インドネシア国地熱発電開発マスタープラン調査 …序文...

独立行政法人国際協力機構

インドネシア共和国エネルギー鉱物資源省

インドネシア国

地熱発電開発マスタープラン調査

ファイナルレポート

2007 年 9 月

西日本技術開発株式会社

No.

経済

JR

07-104

序文

日本国政府は、インドネシア国政府の要請に基づき、同国の地熱発電開発マスタープラ

ン調査を行うことを決定し、独立行政法人国際協力機構がこの調査を実施しました。

当機構は、平成 18 年 3 月から平成 19 年 9 月までの間、7 回にわたり西日本技術開発株式

会社の島田寛一を団長とし、西日本技術開発株式会社の団員から構成される調査団を現地

に派遣しました。

調査団は、インドネシア国政府関係者と協議を行うとともに、現地調査を実施し、帰国

後の国内作業を経て、ここに本報告書完成の運びとなりました。

この報告書が、インドネシア国の地熱発電開発の推進に寄与するとともに、両国の友好

親善の一層の発展に役立つことを願うものです。

終わりに、調査にご協力とご支援をいただいた関係者各位に対し、心から感謝申し上げ

ます。

平成 19 年 9 月

独立行政法人国際協力機構

理事伊沢正

平成 19 年 9 月独立行政法人国際協力機構理事伊沢正殿

伝達状インドネシア国地熱発電開発マスタープラン調査を終了いたしましたので、ここにファ

イナルレポートを提出いたします。本調査は、貴機構との契約に基づき、平成 18 年 3 月か

ら同 19 年 9 月までの約 19 ヵ月にわたり、西日本技術開発株式会社が実施してきました。本地調査では、地球温暖化防止に有効で地方の社会開発にも貢献できる地熱開発の促進

を目指し同国政府が設定した 2025 年までの開発目標を達成するために、地熱資源の開発可

能量や必要な電力量を調査し、これらに対応した地熱発電開発マスタープランを作成しま

した。また、マスタープランに沿った開発を実施し目標を達成するために、短期的に、中

長期的に見て必要な政府が実施すべき促進策を提言いたしました。同国政府は、官民協調

（ＰＰＰ）により地熱発電開発事業の拡大を図ろうとしています。このために必要な政策

についても、事業の経済性評価や社会的意義を検討し併せて提言いたしました。マスタープランに沿った開発が実施できるように提言された促進策が実施されれば、同

国の地熱資源は必要な電力やエネルギーの供給に適切に利用できるようになり、また、化

石燃料の代替エネルギーとして用いられれば、温暖化防止策の一つとして地球環境保全に

貢献することが可能となると信じております。本調査の結果が、同国の地熱発電開発の推

進に寄与するとともに、我が国とインドネシア国との良好な関係維持や将来の活発な交流

に役立つことを願うものです。本調査実施にあたり、インドネシア国エネルギー鉱物資源省関係者の皆様には熱心にご

協力をいただき、また、貴機構本部、貴機構インドネシア事務所、在インドネシア大使館、

国際協力銀行の皆様には、暖かいご支援、ご指導をいただきました。関係者の皆様に、心

より御礼申し上げます。

インドネシア国地熱発電開発マスタープラン調査団総括島田寛一

i

結論と提言

結論本調査はインドネシア国における地熱発電開発マスタープラン（以下、「地熱開発マスタープ

ラン」または「マスタープラン」）を検討し、作成したものである。本調査で得られた結論を以下にま

とめた。

１．地熱資源開発調査結果

インドネシア国政府は、27,000MW を超える発電能力を有するとされる同国の地熱資源を

開発する意向があり、そのための法制度の整備及び開発目標（9,500MW、2025 年；Road

Map）の設定を行っていることが確認された。

化石燃料代替エネルギーとしての地熱発電開発を同国政府は進めようとしているが、目

標通り進んでいない現実が確認された。

本調査の資源調査及び評価により、2025 年の開発目標となっている 9, 500MWの地熱発

電所建設を行うのに十分な地熱資源が賦存していることが確認された。確度の高い資源

量を推定できた 50 地域からは開発可能量は 9,076MW（第１図）と算出された。その他の地域

にも十分な資源が存在することから、調査の進展により開発可能資源量は拡大するはずであ

る。9, 500ＭＷの発電事業には、十分な資源量と判断される。

IIbbooii--JJaabbooii 1100MMWW SSeeuullaawwaahh AAggaamm 227755MMWW

LLaauu DDeebbuukk--DDeebbuukk // SSiibbaayyaakk 22MMWW,, 3388MMWW

SSaarruullaa –– SSiibbuuaall BBuuaallii 663300MMWW

SS.. MMeerraappii –– SSaammppuurraaggaa 110000MMWW

SSiippaahhoolloonn –– TTaarruuttuunngg 5500MMWW

MMuuaarraallaabbuuhh 224400MMWW

GG.. TTaallaanngg 3300MMWW

SSuunnggaaii PPeennuuhh 335555MMWW LLeemmppuurr // KKeerriinnccii 2200MMWW

BB.. GGeedduunngg HHuulluu LLaaiiss // TTaammbbaanngg SSaawwaahh 991100MMWW

MMaarrggaa BBaayyuurr 117700MMWW

LLuummuutt BBaallaaii 662200MMWW

SSuuoohh AAnnttaattaaii –– GG.. SSeekkiinnccaauu 339900MMWW

RRaajjaabbaassaa 112200MMWW

WWaaii RRaattaaii 112200MMWW

UUlluubbeelluu 444400MMWW

KKaammoojjaanngg 114400MMWW,, 118800MMWW

CCoossoollookk –– CCiissuukkaarraammee 118800MMWW

CCiittaammaann –– GG.. KKaarraanngg 2200MMWW

GG.. SSaallaakk 338800MMWW,, 112200MMWW

DDaarraajjaatt 114455MMWW,, 118855MMWW

GG.. WWaayyaanngg -- WWiinndduu 111100MMWW,, 229900MMWW GG.. PPaattuuhhaa 550000MMWW

GG.. KKaarraahhaa –– GG.. TTeellaaggaabbooddaass 440000MMWW

TTaannggkkuubbaannppeerraahhuu 2200MMWW

DDiieenngg 6600MMWW,, 334400MMWW TTeelloommooyyoo 5500MMWW

UUnnggaarraann 118800MMWW WWiilliiss // NNggeebbeell 112200MMWW

IIjjeenn 4400MMWW

BBeedduugguull 117755MMWW

HHuu’’uu DDaahhaa 3300MMWW

UUlluummbbuu 3366MMWW WWaaii SSaannoo 1100MMWW BBeennaa –– MMaattaallookkoo 2200MMWW

SSookkoorriiaa –– MMuuttuubbuussaa 2200MMWW

OOkkaa –– LLaarraannttuukkaa 2200MMWW AAttaaddeeii 1100MMWW

LLaahheennddoonngg -- TToommppaassoo 2200MMWW,, 332200MMWW KKoottaammoobbaagguu 114400MMWW

SSuuwwaawwaa –– GGoorroonnttaalloo 5555MMWW

MMeerraannaa 220000MMWW

TTuulleehhuu 2200MMWW

JJaaiilloolloo 2200MMWW

: Expansion field 114400MMWW (orange) = installed, 112200MMWW (White) = expansion : New development field 224400MMWW (yellow) = New development

LLuummuutt BBaallaaii ((ggrreeeenn)) :: PPEERRTTAAMMIINNAA WWoorrkkiinngg AArreeaa MMuuaarraallaabbuuhh ((wwhhiittee)) :: OOppeenn FFiieelldd

SUMATRA 4,520 MW

JAVA-BALI 3,635 MW

NUSA TENGGARA 146 MW

SULAWESI 735 MW

MALUKU 40 MW

IINNDDOONNEESSIIAA 5500 FFiieellddss 99,,007766 MMWW

第１図開発可能な地熱資源量（50 地域）

開発の対象となるほとんどの地熱地域は、周辺環境保全上課題となるものは無いことが

確認されたが、国立公園や森林保護地域等が設定されている地域では、その影響を受

け開発規模の縮小等の対応を取らなければならないことが明らかになった。

本マスタープランで取り上げた地域の地熱開発促進のためには、国や政府調査機関によ

り質・量ともに十分な地熱資源に関するデータの民間への提供が不可欠である。現在提

ii

供されているデータの量や質は民間が参入の判断を行うには不十分なものである。

地熱発電は、化石燃料代替電源として用いれば大量の CO2 削減効果がある。同国の場

合も有望地域 50 地域で新設される今後 8,200MW の地熱発電事業が実施できるとすれ

ば、毎年 50,122 ｘ 103ton の CO2 の大気放出量が削減できることになる。

この国の地熱発電開発事業は、ほとんどすべて CDM 事業化することが可能である。

CDM 事業化は、マスタープランに掲げられた各事業の経済性を改善し、開発促進に貢

献すると考えられる。

本マスタープランに掲げられた地熱発電開発事業促進には二つの阻害要素があると考

えられる。ひとつは地熱資源開発リスクであり、もうひとつは大きな初期投資である。この

阻害要素の緩和のために技術支援が必要である。

地熱多目的利用は、インドネシア国においても地熱発電所が建設される地域の社会開発

に貢献できることが明らかなった。特に、農業への利用の可能性が高いことが明らかにな

った。導入拡大には適切なビジネスモデルが必要である。

インドネシア国における地熱資源は、利用価値の高い国産の再生可能エネルギー源で

あることから、化石燃料代替としてできるだけ早期に開発すべきであると、本調査の結果

からも結論される。

２．地熱開発マスタープラン

環境保全や規制、電力需給等に関する情報と地熱資源評価結果とを併せて検討するこ

とにより、各地域に適した開発計画が立案された。これらを基に 2025 年までに 9,500MW

の地熱開発を行うための計画を作成した（マスタープラン：第 1 表、第 2 表）。

作成したマスタープランでは、中短期的に見れば、開発は Road Map の目標にあわせて

実施することはできない。しかしながら、2025 年には Road map 目標を達成できる可能性

が示された。

現状の政策のままでは、2025 年の Road Map 目標の達成も難しいと判断された。2025 年

度までに 9,500MW の地熱発電開発を行うには、現在以上の国の地熱発電開発推進体

制や支援体制の確立、国の調査機関の技術力の強化等が必要であることが明らかにな

った。

この調査により、大規模開発ができる地熱地域はジャワ島・スマトラ島に集中していること

が明らかになった。

Road Map の目標達成には、2012～2016 年までは、拡張を含み現在発電所建設計画が

ある、ジャワ島を中心とした既開発地域での発電所建設が優先され、その後、ジャワ島に

加え、大規模な資源が比較的低コストで開発可能なスマトラ島の各地熱地域の開発を中

心に進めることが適当と判断された（第 2 図）。

現在、独立電源となっている離島を含む遠隔地の電源は、そのほとんどが化石燃料

を用いる内燃力発電であるため、経済性の面から地熱発電開発は有望な代替電源開

発として期待されている。しかしながら、小規模事業であるため、現状の電力売買

iii

価格では、民間が参入できるほどの経済性を持たないことから、中央もしくは地方

政府主導で開発を行うことを検討する必要がある。また、民間事業の導入を図る場

合には、開発規模・電力売買価格、政府による開発リスク低減等の配慮が必要であ

る。

本調査におけるデータ・情報は、地熱開発データベースとしてまとめた。今後の開発の検

討や民間事業者参入の検討に用いることが可能である。ただし、現在のデータは、事業

化検討に必要な情報としては不足しているため、なお一層の資源調査活動が不可欠で

ある。

iv

第 1表地熱開発マスタープラン（概要）

2,000

3,442

4,600

6,000

9,500

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Year

Powe

r Out

put C

apac

ity (M

W)

Maluku and North MalukuCentaral, South and Southeast SulawesiNorth SulawesiEast Nusa TenggaraWest Nusa TenggaraJava-BaliSumatraMilestone of the Road Map

第２図地熱開発マスタープランに基づく地熱開発量の経年変化

Region DevelopmentRank

Numberof

Field

InstalledCapacity

(MW)

DevelopmentPlan by 2008

(MW)


(MW)


(MW)


(MW)


(MW)

A 8 2 10 530 915 1,715 2,995B 5 - 0 20 160 510 750C 6 - 0 0 0 420 725L 1 - 0 0 0 0 50N 12 - 0 0 0 0 200

Total 32 2 10 550 1,075 2,645 4,720A 9 835 1,115 1,295 1,515 2,330 3,025B 3 - 0 0 165 340 480C 2 - 0 0 0 60 60L 2 - 0 0 0 0 70N 6 - 0 0 0 0 200

Total 22 835 1,115 1,295 1,680 2,730 3,835A 2 - 3 9 9 26 56B 1 - 0 0 10 20 20C 4 - 0 0 0 60 70N 1 - 0 0 0 0 0

Total 8 0 3 9 19 106 146A 3 20 60 120 160 240 480C 2 - 0 0 0 90 255N 3 - 0 0 0 0 24

Total 8 20 60 120 160 330 759C 2 - 0 0 0 40 40N 1 - 0 0 0 0 0

Total 3 0 0 0 0 40 40

73 857 1,188 1,974 2,934 5,851 9,500

- 857 2,000 3,442 4,600 6,000 9,500

Sulawesi

Total

The Road Map

Maluku

Sumatra

Java-Bali

Nusa Tenggara

v

第２表地熱開発マスタープラン（１） Sumatra

Existing 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Total(MW)N.Sumatra 8 SARULA A 300 110 110 110 630N.Sumatra 9 SIBUAL BUALI ALampung 27 ULUBELU A 110 110 110 110 440

N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK A 2 8 30 40Jambi 17 SUNGAI PENUH A 55 110 110 80 355

S.Sumatra 25 LUMUT BALAI A 110 110 110 110 180 620Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS A 110 220 220 60 610Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH A 220 80 300

Jambi 15 LEMPUR / KERINCI B T 20 20W.Sumatra 13 MUARALABUH B T 55 55 55 75 240Lampung 28 SUOH ANTATAI B T 110 110 110 330Lampung 29 G. SEKINCAU B T 30 30 60

N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA B T 55 45 100Aceh 3 SEULAWAH AGAM C T 55 55 55 110 275

Lampung 30 RAJABASA C T 40 40 40 120Lampung 31 WAI RATAI C T 40 40 40 120

S.Sumatra 24 MARGA BAYUR C T 55 55 60 170Aceh 1 IBOIH - JABOI C T 10 10

W.Sumatra 14 G. TALANG C T 30 30N.Sumatra 71 SIPAHOLON-TARUTUNG L T 20 30 50

Aceh 2 LHO PRIA LAOT NAceh 4 G. GEUREUDONG NAceh 5 G. KEMBAR N

N.Sumatra 6 G. SINABUNG NN.Sumatra 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA NN.Sumatra 12 SIMBOLON - SAMOSIR N T 200 200

Jambi 16 SUNGAI TENANG NJambi 18 SUNGAI BETUNG NJambi 19 AIR DIKIT NJambi 20 G. KACA N

Bengkulu 23 BUKIT DAUN NS.Sumatra 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT N

2 8 220 320 385 140 480 30 510 550 355 385 595 290 450 2 10 10 10 10 230 550 550 935 935 1075 1555 1585 2095 2645 3000 3385 3980 4270 4720 4720

1159.6 1234.4 1336 1425.6 3634.8 3754.8 3859.6 4002 4158.8 4318 4488.4 4662.4 4848 5005.2 5198.4 5418.8 5653.2 5903.6 6170.4

Java-BaliW.Java 32 KAMOJANG A 140 60 60 60 320W.Java 33 G. SALAK A 380 60 60 500W.Java 34 DARAJAT A 145 110 75 330W.Java 36 G. PATUHA A 60 60 110 110 160 500W.Java 37 G. WAYANG - WINDU A 110 110 110 70 400W.Java 38 G. KARAHA A 30 55 110 110 305W.Java 39 G. TELAGABODAS A 55 40 95C.Java 44 DIENG A 60 60 60 110 110 400

Bali 52 BEDUGUL A 10 55 55 55 175W.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME B T 55 55 70 180C.Java 47 UNGARAN B T 55 55 70 180E.Java 50 WILIS / NGEBEL B T 55 65 120W.Java 40 TANGKUBANPERAHU C T 20 20E.Java 51 IJEN C T 20 20 40C.Java 46 TELOMOYO L T 50 50Banten 42 CITAMAN - G. KARANG L T 20 20Banten 41 BATUKUWUNG NBanten 43 G. ENDUT NC.Java 45 MANGUNAN N T 200 200C.Java 48 G. SLAMET NE.Java 49 G. ARJUNO - WELIRANG NE.Java 72 IYANG ARGOPURO N

835 280 60 120 10 375 240 100 465 245 235 220 110 540 835 835 1115 1115 1115 1175 1295 1295 1295 1305 1680 1920 2020 2485 2730 2965 3185 3295 3295 3835 3835

6803.2 7236 7810 8460.8 6925.2 7657.2 8444.8 9204.8 10130 10903.6 11882.8 12907.6 13986 15107.2 16054.4 17300.8 18626 20037.2 21542.8Red Font : exisiting geothermal development plan

Preliminary Study (Surface Survey by Government) T Tendering Exploration Stage Exploitation Stage Blue Font Existing Working Area of PERTAMINA

Region No Field name DevelopmentRank

Cumulative Capacity (MW)Minimum Demand (MW)

TOTAL (MW)Cumulative Capacity (MW)Minimum Demand (MW)

TOTAL (MW)

vi

第２表地熱開発マスタープラン（２）

West Nusa TenggaraW.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA C T 30 30

0 30 0 30 30 30 30 30 30 30 30 30

58.4 64.8 71.6 79.2 87.2 95.6 104.8 114 124 132.4 141.2 150.4 160.8 170.4 180.4 190.8 202 214 227.2

East Nusa TenggaraE.Nusa Tenggara 55 ULUMBU A 6 10 10 10 36E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO A 2.5 8 10 20E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA B T 10 10 20E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO C T 10 10E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA C T 10 10 20E.Nusa Tenggara 60 ATADEI C T 10 10E.Nusa Tenggara 59 ILI LABALEKEN N

0 3 6 10 18 40 10 10 20 0 3 3 9 9 9 9 9 9 9 19 36 76 76 76 86 86 86 96 116 116

32.6 35.92 39.64 43.72 47.8 52.32 57.28 62.16 67.52 70.68 74.08 77.72 81.6 85.76 92.36 99.56 107.4 115.96 125.36

North SulawesiN.Sulawesi 61 LAHENDONG A 20 20 20 20 40 25 30 55 110 340N.Sulawesi 63 TOMPASO AN.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU A 40 55 45 140Golontaro 73 SUWAWA-GORONTALO C T 10 20 25 55

20 20 20 20 40 40 10 80 75 75 135 20 40 60 60 80 120 120 120 160 160 160 160 170 250 250 325 325 400 400 535 535

101.2 107.2 116 126 134.8 147.2 161.2 174 188 208 230.8 256 284 314.8 349.2 388 431.2 480 534.4

Centaral, South and Southeast SulawesiC.Sulawesi 65 MERANA C T 40 40 60 60 200C.Sulawesi 64 BORA NS.Sulawesi 66 BITUANG N T 24 24

SE.Sulawesi 67 LAINEA N 0 40 40 60 60 24 0 40 40 80 80 140 140 140 200 224 224

252 268.8 289.6 312 332.8 354.8 378 402.4 428.4 466.4 497.2 530.4 565.2 599.2 636.8 676.8 719.2 764.4 812.4

Maluku and North MalukuMaluku 69 TULEHU C T 20 20

N.Maluku 70 JAILOLO C T 20 20N.Maluku 68 TONGA WAYANA N

0 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 40 40 40 40 40 40 40 40 40

25.6 26.8 28.4 30.4 31.6 33.2 34.8 36.4 38 40.8 43.6 46.4 49.6 52.8 56.4 60.4 64.4 68.8 73.6Red Font : exisiting geothermal development plan

TOTAL (MW) 857 31 300 6 20 320 440 0 425 10 525 778 250 1,095 795 735 605 780 360 1,169 9,500 857 888 1,188 1,194 1,214 1,534 1,974 1,974 2,399 2,409 2,934 3,711 3,961 5,056 5,851 6,586 7,191 7,971 8,331 9,500 9,500

8,433 8,974 9,691 10,478 11,194 12,095 13,040 13,996 15,135 16,140 17,358 18,631 19,975 21,335 22,568 24,135 25,803 27,584 29,486

2,000 3,442 4,600 6,000 9,500

813 1,469 1,667 149 0


TOTAL (MW)Cumulative Capacity (MW)

Total of Minimum Demand (MW)

Minimum Demand (MW)


Minimum Demand (MW)





TOTAL (MW)

Shortage (MW)Milestone of the Road Map (MW)

vii

提言 Road Map目標達成のための資源量は賦存していることが明らかになったが、現状のままでは目標

達成は難しいことも明らかになった。2025 年度までに 9,500MW の地熱発電開発を行うために、国の

地熱発電開発推進体制や支援体制の確立、国の調査機関の技術力の強化等が必要である。また、

同国の地熱開発事業促進に対する主な障害は、他の国と同様に、①資源開発リスク、②多額の初

期投資負担にあることが確認された。目標達成のための提言を以下にまとめた。

同国の地熱発電事業の必ずしも良好でない経済性は、主に、多額の初期投資負担及び、同国

で特に課題となっている低い買電価格に起因している。現行の国営電力会社（PLN）方針によ

る買電価格（5￠/kWh 以下、多くは 4.4～4.6￠/kWh）は、発電事業の経済性に多大な影響を

与えており、現行のままでは民間企業による開発促進は極めて困難と見られる。政府は政策的

支援措置（インセンティブの付与）を講じる必要がある。

資源開発のリスクは、事業経済性と同様に、民間事業者が地熱発電事業に参入する際の重要

な判断要素である。現在、この判断のための資源調査データは政府が提供することになってい

る。しかしながら、その質も量も不足している。精度の良いデータを収集する必要がある。政府

調査機関（ＣＧＲ）は資源調査のための技術力をつけるべきである。

マスタープラン実施のために、次の基本戦略の提案を行う。

ランクＡフィールドについて、ここではワーキングエリア（WKP）が設定され、開発事業者は決定

している。これらのフィールドでは、調査井掘削により地熱貯留層の情報は得られ、資源開発リ

スクは障害とはなっていない。各事業者は開発計画を持っている。このような状況にありながら、

PLN により電力買い取り価格が低いために事業者が開発意欲を有していない。事業促進には

適度な経済インセンティブが必要である。

ランクＢおよびＣフィールドについて、ここではワーキングエリア（WKP）設定はまだ行われていな

い。地上調査データからは有望な資源の賦存が推定されている。しかし、調査井掘削による貯

留層の確認は行われていない。WKP に設定のために、政府による早急な促進調査の実施が必

要である。こららは民間参入判断のための情報として不可欠である。

離島、遠隔地の小規模地熱発電事業は、高コストの内燃力発電代替として、また地方電化の電

源としても重要である。小規模事業であるために、民間参入が難しいと考えられる。

マスタープランの実現に向けて、各種の課題を克服するために、制度的・技術的・財務的な支

援策について 10 項目の提言を挙げた（第３図）。なお、これらの提言のうち、中・長期的な開発

支援に関しては、それらの政策効果発現に時間がかかると予想されることから、短期的支援と

共にいずれも直ちに着手することが望まれる。

viii

(分類)

地熱法執行体制の整備

政府による資源量調査の推進

経済インセンティブの賦与（政策資金の確保）

地熱開発技術の高度化地熱技術者人材育成

経済インセンティブの賦与（購入価格の引き上げ、

政策的支援実施）

開発費低減対策の推進民間開発事業者の参入促進

関係者間の調整ルール確立（森林保護との調整等）

技術の国産化推進・関連産業の育成

高等教育機関における人材供給体制の強化

制度的支援

財務的支援

技術的支援

短期的目標実現に向けて（主としてＲａnｋ-A地域の開発支援）

　　　　　　中期的目標実現に向けて　　　　　　（主としてＲａｎｋ-B、Rank－C地域

の開発支援）　　　　長期的目標実現に向けて

リスク低減対策

初期投資負担低減

対策

第３図地熱開発マスタープラン実現のための 10 項目の提言

ix

＜短期的政策＞

① 経済インセンティブの付与：買電価格の引き上げ・補助、税制・金融面の支援等

② 地熱法執行体制の整備：「地熱法」施行規則の早急な制定等

③ 関係者間の調整ルールの整備：関係省庁による地熱法と森林法の運用のすり合わせ等

④ 民間事業者の参入促進：民間投資の環境整備、発電事業への参加スキームの多様化

＜中期的政策＞

⑤ 政府による資源調査の推進：資源リスク低減のための政府による先導的な促進調査の実施

⑥ 地熱技術者の人材育成：政府の関係機関の技術力向上や保有資機材の更新等

⑦ 開発費低減対策の推進：地熱井掘削に係る資機材の保有や調達への制度・経済面の支援等

⑧ 政策資金の確保：恒久的なエネルギー政策財源の確保

＜長期的政策＞

⑨ 高等教育機関おける人材供給体制の整備：大学における地熱教育の拡充等

⑩ 技術の国産化推進・関連産業の育成：地熱発電関連機器の国産化、熱水利用産業の推進等

なお、今回のマスタープラン作成では、現時点での様々な条件を考慮しても精度の高い計画立

案のために詳細な検討を行った。しかしながら、全般的に見ると収集したデータの精度は必ずしも高

くないことから、提案したマスタープラン(個別地域のアクションプランを含む)は将来にわたっても充分

な精度をものではない。このため、今後、新たに質の高いデータ・情報を収集することにより、より精度

の高いマスタープランを定期的に再構築することが望まれる。

要旨-1

要旨

Road Map（～2025 年）に対応した地熱発電開発マスタープランを作成するために，インドネシ

ア全地域の開発有望地域を対象に実施した調査結果を以下に要約する。

1. インドネシアのエネルギー事情と地熱開発の現状

地熱開発計画立案の基礎的情報とするために同国のエネルギー事情及び地熱開発の概要を調

査した。

インドネシアは 1997 年 7 月のアジア通貨危機において大きな経済的影響を受けたが、その後

の各種改革の実施と好調な国内個人消費により経済は回復傾向にある。GDP 成長率は、2003 年

4.5％、2004 年には 5.1％、2005 年 5.6%を達成した。ここ数年、経済はおおむね堅調に推移して

いる。インドネシアの 2004 年の１次エネルギー総供給量は 128,856 千 TOE（ton oil equivalent）

であった。このうち、45%は石油で、天然ガス 33%、石炭 16%、残る 5%が地熱、水力などであ

る。また、終エネルギー需要は 79,124 千 TOE となった。産業部門が全体の 39%を占め、運

輸部門 29%、残る 32%は商業・家庭、その他部門によって消費されている。

インドネシアは世界大の地熱ポテンシャルを保有しており、同国内の地熱ポテンシャルは

約 27,000MW 相当であるが、現在の地熱発電は 857MW であるが、膨大なポテンシャルを考慮

すると、国内資源量の恵みを十分活かしているとは言えない状態にある。1990 年代には同国の

地熱開発は促進されたが、アジア通貨危機により多くの事業が中断し、現在も全体的に停滞し

ている。2003 年、政府は地熱法を制定し、地熱開発に民間企業が参加する手続きを定めた。ま

た、同年 PERTAMINA を株式会社化し、地熱事業は子会社の Pertamina Geothermal Energy（PGE）

に移管させた。また、PRTAMINA が地熱開発権を有している地域のうち、開発に着手していな

い地域は政府に返還されることになった。

インドネシア政府は石油エネルギー依存体質からの脱却を図るため、再生可能エネルギーの

開発促進を図ることとし、2002 年には「国家エネルギー計画（National Energy Policy: NEP）」を

策定し、また、2006 年には「国家エネルギー政策に関する大統領令（2006 年第 5 号）」の発布

し、2025 年までに地熱により１次エネルギーの 5%を供給する開発目標を打ち出した。これに

あわせ、鉱山エネルギー省は「地熱開発 Road Map（Road Map Development Planning of Geothermal

Energy for 2004-2020）」策定し、2025 年の地熱の開発目標を 9,500MW とした。

2. 全国地熱資源調査

予備的評価では、73 地域を対象に既存データの収集および情報の分析を行った。当初対象地

域として予定されていた 70 地域に加えて、第１次現地調査時にインドネシア側から要望された

3 地域を加えて、73 地域を調査対象地域とした。これらの地域について、収集した資料にもと

づき、地熱概念モデルの評価、容積法による地熱資源量評価、および簡易経済性評価を実施し

た。これらの結果に加え、地域の安全性や開発段階等も考慮し、補足資源調査対象 23 地域を選

定した。

これらの調査結果にもとづき、地熱構造モデルの再検討を行った。これらの結果を地熱資源

要旨-2

評価に反映させた。

地熱資源量は，データが収集できた 49 地点について評価を行った。資源量は、情報・データ

不足のため不確実さはあるものの，合計 15,859MW の資源量と計算された。より精度の高い評

価のモデルおよび技術移転の観点から開発有望地域２地点で物理探査が実施された。２地点と

してイ国政府が開発を主導する地点および国の機関である PERTAMINA が開発を実施する地点

が選定された。対象となったフローレス島の Sokoria-Mutubusa 地点及びスラウェシ島の

Kotamobagu では、TM/TDEM 探査が行われ地下比抵抗分布が明らかにされた。これにより２地

点ではより詳細な地熱構造が把握された。

マスタープラン策定の基礎資料となる各地熱地域の地熱資源について、貯留層構造（深部地

質構造），熱源（火山活動や熱水活動の歴史），貯留層の広がり，貯留層流体（貯留層流体の特

性･挙動）を解析し、集約した。これらの結果は地熱構造モデル集約図や地熱資源集約表にまと

めた。

地熱資源データベースについては，カウンターパートの地下資源センター(CGR) のオリジナ

ルデータベースを土台として，新たに追加した方がよいと判断される情報を格納できるように

機能を拡張することで地熱資源データベースを構築した。拡張した機能は「地熱貯留層の特性

および資源量評価」と「坑井の生産データ」に関するデータ格納機能である。この地熱資源デ

ータベースは、①地質、②地化学、③物理探査、④坑井調査、⑤地熱資源量の項目からなり、

本調査で収集・検討したこれらのデータをデータベースに格納した。

構築した地熱系モデルにもとづき、容積法およびモンテカルロ解析により地熱資源量を求め

た。地熱資源量評価の可能なデータが得られた 39 地域について評価を行った。なお，既に開発

段階にある地域では，貯留層シミュレーションなど容積法よりも詳細な手法で地熱資源量が評

価されていることから，それらの地域は容積法による評価の対象から除外し，開発計画規模を

採用した。

簡易経済性評価は、有効なデータが得られた 38 地域と既開発地域および調査レベルが進んで

いる 11 地域の合計 49 地域を対象に，地熱発電開発を行う場合に推定される「kW 当たりの初期

投資額」を計算した。試算結果は，約 1,500～2,200 US$/kW の範囲となり、マスタープラン検

討における各地域の経済性を比較するうえで有効な結果を得た。

インドネシアにおける地熱資源開発促進のためにふさわしいマスタープラン計画を作成する

ためには，各地域の地熱資源開発の現状を把握することが必要である。地熱資源データベース

により整理された各地域の地熱資源データにもとづき、地域毎の地熱構造、地熱資源量，地熱

流体の化学特性および調査開発段階にもとづき，インドネシアにおける将来の電源開発に資す

る可能性のある地域を地熱資源の面から評価した。

3. 電力セクター調査

マスタープラン作成の資料とするために必要な電力需給状態及び送電線設備等を調査した。

同国の 2004～2006 年の電力セクター状況およびこれらに基づく将来予測に関する情報を収集

した。

2004 年における電力セクターの状況は次のようにまとめられる。この年の電力需要（販売電

力量）は 100,097GWh であり、大需要電力は 18,896MW であった。これに対し 21,882MW の

要旨-3

発電設備により 120,161GWh の発電が行われた。発電設備の内訳は、汽力 6,900MW（31.5%）、

コンバインドサイクル発電 6,561MW（30.0%）、水力 3,199MW（14.6%）、ディーゼル

2,921MW(13.4%)、ガスタービン 6,900MW（6.8%）、地熱 807MW（3.7%）となっている。今後

の電力需要見通しは、年約７%での需要増加が想定され、電力需要は 2025 年には 450,000GWh、

大電力需要は 79,900MW に達すると想定されている。このような需要想定から地熱発電によ

り供給すべき電力量を見積もった。

インドネシアの送電適用電圧は 500kV、275kV（設計：現状 150kV 運用）、150kV、70kV で、

配電線は 20kV である。電力系統としてはジャワ島がも発達しており、次に発達しているの

はスマトラ島である。スラウェシ島・カリマンタン島以下は系統が分断された形で点在してい

る。調査対象の 73 地域で発電される電力は、いずれもインドネシア国内の電力系統（送電線、

配電線）につなぐことができる。73 地域から電力系統への接続のための送電線の長さを見積も

った。さらに接続方法も併せて検討した。

4. 自然･社会環境調査

マスタープラン提案事業の実施に伴う環境影響を検討した。検討は計画・開発可能調査（F/S）

段階，建設段階および操業段階に分けて汚染，自然環境および社会環境の３段階に分け，正の

影響(+)と負の影響(-)を深刻な影響が予想される(A)，軽微な影響が予想される(B)，影響の有無

は不明(C)という区分で評価した。

計画・開発可能調査（F/S）段階では地表調査や調査井掘削により，汚染や自然環境に軽微な

負の影響が予想される。建設段階では，地熱井掘削や坑井設備や発電設備の工事による汚染や

自然環境，地形改変や住民移転への影響が懸念される。また，建設段階においては発電所運転

による地熱水の排出，不凝結ガスの排出による処理による汚染や自然環境への影響が懸念され

る。一方，地域経済や住民の暮らしについては正の影響が期待される。

地熱発電開発が環境や地域社会に及ぼすまたは及ぼす恐れのある影響について，地熱開発マ

スタープラン段階における IEE 調査（初期環境調査）を実施し予測・評価を行った。収集した

資料をもとに 70 地域で想定される発電規模や保護地域との地理的関係を評価し，地熱発電事業

を実施する際の環境的制約の情報を地熱資源データベースに反映させた。本調査では社会環境、

自然環境、汚染，騒音，振動，地盤沈下等の項目で収集可能な情報を集約した。

初期環境調査の結果を基に，補足地質地化学調査を実施した 18 地域の環境影響について国際

協力機構の環境社会配慮ガイドラインに従い，環境社会配慮確認のための国際協力銀行ガイド

ラインを参照し，予測・評価を行った。

5. 地熱開発マスタープランの策定

データに基づき地熱開発マスタープランを作成した。地熱開発マスタープランは主に地熱地

域ごとの開発優先順位づけとその開発実行計画から構成されている。

マスタープラン策定は、次の各プロセスに沿って実施した。

現時点で既に地熱発電開発もしくは増設の計画が存在する地域および既開発地点で将来想定

される計画も優先した。

インドネシア国内の各地熱有望地域について、各種の資源調査・検討結果に基づき、開発可

要旨-4

能な地熱貯留層の存在確度をランク分けした。

現在、インドネシアでは国立公園として指定されている地域での地熱発電開発は許可されて

いないため、推定される地熱貯留層範囲における国立公園範囲の占める割合に基づいて開発可

能な資源量を減じた。

将来の電力需要の増大を考慮して、2025 年時点の系統ごとの低負荷に基づいて各地域での

地熱発電開発規模の上限を想定した。

地熱資源評価の結果に基づく資源量の開発について、想定される開発事業の財務的内部収益

率の大きい地域の開発順位を高くした。

経済性評価の補足として、（送電線建設を除く）発電事業の収益性がほぼ同等と評価される地

域については、建設が必要と想定される送電線の距離が長い地域の開発優先順位を低くするこ

ととした。

以上の諸条件に基づき、各有望地域の開発優先順位と開発規模を決定した。決定された開発

規模に基づき、各地域の地熱開発計画を策定した。また、開発内容に応じた開発スケジュール

を策定し、推定される開発コストも示した。各地域の地熱開発計画をとりまとめ、2025 年で総

計 9,500MW の開発を目標としたインドネシア全体での地熱開発マスタープラン（開発シナリ

オ）を策定した。策定されたマスタープランに基づき、開発の計画について考察・検討した。

現地調査において増設あるいは開発計画がある地域については PERTAMINAや PLNからの聴

取に基づきそれらの計画を確認した。現有する開発・増設の計画のほとんどは、既存の地熱開

発地域（Working Area；WKP）において PERTAMINA もしくは他の民間企業により計画されて

いるものおよび離島地域での小規模開発として PLN により計画されているものである。これら

現有計画での開発・増設の合計設備容量は 1,847MW に達する。また、既開発地点での増設計画

が将来想定される地域としては Salak 地点がある。

地熱資源評価は資源賦存の可能性検討、資源量評価結果を用いて実施した。地熱資源の有望

性に基づく開発優先順位検討のために、有望地域 73 地域を対象に、各地域の地熱資源について

評価した。ただし、その 73 地域のうち、50 地域についてのみ十分な資源調査データが得られ

その資源特性・資源量について評価できた。

開発の優先順位付けに係わる地熱資源評価では、特に高温地熱貯留層の存在する以下の確度

により評価した。

1 ：坑井の掘削により地熱貯留層が確認されている（既開発地域を含む）

2 ：主に適正な温泉水または噴気ガスの化学データに基づく地化学温度により

地熱貯留層の存在確度が高いと判断される地域

3 ：各種の地球科学的調査の結果や活発な地表地熱徴候の存在から地熱貯留層

の存在が推定される地域

Low ：地熱貯留層の存在確度が低いか、存在するとしても比較的低温の貯留層し

か存在しないと考えられる地域（ただし、低エンタルピー流体の利用による

地熱発電開発の可能性はある）

また、評価に必要な資源調査データが十分に存在しない地域については、上記の 4 分類が不

可能な地域（NE）として分類した。

各地域で開発可能と考えられる資源量については、容積法により算出された資源量に基づき、

技術的に現実的な規模を推定した。本調査により算出された資源量だけでなく、過去にインド

要旨-5

ネシア政府（CGR-MEMR；エネルギー鉱物資源省）や PERTAMINA によって算出された資源量

も参考とした。

本調査対象である 73 地域のうち、調査データが不十分な 23 地域に関する低限の資源量の

合計は 1,050MW と計算された。また、インドネシア全国の 73 地域を除く地域での低限の資

源量は合計で 2,853MW と計算された。

自然・社会環境評価では、国立公園による開発エリアの制約について検討した。現在、イン

ドネシアでは国立公園として指定されている地域での地熱発電開発は許可されていない（ただ

し、公園外から公園内への傾斜井掘削は可能である）。したがって、国立公園の設定がある有望

地域では、存在する資源量をすべて開発できるわけではない。そのような地域に関しては、推

定される地熱貯留層範囲における国立公園範囲の占める割合に基づいて開発可能な資源量を減

じた。推定される貯留層範囲の多くが国立公園に指定されており、存在する資源量に較べて開

発が可能な資源量が大きく減少するのは以下の地域であることが判明した。

スマトラ：Seulawah Agam、Lau Debuk-Debuk / Sibayak、S. Merapi - Sampuraga、Lempur / Kerinci、

G. Sekincau

ジャワ－バリ：Ijen、Bedugul

電力セクター評価は、開発可能量の電力需要による制約を検討した。地熱発電による発生電

力は原則的に（ピーク対応ではなく）ベースロードとして使用されるため、ある地域で開発さ

れるべき地熱発電の設備容量はその地域が属する電力系統の低負荷により制限される。本評

価では、将来の電力需要の増大を考慮して、2025 年時点の系統ごとの低負荷に基づいて各地

域での地熱発電開発規模の上限を想定した。

地熱発電事業の資源量・経済性評価有効なデータの得られた 49 地域について、資源特性を基

に簡易経済性評価を行った。各地域の資源量は 2025 年までに開発可能と考えられる量とした。

また、資源特性（発電所出力、生産井深度、生産井１本当たりの蒸気量・熱水量、還元井深度、

還元井１本当たりの還元能力）は容積法評価結果により求められた。

開発の優先順位付けの参考として、送電線の距離を把握検討した。なお、既に開発・増設計

画が存在している地域及び資源の有望性が評価できないランク NE の地域については、送電線

の距離は考慮していない。経済性の順位付けとしては収益性による分類を優先させた。さらに、

想定される送電線距離が 20km 未満の場合には順位は変更しないこととした。

送電線の距離は、Marga Bayur と Merana の優先度に影響したのみである。

以上の諸条件の評価に基づき、各有望地域の開発優先順位と開発規模を決定した。

決定した優先順位は「開発ランク」として（Table 1）に示した。優先順位が高い方から A、B、

C、L、N とした。ただし、ランク N に分類された地域については、まだ資源調査データが不十

分なため、今後の調査結果次第ではランク L よりも上位となる可能性は十分にある。なお、同

表の右端には、開発ランクに係わりなく、離島での地方電化やディーゼル発電等の代替電源と

しての小規模地熱発電開発が望まれる地域を判別できるよう印を付けた。ランク A・B・C・L

での開発可能資源量は合計 9,076MW であるが、ランク N でも低 1,050MW、また本調査の対

象外である地域でも低 2,853MW の開発が可能と想定される。

決定された開発規模に基づき、各地域（50 地域）の地熱開発計画を策定した。開発ランク B・

C・L の地域（既存開発計画が無い地域）については、資源特性や電力需要に応じた発電方式

や発電ユニット数を計画した。また、開発ランク A の地域を含めて、開発内容に応じた開発ス

要旨-6

ケジュールを策定し、推定される開発コストも示した。

以上の検討・評価の結果に基づき、2025 年までのインドネシア全国における地熱開発マスタ

ープラン（開発シナリオ）を策定した。なお、本マスタープランは、資源的・技術的・社会条

件的に可能と考えられる開発計画で、将来の目標として位置づけられるものである。ただし、

その実現のために必要な開発者の参画の有無までを考慮したものではない。

地熱開発マスタープランの終的な目標は、「地熱開発 Road Map」に示されている 2025 年時

点で総計 9,500MW の発電容量を開発することとした。地熱開発マスタープランの策定では、前

項に述べた各地域での開発スケジュールに基づくとともに、各系統での将来の需要予測（第 5

章参照）も考慮して、開発開始・発電所運転開始のタイミングを調整した。また、多数の地域

をほぼ同時に入札に掛けるには、予備調査や入札手続き準備のための期間が十分とは言い難い

ため、開発ランク B・C の一部の地域の開発開始（入札）のタイミングを 1～2 年間遅らせるや

や「現実的」なケースについても想定した。「現実的」ケースの地熱開発マスタープラン表を

（Table 2）に示す。このケースでは、ランク B・C の地域について、ランク・順位の高い地域

から開発を進めるものであり、23 地域を 3 年間かけて毎年 7～8 地域を入札にかけるという計

画である。

「現実的」ケースに関する各地域（系統）の地熱開発マスタープランを Table 3 示す。ランク

N の地域における開発については、現時点は開発地域を特定できないため、便宜的にスマトラ

で 200MW、ジャワ－バリで 200MW、スラウェシ中・南部で 24MW の開発を想定した。既開発

の地域は現在ジャワに集中しているが、今後の多量の開発のためにはスマトラにおける開発が

中心となってくることが分かる。その他の外島では、電力需要が少ないために、開発量は微増

に止まっている。

国家電力総合計画（RUKN）（2005 年）は今後の電力需要見通しに基づき、必要な電源開発計

画を示している。その際、“供給側のコストを小とする”哲学に基づき電源開発を計画してい

る。これによると 2025 年で地熱は電力供給の 3.7%、１次エネルギーの 1.2％程度しか供給しな

いものと想定される。この場合、「国家エネルギー政策に関する大統領令（2006 年第 5 号）」に

基づいたエネルギーミックス達成は困難なものとなっている。これに対し、地熱開発マスター

プラン通り地熱開発が進展した場合の電源構成がどのようになるか検討を行った。この場合、

“エネルギーミックスの達成”を基本哲学として検討を行った。

各種電源の経済性比較によると、Java-Bali 系統、Sumatra 系統のような大規模系統において

は 600MW クラスの新式火力発電設備の投入が可能であるため、ベース供給力としては石炭

火力が有利であるが、残る小規模系統においては 50MW クラスの小規模電源を投入することに

なるため、ベース供給力としては地熱発電が有利であることが判明した。また、大規模系統で

はピーク電源約 30%、ミドル電源約 30%、ベース電源約 40%程度の構成が適当であり、小規模

系統ではピーク電源約 40%、ミドル電源約 20%、ベース電源約 40%の構成が適当であることが

分かった。

これらを踏まえ、地熱開発マスタープランに沿って開発が行われた場合の各系統別の電源開

発計画を検討した。また、この結果、2025 年には「国家エネルギー政策に関する大統領令（2006

年第５号）」による１次エネルギーの 5%以上を地熱エネルギーにより賄うエネルギーミックス

の達成が図られるものとなっていることを示した。

要旨-7

6. 地熱開発データベース

インドネシア国の地熱開発に必要な情報を管理するデータベースの作成を行った。一般に地熱開発

に必要な情報は，①地熱資源，②社会/環境，③送電線計画等に関するものである。これらに関する情

報を一括管理できるデータベース「地熱開発データベース」を新たに構築し，CGR（地下資源センター、

エネルギー鉱物資源賞省）情報管理室のサーバーにインストールした。

このデータベースには，将来的に外部に対して情報を発信する「オープンデータベース」としても活

用できるように，各項目に専用のチェックボックスを設け，チェックのオン・オフによって情報を「公開」，

「非公開」に設定できる機能を追加した。情報を公開する際，公開する内容を事前に加筆修正する機

能も合わせて設定し，公開情報の質・量を調整できるようにした。

地熱開発データベースが管理する情報は

インドネシア全体の地熱開発に関する概要（地熱資源，社会/環境，送電線）

各地熱開発有望地域に関する個別情報（地熱資源，社会/環境，送電線）

である。

作成したデータベースには、本調査によって収集した 73 地域の情報を入力し，CGR のスタッフが

独自にデータ管理・更新ができるように，その取扱い方法について技術移転を行った。地熱開発デー

タベースの取扱い説明は、本報告書に記述した。

7. CDM 事業化の可能性

インドネシアにおける CDM のポテンシャルとして、2025 年までに開発可能な資源量から既設および

既計画分を除いた開発可能量を基に、石油代替と仮定して排出係数を 0.819(t- CO2 /MWh)と想定し、

削減可能量を推定した。

10MW の地熱発電所の１年あたりの CO2 削減効果は 61(kt-CO2/year)で、今後あらたに計画される地

熱発電所の建設を CDM 事業として行えば、年間 50,122(kt- CO2/year)の削減効果が期待される。

インドネシアにおいて CDM 事業として地熱発電を実施すると、排出係数を 0.819(t- CO2/MWh)で発

行されるクレジット CER（Certified Emission Reduction）の取引が 10US$/t-CO2 となる場合、電力料金に

換算すると約 0.8cent/kWh の収益が上がることになる。これは、地熱発電開発のインセンティブのひと

つになる。

インドネシアでは DarajatⅢ地熱発電プロジェクトの PDD（Project Design Document）が、2006 年 12

月 11 日に CDM 理事会に登録されている。これは、ジャワ島中部に建設される設備容量 110MW の地

熱発電プロジェクトである。

本調査ではスマトラ島 Muaralabuh 地点の 55MW 地熱発電とフローレス島 Sokoria 地点 10MW 小規

模地熱発電のモデル PDD を作成し、インドネシアの地熱発電プロジェクトが CDM 事業になることを示

した。作成したモデル PDD は報告書の添付資料に示す。

地熱発電では、地熱井から噴出する蒸気中の不凝結ガス中に微量の CO2 や CH4 が含まれている。

この量が多くなると削減量が少なく（時には効果がゼロに）なる場合があり、注意が必要である。蒸気中

のガス濃度が 10wt%近くになると、CO2 削減効果がほとんどなくなる。

8. 地熱資源の多目的利用の可能性

地熱資源は発電だけでなく農業・水産業等にも多目的に利用可能であり，地熱先進諸国では地熱

要旨-8

発電所から熱の供給を受けたり地熱井を掘削したりして、利用を図っている。途上国では，特に電力公

社や民間開発事業者が行う地熱開発では電力利用のみが着目され，熱供給等で地域へ開発の恩恵

をもたらすことはほとんどの場合考えられていない。今後は、地熱資源を有する地域の開発に、地熱発

電からの廃熱や余剰熱を利用した地熱多目的利用による産業を導入するべきである。地方が地熱開

発の恩恵を受けるためには、発電利用だけでなく農業等への多目的地熱利用を含む総合的な地熱開

発方法の検討が必要である。本報告では，地熱利用先進諸国の地熱直接利用の事例、インドネシア

国でのさまざまな利用促進の努力の例等を紹介し、今後の地熱地点へ多目的利用導入に有用な情報

をまとめた。

地熱多目的利用事業の導入可能性については、次のようにまとめられる。

地熱エネルギーの発電以外の多目的な利用による地域の開発は、代替化石燃料消費量削

減及び地球環境保全へ貢献することから、地熱開発先進諸国では積極的に進められてい

る。

インドネシア国でも地熱多目的利用による産業を導入し、地方の開発を進めることが可

能である。

地熱エネルギー確保にはリスクが伴う場合があることから、地熱発電開発計画と同時に

多目的利用についても計画するのが適している。

インドネシア国でも、地熱多目的利用のための調査研究が行われ、既設の地熱発電所が

ある Kamojang や Lahendong で地熱多目的事業は注目されている。

地熱利用及び地熱供給に関する法制度は現状では必ずしも充分ではなく、同国の現状に

即したものが検討され、制定される必要がある。

同国の地熱多目的利用に関する調査研究は、BPPT（科学技術庁）を中心に進められてお

り、今後は、地熱開発を進める MEMR-DGMCG（鉱物石炭地熱総局）と同様に重要な役

割を担うものと期待される。

同国で地熱多目的利用を普及拡大するためには、利用するための技術的課題の解決、事

業の経済性・流通やマーケットの状況把握等を行い、ビジネス･モデルを確立することが

必要である。

地熱開発先進諸国の経験やノウハウを基に技術協力を行い、パイロット事業を行うこと

によりビジネスモデルを確立し、各地で計画される地熱発電事業に適切に組み込むのが、

地方開発への地熱多目的利用の導入拡大に効果的と考えられる。

9. 地熱開発促進の課題と政策的支援の必要性

同国の地熱発電開発はその阻害要素のために、現状のままでは目標に達することは不可能で

あることが明らかにされた。促進には支援が必要であるが、その効果を把握するために、地熱

発電の価格モデルを用い、地熱開発促進上の課題と政策的支援の必要性を検討した。この結果、

地熱発電事業は、①資源特性が収益性を大きく左右すること、②開発リードタイムが長く初期

投資が大きいため売電価格が高くならざるを得ないこと、が判明した。これは地熱発電の障害

が資源開発リスクと初期投資の負担にあることを示している。

インドネシアでは PLN は地熱発電、石炭火力発電などすべての民間発電事業者（IPP）から

の購入電力を 5￠/kWh 以下で購入することとしている。これは電気料金の安定、PLN の財政基

要旨-9

盤確立を図るためであり、１つの政策目標に沿った政策である。しかしながら、このような買

電価格を前提とすると地熱発電の経済性は大幅に悪化する。民間企業は地熱開発に対する動機

付けを全く持ち得ない状況になっている。今後、地熱開発マスタープランに沿った開発シナリ

オを推進していくためには、PLN の買電価格を地熱開発事業者の投資回収が可能なレベルに引

き上げるか、またはそれが困難な場合、政府が各種支援策からなる政策パッケージを提供する

ことにより、売電価格と買電価格とのギャップを埋め合わせる必要がある。

地熱開発に対する政策的支援策の検討では、PLN の買電価格の値上げ、優遇税制、政府によ

る地熱開発促進調査、開発に対する低利融資、建設に対する低利融資、建設に対する補助金、

ODA 資金の代表例として円借款利用、の各種支援策を取り上げ、その効果を検討した。この結

果、政府の施策はそれぞれ概ね 0.3￠/kWh 程度の売電価格を減少させる効果があることが分か

った。これに対し、円借款は約 2￠/kWh 程度の売電価格低減効果を有する非常に強力な施策で

あることが分かった。

また、政府の支援策がない場合、今後の地熱開発を促進するためには、民間企業の開発地域

の場合、少なくとも 10￠/kWh の買電価格が必要であり、Pertamina の開発地域の場合、少なくと

も 8￠/kWh の買電価格が必要とされている。買電価格をここまで引き上げられない場合は、それ

を補う政府の支援策が必要となっている。

なお、5$/ton の CDM は約 0.4￠/kWh の売電価格低減効果を有し、掘削費 1m$/本の上昇は 1￠

/kWh 程度の買電価格上昇効果を有していると試算された。

10. 地熱開発促進のための政策提言

今後の地熱開発の基本的進め方として、今回調査対象の 73 地域を開発の進捗状況、資源有望

性などの要素を考慮して、ランクＡ、Ｂ、Ｃ、Ｎ、Ｌの 5 分類に分類した。

ランクＡ地域は、既に地熱開発区域（Working Area; WKP）が設定されており、開発事業者も

決定し各開発事業者はそれぞれの開発計画を有している地域である。しかしながらその計画が

予定通り進展していない地域も多い。ほとんどの地域に共通している理由は、PLN の買電価格

が低いため、事業者が開発に躊躇し、また、資金調達に苦労していることにある。ランクＡ地

域は 2012 年までの開発目標量のほぼ全量を占める地域であるため、2012 年の目標達成にむけ

て、これらの地域に対しては経済インセンティブの賦与により早急に開発促進を図るべきであ

る。また、国営会社の開発計画に対しては、円借款など ODA 資金の積極的な利用も検討される

必要がある。

ランクＢ、ランクＣ地域はいずれも現時点では地熱開発区域（ＷＫＰ）が設定されていない。

また、これらの地域にはまだ調査井掘削を伴う調査が行われていない。このため、地表データ

からは有望性が期待されるものの、資源に関するリスクが大きいと考えられる地域である。こ

のため、これらの地域の開発に当たっては、第一に地熱開発区域（ＷＫＰ）の設定が不可欠で

ある。このためには、適切な地熱開発区域の設定のための政府による十分な資源調査が必要で

ある。地上調査のみの調査でも地熱開発区域（ＷＫＰ）の設定は可能ではあるが、民間企業の

参入を確実にするためには、調査井掘削を伴う調査の実施が早急に望まれる。

遠隔離島における地熱地域では、系統の電力需要が少なことから小規模の開発が予定される。

小規模系統においては地熱発電が経済的にはも有利な発電形態と考えられ、燃料費の低減の

要旨-10

ため、積極的な開発が期待されている。また、地方電化推進の観点からも早急な開発が望まれ

る資源である。しかしながら、開発規模が小さい上、遠隔離島という地理的な問題から、民間

事業者の参入はあまり多くを期待できない可能性がある。このような地域にあっては、地方電

化推進の観点から政府が主体となって調査・開発を行うことが望まれる。

地熱開発促進に当たっての提言を時系列の観点から以下のようにまとめた。

短期的政策

提言１経済インセンティブの賦与

提言２地熱法執行体制の整備

提言３関係者間の調整ルールの整備

提言４民間事業者の参入促進

中期的政策

提言５政府による資源調査の推進

提言６地熱技術者の人材育成

提言７開発費低減対策の推進

提言８政策資金の確保

長期的政策

提言９高等教育機関における人材供給体制の整備

提言 10 技術の国産化、関連産業の育成

これらの提言はいずれも直ちに実施に移されることが望まれる。

要旨-11

Table 1 Exploitable Resource Potential and Development Priority of the Promising Field

N.Sumatra 89

SARULASIBUAL BUALI ○ 1 E1 21 660 630 630 0 300 330 A

Lampung 27 ULUBELU ○ 1 E1 19 440 440 440 0 220 220 AW.Java 32 KAMOJANG ○ 1 E1 10 320 320 320 140 120 60 AW.Java 33 G. SALAK ○ 1 E1 1 500 500 500 380 0 120 A

W.Java 34 DARAJAT ○ 1 E1 3 330 330 330 145 110 75 A

W.Java 36 G. PATUHA ○ 1 E1 19 500 500 500 0 120 380 AW.Java 37 G. WAYANG - WINDU ○ 1 E1 15 400 400 400 110 110 180 A

W.Java 3839

G. KARAHAG. TELAGABODAS ○ 1 E1 9 400 400 400 0 30 370 A

C.Java 44 DIENG ○ 1 E1 4 400 400 400 60 120 220 A

N.Sulawesi 6163

LAHENDONGTOMPASO** ○ 1 E1 11 380 380 340 20 100 220 A

Bali 52 BEDUGUL ○ 1 E2 6 330 175 175 0 175 0 A

N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK ○ 1 E3 6 160 40 40 2 8 30 A

E.Nusa Tenggara 55 ULUMBU ○ 1 E3 14 150 150 36 0 6 30 A ○

E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO ○ 1 E4 8 30 30 20 0 2.5 18 A ○

Jambi 17 SUNGAI PENUH ○ 2 E1 5 355 355 355 0 55 300 AS.Sumatra 25 LUMUT BALAI ○ 2 E1 50 620 620 620 0 220 400 A

Bengkulu 2122

B. GEDUNG HULU LAISTAMBANG SAWAH ○ 2 E2 44 910 910 910 0 110 800 A

N.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU ○ 2 E2 2 220 160 140 0 40 100 AJambi 15 LEMPUR / KERINCI 1 E4 32 60 20 20 0 0 20 B

W.Sumatra 13 MUARALABUH 2 E1 7 240 240 240 0 0 240 BLampung 28 SUOH ANTATAI 2 E1 18 600 330 330 0 0 330 BW.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME 2 E1 4 180 180 180 0 0 180 BC.Java 47 UNGARAN 2 E1 2 180 180 180 0 0 180 B

Lampung 29 G. SEKINCAU 2 E2 19 300 60 60 0 0 60 BE.Java 50 WILIS / NGEBEL 2 E2 5 120 120 120 0 0 120 B

N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA 2 E3 23 500 100 100 0 0 100 BE.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA 2 E4 20 90 40 20 0 0 20 B ○

Aceh 3 SEULAWAH AGAM 3 E1 4 600 275 275 0 0 275 CLampung 30 RAJABASA 3 E2 8 120 120 120 0 0 120 CLampung 31 WAI RATAI 3 E2 16 120 120 120 0 0 120 CS.Sumatra 24 MARGA BAYUR 3 E2 29 170 170 170 0 0 170 CC.Sulawesi 65 MERANA 3 E2 40 200 200 200 0 0 200 CGolontaro 73 SUWAWA-GORONTALO 3 E3 24 130 130 55 0 0 55 C

Aceh 1 IBOIH - JABOI 3 E4 5 20 20 10 0 0 10 C ○W.Sumatra 14 G. TALANG 3 E4 7 30 30 30 0 0 30 C

W.Java 40 TANGKUBANPERAHU 3 E4 16 20 20 20 0 0 20 CE.Java 51 IJEN 3 E4 5 120 40 40 0 0 40 C

W.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA 3 E4 15 110 110 30 0 0 30 C ○E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO 3 E4 17 50 50 10 0 0 10 C ○E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA 3 E4 10 90 90 20 0 0 20 C ○E.Nusa Tenggara 60 ATADEI 3 E4 12 50 50 10 0 0 10 C ○

Maluku 69 TULEHU 3 E4 12 40 40 20 0 0 20 C ○N.Maluku 70 JAILOLO 3 14 40 40 20 0 0 20 C ○C.Java 46 TELOMOYO Low E4 19 50 50 50 0 0 50 L

N.Sumatra 71 SIPAHOLON-TARUTUNG Low E4 19 50 50 50 0 0 50 LBanten 42 CITAMAN - G. KARANG Low E4 8 20 20 20 0 0 20 LAceh 2 LHO PRIA LAOT NE 3 0 NAceh 4 G. GEUREUDONG NE 11 0 NAceh 5 G. KEMBAR NE 59 0 N

N.Sumatra 6 G. SINABUNG NE 38 0 NN.Sumatra 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA NE 18 0 NN.Sumatra 12 SIMBOLON - SAMOSIR NE 3 0 N

Jambi 16 SUNGAI TENANG NE 83 0 NJambi 18 SUNGAI BETUNG NE 32 0 NJambi 19 AIR DIKIT NE 35 0 NJambi 20 G. KACA NE 29 0 N

Bengkulu 23 BUKIT DAUN NE 14 0 NS.Sumatra 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT NE 25 0 N

Banten 41 BATUKUWUNG NE 6 0 NBanten 43 G. ENDUT NE 13 0 NC.Java 45 MANGUNAN NE 19 0 NC.Java 48 G. SLAMET NE 20 0 NE.Java 49 G. ARJUNO - WELIRANG NE 3 0 N

E.Nusa Tenggara 59 ILI LABALEKEN NE 15 0 NC.Sulawesi 64 BORA NE 16 0 NS.Sulawesi 66 BITUANG NE 4 0 N

SE.Sulawesi 67 LAINEA NE 53 0 NN.Maluku 68 TONGA WAYANA NE 37 0 N

E.Java 72 IYANG ARGOPURO NE 26 0 NTOTAL 11,405 9,635 9,076 857 1,847 6,373

* Reservoir Existing Possibility: 1 : Confirmed by well(s) 2 : Infered mainly by geothermometer3 : Infered by some geoscientific data

Low : Low possibility or low temp. NE : Not enough data for evaluation

** No.63 TOMPASO: Reservoir possibility in TOMPASO is 2.

*** Economy: Classification of Project IRR E1 E2 E3 E4

****Development Priority A Existing Power Plant or Existing Expansion/Development PlanB High Possibility of Existing Geothermal ReservoirC Medium Possibility of Existing Geothermal ReservoirL Low Possibility of Existing Geothermal ReservoirN Not Enough Data for Evaluation

Expansionand

ExistingDevelopment Plan

Field Name(underline: Existing W/A)

Development

Priority****

Economy***

Expansionand

ExistingDevelopme

nt Plan

PossibleAdd./NewCapacity

(MW)

SmallScale

Develop.

ResoucePotential

(MW)

Limitedby

demand(MW)

T/LLength

km

ReservoirExistencePossibility

*

RegionInstalledCapacity

(MW)

Limited byNational

Park (MW)No

要旨-12

Table 2 Geothermal Development Master Plan (Practical Case)

TotalExisting 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 (MW)

N.Sumatra 8 SARULA A 300 110 110 110 630N.Sumatra 9 SIBUAL BUALI ALampung 27 ULUBELU A 110 110 110 110 440W.Java 32 KAMOJANG A 140 60 60 60 320W.Java 33 G. SALAK A 380 60 60 500W.Java 34 DARAJAT A 145 110 75 330W.Java 36 G. PATUHA A 60 60 110 110 160 500W.Java 37 G. WAYANG - WINDU A 110 110 110 70 400W.Java 38 G. KARAHA A 30 55 110 110 305W.Java 39 G. TELAGABODAS A 55 40 95C.Java 44 DIENG A 60 60 60 110 110 400

N.Sulawesi 61 LAHENDONG A 20 20 20 20 40 25 30 55 110 340N.Sulawesi 63 TOMPASO A

Bali 52 BEDUGUL A 10 55 55 55 175N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK A 2 8 30 40

E.Nusa Tenggara 55 ULUMBU A 6 10 10 10 36E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO A 2.5 8 10 20

Jambi 17 SUNGAI PENUH A 55 110 110 80 355S.Sumatra 25 LUMUT BALAI A 110 110 110 110 180 620Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS A 110 220 220 60 610Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH A 220 80 300

N.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU A 40 55 45 140Jambi 15 LEMPUR / KERINCI B T 20 20

W.Sumatra 13 MUARALABUH B T 55 55 55 75 240Lampung 28 SUOH ANTATAI B T 110 110 110 330W.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME B T 55 55 70 180C.Java 47 UNGARAN B T 55 55 70 180

Lampung 29 G. SEKINCAU B T 30 30 60E.Java 50 WILIS / NGEBEL B T 55 65 120

N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA B T 55 45 100E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA B T 10 10 20

Aceh 3 SEULAWAH AGAM C T 55 55 55 110 275Lampung 30 RAJABASA C T 40 40 40 120Lampung 31 WAI RATAI C T 40 40 40 120

S.Sumatra 24 MARGA BAYUR C T 55 55 60 170C.Sulawesi 65 MERANA C T 40 40 60 60 200Golontaro 73 SUWAWA-GORONTALO C T 10 20 25 55

Aceh 1 IBOIH - JABOI C T 10 10W.Sumatra 14 G. TALANG C T 30 30

W.Java 40 TANGKUBANPERAHU C T 20 20E.Java 51 IJEN C T 20 20 40

W.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA C T 30 30E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO C T 10 10E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA C T 10 10 20E.Nusa Tenggara 60 ATADEI C T 10 10

Maluku 69 TULEHU C T 20 20N.Maluku 70 JAILOLO C T 20 20

C.Java 46 TELOMOYO L T 50 50N.Sumatra 71 SIPAHOLON-TARUTUNG L T 20 30 50

Banten 42 CITAMAN - G. KARANG L T 20 20Aceh 2 LHO PRIA LAOT NAceh 4 G. GEUREUDONG NAceh 5 G. KEMBAR N

N.Sumatra 6 G. SINABUNG NN.Sumatra 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA NN.Sumatra 12 SIMBOLON - SAMOSIR N


Bengkulu 23 BUKIT DAUN N T 424 424S.Sumatra 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT N

Banten 41 BATUKUWUNG NBanten 43 G. ENDUT NC.Java 45 MANGUNAN NC.Java 48 G. SLAMET NE.Java 49 G. ARJUNO - WELIRANG NE.Java 72 IYANG ARGOPURO N

E.Nusa Tenggara 59 ILI LABALEKEN NC.Sulawesi 64 BORA NS.Sulawesi 66 BITUANG NS.Sulawesi 67 LAINEA NN.Maluku 68 TONGA WAYANA N

857 31 300 6 20 320 440 0 425 10 525 778 250 1,095 795 735 605 780 360 1,169 9,500 857 888 1,188 1,194 1,214 1,534 1,974 1,974 2,399 2,409 2,934 3,711 3,961 5,056 5,851 6,586 7,191 7,971 8,331 9,500 9,500

8,433 8,974 9,691 10,478 11,194 12,095 13,040 13,996 15,135 16,140 17,358 18,631 19,975 21,335 22,568 24,135 25,803 27,584 29,4862,000 3,442 4,600 6,000 9,500

813 1,469 1,667 149 0

Red Font : exisiting geothermal development plan Preliminary Study (Surface Survey by Government) T Tendering Exploration Stage Exploitation Stage Blue Font Existing Working Area of PERTAMINA


DevelopmentRank


Milestone of the Road Map (MW)Shortage (MW)

Region No Field name

要旨-13

Table 3 Geothermal Development Master Plan in Each Region (1)

SumatraExisting 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Total(MW)

N.Sumatra 8 SARULA A 300 110 110 110 630N.Sumatra 9 SIBUAL BUALI ALampung 27 ULUBELU A 110 110 110 110 440

N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK A 2 8 30 40Jambi 17 SUNGAI PENUH A 55 110 110 80 355

S.Sumatra 25 LUMUT BALAI A 110 110 110 110 180 620Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS A 110 220 220 60 610Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH A 220 80 300

Jambi 15 LEMPUR / KERINCI B T 20 20W.Sumatra 13 MUARALABUH B T 55 55 55 75 240Lampung 28 SUOH ANTATAI B T 110 110 110 330Lampung 29 G. SEKINCAU B T 30 30 60

N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA B T 55 45 100Aceh 3 SEULAWAH AGAM C T 55 55 55 110 275

Lampung 30 RAJABASA C T 40 40 40 120Lampung 31 WAI RATAI C T 40 40 40 120

S.Sumatra 24 MARGA BAYUR C T 55 55 60 170Aceh 1 IBOIH - JABOI C T 10 10

W.Sumatra 14 G. TALANG C T 30 30N.Sumatra 71 SIPAHOLON-TARUTUNG L T 20 30 50

Aceh 2 LHO PRIA LAOT NAceh 4 G. GEUREUDONG NAceh 5 G. KEMBAR N

N.Sumatra 6 G. SINABUNG NN.Sumatra 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA NN.Sumatra 12 SIMBOLON - SAMOSIR N T 200 200


Bengkulu 23 BUKIT DAUN NS.Sumatra 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT N

2 8 220 320 385 140 480 30 510 550 355 385 595 290 450 2 10 10 10 10 230 550 550 935 935 1075 1555 1585 2095 2645 3000 3385 3980 4270 4720 4720

1159.6 1234.4 1336 1425.6 3634.8 3754.8 3859.6 4002 4158.8 4318 4488.4 4662.4 4848 5005.2 5198.4 5418.8 5653.2 5903.6 6170.4

Java-BaliW.Java 32 KAMOJANG A 140 60 60 60 320W.Java 33 G. SALAK A 380 60 60 500W.Java 34 DARAJAT A 145 110 75 330W.Java 36 G. PATUHA A 60 60 110 110 160 500W.Java 37 G. WAYANG - WINDU A 110 110 110 70 400W.Java 38 G. KARAHA A 30 55 110 110 305W.Java 39 G. TELAGABODAS A 55 40 95C.Java 44 DIENG A 60 60 60 110 110 400

Bali 52 BEDUGUL A 10 55 55 55 175W.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME B T 55 55 70 180C.Java 47 UNGARAN B T 55 55 70 180E.Java 50 WILIS / NGEBEL B T 55 65 120W.Java 40 TANGKUBANPERAHU C T 20 20E.Java 51 IJEN C T 20 20 40C.Java 46 TELOMOYO L T 50 50Banten 42 CITAMAN - G. KARANG L T 20 20Banten 41 BATUKUWUNG NBanten 43 G. ENDUT NC.Java 45 MANGUNAN N T 200 200C.Java 48 G. SLAMET NE.Java 49 G. ARJUNO - WELIRANG NE.Java 72 IYANG ARGOPURO N

835 280 60 120 10 375 240 100 465 245 235 220 110 540 835 835 1115 1115 1115 1175 1295 1295 1295 1305 1680 1920 2020 2485 2730 2965 3185 3295 3295 3835 3835

6803.2 7236 7810 8460.8 6925.2 7657.2 8444.8 9204.8 10130 10903.6 11882.8 12907.6 13986 15107.2 16054.4 17300.8 18626 20037.2 21542.8Red Font : exisiting geothermal development plan


Region No Field name DevelopmentRank



TOTAL (MW)

要旨-14

Table 3 Geothermal Development Master Plan in Each Region (2)

West Nusa TenggaraW.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA C T 30 30

0 30 0 30 30 30 30 30 30 30 30 30

58.4 64.8 71.6 79.2 87.2 95.6 104.8 114 124 132.4 141.2 150.4 160.8 170.4 180.4 190.8 202 214 227.2

East Nusa TenggaraE.Nusa Tenggara 55 ULUMBU A 6 10 10 10 36E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO A 2.5 8 10 20E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA B T 10 10 20E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO C T 10 10E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA C T 10 10 20E.Nusa Tenggara 60 ATADEI C T 10 10E.Nusa Tenggara 59 ILI LABALEKEN N

0 3 6 10 18 40 10 10 20 0 3 3 9 9 9 9 9 9 9 19 36 76 76 76 86 86 86 96 116 116

32.6 35.92 39.64 43.72 47.8 52.32 57.28 62.16 67.52 70.68 74.08 77.72 81.6 85.76 92.36 99.56 107.4 115.96 125.36

North SulawesiN.Sulawesi 61 LAHENDONG A 20 20 20 20 40 25 30 55 110 340N.Sulawesi 63 TOMPASO AN.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU A 40 55 45 140Golontaro 73 SUWAWA-GORONTALO C T 10 20 25 55

20 20 20 20 40 40 10 80 75 75 135 20 40 60 60 80 120 120 120 160 160 160 160 170 250 250 325 325 400 400 535 535

101.2 107.2 116 126 134.8 147.2 161.2 174 188 208 230.8 256 284 314.8 349.2 388 431.2 480 534.4

Centaral, South and Southeast SulawesiC.Sulawesi 65 MERANA C T 40 40 60 60 200C.Sulawesi 64 BORA NS.Sulawesi 66 BITUANG N T 24 24

SE.Sulawesi 67 LAINEA N 0 40 40 60 60 24 0 40 40 80 80 140 140 140 200 224 224

252 268.8 289.6 312 332.8 354.8 378 402.4 428.4 466.4 497.2 530.4 565.2 599.2 636.8 676.8 719.2 764.4 812.4

Maluku and North MalukuMaluku 69 TULEHU C T 20 20

N.Maluku 70 JAILOLO C T 20 20N.Maluku 68 TONGA WAYANA N

0 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 40 40 40 40 40 40 40 40 40

25.6 26.8 28.4 30.4 31.6 33.2 34.8 36.4 38 40.8 43.6 46.4 49.6 52.8 56.4 60.4 64.4 68.8 73.6Red Font : exisiting geothermal development plan

TOTAL (MW) 857 31 300 6 20 320 440 0 425 10 525 778 250 1,095 795 735 605 780 360 1,169 9,500 857 888 1,188 1,194 1,214 1,534 1,974 1,974 2,399 2,409 2,934 3,711 3,961 5,056 5,851 6,586 7,191 7,971 8,331 9,500 9,500

8,433 8,974 9,691 10,478 11,194 12,095 13,040 13,996 15,135 16,140 17,358 18,631 19,975 21,335 22,568 24,135 25,803 27,584 29,486

2,000 3,442 4,600 6,000 9,500

813 1,469 1,667 149 0




Minimum Demand (MW)


Minimum Demand (MW)





TOTAL (MW)

Shortage (MW)Milestone of the Road Map (MW)

要旨-15

1 N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK ○ Pertamina Pertamina2 N.Sumatra 8 SARULA ○ PLN MEDCO/C.ITHO3 N.Sumatra 9 SIBUAL BUALI ○ PLN MEDCO/C.ITHO4 Jambi 17 SUNGAI PENUH ○ Pertamina Pertamina5 Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS ○ Pertamina Pertamina6 Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH ○ Pertamina Pertamina7 S.Sumatra 25 LUMUT BALAI ○ Pertamina Pertamina8 Lampung 27 ULUBELU ○ Pertamina Pertamina9 W.Java 32 KAMOJANG ○ Pertamina Pertamina

10 W.Java 33 G. SALAK ○ Pertamina Cheveron11 W.Java 34 DARAJAT ○ Pertamina Amoseas12 W.Java 36 G. PATUHA ○ Pertamina Geo Dipa13 W.Java 37 G. WAYANG - WINDU ○ Pertamina MNL14 W.Java 38 G. KARAHA ○ Pertamina KBC15 W.Java 39 G. TELAGABODAS ○ Pertamina16 C.Java 44 DIENG ○ Pertamina Geo Dipa17 Bali 52 BEDUGUL ○ Pertamina Bali Energy18 E.Nusa Tenggara 55 ULUMBU ○ PLN MEMR19 E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO ○ PLN MEMR20 N.Sulawesi 61 LAHENDONG ○ Pertamina Pertamina21 N.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU ○ Pertamina Pertamina22 N.Sulawesi 63 TOMPASO ○ Pertamina Pertamina

WKP Concession DeveloperRegion No Field name

1 Jambi 15 LEMPUR / KERINCI B2 W.Sumatra 13 MUARALABUH B3 Lampung 28 SUOH ANTATAI B4 W.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME B5 C.Java 47 UNGARAN B6 Lampung 29 G. SEKINCAU B7 E.Java 50 WILIS / NGEBEL B8 N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA B9 E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA B

10 Aceh 3 SEULAWAH AGAM C11 Lampung 30 RAJABASA C12 Lampung 31 WAI RATAI C13 S.Sumatra 24 MARGA BAYUR C14 C.Sulawesi 65 MERANA C15 Golontaro 73 SUWAWA-GOLONTALO C16 Aceh 1 IBOIH - JABOI C17 W.Sumatra 14 G. TALANG C18 W.Java 40 TANGKUBANPERAHU C19 E.Java 51 IJEN C20 W.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA C21 E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO C22 E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA C23 E.Nusa Tenggara 60 ATADEI C24 Maluku 69 TULEHU C25 N.Maluku 70 JAILOLO C

Region No Field name Rank

Table 4 Fields to be promoted urgently by providing economic incentives (Rank A Fields)

Table 5 Fields to be promoted urgently by governmental survey (Rank B and Rank C fields)

要旨-16

1 E.Nusa Tenggara 55 ULUMBU Rank A

2 E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO Rank A

3 E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA Rank B

4 Aceh 1 IBOIH - JABOI Rank C

5 W.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA Rank C

6 E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO Rank C

7 E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA Rank C

8 E.Nusa Tenggara 60 ATADEI Rank C

9 Maluku 69 TULEHU Rank C

10 N.Maluku 70 JAILOLO Rank C

Region No Field name Ｒｅｍａｒｋｓ

Table 6 Fields to be promoted by government from the viewpoint of rural electrification

1

インドネシア国地熱発電開発マスタープラン調査

ファイナルレポート

報告書目次

結論と提言････････････････････････････････････････････････････････････････ i

要旨･････････････････････････････････････････････････････････････････要旨-1

インドネシア国全土図

報告書目次･･････････････････････････････････････････････････････････････････ 1

略語･････････････････････････････････････････････････････････････････････ 19

単位･････････････････････････････････････････････････････････････････････ 21

第１章序論･･････････････････････････････････････････････････････････････ 1-1

１.１調査目的･････････････････････････････････････････････････････････････ 1-1

１.２調査地域･････････････････････････････････････････････････････････････ 1-1

１.３調査の背景･･･････････････････････････････････････････････････････････ 1-1

１.３.１電力事情と地熱エネルギーの位置づけ･･･････････････････････････････ 1-1

１.３.２地熱資源の賦存状況と地熱開発の現状･･･････････････････････････････ 1-1

１.３.３多目的地熱エネルギーの現状･･･････････････････････････････････････ 1-2

１.３.４我が国からの地熱開発支援の現状･･･････････････････････････････････ 1-3

１.３.５地熱資源開発のための課題･････････････････････････････････････････ 1-3

１.４本調査の基本方針･････････････････････････････････････････････････････ 1-3

第２章調査概要とプロセス･･････････････････････････････････････････････ 2-1

２.１調査団の活動および調査方法･･･････････････････････････････････････････ 2-1

２.１.１データ・情報収集･････････････････････････････････････････････････ 2-1

２.１.２全国地熱資源調査･････････････････････････････････････････････････ 2-1

２.１.３電力セクター調査･････････････････････････････････････････････････ 2-2

２.１.４自然・社会環境調査･･･････････････････････････････････････････････ 2-2

２.１.５マスタープラン策定･･･････････････････････････････････････････････ 2-3

２.１.６地熱発電開発促進のための政策検討･････････････････････････････････ 2-5

２.２調査要員･････････････････････････････････････････････････････････････ 2-5

２.３カウンターパートおよび関連機関･･･････････････････････････････････････ 2-5

２.３.１カウンターパートおよび関係者･････････････････････････････････････ 2-5

２.３.２関連機関および関係者･････････････････････････････････････････････ 2-5

２.４技術移転･････････････････････････････････････････････････････････････ 2-6

２.５ワークショップ等の開催･･･････････････････････････････････････････････ 2-8

2

第３章インドネシアのエネルギー事情と地熱開発の現状････････････････ 3-1

３.１インドネシアの経済・エネルギー事情･･･････････････････････････････････ 3-1

３.１.１インドネシア経済概況･････････････････････････････････････････････ 3-1

３.１.２インドネシアのエネルギー事情･････････････････････････････････････ 3-4

３.２地熱開発と開発促進政策の現状･････････････････････････････････････････ 3-5

３.２.１地熱開発の現状と最近の動向･･･････････････････････････････････････ 3-6

３.２.２「国家エネルギー計画（National Energy Policy: NEP）」の策定･･････････ 3-7

３.２.３「国家エネルギー政策に関する大統領令（2006 年第 5 号）」の発

布････････････････････････････････････････････････････････････ 3-8

３.２.４「地熱エネルギー法」の制定･･･････････････････････････････････････ 3-9

３.２.５「地熱開発目標」と「地熱開発 Road Map」の策定･･･････････････････ 3-10

３.２.６エネルギー鉱物資源省における機構改革････････････････････････････ 3-10

３.２.７電力セクター改革の現状･･････････････････････････････････････････ 3-11

３.２.８電力分野への民間投資政策の現状･･････････････････････････････････ 3-12

３.２.９インドネシアの投資環境･･････････････････････････････････････････ 3-13

第４章全国地熱資源調査････････････････････････････････････････････････ 4-1

４.１ 73 地熱地域の予備的評価と補足資源調査地域の選定･･･････････････････････ 4-1

４.１.１地熱資源の予備的評価結果･････････････････････････････････････････ 4-1

４.１.２補足資源調査地域の選定（補足地質・地化学調査）･･････････････････ 4-10

４.２補足地質調査結果････････････････････････････････････････････････････ 4-12

４.２.１調査方法･･･････････････････････････････････････････････････････ 4-12

４.２.２調査結果･･･････････････････････････････････････････････････････ 4-13

４.３補足地化学調査結果･･････････････････････････････････････････････････ 4-16

４.３.１調査方法･･･････････････････････････････････････････････････････ 4-16

４.３.２調査結果･･･････････････････････････････････････････････････････ 4-17

４.３.３データ解析･････････････････････････････････････････････････････ 4-17

４.４補足物理探査結果････････････････････････････････････････････････････ 4-19

４.４.１対象地域の選定･･････････････････････････････････････････････････ 4-19

４.４.２データ取得・解析方法の概要･･････････････････････････････････････ 4-19

４.４.３ Sokoria 地域調査結果･････････････････････････････････････････････ 4-28

４.４.４ Kotamobagu 地域調査結果･････････････････････････････････････････ 4-35

４.５各地域の資源特性と地熱系モデル･･････････････････････････････････････ 4-40

４.５.１検討方法･･･････････････････････････････････････････････････････ 4-40

４.５.２地熱構造要素の集約･･････････････････････････････････････････････ 4-42

４.６地熱資源データベース････････････････････････････････････････････････ 4-42

４.６.１データベースの設計と構築方針････････････････････････････････････ 4-42

４.６.２データベースの拡張・更新････････････････････････････････････････ 4-42

3

４.７資源量の推定と簡易経済性評価････････････････････････････････････････ 4-43

４.７.１資源量の推定（容積法）･･････････････････････････････････････････ 4-43

４.７.２簡易経済性評価･･････････････････････････････････････････････････ 4-43

４.８資源評価にもとづく開発有望地域の抽出････････････････････････････････ 4-43

４.８.１検討方法･･･････････････････････････････････････････････････････ 4-43

４.８.２検討結果･･･････････････････････････････････････････････････････ 4-44

第５章電力セクター調査････････････････････････････････････････････････ 5-1

５.１地熱開発計画に係る電力需給想定･･･････････････････････････････････････ 5-1

５.１.１電力需給の現状･･･････････････････････････････････････････････････ 5-1

５.１.２今後の電力需要見通し･････････････････････････････････････････････ 5-6

５.２地熱発電所建設時に必要な送変電設備･･･････････････････････････････････ 5-9

５.２.１各系統送電線網の現状と建設計画･･･････････････････････････････････ 5-9

５.２.２地熱発電所建設時に必要な送変電設備･･････････････････････････････ 5-10

第６章自然・社会環境調査･･････････････････････････････････････････････ 6-1

６.１環境アセスメントシステム･････････････････････････････････････････････ 6-1

６.２環境関連法･･･････････････････････････････････････････････････････････ 6-2

６.２.１大気質･････････････････････････････････････････････････････････ 6-2

６.２.２水質･････････････････････････････････････････････････････････ 6-2

６.２.３騒音･････････････････････････････････････････････････････････ 6-3

６.２.４環境影響評価の対象･･･････････････････････････････････････････････ 6-4

６.３事業実施による環境影響の検討･････････････････････････････････････････ 6-5

６.３.１環境影響の予測･･･････････････････････････････････････････････････ 6-5

６.４自然･社会環境調査････････････････････････････････････････････････････ 6-9

６.４.１初期環境調査･････････････････････････････････････････････････････ 6-9

６.４.２環境影響評価････････････････････････････････････････････････････ 6-10

第７章マスタープラン策定･･････････････････････････････････････････････ 7-1

７.１地熱開発マスタープラン･･･････････････････････････････････････････････ 7-1

７.１.１マスタープラン策定のプロセス･････････････････････････････････････ 7-1

７.１.２既に開発計画が存在するか既開発で増設の計画が想定される地域･･･････ 7-2

７.１.３地熱資源評価･････････････････････････････････････････････････････ 7-3

７.１.４自然・社会環境評価（国立公園による制約）･････････････････････････ 7-4

７.１.５電力セクター評価（電力需要による制約）･･･････････････････････････ 7-5

７.１.６地熱発電開発の経済性評価･････････････････････････････････････････ 7-5

７.１.７必要な送電線距離･････････････････････････････････････････････････ 7-6

７.１.８開発優先順位と開発規模の決定･････････････････････････････････････ 7-6

７.１.９各地域での地熱開発計画･･･････････････････････････････････････････ 7-7

4

７.１.１０地熱開発マスタープラン（地熱開発シナリオ）･････････････････････ 7-8

７.１.１１地熱開発マスタープランに適合した電源開発計画･･･････････････････ 7-9

７.２地熱開発データベース････････････････････････････････････････････････ 7-12

７.２.１概要････････････････････････････････････････････････････････ 7-12

７.２.２内容････････････････････････････････････････････････････････ 7-12

７.３ CDM 事業化の可能性･････････････････････････････････････････････････ 7-13

７.３.１インドネシアにおける CDM のポテンシャル････････････････････････ 7-13

７.３.２インドネシアの地熱発電を CDM として実施するための標準的

PDD について･･･････････････････････････････････････････････････ 7-16

７.４地熱資源の多目的利用の可能性････････････････････････････････････････ 7-31

７.４.１地熱エネルギーの多目的利用･･････････････････････････････････････ 7-31

７.４.２国全体の地熱利用概況････････････････････････････････････････････ 7-33

７.４.３各地熱地点の個別地熱多目的利用プロジェクトの紹介････････････････ 7-34

７.４.４将来の可能性････････････････････････････････････････････････････ 7-35

７.４.５促進策････････････････････････････････････････････････････････ 7-36

７.４.６まとめ････････････････････････････････････････････････････････ 7-37

第８章地熱開発促進の課題と政策的支援の必要性･･･････････････････････ 8-1

８.１地熱エネルギーの意義･････････････････････････････････････････････････ 8-1

８.２地熱エネルギーの特徴と開発推進上の課題･･･････････････････････････････ 8-2

８.２.１地熱エネルギーの開発リスク･･･････････････････････････････････････ 8-2

８.２.２地熱発電の経済性モデル･･･････････････････････････････････････････ 8-3

８.２.３地熱発電の資源開発リスク評価･････････････････････････････････････ 8-4

８.２.４初期投資と経済性･････････････････････････････････････････････････ 8-7

８.３インドネシアの地熱開発の課題･････････････････････････････････････････ 8-9

８.３.１インドネシアの地熱開発の課題･････････････････････････････････････ 8-9

８.３.２電力買電価格問題････････････････････････････････････････････････ 8-10

８.４地熱開発に対する政策的支援の検討････････････････････････････････････ 8-11

８.４.１ PLN の買電価格･････････････････････････････････････････････････ 8-11

８.４.２政府の支援策････････････････････････････････････････････････････ 8-11

８.４.３蒸気売買に対する付加価値税免税の効果････････････････････････････ 8-13

８.４.４法人事業税の優遇税制の効果･･････････････････････････････････････ 8-13

８.４.５政府による促進調査の効果････････････････････････････････････････ 8-14

８.４.６開発に対する低利融資の効果･･････････････････････････････････････ 8-15

８.４.７建設に対する低利融資の効果･･････････････････････････････････････ 8-16

８.４.８建設に対する補助金の効果････････････････････････････････････････ 8-16

８.４.９国営企業の建設費に対する ODA 支援の効果････････････････････････ 8-17

８.４.１０支援政策の重畳とその効果･･････････････････････････････････････ 8-18

８.４.１１ CDM の効果･･････････････････････････････････････････････････ 8-19

5

８.４.１２掘削費上昇の影響･･････････････････････････････････････････････ 8-20

８.５まとめ･････････････････････････････････････････････････････････････ 8-20

第９章地熱開発促進のための政策提言･･････････････････････････････････ 9-1

９.１今後の地熱開発の基本的進め方･････････････････････････････････････････ 9-1

９.１.１ランクＡ地域の今後の進め方･･･････････････････････････････････････ 9-1

９.１.２ランクＢ・ランクＣ地域の今後の進め方･････････････････････････････ 9-3

９.１.３遠隔離島系統における地熱開発の今後の進め方･･･････････････････････ 9-4

９.１.４その他の地域の今後の進め方･･･････････････････････････････････････ 9-5

９.２地熱開発促進に当たっての提言･････････････････････････････････････････ 9-5

９.２.１提言１経済インセンティブの賦与･････････････････････････････････ 9-6

９.２.２提言２地熱法執行体制の整備･････････････････････････････････････ 9-8

９.２.３提言３関係者間の調整ルールの整備･･･････････････････････････････ 9-9

９.２.４提言４民間事業者の参入促進････････････････････････････････････ 9-11

９.２.５提言５政府による資源調査の推進････････････････････････････････ 9-13

９.２.６提言６地熱技術者の人材育成････････････････････････････････････ 9-14

９.２.７提言７開発費低減対策の推進････････････････････････････････････ 9-16

９.２.８提言８政策資金の確保･･････････････････････････････････････････ 9-17

９.２.９提言９高等教育機関おける人材供給体制の整備････････････････････ 9-18

９.２.１０提言１０技術の国産化推進・関連産業の育成････････････････････ 9-19

参考文献

添付資料

Project Design Document (PDD) No.13 MUARALABUH

Project Design Document (PDD) No.57 SOKORIA-MUTUBUSA

6

図表目次

＜図＞

第１章

Fig. 1.3-1 Geothermal Development Road Map ･･･････････････････････････････ 1-5

Fig. 1.4-1 Method of Executing Geothermal Development Master Plan Study････････ 1-6

第２章

Fig. 2.1-1 Flow of the Study ･･････････････････････････････････････････････ 2-9

Fig. 2.2-1 Organization of Study Team ･････････････････････････････････････ 2-10

第３章

Fig. 3.1.1-1 Growth of GDP ･･･････････････････････････････････････････････ 3-16

Fig. 3.1.1-2 Source of Growth (year of year growth rate, %) ･･････････････････････ 3-17

Fig. 3.1.1-3 Consumer Price Index Increase (year on yea) ･･･････････････････････ 3-17

Fig. 3.1.1-4 GDP by Sectors (2005) ････････････････････････････････････････ 3-18

Fig. 3.1.1-5 Exchange Rate of Rupia (to US Dollar) ･･･････････････････････････ 3-19

Fig. 3.1.1-6 Market Confidence is back (Rupia exchange rate and stock index) ･･････ 3-19

Fig. 3.1.1-7 Declining Interest Rates (Domestic bond yield curve, percent) ････････ 3-20

Fig. 3.1.1-8 Current Balance･･･････････････････････････････････････････････ 3-20

Fig. 3.1.1-9 Rising Unemployment Rate (Growth rate and unemployment rate) ･･････ 3-21

Fig. 3.2.1-1 Plant Capacity and Electricity Generation of Geothermal Energy in

Indonesia ････････････････････････････････････････････････････ 3-23

Fig. 3.2.1-2 Geothermal Energy Development Scheme in Indonesia ････････････････ 3-24

Fig. 3.2.3-1 Energy Elasticity in Main Countries (1998－2003) ･･･････････････････ 3-26

Fig. 3.2.3-2 Energy Mix Target in 2025 ･･････････････････････････････････････ 3-26

Fig. 3.2.4-1 Geothermal Development Process in Indonesia ･･････････････････････ 3-27

Fig. 3.2.6-1 Organization of Ministry of Energy and Mineral Resources(December,

2005) ･･･････････････････････････････････････････････････････ 3-29

Fig. 3.2.8-1 Power Sector Investment Scheme ･････････････････････････････････ 3-32

第４章

Fig. 4.1.1-1(1) Study Area (Sumatra) ･････････････････････････････････････････ 4-50

Fig. 4.1.1-1(2) Study Area (Java) ･････････････････････････････････････････････ 4-50

Fig. 4.1.1-1(3) Study Area (Sulawesi & Maluku) ････････････････････････････････ 4-51

Fig. 4.1.1-1(4) Study Area (Nusa Tenggara) ････････････････････････････････････ 4-51

Fig. 4.1.1-2 Regional Geology of Indonesia ･･･････････････････････････････････ 4-52

Fig. 4.1.1-3 Schematic Process for Conceptual Model Construction ････････････････ 4-54

Fig. 4.1.1-4 Flow chart of the resource evaluation ･･････････････････････････････ 4-55

7

Fig. 4.1.1-5 Flow chart of the simplified economical evaluation ･･･････････････････ 4-56

Fig. 4.1.2-1 Location of Supplementary Survey Fields･･･････････････････････････ 4-58

Fig. 4.4.2-1 Station Location Map (Sokoria MT/TDEM survey) ･･････････････････ 4-60

Fig. 4.4.2-2 Station Location Map (Kotamobagu MT/TDEM survey) ･･････････････ 4-61

Fig. 4.4.2-3 MT and TDEM layout Sketches ･････････････････････････････････ 4-63

Fig. 4.4.2-4 Conceptual illustration of 2D resistivity modeling ･･･････････････････ 4-65

Fig. 4.4.3-1 Apparent Resistivity Map at 100Hz (Sokoria field) ･･････････････････ 4-66

Fig. 4.4.3-2 Apparent Resistivity Map at 1Hz (Sokoria field) ････････････････････ 4-67

Fig. 4.4.3-3 Apparent Resistivity Map at 0.01Hz (Sokoria field) ･･････････････････ 4-68

Fig. 4.4.3-4 Location of Section Lines (Sokoria field) ･･････････････････････････ 4-69

Fig. 4.4.3-5 Resistivity Map at a depth of 200m (Sokoria field) ･･･････････････････ 4-70



Fig. 4.4.3-8 Resistivity Map at a depth of 1000m (Sokoria field) ･･････････････････ 4-73




Fig. 4.4.3-12 Resistivity Section Map along line-AA (Sokoria field) ････････････････ 4-77

Fig. 4.4.3-13 Resistivity Section Map along line-BB (Sokoria field) ････････････････ 4-77

Fig. 4.4.3-14 Resistivity Section Map along line-CC (Sokoria field) ････････････････ 4-78

Fig. 4.4.3-15 Resistivity Section Map along line-DD (Sokoria field) ････････････････ 4-78

Fig. 4.4.3-16 Resistivity Section Map along line-EE (Sokoria field) ････････････････ 4-79

Fig. 4.4.3-17 Resistivity Section Map along line-FF (Sokoria field) ････････････････ 4-79

Fig. 4.4.3-18 Conceptual Model of Low Resistivity Zone in Geothermal Field ････････ 4-80

Fig. 4.4.3-19 Conceptual Model of Resistivity Structure in and around Geothermal

Reservoir ･･･････････････････････････････････････････････････ 4-80

Fig. 4.4.3-20 Synthetic Resistivity Structure Map in the Sokoria geothermal field ･････ 4-81

Fig. 4.4.4-1 Apparent Resistivity Map at 100Hz (Kotamobagu field) ･･････････････ 4-82

Fig. 4.4.4-2 Apparent Resistivity Map at 1Hz (Kotamobagu field) ････････････････ 4-83

Fig. 4.4.4-3 Apparent Resistivity Map at 0.1Hz (Kotamobagu field) ･･･････････････ 4-84

Fig. 4.4.4-4 Location of Section Lines (Kotamogabu field) ･･････････････････････ 4-85

Fig. 4.4.4-5 Resistivity Map at a depth of 200m (Kotamobagu field) ･･････････････ 4-86



Fig. 4.4.4-8 Resistivity Map at a depth of 1000m (Kotamobagu field) ･････････････ 4-89




Fig. 4.4.4-12 Resistivity Section Map along line-A (Kotamobagu field) ･････････････ 4-93

8

Fig. 4.4.4-13 Resistivity Section Map along line-B (Kotamobagu field) ･････････････ 4-93

Fig. 4.4.4-14 Resistivity Section Map along line-C (Kotamobagu field) ･････････････ 4-94

Fig. 4.4.4-15 Resistivity Section Map along line-D (Kotamobagu field) ･････････････ 4-94

Fig. 4.4.4-16 Resistivity Section Map along line-E (Kotamobagu field) ･････････････ 4-95

Fig. 4.4.4-17 Resistivity Section Map along line-F (Kotamobagu field) ･････････････ 4-95

Fig. 4.4.4-18 Resistivity Section Map along line-G (Kotamobagu field) ･････････････ 4-96

Fig. 4.4.4-19 Synthetic Resistivity Structure Map in the Kotamobagu geothermal field

････････････････････････････････････････････････････････････ 4-97

Fig. 4.6.2-1 Login Menu of Geothermal Resource Databese ･･････････････････････ 4-98

Fig. 4.6.2-2 Main Menu of Geothermal Resource Databese･･･････････････････････ 4-98

Fig. 4.6.2-3 Window for Geophysics of Geothermal Resource Databese･････････････ 4-99

Fig. 4.6.2-4 Window for Geology of Geothermal Resource Databese ･･･････････････ 4-99

Fig. 4.6.2-5 Window for Geochemistry of Geothermal Resource Databese･･････････ 4-100

Fig. 4.6.2-6 Window for Drilling Information of Geothermal Resource Databese･････ 4-100

Fig. 4.6.2-7 Added Function by JICA Team for Drilling Information ･････････････ 4-101

Fig. 4.6.2-8 Added Function by JICA Team for Geothermal Resource Evaluation ････ 4-101

第５章

Fig. 5.1.1-1 Installed Power Plant Capacity (2004) ････････････････････････････ 5-12

Fig. 5.1.1-2 Energy Demand by Type of Customers (2004) ･･････････････････････ 5-12

Fig. 5.1.2-1 Projection of Electric Power Demand (All Indonesia) ････････････････ 5-14

Fig. 5.2.1-1 Power System in Sumatra ･･･････････････････････････････････････ 5-17

Fig. 5.2.1-2 Java-Bali Power System ････････････････････････････････････････ 5-17

Fig. 5.2.2-1 Power System Planning in Nanggroe AcheDarussalam (NAD) ･････････ 5-19

Fig. 5.2.2-2 Power System Planning in North Sumatra ･･････････････････････････ 5-19

Fig. 5.2.2-3 Power System Planning in West Sumatra ･･･････････････････････････ 5-20

Fig. 5.2.2-4 Power System Planning in Riau ･･････････････････････････････････ 5-20

Fig. 5.2.2-5 Power System Planning in Jambi ･････････････････････････････････ 5-21

Fig. 5.2.2-6 Power System Planning in South Sumatra ･･････････････････････････ 5-21

Fig. 5.2.2-7 Power System Planning in Bengkulu ･･････････････････････････････ 5-22

Fig. 5.2.2-8 Power System Planning in Lampung･･･････････････････････････････ 5-22

Fig. 5.2.2-9 Power System in Jakarta & Banten (Region-Ⅰ)･･････････････････････ 5-23

Fig. 5.2.2-10 Power System in West Java (Region-Ⅱ)････････････････････････････ 5-23

Fig. 5.2.2-11 Power System in Central Java & Daerah Istimewa Yogyakarta (DIY)

(Region-Ⅲ) ･･････････････････････････････････････････････････ 5-24

Fig. 5.2.2-12 Power System in West Java (Region-Ⅳ)････････････････････････････ 5-24

Fig. 5.2.2-13 Power System in Bali ･･････････････････････････････････････････ 5-25

Fig. 5.2.2-14 Minahasa Power System in Northeast Sulawesi ･･････････････････････ 5-25

Fig. 5.2.2-15 Single Line diagram in Southwest Sulawesi ･････････････････････････ 5-26

9

第７章

Fig. 7.1.1-1 Methodological Flow for Formation of Master Plan for Geothermal

Development ･････････････････････････････････････････････････ 7-38

Fig. 7.1.3-1 Map Showing the Resource Potential in Promising Geothermal Fields ････ 7-43

Fig. 7.1.5-1 Map Showing the Possible Development/Expansion Capacity in

Promising Geothermal Fields ････････････････････････････････････ 7-52

Fig. 7.1.10-1 Histogram for Geothermal Development Master Plan ････････････････ 7-101

Fig. 7.1.10-2 Histogram for Development Capacity in Each Region ････････････････ 7-102

Fig. 7.1.10-3 Histogram for Development Capacity in Each Region

(Practical Case: Sumatra and Java-Bali) ･･･････････････････････････ 7-103

Fig. 7.1.10-3 Histogram for Development Capacity in Each Region

(Practical Case: Nusa Tenggara, Sulawesi and Maluku) ･･･････････････ 7-104

Fig. 7.1.11-1 Power Plant Development Plan by RUKN ･･････････････････････････7-111

Fig. 7.1.11-2 Energy Mix in Electricity Production in 2004･･･････････････････････ 7-112

Fig. 7.1.11-3 Energy Mix in Electricity Production in 2025 by RUKN ･･････････････ 7-112

Fig. 7.1.11-4 Selling Price of Electricity from various Model Power Plants ･･････････ 7-114

Fig. 7.1.11-5 The Role of Power Plant and Composition in Java-Bali System･････････ 7-115

Fig. 7.1.11-6 The Role of Power Plant and Composition in Small-Scale System

(Minahasa System Example) ･･･････････････････････････････････ 7-116

Fig. 7.1.11-7 Power Plant Development Plan by Geothermal Development Scenario･･･ 7-119

Fig. 7.1.11-8 Power Plant Development Plan by RUKN (Fig 7.1.11-1 re-posted) ･････ 7-119

Fig. 7.1.11-9 Energy Mix in Electricity Production in 2025 by Geothermal

Development Scenario･････････････････････････････････････････ 7-120

Fig. 7.1.11-10 Energy Mix in Electricity Production in 2025 by RUKN

(Fig. 7.1.11-3 re-posted) ･･････････････････････････････････････ 7-120

Fig.7.2.2-1 Log-in View of Indonesia Geothermal Development Database ･････････ 7-128

Fig.7.2.2-2 Main menu of Indonesia Geothermal Development Database ･･････････ 7-128

Fig.7.2.2-3 General Information of Geothermal Power Development in Indonesia ･･･ 7-129

Fig.7.2.2-4 General Information of Geothermal Resources in Indonesia ･･･････････ 7-129

Fig.7.2.2-5 General Information of Social/Environment in Indonesia･･････････････ 7-130

Fig.7.2.2-6 General Information of Transmission Line in Indonesia･･･････････････ 7-130

Fig.7.2.2-7 Prospective Geothermal Fields in Sumatera Inland･･･････････････････ 7-131

Fig.7.2.2-8 General Information of Individual Field in Sumatera Island ･･･････････ 7-131

Fig.7.2.2-9 Geothermal Resources Information of Individual Field ･･･････････････ 7-132

Fig. 7.2.2-10 Geothermal Structure, Geochemistry, Well and Geothermal Resources

Information of Individual Field ･･････････････････････････････････ 7-132

Fig.7.2.2-11 Social/Environmental Information of Individual Field ････････････････ 7-133

Fig. 7.2.2-12 Transmission Line Information of Individual Field･･･････････････････ 7-133

10

Fig. 7.3-1 CO2 Emission by Steam Production ･･･････････････････････････････ 7-13

Fig. 7.3.1-1 Profit by CER’s Sales ･･････････････････････････････････････････ 7-16

Fig. 7.3.2-1 CER’s Price ･･････････････････････････････････････････････････ 7-16

Fig. 7.3.2-2 CO2 Emission by Steam Production ･･･････････････････････････････ 7-29

Fig. 7.4.1-1 Various Multipurpose Utilization of Geothermal Energy ･･････････････ 7-135

Fig. 7.4.1-2 Traditional Bathing with Geothermal Hot Water･････････････････････ 7-137

Fig. 7.4.1-3 Hot Water Swimming Pool in Cipanas ････････････････････････････ 7-137

Fig. 7.4.1-4 Geothermal Direct Use for Agriculture ････････････････････････････ 7-138

Fig. 7.4.1-5 Geothermal Direct Use for Large Catfishes Growing in Lampung･･･････ 7-138

Fig. 7.4.1-6 Geothermal Direct Use for Space Heating in Patuha Geothermal Field ･･･ 7-139

Fig. 7.4.3-1 Schematic Diagram of Mushroom Growing Direct Use in Kamojang

Geothermal Field･････････････････････････････････････････････ 7-142

Fig. 7.4.3-2 Direct Use Facility for Mushroom Growing in Kamojang ･････････････ 7-142

Fig. 7.4.3-3 Schematic Diagram of Palm Wine Production in Lahendong ･･･････････ 7-143

Fig. 7.4.3-4 Direct Use for Palm Wine Production in Lahendong ･････････････････ 7-143

Fig. 7.4.3-5 Schematic Diagram of Direct Use for Copra Production in Way Ratai

Geothermal Field･････････････････････････････････････････････ 7-144

Fig. 7.4.4-1 Direct Use Facility for Copra Production ･･････････････････････････ 7-144

Fig. 7.4.4-2 Wayang Windu Geothermal Power Plant Located in Tea Plantation･･････ 7-145

第８章

Fig. 8.1-1 Capacity Factor Comparison ･････････････････････････････････････ 8-23

Fig. 8.1-2 Example of Plant Factor in Hacchoubaru Geothermal Power Plant ･･･････ 8-24

Fig. 8.1-3 International Oil Price Increase ･･････････････････････････････････ 8-25

Fig. 8.1-4 Depreciation of Exchange Rate of each Currency during 1995-2004 ･･････ 8-25

Fig. 8.1-5 Frequency of abnormal heavy rain and abnormal draught appearance

(1998 - 2004) ････････････････････････････････････････････････ 8-26

Fig. 8.1-6 Sulfur Dioxide Emission Comparison in Electric Power Generation ･･････ 8-26

Fig. 8.1-7 Nitrogen Oxide Emission Comparison in Electric Power Generation･･････ 8-27

Fig. 8.1-8 Carbon Dioxide Emission Comparison in Electric Power Generation ･････ 8-27

Fig. 8.1-9 Geothermal Contribution to Local Host Community ･･････････････････ 8-28

Fig. 8.2.2-1 Well Depth Distribution of Geothermal Power Plant in Indonesia ････････ 8-28

Fig. 8.2.2-2 Lead Time for Developing 55MW Model Geothermal Plant ････････････ 8-31

Fig. 8.2.2-3 Development Process of 55MW Model Geothermal Plant ･･････････････ 8-31

Fig. 8.2.3-1 Depth of Production Wells at Geothermal Power Plants in Japan･････････ 8-32

Fig. 8.2.3-2 Effect of Drilling Cost on Project IRR ･････････････････････････････ 8-32

Fig. 8.2.3-3 Average Power Output of Wells at Geothermal Power Plants in Japan･････ 8-33

Fig. 8.2.3-4 Effect of Productivity of Wells on Project IRR ･･･････････････････････ 8-33

Fig. 8.2.3-5 Effect of Water Steam Ratio on Project IRR ･････････････････････････ 8-34

11

Fig. 8.2.3-6 Effect of Capacity Factor on Project IRR ･･･････････････････････････ 8-34

Fig. 8.2.3-7 IRR Distribution of Model Project (Selling price = 8.7￠/kWh) ････････ 8-35

Fig. 8.2.3-8 Risk Mitigation by Improvement of Accuracy (Governmental

Preliminary Survey) ･･･････････････････････････････････････････ 8-35

Fig. 8.2.3-9 Risk Mitigation by Portfolio Effect (Multi-fields Development Effect) ･･･ 8-35

Fig. 8.2.4-1 Generation Cost of Geothermal Power Plant･････････････････････････ 8-36

Fig. 8.2.4-2 Cost Structure of Geothermal Power Plant ･･････････････････････････ 8-36

Fig. 8.2.4-3 Generation Cost of Coal Power Plant ･･････････････････････････････ 8-37

Fig. 8.2.4-4 Cost Structure of Coal Power Plant････････････････････････････････ 8-37

Fig. 8.2.4-5 Structure of Generation Cost and Selling Price･･･････････････････････ 8-38

Fig. 8.2.4-6 Selling Price and Project IRR in Geothermal Power Plant ･･････････････ 8-39

Fig. 8.2.4-7 Selling Price and Project IRR in Geothermal and Coal Power Plant･･･････ 8-39

Fig. 8.2.4-8 Factors for Selling Price Increase in Geothermal Power Plant Case･･･････ 8-40

Fig. 8.2.4-9 Selling Price and Project IRR of each Energy Source･･････････････････ 8-41

Fig. 8.2.4-10 Selling Price of Energy in Different Project IRR ･････････････････････ 8-41

Fig. 8.2.4-11 Selling Price to Recover Investment in Short Period (Geothermal Plant)

････････････････････････････････････････････････････････････ 8-42

Fig. 8.2.4-12 Selling Price to Recover Investment in Short Period (Coal Plant) ･･･････ 8-42

Fig. 8.2.4-13 Electric Power Sector Reform and its Impact on Energy Mixture in

Central American Countries ･････････････････････････････････････ 8-43

Fig. 8.2.4-14 Selling Price in Different Development Style ････････････････････････ 8-44

Fig. 8.3.1-1 Profitability Deterioration by Price Change ･････････････････････････ 8-46

Fig. 8.3.1-2 General Economic Estimates of Geothermal Fields ･･･････････････････ 8-47

Fig. 8.3.1-3 Possible Development Capacity by Buying Price ･････････････････････ 8-48

Fig. 8.3.1-4 Different Development Scenario by Buying Price ････････････････････ 8-49

Fig. 8.4.3-1 Effect of VAT on Steam Sales (Selling Price Increase Effect in 55MW

Model Plant when VAT is applied in Private Company’s Case) ･････････ 8-50

Fig. 8.4.3-2 Effect of VAT on Steam Sales (Development Amount in 38 Field

Estimation) (Private Company’s Case) ････････････････････････････ 8-50

Fig. 8.4.3-3 Effect of VAT on Steam Sales (Selling Price Decrease Effect in 55 MW

Model Plant when VAT is applied in State Company’s Case) ･･･････････ 8-51

Fig. 8.4.3-4 Effect of VAT on Steam Sales (Development Amount in 11 Field

Estimation) (State Company’s Case) ･･････････････････････････････ 8-51

Fig. 8.4.4-1 Effect of Tax Credit (Selling Price Reduction Effect in 55 MW Model

Plant)（Private Company’s Case）･･･････････････････････････････ 8-52

Fig. 8.4.4-2 Effect of Tax Credit (Development Promotion Effect in 38 Fields)

(Private Company’s Case) ･･･････････････････････････････････････ 8-52

Fig. 8.4.4-3 Effect of Tax Credit (Selling Price Reduction Effect in 55 MW Model

Plant)(State Company’s Case) ････････････････････････････････････ 8-53

12

Fig. 8.4.4-4 Effect of Tax Credit (Development Promotion Effect in 11 Field

Estimation) (State Company’s Case) ･･････････････････････････････ 8-53

Fig 8.4.5-1 Geothermal Development Promotion Survey by Government and its

Effect ･･･････････････････････････････････････････････････････ 8-55

Fig.8.4.5-2 Geothermal Development Promotion Survey Scheme ･････････････････ 8-56

Fig. 8.4.5-3 Effect of Government Survey (Selling Price Reduction Effect in 55 MW

Model Plant)(Private Company’s Case) ････････････････････････････ 8-57

Fig. 8.4.5-4 Effect of Government Survey (Development Promotion Effect in 38

Field Estimation) (Private Company’s Case) ････････････････････････ 8-57

Fig. 8.4.6-1 Effect of Low Interest Rate Loan to Development for Private Company

(Selling Price Reduction Effect in 55 MW Model Plant) ･･････････････ 8-58

Fig. 8.4.6-2 Effect of Low Interest Rate Loan to Development for Private Company

(Development Promotion Effect in 38 Field Estimation) ･･････････････ 8-58

Fig. 8.4.6-3 Effect of Low Interest Rate Loan to Development for State Company


Fig. 8.4.6-4 Effect of Low Interest Rate Loan to Development for State Company


Fig. 8.4.7-1 Effect of Low Interest Rate Loan to Construction for Private

Company(Selling Price Reduction Effect in 55 MW Model Plant) ･･･････ 8-60

Fig. 8.4.7-2 Effect of Low Interest Rate Loan to Construction for Private Company


Fig. 8.4.7-3 Effect of Low Interest Rate Loan to Construction for State Company


Fig. 8.4.7-4 Effect of Low Interest Rate Loan to Construction for State Company


Fig. 8.4.8-1 Effect of Subsidy for Private Company (Selling Price Reduction Effect

in 55 MW Model Plant) ････････････････････････････････････････ 8-62

Fig. 8.4.8-2 Effect of Subsidy for Private Company (Development Promotion Effect

in 38 Field Estimation) ････････････････････････････････････････ 8-62

Fig. 8.4.8-3 Effect of Subsidy for State Company (Selling Price Reduction Effect in

55 MW Model Plant) ･･････････････････････････････････････････ 8-63

Fig. 8.4.8-4 Effect of Subsidy for State Company (Development Promotion Effect in

11 Field Estimation) ･･････････････････････････････････････････ 8-63

Fig. 8.4.9-1 Effect of ODA Loan to Construction for State Company (Selling Price

Reduction Effect in 55 MW Model Plant) ･･････････････････････････ 8-64

Fig. 8.4.9-2 Effect of ODA Loan to Construction for State Company (Development

Promotion Effect in 11 Field Estimation) ･･････････････････････････ 8-64

Fig. 8.4.10-1 Effect of Incentives (Selling Price Reduction Effect in 55MW Model

Plant in Private Company’s Case) ････････････････････････････････ 8-66

13

Fig. 8. 4.10-2 Effect of Incentives (Selling Price Reduction Effect in 55MW Model

Plant in State Company’s Case) ･･････････････････････････････････ 8-67

Fig. 8.4.10-3 Effect of Incentives (Private Company’s Case) ･･････････････････････ 8-68

Fig. 8.4.10-4 Effect of Incentives (State Company’s Case) ･･･････････････････････ 8-68

Fig. 8.4.10-5 Effect of Incentives (Development Amount in 49 Field Estimation)

(Private Company & State Company Total) ････････････････････････ 8-69


(Private Company’s Case) ･･････････････････････････････････････ 8-70


(State Company’s Case) ････････････････････････････････････････ 8-71

Fig. 8.4.10-8 Effect of ODA Loan (Development Amount in 11 Field Estimation)

(State Company’s Case)(Fig.8.4-26 Re-posted) ･････････････････････ 8-72

Fig. 8.4.11-1 Effect of Incentives (55MW Model Plant Case, Private Company’s Case,

CDM=5$/ton) ････････････････････････････････････････････････ 8-76

Fig. 8.4.11-2 Effect of Incentives (55MW Model Plant Case, State Company’s Case,

CDM=5$/ton) ････････････････････････････････････････････････ 8-76

Fig. 8.4.11-3 Effect of CDM (Development Amount in 49 Field Estimation)

(Private Company & State Company Total) ････････････････････････ 8-77

Fig. 8.4.12-1 Effect of Drilling Cost Increase on Selling Price (55MW Model Plant

Case) ･･････････････････････････････････････････････････････ 8-78

Fig. 8.4.12-2 Effect of Drilling Cost Increase (Development Amount in 49 Field

Estimation) (Private Company & State Company Total) ･･･････････････ 8-78

第９章

Fig. 9.2-1 Proposals to Promote Geothermal Development･･････････････････････ 9-21

Fig. 9.2.3-1 Geothermal developer’s Theory of Speculation and Electric Power

Company’s Theory of Postponement･･･････････････････････････････ 9-22

Fig. 9.2.4-1 How Investors Rank Priorities When Investing in a Developing

Countries ････････････････････････････････････････････････････ 9-23

Fig. 9.2.4-2 Basic Electricity Tariff in Neighboring Asian Countries (2005) ･････････ 9-24

Fig. 9.2.4-3 Geothermal Development Scheme in the Philippines ･･････････････････ 9-25

Fig 9.2.4-4 Easiness of Private Participation in Geothermal Development ･･･････････ 9-25

Fig. 9.2.5-1 Geothermal Development Process in Indonesia ･･････････････････････ 9-26

Fig. 9.2.5-2 A Scheme of Geothermal Development Promotion Survey (GDPS)

using Yen Loan (Draft) ････････････････････････････････････････ 9-26

Fig. 9.2.5-3 Risk Premium Effect on Risk Coverage and Selling Price ･･････････････ 9-27

Fig. 9.2.6-1 Proposal of Technical Transfer Program under ODA Scheme ･･･････････ 9-27

Fig. 9.2.7-1 Effect of Drilling Cost on Selling Price･････････････････････････････ 9-28

Fig. 9.2.7-2 Effect of Drilling Cost on Development ････････････････････････････ 9-28

14

Fig. 9.2.8-1 Special Energy Tax and Energy Policy Budget System in Japan

(FY2007) ･･･････････････････････････････････････････････････ 9-29

15

＜表＞第１章

Table 1.3-1 Geothermal Resources in Indonesia (Nasution, 2004) ･･････････････････ 1-5

第２章

Table 2.2-1 Member List of the Study Team ･･････････････････････････････････ 2-11

第３章

Table 3.1.1-1 Key Data and Economic Profile of Indonesia ････････････････････････ 3-16

Table 3.1.1-2 Growth by Sector and Category ･･････････････････････････････････ 3-18

Table 3.1.2-3 Energy Supply and Consumption in 2004 ･･･････････････････････････ 3-22

Table 3.2.1-1 Indonesia Geothermal Potential･･･････････････････････････････････ 3-22

Table 3.2.1-2 Energy Resources in Indonesia and the World ･･･････････････････････ 3-23

Table 3.2.1-3 Geothermal Power Plant in Indonesia and its Development Scheme ･･････ 3-24

Table 3.2.1-4 Geothermal Power Generation Capacity in the World (2003) ･･･････････ 3-25

Table 3.2.5-1 Existing Working Area and Development Plan in the Road Map ･････････ 3-28

第４章

Table 4.1.1-1 Hydro-geochemical Parameters of the 73 Geothermal Fields. ･･････････ 4-53

Table 4.1.2-1 Item for Evaluation of Each Geothermal Field ･･･････････････････････ 4-57

Table 4.4.1-1 List of 34 Geothermal Fields･････････････････････････････････････ 4-59

Table 4.4.2-1 Locations of MT/TDEM stations (Kotamobagu and Sokoria fields) ･････ 4-62

Table 4.4.2-2 Static Shift values for Kotamobagu and Sokoria MT surveys ･･･････････ 4-64

Table 4.7.1-1 Estimate of Geothermal Resource Potential by Stored Heat Method with

Monte Carlo analysis･･････････････････････････････････････････ 4-102

Table 4.7.2-1 Reservoir Properties and Single Well Productivity ･･･････････････････ 4-103

Table 4.7.2-2 General Estimate of The Initial Capital Investiment Per KW of Each

Geothermal Field. ･･･････････････････････････････････････････ 4-104

Table 4.8.1-1 Criteria for Area Classification ･･････････････････････････････････ 4-105

Table 4.8.2-1 Geothermal Resource Areas in Sumatra Island ･･････････････････････ 4-106

Table 4.8.2-2 Geothermal Resource Areas in Java-Bali region ･････････････････････ 4-107

Table 4.8.2-3 Geothermal Resource Areas in Sulawesi and East Indonesia ･･･････････ 4-108

第５章

Table 5.1.1-1 Installed Power Plant Capacity (2004) ････････････････････････････ 5-13

Table 5.1.2-1 Premise of Electric Power Demand Projection ･･･････････････････････ 5-13

Table 5.1.2-2 Assumption of Electrification ････････････････････････････････････ 5-13

Table 5.1.2-3 Projection of Electric Power Demand (All Indonesia) ････････････････ 5-14

Table 5.1.2-4 Electric Power Demand Outlook by Region (Regions affluent with

16

geothermal resources) ･････････････････････････････････････････ 5-15

Table 5.2.1-1 Transmission Line and Transformer Capacity (Year 2005) ･････････････ 5-16

Table 5.2.1-2 Transmission Line Expansion Plan (Year 2006-2014) ････････････････ 5-16

Table 5.2.2-1 Prospective Connection between Geothermal Power Sites and

Existing/Planned Power Grid ････････････････････････････････････ 5-18

第６章

Table 6.2.1-1 Environment Quality Standards for Air Pollution ･･････････････････････ 6-2

Table 6.2.1-2 Gas Exhaust Standard (Stationary Source) ･･･････････････････････････ 6-2

Table 6.2.2-1 Environmental Quality Standard for Water (Drinking Water Usage) ･･･････ 6-2

Table 6.2.2-2 Quality Standards of Liquid Waste ･････････････････････････････････ 6-3

Table 6.2.3-1 Standards of Noise Level･････････････････････････････････････････ 6-3

Table 6.2.3-2 Standards of Noise Level at Source･････････････････････････････････ 6-4

Table 6.2.4-1 Classification of Forest Area ･･････････････････････････････････････ 6-5

Table. 6.3.1-1 Scoping of Environmental and Social Considerrations ･･････････････････ 6-6

第７章

Table 7.1.2-1 Existing Geothermal Development Plan in Indonesia (as of June 2007) ･･ 7-39

Table 7.1.3-1 Exploitable Resource Potential of Promising Fields ･･･････････････････ 7-40

Table 7.1.3-2 Minimum Exploitable Resource Potential of Geothermal Fields where

Geoscientific Data is not enough for Evaluation (within 73 fields) ･･････ 7-44

Table 7.1.3-3 Minimum Exploitable Resource Potential of Geothermal Fields where

Geoscientific Data is not enough for Evaluation (whole Indonesia

besides 73 fields) ･････････････････････････････････････････････ 7-45

Table 7.1.4-1 Evaluation of Promising Fields (Restriction-1: National Park) ･･････････ 7-46

Table 7.1.5-1 Evaluation of Promising Fields (Restriction-2: Power Demand) ････････ 7-49

Table 7.1.6-1 Exploitable Resource Potential and Development Priority of the

Promising Field ･･･････････････････････････････････････････････ 7-53

Table 7.1.9-1 Development Plan Sheet for New Working Area ･････････････････････ 7-54

Table 7.1.9-2 Development Plan Sheet for Existing Project Field ･･･････････････････ 7-82

Table 7.1.9-3 Basic Duration for Implementation in Geothermal Power Development

Schedule ･･･････････････････････････････････････････････････ 7-100

Table 7.1.10-1 Geothermal Development Master Plan (Fastest Case) ･･･････････････ 7-105

Table 7.1.10-2 Geothermal Development Master Plan (Practical Case) ･･････････････ 7-106

Table 7.1.10-3 Geothermal Development Master Plan in Each Region (Practical Case) ･ 7-107

Table 7.1.10-4 Summary of Geothermal Development Master Plan･･････････････････ 7-109

Table 7.1.11-1 Power Plant Mix in 2025 by RUKN ･･････････････････････････････ 7-110

Table 7.1.11-2 Energy Mix in Electricity Production in 2004 and 2025 by RUKN ･･････ 7-110

Table 7.1.11-3 Model Power Plant Specification of various Energy Sources ･･･････････ 7-113

17

Table 7.1.11-4 Selling Price of Electricity from various Model Power Plants ･･････････ 7-113

Table 7.1.11-5 Power Plant Mix in Geothermal Development Scenario in Master Plan･･･ 7-117

Table 7.1.11-6 Power Plant Mix in Geothermal Development Scenario in Master Plan

(2025) ････････････････････････････････････････････････････ 7-118

Table 7.1.11-7 Electric Power Development Plan in Geothermal Power Development

Master Plan (Sumatra) ････････････････････････････････････････ 7-121


Master Plan (Java-Bali) ･･･････････････････････････････････････ 7-122


Master Plan (North and Central Sulawesi and Gorontalo) ････････････ 7-123


Master Plan (South and South East Sulawesi) ･･････････････････････ 7-124


Master Plan (West Nusa Tenggara) ･･････････････････････････････ 7-125


Master Plan (East Nusa Tenggara) ･･･････････････････････････････ 7-126


Master Plan (Maluku and North Maluku) ･････････････････････････ 7-127

Table 7.2.2-1 Information Items of Geothermal Development Database ･････････････ 7-134

Table 7.3-1 CO2 Emission Reduction Effect ･･････････････････････････････････ 7-15

Table 7.4.1-1 Case Examples of Geothermal Multipurpose Utilization in Oita, Japan ･････ 7-136

Table 7.4.2-1 Summary of Direct Use Data From Individual Countries ････････････････ 7-140

第８章

Table 8.1-1 Values of Geothermal Energy ････････････････････････････････････ 8-23

Table 8.1-2 Oil Equivalent Value of Geothermal Energy ･････････････････････････ 8-24

Table 8.2.2-1 Well Depth of Geothermal Power Plant ････････････････････････････ 8-29

Table 8.2.2-2 Examples of Well Productivity in Indonesia ･････････････････････････ 8-29

Table 8.2.2-3 Development Cost for 55MW Model Geothermal Plant ････････････････ 8-30

Table 8.2.2-4 Condition of Cost Analysis ･･････････････････････････････････････ 8-30

Table 8.2.4-1 Specification of each Energy Source･･･････････････････････････････ 8-38

Table 8.3.1-1 Price Change before and after Economic Crisis ･･････････････････････ 8-45

Table 8.3.2-2 Selling Price of Coal Power Plant (Example) ･･･････････････････････ 8-45

Table 8.3.1-3 Possible Development Capacity by Buying Price ･････････････････････ 8-48

Table 8.4.4-1 Tax Exemption Incentive in Central American Countries for Renewable

Energy ･･････････････････････････････････････････････････････ 8-54

Table 8.4.5-1 Scale and its Effect of Geothermal Development Promotion Survey ･･････ 8-56

Table 8.4.10-1 Possible Incentives for Geothermal Development･････････････････････ 8-65

Table 8.4.10-2 Effect of Incentives ････････････････････････････････････････････ 8-65

18

Table 8.4.10-3 Options of Incentive Combination･････････････････････････････････ 8-73

Table 8.4.11-1 Geothermal CDM Projects ･･････････････････････････････････････ 8-74

Table 8.4.11-2 Effect of Incentives (CDM=5$/t) ･････････････････････････････････ 8-75

Table 8.5-1 The Scio-economic Cost of Energy Source considering Loss of export

fuel opportunity cost and Environmental cost････････････････････････ 8-79

第９章

Table 9.2.4-1 Estimation of Required Money for Development according to Mater

Plan (M-US$) ･･･････････････････････････････････････････････ 9-22

Table 9.2.4-2 Basic Electricity Tariff in Neighboring Asian Countries (2005) ･････････ 9-24

Table 9.2.8-1 Estimation of Saving Electricity Subsidy by Geothermal Power Plant･････ 9-29

Table 9.2.9-1 Estimation of Required Number of Engineers and Technicians for

Geothermal Development Master Plan ･････････････････････････････ 9-30

Table 9.2.9-2 Example of Study Course in Institute of Technology in Bandung (ITB) ･･･ 9-30

Table 9.2.9-3 Example of Lectures being Conducted in the UI Geothermal Program ････ 9-31

Table 9.2.9-4 Example of Research Topics being Conducted in the UI Geothermal

Program ･････････････････････････････････････････････････････ 9-31

19

Acronyms and Abbreviations

ADB : Asian Development Bank アジア開発銀行

AIST : National Institute of Advanced Industrial Science and Technology

独立行政法人産業技術総合

研究所

AMDAL : Analysis Mengenai Dampak Lingkungan 環境影響評価

API/INAGA : Asosiasi Panasbumi Indonesia / Indonesia Geothermal Association

インドネシア地熱協会

BAPPENAS : National Development Planning Agency 国家開発計画庁

BOO : Build-Operate-Own 建設-所有-運営

BOT : Build-Operate-Transfer 建設-運営-譲渡

BPPT : Badan Pengkajian dan Penerapan Teknologi 科学技術評価応用庁

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

CER : Certified Emission Reduction 認証された排出削減量

CGR : Center for Geological Resources 地質資源センター

CO2 : Carbon dioxide 二酸化炭素（炭酸ガス）

DGEEU : Directorate General of Electricity & Energy Utilization

電力総局

DGMCG : Directorate General of Mineral, Coal and Geothermal

鉱物石炭地熱総局

EIA : Environmental Impact Assessment 環境影響評価

EIRR : Economic Internal Rate of Return 経済的内部収益率

ESC : Energy Sales Contract 電力売買契約

FIRR : Financial Internal Rate of Return 財務的内部収益率

FS : Feasibility Study 事業化可能性調査

GA : Geological Agency 地質庁

GDP : Gross Domestic Product 国内総生産

IBT : Eastern part of Indonesia 東インドネシア

ICP : Inductively Coupled Plasma Emission Spectrometry

誘導結合プラズマ発光分析

IEE : Initial Environmental Evaluation 初期環境調査

IPP : Independent Power Producer 独立系発電事業者

IRR : Internal Rate of Return 内部収益率

IUP : Geothermal Energy Business Permit 地熱開発許可

ITB : Institute of Technology Bandung バンドン工科大学

20

JBIC : Japan Bank International Cooperation 国際協力銀行

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

JOC : Joint Operation Contract

K-Ar : Potassium-Argon カリウム-アルゴン法

LA : Loan Agreement 円借款契約

MEMR : Ministry of Energy and Mineral Resources エネルギー鉱物天然資源省

MT : Magneto-Telluric MT 法電磁探査

NCG :Non Condensable Gas 非凝縮性ガス

NEDO : New Energy and Industrial technology Development Organization

独立行政法人新エネルギー

/産業技術総合開発機構

O&M : Operation & Maintenance 運転・保守

ODA : Official Development Assistance 政府開発援助

OJT : On-the Job-Training ｵﾝｻﾞｼﾞｮﾌﾞﾄﾚｰﾆﾝｸﾞ

PDD : Project Design Document プロジェクト設計書

PERTAMINA : PT. PERTAMINA (Persero) 国有石油・ガス会社

PIN : Project Information Note ﾌﾟﾛｼﾞｪｸﾄｲﾝﾌｫﾒｰｼｮﾝﾉｰﾄ

PGE : PT. PETRAMINA Geothermal Energy ﾌﾟﾙﾀﾐﾅ地熱ｴﾈﾙｷﾞｰ社

PLN : PT. Perusahaan Listrik Negara (Persero) 国営インドネシア電力公社

PNOC-EDC : Philippine National Oil Company – Energy Development Corporation

フィリピン国家石油会社

エネルギー開発公社

RPS : Renewable Portfolio Standard 再生可能エネルギー利用

割合基準

RUKN : Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional 国家電力総合計画

RUPTL : Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 電力供給事業計画

TDEM : Time Domain Electro Magnetic 時間領域電磁探査

TL : Thermoluminescence 熱ルミネッセンス

TOE : Ton of Oil Equivalent 石油換算トン

UGM : Gadjiah Mada University ガジャマダ大学

UI : University of Indonesia インドネシア大学

VAT : Value Added Tax 付加価値税

WACC : Weighted Average Cost of Capital 加重平均資本コスト

WKP : Working Area for Geothermal Development 地熱開発区域

WS : Work shop ワークショップ

21

Unit

Prefixes

k : kilo- =103

M : mega- =106

Units of Length

m : meter

km : kilometer

Units of Area

m2 : square meter

km2 : square kilometer

Units of Volume

m3 : cubic meter

l : liter

kl : kilolitor

Units of Mass

kg : kilogram

t : ton (metric)

Units of Energy

kWh : kilowatt-hour

MWh : megawatt-hour

MJ : megajoule

TOE : ton of oil equivalent (1TOE = 107 kcal)

Units of Temperature

℃ : degree Celsius

Units of Electricity

W : watt

kW : kilowatt

MW : megawatt

Ah : ampere-hour

22

V : volt

kV : kilovolt

kVA : kilovolt-ampere

MVA : megavolt- ampere

Units of Currency

Rp : Indonesian Rupiah

US$ : US Dollar

¥ : Japanese Yen

Exchange Rate : Rp. 9,125/US dollars (As of the end of march 2007)

: ¥ 118/US dollars ( - ditto - )

第１章序論

1-1

第１章序論

１.１調査目的

本調査事業の目的は、インドネシア国の地熱開発有望地点の地熱資源量，電力需要等を考慮し、

今後の地熱発電開発の指針となるべき地熱発電開発マスタープラン（以下、「地熱開発マスタープ

ラン」または単に「マスタープラン」という。）を作成し，同国の地熱発電開発を促進しようとす

るものである。

さらに、本調査の実施を通じ資源調査評価等に関する技術移転も併せて行おうとするものであ

る。

１.２調査地域

インドネシア全地域の開発有望地域 73 地点。

１.３調査の背景

１.３.１地熱開発の意義

地熱エネルギーは、再生可能エネルギーの中では既にその利用技術が確立されており、世界各

国で 8,000MW を越える利用実績がある。また、自然エネルギーを利用するにもかかわらず、天候、

季節変動がなく極めて安定して発電が行える高い供給信頼性を有するエネルギーである。また、

国産エネルギーであるため、エネルギーの安定供給に大きく寄与し、さらにエネルギー輸入国に

あっては外貨節約、エネルギー輸出国にあっては輸出エネルギー増大による外貨獲得になるため、

国民経済に大きな貢献をなすエネルギーとなっている。さらに、大きな初期投資を必要とする反

面、燃料費が不要という特性から、運転期間中の燃料価格変動や為替変動などの経済変化に対し

ても安定した価格での供給が図られるという特徴がある。また、燃焼行程を必要としないため大

気汚染等の環境影響の少ないエネルギーであり、また、CO2 排出もきわめて少ないため地球環境

にも優しいエネルギー源であるとして昨今注目を集めている。加えて、同時生産される熱水利用

を通じ地域開発に貢献するエネルギーであると期待されるなど、その開発は大きな意義を有して

いるエネルギーである。

１.３.２インドネシア国の地熱開発の現状と動向

インドネシアは世界大の地熱ポテンシャルを保有していると言われている。同国内の地熱ポ

テンシャルは約 27,000MW 相当であり、全世界の地熱ポテンシャルの 40%を占めるとの試算も報

告されている。このため、地熱エネルギーの開発は、増大する電力需要への対応、エネルギー源

の多様化の観点から強く期待されてきた。今日、インドネシア国内の地熱発電は、西ジャワの

Kamojang、Darajat、Wayang-Windu、Salak、中央ジャワの Dieng、北スマトラの Sibayak、北スラ

ウェシの Lahendong の 7 地点で行われており、発電能力は 857MW に達している。しかし、この

発電能力は世界第４位ではあるものの、膨大なポテンシャルを考慮すると、この恵みを十分活か

しているとは言えない状態にある。

このような中、インドネシアの国内経済はアジア通貨危機から脱却し、順調な回復・発展を遂

げている。このため、国内エネルギー需要も増大しているが、他方で、既存油田の生産力低下、

1-2

設備の老朽化などから、石油供給力は低下し、同国は 2002 年には石油の純輸入国に転じる事態が

発生した。

このような事態に危機感を抱いたインドネシア政府は、石油依存体質からの脱却を図るため、

エネルギーの多様化、国産エネルギーの開発促進を図ることとした。このため、2002 年には「国

家エネルギー計画（National Energy Policy: NEP）」を策定し、2020 年までにエネルギー利用の 5%

以上を再生可能エネルギーにより供給することを目標とした。さらに、2006 年には「国家エネル

ギー政策に関する大統領令（2006 年第 5 号）」の発布し、国家エネルギー政策を大統領令という

形でより高レベルの国家政策に位置づけた。一方、これと並行して、インドネシア政府は内外の

民間企業の地熱開発への参加を促進するため、2003 年に初めて「地熱法」を制定し、地熱開発た

めの法制度を明確化した。また、エネルギー鉱物資源省では国家エネルギー計画を具体化するた

め、2004 年、「地熱開発 Road Map（Road Map Development Planning of Geothermal Energy）」（以下、

「Road Map」という。）策定し、2020 年に 6,000MW、2025 年には 9,500MW の地熱発電を行う高

い開発目標を設定した。このように、同国の地熱開発は新たな開発推進の枠組みが整備され、積

極的な開発に向けてそのスタートが切られたところである。

１.３.３インドネシアの地熱開発の抱える課題と地熱開発マスタープラン策定の必要性

インドネシアは地熱開発の積極的な推進に向け大きな政策的枠組みの整備を行ったが、開発目

標の達成に向けては、いくつかの課題が残っている。

一般に、地熱開発には、石油・天然ガス・鉱物資源開発と同様に、大きな資源開発リスクが存

在している。この開発リスクは地下資源の開発に伴うもので、地上調査などを十分行っても実際

に開発が終了するまでは情報が未知のまま残されているという点である。この中には地熱発電の

経済性に大きく影響する要因が多く含まれている。このため、開発結果が当初予想より悪い結果

になれば、事業収益性は悪化してしまう。逆に、想定より優良な資源の場合、経済性を好転させ

る。しかしながら、この差が大きく、また、実際にかなりの段階まで開発を行わないとこの結果

が判明しないという点が大きなリスクとして存在している。

地熱開発の第２の課題は、資源開発、建設という事業の初期段階に多額の資金力を必要とし、

かつ、収益を生じるまでの開発期間が長い点にある。運転段階に至ると維持管理費は極めて小さ

くなるものの、それまでの間、多額の初期投資の負担に耐える必要がある事業である。このため、

実施主体には相当の資金負担力が必要とされる。

これらの課題に対処し、地熱開発を円滑に進めて行くには、国による積極的な関与が必要とな

っている。すなわち、事業者の能力を越える開発リスクや投資資金負担に対しては、国による適

切な政策的支援が必要である。そしてこの政策支援を効果的、かつ、効率的に行うため、その基

本となるより具体的な政策ビジョンを明らかにする必要が生じている。

前述の通り、インドネシアにおいては国家エネルギー政策の大統領令や Road Map により地熱開

発に対する強い国の意志が示され、また、地熱法により地熱開発のための法的枠組みが整備され

た。しかしながら、地熱開発の具体的な進め方や国としての支援方策などについては、依然、明

示されるに至っていない。従って、Road Map をより具体的にした地熱開発シナリオを策定し、国

としての地熱開発の具体的方向を明示し、国営企業・民間企業の地熱開発をその方向に誘導する

と共に、政府内関係機関の政策調整に向けての指針として示す必要がある。また、各地熱地域の

開発の具体的姿を示す個別開発計画を示すことにより、関係者間の合意形成を促進していく必要

1-3

も生じている。すなわち、これらから構成される「地熱開発マスタープラン」の策定が必要とな

っている。

１.３.４インドネシア国の地熱開発を支援することの我が国における意義

我が国もインドネシア国と同様、豊富な地熱資源に恵まれ、40 年以上の地熱開発利用の歴史を

有している。この間に培われた我が国の地熱開発関連技術は世界的な評価を確立しており、例え

ば地熱発電用タービン・発電機は世界市場の 3/4 を占めるまでに至っている。また、探査技術、

資源評価技術も高い精度を誇り、国内の地熱開発を支えてきた。更に、農林水産業に熱水を有効

利用する技術も住民、地方自治体の活動に支えられ発展してきている。更に、国もエネルギー資

源の乏しい我が国にあって豊富に賦存する地熱エネルギーの有効利用を推進するため、種々の開

発支援策を展開してきている。このような我が国の高度な技術と豊富な経験をインドネシア国の

同分野の開発支援に活用することは、我が国の国際社会への知的貢献として極めて適切な案件と

なると考えられる。

また、地熱エネルギー開発支援を通じ、同国の国内エネルギー需要に対し国産エネルギーによ

る対応を促進することは、石油、天然ガス、石炭等のエネルギー資源を同国に大きく依存する我

が国にとってエネルギーの安定供給確保上、大きな意義を有しているものと考えられる。

更に、地熱エネルギーは二酸化炭素の排出がほとんどなく、他方で大量のエネルギー供給が可

能という特性を有している。このため、きわめて有望な CDM 案件として期待されているもので

ある。国内での温室効果ガス排出量の低減を目指す努力が難航していることから CDM 案件に対

する期待が高まっているが、インドネシア国の地熱開発を支援することは、有望な CDM 案件に

我が国からの参加機会が拡大するという効果も見込まれる。

このように同国の地熱開発を支援することは我が国にとっても大きな裨益効果が期待されるも

のである。

１.３.５本件調査の要請とＳ/Ｗ

以上の背景を踏まえ、インドネシア国エネルギー鉱物資源省は 2004 年 8 月、本件調査の実施を

日本政府に要請し、これを受けた日本政府（国際協力機構（JICA））は調査団を派遣し、05 年 12

月、本件調査の S/W を締結し、本件調査が実施されることとなったものである。

１.４本調査の基本方針

Road Map（～2025 年）に対応した地熱発電開発マスタープランを作成するため、「地熱資源ポ

テンシャル面からの評価検討（立地、自然社会環境、事業経済性含め）」、「電力需給面からの検討」、

さらに現状の課題を考慮して「地熱開発面の政策支援や開発方針」を行い、作成することを基本

方針として作業を実施した。

主たる調査は、

１）データ・情報収集、

２）全国地熱資源調査、

３）自然・社会環境調査、

４）マスタープラン策定、

に分類される。調査は、資源調査を中心に進められ、地点抽出の際には、自然環境・社会環境

1-4

をチェックした上で、開発に適した地点を選定することとした。調査の流れを Fig. 1.4-1 に示す。

まず、カウンターパートの要望地点を入れ、73 地域の既存データ情報を収集し、これらを用い

て地熱資源ポテンシャル面からの評価を実施した。また、事業の経済性も簡易的方法で評価した。

さらに対象となる事業が自然環境・社会環境の両面から問題が無く、電力需給面から見ても必要

な事業であるかどうかを検討した。収集したデータ・情報を、データベースとして電子化した。

次に、この検討地域の中から速やかに事業化が可能、あるいはその可能性が期待できる地域を

選定した。これらの地域に対しては、詳細なデータを収集するために現地調査を行い、期待され

る資源量（出力）規模を評価した。併せて各地域の事業経済性の検討を行った。これらの結果に

電力需給、環境面、さらに政策面の検討を行い、事業優先順位付けを行った。これらのデータ・

情報を用い、Road Map や実際の開発スケジュールを参考にして、各開発事業内容（時期、規模、

事業形態、多目的利用、事業計画）を検討し、地熱開発マスタープランを作成した。なお、評価

検討のための物理探査の実施が望まれた有望 2 地域については、MT/TDEM 法による比抵抗探査

を行い、資源評価の精度を高めた。この物理探査結果はデータベースに反映されている。

今後の利用や公表を考え、調査で収集・解析したデータ・情報のデータベース化を行った。デ

ータベースは地熱資源に関する地熱資源データベースと開発を考慮した地熱開発データベースを

作成することとした。後述するように地熱資源データベースについては、カウンターパートの希

望により現在 CGR に導入されているソフトウェアを活用して作成することとした。開発データベ

ースは当初の予定通り新規に作成することとした。本調査では、地熱開発事業の CDM 化の参考

となるように、代表的地点での標準的な Project Design Document (PDD)の作成を行うこととした。

1-5

Fig. 1.3-1 Geothermal Development Road Map

Table 1.3-1 Geothermal Resources in Indonesia (Nasution, 2004)

（Note）Installed capacity is 807 MW as of 2004, and is 857 MW as of 2007.

1-6

Fig. 1.4-1 Method of Executing Geothermal Development Master Plan Study

地熱開発マスタープラン調査実施の流れ

全国地熱資源広域調査（概査データによる73地域対象）

電力関連調査電力需給現状把握/電源開発計画/送電線網整備計画

自然環境･社会環境調査･諸条件調査環境影響調査/地熱多目的利用（社会開発）/ｴﾈﾙｷﾞｰ開発及び地域産業振興方針政

開発有望地域選定・補足現地調査・データ収集（補足資源調査23地点）有望な地熱資源・環境等の開発上の問題が無く・電力需要や開発政策から開発が期待される地域での詳細情報収

集

地熱資源賦存把握/流体特性把握(温度・化学特性)/資源量（出力）把

握(簡易資源量評価)/資源開発経済性評価（簡易経済評価）

データ・既存資料対象73地域･･･地熱資源/環境/電力需要･開発

資源開発有望地点の選定（地熱開発可能な地域選定と順

位）

開発有望地域･資源量評価検討・詳細経済性評価（49地点） Monte Carlo-Stored Heat 法による資源量評価、

資金調達・事業リスクを考慮した事業経済財務評価、資源量・経済性評価に基づく開発優先順位検討

需要等電力関連条件検討

自然社会環境/開発政策等諸条件検討

全国地熱開発；優先順位・開発方法提案（2025 年までの開発計画シナリオへの各開発計画

組込）

各地域開発；地熱発電開発計画作成・事業形態提案

CGR 地熱資源データベースへ反映

地熱開発データベース作成（一般公開への対応検討）

開発優先度の高い 2 地域選定 MT/TDEM 調

地熱開発マスタープラン調査報告書作成・提出

第２章調査概要とプロセス

2-1

第２章調査概要とプロセス

２.１調査団の活動および調査方法

本調査を実施した業務フローを Fig. 2.1-1 に示す。以下に各調査の活動内容および調査方法を記

す。

２.１.１データ・情報収集

本活動は、2006 年 3 月から同年 5 月の期間に実施した。データ・情報収集ではインドネシア国

の地熱発電開発に関連する開発政策、電力政策、法律制度、開発体制・組織、地熱資源、開発状

況、電力需給、電源開発計画、送電線整備計画、発電コスト、環境関係規則等のデータ・情報を

収集した。

また、物理探査実施に当たって、現地再委託業者の選定に係る情報、調査で必要となるインド

ネシア側が保有する資機材についての確認情報を収集した。

２.１.２全国地熱資源調査

本活動は、2006 年 6 月から 2007 年 3 月までの期間に実施した。73 地熱地域において収集した

既存資料をデータベース化して、地熱資源ポテンシャルの観点から、優先的に開発すべき地熱地

域を選定した。当初計画では、16 地域に絞って実施する予定であったが、隣接する地域に比較的

有望な地熱地域が存在すること、また、インドネシア側からの要望も考慮して、23 地熱地域にお

いて補足資源（地質・流体地化学および環境）調査を行い、現地で収集したデータをデータベー

スに追加した。これらの結果を用い、最終的に 34 地域の地熱系モデルを作成した。また、マスタ

ープラン作成および Road Map との調整のために 73 地熱地域についても収集データを用いて簡易

的に地熱資源を評価した。さらにこれらの結果を総合して、49 地域を対象に事業経済性を評価し

た。データベース・ソフトは、インドネシア側カウンターパートの一つである地下資源センター

（Center of Geological Resources: CGR）が構築していたものをベースに新規に作成した。また、資

源評価・経済評価では、地熱発電価格モデルを構築して行った。本段階で実施した調査項目は以

下の通りである。

(a) 73 地熱有望地域の予備的評価

(b) 16 補足資源調査地域の選定

(c ) 23 選定地域における補足地質調査

(d) 23 選定地域における補足地化学調査

(e) 地熱資源データベースの設計と構築

(f) 73 選定地域における電力セクター調査

(g) 34 選定地域における詳細資源量評価とその他の 15 地域における簡易資源量評価

(h) 49 地域における簡易経済性評価

(i) 評価検討のための物理探査の実施が望まれた有望 2 地域の抽出と同地域における電磁気探

査（MT 調査）と時間領域電磁気探査（TDEM）による「補足物理探査」の実施

調査結果については、2007 年 2 月に実施した Steering Committee に説明し、49 地域の資源量・

経済性の評価結果および有望 2 地域の物理探査調査結果の承認を得た。同国関係者には調査・解

2-2

析法、特に地熱構造モデリングや電磁探査解析、資源量評価、データベース作成等について、共

同での調査解析やワークショップを通じ技術移転を行った。

２.１.３電力セクター調査

2006 年 8 月から同年 10 月の期間に実施した第 2 次現地調査において、調査対象 73 地域を含む

地域、系統の電力セクター状況を把握した。

調査の方法としては、電力需給バランス、電力政策、既設電力設備、送電網、電源開発計画、

送電線整備計画、地熱発電に対する競合エネルギーの発電コスト等に関する収集データ・情報を、

地域/送電系統別・目的別に整理し、分析・解析した。調査対象 73 地域をスマトラ、ジャワ、バ

リ、スラウェシおよびその他諸島（ﾇｻﾃﾝｶﾞﾗ諸島・マルク諸島）の４つに大きく区分し、それぞれ

の電力需給計画、既設電力設備、電力設備将来計画などを整理した。特に、23 補足資源調査実施

地域を含む区域や系統の詳細な電力事情については、PLN 支店等の現地にて情報収集を行うよう

に補足調査計画を立てた。

また、地熱発電に対する競合エネルギーの発電コストに関する情報も収集したが、充分なもの

が得られなかった地域について諸収集データより見積りを行った。これらのデータは、事業の優

先度決定や CDM 化検討に必要な情報が含まれていた。

上記の電力セクターに関する調査結果をまとめ、地熱開発調査候補地域 73 地域の電力セクター

面からの評価を実施した。

２.１.４自然・社会環境調査

2006 年 8 月から同年 10 月の期間に実施した第 2 次現地調査において、調査対象 73 地域におけ

る環境制約の可能性把握を行った。

インドネシア国の環境影響評価に係る政令（No.51、 1993）によると、地熱発電所については、

出力が 55MW 以上の発電所が環境影響評価の対象となっている。また、55MW 未満の地熱発電所

であっても保護地域(森林保護地域、水源地域、海岸、河川岸、湖沼・貯水池周辺地域、自然保護

地域、海洋および淡水保護地域、マングローブ地域、国立公園、レクレーション公園、文化遺跡

および科学的研究地域、自然災害の恐れがある地域)に立地する場合には環境影響評価を義務付け

られている。また、同国の森林省は 2003 年 12 月に保護地区ﾏｯﾌﾟを作成している(Protected Area in

Indonesia as of December 2003、 Ministry of Forestry, Directorate General of Forest Protection and Nature

Conservation)。地熱開発地域はこの保護地区を避けて設定されることになる。したがって、収集し

た資料をもとに 73 地域で想定される発電規模や保護地域との地理的関係を評価し、地熱発電事業

を実施する際の環境的制約の情報を地熱資源データベースに反映させた。

第１次現地調査で収集した関連資料・情報とカウンターパートとの討議やヒアリング結果を基

に IEE 調査の仕様をまとめ、現地調査計画を検討した。調査は自然社会環境調査に精通した現地

ﾛｰｶﾙｺﾝｻﾙﾀﾝﾄを雇用し、以下の項目を中心に効率的に実施した。

・同国の環境影響評価制度では、初期環境調査の義務付けについては特段の規定はない。一

方、JICA の環境社会配慮ガイドラインによると本調査は予備調査段階においてカテゴリー

分類で「B」とされている。この JICA 環境社会配慮ガイドラインにおいてマスタープラン

段階で要求されている初期環境調査（IEE）を実施するため、地熱探査および地熱発電開発

2-3

を含む地熱開発のための環境影響評価（AMDAL）のスコーピング作業を行った。

・カウンターパートおよびインドネシア国環境省専門家と協力して、とマスタープラン段階

での環境社会配慮のための初期環境調査（IEE）を実施した。

・有望地域における温室効果化ガス削減量見積りを行うともに、地熱発電プラントの CDM 事

業化の可能性を検討するために、Project Design Document（PDD）作成に繋がる Project

Information Note（PIN）データを収集した。

また、インドネシア側カウンターパートに対して、地熱環境調査や調査方法、CDM 化の方法、

PIN や PDD の作成について技術移転を行った。

２.１.５マスタープラン策定

マスタープラン策定では 2006 年までに実施した調査解析結果を総合して、a）地熱開発データ

ベース作成、b）地熱地域ごとの開発優先順位づけ（全国開発計画作成）、c）実行計画作成、の３

つの作業を実施し、報告書にまとめた。

（１）地熱開発データベース設計と構築

本調査で得られた地熱資源、経済財務評価、送配電系統および社会環境的な情報を総合的に

整理し、それらを格納する地熱開発データベースを構築した。また、インドネシア国エネルギ

ー鉱物資源省（MEMR）関係当局との協議の上、情報公開のためのデータベースを作成した。

なお、開発したこれらのデータベースの運用管理については、同国に技術移転し、自らデータ

の更新・改良が行えるようにした。

また、地熱開発データベースには以下の項目が含まれるように設計した。

・ 73 地域における地熱資源データ；①地熱資源分布とそのポテンシャル、②蒸気発電コス

ト(後述するようにデータ不足のために全地域の評価はできなかったが、計画作成に必要

な 49 地域については評価)

・有望地域を含む地域の電力需給データおよび送電線関係情報；①電力の需給バランス、②

発電所や送電網を含む電源開発計画、③送電網までのアクセス、④競合エネルギーの概略の

発電コスト

・開発有望地域における自然・社会環境データ；①同国環境省法令 No.11、1994 で指定され

ている保護区分布と対象地域との関係、②初期環境影響調査、③温室効果化ガス削減量見積

り

（２）地熱地域ごとの開発優先順位づけ（全国開発計画・地熱開発シナリオ作成）

１）各候補地域での事業計画と詳細経済性評価

本調査で得られた、地熱資源量、地熱貯留層分布、地熱流体特性等の地熱資源の特徴およ

び自然・社会環境、電力需給・送電線網整備、事業経済性、事業形態、開発政策や支援策等

を考慮して、開発有望地域の地熱発電開発計画を作成した。計画では、初期の資源開発調査

から発電所運転開始までに必要な期間や開発方法が把握できるように記述した。

開発有望地域の事業の詳細経済性評価では、この計画を用い発電所建設単価、発電(蒸気)

コストの算出に加えて財務的内部収益率法を適用することによって評価した。内部収益率法

では、事業の経費（投資額と運転経費）と電力の販売による収益が同等となる内部収益率を

2-4

求め、プロジェクトの機会費用と比較して、財務性を評価した。各地域を公平に評価するた

め、内部収益率の計算の際には資金調達方法、機会費用、売電単価、支払計画、運転維持費

等の条件を同じにした。想定される事業形態にこれらの条件は異なることから、発電原価に

より分類した事業形態を参考に、幾つかケースを考慮し評価した。評価において重要なパラ

メータに付いては感度分析を実施した。

２）開発優先順位の決定と開発方法の検討

i) 地熱地域の評価基準・手順の構築

評価基準は、まず、地熱資源ポテンシャル(出力)、地熱発電事業の経済性、電力需要、送

電網へのアクセス、自然社会環境影響、現在の開発段階などから設定した。これらの基準

および個々の開発計画を考慮して優先順位を付けた。個々の判断の基準は、本調査の結果

に、インドネシア国関係者の意見を考慮して決定した。

ii) 評価基準・手順に基づく地熱地域評価

各地域をデータ・情報を用いて、設定した基準に適合しているかどうか判断し、分類・

評価した。資源賦存の可能性の確度を収集データより判断し、確度の高い地域を可能性の

高い地域として評価した。経済性評価については、発電単価、内部収益率で判断した。地

熱資源ポテンシャルは、電力需給ニーズや開発政策方針から期待される開発規模対して適

切な規模かどうか評価を行った。立地・環境も開発制約や影響の有無から評価を行った。

iii) 地熱地域の開発優先順位の決定

設定された評価基準(資源の有無、発電可能なポテンシャル、経済性、環境影響、送電線、

電力需要、開発段階等)から優先順位を付け開発優先地域の抽出を行った。現状の開発スケ

ジュールも参考にして、これらから Road Map に示された目標に適した地域を選定し、全

国の地熱開発計画を立てた。

インドネシア国全体の地熱開発計画では、できるだけ Road Map が実現できるように各

地域の開発を検討したが、現状では解決すべき課題が多いために Road Map 目標に合致し

た計画を作ることは難しいことから幾つか政策支援等を行うことを条件に地熱開発計画は

作成せざるを得なかった。経済性や資源分布地域の立地等の条件から、各地域に適した事

業形態が検討できるものと考えたが、後述するように現状では地域ごとに最適な事業形態

を

選定できるほどの事業経済性が得られなかったので、推奨される事業形態については参

考情報として記述することとした。

３）実行計画の作成

本報告書の第 7 章に、地熱マスタープランの実行計画を記しているが、この実行計画の作

成に関しては、下記のことを留意して作成した。

Road Map の各年度の開発目標を参考にはしたが、2016 年までの Road Map における計画は

現実にはかなり遅れていることから、実際に事業者から収集した開発工程に関する情報に基

づき本プランは策定した。各地域、特に送電線網の整備された地域で用いることのできる地

熱発電事業については、電力需要の伸びを参考にベースロードとして地熱発電に期待される

2-5

電力量を考慮した。

２.１.６地熱発電開発促進のための政策検討

本調査の解析結果と既存の PT. PERTAMINA・PT. PLN・民間による発電事業および開発計画を

組み合わせ、2025 年までの Road Map における開発計画の実現可能性について検討を行い、目標

達成のための課題を抽出し、これらを克服するための政策的支援を検討した。これらの効果を収

集した情報・解析結果を用いて定量的に把握した。この結果に基づき、政策提言を行った。

２.２調査要員

本調査に従事した調査員のリストを Table 2.2-1 に、さらに調査の実施体制を Fig. 2.2-1 に示す

２.３カウンターパートおよび関連機関

２.３.１カウンターパートおよび関係者

本マスタープラン調査のインドネシア側カウンターパートは同国エネルギー鉱物資源省の下記

機関であった。

（１）鉱物石炭地熱総局（Directorate General of Mineral, Coal and Geothermal, DGMCG）

Simon F. Sembilin 総局長

Sugiharto Harsoprayitno, MSc 局長

（２）地質庁(Geological Agency, GA)

Bambang Dwiyanto 総局長

Hadiyanto 局長（地下資源センター、Center of Geo-Resources, CGR）

（３）電力総局(Directorate General of Electricity & Energy Utilization, DGEEU)

Yogo Pratomo, M. Sc. 総局長

Emy Perdanahari, M. Sc. 局長

２.３.２関連機関および関係者

本マスタープラン調査実施に当たって、インドネシア側の関連機関は以下の通りであった。

（１） PT. PERTAMINA Suroto (Geothermal Resource & Technology Manager)

（２） PT. PLN Udibowo Ciptomulyono (Senior Officer for Primary Energy Management)

Darmawati (Division of Power System Planning outside Java-Bali)

（３） National Development Planning Agency (BAPPENAS) Gumilang Hardjakoesoema, M.Sc. (Director of Directorate of Energy,

Telecommunication and Informatics)

2-6

（４） Aadan Pengkajian dan Penerapan Teknology (BPPT) Suyanto, M.Sc (Energy Conversion & System)

Taufan Surana

（５）インドネシア地熱協会（API）

Aliming Ginting

また、本調査の実施において、日本側から支援・アドバイスを頂いた機関は以下のとおりであ

る。

（６）独立行政法人産業技術総合研究所（AIST）

村岡洋文（地熱資源研究グループ、リーダー）

阪口圭一（地熱資源研究グループ、主任研究員）

高橋正明（深部地質環境研究センター、主任研究員）

２.４技術移転

本マスタープラン調査における技術移転は OJT で実施し、現地調査（地質・地化学・物理探査・

環境調査・電力調査等）、解析、データベース作成、マスタープランの作成を通じて実施した。こ

の中で、特にインドネシア側の移転が必要な技術は、以下の分野であった。

① 電磁探査（解析技術）

② 地熱資源量評価

③ データベース作成

④ 事業経済性評価等を含むマスタープラン作成

これらの分野に関しては、現地野外調査や共同解析における OJT 等を通じ、マンツーマン方式

で技術移転を行った。電磁探査では地下構造抽出のための最新の解析技術を、また、貯留層（資

源量）評価については開発出力の適切な評価が得られるように、地質調査、地化学調査、電磁探

査を含む物理探査、坑井調査等の結果を用いた地熱構造モデル構築のための総合解析技術、さら

には、開発初期段階の不確定要素の表現が可能な確率分布を導入した資源量評価技術を指導した。

また、地熱開発候補地域を対象としたワーキングエリアに関連する地熱資源データベース、事

業経済性評価や環境影響評価、電力需給状況等を含む地熱開発データベース等に関しても、これ

らデータの更新技術を含めて技術移転を図った。あわせて、地熱開発における CDM 事業化の可

能性検討や承認手続きについても、共同作業を通して技術移転を実施した。

分野項目内容方法時期

全国地熱資

源調査

マスタープ

ラン作成

地質調査地熱構造モデリング・開発有望

地域抽出のための最新地質調

査技術の移転

共同作業によ

る OJT および

ワークショッ

プによる説

明・討議

2006 年 5 月、

8-10 月、2007

年 2 月、2007

年 8 月

全国地熱資

源調査

地化学調査地熱構造モデリング・地熱流体

流動モデリング・地熱流体の発

共同作業によ

る OJT および

2006 年 5 月、

8-10 月、2007

2-7

マスタープ

ラン作成

電利用条件把握のための最新

地化学調査技術の移転

ワークショッ

プによる説

明・討議

年 2 月、2007

年 8 月

全国地熱資

源調査

マスタープ

ラン作成

物理探査地熱構造モデリング・開発有望

地域抽出のための最新電磁探

査技術の移転。特に、解析技術

の移転。

共同作業によ

る OJT および

ワークショッ

プによる説

明・討議

2006 年 12 月

-2007 年 2 月、

2007 年 8 月

全国地熱資

源調査

マスタープ

ラン作成

総合解析（地

熱構造・モデ

リング）

資源調査結果を集約し、地熱開

発に必要の要素を抽出する。総

合解析技術を移転。地熱資源開

発計画および資源量評価に用

いる地熱構造・流体流動モデリ

ング技術の移転。

共同作業によ

る OJT および

ワークショッ

プによる説

明・討議

2006 年 5 月、

8-10 月、2007

年 2 月、2007

年 8 月

全国地熱資

源調査

マスタープ

ラン作成

地熱資源量

解析

地熱構造・流体流動モデルを用

いた地熱資源量評価技術の移

転。

共同作業によ

る OJT および

ワークショッ

プによる説

明・討議

2006 年 5 月、

8-10 月、2007

年 2 月、2007

年 8 月

全国地熱資

源調査

マスタープ

ラン作成

データ・ベー

ス作成

地熱資源・開発データベースの

作成・更新に関する技術の移転

共同作業によ

る OJT および

ワークショッ

プによる説

明・討議

2006 年 5 月、

8-10 月、2007

年 2 月、2007

年 5-6 月、

2007 年 8 月

マスタープ

ラン作成

マスタープ

ラン作成

地熱発電開発マスタープラ

ン・アクションプランの作成方

法に関する技術移転

共同作業によ

る OJT および

ワークショッ

プによる説

明・討議

2007 年 6-7

月、2007 年 8

月

自然・社会環

境調査

環境調査に

関する技術

移転（ CDM

事業化を含

む）

マスタープラン調査段階の少

ないデータから地熱開発が環

境に及ぼす影響について解析

予測する方法に関する技術移

転。国際支援金融機関からの資

金を調達する際に必要な環境

影響調査ガイドラインおよび

事業の CDM 化に関する方法に

関する情報・知見の移転。

共同作業によ

る OJT および

ワークショッ

プによる説

明・討議

2006 年 5 月、

8-10 月、2007

年 2 月、2007

年 8 月

2-8

２.５ワークショップ等の開催

本マスタープラン調査は、インドネシア国の開発方針を示した地熱法や Road Map と深く関連

しており、同国の今後の地熱開発に大きなインパクトを与える可能性が極めて高いことから、政

府関係者のみならず民間事業者や各国支援機関も注目していた。

そのため、本調査実施に当たっては、各段階の調査の方法や結果をインドネシア側地熱開発関

係者に充分に理解してもらうために、ワークショップの形を取り、インドネシア側が設定してい

る地熱開発ステアリングコミティに報告し、その内容を説明する手続きをとった。

第 1 次現地調査のワークショップ/ステアリングコミティは、2006 年 5 月に DGMCG で実施さ

れた。この会において、JICA チームより本調査事業の内容を説明し、インドネシア側は理解し、

了承された。調査内容を周知するために、第 1 次現地調査では、この会以外に、個々のカウンタ

ーパート機関と打合せを行った。

第 2 次現地調査において、第 2 回ワークショップ/ステアリングコミティを開催（2006 年 8 月）

し、プログレスレポートの内容を説明し、その後の調査の進め方を協議した。調査結果の概要に

ついてはインドネシア側に受け入れられたが、補足資源調査地点について、当初計画では 16 地点

となっていたが、ほかの地点の調査要望がインドネシア側から出たことから、その調整を行うた

めに、9 月に各機関のカウンターパートが集まり、テクニカルミィーテングを開催した。このテ

クニカルミィーテングにおいて、資源評価・経済評価の方法の詳細を説明し、補足調査地点はそ

の結果、決定されたことを説明した。さらに、インドネシア側要望の追加調査地点について検討

し、調査の価値があると判断された有望地点を選定し、調査を行うこととした。

補足調査の現地作業が終了し、追加地点のデータ入手検討が終了した 10 月に、物理探査

（MT/TDEM）地点の検討を行うために、カウンターパートミィーテイングを開催した。この検討

会には、DGMCG、CGR、PETAMINA が参加し、JICA チームと検討を行った。この検討により、

2 地点調査のための候補地が選定でき、現地調査の調整に入った。

第 4 次現地調査(2007 年 2 月)では、インテリムレポートの内容を第３回ワークショップ／ステ

アリングコミッティにおいてインドネシア側に説明し、協議を行った上、インテリムレポートを

完成させた。調査内容およびマスタープラン策定方針をカウンターパートに説明し、インドネシ

ア側の了解を得た。

第 6 次現地調査では、ドラフトファイナルレポートを作成し、カウンターパートと協議を行っ

た（ステアリングコミッティ）。この協議により調査結果の理解を得て、結果の公表の可否が検討

された。データ公開可能な範囲でデータベースや作成した資料を用い、地熱開発マスタープラン

について、同国エネルギー鉱物資源省（MEMR）の地熱開発方針の説明とあわせて、地熱開発や

電力関係者を対象に同国公開の形を取り、ワークショップを開催した。

2-9

Fig. 2.1-1 Flow of the Study

2-10

Fig. 2.2-1 Organization of Study Team

総括/地化学Ａ

島田寛一

副総括/地質Ａ

籾田学

業務調整員

副田宜男

【プロジェクトチーム】

西日本技術開発㈱地熱部／海外営業部／

経理部／ｼﾞｬｶﾙﾀ事務所

協力・支援

国際協力機構

指示

報告

インドネシア国関係機関

協力相互連絡

地熱エンジニアリング㈱

協力・支援

地質Ｂ

荒井文明

資源データベース/

経済性評価

鴇田洋行

物理探査

本田満

地化学Ｂ

松田鉱二

法制度/政策関係

金子正彦

電力需要/送電システム

鬼木茂

環境社会配慮/

CDM 事業化検討

長野洋士

業務調整員

藤井建次

2-11

Table 2.2-1 Member List of the Study Team

氏名担当業務内容

島田寛一総括/地化学Ａ

現地調査および国内解析での総括業務および技

術管理、マスタープラン策定、地化学調査取り

まとめ

籾田学副総括/地質調査Ａ総括補佐、地質調査とりまとめ、地熱構造検討、

有望地域抽出

荒井文明地質調査Ｂ現地補足地質調査

松田鉱二地化学調査Ｂ補足地化学調査、地化学解析、地熱資源評価、

有望地域抽出

本田満物理探査物理探査、探査結果解析、地熱構造検討

鴇田洋行資源データベース・

経済性評価

地熱資源データベースおよび地熱開発データベ

ース構築・管理・技術移転、経済性評価

金子正彦法制度/政策関係法制度、政策関係調査、マスタープラン策定

鬼木茂電力需要/送電システム電力需要、送電システム調査

長野洋士環境社会配慮/

CDM 事業化検討

自然社会環境調査、CDM 事業化調査、財務評価、

マスタープラン策定

藤井建次業務調整員関係機関とのアポイント取り付け、ワークショ

ップ等開催準備、現地情報（安全対策等）収集

副田宜男業務調整員現地補足調査（地質調査）、地熱構造検討、精算

書類の整理

第３章インドネシアのエネルギー事情と地熱開発の現状

3-1

第３章インドネシアのエネルギー事情と地熱開発の現状

３.１インドネシアの経済・エネルギー事情

３.１.１インドネシア経済概況

（１）概況

インドネシアは大小 17,508 の島嶼からなる群島国家である。国土面積は 1,861 千 km2、人口

は 221 百万人(2005 年)を擁している(Table 3.1.1-1)。インドネシアは 1997 年 7 月のアジア通貨危

機において、ASEAN および韓国の中で大の経済的影響を受け、1998 年の GDP 成長率は▲

13.1％という大幅なマイナス成長となった。その後、各種改革の実施と好調な国内個人消費に

より、経済は回復傾向にある。GDP 成長率は、2003 年 4.5％、2004 年には 5.1％、2005 年 5.6%

を達成した。ここ数年、津波、大統領選挙、バリ島ホテル爆破テロ事件、地震等の大きな懸念

要素があったにもかかわらず、経済はおおむね堅調に推移している。（Fig.3.1.1-1）

実体経済においては、個人消費の好調さが目を引く。賃金の上昇を背景に、二輪車・四輪車、

エアコン・冷蔵庫・洗濯機などの自動車、家電製品の販売台数が大幅に伸びてきた。銀行から

の消費者向け貸出しも好調で、消費を支える一要因となっている。2005 年、2006 年に至っては、

政府支出、輸出も経済成長の牽引車になっている（Fig.3.1.1-2）。政府は、国内石油燃料価格を

抑えるため従来から多額の補助金を支出してきたが、昨今の原油高を背景に財政が圧迫される

ところとなっている。このため、政府は 2005 年 8 月、同補助金の削減と燃料価格値上げを発表

し、10 月にガソリン、家庭用灯油などの燃料価格を平均 127%値上げした。このため、2005 年

は消費者物価が 17.1%上昇する異常な年となった(Fig.3.1.1-3)。

マクロ経済の当面の課題は失業率の改善である。97 年の経済危機以降、失業者が増加の一途

をたどっている。毎年 250 万人が新規に労働市場に参入すると試算されており、失業率を悪化

させないためにはそれ以上の雇用創出が必要であるが、そのためには年率 6％以上の経済成長

が必要とされる。この高成長を達成するためには、現在の消費主導の経済成長から投資主導の

経済成長への転換が不可欠である。また、対外的には中国経済の台頭、FTA 等の自由貿易への

取組の進展といった国際環境の変化も存在するため、インドネシアが国際競争力を保持し、持

続的な経済成長を果たすには、投資の促進が不可欠である。そのために、経済インフラの劣化、

治安面での懸念、労使関係の改善、司法制度の脆弱性、汚職といった問題に対処していく必要

がある。

国内経済の成長の牽引の座を非エネルギー分野に譲ってはいるものの、石油、天然ガス、石

炭のエネルギー資源は、外貨獲得源、工業用燃料供給源として依然、インドネシアの経済に大

きな役割を果たしている。石油および天然ガスは 2003 年、インドネシアの輸出額の 23.8%に相

当する 152 億ドルの外貨を獲得し、政府収入の約 18%をまかなった。同国の石油埋蔵量は 2004

年時点で、約 641MCM（百万 m3）、天然ガス埋蔵量は約 2,770BCM（10 億 m3）、石炭埋蔵量は

約 4,968mt（百万トン）とみられている。

（２）国内総生産

国内総生産（GDP）は引き続きおおむね堅調に拡大している。90 年代後半の経済危機から立

ち直った後、2000 年代に入り GDP はおおむね対前年比 5%増前後で推移してきている。2006

3-2

年前半時点では、国際原油価格の上昇、国内石油製品への補助金削減に伴うエネルギー価格の

上昇などの要因もあり、年率 5.0%の成長であった。

インドネシアの 2005 年の国内総生産（GDP）は 1,750 兆ルピア（2000 年価格）であり、国民

１人当たりの GDP は 1,300US$である。GDP の構成は、工業が大の 28.1%を占め、以下、観

光・外食・商業が 16.8%、農林水産業 14.5%、鉱業 9.3%、金融・リース業 9.3%、サービス業 9.2%、

運輸・通信 6.3%、建設 5.9%と続いた(Fig.3.1.1-4)。生産項目別に前年からの伸びを見ると、運

輸・通信が 13.0%増とも高い伸びを記録した。これは航空業（国内線 15.6%増、国際線 7.5%

増）、海運業（旅客 11.7%増、貨物 8.4%増）の好調を反映したものである。また、観光・外食・

商業も好景気を反映して 8.6%増と高い伸び率を示し、さらに、ショッピングモールやビルの建

設ラッシュで建設業も 7.3%増となった。以下、金融業が 7.1%増、電気・ガス・水道が 6.5%増、

サービス業が 5.2%増と続いた。（Table 3.1.1-2）

（３）市場状況

ルピアの対ドル交換レートは、2001 年に初めて 1 ドル 10,000 ルピアを超え、ルピア安となっ

た。その後、2003 年には 8,500 ルピアまで戻したが、その後、再び下落した。これは、国際石

油価格の上昇に伴い PERTAMINAによる石油輸入代金支払いのため多額のドル需要が発生した

こと、国内石油価格補助金が財政危機をもたらすものとの懸念が市場関係者に働いたこと、な

どによるものと見られている（Fig.3.1.1-5）。

これに対し、インドネシア政府は為替市場を安定化すべく、オフショア市場でのルピア取引

を規制した。また、政策目標金利を導入し（05 年 7 月）、8%台だった金利を 05 年末までに 12.8%

まで引き上げた。この結果、高金利を目指す外国からの短期資金が市場に流入し始め、ルピア

上昇に転じた。為替レートは、2007 年 3 月時点で 1 ドル Rp.9,100 となっている。

金融市場は財政の安定とマクロ経済の見通しに関して自信を取り戻しつつある。為替レート

は１ドル 9,000～9,500 ルピアの間で取り引きされているが、ここに来て、一時に比較しそれほ

ど不安定ではなくなりつつある。ジャカルタ証券取引所の株価も過去高水準にある

（Fig.3.1.1-6）。債券利回りも全ての満期において下落し、2004 年末のレベルに近づいている

（Fig.3.1.1-7）。短期利回りが政策金利方針により影響をうけるなかで、これらの長期利回りの

下落は、市場心理は改善しつつあることを示していると言える。

昨今の債務状況の改善を含むマクロ経済情勢と政局安定の見地から、主要な国際格付機関は

インドネシアの格付けを改善した。Moody’s は 2006 年 5 月に B2 から B1 に格上げし、Standard

& Poors も 7 月、B+から BB-への引き上げと続いた。日本の R&I も 10 月、BB-から BB へと格

付けを引き上げた。これらの結果はまだ投資適格までには至っていないが、市場の好調さを反

映しているものである。

（４）貿易

石油の輸入増加を主な原因として、インドネシアの経常収支は 2004年から悪化に転じている。

2005 年における経常収支バランスは 3.4 億ドルにまで減少した（Fig.3.1.1-8）。

（５）インフレ・金融政策

インドネシアのインフレ率（消費者物価指数対前年同期比ベース）は 2000 年以降、10％前後

の高い値で推移していたが、2003 年には 5.1%まで減少を見せた。しかし、その後、再び増加傾

3-3

向にあり、2005 年には燃料費の値上げの影響を受け、17.1%増という高いインフレ率を記録し

た。

しかし、金融政策の引き締め、為替レートのルピア高基調、経済活動の鈍化、等を受け、イ

ンフレ圧力は弱まりつつある。2006 年 9 月現在ではインフレ率は 14.5%まで低下した。また、

変動しやすい食料品などを除いたインフレ率（コアインフレ率）は、2006 年 2 月の 10.2%から

9 月には 9.1%まで低下してきている。

2005 年 3 月から 12 月の間、インドネシア中央銀行は政策金利を引き上げた。しかしながら、

2006 年 5 月、中央銀行は金利政策を変更し、徐々に金利の引き下げに転じた。2006 年 10 月に

は、政策金利（１ヶ月 SBI）の金利は 10.75%に引き下げられている。また、実質金利(コアイン

フレ率調整済)は 2005 年 12 月の 3.3%から 2006 年 9 月には 2.1%まで減少した。インフレ圧力が

後退するに伴い、中央銀行は政策金利のさらなる低減余地をもつに至っている。

（６）雇用情勢

中央統計局によると 2005 年の労働人口は前年より 182 万 8,985 人（1.76%）増えて、１億 580

万 2,372 人になった。うち、完全失業者は 1,085 万 4,254 人で、前年より 60 万 2,903 人（5.9%）

増加し、失業率は 0.3%悪化し、9.7%に達した。

中国からの輸入品との激しい競争により、繊維産業、木材産業が深刻な不振に陥り、工場閉

鎖や解雇が相次いだ。また、2005 年 10 月の燃料価格値上げに伴う物価上昇により、建設コス

トの増大を嫌った施工主がプロジェクトを遅延ないし中断したため、建設関係労働者の解雇も

発生した。これらにより失業率が増加したものと見られている（Fig.3.1.1-9）。

（７）国家開発計画

ユドヨノ政権は 2005 年 1 月、国家中期開発計画(2004-2009)を発表した。同計画は前政権の 5

ヵ年計画(PROPENAS 1999-2004)の成果を評価しつつも、(i)民主的かつ公正な社会、(ii)安全かつ

平和社会、(iii)経済的かつ社会的に反映した国家形成、のために、さらなる改革が必要とし、か

かる 3 点を主要アジェンダとした中期開発計画を策定したものである。

具体的には、民主的かつ公正な国家の実現のためには、司法・立法組織の強化、法の支配の

徹底、汚職撲滅の推進により、国民に信頼される政府の確立を目指している。また、安全かつ

平和な生活の実現のためには、地域紛争、一般犯罪、密輸、テロを払拭し、国民に安全かつ平

和な市民社会を防衛する意識を醸成し、警察・軍隊などの治安機関の強化を目指している。さ

らに、経済的かつ社会的に繁栄した社会の形成のためには、これまで緩慢であった投資と輸出

の伸びを引き上げ、雇用形成や貧困撲滅を伴った成長を目指している。同計画のこれらの 3 つ

のアジェンダに共通する課題として、政府は政治運営、政策決定プロセス、経済活動における

民間部門の役割を強化していく方針である。

特に第 3 のアジェンダである経済的かつ社会的に繁栄した国家の形成については、財政赤字

の縮小などマクロ経済の安定化のための政策をさらに積極的に進めると共に、十分な雇用創出

につながる経済成長を達成していくために、産業の競争力を強化し、投資・輸出を拡大させて

いくことが必要としている。また、経済成長は貧困削減を伴う健全なものでなければならない

とし、貧困削減対策について中長期的に成果を上げる策を導入する必要があるとしている。

かかる問題意識の下、同計画は年間 6～7%の経済成長率達成を目指し、失業率を現在の 10%

3-4

から 2009 年までに 5%まで低下させ、貧困率を現在の半分の 8%に削減することを目標として

掲げている。この目標達成のため、経済政策面では、(i)マクロ経済の安定、(ii)ビジネス環境の

改善、(iii)農林水産業の再生を、社会政策面では、教育・保険等のサービスの拡充を柱として

いる。経済政策の中で、特にマクロ経済の安定とビジネス環境の改善のためのより具体的な課題は

以下の通りである。

① マクロ経済の安定性

(i) インフレ：5%前後に抑制する

(ii) 財政政策：2009 年までに財政収支の均衡を達成し、公的債務・GDP 比率を 2009

年までに 32%まで引き下げる

(iii) 金融部門改革：金融監督機関(OJK)の創設、預金保険スキームの完成、ノン

バンク金融機関（投資信託、年金、保険等）の育成

② ビジネス環境の改善

(i) 取引費用および新規参入費用の削減

(ii) 輸出促進を目的とした関税、VAT 徴税手続きの簡素化

(iii) 中小企業の育成：中小企業への資金供給、技術移転

(iv) 労働市場の改革：高コストの労働関連規制の改善

(v) インフラの整備：水道、交通(道路、鉄道、港湾、空港)、エネルギーの整備

③ 農林水産業の再生

(i) 農家支援：金融資産へのアクセス確保

(ii) 農業インフラ：道路、潅漑等の整備

(iii) アグロビジネスの育成：参入障害の撤廃

３.１.２インドネシアのエネルギー事情

（１）１次エネルギー供給

インドネシアの 2004 年の１次エネルギー総供給量は 128,856 千 TOE（ton oil equivalent）であ

った。このうち、45%は石油で、天然ガス 33%、石炭 16%、残る 5%が地熱、水力などである（Table

3.1.2-1）。

インドネシアの確認油田のほとんどは中央スマトラの Duri、Minasno の沖合地域にある。そ

の他、北西ジャワ沖合、東カリマンタン、Natuna 海に生産中の油田が存在している。ここ 10

年の間、インドネシアの石油生産量は日量 1.3～1.4 百万バレル/日程度であった。しかし、近年、

油田の枯渇などにより生産量は減少し、2003 年の生産量は 1.1 百万バレル/日の生産にとどまっ

た。2004 年にはさらに落ち込み、966 千バレル/日になっている。これにより年間生産量は 2002

年の 4,570 億バレルから 2003 年には 4,190 億バレル、2004 年には 4,010 億バレルへと低下した。

なお、インドネシアは約 131 千バレル/日の液化天然ガスの生産を行っている。

国内で石油資源を産出する一方で、国内需要に対応するため、インドネシアは原油や石油製

品の輸入も行っている。2001 年以前はインドネシアは石油、天然ガス、石炭の輸出国であった。

しかし、2002 年には生産面での老朽化、国内需要の高まりからインドネシアは初めて実質的な

石油輸入国になった。即ち、同年には原油 185.9 百万バレル、石油製品 42 百万バレルの輸出が

3-5

行われているが、他方で原油 124 百万バレル、石油製品 106.9 百万バレルの輸入が行われ、差

し引き 3 百万バレルの輸入超過になっている。2004 年の純石油輸入量は 30 百万バレルまで増

加した。しかし、政府は、今後数年中にも新たな石油資源が開発され、純石油輸入国としての

地位を回復するであろうと楽観的に見通しを有している。石油開発規制機関であるBP Migasは、

2009 年までに 1.3 百万バレルに産油量を増加させる目標をたてている。

2004 年の天然ガスの生産は約 3,030 BCF(billion cubic feet)に達した。これは、2003 年の産出量

3,155BCF から約 4.0%の減少である。天然ガスの産出量の 46%は LNG として輸出され、残りが

パイプラインによる輸出及び国内需要である。国内需要の 39%はガス田での燃料や生産用に使

用され、47%は工業・電力用、9%が都市ガス用、3%が製油所用に用いられている。輸出用天然

ガスは 90%が LNG の形態で行われ、4%が LPG、6%はガスパイプラインによる輸出である。LNG

輸出の 69%は日本、19%が韓国、12%が台湾向けである。天然ガスの国内需要の開拓は遅れて

いる。

石炭に関しては、可採埋蔵量は約 4,968 百万トンと推定され、うち、57%は褐炭（リグナイト）、

27%が亜瀝青炭、14%が瀝青炭で、無煙炭は 0.5%以下である。さらに、近の調査では、国内

炭田の 10 ヶ所以上で総量 336 兆立方フィートの石炭床メタン（Coal Bed Methane; CBM）があ

るとされた。インドネシアの主な炭田はスマトラとカリマンタンに位置するが、西ジャワ、ス

ラウェシにもいくつか存在している。インドネシア産の石炭は熱量 5,000～7,000kcal/kg で、灰

分、硫黄分が低い性状である。硫黄分に関しては 1%以下である。インドネシアは 2004 年、132

百万トンの石炭を産出した。これは 2003 年の 114 百万トンに対し 16%の増加である。産出量の

約 70%は輸出である。輸出先は日本、韓国、台湾が 70%以上を占める。インドネシアではこれ

以外の東南アジア諸国やインドの潜在的需要をにらみ、石炭の生産を倍増する計画を有してい

る。

インドネシアの発電設備量は 21,882 MW で、120,161 GWh の発電が行われた（2004 年）。発

電量のうち、86.4%は火力、8.1%は水力、5.6％は地熱その他の電源で行われている。

（２）最終エネルギー需要

2004 年のインドネシアの終エネルギー需要は 2003 年の 65,741 千 TOE から若干増加し、

79,124 千 TOE となった。この増加は主に産業部門の大幅な増加、運輸部門の増加によりもたら

されたものである。2004 年の産業部門の終エネルギー消費は全体の 39%を占めており、2003

年と比較し 63%の大幅な増加となった。この増加は、エネルギー部門の投資、新しい石炭火力

発電所の運開によるものである。同様に運輸部門における終エネルギー消費は全体の 29%を

占め、2003 年比で 7%増加した。終エネルギー消費の残る 32%は商業・家庭、その他部門に

よって消費されている。

終需要の大の形態は石油で 60%を占め、次いでガス 16%、電力 16%、石炭 8%の順であ

る。石油消費の削減努力にも拘わらず、2004 年の石油消費は 2003 年の 39,434 千 TOE から 22%

増の 48,138 千 TOE に増加した。

３.２地熱開発と開発促進政策の現状

3-6

３.２.１地熱開発の現状と最近の動向

インドネシアは世界大の地熱ポテンシャルを保有していると言われている。同国内の地熱ポ

テンシャルは約 27,000MW 相当であり、全世界の地熱ポテンシャルの 40%を占めるとの試算も報

告されている（Table 3.2.1-1、Table 3.2.1-2）。地熱エネルギーの開発は、増大する電力需要への対

応、エネルギー源の多様化の観点から強く期待されてきた。今日、インドネシア国内の地熱発電

は、西ジャワの Kamojang、 Darajat、Wayang-Windu、Salak、中央ジャワの Dieng、北スマトラの

Sibayak、北スラウェシの Lahendong の 7 地点で行われており、発電能力は 857MW である

（Fig.3.2.1-1、Table 3.2.1-3、Fig.3.2.1-2）。しかし、この発電能力は世界第４位ではあるものの、膨

大なポテンシャルを考慮すると、この恵みを十分活かしているとは言えない状態にある（Table

3.2.1-4）。

インドネシアで地熱開発が行われたのはここ 30 年ほどのことである。1974 年、インドネシア政

府は地熱開発を進めるため、Presidential Decree No.16/1974 により PERTAMINA に対し地熱開発の

権利を与えた。また、1981 年の Presidential Decree No.22/1981 で、PERTAMINA は内外の民間企業

と共同開発方式（JOC；Joint Operation Contract 契約方式）で地熱開発ができるようになった。こ

れにより内外の民間企業が地熱事業に参加できる道が開けた。さらに、1991 年、政府は民間の地

熱開発参加を促進するため、Presidential Decree No.45/1991 により、PERTAMINA が共同開発方式

により下流の発電事業までできるようにした。これにより民間の地熱事業者が発電事業者（IPP）

として参加できるようになった。また、これを財務面から支援するため、Presidential Decree

No.49/1991 を発効し、地熱開発に伴う税率を従来の 46%から 34%に減じ支援した。

この措置により、90 年代にインドネシアの地熱開発は促進された。この要因としては上記の措

置に加え、地熱 IPP 事業者と PLN との売電契約が、比較的高い価格で契約となっていたこと、ド

ルベースでの販売となっていたこと、政府の支払い保証が付いていたことなども重要な要因であ

った。しかし、1997 年に発生したアジア通貨危機によりルピアが下落し、PLN の財政破綻が生じ、

地熱 IPP 契約は見直し、再交渉が行われることになった。その結果、PLN の買入価格は大幅に引

き下げられ、この過程で多くの IPP 事業者は撤退した。

政府はこの再交渉の過程を通じ、PERTAMINA に地熱開発の主導権を委ねるこれまでの方式は

適当ではないと判断し、2000 年 7 月、Presidential Decree No.76/2000（発電用地熱資源の運用に関

する大統領令）を発布し、既契約分を除き、PERTAMINA と民間企業との共同開発方式を破棄し

た（PD No.22/1981 および PD No.45/1991 の廃止）。また、2003 年 10 月、政府は地熱法（2003 年

法律 27 号）を制定し、地熱エネルギーは国家財産でありその開発権は国と州にあることを明確に

し、その上で地熱開発に民間企業が参加する手続きを定めた。これにより、民間企業が地熱開発

に参加する手続きを透明にした。

PERTAMINA については、石油、天然ガス、地熱と幅広いエネルギー開発を担当しており、あ

まりにも巨大化した組織となったことから、経営効率の向上を図るため、新石油ガス法（2001 年

法律 31 号）の施行に伴い、2003 年 9 月、PERTAMINA を株式会社化することとした。この一環

で、エネルギー源毎の分社化を図ることとなり、地熱事業は子会社の PERTAMINA Geothermal

Energy（PGE）に移管されることになった。また、Presidential Decree No.76/2000 の発効に伴い、

PERTAMINA は１開発者の立場になった。また、PERTAMINA が地熱開発権を有している地域の

うち、開発に着手していない地域は政府に返還されることになった。

このような改革を進める一方で、インドネシア政府は石油エネルギー依存体質からの脱却を図

3-7

るため、再生可能エネルギーの開発促進を図ることとした。このため、2002 年には「国家エネル

ギー計画（National Energy Policy: NEP）」を策定し、また、2006 年には「国家エネルギー政策に関

する大統領令（2006 年第 5 号）」の発布し、国家エネルギー政策を大統領令という形でより高レ

ベルの国家政策に位置づけた。鉱山エネルギー省は国家エネルギー計画を具体化するため、2004

年、「地熱開発 Road Map（Road Map Development Planning of Geothermal Energy for 2004-2020）」を

策定した。

３.２.２「国家エネルギー計画（National Energy Policy: NEP）」の策定

エネルギーの安定供給は社会経済の発展に不可欠である。インドネシアを含め多くの国では石

油をはじめとする化石燃料にその多くを依存している。インドネシアにおいても 1970 年当時は石

油に 88%も依存していた。しかし、その後石油依存は徐々に減少し、2002 年においては 54%にま

で低下してきている。しかし、石油消費量そのものは年率 6.1%で増加している。これは経済成長、

人口増加に伴いエネルギー需要が増大しているためである。今日、インドネシアの１人当たりエ

ネルギー消費量は 311.6 KOE（kilo gram of Oil Equivalent）、であり、GDP のエネルギー消費原単位

は 108.3 KOE/1,000US$ (95 年 US$価格)となっている。一方、インドネシアの再生可能エネルギー

は非常に大きなポテンシャルがある。しかし、その開発はポテンシャルほどには進んでいない。

このような状況を勘案し、政府は 2002 年、「国家エネルギー計画（National Energy Policy: NEP）」

を策定した。この政策の目的は、国家利益のために持続的エネルギー供給を確保することとされ

ている。このため、

(a) 国内エネルギー供給の確保、

(b) エネルギー源の付加価値の改善、

(c) 倫理的、持続的、かつ、環境に配慮した方法によるエネルギーの管理、

(d) 低所得者層に対する入手可能な価格でのエネルギーの供給、

(e) 国家能力の開発、

を計画の使命とした。

また、国家エネルギー計画の具体的目標は、

(a) 市場メカニズムを活用してエネルギー事業者の役割を改善すること、

(b) 2020 年までに電化率を 90%まで引き上げること、

(c) 2020 年までに再生可能エネルギーのエネルギー供給における比率を 5%以上までに高める

こと、ただし大規模水力の開発は行わないこと、

(d) 国民へのエネルギー供給の確保とエネルギーの輸出の双方を大化できるエネルギーイン

フラの整備を図ること、

(e) 国内向け、輸出向けのエネルギー開発に、国内、海外企業の戦略的連携を促進すること、

(f) GDP に対するエネルギー消費原単位を毎年 1%ずつ減少させ、2020 年に対 GDP エネルギー

消費弾性値を１とすること、

(g) エネルギー産業における国内産業の比率の向上を図り、また、インドネシア人の役割を拡

大すること、

とした。

この具体的目標を達成するため、

(a) エネルギーセクターの再構築、

3-8

(b) 市場メカニズムに基盤をおく経済運営

(c) エネルギーセクターの州への権限委譲

(d) エネルギーのインフラ整備

(e) 国家エネルギー産業の役割の改善

(f) 国家エネルギーを支援する産業の改善

(g) 地域社会の強化

の戦略を採用することとしている。

さらに具体的な政策としては、

(a) 国家の発展と人口増加と平行してエネルギー確保を図る集中化政策、

(b) 石油以上に埋蔵量のある天然ガス、石炭の開発利用促進、クリーンでポテンシャルの多い

再生可能エネルギーの利用増大の多様化政策

(c) エネルギー産業の上流、下流におけるエネルギー効率の向上を図る省エネルギー政策、

を推進することとしている。

この政策に沿って、以下の各分野で具体的行動計画が実施されることになっている。

(a) エネルギー上流部門（石油、天然ガス、石炭、地熱、水力、その他再生可能エネルギー、

原子力など）

(b) エネルギー下流部門（石油、ガスパイプライン、燃料、LPG、電力）

(c) エネルギー利用部門（産業、業務・民生、運輸）

(d) 人材開発

(e) 研究開発

(f) 地域開発３.２.３「国家エネルギー政策に関する大統領令（2006 年第 5号）」の発布

上記の国家エネルギー政策は、2006 年に大統領令という形で、より高いレベルの国家政策に位

置づけられることとなった。即ち、2006 年 1 月 25 日、インドネシア大統領は、”国内におけるエ

ネルギー供給の安全を保証し、持続的な開発を支えるため、国家エネルギー管理の指針として国

家エネルギー政策を定める“とし、「国家エネルギー政策に関する大統領令（2006 年第 5 号）」を

発布した。

この中で国家エネルギー政策の目標値として、具体的に次の目標を掲げている（第 2 条）。

(a) 2025 年にエネルギー弾性値（エネルギー消費増加率と経済成長率との比）1 未満の達

成（Fig.3.2.3-1）

(b) 2025 年における次のエネルギーミックスの達成（Fig.3.2.3-2）

1) 石油 20%未満

2) ガス 30%以上

3) 石炭 33%以上

4) バイオ燃料 5%以上

5) 地熱 5%以上

6) その他の新・再生可能エネルギー（特にバイオマス、原子力、水力、太陽光、風

力）5%以上

7) 液化石炭 2%以上

3-9

また、この政策目標は主要政策とサポート政策により達成されるとし、主要政策としては、国

内エネルギーの供給確保、エネルギー生産の適化などのエネルギー供給政策、エネルギー利用

の効率化、エネルギー多様化のエネルギー利用政策、経済価格を指向したエネルギー価格政策（但

し、貧困国民への支援は考慮する）、持続的開発原理を適用した環境政策、の４つを掲げている。

また、サポート政策としては、エネルギーインフラ開発、政府・実業界のパートナーシップ、

国民エンパワーメント、研究開発および教育研修、の４つを掲げている（第 3 条）。

また、特定代替エネルギー開発への支援措置として、特定代替エネルギー源を指定した上、政

府は特定代替エネルギー源の開発者に対し、インセンティブを供与できるとしている（第 6 条）。

このように地熱開発の具体的目標が大統領令レベルで定められたことに対し、地熱関係者は大

きな期待を持っている。

３.２.４「地熱エネルギー法」の制定

既に述べたように、インドネシアは国内のエネルギー需要の増大により、現在、純石油輸入国

になっている。また、現在の石油生産を続けた場合、可採年数は約 10 年程度と予想されている

（Table 3.2.1-4）。このため、石油単一資源依存からの脱却を目指して国家エネルギー政策が進め

られているが、その中でも特に、地熱発電は、

(a) 国産エネルギーであること、

(b) 設備利用率が高く、安定して大量に電力を供給できる電源であること、

(c) 地方に存在するエネルギー源であり地方開発に必要なエネルギー供給源となりうること

(d) 環境に優しいエネルギーであること、

(e) 熱水の多目的利用などを通じ、地域産業への貢献が期待できること、

などの利点があり、積極的な開発が期待されている。

しかしながら、インドネシアにおける地熱開発はその法的基盤が十分でないまま進められてき

た。このため、今後、積極的な地熱開発のため、民間の参入も積極的に期待される中で、新たな

地熱開発の法的基盤整備が必要となってきた。このため、インドネシア政府は 2003 年 10 月 23 日、

15 章 44 条からなる「地熱エネルギー法（Geothermal Energy Law：2003 年法第 27 号）」を制定し

た。この地熱法は、地熱発電のための蒸気開発事業をより競争的な、より挑戦的な、より魅力的

な事業とすることを通じ、地熱開発の促進を目指している。なお、地熱発電の下流部門である発

電事業は 2002 年制定の新電力法により監督されることになっている。

この地熱エネルギー法は、インドネシア国内に豊富に賦存し、再生可能エネルギーである地熱

を、エネルギー供給源として積極的に活用し、社会の持続的発展に寄与させることを目的として

いる。このため、地熱開発活動を管理し、促進し、社会にその開発効果を還元させることを使命

としている。

この地熱エネルギー法の制定は次の意義を有しているものと考えられる。

① 地熱開発の手続きが明確化、透明化された。

(i)地熱開発区域（Working Area；WKP）の設定、(ii)地熱開発許可（Geothermal Energy Business

Permit：IUP）、(iii)入札による地熱開発区域の決定、など

② 迅速な開発のための制度が導入された。

(i)IPU に対する期間の設定、(ii)探査終了後一定期間内に開発に移行しない場合の返還義務、

(iii)IUP 保有者による開発計画の届出制度と監督官庁による変更命令、など

3-10

③ 国・州政府の役割が規定された。

(i)地熱資源管理と地熱資源データ管理責任、(ii)資源量と開発量のバランス管理、(iii)予備調

査の実施、(iv)IUP 許可の発行、(v)国営企業の事業主体としての開発参加への可能性、など

これらはいずれも民間企業の参加を促す観点から重要であり、その政策意図が発揮できるよう

な制度運営が期待される。なお、この中で特に注目されるものとして、国による予備調査の実施

義務が規定されたことが上げられる。すなわち、法第 10 条は第 1 号で地熱開発行為を、予備調査、

探査、事業化可能性調査(FS)、開発および利用の 5 区分に分割し、そのうち予備調査に関しては、

第 2 号にて「国および州政府はそれぞれの権威に沿い予備調査を実施しなければならない」と規

定した。すなわち、民間の地熱開発の呼び水となる予備調査は国および州政府の責任において実

施することになった。特に、国（鉱山エネルギー省）は地熱開発区域(Working Area；WKP)を設定

する責任があるため、有望地域に関し情報を収集・整備することが必要となった。このため、国

は今後、地熱の有望地域に対し予備調査を行うこととし、必要に応じ 2～3 本の調査井掘削も検討

している。これにより、今回の制度の基礎となっている地熱開発区域の設定が適切に行われるよ

うになるのみならず、地熱開発の初期の資源探査リスクが大幅に軽減され、民間企業の参加促進

が図られるものと期待されている (Fig.3.2.4-1)。

３.２.５「地熱開発目標」と「地熱開発 Road Map」の策定

国家エネルギー政策および地熱エネルギー法の制定を受けて、政府は今後の地熱の開発目標を

設定した。国家エネルギー政策においては「2020 年までに発電設備の 5%以上を再生可能エネル

ギーにすること」になっている。また、その中で大規模水力の開発は環境面から行わないことと

している。このため、資源量の観点および経済性の観点から利用可能な再生可能エネルギーは実

質的には地熱エネルギーに多くを依存しなければならない事情にある。このような背景から鉱山

エネルギー省は地熱発電について、「2020 年までに 6,000MW の地熱開発を目指す」との開発目標

を設定した。

そしてこの開発目標を確実に実現するため、鉱山エネルギー省は「地熱開発 Road Map（Road Map

Development Planning of Geothermal Energy for 2004-2020）」を 2004 年 6 月に策定した。この中では、

2020 年 6,000MW の開発をめざし、それに至るまでの行程と、課題と対策が洗い出されている。

なお、特に今後の課題として、政府による資源量の把握、評価の重要性が指摘されている。そし

て、政府は 2005 年にはこの地熱開発目標を「2025 年に 9,500MW の地熱開発を目指す」とさらに

高いものとした (Table 3.2.5-1)。

３.２.６エネルギー鉱物資源省における機構改革

上記のように、ここ 2-3 年の間にインドネシア政府は次々と新たな地熱開発政策を打ち出し、

政策フレームを整備している。この政策フレームに沿った具体的施策として、鉱山エネルギー省

は内部組織の改変を行い、石炭と並んで地熱開発政策に責任を持って実施する組織の整備を行っ

た。具体的には、従来の「地質鉱物資源総局（Directorate General of Geology & Mineral Resources）」

を改変し、新たに「鉱物・石炭・地熱総局 (Directorate General of Minerals, Coal and Geothermal)」

を設置し、また、同総局内の「地質環境鉱区局（ Directorate of Geology Environment & Mining Area）」

を改組し、新たに「地熱・地下水局（Directorate of Geothermal & Groundwater）」を設置した。また、

同省による地質調査を実施するための部隊として「地質庁」も設立されることとなった（Fig.3.2.7）。

3-11

この組織変更は 05 年 12 月に行われ、実質的には 2006 年 4 月から新組織による行政が行われてい

る。この新たな組織整備により、一貫性があり、効果的、効率的、かつ、強力な地熱開発政策の

遂行が期待される (Fig.3.2.6-1)。

なお、蒸気開発業者である PERTAMINA に関しても、業務効率化と責任体制の明確化を目指し

て PERTAMINA の分社化（石油・ガス・地熱各部局の独立分社化と親会社の持ち株会社化）が決

定されている。即ち、新石油・ガス法(2001 年法律第 22 号)および同施行令（2003 年第 31 号）

により、PERTAMINA は地熱エネルギーの商業化をその子会社に移さなければならないことにな

っている。これを受けて 2006 年 12 月、子会社である PERTAMINA 地熱エネルギー会社(PT. PGE)

の設立が公告された。

さらに、国家開発計画庁（BAPPENAS）では、地熱開発の重要性に鑑み、適宜、関係省庁連絡

会議（Steering Committee）の開催を試みている。今後とも、公式、非公式の連絡会議を通じ、関

係省庁間の横の連絡体制を整え、側面的に地熱開発を支援していきたいとしている。

このように、インドネシアの地熱開発は、法体系の整備、開発目標の設定、組織の整備、と言

った一連の政策体系が整備され、政府関係者の意欲も高まりつつあり、今まさに新たなスタート

が大きく切られたところである。

３.２.７電力セクター改革の現状

インドネシアでは、電気事業は長らく 1985 年電力法（Electricity Law No.15/1985）によって規制

されてきた。この電力法では、電力供給は基本的に PLN が独占的に一般公衆に対する電力供給責

任を有していた。他の事業者と協同することはエネルギー大臣の同意を受けた後に実施できるこ

ととされていた。インドネシアの電力セクター改革の第１ステップは、1994 年に PLN の法人格

を国家機関としての位置づけから株式会社（Limited Liability Company）に変更したことから始ま

った。その後、1995 年には PLN の Java-Bali 管内の発電、送電、配電の各部門のアンバンドリン

グが行われた。発電部門は PJB 社と Indonesia Power 社の二つに分割された。配電部門は東 Java

地域、西 Java 地域、中央 Java 地域、Jakarta 地域の４ユニットに分割された。各ユニットは本社と

の間であらかじめ定めた経営目標に沿った経費の配分を受ける形での準独立体としての独立採算

を求められており、Java-Bali の送電部門は、発電ユニットの子会社としての Java-Bali Electricity

Transmission および給電司令ユニットに移管された。これにより電力市場構造は、PLN の送電部

門が PLN の発電部門および IPP から電力を購入するいわゆる Single Buyer 市場になった。Java-Bali

以外での電力セクター改革は PLN の地方分権化の形で行われている。

電力セクター改革を推進するため、インドネシア政府は 2002 年、新しい電力法（Electricity Law

No.15/2002）を制定した。この新法は民間投資家が電力分野に参入することを可能にしたもので

あった。この法律制定により政府は 2007 年までに電力市場を解放することを計画した。電力市場

の監視のため、政府は BAPETAL（Badan Pengatur Tariff Listrik）と呼ばれる電力市場監視庁（(Power

Market Supervisory Agency)を設立した。この規制機関は国内のどの場所が競争市場に向いており、

どの場所は引き続き政府管理下におくべきか判断し決定することになっていた。この機関は大中

規模の需要家に対する電力供給の公正な競争を監督し、また、小規模需要家向け電力料金を決定

する役割も有する予定であった。Jawa、Madura、Bali(Jamali)、Batan 島が、当面、電力市場自由化

適用の第１段階地域と考えられていた。

しかしながら、2004 年 12 月、インドネシア憲法裁判所は 2002 年の新電力法は電気事業に完全

3-12

な競争を可能にした点がインドネシア憲法に違反しているとの理由で同法の無効を宣言した。同

裁判所は、「国益と国民福祉に重要な経済セクターは国により規制され、国民へ大限の利益を与

えるよう開発されなければならない」とする憲法 33 条の規定を引用した。裁判所は、2002 年の

新法の取消しに続き、法的枠組みを維持するために廃止された 1985 年の電力法（法 No.15/1985）

を復活させた。しかし、2002 年の新法の下に行った政府との契約は有効としている。

このような事態を受け、2005 年 1 月 16 日、政府は政令（Governmental Regulation）第 3 号(GR

No.3/2005)を発布し、また、近い将来、新しい電力法を制定すると発表した。政令 No.3/2005 は

1985 年電力法を施行するための政令 No.10/1989 を修正する形をとりつつ、電力セクターへの民間

の参加を可能にしている。

３.２.８電力分野への民間投資政策の現状

政令 No.3/2005 は、電力供給は国により管理され、一般公衆に対する電力供給権限である

Electricity Business Operation Authority (PKUK) の所有者としての国営企業（PLN を意味している）

により運営されると規定している。また、鉱物エネルギー大臣は PKUK 保有者の事業実施区域

を決定することとしている（第 3 条）。また、同政令は、電力供給と電力使用は大臣が作成する

国家電力総合計画(RUKN)に基づき行われると規定している（第 2 条）。さらに、同政令第 7 条で

は、PKUK の所有者は供給区域内において電力供給義務を有すると規定している(第 11 条(2))。

電力セクターへの民間の参加に関しては、政令 No. 3/2005 は以下の条文を規定している

(Fig.3.2.8-1);

－国家の利益を侵さない限り、公共利益のため、あるいは自己の利益のため電力事業許可

（公共利益の場合は PIUKU、自己利益の場合は IUKS）がいかなる事業体に対しても

発行されるものとする。この事業体には、協同組合、地方公共企業、私企業および個人

を含んでいる。(第 6 条(1)～(3))

－この電力事業許可（PIUKU ないし IUKS）は次の場合に限り発行される(第 6 条(7))。

・ PKUK ないし PIUKU の所有者が区域内に良質で信頼性のある電力を供給すること

ができない場合。または、

・ IUKS の所有者がより経済的に電力供給を実施することができる場合。

－ PKUK ないし PIUKU の所有者は、大臣または州知事の承認を得た後、他の電力事業許可

保有者から、電力を購入する又は送電網を賃借することができる(第 11 条(3)(4))。

－この購買ないし送電網の賃借は一般競争入札により実施されなければならない(第 11 条

(5))。

－しかしながら、再生可能エネルギー利用、マージナルガス利用、石炭火力、その他のロ

ーカルエネルギー利用による電力の購入、余剰電力の購入、地元電力システムが供給危

機にある場合、に関しては、随意契約により電力購入を行うことができる(第 11 条(6))。

(この再生可能エネルギーを定義するため、エネルギー省令No.9/2005が発出されており、

同省令第 16 条によると、再生可能エネルギーとは、ミニ／マイクロ水力、地熱、バイ

オマス、風力、太陽光エネルギーとされている。)

－電力の販売価格ないし送電網の使用料金に関しては、ルピア表示により行われるものと

され、コスト要素の変動に基づいて、販売価格ないし送電網使用料金は調整ができるも

のとする。なお、この販売価格ないし使用料金は大臣、州知事の承認を得なければなら

3-13

ない(第 32 条 A)。

この一連の政令、省令により、地熱発電事業者は一般競争入札によることなく、随意契約によ

り PLN に対し、買電契約の交渉を行うことができるようになった。この手続きに関しては、エネ

ルギー省令 No.9/2005 によれば、PLN 側から鉱物エネルギー大臣に対し、理由を添えて電力購入

計画を提案することもできるし、地熱発電事業者側から PLN に対し電力販売を提案することがで

きる、とも規定している（省令第 16 条）。また、電力販売価格の交渉は契約合意を含め 90 日以内

に行うこととされている（省令第 17 条）。

この様に一般入札を行わないで実施できる案件は Unsolicited 案件（非公募型案件）と呼ばれて

いる。他方、一般競争入札により発電事業実施者が決定される案件は Solicited 案件（公募型案件）

と呼ばれている。インドネシアでは 1990 年代に Unsolicited 案件が多数行われ、経済危機により

PLN の財政悪化を招いてしまったのと反省がある。このため、政令 No.3/2005 では民間参加の案

件は原則、Solicited 案件とし、一般競争入札で透明性を確保し、また、買電価格も抑えようとし

ているものである。ちなみに、Solicited 案件の場合、応札者の資金能力、技術能力、提案価格、

建設計画等を考慮して落札者が決定される。落札者は 90 日以内に電力販売価格も含め契約交渉を

終了することとされている。

なお、再生可能エネルギーからの電力購入価格に関し、エネルギー省令 No.9/2005 は、特定容量

による再生可能エネルギー発電からの電力販売価格に関する規定は独自に省令により定められる

としている（第 19 条）。これに基づき、2006 年、エネルギー省令 No. 2/2006 が発行されている。

３.２.９インドネシアの投資環境

電力分野への民間の投資に当たっては、電力関連規制に加え、一般の投資規制も関連している。

インドネシアにおける一般の投資関連規制は次のようである。

（１）投資関連法規

（a）外国資本投資法（1967 年法律第１号）

Penanaman Modal Asing (PMA)とも呼ばれる外国直接投資（FDI）は、事業状態の１つであ

り、主に外国投資法（1967 年法律第１号）と、1970 年の同法改正法（法律第 11 号）により

規制される。この法律に基づいて政府は直接外国投資をインドネシアに誘致するための各種

政策や措置を行っている。

PMA 企業は法的に設立された後、自動的に 30 年間の営業保証を受ける。この期間内に投

資家が追加投資（事業の拡大）を行えば保証期間はさらに 30 年延長される。この営業保証期

間はさらに 30 年の再延長も可能である。

（b）国内投資法（1968 年法律第 6号）

国内直接投資とは、インドネシア国内の企業間または個人間で行われる完全な国内所有に

よる事業のことである。これは Penanaman Modal Dalam Negeri(PMDN)とも呼ばれ、主に国内

投資法（1968 年法律第 6 号）と 1970 年の同法改正法（法律第 12 号）により規制される。

（c）会社法（1995 年法律第１号）

外国直接投資でも国内直接投資でも、一般的な事業主体は「会社(Corporate Company)」で、

Perseroan Terbatas (PT)とも呼ばれる。

3-14

（d）共同所有に関する 1994 年政令第 20 号

一般に、PMA 企業は、外国とインドネシア人のパートナーの間の合弁事業という形態をと

る。パートナーは法人(会社)でも個人でも構わない。

ＰＭＡ企業のうち、社会一般にサービスを提供する公益事業である電力、電気通信、海運、

航空、飲料水、鉄道、原子力発電および社会基盤の港湾、発電、運輸などを行う企業はインド

ネシアの国営企業との合弁企業としてのみ設立することができる。したがって、地熱発電を行

おうとする企業は、国営企業との合弁という形をとらないと事業が行えないことになる。

なお、上記以外の一般のＰＭＡ企業の場合、投資(株式および融資)の低額に関する要件は定

められていない。投資額は企業規模や事業動機に基づいて利害関係者により決定される。また、

PMA 会社は 100%外国所有の企業として設立することも可能である。この場合、そのような企

業は営業開始から 15 年以内に株式の一部をインドネシアの個人ないし企業に直接ないし国内

株式取引所を経由して間接的に譲渡することが求められている。営業開始後 15 年後にはインド

ネシアのシェアが少なくとも 5%以上になっている必要がある。

（２）税制

（a）所得税

インドネシアでは企業に対しても個人に対しても所得税は累進課税方式が適用される。税

額の算定は自己申告制度に基づいている。

企業に対する税率

年間課税対象所得税率 5,000 万ルピアまで 10%

5,000 万ルピアから 1 億ルピアまで 15% 1 億ルピアを超える所得 30%

なお、インドネシアでは従来から地熱事業者には 34%の税率が適用されている。

（b）損失

損失の繰り越しに関しては、基本的に政府は５年間の繰越損失金を認めている。

（c）減価償却率と耐用年数

資産に関しての減価償却費は、課税前に収入から控除される。減価償却資産は、それぞれ

の耐用年数に応じて４種類に分類されている。定額償却方式（20 年未満）か、定率償却方式

（建物を除く）かのいずれかを選択可能である。減価償却率は下記の耐用年数表で定められ

ている。

耐用年数と減価償却率物的資産耐用年数定額方式(%) 定率方式(%)

Ｉ．非建造物グループ１４年 25.0 50 グループ２８年 12.5 25 グループ３ 16 年 6.25 12.5

3-15

グループ４ 20 年 5.0 10 II．建造物恒久建造物 20 年 5.0 非恒久建造物 10 年 10.0

（d）付加価値税および斜視品販売税

輸入品、奢侈品、ほとんどのサービスには通常、10%の付加価値税（VAT）が課せられる。

さらに、奢侈品には種類に応じて 10%から 75%の販売税が課せられる。

（e）土地建物税

土地や建物、恒久建造物に関しては、毎年土地建物税がかかる。実効税率は通常は年に資

産価値の 0.1%以内となっている。

（３）投資インセンティブ

（a）輸入税

投資調整庁および地域投資調整庁事務所の認可を受けた PMA プロジェクトおよび PMDA

プロジェクトは、資本財（機械、設備など）の輸入に対し、関税率を 30%に抑えるための輸

入税減免措置などのインセンティブが与えられる。（設備容量の 30%以上の生産拡大、製品多

角化などの投資を含む）

なお、地熱事業に利用される発電設備、ボーリング機材などに関しては、2005 年 4 月、同

月から 2006 年 7 月までの間、輸入関税が無課税となる措置が公表された。（財務大臣規定

No.26/PMK.010/2005 による）この措置を受けられる者は、PERTAMINA および地熱事業許可

を受けた者である。

（b）課税優遇措置

政府は、新税法（2000 年法律第 16、17、18、19、20 号）を導入し、2001 年 1 月 1 日以降

適用している。この税法に基づいて、一定分野の外国投資、国内投資には次の課税控除が与

えられている。

－ 6 年間に渡る、実現投資の 30%に相当する課税収入控除方式による投資税減免措置

－減価償却の加速償却

－損失金繰越の 10 年への延長

－配当金に対する所得税率の 10%への圧縮

また、政府は特定課税物質、特定戦略物質、特定課税サービスの輸入などに関し、2000 年

律第 146 号および 2001 年法律第 12 号に基づき付加価値税の免税を導入した。

（c）輸出品製造業

輸出品製造業に対しては、次のようないくつかのインセンティブがある。

－輸出用製品に必要な物品および原材料にかかる輸入税の還付

－輸出品製造に必要な国内購入奢侈品、原材料にかかる付加価値税、奢侈品販売税の免

税

－必要とする原料を自由輸入

3-16

GDP Growth and GDP per Capita

-15

-10

-5

0

5

10

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

GD

P G

row

th (

%)

0

300

600

900

1,200

1,500

GD

P p

er

Cap

ita

(US$)

GDP Growth (LHS)

GDP per Capita (RHS)

Table 3.1.1-1 Key Data and Economic Profile of Indonesia

key Data Energy Reserves(*4)

Land Area (km2) (*1) 1,860,360 Oil (MCM) 641.1 Population（million）(*2) 220.6 Gas (BCM) 2,770 GDP（billion US$）(*2) 287.2 Coal (Mt) 4,968 GDP per capita（US$）(*3) 1,302

（資料：*1 As of 2004 Statistical Year Book of Indonesia 2004; BPS

*2 As of 2005 Indonesia at a Glance; World Bank, 2005

*3 calculated from *2

*4 As of 2004 APEC Energy Overview 2006; IEEJ）

Fig. 3.1.1-1 Growth of GDP

3-17

CPI (year on year base)　（％）

0

5

10

15

20

2000 2001 2002 2003 2004 2005

CP

I In

cre

ase R

ate (yo

y %)

Fig. 3.1.1-2 Source of Growth (year of year growth rate, %)

(Source: BPS) Fig. 3.1.1-3 Consumer Price Index Increase (year on yea)

3-18

GDP by Sectors (2005)1,749,547 billion Rupia (at 2000 year price)

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Agriculture, livestock, forestry & fishery Mining

Manufacturing Utilities

Construction Trade, hotel & restaurants

Transportation & communication Finance

Services

2003 2004 2005 2006 (H1)Tradable 3.8% 3.5% 3.5% 3.7%

Agriculture 4.3% 4.1% 2.5% 4.5%Mining -0.9% -4.6% 1.6% 4.5%Manufacturing 5.3% 6.2% 4.6% 3.1%

Non-Tradable 6.2% 7.1% 8.0% 6.3%Construction 6.7% 8.2% 7.3% 7.7%Finance 7.0% 7.7% 7.1% 5.2%Transport & Commu. 11.6% 12.7% 13.0% 12.2%Utility 5.9% 5.9% 6.5% 5.7%Trade, Hotel & Restaurant 5.3% 5.8% 8.6% 4.7%Services 3.9% 4.9% 5.2% 5.7%

Total 4.9% 5.1% 5.6% 5.0%(Source: Economic and Social Update, World Bank)

(Source: BPS) Fig. 3.1.1-4 GDP by Sectors (2005)

Table 3.1.1-2 Growth by Sector and Category

3-19

Exchange Rate (Rp/US$)

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Rp/

US

$

Fig. 3.1.1-5 Exchange Rate of Rupia (to US Dollar)

Fig. 3.1.1-6 Market Confidence is back (Rupia exchange rate and stock index)

3-20

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Curr

ent

Bal

ance (

Millio

n U

S$)

Fig. 3.1.1-7 Declining Interest Rates (Domestic bond yield curve, percent)

(Source: JETRO data base) Fig. 3.1.1-8 Current Balance

3-21

Fig. 3.1.1-9 Rising Unemployment Rate (Growth rate and unemployment rate)

3-22

Speculative Hypothetic Possible Probable ProvenSumatra 5,705 2,433 5,419 15 499 2Java-Bali 2,300 1,611 3,088 603 1,727 835Nusa Tenggara 150 438 631 - 14 -Sulawesi 1,000 125 632 110 65 20Maluku/Irian 325 117 142 - - -Kalimantan 50 - - - - -

9,530 4,714 9,912 728 2,305

251Location

Total

Total 27,18914,244 12,945

857

LocationInstalledCapacity

Resources (MWe) Reserve(MWe)

Table 3.1.2-1 Energy Supply and Consumption in 2004

Primary Energy Supply (kTOE)

Final Energy Consumption (kTOE)

Power Generation (GWh)

Domestic Production

201,596 Industry Sector 31,444 Total 120,161

Net Import & others

- 72,740 Transport Sector 22,623

Thermal 103,812

Total PES 128,856 Other Sectors 25,057 Hydro 9,674 Coal 20,983 Total FEC 79,124 Nuclear － Oil 58,570 Coal 7,186 Others 6,675 Gas 42,478 Oil 48,138 Others 6,555

BreakDown Gas 14,682

Total 128,856 Electricity&others

9,117

Break Down

Total 79,124 （Source：Energy Data and Modeling Center, IEEJ (http://www.ieej.or.jp/egeda/database-top.html)）

Table 3.2.1-1 Indonesia Geothermal Potential

（Source："Current State of Geothermal Development in Indonesia", Dr. Dwipa SJAFRA,）

3-23

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Pow

er

Pla

nt

Cap

acity(

MW

)

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

Tota

l E

lectr

icity

Genera

tion(G

Wh)

Capacity（MW) Total Electricity Generation(GWh)

Energy Resource Share inthe World

ProvenResource (R)

AnnualProduction (P)

Remarks

R/P = 10 yearsExportableR/P = 30 yearsExportableR/P = 50 yearsExportable

Hydro 75,000MW 0.02% 75,000MW 4,200 MW No development of largescale hydro power plant

（Source：Road Map Development Planning of Geothermal Energy for 2004-2020; MEMR）

5 Billion Brr

5 Billion Tones

500 Million Brr

Natural Gas 507 TSCF 3.30% 90 TSCF 3 TSCF

Oil 321　Billion Brr 1.20%

100 MillionTones

Geothermal 27,000MW 40% 2,305MW 857 MW

Coal 50 Billion Tones 3%

Table 3.2.1-2 Energy Resources in Indonesia and the World

(Source: PERTAMINA Geothermal Development)

Fig. 3.2.1-1 Plant Capacity and Electricity Generation of Geothermal Energy in Indonesia

3-24

SSC: Steam Sales ContractESC: Energy Sales Contract

STEAM FIELDDEVELOPMENTand OPERATION

POWER PLANTCONSTRUCTUONand OPERATIONSTEAM ELECTRICITY ELECTRICITY

ELECTRICITYTRANSMISSION

andDISTRIBUTION

CONSUMER

SSC ESC

PT PLN (Persero) orPrivate Companies PT PLN (Persero)

UPSTREAM DOWNSTREAM

STEAM FIELDDEVELOPMENTand OPERATION STEAM

SSC

UPSTREAM

POWER PLANTCONSTRUCTUONand OPERATION ELECTRICITY ELECTRICITY


andDISTRIBUTION

ESC


DOWNSTREAM


SSC

UPSTREAM

CONSUMER

POWER PLANTCONSTRUCTUONand OPERATION ELECTRICITY ELECTRICITY


andDISTRIBUTION

ESC


DOWNSTREAM


SSC

UPSTREAM

POWER PLANTCONSTRUCTUONand OPERATION

ESC

PT PLN (Persero) orPrivate Companies

DOWNSTREAM


SSC

UPSTREAM

CONSUMERELECTRICITY ELECTRICITY


andDISTRIBUTION

PT PLN (Persero)


ESC

PT PLN (Persero) orPrivate Companies

DOWNSTREAM


SSC

Pertamina orPrivate Companies

UPSTREAM

CONSUMERELECTRICITY ELECTRICITY


andDISTRIBUTION

PT PLN (Persero)


ESC

TOTAL PROJECT


Pertamina or Private Companies

Table 3.2.1-3 Geothermal Power Plant in Indonesia and its Development Scheme

Power Plant Location Unit No. Capacity(MW)Start of

OperationSteam Developer Power Generator

Unit- 1 30MW 1983

Unit- 2 55MW Kamojang West Jawa

Unit-3 55MW 1988

Pertamina PLN

Unit-1 60MW

Unit-2 60MW

Unit-3 60MW

1994(*5)Pertamina/ Chevron

Geothermal of Indonesia (*1)

PLN

Unit-4 66.7MW

Unit-5 66.7MW

Salak West Java

Unit-6 66.7MW

1997(*5) Pertamina / Chevron Geothermal of Indonesia(*1)

Unit-1 55MW 1994 Pertamina/Amoseas Indonesia Inc.(AI)(*2)

PLN Darajat West Java

Unit-2 90MW 1999 Pertamina / Amoseas Indonesia Inc.(AI) (*2) Lahendong North Sulawesi Unit-1 20MW 2001 Pertamina PLN

Sibayak Ｎｏｒｔｈ Sumatra Unit-1 2MW 2000 Pertamina

Wayng-Windu West Java Unit-1 110MW 2000 Pertamina / Magma Nusantara Ltd (MNL) (*3)

Dieng Central Java Unit-1 60MW 2002 Geo Dipa (*4)

PLN Power Plant （395MW) Total 857MW

（Break Down）

IPP Power Plant （462MW）

（Source：Pertamina; “Pertamina Geothermal Development（Resource ＆ Utilization）”）

(Note) *1 Chevron took over Unocal (Union Oil Company of California), who was the original developer of Salak on Aug. 2005 .

*2 Amoseas Indonesia Inc. is a subsidiary of U.S.-based Chevron Texaco.

*3 Magma Nusantara is a wholly owned subsidiary of Star Energy. Star Energy acquired W’ayang-Windu in Nov. 2004.

*4 Dien Plant was transfer to PT Geo Dipa from California Energy, who was the original developer, through Government of Indonesia

in 2002. PT Geo Dipa is a joint venture of Pertamina and PLN.

*5 Renovated in 2005

Fig. 3.2.1-2 Geothermal Energy Development Scheme in Indonesia

3-25

C o u n t r y C a p a c it y (M W )U n it e d S t a t e s o f A m e r ic a 2 ,2 2 8 .0P h i l ip p in e s 1 ,9 0 9 .0M e x ic o 8 5 5 .0In d o n e s ia 8 0 7 .0I t a ly 7 8 5 .0J a p a n 5 4 6 .9N e w Z e a la n d 4 3 7 .0Ic e la n d 1 7 2 .1E l S a lv a d o r 1 6 1 .0C o s t a R ic a 1 4 2 .5N ic a r a g u a 7 0 .0K e n y a 4 5 .0G u a t e m a la 3 3 .4C h in a 2 9 .2R u s s ia 2 3 .0T u r k e y 2 0 .4P o r t u g a l 1 6 .0E t h io p ia 8 .5G u a d e lo u p e 4 .2T h a i la n d 0 .3A u s t r a l ia 0 .2T o t a l 8 ,2 9 3 .7(S o u r c e : P e r t a m in a G e o t h e rm a l D e v e lo p m e n t 2 0 0 3 )

Table 3.2.1-4 Geothermal Power Generation Capacity in the World (2003)

3-26

1.84

1.69

1.36

1.161.05

0.73

0.47

0.260.17

0.10

(0.03)(0.12)

(0.50)

-

0.50

1.00

1.50

2.00

INDONESIA

MALAYSIA

TAIWAN

THAILAND

ITALY

SINGAPORE

FRANCE

UNITED STATES

CANADA

JAPAN

UNITED KIN

GDOM

GERMANY

Energy Mix (2003)

54.4%26.5%

14.1%3.6%

1.4%

0.2%

Oil Gas Coal Hydro Geothermal Other RNE

Energy Mix (2025)

20.0%

30.0%33.0%

5.0%5.0% 5.0% 2.0%

Oil Gas Coal Geothermal Other RNE BioFuel Liquefied Coal

Optimizationof EnergyManagement

(Note：Data is processed from BP Statistical Review of World Energy 2004 and IMF World Monetary Outlook

2004) （Source：”National Energy Management Blue Print（2005）”）

Fig.3.2.3-1 Energy Elasticity in Main Countries（1998－2003）

（Note：Energy Mix in 2003 is based on “National Energy Management Blue Print (2005).

Energy Mix in 2025 is based on “Presidential Decree No.5 /2006. )

Fig.3.2.3-2 Energy Mix Target in 2025

3-27

（資料：Dr. Dwipa SJAFRA,“Geothermal Resource & Development in Indonesia”）

Fig. 3.2.4-1 Geothermal Development Process in Indonesia

3-28

No. Geothermal Field DeveloperProductionas of 2004

(MWe)

Development PlanningUp to 2008

(MWe)

Development PlanningUp to 2012

(MWe)1 Sibayak Pertamina 2 10 402 Sibual-Buali (Sarula) PLN 220 2203 Sungaipenuh Pertamina 554 Hululais-Tambang Sawah Pertamina 555 Lumit Balai Pertamina 110 1106 Waypanas (Ulu Belu) Pertamina 110 1107 Cibeureum-Parabakti (Salak) Unocal 330 80 1108 Pangalengan

- Kawah Cibuni Yala teknosa 10 - Gunug Patuha Geodipa 120 60 - Wayang Windu MNL 110 110 110

9 Kamojang-Darajat - Kamojang Pertamina 140 60 60 - Darajat Amoseas 145 110 75

10 Karaha, Cakrabuana KBC 55 5511 Dtt. Dieng Geodipa 60 120 6012 Iyang, Argopuro Pertamina 5513 Tabanan, Bali (Bedugul) Bali Energy 10 11014 Lahendong Pertamina 20 60 4015 Kotamobagu Pertamina 6016 Tulehu PLN 1617 Mataloko PLN 2 618 Ulumbu PLN 6

Additional 807 1,193 1,442

Cumulative 807 2,000 3,442Total

Table 3.2.5-1 Existing Working Area and Development Plan in the Road Map

（資料："Current State of Geothermal Development in Indonesia", Dr. Dwipa SJAFRA,）

3-29

Fig.3.2.6-1 Organization of Ministry of Energy and Mineral Resources（December, 2005）

3-30

POWER SECTOR INVESTMENT SCHEME

National Electricity Plan

PARTNERSHIPBETWEEN PLN AND PRIVATE SECTOR*) PLN

Bidding

Without Bidding:1. Renewable energy 2. Marginal gas3. Mine mouth4. Excess power5. Emergency condition

License from Government

Note : *) Based on Law No.15/1985 and GOV Regulation No. 3/2005

Fig.3.2.8-1 Power Sector Investment Scheme

インドネシア国 地熱発電開発マスタープラン調査 …序 文...

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