Download - 平成26年度 - meti.go.jp · 平成26年度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）

平成２６年度

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）

インドネシア：アニエール石炭火力発電所建設事業調査報告書

平成２７年２月

経済産業省

新日本有限責任監査法人

独立行政法人日本貿易振興機構

委託先：

株式会社Ｅ＆Ｔ総研

禁転載

平成２６年度

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）

インドネシア：アニエール石炭火力発電所建設事業調査報告書

平成２７年２月

経済産業省

新日本有限責任監査法人

独立行政法人日本貿易振興機構

委託先:

株式会社Ｅ＆Ｔ総研

まえがき

本報告書は、経済産業省から株式会社Ｅ＆Ｔ総研（共同提案法人：旭硝子株式会社）が平成 26 年度

の事業として受託した「平成 26 年度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）」の成果をとりまとめたものです。

本調査「インドネシア：アニエール石炭火力発電所建設事業調査」は、旭硝子の連結子会社で東南ア

ジア最大級のクロール・アルカリメーカーである Asahimas Chemical社所有の Anyer工場敷地に石炭火

力発電設備を導入し、当該地域の電力需給バランス問題に貢献し得る電力リソースを確保するためのプ

ロジェクトの実現可能性を調査したものです。

本報告が上記プロジェクト実現の一助となり、加えて我が国関係者の方々のご参考になることを希望

します。

平成 27年 2月

委託先：株式会社Ｅ＆Ｔ総研

共同提案法人：旭硝子株式会社

プロジェクト地図

出展：Google earth

略語表

略語正式名称日本語訳

AMDAL Analisis Mengenai Dampak Lingkungan

(Environmental Impact Assessment)

環境影響評価

ANDAL Analisis Dampak Lingkungan Hidup

(Environmental Impact Analysis)

環境影響分析（EIA の一部）

BAKOREN Badan Koordinasi Energi Nasional

(National Energy Adjustment Committee)

国家エネルギー調整委員会

BAPEDAL Badan Pengendalian Dampak Lingkungan

(Emvironmental Impact Management Agency)

環境管理庁（2000 年に廃止、

BPLHD に移管）

BAPPEDA Badan Perencana Pembangunan Daerah

(Regional for Planning and Development

Agency)

地方開発企画庁

BPLHD Badan Pengelolaan Lingkungan Daerah (Regional

Environmental Agency/Department of

Environment)

インドネシア地方政府の環境管

理局/環境部

BPPT

Badan Pengkajian dan Penerapan Teknologi

(Agency for the Assessment and

Application of Technology)

インドネシア技術評価応用庁

BKPM Badan Koordinasi Penanaman Modal 投資調整庁

CCT Clean Coal Technology クリーンコールテクノロジー

CFB Circulating Fluidized Bed 循環流動層ボイラ

CFPP Coal-Fired Power Plant 石炭火力発電所

COP Conference of the Parties 気候変動枠組み条約締約国会議

CMP Conference of the parties serving as the

Meeting of the Parties to the Kyoto Protocol

京都議定書締約国会合

CoW Contract of Work 鉱業事業契約

CCoW Coal Contract of Work 石炭鉱業事業契約

DEN Dewan Energi Nasional

(National Energy Council)

国家エネルギー審議会

DGE Directorate General of Electricity 電力総局

DMO Domestic Market Obligation 国内供給義務

EIA Environmental Impact Assessment 環境影響評価

ESDM Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

(Ministry of Energy and Mineral Resources)

エネルギー鉱物資源省

FS Feasibility Study 事業性の評価

HBA Harga Batubara Acuan (Coal Price Refence) 石炭基準価格

HPB Harga Patokan Batubara (Benchmark Coal Price) 標準炭価格

略語正式名称日本語訳

ICI Indonesia Coal Index インドネシア石炭価格指標

ICMA Indonesia Coal Mining Asociation インドネシア石炭鉱業協会

ICPR Indonesia Coal Price Reference インドネシア石炭価格基準

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

IPP Independent Power Producer 独立系発電事業者

IUP Izin Usaha Pertambangan

(Mining Business License)

鉱業事業許可

IUPK IUP Khusus

(Special Mining Business License)

特別鉱業事業許可

IUPTL Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik

(Power Supply License)

電力供給事業ライセンス

IO Izin Operal（operating license）操業ライセンス

JICA Japan International Cooperation Agency 国際協力機構

MEMR Ministry of Energy and Mineral Resources エネルギー鉱物資源省

MOE Ministry of the Environment 環境省

PLN PT Perusahaan Listrik Negara

(State Electricity Company)

国有電力会社

PPA Power Purchase Agreement 電力売電契約

PPU Private Power Utilities 電力供給事業者

RTRW Rencana Tata Ruang Wilayah

(Sapcial Plan)

空間計画

RUEN Rencana Umum Energi Nasional

(National Energy Plan)

国家電力総合エネルギー総合計

画

RUKN Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional

(General National Power Plan)

国家電力総合計画

RUPTL Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik

(Electrical Power Supply Plan)

電力供給事業計画

SC Super Critical 超臨界圧

SPC Special Purpose Company 特別目的会社

Sub-C Sub Critical 亜臨界圧

USC Ultra Super Critical 超々臨界圧

WU Wilayah Usaha

（business area）

事業エリア

目次

まえがき

プロジェクト地図

目次

略語表

要約 ..................................................................................... 1

(1) プロジェクトの背景・必要性等 ....................................................... 2

1) プロジェクトの公益的な背景・必要性 ................................................ 2

2) ASC社の事業環境 .................................................................. 2

a) 電気料金の値上げ ................................................................ 2

b) 電力バランス危機の顕在化 ........................................................ 2

3) ASC社の事業計画 .................................................................. 3

(2) プロジェクト内容決定に関する基本方針 ............................................... 4

(3) プロジェクトの概要 ................................................................. 4

1) プロジェクトの概要 ................................................................ 4

2) 事業総額 .......................................................................... 6

a) 建設費（設計・調達・工事：EPC） ................................................. 6

b）初期投資コスト .................................................................. 7

c) ランニングコスト ................................................................ 7

3) 予備的な財務・経済分析の結果概要 .................................................. 8

4) 環境社会的側面の検討 .............................................................. 8

a) 環境社会面における現状分析 ...................................................... 8

b) プロジェクトの実施に伴う環境改善効果 ............................................ 8

c) プロジェクトの実施に伴う環境社会面への影響 ...................................... 9

d) 相手国の環境社会配慮関連法規の概要およびそのクリアに必要な措置 .................. 9

e) プロジェクトの実現のために当該国（実施機関その他関係機関）が成すべき事項 ........ 9

(4) 実施スケジュール ................................................................... 9

(5) 実施に関するフィージビリティ ...................................................... 10

(6) 我が国企業の技術面等での優位性 .................................................... 10

(7) 調査対象国内での事業実施地点が分かる地図 .......................................... 11

第 1章相手国・セクターの概要 .......................................................... 12

(1) 相手国の経済・財政事情 ............................................................ 13

1) 経済・産業・財政の状況 ........................................................... 13

a) 経済 ........................................................................... 13

b) 産業 ........................................................................... 15

c) 財政 ........................................................................... 17

2) 経済政策・産業政策の概要 ......................................................... 18

a) 国家開発計画 ................................................................... 19

b) MP3EI .......................................................................... 19

c) MPA ............................................................................ 20

d) 新産業政策 ..................................................................... 20

(2) プロジェクトの対象セクターの概要 .................................................. 22

1) エネルギー政策 ................................................................... 22

a) 新国家エネルギー政策（New KEN）（2014年） ....................................... 22

b) 主なエネルギー・電力関係の法律 ................................................. 25

2) エネルギーの需要及び価格の動向 ................................................... 25

a) 発電電力量 ..................................................................... 25

b) 販売電力量 ..................................................................... 26

c) 電力の今後の見通し ............................................................. 27

d) 電力供給計画 ................................................................... 28

e) 電気料金 ....................................................................... 30

f) 産業用電気料金値上げ・電気料金自動調整制度 ..................................... 30

g) PLNへの政府補助金 ............................................................. 30

h) PLNの経営状況 ................................................................. 32

3）エネルギー関連事業の構造 ......................................................... 32

a) 電気事業の概要 ................................................................. 32

b) エネルギー鉱物資源省（MEMR） ................................................... 33

c) 国有電力会社（PLN） ............................................................ 34

d) IPP（独立発電事業者） .......................................................... 35

4) 電源設備及び系統の現状及び計画 ................................................... 35

a) 国家電力総合計画（RUKN）と電力供給事業計画（RUPTL） ............................ 35

b) 二つのクラッシュプログラム ..................................................... 38

c) 投資ニーズ ..................................................................... 39

5) 石炭に関する動向 ................................................................. 40

a) インドネシアにおける石炭資源概要 ............................................... 40

b) インドネシアの鉱業法に関する動き ............................................... 45

c) インドネシア炭の生産動向 ....................................................... 56

d) 産炭地および需要地への輸送方法 ................................................. 56

(3) 対象地域の状況 .................................................................... 60

1) インドネシアにおける各種開発リスク ............................................... 60

a) 国内政治・経済情勢 ............................................................. 60

b) 為替リスク ..................................................................... 60

c) 自然災害 ....................................................................... 61

d) 政策の変動 ..................................................................... 61

e) 暴動等の反社会的行動 ........................................................... 62

2) 対象プロジェクトの周辺環境 ....................................................... 64

第２章調査方法 ........................................................................ 66

(1) 調査内容 .......................................................................... 67

1）調査内容 ......................................................................... 67

2）調査対象 ......................................................................... 68

(2) 調査方法・体制 .................................................................... 69

1）調査方法 ......................................................................... 69

2）調査体制 ......................................................................... 69

(3) 調査スケジュール .................................................................. 70

第３章プロジェクトの内容および技術的側面の検討 ........................................ 71

(1) プロジェクトの背景・必要性等 ...................................................... 72

1) プロジェクトの公益的な背景・必要性 ............................................... 72

2) ASC社の事業環境 ................................................................. 72

a) 電気料金の値上げ ............................................................... 72

b) 電力バランス危機の顕在化 ....................................................... 73

3) ASC社の事業計画 ................................................................. 73

(2) エネルギーの利用の高度化および合理化について ...................................... 75

(3) プロジェクトの内容等決定に必要な各種検討 .......................................... 76

1) 関連規制・政策の概要・経緯 ....................................................... 76

a) 電気事業体制 ................................................................... 76

b) 電力法 ......................................................................... 76

c) 新電力法の法体系 ............................................................... 77

2) 関連規制・政策の詳細 ............................................................. 81

a) 規制の概要 ..................................................................... 81

b) IPPに関する規制 ............................................................... 81

c) PPUに関する規制 ............................................................... 81

3) 関連機関の見解 ................................................................... 84

a) まとめ ......................................................................... 84

b) エネルギー鉱物資源省（MEMR）：電力総局 .......................................... 86

c) PLN：Power System Planning 担当者............................................... 87

d) PLN：Marketing Division ........................................................ 88

4) 需要予測 ......................................................................... 92

a) インドネシアの電力需給見通し ................................................... 92

b) ASC社の電力需要見通し ......................................................... 92

5) 燃料調達 ......................................................................... 93

a) インドネシアの炭鉱概要 ......................................................... 93

b) 供給可能な炭鉱の選定 ........................................................... 95

(4) プロジェクトの計画概要 ........................................................... 102

1) プロジェクトの内容決定の基本方針 ................................................ 102

2) 提案プロジェクトの内容 .......................................................... 107

a) 評価基準・前提条件 ............................................................ 107

b) 事業方式 ...................................................................... 110

c) 技術方式 ...................................................................... 111

3) 概念設計および適用設備の仕様 .................................................... 114

a) 敷地及び主要設備 .............................................................. 114

b) 発電プラントの出力及び方式 .................................................... 117

c) 発電プラントの蒸気条件等 ...................................................... 119

d) 使用する石炭の発熱量 .......................................................... 119

e) 石炭の年間使用量 .............................................................. 119

f) 貯炭量 ........................................................................ 119

g) 灰捨場 ........................................................................ 120

h) 取水路・放水路 ................................................................ 120

i) 仕様（まとめ） ................................................................ 120

4) 提案技術・システムを採用するに当たっての課題およびその解決策 .................... 121

第４章環境社会的側面の検討 ........................................................... 122

(1) 環境社会面における現状分析 ....................................................... 123

1) 現状分析 ........................................................................ 123

a) 環境問題の現状 ................................................................ 123

b) 土地利用・開発（対象プロジェクトの周辺環境） ................................. 124

2) 将来予測（プロジェクトを実施しない場合） ........................................ 125

(2) プロジェクトの実施に伴う環境改善効果 ............................................. 127

1) CO2排出原単位の比較 ............................................................ 127

a) インドネシアの系統電力 ........................................................ 127

b) 対象プロジェクト（ケース１、ケース２） ........................................ 127

2) 年間 CO2排出削減量 .............................................................. 128

(3) プロジェクトの実施に伴う環境社会面への影響 ....................................... 129

1) 環境社会配慮項目の検討 .......................................................... 129

a) 許認可・説明 .................................................................. 129

b) 汚染対策 ...................................................................... 130

c) 自然環境 ...................................................................... 131

e) その他 ........................................................................ 134

2) 他の選択肢との比較検討 .......................................................... 135

3) 環境社会面への影響に関する情報収集結果 .......................................... 135

(4) 相手国の環境社会配慮関連法規の概要およびそのクリアに必要な措置 ................... 136

1) プロジェクト実施に関係する環境社会配慮関係法規の概要 ............................ 136

a) 環境管理と環境影響評価 ........................................................ 136

b) 空間計画 ...................................................................... 136

c) 環境対策・基準に関する主要法規 ................................................ 137

d) 火力発電所に係る排出基準 ...................................................... 138

2) プロジェクトの実施に必要となる相手国の EIA（環境アセスメント）等の内容 .......... 140

a) 申請・認可 .................................................................... 140

b) AMDAL 文書体系 ................................................................ 141

(5) プロジェクトの実現のために当該国（実施機関その他関係機関）が成すべき事項 ......... 142

第５章財務的・経済的実行可能性 ....................................................... 143

(1) 事業費の積算 ..................................................................... 144

1）建設費（設計・調達・工事：EPC） ................................................. 144

2）初期投資コスト .................................................................. 145

3) ランニングコスト ................................................................ 146

(2) 予備的な財務・経済分析の結果概要 ................................................. 147

1）財務的内部収益率（FIRR） ........................................................ 147

2）経済的内部収益率（EIRR） ........................................................ 150

3）総合評価 ........................................................................ 150

第６章プロジェクトの実施スケジュール ................................................. 151

第７章相手国側実施機関の実施能力 ..................................................... 153

(1) 相手国側関係機関 ................................................................. 154

(2) プロジェクト参画主体 ............................................................. 154

1) プロジェクト開発段階 ............................................................ 154

2) 事業実施段階 .................................................................... 155

第８章我が国企業の技術面等での優位性 ................................................. 156

(1) 想定される我が国企業の参画形態(出資、資機材供給、施設の運営管理等) ............... 157

1）出資 ............................................................................ 157

2）資機材の供給 .................................................................... 157

3）施設の運営管理 .................................................................. 158

(2) 当該プロジェクト実施に際しての我が国企業の優位性(技術面、経済面) ................. 159

1）技術面での優位性 ................................................................ 159

2）経済面での優位性 ................................................................ 159

a) 欧米の石炭火力発電所に対する融資制限 .......................................... 159

b) 日本政府、政府系機関の取り組み ................................................ 160

(3) 我が国企業の受注を促進するために必要な施策 ....................................... 161

第９章プロジェクトの資金調達の見通し ................................................. 162

(1) 資金ソースおよび資金調達計画の検討 ............................................... 163

(2) 資金調達の実現可能性 ............................................................. 164

(3) キャッシュ･フロー分析 ............................................................ 164

第 10章案件実現に向けたアクションプランと課題 ........................................ 168

(1) 当該プロジェクトの実施に向けた取り組み状況 ....................................... 169

(2) 当該プロジェクトの実現に向けた相手国の関係官庁・実施機関の取り組み状況 ........... 169

(3) 相手国の法的・財務的制約等の有無 ................................................. 169

1) WUの取得 ....................................................................... 169

2) PPU（SPC）から ASCへの小売料金 .................................................. 170

3) PPU（SPC）から PLNへの売電料金及び契約期間 ...................................... 170

4) PLNからの電力バックアップ ...................................................... 171

(4) 追加的な詳細分析の要否 ........................................................... 171

要約

2

(1) プロジェクトの背景・必要性等

1) プロジェクトの公益的な背景・必要性

インドネシアでは、経済成長に伴い電力需要が堅調に増加する一方で、電源と送配電網の整備の遅れ

により深刻な電力不足に陥っている。PLN の電力供給事業計画（RUPTL、2013 年版）によれば、2013 年

から 2022年にかけて、電力需要は 189TWhから 386TWh まで、年率 8.4％の勢いで増加すると見込まれて

いる。この電力需要を満たすには、2022 年までに国全体で 59.5GW の追加の発電供給能力が必要だが、

このうち 17.1GW（29%）は開発の見通しが決まっていない状況にある。

このためインドネシア政府は、石炭火力発電所をはじめとする電源と送配電網の整備を加速化する政

策を打ち出しており、設備投資等における外国資本の導入を歓迎している。また電源整備の強化に際し

て、政府は、PLNの電源だけでなく、民間による IPP、PPS（Private Power Utility）、自家発の整備も

推奨している。

一方我が国企業は、石炭火力発電所について、超臨界圧（SC）、循環流動層（CFB）をはじめとする優

れたハードウェア技術や、運転管理（O&M）の技術・ノウハウを有している。また、海外投融資をはじ

めとする我が国の公的ファイナンスを活用することが可能である。

本プロジェクトは、こうした我が国の技術・資金リソース、及びジャワ島西部 Cilegon市に位置する

アサヒマス・ケミカル（ASC 社）のアニエール工場の敷地を活用して、60/45万 kW規模の石炭火力発電

所を建設し、電力の一部を PLNに供給してインドネシアの電力需給緩和に貢献するとともに、我が国に

とって裨益性の高いインフラ案件の迅速な形成、及び我が国製造業の国際競争力の強化、グローバル展

開の円滑化に資するものである。

2) ASC 社の事業環境

旭硝子の連結子会社で、インドネシアを拠点とし苛性ソーダ・塩素から塩ビまでを一貫生産する東南

アジア最大級のクロール・アルカリメーカー「アサヒマス・ケミカル（ASC社）」においては、電力リソ

ース確保手段の検討が急務の課題となっており、有力な選択肢となる発電プラントの具体化の方法論な

らびに実現可能性の確認・検証を早期に行う必要性に迫られている。

a) 電気料金の値上げ

インドネシアにおいては、PLN（国営電力公社）の赤字等を背景として 2014 年 1月、対象を限定して

大口需要家向け電力値上げが決定された。

これに基づき、2014年から 2015年にかけて、

・電力契約区分 I4（30MVA 以上）の約 60社：＋65%

・電力契約区分 I3（20KVA 以上）の上場会社：＋39%

の引き上げが実施されることとなり、ASC社（電力契約区分 I4）の事業展開に悪影響を及ぼす状況が生

じている。

b) 電力バランス危機の顕在化

インドネシアにおける電力需要の増加に対する基盤（発電所、送電線）整備の遅れにより、2015年以

降、電力バランス危機が顕在化し、上記のコスト問題とともに対応を要する状況が生じている。

3

3) ASC社の事業計画

東南アジア地域は、高い経済成長に伴い、インフラ材となる基礎化学製品の長期的需要拡大が見込ま

れている。ASC社ではこの旺盛な需要を背景に生産能力の増強を計画化している。2015年末までに生産

設備を追加増設し、生産能力を苛性ソーダは現行（既に今年 3 月に苛性ソーダの生産能力を約 50 万ト

ン／年に増強済）の 40%増の約 70万トン／年、塩ビ樹脂（PVC）はほぼ倍増の約 55万トン／年とする予

定である。

アサヒマス・ケミカル社は、現在以下の製品を製造しており、苛性ソーダの生産能力を現在の 50 万

トンから 2015年末に 70万トンに拡大することを計画している。

・苛性ソーダ（NaOH）：レーヨン，石鹸洗剤，紙パルプ，化学

・塩ビモノマー（VCM）：塩ビ樹脂原料

・塩ビ樹脂（PVC）：塩ビ管，フィルム，電線被覆

苛性ソーダや塩ビ原料の塩素を製造する電解設備では電力コストが高い比重を占めることから、電力

料金高騰への早急な対応が求められている。

このため ASC は、本プロジェクトの石炭火力発電所に自社用地を提供し、PLN に売電を行い電力需給

緩和に貢献するとともに、同発電所から PLNより安価な電力の供給を受けることを計画している。

4

(2) プロジェクト内容決定に関する基本方針

本案件形成等調査の提案の際、対象プロジェクトの技術方式・出力として、日本国内で稼働中の東京

電力・広野火力発電所 5 号機（60 万 kW：USC、主蒸気温度：600℃、2004 年 7 月運開）、6 号機（60 万

kW：USC、2013 年 12 月運開）等を参考に、USC・60 万 kW の採用を想定した。これらはいずれも高品位

な瀝青炭を使用している。本プロジェクトで使用する炭種としては、インドネシアに産出する瀝青炭、

亜瀝青炭や海外炭を含めて、幅広い炭種を想定していた。

その後の調査の過程で、文献調査及び JCOAL等からのヒアリングを通じて、インドネシアのエネルギ

ー政策として、瀝青炭は主に輸出用に用い、国内消費用としては亜瀝青炭が重視されていること、及び

価格的にも亜瀝青炭の使用がリーズナブルであることが判明した。

また、インドネシア産亜瀝青炭を使用した USC として、単機容量が 100 万 kW の計画はあるが、単機

容量が 100万 kW未満の計画は無いことがわかった。インドネシアでは今後、バタン（100万 kW×2基）、

インドラマユ（100 万 kW×1 基）の USC 石炭火力発電所の運開が予定されており、いずれも単機容量は

100 万 kWである。その他 PLNが計画・検討している USC 石炭火力である Jawa-1、Jawa-4、Jawa-5、Jawa-6

も、いずれも単機容量は 100 万 kWである。

環境省の「BAT の参考表」（平成 26 年 4 月）では、日本における最新鋭の USC 石炭火力技術として、

90～110万 kW級、70万 kW 級、及び 60万 kW級を挙げているが、いずれも燃料仕様は「瀝青炭で、灰融

点の高い石炭（灰溶融温度 1400℃超）が主体」としており、また USCは「発電規模が大規模となるため、

小規模なものには採用不可」としている。

また、国内の専門家ヒアリング及び技術文献より、水分が多いインドネシア産亜瀝青炭を使用する場

合、高温・高圧化では材料の腐食が進行しやすいため、腐食を防ぐ高価な材料が必要となり、スケール

メリットの観点から 100万 kW級の出力規模が必要であることがわかった。

このため、インドネシア産亜瀝青炭を使用した 60 万 kWの USCは、技術的に全く不可能ではないもの

の、実績も計画もまだ無く、実用機としては相当のリスクがあり、実証機的な性格が強くなることが判

明した。

以上の経緯により、本 FS 調査の対象として、インドネシア産亜瀝青炭の使用を前提に、USC（超々臨

界圧）だけでなく、SC（超臨界圧）、Sub-C（亜臨界圧）、CFB（循環流動層）も含めて検討を行うことと

した。

(3) プロジェクトの概要

1) プロジェクトの概要

①電気事業方式： PPU（Public Power Utility）

・根拠法令：新電力法（第９条のａ等）

②発電事業体： SPC

・発電電力の一部を、SPCから ASCに構内配線を通じて電気を小売供給

・同時に、発電電力の一部を、SPCから PLNに売電

・内外の投融資機関から出資及び融資を受ける

③規模（発電出力及び小売・売電容量）

・発電出力： 45/60万 kW

5

・PPU（SPC）から ASC への小売： 27.5万 kW

・PPU（SPC）から PLN への売電： 15/30万 kW（発電プラントの所内消費：2.5万 kWを除く）

図要-1 電力システム構成

出典：調査団作成

④技術方式

USC（超々臨界圧）、SC（超臨界圧）、Sub-C（亜臨界圧）、CFB（循環流動層）について比較検討を行っ

た結果、以下の２ケースを想定した。

【ケース１】

・技術方式： SC（超臨界圧）

・一般的に、主蒸気温度が 566℃以下を超臨界圧（SC）、566℃超を超々臨界圧（USC）と呼んでい

る。本プラントの主蒸気温度は 566℃であるため、定義上は超臨界圧（SC）であるが、いわば

USCに近い超臨界圧といえる。

・出力： 60万 kW×1基＝計 60万 kW

・PPU（SPC）から、30万 kWを ASCに小売供給、残り 30万 kWを PLNに売電

・ASCの電力負荷は基本的に 24時間であり比較的安定しているため、PLNへの売電量は、下記の

定期点検時を除いて安定しており、PLNにとって重要な電力供給源となる。

・定期点検時のバックアップ： PLN から 30 万 kW 相当（ASC の電力需要分）のバックアップを受け

る。

【ケース２】

・技術方式： CFB（循環流動層）

・CFBはインドネシアの低発熱量の亜瀝青炭にも適用し得る。


・PPU（SPC）から、30万 kWを ASCに小売供給、15万 kWを PLNに売電

ASC電力負荷G

PLNの系統：150kV

通常時

SW：ON SW：OFF

SW：ON SW：ON

ASC電力負荷G


定期点検及び非常時

SW：OFF SW：ON

SW：OFF SW：ON

バックアップ

PPU PPU

27.5万kW

15／30万kW

27.5万kW

45／60万kW

6



・定期点検時のバックアップ：定期点検時には 1 基（15万 kW）のみ停止し、PLNへの売電も停止し、

定期点検時の ASCの所内負荷（30万 kW）は、残り 2基（15万 kW×2基＝30 万 kW）で賄う。

2) 事業総額

a) 建設費（設計・調達・工事：EPC）

表要-1 建設費（ケース１：SC：60万 kW×1基）

項目概算費用

外貨分（US$百万）内貨分（ルピア十億）合計（US$百万）

1 ボイラおよび環境装置 197.8 439.9 232.8

2 蒸気タービンおよび発電機 130.1 289.3 153.1

3 運炭＆灰処理設備 47.4 105.4 55.8

4 電気・制御設備 36.6 81.4 43.0

5 その他付帯設備 55.6 123.5 65.4

6 土木・据付工事 77.9 173.3 91.7

7 小計 545.5 1,212.8 641.7

8 予備費（小計の 10%） 54.5 121.3 64.2

9 合計 600.0 1,334.1 705.9

US$1＝ルピア 12,600 で換算


表要-2 建設費（ケース２：CFB：15万 kW×3基）

項目概算費用


1 ボイラおよび環境装置 132.0 482.9 170.3

2 蒸気タービンおよび発電機 86.8 317.6 112.0

3 運炭＆灰処理設備 31.6 115.7 40.8

4 電気・制御設備 24.4 89.3 31.5

5 その他付帯設備 37.1 135.6 47.8

6 土木・据付工事 34.2 125.1 44.1

7 小計 346.1 1,266.2 446.6

8 予備費（小計の 10%） 34.6 126.6 44.7

9 合計 380.7 1,392.8 491.3



7

b）初期投資コスト

表要-3 初期投資コスト（ケース１）

項目概算費用


1 EPCコスト（表要-1、要-2参照） 600.0 1,334.1 705.9

2 変電所（増設） 1.5 18.9 3.0

3 諸費用（1+2の 5%） 30.1 67.7 35.4

4 建設中の金利 93.4 0.0 93.4

5 合計 725.0 1,420.7 837.8



表要-4 初期投資コスト（ケース 2）

項目概算費用


1 EPCコスト（表要-1、要-2参照） 380.7 1,392.8 491.3

2 変電所（増設） 1.5 18.9 3.0

3 諸費用（1+2の 5%） 19.1 70.6 24.7

4 建設中の金利 53.8 0.0 53.8

5 合計 455.2 1,482.3 572.8



c) ランニングコスト

表要-5 ランニングコスト（ケース１）

項目概算費用


1 運転保守 8.1 204.5 24.3

2 燃料 0.0 1,517.8 120.5

3 土地 0.0 0.0 0.0

4 各種保険料 1 に含む 1 に含む 1 に含む

5 支払金利 5.38%/8.00% 0.0 5.38%/8.00%

6 法人税 0.0 25% 25%



8

表要-6 ランニングコスト（ケース２）

項目概算費用


1 運転保守 5.6 142.3 16.9

2 燃料 0.0 886.2 70.3

3 土地 0.0 0.0 0.0


5 支払金利 5.38%/8.00% 0.0 5.38%/8.00%

6 法人税 0.0 25% 25%



3) 予備的な財務・経済分析の結果概要

対象プロジェクトの FIRR を算出した結果、11.5%（ケース１）、14.3%（ケース２）と算定された。

この値はインドネシアの長期金利（7～9％）を大きく上回っており、プロジェクトの財務的なフィー

ジビリティは高いと考えられる。

その理由の１つとして、ASC が発電プラントの建設用地を既に確保しており土地の利用に係るランニ

ングコストがかからないこと、及びインドネシアに豊富に産出する比較的安価な亜瀝青炭を使用できる

こと等が挙げられる。

しかも、PLN からの受電価格に比べてかなり安い価格で電力を調達でき、また電力不足に悩む PLN の

系統に電気を逆潮流することにより、インドネシアの電力需給の逼迫緩和に貢献することができる。

なお本計算では、PLN への売電価格を、自家発余剰電力と同等の 656 ルピア/kWh（約 6 セント/kWh）

という安価な値で設定した。実際には、PLN への売電価格は PLN との相対交渉により決まり、PLN の電

力系統問題への貢献を考えると、さらに高い価格で交渉が成立する可能性もある。その場合は、FIRRは

さらに高い値となり、本プロジェクトの経済的な実現可能性は一層高まるものと考えられる。

4) 環境社会的側面の検討

a) 環境社会面における現状分析

インドネシアにおける石炭火力発電の新設は、逼迫する電力需給問題への貢献が期待される一方で、

一般に大気汚染や水質汚濁、温室効果ガス排出などの環境問題、また、地元住民の反対（職・住環境へ

の影響、土地の空け渡し問題等に起因）等のリスクが懸念視されるところであり、当該プロジェクトの

実施に際してはにこれらの問題を十分に考慮し適切な対策を講じる必要がある。

b) プロジェクトの実施に伴う環境改善効果

プロジェクトの実施に伴う環境改善効果として、対象プロジェクト（石炭火力発電：ケース１、ケー

ス２）から排出される CO2 排出量と、インドネシアの系統電力の排出係数から計算される CO2排出量を

比較した。

9

①CO2排出原単位の比較

2011年のインドネシアの石炭火力の CO2排出原単位は 1,065 g-CO2/kWhである。

一方、対象プロジェクトの CO2排出原単位は、ケース１（60万 kW、SC）で 856 g-CO2/kWh、ケース

２（45万 kW、CFB）で 988 g-CO2/kWhと試算された。対象プロジェクトの CO2 排出原単位は、インド

ネシアの石炭火力平均に比べて、ケース１で 20% 削減、ケース２で 7% 削減となる。

②年間 CO2排出削減量

相対的に大きな CO2排出削減が行われるケース１に着目し、対象プロジェクトによる年間 CO2排出

削減量は、1,026,012 t-CO2/年、即ち約 103万ｔ-CO2/年と算定された。

c) プロジェクトの実施に伴う環境社会面への影響

対象プロジェクトの環境社会面への影響を評価し、本調査の次の段階で必要となる環境社会配慮項目

を幅広く洗い出するために、JICA「環境社会配慮ガイドライン」の「チェックリスト一覧表」ならびに

JBIC「環境社会配慮確認のための国際協力銀行ガイドライン」の「チェックリスト一覧表」を参考とし

て検討を行った。その結果、適切な環境社会配慮対策を講じる前提で実施を計画する当該プロジェクト

においては、重大な環境負荷や社会への負の影響は認められないものと考えられる。

d) 相手国の環境社会配慮関連法規の概要およびそのクリアに必要な措置

インドネシアにおいて対象プロジェクトを実現するためには、主たる環境要件をクリアしていること

を示すため環境影響評価を実施しなくてはならない。

e) プロジェクトの実現のために当該国（実施機関その他関係機関）が成すべき事項

環境影響評価の実施権限は当該プロジェクトが位置するがチレゴン市が所管しており、実施期間は速

やかに申請・認可手続きを行い、許認可を得る必要がある。

(4) 実施スケジュール

プロジェクトの実施スケジュールは以下に想定する通りである。本プロジェクトは既設施設内の増設

であり、立地に係る土地取得および環境社会影響への対応に関し大きなリスクがないと想定されるため、

新規案件と比較しスムーズな実現化が可能と判断される。

10

図要-2 プロジェクトの実施スケジュール


(5) 実施に関するフィージビリティ

対象プロジェクトの FIRR（ケース１：11.5%、ケース２：14.3%）は、インドネシアの長期金利（7～9％）

を大きく上回り、プロジェクトの財務的なフィージビリティは高い。

プロジェクトの実施に際して、規制面での大きなネックはない。PPU に必要な WU の取得に際しては、

特に PLN の了解が鍵となる。その他、PLN への売電料金、契約期間の交渉を含め、PLN との調整が重要

である。

もう１つの鍵は資金調達である。JBICを含め内外の投融資機関との調整が重要となる。その際、利益

率（IRR 等）の面では理解は得られやすいと考えられ、その他日本企業の関与度合、PLN への売電契約

期間等が調整の焦点になると考えられる。

(6) 我が国企業の技術面等での優位性

日本企業は、超臨界圧発電設備及び CFB発電設備について、技術面において、外国企業に対する優位

性を維持していると考えられる。

国内において長年に渡り厳しい環境基準の中で臨界圧/CFB発電に関する技術を形成してきており、本

邦企業による発電設備の技術水準は世界でも高い水準にあり、豊富な納入実績を有している。

(年) 2015 2016 2017 2018 2019(四半期) 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

詳細FS

詳細設計

事業体（SPC）組成

ファイナンス

電力供給事業認可関係

環境影響評価

PLNとのPPAの交渉・締結

石炭供給先との長期燃料供給契

約の交渉・締結

EPCの選定、契約交渉・締結

O&Mの選定、契約交渉・締結

建設工程建設

(運開▲)

計画化

リソース整備・

確保

許認可等の整

備

各種契約の交

渉・締結

11

コスト面ではアジア企業との競争があるが、設備・O&M の品質を含めた技術面での日本企業への信頼

は維持されている。

(7) 調査対象国内での事業実施地点が分かる地図

図要-3 プロジェクト地図

出展：Google earth

第 1章相手国・セクターの概要

13

(1) 相手国の経済・財政事情

インドネシアは、ASEAN唯一の G20（主要 20カ国・地域）のメンバー国として、近年、BRICｓ（ブラ

ジル、ロシア、インド、中国）と肩を並べるほどの経済成長を見せている。現在、インドネシアの GDP

は、韓国に次ぎ世界第 16位の経済大国で、ここ 10年間は年率数パーセントの経済成長を維持している。

また、日本の 2 倍の 2.5 億人（世界第 4 位）の人口、平均年齢 28.9 歳（日本 45.8 歳）と 30 歳未満が

人口の半分を占める成長性のある大きな市場である。また、ジャワ島は、人口の 6割が集中した効率的

な市場となっている。更に、世界一の親日国家、安価な労働市場、豊富な天然資源等がありポテンシャ

ルは極めて高いが、ハード・ソフト両面のインフラ整備が課題となっている。

表 1-1 名目 GDP上位 20ヶ国(2013年)

注）●…G8 メンバー国、○…G20 メンバー国

出典： IMF - World Economic Outlook Databases (2014 年 10月版)

1) 経済・産業・財政の状況

a) 経済

インドネシア経済は 2009年のリーマンショック後も 6％前後の成長率を維持し堅調に推移している。

具体的に数字でみると、2001 年に 3.6％であった経済成長率は、2005 年以降は 5％後半～6％台を達成

した。2009年は世界金融・経済危機の影響を受けたものの 4.6％という比較的高い成長率を維持し、2010

年には一人当たり名目 GDP が耐久財普及の本格化の目安とされる 3,000ドルを突破した。そして、2011

年は 6.5％、2012年は 6.2％と引き続き堅調な経済成長を達成した。2014～2015 年においても 5％台に

とどまると見込まれるが、依然として ASEANの優等生である。

14

図 1-1 ASEAN諸国の GDP比較(2013年)

出典： IMF - World Economic Outlook Databases (2014 年 10月版)

表 1-2 インドネシアの実質経済成長率

出典：外務省、インドネシアの基礎データ

JETROインドネシア、基本情報・統計

インドネシアの安定成長を支える要因は、人口と豊富な天然資源である。人口は、約 2.5億人と世界

第 4 位で、人口が比較的に若い人口構成で、かつ、生産年齢人口（15 歳～64 歳）は、2025 年にかけて

増加が続き、販売市場としてのポテンシャルの大きさとともに人口ボーナス効果が期待される。また、

消費市場を活性化する中間層（5,000 ドル～35,000 ドル）の人口は、2009 年時点で約 8,200 万人から

2015年には 1億 7,000万人へ倍増、2020年には約 2 億人に達すると見込まれている。

15

図 1-2 年代別人口ピラミッド（2010年）

出典：インドネシア統計局、総務省統計局

中長期的に見れば、今後も総人口・労働力人口ともに増加が見込まれるインドネシアは、国内需要拡

大のポテンシャルは非常に大きく、世界でも有数の巨大市場となっている。しかしながら、所得と需要

は増加しているが、外国投資家にとってインドネシアの魅力は、技術の高さや競争力をもつ労働者では

なく、豊富な天然資源や急拡大する内需であり、すべてが順調という訳ではない。

b) 産業

インドネシアの主要産業は、鉱業（石油、LNG、アルミ、錫）、農業（米、ゴム、パ－ム油）、工業（木

材製品、セメント、肥料）である。2013年における実質 GDP構成比は、下図にみるように製造業（23％）、

農林水産業（14％）、商業・ホテル・飲食業（14％）、鉱業（11％）、建設（10％）、運輸・通信（7％）、

金融・不動産・企業サービス（7％）、サービス（11％）となっている。

16

図 1-3 インドネシアの主要産業

出典：経済産業省、インドネシア政府統計資料（2013年）

インドネシアの鉱業は、非鉄金属鉱物資源を中心に、2011 年で錫（世界 2 位）、ボーキサイト（世界

2 位）、ニッケル(世界 3位）、石炭（世界 6位）、金（世界 8位）、銅（世界 9位）、天然ガス（世界 10位）、

石油（世界 20 位）と多量に生産している。インドネシアの農業は、ジャワ島を中心とする小規模な農

業（コメ、キャッサバが中心）とスマトラ島における農園（パームオイル、コーヒー、ゴム等）での大

規模なプランテーションが行われている。インドネシアの工業は、零細・中小企業セクターで成り

立っているのが実態であるが、近年、ジャカルタ郊外には数多くの工業団地が増設され、日系企業

が現地に子会社や合弁会社などの形態で多数進出している。これは、国際協力銀行（JBIC）が毎年実施

する海外直接投資アンケート調査でも、インドネシアへの関心度合いの急上昇がうかがえる。

図 1-4 日本の製造業が事業展開先として有望と考える国

出典：国際協力銀行「海外投資アンケート調査結果」（各年度）

17

図 1-5 日系企業進出マップ (2012年）

出典：経済産業省資料

c) 財政

インドネシアの財政収支は、1988年のアジア通貨危機による経済破綻後、恒常的に赤字が続いている

が、財政赤字は GDP の 3％以内で推移し赤字が拡大してはいない。政府部門の債務残高の対 GDP 比率

をみても、インドネシアの比率は、2000 年以降、顕著に低下しており、図のように近隣 ASEAN 諸国と

比べてかなり低いことが分かる。このように、インドネシアの財政は恒常的に赤字は続いているが、赤

字幅は限定的で、また、債務残高も比較的少ない。つまり、いまのところ、財政赤字や政府債務がイン

ドネシアのマクロ経済にとってリスク要因になるような状況ではない。

18

図 1-6 アジア諸国の政府債務残高対 GDP比率

出典：インドネシア経済の現状と今後の展望、三菱 UFJ ﾘｻｰﾁ＆ｺﾝｻﾙﾃｨﾝｸﾞ、2014年 10月

インドネシアの財政の問題は、その支出構造にある。インドネシア政府予算で最大の支出額はエネル

ギー補助金が 3割を占めていたことであり、特に、エネルギー補助金の中でも、ガソリンの小売価格を

実勢価格よりも 4割近く安くしている燃料補助金であった。つまり、燃料補助金によって市場メカニズ

ムを無視した安い価格でガソリンが提供され、それが、過剰な消費と輸入拡大を招き、インドネシアの

経常赤字拡大につながっていた。

2014 年 10 月に新大統領に就任したジョコウィ氏は、財政を改善しインフラ開発などに資金を回し

て経済成長を促すべく、公約としていた燃料補助金削減を実行に移している。2014年 11月 17日、イン

ドネシア政府はガソリン価格を引き上げ石油製品の小売価格を抑えるための燃料補助金を削減するこ

とを発表。今回の値上げにより、レギュラーガソリンの価格を現行の 1リットルあたり 6,500ルピアか

ら 8,500ルピアに約 30%引き上げられた他、軽油も 36%引き上げられることとなった。1

インドネシアでは港湾や道路、電力網といったインフラ整備が中長期的な経済成長のための重要な課

題であり、また貧困対策など社会保障分野の予算拡充も求められているが、2014年予算ベースで中央政

府支出の 17%を占める燃料補助金の削減は、インフラ整備や貧困対策の強化につながると期待されてい

る。ただし、ジョコウィ新大統領の政権基盤は必ずしも盤石でない現状にあり（連立与党の国会議席数

は過半数を割り込んでいる）、インドネシア新政府の今後の改革についてはその動向を注視していく必

要がある。

2) 経済政策・産業政策の概要

インドネシアの経済政策・産業政策は、 BAPPENAS （国家開発計画庁）の国家長期開発計画（National

Long-term Development Plan(RPJPN)）と国家中期開発計画（National Medium-term Development Plan

(RPJMN)）、経済担当調整大臣府の「経済開発加速化・拡充マスタープラン（MP3EI）」及び工業省の産業

政策法の３つの計画で推進されている。これらの政策は相互に補完的な関係ということになるが重複の

1 一方、燃料価格の引き上げによるインフレ率の上昇が懸念材料となるが、インドネシア中銀は 2014年 11月 18日に緊

急金融政策会合を開催し、政策金利であるレファレンス金利を 7.75%に引上げることを決定した。

19

懸念は否定できない。インドネシアでは、関係省庁間でのハイレベルな政策調整は経済担当調整大臣府

が行うことになっており、産業ビジョンの推進では一致し対立は回避されると言われている。

a) 国家開発計画

国家開発計画システム法（Law No.25, 2004）により中央・地方レベルで 20年間の国家長期開発計画

（RPJPN）、5年間の国家中期開発計画（RPJMN）及び年次開発計画で推進される。大統領の任期と計画は

同じで、国家長期開発計画の枠組みの中で 5年毎に政府は国家中期開発計画を設定している。

ジョコウィ新政権においては、2014年 11月 21日、国家開発計画省（BAPPENAS）が新たに策定した中

期開発計画（2015～19年）の概要を発表。海運網整備を中心とした物流改善に重点を置いたことが特徴

で、これらを遂行するためのインフラ整備に 5519兆 4000億ルピア(約 53兆 6000 億円)を要すとし、そ

の 50%を地方・中央政府予算で、20%を国営企業から、30%を外資を含む民間企業からの投資により賄う

想定である。計画の骨子は以下の通り。

新政権の構想「海上高速」輸送網整備のため、戦略港として中心となる 24 カ所を指定し、港を

新設または拡張する計画であり、この港湾整備などに要する事業費を 700兆ルピアと算出してい

る。このうち北スマトラ州クアラタンジュン港と北スマトラ州ビドゥン港を国際ハブ港として発

展させる。また、ジャカルタ特別州のタンジュンプリオク港、北スマトラのブラワン港、東ジャ

ワ州のタンジュン・ベラック港、リアウ諸島集のバタム港、南スラウェシ州のマカッサル港を大

型船舶が停泊可能な主要港として海運網のハブとして整備する。

陸上交通では新たに 2,650 kmの一般道と、1000 kmの高速道路を建設する。海運網整備と合わせ

陸海の物流インフラ改善で、現在、国内総生産（GDP）の 23.5%を占める物流費用を 19.2%まで下

げることを目指す。

電力は 5年間に発電容量を３万 5,000 MW増やす。これにより、現在 81.5%の電化率を 19年に 96.6%

に高める。

新たに 15 の工業団地を建設する。この団地造成に要する事業費を 47 兆 7000 億ルピアとみてい

る。このうち 13 はジャワ島外につくり、開発が遅れている地域への投資を促進し、経済開発を

後押しする。ジャワ島外は原料に近い上流製品、ジャワ島は工業製品などの下流製品の生産を想

定する。

食糧自給達成のための農業分野では 30の貯水池を整備する。灌漑は 100 万 haを新設、330万 ha

を修復整備する。

b) MP3EI

「インドネシアの経済開発を加速し拡張するための経済開発マスタープラン 2011-2025」（MP3EI、

Master Plan – Acceleration and Expansion of Indonesia Economic Development 2011-2025)は、ユ

ドヨノ前大統領第 2 期に作成され、2011 年 5 月に大統領規則で公表された開発計画で、経済担当調

整大臣府の前ハッタ・ラジャサ大臣のリードで策定された。2

2 2014年 10月に誕生したジョコウィ新政権においては、同プランを見直す方針が打ち出されている。バスキ公共事業・

国民住宅相は 2015年 1月 3日、地元メディアに「2025年までの包括的な開発計画『経済成長促進拡大マスタープラン

（MP3EI）』を再検討し優先順位を変更する」と公表。ジョコウィ氏が掲げる海洋国家構想において、開発が遅れている東

部地域を含む海上物流を向上させ、地方への投資を促す一方、これにそぐわないものは見直し、優先事業へ予算を振り分

20

同プランでは、「自立的、進歩的、正義でかつ繁栄するインドネシア」のビジョンのもと、均衡・公

正で、持続可能な経済成長を目指し、インドネシアを 2025年までに名目 GDPを 2010年比で約 6倍に増

加させ、世界の 10大経済大国となる目標を掲げている。具体的には、1人当たり所得を 14,250～15,500

ドルとして、年成長率の目標を 7～9％に設定。戦略として、①ジャワ、スマトラ、カリマンタン、ス

ラウェシ、マルク・パプア、バリ・ヌサテンガラからなる 6 経済回廊のポテンシャルの開発、②国内

及び国際的コネクティビティの強化、③人材と科学技術の強化、の 3 つの柱がある。そこで計画されて

いる計 4,000 兆 Rp にのぼる多数の大型プロジェクトの資金は、中央政府、地方政府、国有企業、民間

等のすべてのアクターから支出されるとしている。特に両回廊の結節点に位置する首都ジャカルタは最

重点地域に位置付けられている。

スマトラ経済回廊：「天然資源生産加工センターかつエネルギー供給基地」

ジャワ経済回廊：「国家工業・サービス促進」

カリマンタン経済回廊：「鉱産資源生産加工センターかつエネルギー供給基地」

スラウェシ経済回廊：「農水産業・石油ガス・鉱産物生産加工センター」

バリ・ヌサトゥンガラ経済回廊：「観光のゲートウェイ及び国家食糧補助」

パプア・マルク諸島経済回廊：「食糧、漁業、エネルギー、鉱業促進センター」

c) MPA

投資促進特別地域（Metropolitan Priority Area、MPA）は、ジャカルタとその周辺地域のインフラ

を大規模に整備するためのイニシャティブで、MP3EI の 6 経済回廊の１つであるジャワ経済回廊の中

の基幹案件で、日本政府は強力に支援している。MPA の目的は、JABODETABEK（ジャカルタ、ボゴール、

デポック、タンゲラン、ベカシの 5 つの地名の頭を連ねた呼称）のインフラ整備の加速及び ASEAN 内

で競争力をもつビジネス環境の創造を通じて、工業投資により魅力的な地域とすることにある。このた

め、2010 年 12 月にインドネシア・日本両政府は協力協定に調印し、両国の政府や関連機関からなる

指導委員会及び技術委員会を設置し、そのもとで MPA マスタープラン調査を実施した。

MPA は JICA の対インドネシア経済協力の主要案件で、ジャカルタ都市高速鉄道（MRT）、ジャワ・ス

マトラ連系送電線、プルイット排水機場改修を支援している3。さらには、新港建設、道路、鉄道、下水

処理改善に関する案件形成支援も行っているが、その実施は土地収用等で当初計画より遅れている。

d) 新産業政策

前 KADIN （ジャカルタ商工会議所）会長で前モハマド・S・ヒダヤット工業大臣がリードした 2014 年

の産業政策法は、①優先セクターの範囲の拡大、②天然資源をそのまま輸出せず国内産業のための優先

的使用、③人材と能力開発の強調、④工業団地及び関連インフラの建設における政府の役割の拡大で、

ける方針である。〔出典：TEMPO.CO, Jakarta “Jokowi to Revise MP3EI Project”(Wednesday, 03 September, 2014,

http://en.tempo.co/read/news/2014/09/03/056604143/Jokowi-to-Revise-MP3EI-Project)／じゃかるた新聞“インフラ

事業を再検討スンダ海峡大橋を凍結港湾・食糧自給を優先”（2014年 11月 05日、http://www.jakartashimbun.com

/free/detail/21286.html）他〕 3 ジョコウィ新政権において MPA 案件他、日本の ODAによる開発計画が見直されており、アンドリノフ・チャニアゴ国家

開発計画相は、2015年 1月 15日、じゃかるた新聞の取材に対し「ジャワ高速鉄道建設計画は中期開発計画（2015年～2019

年）に盛り込まない」と事実上計画を中断すること等を明らかにしている。〔出典：じゃかるた新聞“イ「高速鉄道事業

を中断」中期開発計画から除外他の２事業も盛り込まず国家開発計画相日本政府対応苦慮”（2015年 1月 16

日、http://www.jakartashimbun.com/free/detail/22615.html）他〕

21

ややナショナリスティックなものであると言われている。関係者の話によれば、外国人の勤務期間が制

限され、しかも国家労働能力基準で定められた知識と技能をクリアせねばならないとされる。ターンキ

ー・プロジェクトを行う投資家に技術移転を要求しているが、それが商業的あるいは技術的に可能なの

かという検討はなされていない。あるいは、国内産業に優先使用させるために、鉱産物輸出に対して政

府がクォータや禁止を設定する権限を有するとある。また、新法は安全性などの国家利益のために、価

格規制や戦略的産業の国家管理を可能にしている。さらに、国内企業には政府入札における優遇が与え

られている。

新産業政策法は、産業開発のためのビジョン、ミッション、戦略、優先プログラムを明確化する「国

家産業開発マスタープラン」（RIPIN）が作成中で、マスタープランのドラフトは以下の政策構成をもつ

予定である。

6 つの基幹産業――食品、医薬品・化粧品、衣料・履物、輸送機械、電子・ICT、エネルギー

3 つの裾野産業――資本財、部品産業、機械部品・部材

3 つの上流産業――農業関連、鉱業、ガス・石炭

6 つの基本要求――天然資源、人材、技術・イノベーション・創造性、インフラ、政策・規則、

金融

22

(2) プロジェクトの対象セクターの概要

インドネシアの持続的な成長には、道路、港湾、空港等のインフラ整備とともに、エネルギーと電力

開発をどのように対処するかが重要である。インドネシアでは、現在、埋蔵量が枯渇しつつある石油は

石炭やガスへのエネルギーシフトが既に始まっているが、2020年頃までエネルギーの大半は石炭に偏ら

ざるを得ないと予測される。一方で環境汚染は、今後も大きな問題として直面せざるを得ない。この化

石燃料と環境汚染とのジレンマは、インドネシアが幸運にも豊富なエネルギー資源を持っているからで

もある。

政府としては、経済成長にあった安定的な電力供給の維持が大きな課題で、更なるエネルギーの多様

化、効率的なエネルギーの利用、エネルギーの価格政策、エネルギー使用に伴う環境問題が大きなエネ

ルギー政策の柱となる。インドネシアは広大な国で、エネルギーの供給と需要、そして環境問題を考え

る場合には、全体のエネルギー消費の 70%を占めるジャワ島とジャワ島以外という複数のアプローチが

必要である。例えば、ジャワ島以外の電力需要は低いため、農村の電化が一番の課題である。また、地

域にあった再生可能エネルギー源の利用を増やす工夫も必要である。

また、インドネシアの GDP 当たりのエネルギー消費は日本の５倍で、効率的なエネルギーの利用（省

エネルギー）の推進が極めて重要である。特に、最も難しいのが電気料金の値上げをともなうエネルギ

ーの価格政策である。省エネルギーについては、教育・広報活動を通じた次世代の若者への啓蒙活動が

大切である。

1) エネルギー政策

インドネシアのエネルギー政策の概観を以下に示す。国家エネルギー政策（KEN）、国家エネルギー総

合計画（RUEN）が政策レベル、国家電力総合計画（RUKN）と電力供給事業計画（RUPTL）が事業レベル

のエネルギー計画である。

図 1-7 インドネシアのエネルギー政策の概観


a) 新国家エネルギー政策（New KEN）（2014年）

2014年 1月 28日、10年振りとなる新たな国家エネルギー政策が国会で承認され、2014年 10月 17日、

国家エネルギー政策（KEN） 2014 年版

国家エネルギー総合計画（RUEN）

（策定中）

国家電力総合計画（RUKN）

（策定中）

電力供給事業計画（RUPTL 2013-2022）

最新版：2013 年度

23

前ユドヨノ大統領の署名で国家エネルギー政策の基本法が成立した。この政策は、2009年にエネルギー

法に基づいて設置された包括的な国家エネルギー政策の審議会である国家エネルギー委員会（DEN）に

おいて策定されたものである。議長は大統領が務め委員は 15名（7 名が閣僚、8名が学術機関、環境問

題専門家、消費者団体及び産業や工学分野の代表者）で構成されている。

新しい政策では、エネルギー供給に占める各資源割合（エネルギーミックス）の数値目標を次のよう

に規定している。

石油：2025年に 25%以下、2050年に 20%以下とする。

天然ガス：2025年に 22%以上、2050年に 24%以上とする。

石炭：2025年に 30%以上、2050年に 25%以上とする。

再生可能エネルギー：2025年に 23%以上、2050 年に 31%以上とする。

図 1-8 エネルギー供給に占める各資源割合（エネルギーミックス）の数値目標

出典：新国家エネルギー政策（New KEN）（2014年）に基づき調査団作成

また、次のような国家エネルギー政策目標を掲げている。

エネルギー弾性値（エネルギー消費の伸び／経済成長率）：経済成長目標に合うよう、2025 年

に弾性値を 1以下とする。

エネルギー強度（単位 GDPのエネルギー使用量）：2025年までに年 1%で減少。

電化率：2015年に 85%、2020年には 100%に近づける。

家庭用ガスの使用率：2015年に 85%とする。

原子力発電所に対する姿勢：原子力発電は最終的な選択肢と位置づけ、導入の可能性を残した。

長期的には原発の導入が必要という従来からの政府認識を踏襲した形。

資源の輸出：国内で産出する石炭や天然ガスは、国内の需要の増加を見込み段階的に輸出を減

少させ、最終的に完全に停止する。

今後は、新国家エネルギー政策を基に、現在、エネルギー鉱物資源省において国家電力総合計画

（2015-2040年）が策定中である。また、過去に策定された 2006年の国家エネルギー政策に関する大統

領令、2010年のエネルギー鉱物資源省ビジョン 25/25 は見直される。

24

＜参考：国家エネルギー政策に関する大統領令（2006 年）＞

国家エネルギー政策の法的根拠を高めるため、2006 年、大統領令として国家エネルギー政策に関する

大統領令が交付された。それによれば、2025年にはエネルギー弾性値（エネルギー利用効率：エネルギ

ー消費の伸び／経済成長率）を 1％未満とする他、石炭、天然ガスおよび再生可能エネルギーの開発を

推進し、一次エネルギー供給量に占める石油の比率を大幅に低下させる予定である。各エネルギー種の

構成比率は、図のとおりである。

図 1-9 大統領令による 2025年の一次エネルギーミックス

出典：国家エネルギー政策に関する大統領令（2006年）より調査団作成

＜参考：エネルギー鉱物資源省ビジョン 25/25（2010 年）＞

ビジョン 25/25は 2010年、エネルギー鉱物資源省が独自に発表した計画で、2006年の大統領令で 2025

年までに 15%としていた新再生可能エネルギーの割合を 25%にすることに大幅に上方修正した。また、

2025 年のエネルギー消費を何の対策も講じなかった場合（約 33 億石油換算トン）と比べ、省エネとエ

ネルギー多様化により 15.6%低減するすることとしている。

図 1-10 ビジョン 25/25による 2025 年の一次エネルギーミックス

出典：エネルギー鉱物資源省ビジョン 25/25（2010 年）より調査団作成

４）バイオ燃料5%

５）地熱5%

７）液化石炭　2%

６）その他5%

新再生可能エネルギー

17%

１）石油20%

３）石炭33%

２）ガス30%

再生可能エネルギー

25%

ガス22% 石炭

23%

石油30%

25

b) 主なエネルギー・電力関係の法律

①エネルギー法（2007年）

2007 年までは、エネルギー全体を網羅する法律がなく、「石油・ガス法」、「電力法」、「地熱法」など

により、エネルギー源ごとに個別に管理する体制（法体系）であった。政府は、エネルギー部門全体を

総括的に管理する必要性から、2007年 8月 10日に「エネルギーに関する法律」（エネルギー法）を作成

した。エネルギー法の主要な規定事項は以下の通りである。

政府によるエネルギー資源の管理（統制・規制）

エネルギーの安定供給（輸出より国内供給を優先）

貧困層に対する政府補助金の供与

資源開発の促進（国内調達率の拡大）

国家エネルギー政策の策定

国家エネルギー審議会（DEN）の設立

エネルギー総合計画（RUEN）の作成（全国および地域別）

再生可能エネルギーの供給・利用および省エネルギー実施に対する政府援助

②新電力法（2009年）

「電力に関する法律」（2009 年第 30 号）（新電力法）が 2009 年 9 月 8 日に制定された。この法律は

1985 年に制定された旧電力法（1985 年第 15 号）を踏襲しているが、電力供給は国が責任を持つ（「電

力供給事業は、国家が管轄し政府が実施する」）としつつ、「電力供給における国家能力の更なる向上の

ために国益を害さない限り、その他の国有企業、公営企業、民間、協同組合、市民団体は電力供給事業

を実施するための機会を最大限与えられる」として、民間に参入の道が開かれている。手続き関係では、

従来、エネルギー鉱物資源大臣または大統領の権限であった国家電力総合計画（RUKN）の策定と電気料

金の改定に際して、国会（地方決裁分は地方議会）の承認が必要になった。

もともと 2002 年 9 月に「電気事業に関する法令（新電力法）」が制定され、「競争市場の導入」、「電

気事業の分割・民営化」、「発電と小売部門の自由化」、「PLN による送電・配電系統の管理」、「電力市場

監督委員会の創設と同委員会による送配電料金（託送料金）の決定」、「電力システム管理者と電力市場

管理者の設置」などの実施が定められていた。

2) エネルギーの需要及び価格の動向

a) 発電電力量

PLN におけるインドネシア全体の発電電力量（PLNによる発電＋PLN購入分）の推移は図のとおりであ

る。発電電力量は 2000年の 93,325GWhと比較すると、2012年は 200,317GWhと約 2倍に増加した。この

間のインドネシアの平均成長率は約 6.4%である。

26

図 1-11 インドネシア全体の発電電力量（PLNによる発電＋PLN購入分）の推移

出典：PLN Statics, 2012

b) 販売電力量

販売電力量は、2004 年の 100,097.47GWh と比較した場合、年平均 7.6%で増加し、2012 年には

173,990.75GWh と約 1.7 倍となっている。用途別の比率では、2012 年：家庭用 41%、産業用 35%、商業

用 18%、公共用 3%、政府施設 2%、外灯 2%となっている。2004 年と比較した場合、一番高い伸びを示し

たのは家庭用で 2.9ポイント、続いて商業用が 2.6ポイント上昇している。

27

図 1-12 インドネシアの販売電力量の割合

出典：PLN Statics, 2012

なお、インドネシアの電力の大半は、ジャワ島（特にジャカルタが位置する西部地域）で消費されて

いる。

表 1-3 PLNの販売電力量（GWh）

年

地域 2008年

前年

比

(%)

2009年

前年

比

(%)

2010年

前年

比

(%)

2011年

前年

比

(%)

2012年

前年

比

(%)

ジャワ‐バリ 100,774 5.4 101,319 0.5 110,309 8.9 117,593 6.6 128,513 9.3

外島 28,244 0.9 33,263 17.7 36,988 11.2 40,399 9.2 45,478 12.6

合計 129,018 6.4 134,582 4.3 147,297 9.4 157,993 7.3 173,991 10.1

出典：PLN Annual Report 各年版

c) 電力の今後の見通し

PLN 発行の電力供給事業計画（RUPTL、2013年版）によれば、2013年から 2022 年まで、インドネシア

の電力需要は、189 TWh から 386TWh まで増加すると予測されている。これは年率 8.4%の増加である。

2022年までに顧客数は 5,400 万人から 7,700万人まで増大（270万人／年の伸び）し、この結果、電化

率は 79.6%から 97.7%まで増大する。地域的には、ジャワ・バリ地区の電力需要は 144TWh から 275TWh

まで増大すると予測され、年率 7.6%の増加である。東インドネシア地区では、18TWhから 46TWhまで年

率 10％以上と急速な増加となる。スマトラ地区では、26TWhから 66TWhまで需要の成長が期待され、年

率 10.6%の増加である。

ジャワ・バリ地区では、産業の顧客が総需要の中で最も大きい部分を占め、総需要の 38.5%となる。

東インドネシア地区及びスマトラ地区の消費の割合は、産業の顧客が占める割合は、それぞれ 11%及び

15.8%で相対的に小さい。また、この地区では家庭用の需要が全体を支配し、それぞれ 62%と 55%となる。

このように電力需要の成長の大半は、首都ジャカルタのジャワ島によるものである。しかしながら、

インドネシアは 17,000 を越える島を有しており、未だ各島の地方電化は遅れ、現在も全世帯の約 2 割

28

が電気なしで暮らしているという実態がある。

図 1-13 2012年と 2022年時点での PLNの地域別電力販売量予測

出典：PLN電力供給事業計画（RUPTL、2013年版）

(注) 2012年から 2022年までに増加する電力需要は、10年間の平均経済成長率を 6.9%

と仮定して 386TWhと積算したものである。

d) 電力供給計画

インドネシアの経済成長に見合う電力需要を満たすにはインドネシア全体で 59.5GWの追加の発電供

給能力が必要である。これは年平均で 6GWの増加で、RUPTL計画では PLN及び IPPの両方で、16.9GW（28%）

及び 25.5GW（43%）の電力供給を開発し、残りの 17.1GW（29%）は開発者と出資者の見通しが決まって

いない状況である。RUPTLでは、電力供給計画をまかなう発電所システムを次のように計画している。

新石炭火力発電：37.9GW（全体の 63.8%）

ガスタービン発電：5GW（8.4%）

水力発電：6.5GW（11.0%）

地熱発電：6.0GW（10.2%）

29

図 1-14 電力供給計画（PLN 及び IPP）

出典：PLN電力供給事業計画（RUPTL、2013年版）

次に、エネルギー鉱物資源省の電力需要予測では、2013年から 2022年の 10 年間で必要となる電力需

要は、年平均 7.4GWで増加し、2022年には発電容量が 100GWを超える。また、2013年から 2031年まで

を見ると年平均 12.4GW で増加、発電容量は 254GW となる見込みである。これは近年の日本の発電容量

を上回る値である。（エネルギー白書 2013によると日本の 2011年の設備容量は約 245GW。）

図 1-15 エネルギー鉱物資源省による電力需要の見通し

出典：エネルギー鉱物資源省講演資料（2013年9月）

30

e) 電気料金

インドネシアはこれまで補助金により電気料金が低く抑えられてきたが、年々増大する補助金に

よる財政負担を抑制するため、2013 年 1月、電気料金の値上げが国会で採択された。電気料金を 3

カ月毎に 3～4%値上げすることとされ、2013 年 10 月で合計 15%の料金値上げが行われた。

f) 産業用電気料金値上げ・電気料金自動調整制度

エネルギー鉱物資源省は、2014年 1月 21日、産業用の電気料金（大企業向け）を 2014年 5月 1日か

ら値上げすると発表した。契約容量が 200kVA以上（契約区分Ｉ-3）で 38.9%の値上げで、２～４ヶ月ご

とに 8.9%ずつ引き上げていく。 3 万 kVA以上（契約区分Ｉ-4）では 64.7%の値上げで、２～４ヶ月毎に

13.3%引き上げる予定である。従って、産業用の電気料金の値上げ総額が年間で 8兆 8500億 Rpになる

と予測されている。

また同日 2014年 1月 21日、国会は電力使用者の次の 4つの契約区分において電気料金自動調整制度

の政府案を採択した。

契約区分 R-3（6600VA 以上の家庭用）

契約区分 B-2（6600VA～200kVAの業務用）

契約区分 B-3（200kVA 以上の業務用）

契約区分 P-1（6600VA～200kVAの政府機関）

これら 4 つの契約区分は、2013 年 10 月以来補助金を受けていない。この新制度の下で、4 つの契約

区分の電気料金は、為替レートや石油価格、インフレ率に連動させる計画である。料金の計算方法など

の詳細は今後詰めることになるが、新制度への移行で１兆 4,200 Rp の支出を抑えることができると試

算されている。

また、エネルギー鉱物資源省は、経済指標に基づいて電気料金を変動する電気料金自動調整制度の拡

大を計画しており、早ければ 2015年から電力消費の少ない家庭や商業施設を除いて電気料金（全 17分

類）が変動制に入る予定である。

g) PLNへの政府補助金

以下に PLNへの政府補助金の推移を示す。インドネシア政府は電気料金に対し補助金を支払っている

が、これは PLN の電気料金収入等では賄いきれない発電コスト等の赤字分の補填をしており、PLN は一

括してこの補助金を受領する。これにより燃料費が高騰しても電気料金が安く抑えられるようにしてい

る。なお、政府補助金は財務省令により計算方法が決められ、料金区分ごとに電力販売価格と発電コス

トを比較し電力販売価格が小さい場合に、その差額に基づき補助金を算定している。

31

図 1-16 電気料金に対する政府補助金の推移

出典：PLN Annual Report各年版より調査団作成

2000年代初頭までは電気料金を段階的に値上げしたこともあり、政府補助金は 3～4兆 Rpで推移して

いた。その後、石油価格の高騰や政府の石油製品に対する補助金削減のため燃料価格が大幅に上昇し、

政府補助金もそれに伴って増加した。2009年には燃料価格が下がったことや燃料の転換が進んだことな

どから一時減少したものの、その後は再び増加傾向にあり、2012年には 103兆 Rpにまで達している。

表 1-4 PLNの平均販売電力量単価の推移（Rp/KWh）

年

地域 2008年 2009年 2010年 2011年 2012年

ジャワ‐バリ 634 661 697 709 732

外島 729 681 706 729 717

全体 655 666 699 715 728

（円貨相当額） 5.27円 6.42円 6.50円 6.22円 6.50円

(注)円貨相当額は年度末（各年12月末日）レートにより算出

出典：PLN Annual Report各年版

表 1-5 発電コスト（2012年、Rp/KWh）

水力火力ﾃﾞｨｰｾﾞﾙｶﾞｽﾀｰﾋﾞﾝ地熱ｺﾝﾊﾞｲﾝﾄﾞ平均

155.87 810.14 3,168.58 2,362,99 1,121.50 1,001.80 1,217.28

出典：PLN Annual Report各年版

4739 4097 3470

12511

3290936605

78577

5372058108

93178

103331

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

(単位：10億 Rp）

32

h) PLNの経営状況

PLN の経営は、2008年から 2012年の間に営業収入が約 51％増加し、毎年順調に収入は増加している。

しかしながら、燃料価格の高騰などから政府補助金がなければ赤字という状況が続いている。

表 1-6 PLNの総販売電力収入（10億 Rp）

年

地域

2008年

前年

比

(%)

2009年

前年

比

(%)

2010年

前年

比

(%)

2011年

前年

比

(%)

2012年

前年

比

(%)

ジャワ‐バリ 63,884 9.2 66,960 4.8 76,875 14.8 83,411 8.5 94,098 12.8

外島 20,603 16.1 22,678 10.1 26,099 15.1 29,434 12.8 32,624 10.8

合計 84,487 10.8 89,638 6.1 102,974 14.9 112,845 9.6 126,722 12.3

（円貨相当額） 6,800

億円

8,630

億円

9,580

億円

9,820

億円

11,318

億円

(注)2010年7月に電力料金の15％の値上げを実施

出典：：PLN Annual Report各年版

3）エネルギー関連事業の構造

a) 電気事業の概要

現在の電気事業体制は、発電部門を PLN と PLN の子会社あるいは IPP が受け持ち、送配電部門を PLN

が独占している。なお、PLN では分社化や事業部制を推進しており、発電子会社や特定地域（第 2 のシ

ンガポールを目指すバタン島などの特定開発地域）で発電送配電を担当する子会社を設立しているほか、

各部門をビジネスユニット化（独立採算を意識した事業部制の導入）している。また、地方電化に関し

ては、「協同組合・中小企業担当国務大臣府（SMOC & SMEs）」の管轄下に、「村落協同組合（KUD）」と呼

ばれる住民組織が全国に点在しており、PLN の電力系統から孤立した僻地において電力供給を実施して

いる。

電力セクターに関わる行政組織としては、エネルギーの開発政策及び利用分野における統合的な政策

の策定を担当する国家エネルギー審議会（DEN）、国家開発政策や調整を担う国家開発企画庁（BAPPENAS）、

PLN を監督し資源エネルギー分野全般を担うエネルギー鉱物資源省（MEMR）、PLNを所有・管理する国営

企業国務大臣府、予算を承認する財務省（MOF）、エネルギー政策の策定や調整を担う「国家エネルギー

調整委員会（BAKOREN）」、原子力発電に関する研究・開発を行う「インドネシア原子力庁（BATAN）」な

どが存在する。

33

図 1-17 電気事業体制

(注) PLN以外の事業者の発電電力は原則 PLNに卸売りすることとなっているが、旧電力法の下、工業団

地への電力の安定供給の見地から特例として PT Cikarang Listrindo、PT Krakatau Daya Listrik

など 4社に特定供給が認められている。

出典：海外電力調査会「海外諸国の電気事業第 1 編追補版 2 アジア主要国のエネルギー・電力事情

2011年」を基に調査団作成

b) エネルギー鉱物資源省（MEMR）

エネルギー鉱物資源省は、インドネシアのエネルギー分野全般を所掌する主要機関であり、国営エネ

ルギー関係企業の規制・監督を行う。エネルギー部門の開発に加え、エネルギー及び鉱物資源の調査や

研究実施に関するデータ提供・分析も担っている。2010年、エネルギー鉱物資源省は、再生可能エネル

ギーの開発と推進を進めるため、新たに新・再生可能・省エネルギー総局（DGNREEC）を設立した。こ

の新総局の形成（旧鉱物・石炭・地熱総局から地熱部門が、旧電力・エネルギー利用総局からエネルギ

国家エネルギー

審議会（DEN）

エネルギー鉱物

資源省（MEMR）

国家開発企画庁

（BAPPENAS）

国営企業国

務大臣府

財務省

（MOF）

原子力庁

（BATAN）

原子力規制庁

(BAPETEN)

協同組合・中小企業担当

国務大臣府

（SMOC & SMEs）

IPP 地方政府自家発電村落協同

組合（KUD）

需要家需要家需要家需要家

PT. PLN

(送・給電)

P3B ジャワ・バリ

P3B スマトラ

(発電)

インドネシアパワー社

ジャワ．バリ発電会社

(特定地域の発送電)

PT PLN Batam

PT PLN Tarakan

・発電

・送配電

・顧客サービス

余剰電力電力

卸売

電力

卸売

サポート

指導

調整

予算の承認所有・管理規制・監督

国家開発政策等の

策定・調整

原子力の研究・開発原子力規制業務

34

ー利用部門が分離し DGNREEC に統合）により再生可能エネルギー全体の規制監督が強化されている。

MEMRを構成する総局のひとつ、電力総局（旧電力・エネルギー利用総局）が電力部門を規制・監督し、

電力部門の政策策定、基準・手続き、標準の調整や技術指導・評価の役割を担っている。また、電力需

給予測、送電網計画、投資・資金政策、新・再生可能エネルギー利用政策などを盛り込んだ国家電力総

合計画（RUKN）策定の責任を負っている。

図 1-18 エネルギー鉱物資源省の職員配置（2013年）

出典：エネルギー鉱物資源省公表情報より調査団作成

c) 国有電力会社（PLN）

インドネシアの発電事業は、政府が 100%保有の株式会社である PLNとその子会社及び IPP（独立発電

事業者）が受け持ち、送配電部門は PLNが独占している。事業規模が大きいジャワ・バリ地域では、発

電部門は 2 つの発電子会社（インドネシアパワー社、ジャワ・バリ発電会社）を所有し、送配電は PLN

内で業務分離（ジャワ・バリ送電・給電センター（P3B Jawa Bali）と 5 つの配電事務所）して運営し

ている。また、スマトラ地域では、２つの発電ビジネスユニット（北スマトラ発電 BU、南スマトラ発電

BU）とスマトラ送電・給電センター（P3B Sumatra）、7 つの地域支店で運営している。その他の地域で

は、地域支店として垂直統合的な業務運営を行っている。その他に PLNの子会社として特定地域での電

力供給を行う PLN Batam（保税地域バタム島で事業実施）や PLN Tarakan（東カリマンタン州のタラカ

ン島で事業実施）がある。

表 1-7 PLNの事業体制

ジャワ・バリスマトラその他

発電 PLN各発電所

インドネシアパワー社

ジャワ・バリ発電会社

IPP

北スマトラ発電 BU

南スマトラ発電 BU

IPP

9つの地域支店

及び

PLN Batam

PLN Tarakan

送変電ジャワ・バリ送電・給電セ

ンター（P3B Jawa Bali）

スマトラ送電・給電センタ

ー（P3B Sumatra）給電

配電・営業 5つの配電事務所 7つの地域支店

出典：海外電力調査会資料などを基に調査団作成

35

PLN は社長の下に 8 名の取締役がおり、うち 5 名は燃料・人事総務、建設、資材、営業・リスク管理、

財務の 6 部門を掌握し、3 名はジャワ・バリ、西インドネシア及び東インドネシアの各地域担当となっ

ている。2011 年 10 月、ユドヨノ政権の内閣改造によるダーラン・イスカン前社長の国営企業担当相へ

の就任に伴い、ヌル・パムジ前取締役（一次エネルギー担当）が社長に就任した。

2014年 10月の新政権の誕生で、2015年のはじめにエネルギー鉱物資源省の総局長を含む幹部職員及

び PLNの社長を含む幹部職員の大幅な人事が行われ、2014年 12月に公募人事が発表された。

d) IPP（独立発電事業者）

インドネシアでは 1980年代後半、急増する電力需要への対応が PLNだけでは困難となったことから、

1992年より電力事業における民間資本の導入（IPPの参入）が始まった。現在インドネシアの発電設備

容量の 22%を IPPが占めている。

図 1-19 発電設備容量に占める各自業者比率

注）PPU：Private Power Utilities

出典：エネルギー鉱物資源省・ジャルマン総局長講演資料 2013年 11月

IPP により発電された電力は全て PLNが買い取ることになっており、IPP事業を行う民間事業者が PLN

へ電力販売をする際は原則競争入札を通じて行うことになっている。ただし、①再生可能エネルギーを

利用した発電（マイクロ水力、地熱、バイオマス、風力、太陽光）、②余剰電力、③電力供給危機地域

などへの供給の場合は入札を通さずに直接指名ができる 4。

2014年 2月のメディアからの取材においてジャルマン電力総局長は、発電所建設資金の 50%が民間資

金によって供給されることを期待していると発言している。

4) 電源設備及び系統の現状及び計画

a) 国家電力総合計画（RUKN）と電力供給事業計画（RUPTL）

インドネシアの具体的な電力開発計画は、国家電力総合計画（RUKN）と電力供給事業

計画（RUPTL）の２つがある。RUKN がエネルギー政策を踏まえた総合的な電力開発計画であるのに対

し、RUPTL は個別プロジェクトを反映した PLN の電力事業計画で毎年作成されている。公式には、RUKN

の改定を受けて RUPTL が策定されることになっているが実情はそうなっていない。RUKN は、2008 年に

改定されたが、2009 年に電力法が改正され、RUKN は国会の承認が必要となったため、エネルギー鉱物

4 この他に例外として，実績のある IPPは同一地点の増設（既存の容量より大きい容量の増設の場合は，より効率が高い、

より環境負荷が少ない設備の場合に限る）は入札を経ず随意契約を認めることとしている。

Director of Finance

Head of Corporate Finance Division

Head of Budget Monitoring Planning Division

Head of Accounting Tax and Insurance Division

Head of Treasury Division

Head of Information System Division

Resources and

General

Affairs Resources and

General

Affairs Resources and

General

Affairs Head of Corporate Legal

Internal Supervisory Unit

Corporate Secretary

Head of Corporate Delivery Unit

出典：PLN Annual Report 2012

36

資源省で作成した政府案を提出するものの国会で審議未了で改定されずに現在に至っている。現在、電

気料金値上げの方策にいての考え方を含む内容で改訂案（2015-2040年）が作成中である。

RUPTL の最新版は、2013 年 12 月、2008 年版の RUKN を参照する形で RUPTL2013 年版（2013 年～2022

年）が公表された。

表 1-8 RUKNと RUPTLの特徴

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総合計画。需要予測、

1次エネルギー、電力計画、所要資金

など。期間は 20年間。

RUKNに基づいて PLNが定める電力供給

計画。期間は 10 年間。

更新毎年改定(本来) 毎年更新（RUKN に基づいて作成）

出典：国家電力総合計画（RUKN）、電力供給事業計画（RUPTL）を基に調査団作成

RUPTL2012-2021 の開発計画では、2022 年の電力エネルギー需要は、358,000GWh（2012 年の販売電力

量は、173,990GWｈ）で、年平均 8.65％の増加率と予測している。2012～2021 年の発電容量の増強は、

インドネシア全体で約 57.3GW、年平均 5.7GWの追加となる。

図 1-20 電力供給力増強計画

出典：PLN社長講演資料 2013年 9月

■その他 ■ガス ■コンバインド ■地熱 ■水力 ■石炭

容量拡大計画

(2012年 – 2021年) ：

■ 石炭: 38 GW

■ 地熱 : 6.3 GW

■ 水力 : 6.3 GW

■ ガス : 4 GW

■ コンバインド : 2.5 GW

■ その他 : 0.28 GW

37

下図は、2022 年におけるインドネシアの電力供給におけるエネルギーミックスを示すもので、石炭

（65.6%）、LNGを含む天然ガス（16.6%）、地熱（11.0%）、水力（5.1%）、石油等（1.7%）の構成となって

いる。

図 1-21 燃料タイプ別の電力供給量

出典：PLN社長講演資料 2013年 9月

＜参考：最近のジャワ・バリ系統の設備予備力＞

2013年 5月 7日、PLNはジャワ・バリ系統で過去最大電力（ピーク電力）として所内電力を含まない

ネットで 21,968MW、所内電力（2.5％）を含むグロスで 22,517MWを記録した。現在 PLNのジャワ・バリ

系統における施設出力（ネット）は 29,159MW であり、最大電力（ネット）との比は約 75％、つまり数

値上は予備力約 25％程度となる。しかし、経年劣化、水力の乾期による出力減、定期点検、事故停止等

により電力需給の状況を分析すると次のようになる。

表 1-9 最近のジャワ・バリ系統の電力需給の状況を分析

項目電力量

・施設出力（ネット） 29,159MW

・経年劣化による出力減

▲6,702MW ・水力の乾期による出力減

・定期点検（主に火力）

・事故停止点検他

当日供給可能出力 22,457MW

最大電力（ネット） 21,968MW

運転中予備力 489MW

出典：東電設計ジャカルタ事務所

38

以上のことから、現在の運転中予備力は、ほぼない状態で電力需給バランスは大変厳しい状況にある。

なお、PLN は運転中予備力（当該日の可能供給力－当該日の需要）が最大単機容量（スララヤ火力発電

所の 600MW）を下回った場合を SIAGA（Emergency）としており、万一最大単機容量が発電所側の事故で

供給不能となった場合、電力需給バランスを維持できなくなるため、その際の一部系統の切り離し（強

制停電）の手順を事前確認するとしている。

b) 二つのクラッシュプログラム

インドネシアでは急成長する電力需要への対応と石油依存の低減を目指し、非石油燃料発電所の電源

開発を加速させる二つの開発プログラムを「クラッシュプログラム」と名づけられ大統領令で推進して

いる。

表 1-10 クラッシュプログラムの概要

第一次クラッシュプログラム第二次クラッシュプログラム(当初)

開発計画年 2006-2009 2010-2014

開発方式 PLN100% PLN 44%(422万ｋW)

IPP 56%(531万 kW)

電源開発量約 10,000MW

（内訳：ジャワ・バリ 6,900MW、

その他 3,100MW）

約 10,000MW

（内訳：ジャワ・バリ 5,070MW、

その他 4,452MW）

背景(目的) ・緊急電源開発(ジャワ・バリ中心)

・脱石油政策

・緊急電源開発

・電源の多様化

・再生可能エネルギーの導入

電源種別石炭 100% ・再生可能エネルギー 54%

(内訳：地熱 41%,水力 13%)

・化石燃料 46%

(内訳：石炭 36%, ガス 1%, CC 9%)

法的根拠大統領令（No.71/2006）大統領令（No.4/2010）

開発所要資金電源：80億 US$ 電源：160億 US$

送電設備：4億 US$

出典：第一次クラッシュプログラム、第二次クラッシュプログラム(当初)を基に調査団作成

①第一次クラッシュプログラム

PLN は、発電所の建設では迅速性を重視し、技術基準を満たしていれば最先端技術は必要とせず、最

低価格を提示した企業に落札との方針により、第一次クラッシュプログラムの大半を中国企業が落札し

た。しかし、金融危機などの影響で中国からの資金調達面で問題が発生したり、中国の業者による工期

遅延等で 2009 年中に運転を開始した発電所は Labuan 発電所 1 号機（32 万 kW）の 1 ユニットのみであ

った。また、既に運転を開始した発電所も設備不良による事故停止が頻発し、2013年末で 6,377MWの達

成率は 64.2%に留まっている。なお、当初計画の残りの 35.8%の 3,550MW は、2014 年/2015 年には完成

予定であると、エネルギー鉱物資源省は説明している。

39

②第二次クラッシュプログラム

温暖化ガス排出と石炭輸送インフラ整備の問題がクローズアップされたため、第 2次計画では電源の

多様化を図り、地熱(計画の約 4割を占める)や水力等再生可能エネルギーの開発に重点を置き IPPによ

る開発を全体の 55.7%まで導入するといった特徴がある。

その後、第二次クラッシュプログラムでも政府保証がつかず資金手当の目処が立たな

いなど多くのプロジェクトの進行に遅れが生じ、また、そのいくつかはガス供給不足や地熱発電所の

開発準備不足などの理由により開発が中止された。このため、第二次クラッシュプログラムは、2012年

1 月、2013 年 8 月に見直しが行われ、現在、開発容量が約 17,018MW に拡大されたが、2013 年末までに

完了したプロジェクトはない。

c) 投資ニーズ

発電、変電、送電等のインフラの開発投資額は、PLN プロジェクトに対して 711 億米ドルが、民間部

門の IPP プロジェクトと合算した総額の 1,252 億米ドルの投資が期待され、2013 年から 2022 年までの

各年の投資額は次のとおりである。

図 1-22 電力開発のための投資額

出典：電力供給事業計画（RUPTL）

今までのところ、多くの PLN プロジェクトは、外国政府からの借款（２ステップローン）を通して実

施されているが、2006年以来、この種の貸付金が減少しはじめ、債券（ローカル＆グローバル）の発行

が増加している。クラッシュプログラムでは、政府保証による PLN貸付金であったが、最近は、世銀に

よる揚水発電所建設や JICA によるジャワ－スマトラ連携送電にみるように、PLN は借款から多国間の債

権で資金を得ている。

40

5) 石炭に関する動向

a) インドネシアにおける石炭資源概要

①石炭の分布、資源量、埋蔵量

図 1-23 にインドネシアの石炭の分布を示す。大規模に存在するのはスマトラ島、カリマンタン島で

あり、スラウェシ島や最大の人口を擁するジャワ島やにはわずかな分布となっている。

図 1-23 インドネアの石炭分布の状況

出典：JCOAL提供資料・情報に基づき調査団作成

インドネシア全土における石炭資源探査は進んでいる。従って新しい炭層が発見されてきているため、

今後分布図も変更されることになる。

表 1-11 にはインドネシアの石炭資源量、埋蔵量の内訳を示す。石炭資源量とはその地域に分布する

全石炭数量である。一方、埋蔵量とは経済的に採掘できる数量である。

インドネシアの石炭資源量は約 1,052 億トン、埋蔵量は 211 億トンである。また、地域別でみると、

スマトラ島とカリマンタン島でそのほとんどを占めている。

41

表 1-11 石炭資源量、埋蔵量（Mt）

出典：Indonesia Coal Book 2012-2013

ジャワ島とスラウエシ島には石炭は少ないことが分かっている。これは図 1-23 の石炭分布からも明

らかである。一方、パプア地域の石炭資源量、埋蔵量が少ないのは探査が進んでいないことが主な要因

である。今後の探査の進展によっては発熱量の高い石炭が確認される可能性を残している。図 1-24 に

地域別の資源量の状況を、図 1-25には地域別の埋蔵量の状況を示す。

単位：百万トン

仮想資源量予想資源量推定資源量確定資源量合計推定埋蔵量確定埋蔵量合計Nanggroe 5,057 5,469 3,560 4,864 18,950 0.00 0.00 0.00N.Sumatra 0.00 7.00 0.00 19.97 26.97 0.00 0.00 0.00Riau 12.79 467.89 6.04 1,280.82 1,767.54 1,354.76 585.61 1,940.37W.Sumatra 24.95 475.94 42.72 188.55 732.16 0.68 36.07 36.75Jambi 190.84 1,508.66 243.00 173.20 2,115.70 0.00 9.00 9.00Bengkulu 15.15 113.09 8.11 62.30 198.65 0.00 21.12 21.12S.sumatra 19,909.99 10,970.04 10,321.10 5,883.94 47,085.07 9,289.01 253.00 9,542.01Lampung 0.00 106.95 0.00 0.00 106.95 0.00 0.00 0.00Total 25,210.72 19,118.57 14,180.97 12,472.78 70,983.04 10,644.45 904.80 11,549.25Banten 5.47 5.75 0.00 2.09 13.31 0.00 0.00 0.00C.Jawa 0.00 0.82 0.00 0.00 0.82 0.00 0.00 0.00E.Jawa 0.00 0.08 0.00 0.00 0.08 0.00 0.00 0.00Total 5.47 6.65 0.00 2.09 14.21 0.00 0.00 0.00W.Kalimantan 42.12 468.95 3.39 2.58 517.04 0.00 0.00 0.00C.Kalimantan 197.58 951.86 17.33 471.89 1,638.66 10.14 64.14 74.28S.Kalimantan 0.00 5,525.16 362.59 6,377.81 12,265.56 1,806.56 1,797.80 3,604.36E.Kalimantan 14,396.27 11,068.56 4,755.42 7,684.72 37,904.97 3,141.20 2,762.63 5,903.83Total 14,635.97 18,014.53 5,138.73 14,537.00 52,326.23 4,957.90 4,624.57 9,582.47S.Sulawesi 0.00 144.94 33.09 53.09 231.12 0.06 0.06 0.12C.Sulawesi 0.00 1.98 0.00 0.00 1.98 0.00 0.00 0.00Maluku 2.13 0.00 0.00 0.00 2.13 0.00 0.00 0.00W.Papua 93.59 32.82 0.00 0.00 126.41 0.00 0.00 0.00Papua 0.00 2.16 0.00 0.00 2.16 0.00 0.00 0.00Total 95.72 181.90 33.09 53.09 363.80 0.06 0.06 0.12

39,947.88 37,321.65 19,352.79 27,064.96 123,687.28 15,602.41 5,529.43 21,131.84

Source:Indonesian Coal Book 2011-2012

資源量埋蔵量

Sumatra

JAWA

Kalimantan

EastIndonesia

Total

42

図 1-24 地域別石炭資源量の状況


図 1-25 地域別石炭埋蔵量の状況


0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

スマトラ

ジャワ

カリマンタン

東インドネシア

計

（Mt)

確定資源量推定資源量予想資源量推定資源量計

スマトラ 7,699.18 10,634.37 13,995.92 20,153.72 52,483.19

ジャワ 2.09 0.00 6.65 5.47 14.21

カリマンタン 14,537.00 5,138.73 18,014.53 14,635.97 52,326.23

東インドネシア 53.09 33.09 181.90 95.72 363.80

計 22,291.36 15,806.19 32,199.00 34,890.88 105,187.43

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

確定埋蔵量推定埋蔵量計

スマトラ

ジャワ

カリマンタン

東インドネシア

計

（Mt）


スマトラ 904.80 10,644.45 11,549.25

ジャワ 0.00 0.00 0.00

カリマンタン 4,624.57 4,957.90 9,582.47

東インドネシア 0.06 0.06 0.12

計 5,529.43 15,602.41 21,131.84

（Mt）

（Mt）

43

②インドネシア炭の品質的特徴

インドネシアの特徴として瀝青炭―亜瀝青炭および褐炭の割合が高いとされている。また、極めて少

量ではあるが無煙炭も生産されており、カリマンタン島の中央部ではコークス用高品位炭も確認されて

いる。表 1-12に発熱量別の資源量、埋蔵量を示す。資源量、埋蔵量ともに 80%以上は 6100kcal/kg以下

の石炭であり、特に埋蔵量では 41%以上の石炭が 5100kcal/kg以下の石炭である。品質別の石炭資源量、

石炭埋蔵量の状況を図 1-26、図 1-27にそれぞれ示す。高品位炭（High：6100-7100）、超高品位炭（very

High：>7100）が少ないことが理解できるが、7,100kcal/kg を超える石炭の資源量は約 10億トンと計上

されている。

表 1-12 石炭の品質別資源量、及び埋蔵量（Mt）


図 1-26 石炭品質別石炭資源量の状況


計 % 確定埋蔵量推定埋蔵量計 (%)

Low(<5100) 21,227.63 20.08 7,603.88 1,105.40 8,709.28 41.21

Medium(5100 -6100 ) 69,726.02 66.29 7,063.52 2,904.41 9,967.93 47.17

High(6100-7100) 13,220.61 12.57 861.73 1,410.44 2,272.17 10.75

Very High(>7100) 1,013.19 0.96 73.29 109.18 182.47 0.87

計 105,187.44 100.00 15,602.41 5,529.43 21,131.85 100.00

資源量埋蔵量品質(kcal/kg)

20.18%

66.29%

12.57%0.96%

Low(<5100)

Medium(5100 -6100 )

High(6100-7100)

Very High(>7100)

44

図 1-27 石炭品質別石炭埋蔵の状況


次に石炭品質別の資源量を地域別に見てみると、カリマンタンには高品位炭が約 118億トン、超高品

位炭が9億4,000万トンとなっている。ここでは表現されていないがパプアには高品位炭が900万トン、

超高品位炭が 3億トン賦存する。高品位炭はカリマンタンに多く、スマトラを含むその他の地域では少

量であるといえる。

図 1-28 石炭品質別資源量の地域別状況


0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000


Low(<5100)

Medium(5100 -6100 )

High(6100-7100)

Very High(>7100)

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

Low(<5100 kal/gr)

Medium(5100 -6100 kal/gr)

High(6100-7100)

Very High(>7100)

（Mt）

発熱量スマト

ラジャワ

カリマンタン

スラウエシ

パプア計

Low(<5100 kal/gr) 18,990 0.9 2,220 0.2 21,000

Medium(5100 -6100 kal/gr) 32,040 10 37,360 220 90 70,000

High(6100-7100) 1,040 2 11,790 10 9 13,000

Very High(>7100) 940 30 1,000

計 52,070 12.9 52,310 230.2 129 105,000

（Mt）

（Mt）

45

インドネシアの石炭埋蔵量の多くは発熱量が低い石炭であり、前述したとおり石炭埋蔵量に占める

5,100kcal/kg 以下の石炭の割合は 41%である。低品位炭を定義する基準はない。よって、ここでは

5,100kcal/kg程度、または、それ以下の石炭を低品位炭とし、その分布状況についてまとめた。これら

の石炭は亜瀝青炭、褐炭に属すると言える。低品位炭はカリマンタン、南スマトラ、ジャンビ、リアウ

に多く賦存する。

b) インドネシアの鉱業法に関する動き

①鉱業権について

炭鉱の動向を論ずるうえで重要なのは鉱業権である。鉱業権を国家または地方自治体でコントロール

することで政府は法令で炭鉱の活動を縛り納税させることができる。これはインドネシアだけの特長で

はなく、世界的共通事項である。

インドネシアの鉱業権には、諸外国同様、探査権と採掘権がある。石炭以外の鉱物に対してもこの２

つの権利は存在するが、ここでは石炭だけに的を絞って説明する。

探査権とは資源量や埋蔵量をボーリング等の方法により探査し確認するための権利である。探査の結

果、有望な鉱区に関しては、採掘して石炭を販売する企業が出現する。この採掘・販売を行うための権

利を採掘権と呼ぶ。こんの 2つの権利は国家または地方政府により発行される。

現存する鉱業権は国家が発行した CCoW (Coal Contract of Work)とよばれる国家と大手炭鉱間で締結

されたものと、IUP と呼ばれる地方政府が炭鉱会社に与えるも、の２種類に分割できる。このうち前者

は法新鉱業法（大統領令 2009 年第 4号、インドネシア語標記：UUNo4/2009 Tentang Pertambangan Mineral

dan Batubara）に基づき廃止されたため今後、継続する場合は IUPとしての登録となる。

さらに、IUPにはいくつか種類がある。鉱業事業許可（IUP：Izin Usaha Pertambangan）、市民鉱業許

可（IPR:Izin Pertambangan Rakyat）、特別鉱業事業許可（IUPK:Izin Usaha Pertambangan Khusus）等

であるがここでは詳細な説明は省略する。

CCoWにはこれまで大きな特権が与えられてきたが新鉱業法の下、次第にその権限が低下してゆくこと

になる。具体的な点は、今後は IUPでの申請となるため鉱区面積が狭くなること、更新までの期間が短

くなること、などがあるがその一方で鉱産税（採掘数量に比例した税）の比率が CCoWの 13.5％から IUP

の 3～7％に下がることになる。

総じて言えば、これまで国家は一部の炭鉱に対して大きな権限を与え、その代償として大きな課税を

行ってきたが、その大きさを見直し、権限を地方政府に委譲することでコントロールすることを目指し

ている。

②新鉱業法主要ポイント

以下、新鉱業法における主な内容について項目ごとに記載する。

ⅰ.国内市場供給義務（Domestic Market Obligation）

国内石炭需要の安全保障のために施行された法律で、炭鉱は国内需要が満たされた時に、石炭を輸出

することができる。よって、インドネシア政府は国内の石炭需要の規模を決める必要があり、また、炭

鉱の石炭生産量に対して国内石炭販売（供給）の最低割合（％）を決めなければならないとしている。

当然ながら国内市場に適した品質を生産する炭鉱もあれば、輸出に適した品質を生産する炭鉱もある。

46

そのため、国内供給義務を満たすために、炭鉱同士の Quota transfer（割当て権取引）が認められる。

なお、国内市場供給義務の数量は次の 3指標を鑑みて毎年 6月に決定される。

・国内生産者および消費者による次年度の石炭需要計画案

・石炭企業による次年度の石炭生産計画

・国内石炭需要と国内石炭販売最低比率に関するエネルギー鉱物資源大臣規則

また監視スケジュールが設定されており、国内供給義務を果たせなかった企業や守れなかった企業に

は罰則が課せられる。

表 1-13に示すとおり、2012 年の国内供給量は 6,725 万トンであったが、2013 年は 7,432万に増加し

ている。2012 年では石炭火力発電所が最も多く、5,469 万トンで 81%、続いてセメント、繊維、肥料が

1,223 万トンで 18.1%、鋳物冶金は 33 万トン程度で 0.49%である。石炭火力発電所で最も多いのは PLN

（55.29%）である。IPPも 23.72%と多い。その他ではセメント 12.49%、繊維・繊維製造が 2.87%で続い

ている。

2013年もその内訳は大きく変わっておらず、石炭火力発電所が最も多く 6,049 万トンで 81%、続いて

セメント、繊維・肥料が 1,309万トンで 17.61%、鋳物・冶金は 74万トンで 1%である。石炭火力発電所

で最も高い PLNは 4,929万トン、全体の 66.32%を占める。

2013 年は石炭生産量を 3 億 6,604 万トン見込んでおり、国内石炭販売最低比率は 20.30%である。こ

れまでは 25%が国内石炭販売最低比率であったが、計画よりも予想以上に生産量が伸び、予想ほど国内

消費が伸びていないため、全石炭生産量の中での国内供給量の割合は下がる傾向にある。

表 1-13 2012年及び 2013年の国内供給義務による国内供給先

出典：エネルギー鉱物資源省鉱物石炭総局

37.18 55.29 4.000-5.200 49.29 66.32 4.000-5.200

15.95 23.72 4.000-5.200 9.82 13.21 4.000-5.200

3.PT.FREEPORT INDONESIA（民間会社、銅山） 0.83 1.23 5.800 0.83 1.12 5.800

4.PT.NEWMONT NUSA TENGGARA（民間会社、銅山） 0.54 0.80 5.000 0.55 0.74 5.000

5.PT.PUSAKA JAYA PALU POWER（民間会社） 0.19 0.28 5.000

54.69 81.32 60.49 81.39

B.

1.PT.INCO（民間会社） 0.14 0.21 5.900 0.20 0.27 5.900

2.PT.ANTAM.Tbk（鉱物資源公社） 0.19 0.28 6.600 0.19 0.26 6.600

2.PT.Krakatau Steel（製鉄公社） 0.35 0.47 4.500-5.000

0.33 0.49 0.74 1.00

1.セメント会社 8.40 12.49 4.100-6.300 9.80 13.19 4.200-6.300

2.繊維、繊維製造会社 1.93 2.87 5.000-6.500 1.93 2.59 5.000-6.500

3.肥料会社 1.30 1.93 4.200-5.400 0.76 1.02 4.200

4.パルプ会社 0.60 0.89 4.500-5.500 0.60 0.81 4.500-5.500

12.23 18.18 13.09 17.61

67.25 100.0 74.32 100.0

鋳物・冶金

供給先

2012年 2013年

使用量（百万トン）

%発熱量GCV

（kg/kcal)使用量

（百万トン）%

発熱量GCV

（kg/kcal)

A.

石炭火力発電所（PLTU）

1.PT.PLN （電力公社）

2.IPP（民間発電）

小計

予定出炭量（DMO割合） 3億2,853万トン（20.4%） 3億6,604万トン（20.3%）

小計

C

セメント・肥料・繊維

小計

計

47

次に 2012 年、2013 年における各炭鉱への割当を表 1-14 に示す。CCoW 炭鉱、国営炭鉱（PTBA）、IUP

炭鉱について示している。2013年を見てみると、最も多いのは KPC炭鉱（下表 25番）で 1,076万トン、

全体の 14.5%、続いて Adaro 炭鉱の 1,015 万トン、全体では 13.7%となる。その他の炭鉱で 100 万トン

を超える炭鉱は、Arutomin 炭鉱、Berau Coal 炭鉱、Indominco Mandiri 炭鉱、Insani Baraperkasa 炭

鉱、Kideco Jaya Agung 炭鉱、Mahakam Sumber Jaya 炭鉱、Trubaindo Coal Mining 炭鉱、国営炭鉱の

Bukit Asam 炭鉱が上げられる。これらはいずれも CCoW 炭鉱である。一方、IUP 炭鉱では 100 万トンを

超える割当ての炭鉱は無い。

48

表 1-14 2012年、2013年国内供給義務による炭鉱別割当量

炭量％％

1. PT Adaro Indonesia 9,826,328 14.6% 13.7%

2. PT Antang Gunug Meratus 614,146 0.9% 1.2%

3. PT Artmin Indonesia 5,695,824 8.5% 9.0%

4. PT Asmin Koalindo Tuhup 726,739 1.1% 1.2%

5. PT Astaka Dodol 0 0.0% 0.1%

6. PT Bahari Cakrawala Sebuku 71,650 0.1% 0%

7. PT Bangun Banua Persada Kalimantan 204,715 0.3% 0.3%

8. PD Baramarta 767,682 1.1% 1.2%

9. PT Barasentosa 0 0.0% 0.5%

10. PT Berau Coal 4,517,450 6.7% 6.6%

11. PT Borneo indonesia 767,682 1.1% 0.5%

12. PT Baturona Adimulva 245,658 0.4% 0.7%

13. PT Batualam Selaras 12,283 0.0% 0.0%

14. PT Bharinto Ekatama 0 0.0% 0.5%

15. PT Dharma Puspita Mining 0 0.0% 0.1%

16. PT Firman Ketaun Perkasa 511,788 0.8% 0.7%

17. PT Gunung Bayan Pratamacoal 899,619 1.3% 0.9%

18. PT Indominco 2,988,841 4.4% 0.0%

19. PT Indexim Coalindo 92,122 0.1% 0.6%

20. PT Indominco Mandiri 0 0.0% 3.6%

21. PT Insani Baraperkasa 1,001,329 1.5% 1.7%

22. PT Jorong Barutama Greston 229,383 0.3% 0.3%

23. PT Kadya Caraka Mulya 71,650 0.1% 0.1%

24. PT Kalimantan Energi Lestari 111,570 0.2% 0.7%

25. PT Kaltim Prima Coal 9,274,007 13.8% 14.5%

26. PT Kideco Jaya Agung 6,960,316 10.3% 8.8%

27. PT Kartika Selabumi Mining 46,768 0.1% 0.2%

28. PT Lanna Harita Indonesia 614,146 0.9% 0.8%

29. PT Mahakam Sumber Jaya 1,740,079 2.6% 2.5%

30. PT Mandiri Inti Perkasa 675,609 1.0% 1.0%

31. PT Multi Harapan Utama 473,916 0.7% 1.3%

32. PT Multi Tambang Jaya Utama 106,313 0.2% 0.3%

33. PT Marunda Graha Mineral 242,149 0.4% 0.5%

34. PT Nusantara Thermal Coal 204,715 0.3% 0.3%

35. PT Perkasa Inakakerta 552,731 0.8% 1.1%

36. PT Pesona Khatulistiwa Nusantara 427,445 0.6% 1.2%

37. PT Pendopo Energi Batubara 0 0.0% 0.0%

38. PT Riau Bara Harum 307,073 0.5% 0.3%

39. PT Santan Batubara 552,731 0.8% 0.9%

40. PT Singlurus Pratama 516,957 0.8% 0.9%

41. PT Sumber Kurnia Buana 123,853 0.2% 0.2%

42. 685,796 1.0% 0.8%

43. PT Tanjung Alam Jaya 138,183 0.2% 0.1%

44. 0 0.0% 0.3%

45. PT Tubaindo Coal Mining 1,576,307 2.3% 1.6%

46. 200,130 0.3% 0.2%

47. PT Wahana Baratama Mining 921,218 1.4% 1.1%

55,696,899 82.8% 83.1%

103,208

825,633

258,020

1,224,906

PT Teguh Sinar Abadi 129,010

小計 61,764,047

PT Tanito Harum 619,247

963,274

206,416

344,026

259,740

782,832

860,066

20,642

258,020

688,053

688,053

148,365

PT Tambang Damai

774,059

430,033

2,677,901

1,255,696

240,818

59,861

516,039

10,760,942

6,536,499

154,812

602,046

1,892,145

20,642

349,531

61,925

516,039

695,824

860,065

344,026

4,902,374

344,026

516,039

A コントラクター（CCoW)

0

2012年 2013年

炭量

10,151,832

860,065

6,700,209

860,065

94,607

0

206,416

49

出典：エネルギー鉱物資源省鉱物石炭総局

今後の DMOの方向性としては増加することが予想できる。インドネシアは諸外国からの活発な投資に

より、工場等の電力需要施設の建設が進められている。従って慢性的な電力不足にあり、この解消を目

的とした DMO強化策は今後とも国家的課題であるからである。また、資源ナショナリズムの立場からも、

鉱産品の国内利用の推進が市民権を得ていることも要因である。

ⅱ.国家による石炭価格の設定について（HBA および HPB）

2009年の新鉱業法からは、石炭販売価格を国が管理するしくみとなっている。立法では石炭の品位（銘

柄別）によって石炭標準販売価格を毎月設定しておりこれを公開する。政府はこの価格に基づき鉱産税

を各炭鉱に課している。石炭標準販売価格は次の 4指標を基に算出されている。

炭量％％

PT Bukit Asam (Persero) Tbk. 2,661,297 4.0% 3.0%

炭量％％

1. PT Admitra Baratama Nusantara 777,918 1.2% 0.9%

2. PT Arzara Baraindo 213,927 0.3% 0.3%

3. PT Bara Harmonis Batang Asam 0 0.0% 0.3%

4. PT Bara Kumala 0 0.0% 0.6%

5. PT Batu Gunung Mulia 291,719 0.4% 0.3%

6. PT Berau Bara Energi 194,479 0.3% 0.2%

7. PT Bhumi Rantau 291,719 0.4% 0.3%

8. PT Bukit Baiduri Energi 470,845 0.7% 0.8%

9. PT Binamitra Sumberta 194,479 0.3% 0.2%

10. PT Cahaya Energi Mandiri 194,479 0.3% 0.2%

11. KUD Gaiah Mada 0 0.0% 0.4%

12. PT Jembavan Muarabara 991,845 1.5% 1.2%

13. PT Kemilau Rindang Abadi 816,814 1.2% 1.0%

14. PT Karya Utama Banua 291,719 0.4% 0.3%

15. PT Kayan Putra Utama Coal 583,438 0.9% 0.7%

16. PT Kitadin 0 0.0% 0.4%

17. PT Lamindo Inter Multikon 952,949 1.4% 1.1%

18. PT Lembuswana 388,959 0.6% 0.5%

19. PT Mega Prima Persada 350,063 0.5% 0.4%

20. PT Mitra Jaya Abadi Bersama 0 0.0% 0.3%

21. PT Multi Sarana Avindo 680,678 1.0% 0.8%

22. PT Pipit Mutiara Java 388,959 0.6% 0.5%

23. PT Seeongga Sumber Lestar 291,719 0.4% 0.3%

24. PT Sinar Kumala Naga 233,375 0.3% 0.3%

25. PT Tunas Muda Jaya 291,719 0.4% 0.3%

26. PT Surya Sakti Darma Kencana 0 0.0% 0.4%

27. PT Telen Orbit Prima 0 0.0% 0.3%

28. PT Transisi Energi Satunama 0 0.0% 0.4%

8,891,802 13.2% 13.9%

67,250,000 100.0% 100.0%

C. IUP（鉱業許可）炭鉱

国営炭鉱B.

2012年

2012年 2013年

炭量

2,236,171

172,013

688,053

189,214

195,910

448,449

258,020

172,013

258,020

599,036

172,013

2013年炭量

344,026

299,756

877,267

722,455

258,020

516,039

295,002

842,864

344,026

309,624

217,098

602,046

小計 10,319,752

総計 74,320,000

258,020

206,416

258,020

279,434

225,418

311,480

50

・Indonesian Coal Index

・Platts

・Newcastle Export Index

・Newcastle Global Coal Index

この石炭標準販売価格は HBA（インドネシア語で Harga Batubara Acuan：日本語訳は石炭価格指標）

と呼ばれ 8銘柄の石炭を基に決定される。その後、この 8銘柄を基準に、60銘柄の価格を決定する。こ

れは HPB（Harga Potokan Batubara）と呼ばれる。HBA、HPBともに毎月公開され、その価格は US＄であ

り、条件は FOB/Vessel、つまりインドネシア沖で大型船に積込を行った後の価格であり山元価格ではな

い。

表 1-15 に 2014 年 9 月分の HBA および HPB 価格を示す。表より判明できるが、この価格は発熱量

（kcal/kg）、全水分（TM％）、全硫黄（TS%）、灰分（Ash%）をベースとして決定されている。表中の 1

～8までは主要 8銘柄（HBA）である。最も価格が高い石炭は Gunung Bayan Pratama Coal炭鉱の Gunung

BayanⅠ銘柄であり、これは 7,000kcal/kg の発熱量を示し、74.69US＄/t で取引されている。一方最安

値は LIM3000 とよばれる銘柄でありこれは 2,995kcal/kg の発熱量を示し、17.22US＄/t で取引されて

いる。近年の特徴としては、これまで 3,000kcal/kg 以下の石炭には価格がついておらず、山元コスト

＋25％マージンの価格で取引されていたが、LIM3000 のように 3,000kcal/kg以下の石炭に対しても価格

が発生してきていることである。

表 1-15 HBAおよび HPB（2014年 9月分）

HARGA BATUBARA ACUAN (HBA) &HARGA PATOKAN BATUBARA (HPB)

BULAN SEPTEMBER 2014

HBA

HBA (US$/Ton)

69.69 FOB Vessel Kualitas:

CV = 6322 kcal/kg GAR; TM = 8 %;TS =

0.8 % ar; Ash = 15% ar

HPB BATUBARA MARKER

NO MEREK DAGANG/BRAND

KUALITAS TYPICAL HPB

MARKER

(US$/ton) CV

(kcal/kgGAR)

TM

(%)

TS

(%, r)

Ash

(%,ar)

1 Gunung Bayan I 7,000 10.00 1.00 15.00 74.69

2 Prima Coal 6,700 12.00 0.60 5.00 75.45

3 Pinang 6150 6,200 14.50 0.60 5.50 68.12

4 Indominco IM_East 5,700 17.50 1.63 4.80 57.11

5 Melawan Coal 5,400 22.50 0.40 5.00 55.74

6 Envirocoal 5,000 26.00 0.10 1.20 52.65

7 Jorong J-1 4,400 32.00 0.25 4.15 42.39

8 Ecocoal 4,200 35.00 0.18 3.90 38.82

51

CONTOH HPB BATUBARA LAINNYA YANG TERDAFTAR DI DITJEN MINERBA



MARKER

(US$/ton) CV

(kcal/kgGAR)

TM

(%)

TS

(%, r)

Ash

(%,ar)

9 Gunung Bayan II 7,000 12.00 2.00 10.00 71.01

10 Marunda Thermal Coal 6,600 11.00 0.50 10.00 73.58

11 Trubaindo HCV_HS 6,553 12.00 1.69 4.21 69.85

12 Medco Bara 6500 6,500 10.00 3.28 9.38 62.42

13 Trubaindo HCV_LS 6,423 11.50 0.71 4.76 72.57

14 AGM Waruba Coal 5,313 23.00 0.24 4.00 55.66

15 Pinang 6000 NAR 6,300 14.00 0.60 5.50 69.52

16 ArutminSatui 10 6,300 11.00 1.00 10.00 68.38

17 ArutminSenakin 6,250 11.00 1.00 12.00 67.05

18 Arutmin A6250 6,250 10.00 1.20 12.00 67.00

19 Mandiri A 6,210 10.00 0.70 4.65 71.51

20 Wahana Coal 6,200 12.00 0.90 10.00 66.97

21 Medco Bara 6200 6,200 10.00 4.00 12.00 55.26

22 IndomincoIM_West / 6500 6,171 15.50 0.76 5.22 66.55

23 TAJ Coal 6,200 10.00 1.00 14.00 66.46

24 Mandiri B 6,148 10.00 1.26 4.70 68.58

25 Trubaindo MCV_LS 6,143 14.00 0.76 5.20 67.38

26 SKB Coal 6,130 9.00 2.20 17.00 60.44

27 Baramarta Coal 6,112 9.50 0.95 13.00 66.48

28 Arutmin A6100 6,100 11.50 1.00 12.50 64.88

29 Insani Coal 6,050 19.00 0.15 3.20 66.06

30 BCS Coal 5,915 15.10 0.56 9.40 63.37

31 IndomincoIM_West / 6350 6,029 15.50 0.71 5.22 65.31

32 Bangun Coal 6,072 10.02 2.20 14.91 59.90

33 Pinang 6000 6,000 16.00 0.60 5.00 65.19

34 Indominco IMM_MCVHS 5,970 15.50 1.65 5.05 61.02

35 Multi Coal Low 5,950 16.00 1.00 7.00 62.29

36 Multi Coal Middle 5,900 16.00 2.00 7.00 57.78

37 Pinang 5900 5,900 19.00 0.90 4.50 61.06

38 Arutmin A5900 5,900 12.00 0.90 13.00 62.61

39 Multi Coal High 5,765 16.00 3.20 7.00 51.62

40 KCM Coal 5,730 10.50 0.90 20.50 58.85

41 TSA Coal 5,700 18.00 2.00 8.00 54.00

42 Tanito Coal 5,700 17.50 1.00 8.50 58.15

43 Mahakam Coal 5,700 17.50 1.00 8.50 58.15

44 Ebony High Sulphur 5,700 18.00 1.75 4.70 56.32

45 Pinang 5700 5,700 19.00 0.50 5.00 60.52

46 IBP 5500 5,500 20.00 1.00 7.00 55.12

47 Arutmin A5700 5,700 11.00 0.80 14.00 61.18

52



MARKER

(US$/ton) CV

(kcal/kgGAR)

TM

(%)

TS

(%, r)

Ash

(%,ar)

48 BSS Coal 5,520 10.00 0.45 15.50 60.73

49 LannaHarita Coal 5,500 22.00 1.00 6.00 54.20

50 Pinang 5500 5,500 21.00 0.40 5.50 57.46

51 Mahoni Medium Sulphur 5,500 20.00 1.30 4.70 54.84

52 Mahoni 5,500 20.00 0.80 4.70 56.84

53 Mahakam Coal B 5,400 23.00 1.50 8.00 49.82

54 Mahoni B 5,300 22.50 0.80 4.60 53.38

55 Kideco Coal 5,125 24.50 0.10 2.00 54.36

56 Agathis 5,100 25.00 0.82 4.50 49.95

57 LannaHarita Coal 5,000 27.00 1.20 6.00 45.73

58 IBP 5000 5,000 25.00 1.00 7.00 47.33

59 Sungkai Medium Sulphur 5,000 26.00 1.30 4.50 46.53

60 Sungkai 5,000 26.00 0.90 4.50 48.13

61 Sungkai High Sulphur 5,000 26.00 1.70 4.50 44.93

62 Arutmin A5000 5,000 22.40 0.54 8.90 49.97

63 AGM Warute Coal 4,350 33.00 0.40 4.00 40.92

64 IBP 4600 4,600 28.00 0.50 7.00 44.08

65 Bas Gumay Coal 4,400 35.00 0.50 4.96 39.48

66 IBP 4400 4,400 30.00 0.50 7.00 41.30

67 IBP 4200 4,200 32.00 0.50 6.00 38.26

68 PIC Coal 4,200 33.00 1.75 6.00 32.74

69 Borneo BIB 3,800 41.00 0.40 5.00 26.05

70 AGM Warutas Coal 3,800 40.00 0.15 5.23 26.52

71 PKN 3500 3,520 43.40 0.15 3.40 23.10

72 LIM 3010 3,010 47.50 0.60 5.30 18.25

73 LIM 3000 2,995 50.10 0.60 5.30 17.22

FORMULA HARGA PATOKAN BATUBARA STEAM (THERMAL)

出展：エネルギー鉱物資源省 HPより抜粋

53

図 1-29 に HBA の 8 銘柄についての最近 4 年間の価格推移を示す。この表からは、2011年初頭をピー

クに価格は下がってきており、現在はピーク時の 60％程度の価格まで低くなっているのが伺える。

図 1-29 HBA価格推移表(2009-2014）

出展：エネルギー鉱物資源省 HPより抜粋したデータを基に調査団作成

ⅲ.輸出規制

鉱物資源に対する輸出規制の動きが出てきている。鉱物資源へ付加価値を義務付けるために、鉱物の

未加工品・未製品の輸出禁止や特定の鉱物に課せられる輸出税がその動きである。ただし、石炭につい

ては DMO、石炭価格基準も広義には輸出規制の一環であると考えられており、他の鉱物とは異なり現在

まで石炭には具体的な付加価値義務化の規制は課せられておらず、輸出税の対象鉱物からも外れている。

＜未加工品の輸出禁止に関して＞

インドネシア政府は鉱物資源に対する高付加価値に関する法的準備を進めていたが、2012年 2月 6日

0

20

40

60

80

100

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140

160

Jan-09

Mar-09

May-09

Jul-09

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Mar-10

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Sep-10

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Jan-11

Mar-11

May-11

Jul-11

Sep-11

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Jan-12

Mar-12

May-12

Jul-2012

Sep-12

Nov-12

Jan-13

Mar-13

May-13

Jul-13

Sep-13

Nov-13

Jan-14

Mar-14

14-May

14-Jul

Sep-14

Gunung Bayan I 7000 kcal/kg (gar) Prima Coal 6700 kcal/kg (gar)

Pinang Coal 6150 kcal/kg (gar) Indominco IM East 5700 kcal/kg (gar)

Melawan Coal 5400 kcal/kg (gar) Envirocoal 5000 kcal/kg (gar)

Jorong J-1 4400 kcal/kg (gar) Ecocoal 4200 kcal/kg (gar)

US＄/t：FOB Vessel

54

付けで高付加価値を義務づけるエネルギー鉱物資源大臣令が 2012 年大臣 7 号法令として発行された。

本法令は 2009 年 1 月 14 日に発令された新鉱業法（大統領令 2009 年第 4 号）及びその細則となる「鉱

業及び石炭事業の事業活動に関する細則（2010 年 2 月 1 日：2010 大臣国規則 22 号）」の詳細規定とな

るもので、鉱物資源の生産者は 2014 年 1 月以降、鉱物の付加価値を高めるために、加工を行うことが

義務づけられ、原石のままの輸出はできなくなるとしている。しかしながら、この対象となる鉱物に石

炭は入ってない。本法令が適応される鉱物資源は金属鉱物、非金属鉱物、鉱石となっている。

＜石炭への輸出税について＞

石炭輸出税については、過去において検討された経緯があるが、炭鉱及び関連機関の反対があり実現

しなかった。これは 2005年 10月に当時のアンワル前財務相時代の財務規則 2005年第 95号で導入した

もので、石炭協会などは裁判所へ提訴、最終的には最高裁判所の決定を受け、2006 年 6 月 13 日に正式

に石炭輸出税は撤廃されている。

その後、石炭への輸出税の課税に関しては、インドネシア政府は明確な方針は打ち出していない。そ

の理由としては、主に次の 2点である。

石炭のロイヤルティは 13.5%と他の鉱物資源よりも高く設定されており、既に高い税率が課せ

られているという認識は多くの炭鉱会社が持っていること。

CCoWの契約では、契約後の新規の税制には影響されないという事項が盛り込まれている。その

ため現行では IUP 炭鉱のみが課税対象となり、不平等感が生まれること。また、仮に CCoW に

対して輸出税の実施に踏み切れば、CCoW炭鉱会社からの抵抗は避けられず、また、国際的な信

用を失うことになること。

また、石炭輸出の国際競争力の面から言ってもこの輸出税はマイナス要因が大きいと指摘されている。

豪州などの石炭輸出国は今後も輸出を促進して行くことが予想され、米国、カナダ、コロンビアからの

石炭輸出も今後増加することが見込まれている。従ってインドネシア政府が輸出税をコストとして炭鉱

側が輸出価格に上乗せした場合、インドネシアの石炭の国際競争力はかなり低下する。そうなれば、炭

鉱の閉山、雇用の喪失などマイナス面が大きいことは容易に推測できる。従ってインドネシア政府は石

炭に対する輸出税については慎重にならざるを得ない。

ⅳ.炭鉱への外資出資比率変更

CCoW に対して、炭鉱を開発した海外企業は 10 年後、炭鉱会社の株式の 51%をインドネシア国内企業

へ譲渡しなければならないとの法令がある。この対象である Adaro 炭鉱、KPC 炭鉱、Arutomin 炭鉱、

Kideco Jaya Agung炭鉱などの一部の CCoWは既に国内企業への株の譲渡を終了している。

新鉱業法下、新鉱業法によって生産を開始した炭鉱は商業生産開始から 6 年経過後に株式の 20％、7

年目には 30%、8 年目には 37%、9 年目には 44%、10 年目には 51%をインドネシアの国内企業へ株式を譲

渡することが義務づけられている。資本移譲先は、中央政府、地方政府、国営企業、地方政府関連企業、

国内企業の順になっている。

ⅴ.山元石炭火力発電所をはじめとする低品位炭利用者優遇に関する法律

インドネシア政府は自国の低品位炭の利用促進のために、火力発電所を炭鉱に併設して建設すること

は石炭付加価値の向上につながるとして、その優遇のための石炭供給に関する法律を定めている。それ

によると、山元炭価は鉱物石炭総局の 2011 年 1348 号法令の下、石炭の発熱量で 3,000 kcal/kg で線

55

引きされ、以下のように決定されるとしていた。

3,000kcal/kg以上の場合

：石炭基準価格（HPB）に準じる。（ただ、石炭標準価格は FOB/Vessel 価格なので、山元の価格

は、輸送費、船積費、外洋での積み替え費用を引いた価格となる。）

3,000kcal/kg以下の場合

：採掘コスト＋マージン（採掘コストの 25%）

つまり、山元発電所が購入する石炭の発熱量が 3,000kcal/kg 以上の場合は石炭基準価格に準じた価

格で、また 3,000kcal/kg以下の場合は採掘コストに利益率 25%を上乗せした価格で発電所がそれぞれ引

きとることになる。コストには剥土費、採炭経費、輸送費、クラッシング費、土地代、リクラメーショ

ン、維持費、租税などが含まれ、それをエネルギー鉱物資源省が決定し、逐次見直している。

山元石炭価格は、2014 年 9 月 22 日付けで大きく変わってきており（表 1-16 に詳細を示す）、変更点

としては、元 IPP事業、石炭改質事業、石炭ガス化事業、自家発電事業を対象とした低品位炭(原炭)の

新価格体系が更新され下記内容となった｡対象となる石炭は発熱量 3,000kcalkg 以上や以下の縛りが無

くなっていることが特徴的である。

表 1-16 新山元原価

新価格体系

1)剥土コスト US$2.41/BCM

2)剥土輸送コスト US$1.71/BCM/km

3)採炭コスト US$1.7/トン

4)輸送コスト $0.28/トン/km

5)IPP 発電所貯炭場への輸送コスト山元/IPP 事業者間の Agreement に基づく

6))プロセスコスト US$1.98/トン

7)償却コスト US$1.17/トン

8)リクラメーションコスト US$0.27/トン

9)保安コスト US$0.07/トン

10)地域(コミュニティー)対策コスト US$0.21/トン

11)土地買収コスト US$1.99/トン

12)販管費(オーバーヘッドコスト) US$2.07/トン

13)借地コスト US$0.11/トン

14)鉱産税率(上記総額に対する暫定税率) 20.30%

15)マージン 25%

出典：エネルギー鉱物資源省からのヒアリングに基づき調査団作成

上記料率は、インドネシアでの Best Practice(平均値では無く大手 Shipper 等の Best Performance)

に基づき設定され、経済環境等の変化に応じて逐次見直す｡尚、本フォーミュラが適用されるのは 2014

年 9 月 22 日以降の新規プロジェクト対象で、既存プロジェクトは従来のフォーミュラに基づいて原炭

価格が決定される｡

その一方、鉱産税率、(法人税、VAT 等の)課税対象範囲･条件、土地リース、国家保護地域での(鉱山

操業に関わる土地利用の)Bid Systemに関しては省内･外手続の最終段階でその結果を待っている状況で

ある。

エネ鉱省として、低品位炭改質事業の普及は喫緊の課題で有り、今後共情報交換を継続するとの見解

56

であった｡この表は石炭価格のガイドラインとして公開されるが、この価格をもとに課税されるため、

各鉱山とも採掘原価はこのフォーミュラで計算して遜色はない。

新政権であるジョコウィ大統領は 2014 年 11 月 18 日から石油に対する補助金を１リットル当たり

8,500 Rp から 6,500 Rp に下げた。これにより石油製品は今後高騰することが予想されるため、上記の

各コストのうち石油製品を使う費目については今後値上げが予想される。

c) インドネシア炭の生産動向

インドネシアは 2014 年前半に石炭 213 百万トンを生産した。資源ナショナリズムを前提とした石炭

の輸出制限努力にもかかわらず、前年同期から 7.6%もの輸出増となっている。特に需要の旺盛な東南

アジア向けは、158百万トンの輸出となっている。この状況で推移すれば 2013 年上半期に記録したこれ

までの最大値 148 万トンを 6.8％上回る。背景には、エネルギー需要の旺盛なアジアの各発電所に燃料

を供給するためにインドネシアの一般炭が使用され続けていること、および世界的な石炭安が続く昨今、

大手炭鉱会社は利益確保のための増産を行っていること、の２つが主要因である。この結果、インドネ

シアは国家の意に反して世界トップの一般炭輸出国となってしまっている。

エネルギー鉱物資源省はこれまで、輸出のための各種規制による制限をした影響がでることを予測し

2014 年度の総生産量を 421 百万トン（昨年度比で横ばい）と予測していた。しかしながら炭鉱各社の

生産量は大幅増で決着しそうである。

6,322 GAR の発熱量を持つインドネシア炭の HBA は、2014 年 7 月には、72.45 ドルとなった。これは

6 月の HBA 価格を 1.19 ドル下回った。この価格低下を補うために、上位 6 社の炭鉱会社は 11.7％の生

産増を計画した。従って、数量増となったものである。

2014 年 6 月、インドネシア石炭協会は、HBA が引き続きトン当たり 73 ドル以下で推移すれば、廃業

する炭鉱企業が多数発生すると警鐘を鳴らしている。その対策として政府は鉱産税を廃業する炭鉱の職

員への手当てとすべきとの見解も示している。

諸外国の石炭市場を見ても価格は低下している。ニューキャッスル石炭標準価格は年初から約 20％下

落し、現在はトン当たり約 69.90ドルとなっている。これは、ここ 5年近くでの最低の価格である。世

界的な原油安もこの背景にあるのは自明であり、この石炭価格下落の傾向の終わりはまだ見えない。

d) 産炭地および需要地への輸送方法

一般的なインドネシアの炭鉱から石炭需要地までの運搬について解説する。

内陸の石炭鉱山からの一次輸送はトラックで河川港まで運搬する。運搬する道路は石炭専用道路を用

いることが義務付けられている。二次輸送は、バージ（はしけ）を用いて河川を出た外洋まで運搬する。

三次輸送は 2 通りある。1 つは外洋または石炭中継基地で大型船に積み替えて遠方へ輸送する場合、も

うひとつは国内向けの近距離輸送を行う場合である。この近距離輸送の場合はそのままバージで運搬す

ることになる。バージ輸送はタイ国バンコク港までは可能であり、それ以北は大型船に積み替える場合

が多い。

インドネシアにおいて最も一般的な石炭輸送方法を図 1-30に示す。

57

図 1-30 一般的な輸送方法


インドネシアの炭鉱は山間部にある場合が多い。道路交通事情の悪い同国では大型トラックで公道を

運搬することは禁じられているため、河川を利用した運搬が主流となる。

図 1-30 において石炭鉱山からバージまでの運搬は石炭専用道路を建設して運搬することを義務付け

ている。この道路内は通常 30ｔの石炭を積載可能な大型トラックが走行している。

図 1-31 石炭トラック専用道路（写真）

出典：調査団撮影

石炭はトラックで河川港まで運搬された後河川港のストックヤードにて保管され、ベルトコンベア等

でバージに積載される。バージとは一般的には 300 フィート×100 フィートの鉄の箱であり、約 8,000

ｔの石炭を積載できる。これで石炭を河川経由で外洋まで運搬する。バージに関する情報に関しては次

表に記す通り。これはカリマンタン島のバージ専用会社 2社の概要を示すものである。

石炭鉱山バージ（はしけ）

河川港外洋積替

石炭中継基地

　

Truck 大型船

大型船

バージ

輸出

輸出

国内向

バージ

58

表 1-17 バージ情報

出典：JCOAL提供情報に基づき調査団作成

図 1-32 河川港風景（写真）

（左：ベルトコンベアにてバージに積載される石炭、右：バージ全景とバージを牽

引するタグボート、下：バージとタグボート全景）

出典：調査団撮影

単位数量補足事項数量補足事項

運

航隻数

馬力 HP 800～2,400 1,000～2,000

総トン数 GT 147～296 112～171

全長×幅×深さｍ 27.8×9×4.5 2,400馬力タグの例最大30×8×3

建造費用 RP 80億～90億馬力に関係なく一定 70億～100億

維持管理費用 RP/年約15億建造費の１０％程度

燃費 ℓ/ｈ 125 3,000リットル/日 200 1馬力=0.1ℓ/ｈ

バ積載量 DWT 8,000 最大8,000トン 8,000 最大8,000トン

　全長×幅×深さｍ 94.08×25.3×6.1 8,000トンバージ320Ftの例 91.44×24.38×5.5 8,000トンバージ300Ftの例

ジ最大喫水ｍ 5.5 5

仕建造費用 INR 220億～250億 150億 300Ftバージ（ｼﾝｶﾞﾎﾟｰﾙ製）

様維持管理費用 RP/年竣工後5年はメインテなし

INR= ルピア BCT=バリクパパン　コールターミナル

RUSIANTO社 AGUS STALINE社

　

35 所有（内26隻はBCT用）タグボート

バージ

隻

隻 102 所有（内12隻を用船） 35 　

106 所有（内12隻を用船）

タグの仕様

59

バージに積み込まれた石炭は河口まで運搬され需要地に向かう。遠方へ輸出の場合は沖合でバージか

ら大型船に積み替えられる場合とコールターミナルで直接大型船に積載される場合がある。前述したと

おりタイ国程度まではバージのまま運搬可能である。図 1-33 は河口のストックパイルに積みつけられ

た石炭がベルトコンベアを通して河口近辺で大型船に積み替えられている様子を示す衛星写真である。

陸上のコールターミナルから直接大型船に積む方法である。

図 1-33 河川港ストックパイル ― ベルトコンベア経由大型船までの経路

出典：Google Earth

前掲した表 1-15 に示すように、政府は沖合の大型船（Vessel）渡しの価格で石炭販売価格を公開し

ているが、その間のトラックでの一時輸送費、バージによる二次輸送費等については公開していない。

このため、ここでは各炭鉱からのヒアリング結果をもとに各単価を割り出した5。情報元の炭鉱名は公開

できないが各輸送費は表 1-18のとおりである。

表 1-18 鉱山―大型船までの輸送費

ルート輸送手段輸送コスト(US＄）

鉱山―河川港 30トントラック 0.15 t・km

河川港コストベルトコンベア 3.30 t

河川港―需要地 8,000トンバージ 0.05 t・km

河川港―大型船―積込 8,000トンバージ積替船 2.00 t

出典：JCOAL提供情報に基づき調査団作成

5 JCOAL提供情報基づく

60

(3) 対象地域の状況

1) インドネシアにおける各種開発リスク

急速な経済成長を続けるインドネシアにおいては、多くのビジネス・チャンスが存在する一方、様々

な開発リスクも存在する。

a) 国内政治・経済情勢

10 年間のユドヨノ政権の後を引き継いで、2014年 10月に就任した第 7代大統領となったジョコ・ウ

ィドド大統領（インドネシアの名門、ガジャマダ大学卒）は、家具輸出業で成功し、ソロ市長、ジャカ

ルタ州知事で成果を上げてきた経歴を持ち、大統領選挙戦では政治改革や経済活性化などを公約に掲げ

た庶民派である。しかし、国内外のメディアは経済に関しては苦戦を強いると報じている。6

現在、ジョコウィ大統領は、全国規模での港湾、鉄道、電力インフラ整備を進めるとし、特に 18,000

弱の島々からなる国家であるため海上物流インフラに注力し物流コストを低減させていく方針を示し

た。さらに、ジャカルタ、スマラン、バンドン、スラバヤ（ジャワ島）メダン（スマトラ島）、マカッ

サル（スラウェシ島）の 6 都市で地下鉄など大量輸送システムを導入することも発表した。投資のボト

ルネックとなっている土地収用ついては、ジャカルタ州知事時代に反対住民と対話を繰り返して土地収

用問題を克服し、環状道路の整備に成功した経緯を引き合いに出して、大統領自身が積極的に関与して、

事態の打開を図る姿勢を示した。具体的には、外国投資に関する手続きが 1カ所で済むワンストップサ

ービスセンターや基本的なビジネスの許認可は 3日間で判断する等のインフラ整備と投資環境改善策で

ある。

2014 年 11 月、大統領は、早々に無駄の多い燃料補助金の削減を迅速に断行するなど、インドネシア

の長年の課題といえるインフラ整備と投資環境改善の実現に向けて始動している。さらに、経常赤字を

構造的に解消するには、輸出指向の労働集約型製造業の育成にも取り組む必要がある。

一方、金融市場では、銀行の流動性逼迫とそれに起因する金利上昇が懸念材料や国内金融資産蓄積が

大きな課題である。また、経済活動の地域的偏在も供給サイドの大きなボトルネックである。これは、

生産・雇用・消費が国土面積の 7％にすぎないジャワ島、かつ、西部地域（ジャカルタ周辺部）だけに

集中していることである。投資家にとっては、ジャワ島は効率的な市場を構成していると言えるが、イ

ンドネシアという広い国土全体への産業や雇用の拡大が政治的にも大きな課題である。

b) 為替リスク

インドネシアは、2000年前後は、政治社会情勢が不安定化し、ルピアの為替相場は、ローラーコース

ター状態となって大幅に変動した。しかし、ユドヨノ政権が発足した 2004 年以降は、社会情勢の安定

と投資家の信認回復を背景に、ルピア相場は安定している。2009年のリーマンショックでもルピア為替

相場は一時的に下落したが、年末にはリーマンショック前の水準に回復した。このようにルピアの為替

相場は、リーマンショック直後を除けば最近 10 年間安定的に推移してきた。これは、アジア諸国は輸

6 米国 News Week 誌は、「ポスト中国」インドネシア経済の病魔と称して、次のようなコラムを掲載。

「97年のアジア通貨危機で経済成長が止まり、インドネシア経済は補助金に依存してきたがコストがかさむ一方だ。2014

年第１四半期の成長率は 5.2％と４年振りの低い伸び。財政赤字のＧＤＰ比率は 3％に近づき、なかでも燃料補助金は現

在、政府支出の 16％近くを占めている。高い補助金は財政を圧迫し、インフラ整備などにしわ寄せがいく。国際機関は

燃料価格を引き上げてインフラ投資を増やすよう迫っているが、インドネシアでは１億人以上（総人口 2.5億人）が１日

２ドル未満で生活している。補助金抑制のための燃料価格引き上げはこれまでも抗議デモや暴動を呼び、長期独裁政権を

倒す引き金にもなった。急な改革は命取りになる。」（出典：News Week 、2014年 8月 12日号掲載）

61

出依存度の成長モデルであるがインドネシアは内需主導であること、前ユドヨノ政権下での政治・経済

情勢が安定したこと、石炭やパームオイルなどの輸出が急増し経常黒字が増加したためである。

ルピアは、ドルや円に対して価格変動が高く為替リスクが高いと言えるが、インドネシアの GDP の 7

割近くが内需に依存し、ASEAN 諸国に比べて欧米の景気変動の影響は比較的少ない。しかしながら、イ

ンドネシアから海外への輸出入を考えると、ドルに対してはこの 4 年間で 35%安となり、ドル建ての輸

出条件は好転しているが、ドル建ての借入がある企業が大きな為替差損を被っており注意が必要である。

また、最近になって、2014 年 12月、ルピアはアジア通貨危機以来 16年振りの安値を示し、2014年 4

月に付けた 2014 年最高値から約 11％下落し、原料を輸入に頼る日系製造企業はコスト増への対応を迫

られる。これは世界的なドル高に伴うもので、現地のエコノミズトは、13,000～15,000 Rp 台まで下が

る可能性もあるとしながらも、米国の景気回復はインドネシアの輸出産業にとってはプラスになると楽

観的な見方もある。

c) 自然災害

インドネシアは日本と同様に環太平洋火山帯の上に位置しているため、地震、津波、火山噴火、洪水

などの自然災害が数多く発生しやすい地域である。JICA報告書によれば、1999 年から 2008年までの過

去 10年間だけで、死者約 18万人、被災者約 840万人、経済被害約 100億米ドルという甚大な被害が発

生している。インドネシアは、マグニチュード 4以上の地震が年平均 400回以上発生する地震多発地域

となっている。また、インドネシアには 129 の活火山が存在し、そのうちムラピ山（ジャワ島中央部）

をはじめとする 17の火山が活発な活動をしている。更に、地震や火山噴火に伴う津波も頻繁に発生し、

1 年に 1 度の頻度でマグニチュード 7～8 クラスの地震が発生し、最近では 2012 年 4 月に北スマトラ西

方沖でマグニチュード 8.6 の地震が発生した。2004 年には同地域で発生したスマトラ沖大地震により、

死者・行方不明者約 30万人という甚大な被害をもたらした。

また、インドネシアの一部の地域では、アジア･モンスーン地域に属し、雨期に非常に強い雨が降る

ため、毎年、数多くの洪水、浸水被害が発生している。最近では 2013 年 1 月に発生した洪水により首

都ジャカルタをはじめ、複数の当局が非常事態宣言を発令する事態にまで発展した。7

d) 政策の変動

過去、石油輸出や石油関連産業で国の経済をけん引してきたインドネシアであるが、近年は製造業や

サービス業を発展させ経済成長を維持している。インドネシア政府は、ジャワ、北スマトラ、スラウエ

シ等に電機、自動車部品、繊維、農水産加工品などの製造業クラスター構想を掲げるなど積極的な産業

育成政策を打ち出している。前ユドヨノ大統領の経済施策は、積極的な自由貿易の推進と外国企業の誘

致であった。例えば、日本とは EPA（経済連携協定）を締結し、中国とは中国－ASEAN の FTA（自由貿

易協定）の締結を実現した。また、AFTA（ASEAN 自由貿易地域）では予定通りの域内関税削減を達成し

ている。こうした経営環境の改善により、インドネシアで生産拠点設立や拠点拡張に乗り出す日系企業

が増加している。

2014 年 10 月に新大統領に就任したジョコウィ氏の登場は、過去のエリート主義が残るインドネシア

政治において革新的な出来事であった。彼の選挙活動を支えたのは、総勢 100 万人以上のボランティア

による草の根の運動だった。ただ、新大統領の出身母体の闘争民主党は国会議席の２割弱を占めるにと

7 出典：JICA各分野での日本のインドネシアに対する経済協力の紹介（防災分野）

62

どまっており、国会運営に苦戦するとの見方も強く、財政改革の先行きは予断を許さない情勢である。

しかし、インドネシアの課題である再分配システムの確立のためには、ジョコウィが大統領として成功

することが重要である。大統領の改革に対する既得権層の反発、道路や港湾をはじめとするインフラの

整備など課題は山積みであるが、新政権がインドネシアの政治文化に新たな一石を投じることは間違い

ない。

e) 暴動等の反社会的行動

インドネシアでは、大規模な自爆テロ事件が 2002年 10月のバリ島爆弾テロ事件（外国人のディスコ

客を含む 202名が死亡）が発生した後は大きな事件は発生していなかったが、2009年 7月、ジャカルタ

市内のホテル 2箇所において同時爆弾テロが発生し、外国人 6名を含む 9名が死亡、多数の負傷者があ

った。最近のインドネシアでのテロ発生は、インドネシア軍や警察の介入で大規模テロによる被害報告

はないが、小・中規模のデモやテロは発生しリスクは継続的に存在しテロへの警戒は必要である。

インドネシアを拠点とした国際テロ組織、ジャマ・イスラミア（Jemash Islamiya）は、9・11同時多

発テロ組織のアル・カーイダ（Al Qacda）とのつながりが指摘され、現在もテロの脅威は変わらず存在

している。また、インドネシアでは、アチェ州やパプア州での分離独立運動が長年にわたってインドネ

シアからの独立を目指す武装集団による暴動やテロの発生が懸念され、国際的なテロ組織の脅威だけで

なく国内での独立運動のテロ脅威もある。

暴動については、1998年のジャカルタの中華街が破壊されたジャカルタ暴動は、インドネシア経済が

依然として華僑資本に支配されていることを示す出来事であった。インドネシアは世界でも華人が最多

の国で、政府や社会の差別は次第に薄れつつあるとはいえるが、今なお脅威に直面しているのは間違い

ない。しかしながら、以前は禁止されていた中国語のメディアが堂々と登場するようになり、2012年秋

の選挙では首都ジャカルタの副知事に中国系インドネシア人が当選した。また、大臣にも中国系インド

ネシア人が登用されるようになり、民主化は着実に根付いてきている。

最近では、2012 年に原油価格の高騰で燃料補助金が財政を圧迫し、政府は燃料価格の 33％引き上げ

を発表して、8万人以上が参加する暴力的なデモが起きたが、一日 500 Rpで雇用されたデモ参加者も多

く市民生活に大きな影響はない。8

8 出典：外務省海外安全ホームペ－ジ（在留邦人向け安全の手引き、ジャカルタ・ジャパン・クラブ）

http://ja.wikipedia.org/w/index.php?title=%E3%82%B8%E3%83%A3%E3%82%AB%E3%83%AB%E3%82%BF%E6%9A%B4%E5%8B%95_(1998%E5%B9%B4)&action=edit&redlink=1

63

図 1-34 （参考）尼国の SWOT分析

出典： Indonesia’s Economic Projections for 2014 and Electricity Condition in

Indonesia, DEN, Jan.,2014

64

2) 対象プロジェクトの周辺環境

対象プロジェクト実施計画地点（Asahimas Chemical 社 Anyer 工場敷地内）が位置するチレゴンは、

ジャワ島の西端のバンテン州の沿岸工業都市であり、多くの製鉄所と石油化学工場が立地するインドネ

シアの重化学工業の中心地である。

図 1-35 周辺（チレゴン- Krakatau 鉄鋼工業区）の産業集積

出典：Google map

当該地域には東南アジア最大の鉄鋼メーカーである Krakatau Steel社が立地し Krakatau鉄鋼工業区

が形成されている。同工業区においては Krakatau Steel 社、Krakatau POSCO 社の他にも、シーメンス

社、Asahimas Chemical 社、Chandra Asri Petrochemical 社、Pertamina 社（インドネシア共和国政府

が運営する国営の石油・ガス関連会社）等々のプラントが集積し、一帯が工業区として開発されている。

スララヤ発電所

Krakatau POSCO 社 Pertamina 社

Krakatau Steel 社

Asahimas Chemical 社

Chandra Asri Petrochemical 社

65

また、産業インフラとして、スララヤ発電所、Krakatau Tirta 工業用水処理プラント、メラク港（スマ

トラ島へ渡るフェリー・ターミナル）、スンダ海峡橋（計画）等がある。

第２章調査方法

67

(1) 調査内容

1）調査内容

本調査は、アサヒマス・ケミカル株式会社（ASC）所有の ANYER工場敷地にて、PLN及び内外企業との

協業の下、電力リソースの新たな確保を目指すもので、本調査においては、そのための最適なアプロー

チ（事業体制/資金スキーム等）及び諸条件（制度・政策/技術/環境/財務・経済等の各側面）の検討・

検証を行う。

図 2-1 ANYER工場敷地概要

出典：ASC、Company Profile を基に調査団が編集

本調査における調査項目は次の通りである。

① 電力セクターを含む一般情報

② 既存設備（発電所、変電所、送電線）と電力市場の現状把握

③ 燃料となる石炭の性状、調達先

④ 概要設計、適用設備の仕様策定、概略工事費の策定、実施の為の概略工程

⑤ 環境社会的側面の検討

⑥ 当該国における許認可関係

⑦ 相手国側実施機関の実施能力

⑧ 財務・経済分析

⑨ プロジェクトの資金調達の見通し

⑩ 我が国企業の技術面等での優位性

68

2）調査対象

調査対象地点は、アサヒマス・ケミカル株式会社（ASC）所有の ANYER工場敷地（Desa Gunung Sugih

Jl. Raya Anyer Km 122 Cilegon 42447 Banten）である。

図 2-2 調査対象地点

出典：Google map

69

(2) 調査方法・体制

1）調査方法

本調査は、現地におけるデータ収集を中心とし、現場視察や関係機関からの聞き取り調査を行い、収

集した情報を分析・検討した。国内作業では、国内や現地調査で収集した資料・情報の整理分析を行い、

プロジェクトの概要設計、積算、工程の策定や、経済・財務分析、環境社会評価を実施し、報告書に纏

めた。また最新の石炭火力発電所に関する技術収集のため関連企業訪問なども実施した。

2）調査体制

図 2-3 体制図

＜提案法人（㈱E&T総研）＞


代表者　

　中久保正己

ｴﾈﾙｷﾞｰ・環境ｸﾞﾙｰﾌﾟ

（主席研究員）荒川　靖弘


（研究員）大西　夏見

(研究顧問）

　石川　忠夫


(客員研究員）仲村　知之

研究所長

　内田　二郎

調査研究部

(部長）　岸岡　三春


（主席研究員）林　広幸

取締役

　多田　晴次


（主任研究員）米沢　洋和

(研究顧問）

　岩佐　啓正

70

(3) 調査スケジュール

本調査は、平成 26年 10月から平成 27 年 2 月に亘り実施された。

図 2-4 調査スケジュール


9月 10月 11月 12月 1月 2月

第1回現地調査

第2回現地調査

第3回現地調査

1．事前準備

2．適用技術検討

3．環境社会分析

4．財務経済分析

5．報告書まとめ

報告会等▼

（中間9/29）

▼

（中間12/11）

報告書▼

（ドラフト1/15）

平成26年平成27年

第３章プロジェクトの内容および技術的側面の検討

72

(1) プロジェクトの背景・必要性等

1) プロジェクトの公益的な背景・必要性

インドネシアでは、経済成長に伴い電力需要が堅調に増加する一方で、電源と送配電網の整備の遅れ

により深刻な電力不足に陥っている。PLN の電力供給事業計画（RUPTL、2013 年版）によれば、2013 年

から 2022年にかけて、電力需要は 189TWhから 386TWh まで、年率 8.4％の勢いで増加すると見込まれて

いる。この電力需要を満たすには、2022 年までに国全体で 59.5GW の追加の発電供給能力が必要だが、

このうち 17.1GW（29%）は開発の見通しが決まっていない状況にある。

このためインドネシア政府は、石炭火力発電所をはじめとする電源と送配電網の整備を加速化する政

策を打ち出しており、設備投資等における外国資本の導入を歓迎している。また電源整備の強化に際し

て、政府は、PLNの電源だけでなく、民間による IPP、PPS（Private Power Utility）、自家発の整備も

推奨している。

一方我が国企業は、石炭火力発電所について、超臨界圧（SC）、循環流動層（CFB）をはじめとする優

れたハードウェア技術や、運転管理（O&M）の技術・ノウハウを有している。また、海外投融資をはじ

めとする我が国の公的ファイナンスを活用することが可能である。

本プロジェクトは、こうした我が国の技術・資金リソース、及びジャワ島西部 Cilegon市に位置する

アサヒマス・ケミカル（ASC 社）のアニエール工場の敷地を活用して、60/45万 kW規模の石炭火力発電

所を建設し、電力の一部を PLNに供給してインドネシアの電力需給緩和に貢献するとともに、我が国に

とって裨益性の高いインフラ案件の迅速な形成、及び我が国製造業の国際競争力の強化、グローバル展

開の円滑化に資するものである。

2) ASC 社の事業環境

旭硝子の連結子会社で、インドネシアを拠点とし苛性ソーダ・塩素から塩ビまでを一貫生産する東南

アジア最大級のクロール・アルカリメーカー「アサヒマス・ケミカル（ASC社）」においては、下記に示

す背景より電力リソース確保手段の検討が急務の課題となっており、有力な選択肢となる発電プラント

の具体化の方法論ならびに実現可能性の確認・検証を早期に行う必要性に迫られている。

検討された選択肢には同社単独での自家発もあるが、「①スケールメリットによる事業効率向上」な

らびに「②インドネシアサイドと進出企業サイドの相互のメリットにつながる電力基盤整備への寄与」

を可能とし、より高い事業実現性を有す選択肢として、後段で詳述する PPS（Private Power Utility）

を検討対象に位置付けている。

a) 電気料金の値上げ

インドネシアにおいては、これまで政策的に電力価格を低く設定していたがインドネシア国営電力公

社（Perusahaan Listrik Negara Persoro：PLN）の赤字等を背景として 2014 年 1 月、対象を限定して

大口需要家向け電力値上げを決定した。

これに基づき、2014年から 2015年にかけて、

・電力契約区分 I4（30MVA 以上）の約 60社：＋65%

・電力契約区分 I3（20KVA 以上）の上場会社：＋39%

の引き上げが実施されることとなり、ASC社（電力契約区分 I4）の事業展開に悪影響を及ぼす状況が生

73

じている。

b) 電力バランス危機の顕在化

インドネシアにおける電力需要の増加に対する基盤整備の遅れ（※PLNの資金不足による発電所 PJの

遅れ等を一因とする）により、2015年以降、電力バランス危機が顕在化し、上記のコスト問題とともに

対応を要する状況が生じている。

3) ASC社の事業計画

東南アジア地域は、高い経済成長に伴い、インフラ材となる基礎化学製品の長期的需要拡大が見込ま

れている。ASC社ではこの旺盛な需要を背景に生産能力の増強を計画化している。2015年末までに生産

設備を追加増設し、生産能力を苛性ソーダは現行（既に今年 3 月に苛性ソーダの生産能力を約 50 万ト

ン／年に増強済）の 40%増の約 70万トン／年、塩ビ樹脂（PVC）はほぼ倍増の約 55万トン／年とする予

定である。

アサヒマス・ケミカル社は、現在以下の製品を製造しており、苛性ソーダの生産能力を現在の 50 万

トンから 2015年末に 70万トンに拡大することを意思決定している。

・苛性ソーダ（NaOH）：レーヨン，石鹸洗剤，紙パルプ，化学

・塩ビモノマー（VCM）：塩ビ樹脂原料

・塩ビ樹脂（PVC）：塩ビ管，フィルム，電線被覆

表 3-1 アサヒマス・ケミカル社の現有能力と増設後（2015年末）の能力（千トン）


アサヒマス・ケミカル社の製造フローは下図に示す通りであり、苛性ソーダ及び塩素の製造に多大な

電力を必要としている。

図 3-1 ASC社の製造フロー


74

苛性ソーダや塩ビ原料の塩素を製造する電解設備では電力コストが高い比重を占めることから、電力

料金高騰への早急な対応が求められている。

このため ASC は、本プロジェクトの石炭火力発電所に自社用地を提供し、同発電所から PLN（国営電

力公社）より安価な電力の供給を受けることを計画している。

75

(2) エネルギーの利用の高度化および合理化について

現在稼働しているインドネシアの石炭火力発電所は、亜臨界圧発電方式が主流となっている。

本プロジェクトでは、超臨界圧発電方式（及び CFB 発電方式）を採用することにより、エネルギー利

用の高度化および合理化を実現する。

微粉炭焚き（PC）火力発電システムは、極めて信頼性の高い確立された技術として、広く利用されて

いる。

微粉炭焚き火力発電方式の中で、発電効率向上を図った超臨界圧石炭火力発電方式は、日本国内で

50/70 万 kW 級を中心に多くの導入実績がある。同発電方式の発電端熱効率は 42.5％（送電端：40.0%、

いずれも HHV基準）にまで向上し、石炭利用の高度化および合理化が実現可能となった。

加えて、環境対策においても効果的である。火力発電所における発電電力量あたりの二酸化炭素や硫

黄酸化物、窒素酸化物の排出量に関しても、優れた値を達成できる。

インドネシアでは、超臨界圧発電方式の石炭火力発電所はまだ３箇所（①パイトンⅢ（増設）：81.5

万 kW、②チレボン：66万 kW、③Cilacap Baru/Adipala：66万 kW）のみであるが、今後 60万 kW級の導

入が予定されている。

一方、CFB発電方式は、幅広い炭種に対応できるメリットがあり、インドネシアの亜瀝青炭に適合し、

水分の多い 4,000kcal/kg以下の低品位炭にも適合可能である。

76

(3) プロジェクトの内容等決定に必要な各種検討

1) 関連規制・政策の概要・経緯

a) 電気事業体制

インドネシアでは、PLN（旧：インドネシア国営電力公社）が一貫して発・送・配電事業行ってきた

が、1992年に民間電力事業者（IPP）制度、その後 2009年の新電力法に基づき PPU（Private Power Utility）

が導入された。現在は PLN が設備容量の 8 割強を占め、残りを民間電力事業者（IPP、PPU）、自家発電

事業者が補完している。

b) 電力法

インドネシアの電気事業は 1985 年に制定された「旧電力法」により永らく規制されてきたが、国際

的な電力自由化の流れのもと、2002年に「新電力法」が一旦制定された。

しかし 2002年の「新電力法」は、インドネシア憲法裁判所により 2004年に無効と判決され、実質的

に機能せず、その後は再び「旧電力法」が復活していた。

その後、2006年に新しい「新電力法案」が国会に提出され、2009年 9月、「電力に関する法律」（2009

年第 30号）（新電力法）が可決・制定され、現在施行されている。

（以下における「新電力法」は、主にこの 2009年の現行の「新電力法」を指している。）

現状に至る流れを以下に記す。

①IPPの参入許可（1992年）

1980年代以後の世界的な規制緩和の流れを受け、また電力供給の逼迫化もあり、インドネシアにおい

ても公営事業の自由化が進められた。1992 年に、民間資本による電気供給事業に関する大統領令（第

37 号）が交付され、IPPの参入が外国資本を含め認められた。

②電気事業改革への着手（1998年）

その後、1997年にアジア通貨危機が発生し、インドネシア・ルピアが暴落し、IPPとの取引を米ドル

ベースで行っていた PLNは、供給コストが販売単価を上回る逆ザヤの状況となった。こうした中、イン

ドネシア政府は、1998年に電力部門の構造改革政策を発表し、電気事業の改革に着手した。

③新電力法の制定（2002年）

2002 年に「電気事業に関する法令」（新電力法）が制定され、電気事業の分割・民営化を進めること

が決定した。具体的には、「競争市場の導入」、「電気事業の分割・民営化」、「発電と小売部門の自由化」、

「PLN による送電・配電系統の管理」、「電力市場監督委員会の創設と同委員会による送配電料金（託送

料金）の決定」、「電力システム管理者と電力市場管理者の設置」等の実施が定められた。

なお、島嶼国家であるインドネシアにおいては地域による経済・インフラ整備の状況が大きく異なる

ため、国内を競争地域と非競争地域に区分し、非競争地域においては国営企業による供給体制が引き続

き優先されることとなった。

新電力法では、競争地域においては発電および販売部門に競争原理が導入されるとともに、競争地域

77

への監督機関として、電力市場監督機関（BAPEPTAL）が設置されることとなった。

④新電力法の無効判決（2004年）

その後 2004 年、競争原理の導入に反対する PLN の労働組合等が、2002 年の新電力法を違憲として憲

法裁判所に提訴した。

2004年 12月、インドネシア憲法裁判所は、2002年新電力法は、憲法（1945 年）第 33 条の規定「国

家にとって重要であり、また多数の者の生活に影響を与える生産部門は国家がこれを管理する」に抵触

するとして、無効と判決した。

⑤旧電力法の復活

無効判決後は、旧電力法（1985 年）が再度使われることとなった。しかし、旧電力法は 20 年前の法

令であり、民間投資による電源開発を促進する上で問題があった。これを暫定的に補うために、IPP の

参入手続きや事業許可等に関する複数の政省令を制定して対応が図られた。

⑥新しい「新電力法」の制定（2009年）

その後 2006 年、政府による電気料金の決定、国民への電力供給の保証等を明文化とした「新・新電

力法案」が国会に提出された9。2009年 9 月、「電力に関する法律」（2009年第 30号）（新・新電力法）

が可決・制定された。

本法は、旧電力法（1985 年第 15 号）の流れを基本的に踏襲しており、電力供給に国が責任を持つ（＝

電力供給事業は国家が管轄し、政府が実施する）としつつも、「電力供給における国家能力の更なる向

上のために、国益を害さない限り、その他の国有企業、公営企業、民間企業、協同組合等は、電力供給

事業を実施するための機会を最大限与えられる」とし、電気事業への民間参入の道を明文化している10。

本法に基づき、後段で詳述する PPU（Private Power Utility）制度が導入された。

c) 新電力法の法体系

我が国の電気事業法と同様に、インドネシアの新電力法では電気事業に関する基本的な事項を定めて

おり、より詳細な細目については、政令、大統領令、省令で規定されている。

9 http://www.nedo.go.jp/content/100146772.pdf 10 http://energy-indonesia.com/07basicinfo/0140319inturn.pdf

78

図 3-1 新電力法及びその下部法令の体系

出典：島本和明、インドネシアの電力事情（2014.2）

新電力法とその下部法令は、主にエネルギー鉱物資源省（Ministry of Energy and Mineral Resources、

英語略称＝MEMR、インドネシア語略称＝ESDM）が所管している。

同省の Webサイト情報11を基に作成した、新電力法及び下部法令のリストを以下に示す。

なおこれらの法令は、全てインドネシア語により記されている。

表 3-2 新電力法及び下部法令

注）各法令毎に、①法令名の和訳、②法令名（インドネシア語の原名）、③法令名の英語訳、④法令（インドネシア語の

原文）の URLの順に記載した。

・2009 年法令第 30 号新電力法

Undang Undang Nomor 30 tahun 2009 Tentang Ketenagalistrikan

Law No. 30 of 2009 on Electricity

http://prokum.esdm.go.id/uu/2009/UU%2030%202009.pdf

・2012 年政令第 14号電力供給の事業活動について

Peraturan Pemerintah No.14 Tahun 2012 Tentang Kegiatan Usaha Penyediaan Tenaga Listrik

Government Regulation No.14 of 2012 About the Electricity Supply Business Activity

http://prokum.esdm.go.id/pp/2012/PP%2014%202012.pdf

・2012 年政令第 42号地域をまたがる電力売買について

Peraturan Pemerintah No.42 Tahun 2012 Tentang Jual Beli Listrik Lintas Negara

Government Regulation 42 of 2012 About Sale and Purchase of Electricity Cross Country


・2012 年政令第 62号電気事業の支援について

Peraturan Pemerintah No.62 Tahun 2012 Tentang Usaha Jasa Penunjang Tenaga Listrik

Government Regulation 62 of 2012 About Electric Power Service Business Support


11 http://www.esdm.go.id/regulasi.html






79

・2010 年大統領令第 4 号再生可能エネルギー、石炭、ガス発電所建設加速に向けた PLNの課題について

Peraturan Presiden RI No.4 Tahun 2010 Tentang Penugasan Kepada PT Perusahaan Listrik Negara (Persero)

Untuk Melakukan Percepatan Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik Yang Menggunakan Energi Terbarukan,

Batubara Dan Gas

Presidential Regulation No. 4 of 2010 Concerning the Assignment To PT PLN (Persero) To Perform

Accelerated Development of Power Plants Using Renewable Energy, Coal and Gas

http://prokum.esdm.go.id/perpres/2010/Perpres%204%202010.pdf

・①2006 年大統領令第 71号、②2009 年大統領令第 59 号、③2011年大統領令第 47 号

石炭発電所建設加速に向けた PLN の任務について

（原文：インドネシア語の標題）

①Peraturan Presiden RI No.71 Tahun 2006 Tentang Penugasan Kepada PT. Perusahaan Listrik Negara

(Persero) Untuk Melakukan Percepatan Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik Yang Mengunakan Batubara.

②Peraturan Presiden RI No.59 Tahun 2009 Tentang Perubahan Atas Peraturan Presiden Nomor 71 Tahun

2006 Tentang Penugasan Kepada PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) Untuk Melakukan Percepatan

Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik Yang Menggunakan Batubara

③Peraturan Presiden RI No.47 Tahun 2011 Tentang Perubahan Kedua Atas Peraturan Presiden Nomor 71

Tahun 2006 Tentang Penugasan Kepada PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) Untuk Melakukan Percepatan

Pembangunan Pembangkit Listrik Yang Menggunkan Batubara

（インドネシア語標題の英訳）

①Presidential Regulation No. 71 of 2006 on Assignment to PT. State Electricity Company (Persero)

Acceleration To Perform The Development of Power Plant Using Coal.

②Presidential Regulation No. 59 Year 2009 on Amendment to Presidential Regulation No. 71 Year 2006

on Assignment to PT State Electricity Company (Persero) To Perform Accelerated Development of Power

Plant That Uses Coal

③Presidential Regulation 47 of 2011 on the Second Amendment to Presidential Regulation No. 71 Year

2006 on Assignment To PT PLN (Persero) To Perform Accelerated Development of Coal Power Plants that

use

（URL）

① http://prokum.esdm.go.id/perpres/2006/perpres_71_2006.pdf

② http://prokum.esdm.go.id/perpres/2009/Perpres%2059%20tahun%202009.pdf

③ http://prokum.esdm.go.id/perpres/2011/Perpres%2047%202011.pdf

・省令 1122K/30/MEM/2002 分散型小規模発電所の普及について（1MW以下）

Keputusan Menteri ESDM No. 1122 K/30/MEM/2002 Tentang Pedoman Pengusahaan Pembangkit Tenaga Listrik

Skala Kecil Tersebar

Decision of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 1122 K / 30 / MEM / 2002 about Guidelines

Exploitation Small Scale Power Plant Spread

http://prokum.esdm.go.id/kepmen/2002/kepmen-1122-2002.pdf

・2012 年省令第 1号再生可能エネルギー、石炭、ガス発電所、関連送電線の建設加速に関する事業リストに

ついて

Peraturan Menteri ESDM No.01 Tahun 2012 Tentang Perubahan Atas Peraturan Menteri ESDM Nomor 15 Tahun

2010 Tentang Daftar Proyek-Proyek Percepatan Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik Yang Menggunakan

Energi terbarukan, Batubara, Dan Gas Serta Transmisi Terkait

Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No.01 of 2012 Changes in the Regulation of the

Minister of Energy and Mineral Resources No. 15 of 2010 on List of Projects to Accelerate Development

of Power Plant That Uses Renewable Energy, Coal, and Gas Transmission And Related

http://prokum.esdm.go.id/permen/2012/Permen%20ESDM%2001%202012.pdf

・2012 年省令第 4号小中規模再生可能エネルギーからの電力、余剰電力購入について（10MW 以下の最高価

格）

Peraturan Menteri ESDM No.04 Tahun 2012 Tentang Harga Pembelian Tenaga Listrik Oleh PT PLN (Persero)

Dari Pembangkit Tenaga Listrik Yang Menggunakan Energi Terbarukan Skala Kecil Dan Menengah Atau

Kelebihan Tenaga Listrik

Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No.04 of 2012 about the Power Purchase Price by

PT PLN (Persero) From Power Plants Using Renewable Energy Small and Medium Scale Or Excess Power



http://prokum.esdm.go.id/perpres/2006/perpres_71_2006.pdf

http://prokum.esdm.go.id/perpres/2009/Perpres%2059%20tahun%202009.pdf


http://prokum.esdm.go.id/kepmen/2002/kepmen-1122-2002.pdf



80

・2012 年省令第 22号地熱発電所からの電力購入価格について

Peraturan Menteri ESDM No.22 Tahun 2012 Tentang Penugasan Kepada PT Perusahaan Listrik Negara

(Persero) Untuk Melakukan Pembelian Tenaga Listrik Dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas bumi Dan harga

Patokan Pembelian Listrik Oleh PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) Dari Pembangkit Listrik Tenaga

Panas Bumi

Minister of Energy and Mineral Resources Regulation 22 of 2012 on Assignment to PT State Electricity

Company (Persero) To Perform Purchase of Electricity from Geothermal Power Plants And Electricity By

reference price Purchase PT PLN (Persero) From Geothermal Power Plant


・2012 年省令第 28号電気事業分野について

Peraturan Menteri ESDM No.28 Tahun 2012 Tentang Tata Cara Permohonan Wilayah Usaha Penyediaan Tenaga

Listrik Untuk Kepentingan Umum

Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources 28 In 2012 Areas of Application Procedures

Electrical Power Supply Business for Public Interest


・①2007 年省令第 4 号 ②2006 年省令第 1 号改正公益のための電力事業における電力購入・送電網借用の

手続きについて

（原文：インドネシア語の標題）

①Peraturan Menteri ESDM No.04 Tahun 2007 Perubahaan Atas Peraturan Menteri Energi Dan Sumber Daya

Mineral Nomor 01 Tahun 2006 Tentang Prosedur Pembelian Tenaga Listrik Dan Atau Sewa Menyewa Jaringan

Dalam Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Untuk Kepentingan Umum

②Peraturan Menteri ESDM No. 01 Tahun 2006 Tentang Pembelian Tenaga Listrik dan / atau Sewa Menyewa

Jaringan Dalam Usaha Penyediaan Tenaga Listrik untuk Kepentingan Umum

（インドネシア語標題の英訳）

①Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No.04 Year 2007 Amendment to the Regulation

of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 01 Year 2006 on Procedures Power Purchase Or

Lease And Networking In Business Electricity Supply For the Public Interest

②Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No. 01 In 2006 About the Power Purchase and

/ or Lease Network In Power Supply Business in the Public Interest

① http://prokum.esdm.go.id/permen/2007/permen-esdm-04-2007.pdf

② http://prokum.esdm.go.id/permen/2006/permen-esdm-01-2006.pdf

・2006 年省令第 2号中規模（1～10MW）の再生可能エネルギー発電事業について

Peraturan Menteri ESDM No. 02 Tahun 2006 Tentang Pengusahaan Pembangkit Listrik Tenaga Energi

Terbarukan Skala Menengah

Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No. 02 In 2006 Exploitation of Renewable Energy

Power Plant Scale Medium

http://prokum.esdm.go.id/permen/2006/permen-esdm-02-2006.pdf

・2005 年省令第 10 号州間または国の送電網に接続する際の電力事業許可の手続について

Peraturan Menteri ESDM No. 0010 Tahun 2005 Tentang Tata Cara Perizinan Usaha Ketenagalistrikan Untuk

Lintas Provinsi Atau Yang Terhubung Dengan Jaringan Transmisi Nasional

Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No. 0010 Year 2005 About the Business Licensing

Procedures For Traffic Electricity Province Or Connected With National Transmission Network


・2012 年法律第 2 号公益に資する開発のための土地の調達について

Undang Undang Nomor 2 Tahun 2012 Tentang Pengadaan Tanah Bagi Pembangunan Untuk Kepentingan Umum

Law No. 2 of 2012 on Land Procurement for Development for Public Interest

http://bpjt.pu.go.id/uploads/files/21/f33f138186b999064209a15eff14065f.pdf







http://bpjt.pu.go.id/uploads/files/21/f33f138186b999064209a15eff14065f.pdf

81

2) 関連規制・政策の詳細

本節では、本 FS 調査の対象プロジェクトに関連する電気事業規制に焦点を当て、その詳細について

述べる。

a) 規制の概要

・現在、インドネシアにおける電力関連事業は、電力法（2009 年法律第 30 号、通称：新電力法）及

び関連する法令（政令、大統領令、エネルギー鉱物資源省令（以下では単に省令と呼ぶ）等）によ

り規制されている。

・インドネシアにおける「電力供給事業」は、新電力法第９条に基づき、大きく以下の２種類に区分

されている。

① 公共向け電力供給事業（法第９条のａ）： PLN（国有企業）、IPP（Independent Power Producer）、

（PLN以外の）PPU（Public Power Utility）

（注：PLNは、PPU の一種とも言える。）

② 自家用の電力供給事業（法第９条のｂ）：自家発

・以下では、法令・文献調査、及びエネルギー鉱物資源省・PLNからのヒアリング結果に基づき、IPP

及び（PLNを除く）PPUに関する規制の概要を述べる。

b) IPPに関する規制

① 新電力法上の位置付け

・法第９条のａ（公共向け電力供給事業）に該当

② 事業ライセンス

・新電力法第 19条(2)に基づき、電気事業ライセンス（IUPTL：Ijin Usaha Penunjang Tenaga Listrik）

を得ることが必要

③ PLNへの売電

・PLNへの全量売電が必須

・25年間等の長期契約が前提

・PLNとの長期売電契約（PPA）の優先交渉権は、PLNが実施する入札に基づき獲得される。

・詳細は、政令第 14 号（2012）、省令第 1 号（2006）及びその改正省令第 4 号（2007）、並びに省

令第 5号（2009）で規定

④ 需要家への売電（小売）

・PLNへの全量売電が必須のため、需要家への売電は必然的にできない。

・かつて旧電力法の時代には、チカラン等の工業団地では、IPP から需要家への直接供給（特定供

給）が認められたケースがあるが、現在は不可。

c) PPUに関する規制

① 新電力法上の位置付け

・法第９条のａ（公共向け電力供給事業）に該当

② 事業ライセンス

・新電力法第 19条(2)に基づき、電気事業ライセンス（IUPTL：Ijin Usaha Penunjang Tenaga Listrik）

を得ることが必要

82

③ PLNへの売電

・PLNへの売電は可能。PLNがその電力を必要とすることが必要。

・発電量の一部を PLNに売電する方式と、一旦全量を PLNに売電して PLNから買い戻す方式がある。

・売電価格は、基本的に PLN との BtoB の交渉により決まる。なお一旦全量を売電して買い戻す場

合の売電価格は、原価積み上げ方式をベースに、BtoBの交渉により決まる。

・エネルギー鉱物資源省が、関連する省令の制定を準備中。同省令における標準契約期間が単年と

なるか長期となるかは不透明。

④ 需要家への売電（小売）

・新電力法第 10 条に基づき、WU（後述）を取得すれば、発電・送電・配電・小売を統合的に行っ

たり、配電及び（又は）小売を行うことが可能。

・小売価格は、BtoBの交渉のうえ、最終的には地方政府の承認が必要

・一旦全量を PLN に売電して買い戻す場合の標準的な買電価格は 1,191Rp./kWh であり、これを交

渉により下げることも可能

⑤ WUの取得

・PPUから需要家に配電・小売を行うためには、新電力法第 10条(3)～(5)により、配電・小売を行

う区域（例：工場内）を対象とする WU（Wilayah Usaha：事業区域）の取得が必要

・WU取得のためには、PLNの了解と MEMRの許可が必要

・WUは、根回しをすれば最短 2カ月で取得可能

・WUの詳細については、省令第 28号（2012）で規定されている。

83

表 3-3 インドネシアの電力供給事業に関する法制度

※1 電源を PLNの系統に連系する場合、KKO（ｸﾞﾘｯﾄﾞｲﾝﾊﾟｸﾄｽﾀﾃﾞｨ）に最低 1ヶ月必要

※2 WU（Wilayah Usaha）：事業区域

※3 IUPTL（Ijin Usaha Penunjang Tenaga Listrik）：新電力法に基づく公共向け電気事業許可

※4 IPP：Independent Power Producer（独立系電気事業者）

※5 PPU：Private Power Utility

※6 IPP、PPU、自家発が PLN の送電網を使用（借用）して需要家に電力託送/小売託送を行うパワーホイーリングの仕組みについ

て、エネルギー鉱物資源省が現在検討中

制度実施項目可否要否

法制度説明

売電（PLN）可

・法第9条のａ（公共向け）に該当・詳細は、政令第14号（2012）、省令第1号（2006）及びその改正省令第4号（2007）、並びに省令第5号（2009）で規定

・入札方式・長期契約・ＰＬＮへの全量売電が必須

売電（需要家）不可・PLNへの全量売電が必須のため、需要家への売電は必然的にできない。

・チカラン等の工業団地では、かつてIPPからの特定供給が認められたケースがあるが、現在は不可

バックアップ ― ・特になし（推定）・全量売電のため、所内消費分を除き、ＰＬＮからバックアップを受ける必要性は少ない

WU取得不要・法第10条により不要・発電のみ（PLNへの全量売電が必須）で、需要家には配電・小売を行わないため、WU取得は不要

IUPTL取得要・法第19条(2)に基づき、電気事業許可（IUPTL）が必要

売電（PLN）可・MEMRが省令を準備中

・BtoB契約（前例なし）・一旦PLNに全量売電して買い戻す場合の売電価格は、原価計算とBtoB交渉で決定・省令での標準契約期間は、1年となるか長期か不透明・PLNが必要とすることが要件

売電（需要家）可

・法第9条のａ（公共向け）に該当・法第10条により、WUを取得すれば、発・送・配電・小売（統合的）、又は配電and/or 小売が可能

・価格はBtoB＋地方政府承認・一度、全量をPLNに売電した場合の標準価格は1,191Rp./kWh、交渉により低下可能

バックアップ可

・PLNの一般的な電気料金は、省令第31号（2014）で規定されている。但しバックアップ料金は、PLNの規程による可能性もある。

・常時連系/非常時連系を選択

WU取得要・法第10条(3)～(5)により必要・省令第28号(2012)に詳細規定

・PLNの諒解とMEMRの許可が必要・根回しをすれば最短2カ月で取得

IUPTL取得要・法第19条(2)に基づき、電気事業許可（IUPTL）が必要

売電（PLN）可・法23条(3)により可・省令第4号(2012)に詳細規定

・標準価格：656Rp./kWh（これを上回る場合は、MEMRの承認が必要）・単年度契約

自家消費可・法第9条のｂ（自家用）に該当・法第19条(2)に基づき、Cilegon市による操業許可（Izin Operasi）が必要

バックアップ可

・PLNの一般的な電気料金は、省令第31号（2014）で規定されている。但しバックアップ料金は、PLNの規程による可能性もある。

・常時連系/非常時連系を選択

WU取得不要－－

IUPTL取得不要－－

IPP

PPU

自家発


84

3) 関連機関の見解

対象プロジェクトを実施する上で必要となる電気事業規制について、現地の関連機関にヒアリングを

行い、以下の情報を得た。

a) まとめ

現地関連機関へのヒアリングで判明した電気事業規制等に関する主な内容を下表に整理した。

表 3-4 各方式に係る電気事業規制等の主な内容（要約）

方式事業者 WU 要否 PLNへの売電需要家への供給備考

IPP 単独

SPC 不要

100％PLNに売電が

必須

入札

長期契約

不可－

PPU 単独

SPC 必要

B to Bにより可（但

し PLNはできれば

全量売電を希望）

MEMRが省令を準備

中

WU を取得した地域

への供給（他地域の

需要家への供給は

不可）

－

自家発需要家と同

一不要

余剰電力の売電は

可能

価格は固定

年間契約

構内のみ可。

他地域への供給は

不可

発電設備を SPC 等

からリースして需

要家が事業者とし

て運転することは

可能


表 3-5 ヒアリング結果（まとめ）

ヒアリング先ヒアリング結果（要点）

エネルギー鉱物資

源省（MEMR）：電力

総局

IPP は PLN への全量売電しか認められていない。かつては IPP から工業団地

等の需要家への直接売電も認められたこともあるが、今は認められていな

い。

電源の所有者が SPC であり、SPC から需要家（工場）に売電する場合は、電

力の売買が発生するため、PPU（Private Power Utility）となる。

PPU は、新電力法第９条のａ（公共向け電力供給事業）の１種であり PLN の

ような公共向け電力供給事業における民間の新規参入者である。

SPC等の第３者が PPUとして需要家（ASC）に配電・電力小売を行うためには、

新電力法第 10条に基づき、WU（Wilayah（区域） Usaha（事業）＝事業区域）

を得る必要がある。

PLN：Power System

Planning担当者

PPU（発電主体と需要家が異なる）の場合も、非常時（定期点検時、電源故

障時）の PLNからのバックアップは可能。

85

バックアップの料金は、国の料金規制を順守する範囲内で、基本的には PLN

とバックアップ受給者との間の交渉により決まる。

PPUから PLNへの売電料金は、B to Bの交渉により決まる。

PPUから需要家（工場）への電力の販売は、WUを取得した上で可能になる。

その販売料金は、B to Bの交渉プラス、地方政府の承認が必要となる。

WUの取得は、以前は非常に難しかったが、現在は以前より容易になっている。

PLN：Marketing

Division

PPUから ASCへの電力の販売は、WUを取得すれば可能。

その場合、ご担当者個人としては、PPU（SPC）から PLNに一旦全量を売電し

てから、PLN が ASC（需要家）に売電する方式を希望。但しこれは個人的な

見解であり、最終的には PLN との交渉により決まる。

PPU となるために必要な WU の取得は、MEMR、PLN、地方政府（Cilegon 市）

と事前に根回しをしておけば、最短２カ月で可能。

非常時・定期点検時のバックアップは可能であり、常時連系の場合と非常時

連系の場合で料金システムは異なる。

新規電源を PLN の系統に連系する前に、PLN による KKO（グリッド・インパ

クト・アセスメント）受ける必要がある。これには最低 1カ月を要する。

SPC 等の第３者が PPU として需要家に配電及び電力小売を行うには、IUPTL

（新電力に基づく公共向けの電気事業許可：Ijin Usaha Penunjang Tenaga

Listrik）と、WU（事業区域）の両方を取得する必要がある。

Cilegon 市：鉱山エ

ネルギー部商工業

組合局

電力の需要家・引取手として１社、及び PLN を対象とする PPU（それに必要

な WU、IUPTL）は充分可能。

Cilegon 市としては、逆潮流という形で PLN の電力系統に貢献する PPU がな

お好ましいが、どのような形であれ発電設備の導入を歓迎。

PPU に必要な WU は、書類（FS レポート等）が整っていれば、3～4 日でチレ

ゴン市としてのレコメンデーションを出せる。

WU取得の流れは以下の通り： ①チレゴン市からレコメンデーション、②エ

ネルギー鉱物資源省・電力総局に申請書類及びチレゴン市からレコメンデー

ション文書を提出、③PLN の了解

PPU（SPC）から需要家への小売料金は、①SPC（PPU）と需要家の相対交渉、

②SPC（PPU）とチレゴン市との相談・合意により決まる。PLN から一般需要

家への小売料金よりもし仮にかなり安い価格であったとしても、市としては

何ら問題ない。

86

b) エネルギー鉱物資源省（MEMR）：電力総局

ヒアリングは、基本的に以下の２ケースに即して、主にその法規制面からの可能性についてお伺いし

た。

①PLNへの逆潮流ありケース（IPP、PPU、自家発・余剰電力あり）

②PLNへの逆潮流なしケース（PPU、自家発・余剰電力なし）

【要約】

IPP は PLN への全量売電しか認められていない。かつては IPP から工業団地等の需要家への直接売

電も認められたこともあるが、今は認められていない。

電源の所有者が SPC であり、SPC から需要家（工場）に売電する場合は、電力の売買が発生するた

め、PPU（Private Power Utility）となる。

PPU は、新電力法第９条のａ（公共向け電力供給事業）の１種であり PLN のような公共向け電力供

給事業における民間の新規参入者である。

SPC 等の第３者が PPU として需要家（ASC）に配電・電力小売を行うためには、新電力法第 10条に

基づき、WU（Wilayah（区域） Usaha（事業）＝事業区域）を得る必要がある。

・自家発（新電力法第９条のｂに該当）は、新電力法に基づき許可が必要で、直接の許可担当機関は

Cilegon市となる。

・自家発は、そうでない電源（PPU、IPP）に比べて、許可手続きは比較的容易である。

・電源の所有者が SPCであり、SPCから需要家（工場）に売電する場合は、電力の売買が発生するため、

自家発ではなく PPU（Private Power Utility）となり、手続きも複雑となる。

・PPU は、新電力法第９条のａ（公共向け電力供給事業）の１種であり PLN のような公共向け電力供給

事業における民間の新規参入者である。

・SPC等の第３者が PPUとして需要家（ASC）に配電及び電力小売を行うには、新電力法第 10条(3)～(5）

に基づき、WU（Wilayah（区域） Usaha（事業）＝事業区域＝Business Area）を得る必要がある。WU

の取得のためには、PLN の了解と政府の許可が必要であり、手続きはかなり大変である。これまでイ

ンドネシアで WUを取得したケースは 20件ほどある。

・WU取得に関する詳細規定は、MEMR省令第 28号（2012 年）で定められている。

・SPC が所有する発電設備等を需要家（アニエール工場）にリースして、そこで発電を行うことは、電

力の売買が生じないため、電力規制・制度上は何ら問題なく、充分に可能である。

・IPP は PLN への全量売電しか認められていない。かつては IPP から工業団地等の需要家への直接売電

も認められたこともあるが、今は認められていない。

・電源から電力の一部を PLN に売電する場合、上記の通り IPPは不可能であり、PPUは WU取得が必要だ

が、自家発から PLNへの余剰電力の売電は、新電力法第 23条(3)に基づき可能である。

・自家発余剰電力買い取りの詳細規定は、MEMR 省令第４号（2012 年）で定められており、売電価格は

標準で 656ルピア/kWhである。これを上回る場合は、政府（MEMR）の許可が必要となる。

87

c) PLN：Power System Planning 担当者

【要約】

PPU（発電主体と需要家が異なる）の場合も、非常時（定期点検時、電源故障時）の PLN からのバ

ックアップは可能。

バックアップの料金は、国の料金規制を順守する範囲内で、基本的には PLN とバックアップ受給者

との間の交渉により決まる。

PPUから PLNへの売電料金は、B to Bの交渉により決まる。

PPUから需要家（工場）への電力の販売は、WUを取得した上で可能になる。その販売料金は、B to

Bの交渉プラス、地方政府の承認が必要となる。

WUの取得は、以前は非常に難しかったが、現在は以前より容易になっている。

・発電所の建設は、着手（定義不明）から運開までに、一般的には 48カ月かかる。

・自家発ケース（発電主体と需要家が同一）、PPUケース（発電主体と需要家が異なる）とも、非常時（定

期点検時、電源故障時）の PLNからのバックアップは可能である。しかしそのコスト（定常的な固定

費＋バックアップ時の追加費用）は高い。

・バックアップの料金は、国の料金規制を順守する範囲内で、基本的には PLN とバックアップ受給者と

の間の交渉により決まる。

・余剰電力を PLNに販売する場合、自家発からの余剰電力は、新電力法に基づき可能であり、その価格

は MEMR 省令第４号に基づき、標準価格（７～８セント/kWh）が決められており、それを上回る場合

は MEMRの承認が必要である。

・PPU から PLN への余剰電力の販売は可能である。その料金については、B to B の交渉により決まる。

但し、これまで PPUから PLNに余剰電力を販売した事例はない。

・PPUから需要家（工場）への電力の販売は、WUを取得した上で可能になる。その販売料金は、B to B

の交渉プラス、地方政府（具体的にどこかは未確認）の承認が必要となる。

・PLNにとって、IPPはウェルカムである。一方、自家発、PPUは、どうぞ作って下さい（お任せします）

というスタンスである。

・電源の所有者が SPC 等の第３者である場合、そこから需要家（工場）に電力を販売する場合は WU が

必要。一方、電源の所有者が SPC等の第３者であり、その発電設備等を需要家（工場）にリースして

そこで発電を行う場合は、通常の自家発と同じ扱いであり、リース方式も充分可能である。

・WU の取得は、以前は非常に難しかったが、今は以前よりは容易になっている。MEMR と PLN が同意す

れば、基本的には OKである。

・ただし、これまで PLN 管内で WU を取得した事例は３件である。工業団地の事例が多いとのことであ

る。

（注：同様の質問に対して、MEMR は昨日 20 件と回答されていたが、この 20 件には、未電化地域（PLN 管轄外）での

WU取得や、PLNの子会社による WU取得も含まれているのでは、と推定される。）

・なお、かつてチカランの工業団地等で特例として認められた、IPP から需要家への直接供給（日本で

いう特定供給）は、現在は認められていない。

・MEMR で検討しているパワーホイーリング（日本でいう PPS＝小売託送、及び電力託送）は、PLN の送

電系統の余裕が現在非常に小さいため、現実的には短期的には難しいように思う。

88

・IPPの定義は、詳しくはどこかに書いてあると思うが、①100％売電、②長期間の契約、③PLNによる

入札、である。

・PLNの長期供給計画では、とりわけ 2017年まで、電源供給の状況が極めて厳しい。

d) PLN：Marketing Division

【要約】

PPUから ASCへの電力の販売は、WUを取得すれば可能。

その場合、ご担当者個人としては、PPU（SPC）から PLNに一旦全量を売電してから、PLNが ASC（需

要家）に売電する方式を希望。但しこれは個人的な見解であり、最終的には PLNとの交渉により決

まる。

PPU となるために必要な WU の取得は、MEMR、PLN、地方政府（Cilegon 市）と事前に根回しをして

おけば、最短２カ月で可能。

非常時・定期点検時のバックアップは可能であり、常時連系の場合と非常時連系の場合で料金シス

テムは異なる。

新規電源を PLN の系統に連系する前に、PLN による KKO（グリッド・インパクト・アセスメント）

受ける必要がある。これには最低 1カ月を要する。

SPC等の第３者が PPUとして需要家に配電及び電力小売を行うには、IUPTL（新電力に基づく公共向

けの電気事業許可：Ijin Usaha Penunjang Tenaga Listrik）と、WU（事業区域）の両方を取得す

る必要がある。

①PPU、WUを含む事業モデルについて

・PPUから ASCへの電力の販売は、WUを取得すれば可能だが、PLN（あるいはご担当者）としては、PPU

から ASCへの直接小売よりも、できれば以下の方式を希望する。

（但しこれは、ご担当者の個人的な見解である。最終的には、PLN との更なる交渉により決まると考

えられる。）

A. PPU（SPC）から PLNに一旦全量を売電

・価格は原価方式（A+B+C+D）に基づき、互いの B to Bの交渉により決まる。

・A＝設備投資コスト、B＝O&M固定コスト、C＝燃料コスト、D＝O&M可変コスト

・ちなみに、自家発余剰電力の PLN への販売料金は、標準 656 ルピア/kWh で、これは上記のうち

B+C+Dに相当する。（これを上回る場合は、MEMRの承認が必要）

・弊社注： PPU（SPC）から PLN への売電価格は、これに A が加わるため、656 ルピア/kWh より、

A相当分は高くなると思われる。

・なお、PPU から PLN への売電について、MEMR がそれを規定する法令（おそらく MEMR 省令）の策

定を準備している。その詳しい状況については、MEMR の Eric 氏が詳しいはず。同法令での売電

契約の標準期間は、おそらく１年単位となるかもしれないが、より長期となる可能性もある。

・PPU（SPC）から PLNへの売電契約が可能となるためには、「PLNがその電力を必要としていること」

も必要である。

B. PLNから ASCに売電

・料金は、標準で 1,191 円ルピア/kWh（通常の需要家への販売単価と同じ）。

・但し、この標準料金を B to Bの交渉により下げてもらえる可能性はある。

89

・SPC から発電設備等を ASC にリースし、その発電設備により、ASC で自家発として発電及び自家消費

を行うことは充分可能であり、電力法上も通常の自家発と同じ扱いとなる。自家発余剰電力の PLNへ

の販売（標準で 656ルピア/kWhで、これを上回る場合は、MEMRの承認が必要）も可能。

・PPU となるために必要な WU の取得は、MEMR、PLN、地方政府（Cilegon 市）と事前に根回しをしてお

けば、最短２カ月で可能。根回しをしなければ、より長期となる。

②バックアップについて

A. 「常時連系」の場合：

・接続料金（パラレル・フィー）として、最低でも月当たり 40 時間相当のミニマムチャージがか

かる。

・仮に受電容量が 300MWの場合、ミニマムチャージは以下の通り。

・（300MW／0.85（力率））×（40時間/月）×1,191ルピア/kWh

＝ 168億ルピア/月＝ 1.6億円/月＝ 19.6億円/年

・受電容量が 150MW の場合は、ミニマムチャージは 9.8億円/年となる。

・ヒアリングでは特に確認しなかったが、上記の金額以上を受電した場合（常時）は、従量的に上

記を超える分の受電電力量（kWh）×1,191ルピア/kWhがかかると考えられる。

・バックアップ時の従量料金（上記の金額を超えた場合）も、単価を含めて、上記と同様である。

B. 非常時のみ連系の場合

・この場合は、バックアップ時のみ「テンポラリーサービス」という費用がかかる。但し、1 カ月

前までに PLNに通知する必要がある。

・従って、予め時期が決まっている定期点検には対応できるが、予知できない緊急の故障等には対

応できない。

・同サービスのミニマムチャージは、100万 kWh 相当分、料金単価は 1,650 ルピア/kWhであり、下

式で計算される。

・1,650ルピア/kWh×0.8（係数値）×100万 kWh/回

＝ 13.2億ルピア/回＝ 1,283万円/回

・上記はミニマムであり、バックアップ時の受電電力量が 100万 kWhを超えた場合は、以下の従量

料金がかかる。

・以下は、発電機 300MW（150MW×2 基）のうち、1 基ずつ半年毎に定期点検を行い、1 基当たりの

停止時間が 10日/年×24時間/日＝240時間/年、2基合計で 480時間/年×150MWのバックアップ

を受けると仮定した場合の年間料金である。

・1,650ルピア/kWh×0.8（係数値）×480時間/年×150MW

＝ 950億ルピア/年＝ 9.2億円/年

・これを、A.（常時連系）かつ受電容量が 150MW の場合の年間ミニマムチャージ（9.8億円/年）と

比較すると、B.（非常時連系）のテンポラリーサービス（9.2 億円/年）の方が約 6 千万円/年安

い勘定となる、

90

③その他

・新規電源を PLN の系統に連系する前に、PLN による KKO（インドネシア語の略語：充分に運用可能

かのアセスメントとの意味 → 実質的にはグリッド・インパクト・アセスメントを意味する）とい

う評価を受ける必要がある。

・KKOの際、PLNは Dispatcher と呼ばれる系統シミュレータ（おそらくソフトウェア）により系統影

響評価を行う。KKOは最低 1カ月を要する。

・SPC等の第３者が PPUとして需要家に配電及び電力小売を行うには、IUPTL（新電力に基づく公共向

けの電気事業許可：Ijin Usaha Penunjang Tenaga Listrik）と、WU（事業区域）の両方を取得す

る必要がある。

e) Cilegon市：鉱山エネルギー部商工業組合局

【要約】

電力の需要家・引取手として１社、及び PLN を対象とする PPU（それに必要な WU、IUPTL）は充分

可能。

Cilegon 市としては、逆潮流という形で PLNの電力系統に貢献する PPU がなお好ましいが、どのよ

うな形であれ発電設備の導入を歓迎。

PPU に必要な WUは、書類（FSレポート等）が整っていれば、3～4 日でチレゴン市としてのレコメ

ンデーションを出せる。

WU取得の流れは以下の通り： ①チレゴン市からレコメンデーション、②エネルギー鉱物資源省・

電力総局に申請書類及びチレゴン市からレコメンデーション文書を提出、③PLNの了解

PPU（SPC）から需要家への小売料金は、①SPC（PPU）と需要家の相対交渉、②SPC（PPU）とチレゴ

ン市との相談・合意により決まる。PLN から一般需要家への小売料金よりもし仮にかなり安い価格

であったとしても、市としては何ら問題ない。

・電力の需要家・引取手として１社（及び PLN）を対象とする PPU（それに必要な WU、IUPTL）は充分可

能である。

・Cilegon 市としては、逆潮流という形で PLN の電力系統に貢献する PPU がなお好ましいが、PPU であ

れ自家発であれ発電設備の導入は歓迎している。

・PPU に必要な WU は、書類が整っていれば、3～4 日でチレゴン市としてのレコメンデーションを出せ

る。その書類とは、当該発電プラントに関する FS レポート及び地図（位置を示すもの）である。な

おこれら（FSレポート、地図）の書類は、自家発の IO（Izin Operasi：操業許可）（及び PPUの IUPTL）

を取得する場合も必要となる。

91

図 3-2 WU、IUPTL、IOの許可/レコメンデーション申請の際に必要となる FSレポートの例

注）Cilegon市内の Indrama Petrochemicals 社の自家発（40MW）に関する FSレポート

出典：Cilegon市：鉱山エネルギー部商工業組合局の許可を得て調査団撮影

・WU取得の流れは以下の通りである。

①チレゴン市からレコメンデーションを受ける（WU取得のための必要要件の１つ）

②MEMR電力総局に申請書類及びチレゴン市からレコメンデーション文書を提出

③PLNの了解

注）PLN の了解は、重要な要件になると考えられる。PLN から了解を得るためには、事前の根回しが必要である。なお

PLNの System Planning 担当者が仰っていたように、WUの取得は以前は非常に難しかったが、今は以前より容易に

なっているとのことである。

・PPU（SPC）から需要家への小売料金は、以下の流れで決まる（ここには国や PLNの関与はない。）

①SPC（PPU）と需要家の相対交渉

②SPC（PPU）とチレゴン市との相談→合意→OK

この PPU から需要家への小売料金は、PLN から一般需要家への小売料金よりもし仮にかなり安い価格

であったとしても、チレゴン市としては、何ら問題ない。

92

4) 需要予測

a) インドネシアの電力需給見通し

インドネシアの電力需要は、下図に示す通り 2013 年の 189TWh から 2022 年の 386TWh へと平均年率

8.4％の伸び率で急速に増加する見通しである。

図 3-3 インドネシアの電力需要の見通し（GWh）

出典：PLN、Electricity Supply Business Plan 2013 - 2022、Executive Summary

この急増する電力需要に対応して、第１章でも述べたように、2013 年から 2022 年にかけて総計で

59.5GW（5,950万 kW）、年平均で約 6GW（600万 kW）/年の発電容量の増設が必要となる。

PLNの電力供給計画 2013-2022によれば、この総計 59.5GWのうち、PLNで総計 16.9GW（1,690万 kW）、

IPP で総計 25.5GW（2,590万 kW）が確保される見通しであるが、残り総計 17.1GW（1,710万 kW）はまだ

確保されていない。

このためインドネシア政府（エネルギー鉱物資源省）及び PLNは、民間電力供給事業者（IPP及び PPU）

及び自家発による発電設備の新設・増設を切望しており、日本を含めた海外からの設備投資の拡大にも

大いに期待している。

b) ASC社の電力需要見通し

①最大電力負荷の見通し

ASC社の最大電力負荷は、現在約 18.5万 kWであり、苛性ソーダ等の製造プラント増設後は、27.5万

kW に増加する見込みである。

93

②電力消費量の見通し

ASC 社の電力消費量（うち電解プラント用が約８割を占める）は、定期点検時（年間 560 時間）を除

き、年間及び１日 24時間を通じてほぼ一定であり、年間の電力消費時間は 8,760h/年（＝365日×24h/

日）－560h/年（定期点検）＝8,200h/年である。

ASC社の年間電力消費量は、現在 185MW×8,200h/年＝1,517 GWh/年であり、製造プラントの増設後は

275MW×8,200h/年＝2,255GWh/年に増加する見込みである。

5) 燃料調達

以下では、対象プロジェクトにおいて供給可能な炭鉱についての検討を行う。

a) インドネシアの炭鉱概要

記述の通りインドネシアには CCoW炭鉱および IUP炭鉱があり、表 3-6には CCoW にある 3つの世代の

炭鉱と国営炭鉱の生産量を示している。同表からわかるように国営炭鉱 PTBAと CCoWの生産量の合計は

全体の 70％に達する。わずか 50炭鉱の合計が数千の IUP合計よりも多いのである。

94

表 3-6 CCoWおよび国営炭鉱（PTBA）の生産量推移12

出典：鉱物資源総局発行鉱物資源統計資料

12 2012年度の統計につき総生産量が 3.8億トンと記載されているが、2013年度は 4.2億トンを超え、2014年度はさらに

増加する見込みとなっている。インドネシアにおける石炭生産量は 2014年上半期速報値では 213百万トン/6カ月とロイ

ターは報じており昨年比 6.8％の増加となっている。

（千トン）

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

PTBA 8,606 9,292 8,555 10,099 10,830 11,919 12,389 13,728

Adaro Indonesia, PT 26,686 34,368 36,037 38,482 40,590 42,199 47,667 46,779

Allied Indo Coal, PT 169 51 85 72 0

Arutmin Indonesia, PT 16,757 16,234 15,394 15,735 19,298 20,426 22,832 27,379

Berau Coal, PT 9,197 10,533 11,811 13,052 14,336 17,383 19,444 20,999

Indominco Mandiri, PT 5,752 10,302 11,455 10,797 12,396 14,252 14,765 12,031

Kartim Prima Coal, PT 32,000 35,301 38,754 36,288 38,154 39,951 40,452 39,217

Kideco Jaya Agung, PT 18,217 18,900 20,541 21,900 24,692 29,049 31,395 34,649

Multi Harapan Utama, PT 2,060 1,074 1,080 1,872 1,528 1,832 1,311 1,174

Tanito Harum, PT 2,100 2,710 2,690 2,557 3,239 3,513 2,469 3,284

第1世代 112,938 129,473 137,847 140,755 154,233 168,605 180,335 185,512

Antang Gunung Meratus,PT 1,029 75 310 378 548 745 1,404 3,201

Bahari Cakrawala Sebuku, PT 3,000 3,495 3,382 3,531 1,982 1,104 1,509 636

Borneo Indobara, PT 496 871 1,219 1,182 1,118 2,754 3,650

Jorong Barutama Greston, PT 3,475 3,092 2,676 2,419 3,132 903 1,426 1,280

Kartika Selabumi Mining, PT 1,200 1,110 601 207 263 287 42

Mandiri Intiperkasa, PT 1,082 1,165 1,854 1,995 2,451 2,979 3,074 2,424

Marunda Graha Mineral, PT 829 1,367 1,452 1,446 932 1,341 963 670

Riau Bara Harum, PT 570 917 726 466 1,265 2,218 1,551 716

Trubaindo Coal Mining, PT 5,000 4,284 3,555 4,544 5,183 5,545 7,021 7,539

第2世代 16,185 16,001 15,427 16,205 16,675 16,216 19,989 20,158

Asmin Coalomdo Tuhup 216 1,740 2,857 2,521

Bangun Banua Persada Kalimantan, PT 138 276 346 254 605 942 911

Baramarta, PD 1,286 2,256 3,723 4,335 3,252 2,527 4,433 3,689

Bara Sentosa Lestari 4

Batu Alam Selaras PT 54 39

Baturona Admulya 280 525 1,021

Baramulti Suksessarana, PT 27 0

Dhama Puspita Mining 675 442 139 0

Firman Ketaun Perkasa. PT 23 311 494 1,265 2,496

Guning Bayan Prartama Coal PT 4,300 5,156 4,532 3,459 4,142 4,053 3,458 3,776

Insani Bara Perkasa, PT 350 88 178 772 1,007 2,249 4,222 4,421

Intitirta Perima Sakti, PT 0

Indexim Coalindo 122

Interex Sacra Raya, PT 196 158 112 93 85

Kadya Caraka Mulia, PT 167 434 335 239 121 46 228 255

Kalimantan Energi Lestari. PT 600 127 66 13

Lianggan Cemerlang, PT

Lana Harita Indonesia, PT 5,752 1,685 1,480 1,302 1,397 1,977 2,239 2,861

Mahakam Sumber Jaya, PT 2,304 2,926 2,936 3,058 4,537 5,303 7,983 9,250

Multi Tambang Jaya Utama. PT 90 357 641 449

Nusantara Temal coal, PT 208 930 2,264 920 1,446 1,118 718

Perkasa Inakerta, PT 523 1,144 2,012 2,685 3,129 2,226

Pesona Khatulistiwa Nusantara PT 56 712 1,300 1,217

Pendopo Energi Batubara PT 440 6 5

Sumber Kurnia Buana, PT 1,298 1,341 1,526 1,018 1,305 720 908 502

Santan Batubara PT 1,249 1,992 1,725 2,400

Senamas Energindo Mulia PT 18 49

Singulurus Pratama Coal PT 478 1,095 1,748 1,706

Tanjung Alam Jaya, PT 1,587 1,466 1,465 1,654 1,028 958 811 785

Teguh Sinar Abadi, PT 209 1,021 1,092 1,290 927

Wahana Baratama Mining, PT 772 2,887 2,574 4,234 3,627

第3世代 18,346 16,463 18,267 20,810 27,101 33,377 44,913 45,436

コントラクター計 147,469 161,937 171,541 177,770 198,009 218,198 245,237 251,106

KPとIUP、その他 9,518 25,310 36,834 52,363 45,615 45,052 95,645 121,065

計 165,593 196,539 216,930 240,232 254,454 275,169 353,271 385,899

95

b) 供給可能な炭鉱の選定

発電所建設は、建設予定地においてどの発熱量の石炭を用いるのが有利かを見極めた上で石炭のスペ

ックと発電設備の規模とのマッチングを図ることになる。13

ここでは、中長期的に安定的な供給確保可能性を重視し、

ケース 1：既存 PLN 発電所同様の発熱量 5,000kcal/kgの石炭使用

ケース 2：今後の主流となる 4,200kcal/kg の石炭使用

の 2ケースについて検討を行うこととする。

①ケース１：既存 PLN発電所同様の発熱量 5,000kcal/kgの石炭使用

インドネシアでは従来から発熱量 5,000kcal/kg の石炭を利用した発電が行われてきた。そのため、

この品質の石炭の入手は容易（炭鉱数が多いため選択子も多い）であり安定的な供給確保が得られる可

能性が高い。また、同品種での各種設備の性能や耐久性も検証されているため設備上の問題は発生しに

くいと考えられる。

石炭に関するスペックが決定している場合においては、独自に石炭銘柄を選出する作業を行うことも

可能であるが、ここでは近隣に存在する 5,000kcal/kgの石炭を燃焼させている発電所の現状を調査し、

そこで用いられている石炭に関する情報を記載することにした。仮に同様なスペックの発電所を建設し

た場合、その発電所にとって最も安定的に石炭が確保できる方法でありなおかつ安価な石炭銘柄である

と判断したからである。

事例研究）スララヤ発電所に関する情報

図 3-4 スララヤ発電社全景（写真）

出典：インドネシアパワー提供資料

PLN 子会社にインドネシアパワー社がある。この会社は、ジャワ島北西の海岸部に発電所を保有し発

電を行っている。以下インドネシアパワー社スララヤ発電所から得た情報を記す。

13 また、供給可能な炭鉱を選定、決定するためには、

・購買価格：現行 CIF価格・過去の値上げ状況

・石炭供給可能量：資源量・埋蔵量・現行販売量から推定

・品質：発熱量・全水分・全硫黄・灰分

・信用：会社規模・賞罰

等の各側面からの詳細検討を行う必要がある。

96

表 3-7 スララヤ発電所概要

スペック等利用石炭発熱量 GAR

ユニット数 7 1～4 号機：400MW ， 5～７号機：600MW 5,000kcal/kg

ユニット数 1 8 号機：600MW 4,200kcal/kg

出典：インドネシアパワー提供情報

ボイラ型式：亜臨界圧自然循環ボイラ（1～7 号機：カナダ、8号機：中国）

環境設備：電気集塵器のみ（脱硫、脱硝なし）。150℃の排ガスの熱利用を考えている最中であ

る。

PLN全体の石炭消費量(調達量)は 16百万 t/年で、このうちインドネシアパワー社の調達量は 11

百万 t/年｡調達方法は Open Tenderで実施する｡前回 Tender落札価格は CIF US$65～66/ｔ。

インドネシアパワー社の石炭調達契約は長期契約(10 年)と中期契約(3 年)から構成され、価格

は年ごとに決める｡長期契約銘柄は、国営炭鉱 PTBA社 4百万ｔ/年、民間炭鉱 Berau社 2百万ｔ

/年、民間炭鉱 Adaro 社 1百万ｔ/年で残りの 3-4百万ｔ/年が 3年契約｡

石炭の購入先は表 3-8 のとおり。現在は 5,000kcal/kgの発熱量の石炭を使っているが今後 8号

機にはスマトラ島の低品位炭を利用する方向にある。それは、高品位炭の減少が予想されるた

めである。

表 3-8 インドネシアパワー社石炭購入先一覧表


主な要求品位は下記の通り。（その他炭鉱側への要求項目は表 3-9参照のこと。）

・ CV4,800～5,000(GAR) → 逆に GAR 5,000 を超える品位は不要。

・ Ash Max 5%

・ Sul Max 0.4% → 発電所が住宅地に近いため最も重要項目

炭鉱名使用石炭量

t/年発熱量(Kcal/Kg) GAR 比率（％）

PT. Bukit Asam （略称：PTBA） 5,000,000 5,000 41.92%

PT. Berau Coal 1,500,000 5,000 12.58%

PT. Kideco Jaya Agung 1,000,000 4,900 8.38%

PT. Adaro 1,500,000 5,000 12.58%

PT. Cenko 480,000 5,000 4.02%

PT. Oktasan Baruna Persada 480,000 5,000 4.02%

PT. Natuna Energi Indonesia 480,000 5,000 4.02%

PT Pln Batubara 1,200,000 5,000 10.06%

Spot 288,000 5,000 2.41%

合計（年間使用数量） 11,928,000 100.00%

97

・ HGI 47～55（最大 62） → HGI高いと詰りの問題を起こす為｡

最大値 62はミル負荷の最大値。

・ AFT(IT) Min 1,180℃

表 3-9 炭鉱側への要求項目一覧表

品質項目スペック

- Gross Calorific Value kcal/kg(as received) <5.000 Kcal/kg

- Hargrove Grindability Index > 48

- Total Moisture (as received) < 28 %

- Ash Content (as received) < 5 %

- Sulphur Content (as received) < 0.4 %

- Ash Fusion Temp. (Initial Deformation) > 1.150 °C

- Nitrogen (as Received) > 1 %

- Slagging Index karakteristik Ash bituminous < Medium

- Slagging & Fouling Index karakteristik Ash Lignitic < Medium

Size

Ø 98 % 70 mmUnder < 50mm

Ø 10 % 2.38 mmOver < 2.38 mm


港湾荷揚げ施設に関しては下表に示す通り。

表 3-10 港湾荷揚設備

桟橋用途長さ m 喫水 m 施設

Jetty 1 Self Unloading Vessel 160 11.5 コンベア 2×2000t/hr

Jetty 2 General Vessel 330 14.5 コンベア 2×3500t/hr

SPOJ 1 Coal Barge 160 9 コンベア 1×1000t/hr

SPOJ 2 Coal Barge 臨時桟橋ブルドーザー等


その他情報

・ジョコウィ新大統領は 5年以内に 35,000MWの電源開発を行うことを決定。石炭火力を主力

とする発電所の増設を公表している｡（石炭火力を選定した理由は最も経済性･価格競争力

があることが理由）

政府(PLN) 15,000MW

IPP 20,000MW

合計 35,000MW

・スララヤ発電所には石炭混合設備がない。混合作業は石炭供給者側が実施している｡

・新規銘柄の燃焼性試験は第三者検定会社(Interteck)に外注している｡炭鉱調査(埋蔵評価)

は JT Boydを起用している｡

98

インドネシアパワー社が購買している石炭のうち上位 4社は、国営企業 1社、CCoW各社で構成されて

いる。国営炭鉱である PT.Bukit Asam（PTBAと称す）は南スマトラ州に位置しており、南スマトラ州か

ら鉄道でスマトラ島最南端まで運搬し、大型船で国内外に輸送している。PLN がこの石炭を最も利用す

るのは国営炭鉱であることが理由である。PT.Adaroは南カリマンタンに位置し、出炭量ではインドネシ

ア最大の炭鉱である。また、PT.Berau Coal は北カリマンタンに位置している。いずれも表 3-6 に記載

されている大炭鉱である。

アニエール火力発電所に対する石炭を選定する場合、スララヤ発電所の購買先は参考になる。とくに

大手 CCoW（PT.Adaro、PT.Berau Coal、Kideco Jaya Agung）からの購入であれば供給が途切れることは

想定し難い。PT 炭鉱に加えて、PT.Aruthomin 社を加えた位置図を図 3-5 に示す。ただし、国営炭鉱で

ある PT.Bukit Asam(PTBA)は除外した。ここは国内の発電所への供給を行っており生産―供給がタイト

であると判断できるからである。

図 3-5 スララヤ発電所までの輸送路


各炭鉱に関するデータシートを表 3-11 に示す。同表は、アニエール発電所に供給可能な炭鉱を選定

しているものである。上段に 5,000kcal/kg(GAR)の発熱量の石炭を銘柄ごとに 7 炭鉱示している。この

うち、安定供給の観点からメインとなる炭鉱を上側に示し、スポットとなる可能性のある炭鉱を下側に

示している。いずれの炭鉱についても、確保している石炭埋蔵量に関してはアニエール火力発電所の操

業に支障をきたすものではないことが分かる。表中の CIF 価格は、HPB 価格に本船輸送費を加算したも

のである。HPB 価格は河口で本船渡しの価格であり、発生元かららジャワ島まで運搬する費用を加算す

る必要がある。これは表 1-18および図 3-5を参照すると次の式となる（2100km の運搬の場合）。

US0.005＄/t・km × 2 ,100 km＝US10.5＄/t

99

2100km＝スララヤ発電所から PT.BerauCoalまでの距離。

また、図 3-6に、これらの炭鉱の位置図を示す。ここには下記のケース 2でとりあげる炭鉱も記載し

ている。

②ケース 2：今後の主流となる 4,200kcal/kgの石炭使用

低品位炭を利用することは、枯渇する瀝青炭―亜瀝青炭からのシフトをしてゆく意味で、インドネシ

アにとって将来に向けた大きな課題となっている。PLN は近年、発電用の低品位炭を 4,200kcal/kgの石

炭としており、スマトラ島での IPP 発電事業者への仕様書においても 4,200kcal/kg としているなど、

今後同クラスの石炭使用が主流となる流れがある14,15。

この様な背景より、今後は 4,200kcal/kg クラスの新規炭鉱開発が進む見通しであり、このため中・

長期的に同クラスの石炭に関しては定供給の確保が得易いと考えられる。

表 3-11 の下段には発熱量 4,200kcal/kg の石炭を抽出している16。ケース 1 で抽出した大手炭鉱中に

も低品位炭を販売している炭鉱があることがうかがえる。ただし、価格に関しては HPB価格に記載され

ているものが少ないため、5,000cal/kgの石炭よりも流通量は少ないと判断できる。

5,000kcal/kgの石炭と同様に、メインで用いる燃料は大手炭鉱から購入するほうが操業は安定するた

め、例えば Adaro社 Arutmin 社等の 1,000km以内の炭鉱の銘柄を基本に運転を考える等の選択肢が検討

対象となり得るものと考えられる。その中に安価なスポット炭を少しづつ投入する方向が望ましい。

この発熱量の石炭は、現在はまだ市場に供給されている銘柄は少ないがエネルギー鉱物資源省以下、

インドネシアをあげて用いようとしている発熱量の石炭であるため、今後銘柄は増加していき潤沢な選

択肢となるものと考えられる。

14 第一次クラッシュプログラムにおいて PLNが開発を担ったすべての石炭火力発電所（PLN 保有発電所整備計画における

総発電量計画は 10,000MW であり 2009年までには整備が終了する計画であったが、2014年現在で約 5,300MWの進捗状況

となっている。）では、4,500kcal/kg 以下の低品位炭の使用が義務付けられている。 15 第３章 (3) 5)「事例研究）スララヤ発電所に関する情報」で取り上げたスララヤ発電所 8号機も上記計画に含まれて

いる。（なお、この 8号機は中国製の亜臨界仕様の機器であり、これまで、運転に相当の不具合を起こしている模様であ

る。） 16 JCOALが保有する炭鉱のデータより抽出

100

表 3-11 発熱量別炭鉱銘柄別データ一覧


HPBBarge to

PlantTotal

Calorific V

cal/g(GAR)

Calorific V

cal/g(AD)T,Moisture % I,Moisture %

Total

Ash %

Volatile

Matter %

Total Sul. %

(ADB)

Hardgrove

Index

(HGI)

Ash Fusion

Temp. Measured Indicated Inferred Proven Probable Possible

Adaro Indnonesia E5000 52.65 5 57.65 35,800 16-Nov-32 CCoW 5100 5900 26 14.5 1.5 43 0.15 50 47.2

Arutmin Indonesia Arutmin 5000 49.97 5.5 55.47 70,153 2-Nov-32 CCoW 4,750 5,300 18 11 4 35 0.2 45 1100 518 720 1248 277 189 20

Berau Coal Sungkai 48.13 10.5 58.63 118,400 26-Apr-33 PKP2B 5,000 5,500 26 18 5.5 38 0.9 47 1050 21

PT.Bukit Asam BA59 55 0.5 55.5 66,080 2-Mar-31 Government Cost Us＄/t 5900 28 13.1 6 40.4 0.6 13.5

Kideco Jaya Agung Rota North 54.36 7.5 61.86 50,400 14-Sep-32 CCoW 4870 24.9 3.1 0.11 221 760 395 192 459 25

Kuansing Inti Makmur 55 4 59 2,809 1-Jan-24 IUP 4800-5100 5600-6000 24-27 13 15-17 1-1.2 147.1 70.1 44.1 61.4 18.2 N/A

Lanna Harita Inonesia Value A 54.2 8 62.2 21,270 19-Feb-48 CCoW 5000 20-22 18 5-6 0.6-1.5 200.83 413.58 18.31 23.47 N/A

HPBBarge to

PlantTotal

Calorific V

cal/g(GAR)

Calorific V

cal/g(AD)T,Moisture % I,Moisture %

Total

Ash %

Volatile

Matter %

Total Sul. %

(ADB)

Hardgrove

Index

(HGI)

Ash Fusion

Temp. Measured Indicated Inferred Proven Probable Possible

Adaro Indnonesia E4000 30 5 35 35,800 16-Nov-32 CCoW 4000 4850 40 27 2 37 0.15 60 47.2

Arutmin Indonesia ECOCOAL 26 5 31 70,153 2-Nov-32 CCoW 3,859 4,793 32 16 4 35 0.2 50 1100 518 720 1248 277 189 20

PT.Bukit Asam (PTBA) IPC53 32 0.5 32.5 66,080 2-Mar-31 Government 4115 5300 34 15 8 39 0.5 13.5

Energi Batubara Lestari Original EBL Coal 32 5 37 1,894 1-Jun-36 IUP 4313 5300-5400 30-35 14-18 1-3 42 0.06-0.15 44-45 3.6

Gorby Putra Utama 30 2.8 32.8 4,395 23-May-48 IUP 4017 5413 36.6 14.56 6.58 0.42 55.2 16.7 64.4 41.4 2 Under Construction

Lanna Harita Inonesia Value C 32 8 40 21,270 19-Feb-48 CCoW 4200 35-38 18 5-6 40 0.6-1.5 1160 200.83 413.58 18.31 23.47 N/A

Tunas inti Abadi TIA5300 26 5.5 31.5 3,074 16-Mar-25 IUP 3960 5370 37.4 15.1 5.7 0.15 32 39 35 13 32 Under Construction

CV(GAR)=(100-TotalMoisture)/(100-InharentMoisture)×CV(ADB) HPB = FOB/Vessel Barge to Plant = 0.005 US＄/t・km ×Distance

Main

Sub

Cost Us＄/t

Cost Us＄/t

2455

7295 1377

7295 1733

60

305

Resources(Mt) Reserves(Mt)

1675

Resources(Mt)

Production (Mt/year)

Candidate Coal Mine for Power Plant (4200kcal/kg:GAR)

Coal Mine BrandArea

(ha)

Validity of

License

Reserves(Mt)

556

License Type

Quality

Rank

Main

Rank

Coal Mine BrandValidity of

LicenseLicense Type

Quality

Candidate Coal Mine for Power Plant (5000kcal/kg :GAR)

Production (Mt/year)

1291 476

Area

(ha)

101

図 3-6 アニエール発電所向け炭鉱位置図

出典：JCOAL 提供資料・情報に基づき調査団作成

102

(4) プロジェクトの計画概要

1) プロジェクトの内容決定の基本方針

本案件形成等調査の提案の際、対象プロジェクトの技術方式・出力として、日本国内で稼働中の東京

電力・広野火力発電所 5 号機（60 万 kW：USC、主蒸気温度：600℃、2004 年 7 月運開）、6 号機（60 万

kW：USC、2013 年 12 月運開）等を参考に、USC・60 万 kW の採用を想定した。これらはいずれも高品位

な瀝青炭を使用している。本プロジェクトで使用する炭種としては、インドネシアに産出する瀝青炭、

亜瀝青炭や海外炭を含めて、幅広い炭種を想定していた。

その後の調査の過程で、文献調査及び JCOAL等からのヒアリングを通じて、インドネシアのエネルギ

ー政策として、瀝青炭は主に輸出用に用い、国内消費用としては亜瀝青炭が重視されていること、及び

価格的にも亜瀝青炭の使用がリーズナブルであることが判明した。

また、インドネシア産亜瀝青炭を使用した USC として、単機容量が 100 万 kW の計画はあるが、単機

容量が 100万 kW未満の計画は無いことがわかった。インドネシアでは今後、バタン（100万 kW×2基）、

インドラマユ（100 万 kW×1 基）の USC 石炭火力発電所の運開が予定されており、いずれも単機容量は

100 万 kWである。その他 PLN が計画・検討している USC 石炭火力である Jawa-1、Jawa-4、Jawa-5、Jawa-6

も、いずれも単機容量は 100 万 kWである。

環境省の「BAT の参考表」（平成 26 年 4 月）では、日本における最新鋭の USC 石炭火力技術として、

90～110万 kW級、70万 kW 級、及び 60万 kW級を挙げているが、いずれも燃料仕様は「瀝青炭で、灰融

点の高い石炭（灰溶融温度 1400℃超）が主体」としており、また USCは「発電規模が大規模となるため、

小規模なものには採用不可」としている。

また、国内の専門家ヒアリング及び技術文献より、水分が多いインドネシア産亜瀝青炭を使用する場

合、高温・高圧化では材料の腐食が進行しやすいため、腐食を防ぐ高価な材料が必要となり、スケール

メリットの観点から 100万 kW級の出力規模が必要であることがわかった。

このため、インドネシア産亜瀝青炭を使用した 60 万 kWの USCは、技術的に全く不可能ではないもの

の、実績も計画もまだ無く、実用機としては相当のリスクがあり、実証機的な性格が強くなることが判

明した。

以上の経緯により、本 FS 調査の対象として、インドネシア産亜瀝青炭の使用を前提に、USC（超々臨

界圧）だけでなく、SC（超臨界圧）、Sub-C（亜臨界圧）、CFB（循環流動層）も含めて検討を行うことと

した。

（参考１） USC、SC等の定義等

表 3-12 USC、SC 等の定義等

技術方式定義・備考

超々臨界圧（USC：Ultra Super

Critical）

超臨界圧（SC）のうち、主蒸気温度が 566℃を超えるもの。発電規模

が大規模となるため、小規模なものには採用不可。

超臨界圧（ SC ： Super

Critical）

蒸気圧力が 22.1MPa 以上、かつ主蒸気温度が 566℃以下。設計によ

っては USC並の熱効率となるものもある。

103

技術方式定義・備考

亜臨界圧（ Sub-C ： Sub

Critical）

蒸気圧力が 22.1MPa 未満。ボイラの型式がドラム式。発電規模が大

規模なものには、熱効率の良い USCや SCが採用されるが、小規模の

ものには Sub-Cが採用されている。

出典：環境省、最新鋭の発電技術の商用化及び開発状況「BATの参考表」（平成 26年 4月時点）

（参考２）日本国内における USC石炭火力発電所の実績及び計画（例）

表 3-13 日本国内における USC石炭火力発電所の実績及び計画（例）

事業者発電所号機ステージ運開時期出力

東京電力広野 5号機稼働中 2004年 7月 60万 kW

6号機稼働中 2013年 12月 60万 kW

中部電力碧南




電源開発磯子

新 1号機稼働中 2002年 4月 60万 kW

新 2号機稼働中 2009年 7月 56.2万 kW（暫

定）

電源開発

竹原新 1号機建設中 2020年 9月（予定） 60万 kW

高砂

新 1号機計画（ア

セス）中 2021年（計画） 60万 kW

新 2号機計画（ア

セス）中 2027年（計画） 60万 kW

常陸那珂ジェ

ネレーション常陸那珂－

計画（ア

セス）中 2021年度頃（計画） 65万 kW

鹿島パワー鹿島 2号機計画（ア

セス）中 2020年頃（計画） 65万 kW

注）日本国内の USCは、全て瀝青炭を使用している（する）ものと推定される。

出典：各種資料を基に調査団作成

（参考３）インドネシアにおける USC（超々臨界圧）石炭火力の導入実績・計画、及びその利用炭種

①導入実績

USCの導入実績はまだない。

②導入計画

USCの導入計画は下表に示す通りであり、いずれも単機容量は 100万 kWである。

104

表 3-14 インドネシアにおける USCの導入計画

発電所名出力場所運開時期利用炭種事業

形態事業者備考

バタン

200万

kW

（100万

kW×2

基）

中部ジ

ャワ州

バタン

県（226

ha）

1号機：2016

年末頃（※）

2号機：2017

年中頃（※）

亜瀝青炭

（インド

ネシア

産）

IPP

BPI 社（ビマセ

ナ・パワー・イン

ドネシア社）：電

発、アダロ・パワ

ー社、伊藤忠商事

が出資・設立

運開時期（左

記の※）は、

用地買収の

遅れにより、

遅延の見込

み

インドラ

マユ

100万

kW

西ジャ

ワ州イ

ンドラ

マユ

2019年 3月

検討中

（インド

ネシア産

低品位炭

が有力）

PLNの

系統用 PLN

ODA案件

（円借款

（E/S）あり）


上記のほか、PLNは下図に示す Jawa-1、Jawa-4、Jawa-5、Jawa-6を検討している。これらの詳細は不

明だが、いずれも単機出力：100万 kWの USCとして計画・検討されている。

図 3-7 PLN が計画・検討している USC/SC 発電プラント（IPPを含む）

出典：I Made Ro Sakya （PLN）、Current Status and Future Development of Coal Thermal Power Plant

in Indonesia（2013.9）

105

図 3-8 インドネシアにおけるクリーン・コール・テクノロジー（CCT）のロードマップ

出典：I Made Ro Sakya （PLN）、Current Status and Future Development of Coal Thermal Power Plant

in Indonesia（2013.9）

原典：JICA CCT Study, October 2012, with updated projects and schedule by PLN

106

（参考４）インドネシアにおける SC（超臨界圧）石炭火力の導入実績・計画、及びその利用炭種

①導入実績

表 3-15 インドネシアにおける SC（超臨界圧）石炭火力の導入実績

発電所名出力場所運開時期利用炭種事業

形態事業者備考

パイトン

Ⅲ（増設）

81.5万

kW

パイト

ン 2012年 3月亜瀝青炭 IPP

Paiton Energy：

東京電力㈱、三井

物産㈱、インター

ナショナル・パワ

ー社、バツ・ヒタ

ム・ペルカサ社が

出資

インドネシ

ア初の SCプ

ラント（三菱

重工業製）

チレボン 66万 kW

ジャワ

島西部

チレボ

ン地区

2012年 7月

発熱量：

5,000kca

l/kg（推

定）

IPP

Cirebon

Electric

Power：丸紅等が

出資

インドネシ

アで 2 例目

の SC プラン

ト

Cilacap

Baru/Adi

pala

66万 kW

中部ジ

ャワ州

Adipala

2014年（予

定）

発熱量：

5,500kca

l/kg

PLNの

系統用

China National

Technical

Import and

Export

Corporation

インドネシ

アで 3 例目

の SC プラン

ト


②導入計画

SC 石炭火力に関する個別の計画は明らかではない。前出図における Banten 発電所（625MW、2016 年

運開）は、容量的に見て SC（超臨界圧）の可能性があるが、詳細は不明である。

なお、PLNの電力供給事業計画 2012-2021では、「ジャワ・バリ系統の開発計画で検討している発電所

の候補は、1,000MW 級の超々臨界圧石炭火力発電所と、超臨界圧石炭火力発電所 600MW、天然ガス火力

発電所 750MW、最大需要に対応する石油燃料ガス発電所 200MW、揚水式発電所 250MW である」としてい

る。

107

2) 提案プロジェクトの内容

a) 評価基準・前提条件

本 FS 調査（案件形成等調査）では、以下の評価基準・前提条件を設定し、これらの基準・条件のも

とで、様々な制約要因も加味しつつ、現時点で最適と考えられる事業方式・技術方式を提案する。

表 3-16 方式検討の評価基準・前提条件

評価基準説明

重要度

for イン

ドネシア

の公益

for

AGC/ASC

インドネシアの電力需給

緩和への貢献度

・PLN への逆潮流が多いほど貢献度が高

い。 ◎ △

SPC の裨益（収益性等）・SPC の収益性が高いほど、投資価値と

リターンが高まる。 ○ ○

ASC の裨益（経済性等）

・大口需要家向けの電気料金が既に高騰

して経営を圧迫しているため、電力コ

ストの削減が再重要課題。

○ ◎

日本の公的ファイナンス

の活用

・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の趣旨より、JBIC

等の公的ファイナンスが活用される

ことが重要。

◎ ○

日本企業が有する優れた

技術・ノウハウの活用

・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の趣旨より、ハー

ド及びソフト面で、できるだけ日本の

技術・ノウハウが多く活用されること

が望ましい。

◎ △


上表の「重要度」欄に記した記号は、調査団が以下の根拠により付したものである。

1. インドネシアの電力需給緩和への貢献度

①インドネシアの公益にとっての重要度： ◎

・「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」は、「世界のエネルギー需

給の緩和に貢献し、我が国へのエネルギー安定供給の確保を図る」ことを目的の１つと

している。

・インドネシアにおける電力需給の緩和は、電力不足に悩むインドネシアにとってまさに

喫緊の課題であり、インドネシアの公益に資することは、言をまたない。

②AGC/ASCにとっての重要度： △

・インドネシアの電力需給が緩和することは、自ら発電所を持たないインドネシア国内の

108

関係企業・取引先の経営安定化及びコスト上昇抑制につながり、ひいては AGC/ASCの経

営安定化につながる。

2. SPCの裨益（収益性等）

①インドネシアの公益にとっての重要度： ○

・SPC の裨益（収益性等）が高まれば、投融資を行うインドネシアの機関のリターン・収

益性が向上し、税収と雇用の拡大にも資する。

②AGC/ASCにとっての重要度： ○

・SPC の裨益（収益性等）が高まれば、PPU による発電事業の経営が安定化し、電力の長

期安定供給及び電気料金の安定化に資する。

3. ASCの裨益（経済性等）

①インドネシアの公益にとっての重要度： ○

・千人規模を雇用する ASCの裨益（収益性等）が高まれば、現地雇用の安定化・拡大、現

地政府の税収の拡大につながる。

②AGC/ASCにとっての重要度： ◎

・ASC の裨益（収益性等）が高まることが AGC/ASC にとって重要であることは、言をまた

ない。

4. 日本の公的ファイナンスの活用


・日本の公的ファイナンスが活用されることは、「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」の趣旨、及び電源開発への外資導入を歓迎するインドネシア政府

の方針に合致する。

②AGC/ASCにとっての重要度： ○

・AGC/ASCにとって、JBICから低利融資を受けることができれば、経済的なメリットが大

きい。

5. 日本企業が有する優れた技術・ノウハウの活用


・日本企業が有する優れた技術・ノウハウを活用して電源開発を行うことは、短期的にイ

ンドネシアの電力需給緩和に貢献するだけでなく、高品質なハードウェアや O&Mを通じ

た長期的な供給力の維持につながり、またこうした技術・ノウハウのインドネシアへの

技術移転にもつながる。

②AGC/ASCにとっての重要度： △

・AGC/ASC にとっては、グローバルな観点からのコスト・品質面も含めた最適な調達が重

要であり、必ずしも日本企業の技術・ノウハウの活用がベスト・ソリューションとは限

らない。

109

上表に示される通り、インドネシアの公益から見た重要度と、プロジェクト実施企業（AGC/ASC）か

ら見た重要度は、自ずから異なる側面がある。

本 FS 調査では、インドネシアの公益から見た重要度に軸足を置きつつも、プロジェクト実施企業が

インドネシアの電気料金高騰にあえいでいる現状に鑑み、その問題を喫緊かつ効率的・効果的に解決す

ることが、日本の産業政策（＝我が国製造業の国際競争力の強化、グローバル展開の円滑化）にも寄与

することから、ASC の裨益（特に経済性）も重視し、総合的な観点から、バランスの取れたソリューシ

ョン（事業方式、技術方式）を提示することとする。

110

b) 事業方式

対象プロジェクトの事業方式として、提案時には、IPPとして、発電能力 60 万 kW のうち 30 万 kW 相

当分を ASC社現地工場に供給し、30万 kW相当分を PLNに売電することを計画していた。

しかしながらその後、エネルギー鉱物資源省（MEMR）へのヒアリングより、IPP は PLN への全量売電

が必須であることが判明し、IPPモデルは断念せざるを得なくなった。

その代わりに、エネルギー鉱物資源省へのヒアリングの際に、PPU（Public Power Utility）という

新電力法に基づく第３の（PLN、IPPに次ぐ）電気事業方式が可能であることが判明した。

PPU は、新電力法第９条のａ（公共向け電力供給事業）の１種であり PLN のような公共向け電力供給

事業における民間の新規参入者である。

PPU 方式であれば、ASC は SPC 等の第３者から電気の小売供給を受けることができ、また SPC 等の発

電事業者は PLNに電気の一部または全部を売電できる。

PLN に一旦全量を売電し、再び買い戻す方式もあるが、一部売電の場合、SPC→PLN への売電料金は、

BtoBの交渉により決まる。また SPC→ASCの売電料金は、BtoBの交渉により決まり、地方政府の承認が

必要である。

なお SPC等の第３者が PPU として需要家（ASC）に配電及び電力小売を行うには、新電力法第 10条(3)

～(5）に基づき、「WU」（Wilayah（区域） Usaha（事業）＝事業区域＝Business Area）を得る必要があ

る。WU の取得は、MEMR、PLN、地方政府（Cilegon 市）と事前に根回しをしておけば、最短２カ月で可

能である。

上記に基づき、最も有力と考えらえる事業モデルは以下の通りである。

①電気事業方式： PPU（Public Power Utility）

・根拠法令：新電力法（第９条のａ等）

②発電事業体： SPC

・発電電力の一部を、SPCから ASCに構内配線を通じて電気を小売供給

・同時に、発電電力の一部を、SPCから PLNに売電

・AGC/ASCの出資比率：検討中

（AGC/ASC が SPC の経営をできるだけコントロールできることが望ましいため、AGC/ASC が一

定の出資を行うことが望ましい。）

・他社の出資：検討中

・JBICのプロジェクトファイナンス：ヒアリングによれば、以下の条件が整えば可能。

・単なる投資利益のみが目的の投資ではなく、実業目的の投資であること

・発電プラントの O&Mは、日本企業または日本企業が株式を保有する等によりコントロール・指導し得る企

業（ASC、または O&Mの外注先企業）が行うことが必須。

・特にボイラ、タービン等の主機に日本企業の技術が多く関わっている方が好ましい。なお発電設備等の設

備は、必ずしも日本製である必要はない。

・発電プラントの事業体への出資比率は、日本企業が最低でも全体の 30％以上を占めていること。

・事業運営（の意思決定を含む）に、日本企業が積極的、かつ融資期間を超える長期にわたり継続的に関与

すること。

・SPC等の採算性の高さも重要な要因。

・オフテイカー（＝電気の購入者）が、長期にわたり安定的に電気を購入すること。電力需要家側の本業が

111

30年間等の長期にわたり持続的であること。

c) 技術方式

技術方式として、提案時は USC・60 万 kW を想定していたが、前記した経緯により、調査対象プロジ

ェクトの技術として、インドネシア産亜瀝青炭の使用を前提に、USC（超々臨界圧）だけでなく、SC（超

臨界圧）、Sub-C（亜臨界圧）、CFB（循環流動層）も含めた検討を行った。

この結果、最も有力と考えられるモデルを、以下に示す。

①規模（発電出力及び小売・売電容量）

・発電出力： 45/60万 kW

・PPU（SPC）から ASC への小売： 27.5万 kW

・PPU（SPC）から PLN への売電： 15/30万 kW（発電プラントの所内消費：2.5万 kWを除く）

図 3-9 電力システム構成


②技術方式

USC（超々臨界圧）、SC（超臨界圧）、Sub-C（亜臨界圧）、CFB（循環流動層）は、それぞれ以下の特徴

を有する。

ASC電力負荷G


通常時

SW：ON SW：OFF

SW：ON SW：ON

ASC電力負荷G


定期点検及び非常時

SW：OFF SW：ON

SW：OFF SW：ON

バックアップ

PPU PPU

27.5万kW

15／30万kW

27.5万kW

45／60万kW

112

表 3-17 各技術方式の特徴

方式

実用機の単機出力炭種への適用

性日本メーカ

発電端熱効

率（HHV）瀝青炭

使用

亜瀝青炭

使用

USC

（超々臨界圧） 60万 kW～ 80万 kW～

瀝青炭、亜瀝

青炭とも可能

だが、後者の

場合は出力下

限が高まる。

MHPS（三菱重工/

日立）、東芝、IHI

日本： 90～

110 万 kW：

43% 、 70 万

kW：42.5%、

60万 kW：42%

SC

（超臨界圧） 50万 kW～ 60万 kW～

瀝青炭、亜瀝

青炭とも可能

だが、後者の

場合は出力下

限が高まる。

MHPS（三菱重工/

日立）、東芝、IHI。

海外メーカ（特に

中国）とのコスト

競争あり。

日本：50 万

kW：42.5%

Sub-C

（亜臨界圧）

20 万 kW 以

上が主

20 万 kW 以

上が主

瀝青炭、亜瀝

青炭とも可能

IHIは技術・コス

トともに優れる。

その他各種メー

カ、海外メーカ

日本：20 万

kW：41%

CFB

（循環流動層）

IPP 用：15

万 kW等、自

家発用：1.5

～7万 kW

同左幅広い炭種に

適用可能

住友重機械：信頼

性に優れる。コス

ト面を含めると

海外メーカもあ

る。

日本：11 万

kW：37.5%


（備考）

・インドネシア産亜瀝青炭の使用を前提とすると、USCの場合、実用機（稼働中）の出力下限は 80万

kW 程度（注：インドネシアでの計画は単機 100 万 kW のみ）であり、今回想定している 60万 kW は

実用レベルではなく、実証レベルとなる。

・インドネシア産亜瀝青炭を使用した SC は、単機 60 万 kW が可能。ただし中国など海外メーカとの

コスト競争がある。

・インドネシア産亜瀝青炭を使用した Sub-C、CFB は、今回想定している 40～60万 kWが可能。

本 FS 調査では、これらの特徴を踏まえ、前記の評価基準からみて総合的に最適と考えられる技術方

式・仕様を提示した。

最も有力と考えられる技術方式と基本仕様は、以下の通りである。

113

【ケース１】

・技術方式： SC（超臨界圧）

・一般的に、主蒸気温度が 566℃以下を超臨界圧（SC）、566℃超を超々臨界圧（USC）と呼んでい

る。本プラントの主蒸気温度は 566℃であるため、定義上は超臨界圧（SC）であるが、いわば

USCに近い超臨界圧といえる。


・PPU（SPC）から、30万 kWを ASCに小売供給、残り 30万 kWを PLNに売電



・定期点検時のバックアップ： PLN から 30 万 kW 相当（ASC の電力需要分）のバックアップを受け

る。

【ケース２】

・技術方式： CFB（循環流動層）

・CFBはインドネシアの低発熱量の亜瀝青炭にも適用し得る。


・PPU（SPC）から、30万 kWを ASCに小売供給、15万 kWを PLNに売電



・定期点検時のバックアップ：定期点検時には 1 基（15万 kW）のみ停止し、PLNへの売電も停止し、

定期点検時の ASCの所内負荷（30万 kW）は、残り 2基（15万 kW×2基＝30 万 kW）で賄う。

114

3) 概念設計および適用設備の仕様

上記の基本方針に沿って、インドネシア等における同規模・同方式の石炭火力発電所（亜瀝青炭焚き）

の設計仕様も参考にしつつ、前節の最後に提示した２ケースを対象に、対象設備の基本仕様を策定した。

a) 敷地及び主要設備

図 3-10 ASCアニエール工場の鳥瞰写真

注：発電プラントは、中央の点線の上部に建設予定

出典：Google Map

ASC社が予定している新発電所用の敷地（自社保有）は、上図の右上に位置し、最大 40haである。40ha

の中には小山が存在しており、これを崩さなければ利用可能面積は 15ha となるが、小山を崩せば最大

40haを利用可能である。

115

本敷地の中に、以下の設備等を格納する。

・発電設備等：ボイラ、タービン、発電機、排煙処理装置（電気式集塵装置（ESP）、脱硫装置、

脱硝装置）、誘因ファン（IDF）

・共通付帯設備：排水処理装置、水処理装置、変電設備、給油タンク（起動時の補助燃料用）

・燃料貯蔵設備（貯炭場）：雨による水分の増加を防止するため、屋根付きの屋外貯炭場とする。

・その他設備：揚炭機（アンローダ）、石炭灰輸送設備

このうち、発電設備等の面積は、既存の事例を参考にすると、ケース１の場合 6ha程度、ケースの場

合 5ha程度であるが、これは設計によりさらなるコンパクト化が可能である。

なお灰捨場については、外部の業者に石炭灰処理を委託する。

図 3-11 プラント配置図（ケース１：SC、60万 kW×1基）

貯炭場

タービン建屋（発電機を含む）

超臨界ボイラ

排煙処理装置

誘因ファン（IDF）

煙突

タービン用変圧器

冷却用海水ポンプ

温排水排出装置

変電設備管理棟

起動用石油タンク

排水処理設備

0m 100m 200m 300m 400m 500m 600m

0m100m

200m300m

400m500m

116

図 3-12 プラント配置図（ケース 2：CFB、15万 kW×3基）

貯炭場

タービン建屋（発電機を含む）

CFBボイラ

排煙処理装置

誘因ファン（IDF）

煙突

タービン用変圧器

冷却用海水ポンプ

温排水排出装置

変電設備管

理棟

起動用石油タンク

排水処理設備

0m 100m 200m 300m 400m 500m 600m0m

100m200m

300m400m

500m

117

図 3-13 ASCアニエール工場（敷地左部）の鳥瞰写真

注：発電プラントの建設予定地は、本図の主に左側の部分である。

出典：ASC、Company Profile

b) 発電プラントの出力及び方式

2）で設定した２ケースに従い、以下の通りとする。

・ケース１ SC（超臨界圧） 60万 KW×１基

（所内消費：2.5万 kW、PLNへ：30万 kW、ASCへ：27.5万 kW）

・ケース２ CFB（循環流動層） 15万 KW×3基

（所内消費：2.5万 kW、PLNへ：15万 kW、ASCへ：27.5万 kW）

118

図 3-14 ケース 1（SC）の発電プラント構成

出典：環境省（2014.10）

図 3-15 ケース１（左：SC）及びケース２（CFB）のボイラ構造

出典：環境省（2014.10）

119

c) 発電プラントの蒸気条件等

発電プラントの蒸気条件等は、インドネシア等における既存の設計・導入事例を踏まえて、以下の通

りとする。

表 3-18 発電プラントの蒸気条件等

ケース１（SC）ケース２（CFB）

蒸発量 1,810t/h（100%負荷） 475t/h/基×3基（100%負荷）

主蒸気圧力 246 kg/cm2 174 kg/cm2

主蒸気温度 566℃ 541℃

再熱蒸気温度 566℃ 541℃

熱効率 40.5% 37.6%


ケース１は、主蒸気温度が 566℃以下のため SC（超臨界圧）であるが、主蒸気温度・再熱蒸気温度と

ともに、SC と USCの境目である 566℃であり、USCに近い仕様となっている。

d) 使用する石炭の発熱量

使用する石炭については、「(3) 5) 燃料調達」で検討した２ケースを採用することとする。

即ち、石炭の中長期的な安定的な供給確保可能性を重視し、以下の石炭を使用する。

・ケース 1： SC（超臨界圧） 60万 KW×１基

・既存の PLN発電所と同様の発熱量 5,000kcal/kgの石炭を使用

・ケース 2： CFB（循環流動層） 15万 KW×3基

・今後の主流となる 4,200kcal/kgの石炭を使用

e) 石炭の年間使用量

既存の設計事例を参考に、今回使用する石炭の発熱量を勘案して計算すると、石炭の毎時消費量は、

以下の通りである。

・ケース１ 255 t/h （小数点以下、四捨五入）

・ケース２ 81.7 t/h/基×3基＝ 245 t/h （小数点以下、四捨五入）

これを基に年間の石炭消費量を計算すると、以下の通りである。

・ケース１ 255t/h×8,200h/年（＝年間時間 8,760h/年－定期点検 560h/年）＝ 2,089,481 t/年

・ケース２ 245t/h×8,200h/年＝ 2,009,498 t/年

f) 貯炭量

貯炭量は、発電所の石炭の１回当たり受入量と受入頻度により異なるものの、概ね通常の使用量の 1

～2カ月程度とするのが一般的である。

本プラントでは、石炭の山元が、ジャワ島に近いカリマンタン島やスマトラ島であるため、輸送上の

優位性を考慮し、１カ月（30日分）として計画した。

貯炭方式は屋外貯炭場（屋根付き）とし、30日分の貯炭量は以下の通りである。

・ケース１毎時石炭消費量×24h/日×30日＝255t/h×24h/日×30日＝183,467 t

・ケース２ 245t/h×24h/日×30日＝176,444 t

120

g) 灰捨場

灰捨場は、外部の業者に石炭灰処理を委託する。

h) 取水路・放水路

ケース１・２とも、蒸気タービン復水器用の冷却水として海水を使用する。海水は、プラントが面し

ている海から取水し、使用後の昇音した海水は、再循環を防ぐために、取水部から十分（約 1.5km）離

れた場所に排出する。

取水方式は、取水地点から陸地まで開渠方式にて計画し、発電プラント近傍にポンプ室を設置する。

ポンプ室にはスクリーン設備、塩素注入設備等を設置する。

ポンプ室～発電プラント～放水口までの冷却水輸送はいずれも配管とし、地下に埋設する。

i) 仕様（まとめ）

以上の主な仕様を、以下にまとめて整理した。

表 3-19 発電プラントの基本仕様

ケース１ケース２

① 方式 SC（超臨界圧） CFB（循環流動層）

② 発電出力 60 万 KW×１基 15万 KW×3 基＝45万 kW

③ プラント所内消費 2.5 万 kW 2.5万 kW

④ PLNへの売電出力 30 万 kW 15万 kW

⑤ ASCへの供給出力 27.5万 kW 27.5万 kW

⑥ 年間稼働時間 8,200h/年×定格稼働 8,200h/年×定格稼働

⑦ 蒸気蒸発量 1,810.0t/h

（100％負荷）

475.0t/h/基×3基

（100%負荷）

⑧ 主蒸気圧力 246.0kg/cm2（24.1 MPa） 174.0kg/cm2（17.1 MPa）

⑨ 主蒸気温度 566℃ 541℃

⑩ 再熱蒸気温度 566℃ 541℃

⑪ 熱効率 40.5% 37.6%

⑫ 石炭発熱量 5,000kcal/kg（インドネシア

産亜瀝青炭）

4,200kcal/kg（インドネシア

産亜瀝青炭）

⑬ 石炭消費量（毎時） 255 t/h 245 t/h

⑭ 石炭消費量（年間） 2,089,481 t/年 2,009,498 t/年


121

4) 提案技術・システムを採用するに当たっての課題およびその解決策

超臨界圧発電技術を採用することは、プラントの高効率化が図られるなどの大きなメリットはある。

一方、既存の発電設備とは異なり、新設プラントのオートメーション化により、運転および保守の人

員トレーニングが非常に重要となる。従って、発電設備のシミュレーターの設置、更に訓練設備および

運転保守訓練の方策の充実が課題である。

また、超臨界圧発電設備においてはボイラ水の水質管理が非常に重要となるため、水質管理に関する

知識の習得ならびに運転時における水質管理のトレーニングも重要である。

EPC ターンキー契約では、設備据付および試運転において、契約書に規定する受取性能保証項目が満

たされ、設備欠陥が無いことを事業実施者が審査した後、設備引き渡しとなる。この審査を確実に行い、

EPC 契約者に対し適切に技術交渉するためには、発電設備に関する高度な技術および知見を持つ必要が

ある。

加えて、商業運転開始以降も様々な技術課題が発生することも考えられ、これらの技術課題を適切に

解決し、EPC 契約者と適切に技術交渉する上で、発電設備専門家による技術支援を受けることが望まし

い。

現在、インドネシアでは亜臨界圧の石炭火力発電が主流であるが、中国製のものも多く、トラブルで

停止しているものも多い。

O&Mの充実は、発電設備の設備利用率の向上と採算性の向上につながり、JBICを含む SPCへの投融資

機関に対する信頼度の向上にもつながる。

第４章環境社会的側面の検討

123

(1) 環境社会面における現状分析

1) 現状分析

インドネシアにおける石炭火力発電の新設は、逼迫する電力需給問題への貢献が期待される一方で、

一般に大気汚染や水質汚濁、温室効果ガス排出などの環境問題、また、地元住民の反対（職・住環境へ

の影響、土地の空け渡し問題等に起因）等のリスクが懸念視されるところである。以下、同国における

現状について整理する。

a) 環境問題の現状

①大気汚染

同国では 1980 年代から急速な工業化が始まり、化石燃料消費の増加を背景として窒素酸化物や二酸

化イオウ、粉じん等の増加による大気汚染が大都市を中心に深刻化している。産業からの排ガス等によ

る汚染はまださほど大きくないが、鉄道などの都市交通システムが未整備であるため、慢性的な渋滞が

発生し、都市の大気環境が特に悪化している実態がある。

図 4-1 インドネシア各都市における NO2と SO2の濃度17

注）チレゴン市のマーキングは調査団による編集加工

出典：インドネシア環境年報（State of the Environment Report Indonesia 2012）

17 環境省によるモニタリングプログラムによる。箱ヒゲ図（調査対象 248県・市のデータ分布）は、箱の上・下端がそ

れぞれ 75％-25％値、ヒゲはデータ中の最大値で、その範囲外の●印、★印のデータは特異値となっている。ジャカルタ

や、当該対象プロジェクトが位置するチレゴン等の大都市において高い NO2濃度が観測されている。

124

②水質汚濁

水質汚濁については、有機性汚濁負荷のうち 25～50％が産業排水、50～75％が生活排水によるとされ

ている。産業排水に関しては、繊維業、パルプ・製紙業、合板業、ゴム業等が主な排出源とみられる。

日系企業をはじめとする大規模工場では排水処理設備を整備し適切な管理が行われている一方、地場の

中小規模の工場では排水処理設備を持たず工場排水をそのまま放流しているケースも多く、有機物のほ

か重金属などによる河川の汚染が深刻化している。

また、下水道がほとんど整備されておらず、生活排水は地下浸透させるかそのまま河川に放流されて

いるため、河川や地下水の汚染も深刻化している。通常、生活水としては井戸水が使われているが、地

下浸透後浄化されないまま汚水が汲み上げられる場合もあり、もう一つの生活水源である河川水の汚染

と相まって水質汚染の進行が衛生面からも大きな問題となっている。

③廃棄物管理

廃棄物は、「有害廃棄物」（危険、有害、有毒を表す三つインドネシア語を取って、通常、B3廃棄物と

呼ばれている）とそれ以外の廃棄物に分けられている。インドネシアで大きな問題になっているのは、

B3 廃棄物である。インドネシアには B3廃棄物を完全に処理できる廃棄物業者は少ない。したがって B3

廃棄物の処理については、外部に委託できない場合には敷地内に保管しているのが現状となっている。

また、有害物質以外の産業廃棄物については、回収業者に委託し、埋め立てられるか焼却される。一

方、家庭からの生活廃棄物は河川や空き地にそのまま投棄されることが多く、河川等の水質汚染の原因

となっている。

④温室効果ガス排出

インドネシア全体の 2000 年の純温室効果ガス排出量は 1.37GtCO2eであり、最大の排出源は森林伐

採で 48%、燃料消費が 21%、泥炭火災が 12%、廃棄物が 11%、農業が 5％、産業界が 3％と続いている。

森林伐採と泥炭関連の排出量は 0.821GtCo2eで、全排出量の 60%を占めており、残りが 0.556GtCo2eと

なっている。この排出レベルは非常に高く、インドネシアは、世界の温室効果ガス排出上位十カ国に入

っている。炭素含有量が多い石炭燃料へシフトしていることで、国内の温室効果ガス排出の伸びは、GDP

や燃料消費の伸びよりも大きくなり、同国では深刻な環境問題と位置づけられている。

このような温室効果ガス排出問題に対処すべく、同国政府は国家気候変動委員会を 2008年に創設し、

2020年までに温室効果ガス排出を 26%削減し、更に先進国の協力を得て 41％削減する事を約束している

こともあり、環境政策には十分な注意が必要である。

b) 土地利用・開発（対象プロジェクトの周辺環境）

対象プロジェクト実施計画地点（Asahimas Chemical 社 Anyer 工場敷地内）が位置するチレゴンは、

ジャワ島の西端のバンテン州の沿岸工業都市であり、多くの製鉄所と石油化学工場が立地するインドネ

シアの重化学工業の中心地である。

当該地域には東南アジア最大の鉄鋼メーカーである Krakatau Steel社が立地し Krakatau鉄鋼工業区

が形成されている。同工業区においては Krakatau Steel 社、Krakatau POSCO 社の他にも、シーメンス

社、Asahimas Chemical 社、Chandra Asri Petrochemical 社、Pertamina 社（インドネシア共和国政府

が運営する国営の石油・ガス関連会社）等々のプラントが集積し、一帯が工業区として開発されている。

125

図 4-2 周辺（チレゴン- Krakatau鉄鋼工業区）の産業集積

出典：Google map

2) 将来予測（プロジェクトを実施しない場合）

対象プロジェクトは旭硝子の連結子会社である Asahimas Chemical社所有の Anyer工場敷地に石炭火

力発電設備を導入し、インドネシアにおいて逼迫する電力需給バランス問題に貢献し得る電力リソース

を確保するものである。

このプロジェクトが実施されない場合、Asahimas Chemical 社は PLN による電力供給に依存すること

となり、マクロ的には同容量（本プロジェクトで想定する発電設備容量：同社需要分+ PLNへの供給分）

スララヤ発電所

Krakatau POSCO 社 Pertamina 社

Krakatau Steel 社

Asahimas Chemical 社

Chandra Asri Petrochemical 社

126

に相当する発電設備整備は PLNサイド（IPPを含む）にて図られることになる18,19。新たな石炭火力発電

所の開発により発電設備整備が図られる場合、懸念されるリスクとしては以下があげられる。

開発リスク

当該国における発電所建設プロジェクトでは用地取得が障害となり計画の具体化が遅れる事例

がある等、地域における土地取得問題が重要なリスクになっている。

（他方、本プロジェクトに関しては、既述の通り ASC社の保有する ANYER工場敷地内に建設を予定

しており、発電所用地の収容に係る問題がない。また、同サイトを含む周辺沿岸地域も工業地区と

して一帯が開発されており、職・住環境への直接的影響を受ける対象住民が殆どいないため、移転

や補償等に係る問題も懸念材料とならない等の優位性がある。）

設備稼働リスク

PLN の事業用発電設備の運転状況と日本の発電所の運転状況を Load factor により比較してみ

ると、日本（国内電力 10社計）の約 95%と比較し 80%程度と稼働率が低く、高稼働率・高信頼性の

確保が課題となっている20。これは、今後の PLN 発電設備整備においても、コストや電力安定供給

に係るリスクとして対応が求められるものと考えられる。

環境汚染（温室効果ガス、大気汚染等）リスク

当該国において開発されている石炭火力発電設備（PLN が担う既存及び計画されている石炭火力

発電所、ならびに自家発を含む様々な事業主体による石炭火力発電設備一般）に対し、当該プロジ

ェクトで想定する導入設備は高効率であり、かつ、環境基準に対し適切な対策を講じることを前提

としているため、その比較優位メリット具現化の機会が失われる可能性があると考えられる。21

18 ジャワ・バリ系統の電力需給バランスは極めて厳しい現状にあり電力基盤整備が課題となっている。（⇒第 1章 (2) 4)

a) ＜参考：最近のジャワ・バリ系統の設備予備力＞参照） 19 ジョコウィ新政権においては中期開発計画（2015～19年）において 35,000MW の電源開発を行うことを決定。石炭火力

を主力とする発電所の増設を公表（石炭火力を選定した理由は最も経済性･価格競争力があることが理由）している｡ 20 第一次クラッシュプログラムにおいて PLNが開発を担ったすべての石炭火力発電所（PLN 保有発電所整備計画における

総発電量計画は 10,000MW であり 2009年までには整備が終了する計画であったが、2014年現在で約 5,300MWの進捗状況

となっている。）では、4,500kcal/kg 以下の低品位炭の使用が義務付けられている。第３章 (3) 5)「事例研究）スララ

ヤ発電所に関する情報」で取り上げたスララヤ発電所 8号機も上記計画に含まれているが、同設備は中国製の亜臨界仕様

の機器であり、これまで、運転に相当の不具合を起こしている模様である。また、PLNにおいては低品位炭を直接燃焼で

きる循環流動層（CFB)ボイラの導入も進められているが、これまで海外製のボイラを使用しているため、事故停止の頻度

が高く非常に低い稼働率である等様々な問題点を抱えている。

これらの背景としては、石炭性状に対応した機器設計、選定機器品質問題や建設技術、運転・保守技術などの考慮に欠け

た設計条件の欠如に起因するケースも少なくないとの指摘もある。 21 CO2排出量の試算については、次項「(2) プロジェクトの実施に伴う環境改善効果」参照

127

(2) プロジェクトの実施に伴う環境改善効果

プロジェクトの実施に伴う環境改善効果として、対象プロジェクト（石炭火力発電：ケース１、ケー

ス２）から排出される CO2 排出量と、インドネシアの系統電力の排出係数から計算される CO2排出量を

比較した。

1) CO2 排出原単位の比較

a) インドネシアの系統電力

2013 年のインドネシアの系統電力の平均排出係数（排出原単位）は、PLN の電力供給計画（RUPTL）

2013-2022（要約版）によれば、766 g-CO2/kWh である。しかしながら、この値は全電源平均値であり、

石炭火力の値ではないため、比較には使用できない。

一方、IEA の CO2 Emissions from Fuel Combustion（2013 年版）によれば、2011 年のインドネシア

の石炭火力の CO2排出原単位は 1,065 g-CO2/kWh である。

b) 対象プロジェクト（ケース１、ケース２）

以下の式により、対象プロジェクトの CO2排出原単位を比較した。

・年間石炭消費量（t/年）＝年間発電電力量（kWh/年）×860（kcal/kWh）÷熱効率（％）÷石炭発

熱量（kcal/kg）÷1,000（kg/t）

・年間 CO2 排出量（t-CO2/年）＝年間石炭消費量（t/年） × 石炭に占める炭素分の重量比 × CO2

と炭素の分子量比

・石炭に占める炭素分の重量比：文献情報（出所：東電設計、及び Adaro 社の E5000・E4000

スペックシート）より、55％（ケース 1：5,000kcal/kg）、50%（ケース 2：4,200kcal/kg）と

する。

・CO2と炭素の分子量比＝ 44/12

・CO2排出原単位（g-CO2/kWh）＝年間 CO2排出量（g-CO2/年）÷年間発電電力量（kWh/年）

この結果、対象プロジェクトの CO2排出原単位は、ケース１（60万 kW、SC）で 856 g-CO2/kWh、ケー

ス２（45万 kW、CFB）で 988 g-CO2/kWh と試算された。

これを a)の値と比較すると、対象プロジェクトの CO2排出原単位は、インドネシアの石炭火力平均に

比べて、ケース１で 20% 削減、ケース２で 7% 削減と算定された。

なお参考までに、電力中央研究所「日本の発電技術のライフサイクル CO2 排出量評価」（2010）によ

れば、日本の微粉炭火力（Sub-C、SC、USC）の燃料燃焼による CO2 排出原単位は、887 g-CO2/kWh であ

る。

128

2) 年間 CO2排出削減量

上記の結果より、相対的に大きな CO2排出削減が行われるケース１に着目して、年間 CO2排出削減量

を算定した。

・年間 CO2 排出削減量（t-CO2/年）＝インドネシアの石炭火力の平均 CO2 排出原単位（t-CO2/kWh）

×対象プロジェクトの年間発電電力量（kWh/年）－対象プロジェクト（ケース１）の年間 CO2

排出量（t-CO2/年）

この結果、対象プロジェクト（ケース１）による CO2排出削減量は、1,026,012 t-CO2/年、即ち約 103

万ｔ-CO2/年と算定された。

129

(3) プロジェクトの実施に伴う環境社会面への影響

1) 環境社会配慮項目の検討

対象プロジェクトの環境社会面への影響を評価し、本調査の次の段階で必要となる環境社会配慮項目

を幅広く洗い出するために、JICA「環境社会配慮ガイドライン」の「チェックリスト一覧表」ならびに

JBIC「環境社会配慮確認のための国際協力銀行ガイドライン」の「チェックリスト一覧表」を参考とし

て検討を行った。

検討結果については、以下 a～e の分類毎に整理する通りであり、適切な環境社会配慮対策を講じる

前提で実施を計画する当該プロジェクトにおいては、重大な環境負荷や社会への負の影響は認められな

いものと考えられる。

a) 許認可・説明

表 4-1 許認可・説明に係る環境社会配慮項目の検討

環境項目主なチェック事項検討結果

(1)EIAおよび環

境許認可

(a) 環境アセスメント報告書（EIAレポ

ート)等は作成済みか。

(b) EIA レポート等は当該国政府によ

り承認されているか。

(c) EIA レポート等の承認は付帯条件

を伴うか。付帯条件がある場合は、そ

の条件は満たされるか。

(d) 上記以外に、必要な場合には現地

の所管官庁からの環境に関する許認可

は取得済みか。

(a),(b),(c):対象プロジェクトに関す

る EIAについては実施予定である。な

お、対象プロジェクトで建設を計画して

いる発電所は、既に環境影響評価

（EIA/AMDAL）を実施・承認済である ASC

社の保有する ANYER工場敷地内に建設を

予定しており、立地地点としては問題な

いものと見られる。

(d):現状、該当は特に無し。

(2)現地ステー

クホルダーへの

説明

(a) プロジェクトの内容および影響に

ついて、情報公開を含めて現地ステー

クホルダーに適切な説明を行い、理解

を得ているか。

(b) 住民等からのコメントを、プロジ

ェクト内容に反映させたか。

(a),(b):計画段階にあり未実施である。

ただし、本プロジェクトは既述の通り

ASC社の保有する ANYER工場敷地内に建

設を予定しており、また、同サイトを含

む周辺沿岸地域も工業地区として開発

されていることからも、周辺住民からの

反対は懸念事項とにならないものと見

られる。

(3)代替案の検

討

(a) プロジェクト計画の複数の代替案

は（検討の際、環境・社会に係る項目

も含めて）検討されているか。

(a):計画段階において制約条件下での

最適な採用技術の検討（経済性の他、環

境要因も考慮）を行っている。

出典:調査団作成

130

b) 汚染対策

表 4-2 汚染対策に係る環境社会配慮項目の検討


(1)大気質

(a) 発電所操業に伴って排出される硫

黄酸化物（SOx）、窒素酸化物（NOx）、

煤じん等の大気汚染物質は、当該国の

排出基準等と整合するか。また、排出

により当該国の環境基準等と整合しな

い区域が生じるか。

(b) 石炭火力発電所の場合、貯炭場や

石炭搬送施設からの飛散炭じん、石炭

灰処分場からの粉じんが大気汚染を生

じる恐れはあるか。汚染防止のための

対策がとられるか。

(a),(b):事業検討の初期段階であり詳

細な技術検討は実施中であるが、各排出

基準に整合する技術を導入する前提（ば

いじん対策環境装置としては電気集塵

機の設置、SOx対策環境装置としては排

煙脱硫装置の設置、また NOx対策環境装

置として Low NOx バーナー/Two- Stage

Combustion system等の採用）である。

(b):燃料用石炭は、揚炭桟橋、コンベヤ

を経て、貯炭場に保管される。粉塵の飛

散防止対策（コンベヤの囲い、散水など）

により管理する前提である。

(2)水質

(a) 温排水を含む発電所からの排水は

当該国の排出基準等と整合するか。ま

た、排出により当該国の環境基準等と

整合しない区域や高温の水域が生じる

か。

(b) 石炭火力発電所の場合、貯炭場、

石炭灰処分場からの浸出水は当該国の

排出基準等と整合するか。

(c) これらの排水が表流水、土壌・地

下水、海洋等を汚染しない対策がなさ

れるか。

(a),(b),(c):事業検討の初期段階であ

り詳細な技術検討は実施中であるが、こ

れらの排出基準に整合する技術を導入

する前提である。

(b),(c):石炭灰の灰捨場（Ash Pond）は

浸出液による公共水域の汚染を防止す

るため、排出基準に整合する適切な対策

が取ることを前提とする。

(c):発電所からのその他の排水につい

ては、規定の排出基準に沿って、適切に

処理するための排水処理装置及び設備

を設置する前提である。

(3)廃棄物

(a) 操業に伴って発生する廃棄物（廃

油、廃薬品）または石炭灰、排煙脱硫

の副生石膏等の廃棄物は当該国の規定

等に従って適切に処理・処分されるか。

(a):事業検討の初期段階であることか

ら、詳細な検討は未実施であるが、規定

に従って処理・処分する前提である。

(4)騒音・振動

(a) 騒音、振動は当該国の基準等と整

合するか。

(a):事業検討の初期段階であることか

ら、詳細な検討は未実施であるが、敷地

境界での環境基準の遵守上を前提とす

る（法規も求められる敷地境界での環境

モニタリングと標準的な防音・消音機器

の採用、敷地境界での防音壁などが標準

的な対策として、想定される。）

なお、本プロジェクトは既述の通り ASC

131


社の保有する ANYER工場敷地内に建設を

予定しており、また、同サイトを含む周

辺沿岸地域も工業地区として開発され

ていることからも、周辺居住地への騒

音・振動の大きな影響は生じにくいと見

られる。

(5)地盤沈下

(a) 大量の地下水汲み上げを行う場

合、地盤沈下が生じる恐れがあるか。

(a):冷却水は海水が利用されるため水

量面での問題はない。その他の用水使用

に関しては上水利用を検討しており、地

盤沈下の懸念はないものと考えられる。

(6)悪臭 (a) 悪臭源はあるか。悪臭防止の対策

はとられるか。

(a):本プロジェクトにおいて悪臭源は

特にない。


c) 自然環境

表 4-3 自然環境に係る環境社会配慮項目の検討


(1)保護区

(a) サイトは当該国の法律・国際条約

等に定められた保護区内に立地する

か。プロジェクトが保護区に影響を与

えるか。

(a):法律・国際条約等に定められた保護

区には該当しない。

(2)生態系

(a) サイトは原生林、熱帯の自然林、

生態学的に重要な生息地（珊瑚礁、マ

ングローブ湿地、干潟等）を含むか。

(b) サイトは当該国の法律・国際条約

等で保護が必要とされる貴重種の生息

地を含むか。

(c) 生態系への重大な影響が懸念され

る場合、生態系への影響を減らす対策

はなされるか。

(d) プロジェクトによる取水（地表水、

地下水）が、河川等の水域環境に影響

を及ぼすか。水生生物等への影響を減

らす対策はなされるか。

(e) 温排水の放流や冷却水の大量の取

水、浸出水の排出が周辺水域の生態系

に悪影響を与えるか。

(a):本プロジェクト対象地は、左記のよ

うな地域を含まない。

(b):本プロジェクト対象地は、貴重種の

生息地を含まない。

(c):貴重種の生息地には該当せず、重大

な影響は懸念されないと考えられる。

(d),(e):事業検討の初期段階であるこ

とから、詳細な検討は行われていない

が、詳細設計の段階では、必要事項を検

討の上で必要に応じた対策を講じる前

提である。


132

d) 社会環境

表 4-4 社会環境に係る環境社会配慮項目の検討


(1)住民移転

(a) プロジェクトの実施に伴い非自発

的住民移転は生じるか。生じる場合は、

移転による影響を最小限とする努力が

なされるか。

(b) 移転する住民に対し、移転前に補

償・生活再建対策に関する適切な説明

が行われるか。

(c) 住民移転のための調査がなされ、

再取得価格による補償、移転後の生活

基盤の回復を含む移転計画が立てられ

るか。

(d) 補償金の支払いは移転前に行われ

るか。

(e) 補償方針は文書で策定されている

か。

(f) 移転住民のうち特に女性､子供､老

人､貧困層､少数民族・先住民族等の社

会的弱者に適切な配慮がなされた計画

か。

(g) 移転住民について移転前の合意は

得られるか。

(h) 住民移転を適切に実施するための

体制は整えられるか。十分な実施能力

と予算措置が講じられるか。

(i) 移転による影響のモニタリングが

計画されるか。

(j) 苦情処理の仕組みが構築されてい

るか。

(a),(b),(c),(d),(e),(f),(g),(h),(i),

(j):本プロジェクトに伴う住民移転は生

じない。

(2)生活・生計

(a) プロジェクトによる住民の生活へ

の悪影響はあるか。必要な場合は影響

を緩和する配慮が行われるか。

(b) プロジェクトの実施により必要と

なる社会基盤の整備は十分か(病院・学

校、道路等)。不十分な場合、整備計画

はあるか。

(c) プロジェクトに伴う大型車両等の

(a):本プロジェクトは既述の通り ASC社

の保有する ANYER 工場敷地内に建設を予

定しており、また、同サイトを含む周辺

沿岸地域も工業地区として開発されてい

ることからも、周辺居住地への大きな影

響は生じにくいと見られる。

(b):本プロジェクトサイト周辺は工業地

区として開発されており、一定の社会基

133


運行によって周辺の道路交通に影響は

あるか。必要に応じて交通への影響を

緩和する配慮が行われるか。

(d) プロジェクト活動に伴う作業員等

の流入により、疾病の発生（HIV等の感

染症を含む）の危険はあるか。必要に

応じて適切な公衆衛生への配慮は行わ

れるか。

(e) プロジェクトによる取水（地表水、

地下水）や温排水の放流が、既存の水

利用、水域利用(特に漁業）に影響を及

ぼすか。

盤が整備されている。

(c),(d):事業検討の初期段階であること

から、詳細な検討は行われていないが、

詳細設計の段階では、必要事項を検討の

上で必要に応じた対策を講じる。

(e): 事業検討の初期段階であり詳細な

技術検討は実施中であるが、排出基準に

整合する技術を導入する前提であり、既

存の水利用、水域利用への影響は小さい

と見られる。

(3)文化遺産

(a) プロジェクトにより、考古学的、

歴史的、文化的、宗教的に貴重な遺産、

史跡等を損なう恐れはあるか。また、

当該国の国内法上定められた措置が考

慮されるか。

(a):対象地区には該当しない。

(4)景観

(a) 特に配慮すべき景観が存在する場

合、それに対し悪影響を及ぼすか。影

響がある場合には必要な対策は取られ

るか。

(a):対象地区には該当しない。

(5)少数民族、先

住民族

(a) 当該国の少数民族、先住民族の文

化、生活様式への影響を軽減する配慮

がなされているか。

(b) 少数民族、先住民族の土地及び資

源に関する諸権利は尊重されるか。

(a),(b):対象地区には該当しない。

(6)労働環境

(a) プロジェクトにおいて遵守すべき

当該国の労働環境に関する法律が守ら

れるか。

(b) 労働災害防止に係る安全設備の設

置、有害物質の管理等、プロジェクト

関係者へのハード面での安全配慮が措

置されるか。

(c) 安全衛生計画の策定や作業員等に

対する安全教育（交通安全や公衆衛生

を含む）の実施等、プロジェクト関係

者へのソフト面での対応が計画・実施

されるか。

(a),(b),(c),(d): 事業検討の初期段階

であることから、詳細な検討は行われて

いないが、詳細設計の段階では、必要事

項を検討の上で必要に応じた対策を講じ

る前提である。

134


(d) プロジェクトに関係する警備要員

が、プロジェクト関係者・地域住民の

安全を侵害することのないよう、適切

な措置が講じられるか。


e) その他

表 4-5 その他の環境社会配慮項目の検討


(1)工事中の影

響

(a) 工事中の汚染（騒音、振動、濁水、

粉じん、排ガス、廃棄物等）に対して

緩和策が用意されるか。

(b) 工事により自然環境（生態系）に

悪影響を及ぼすか。また、影響に対す

る緩和策が用意されるか。

(c) 工事により社会環境に悪影響を及

ぼすか。また、影響に対する緩和策が

用意されるか。

(a),(b),(c): 事業検討の初期段階であ

ることから詳細な検討は行われていな

いが、詳細設計の段階では工事中の影響

を緩和する適切な対策を実施する前提

である。

(2)事故防止対

策

(a) 石炭火力の場合、貯炭所の自然発

火を防止するよう計画されるか（散水

設備等）。

(a):事業検討の初期段階であり詳細な

技術検討は実施中であるが、必要に応じ

た対策を講じるための技術・設備を導入

する前提である。

(3)モニタリン

グ

(a) 上記の環境項目のうち、影響が考

えられる項目に対して、事業者のモニ

タリングが計画・実施されるか。

(b) 当該計画の項目、方法、頻度等は

どのように定められているか。

(c) 事業者のモニタリング体制（組織、

人員、機材、予算等とそれらの継続性）

は確立されるか。

(d) 事業者から所管官庁等への報告の

方法、頻度等は規定されているか。

(a),(b),(c),(d):事業検討の初期段階

であることから詳細な検討は行われて

いないが、詳細設計段階において規定さ

れた方法、頻度、報告を実施するととも

にモニタリング体制（組織、人員、機材、

予算等とそれらの継続性）を確立する。

(4)その他

(a)石炭の品質基準は定められるか。

(b)発電設備は石炭の品質を考慮して

計画されるか。

(a),(b):採用技術の検討と同時に、使用

する石炭の品質選定と調達可能性の検

討・確認を行い計画化する（いずれも現

在、検討過程にある）。


135

2) 他の選択肢との比較検討

当該地点において検討する電源リソース確保のための選択肢としては、以下が検討対象となり得る。

PLNに依存

石炭火力発電の新設

前者については、記述の通り、当該国における石炭火力発電設備（PLN の既存石炭火力発電所ならび

に本プロジェク以外での多様な石炭火力発電設備一般）に対し、当該プロジェクトで想定する導入設備

は高効率であり、かつ、環境基準に対し適切な対策を講じることを前提としているため、その比較優位

メリット具現化の機会が失われる可能性があると考えられる。また、本プロジェクトに関しては、既述

の通り ASC社の保有する ANYER工場敷地内に建設を予定しており、また、同サイトを含む周辺沿岸地域

も工業地区として開発されていることからも、地元住民からの反対（職・住環境への影響、土地の空け

渡し問題等に起因）等は重大な懸念材料とはならないと考えられるが、他方、当該国における石炭火力

発電設備建設においては上記等のリスクが内在する可能性がある。

後者については、本調査にて、当該国における制約条件下に適合する採用技術の検討を行っており、

その過程で複数の選択肢について環境影響を含め多面的なメリット／デメリットを評価の上、当該対象

プロジェクトを提案している22。今後、詳細設計の段階では、各適用技術の特性に伴う環境影響を精査

し対応策の実施を検討する前提である。

3) 環境社会面への影響に関する情報収集結果

本調査においては、当該プロジェクトに関する環境影響評価を所管するチレゴン市地方環境局にヒア

リングを実施し、以下のコメントを得ている。

当該プロジェクトに関しては、既述の通り ASC社の保有する ANYER工場敷地内に建設を予定する

ものであるが、同サイトは既に環境影響評価を実施しているため、（当該プロジェクト自体の新

たな環境影響評価は当然必須であるが）環境影響評価に関する全般的な要求事項への適合性につ

いてはあまり問題がないと思われる。例えば、保全地域、地元住民影響等についても問題はない

と見られる。

22 「第３章プロジェクトの内容および技術的側面の検討」参照。

136

(4) 相手国の環境社会配慮関連法規の概要およびそのクリアに必要

な措置

1) プロジェクト実施に関係する環境社会配慮関係法規の概要

a) 環境管理と環境影響評価

インドネシアでは 1986年に環境影響評価制度（インドネシア語で AMDAL：Analisis Menganai Dampak

Lingkungan）が導入された。その後 1993 年の「環境影響評価に関する政令」（第 51 号）で、初期スク

リーニングプロセスの簡略化や複数の省庁がからむ事業の審査に関する環境影響管理庁の権限強化な

どを柱とした制度の抜本的改正が実施された。1997年に環境管理法が制定され、環境法制が体系化され

た。2006 年には関連するガイドラインが制定され、2009 年に環境管理法が大幅に改正された。2012 年

には環境ライセンス取得制度が導入され AMDALの改訂もなされた（2012年政令第 27号）。環境影響評価

の対象となる事業または活動の種類及び規模については、現在、「環境影響評価を実施すべき事業また

は活動及び規模に関する環境大臣規則（2012 年第 5 号）」により定められている。

表 4-6 環境管理と環境影響評価に係る主要関連法規等

区分法令

基本法・環境管理法（2009年法律第 32 号） 23

政令・環境ライセンスに関する政令（2012 年政令第第 27 号）24

大統領令・環境管理庁に関する大統領令（大統領令第 77 号,1994）

省令

・環境ライセンスに関するガイドラインについての環境大臣令（2012 年第 17 号）

・ EIA の対象となる事業や活動の種類に関する環境大臣令（2006 年第 11号）

・環境影響評価が必要とされる事業及び活動の種類に関する環境大臣令

（NO.KEP-11/MENLH/3/1994）

・環境管理の手続きき及び環境監視の手続きのための一般指針に関する環境大臣

令（NO.KEP-12/MENLH/3/1994）

・環境影響評価委員会の構成及び運営手続きのための指針に関する環境大臣令

（NO.KEP-13/MENLH/3/1994）

・環境影響評価書のためのガイドラインに関する環境大臣令(2000年第 2 号）

・環境影響評価プロセスにおける住民関与及び情報開示に関する環境大臣令（2000

年第 8号）

・環境影響評価作成のためのガイドラインに関する環境大臣令（2000年第 9 号）

・環境影響評価書の評価委員会の作業システムのガイドラインに関する環境大臣

令（2000 年第 40号）

出典：環境省資料「インドネシア AMDAL 法令に係る各種資料」、

インドネシア政府環境省環境影響評価部資料等より調査団作成

b) 空間計画

インドネシアでは、国土空間の利用と開発に対して空間計画が策定される。これは、1980年代の関連

大統領令に始まり、2007 年法律第 26 号「空間計画法」として基本法が制定。この基本法と関連する政

23 1982 年法律第 4号で施行、1997 年法律第 23号で大幅改定。2009 年に改正され、10月 3 日付で改正新法公布、施行。 24 1993年第 51号、同改正 1999 年第 27号、同改正 2012年第 27号

137

令、大統領令等により、国と各地方政府（州および市・県）は、管轄区域の空間利用・開発のための基

本計画を策定し保護区や開発区域を目的別にゾーニング（区分け）している。石炭火力発電所の立地に

際しては地域の空間計画と整合することが求められ、AMDALと環境許可発行の際の前提条件になる。

表 4-7 空間計画に係る主要法規

区分法令

基本法・空間計画法（2007 年法律第 26 号）

政令・国家空間計画に関する政令（2008 年第 26 号）

・空間計画におけるコミュニティの参加の権利、義務、形式と手続きに関する政令

（1996 年第 69 号）

大統領令・国土空間管理のための調整チームに関する大統領令（1989 年第 57 号）

・保護区管理に関する大統領令（1990 年第 32 号）

出典：環境省資料「インドネシアにおける法制度の整備・執行」「インドネシアにおける環境関連法令」

、インドネシア政府環境省環境影響評価部資料等より調査団作成

c) 環境対策・基準に関する主要法規

ここでは石炭火力発電事業に係る環境対策・基準に関する主要法規等を抽出・整理する。

1999 年の地方行政法（法律第 22 号）および中央地方財政均衡法（法律第 25 号）により、2001年か

ら大幅な地方分権が行われた。大気汚染や水質汚濁等の環境管理の責任が県・市に移管されている。

表 4-8 石炭火力発電事業に係る環境対策・基準に関する主要法規等

分野法令

大気関係

・大気汚染防止に関する政令（1999年政令第 41 号）25

・大気汚染指標に関する環境大臣令（1997年第 45号）

・固定発生源ボイラからの排ガス基準に関する環境大臣規則（2007年第 7号）

・火力発電所からの排ガス基準に関する環境大臣規則（2008年第 21 号）

・地域大気汚染防止の実施に関する環境大臣規則（2010年第 12号）

水質関係・水質管理と水質汚濁防止に関する政令（2001年第 82号）26

・海の汚染防止と損壊に関する政令（1999年第 19号）

・産業排水の基準に関する環境大臣令（1995年第 51号、同改正 2004 年第 122 号）

・水資源に対する水質汚濁負荷容量の決定のための指針に関する環境大臣令（2003

年第 110 号）

・海水の水質基準に関する環境大臣令（2004 年第 51 号、同改正 2004 年第 179

号）

・石炭掘削・関連事業からの排水基準に関する環境大臣令（2003 年第 113 号）

・火力発電所事業からの排水基準に関する環境大臣規則（2009 年第 8 号）

騒音・振動関係・騒音の環境基準に関する環境大臣令（1996 年第 48 号）

・振動の環境基準に関する環境大臣令（1996 年第 49 号）

25 1993 年に大気汚染防止に関する環境省令関連のガイドラインを省令で規定、本省令に基づき環境基準を設定している 26 関連のガイドラインを省令で規定、本政令に基づき環境基準を設定

138

分野法令

悪臭関係・悪臭の環境基準に関する環境大臣令（1996 年第 50 号）

廃棄物関係・廃棄物管理法（2008 年第 18 号）

出典：環境省資料「インドネシアにおける法制度の整備・執行」「インドネシアにおける環境関連法令」

、インドネシア政府環境省環境影響評価部資料等より調査団作成

d) 火力発電所に係る排出基準

前項の法規において規定27される石炭火力発電所の汚染物質の排出に関わる基準（排ガス、排水）を

抽出し以下に整理する。

①排ガス基準

表 4-9 火力発電所の排ガス基準（常時排ガス監視装置付き施設）

指標最大許容値(mg/Nm3)

Coal Oil Gas

二酸化硫黄(SO2)28 750 650 50

窒素酸化物(NOx) を指標として29 750 450 320

粒子状物質(T P)30 100 100 30

不透明度(Opacity) 20% 20%

出典：火力発電所の排ガス基準に関する環境大臣令 2008 年第 21号（附属書 1B）

②排水基準

表 4-10 火力発電所 CPU（中央排水処理装置）からの排水基準

指標単位許容値

pH ― 6-9

全浮遊粒子(TSS) mg/L 100

油脂 mg/L 10

遊離塩素(Cl2) *1 mg/L 0.5

全クロム(Cr) *2 mg/L 0.5

銅(Cu) mg/L 1

鉄(Fe) mg/L 3

亜鉛(Zn) mg/L 1

リン酸(PO4-) mg/L 10

*1 冷却塔ブローダウンが廃水処理場に流れている場合、*2 リン酸を注入する場合

出典: 環境大臣令 2009年第 8号（附属書 1）

27 大気汚染防止に関する政令（1999 年第 41 号）において、大気環境基準 13 項目について基準値が規定。環境大臣令

（1997 年第 45 号）には大気汚染指標（Pollution Standard Index）が導入されている。また、水質管理と水質汚濁

防止に関する政令（2001 年第 82 号）において、陸水の利水用途により 4 類型に分けて環境基準が規定され、海水の水

質環境基準については、環境大臣令（2004 年第 51号および 179 号）において規定されている。火力発電所事業からの

排水基準については環境大臣規則（2009 年第 8 号）において規定されている。 28 ガス体積は標準条件で測定 (気温 25.0度で１気圧) 29 不透明度（Opacity）は実用的なモニタリング指標として使用される 30 全ての排出許容値は少なくとも 3日間の 95％の時間達成されること

139

表 4-11 火力発電所ボイラ（ブローダウンボイラー）排水基準


pH ― 6-9

銅(Cu) mg/L 1

鉄(Fe) mg/L 3

出典: 環境大臣令 2009年第 8号（附属書 1）

表 4-12 火力発電所冷却塔（クーリングタワー）の排水基準


pH ― 6-9

遊離塩素(Cl2) * mg/L 1

亜鉛(Zn) mg/L 1

燐酸(PO4-) mg/L 10

* 冷却塔ブローダウンが廃水処理場に流れていない場合

出典: 環境大臣規則 2009年第 8号（附属書 1）

表 4-13 火力発電所排水処理場の脱塩処理排水基準


pH ― 6-9



③冷却水排水基準（付帯設備）

表 4-14 火力発電所冷却水の排水基準


水温 ℃ 40 *1

遊離塩素(Cl2) *2 mg/L 0.3

*1 排水出口における月平均の測定結果、*2 水供給源が廃水処理場に流れていない場合


表 4-15 火力発電所からの脱塩処理水の排水基準


pH ― 6-9

塩分濃度 * ‰ 排水塩分濃度は海に排水処理場所から

30mの範囲内で、自然塩分濃度に等しく

なければならない。

* 脱塩処理廃水が処理場に流れていない場合


140

表 4-16 火力発電所の排煙脱硫システム（海水湿式スクラバー）の排水基準


pH ― 6-9

SO4(2-) * % 原水(海水)の硫酸塩濃度と比較した硫酸

塩増加が 4%未満

* 海水湿式スクラバーシステムの排水が処理場に流れていない場合


④排水基準（貯炭場）

表 4-17 貯炭場の排水基準


pH ― 6-9


鉄 mg/L 5

マンガン mg/L 2


⑤排水基準（油分）

表 4-18 廃油を含む排水の基準


COD * mg/L 300


油脂 mg/L 15

* 油を含有する廃水が処理場に流れていない場合


2) プロジェクトの実施に必要となる相手国の EIA（環境アセスメント）等の内容

インドネシアでプロジェクトを開始するためには、主たる環境要件をクリアーしていることを示すた

め環境影響評価（EIA；AMDAL）を実施しなくてはならない。環境影響評価の実施権限は事業の所管官庁

または一級自治体にあり、環境管理庁がその全体的調整役を果たすこととなっている31。

a) 申請・認可

環境影響評価の実施権限は、当該事業を所管する中央官庁、全国の州と特別行政区に与えられ、それ

ぞれの機関には事前のスクリーニングや環境影響評価報告書の内容を審査するための「環境評価委員会」

が設けられる。このうち、中央に設置される「中央環境影響評価委員会」には、所管の中央官庁の長官、

地方環境影響評価委員会は州知事がそれぞれ議長を努め、関連行政機関の代表や環境問題専門家、環境

団体などが参加する常任委員会と市民代表なども参加する非常任委員会で構成されている。申請・認可

の流れは以下の通りとなる。

31 対象プロジェクトに関してはチレゴン市が所管する。

141

①スクリーニング

事業を計画する者或は実施者がプロジェクトプランを所轄官庁へ提出し、当該計画についての環境影

響評価を実施する必要があるかどうかのスクリーニングがなされる。（環境評価委員会により判断・決

定が最大 30日以内になされる。）。32

②スコーピング

環境影響評価の実施が必要と決定された場合は、事業提案者は AMDALに関する調査仕様書（TOR）、実

施計画書（KA-ANDAL）の提出を求められ、地方行政側担当者により最大 30 日以内に検討・審査がなさ

れる。33

③AMDALの承認

引き続き、環境影響評価書（ANDAL）および環境管理計画・環境モニタリング計画書（RKL・RPL）の

作成・提出が求められ、これらについては環境評価委員会により要求事項への適合性を有するかの判

断・決定が最大 75日以内になされ、（適合性を有す場合）認環境大臣もしくは知事の認可を得られるこ

ととなる。

b) AMDAL 文書体系

環境報告書は、以下の文書より構成される。

環境影響評価に関する実施計画書

：Terms of Reference (Kerangka Acuan/KA ANDAL)

環境影響評価書（ANDAL）

：Environmental Impact Analysis (Analisis Dampak Lingkungan/ANDAL)

環境マネジメント計画（RKL）

：Environmental Management Plan(Rencana Pengelolaan Lingkungan Hidup /RKL)

環境モニタリング計画（RPL）

：Environmental Management Plan(Rencana Pemantauan Lingkungan Hidup /RPL)

32 スクリーニングは、環境省令 2000 年第 3 号（環境省令 2001 年第 17 号、2006 年第 11 号により改訂）に定めら

れたリストにより実施する。同法では、スクリーニングに続き、事業提案者は EIA 調査に関する調査仕様書（TOR）を準

備するように指示されている（スコーピング）。また、2012 年には環境ライセンス取得制度が導入され AMDALの改訂もな

されており（2012年政令第 27号）、環境影響評価の手続きはこれに従う形となっている。 33 当該審査プロセスに関しては従来は「環境評価委員会」が最大 75日でこれを行う規定であったが、2012 年の AMDAL

の改訂（2012年政令第 27号）により簡素化が図られている。

142

(5) プロジェクトの実現のために当該国（実施機関その他関係機関）

が成すべき事項

インドネシアにおいて対象プロジェクトを実現するためには、主たる環境要件をクリアしていること

を示すため環境影響評価を実施しなくてはならない。環境影響評価の実施権限は当該プロジェクトが位

置するがチレゴン市が所管しており、実施期間は速やかに申請・認可手続きを行い、許認可を得る必要

がある。

第５章財務的・経済的実行可能性

144

(1) 事業費の積算

1）建設費（設計・調達・工事：EPC）

第 3章に示した発電プラントのシステム構成（ケース１、ケース２）をベースに、既存の石炭火力発

電所（SC、CFB）のコスト設計例を参考にして、両ケースの建設費を積算した。その結果を表 5-1、表

5-2に示す。

表 5-1 建設費（ケース１：SC：60万 kW×1基）

項目概算費用


1 ボイラおよび環境装置 197.8 439.9 232.8

2 蒸気タービンおよび発電機 130.1 289.3 153.1

3 運炭＆灰処理設備 47.4 105.4 55.8

4 電気・制御設備 36.6 81.4 43.0

5 その他付帯設備 55.6 123.5 65.4

6 土木・据付工事 77.9 173.3 91.7

7 小計 545.5 1,212.8 641.7

8 予備費（小計の 10%） 54.5 121.3 64.2

9 合計 600.0 1,334.1 705.9



表 5-2 建設費（ケース２：CFB：15万 kW×3基）

項目概算費用


1 ボイラおよび環境装置 132.0 482.9 170.3

2 蒸気タービンおよび発電機 86.8 317.6 112.0

3 運炭＆灰処理設備 31.6 115.7 40.8

4 電気・制御設備 24.4 89.3 31.5

5 その他付帯設備 37.1 135.6 47.8

6 土木・据付工事 34.2 125.1 44.1

7 小計 346.1 1,266.2 446.6

8 予備費（小計の 10%） 34.6 126.6 44.7

9 合計 380.7 1,392.8 491.3



145

2）初期投資コスト

初期投資コストとして以下を見込んだ。

a) 上記の EPC コスト

b) 150kV送電線に接続するための変電設備の増設コスト

c) ファイナンス・アレンジ及び許認可取得に係る諸費用

d) 発電所・変電所・送電線の建設中に発生する金利（金利の元本化）

建設中の金利は、以下の条件で建設期間中（3.0年）の初年度に一括融資（ケース１：総コストの 71.7%、

ケース２：同 59.3%）が実行されるとして計算した。

① JBICの投資金融：

年利：標準金利（LIBOR：米ドル・6カ月）0.3768%＋リスクプレミアム 5.0% ＝ 5.3768%

（注：リスクプレミアムは、実際には個別ケース毎に協議のうえ評価・設定されるが、ここでは

IIRの試算のため、JBICからのヒアリング結果（数％程度）を基に、5％に設定した。）

返済期間： 15年

返済猶予期間： 3年

返済方法：元本均等返済

② その他：

年利： 8.00%（仮定）

返済期間： 15年

返済猶予期間： 3年

返済方法：元本均等返済

表 5-3 初期投資コスト（ケース１）

項目概算費用


1 EPCコスト（表 5-1、5-2参照） 600.0 1,334.1 705.9

2 変電所（増設） 1.5 18.9 3.0

3 諸費用（1+2の 5%） 30.1 67.7 35.4

4 建設中の金利 93.4 0.0 93.4

5 合計 725.0 1,420.7 837.8


表 5-4 初期投資コスト（ケース 2）

項目概算費用


1 EPCコスト（表 5-1、5-2参照） 380.7 1,392.8 491.3

2 変電所（増設） 1.5 18.9 3.0

3 諸費用（1+2の 5%） 19.1 70.6 24.7

4 建設中の金利 53.8 0.0 53.8

5 合計 455.2 1,482.3 572.8



146

3) ランニングコスト

ランニングコストについては、以下を見込んだ。

a) 運転保守に係るコスト

b) 燃料となる石炭の購入コスト

・第３章で求めた石炭の年間使用量×石炭の単価

・石炭の単価：

・第３章の表「発熱量別炭鉱銘柄別データ一覧」を基に、代表的な単価として、以下を

採用した。

・ケース１（5,000kcal/kg） 57.65 US$/t

・ケース２（4,200kcal/kg） 35.00 US$/t

c) 土地に関するコスト: 既存の敷地内に建設するため、賃料等の追加費用はゼロ。

d) 各種保険料: 運転保守費用に含まれる。

e) 支払金利： 2)に示した条件での返済の際の年間支払金利

f) 法人税率： 25%

表 5-5 ランニングコスト（ケース１）

項目概算費用


1 運転保守 8.1 204.5 24.3

2 燃料 0.0 1,517.8 120.5

3 土地 0.0 0.0 0.0


5 支払金利 5.38%/8.00% 0.0 5.38%/8.00%

6 法人税 0.0 25% 25%



表 5-6 ランニングコスト（ケース２）

項目概算費用


1 運転保守 5.6 142.3 16.9

2 燃料 0.0 886.2 70.3

3 土地 0.0 0.0 0.0


5 支払金利 5.38%/8.00% 0.0 5.38%/8.00%

6 法人税 0.0 25% 25%



147

(2) 予備的な財務・経済分析の結果概要

1）財務的内部収益率（FIRR）

以下の前提条件のもとで、FIRR（財務的内部収益率）を計算した。

① 売電価格は以下の通りとした。

・PPU（SPC）から PLN への売電価格

・エネルギー鉱物資源省の 2012年省令第４号「PLNの中小規模再生可能エネルギー又は余剰

電力からの購入価格に関する省令」第２条に基づき、656ルピア/kWhとする。

・ただし、実際の売電価格は PLNとの相対交渉により決まり、これより高い価格で交渉が成

立する可能性も十分にある。従って、上記の価格は、現時点での IRR計算用の設定値であ

る。

・PPU（SPC）から ASC への売電価格

・上記と同じ 656 ルピア/kWhを採用する。

・ただし、実際の売電価格は SPC と ASC 間の相対交渉及び Cilegon 市の合意のうえ決まる。

なお Cilegon 市からのヒアリングによれば、この価格は PLNへの売電価格よりかなり安く

ても市としては差し支えないとのことである。上記の価格は、現時点での IRR計算用の設

定値である。

② 年間操業時間は、8,200時間（年間総時間 8,760 時間－定期点検 560 時間）とした。

③ 発電効率（熱効率）は 40.5%（ケース１：SC）及び 37.6%（ケース２：CFB）とし、適切なメン

テナンスを継続することにより、出力低下と効率劣化はないものとする。

④ 発電プラントの所内消費電力量は、2.5万 kW×8,200h/年とした。

⑤ 燃料とする石炭の熱量は、5,000kcal/kg（ケース１）及び 4,200kcal/kg（ケース２）、石炭価

格は、57.65 US$/t（ケース１）及び 35.00 US$/t（ケース２）とした。

⑥ インフレ率は、米国ドル建てで計算するため、米国の過去 10 年間の平均値 2.39%を、収益と

運営費に、操業開始の次年度より反映させた。

⑦ 建設期間は３年であり、操業と融資返済の開始時期を４年目からとした。

⑧ 減価償却は、定額法、残存価値ゼロ、償却期間 40年とした。

⑨ 操業期間は、減価償却期間と同じく 40年とした。

⑩ 調達資金のうち、出資部分と融資部分の比率は、28.3%：71.7%（ケース１）、40.7%：59.3%（ケ

ース２）とした。

FIRRの計算結果を表 5-7、表 5-8に示す。

FIRRはケース１で 11.5%、ケース２で 14.3% と算定された。

この値は、インドネシアの最近１年間の長期金利（10年国債利回り）（7～9%）より高いため、上記の

条件を前提にすると、本件は財務的に実現の可能性（フィージビリティ）が高いと考えられる。

148

表 5-7 FIRR計算書（ケース１）

（単位：US$百万）

年投資収益運営費元利返済償却税前利益税金税後利益キャッシュフロー

1 2 3 4 5 6=2-3-4-5 7 8=6-7 9=8+5+4-1

1 279.26

-279.26

2 279.26

-279.26

3 279.26

-279.26

4

245.48 144.80 53.63 20.94 26.10 6.53 19.58 94.15

5

251.35 148.26 53.63 20.94 28.51 7.13 21.38 95.96

6

257.35 151.80 53.63 20.94 30.97 7.74 23.23 97.81

7

263.50 155.43 53.63 20.94 33.50 8.37 25.12 99.70

8

269.80 159.15 53.63 20.94 36.08 9.02 27.06 101.64

9

276.25 162.95 53.63 20.94 38.72 9.68 29.04 103.62

10

282.85 166.84 53.63 20.94 41.43 10.36 31.07 105.65

11

289.61 170.83 53.63 20.94 44.20 11.05 33.15 107.73

12

296.53 174.91 53.63 20.94 47.04 11.76 35.28 109.86

13

303.62 179.10 53.63 20.94 49.95 12.49 37.46 112.04

14

310.88 183.38 53.63 20.94 52.93 13.23 39.69 114.27

15

318.31 187.76 53.63 20.94 55.97 13.99 41.98 116.56

16

325.92 192.25 53.63 20.94 59.09 14.77 44.32 118.90

17

333.71 196.84 53.63 20.94 62.29 15.57 46.72 121.29

18

341.68 201.55 53.63 20.94 65.56 16.39 49.17 123.75

19

349.85 206.36

20.94 122.54 30.64 91.91 112.85

20

358.21 211.29

20.94 125.97 31.49 94.48 115.42

21

366.77 216.34

20.94 129.48 32.37 97.11 118.06

22

375.54 221.51

20.94 133.08 33.27 99.81 120.75

23

384.51 226.81

20.94 136.76 34.19 102.57 123.51

24

393.70 232.23

20.94 140.53 35.13 105.39 126.34

25

403.11 237.78

20.94 144.39 36.10 108.29 129.23

26

412.74 243.46

20.94 148.34 37.08 111.25 132.20

27

422.61 249.28

20.94 152.38 38.10 114.29 135.23

28

432.71 255.24

20.94 156.53 39.13 117.39 138.34

29

443.05 261.34

20.94 160.77 40.19 120.58 141.52

30

453.64 267.59

20.94 165.11 41.28 123.83 144.78

31

464.48 273.98

20.94 169.56 42.39 127.17 148.11

32

475.58 280.53

20.94 174.11 43.53 130.58 151.53

33

486.95 287.23

20.94 178.77 44.69 134.08 155.02

34

498.59 294.10

20.94 183.54 45.89 137.66 158.60

35

510.50 301.13

20.94 188.43 47.11 141.32 162.27

36

522.70 308.32

20.94 193.44 48.36 145.08 166.02

37

535.20 315.69

20.94 198.56 49.64 148.92 169.86

38

547.99 323.24

20.94 203.81 50.95 152.85 173.80

39

561.09 330.96

20.94 209.18 52.29 156.88 177.83

40

574.50 338.87

20.94 214.68 53.67 161.01 181.95

41

588.23 346.97

20.94 220.31 55.08 165.23 186.18

42

602.28 355.27

20.94 226.07 56.52 169.56 190.50

43

616.68 363.76

20.94 231.98 57.99 173.98 194.93

計 837.77

804.50 837.77

3,735.47 4,539.97

FIRR 11.5%


149

表 5-8 FIRR計算書（ケース２）



1 2 3 4 5 6=2-3-4-5 7 8=6-7 9=8+5+4-1

1 190.93 -190.93

2 190.93 -190.93

3 190.93 -190.93

4 181.44 87.27 30.88 14.32 48.97 12.24 36.72 81.93

5 185.78 89.36 30.88 14.32 51.22 12.80 38.41 83.61

6 190.22 91.49 30.88 14.32 53.52 13.38 40.14 85.34

7 194.76 93.68 30.88 14.32 55.88 13.97 41.91 87.11

8 199.42 95.92 30.88 14.32 58.30 14.57 43.72 88.92

9 204.18 98.21 30.88 14.32 60.77 15.19 45.58 90.78

10 209.07 100.56 30.88 14.32 63.30 15.83 47.48 92.68

11 214.06 102.96 30.88 14.32 65.90 16.47 49.42 94.62

12 219.18 105.42 30.88 14.32 68.55 17.14 51.41 96.62

13 224.42 107.94 30.88 14.32 71.27 17.82 53.45 98.65

14 229.78 110.52 30.88 14.32 74.05 18.51 55.54 100.74

15 235.27 113.17 30.88 14.32 76.90 19.23 57.68 102.88

16 240.89 115.87 30.88 14.32 79.82 19.96 59.87 105.07

17 246.65 118.64 30.88 14.32 82.81 20.70 62.11 107.31

18 252.55 121.48 30.88 14.32 85.87 21.47 64.40 109.60

19 258.58 124.38 14.32 119.88 29.97 89.91 104.23

20 264.76 127.35 14.32 123.09 30.77 92.32 106.64

21 271.09 130.39 14.32 126.38 31.59 94.78 109.10

22 277.57 133.51 14.32 129.74 32.43 97.30 111.62

23 284.20 136.70 14.32 133.18 33.30 99.89 114.21

24 291.00 139.97 14.32 136.71 34.18 102.53 116.85

25 297.95 143.31 14.32 140.32 35.08 105.24 119.56

26 305.07 146.74 14.32 144.01 36.00 108.01 122.33

27 312.36 150.25 14.32 147.80 36.95 110.85 125.17

28 319.83 153.84 14.32 151.67 37.92 113.75 128.07

29 327.47 157.51 14.32 155.64 38.91 116.73 131.05

30 335.30 161.28 14.32 159.70 39.92 119.77 134.10

31 343.31 165.13 14.32 163.86 40.96 122.89 137.21

32 351.52 169.08 14.32 168.12 42.03 126.09 140.41

33 359.92 173.12 14.32 172.48 43.12 129.36 143.68

34 368.52 177.26 14.32 176.94 44.24 132.71 147.03

35 377.33 181.50 14.32 181.51 45.38 136.14 150.46

36 386.35 185.83 14.32 186.19 46.55 139.65 153.97

37 395.58 190.27 14.32 190.99 47.75 143.24 157.56

38 405.03 194.82 14.32 195.89 48.97 146.92 161.24

39 414.72 199.48 14.32 200.92 50.23 150.69 165.01

40 424.63 204.25 14.32 206.06 51.52 154.55 168.87

41 434.78 209.13 14.32 211.33 52.83 158.50 172.82

42 445.17 214.13 14.32 216.72 54.18 162.54 176.86

43 455.81 219.24 14.32 222.24 55.56 166.68 181.00

計 572.80 463.22 572.80 3,868.88 4,332.10

FIRR 14.3%

150

2）経済的内部収益率（EIRR）

EIRRは、主に公共機関が実施する事業の社会的便益の現在価値と社会的費用の現在価値が等しくなる

割引率である。本 FS 調査の対象プロジェクトは、民間企業のプロジェクトであるため、EIRR の計算は

省略する。

3）総合評価

対象プロジェクトの FIRR を算出した結果、11.5%（ケース１）、14.3%（ケース２）と算定された。

この値はインドネシアの長期金利（7～9％）を上回っており、プロジェクトの財務的なフィージビリ

ティは高いと考えられる。

その理由の１つとして、ASC が発電プラントの建設用地を既に確保しており土地の利用に係るランニ

ングコストがかからないこと、及びインドネシアに豊富に産出する比較的安価な亜瀝青炭を使用できる

こと等が挙げられる。

しかも、PLN からの受電価格に比べてかなり安い価格で電力を調達でき、また電力不足に悩む PLN の

系統に電気を逆潮流することにより、インドネシアの電力需給の逼迫緩和に貢献することができる。

なお本計算では、PLN への売電価格を、自家発余剰電力と同等の 656 ルピア/kWh（約 6 セント/kWh）

という安価な値で設定した。実際には、PLN への売電価格は PLN との相対交渉により決まり、PLN の電

力系統問題への貢献を考えると、さらに高い価格で交渉が成立する可能性もある。その場合は、FIRRは

さらに高い値となり、本プロジェクトの経済的な実現可能性は一層高まるものと考えられる。

第６章プロジェクトの実施スケジュール

152

プロジェクトの実施スケジュールは以下に想定する通りである。本プロジェクトは既設施設内の増設

であり、立地に係る土地取得および環境社会影響への対応に関し大きなリスクがないと想定されるため、

新規案件と比較しスムーズな実現化が可能と判断される。

図 6-1 プロジェクトの実施スケジュール


(年) 2015 2016 2017 2018 2019(四半期) 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

詳細FS

詳細設計

事業体（SPC）組成

ファイナンス

電力供給事業認可関係

環境影響評価

PLNとのPPAの交渉・締結

石炭供給先との長期燃料供給契

約の交渉・締結

EPCの選定、契約交渉・締結

O&Mの選定、契約交渉・締結

建設工程建設

(運開▲)

計画化

リソース整備・

確保

許認可等の整

備

各種契約の交

渉・締結

第７章相手国側実施機関の実施能力

154

(1) 相手国側関係機関

本プロジェクトの具体化を図る上では事業環境の整備が不可欠であり、下記の相手国側関係各機関と

の交渉・調整、協力が求められる。関係各機関およびの所管内容や役割（当該プロジェクトを具体化す

るうえで必要な内容）は以下に記すとおり。

表 7-1 相手国側関係各機関の所管内容や役割

関係機関所管内容や役割

インドネシア

政府

エネルギー鉱物

資源省

電力供給事業実施に関わる事業エリアの認可

チレゴン市鉱山エネルギー

部商工業組合局

電力供給事業ライセンスの認可

電力供給事業実施に関わる事業エリアにおける電力供給に

関する売電価格の承認

地方環境局 AMDALの認可

環境モニタリングの管理・監督

PLN 電力供給事業実施に関わる事業エリア譲渡承認

電力供給事業実施に関わる（PLNへの売電に係る）PPAの締

結


(2) プロジェクト参画主体

本プロジェクトの具体化に参画する関係主体及びその役割・責任は以下に記すとおり。

1) プロジェクト開発段階

当該プロジェクトは、Asahimas Chemical 社のニーズを背景に企画されたものであり、初期プロジェ

クト開発段階においては、同社が主導的に実現可能性の検討ならびに事業環境の整備（準備）等を進め

ることとなる。

以降、プロジェクト参画企業による事業体（SPC）を組成34し、同事業体を基盤として各種事業環境の

整備を図る想定である。

34 日系の商社、電力会社等がメジャー出資者となることを想定。なお、Asahimas Chemical 社は用地提供（現物出資）を

行い主にオフテーカーとして当該事業に影響力を持つ方向性である。

155

表 7-2 プロジェクト開発段階の関係主体及びその役割・責任

主体役割・責任

Asahimas Chemical社 (初期プロジェクト開発段階)

詳細 FS

電力供給事業ライセンス取得申請準備

電力供給事業に関わる事業エリア認可の交渉

AMDAL申請準備

PLNとの PPA 交渉

石炭供給先との長期供給契約の交渉

EPC/O&Mの選定、交渉

SPC組成のアレンジ

ファイナンス交渉

SPC 電力供給事業ライセンス取得

電力供給事業に関わる事業エリア認可取得

AMDAL認可取得

PLNとの PPA 締結

ASCとの PPA 締結

石炭供給先との長期供給契約の締結

EPC/O&Mの契約締結

ファイナンス・クローズ


2) 事業実施段階

事業実施段階においては、SPCが事業主体となり、オフテーカー（Asahimas Chemical社、および PLN ）

への電力供給事業を実施する。

表 7-3 事業実施段階の関係主体及びその役割・責任

主体役割・責任

Asahimas Chemical社現物出資（用地提供）者として事業参画

主要オフテーカーとして SPCとの PPA 締結

(プラント運開後)受電および電力料金支払い

SPC 事業体制整備

(プラント運開後)電力供給事業実施

O&M(管理)


第８章我が国企業の技術面等での優位性

157

(1) 想定される我が国企業の参画形態(出資、資機材供給、施設の運

営管理等)

本 FS 調査の対象プロジェクトでは、JBIC のプロジェクト・ファイナンスの活用を目指しており、そ

のためには日本企業の主体的な関与が必要不可欠である。また他の出資者や融資機関からの投融資を受

ける際にも、日本企業の主体的な関与は有力な信用材料となる。

具体的には、以下の分野への日本企業の参画が想定される。

1）出資

JBIC によるプロジェクト・ファイナンスや NEXI（日本貿易保険）の海外事業資金貸付保険の対象と

なる案件は、一般的に日本企業全体の出資額が総出資額の 30%以上を求められている。JBICからのヒア

リングの際にもその旨言及がなされている。

出資者となり得る日本企業の候補としては、日本の電力会社、商社、及び AGC 等が考えられる。

なお、日本企業以外の海外の出資者の候補としては、海外電力系投資会社（日本企業が出資している

アジアの IPP企業等）、インドネシア国内の事業者などが考えられる。

2）資機材の供給

国内重電メーカには、高度な技術ニーズに応えられる高い技術力・製品開発力を有した企業が多く、

海外に比べ環境対応、省エネルギー、小型化・軽量化といった技術面で優れた競争力を有している。

超臨界圧（SC）発電設備についても、国内において長年に渡り厳しい環境基準の中で技術を形成して

きており、豊富な納入実績を有している。最近は海外メーカ（特に中国）とのコスト競争が増している

が、技術面での日本企業への信頼度は高い。

超臨界圧（SC）石炭火力設備に関する 2011 年以降の日本メーカの海外での受注実績を見ると、東芝

がインド・韓国、日立製作所（現：三菱日立パワーシステムズ）がインド、三菱重工（現：三菱日立パ

ワーシステムズ）が台湾から受注するなど、着実に受注を重ねている35。

一方、CFB（循環流動層）ボイラは、元々欧米の企業によって開発・商品化され、フォスター･ウィー

ラ（Foster Wheeler）及びルルギ（Lulgi）が２大企業であり、このほかクバーナ（Kvaerner）、バッテ

ル（Battelle）、ドイツ･バブコック･ウイルコッコク（Germany Babcock Wilcock）等の企業がある。

日本企業は、欧米企業から技術供与を受けて流動層ボイラを製作しており、主要な企業として、住友

重機械（技術提携先:フォスター･ウィーラ）、三菱重工（同:ルルギ）、三井造船（同:バッテル）、FJK（同:

シュタインミューラ）等がある。

海外の２大企業（フォスター･ウィーラ社、ルルギ社）の 1985～2006年の世界での受注実績（蒸発量

150t/h以上）は計116件であり、一方日本の主要４社の1989～2007年の内外での受注実績（蒸発量150t/h

以上）は 20 件である。このように、日本企業の受注実績は海外の２大企業に比べ少ないが、最近では

2013 年に住友重機械がインドネシアのアンタム社から低品炭を活用した CFB 石炭火力を受注するなど、

堅調に活動しており、専門家ヒアリングによれば、日本企業の技術的信頼度の高さには定評がある。

35 経済産業省「重電機器産業について」（2012.5）

158

3）施設の運営管理

JBIC は、海外投資金融の一般的な条件として、発電プラントの O&M を、日本企業（または日本企業

（AGC/ASCを含む）がコントロールできる信頼に足る現地企業）が行うことを求めている。

O&M を行う日本企業の候補としては、日本の商社、電力会社、重工メーカ系プラントサービス会社等

が挙げられる。

図 8-1 想定されるプロジェクト・スキーム

注：橙色の網掛部分：日本企業または日系企業の関与が期待される分野

水色の網掛部分：日本の公的機関


発電会社（SPC)

売電先（PLN）

売電先（ASC）

JBIC

融資出資日本の銀行

海外の銀行等

日本企業（商社、電力会社等）

日本企業（AGC）

海外電力系投資会社

現地企業

設計・調達・建設（EPC）

運営・管理石炭の供給

プロジェクトコーディネータ（商社等）

製造（メーカ）

投資保険

NEXI

159

(2) 当該プロジェクト実施に際しての我が国企業の優位性(技術面、

経済面)

1）技術面での優位性

日本企業は、超臨界圧発電設備及び CFB発電設備について、技術面において、外国企業に対する優位

性を維持していると考えられる。

国内において長年に渡り厳しい環境基準の中で臨界圧/CFB発電に関する技術を形成してきており、本

邦企業による発電設備の技術水準は世界でも高い水準にあり、豊富な納入実績を有している。

コスト面ではアジア企業との競争があるが、技術面での日本企業への信頼は維持されている。

日本国内では、地方公共団体が別途規定する条例等のため欧米よりも厳しい環境基準を満足させる必

要があり、このため発電技術は成熟しているといえる。

国内の発電技術は、プラント性能だけでなく、高度な自動化運転や高い設備稼働率など運用保守技術

も世界において高い技術水準にある。日本企業は、顧客要求に対応することにより、運用保守支援シス

テムを確立している。

また日本企業は、優れたソフトウェア技術を利用し、競争力のあるインフラシステムを提案すること

ができる。

日本企業は、環境負荷低減や省エネルギーの分野でも優れた競争力を有している。特に、国内市場に

おける主要な顧客である電力会社への対応で培ってきた技術力を背景に、海外の顧客からも高い信頼を

得ることに成功している。

2）経済面での優位性

a) 欧米の石炭火力発電所に対する融資制限

欧米の公的機関において、石炭火力発電所への公的融資支援を制限する動きが広がっている。

①オバマ大統領気候変動行動計画

・2013 年 6 月 25 日、オバマ大統領が「大統領気候変動行動計画」を発表。気候変動の挑戦に対す

る米国のイニシアティブについて以下のとおり規定。

・海外の石炭火力新設に対する米政府公的支援の終了。ただし(a)経済的な代替手段がない最

貧国における最高効率の石炭火力技術、もしくは(b)二酸化炭素分離・回収・貯留（CCS）技

術を導入する場合は除く。

・他国や多国間開発銀行に対し、早急に同様の措置を取るよう求めていく。

②オバマアクションプランの影響

A. 米国

・米財務省は 2013年 10月「途上国での石炭火力における MDBの関与についての米国の立場に対す

るガイダンス」を発表（新設石炭火力への融資要件に CO2 排出基準値（500g-CO2/kWh）を設定、

CCS導入要請等）。

・米輸銀も 12月オバマアクションプランに沿った新たな融資ガイドライン発表。

160

・他国にも呼びかけを実施、9 月に北欧諸国（デンマーク、フィンランド、アイスランド、ノルウ

エイ、スエーデン）と共同で海外の新設石炭火力向け公的金融支援取りやめにかかる共同声明発

出。11月には英国も同調の意を表明。

B. MDB（Multilateral Development Banks)

・世銀グループは 7月、エネルギーセクター支援方針において、新設石炭火力への融資を石炭以外

に経済的な選択肢がない場合に限るという厳しい融資方針発表。

・EIB も 7 月、新設火力への厳しい融資条件を含む化石燃料発電案件の選定・評価基準を採択

（550gCO2/kWhの排出原単位基準導入）。

・EBRD も 12 月、エネルギープロジェクトにかかる新たな貸付方針（他に経済的に代替可能なエネ

ルギー源の選択肢がないようなきわめて希少なケースを除き、新設石炭火力支援を行わない）を

採択。

JBICに確認したところ、上記の動きは、直接的には輸出金融（輸出信用）に限ったものである。輸出

信用における石炭火力の扱いについては、現在 OECD 輸出信用ガイドライン（アレンジメント）の改訂

に向けた検討が行われており、ここ１年程度で結論が出る見通しである。結論が出れば、日本政府も JBIC

も基本的にはこれに従う見込みとのことである。

一方、投資金融については、輸出金融とはまた別の世界であり、オバマイニシアティブの直接的な影

響は少なく、超臨界圧（SC）はもちろんのこと、循環流動層（CFB）でも特に問題はないとのことであ

る。但し、CFBであってもより高効率を目指すことは好ましいとのことである。

いずれにしても、こうした動きが今後どのように展開するか、引き続き注目を行う必要がある。

ただし、今後途上国を中心にエネルギー需要が急増する中、供給が安定し、経済性に優れた石炭火力

発電を国家計画として選択する国は多く、石炭利用の一層の拡大が見込まれている。このため、途上国

各国のエネルギー事情もあり、石炭火力を導入する選択肢を閉ざすのは困難と考えられる。

インドネシアでも、電力供給の不足により電力需給問題が深刻化しており、国内産の豊富な石炭を用

いた石炭火力発電の建設を、国を挙げて推進している。

一方で、SPC への出資者や融資機関の理解を得やすくするためにも、可能な限り高効率・低炭素排出

型で、環境に優しい石炭火力を導入することが望ましいと考えられる。

b) 日本政府、政府系機関の取り組み

日本政府は、石炭火力発電所を含むインフラシステム輸出支援と戦略的な経済協力を謳い、我が国企

業のインフラシステム海外受注額（事業投資による収入額を含む）を、2020 年に約 30 兆円とする目標

が設定された。

経済産業省では、個別案件の受注促進のため、案件発掘の段階からファイナンス段階に至るまで、一

貫した支援を実施すべく、具体的な経済協力ツールを有する機関との連携を強化している。

JICA も 2012 年 10 月、開発途上地域において民間企業が実施する事業への出資・融資による支援を

行う海外投融資機能を、約 10 年ぶりに再開したほか、インドネシア政府と協力して、インドネシア国

内に高効率石炭火力発電技術を普及するプロジェクトに取り組んでいる。

このように、日本政府は国をあげてインフラシステム輸出支援に取り組んでおり、資金調達面を含め

て、本プロジェクトにとっても心強い味方になると考えられる。

161

(3) 我が国企業の受注を促進するために必要な施策

本件は、JBICのプロジェクト・ファイナンスを活用した事業案件の組成を目指している。

欧米の公的機関では、石炭火力発電所への公的融資（輸出金融）支援を制限する動きが出ており、中

国など新興国からのファイナンスの台頭が予想される。本プロジェクトは、こうした新興国からの投融

資を否定するものではない。

日本企業は、超臨界圧石炭火力発電所などの技術の普及を通じて低炭素化への努力を行っている一方

で、中国、韓国、台湾等のアジア系メーカのコスト競争力の強化もめざましい。

このため、インドネシアの電力需給問題の緩和に対して、我が国企業の技術力がより一層貢献するた

めにも、JBIC、JICA、NEXI 等の公的支援が必要不可欠と考えられる。

第９章プロジェクトの資金調達の見通し

163

(1) 資金ソースおよび資金調達計画の検討

対象プロジェクトについて想定されるスキームを図 9-1に示す。

現地に SPC（特定目的会社）を設立して発電事業を行い、PLN と ASC に売電を行う。SPC が、PPA（電

力需給契約）、EPC契約、O&M 契約、FSA（燃料供給契約）等プロジェクト契約の契約主体となる。

プロジェクト費用の一部を出資金、残りをプロジェクト・ファイナンスにより調達する。

図 9-1 想定されるプロジェクト・スキーム（再掲）

注：橙色の網掛部分：日本企業または日系企業の関与が期待される分野

水色の網掛部分：日本の公的機関


表 9-1 資金調達規模


ケース１比率ケース２比率

投融資規模 706 100% 491 100%

出資 200 28.3% 200 40.7%

プロジェクト・ファイナンス 506 71.7% 291 59.3%

JBIC 304 60.0% 175 60.0%

その他 202 40.0% 117 40.0%

注）上記の金額は本 FS調査での設定値であり、実際の事業の際には変わり得る。


本発電所向けのプロジェクト・ファイナンスの組成に関し、金融機関の考え方は以下の通りである。

① 国際協力銀行（JBIC）

・単なる投資利益のみが目的の投資ではなく、実業目的の投資であること。

・発電プラントの O&M は、日本企業（ASC、または O&M の外注先企業）または日本企業が株式を保有

発電会社（SPC)

売電先（PLN）

売電先（ASC）

JBIC

融資出資日本の銀行

海外の銀行等

日本企業（商社、電力会社等）

日本企業（AGC）

海外電力系投資会社

現地企業

設計・調達・建設（EPC）

運営・管理石炭の供給

プロジェクトコーディネータ（商社等）

製造（メーカ）

投資保険

NEXI

164

する等によりコントロール・指導し得る企業（例：現地の外注先企業）が行うことが必須。

・特にボイラ、タービン等の主機に日本企業の技術が多く関わっている方が好ましいが、発電設備等

は必ずしも日本製である必要はない。

・発電プラントの事業体への出資比率は、日本企業が最低でも全体の 30％以上を占めていること。

・事業運営（の意思決定を含む）に、日本企業が積極的、かつ融資期間を超える長期にわたり継続的

に関与すること。

・経済性の評価も重要な要因。（出力規模との関係で、どのような技術方式が可能か→設備・運転コ

ストに影響。PPUの場合、PLNへの売電価格・契約期間が幾らとなるか等）

・以下の点も投資判断の重要な要素となる。

・PLN に売電する場合、PLN が長期にわたり電力を買い取ってくれるか（そのような契約を PLN と

締結できるか）。

・オフテイカー（電力の購入者）が誰になるか。オフテイカーが長期にわたり、当該発電プラント

からの電力を購入できるか。

・なおもし自家発の場合であっても、投資金融の対象になり得る。但し、系統に常時連系し、いざと

いう時には電力会社からバックアップを受けられること。

(2) 資金調達の実現可能性

本プロジェクトでは JBIC のプロジェクト・ファイナンスの活用を想定している。そのためには、SPC

への出社者のうち日本企業が 30％を占める必要がある。

その他、上記の条件を満たせば、第５章で求めた FIRR の水準から見ても、JBIC からの融資は充分可

能と考えられる。

JBIC 及び他の融資機関にとって懸念材料があるとすれば、それは PPU（SPC）から PLN への売電契約

の期間が何年になるかである。できる限り長期の契約を結ぶことが望ましい。

これは、現時点では PLN との相対交渉に委ねられている。ただし、エネルギー鉱物資源省が現在関連

する省令の制定を準備中であり、契約期間がどの程度になるかは現時点では不透明とのことであるが、

同省令において長期の契約が推奨されることが期待される。

PLNへの売電価格については、第５章での分析結果によれば、自家発余剰電力と同等の 656ルピア/kWh

程度の安価な価格であっても、十分高い FIRRが実現できる可能性が高い。かつ、PLNとの交渉によりこ

の価格を少しでも上げることができれば、収益率はさらに高まることも期待される。

(3) キャッシュ･フロー分析

第５章では融資による資金調達分も含むプロジェクト内部収益率として FIRR を算定したが、本章で

は SPCのエクイティ内部収益率（自己資本内部収益率）を算定した。その結果を以下に示す。

165

表 9-2 エクイティ内部収益率（自己資本内部収益率）（ケース１）



1 2 3 4 5 6=2-3-4-5 7 8=6-7 9=8+5-1

1 66.67 -66.67

2 66.67 -66.67

3 66.67 -66.67

4 245.48 144.80 53.63 20.94 26.10 6.53 19.58 40.52

5 251.35 148.26 53.63 20.94 28.51 7.13 21.38 42.33

6 257.35 151.80 53.63 20.94 30.97 7.74 23.23 44.17

7 263.50 155.43 53.63 20.94 33.50 8.37 25.12 46.07

8 269.80 159.15 53.63 20.94 36.08 9.02 27.06 48.00

9 276.25 162.95 53.63 20.94 38.72 9.68 29.04 49.99

10 282.85 166.84 53.63 20.94 41.43 10.36 31.07 52.02

11 289.61 170.83 53.63 20.94 44.20 11.05 33.15 54.10

12 296.53 174.91 53.63 20.94 47.04 11.76 35.28 56.23

13 303.62 179.10 53.63 20.94 49.95 12.49 37.46 58.41

14 310.88 183.38 53.63 20.94 52.93 13.23 39.69 60.64

15 318.31 187.76 53.63 20.94 55.97 13.99 41.98 62.92

16 325.92 192.25 53.63 20.94 59.09 14.77 44.32 65.26

17 333.71 196.84 53.63 20.94 62.29 15.57 46.72 67.66

18 341.68 201.55 53.63 20.94 65.56 16.39 49.17 70.11

19 349.85 206.36 20.94 122.54 30.64 91.91 112.85

20 358.21 211.29 20.94 125.97 31.49 94.48 115.42

21 366.77 216.34 20.94 129.48 32.37 97.11 118.06

22 375.54 221.51 20.94 133.08 33.27 99.81 120.75

23 384.51 226.81 20.94 136.76 34.19 102.57 123.51

24 393.70 232.23 20.94 140.53 35.13 105.39 126.34

25 403.11 237.78 20.94 144.39 36.10 108.29 129.23

26 412.74 243.46 20.94 148.34 37.08 111.25 132.20

27 422.61 249.28 20.94 152.38 38.10 114.29 135.23

28 432.71 255.24 20.94 156.53 39.13 117.39 138.34

29 443.05 261.34 20.94 160.77 40.19 120.58 141.52

30 453.64 267.59 20.94 165.11 41.28 123.83 144.78

31 464.48 273.98 20.94 169.56 42.39 127.17 148.11

32 475.58 280.53 20.94 174.11 43.53 130.58 151.53

33 486.95 287.23 20.94 178.77 44.69 134.08 155.02

34 498.59 294.10 20.94 183.54 45.89 137.66 158.60

35 510.50 301.13 20.94 188.43 47.11 141.32 162.27

36 522.70 308.32 20.94 193.44 48.36 145.08 166.02

37 535.20 315.69 20.94 198.56 49.64 148.92 169.86

38 547.99 323.24 20.94 203.81 50.95 152.85 173.80

39 561.09 330.96 20.94 209.18 52.29 156.88 177.83

40 574.50 338.87 20.94 214.68 53.67 161.01 181.95

41 588.23 346.97 20.94 220.31 55.08 165.23 186.18

42 602.28 355.27 20.94 226.07 56.52 169.56 190.50

43 616.68 363.76 20.94 231.98 57.99 173.98 194.93

計 200.00 804.50 837.77 3,735.47 4,373.25

自己資本内部収益率 21.26%


166

表 9-2 エクイティ内部収益率（自己資本内部収益率）（ケース２）



1 2 3 4 5 6=2-3-4-5 7 8=6-7 9=8+5-1

1 66.67 -66.67

2 66.67 -66.67

3 66.67 -66.67

4 181.44 87.27 30.88 14.32 48.97 12.24 36.72 51.04

5 185.78 89.36 30.88 14.32 51.22 12.80 38.41 52.73

6 190.22 91.49 30.88 14.32 53.52 13.38 40.14 54.46

7 194.76 93.68 30.88 14.32 55.88 13.97 41.91 56.23

8 199.42 95.92 30.88 14.32 58.30 14.57 43.72 58.04

9 204.18 98.21 30.88 14.32 60.77 15.19 45.58 59.90

10 209.07 100.56 30.88 14.32 63.30 15.83 47.48 61.80

11 214.06 102.96 30.88 14.32 65.90 16.47 49.42 63.74

12 219.18 105.42 30.88 14.32 68.55 17.14 51.41 65.73

13 224.42 107.94 30.88 14.32 71.27 17.82 53.45 67.77

14 229.78 110.52 30.88 14.32 74.05 18.51 55.54 69.86

15 235.27 113.17 30.88 14.32 76.90 19.23 57.68 72.00

16 240.89 115.87 30.88 14.32 79.82 19.96 59.87 74.19

17 246.65 118.64 30.88 14.32 82.81 20.70 62.11 76.43

18 252.55 121.48 30.88 14.32 85.87 21.47 64.40 78.72

19 258.58 124.38 14.32 119.88 29.97 89.91 104.23

20 264.76 127.35 14.32 123.09 30.77 92.32 106.64

21 271.09 130.39 14.32 126.38 31.59 94.78 109.10

22 277.57 133.51 14.32 129.74 32.43 97.30 111.62

23 284.20 136.70 14.32 133.18 33.30 99.89 114.21

24 291.00 139.97 14.32 136.71 34.18 102.53 116.85

25 297.95 143.31 14.32 140.32 35.08 105.24 119.56

26 305.07 146.74 14.32 144.01 36.00 108.01 122.33

27 312.36 150.25 14.32 147.80 36.95 110.85 125.17

28 319.83 153.84 14.32 151.67 37.92 113.75 128.07

29 327.47 157.51 14.32 155.64 38.91 116.73 131.05

30 335.30 161.28 14.32 159.70 39.92 119.77 134.10

31 343.31 165.13 14.32 163.86 40.96 122.89 137.21

32 351.52 169.08 14.32 168.12 42.03 126.09 140.41

33 359.92 173.12 14.32 172.48 43.12 129.36 143.68

34 368.52 177.26 14.32 176.94 44.24 132.71 147.03

35 377.33 181.50 14.32 181.51 45.38 136.14 150.46

36 386.35 185.83 14.32 186.19 46.55 139.65 153.97

37 395.58 190.27 14.32 190.99 47.75 143.24 157.56

38 405.03 194.82 14.32 195.89 48.97 146.92 161.24

39 414.72 199.48 14.32 200.92 50.23 150.69 165.01

40 424.63 204.25 14.32 206.06 51.52 154.55 168.87

41 434.78 209.13 14.32 211.33 52.83 158.50 172.82

42 445.17 214.13 14.32 216.72 54.18 162.54 176.86

43 455.81 219.24 14.32 222.24 55.56 166.68 181.00

計 200.00 463.22 572.80 3,868.88 4,241.68

自己資本内部収益率 23.80%


167

算定の結果、エクイティ内部収益率（自己資本内部収益率）は、ケース１が 21.3%、ケース２が 23.8%

となり、高い収益率が見込まれることが判明した。

これは出資者にとって歓迎すべき結果であり、配当等により投資家に魅力的なリターンをもたらす可

能性がある。

第 10章案件実現に向けたアクションプランと課題

169

(1) 当該プロジェクトの実施に向けた取り組み状況

インドネシアでは電力危機が顕在化している。経済成長に伴い、電力需要が産業用、民生用ともに増

加する一方で、電力供給が計画通りに進んでいない。PLN の資金不足と IPP 認可遅れに伴い、各発電所

プロジェクトの進捗が遅れており、送電系統の整備も遅れている。中国製の石炭火力も順調に稼働して

いるとはいえない。

インドネシア政府は PLN に対する補助金を削減するとともに、2014年 1月から大口需要家を対象に計

４回（5 月、7 月、9 月、11 月）の料金値上げを実施した。このため ASC の電力コストが増加し、経営

を強く圧迫している。

クロールアルカリ製品（苛性ソーダ、塩ビモノマー、塩ビ樹脂）のアジアでのシェア拡大のため製造

プラントの増設を計画している ASCにとって、電力コストの削減は喫緊の最重要課題となっており、早

急な対応が求められている。

このため ASC は、本プロジェクト（石炭火力発電プラントの建設）をできる限り早急に実現すべく、

社内で検討・準備を深めるとともに、現地の関連機関（PLN等）と水面下での調整を進めている。

(2) 当該プロジェクトの実現に向けた相手国の関係官庁・実施機関

の取り組み状況

インドネシア政府は、電力供給の増強に向けて、クラッシュプログラムをはじめ、第１章で詳述した

各種のプログラム・施策・計画を進めている。

政府・PLNは特に IPP（全量売電）の新設に期待しているが、IPPだけでなく、新電力法により生まれ

た PPU（Private Power Utility）、自家発も含めて、民間資本による発電プラントの新設・増設を歓迎

している。

PPUの際に必要となる WU（事業区域）の取得についても、以前より容易になっているとのことである。

また、PPU の PLN への売電部分の料金や需給契約期間について、エネルギー鉱物資源省は省令の策定を

準備している。

またエネルギー鉱物資源省は、Power Wheelingという小売託送・電力託送の仕組みを実現すべく、省

内での検討やセミナーの開催等を実施している。

こうした流れは、本プロジェクトの実現にとって、プラスの影響を与えると考えられる。

(3) 相手国の法的・財務的制約等の有無

本プロジェクトを進める上でキーとなるポイントは以下の通りである。

1) WUの取得

MEMR（エネルギー鉱物資源省）、PLN、チレゴン市からのヒアリング結果を総合すると、PPU のために

必要な WU（事業区域）と IUPTL（電力供給事業許可）の取得は、需要家が１社の場合も十分可能と考え

られる。その地域は、必ずしも PLN が供給できない地域（例：島嶼部）だけでなく、PLN の供給地域も

含まれる。PPU は電力自由化の流れの中で出てきた事業モデルであり、むしろ PLN の供給地域の一部を

170

開放するという考え方である。

MEMRは、PPUの方が自家発に比べて WUの取得など手続きが煩雑とはいえ、PPU（及びそれに必要な WU、

IUPTL）の取得は可能とのことである。

またチレゴン市も、１社を対象とする PPU（それに必要な WU、IUPTL）は充分可能とのことである。

特に逆潮流という形で PLN の電力系統に貢献する PPU に期待している。PPUに必要な WUは、書類が整っ

ていれば、3～4 日でチレゴン市としてのレコメンデーションを出せるとのことである。その書類とは、

当該発電プラントに関する FSレポート及び地図（位置を示すもの）である。なおこれら（FSレポート、

地図）は、自家発の IO（Izin Operasi：操業許可）を取得する場合も必要となる。

チレゴン市によれば、WU 取得の流れは以下の通りである。

①チレゴン市からレコメンデーションを受ける（WU取得のための必要要件の１つ）

②MEMR電力総局に申請書類及びチレゴン市からレコメンデーション文書を提出

③PLNの了解

PLN の了解は、重要な要件になると考えられる。PLN から了解を得るためには、事前の根回しが必要

である。PLNによれば、「WU の取得は、以前は非常に難しかったが、今は以前よりは容易になっている」

とのことである。

2) PPU（SPC）から ASCへの小売料金

PPU（SPC）から需要家への小売料金は、チレゴン市によれば、以下の流れで決まる。ここには国や PLN

の関与は特にない。

①SPC（PPU）と需要家の相対交渉

②SPC（PPU）とチレゴン市との相談→合意→OK

この小売料金は、PLN から一般需要家への小売料金よりたとえかなり安い価格であったとしても、チ

レゴン市としては、何ら問題はないとのことである。

第５章の経済性評価では、この価格を MEMR 省令（2012 年第 4 号）で定められた自家発余剰電力に関

する標準売電価格（656 ルピア/kWh）と同じ水準と仮定して試算した。これを安くすれば ASC の電力コ

ストは低下し、一方で SPC（PPU）の収入は減少する。高くすればその逆となる。

3) PPU（SPC）から PLNへの売電料金及び契約期間

PPU（SPC）から PLNへの売電料金は、基本的には両者間の相対交渉で決まる。

第５章の経済性評価では、この価格を MEMR 省令（2012 年第 4 号）で定められた自家発余剰電力に関

する標準売電価格（656ルピア/kWh）と同じ水準と仮定して試算し、良好な FIRR を得た。

これ以上の価格となればさらに採算性が高まる。PLNとの具体的な価格交渉は、今後の課題である。

売電の契約期間も、特に PPUへの投融資機関にとって重要な要素である。この期間も現在は PLNとの

相対交渉で決まる。エネルギー鉱物資源省は関連する省令を準備しているが、そこでの契約期間の扱い

は現時点では不透明である。

売電の契約期間は、長ければ長いほど良い。IPP の場合のように 20 年以上となればベストであるが、

それは期待できないと思われる。もし短期の契約しかできない場合は、売電量が多いケース１よりケー

ス２の方が投融資機関に好まれる可能性はある。PLN 及び投融資機関との具体的な交渉は、今後の課題

である。

171

4) PLN からの電力バックアップ

PLN からのヒアリング結果によれば、定期点検や非常時に PLN から電力のバックアップを受けること

は基本的に可能である。３基構成のケース２の場合は、例えば１基の定期点検を行う際には PLNへの売

電を停止して２基（計 30 万 kW）の発電量を ASC の需要に投入するなど柔軟な運用が可能であるが、１

基構成のケース１の場合は定期点検で停止する際に PLNからのバックアップが不可欠となる。

常時連系の場合のバックアップ料金等は以下の通りである。

・接続料金（パラレル・フィー）として、最低でも月当たり 40 時間相当のミニマムチャージがか

かる。

・仮に受電容量が 300MWの場合、ミニマムチャージは以下の通り。

・（300MW／0.85（力率））×（40時間/月）×1,191ルピア/kWh

＝ 168億ルピア/月＝ 1.6億円/月＝ 19.6億円/年

・受電容量が 150MW の場合は、ミニマムチャージは 9.8億円/年となる。

・上記の金額以上を受電した場合（常時）は、従量的に上記を超える分の受電電力量（kWh）×1,191

ルピア/kWhがかかると考えられる。

・バックアップ時の従量料金（上記の金額を超えた場合）も、単価を含めて、上記と同様である。

バックアップに関する詳細（料金を含む）は、今後の PLNとの調整により決まると考えられる。

(4) 追加的な詳細分析の要否

本プロジェクトの推進のためには、今後、(3)で述べたことのほか、環境アセスメントの準備、WU/IUPTL

の取得申請の際に必要となる現地行政府（エネルギー鉱物資源省、Cilengon市）向けの FSレポートの

作成、内外の投融資機関からの出資・融資の調整、SPC の設立準備、現地の詳細測量、設備の詳細設計、

それを踏まえた経済性の精査等が必要となる。

調査団は、現地及び日本国内の関連機関と協力して、これらの精査・調整を含め、本プロジェクトの

早急かつ強力な推進を行う予定である。

Download - 平成26年度 - meti.go.jp · 平成26年度 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）

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