の

100%子会社であるPT Indonesia Powerが発電事業者としてPLNに対し電力供給を行って

いる。PT Indonesia Power は Karimunjawa 島内唯一の発電事業者であるため、PT

Indonesia Power の発電実績データに基づき島内の電力需要状況を確認することとした。

Karimunjawa 島内での発電実績として PT Indonesia Power から提供を受けたデータは、

2017 年 1 月 1 日 0 時から 2018 年 8 月 31 日 23 時までのデータである。データの総時間は

14,592 時間分であり、そのうちデータ欠損があった区間については前後のデータから補完

を行い、H2OneTMシステムの設備容量等検討に用いる需要データとした。また、前後のデ

ータと比較し突出して大きな数値となっているデータについても異常値として除外し前後

のデータから補完を行った。

b）需要データの特徴の把握

図 ７－２－１にデータ取得期間における Karimunjawa 島の電力需要の推移を示す。対

象期間中の 大電力は 1,015.6[kW]（2018 年 6 月 18 日 18 時）、平均電力は 474.4[kW]で

ある。

図 ７－２－２に、データ取得期間における電力需要の時刻別平均のグラフを示す。1 日

の電力需要は 18 時から 21 時にかけて大きく、それ以外の 22 時から翌日の 17 時までにか

けての間はほぼ平均値程度かそれ以下の値で推移する。図 ７－２－３にデータ取得期間に

おける曜日別電力需要の時刻別平均のグラフを示す。日曜日は他の曜日に比べ午前中の電

力需要が大きい傾向があり、金曜日と土曜日は他の曜日に比べ午後の電力需要が大きい傾

向がある。

現地でのインタビューや現地調査の結果により、島内の大きな電力需要のひとつとして

リゾートホテルがあることが分かっているが、夕方から夜にかけ電力需要のピークが現れ

る理由として、ホテルの利用者がその時間帯に空調設備等を利用するためと考えられる。

85

図 ７－２－１ Karimunjawa 島における電力需要の推移（時間単位）

（出典）PT Indonesia Power

図 ７－２－２ Karimunjawa 島における時刻別電力需要の平均値

（出典）PT Indonesia Power

86

図 ７－２－３ Karimunjawa 島における曜日別時刻別電力需要の平均値

（出典）PT Indonesia Power

図 ７－２－４に Karimunjawa 島の 2017 年 1 月から 2018 年 8 月までの月ごとの電力需

要の推移を、表 ７－２－１に 2017 年と 2018 年の同月における電力需要（MWh）の比を

示す。島内の電力需要は月による変動はあるものの基本的に増加傾向にある。2017 年と

2018 年の両方の月のデータが取得できている 1 月から 8 月の電力需要の比較を行うと、同

月における比の平均は 143.5%となる。Karimunjawa 島の電力需要が、島内のホテルの増

設などにより毎月一定比率で増加し続けているものと仮定すると、電力需要の増加率は

103.1%/月となる。

Karimunjawa 島の PLN 職員へのインタビューによると、例年 6 月から 8 月の間は電力

需要が大きく、1 月から 3 月は電力需要が小さくなるとのことであった。1 月から 3 月は海

上の波が高くジャワ本島と Karimunjawa 島間を結ぶフェリーが欠航することも多くある

とのことで、雨季にあたるその期間はホテル利用者などが他の月に比べ少なくなることが

電力需要が小さくなる要因と考えられる。

87

図 ７－２－４ Karimunjawa 島における電力需要の推移（月単位）

（出典）PT Indonesia Power

表 ７－２－１ Karimunjawa 島における月間電力需要の比

2017 年 2018 年 比率

1 月 233.9 MWh 336.5 MWh 143.9%

2 月 203.4 MWh 290.4 MWh 142.8%

3 月 257.0 MWh 386.0 MWh 150.2%

4 月 266.3 MWh 409.8 MWh 153.9%

5 月 306.4 MWh 442.2 MWh 144.3%

6 月 310.4 MWh 444.5 MWh 143.2%

7 月 336.5 MWh 455.2 MWh 135.3%

8 月 353.2 MWh 475.5 MWh 134.6%

（出典）PT Indonesia Power

（２） 島内の需給バランス検討

a）需給バランス検討用データの作成

H2OneTMシステムは日単位の短周期の電力変動と季節単位の長周期の電力変動の両方を

吸収することを特徴としている。そのため、Karimunjawa 島の電力需要には島内産業の発

展に伴ったものと考えられる継続的な電力需要の増加傾向がみられるが、システム規模の

88

検討にあたっては取得データに対し月ごとの継続的な電力需要の増加分を割り戻した値を

使用することとした。具体的にはデータ取得期間の起点である 2017 年 1 月を基準としてい

る。

図 ７－２－５ 需給バランス検討用データ

（出典）PT Indonesia Power

b）主要構成機器の設備の容量の検討

Karimunjawa 島内の発電事業者である PT Indonesia Power とのインタビューにおいて、

既存のディーゼル発電所隣の 20,000m2 の土地に太陽光発電設備を設置することを検討し

ているとの説明があった。Karimunjawa 島向け H2OneTM システムの導入として PT

Indonesia Power の太陽光発電設備設置予定エリアを利用することを想定し、太陽光発電設

備の定格容量は必要設置面積から 2,000kW、年間総発電量は 2,778MWh（設備利用率

15.86%）と設定した。

Karimunjawa島内の 1時間ごとの年間電力需要のデータと東南アジアの代表的な日射デ

ータに基づく太陽光発電設備の発電量予測データに基づき、H2OneTMシステムを構成する

各機器の検討を行った。なお、定格容量 2,000kW の太陽光発電設備では、島内の年間の全

電力需要に必要な電力量の供給は期待できないため、H2OneTMシステムと並列して既存の

ディーゼル発電設備も電力供給を行うものと想定した。既存のディーゼル発電設備の頻繁

な起動停止を行わないものとし、常に一定出力 150kW 以上の電力供給を行う想定とした。

また、H2OneTMシステムからの電力供給が電力需要に対し不足する場合は、既存のディー

ゼル発電設備が必要に応じ出力を増加させることとした。

H2OneTMシステムからの電力供給量に影響する主要な機器として、太陽光発電設備以外

に蓄電池、水素製造装置、純水素燃料電池、水素貯蔵タンクが挙げられる。また、これら

の機器の設備容量により H2OneTM システムの全体の設備費も大きく変動する。そのため、

89

これらの機器の定格容量の検討にあたっては、各機器の設備容量をパラメータとし各機器

の設備費がその設備容量に比例するものとし、電力供給量と H2OneTMシステム導入費用の

観点から、定格容量の 適な組み合わせの検討を行った。

Karimunjawa 島の電力需要は今後も継続的に増加していくと想定されることから、その

増加量に見合った H2OneTMシステムを導入することが、発電コストおよび CO2 排出量削

減効果の観点から望ましい。

90

７－３ 相手国特有のリスクおよびニーズ

前述の 6「サイト調査」で述べたようなインドンネシア離島の特性から、リスクリスト、

ニーズリストを整理した。インドネシア離島向け H2OneTMシステムの仕様検討にあたって

は、日本国内向けの H2OneTMシステムの仕様を基本とするが、相手国特有のリスクおよび

ニーズを考慮する必要がある。

a）熱帯雨林気候への対応

インドネシアは熱帯雨林気候に属しており、日本と比較し年間を通じ高温多湿の環境で

ある。H2OneTMシステムは、工場で製作された機器を現地に設置し、機器間を配管、配線

等で接続することを想定している。そのため、特に温度、湿度の影響を受けやすい機器に

ついては、高温多湿対策を施された部材を採用することや、簡易な建物を構築しその中に

機器を収納するなど考慮する必要がある。

b）塩害への対応

インドネシア離島への H2OneTMシステム導入にあたっては、対象とする島が小さかった

り、太陽光発電設備の設置に適した平坦な土地が沿岸部のみに限られたりすることから、

沿岸部への設置が想定される。また、H2OneTMシステムの既存電力系統への接続にあたっ

ては、長距離の連系線敷設を避けるため、既存送配電施設の近傍に H2OneTMシステムを設

置することが好ましいが、電力需要家である住民等が沿岸部に多く集中しているような島

の場合、H2OneTMシステムの接続に適した既存送配電施設の立地も沿岸部となることが想

定される。そのため、H2OneTMシステムを構成する機器に塩害対策を施された機器を採用

することや、現地施工において塩害影響を受けにくい工法を採用すること、特に沿岸に近

い場合は海側に潮風を遮る簡易な障壁を設けることなどを考慮する必要がある。

c）水源確保

H2OneTMシステムに使用する水素製造装置では、一般に装置内の純水製造装置で市水か

ら純水を精製し、水素を生成するための水の電気分解に使用する。また、選定機器の規模

によるが、機器の冷却水をクーリングタワー等から供給する場合、冷却水の蒸発分に応じ

た補給水をクーリングタワーに供給する必要がある。そのため、稼働状況に応じてH2OneTM

システムへの継続的な水の供給が必要となる。

H2OneTMシステムの導入を想定する比較的小規模のインドネシア離島では、上水道イン

フラ設備が未整備の島が存在することが想定される。今回現地調査を行った島々でも原則

住民は井戸水を利用していた。そのため、インドネシア離島向け H2OneTMシステムの仕様

としては、井戸水の水質に応じた純水製造装置の適用や、簡易海水淡水化装置の適用、装

置内の水消費量を低減する仕様の適用などを考慮する必要がある。

91

d）既存ディーゼル発電設備との協調運転

既存のディーゼル発電設備により電力供給が行われている離島に H2OneTM システムの

導入を行うにあたり、用地取得の制限や新規設備導入における費用規模の制限あるいは既

存ディーゼル発電設備をバックアップ用の電源として新規設備導入後も活用したいという

要望等がある場合、電力需要の全量を供給可能な H2OneTMシステムをはじめから導入する

より、段階的に H2OneTMシステムからの電力供給率を大きくしていくことが合理的な状況

が想定される。その場合、既存のディーゼル発電設備と H2OneTMシステムが並列して電力

供給を行うことになる。そのため、既設ディーゼル発電設備の発電量や周波数等のデータ

を取り込み、H2OneTMシステムの出力を制御することが必要となる。

e）既存電力系統との保護協調

H2OneTMシステムが既存電力系統と連系して電力供給を行う場合、既存電力系統の保護

機構との協調が必要となる。

電力系統において地絡や短絡、瞬時電圧低下などの事故が発生した場合、一般に送配電

事業者と発電事業者との間の取り決めに従い、発電設備の運転、停止、再稼働などが行わ

れる。事故時等の運用については、その国・地域の Grid Code により定められることが一

般的であるが、離島においては電力系統の規模や保護装置の種類も様々であることが想定

されるため、H2OneTMシステム導入対象の離島の実態に即した保護協調機能を備える必要

がある。

f）小型・軽量機器の採用

H2OneTMシステムの設置にあたっては、工場で製作された主要機器を現地に輸送し所定

の位置に設置することになるが、対象となる島の多くは重量物の荷揚げが可能な港湾施設

の整備や島内の輸送が可能な道路の整備が十分ではないことが想定される。離島に導入さ

れる H2OneTMシステムの規模を考慮すると、大型火力発電所などのように発電所設置のた

めに新たに専用の港湾施設等を整備することは経済的合理性を欠くと考えられる。そのた

め、輸送インフラの整備が必ずしも十分ではない島でも輸送可能なように、H2OneTMシス

テムを構成する機器として小型・軽量の機器を採用し、容量に応じ複数台設置することを

考慮する必要がある。

H2OneTMシステムを、インドネシアを起点としてインド太平洋地域に導入していくにあ

たっては、上記の要素を踏まえた設計および検証をしていく必要がある。そこで、BPPT

の研究施設である Baron Techno Park（BTP）において、2019 年に技術実証を行うことを

念頭に、システム検討を行った。

92

７－４ システム設置およびメンテナンス計画

（１） H2OneTMシステムの設置

本システムを設置するために考慮すべき主要事項を以下に示す。

① H2OneTMシステム設置スペースの確保

H2OneTMシステムは、再生可能エネルギー設備を伴うため、この再生可能エネルギー設

備を設置するための設置スペースの確保が重要となる。再生可能エネルギーとして太陽光

発電設備を用いる場合において、事業の経済性を高めるためには、野立ての太陽光発電設

備設置が有利であり、島内において比較的大規模に設備類が設置可能な場所を選定する必

要がある。

② 機器設備の海上・島内輸送

H2OneTMシステムの機器や設備類の離島外からの海上輸送に際しては、輸送船や台船等

の寄り付き可能な場所や方法の検討が必要である。更に、島内の道路状況から輸送制約が

大きく、小型・軽量機器の採用等、システム設計段階であらかじめ考慮すべき事項も有る。

③ H2OneTMシステムの据付

・土地造成

必要な設置スペースが確保可能で開発のための許可や取得が容易な土地の確保が必要

である。更に、比較的平坦で土地の勾配や樹木等の少ない地域を選定する必要がある。

・基礎工事

機器の基礎は重量物の支持を考慮すると一般的にはコンクリート製基礎が考えられる

が、離島での材料確保や施工難易度から、より施工が容易な構造や工法の検討が必要な

場合も考えられる。また、土地の造成や設備基礎等の仕様決定に際しては、設置候補地

点の地盤調査が必要となる。

・機器輸送、据付

機器の据付に必要な大型重機は離島には必ずしも有していないことと、荷揚げや島内

輸送のインフラ環境等を考慮すると、輸送可能な限界の機器サイズは、概ね 20 フィート

コンテナサイズ以下、重量 5 トン以下、輸送幅 2.5m 以下を目指す必要がある。併せてこ

れら小型モジュールを組合せるモジュール工法等の据付が容易な工法の検討も重要とな

る。また、H2OneTMシステムの特徴となる、水素製造システム、純水素燃料電池システ

ムおよび蓄電池システム設置について以下に記載する。

・水素製造システムの設置

付帯設備、配管等の接続は輸送能力も考慮し、主要な機器は輸送可能な規模でのユニ

ット方式あるいはスキッドマウント方式にて行う。また、島内輸送時には、一定規模の

道路幅が必要となる。

また、基礎への固定の際は転倒防止のため、アンカーでの固定を行う。

・純水素燃料電池システムの設置

基礎へ固定する際は、転倒防止のためアンカーでの固定を行う。また、パッケージ設

93

置後には、内部点検等にて用いる燃料電池発電ユニット専用ブレーカを別途設置する。

・蓄電池システムの設置

リチウムイオン蓄電池は安全上の配慮から、工場出荷時にバッテリーセルを一旦取外

し、現地据付完了後に再度組込みを行う必要があるため、その作業スペースを確保する

必要がある。

また、基礎への固定の際は転倒防止のため、アンカーでの固定を行う。

（２） メンテナンス計画

H2OneTM システムを 20 年間運用維持していくにはメンテナンスは不可欠であり、各機

器のメンテナンスマニュアルの整備と共に、現地のシステム運用技術者の本システム機能

の理解や運用・維持に関する知識とスキルの習得が必要となる。そのためには、現地運用

技術者の技術育成とメンテナンス体制の構築を図るための O&M トレーニング計画が重要

である。以下に H2OneTMシステムのメンテナンス内容と現地技術者のトレーニング計画の

概要を示す。

① H2OneTMシステムのメンテナンス項目と頻度

日常的に機器の運転状況、発電量を監視し、異常の有無のチェックを行う。日常の点検

に加えて、半年ごとの定期点検、年に 1 回の年次点検、および H2OneTMシステムを構成す

る各機器の要求に合わせた複数年ごとの精密点検を行う。また、各機器の部品はそれぞれ

で定められている交換年数に従って、交換作業を行う。なお、水素製造システムおよび純

水素燃料電池システム（以下、「水素関連設備」と記載）は 10 年に 1 回のメジャーオーバ

ーホールを必要とするが、本作業はメーカーによる作業を前提として計画する。

② システム稼働後の遠隔メンテナンス支援

本システムの稼働後は、日本から遠隔監視で運転状態の確認や故障予兆診断等を行い、

現地運用技術者のシステム運用支援を行う。

③ O&M トレーニング計画

本システムは発電設備であり、維持管理、点検、異常検知時の 1 次対応、定期部品交換

等に対するトレーニング計画が必要であるが、ここでは特に、システムの中で重要な水素

関連設備のメンテナンスに関して記載する。対象となる現地メンテンス技術者は事業形態

にも依存するが、電力会社等の既存のディーゼル発電設備等の運用技術者を想定した O&M

トレーニング計画を示す。

水素関連設備のメンテナンスを行う上では、その構造、機能を理解することが重要であ

ることから、メンテナンス技術者のトレーニングは日本の水素関連設備メーカーでの実技

を通しての On the job training（OJT）が必須と言える。その際のトレーニング項目およ

びスケジュール（案）は以下の通りである。

・日本の水素関連設備メーカーの工場における現場実習（6 ヶ月程度）

・日本の水素関連設備メーカーでのメンテナンス業務実習（6 ヶ月程度）

94

日本でトレーニングを受けたメンテナンス技術者には、インドネシアでの H2OneTMシス

テムの工事や試運転も経験させシステムに対する理解度を向上させる。また、システム稼

働後は、日本からの遠隔監視によるサポートおよび現地での定期的なフォローアップを行

い、現地運用技術者の早期育成とその後の自立的な人材育成と保守体制の構築を目指す。

95

８ ビジネスモデル・バリューチェーンの検討

８－１ プロジェクト開発計画

東芝がインドネシア共和国現地において展開する水素装置関連事業としては、既存の発

電会社等に対して機器を輸出提供する事業モデル（以下「機器輸出モデル」という。）と、

機器輸出に加えて、自らも発電会社に対して事業出資を行うことで発電事業者となる事業

モデル（以下「事業投資モデル」という。）が想定可能となる。

第一に想定される事業モデルとしては、東芝が、インドネシア現地の既存の発電会社に

対して、当該発電機器一式又はその一部を納入する機器輸出モデルが想定される。東芝は

過去インドネシア国内の発電会社等に対して大型火力発電用タービン等の多数の納入実績

を有している。本水素装置等についても も基礎的な事業モデルとしては同様に国内で生

産した製品を輸出の上、納品する機器輸出モデルが想定される（図 ８－１－１）。

図 ８－１－１ 機器輸出を前提としたビジネス・ファイナンス・スキーム

第二に想定される事業モデルとしては、東芝が、インドネシア現地の既存の発電会社等

と共同で出資を行い、当該新設発電会社に対して当該装置等を輸出し、現地で一定地域に

対する水素関連発電事業を行う事業投資モデルが想定される（図 ８－１－２）。これは今

後東芝の事業モデルの１つとして、再生可能エネルギーの発電事業を検討するものである。

96

図 ８－１－２ 事業投資を前提としたビジネス・ファイナンス・スキーム

８－２ インドネシア製品を活用したサプライチェーン検討

（１） サプライチェーンの構想検討

政府の掲げるインフラ・システム輸出戦略においては、「インフラ・システム導入国での

現地生産を行うことも視野にいれていくこと」が事業拡大に有効であると述べられており、

本システムでも同国における生産の可能性を検討する。

７－１で示したように H2OneTMシステムは大きく 6 つの構成要素から成る。今後長期に

渡り同国内に導入されることを考慮すると、初期から国産品を活用していくことが同国技

術力強化の面からも望ましい。このような観点から 6 つの構成要素の同国製品採用可能性

を検討した。太陽光発電/風力発電については技術が確立されており、市場も中国や欧州の

有力メーカー品の寡占が進んでいることから、海外調達が有利である。また、蓄電池、水

素製造装置については技術・品質レベルやメーカーそのものが限定されることなどから、

当面はインドネシアでの製造は困難と判断した。よって、初期においてはインドネシア国

内で製造可能性がある水素貯蔵タンク、純水素燃料電池（電池セルスタックを除く）、電気・

制御盤を採用可能とした。検討結果を表 ８－２－１に示す。

表 ８－２－１ H2OneTMシステムを構成するサブシステムのインドネシア製品採用可能性

サブシステム名 特徴/技術レベル 採用可能性

太陽光/風力発電 有力メーカーの寡占が進んでおり海外転売品にメリットあり 無し

蓄電池 供給メーカーがなく、技術・コスト面から海外転売品にメリット

あり

無し

97

水素製造装置 供給メーカーがなく、技術・コスト面から海外転売品にメリット

あり

無し

水素貯蔵タンク 基盤技術の範囲で製造可能 有り

純水素燃料電池 電池セルスタックを除けば高難度溶接などもあるが現地製造可

能

有り

電気・制御盤 基盤技術の範囲で製造可能 有り

これに基づく H2OneTM システム供給の全体イメージを図 ８－２－１に示す。特に青

色でハッチングした部分ををサプライチェーンプロセスと表現する。

図 ８－２－１ H2OneTMシステムのサプライチェーンプロセス

次に H2OneTM システムのサプライチェーン具体像を図 ８－２－２に示す。サプライ

チェーンの本拠地はインドネシア 大級の国際港を有し、第三国からの輸入・島嶼への

輸送拠点となり、自動車産業等の集積による機器サプライヤが近郊に多く集まるジャカ

ルタ市に設置し、①水素貯蔵タンク、純水素燃料電池、電気・制御盤をジャカルタ市近

郊のサプライヤで製造、②電池セルスタック CSA、および、入手性の悪い部品は日本か

ら供給し現地で純水素燃料電池システムに組込み、③太陽光/風力、蓄電池、水素製造装

置は第三国から輸入、④これらのサブシステムをジャカルタ市経由で目的の離島に集積

し、現地でインテグレーションする。

98

図 ８－２－２ H2OneTMシステムのサプライチェーン具体像

（２） サプライヤリストの作成

上述の具体像に基づきジャカルタ近辺での水素貯蔵タンク、純水素燃料電池、電気・

制御盤の製造可能性調査を計画した。計画にあたり東芝エネルギーシステムズ（株）、東芝

アジアパシフィック社等から得た情報をもとに表 ８－２－２の候補サプライヤリスト（全

28 社）を作成した。そこから業態や製造品目を考慮し黄色でハッチングした 7 社を選出、

訪問調査した。

表 ８－２－２ ジャカルタ周辺の候補サプライヤリスト（訪問先：黄色）

No 候補サプライヤ名 主要製造品目 No 候補サプライヤ名 主要製造品目

1 PT.CILEGON FABRICATORS ﾎﾞｲﾗ、ﾀﾝｸ類 15 PT.TAMCO INDONESIA 制御盤、配電盤

2 PT.YAMAKIN 機械部品 16 PT.VOKSEL ELECTRIC ｹｰﾌﾞﾙ類

3 JABIL 電子基板類 17 PT.TECHNO ASSOCIE 機械部品

4 PT.DENKI 電気部品、建設 18 PT.PUCO ﾊﾞﾙﾌﾞ類

5 PT.TRAFINDO PRIMA PERKASA ﾄﾗﾝｽ類 19 PT.BORNEO MANDIRI INVESTMENT 工業用ﾊﾞﾙﾌﾞ類

6 PT.SCHNEIDER 電機品、ﾌﾞﾚｰｶ 20 PT.OHTORI INDONESIA 配管用ﾊﾞﾙﾌﾞ類

7 PT.HIMALAYA 電機品 21 PT.BUMI KAYA STEEL ｶﾞｽ管、鋼管

8 PT.NALCO 水処理 22 PT.ENVITECH PERKASA 水処理装置

9 PT.PAL INDONESIA 船舶 23 PT.BAKRIE PIPE INDUSTRIES 鋼管

10 PT.KOKOH SEMESTA 圧力容器、ﾀﾝｸ 24 PT.SPINDO ﾊﾟｲﾌﾟ、鋼材

11 PT.BOMA BISMA INDRA ｴﾝｼﾞﾆｱﾘﾝｸﾞ 25 PT.KMAC TRADING INDONESIA 機械部品

12 PT.HIDROFLEX INDONESIA 圧力容器、継手 26 PT.Meco Inoxprima 鋼管

99

13 PT.INDUSTIRA 樹脂部品 27 PT.SHINRYO INDONESIA ﾌﾟﾗﾝﾄ、ﾀﾝｸ

14 PT.TATA KOMPONIKA 制御盤、配電盤 28 PT.MAHKOTA PRIMA 制御盤、配電盤

（３） サプライヤ調査

サプライヤ調査の概要は以下のとおりである。

・ 調査期間 ：2019 年 1/31～2/4 の 3 日間（休日挟む）

・ 調査メンバー ：東芝エネルギーシステムズ（株）の生産技術、設計、品質、調達 4 名

・ 調査方法 ：原則ヒアリングと製造工程見学の組合せで実施

主な調査データを表 ８－２－３に示す。表中に示すように各社ともジャカルタ市および

その近隣都市（チレゴン市、ブカシ市、タンゲラン市といずれも車で 2 時間以内）に所在

し立地は良い。調査結果欄に、訪問時に確認した現在の製造品目、ISO 等の認証取得状況、

見学で得られた所見、各構成要素製造の可能性を示した。

表 ８－２－３ サプライヤの主な調査データ（No.は表 8-2-2 による）

No. サプライヤ名 所在地 調査結果（製造品目、認証、所見および可能性）

1 PT.CILEGON FABRICATORS ﾁﾚｺﾞﾝ市 ・ ボイラー耐圧部製品、大型鋼構造物、製缶製品等の製造

・ ISO9001、ASME、OHSAS 等認証取得は十分である。

・ IHI の製造現法で製造/品質体制は整備されている。

・ 基盤技術力は高く、水素貯蔵タンクの製造は可能であ

る。

・ 純水素燃料電池のノックダウン製造も可能であるが、塵

埃を遮断する精密機器専用の清浄組立環境が必要とな

る。

2 PT.YAMAKIN ﾌﾞｶｼ市 ・ 日系の非鉄金属商社で自動車用小物機械切削部品を製

造

・ ISO9001、14001 を取得している。

・ 建屋スペースに余裕があり純水素燃料電池のノックダ

ウン製造拠点となり得るが、類似製品製造経験はなく日

本側の支援要。

4 PT.DENKI ﾌﾞｶｼ市 ・ 電気工作物設計、製造、エンジニアリング、電気設備施

工監理

・ ISO9001、OHSAS18001 取得を取得している。

・ 基盤技術力は高く、電気品の製造、施工で日系企業から

の受注実績多数

・ 盤、純水素燃料電池、現地エンジニアリングのサプライ

ヤ候補となり得るが、事務所のみの見学で製造工程の実

地監査が必要。

10 PT.KOKOH SEMESTA ｼﾞｬｶﾙﾀ市 ・ タンク、圧力容器、機械加工、配管類製造

・ ISO9001、ISO14001、OHSAS18001 等認証取得は十分。

・ タンク製造用加工機、大型クレーンを保有。タンク鏡板

の自社製造と本体溶接まで手掛けており、基盤技術力は

高い。水素貯蔵タンクのサプライヤとして十分な能力を

保有する。

17 PT.TECHNO ASSOCIE ｼﾞｬｶﾙﾀ市 ・ 太陽光パネル用架台等、部品、小物部品を扱う商社。

・ 協力関係のある現地サプライヤへの広がりを期待する。

100

22 PT.ENVITECH PERKASA ｼﾞｬｶﾙﾀ市 ・ 上下水道、産業水処理プラントの設計、調達、据付、サ

ービス

・ O&M 事業での連携を期待したが、現状では水処理に絞

る。

28 PT.MAHKOTA PRIMA ﾀﾝｹﾞﾗﾝ市 ・ 電気制御盤製造

・ ISO9001、OHSAS18001 を取得している。

・ 盤製造のビジネスモデルは日本のサプライヤと異なり、

板金類をアウトソースし電機品組立に特化しているが、

線材の圧着端子処理などの基盤技術は有している。アウ

トソースと併せて盤製造は可能。

ヒアリングと見学に加え、（株）東芝のサプライヤ評価テンプレートを携行し事後にメン

バーにて評価した（評価項目：経営、財務、設計、品質、コスト、製造現場管理等 19 分類、

大 85 項目）。サプライヤ監査ほど十分な時間が取れない中での補足的な位置づけとして

実施した。訪問調査によって得られた 3 つの構成要素の製造候補サプライヤ、その工程例、

テンプレート評価結果まとめを表 ８－２－４に示す。水素貯蔵タンクサプライヤ候補とし

た PT.KOKO SEMESTA では、評価したほぼすべての項目を問題なくクリアした。純水素

燃料電池サプライヤ候補とした PT.YAMAKIN では工程管理や品質管理他でより詳細な観

察が必要であるが、一定のレベルにあることを確認した。電気・盤サプライヤ候補とした

PT.MAHKOTA PRIMA では調達、納期、工程管理他でより詳細な観察が必要であるが、一

定のレベルにあることを確認した。短時間の訪問で確認した内容のみでの採点であり、

終的なサプライヤ選択と契約にむけてはさらなる精査が必要である。

表 ８－２－４ サプライヤ調査結果まとめ

構成要素 候補サプライヤ 製造工程例 東芝ﾃﾝﾌﾟﾚｰﾄによる簡易評価結果

水素貯蔵

タンク

PT.KOKO SEMESTA

PT.CILEGON FAB.

純水素

燃料電池

（CSA 除く）

PT.YAMAKIN

PT.DENKI

PT.CILEGON FAB

PT.KOKO SEMESTA のﾀﾝｸ製造工程

PT.YAMAKIN の機械部品製造工程

PT.KOKO SEMESTA の評価結果

PT.YAMAKIN の評価結果

101

電気・制御盤 PT.MAHKOTA PRIMA

PT.DENKI

（４） サプライヤ調査結果のまとめ

今回のサプライヤ調査で以下の 3 点を確認した。

・ 水素貯蔵タンクはジャカルタ近辺のサプライヤで製造可能である。

・ 電気・制御盤はジャカルタ近辺のサプライヤで製造可能である。

・ 純水素燃料電池（CSA を除く）はジャカルタ近辺のサプライヤで製造できる可能性があ

る。ただし、小径のステンレス管の溶接技術について実力が未確認であり、評価が必要

である。

また、このような精密機器の組立てでリークを発生させない配管接続技術、試験技術等に

ついて、技術が定着するまで日本側のサポートが必須である。

（５） サプライチェーン構築のスケジュール

ジャカルタを拠点として H2OneTM システムをインドネシア島嶼部に供給していくために

は事前準備を含め図 ８－２－３に示すＡ～Ｃの項目を決定、構築していく必要がある。

Ａ）転売品、インドネシア製造品のメーカー選定（監査、試作、契約等）

Ｂ）インドネシア政府関係機関、東芝 ESS（株）、東芝アジアパシフィックインドネシア（TAPI）

社連携による PSI（Purchase Sales Inventory : 以下、PSI と記述）プロセスの構築

Ｃ）現地建設、エンジニアリングプロセスの構築

PT.MAHKOTA PRIMA の盤製造工程 PT.MAHKOTA PRIMA の評価結果

102

図 ８－２－３ サプライチェーン構築に必要な実施事項

これらを現在計画中の実証プロジェクト、商用プロジェクトに対応させるために表 ８－

２－５に示す基本計画を策定した。今後、関係各署と連携の上、実行計画として確定させ

ていく。

Ｄ）実証プロジェクトの遂行（用品サプライと現地試運転、引渡しまで）

Ｅ）商用プロジェクト準備完了（商用プロジェクト用品製造仕様決定まで）

表 ８－２－５ サプライチェーン構築の基本計画

項目 2018 2019 2020 2021 2022

FS

ｻﾌﾟﾗｲﾁｪｰﾝ

構想設計

Ａ）ｻﾌﾟﾗｲﾔ選定

Ｂ）PSI ﾌﾟﾛｾｽ

構築

Ｃ）ｴﾝｼﾞﾆｱﾘﾝｸﾞ

会社選定

FS

構想設計

監査 製造

準備

準備構築設計

選定監査

監査 準備選定

103

Ｄ）ﾃﾞﾓ PJ 遂行

Ｅ）ｺﾏｰｼｬﾙ

PJ 準備

８－３ インドネシア人スタッフの育成と監視・保守・メンテナンス体制構築

（１） 相手国側組織に対するキャパシティビルディング

H2OneTMの中核となる水素・燃料電池技術は、RUPTL2018 において、新・再生可能エ

ネルギーの一つとして位置付けられている。しかしながら、現状、位置づけられているだ

けであり、それ以外の具体的な方針や計画等は一切ない状況にある。水素エネルギー導入

計画を策定するにあたって、水素システムの有効性を理解頂き、自国のエネルギー事情に

即した計画を策定する必要性を感じてもらうキャパシティビルディングを検討する。

その一つとして、エネルギー関連の政府関係者を中心に、導入済みの水素エネルギー設

備の視察、日本の政府関係者との議論を行う招聘事業が考えられる。実際に導入・稼働し

ている水素エネルギーシステムを見ることで、自国へのシステム導入をイメージしていた

だくことに繋がる。また、その中で、そもそもどのような計画及び制度が必要かというこ

とも認識頂き、日本としても計画策定に向けてどのような支援ができるかをインプットす

ることで、計画策定に向けたハードルを下げることができる。

（２） 当社現地法人におけるキャパシティビルディング

本システムは発電設備であり、維持管理、点検、異常検知時の 1 次対応、定期部品交換

等に対するトレーニング計画が必要であるが、ここでは特に、システムの中で重要な水素

関連設備のメンテナンスに関して記載する。対象となる現地メンテンス技術者は事業形態

にも依存するが、電力会社等の既存のディーゼル発電設備等の運用技術者を想定した O&M

トレーニング計画を示す。

水素関連設備のメンテナンスを行う上では、その構造、機能を理解することが重要であ

ることから、メンテナンス技術者のトレーニングは日本の水素関連設備メーカーでの実技

を通しての On the job training（OJT）が必須と言える。その際のトレーニング項目およ

びスケジュール（案）は以下の通りである。

・日本の水素関連設備メーカーの工場における現場実習（6 ヶ月程度）

・日本の水素関連設備メーカーでのメンテナンス業務実習（6 ヶ月程度）

日本でトレーニングを受けたメンテナンス技術者には、H2OneTMシステムの工事や試運

転も経験させシステムに対する理解度を向上させる。また、システム稼働後は、日本から

の遠隔監視によるサポートおよび現地での定期的なフォローアップを行い、現地運用技術

者の早期育成とその後の自立的な人材育成と保守体制の構築を目指す。

検証 立上製造仕様

立上製造 仕様

104

８－４ ファイナンススキーム検討

各事業モデルのビジネス・ファイナンス・スキームに加え、事業経済性を改善させる為

の公的支援制度の活用、今後より精査・協議が必要な主要事項について分析を実施する。

（１） 機器輸出モデルの公的支援制度の活用

① 想定される事業経済性を改善させる為の公的支援制度

（i）全般

当該事業モデルにおいて事業経済性の更なる改善を実現するために活用可能と考えられ

る日本政府等の公的支援制度としては、環境省二国間クレジット制度、並びに国際協力銀

行輸出金融制度および日本貿易保険貿易保険制度が想定される。

（ii）環境省二国間クレジット制度に基づく設備補助

平成 27 年 11 月 30 日開催第 21 回気候変動枠組条約締約国会議首脳会合において、安倍

総理は「先進的な低炭素技術の多くは、途上国にとってなかなか投資回収を見込みにくい

ものです。日本は、二国間クレジット制度などを駆使することで、途上国の負担を下げな

がら、画期的な低炭素技術を普及させていきます。」とスピーチを実施しており、測定・報

告・検証により算出された排出削減量を、二国間クレジット制度により日本の排出削減量

として計上することを目指して、設備補助が実施されている。事業者に対し特に水素イン

フラ技術については、平成 30 年６月７日環境省「海外展開戦略（環境分野）」において、「我

が国の幅広い技術・経験を活かし、各国の様々なニーズを踏まえ、インフラや人材づくり

の面から各国のエネルギー転換を支援。特に、欧米・中国企業等が事業組成力や価格競争

力を武器に各国で再生可能エネルギー・省エネ事業を拡大する中、我が国として再生可能

エネルギー・水素・省エネ等の低炭素型のインフラ技術を核に、世界をリードできる強力

な官民の連携体制を構築して対抗することが重要。その際、二国間クレジット制度等を活

用して、我が国の先進的な低炭素技術を普及・展開し、災害に強い再生可能エネルギーな

ど、我が国が比較優位を有するインフラの海外展開を促進」と掲げられている。

インドネシアはパートナー国の１つであり、本事業においても活用が検討可能となる。

当該ケースにおいては、再生可能エネルギー事業については初期投資費用の 1／2 を上限と

して設備補助を得ることが期待される。

（iii）国際協力銀行輸出金融制度および日本貿易保険貿易保険制度

国際協力銀行は、「株式会社国際協力銀行法」（平成 23 年法律第 39 号）第 11 条の規定に

基づき、日本の産業高度化支援等を目的として発電設備等に関する日本企業や日系現地法

人等の機械・設備や技術等の輸出・販売を対象とした輸出金融の融資を、外国の輸入者（買

主）または外国の金融機関等に対して供与している。国際協力銀行の輸出金融については、

105

OECD ガイドラインに基づき対象金額等に上限額が６割程度と存在するものの、インドネ

シアルピア建での融資供与が可能であり、平成 26 年 10 月以降インドネシア政府他は一般

事業者を含め外貨建対外債務の借入を規制する中で譲許的で現地通貨建での融資は も有

効な手段となると考える。

また、日本貿易保険は「貿易保険法」（昭和 25 年法律第 67 号）第 62 条他の規定に基づ

き、所定の保険価額による輸出保証保険を供与している。現時点において本邦金融機関の

多くがインドネシア現地での商業銀行業務を実施しているが、現地での実質信用力依拠先

となる国営および民間事業者の信用力に見合った高いプレミアムを乗せている中で、日本

貿易保険の保証カバーにより現地商業銀行の信用プレミアムを圧縮する効果が期待される。

② 今後より精査・協議が必要な主要事項

（i）発電会社に対する東芝等の請負体制等の精査

一般的な発電設備等の機器輸出事業においては、バイヤーに対して複数の事業者がそれ

ぞれのリスクにおいて納品を行うジョイント・アンド・セベラル方式と、一式を単一の事

業者が自らのリスクにおいて納品を行う EPC 方式とが存在する。一般的に前者は、事業者

側が全体工程管理等のリスクを引き受ける後者に対して、発電会社がより全体工程管理等

のリスクを負う反面、全体コストを圧縮できることが指摘される。当該契約形態について

は、個別の事業毎に発電会社との間で、東芝の現地事業ライセンス制度や事業パートナリ

ング協議等を踏まえて、検討を行っていく必要がある課題と認識する。

なお、将来的には日本国内での製造輸出から現地生産の比重を段階的に高めていくこと

を検討する（第二部８－２参照）。これは東南アジア地域等への納品に際しての製造・輸送

コスト等の更なる縮減や、現地における雇用への裨益等を期待するものである。

（ii）水素事業に関する現地環境社会配慮許認可制度の協議

本調査で確認される協議・検討範囲において、現時点で水素事業に関するインドネシア

現地の環境社会配慮に係る許認可制度は確認出来ていない。想定される類似の環境社会配

慮制度として発電事業やガス事業に関する許認可制度に関しては確認されるが、水素事業

については、そもそも前例がないことによる想定外事象の発生という特有の事業リスクが

存在する。

従って、水素装置の納品に当たっては、許認可取得に際して制度改変による許認可とな

るか、現状の制度下における例外的な許認可となるかについてはインドネシア政府との間

でより詳細協議が必要な事項と認識する。

（２） 事業投資モデルの公的支援制度の活用

① 想定される事業経済性を改善させる為の公的支援制度

（i）全般

106

当該事業モデルにおいて事業経済性の更なる改善を実現するために活用可能と考えられ

る日本政府等の公的支援制度としては、環境省二国間クレジット制度、並びに国際協力銀

行投資金融制度および日本貿易保険海外投資保険制度が想定される。

（ii）環境省二国間クレジット制度に基づく設備補助

前述のとおり。なお、国際協力銀行投資金融制度および日本貿易保険海外投資保険制度

との併用については日本貿易保険ヒアリングによれば過去実績等が無いとのことから、協

議が必要なものと認識する。

（iii）国際協力銀行投資金融制度および日本貿易保険海外投資保険制度

国際協力銀行は、「株式会社国際協力銀行法」（平成 23 年法律第 39 号）第 11 条の規定に

基づき、国内企業の海外展開支援等等を目的として発電事業等に関する日本企業の海外投

資事業を対象とした投資金融の融資を、日系現地法人（合弁企業含む）またはこれに貸付・

出資を行う外国の銀行・政府等に対して供与している。

特に平成 30年７月以降地球環境保全目的に資するインフラ整備を幅広く支援することを

目的とした「質高インフラ環境成長ファシリティ」が創設されており、再生可能エネルギ

ー事業となる本事業は対象要件を満たし、融資割合が協調融資総額の６割以下となる等よ

り有利な活用が可能となる。

また、日本貿易保険は「貿易保険法」（昭和 25 年法律第 67 号）第 69 条および第 70 条他

の規定に基づき、所定の保険価額による海外投資保険を供与している。日本貿易保険の保

証カバーにより現地商業銀行の信用プレミアムを圧縮する効果が期待され、民間商業銀行

のより有利な条件での招聘が期待される。

③ 今後より精査・協議が必要な主要事項

（i）発電会社に対する東芝等の請負体制および出資体制等の精査

発電会社に対する東芝等の請負体制については前段の機器輸出モデルと同様であるが、

追加して東芝の発電会社内での役割および財務分担等については検討・協議が必要と考え

る。具体的には東芝は発電設備の運用・保守等に長所を有するが、インドネシア現地にお

ける発電事業の事業経験等を有さないことから、既存の発電ユーティリティ等とのパート

ナリング候補の選定および協議が必要となる。

（ii）水素事業に関する現地環境社会配慮許認可制度の協議

前述（１）の機器輸出モデルと同様。

（iii）当該事業に関するインドネシア政府等からの非財政的支援の精査・協議

前述（１）の機器輸出モデルに掲げる課題等に加えて、発電事業者自身が担う許認可取

107

得等を自ら実施する必要がある。具体的には、運搬輸送等に関する港湾・道路利用の許認

可や土地取得、事業許認可、各種法人・土地設備登記、系統連携協議等が想定される。ま

たオフテイカーとなる送配電事業者に対するインドネシア政府等による契約履行能力支援

についても金融機関等を含めた協議が必要となる。

これらの許認可取得等についてインドネシア政府等からの支援や、現地パートナーの履

行能力等について精査・協議が必要となる。

（iv）当該事業に関するインドネシア政府等からの財政的支援の精査・協議

一般的にインドネシアにおける送配電事業者の財務信用度は低いことが指摘される。そ

の為金融機関等の信用プレミアムの圧縮等を行うために、オフテイカーとなる送配電事業

者に対するインドネシア政府等による財政的補完について十分に担保を確保する必要があ

る。具体的には当該事業に対する各種支払いに関する財政補填や、債務一切に対する財政

補填等が想定される。

（３） 実証事業プロセスの必要性

商業ベースでの機器輸出モデルおよび投資金融モデルの実現に当たっては、これらのよ

り精査・協議が必要な主要事項の検証に加えて、現地自然環境等における建設および維持

管理等における技術的課題検討および技術的信頼性の証明等のために、インドネシア政府

等と協力した実証事業プロセスが必要と考える。

具体的には、経済産業省所管国立研究開発法人新エネルギー・産業技術総合開発機構の

「国際実証事業」や「民間主導による低炭素技術普及促進事業／戦略的案件組成調査」の

活用を想定する（図 ８－４－１）。

図 ８－４－１ 実証事業の実施スキーム

108

東芝は、平成 30 年８月付でインドネシア技術評価応用庁（BPPT）との間で当該自立型

水素エネルギー供給システムの同国内への普及に向けた協業覚書を締結し、技術・制度を

検討のうえ、2022 年までにシステム導入を目指すことで文書合意している。実証事業に当

たっての設計段階、建設段階、実証期間内稼動段階、実証期間終了段階での役割分担等に

ついては現状 BPPT との間で協議を実施している段階である。

109

９ 経済性評価

９－１ 導入コスト試算

（１） システムコスト

導入コストについては、システム製造コスト、輸送コストおよび土木・設置工事コスト

に大別できる。

東芝の提供する自立型水素エネルギー供給システム H2OneTM オフグリッドソリューシ

ョンのシステム概念図は以下のとおり（図 ９－１－１）。24 時間、365 日、天候に左右さ

れずに安定的な電力供給が可能であり、既設発電・系統電源に依存することのない安定的

な分散電源システムとしての導入が想定され、ディーゼル発電等バックアップ電源新設は

想定しない。

図 ９－１－１ H2OneTMシステム概要

従って、システム製造コストの内訳としては、H2OneTM を構成する蓄電池、電解装置、

燃料電池、水素貯蔵装置および制御版設備の他、再生可能エネルギー供給源として太陽光

発電設備（高圧線を含む）の積算が想定される。

また、事業投資モデルの検討に当たっては、上記に追加して事業用地取得又はリースコ

スト等の計上が想定される。なお、以下分析に当たってはパートナーとなる電力事業者や

政府等からの無償貸与協力を前提として事業用地関連コストは積算しないものとする。

今後実証事業での実機の現地での新設導入を実施すること等で、各装置等のコスト・品

質 適なグローバル調達体制を検討すること等により、コスト競争力強化のためのコスト

抑制対策を検討するものとする。

110

（２）輸送コスト

輸送コストには、システム等の資材の他、重機・車両費等の積算を想定する。またその

他にインドネシア国内での港湾・道路等の利用料等の計上が想定される。なお、以下分析

に当たってはパートナーとなる電力事業者や政府等との交渉による無償貸与協力を前提と

して利用料等は積算しない。

上記のとおり多数の大規模から小規模までの多様な資機材の島嶼部への国際輸送が想定

されることから、移転価格税制の活用等の他、輸送荷役を可能な限り集約する等によりコ

スト抑制対策を検討するものとする。

（３）土木・設置工事コスト

土木・設置工事コストには、上記システムの設置にかかる、土木工事費（地盤調査・仮

設道路・整地等）等および基礎工事、並びに内電気、配管および機器等の据付工事に伴う

コストの積算を想定する。

なお、本財務モデルにおいては、H2OneTMオフグリッドソリューションの導入コスト（シ

ステム製造コスト、輸送コストおよび土木・設置工事コスト）の合計値は、インドネシア

国島嶼部の既設の同発電規模のディーゼル発電設備に対して導入後 10年後時点で損益分岐

となる金額、即ち自立型水素エネルギー供給システムを新設導入した際に、導入コスト、

運転・管理コストおよび資金調達コストの合計値と稼動後 10 年間時点で同額となる額に設

定する。環境省二国間カーボンクレジット制度を活用して初回に限り 50%相当の導入コス

ト削減を想定する。

今後実証事業での実機の現地での新設導入を実施すること等で、社員の工事管理コスト

等を極小化し、現地労働者の活用等を検討すること等により、コスト競争力強化のための

コスト抑制対策を検討しつつ具体的な数字を積算するものとする。

９－２ 運転・管理コスト

運転・管理コストには、定期的・不定期的なシステム更新費用を積算する。

その他には、一般的な発電事業として想定される燃料費および人件費の積算が想定され

るが、前者については再生可能エネルギーを活用することにより不要となり、また人件費

についても原則としては 小限の監視および 適制御運転が想定されることで平常的な計

上は不要となることを想定する。

暫定値として、燃料費を含めて上記導入コスト総額に対して稼動期間中毎半期 1.5％相当

の支出を想定する。制御盤設備による 適な運転調整等を行うことにより、各種システム

については現地の一般的な減価償却期間および発電事業期間となる 20年間はメジャーオー

バーホールを不要であるものとする。なお、当該運転・管理コストについては今後実証事

業等を通じてより圧縮・精査していくことを想定する。

111

９－３ 資金調達コスト

当該機器の導入費（東芝が事業投資を実施しない機器輸出モデルの場合）および事業費

（東芝が事業投資を実施する事業投資モデルの場合）については、国際協力銀行の輸出金

融制度又は投資金融制度、および日本貿易保険の保証制度を付与した現地商業銀行融資の

シンジケーションローンの活用を想定する。なお、現地発電事業者からの内部留保や現地

政府等からの補助予算等からの一括支出が可能な場合には導入費の計上は不要となる。本

調査ではこれらの予算等確保が保守的に困難であると想定して、追加的に発電事業者の発

生コストとして追加的に計上するものとする。

減価償却費算定を 20 年間定額法、金利条件は機器輸出モデル・事業投資モデル双方全体

仕上がり金利はインドネシアルピア通貨建固定金利 3.5%、18 年間 6 ヶ月元本均等返済を積

算前提条件とする。なお、発電事業者の信用力コストについては直近の 10 年間超のインド

ネシア国債およびインドネシア国営電力公社の発行社債の利回りを元に算定している。ま

た、事業投資モデルについては追加して、建設期間２年間の貸増期間中のコミットメント

チャージとして毎半期末貸出枠残高に対して 2.0%、コミットメントチャージよして財務契

約書調印時に融資金額合計に対して 0.5%の資金調達コストを計上する。

９－４ 経済性評価

（１）収入

システムコスト等には東芝等の収入を含めたコスト計上を前提とする。

発電事業者は送配電事業者等に対する売電収入を想定して、現地ヒアリング結果を踏ま

えて、既存のディーゼル発電等と同様に現地通貨建で 4,000IDR/kWh を想定する。

（２）支出

支出としては設備導入時における上記導入コスト（システムコスト、輸送コスト、土木・

設置工事コスト）、以降においては毎期運転・管理コストの支出が想定される。

その他には、収入・支出の差額分となる事業利益に対する事業法人税が支出として想定

される（原則 25％であるが、年間売上高 500 億尼ルピア未満の小企業の場合には 12.5％）。

また土地・建物税および付加価値税は計上しない。これらの差額が発電事業者の内部留保

および配当金として計上されることが想定されるが、配当金については当面の間インドネ

シア国外に対する国外送金を想定せず配当金送金課税（出資比率 25％以上の場合 10％、出

資比率 25％未満の場合 15％）については積算しない。

（３） 経済性評価試算結果

設定した前提の下で積算した事業性等については、表 ９－４－１の通りとなる。

112

表 ９－４－１ 財務諸条件概要

機器輸出モデル 事業投資モデル

借入額面 導入コスト全額 総事業コスト 80%

適用金利 固定 3.5% 固定 3.5%

返済期間 18 年間 18 年間

減価償却方式 定額 20 年間 定額 20 年間

電気料金（尼ルピア/kwh） 4,000IDR/kWh 4,000IDR/kWh

EIRR20 年 - 10.1％

更なる細事における経済性の精査は必要となるものの、本概算のレベルでの資金スキー

ムを組める程度の採算確保を前提として考慮すると、上記の電気料金等をインドネシア共

和国政府等事業関係者の積極的な財務的・非財務的コミットメントの確保等を取得してい

く必要がある。

113

１０ CO2 削減効果

１０－１ CO2 削減量の算定

（１） CO2 削減シナリオ

H2OneTMプラントの設置は、グリッド接続していない離島を主なターゲットにしており、

そうした離島においては既存のディーゼル発電機または将来設置されるディーゼル発電機

の代替となることから、以下の通り黄色部分がレファレンスシナリオの空間的バウンダリ

ー、緑部分がプロジェクト活動の空間的バウンダリーとなる（図 １０－１－１）。

図 １０－１－１ 空間的バウンダリー

また、各バウンダリーに含まれる排出源と温室効果ガスは下表の通りとなる。なお、ディ

ーゼル発電機から微量の CH4 は排出されるが、保守的な設定として CH4 を含めないこと

にした（表 １０－１－１）。

表 １０－１－１ 各バウンダリーに含まれる排出源と温室効果ガスの概要

排出源 CO2 CH4 N2O

レファレンス

シナリオ

ディーゼル発電機 Yes No No

プロジェクト

活動

H2OneTMでの電力消費に伴う排出 No No No

プロジェクト活動の空間バウンダリー

H2OneTMによる発電事業

レファレンスシナリオの空間バウンダリー

ディーゼル発電機による発電事業

114

（２） CO2 削減量

（２－１）計算式

CO2 削減量は以下の計算式により算定する。

●CO2 削減量[t-CO2/y]＝リファレンスシナリオ（RS）排出量）－（プロジェクト（PJ）排

出量）

① レファレンス排出量（RS 排出量）

レファレンス排出量は以下の計算式により算定する。

●RS排出量 ＝（ディーゼル消費量[t/y]）×（ディーゼルの排出係数[t-CO2/t]）

＝（（H2OneTMでの正味発電量[MWh/y]）÷（発電効率）） ÷（ディーゼル燃料の正味発熱量） ×（ディーゼルの排出係数[t-CO2/t]）

② プロジェクト排出量

H2OneTMは外部の電力や燃料供給を必要としない、完全自立型のシステムであるた

めプロジェクト排出量はゼロとなる。

（２－２）データ・パラメーター

① モニタリングデータ

表 １０－１－２ H2One での正味発電量の説明

パラメータ H2OneTMでの正味発電量

単位 MWh

説明 y 年の H2OneTMでの正味発電量

データの情報源 プロジェクト参加者による測定

モニタリング間隔 連続的。少なくとも年 1 回集計する。

② モニタリングしないデータ

各種データ・パラメーターのデフォルト値は IPCC2006 ガイドライン、CDM 方法論ツー

ル Methodological tool: Tool to calculate the emission factor for an electricity system

Version 04.0 に基づき以下の通りに設定した。

115

表 １０－１－３ 軽油の正味発熱量の説明

パラメータ 軽油の正味発熱量

単位 MJ/重量

データの情報源 IPCC2006

適用される値 燃料 熱量

軽油（Diesel Oil） 43.33 GJ/t

表 １０－１－４ 軽油の CO2 排出係数の説明

パラメータ 軽油の CO2 排出係数

単位 tCO2/TJ

データの情報源 IPCC2006

適用される値 燃料 熱量

軽油（Diesel Oil） 74.1t･CO2/TJ

表 １０－１－５ オフグリッド発電プラントの発電効率

（出典）Methodological tool: Tool to calculate the emission factor for an electricity system

Version 04.0

116

１０－２ JCM 適用検討

・JCM 制度申請手続き・フロー

JCM 制度の申請手続き・フローは図 １０－２－１の通り、方法論作成、プロジェクト登

録のための PDD 作成、クレジット申請（初回）のためのモニタリングレポート作成、第三

者機関による妥当性確認・検証、クレジット発行の流れとなる。

図 １０－２－１ JCM 取得手続フロー

（出典）環境省ウェブサイト

・JCM 適用あたっての課題

本プロジェクトに適用可能な方法論が存在しないため、方法論の作成および合同委員会

による承認を取得する必要があり、相応の時間を要することが想定される

方法論の作成においては、以下の点が重要な検討ポイントになると考える。

＜レファレンスシナリオおよびその保守性の検討＞

レファレンスシナリオの設定については、以下のシナリオをが候補となる。

●シナリオ 1：ディーゼル代替（＋水力）

●シナリオ 2：太陽光・風力等の再生可能エネルギー＋ディーゼル

●シナリオ 3：太陽光・風力等の再生可能エネルギー＋蓄電池などの ESS

現在フィリピンの離島（285 箇所）において、導入されている設備はほとんどディーゼル

（シナリオ１）であり一部水力発電も存在する。太陽光・風力等の再生可能エネルギーと

117

ディーゼルあるいは ESS の組み合わせは（シナリオ 2 および 3）は 3 件のみである。この

3 件ともにグラントおよび補助金が付与されたものであり、ビジネスベースで普及されたも

のではない。そのため、将来においてグラントおよび補助金、その他政策の後押しがない

場合に導入される可能性が一番高いものはディーゼル（シナリオ１）である。

このような点を勘案し、レファレンスシナリオの妥当性を検討する。また、その保守性

については、ディーゼル発電機の効率などを CDM の方法論ツールを参照するなど保守的に

設定する方針で検討する。

＜適格性要件の設定＞

現在考えられる適格性要件の論点は以下のものである。

●論点 1：水電解水素製造装置および燃料電池システムを備えた装置に限定するか。

●論点 2：電力需要の 大値および 小値の設定の必要性、（必要な場合）その基準につ

いて

●論点 3：太陽光発電設備の設置場所の面積の基準について（例えば太陽光発電設備の設

置面積が占める面積の 10 分の 1 以下、など）。

●論点 4：公的機関（EC など）が関与するプロジェクトに限定するか。

１０－３ その他環境改善効果・環境社会面への影響

その他の環境改善効果としては、PM10、PM2.5、NOX、SOXの削減による大気汚染の改

善が期待できる。

レファレンスシナリオ案（ディーゼル）とプロジェクトシナリオ（太陽光）の発電方式

を比較した場合、発電時におけるそれぞれの大気汚染物の排出係数は表 １０－３－１のと

おりである。

表 １０－３－１ 発電方式ごとの 1kWh 発電あたりの排出係数（単位：kg/kWh）

大気汚染物質 石油 太陽光

PM10 1.03E-05 0.00E+00

PM2.5 3.01E-05 0.00E+00

NOx 3.23E-04 0.00E+00

SOx 7.73E-04 0.00E+00

（注）本排出係数は、 CASES が 2008 年に発表したものであり、その時点における各電源の一般

的なモデルを基にした排出係数であり、個別の国の状況を反映したものではない。

118

本プロジェクトの発電容量が 1MW の場合（太陽光の日射量は 15％と想定）、PM10、PM

2.5、NOXおよびSOxの削減量は表 １０－３－２のとおりである。（発電量は1,314,000kWh

＝1MW＊8760h＊15%である）

表 １０－３－２ 大気汚染物質の削減量（単位：kg）

大気汚染物質 排出量（石油） 排出量（太陽光） 削減量

PM10 1.35E+01 0 1.35E+01

PM2.5 3.96E+01 0 3.96E+01

NOx 4.24E+02 0 4.24E+02

SO2 1.02E+03 0 1.02E+03

119

１１ 現地報告会の実施

本事業の現地報告会を、本事業に関わるインドネシア政府関係のキーパーソンを集めて

2019 年 2 月 7 日に実施した。

１１－１ 参加者

現地報告会には、インドネシア側としては、MEMR、BPPT、PLN、PTIT から合計で

20 人程度が参加した（表 １１－１－１、図 １１－１－１）。

表 １１－１－１ 現地報告会へのインドネシアエネルギー関係政府機関参加者 組織名 部署 役職 氏名 MEMR DJK Deputy Director for

Electricity Cooperation Afrizal

Deputy Director for Electricity Investment

Laode Sulaeman

Legal Division Ilda Agnes Technical and Environmental Directorate

Hari Sunaryadi

− Ira P − Raymond − Luky Electricity Cooperation Directorate

Willy K

− Wahid P. N − Rudolf Leonard − Wiwid M − Hardian − Fikri

EBTKE − Hansen BPPT − − Abdul Hamid

Budiman − − Danang Yogisworo

PLN Renewable Energy Division

− Yoni M

R&D − Siti Aisyah − − Indra A Business Regional Kalimantan

Vice President Adams Yogasara

PT. Indonesia Power （IP）

− Head of Corporate Planning Tarwaji

120

図 １１－１－１ 現地報告会の実施風景

（出典）現地報告会にて撮影（2019/2/7）

１１－２ 実施概要

報告会では、改めて東芝として実現を目指す水素社会像を紹介した。その上で、商用プ

ロジェクト候補地となる島の選定方法とその結果、インドネシア版 H2OneTMの仕様、将来

のファイナンススキームを含む事業モデルなどを説明し、 後に次年度以降の実施を想定

している実証プロジェクトや商用プロジェクト実現に向けたステップ案を提示した。

報告会の目的としては、経済産業省の質の高いインフラプロジェクトのフィージビリテ

ィスタディの結果を報告した上で、主に以下の３点について議論することであった。

１．インドネシアにおける H2OneTMのスペック

２．ビジネスモデルと制度

３．商用化に向けた段取り・スケジュール

なお、報告会は、2019 年 2 月 7 日の 10 時～12 時で、MEMR の会議室で実施した。

報告会のアジェンダは以下の通りである（表 １１－２－１）

121

表 １１－２－１ 現地報告会のアジェンダ アジェンダ

１ ワークショプの内容説明 ２ 島選定の考え方と選定結果 ３ インドネシアにおける H2OneTMのスペック ４ ビジネスモデルと規制・制度 ５ 商用化に向けた段取りとスケジュール ６ ワークショップのまとめと閉会

１１－３ 報告会の論点

報告会で論点となったことは以下の通りである。

なお、報告会では、多様な観点からの質疑応答が行われ、インドネシアエネルギー関係

政府機関の H2OneTM 導入に向けた関心の高さおよび今後の協力意向を確認できた（表 １

１－３－１）。

報告会での主な論点

・H2OneTMシステムの技術面・経済面での優位性、特に発電コスト削減効果について

・Kaimunjawa（商用プロジェクト第一候補地）の選定理由と設備構成について

・H2OneTM システムの導入関連法制度（PLN グループとの電力インフラ整備に関する

MEMR Regulation no. 4 of 2016）

表 １１－３－１ 現地報告会での質疑応答内容 質疑テーマ 質問内容（質問者） 回答（回答者）

H2OneTMの優位性 ・ どのようなコスト前提で経済優位性比較を行なっているのか。コスト前提となる費目内訳を開示して欲しい。（MEMR DJK Laode 氏）

・ 東芝より、別途データを提供する。（東芝）

東芝とインドネシアの協業状況

・ インドネシア側と東芝の協業はどのような状況になっているのか。（MEMR DJK Afrizal氏）

・ BPPT と東芝との MoU の締結や、本調査でのヒアリングアレンジ・東芝への同行。（BPPT Danang 氏）

・ PT. IP として、燃料輸送費を主要因として高騰するカリムンジャワ諸島における発電コスト削減に向け、H2OneTM導入に向け今後協力していく。（PT. IP Tarwaji 氏）

システム導入シミュレーション結果

・ 適と考えるシステム構成について教えて欲しい。（MEMR DJK Afrizal 氏）

・ ディーゼル発電機を併用し水素システムを導入することで蓄電池容量を減らしたケースがコスト面から 適であった。（BPPT Danang 氏）

H2OneTMのエネルギー効率および製品寿命

・ H2OneTMのエネルギー効率はどの程度か。（PLN R&D Indra氏）

・ H2OneTM全体としてのエネルギー効率は 70％以上を実現している。（東芝）

・ 各種シミュレーションにて設定している H2OneTMの製品寿命は何年か。（PLN R&D Indra氏）

・ シミュレーション上の H2OneTMの製品寿命は20年と設定している。（東芝）

・ シミュレーション上の製品寿命である 20 年は、太陽光発電設備の製品寿

122

質疑テーマ 質問内容（質問者） 回答（回答者） 命に基づき設定されたものである。そのため、H2OneTMに適切なメンテナンスを行えば、更に長期の製品寿命を実現できる。（東芝）

商用モデルの 有望候補地

・ 商用モデルの 有望候補地はカリムンジャワ島か。（MEMR DJK Mr. Afrizal）

・ 本事業の結果、カリムンジャワ島を商用プロジェクト 有望候補地と想定している。（東芝）

・ PT. IP としては、H2OneTMの発電コストが 6,000IDR/kWh 未満であれば、現在の発電コスト削減に繋がるためシステム導入が可能と考えている。（PT. IP Tarwaji 氏）

その他 ・ 関連法制度 ・ 関連法制度として、PLN グループとの電力インフラ整備に関する MEMR Regulation no. 4 of 2016 が存在するため、その適用を検討すべき。（MEMR DJK Ilda 氏）

・ キャパシティビルディング ・ PLN R＆D から、AOTS 招へい事業への参加が可能かどうか、検討いただきたい。（PLN R&D Siti 氏）

（出典）現地報告会

123

１２ 事業の裨益分析

１２－１ インドネシアへの裨益

（１） エネルギーセキュリティ向上

H2OneTMシステムを導入することで、化石燃料、主にディーゼル燃料の削減効果があり、

これがエネルギーセキュリティ向上効果となる。

ディーゼル発電の発電効率を 30%として、インドネシアのポテンシャル市場全体に導入

した場合、年間 76 万 kL のディーゼル燃料削減効果がある（表 １２－１－１）。

表 １２－１－１ ディーゼル燃料の削減効果

人口 設備容量

（kW）

年間発電量

（kWh/年）

ディーゼル燃料の削減

（kL / 年）

第 1ターゲット

（ショートリスト 5

島）

12,183 3,655 4,885,783 1,555

第 2 ターゲット

（ロングリスト 13

島からショートリ

スト 5島を除く）

18,524 5,557 7,428,732 2,365

第 3 ターゲット

（13 島）

13,889 4,167 5,569,945 1,773

第 4 ターゲット

（10 島）

103,745 31,124 41,605,148 13,243

合計

（58 島中の 36 島）

148,341 44,502 59,489,607 18,936

人口 設備容量

（kW）

年間発電量

（kWh/年）

ディーゼル燃料の削減

（kL / 年）

ポテンシャル市場 6.0 2 2,402 764,610

（出典）離島マスターリストおよび海事漁業省（KKP）（2016）より推計

https://factsofindonesia.com/number-many-indonesias-islands-inhabited

（２） 経済性向上

現在の離島電源の主力はディーゼル発電であり、燃料コストに加え、その輸送費を考慮

すると非常に高い発電コストとなっている。それに対して、H2OneTMシステムを導入する

ことで、相対的に発電コストが安くなるため、その差分が経済性向上効果となる。

具体的には、現在の発電コストを 6,000IDR/kWh として、H2OneTM システム導入後は

4,000IDR/kWh とすると、その差分である 2,000IDR/kWh が経済性向上効果となる。なお、

6,000IDR/kWh は、Karimunjawa の現在の発電コストである。

インドネシアのポテンシャル市場全体に導入した場合、年間 48,042億 IDR（約 480億円）

の経済性向上効果がある（表 １２－１－２）。

124

表 １２－１－２ 発電コストの削減効果 発電コストの削減

（MILL. IDR / 年）

第 1ターゲット

（ショートリスト 5島）

9,772

第 2 ターゲット

（ロングリスト 13 島からショートリスト 5 島

を除く）

14,857

第 3 ターゲット

（13 島）

11,140

第 4 ターゲット

（10 島）

83,210

合計

（58 島中の 36 島）

118,979

発電コストの削減

（MILL. IDR / 年）

ポテンシャル市場 4,804,299

（出典）離島マスターリストおよび海事漁業省（KKP）（2016）より推計

https://factsofindonesia.com/number-many-indonesias-islands-inhabited

（３） 環境性向上

H2OneTM システムにより供給される電気は、CO2 フリーであるため、発電量に応じた、

CO2 削減効果を得ることができる。

インドネシアのポテンシャル市場全体に導入した場合、年間 198 万トンの CO2 削減、す

なわち環境性向上効果がある。

さらに、CO2の価値にはWorld bankの予測値である 2020年までに$40～80/t-CO2より、

保守的に$40/t-CO2 として、CO2 削減量（トン）を CO2 価値として換算すると、年間 9,301

億 IDR（約 93 億円）となる（表 １２－１－３）。

表 １２－１－３ CO2 の削減効果 CO2 削減

（tCO2 / 年）

CO2 削減価値

（MILL. IDR / 年）

第 1ターゲット

（ショートリスト 5島）

4,020 1,892

第 2 ターゲット

（ロングリスト 13 島からショートリ

スト 5島を除く）

6,112 2,876

第 3 ターゲット

（13 島）

4,583 2,157

第 4 ターゲット

（10 島）

34,233 16,110

合計

（58 島中の 36 島）

48,948 23,034

CO2 削減

（tCO2 / 年）

CO2 削減価値

（MILL. IDR / 年）

125

ポテンシャル市場 1,976,488 930,112

注）CO2 削減係数は環境省の A 重油の値（2.58tCO2/KL）を使用

（出典）離島マスターリストおよび海事漁業省（KKP）（2016）、World Bank のウェブサイトより推計

https://factsofindonesia.com/number-many-indonesias-islands-inhabited

https://projects-beta.worldbank.org/en/results/2017/12/01/carbon-pricing

（４） 安全性・レジリエンス対応向上

離島でのディーゼル発電には、海路での軽油の物流が伴うため、悪天候による安定供給

および地震・津波等による港湾への影響を受ける可能性がある。また、軽油の物流および

貯蔵は危険物としての扱いが必要となる。

それに対して、H2OneTMシステムには、燃料の物流が存在しないため、安全性の向上が

期待される。加えて、悪天候や港湾施設の破損等の有事においても、影響を受けることな

くシステムの運用を継続し、電気の供給が可能となる。

（５） 人材育成、貧困対策、観光産業の振興

これまでにインドネシアには数多くの太陽光発電設備が導入されてきているが、施工品

質および、その後のメンテナンス技術の不足により、稼働を停止している太陽光発電設備

が散見される。

H2OneTM システムには、太陽光発電設備をはじめとして、複数の設備導入が伴うため、

その工事および運用後の維持管理も大変重要となる。施工および維持管理には現地での雇

用人材を活用するため、そのための人材育成を実施し、結果として現地人のスキルが向上

する。

また、施工等で現地の人材を活用すること、システムの運転開始後には安価かつ安定的

な電力が住民に供給できることは、貧困対策となりうる。

さらに、インドネシアの離島は観光産業を主要産業としているケースも多く、H2OneTM

のような CO2 フリーで環境影響の少ない電源を供給し、かつ、安全性に優れレジリエンス

にも対応していることは、観光地としての魅力を高めることに繋がる。

１２－２ 日本への裨益

（１） 輸出売上拡大

日本からインドネシアへの H2OneTM システム関連機器の輸出売上の拡大効果を試算し

た。まず、前段（９－４ 経済性評価）で試算した売電価格 4,000IDR/kWh をベースに初期

投資額を算出したが、この初期投資額には、日本からの輸出に加えて、他国および現地で

の調達分も含む。一方で、機器毎に調達元の検討を行い、日本からの輸出となる機器の比

率を算出し、初期投資額に乗じることで、輸出額を算出した。

その結果、インドネシアのポテンシャル市場における日本からの輸出額は 2,736 億円と

126

推定された。

（２） 海外売上拡大

インドネシアにおいて、PLN 等と東芝の JV により IPP 事業を行い、そこで発電した電

力を PPA で PLN 販売することで売上を得ることが可能となる。PLN に対しては H2OneTM

の発電コスト相当の 4,000IDR/kWh で販売すると想定すると、ポテンシャル市場において、

2,046GWh/年の電力を供給するので、IPP の売上は年間 122,784 億 IDR（約 1,228 億円）

となる。

（３） 国内コストダウン

インドネシア市場に対して、H2OneTMシステムをある一定規模以上導入することで、量

産効果によるコストダウンを得ることができる。加えて、インドネシア市場の品質に適合

させるための第三国パートナーからの部品調達も検討することから、部品レベルでの一部

スペックダウンも伴うコストダウンを得ることができる。日本国内向けの部品供給におい

ては、スペックダウンの許容は難しいが、第三国パートナーから日本スペックであっても

安価な部品供給を実現できる可能性がある。

以上の結果として、日本国内での H2OneTMシステムの導入コストも下がると考える。

127

第三部 フィリピン

１ エネルギーの市場概況と需給

１－１ 人口推移および将来予測

国連が取りまとめる世界の人口統計（出典:国連. “World Population Prospects 2017”.

2018 年 7 月）によると、フィリピンの人口は、統計が開始された 1950 年時点で 2,000 万

人弱であったが、その後大きくその数を伸ばし、2014 年には 1 億人を突破した。その後 2015

年から 2018 年まで毎年 1.5％程度の人口成長率で増加を続けており、2018 年現在では 1 億

600 万人となっている（図 １－１－１）。同期間における日本の人口推移と比較すると、

1950 年時点で 8,000 万人とフィリピンとの人口差はおよそ 4 倍であったが、2000 年以降

人口増加はほぼ横ばいとなり、2018 年時点で 1 億 2700 万人とフィリピンとの人口差は 1.2

倍まで縮まっている（図 １－１－２）。

図 １－１－１ フィリピン,日本の人口推移

（出典）UN. World Population Prospects

2017”. 2018.7）

図 １－１－２ フィリピン,日本の人口増

加率推移

（出典）UN. World Population Prospects

2017”. 2018.7）

上記の通り、フィリピンの人口は堅調に増加しており、2018 年時点で世界の人口ランキ

ングの 12 位に位置している（図 １－１－３ ）。また、中位年齢4が 24.3 歳と若く（図 １

－１－４）、人口ランキング上位 12 位の中でもナイジェリア、パキスタンに次いで 3 位と、

労働力の豊富な国となっていることから、生産拠点、または消費市場として有望な進出国

の１つとなっている。

4 中位年齢：人口を 0 歳時から順に並べ、人口がちょうど中位（半分）となる年齢

128

図 １－１－３ 世界の人口上位 12 位

（出典）UN. World Population Prospects

2017”. 2018.7）

図 １－１－４ 世界の中位年齢上位 12 位

（出典）UN. World Population Prospects

2017”. 2018.7）

2019 年以降の人口増加率推移予測としては、世界人口増加率のトレンドと同様にフィリピ

ン、日本ともに減少していく予測となっている（図 １－１－５、図 １－１－６）。ただし、

フィリピンは世界の平均人口増加率よりも高い基準で推移している一方で、日本は 2015 年

以降 2050 年までマイナスで推移する予測となっている（図 １－１－７）。これにより、フ

ィリピンの人口は 2030 年までに日本の人口を超える予測となっており、世界でも上位 11

位の人口となる（図 １－１－８）。また、2050 年までには人口は堅調に増加し、ロシアを

抜いて人口で第 10 位の国となる（図 １－１－９）。

図 １－１－５ 人口増加率予測

（出典）UN. World Population Prospects 2017. 2018.7

129

図 １－１－６ 人口増加率予測

（出典）UN. World Population Prospects 2017. 2018.7

図 １－１－７ 人口の将来推移予測

（出典）UN. World Population Prospects 2017. 2018.7

130

図 １－１－８ 2030 年人口ランキング

（出典）UN. World Population Prospects 2017

図 １－１－９ 2050 年の人口ランキング

（出典）UN. World Population Prospects 2017

図 １－１－１０ 中位年齢将来予測

（出典）UN. World Population Prospects

2017

図 １－１－１１ 中位年齢将来予測（人工上位

12 位）

（出典）UN. World Population Prospects 2017

以上から、フィリピンは今後 2050 年まで堅調な人口増加を示し、また、人口上位 12 カ

国の中でも若い労働力を維持した、有望な生産拠点、消費市場としてあり続けると予測さ

れる。

131

１－２ インフラ整備および PPP 制度状況

フィリピンにおける PPP インフラ市場の特色

フィリピンにおいては PPP インフラ市場において財閥の果たす役割が大きく、他国と比

べても特徴的な構造となっている。以下に、JICA がまとめた PPP ハンドブックを元にイ

ンフラ市場における財閥の役割、整備に係る制度状況、また事業にまつわる金融構造につ

いて整理を行う。

フィリピンの市場構造を特色づけるのは、財閥の存在である。同国の企業の内、零細中

小企業が 99.6%を占めており、総資産総額（土地を除く）が 1 億フィリピンペソ以上若し

くは従業員数が 200 人以上の企業は約 0.4%に過ぎない 11。その中でも、長年に渡り多角

的なビジネスを展開している巨大財閥の影響力は無視することができない。PPP インフラ

市場においてもその存在感は大きく、2010 年以降に落札された 15 件 12 の PPP 事業の

事業体のほぼ全てに財閥が関与している。以下表に示すとおり、多くの財閥はリスク分散

型の経営を行い、鉄道、道路、空港、水、保健、学校等の主要セクターに参入し PPP 事業

における幅広い分野を投資対象としている。加えて、アヤラ財閥やシー財閥等は、これま

でもビジネスの展開に際し、銀行を傘下に所有することで資金調達力の強化に努めてきて

いたが、その資金力、技術力、人材は必ずしも十分ではなく、単独で PPP 事業に応札する

のではなく、複数の企業や企業グループとコンソーシアムを形成し、異なった財閥グルー

プや外国企業と連携する傾向にある。このような背景から、外国企業がフィリピンの PPP

インフラ市場に参入するにあたって、外資規制による制限はあるものの、外国企業の技術

力や外国資本による資金調達への期待により、財閥とパートナーシップを結ぶことは極め

て現実的であり有力な選択肢となる。

11 国際協力銀

12 2017 年 11 月時点

（引用）JICA フィリピン共和国 PPP ハンドブック

132

フィリピン国内において電力・インフラに関連した PPP 事業に関心を示す主な財閥とし

ては、中華系・スペイン系のロペス財閥が挙げられる。発電関連から不動産、高速道路、

水道等を手掛け、数多くの企業を展開しており、フィリピン 大の放送局である ABS-CBN

を保有している（出典：JICA フィリピン共和国 PPP ハンドブック）。

・PPP 制度状況

- PPP プロセスの概要

フィリピンの PPP 事業は、事業形成から事業完了まで、基本的に以下のプロセスを経る。

大別すると、事業開発段階、事業承認段階、調達段階、実施段階の 4 段階となる。事業開

発段階においてパイプラインプロジェクトとして案件形成がなされ 9、事業承認段階におい

ては政府内関連機関により評価・審査がなされた上で、投資調整委員会（Investment

Coordination Committee of the NEDA Board： ICC）や大統領を議長とした NEDA 理事

会により承認がなされる。調達段階では競争入札の一連の手続きを経て民間事業者が選定

される。実施段階においては、PPP 事業契約を締結の上、建設、運営維持管理が実施され

る。各段階の詳細は次頁図のとおり。

９ 事業開発段階においては、PPP 事業実施を円滑に行う目的で、事業実施前に公共側

が対象事業について民間からの意見聴取・意見交換を行うマーケットサウンディングも実

施される。

（引用）JICA フィリピン共和国 PPP ハンドブック

図 １－２－１ PPP プロセスの概要

（出典）JICA. フィリピン共和国 PPP ハンドブック

133

・ PPP 事業に係る金融環境

フィリピンの銀行セクターは、フィリピン資本の大手・中堅銀行である民間国内銀行、

外国銀行、政府系銀行の 3 つで、同セクターの資産規模の約 9 割を占めている。資産規

模、預金額ともにバンコデオロ（Banco De Oro: BDO）（シー財閥）、フィリピンアイラン

ド銀行（Bank of the Philippine Islands: BPI）（アヤラ財閥） および Metropolitan Bank

and Trust Company（ティ財閥）等の上位 5 行で銀行セクターの過半を占めている。大手

銀行の多くは財閥などの企業グループの傘下にある。

現在、政府所有銀行は 3 行あるが、フィリピン開発銀行（Development Bank of the

Philippines: DBP）がインフラ開発等向けの融資の他、中小企業向け融資、地域開発資金の

融資等の中長期貸付および保証業務等を行っている。2016 年 4 月現在においては、PPP

事業への融資実績はない。他方、フィリピン土地銀行

（Land Bank of the Philippines：LBP または LandBank）は、農水産業従事者向けの融

資や、地方における貸付やインフラ開発向け融資等を生業としている。

現在実施中の PPP 事業は、多くの場合において、財閥傘下企業グループ内の資金移動によ

り資金調達を行う、または、民間事業会社の構成会社がコーポレートファイナンスにて借

入れた資金を充てる等により資金調達がなされている。銀行は、大規模な資金調達が必要

なプロジェクトの場合には、シンジケートを組んで資金調達を行うこともある。

財閥系グループの大企業では、資金調達元として、内部留保の取り崩しやグループ内金融

機関からの融資および私募債発行等を優先する傾向がある。このようなグループ内に閉じ

た金融活動に対しては、中央銀行

（Bangko Sentral ng Pilipinas、Central Bank of the Philippines：BSP）が大口融資規制

（1 銀行が特定グループあたりの融資を銀行自己資本の 25%以下に制限）17をかけている。

これにより、財閥系企業が実施する事業に対しては当該財閥傘下の金融機関だけでは必要

額を満たすのに十分な融資が出来ず、他の財閥グループ傘下の金融機関が他の財閥グルー

プへ融資を行っているようである。

フィリピンにおいては、銀行セクターの資金の流動性が高いこともあり、民間国内銀行は

優良な大口貸出先を求めており PPP 事業もその一つである。民間国内銀行は、フィリピン

ペソ建て、10-15 年の中長期の比較的低い金利で融資が可能とみなされている。他方、現

状として、長期契約を要する PPP 事業において、事業実施機関となる公的主体による義務

履行に関し市場において懸念があることも事実であり、この懸念を払拭するために政府が

事業実施機関の履行保証を担う枠組みが考慮され、実践されつつある。フィリピン政府の

リスクマネジメントプログラムでは、政府が偶発債務（Contingent Liability）に伴う支払

いのための資金の準備をしておくことを保証している。かかる事情により、PPP 事業への

134

リミテッドリコースローン（e.g. プロジェクトファイナンス）による融資は、案件毎のリ

スク負担や保証の在り方に依拠しており、現状としては限定的なものとなっている。

フィリピンにおける国内機関投資家は、銀行以外では社会保障機構等の公的年金基金や生

命保険会社が中心であり、投資信託や生命保険以外の保険会社の存在感は未だ小さく、主

な資金運用先は国債や大企業の株式および一部の大企業の CP（コマーシャルペーパー）と

なっている。PPP 事業を含むインフラ投資に関しては、フィリピンで初めてこれに特化し

たプライベートエクイティファンドである PINAI ファンドが、アジア開発銀行やフィリ

ピンの公務員保険機構（Government Service Insurance System: GSIS）、オランダの年金

ファンド APG5、豪州マッコーリーグループにより、2012 年に設立された。風力発電や太

陽熱プラント事業への投資を行っており、今後も積極的にインフラ投資を行っていくこと

が期待されている。

PPP 事業の増加や大型 PPP 事業の実施を睨み、PPP センターでは、PPP プロジェクト

ボンド（債券） の発行等による直接金融市場を通じた PPP 事業への資金調達手法の確立

を目指している。PPP センターは証券取引委員会（SEC）、フィリピン証券取引所、フィ

リピン債券取引所と共同で、企業が債権の発行を通じ PPP 事業への参画を行う仕組みの開

発に着手している。

17 Manual of Regulations for Banks （MORB）, Sec. X303 Credit Exposure Limits to

a Single Borrower , http://www.bsp.gov.ph/downloads/regulations/morb/morb1.pdf

（引用）JICA フィリピン共和国 PPP ハンドブック

5 オランダ公務員年金基金（Algemene Pensioen Groep：APG）

135

１－３ エネルギー事業実施にかかる国の規制・政策

（１） 許認可

本事業実施における必要許認可は土地取得、環境影響評価、事業権の取得、PPA の取得

などがある。

表 １－３－１ 本事業実施に必要な許認可

許可等項目 許可申請先 備考

土地取得 地方政府 フィリピンでは、フィリピン国籍

のものか、フィリピンの国内資本

60％以上の企業にしか、フィリピ

ンの土地を相続以外で所有するこ

とは認められていない。

外国人や外国法人については賃借

のみが認められており、 長25年

間賃借、更に25年間の更新が可能

である。ただし更新は1回に限定さ

れる。

事業権（Renewable

energy service

contract）

エネルギー省

（Renewable energy

service contract）

（Department of

Energy､DOE）

バランガイからの支持および地方

自治体の支持を受けてから申請

環境許可証明書

（Environmental

Compliance

Certificates、

ECC）

環境天然資源省

（Department of

Environmental and

Natural Resources､

DENR）

環境影響評価書（Environmental

Impact Statement、EIS）または

事前環境調査（Initial

Environmental Examination、

IEE）を環境管理局

（Environmental Management

Bureau、EMB）へ提出し、審査

を受けて取得

PPA ECとの合意締結 PPA期間、PPA価格等を交渉する

（出典）エネルギー省, ENERGY INVESTMENT BRIEFING, MAY 2014

136

図 １－３－１ ＩＰＰプロジェクトのプロセスフロー

（出典）エネルギー省. “Registration Procedure for Energy Projects”

図 １－３－２ Registration フェーズにおける許認可

（出典）エネルギー省. “Registration Procedure for Energy Projects”

137

図 １－３－３ Pre-Construction フェーズにおける許認可

（出典）エネルギー省. “Registration Procedure for Energy Projects”

図 １－３－４ Development フェーズにおける許認可

（出典）エネルギー省. “Registration Procedure for Energy Projects”

138

図 １－３－５ Monitoring フェーズにおける許認可

（出典）エネルギー省. “Registration Procedure for Energy Projects”

（２） プロジェクト会社設立要件

1991 年外国投資法（Foreign Investment Act of 1991）により、フィリピンにおける外

国投資は原則自由とされているが、一方で、規制される分野、業種がネガティブリスト

（FINL-Foreign Investment Negative List）に規定されており、該当する分野への外資参

入が制限されている。2018 年 10 月 29 日にドゥテルテ大統領が署名した大統領令第 65 号

（Executive Order No. 65）で第 11 次ネガティブリストが発表され、2015 年 5 月に公表さ

れた第 10 次ネガティブリストから約 3年半ぶりの改定が行われた。

ネガティブリストでは外資出資比率が 100％禁止、25％・30％・40％以下に制限されてい

る業種がそれぞれ記載されている。このネガティブリストの出資規制業種に該当しなけれ

ば、外国資本の出資比率の上限規制はない（100％外資可能）。ただし建設業など、免許の

取得が別途必要な業種・業界の場合、外資制限が課されるケースもあるため、別途事前確

認が必要である。

ネガティブリストはリスト A（憲法および特別法により、外資が規制されている分野）と

ネガティブリスト B（安全保障、防衛、保健、公序良俗、中小企業保護の観点から外資参入

が規制されている分野）に分類される。

139

表 １－３－２ 第 11 次外国投資ネガティブリスト A

1. 外資が許可されない分野

① マスメディア（記録、インターネットビジネスを除く）

② 専門職（放射線・レントゲン技師、犯罪学、法律家、船舶甲板職員、船舶機関

職員を含む）

③ 払込資本金額が 250 万米ドル未満の小売業

④ 協同組合

⑤ 民間探偵、警備員、警備会社の組織・運営

⑥ 小規模採掘

⑦ 群島内、領海内、排他的経済海域内の海洋資源の利用および河川、湖沼内の小

規模資源利用

⑧ 闘鶏場の所有、運営

⑨ 核兵器の製造、修理、貯蔵、流通

⑩ 生物／化学／放射線兵器、対人地雷の製造、修理、貯蔵、流通

⑪ 爆竹その他花火製品の製造

2. 外資が 25%以下に規制されている分野

① 民間人材紹介業（国内、海外問わず）

② 防衛関連施設の建設契約

3. 外資が 30%以下に規制されている分野

① 広告代理店業

4. 外資が 40%以下に規制されている分野

① 国内で資金供与される公共事業の建設、修繕契約ただし、共和国法第 7718 号

（BOT 法）によるインフラ開発プロジェクトおよび外国の資金援助を受け、国

際競争入札を条件とするプロジェクトは除く

② 天然資源の発掘、開発、利用

③ 私有地の所有

1987 年憲法のもとで、土地の所有はフィリピン人のほか、フィリピン人が資

本の 低 60％を所有する株式会社などに限定されている。一方、外国人投資

家は、投資目的のみに利用される土地をリースすることができ、リース期間は

長 50 年、更新は 1 回限りの 25 年である。また、外国人投資家が投資のみ

を利用目的としない土地をリースする場合、リース契約の期間は 長 25 年、

更新は 1 回限りの 25 年である。

④ 公益事業の運営

ただし、発電および競争可能市場に対する電力の供給、公益事業に含まれない

その他事業やサービスを除く

140

⑤ 教育機関

⑥ 国有企業、公営企業への原材料、商品の供給契約

⑦ 深海漁船の運営

⑧ コンドミニアムユニットの所有

⑨ 民間ラジオ通信網

（出典）JETRO.「フィリピン規制業種・禁止業種『第 11 次ネガティブリスト』」

表 １－３－３ 第 11 次外国投資ネガティブリスト B

1. 外資が40%以下に規制されている分野

① フィリピン国家警察（PNP）の許可を要する品目の完成品および原材料の製造、

修理、保管、流通

② 国家防衛省（DND）の許可を要する品目の製造、修理、保管、流通

③ 危険薬物の製造、流通

④ サウナ、スチームバス、マッサージクリニック、その他類似の活動で公序良俗

に反する可能性があるため法により規制されているもの（ただし、ウェルネス

センターを除く）

⑤ 賭博行為（PAGCORとの投資契約が結ばれているものを除く）

⑥ 払込資本金額が20万米ドル未満の国内市場向け企業

⑦ 先端技術を有するか、少なくとも50人以上を直接雇用し、払込資本金額が10万

米ドル未満の国内市場向け企業

（出典）JETRO.「フィリピン規制業種・禁止業種『第 11 次ネガティブリスト』」

本プロジェクトと関連する項目としては、以下の 2 点がある。

A) ネガティブリスト A 4－① 国内で資金供与される公共事業の建設、修繕契約

ただし、共和国法第 7718 号（BOT 法）によるインフラ開発プロジェクトおよび外

国の資金援助を受け、国際競争入札を条件とするプロジェクトは除く

B) ネガティブリスト A 4－④ 公益事業の運営

ただし、発電および競争可能市場に対する電力の供給、公益事業に含まれないその

他事業やサービスを除く

本プロジェクトでは政府関連組織と Joint Venture を形成して実施・運営する場合、

「A）ネガティブリスト A 4－①」に該当する。また、売電は競合する形ではなく、EC

に売電する形態となることが想定されるため、その場合「B）ネガティブリスト A 4－

④」にも該当する。したがって、実施・運営形態に係らず日本企業からの出資は 40％

以下に制限されると考えられる。

141

（３） オフグリッドエリア開発協力体制

オフグリッドエリア、特に未電化地域と定義されるエリアについては、DOE 主導で

「SITIO ELECTRIFICATIN PROGRAM（SEP）」と呼ばれるプログラムが推進されてお

り、ERC とは MOU を締結し協調して電化政策を進めている。これらの取り組みは DOE、

ERC を中心としながら NEA、NPC 等の各関連部門、およびステークホルダーと協調して

取組が進められている。特に無電化地域への事業展開を図るうえでは SEP の中で構築され

た開発協力体制を活用することが有効と考えられる。

図 １－３－６ ERC、DOR 間の MOU 締結に関する記述

（出典）エネルギー省. Total Electrification by 2020 and its supporting program

１－４ 相手国関係者のニーズ・課題

フィリピンにおける地方電化の推進は、1969 年の国家電化庁（NEA: National

Electrification Administration）の設立によって始まった。それ以前の配電事業は、民間会

社によってなされていたため、経済性の高い人口集中地域である都市部に集中し、都市部

と地方との電化の格差が広がっていた。NEAは、エネルギー省が2003年4月に策定した地方

電化拡張計画（EREP: Expanded Rural Electrification Program）に従って06 年までにバ

ランガイ6電化率を100%7、17年までに世帯電化率を90%にすることを目標としていた。同方

針に従いNEAはECに対して今後ともさらなる電化促進を求めている。

6 バランガイ：フィリピンの都市と町を構成する 小の地方自治単位 7 バランガイの中に 10 戸電力供給を実施、もしくは無電化バランガイに配電線が繋がった

場合に電化されたものとみなされる。 （出典）社団法人 海外農業開発コンサルタンツ協会. 辺境地農地改革共同体生活基盤改善

計画 プロジェクト・ファインディング調査報告書. 平成 18 年 3 月

142

NEAは、共和国法第6038号に基づいて地方に設立される地方電化組合（REC: Rural

Electrification Cooperative）を通じて地方電化を推進していくことになった。

現時点において、フィリピン全国に121のECがある。ECは国家電力公社（NPC: National

Power Corporation）から卸電力の供給を受けて対象地域内の住民に対し配電を行っている

が、NPCの送電網に連結できない遠隔地域や離島の一部地域では自ら所有するディーゼル

発電や小水力を電源として電力供給を行っていた。ECはフィリピンの地方電化を推進する

ために設立された組合で、NEAから長期資金を借り入れて配電設備に投資し、供給地域内

の需要家に配電サービスを行っている。ECは、本事業の実施機関であるNEAが策定した地

方電化政策の下電化を進めるほか、NEAから地方電化に関する技術支援、経営支援、資金

支援を受けている。

また各ECは、01年に発行された新電力法の関連法である電化組合改革計画（RPEC:

Restructuring Program for Electric Cooperatives）にそって既存の施設を改善し経営状態

を改善することが求められている。したがって、本事業はさらなる電化促進と既存設備の

改善両立というNEAおよびECの方針からも妥当である。

本プロジェクトの有望サイトとして、NEA は Ayoke 島を推奨している。

その理由は以下のとおりである。

(1) Luzon、Visayas およびMindanaoの中で、Mindanaoの電化率が一番低い。

（AyokeはMindanaoに位置する。）

(2) ECの本社がAyokeの電化に関して助けを求めて来た。

(3) スリガオ地域のECであるSURSEC（Surigao del Sur Electric Cooperatives）は、

フィリピン全土にある121のECの中でNEAの信用力（AAA） もが高い。 NEAの

信用力は、技術力、財務力、組織力で総合的に判断される。

１－５ 電力需給

（１） 電力需給の現状および将来予測

① 電力需給の現状

フィリピンにおける電力消費量は年々増加しており、2016 年の発電電力量は、前年比

10.2%増の 908 億 kWh であった8（図 １－５－１）。図 １－５－１のとおり、電源構成お

よび発電電力量において も大きな割合を占めるのは石炭火力であり、次いで再生可能エ

ネルギーの割合が多い。2016 年のエネルギー自給率は 55.3%であり、前年より 2.9%上昇し

た。

発電電力量の地域別構成は、ルソン地域 73.2%、ビサヤス地域 14.3%、ミンダナオ地域

8 フィリピンエネルギー省 ”Philippine Energy Plan 2017-2040: Energy Supply and Demand Outlook”

143

12.5%となっている9。

図 １－５－１ フィリピンの電源構成と発電量内訳（2016 年）

（出典）Posadas（2017）”Philippine Energy Plan 2017-2040”

発電および送電に関しては、2001 年の電力産業改革法の施行により、国営電力会社であ

った National Power Corporation（NPC）の独占体制から、発電事業は NPC と独立系発

電事業者（IPP）、送電部門は National Grid Corporation of Philippines（NGCP）が担う

体制へと転換した。配電事業は、マニラ電力会社（MERALCO）をはじめとした民間事業

者および 119 の地方電化協同組合（ECs）らにより実施されている。

表 １－５－１ フィリピンでの電力事業構造概況

項目 内容

発電 独立系発電事業者（IPP）が中心。フィリピン電力公社（NPC）が一部大

規模島と、小規模離島を管轄する。

送電 比・中合弁の NGCP 社が事業を運営。

配電 マニラ電力会社（MERALCO）、ビサヤス配電会社（VECO）、ダバオ配電

会社（DLPC）など 20 の民間電力会社と 119 の地方電化協同組合（EC）、

および 8 つの自治体が配電事業を実施。なお、 大の配電会社である

MERALCO の販売電力量は全国の約 5 割を占めている。

卸電力取引 卸電力スポット市場（Wholesale Electricity Spot Market: WESM）がル

ソン地域（2006 年 6 月より）、ビサヤス地域（2010 年 12 月より）で運用

開始。

9 一般社団法人海外電力調査会ウェブサイト「各国の電気事業（アジアの 9 か国・地域）フィリピン」（URL: https://www.jepic.or.jp/data/asia05phil.html）

144

（出典）一般社団法人海外電力調査会ウェブサイト「各国の電気事業（アジアの 9 か国・

地域）フィリピン」（URL: https://www.jepic.or.jp/data/asia05phil.html）

② 電力需給の将来予測

エネルギー省の 2040 年までの見通し10によると、主に家庭向けおよび産業向け電力消費

量の増加により、電力消費量は年率平均 5.5％で増加する。2025 年の 大需要電力は、2015

年の 1,222 万の約 1.5 倍の 1,814 万 kW に達する見込みである11。

そのため、2040 年までに約 4,400 万 kW の追加の発電設備が必要とされている。

図 １－５－２ セクター別電力消費量見通し（2000～2040 年）

（出典）エネルギー省. ”Philippine Energy Plan 2017-2040: Energy Supply and Demand

Outlook”

10 フィリピンエネルギー省 ”Philippine Energy Plan 2017-2040: Energy Supply and Demand Outlook” 11 NGCP「送変電開発計画（TDP）2014～2015 年度（ 終版）」

145

図 １－５－３ 発電設備容量見通し（2016～2040 年）

（出典）Aquino（2017）”Philippine Energy Plan 2017-2040”

（２） 国の電力需給計画

2007 年に改定された「フィリピンエネルギー計画（Phillippine Energy Plan：PEP） 2007

update」の目標である、2010 年までにエネルギー自給率 60%という目標はほぼ達成できた

ものの、電力不足は引き続き課題となっていた。そのため、フィリピンのエネルギー省

（Department of Energy; DOE）はエネルギー自給率の向上および電力市場改革の実現と

いう 2 軸の進展による国家の発展を目指し、「PEP2016-2030」、さらに「PEP2017-2040」

を策定した。

PEP2017-2040 の政策目標は以下の 9 つである。

Ensure energy security

Expand energy access

Promote low carbon future

Strengthen collaboration among all government agencies involed in energy

Implement, monitor and integrate sectoral and technological roadmaps and action

plans

Advocate the passage of the department’s legislative ajenda

Strengthen consumer welfare and protection

Foster stronger international relations and partnerships

発電設備に関しては、以下のとおり計 700万 kWの発電設備の新規増設が確定している。

また、フィリピン送電会社（National Grid Corporation of the Philippines、NGCP）「送

146

変電開発計画（TDP）2014-2015 年（ 終版）」によると、全国の 大需要電力は 2015 年

の 1,222 万 kW（実績値）から 10 年後の 2025 年には約 1.5 倍の 1,814 万 kW に増加する

見込みである。

表 １－５－２ 地域別電源建設設備容量（単位：万 kW）

地区 ルソン系統 ビサヤス系統 ミンダナオ系統 計

大電力 設備容量 大電力 設備容量 大電力 設備容量

2010 年実績 766 - 143 - 129 - 1,038 -

2015 年実績 893 1,367 177 268 152 241 1,222 1,876

2025 年想定 1,316 1,801 232 351 266 424 1,814 2,576

（出典）一般社団法人海外電力調査会ウェブサイト「各国の電気事業（アジアの 9 か国・

地域）フィリピン」（URL: https://www.jepic.or.jp/data/asia05phil.html）

147

２ 再生可能エネルギーの政策および導入状況

２－１ 再生可能エネルギー関連政策

フィリピンでは、エネルギー自給を達成するための再生可能エネルギー開発促進、財政

的・非財政的優遇措置の実施による効果的な再生可能エネルギー利用および広範囲な商業

的利用を促進し、再生可能エネルギーを増大させることなどを目的とした「再生可能エネ

ルギー法（Renewable Energy Act）」が 2008 年に成立するとともに、国家再生可能エネル

ギー局（National Renewable Energy Board; NREB）が主体となり、2008 年に発表され

た「国家再生可能エネルギープログラム（National Renewable Energy Program; NREP）

に基づき導入が進んでいる。NREP は、再生可能エネルギーを 2030 年までに 1,530 万 kW

に増加させることを目標に掲げている（図 ２－１－１）。

図 ２－１－１ 再生可能エネルギーロードマップ

（出典）エネルギー省. ”Renewable Energy Plan and Programs （2011-2030）”

再生可能エネルギーに対する優遇･補助制度については、表 ２－１－１および図 ２－１

－２のとおりである。再生可能エネルギー事業における固定価格買取制度（FIT）は 2012

年 7 月よりエネルギー規制委員会（Energy Regulatory Commission; ERC）が導入した。

2015 年には太陽光発電の買取価格は低下するとともに、導入目標が 500MW に増加した。

148

表 ２－１－１ 再生可能エネルギーに関する政策・プログラム支援

（出典）エネルギー省. ”Renewable Energy Plan and Programs （2011-2030）”

149

図 ２－１－２ 再生可能エネルギー導入支援活動と実施スケジュール

（出典）エネルギー省. ”Renewable Energy Pland and Programs （2011-2030）”

150

２－２ 再生可能エネルギーの導入状況

フィリピンにおいては電力供給における再生可能エネルギーの割合は増加しており、中

でも地熱、水力の割合が大きくなっている。NREP における再生可能エネルギーの導入目

標を表 ２－２－１に示す。

表 ２－２－１ NREP における再生可能エネルギーの導入目標

セクター 2010 年現在の設備容量（MW）

目標導入容量（MW） 追加総容量（MW）

（2011-2030）

総導入容量（MW）（2030） 2015 2020 2025 2030

地熱 1,966.0 220.0 1,100.0 95.0 80.0 1,495.0 3,461.0水力 3,400.0 341.3 3,161.0 1,891.8 0.0 5,394.1 8,794.1バイオマス 39.0 276.7 0.0 0.0 0.0 276.7 315.7風力 33.0 1,048.0 855.0 442.0 0.0 2,345.0 2,378.0太陽光 1.0 269.0 5.0 5.0 5.0 284.0 285.0海洋 0.0 0.0 35.5 35.0 0.0 70.5 70.5合計 5,438.0 2,155.0 5,156.5 2,468.8 85.0 9,865.3 15,304.3

（出典）”Renewable Energy Plan and Programs （2011-2030）”

また、太陽光発電、風力発電の普及状況、地理的特徴を以下に示す。

（１） 太陽光発電

図 ２－２－１ 太陽光発電分野のロードマップ

（出典）エネルギー省. ”Renewable Energy Plan and Programs （2011-2030）”

151

表 ２－２－２ NREP における太陽光発電設備導入の見通し

（出典）エネルギー省.”Renewable Energy Pland and Programs （2011-2030）”

（２） 風力発電

図 ２－２－２ 風力発電分野のロードマップ

（出典）エネルギー省.”Renewable Energy Pland and Programs （2011-2030）”

152

表 ２－２－３ NREP における風力発電設備導入の見通し

（出典）エネルギー省.”Renewable Energy Plant and Programs （2011-2030）”

３ 競合技術との比較

３－１ フィリピンで検討中の競合技術

フィリピンには、H2OneTMシステムと類似している再エネと貯蔵を組み合わせたハイブ

リッドシステムのプロジェクトが3件存在する。詳細は以下のとおりである。

（1）Cobrador Island プロジェクト

項目 内容

既存設備（容量・

稼動時間など）

ディーゼル発電（15KW）、8時間稼動

新規設備（容量・

稼動時間など）

太陽光発電設備（30KW）＋175 kWh ESS （エネルギー貯蔵システ

ム）

24時間稼動

供給人口・世帯 234世帯 （983名）

ステークホルダー 韓国産業部およびエネルギー公団：プロジェクトの設計・調達・施工

ADB：リチウムバッテリの購入・調達。

フィリピン政府：土木工事および通関などに関する許認可支援

その他 年間27,000Lの燃料削減および73tのCO2削減が達成できる。

出典 https://news.joins.com/article/19682609

https://energyforall.asia/projects/cobrador-island-solar-diesel-hybri

d-project

153

（2）Romblon Island プロジェクト

項目 内容

既存設備（容量・

稼動時間など）

ディーゼル発電

新規設備（容量・

稼動時間など）

風力（300KW＊3基）＋バッテリー

総工事費 総工費は2億4,200万ペソ（約5億700万円）

ステークホルダー 日本の駒井ハルテック（Japanese firm Komaihaltec Inc.）とロンブ

ロン電力協同組合（Romelco）が共同事業として実施。

日本の環境省はプロジェクトコストの半分についてグラントを付与。

グラントは日本エネルギー経済研究所（IEEJ）経由で付与。

イメージ図

その他 再エネ電源を利用し、着脱式バッテリーを採用することで、電力需要

に合わせた需給調整とEV走行の2つの機能を1つのバッテリーで充足

する。

出典 https://newsinfo.inquirer.net/1070366/romblon-taps-wind-for-clean

er-cheaper-electricity

https://www.nna.jp/news/show/1755991

http://gec.jp/innovation/h29/innovationh29_1-3.pdf

154

（2）Higatangan Island プロジェクト

項目 内容

既存設備（容量・

稼動時間など）

ディーゼル発電（43kW）

5時間稼動（5:30PM–10:30PM）

ドナー：BILECO/NAVAL LGU

新規設備（容量・

稼動時間など）

太陽光発電設備（10kWp）＋PCS（50kW）＋ ディーゼル（50kW

）＋ESS（20kWh＋16kWh extra）

24時間稼動

ドナー：ELT Korea

供給人口・世帯 544世帯（1,901名）二つのBarangayに供給

主な産業 漁業、農業、観光業

その他 2018年8月：Ground Breaking Ceremony

2018年10月：Arrival of the Donated Equipment and

Commissioning

出典 https://www.german-energy-solutions.de/GES/Redaktion/DE/Pub

likationen/Kurzinformationen/2016/fs_pep_project_opportunity_

philippinen-2016-higatangan.pdf?__blob=publicationFile&v=3

https://www.eu-asep.ph/wp-content/uploads/2018/10/4.-BILECO.

pdf

３－２ 当社の優位性

H2OneTM システムは、本システムに実装されている水素エネルギーマネジメントシス

テム（H2EMSTM）により、再生可能エネルギー由来の電力を安定分、短期変動分、長期変

動分に自動的に振り分け効率よく活用することが可能となる。

それにより、再生可能エネルギーと蓄電池システムだけを組合せたシステム等と比較し

てもより経済的に再生可能エネルギーの導入率および利用率拡大が可能となり、その結果

CO2 削減にも寄与することが可能となる。

155

４ 離島オフグリッドエリアの現状と計画

４－１ 離島における貧困と所得向上計画

フィリピンにおける 2006 年～2015 年の GDP 成長率は年平均 5.4％で、過去の成長率と

比較すると好調な伸びを示してはいるが、東南アジア諸国間との比較ではGDPおよびGDP

per capita の年平均成長率は、いずれも 下位レベルである（表 ４－１－１）。

国内貧困率は年々改善を示しており（図 ４－１－１）、国際貧困ライン12である 1.9 米ド

ル/日を閾値とした場合におけるフィリピン国内の貧困率は 2015 年時で 6.6％である。貧困

の改善率は年平均 0.9 ポイント（2006 年～2015 年）で、中国、インドネシア、ベトナム（2.1

～2.4 ポイント）といった周辺諸国と比較すると、フィリピン国内における貧困の改善スピ

ードは緩慢である（表 ４－１－２）。

表 ４－１－１ フィリピンおよび周辺国における年平均 GDP 成長率（2006 年～2015 年）

（出典）The World Bank （2018） “Making Growth Work for the Poor; A Poverty

Assessment for the Philippines”

12世界銀行が設定した貧困ライン。2015 年 10 月に 1 日 1.25 ドルから 1.90 ドルに改定。

156

図 ４－１－１ フィリピンの貧困率推移

（出典）The World Bank （2018） “Making Growth Work for the Poor; A Poverty

Assessment for the Philippines”

表 ４－１－２ フィリピンおよび周辺国における貧困率と貧困改善率

（出典）The World Bank （2018） “Making Growth Work for the Poor; A Poverty

Assessment for the Philippines”

フィリピン国内における貧困率の国内地域特性（2015 年時）としては、Mindanao 地方

の貧困率が 36.2%と国内で も深刻であり、貧困層の 4 割弱が同地方に居住している（図 ４

－１－２）。同地方のなかでも紛争地域であるイスラム教徒ミンダナオ自治地域（ARMM:

Autonomous Region in Muslim Mindanao）では 2006 年よりも 2015 年の方が貧困率が高

く、状況の悪化が示されている。また、ARMM の住民の半数以上が貧困状態にある（図 ４

－１－３）。

157

図 ４－１－２ 国内貧困率の地域特性

（注）左図：貧困層の居住地内訳（2006 年、2015 年）/右図：各地方の貧困率の推移（2006

年～2015 年）

（出典）The World Bank （2018） “Making Growth Work for the Poor; A Poverty

Assessment for the Philippines”

図 ４－１－３ ARMM の貧困率推移

（出典）The World Bank （2018） “Making Growth Work for the Poor; A Poverty

Assessment for the Philippines”に加筆

158

図 ４－１－４ フィリピンにおける貧困率の地域特性

（出典）The World Bank （2018） “Making Growth Work for the Poor; A Poverty

Assessment for the Philippines”

159

フィリピンでは地政学的要因（不利な気象・交通条件など）や上述の ARMM のように社

会経済学的要因（脆弱なコミュニティ、貧困連鎖、内紛など）で社会の主流から隔絶され

た地域（GIDAs: Geographically Isolated and Disadvantaged Areas）13が多数存在する。

このような背景から、フィリピンにおける所得格差は他の東南アジア途上国に比べて極め

て大きい。また、資産の固定化も顕著で、 富裕層上位 1％が国内資産の約半分を掌握して

いる状況である（図 ４－１－５）。

図 ４－１－５ 富裕層上位 1％が掌握する富の割合（各国比較）

（出典）The World Bank （2018） “Making Growth Work for the Poor; A Poverty

Assessment for the Philippines”に加筆

フィリピン政府は 2016 年 10 月、国家経済開発局（NEDA: National Economic and

Development Authority）が策定した 2040 年における国民生活の「あるべき姿」を描いた

長期ビジョン Exectutive Order No.5 （AmBisyon Natin 2040）を承認し、2040 年までに

国内の貧困を撲滅し中流世帯化を実現する姿勢を示した。その目標に向け、NEDA は中期

国家開発計画 Philippine Development Plan 2017-2022 （PDP 2017-2022）を策定し、2015

年時で 21.5％14であった貧困率を 2040 年までに 14.0％とする数値目標を掲げている。具体

的には中流階級世帯の平均月間世帯所得として、首都圏（National Capital Region）で生

活する一般的な 4 人家族では 12 万ペソ（2015 年時貨幣価値）以上を理想としている。政

府は GIDAs のような孤立したコミュニティを優先して救済し、所得向上と格差是正を強力

に推進することで、2040 年よりも早い段階で貧困の撲滅が可能であるとしている。

13 https://www.doh.gov.ph/node/1154 14 貧困率の閾値は世界銀行とは異なる。算出方法：

https://psa.gov.ph/content/poverty-incidence-pi-0 閾値：

https://psa.gov.ph/sites/default/files/2015%20Full%20Year%20Official%20Poverty%20Statistics%20of%20the%20Philippines%20Publication_0.pdf

160

図 ４－１－６ Ambision Natin 2040 の概要

（出典）NEDA （2017）, “AmBisyon Natin 2040; A Long-tem Vision for the Philippines”

を基に作成

図 ４－１－７ PDP 2017-2022 の概要15

（出典）NEDA （2017）, “Philippine Development Plan 2017-2022”を基に作成

15 DOEのPower Development Plan 2016-2040ではオフグリッド地域における電化100％達成は 2040 年としている。

161

図 ４－１－８ フィリピンにおける 2040 までの貧困撲滅シナリオ曲線

（出典）NEDA （2017） “Philippine Development Plan 2017-2022”

162

４－２ 離島のインフラ状況と開発計画

（１） インフラ状況

フィリピン国内における 2017 年 12 月時点の世帯電化率は 88.3％で、Luzon 地方の電化

が も進んでいる（94.8％）。一方、Mindanao 地方の電化が も遅れており（70.8％）、な

かでも国内貧困率が も高い ARMM の世帯電化率は 27.4％で、国内で も電力インフラ

が貧弱であることが示されている（図 ４－２－１）。

図 ４－２－１ フィリピン国内における地域別世帯電化率（2017 年 12 月時）

（注）赤文字は世帯電化率 80％未満の地域を示す。

（出典）DOE （2018）, “Total Electrification by 2020 and its Support Program”

Electric Power Industry Reform Act （EPIRA） 2001 の第 70 項で定義されたオフグリ

ッド地域（Missionary Area16）のみの世帯電化率でも、Mindanao 地方が も電化が遅れ

ていることが示されている（表 ４－２－１）。

16 近い将来的に主要送電網の延長が事業採算的に見込めない地域。

163

表 ４－２－１ オフグリッド地域における世帯電化率（2015 年 12 月時）17

（注）バランガイ18数は主要グリッドに接続していないバランガイ、および DUs が参入放

棄している sitio があるバランガイの合計値

（出典）DOE （2016） “2016-2020 Missionary Electrification Development Plan”

オフグリッド地域における電化事業に関しては、EPIRA 2001 の第 70 項に従い

NPC-SPUG19がその発電事業の主力を担っている。ただし、NPC-SPUG の機能と資産は民

間へ移譲されることが決定しており、具体的には下表に示す事業者がオフグリッド地域に

おける電力事業を実施している。

表 ４－２－２ オフグリッド地域における発電事業者の概要

事業者 概要 関連省令

NPC-SPUG EPIRA第70項に基づき、ECによる電化が困難なオフ

グリッド地域で小規模発電事業を実施し、同地域の

電化の役割を担う。当該地域以外での新規発電開発

は実施できない。NPC-SPUG の電力設備は最終的

には民間へ売却される。

NPC-SPUG の事業エリアは National Power Board

Resolutions および電力需要に応じ、以下の 3 つに区

分される。

1. Large NPC-SPUG エ リ ア （ DOE DC

2004-01-001 で示された First Wave Area）

2. Medium NPC-SPUG エリア（2012 MEDP で定

義された 1GWh 超の SIIGs20）

3. Small A NPC-SPUG エリア（50MWh～1GWh

未満 SIIGs）

EPIRA 第 70 項：事業

義務

17 2016 MEDP によると、この数字は概算であり、より詳細なデータベースが作成される

ことになっている。 18 バランガイ：フィリピンの都市と町を構成する 小の地方自治単位 19 NPC-SPUG: National Power Corporation Small Power Utilities Group 20 SIIGs: Small Island and Isolated Grids

164

事業者 概要 関連省令

4. Small B NPC-SPUG エリア（50MWh 未満

SIIGs）

DUs

（Distribution

Utilities）

オフグリッド地域において NPC-SPUG の機能を代行

する事業者。ECs もこれに含まれる。2015 年時では

電力源は全て水力。

NPPs

（New Power

Providers）

EPIRA の施行以降、発電事業に参入している民間発

電事業者。DOE DC 2004-01-001 に記載のメカニズ

ムに従いNPC-SPUGの機能を引き継ぎ、事業を実施

してきた。

CSP （Competitive Selection Procedure）に基づき

ECs が民間事業者を選定、その後 NPP と PSA

（Power Supply Agreement）を締結する。ERC の承認

を経て、NPC と NPP が UCME Subsidy Agreement を

締結すると、UCME 補助金の支給を受けることができ

る。

DOE DC

2004-01-001：参入ガ

イドライン

「SPUG-PSP

Guidelines」

QTPs

（Qualified Third

Parties）

DOE DC 2005 12-011 に基づき、DUs が参入を放棄し

た未開発地域（Unviable Area）における発電・配電を

行う民間事業者。ERC Res.22s. 2006に従いDOEによ

り選定され、要件を満たす事業者はエネルギー規制

委員会からの認可を獲得し、事業実施が認められ

る。

Full Coast Recovery Rate （ FCRR ） と Socially

Approved Retail Rate （SARR）との差額をUCMEで補

填できる。

2015 年時では Powersource Philippines, Inc が唯一の

QTP 事業者だったが、2018 年 4 月に Palawan にて

Sabang Renewable Energy Corporation （SREC）によ

る太陽光発電設備+蓄電池のハイブリッド型マイクロ

グリッドの着工開始21。

DOE DC 2005

12-011: 参入ガイドラ

イン「QTP

Participation

Guidelines」

EPIRA 第 59 項、DOE

DC 2004-06-006：要

件

ERC Resolution 22

（2006）： 補助金

（出典）DOE （2016） “2016-2020 Missionary Electrification Development Plan”お

よび DOE （2017） “GUIDE QUESTIONS AND ANSWERS ON ENERGY”を基に作成

2017 年 12 月時点でオフグリッド地域（Missionary Area）に設置されているプラント数

は 297 件あり、そのうち NPC-SPUG の保有は 272 件、Non-NPC が 25 件である（表 ４

－２－３）。

21 http://www.werenewables.com/newsupdate-2/

165

表 ４－２－３ オフグリッド地域における発電インフラ状況（2017 年 12 月時）

（出典）DOE （2018） “Total Electrification Strategy for 100% Household Electrification

of the Philippines by 2022”

オフグリッド地域におけるプラント数の内訳としては、2011 年時も 2017 年時も

NPC-SPUG が全体の 9 割以上を占める。

総設備容量は、2011 年時に 288.8MW 程度だったが、2017 年 12 月までに 144.5MW 拡

大し、433.3MW となった。設備容量の所有者比率では 2011 年時は NPC-SPUG が全体の

68％を占めていたが、2015 年は 45％へ減少、2017 年はほぼ 50％となっている（表 ４－

２－４）。徐々にではあるが全体的には民営化が進んでいることが示されている。NPC 以外

の発電事業者との比率が逆転している。燃料種別としては、石油系燃料が 9 割以上を占め

る（図 ４－２－２）。

166

表 ４－２－４ オフグリッド地域における発電インフラ状況の推移（2011 年～2017 年）

（出典）DOE （2016） “2016-2020 Missionary Electrification Development Plan”およ

び DOE （2018） “Total Electrification Strategy for 100% Household Electrification of

the Philippines by 2022”を基に作成

図 ４－２－２ オフグリッド地域における発電燃料比率（2015 年）

（出典）DOE （2016） “2016-2020 Missionary Electrification Development Plan”

（２） 離島開発方針および計画

エネルギー省が策定したフィリピンにおける長期電力開発計画 Power Development

Plan 2016-2040 のロードマップによると、同省は 2017 年までに世帯電化率 90％達成22、

2022年までに 2015年センサス基準で特定されている世帯における電化率 100％達成、2040

年までにオフグリッド地域の世帯電化率 100％達成を目指すとしている。オフグリッド地域

における具体的な開発計画に関しては2016-2020 Missionary Electrification Development

Plan （2016 MEDP）にまとめられている。さらに、オフグリッド地域において発電事業

22 EPIRA の「31ST STATUS REPORT ON EPIRA IMPLEMENTATION」（p65、Table39）によると、2017 年目標は達成している模様。

167

の主力を担う NPC-SPUG は、2016 MEDP に沿った内容の電化計画 Missionary

Electrification Plan （MEP）を毎年策定することになっている。

図 ４－２－３ エネルギー省策定の電力開発計画

（出典）DOE （2016） “Power Development Plan 2016 - 2040” および“2016-2020

Missionary Electrification Development Plan”

168

図 ４－２－４ 世帯電化率 100％達成に向けたロードマップ（2017 年～2040 年）

（出典）DOE （2016） “Power Development Plan 2016 - 2040”に加筆

2016 MEDP によると、NPC-SPUG は 2016 年～2020 年にかけてオフグリッド地域に所

在する既設発電所の設備容量を 82MW 拡張する計画である）。また、民間事業者の参入が

見込めない未開発地域23へのミニグリッド導入事業も進める計画である。

23 2016 MEDP では「New Areas」または「Unviable Areas」と称されている。

169

表 ４－２－５ オフグリッド地域における NPC-SPUG の既設発電設備の拡張計画

（出典）DOE （2016） “2016-2020 Missionary Electrification Development Plan”を基

に作成

表 ４－２－６ NPC-SPUG による未開発地域へのミニグリッド新設計画

（出典）DOE （2016） “2016-2020 Missionary Electrification Development Plan”を基

に作成

170

４－３ 離島の電化政策と現状

（１） オフグリッド地域における電化政策の概要

エネルギー省は Power Development Plan 2016-2040 のロードマップにおいて、2017 年

までに世帯電化率 90％達成、2022 年までに 2015 年センサス基準で特定されている世帯に

おける電化率 100％達成、2040 年までにオフグリッド地域の世帯電化率 100％達成を目標

としている。これに向け、オフグリッド地域では主に以下の 4 つの電化プログラムが実施

されている。

① PV Mainstreaming Program （PVM）

② Qualified Third Party Program （QTP）

③ Household Electrification Program using RE System （HEP）

④ NPC Missionary Electrification Program （MEP）

図 ４－３－１ オフグリッド地域における電化政策（赤色破線部）

（出典）DOE （2018）, “Total Electrification by 2020 and its Support Program”に加筆

① PV Mainstreaming Program （PVM）－ASEP

当初は Visayas 地方において DUs が家庭用 PV システム（Solar Home Systems: SHS）

を設置することを奨励するパイロットプロジェクト（2011 年～2013 年）として始動した。

その後、EU と DOE のジョイントプログラム Access to Sustainable Energy Programme

（ASEP）24としてスケールアップし、EU は特に Mindanao 地方における SHS 設置を促

進するための技術的・資金的な支援を提供している。Mindanao 地方に約 40,000 基（50W）

の SHS を設置する計画である。2019 年 1 月、Mindanao 地方のイスラム教徒ミンダナオ

24 https://www.eu-asep.ph/

171

自治地域（ARMM）で 7 件のプロジェクトを実施する計画が発表された25。EU はこの 7

件のプロジェクト費用の 80%に相当する 21M ユーロを支援すると公表している。

② Qualified Third Party Program （QTP）

DUs が参入を放棄した未開発地域（Unviable Area）において発電・配電を実施する民間

事業者の参入を奨励するプログラムである。民間事業者はプロジェクトの実施案をエネル

ギー省へ提出し、同省にて選定にかけられ、その後、エネルギー規制委員会（ERC）から

実施許可が発行される。また、NPC と補助金に関する契約（QTP Service and Subsidy

Agreement: QSSA）を締結することで、Full Coast Recovery Rate （FCRR）と Socially

Approved Retail Rate （SARR）との差額を UCME 補助金で充填することができる。

発電技術に関しては、2018 年 6 月時の情報によるとディーゼル発電単体型やディーゼル

＋太陽光発電設備＋蓄電池といったハイブリッド型が使用されている。同時点において運

転段階にある QTPs は Power Source Philippines, Inc. （PSPI）のみで、Sabang Renewable

Energy Corporation （SREC）26は 2018 年 4 月に Palawan にて設備の着工を開始したが、

2019 年 2 月時点で運転開始の情報はまだない27。

図 ４－３－２ Qualified Third Parties による電力プロジェクト概要

（出典）DOE （2018）, “Total Electrification by 2020 and its Support Program”

QTP 参入ガイドライン（DOE DC 2005 12-011）の改訂に向けた動きがあり28、民間企

25 https://www.eu-asep.ph/media/eu-ph-launces-renewable-energy-projects-for-energization-of-remote-areas-in-mindanao/ 26 http://www.werenewables.com/projects/sabang-renewable-energy-corporation-srec/ 27 http://www.werenewables.com/newsupdate-2/ 28 https://www.doe.gov.ph/sites/default/files/pdf/announcements/iloilo-a-bs4-01-power-sect

172

業の参入が望まれる未開発地域（Unviable Aareas）の選定基準の改良、QTP 事業の選定

や承認メカニズムの簡素化、tariff メカニズムの簡素化などが課題となっている29。

なお、エネルギー省としては以下の地域への QTP 参入を望んでいる30（図 ４－３－３、

図 ４－３－４、図 ４－３－５）。

Apayao 州の 66 件の Sitios31

図 ４－３－３ Apayo 州位置情報

Camarines Sur 州 Caramoan 市 Lahuy 島、および Haponan 島

Camarines Sur 州 Garchitorena 市 Quinasalag 島

図 ４－３－４ Camarines Sur 州 Caramoan 市 Lahuy 島、および Haponan 島位置情報

or-policies.pdf 29 https://www.eu-asep.ph/wp-content/uploads/2018/10/1.-DOE-USEC-WIMPY-1.pdf 30 DOE （2016） “Power Development Plan 2016 - 2040”（p38） 31 Sitio：バランガイに包含されるが、バランガイの中心地からは非常に離れた飛び地また

は僻地。

173

Antique 州 Caluya 市 Semirara 島

図 ４－３－５ Antique 州 Caluya 市 Semirara 島位置情報

③ Household Electrification Program using RE System （HEP）

オングリッド・オフグリッドを問わず 2022 年までの世帯電化率の 100％達成に向けてエ

ネルギー省が実施している Household Electrification Program（HEDP）の傘下で実施さ

れているオフグリッド地域向けのプログラムで、再エネ発電技術（家庭用太陽光発電設備、

太陽光発電街灯、小水力）による世帯電化を行っている。2014 年に作業チーム Household

Unified Strategic Electrification （HOUSE）が結成され、政策への提言などを行ってい

る。2011 年～2017 年にかけ、当該地域に導入されたシステム数は家庭用太陽光発電設備が

56,900 基（10Wp/30Wp）、商業施設に 440 基（75Wp）、太陽光発電街灯 1,505 基（75Wp）

である。

174

図 ４－３－６ Household Electrification Program using RE System の活動様子

（出典）DOE （2016）, “The EU-Assisted Access to Sustainable Energy Profram”

④ NPC Missionary Electrification Program （MEP）

MEP は NPC によるオフグリッド地域電化計画であり、エネルギー省が策定する

Missionary Electrification Development Plan（MEDP）に沿った内容で具体的な設備計画

などが毎年策定されている。現行の MEP の基盤となっている 2016 MEDP では、オフグリ

ッド地域の電化事業を進めるに当たり、以下の 3 点を重要課題として位置づけている。

民間部門参入プログラム（Provate Sector Participation: PTP）の改善

電力サービスの向上

Universal Charge for Missionary Electrification （UC-ME）の合理化

以下、上記重要課題に対して、エネルギー省が実施している取組みを概説する。

（２） 電化の推進に向けた重要課題への取組状況

① 民間部門参入（PSP）プログラムの改善

DOE Department Circular 2004-01-001 に基づきオフグリッド地域の電力事業への民間

参入が解禁となって以降、NPC-SPUG が保有する機能と資産の民間への移譲が進められて

いる（表 ４－３－１）。

現行の民間参入の形態は、（1）Ner Power Prociders （NPPs）として発電事業を実施す

る場合と、（2）DUs が参入を見送っている未開発地域にて Qualified Third Parties （QTPs）

175

として発電・配電事業を実施する場合の 2 種類がある。

2012 年～2015 年までに 7 地域の発電設備（計 126.3MW）が NPPs へ売却された結果32、

同設備における 24 時間運転が実施されるようになった。

表 ４－３－１ NPC-SPUG から民間へ売却された設備（2012 年～2015 年）

（出典）DOE （2016） “Power Development Plan 2016 - 2040”を基に作成

エネルギー省では負債返済と電力サービスの向上などの観点から電力設備の民間売却を

進めているが、2016 MEDP の時点では売却されたのは発電設備のみで、送配電設備の民間

売却はまだない33。また事業採算の点から Small SPUG Areas（～1GWh）への民間参入に

は魅力が薄いため、小規模離島における NPP 事業を優遇するような補助金制度が必要との

認識を示している（2016 MEDP）。

現状では NPPs の選定システムである CSP（Competitive Selection Procedure）が煩雑

で結果が出るまでに時間がかかりすぎる点や、NPPs と QTPs を選定するガイドラインが不

明瞭かつ一本化されていないという点が課題となっている34。当該ガイドラインを改訂する

動きがあり、その改定案が 2018 年 9 月に発表された35。

② 電力サービスの向上

エネルギー省は、オフグリッド地域における設備容量の拡充と稼働時間の延長は地元地

域の QOL の向上のみならず、民間企業の投資促進や観光等の産業振興にも繋がるとしてい

32 MEDP によると、2012 年～2015 年の期間に民間売却された資産の情報とのこと。（p23, Table 15） 33 DOE （2016） “2016-2020 Missionary Electrification Development Plan”（p29） 34 https://www.ruralelec.org/sites/default/files/Philippines%20Mini-Grid%20B2B%20Forum%20KEY%20Recommendations.pdf 35 https://www.doe.gov.ph/sites/default/files/pdf/announcements/draft-dc-prescribing-omnibus-guidelines-missionary-electrification.pdf

176

る。オフグリッド地域における発電事業の採算性が確保できれば、 終的には電力利用者

に広く課せられている徴収金（UCME）の削減に繋がると述べている36。

発電設備の拡充計画（４－２（２））に関しては、将来的に民間事業が難しいと判断され

る地域に対しては、NPC-SPUG が発電設備の新設・増設および運転を引き続き進める方針

であり、2020 年までの設備設置計画も公表されている。

発電設備の稼働時間延長に関しては、NPC-SPUG は全保有設備の 24 時間稼動化を目指

しているが、2015 年 12 月時点で 24 時間稼動が行われているのは全体の 36％程度で、Large

NPC-SPUG エリアに限られている。同時点で、5 割以上の発電設備で稼働時間が 16 時間

以下という状況である。NPC-SPUG では、2018 年までに Medium エリア、2019 年～2021

年までに Small エリアにおける全発電設備の 24 時間稼動を行う計画である37。

図 ４－３－７ NPC-SPUG 所有の発電設備における稼働時間内訳（2011 年～2015 年）

（出典）DOE（2016）“2016-2020 Missionary Electrification Development Plan”を基

に作成

③ UC-ME の合理化

Universal Charge（UC）は、EPIRA の第 34 項に基づきオングリッド電気利用者に広く

課せられている徴収金で、 終的には国営企業 PSALM38のもとに集められている。

徴収された UC の使途は、大きく以下の 3 つに分けられる。

UC-ME： オフグリッド地域の電化事業

UC-EC： 環境保全

36 DOE （2016） “2016-2020 Missionary Electrification Development Plan” 37 2016 MEDP （p54） 38 Power Sector Assets and Liabilities Management （PSALM） Corporation。EPIRA施行に伴い、発電部門の民営化に向け設立された政府系企業。

177

UC-SCC： Stranded Contracts の負債返済

このうち、オフグリッド地域の電化事業に使用される Universal Charge for Missionary

Electrification（UC-ME）は、NPC-SPUG、NPPs、QTPs、再エネ事業者への補助金の資

金源となっている。

UC-ME のレートは、NPC-SPUG がエネルギー規制委員会（ERC）へ必要額の請願書を

毎年提出し、同委員会からの承認により額が決定することになっており、2018 年 9 月 30

日に承認された UC-ME は前年度と同額の 0.1561PHP/kWh である39（表 ４－３－２）。

表 ４－３－２ Universal Charge レート（2018 年 9 月末承認）40

（出典）PSALM ウェブサイト

（https://www.psalm.gov.ph/universal/administrationofUC#）を基に作成

2018 年 9 月末時までに PSALM が徴収した UC の総額は 1,604 億 PHP で、うち 1,594

億PHPが上記使途へ割当てられ、その 52.2％がNPC-SPUGの電化事業へ割当てられた（表

４－３－３）。なお、NPPs と QTPs は NPC-SPUG から UC-ME 補助金が支給されるが、

再エネ開発者向けの補助金（REDCI）は PSALM から直接支給される41。

表 ４－３－３ 2018 年 9 月末時までの Universal Charge 回収・割当総額

（単位：10 億 PHP）

（出典）PSALM ウェブサイト（https://www.psalm.gov.ph/universal/administrationofUC#）

を基に作成 39 https://www.psalm.gov.ph/universal/administrationofUC 40 当該ウェブサイトの合計値は誤算 41 http://www.erc.gov.ph/Files/Render/application/21108

178

UC-ME 補助金制度は 終的には廃止することを想定して導入された制度で、エネルギー

省は主要グリッドを拡張して Missionary Area との接続を進め、さらに NPC-SPUG 資産

の民営化を進めることで段階的な廃止を狙っている。現状では、燃料価格の変動や再エネ

開発の動向などが UC-ME のレートに影響を与えるファクターとなっており、NPC-SPUG

側にはディーゼル発電プラントを効率的に稼動させることが求められている。

また貧困率が高い離島における包括的開発に寄り添い、再エネ開発事業者への強力なイ

ンセンティブとなるような補助金制度のあり方について検討されており、エネルギー省省

令の改定案が 2018 年 9 月に発表された42（図 ４－３－８）。

図 ４－３－８ エネルギー省省令改定案（補助金関連部分）

（出典）DOE （2018） “PRESCRIBING THE OMNIBUS GUIDELINES IN ENSURING THE SECURITY, RELIABILITY, ADEQUACY, QUALITY AND AFFORDABILITY OF ELECTRIC POWER SERVICES IN MISSIONARY ELECTRIFICATION THROUGH PRIVATE SECTOR PARTICIPATION, COMPLIANCE TO TECHNICAL STANDARDS AND ADOPTION OF APPROPRIATE TARIFF AND SUBSIDY POLICIES”を基に作成

42 https://www.doe.gov.ph/sites/default/files/pdf/announcements/draft-dc-prescribing-omnibus-guidelines-missionary-electrification.pdf

179

５ 調査対象（離島）の選定と市場規模

５－１ オフグリッド離島マスターリストおよび市場規模

フィリピンの離島のうち、ディーゼル発電機が既に設置されており、ディーゼル発電の

置換え需要のある離島を、本報告書ではブラウンフィールドと呼ぶ。このブラウンフィー

ルドのマスターリストは、フィリピン国内発電所のうち、エネルギー省が公開する「List of

Existing Power Plants Off-Grid. 30. June. 2018」および 2015 年センサス情報を用いて、

対象とするオフグリッド地域における 184 の既存発電プラント情報より作成した。その結

果、合計の設備容量はおよそ 520MW となった。

５－２ 離島ショートリストおよび市場規模

作成したマスターリストをもとに、以下表 ５－２－１に示した指標を用いて適地の絞込

みを行った。まず①として、フィリピン国内において電化率の向上が図られている Off-Grid

地域におけるプラントを選定した。また、政府方針として電化による貧困の解消が進めら

れていることから、政府と連携した導入検討を行うことが可能と考えられる、相対的貧困

地域を選定するために、②として 6 段階に設定されている Income Classification（1stが

も裕福な地域で、6thが も平均所得の少ない地域）を用いて絞り込みを行い、下位の 5th、

6th および小規模離島のため Income Class が設定されていないと思われる地域を抽出した。

次に③、④として、既設プラントの発電設備容量と、考えられる H2OneTMのシステム規模、

および太陽光発電設備の設置面積等スペックを元にした絞込みを行った。ここから更に詳

細に適地検討を図るために、⑤としてプラント稼動年数をもとに、老朽化更新需要がある

と考えられる地域の選定を行い、 後に⑥、⑦として日本および適地間でのアクセス性と

相手国の意向を踏まえ、ショートリストの作成を行った。

表 ５－２－１ システム導入の適地選定絞込み条件

＃ 選定方法 概要 Off-grid 地域数

1 Grid 接続有無 Off-Grid エリアにおけるプラントを選定 184

2 Low Income Income classification 5th 以下（低所得地域） 93

3 設備容量 設備容量 0.25-1MW 36

4 太陽光発電設備設置

面積 500kW の太陽光発電設備設置面積が島の 40％ 25

5 稼動年数 稼動 25 年以上（老朽化更新） 22

6 アクセササビリティ 日本から直行便のあるマニラ、セブ周辺 6

7 政府推薦 相手国意向 2

180

５－３ ショートリストおよび各島の市場規模

５－２において策定した絞り込み条件を元に、Doong 島、Pilar 島、Guintacan 島、Maripipi

島、Zumarraga 島、Patnanungan 島の 6 島をショートリストとして選定した（図 ５－３

－１）。

各島における市場規模については電力市場の推計を行い、１人あたりの電力使用量であ

る 699.205PHP/kWh（The world bank@2014）に、島の人口、電力料金（10PHP/kWh

Guintarcan 電力料金参照）および円/PHP 換算レート（2019.2.11）を掛け合わせて算出を

行った。ショートリストで規定した地域における市場規模は、およそ 8.7 億円程度となった。

また、マスターリスト全体の市場規模を同手法において推計すると、およそ 430 億円とな

った。

図 ５－３－１ システム展開候補地

５－４ 完全未電化地域（グリーンフィールド）市場規模の推計

2016 年公表の“2016-2020 Missionary Electrification Development Plan”において示さ

れたエネルギー省公表のグリーンフィールドにおける設備導入計画と、2019 年以降の計画

を用いて当該市場規模の推計を行った。

181

図 ５－４－１ グリーンフィールドにおける新設設備容量ヒストグラム

新設設備容量のヒストグラムのサンプル数は 99 であり、中央値を計算すると 60kW とな

る（図 ５－４－１）。H2OneTM設置に向けたグリーンフィールドにおける設置候補地とし

て、NEA より Ayoke 島が紹介されているが、本島の予測所要設備容量は 50-100kW とのこ

とであり、概ねエネルギー省が公表するグリーンフィールド設備設置計画の中央値と一致

し、当該離島はグリーンフィールドにおける平均的な島であると考えることが出来る。

エネルギー省は“Phlippines Mini-Grid B2B Forum”においてグリーンフィールドのエ

リア数を 1,702 と公表しており、仮に Ayoke 島の所要設備容量を今回得られた中央値と同

等の 60kW とした場合、グリーンフィールドのポテンシャル設備容量は Ayoke 島の 1,702

倍の 102MW と推計した。

182

６ サイト調査

６－１ Guintacan（Kinatarcan） 島

（１） 島の概況

Guintacan島はセブ州Bantayan 島 Santa Fe港から北東約 15kmに位置する小規模離島

である。Bantayan 本島との間には 1 日一往復の船舶定期運行便が存在するほか、ポンプボ

ートのチャーター便も利用が可能である。海象に左右されるものの、片道所要時間は約 1

時間半程度である。

島の面積はおよそ 10.8km2 で、島の海岸の多くは林立した岩の崖からなり、一部砂浜が

存在する。Bantayan 本島の Santa Fe 自治区に属し、島内には Hagdan、Kinatarkan、

Langub の 3 つのバランガイが存在する。

島には 1,190 世帯が暮らしており、人口は約 7,200 人程度である。後述の Bantayan 本

島で年々人口が増加している状況とは異なり、毎年わずかながらの増加に留まる。

図 ６－１－１ Guintacan Island と Bantayan 本島の関係

（出典）BANELCO. “BANELCO System Map”

183

（２） エネルギー需給

・電力料金体系（補助金体系）

フィリピンでは、小規模離島における発電コストに対して政府から補助金が支払われて

いる。この補助金は、ERC（Energy Regulatory Commission）がディーゼル燃料等の燃料

費価格変動をモニターしながら価格設定を行っており、NPC-SPUG が一括して受け取る構

造となっている。NPC-SPUG は SAGR（Subsidized Approved Generation Rate）と呼ば

れる、自らの所有する発電プラントにおける実際の発電コストから、補助金を差し引いた

額を電力卸売り価格として用いており、EC（Electric Cooperative）は SAGR で NPC-SPUG

より電力を購入し、これに送配電コスト等を上乗せした額を 終顧客への電力小売価格と

して、事業を行っている。各発電プラントの発電機稼働時間については、補助金を受け取

る NPC が決定をしている。

図 ６－１－２ 電力事業の体系

184

表 ６－１－１に、Guintacan 島における BANELCO の 2018 年 2 月時点における電力

料金表を示す（※SAGR の値は 2018 年 10 月のデータに更新）。顧客の 9 割を占める

Residential 向け料金体系を見ると、SAGR に対して①Distribution System Charge、②

Supply Charge、③Metering Charge、④UC、⑤Stranded Debt および Tax が上乗せされ、

終顧客向け電力料金と設定されている。ここで、Retail CustomerCharge のみ月額料金

となっていることに注意が必要であり、2013 年の BANELCO の Residential における平均

電力使用量である 70kWh/月を元に電気料金（PHP/kWh）を計算すると、9.3150（PHP/kWh）

となる。

表 ６－１－１ Guintarcan 島における電力料金（ 終顧客向け）

（出典）BANELCO “Kinatarcan Rate for the month of February 2018”より作成

・電力需要

Guintacan 島の電力需要をみると、月別ではピーク/オフピーク共に 5 月の平均需要が高

く、乾季で観光客が多く訪れる影響と推測される。

185

・発電コスト

表 ６－１－２に、2018 年における Guintacan 島の島内電力需要および、燃料使用量、

燃料単価（PHP/L）、燃料代を示す。燃料については NPC-SPUG が業者と月ごとの契約を

結んでおり、月によって変動するものの、年間で平均しておよそ 40（PHP/L）となる。以

上の情報を元に発電コストを概算で求めると、およそ14PHP/kWhとなることが分かった。

表 ６－１－２ Guintacan 島における発電コスト計算

（出典）BANELCO 情報を元に作成

ディーゼル発電機における発電コストは 9 割程度を燃料費が占めていることから、上記

コストに加え CAPEX、O&M 費等 1 割分程度加味すると、発電コストは 15.5PHP/kWh に

なると試算される。

また、発電コストおよび、SAGR から政府の Guintacan 島向け補助金額を算出すると；

補助金額 ＝ NPC-SPUG 発電コスト – SAGR（Guintacan 島向け）

＝ 15.5 [PHP/kWh] － 5.640 [PHP/kWh] ≒ 9.9 [PHP/ kWh]

となる。この補助金については打ち切りが決まっているとの情報があり、詳細時期は未

定ではあるが、段階的に打ち切っていく方針となっている。

・電力会社

Guintacan 等では National Power Corporation Smal Power Utility Group（以下、

NPC-SPUG）が唯一の発電事業者として存在しており、Bantayan 本島における BIPCO

と同様に、BANELCO と排他的独占電力売買電契約を締結し、事業を執り行っている。

186

図 ６－１－３ Guintarcan 島における電力供給時間の変遷

表 ６－１－３ Guintacan 等におけるピーク需要予測推移

MONTH YEAR

2018 2019 2020 2021 2022 2023

JANUARY 164.79 183.61 192.50 201.39 205.24 245.22

FEBRUARY 149.83 173.65 187.58 201.51 215.38 230.35

MARCH 157.34 181.73 196.24 210.75 225.20 240.18

APRIL 154.84 179.04 193.35 207.67 221.93 236.90

MAY 165.68 190.71 205.87 221.02 236.11 251.09

JUNE 153.17 188.02 202.98 217.94 232.84 247.82

JULY 160.67 185.33 200.09 214.86 229.57 244.54

AUGUST 161.51 186.22 201.05 215.89 230.66 245.63

SEPTEMBER 158.17 182.63 197.20 211.78 226.29 241.27

OCTOBER 157.34 181.73 196.24 210.75 225.20 240.18

NOVEMBER 157.34 181.73 196.24 210.75 225.20 240.18

DECEMBER 161.51 186.22 201.05 215.89 230.66 245.63

（出典）BANELCO 作成資料

・海底ケーブルについて

Bantayan 本島から近隣の離島との間で、海底ケーブルの敷設プロジェクトが数件進んで

いる（図 ６－１－４）。 も大きなプロジェクトは Bantayan 島東部から Gilantagaan 島

への海底ケーブルプロジェクトで、住友グループが手掛け 2018 年に敷設が完了している。

現在進行中のプロジェクトは、Sigaya 島―PANITUGAN 島および、PANBOC―

BOTIGUES 島間の海底ケーブルプロジェクトである。Bantayan 本島から Guintarcan 島

までの海底ケーブル敷設に関しては、コスト面から難しく、見送られているとのこと。

187

図 ６－１－４ 海底ケーブル敷設プロジェクト進捗状況

（出典）BANELCO. “BANELCO System Map”より作成

・既存および新設予定の発電設備

現在 Guintacan 島には 3 基のディーゼル発電機が存在しており、3 台で 1 日を 3 分割し

て稼動している（表 ６－１－４）。 も古いディーゼル発電機である Unit1 は 1986 年より

稼動しており、スペアパーツの生産が既に終了してしまっていることから、次に故障した

際は廃棄となる予定である。現在オフピーク時に稼動しており、なるべく負荷をかけない

ような運用をしているとのことであった。

表 ６－１－４ 既存および新設予定の発電設備

発電機 状況 燃料 設備容量（定格） Dependable 運開年

Unit1 既設 ディーゼル 100.0 kW 80kW 1986

Unit2 既設 ディーゼル 163.0 kW 130kW -

Unit3 既設 ディーゼル 192.5 kW 160kW 2016

Unit4 新設 ディーゼル 200.0kW - 2019（予定）

Unit5 新設 ディーゼル 200.0kW - 2019（予定）

（出典）NPC-SPUG

海底ケーブル(予定)

188

図 ６－１－５ Guintacan ディーゼル発電所外観

図 ６－１－６ Guintacan ディーゼル発電所内部（Unit1、2）

189

図 ６－１－７ Guintacan ディーゼル発電所（Unit3）

Unit1-3 の発電端電圧は 480V であり、発電所に併設された変電設備にて 240V まで降圧

され、島内需要家へ配電されている。

図 ６－１－８ Guintacan ディーゼル発電所併設変電設備

既存の発電所は周辺住民からの騒音、塵埃に関するクレームを受けたことから、移設を

190

行うこととなっている。それと共に、島民の生活レベル向上による需要増に対応するため

200kW のディーゼル発電機を 2 台増設する計画となっている（図 ６－１－９）。

新設プラントの建設予定地は現在 NPC が土地の所有者となっているが、従前はセブ州

Madridejos 前市長所有の土地であり、NPC がこれを譲り受ける形となっている。建設予定

地の周辺は未だに Madridejos 前市長所有の土地が多いとのことである。また、プラント前

の道は細く、2m 程度の道幅となっている（図 ６－１－１０）。

図 ６－１－９ Guintacan 新設プラント見取り図

図 ６－１－１０ Guintacan 新設プラント建設予定地前歩道

（３） 住民生活と産業

住民生活は貧富の差が大きい様子が見受けられ、通りにはバラックから作りの良い家ま

で混在している状況であった（図 ６－１－１１）。しかし、島民の生活レベルは年々向上

しているとのことで、これらの貧富差も解消の方向に向かう可能性はある。主な電力需要

191

は、テレビ、ラジオ、冷蔵庫、扇風機（エアコンは裕福な家庭以外ほぼ普及していないと

のこと）、電灯であり、家電の普及は広がっているとのことであった。

通信網は脆弱で、島には電話線が引かれておらず電話交換所のようなものがディーゼル

プラントに備え付けられていた（図 ６－１－１２）。携帯電波も弱く、Bantayan 本島から

届く微弱な電波を海岸や高台で拾うこととなる。Guintacan 島をカバーする通信キャリア

は SMART と GLOBE の 2 社であるが、SMART の LTE（4G）は比較的入りやすいとのこ

とであった。

島内の公共施設について、病院、消防設備、警察署等の施設は置かれておらず、これら

の機能は Bantayan 島本島に頼っている状況である。Elementary School と High School

が主要な公共施設となる。

島内の産業としては、3 つのリゾート施設がある（図 ６－１－１３、図 ６－１－１４、

図 ６－１－１５）。Bantayan 本島は政府指針で環境開発を行うことになっていることから、

Guintacan 島においてもこのようなリゾート施設が今後増えていく可能性はある。

図 ６－１－１１ 通りから見た一般家屋 図 ６－１－１２ 発電所電話交換機

192

図 ６－１－１３ Guintacan島で も大きいリゾート施設“Kinatarcan Wellness Resort”

図 ６－１－１４ Kinatarcan Wellness resort 食堂

193

図 ６－１－１５ Kinatarcan Wellness resort 営業中宿泊施設（左）、改装中施設（右）

（４） インフラ整備状況

H2OneTMの現地輸送に向けた調査の一環として、NPC-SPUG 紹介の 3 地点に関して港

湾サイト調査を実施した（図 ６－１－１６）。

図 ６－１－１６ Guintacan Island 港湾調査結果

①Hugdan

海岸線には砂浜が形成されているが、砂浜までのアプローチは長い石の階段を使用する

必要がある。階段の幅は 2m 弱で、機器毎に分解輸送したとしても H2OneTMの荷揚げは難

しいと考えられる。

194

②Canusayan

道幅は 3m 弱あるものの、海岸までのアプローチは長い坂道を行き来することになる。坂

は傾斜がきつく、また道幅方向にも傾斜がついていることから輸送時は整地が必要となる

可能性もある。また、海岸は狭い岩場となっており滑りやすい。

③Pacil

海岸線は砂浜で形成されており、アプローチも平坦。簡易な港湾が存在していたが、大

型の台風により破壊され、修復の目処はたっていない。

④Lango Lungbu（現地調査未実施）

新港湾の建設計画あり。資金調達は完了しているが、入札は開始されていない。

（５） Bantayan 島（参考情報）

本調査事業において、Guintacan 島との繋がりの深い Bantayan 本島についても調査を

行った。

① 島の概況

・地理

セブ州に所属する離島であり、セブ本島 Hagnaya 港から北西約 20km に位置する。海象

に依るものの Hagnaya 港からはフェリーで片道所要時間 1 時間半程度であり、1 日に 15

便程度運行している。島の面積は 110.71km2（周辺の島も含む）で、島内には Bantayan、

Madridejos、Santa Fe の 3 つの自治体が存在し、49 のバランガイを有する。

・人口

2017 年時点で 2 万 5,774 千世帯、およそ 14 万人が居住しており、その 9 割以上は一般

家庭となる（図 ６－１－１７、図 ６－１－１８）。

195

図 ６－１－１７ Bantayan 島世帯数推移（2018 年以降は予測）

（出典）BANELCO. Power Supply Procurement Plan. 2018 より作成

図 ６－１－１８ Bantayan 島世帯数内訳（2017 年時点）

（出典）BANELCO. Power Supply Procurement Plan. 2018 より作成

・気象条件

典型的な熱帯雨林気候であり、6 月から 12 月までが雨季、その後 1 月から 5 月の間が乾

季となる。雨季は 1 時間程度激しい雨が降ることが多く、現地調査時にも夜間１，２時間

程度激しく雨が降る様子を確認することができた。

・土地・水などの天然資源利用可否

島の中心に向け標高が高くなり、平坦な土地は海岸線付近のみとなる。地質は主に貝類、

196

藻類、その他炭酸塩類で組成されることから、水の供給は硬水となる。

・災害

2013 年のヨランダに代表されるように、度々巨大台風による家屋、インフラへの被害を

受けており、復旧までに年単位の時間を要する深刻なダメージを受けることもある。

② エネルギー需給

・電力会社

Bantayan 島内の発電事業者は Bantayan Island Power Corporation（以下、BIPCO）

の 1 事業者のみが存在しており、送配電事業者である Bantayan Electric Cooperatve（以

下、BANELCO）との間で電力売買電に関する排他的独占契約を結んでいる。

・エネルギー需給状況、将来予測

BANELCO の公開レポート「BANELCO Power Supply Procurement Plan」によると、

2017 年における BIPCO からの購入電力量は 32,187MWh であり、7.6%のシステムロスを

差し引いた 29,736MWh の電力を 終顧客に売電している。今後 10 年間のエネルギー需給

計画は、表 ６－１－５および図 ６－１－１９の通りで、 初の 5 年間は平均で年 8.77%

の需要増を見込む。後半の 5 年間は同 7.35%の需要増加を見込んでいる。

Bantayan 島は、セブ島に属する離島の中でも重点的な観光開発地として指定されており、

世界的にも有数のセブ州 Boracay 島が大統領令により閉鎖された際は、多くの観光客が

Bantayan 島へ訪れた。このような経緯もあり、上述の通り、今後の電力需給計画も大幅な

増加を見込む計画となっている。

表 ６－１－５ Bantayan 島のエネルギー需給実績および将来予測

（出典）BANELCO. Power Supply Procurement Plan. 2018

197

図 ６－１－１９ Bantayan 島のエネルギー需給実績および将来予測

（出典）BANELCO. Power Supply Procurement Plan. 2018

・既存の発電設備

Bantayan 島で発電事業を手掛ける BIPCO の保有する設備は、ディーゼル発電機が 6 基

ある。前述のとおり 2013 年に Bantayan 島を直撃し甚大な被害をもたらした巨大台風ヨラ

ンダからの復旧作業により、2014 年にかけて島内の需要が大幅に跳ね上がったことから、

ディーゼル発電機を 3 台（設備容量で 2.5MW 分）セブ本島からレンタルした。現在は

1.0MW2 基についてはピーク時稼動、0.5MW 基についてはバックアップ用電源として、引

き続き BIPCO 敷地内に設置されている（表 ６－１－６）。

表 ６－１－６ BIPCO が保有する発電設備

発電機種類 設備容量 台数 備考

ディーゼル発電機 3.0MW 2 基 常設

ディーゼル発電機 1.7MW 1 基 常設

ディーゼル発電機 1.0MW 2 基 Rental

ディーゼル発電機 0.5MW 1 基 Rental

Total 10.2MW 6 基

（出典）BANELCO 資料より作成

198

・変電所・送配電網

送配電に関する情報は以下の通りとなっている。

送配電方式 ： 単相三線式

送電電圧 ： 13.2kV

配電電圧 ： 2.4kV

終顧客使用電圧： 240V

豪雨の際は安全面の観点から送配電を止めるケースもしばしばあり、また、月によって

変動はあるものの 1 分以下の停電も平均して 3 回から 5 回程度発生するとのこと。

③ 産業

エネルギー需給計画で述べたとおり、主要産業として観光業の開発を官民一体となって

推進している。その他の主だった産業については特に見受けられず、計画上も大きな伸び

は期待されていない。

６－２ Ayoke 島

（１） 島の概況

Ayoke 島はフィリピン・ミンダナオ島の北東部にあるスリガオ・デル・ノルテ州の港湾

都市であるスリガオ市カラガ地方に立地する（図 ６－２－１）。人口は 701 人で、小学校

と教会を一つ有する小規模な島である。

図 ６－２－１ Ayoke 島の立地

199

（２） エネルギー需給

島内には極小規模の Solar Home System が設置されているものの、配電網は整備されて

いない、いわゆる無電化地域となっており、推測電力需要は 50-100KW である。本地域概

況としては、風況が悪いことから、風力発電には適しておらず、H2OneTM適用の場合は太

陽光発電が有力なオプションとなる。発電用地について、島内は個人の土地所有が多いた

め、発電事業者が発電を行う場合は土地の買い上げが必要となってくる。

SURSEC が導入する料金体系は Post Pay がスタンダードであり、発電事業者が参入の

場合は料金体系として本方式を採用することになると考えられる。

（３） その他の情報

インターネット環境については４Ｇが使用可能であり、遠隔監視も可能な条件が整って

いる。なお、淡水の確保については確認が必要である。

また、インフラ整備状況について、道路・主要港の整備状況および主要港までのアクセ

ス距離・方法は確認ができていない状況である。

本地域特有の課題として、海洋保護区であることから環境影響評価が厳しくなる可能性

があり、留意が必要と考えられる。

（４） Ayoke が有望なプロジェクト候補地である理由

NEA が、H2OneTMを導入する候補地の一つとして本島を推薦する理由は 3 つある。

①本島の属する Mindanao 地区はフィリピン全土において も電化率が低い地域となっ

ており電化促進が求められる状況である

②管轄する EC は SURSEC（Surigao Sur Electric Cooperative）で、フィリピン全土に

ある 121 の EC の中で も信用力の高い AAA 格付けとなっている

③マニラの EC 統括本社側から NEA に、本島の電化に関する相談があった

島内には小学校と協会が 1 つずつ存在していることから、システム導入時にはこれらの

施設が有力な需要家となる可能性が考えられる。

６－３ Patnanungan 島

（１） 島の概況

Patnanungan 島は、ケソン州東岸の Infanta 市街にある Real 港から東へ約 60km に位

置する、Pollilo 諸島に属する小規模離島である。Real 港と Patnanungan 島との間には 1

日一往復の船舶定期運行便が存在し、片道の所要時間は約 5 時間半程度である（図 ６－３

－１）。

200

図 ６－３－１ Real 港と Patnanungan 島間の定期船

島の面積はおよそ、140km2 であり、神奈川県川崎市とほぼ同じ大きさである。島内は、

Patnanungan Norte, Patnanungan Sur, Busdak, Luod, Amaga, Kilogan といったバラン

ガイにて構成される。

（２） エネルギー需給

Patnanungan 島では、National Power Corporation Smal Power Utility Group（以下、

NPC-SPUG）が唯一の発電事業者として存在しており、Quezelco II EC と排他的独占電力

売買電契約を締結し、事業を執り行っている。

島内の電力需要は、 大需要としては 300kW から 400kW 程度、燃料供給は 220L のド

ラム缶を用いた輸送で非常に効率は悪い。

電力料金の徴収は、QuezelcoII の検針員が計測をした上で、請求書の発行による後払い

方式であり、未払者に対しては通告の後 9 日後には配電停止とする。QuezelcoII は、上記

の料金徴収の人的コストの負担が島嶼による問題点の一つであると考えている。発電所の

メンテナンスについては、EC の人員が 2 名駐在しており、点検や不具合時の対応を行って

いる。

ディーゼル発電機は計 5 台導入されているが、１つは使用されておらず、4 台が稼働して

いる（表 ６－３－１）。変圧器にて 13kV に昇圧を行い島内へ送電している。発電所には 8

名のスタッフが業務を行っており、オペレーターが 7 名に１名の所長にて運用を行ってい

る。ユニット 1 および 2 は 1997 年から運転しており老朽化が進んでいることから、リプレ

ースを検討している。なお、300kW のディーゼル発電設備の着工を 2018 年 6 月から開始

されている。また、洪水対策の為、発電所そのものを移設することも現在検討されている。

201

表 ６－３－１ 既存および新設予定の発電設備

発電機 状況 燃料 設備容量（定格） Dependable 運開年

Unit1 既設 ディーゼル 163.0 kW 150kW 1997

Unit2 既設 ディーゼル 260.0 kW 200kW 1997

Unit3 既設 ディーゼル 192.5 kW 160kW 2006

Unit4 既設 ディーゼル 100.0kW 80kW 2006

（３） 住民生活と産業

島には 3,400 世帯が暮らしており、人口は約 15,400 人程度である。島内の教育機関とし

て小学校、中学校、高校があるが、大学はなく、ルソン島へ進学する。

産業は、漁業およびココナツプランテーションが主な産業であり、小規模の商店での商

業がある。上記の設備と、住宅における照明等が現在の主な需要となる。

約 800 ヘクタールに及ぶ一大リゾートのリゾート開発が計画されており、ホテル、国際

空港を作る計画が進んでいる。2019 年中に工事着手を行い、2024 年には開業が見込まれて

おり、需要の伸長が見込まれる。

（４） インフラ整備状況

道路インフラにおいては、市街地における道路はコンクリート等にて舗装されているが、

市街地を離れたエリアにおいては、土を固めたものであり雨季の輸送には非常に注意が必

要であると思われる。なお、Patnanungan 島の東南部に発電所があり、東南部を中心に系

統が敷設されているが、配電エリアとしては島全体に張られているものではなく、北西部

は今後の電化が必要な状態となっている。

６－４ H2OneTM導入候補

フィリピン各島の比較を以下の通り行った。リストより絞り込んだ上での、ディーゼル

発電設備代替としてのシステム導入は、Patnanungan 島が Kinatarkan 島よりも実現可能

性が高い。また、Ayoke 島においては、導入に大きな障害となりえる事項は見当たらなか

ったが、そもそも系統が整備されてはいない島であり、系統整備との計画のすり合わせが

必要である。

202

表 ６－４－１ H2OneTM導入候補地比較

Patnanungan Kinatarkan Ayoke

電力需要 Peak 310kW

Ave 122kW

Peak 167kW

Ave 70kW

Peak 50kW

Ave 20kW

（ＥＣの想定数値）

系統設備 13kV

東南部に２系統

220V

(昇圧はされていない)

未電化

水インフラ 井戸水（一部海水混） 井戸水 井戸水

交通インフラ 埠頭が設置されてお

り、島内への輸送に利

用できる。

コンクリート舗装道

路

土塁による埠頭があ

るが、2018 年の台風

により破壊。

コンクリート舗装道

路

北側中部に砂地があ

り、当該地域以外は珊

瑚に囲まれており、重

量物が輸送可能な港

湾はない。

通信 ４Ｇ ４Ｇ ４Ｇ

総括 ・ 輸送面での施工難易度を考慮すると、Patnanungan 島への導入が

実現可能性は高い

・ Ayoke 島においては、系統整備とマッチしたインフラ整備計画を行

った上での導入が望ましい

203

７ H2OneTMシステムおよび運用の検討

７－１ システム概要

（１） 自立型水素エネルギー供給システム H2OneTMの全体像

自立型水素エネルギー供給システム“H2One オフグリッドソリューション”は、離島や未

電化地域等に再生可能エネルギーを安定的かつ安価に供給するために、再生可能エネルギ

ー発電システム（太陽光発電、風力発電等）、蓄電池システム（短周期の変動吸収・需要供

給用）、水素製造装置および水素貯蔵タンク（長周期の変動吸収用）、純水素燃料電池（天

候不順時や夜間等の需要供給用）、電気・制御盤から構成されている。図 ７－１－１に各

系統の概要を示す。

図 ７－１－１ H2OneTM各系統の概要

① 再生可能エネルギー発電システム（太陽光発電、風力発電等）

太陽光による発電を行うシステムは、太陽光発電パネルと接続箱、接続ケーブル、太陽

光発電用パワーコンディショナ（PCS）から構成される。風力による発電を行うシステムの

場合は、風車と発電機、接続ケーブル、風力発電用パワーコンディショナ（PCS）から構成

される。

② 蓄電池システム

本系統は、再生可能エネルギー発電で得られた電力を蓄電する蓄電池ユニットとそのパ

ワーコンディショナ、変圧器ユニットから構成される。これらは水素エネルギーマネジメ

ントシステム（水素 EMS）の指令に応じて蓄電池の充／放電をコントロールし、再生可能エ

ネルギー発電の短周期の変動吸収と需要供給の機能を有する。

③ 水素製造装置および水素貯蔵タンク

本系統は、再生可能エネルギー発電で得られた余剰電力を用いて、水の電気分解により

204

水素を製造する水素製造装置と水素を貯蔵する水素貯蔵タンクから構成され、長周期の電

力変動の吸収機能を有している。また、水素安全のための監視機構として、安全弁やガス

漏えい検知器、温度・圧力監視機器を備えている。

④ 純水素燃料電池

本系統は、水素貯蔵タンクに貯められた水素を燃料電池に導入し、発電および熱の供給

を行うもので、燃料電池とインバーター、減圧機構、熱交換器、ラジエータから構成され、

天候不順時や夜間等の需要供給機能を有している。熱交換器は燃料電池で発生した熱を二

次側へ供給することができ、ラジエータは熱交換器での処理が飽和状態であっても燃料電

池運転を継続するために排熱する機能を持つ。

⑤ 電気・制御盤

本系統は、島内のディーゼル発電設備や再生可能エネルギー発電設備との取合盤や、シ

ステム内電気負荷への配電盤、プロセス計器や安全計器類および制御盤から構成される。

これらのシステムの一連の制御は、H2OneTM システムに搭載された水素エネルギーマネジ

メントシステム（水素 EMS）により管理され、再生可能エネルギー発電システムの電力量に

応じた水素製造や系統需要に応じた燃料電池運転の制御を行い、システムの 適な運転状

態を維持する。

また、H2OneTM のシステム規模を決定する際には、既設のディーゼル発電設備等の島内電

力需要量や年間・デイリーの需要ピーク等の需要データから需給バランスを考慮して、再

生可能エネルギーの導入可能量をシミュレーションを用いて導出し、H2One システムにて供

給する電力量および供給する時間帯と容量を決定する。上記にて決定した容量を基に 適

なシステム構成や各設備仕様および機器配置を決定する。

７－２ 島内の電力需給バランス

（１） 島内需要の現状

a）需要データの取得

Guintacan 島では、フィリピン電力共同組合の一つである Bantayan Island Electric

Cooperative, Inc（BANELCO）が配電事業を行い、フィリピン国営電力公社の小規模発電

事業グループ NPC-SPUG（Small Power Utility Group）が発電事業者として BANELCO

に対し電力供給を行っている。NPC-SPUG は Guintacan 島内唯一の発電事業者であるた

め、NPC-SPUG の発電実績データに基づき島内の電力需要状況を確認することとした。

Guintacan 島内での発電実績として NPC-SPUG から提供を受けたデータは、2018 年 1

月 1 日 0 時から 2019 年 1 月 21 日 24 時（2019 年 1 月 22 日 0 時）までのデータである。

データの総時間は 9,265 時間分であり、そのうちデータ欠損があった区間については前後

のデータから補完を行い、H2OneTMシステムの設備容量等検討に用いる需要データとした。

また、前後のデータと比較し突出して大きな数値となっているデータについても異常値と

して除外し前後のデータから補完を行った。

205

NPC-SPUG との現地インタビューにより 2018 年 1 月中旬までは 1 日 16 時間のみの電

力供給を行い、それ以降は毎日 24 時間の電力供給に移行したことが分かっている。1 日 16

時間の電力供給の場合と 1 日 24 時間の電力供給の場合では需要カーブの特性に差があるた

め、需要データの特徴把握および H2OneTMシステムの設備容量検討にあたっては、データ

取得 終日の 2019 年 1 月 21 日から遡って 1 年分に相当する 2018 年 1 月 22 日 0 時から

2019 年 1 月 21 日 23 時までを対象とした。

b）需要データの特徴の把握

図 ７－２－１に対象期間における Guintacan 島の電力需要の推移を示す。対象期間中の

大電力は 167.0[kW]（2018 年 12 月 31 日 20 時）、平均電力は 69.9[kW]である。

図 ７－２－２に、データ取得期間における電力需要の時刻別平均のグラフを示す。1 日

の電力需要は 17 時から 21 時にかけて大きく、それ以外の 22 時から翌日の 17 時までにか

けての間はほぼ平均値程度かそれ以下の値で推移する。図 ７－２－３にデータ取得期間に

おける曜日別電力需要の時刻別平均のグラフを示す。土曜日、日曜日の朝 7 時の電力需要

が他の曜日にくらべやや大きく、日曜日の 14 時から 15 時の電力需要が他の曜日に比べや

や小さいといった傾向があるが、総じて曜日による電力需要の傾向の差は小さいといえる。

現地でのインタビューや現地調査によると、島内には電力を使用する大きな産業は無く

電力需要の大部分は住民が使用するテレビ、冷蔵庫、扇風機、照明などであったが、夕方

から夜にかけ電力需要のピークが現れる理由として、住民が漁業などの仕事を終え帰宅後

に電化製品を利用するためと考えられる。

図 ７－２－１ Guintacan 島における電力需要の推移（時間単位）

206

図 ７－２－２ Guintacan 島における時刻別電力需要の平均値

図 ７－２－３ Guintacan 島における曜日別時刻別電力需要の平均値

図 ７－２－４に Guintacan 島の 2018 年 1 月から 2019 年 1 月までの月ごとの電力需要

の推移を示す。なお、2018 年 1 月と 2019 年 1 月については、対象期間のデータを日数で

割り戻して 1 ケ月分の電力需要とした。対象期間のデータからは明確な増加傾向はみられ

ないが BANELCO との現地インタビューでは、今後 5 年間において年間 10%から 15%の

割合で電力需要の増加が見込まれるとのことであった。

207

図 ７－２－５に Guintacan 島の各月の電力需要（kW）と気温の関係を示す。電力需要

（kW）としては、毎月一定比率で年間 15%に相当する電力需要の増加が含まれるものと想

定し、比較評価のため 2018 年 1 月を基準に増加分を割り戻した数値を使用している。気温

としては、Guintacan 島に近い Cebu の平均気温のデータを使用している。図 ７－２－５

からは、Guintacan 島の月毎の電力需要の増減は概ね平均気温の変動と連動していると考

えられる。

図 ７－２－４ Guintacan 島における電力需要の推移（月単位）

208

図 ７－２－５ Guintacan 島における各月の電力需要（kW）と気温の関係

（２） 島内の需給バランス検討

Guintacan 島内の 1 時間ごとの年間電力需要のデータと東南アジアの代表的な日射デー

タに基づく太陽光発電設備の発電量予測データに基づき、H2OneTMシステムを構成する各

機器の検討を行った。太陽光発電設備の定格容量として 500kW と 1,000kW の 2 つの Case

を設定した。それぞれの、年間総発電量は 702MWh と 1,403MWh（設備利用率 16.02%）

となる。

H2OneTMシステムからの電力供給量に影響する主要な機器として、太陽光発電設備以外

に蓄電池、水素製造装置、純水素燃料電池、水素貯蔵タンクが挙げられる。また、これら

の機器の設備容量により H2OneTM システムの全体の設備費も大きく変動する。そのため、

これらの機器の定格容量の検討にあたっては、各機器の設備容量をパラメータとし各機器

の設備費がその設備容量に比例するものとし、電力供給量と H2OneTMシステム導入費用の

観点から、定格容量の 適な組み合わせの検討を行った。

７－３ 相手国特有のリスクおよびニーズ

前述の 6「サイト調査」で述べたようなインドンネシア離島の特性から、リスクリスト、

ニーズリストを整理した。フィリピン離島向け H2OneTMシステムの仕様検討にあたっては、

日本国内向けの H2OneTMシステムの仕様を基本とするが、相手国特有のリスクおよびニー

ズを考慮する必要がある。

209

a）熱帯雨林気候への対応

フィリピンは熱帯雨林気候に属しており、日本と比較し年間を通じ高温多湿の環境であ

る。H2OneTMシステムは、工場で製作された機器を現地に設置し、機器間を配管、配線等

で接続することを想定している。そのため、特に温度、湿度の影響を受けやすい機器につ

いては、高温多湿対策を施された部材を採用することや、簡易な建物を構築しその中に機

器を収納するなど考慮する必要がある。

b）塩害への対応

フィリピン離島への H2OneTMシステム導入にあたっては、対象とする島が小さかったり、

太陽光発電設備の設置に適した平坦な土地が沿岸部のみに限られたりすることから、沿岸

部への設置が想定される。また、H2OneTMシステムの既存電力系統への接続にあたっては、

長距離の連系線敷設を避けるため、既存送配電施設の近傍に H2OneTMシステムを設置する

ことが好ましいが、電力需要家である住民等が沿岸部に多く集中しているような島の場合、

H2OneTMシステムの接続に適した既存送配電施設の立地も沿岸部となることが想定される。

そのため、H2OneTMシステムを構成する機器に塩害対策を施された機器を採用することや、

現地施工において塩害影響を受けにくい工法を採用すること、特に沿岸に近い場合は海側

に潮風を遮る簡易な障壁を設けることなどを考慮する必要がある。

c）水源確保

H2OneTMシステムに使用する水素製造装置では、一般に装置内の純水製造装置で市水か

ら純水を精製し、水素を生成するための水の電気分解に使用する。また、選定機器の規模

によるが、機器の冷却水をクーリングタワー等から供給する場合、冷却水の蒸発分に応じ

た補給水をクーリングタワーに供給する必要がある。そのため、稼働状況に応じてH2OneTM

システムへの継続的な水の供給が必要となる。

H2OneTMシステムの導入を想定する比較的小規模のフィリピン離島では、上水道インフ

ラ設備が未整備の島が存在することが想定される。今回現地調査を行った島々でも原則住

民は井戸水を利用していた。そのため、フィリピン離島向け H2OneTMシステムの仕様とし

ては、井戸水の水質に応じた純水製造装置の適用や、簡易海水淡水化装置の適用、装置内

の水消費量を低減する仕様の適用などを考慮する必要がある。

d）既存ディーゼル発電設備との協調運転

フィリピン離島への H2OneTMシステム導入において、未電化地域への導入と既存ディー

ゼル発電設備による電力供給が行われている地域への導入が考えられる。

フィリピン政府関係者等とのインタビューにおいて、H2OneTMシステム導入による地方

電化推進への期待が挙げられている。ディーゼル発電設備などの既存の発電設備による電

210

力供給が行われていない離島に H2OneTMシステムの導入を行う場合、電力需要の大部分を

H2OneTMシステムから供給し、不足分はバックアップ用のディーゼル発電設備から電力供

給を行うか、短期間の計画停電などを行うなど運用上の考慮が必要となる。

一方、既存ディーゼル発電設備による電力供給が行われている離島に H2OneTMシステム

の導入を行う場合、用地取得の制限や新規設備導入における費用規模の制限等により、電

力需要の全量を供給可能な H2OneTM システムをはじめから導入するより、段階的に

H2OneTM システムからの電力供給率を大きくしていくことが合理的な状況が想定される。

その場合、既存のディーゼル発電設備と H2OneTMシステムが並列して電力供給を行うこと

になる。そのため、既設ディーゼル発電設備の発電量や周波数等のデータを取り込み、

H2OneTMシステムの出力を制御することが必要となる。

e）既存電力系統との保護協調

H2OneTMシステムが既存電力系統と連系して電力供給を行う場合、既存電力系統の保護

機構との協調が必要となる。

電力系統において地絡や短絡、瞬時電圧低下などの事故が発生した場合、一般に送配電

事業者と発電事業者との間の取り決めに従い、発電設備の運転、停止、再稼働などが行わ

れる。事故時等の運用については、その国・地域の Grid Code により定められることが一

般的であるが、離島においては電力系統の規模や保護装置の種類も様々であることが想定

されるため、H2OneTMシステム導入対象の離島の実態に即した保護協調機能を備える必要

がある。

f）小型・軽量機器の採用

H2OneTMシステムの設置にあたっては、工場で製作された主要機器を現地に輸送し所定

の位置に設置することになるが、対象となる島の多くは重量物の荷揚げが可能な港湾施設

の整備や島内の輸送が可能な道路の整備が十分ではないことが想定される。離島に導入さ

れる H2OneTMシステムの規模を考慮すると、大型火力発電所などのように発電所設置のた

めに新たに専用の港湾施設等を整備することは経済的合理性を欠くと考えられる。そのた

め、輸送インフラの整備が必ずしも十分ではない島でも輸送可能なように、H2OneTMシス

テムを構成する機器として小型・軽量の機器を採用し、容量に応じ複数台設置することを

考慮する必要がある。

g）台風災害からの復旧

フィリピンは台風の上陸数が多い国の一つであり、現地インタビューにおいても台風の

影響として、台風接近による発電停止や、台風による島内インフラの損壊事例が挙げられ

た。

H2OneTMシステムの導入にあたり、想定される台風に耐えられる強度を持った部材、架

211

台、基礎等の選定が必要となる。また、飛来物などにより太陽光パネルのが損壊した場合

に、太陽光発電設備を切り離しシステムの残りの機能の健全性確認後速やかに発電再開で

きるような仕様上の考慮をすることで、台風災害発生時の迅速な電力復旧に寄与すること

ができると考えられる。太陽光パネルの損壊が限定的な場合、蓄電池および水素貯蔵タン

クに一定残量があれば、損壊した太陽光パネルのみの切り離し作業と並行して電力供給を

再開することが期待できる。

７－４ システム設置およびメンテナンス計画

（１） H2OneTMシステムの設置

本システムを設置するために考慮すべき主要事項を以下に示す。

① H2OneTMシステム設置スペースの確保

H2OneTMシステムは、再生可能エネルギー設備を伴うため、この再生可能エネルギー設

備を設置するための設置スペースの確保が重要となる。再生可能エネルギーとして太陽光

発電設備を用いる場合において、事業の経済性を高めるためには、野立ての太陽光発電設

備設置が有利であり、島内において比較的大規模に設備類が設置可能な場所を選定する必

要がある。

② 機器設備の海上・島内輸送

H2OneTMシステムの機器や設備類の離島外からの海上輸送に際しては、輸送船や台船等

の寄り付き可能な場所や方法の検討が必要である。更に、島内の道路状況から輸送制約が

大きく、小型・軽量機器の採用等、システム設計段階であらかじめ考慮すべき事項も有る。

③ H2OneTMシステムの据付

・ 土地造成

必要な設置スペースが確保可能で開発のための許可や取得が容易な土地の確保が必要

である。更に、比較的平坦で土地の勾配や樹木等の少ない地域を選定する必要がある。

・ 基礎工事

機器の基礎は重量物の支持を考慮すると一般的にはコンクリート製基礎が考えられる

が、離島での材料確保や施工難易度から、より施工が容易な構造や工法の検討が必要な

場合も考えられる。また、土地の造成や設備基礎等の仕様決定に際しては、設置候補地

点の地盤調査が必要となる。

・ 機器輸送、据付

機器の据付に必要な大型重機は離島には必ずしも有していないことと、荷揚げや島内

輸送のインフラ環境等を考慮すると、輸送可能な限界の機器サイズは、概ね２０フィー

トコンテナサイズ以下、重量５トン以下、輸送幅２．５ｍ以下を目指す必要がある。併

せてこれら小型モジュールを組合せるモジュール工法等の据付が容易な工法の検討も重

要となる。また、H2OneTMシステムの特徴となる、水素製造システム、純水素燃料電池

システムおよび蓄電池システム設置について以下に記載する。

212

・ 水素製造システムの設置

付帯設備、配管等の接続は輸送能力も考慮し、主要な機器は輸送可能な規模でのユニ

ット方式あるいはスキッドマウント方式にて行う。また、島内輸送時には、一定規模の

道路幅が必要となる。

また、基礎への固定の際は転倒防止のため、アンカーでの固定を行う。

・ 純水素燃料電池システムの設置

基礎へ固定する際は、転倒防止のためアンカーでの固定を行う。また、パッケージ設

置後には、内部点検等にて用いる燃料電池発電ユニット専用ブレーカを別途設置する。

・ 蓄電池システムの設置

リチウムイオン蓄電池は安全上の配慮から、工場出荷時にバッテリーセルを一旦取外

し、現地据付完了後に再度組込みを行う必要があるため、その作業スペースを確保する

必要がある。

また、基礎への固定の際は転倒防止のため、アンカーでの固定を行う。

（２） メンテナンス計画

H2OneTM システムを 20 年間運用維持していくにはメンテナンスは不可欠であり、各機

器のメンテナンスマニュアルの整備と共に、現地のシステム運用技術者の本システム機能

の理解や運用・維持に関する知識とスキルの習得が必要となる。そのためには、現地運用

技術者の技術育成とメンテナンス体制の構築を図るための O&M トレーニング計画が重要

である。以下に H2OneTMシステムのメンテナンス内容と現地技術者のトレーニング計画の

概要を示す。

① H2OneTMシステムのメンテナンス項目と頻度

日常的に機器の運転状況、発電量を監視し、異常の有無のチェックを行う。日常の点検

に加えて、半年ごとの定期点検、年に 1 回の年次点検、および H2OneTMシステムを構成す

る各機器の要求に合わせた複数年ごとの精密点検を行う。また、各機器の部品はそれぞれ

で定められている交換年数に従って、交換作業を行う。なお、水素製造システムおよび純

水素燃料電池システム（以下、「水素関連設備」と記載）は 10 年に 1 回のメジャーオーバ

ーホールを必要とするが、本作業はメーカーによる作業を前提として計画する。

② システム稼働後の遠隔メンテナンス支援

本システムの稼働後は、日本から遠隔監視で運転状態の確認や故障予兆診断等を行い、

現地運用技術者のシステム運用支援を行う。

③ O&M トレーニング計画

本システムは発電設備であり、維持管理、点検、異常検知時の 1 次対応、定期部品交換

等に対するトレーニング計画が必要であるが、ここでは特に、システムの中で重要な水素

関連設備のメンテナンスに関して記載する。対象となる現地メンテンス技術者は事業形態

にも依存するが、電力会社等の既存のディーゼル発電設備等の運用技術者を想定した O&M

213

トレーニング計画を示す。

水素関連設備のメンテナンスを行う上では、その構造、機能を理解することが重要であ

ることから、メンテナンス技術者のトレーニングは日本の水素関連設備メーカーでの実技

を通しての On the job training（OJT）が必須と言える。その際のトレーニング項目およ

びスケジュール（案）は以下の通りである。

・日本の水素関連設備メーカーの工場における現場実習（6 ヶ月程度）

・日本の水素関連設備メーカーでのメンテナンス業務実習（6 ヶ月程度）

日本でトレーニングを受けたメンテナンス技術者には、インドネシアでの H2OneTMシス

テムの工事や試運転も経験させシステムに対する理解度を向上させる。また、システム稼

働後は、日本からの遠隔監視によるサポートおよび現地での定期的なフォローアップを行

い、現地運用技術者の早期育成とその後の自立的な人材育成と保守体制の構築を目指す。

214

８ ビジネスモデル・バリューチェーンの検討

８－１ プロジェクト開発計画

プロジェクト実施・運営主体のケースは、以下の通り NEA、訪問した EC、フィリピン

の IPP 事業者との議論、関連文献調査を踏まえて検討した。

検討にあたっては、「1991 年外国投資法（共和国法第 7042 号、1996 年改正）」の規定に

従い、定期的に改定される『ネガティブリスト』に記載される、フィリピンでの外国資本

の投資が規制・禁止される業種を踏まえる必要がある。

新版である第 11 次外国投資ネガティブリスト（2018 年 10 月 29 日大統領署名、

2018 年 11 月 16 日発効）から抜粋した、本事業に関する規定は以下の通りである。

【外国資本が 40％以下に制限されている分野】

（規定 A）適用される規制の枠組みに従った、国内で資金供与される公共事業の建設、

修理契約。ただし、以下を除く。

a. BOT 法（共和国法第 7718 号）に基づくインフラ開発プロジェクト

b. 外国の資金供与・援助を受け、国際競争入札を条件とするプロジェクト

（規定 B）公益事業の管理、運営。ただし、競合可能市場に対する発電および電力の供

給並びに公益事業 に含まれないその他の類似事業を除く。

本プロジェクトでは、政府関連組織と Joint Venture を形成して実施・運営する場合、（規

定 A）に該当し、また売電は競合する形ではなく EC に売電する形態となることが想定され

るためその場合（規定 B）にも該当する。したがって、実施・運営形態に係らず日本企業か

らの出資は 40％以下に制限されると考えられ、日本企業は EC あるいは現地 IPP 事業者と

共同で出資を行う必要がある。

こうした点を踏まると、実施・運営主体の主要ケースとして以下の 5 ケースが想定され

る。

（ケース 1）EC と日本企業が SPC を設立

（ケース 2）EC とフィリピンの IPP 事業者、日本企業が SPC を設立

（ケース 3）フィリピンの IPP 事業者、日本企業が SPC を設立

（ケース 4）フィリピンの IPP 事業者が事業を実施

（ケース 5）EC が自社電源として事業を実施

215

図 ８－１－１ ケース１：EC と日本企業が SPC を設立

図 ８－１－２ ケース２：EC とフィリピンの IPP 事業者、日本企業が SPC を設立

図 ８－１－３ ケース３：フィリピンの IPP 事業者、日本企業が SPC を設立

図 ８－１－４ ケース４：フィリピンの IPP 事業者が事業を実施

216

図 ８－１－５ ケース５：EC が H2OneTM設備を導入

上記の 5 ケースの事業スキームのうち、EC、現地 IPP 事業者、日系企業が出資者として

参入する際の期待および課題を整理し、ビジネスモデルの実現可能性について、優先順位

をつける。

表 ８－１－１ 出資者への期待および課題

主体 期待 課題

1 EC ・（入札プロセス）

事業権の入札プロセスを省ける可能性

あり（フィリピン政府内で協議が進ん

でいる）。

・（許認可）

EC が土地取得、現地許認可関係を主体

的に行うこと。

・（EPC）

現地の複数 EPC を束ね、包括体制を構

築することができる。

・（運用能力）

現地に人員確保ができるため、OM 要

員の派遣が不要となる。

・（補助金）

EC は収益を求める部隊ではないた

め、電力債権公社からの補助金が享

受できない可能性がある。

・（信用力・資金調達）

EC の信用度合いによって、案件成

立の可能性が変わる。

2 現 地

IPP

事 業

者

・（EPC）

一部のフィリピン IPP 事業者は、当該

分野における豊富な実績に加え、傘下

に有望な EPC 子会社として保有して

おり、EPC リスクが低減される可能性

がある。

・（信用力・資金調達）

地場 IPP 事業者が参画することによ

・（オフテイクリスク）

単独では EC のオフテイクリスクを

取れない場合が多く、スポンサーと

しての参入を躊躇する可能性があ

る。

・（入札プロセス）

発電事業者としての事業権の入札プ

ロセスが必要。

H2OneTMを販売

217

り、EC の信用力を補完でき、資金調達

が容易になる可能性がある。

・（運用能力）

実績豊富な地場 IPP 事業者が参画する

ことにより、EC の運営能力の補完が期

待できる。

3 日 系

企業

・（運用能力）

日本企業が東芝である場合、東芝がス

ポンサーとして参加することで、プロ

ジェクトの OM などへの関与度が高く

なる可能性があり、OM リスクが低減

される可能性がある。

―

表 ８－１－２ 優先順位

ｹｰｽ 概要 入札

ﾌﾟﾛｾｽ

許認

可

補助金 信用力・資

金調達

EPC OM

オフテイク

リスク

総合

評価

１ EC と日本企

業 が Joint

Venture

（JV）を設

立

◎

EC

参加

◎

EC

参加

○

EC 単独参

加ではない

ため、補助

金享受可能

○

日系企業参

加による資

金ソースの

多様化

EC がマジ

ョリティー

を 取 る 場

合、資金調

達が難しく

なる可能性

あり。

○

EC 参加の

ため、現地

の複数 EPC

を束ねる包

括体制が構

築 し や す

い。

◎

EC 参加に

よる現地人

員確保およ

び日系参加

によるキャ

パビル

○

EC 自身が

発電事業者

で あ る た

め、

オフテイク

リスクの懸

念 が 小 さ

い。

2 位

２ EC と 地 場

IPP 事業者、

日本企業が

JV を設立

◎

EC

参加

◎

EC

参加

○

EC 単独参

加ではない

ため、補助

金享受可能

○

資金調達能

力の高い地

場 IPP 事業

者の参加お

よび日系企

業参加によ

る資金ソー

スの多様化

◎

EC 参加の

ため、現地

の複数 EPC

を束ねる包

括体制が構

築しやすい

し、地場 IPP

企業の参加

により、傘

下 の 有 力

EPC 子会社

を利用でき

る可能性大

◎

EC 参加に

よる現地人

員確保およ

び日系参加

によるキャ

パビル

○

EC 自身が

発電事業者

で あ る た

め、

オフテイク

リスクの懸

念 が 小 さ

い。

1 位

３ 地場 IPP 事

業者と日本

EC

EC

○

EC 単独参

◎

資金調達能

○

地場 IPP 企 EC不参加に

地場 IPP お

3 位

218

ｹｰｽ 概要 入札

ﾌﾟﾛｾｽ

許認

可

補助金 信用力・資

金調達

EPC OM

オフテイク

リスク

総合

評価

企業が JV を

設立

不参

加

不参

加

加ではない

ため、補助

金享受可能

力の高い地

場 IPP 事業

者の参加お

よび日系企

業参加によ

る資金ソー

スの多様化

業の参加に

より、傘下

の有力 EPC

子会社を利

用できる可

能性大

より

現地人員確

保が難しい

よび日系企

業の

オフテイク

リスクの懸

念 が 大 き

い。

４ 地場 IPP 事

業者が事業

を実施

EC

不参

加

EC

不参

加

○

EC 単独参

加ではない

ため、補助

金享受可能

◎

資金調達能

力の高い地

場 IPP 事業

者の参加

○

地場 IPP 企

業の参加に

より、傘下

の有力 EPC

子会社を利

用できる可

能性大

EC不参加に

より

現地人員確

保が難しい

地場 IPP の

オフテイク

リスクの懸

念 が 大 き

い。

4 位

５ EC の自家所

有電源とし

て導入

◎

EC

参加

◎

EC

参加

EC 単独関

与のため、

補助金享受

可能性が低

い

EC 単独関

与のため、

資金調達能

力が低い可

能性あり。

また、 121

の EC のう

ち、87EC の

み が AAA

であり、そ

の他である

場合には、

信用力が低

い可能性あ

り。

○

EC 参加の

ため、現地

の複数 EPC

を束ねる包

括体制が構

築 し や す

い。

◎

EC 参加に

よる現地人

員確保が容

易

○

EC 自身が

発電事業者

で あ る た

め、

オフテイク

リスクの懸

念 が 小 さ

い。

5 位

８－２ ASEAN 内におけるサプライチェーン検討

第二部８－２でインドネシアにおけるH2OneTMシステムのサプライチェーン構築構想につ

いて述べた。ここではこれを発展させ ASEAN 域内におけるサプライチェーン構想について

述べる。

第二部８－２で示したように、政府の掲げるインフラ・システム輸出戦略においては、「イ

ンフラ・システム導入国での現地生産を行うことも視野にいれていくこと」が事業拡大に

有効であると述べられている。フィリピンにおいては、ASEAN 内における水平分業の可能性

を検討し、将来的に ASEAN 各国で競争力のある日本メーカー品を導入できる仕組みを構築

していく。

219

（１） ASEAN 域内へのサプライチェーン構築構想

ASEAN 域内インドネシア以外の国に対してはインドネシア製造拠点の数量確保、複数地域

に供給能力を持たせることによるオーバーヘッド排除の目的から、インドネシアに構築す

るサプライチェーンからの輸出で対応する構想とする。図 ８－２－１に ASEAN 域内サプラ

イチェーン構築構想を示す。第二部で示したインドネシアでのサプライチェーン構築に加

えて、ASEAN 各国に展開する際の、各国所掌機関と東芝現地法人の連携、および東芝インド

ネシア社（TAPI）との連携の枠組みを追加することでサプライチェーンの基礎を構築する

ことが可能となる。（黄色でハッチングした部分の機能を追加）

現時点ではインドネシアでのプロセス構築完了後に各国別プロセスを構築することとす

る。

図 ８－２－１ ASEAN 域内サプライチェーン構築構想

８－３ フィリピン人スタッフの育成と監視・保守・メンテナンス体制構築

（１） 相手国側組織に対するキャパシティビルディング

フィリピンでは再生可能エネルギーの導入目標を掲げ、ロードマップを描いているが、

水素エネルギーの導入に関する政策は立てられていなかった。離島における水素の利活用

をより一層加速するためにも、国として水素エネルギー導入計画を策定し、水素エネルギ

ーの後押しをしていただくことを目指す。

フィリピンの施策に水素に関する発電も明確に入れ込むという点では、DOE を中心に、

NPC、IPP 事業者を取り込む方策が必要である。まずは、DOE に水素システムの有効性を

理解頂き、自国へ水素を導入していく必要性を感じてもらうキャパシティビルディングを

検討する。

220

その一つとして、エネルギー関連の政府関係者を中心に、導入済みの水素エネルギー設

備の視察、日本の政府関係者との議論を行う招聘事業が考えられる。実際に導入・稼働し

ている水素エネルギーシステムを見ることで、自国へのシステム導入をイメージしていた

だくことに繋がる。また、その中で、そもそもどのような計画および制度が必要かという

ことも認識頂き、日本としても計画策定に向けてどのような支援ができるかをインプット

することで、計画策定に向けたハードルを下げることができる。

加えて、フィリピンはインドネシアと比べると発送電分離と民営化が進んでいることか

ら、水素エネルギーの案件組成に関する制度設計も必要である。フィリピンの離島は、既

設のディーゼル発電で電力供給をしているブラウンフィールドと完全に未電化の地域であ

るグリーンフィールドに分けて考える必要がある。ブラウンフィールドでは、PPP の組成

を念頭に、既存の IPP 事業者の取り込みが行いやすい制度設計と、制度金融を検討する際

の、オフテイカーの当該信用補完が重要となる。一方、グリーンフィールドでは、オフテ

イカーとなりうる EC の信用補完と、ユニバーサル・チャージ（UC）制度の精査が必要と

考えられる。

電力インフラについては、経済産業省で 2017 年 3 月に「フィリピンの電力分野における

アクションプラン」を取りまとめており、その中にグリーンフィールドにおける配電網の

整備による電化率向上が含まれている。電化率向上に向けた具体的なアクションとして、

JICA の無償資金協力で送配電網整備計画の立案などがあり、例えば、招聘の際に JICA と

の面談を設定できると、フィリピン未電化地域における送配電網整備計画としてアクショ

ンを進めやすくなる。

また、その他に JBIC との面談も設定できると、小規模事業体である EC が事業実施する

場合に適した少額融資の活用など、事業実施における課題解決に繋がる議論も可能と考え

られる。

（２） 当社現地法人におけるキャパシティビルディング

本システムは発電設備であり、維持管理、点検、異常検知時の 1 次対応、定期部品交換

等に対するトレーニング計画が必要であるが、ここでは特に、システムの中で重要な水素

関連設備のメンテナンスに関して記載する。対象となる現地メンテンス技術者は事業形態

にも依存するが、電力会社等の既存のディーゼル発電設備等の運用技術者を想定した O&M

トレーニング計画を示す。

水素関連設備のメンテナンスを行う上では、その構造、機能を理解することが重要であ

ることから、メンテナンス技術者のトレーニングは日本の水素関連設備メーカーでの実技

を通しての On the job training（OJT）が必須と言える。その際のトレーニング項目およ

びスケジュール（案）は以下の通りである。

・日本の水素関連設備メーカーの工場における現場実習（6 ヶ月程度）

・日本の水素関連設備メーカーでのメンテナンス業務実習（6 ヶ月程度）

221

日本でトレーニングを受けたメンテナンス技術者には、インドネシアでの H2OneTMシス

テムの工事や試運転も経験させシステムに対する理解度を向上させる。また、システム稼

働後は、日本からの遠隔監視によるサポートおよび現地での定期的なフォローアップを行

い、現地運用技術者の早期育成とその後の自立的な人材育成と保守体制の構築を目指す。

８－４ ファイナンススキーム検討

（１）フィリピンの補助・優遇制度

RA （Renewable Energy act）9513は、化石燃料への依存を減らすことによってエネル

ギー安全保障を達成するための国家政策である。法律実施機関は、エネルギー省、エネル

ギー規制委員会および国家再生可能エネルギー委員会である。

RA （Renewable Energy act）9513が発令され、再エネ事業の実施にインセンティブを

付与することによって、再エネ資源への積極的な投資の呼び込みが開始された。

投資家・企業家へのインセンティブとして、以下のものが含まれる。

(ア) 再生エネルギー事業者への7年間の法人税優遇（Income tax holiday）

(イ) 付加価値税（VAT）の免除（0% value-added tax rate）

(ウ) 機材輸入時の関税の撤廃（Duty-free importation of renewable machinery,

equipment, and materials）

投資促進機関としては、投資委員会（BOI）、フィリピン経済区庁（PEZA）、PPP センタ

ーなどがある（表 ８－４－１）。

表 ８－４－１ 投資促進機関

投資委員会

（Board of Investments：

BOI）

投資優先計画（IPP）で指定された分野に投資する企業に対し

各種優遇措置を付与している。2018 年 11 月時点、2017 年版

IPP が有効。

フィリピン経済区庁

(Philippine Economic Zone

Authority：PEZA）

フィリピン各地に位置する公営、および民営の輸出加工区

（ECOZONE）に投資する企業に対し各種優遇措置を付与してい

る。

PPP センター

(Public-Private

Partnership Center of the

Philippines43）

行政令（EO）第 8号（2010 年 9 月 9日公布・施行）により、

BOT センターを PPP センターと改称。管轄省庁が貿易産業省

（DTI）から国家経済開発庁（NEDA）に変更となった。PPP セ

ンターは BOT法でカバーされていた案件を含む、すべてのPPP

プロジェクトを受け持ち、円滑なプロジェクト実施のために

43 https://ppp.gov.ph/

222

各実施機関への補助・助言やモニタリング、データベース構

築等を行う。また、大統領に提出される PPP プロジェクトに

関する報告書を毎年作成する。PPP センターには、選定され

た PPP プロジェクトの調査費等のため、運転資金として 3 億

ペソが確保された。要件を満たした特定案件は、既存の法律・

ガイドライン・規制等に従い、6カ月以内に申請処理される。

（出典）日本貿易振興機構. “投資促進機関”をもとに作成

（２）公的資金の活用

JCM の基本概念は以下のとおりである。

• 優れた低炭素技術・製品・システム・サービス・インフラの普及や緩和活動

の実施を加速し、途上国の持続可能な開発に貢献。

• 日本からの温室効果ガス排出削減・吸収への貢献を、測定・報告・検証（MRV）

方法論を適用し、定量的に適切に評価し、日本の排出削減目標の達成に活用。

• CDMを補完し、地球規模での温室効果ガス排出削減・吸収行動を促進するこ

とにより、国連気候変動枠組条約の究極的な目的の達成に貢献。

図 ８－４－１ JCM スキーム図

（出典）環境省ウェブサイトより

JCM の対象国は、アジア、中南米、中東、アフリカの JCM 二国間協定を締結する 17

か国であり、その中にはフィリピンも含まれている。

以下は 2015 年度における日本政府の JCM 補助金制度であり、補助対象者、補助対象、

223

事業実施期間、補助対象要件などが含まれる。

図 ８－４－２ JCM 実証事業のイメージ図

（出典）環境省ウェブサイト

（３）グリーンファイナンスの活用

① GCF（Green Climate Fund）の活用

GCF は、開発途上国が GHG 排出抑制・削減・吸収（緩和）と気候変動による影響へ

の対処（適応）を実施するための努力を支援する国際基金（ファンド）であり、以下の

特徴がある。

表 ８－４－２ GCF（Green Climate Fund）の特徴

1 開発途上国における開発を低排出で、かつ気候変動に強靭なものとするために

「パラダイムシフト」を引き起こすことを目指す支援を提供する。

2 途上国の開発計画や気候変動政策の優先順位に沿ったプロジェクトを途上国

自身から提案し、それを実施・管理することにより、途上国のプロジェクトオ

ーナーシップを確保する。

3 公的資金/民間資金の協調的動員（Co-finance）を促進する。

4 先進国および開発途上国（計 43 か国）から GCF への拠出表明総額が約 103

億米ドル、日本は 15 億米ドル（約 1,540 億円）を拠出する。

5 GCF プロジェクトの申請主体は、GCF から認証を受けた認証機関（AE）が

行う。

6 GCF 理事会にて承認されたプロジェクトは、AE の下で実施される。GCF の

224

資金支援は、1.贈与（Grant）、2.融資（Loan）、3.保証（Guarantee）、4.

出資（Equity）の形でプロジェクトに提供される。

7 AEには、国際的に活動できる国際アクセス機関と、国や地域を限定して活動す

るダイレクト・アクセス機関とがある。現在世界全体でDAEs（Direct Accsess

Entities）は75機関ある。国際アクセス機関は国際協力機構（JICA）、アジア

開発銀行（ADB）があり、フィリピンにおける国内AEはLand Bankのみであ

る。

（出典）環境省ウェブサイト

図 ８－４－３ グリーンファイナンス活用

（出典）環境省ウェブサイト

フィリピンにおける唯一のDAEsであるLand Bankは、現在10件の案件形成をGCFで考

えており、その中には Off-Grid Projectも1件含まれている。

② Leading Asia’s Private Infrastructure Fund: LEAP （JICA）

2016 年、JICA とアジア開発銀行（ADB）は、アジアおよび大洋州地域にお

ける民間によるインフラ整備を支援するための信託基金（LEAP）の設立に関

する契約書を締結した。

2015 年 11 月 21 日に日本政府より発表された「質の高いインフラパートナー

シップ」のフォローアップ施策において、JICA と ADB の間での信託基金の

創設が言及されたもの。

225

JICA は LEAP に対して 大 15 億米ドルを出資する予定。LEAP は ADB の

民間部門業務局（Private Sector Operations Department）が管轄。

JICA は、海外投融資を活用して LEAP への出資を行い、アジアおよび大洋州

地域の質の高いインフラ案件に対する、民間部門向け出融資業務の事業拡大

を図る。

LEAP は電力（特に再生可能エネルギー、省エネ）、水、都市インフラ、運輸、

情報通信、そして保健分野における質の高い民間セクターのインフラ案件を

対象とし、民間セクターが様々な形態（官民連携パートナーシップ（PPP）、

コンセッション、法人等）を通じて実施するインフラ事業に対して、出融資

による支援を行う。

③ 質高インフラ環境成長ファシリティ（JBIC）

2018 年 7 月に創設されたファシリティで、ファイナンスメニューとして、従

来の投資金融、輸出金融に加え、地球環境保全ミッション（Green）の投資金

融が追加された。

地球環境保全ミッション（Green）の投資金融の特徴は以下のとおりである。

• 従来の投資金融との違い：従来の投資金融は、本邦企業の出資割

合が 30％、OM への関与が必須だが、Green 投資金融の場合は、

本邦企業の出資割合ｇ10％で済む。

• 対象分野の拡大：高性能石炭火力発電、都市間交通、大気汚染防

止（脱硫・脱硝機器など）、水供給・水汚染防止、廃棄物処理（リ

サイクルを含む）分野が新しく付け加わった。

• 従来Greenの対象案件すべてに適用してきた J‐MRVガイドライ

ンにつき、運用変更が実施されるなどプロセスが簡素化された。

新ファシリティ実施要領

• 通貨：米ドル、ユーロ、円

• 融資割合：協調融資総額の 6 割以下

• 出融資保証調印期限：2021 年 6 月末日

226

９ 経済性評価

９－１ 前提条件

分析にあたっての前提条件を以下に述べる。

（１） 補助金の想定

補助金については、初期費用の中で発電設備・周辺機器（日本ポーション）が補助対象

となるものと設定した。補助率の設定は以下のとおりである。

表 ９－１－１ 設備補助における補助率の設定

設定 備考

発電設備・周辺機器（日本ポーション）に

占める補助率 50% 想定

（２） 資金調達

資金調達については、出資および融資の割合を 4:6 と想定する。なお、融資に関しては、

地場の金融機関からの借り入れ、返済方法は元利均等を想定する。

表 ９－１－２ 資金調達の設定

設定 備考

投資家による出資割合 40% フィリピンにおける外資出資上限

金融機関からの借入割合 60%

ファイナンス

金利 4% Libor（1.5％）＋マージン（2.5%）で計算。

源泉徴収税 0% フィリピンと日本の間で租税条約を締結済

み。源泉徴収税は発生しない。

（３） 売電価格

本事業性評価においては、対象とするオフグリッドエリアにおいて H2OneTMを導入する

発電事業者が、送配電事業者と PPA 契約を結び、契約料金と発電コストの差額を発電事業

者の利益とするケースを想定する。

（４） インフレ率および為替

過去のインフレ率の推移および近年のインフレ率の水準を加味し、USD および PHP の

インフレ率をそれぞれ 1%および 3%と設定した（表 ９－１－３）。設定にあたっては、IMF

による 1980 年から 2016 までの USD および PHP（ペソ）のインフレ率を参考とした（表

９－１－４、表 ９－１－５）。

227

表 ９－１－３ インフレ率および為替の設定

設定 Data source 備考

Inflation Rate （USD） 1.00% IMF IMF による 2017 年 4 月時点の

推計。参考（インフレ率）

Inflation Rate （PHP） 3.00% IMF

IMF による 2017 年 4 月時点の

推計。下記参考（インフレ率）

参照。

Base Forex Rate（USD/PHP） 51.36

Base Forex Rate（JPY/ PHP） 2.18

過去3年（2016年2月25日-2019

年 2 月 25 日）

表 ９－１－４ （参考）インフレ率（PHP）＜単位：％＞

1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 18.2 13.08 8.98 5.25 46.67 23.22 -0.33 3.04 12.23 11.37

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 13.2 19.26 8.65 6.72 10.39 6.86 8.31 5.66 9.36 6.16 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 6.57 5.4 2.72 2.27 4.79 6.6 5.47 2.94 8.18 4.21 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

3.78 4.72 3.17 2.93 4.17 1.41 1.96

（出典）IMF WEB サイト

表 ９－１－５ （参考）インフレ率（USD）＜単位：％＞

1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 13.5 10.38 6.16 3.16 4.37 3.53 1.94 3.58 4.1 4.79 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 5.42 4.22 3.04 2.97 2.6 2.81 2.94 2.34 1.55 2.19

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

3.37 2.82 1.6 2.3 2.67 3.37 3.22 2.87 3.82 -0.32

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

1.64 3.14 2.07 1.47 1.61 0.12 1.28

（出典）IMF WEB サイト

228

・法人税および減価償却

フィリピンの再生可能エネルギー法および会計基準書に基づき、法人税および減価償

却年数は表 ９－１－６、表 ９－１－７のとおりである。

表 ９－１－６ 法人税

設定 備考

法人税

商業運転開始

から 7 年間 0%

再生可能エネルギー法第 7 章第 15 条

（a）の規定により、地熱発電事業者

は商業稼動開始から 7 年間、所得税

免税が与えられるとともに、当該期間

経過後も同条（e）項により 10％の優

遇税制が適用される。

8 年目以降 10%

表 ９－１－７ 減価償却

減価償却

設定 備考

Accounting

Depreciation

Tax

Depreciation

土地収用費用 0 yrs 0 yrs フィリピン会計基準書第 16 号

（PAS16）に基づくと、固定資産の

法的耐用年数は定めておらず、耐用

年数および残存価格は経営者の見

積もりによって行う。また、減価償

却方法は、定額法、定率法、係数法

などが認められているが、その選定

も納税者が行う。

発電設備・

周辺機器 25yrs 25 yrs

建設コスト 25yrs 25 yrs

税金 25yrs 25 yrs

金融費用 25yrs 25 yrs

９－２ ケース設定および分析結果

・発電関連緒元

発電関連緒元の設定は表 ９－２－１のとおりとした。

表 ９－２－１ 発電関連緒元

設定 備考

運転思想 既存ディーゼル発電機

229

の燃料減らし

太陽光発電設備容量 500kW

平均出力 72kW

年間電力供給量 441,504kWh モデルケース離島の電

力需要 70％相当

・分析結果

諸前提条件は、表 ９－２－２の設定とした。

表 ９－２－２ 前提条件

No. 項目 設定 備考

① 事業期間 20 年

② EPC コスト 420 百万円

③ PPA 卸売り価格 30 円/kWh 想定値

④ 発電コスト パラメータ EPC 費用をパラメータと

して発電コストを計算

その結果、Project IRR が 12％となるには EPC 費用を 8,400 万円程度、事業成立の基準

となる 15%を達成するには 6,300 万円程度まで下げる必要があり（表 ９－２－３、図 ９

－２－１）、コスト低減に関する取り組みに加え、JCM やフィリピンにおける国等補助スキ

ームの活用が必須となる。

表 ９－２－３ IRR の EPC 費用（発電コスト）感度

EPC 費用[百万円] 420 210 105 84 63

EPC 費用削減比率 0% 50% 75% 80% 85％

発電コスト[円/kWh] 47.56 23.78 11.89 9.51 7.13

Project IRR - -7.37 7.25 11.66 17.98

230

図 ９－２－１ IRR の EPC 費用感度分析

IRR12%

IRR15%

231

１０ CO2 削減効果

１０－１ CO2 削減量の算定

（１） CO2削減シナリオ

H2OneTMプラントの設置は、グリッド接続していない離島を主なターゲットにしており、

そうした離島においては既存のディーゼル発電機又は将来設置されるディーゼル発電機の

代替となることから、以下の通り黄色部分がレファレンスシナリオの空間的バウンダリー、

緑部分がプロジェクト活動の空間的バウンダリーとなる（図 １０－１－１）。

図 １０－１－１ 空間的バウンダリー

また、各バウンダリーに含まれる排出源と温室効果ガスは下表の通りとなる。なお、ディ

ーゼル発電機から微量の CH4 は排出されるが、保守的な設定として CH4 を含めないこと

にした（表 １０－１－１）。

表 １０－１－１ 各バウンダリーに含まれる排出源と温室効果ガスの概要

排出源 CO2 CH4 N2O

レファレンス

シナリオ

ディーゼル発電機 Yes No No

プロジェクト

活動

H2OneTMでの電力消費に伴う排出 No No No

プロジェクト活動の空間バウンダリー

H2OneTMによる発電事業

レファレンスシナリオの空間バウンダリー

ディーゼル発電機による発電事業

232

（２） CO2 削減量

（２－１）計算式

CO2 削減量は以下の計算式により算定する。

●CO2 削減量[t-CO2/y]＝リファレンスシナリオ（RS）排出量）－（プロジェクト（PJ）排

出量）

① レファレンス排出量（RS 排出量）

レファレンス排出量は以下の計算式により算定する。

●RS排出量 ＝（ディーゼル消費量[t/y]）×（ディーゼルの排出係数[t-CO2/t]）

＝（（H2Oneでの正味発電量[MWh/y]）÷（発電効率）） ÷（ディーゼル燃料の正味発熱量） ×（ディーゼルの排出係数[t-CO2/t]）

② プロジェクト排出量

H2OneTMは外部の電力や燃料供給を必要としない、完全自立型のシステムであるた

めプロジェクト排出量はゼロとなる。

（２－２）データ・パラメーター

① モニタリングデータ

表 １０－１－２ H2OneTMでの正味発電量の説明

パラメータ H2OneTMでの正味発電量

単位 MWh

説明 y 年の H2OneTMでの正味発電量

データの情報源 プロジェクト参加者による測定

モニタリング間隔 連続的。少なくとも年 1 回集計する。

② モニタリングしないデータ

各種データ・パラメーターのデフォルト値は IPCC2006 ガイドライン、CDM 方法論ツー

ル Methodological tool: Tool to calculate the emission factor for an electricity system

Version 04.0 に基づき以下の通りに設定した。

233

表 １０－１－３ 軽油の正味発熱量の説明

パラメータ 軽油の正味発熱量

単位 MJ/重量

データの情報源 IPCC2006

適用される値 燃料 熱量

軽油（Diesel Oil） 43.33 GJ/t

表 １０－１－４ 軽油の CO2 排出係数の説明

パラメータ 軽油の CO2 排出係数

単位 tCO2/TJ

データの情報源 IPCC2006

適用される値 燃料 熱量

軽油（Diesel Oil） 74.1t･CO2/TJ

（出典）Methodological tool: Tool to calculate the emission factor for an electricity system

Version 04.0

表 １０－１－５ オフグリッド発電プラントの発電効率

234

１０－２ ＪＣＭ適用検討

・ＪＣＭ制度申請手続き・フロー

ＪＣＭ制度の申請手続き・フローは下図の通り、方法論作成、プロジェクト登録のため

の PDD 作成、クレジット申請（初回）のためのモニタリングレポート作成、第三者機関に

よる妥当性確認・検証、クレジット発行の流れとなる（図 １０－２－１）。

図 １０－２－１ JCM 取得手続フロー

（出典）環境省ウェブサイト

・JCM 適用あたっての課題

本プロジェクトに適用可能な方法論が存在しないため、方法論の作成および合同委員会

による承認を取得する必要があり、相応の時間を要することが想定される

方法論の作成においては、以下の点が重要な検討ポイントになると考える。

＜レファレンスシナリオおよびその保守性の検討＞

レファレンスシナリオの設定については、以下のシナリオをが候補となる。

●シナリオ 1：ディーゼル代替（＋水力）

●シナリオ 2：太陽光・風力等の再エネ＋ディーゼル

●シナリオ 3：太陽光・風力等の再エネ＋蓄電池などの ESS

現在フィリピンの離島（285 箇所）において、導入されている設備はほとんどディーゼル

（シナリオ１）であり一部水力発電も存在する。太陽光・風力等の再生可能エネルギーと

235

ディーゼルあるいは ESS の組み合わせは（シナリオ 2 および 3）は 3 件のみである。この

3 件ともにグラントおよび補助金が付与されたものであり、ビジネスベースで普及されたも

のではない。そのため、将来においてグラントおよび補助金、その他政策の後押しがない

場合に導入される可能性が一番高いものはディーゼル（シナリオ１）である。

このような点を勘案し、レファレンスシナリオの妥当性を検討する。また、その保守性

については、ディーゼル発電機の効率などを CDM の方法論ツールを参照するなど保守的に

設定する方針で検討する。

＜適格性要件の設定＞

現在考えられる適格性要件の論点は以下のものである。

●論点 1：水電解水素製造装置および燃料電池システムを備えた装置に限定するか。

●論点 2：電力需要の 大値および 小値の設定の必要性、（必要な場合）その基準につ

いて

●論点 3：太陽光発電設備の設置場所の面積の基準について（例えば太陽光発電設備の設

置面積が占める面積の 10 分の 1 以下、など）。

●論点 4：公的機関（EC など）が関与するプロジェクトに限定するか。

１０－３ その他環境改善効果・環境社会面への影響

その他の環境改善効果としては、PM10、PM2.5、NOX、SOXの削減による大気汚染の改

善が期待できる。

レファレンスシナリオ案（ディーゼル）とプロジェクトシナリオ（太陽光）の発電方式

を比較した場合、発電時におけるそれぞれの大気汚染物の排出係数は以下のとおりである。

表 １０－３－１ 発電方式ごとの 1kWh 発電あたりの排出係数（単位：kg/kWh）

大気汚染物質 石油 太陽光

PM10 1.03E-05 0.00E+00

PM2.5 3.01E-05 0.00E+00

NOx 3.23E-04 0.00E+00

SOx 7.73E-04 0.00E+00

（注）本排出係数は、 CASES が 2008 年に発表したものであり、その時点における各電源の一般

的なモデルを基にした排出係数であり、個別の国の状況を反映したものではない。

236

本プロジェクトの発電容量が 1MW の場合（太陽光の日射量は 15％と想定）、PM10、PM

2.5、NOX および SOx の削減量は表 １０－３－２のとおりである。（発電量は、

1,314,000kWh＝1MW＊8760h＊15%である）

表 １０－３－２ 大気汚染物質の削減量（単位：kg）

大気汚染物質 排出量（石油） 排出量（太陽光） 削減量

PM10 1.35E+01 0 1.35E+01

PM2.5 3.96E+01 0 3.96E+01

NOx 4.24E+02 0 4.24E+02

SO2 1.02E+03 0 1.02E+03

237

１１ 現地報告会の実施

相手国関係者である National Power Corporation（NPC）および National Electrification

Administration（NEA）を 2019 年 2 月 12 日および 13 日にそれぞれ訪問し、本事業の現

地報告会を実施した。

１１－１ NPC 向け現地報告会

報告会では、フィリピン離島の現地調査結果および現地調査結果に基づくフィリピン版

H2OneTM の設計・運用思想について説明を行い、NPC よりフィードバックを得た。NPC

か ら は 、 Mechanical Engineering Division の Managaer 兼 Renewable Energy

Development Team の Head である、Godofredo Magpoc, Jr.氏を筆頭に 5 名の出席があっ

た（図 １１－１－１）。

実施日：2019 年 2 月 12 日

場所 ：NPC head office, BIR Road corner Quezon Avenue Diliman, Quezon City

NPC 側出席者： Godofredo Magpoc, Jr.

Kemica Barcelon

Eufemio Magno

Biverly Estella

Mario Jeffrey Olleras

報告会では、現地調査を実施した H2OneTM導入候補島での調査結果、調査結果に基づく

H2OneTM に対するニーズ・課題、調査結果をふまえたフィリピン版 H2OneTM システムの

設計・運用思想、今後の展望について説明した。

NPC からは、主に以下のような観点からコメントがあった。

・発電設備の新規導入にあたり必要となる行政手続き

・H2OneTMシステム運用に係る水源の確保

・H2OneTMシステムを導入した場合の経済性

・H2OneTMシステム導入に係る CO2 削減効果の経済評価

図 １１－１－１ 現地報告会の実施風景

238

１１－２ NEA 向け現地報告会

報告会では、フィリピン離島の現地調査結果および現地調査結果に基づくフィリピン版

H2OneTM の設計・運用思想について説明を行い、NEA よりフィードバックを得た。NEA

からは、Office for Renewable Energy Development の Head であり、Engineering

Department の Acting-Department Manager である、Ernesto Silvano, Jr.氏を筆頭に 3

名の出席があった。

実施日：2019 年 2 月 13 日

場所 ：NEA head office, 57 NIA Road, Government Center, Diliman, Quezon City

NEA 側出席者： Ernesto Silvano, Jr.

Nathaniel Earl Sison

John Paul Pagtalunan

報告会では、現地調査を実施した H2OneTM導入候補島での調査結果、調査結果に基づく

H2OneTM に対するニーズ・課題、調査結果をふまえたフィリピン版 H2OneTM システムの

設計・運用思想、今後の展望について説明した。

NEA からは、主に以下のような観点からコメントがあった。

・設備導入にあたっての設置環境条件の適切な考慮

・H2OneTMシステム運用に係る水源の確保

・H2OneTMシステムを活用した地域電化組合による飲料水供給事業の可能性

・未電化離島への H2OneTMシステム導入の意義

・未電化離島への H2OneTMシステム導入における仕様面の留意点

239

１２ 事業の裨益分析

１２－１ フィリピンへの裨益

①エネルギーセキュリティ

H2OneTMのフィリピンへの導入は、再生可能エネルギー利活用の 大化および、それに

伴う温室効果ガス排出量の削減のみならず、オフグリッドエリアにおけるディーゼル発電向

け燃料輸入の削減にも貢献でき、エネルギーセキュリティの向上にも貢献することが可能で

あると考えられる。

ここでは、５－１で整理したフィリピンにおけるオフグリッドエリアのディーゼル発電所

設備容量と、NPC-SPUG が公表する発電プラントデータベース44の設備容量と年間需要の

関係から、現在フィリピンオフグリッドエリアにおいて年間使用されているディーゼル燃料

量と、燃料輸入量削減ポテンシャルを金額ベースで推計した。

図 １２－１－１に NPC-SPUG データベースより求めた設備容量と年間需要の関係を示

す。サンプルプラント数は 68 で、未稼働プラントおよびデータ非公開のプラント等は削除

を行った。

図 １２－１－１ オフグリッドエリアにおけるディーゼル発電所設備容量と年間需要

（出典）NPC-SPUG. SPUG-PLANT list. Feb.2018 より作成

44 NPC-SPUG. SPUG-PLANTS https://www.napocor.gov.ph/index.php/services/missionary-electrification/spug-plants

240

ここで得られた回帰直線と、マスターリストの合計設備容量から、ディーゼル燃料使用量

を算出し、燃料輸入金額の推計を行った。前提条件および推計結果を以下に示す。

表 １２－１－１ ディーゼル使用量および輸入金額推計における前提条件

オフグリッドエリア

合計設備容量

kW 518,442 マスターリストより

ディーゼル発電原単位 kWh/L 3.76 総合資源エネルギー調査会.

発電コスト検証ワーキンググループ

（第６回会合）（資料 2）各電源の緒

言一覧（案）

ディーゼル価格 PHP/L 40 概算燃料費

円・ペソ換算レート 円/PHP 2.19 過去 3 年（2016 年 2 月 25 日-2019 年 2

月 25 日）

設備容量と年間需要の回帰直線に、マスターリストで得られた合計設備容量を代入するこ

とで、マスターリスト記載のプラントがカバーするエリアにおける年間の電力需要はおよそ

708GWh となった。現在、マスターリストにおいては 183 プラントの情報が記載されてい

るが、フィリピンの既設オフグリッドエリアディーゼル発電所は 268 プラントあるとされ

ており、比率からオフグリッドエリアにおける電力需要は 1,037GWh と推計される。

ここに、下表に示す発電原単位 3,76kWh/L を掛けることで、年間の燃料使用量を求めた

ところ、およそ 2.75 億 L、金額ベースで 110 億ペソ（242 億円）となった。これらが、エ

ネルギーセキュリティの面での H2OneTM導入がもたらすフィリピンへの裨益となる。

表 １２－１－２ 裨益推計結果

オフグリッドエリア年間需要 kWh 1,037,336,205

年間ディーゼル燃料使用量 L 275,887,288

ディーゼル輸入削減ポテンシャル

PHP 11,035,491,537

円 24,167,726,467

②経済発展

フィリピンエネルギー省は、電化率の向上を図ることで貧困エリアの経済発展および全土

に お ける経 済 格差の 縮 小を図 る 計画を “ 2016-2020 Missionary Electrification

Development Plan” 内に記載し、UCME による積極的な補助を行いながら、オフグリッド

エリアにおける電化の促進を図っている。また、オフグリッド地域における電化および、設

備容量の拡充と発電所稼働時間の延長は、オフグリッドエリアに住む住民の生活レベルを向

241

上し、更には国内外の民間企業の投資促進や、観光等の産業振興にも繋がるとしている。

このように、オフグリッド地域における電化の促進は国としても 重要課題の一つとして

位置づけられており、エネルギーの地産池消が可能となる H2OneTMは、特に燃料調達が困

難なオフグリッド地域の電化促進と安価なエネルギー供給、ひいては経済発展に貢献するこ

とができると考えられる。

また、エネルギー省は“2016-2020 Missionary Electrification Development Plan”内に

おいて、「発電事業の採算性が確保できれば、 終的には電力利用者に広く課せられている

徴収金（UC-ME）の削減を行う」との記述をしており、オフグリッドエリアの電化がフィ

リピンの財源確保への貢献にも繋がるものと考えられる。

③環境性向上

国連機関の一つである国際海事協会（International Maritime Organization; IMO）は、

第 5 回汚染防止･対応小委員会（PPR5）を平成 30 年 2 月 5 日から 9 日の期間でイギリスの

ロンドンにおいて開催した。ここでは 2020 年から船舶の燃料油硫黄分濃度規制（SOx 規制）

を強化するとの声明を発表している。フィリピンオフグリッド地域においては定期的に船舶

による燃料輸送が実施されており、エネルギーの地産池消を行うことが出来る H2OneTMシ

ステムの導入は、船舶 SOx 排出規制への対応の面においても貢献が可能となると考えられ

る。また、将来的には H2OneTMで製造した水素エネルギーにより、離島間の人・物の移送

を行うことで、発電所からの大気汚染物質（PM10、PM2.5、NOX、SOX）のみならず、船

舶移送における環境改善を図ることも期待される。

④レジリエンス・安全性

フィリピンは、特に北部ルソン島付近において大型の台風被害が頻発しており、その他地

域においても頻度の差はあるものの大型の台風によって人命が失われ、またインフラ等に多

大な被害がもたらされている。H2OneTMは、台風によって太陽光発電等の一部機能が失わ

れた場合においても、水素エネルギーにより継続してエネルギー供給を行うことができ、ま

た、電力供給を行いながらシステム被害箇所の修復が可能であるといった点で、レジリエン

スの向上に資することが出来る。

⑤人材育成

日本は燃料電池技術をはじめとした水素関連技術が進んでいる。2014 年 12 月には世界

で初めてとなる燃料電池自動車が市販され、また家庭用燃料電池の出荷台数は累計 22 万台

を突破するなど、世界に先駆けて水素技術の普及が始まっている。東芝の H2OneTMシステ

ムは、日本が保有する水素関連技術を、“つくる”、“ためる“、”つかう”といった全てのフ

ェーズを包含しており、本システムのフィリピンへの展開を図ることで、水素関連技術をト

ータルで導入することとなり、フィリピンの水素分野における人材育成の促進に繋がるもの

242

と期待される。

１２－２ 日本への裨益

５－１で整理したオフグリッド地域マスターリストにおける設備容量の合計は約

520MW であった。前述のとおり、これはオフグリッド地域における既設の 268 プラント

のうち 183 プラントの数値となることから、比率を掛けて全設備容量を推計すると、

758MW となる。

このうち 15％を 500kW 級、EPC 費用 4.2 億円の H2OneTM により代替した場合、

H2OneTMの導入システム数は 228 基、総売上げでおよそ 958 億円となる。H2OneTMシス

テムのうち本邦品比率を 7 割と考えた場合、日本への裨益はおよそ 670 億円となる。

243

第四部 事業化のまとめ

１ 事業化に向けた課題整理

本調査で行ったインドネシアおよびフィリピンの政策動向調査および各国政府のエネル

ギー関連機関や電力会社へのヒアリングの結果、再生可能エネルギー導入目標は示されてい

るが、水素エネルギーに関する計画は出されていなかった。また、安定的な電力システムの

導入を必要とする離島が多く、悪天候時の燃料輸送や台風後の電力供給体制維持などエネル

ギーセキュリティの向上に課題があることも明らかになった。

本システムの導入先候補となる島嶼も、今後は電力需要の伸びが見込まれる。再生可能エ

ネルギー導入を推進する両国の政策からも、H2OneTMは市場にマッチしているものと考え

られる。

今後の事業化に向け、第一部で示した以下 3 つの調査項目を元に、課題と解決策の方向

性について整理を行った。

（１）水素エネルギー導入計画策定に向けた H2OneTM導入ショートリストの作成

（２）インドネシアおよびフィリピン版 H2OneTMの仕様検討

（３）量産体制の構築および低価格化に向けたビジネスモデル・バリューチェーンの検討

１－１ 水素エネルギー導入計画策定に向けた検討

今回の調査によると、両国とも、再生可能エネルギー導入を推し進める政策がある一方、

水素エネルギーに関する計画は策定されていなかった。

本事業を踏まえた次のステップとして、まずは両国政府において水素エネルギー導入計画

の策定を目指す。今回ショートリストとして挙げた島嶼は本システムの導入に適しており、

水素エネルギーの導入先候補としてリストの島嶼をロードマップに落とし込み、国として

CO2 フリーの水素エネルギー社会構築を掲げることで、事業スピードも上がると考えられ

る。また、本システムは、第一部で示したように、不安定な再生可能エネルギーの導入量が

高まることで生じる課題にも対処できることから、国策として再生可能エネルギーの導入率

および導入量を引き上げていく上で、重要な役割を担うと考えられる。

１－２ 現地に合わせた H2OneTM仕様検討

H2OneTM は、国内では導入事例が増えているが、海外への導入はまだ行われていない。

インドネシアおよびフィリピンに導入するにあたり、気候やインフラ整備状況が日本とは異

なることから、当該地域の環境に対応できる仕様の確立が必要である。

仕様の確立にあたり、まずインドネシア技術評価応用庁（BPPT）が保有する実証施設

（Baron Techno Park：BTP）において、H2OneTMの導入技術評価のための実証を検討し

ている。BTP における実証事業は、既に BPPT と議論を進めている。現段階では、2019

年度内に BTP へのシステム導入を行い、2020 年度にかけて技術の実証を行うスケジュー

ルを想定している。この技術実証では、BPPT の技術者の協力も得ながら、インドネシアお

244

よびフィリピンの離島へシステム導入をしていくにあたって生じる課題を具体化し、現地に

合ったシステム設計および維持管理の検討を進めていく。また、技術実証を行うことで、現

地国における本システムの技術的な信頼も得ることができると考えている。

なお、本技術は CO2 フリーの先駆的な低炭素技術となるので、技術実証にあたっては、

NEDO の「民間主導による低炭素技術普及促進事業」の活用が望ましいと考えている（第

二部８－４（４））。

その他にフィリピン特有の課題として、台風災害への対応が必要となる（第三部７－３）。

台風災害への対応としては、想定される台風に耐えられる部材や架台、基礎などを選定し、

台風によって例えば太陽光パネルが一部損壊して発電不能となった場合も蓄電池や水素貯

蔵タンクの残量を鑑みながら復旧作業と並行して電力供給を行えるようにする。

１－３ ビジネスモデル・バリューチェーンの検討

事業実施にあたり、初期プロジェクトにおけるイニシャルコストを下げるためのビジネス

モデルやファイナンススキームの検討、将来的な量産体制の構築や低価格化に向けたバリュ

ーチェーンの検討が必要となる。

ビジネスモデルについては、第二部８－１にて機器輸出モデルと事業投資モデルの 2 パ

ターンについて検討した。東芝は、インドネシアやフィリピン以外の国への横展開も狙って

おり、本邦並びに相手国の裨益を 大化するには、単なる機器輸出ではなく、本邦企業が事

業者として関わる事業投資モデルがベストと考える。

ファイナンススキームについて、現時点では他の発電システムに比べてイニシャルコスト

が大きい本システムの導入にあたっては、公的資金制度等の活用が必要になると考えている。

本調査の結果、第一弾となる事業は、インドネシアの Karimunjawa 島が 適な候補地であ

ると結論付けられた（第二部６－５）。事業投資モデルで Karimunjawa 島にシステム導入

をする場合、本邦企業が出資する特別目的事業体（SPV）を設立して発電事業を行う形が

想定される。イニシャルコストの補助として、例えば、環境省二国間クレジット制度の設備

補助事業にて 大で 50%となる設備補助を受け、残りを国際協力銀行（JBIC）の輸出金融

制度で借り入れることができると、イニシャルコストを 小限に抑えることができる（第二

部８－４）。

バリューチェーンの検討にあたっては、生産体制と保守・運用体制に分けて検討する必要

がある。本システムを将来的に横展開していくにあたり、現地政府関係者からも求められて

いる低価格化が必要であり、現地生産の検討を行った。第二部８－２および第三部８－２に

示したように水素貯蔵タンク、純水素燃料電池、電気・制御盤についてはインドネシアの製

品を活用したサプライチェーンの構築が可能であると考えており、フィリピンなどその他の

国へはインドネシアから各国所掌機関と連携して輸出を行う水平分業が想定される。また、

システム導入後は長期での保守・運用が必要となるため、現地技術者による保守・運用体制

の構築が必要となる。特に現地への導入が初となる水素関連設備のメンテナンス技術者育成

245

については、トレーニング計画を策定し、日本の関連設備メーカーと連携して進めていくこ

とを想定している（第二部７－４および第三部７－４）。

一方で、フィリピンでは、配電網のない未電化地域（グリーンフィールド）が多く存在し、

このような未電化地域においては、まずは配電網の整備を行うことが必要であることが分か

った。これに対しては、JICA の無償資金協力などの枠組みで送配電網整備計画の策定から

始めて、配電網整備を国の事業として進めて頂くことが考えられる。

246

２ 今後の事業計画

短期的には、まず 2019 年度から 2020 年度にかけてインドネシアで技術実証を行い、実

証結果を踏まえて事業として離島へのシステム導入を進めていく。第一弾事業として、2020

年度から、インドネシアで第一候補地となった Karimunjawa 島へのシステム導入を具体化

していく。フィリピンの現地調査によると、離島のディーゼル発電による発電コストは 40

円/kWh に満たず（第三部６－１）、ブラウンフィールドにおいてディーゼル発電の代替と

して H2OneTMを導入することは厳しいという結果になった。そこで、フィリピンでは、ま

ずはグリーンフィールドを対象にすることとし、Ayoke 島を第一の候補地とする。なお、

ブラウンフィールドにおいても現地事業者がGCFなどを用いてシステム導入を行うケース

もあり、事業者のニーズに応じた適切なスキームを模索して導入を進めていくことが必要で

ある。第二弾以降は、第一弾事業の実施状況を見ながら、適切な候補地を選定していく。

一方で、H2OneTMの発電コストが、東芝がターゲットコストとしている 40 円/kWh に達

するまでに、事業開始から数年はかかると想定される。そのため、JCM などの公的資金の

活用が必要となるが、公的資金を活用することで、数年での投資回収が見込まれる。なお、

蓄電池などのコストが、技術的なブレークスルーによって現在予測されているコストよりも

大きく下がれば事業性はさらに良くなる見込みである。

また、量産体制に向けたサプライチェーンの構築および現地の保守・運用体制の構築を進

め、それをフィリピンにも横展開していくことで、ソフト面も含めたパッケージとしての質

の高いインフラ輸出を実現していく（図 １－３－１、図 １－３－２）。長期的には、両国

での実績を基に、インド太平洋地域での H2OneTM導入を進め、本邦がリードする CO2 フ

リー水素のモデル形成を目指す。

図 １－３－１ 質の高いエネルギーインフラの海外展開（インドネシア）

247

図 １－３－２ 質の高いエネルギーインフラの海外展開（フィリピン）

（様式２）

頁 図表番号

二次利用未承諾リスト

委託事業名　平成30年度質の高いエネルギーインフラの海外展開に向けた事業実施可能性調査

報告書の題名　インドネシア・フィリピン離島向け自立型水素エネルギー供給システム適用案件開発調査事業　調査報告書

受注事業者名　東芝エネルギーシステムズ株式会社

タイトル＜＜該当なし＞＞