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1 No. 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 経済 JR

2 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

3 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

4 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 Iboi-Jaboi 10MW Seulawah Agam 275MW : Expansion field 140MW (orange) = installed, 120MW (White) = expansion : New development field 240MW (yellow) = New development Lumut Balai (green) : PERTAMINA Working Area Muaralabuh (white) : Open Field Lau Debuk-Debuk / Sibayak 2MW, 38MW Sipaholon Tarutung 50MW Sarula Sibual Buali 630MW S. Merapi Sampuraga 100MW G. Talang 30MW Muaralabuh 240MW Sungai Penuh 355MW Lempur / Kerinci 20MW INDONESIA 50 Fields 9,076 MW Suwawa Gorontalo 55MW Kotamobagu 140MW Lahendong - Tompaso 20MW, 320MW Merana 200MW Jailolo 20MW SUMATRA 4,520 MW B. Gedung Hulu Lais / Tambang Sawah 910MW SULAWESI 735 MW Tulehu 20MW Lumut Balai 620MW Marga Bayur 170MW Suoh Antatai G. Sekincau 390MW Rajabasa 120MW Tangkubanperahu 20MW MALUKU 40 MW Ulubelu 440MW Wai Ratai 120MW Ijen 40MW Bedugul 175MW NUSA TENGGARA 146 MW Citaman G. Karang 20MW Cosolok Cisukarame 180MW G. Salak 380MW, 120MW G. Patuha 500MW G. Wayang - Windu 110MW, 290MW JAVA-BALI Darajat 145MW, 185MW 3,635 MW Kamojang 140MW, 180MW Wilis / Ngebel 120MW Ungaran 180MW Telomoyo 50MW Dieng 60MW, 340MW G. Karaha G. Telagabodas 400MW Hu u Daha 30MW Atadei 10MW Oka Larantuka 20MW Sokoria Mutubusa 20MW Wai Sano 10MW Bena Mataloko 20MW Ulumbu 36MW 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 i

5 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 CO 2 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 10 3 ton の CO 2 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 ii

6 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 iii

7 第 1 表地熱開発マスタープラン ( 概要 ) Region Sumatra Java-Bali Nusa Tenggara Sulawesi Maluku Total Development Rank Number of Field Installed Capacity (MW) Development Plan by 2008 (MW) Development Plan by 2012 (MW) Development Plan by 2016 (MW) Development Plan by 2020 (MW) Development Plan by 2025 (MW) A ,715 2,995 B C L N Total ,075 2,645 4,720 A ,115 1,295 1,515 2,330 3,025 B C L N Total ,115 1,295 1,680 2,730 3,835 A B C N Total A C N Total C N Total ,188 1,974 2,934 5,851 9,500 The Road Map ,000 3,442 4,600 6,000 9,500 Power Output Capacity (MW) 10,000 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 2,000 Maluku and North Maluku Centaral, South and Southeast Sulawesi North Sulawesi East Nusa Tenggara West Nusa Tenggara Java-Bali Sumatra Milestone of the Road Map 3,442 4,600 6,000 9,500 1, Year 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 iv

8 Sumatra 第 2 表地熱開発マスタープラン (1) Development Region No Field name Rank Existing Total(MW) N.Sumatra 8 SARULA A N.Sumatra 9 SIBUAL BUALI A Lampung 27 ULUBELU A N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK A Jambi 17 SUNGAI PENUH A S.Sumatra 25 LUMUT BALAI A Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS A Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH A Jambi 15 LEMPUR / KERINCI B T W.Sumatra 13 MUARALABUH B T Lampung 28 SUOH ANTATAI B T Lampung 29 G. SEKINCAU B T N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA B T Aceh 3 SEULAWAH AGAM C T Lampung 30 RAJABASA C T Lampung 31 WAI RATAI C T S.Sumatra 24 MARGA BAYUR C T Aceh 1 IBOIH - JABOI C T W.Sumatra 14 G. TALANG C T N.Sumatra 71 SIPAHOLON-TARUTUNG L T Aceh 2 LHO PRIA LAOT N Aceh 4 G. GEUREUDONG N Aceh 5 G. KEMBAR N N.Sumatra 6 G. SINABUNG N N.Sumatra 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA N N.Sumatra 12 SIMBOLON - SAMOSIR N T Jambi 16 SUNGAI TENANG N Jambi 18 SUNGAI BETUNG N Jambi 19 AIR DIKIT N Jambi 20 G. KACA N Bengkulu 23 BUKIT DAUN N S.Sumatra 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT N TOTAL (MW) Cumulative Capacity (MW) Minimum Demand (MW) Java-Bali W.Java 32 KAMOJANG A W.Java 33 G. SALAK A W.Java 34 DARAJAT A W.Java 36 G. PATUHA A W.Java 37 G. WAYANG - WINDU A W.Java 38 G. KARAHA A W.Java 39 G. TELAGABODAS A C.Java 44 DIENG A Bali 52 BEDUGUL A W.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME B T C.Java 47 UNGARAN B T E.Java 50 WILIS / NGEBEL B T W.Java 40 TANGKUBANPERAHU C T E.Java 51 IJEN C T C.Java 46 TELOMOYO L T Banten 42 CITAMAN - G. KARANG L T Banten 41 BATUKUWUNG N Banten 43 G. ENDUT N C.Java 45 MANGUNAN N T C.Java 48 G. SLAMET N E.Java 49 G. ARJUNO - WELIRANG N E.Java 72 IYANG ARGOPURO N TOTAL (MW) Cumulative Capacity (MW) Minimum Demand (MW) 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 v

9 第 2 表地熱開発マスタープラン (2) West Nusa Tenggara W.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA C T TOTAL (MW) Cumulative Capacity (MW) Minimum Demand (MW) East Nusa Tenggara E.Nusa Tenggara 55 ULUMBU A E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO A E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA B T E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO C T E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA C T E.Nusa Tenggara 60 ATADEI C T E.Nusa Tenggara 59 ILI LABALEKEN N TOTAL (MW) Cumulative Capacity (MW) Minimum Demand (MW) North Sulawesi N.Sulawesi 61 LAHENDONG A N.Sulawesi 63 TOMPASO A N.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU A Golontaro 73 SUWAWA-GORONTALO C T TOTAL (MW) Cumulative Capacity (MW) Minimum Demand (MW) Centaral, South and Southeast Sulawesi C.Sulawesi 65 MERANA C T C.Sulawesi 64 BORA N S.Sulawesi 66 BITUANG N T SE.Sulawesi 67 LAINEA N TOTAL (MW) Cumulative Capacity (MW) Minimum Demand (MW) Maluku and North Maluku Maluku 69 TULEHU C T N.Maluku 70 JAILOLO C T N.Maluku 68 TONGA WAYANA N TOTAL (MW) 0 40 Cumulative Capacity (MW) Minimum Demand (MW) Red Font : exisiting geothermal development plan TOTAL (MW) TOTAL (MW) Cumulative Capacity (MW) Total of Minimum Demand (MW) Milestone of the Road Map (MW) Shortage (MW) , ,169 9, ,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, ,469 1, Preliminary Study (Surface Survey by Government) T Tendering Exploration Stage Exploitation Stage Blue Font Existing Working Area of PERTAMINA vi

10 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 vii

11 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 地熱法執行体制の整備 地熱開発技術の高度化地熱技術者人材育成 リスク低減対策 関係者間の調整ルール確立 ( 森林保護との調整等 ) 政府による資源量調査の推進 高等教育機関における人材供給体制の強化 初期投資負担低減対策 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 ) 経済インセンティブの賦与 ( 政策資金の確保 ) 技術の国産化推進 関連産業の育成 民間開発事業者の参入促進 開発費低減対策の推進 ( 分類 ) 制度的支援 技術的支援 財務的支援 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 viii

12 < 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最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 ix

13 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 最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最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 ) 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 -1

14 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 最大需要電力は 18,896MW であった これに対し 21,882MW の 要旨 -2

15 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 最大電力需要は 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最も発達しており 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 -3

16 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最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 -4

17 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 地域に関する最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最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最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最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 でも最低 1,050MW また本調査の対象外である地域でも最低 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 -5

18 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最終的な目標は 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 供給側のコストを最小とする 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 クラスの最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 -6

19 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- CO 2 /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 CO 2 削減効果は 61(kt-CO 2 /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- CO 2 /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- CO 2 /MWh) で発行されるクレジット CER(Certified Emission Reduction) の取引が 10US$/t-CO 2 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 CO 2 や CH 4 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 CO 2 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 -7

20 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 -8

21 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最も有利な発電形態と考えられ 燃料費の低減の 要旨 -9

22 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 -10

23 Table 1 Exploitable Resource Potential and Development Priority of the Promising Field Expansion Expansion Reservoir Limited Possible Develop and T/L Resouce Limited by Installed and Small Field Name Existence Economy by Add./New ment Region No Existing Length Potential National Capacity Existing Scale (underline: Existing W/A) Possibility *** demand Capacity Priority*** Developm km (MW) Park (MW) (MW) Developme Develop. ent Plan * (MW) (MW) * nt Plan 8 SARULA N.Sumatra 1 E A 9 SIBUAL BUALI Lampung 27 ULUBELU 1 E A W.Java 32 KAMOJANG 1 E A W.Java 33 G. SALAK 1 E A W.Java 34 DARAJAT 1 E A W.Java 36 G. PATUHA 1 E A W.Java 37 G. WAYANG - WINDU 1 E A W.Java 1 E A C.Java 44 DIENG 1 E A N.Sulawesi 1 E A Bali 52 BEDUGUL 1 E A N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK 1 E A E.Nusa Tenggara 55 ULUMBU 1 E A E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO 1 E A Jambi 17 SUNGAI PENUH 2 E A S.Sumatra 25 LUMUT BALAI 2 E A Bengkulu 2 E A N.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU 2 E A Jambi 15 LEMPUR / KERINCI 1 E B W.Sumatra 13 MUARALABUH 2 E B Lampung 28 SUOH ANTATAI 2 E B W.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME 2 E B C.Java 47 UNGARAN 2 E B Lampung 29 G. SEKINCAU 2 E B E.Java 50 WILIS / NGEBEL 2 E B N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA 2 E B E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA 2 E B Aceh 3 SEULAWAH AGAM 3 E C Lampung 30 RAJABASA 3 E C Lampung 31 WAI RATAI 3 E C S.Sumatra 24 MARGA BAYUR 3 E C C.Sulawesi 65 MERANA 3 E C Golontaro 73 SUWAWA-GORONTALO 3 E C Aceh 1 IBOIH - JABOI 3 E C W.Sumatra 14 G. TALANG 3 E C W.Java 40 TANGKUBANPERAHU 3 E C E.Java 51 IJEN 3 E C W.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA 3 E C E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO 3 E C E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA 3 E C E.Nusa Tenggara 60 ATADEI 3 E C Maluku 69 TULEHU 3 E C N.Maluku 70 JAILOLO C C.Java 46 TELOMOYO Low E L N.Sumatra 71 SIPAHOLON-TARUTUNG Low E L Banten 42 CITAMAN - G. KARANG Low E L Aceh 2 LHO PRIA LAOT NE 3 0 N Aceh 4 G. GEUREUDONG NE 11 0 N Aceh 5 G. KEMBAR NE 59 0 N N.Sumatra 6 G. SINABUNG NE 38 0 N N.Sumatra 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA NE 18 0 N N.Sumatra 12 SIMBOLON - SAMOSIR NE 3 0 N Jambi 16 SUNGAI TENANG NE 83 0 N Jambi 18 SUNGAI BETUNG NE 32 0 N Jambi 19 AIR DIKIT NE 35 0 N Jambi 20 G. KACA NE 29 0 N Bengkulu 23 BUKIT DAUN NE 14 0 N S.Sumatra 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT NE 25 0 N Banten 41 BATUKUWUNG NE 6 0 N Banten 43 G. ENDUT NE 13 0 N C.Java 45 MANGUNAN NE 19 0 N C.Java 48 G. SLAMET NE 20 0 N E.Java 49 G. ARJUNO - WELIRANG NE 3 0 N E.Nusa Tenggara 59 ILI LABALEKEN NE 15 0 N C.Sulawesi 64 BORA NE 16 0 N S.Sulawesi 66 BITUANG NE 4 0 N SE.Sulawesi 67 LAINEA NE 53 0 N N.Maluku 68 TONGA WAYANA NE 37 0 N E.Java 72 IYANG ARGOPURO NE 26 0 N TOTAL 11,405 9,635 9, ,847 6, G. KARAHA LAHENDONG B. GEDUNG HULU LAIS G. TELAGABODAS TOMPASO** TAMBANG SAWAH * Reservoir Existing Possibility: 1 : Confirmed by well(s) 2 : Infered mainly by geothermometer 3 : 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 Plan B High Possibility of Existing Geothermal Reservoir C Medium Possibility of Existing Geothermal Reservoir L Low Possibility of Existing Geothermal Reservoir N Not Enough Data for Evaluation 要旨 -11

24 Table 2 Geothermal Development Master Plan (Practical Case) Development Total Region No Field name Rank Existing (MW) N.Sumatra 8 SARULA A N.Sumatra 9 SIBUAL BUALI A Lampung 27 ULUBELU A W.Java 32 KAMOJANG A W.Java 33 G. SALAK A W.Java 34 DARAJAT A W.Java 36 G. PATUHA A W.Java 37 G. WAYANG - WINDU A W.Java 38 G. KARAHA A W.Java 39 G. TELAGABODAS A C.Java 44 DIENG A N.Sulawesi 61 LAHENDONG A N.Sulawesi 63 TOMPASO A Bali 52 BEDUGUL A N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK A E.Nusa Tenggara 55 ULUMBU A E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO A Jambi 17 SUNGAI PENUH A S.Sumatra 25 LUMUT BALAI A Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS A Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH A N.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU A Jambi 15 LEMPUR / KERINCI B T W.Sumatra 13 MUARALABUH B T Lampung 28 SUOH ANTATAI B T W.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME B T C.Java 47 UNGARAN B T Lampung 29 G. SEKINCAU B T E.Java 50 WILIS / NGEBEL B T N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA B T E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA B T Aceh 3 SEULAWAH AGAM C T Lampung 30 RAJABASA C T Lampung 31 WAI RATAI C T S.Sumatra 24 MARGA BAYUR C T C.Sulawesi 65 MERANA C T Golontaro 73 SUWAWA-GORONTALO C T Aceh 1 IBOIH - JABOI C T W.Sumatra 14 G. TALANG C T W.Java 40 TANGKUBANPERAHU C T E.Java 51 IJEN C T W.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA C T E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO C T E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA C T E.Nusa Tenggara 60 ATADEI C T Maluku 69 TULEHU C T N.Maluku 70 JAILOLO C T C.Java 46 TELOMOYO L T N.Sumatra 71 SIPAHOLON-TARUTUNG L T Banten 42 CITAMAN - G. KARANG L T Aceh 2 LHO PRIA LAOT N Aceh 4 G. GEUREUDONG N Aceh 5 G. KEMBAR N N.Sumatra 6 G. SINABUNG N N.Sumatra 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA N N.Sumatra 12 SIMBOLON - SAMOSIR N Jambi 16 SUNGAI TENANG N Jambi 18 SUNGAI BETUNG N Jambi 19 AIR DIKIT N Jambi 20 G. KACA N Bengkulu 23 BUKIT DAUN N T S.Sumatra 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT N Banten 41 BATUKUWUNG N Banten 43 G. ENDUT N C.Java 45 MANGUNAN N C.Java 48 G. SLAMET N E.Java 49 G. ARJUNO - WELIRANG N E.Java 72 IYANG ARGOPURO N E.Nusa Tenggara 59 ILI LABALEKEN N C.Sulawesi 64 BORA N S.Sulawesi 66 BITUANG N S.Sulawesi 67 LAINEA N N.Maluku 68 TONGA WAYANA N TOTAL (MW) , ,169 9,500 Cumulative Capacity (MW) ,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 Total of Minimum Demand (MW) 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 Milestone of the Road Map (MW) 2,000 3,442 4,600 6,000 9,500 Shortage (MW) 813 1,469 1, 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 要旨 -12

25 Sumatra Table 3 Geothermal Development Master Plan in Each Region (1) Development Region No Field name Rank Existing Total(MW) N.Sumatra 8 SARULA A N.Sumatra 9 SIBUAL BUALI A Lampung 27 ULUBELU A N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK A Jambi 17 SUNGAI PENUH A S.Sumatra 25 LUMUT BALAI A Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS A Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH A Jambi 15 LEMPUR / KERINCI B T W.Sumatra 13 MUARALABUH B T Lampung 28 SUOH ANTATAI B T Lampung 29 G. SEKINCAU B T N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA B T Aceh 3 SEULAWAH AGAM C T Lampung 30 RAJABASA C T Lampung 31 WAI RATAI C T S.Sumatra 24 MARGA BAYUR C T Aceh 1 IBOIH - JABOI C T W.Sumatra 14 G. TALANG C T N.Sumatra 71 SIPAHOLON-TARUTUNG L T Aceh 2 LHO PRIA LAOT N Aceh 4 G. GEUREUDONG N Aceh 5 G. KEMBAR N N.Sumatra 6 G. SINABUNG N N.Sumatra 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA N N.Sumatra 12 SIMBOLON - SAMOSIR N T Jambi 16 SUNGAI TENANG N Jambi 18 SUNGAI BETUNG N Jambi 19 AIR DIKIT N Jambi 20 G. KACA N Bengkulu 23 BUKIT DAUN N S.Sumatra 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT N TOTAL (MW) Cumulative Capacity (MW) Minimum Demand (MW) Java-Bali W.Java 32 KAMOJANG A W.Java 33 G. SALAK A W.Java 34 DARAJAT A W.Java 36 G. PATUHA A W.Java 37 G. WAYANG - WINDU A W.Java 38 G. KARAHA A W.Java 39 G. TELAGABODAS A C.Java 44 DIENG A Bali 52 BEDUGUL A W.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME B T C.Java 47 UNGARAN B T E.Java 50 WILIS / NGEBEL B T W.Java 40 TANGKUBANPERAHU C T E.Java 51 IJEN C T C.Java 46 TELOMOYO L T Banten 42 CITAMAN - G. KARANG L T Banten 41 BATUKUWUNG N Banten 43 G. ENDUT N C.Java 45 MANGUNAN N T C.Java 48 G. SLAMET N E.Java 49 G. ARJUNO - WELIRANG N E.Java 72 IYANG ARGOPURO N TOTAL (MW) Cumulative Capacity (MW) Minimum Demand (MW) 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 要旨 -13

26 Table 3 Geothermal Development Master Plan in Each Region (2) West Nusa Tenggara W.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA C T TOTAL (MW) Cumulative Capacity (MW) Minimum Demand (MW) East Nusa Tenggara E.Nusa Tenggara 55 ULUMBU A E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO A E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA B T E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO C T E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA C T E.Nusa Tenggara 60 ATADEI C T E.Nusa Tenggara 59 ILI LABALEKEN N TOTAL (MW) Cumulative Capacity (MW) Minimum Demand (MW) North Sulawesi N.Sulawesi 61 LAHENDONG A N.Sulawesi 63 TOMPASO A N.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU A Golontaro 73 SUWAWA-GORONTALO C T TOTAL (MW) Cumulative Capacity (MW) Minimum Demand (MW) Centaral, South and Southeast Sulawesi C.Sulawesi 65 MERANA C T C.Sulawesi 64 BORA N S.Sulawesi 66 BITUANG N T SE.Sulawesi 67 LAINEA N TOTAL (MW) Cumulative Capacity (MW) Minimum Demand (MW) Maluku and North Maluku Maluku 69 TULEHU C T N.Maluku 70 JAILOLO C T N.Maluku 68 TONGA WAYANA N TOTAL (MW) 0 40 Cumulative Capacity (MW) Minimum Demand (MW) Red Font : exisiting geothermal development plan TOTAL (MW) TOTAL (MW) Cumulative Capacity (MW) Total of Minimum Demand (MW) Milestone of the Road Map (MW) Shortage (MW) , ,169 9, ,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, ,469 1, Preliminary Study (Surface Survey by Government) T Tendering Exploration Stage Exploitation Stage Blue Font Existing Working Area of PERTAMINA 要旨 -14

27 Table 4 Fields to be promoted urgently by providing economic incentives (Rank A Fields) Region No Field name WKP Concession Developer 1 N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK Pertamina Pertamina 2 N.Sumatra 8 SARULA PLN MEDCO/C.ITHO 3 N.Sumatra 9 SIBUAL BUALI PLN MEDCO/C.ITHO 4 Jambi 17 SUNGAI PENUH Pertamina Pertamina 5 Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS Pertamina Pertamina 6 Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH Pertamina Pertamina 7 S.Sumatra 25 LUMUT BALAI Pertamina Pertamina 8 Lampung 27 ULUBELU Pertamina Pertamina 9 W.Java 32 KAMOJANG Pertamina Pertamina 10 W.Java 33 G. SALAK Pertamina Cheveron 11 W.Java 34 DARAJAT Pertamina Amoseas 12 W.Java 36 G. PATUHA Pertamina Geo Dipa 13 W.Java 37 G. WAYANG - WINDU Pertamina MNL 14 W.Java 38 G. KARAHA Pertamina KBC 15 W.Java 39 G. TELAGABODAS Pertamina 16 C.Java 44 DIENG Pertamina Geo Dipa 17 Bali 52 BEDUGUL Pertamina Bali Energy 18 E.Nusa Tenggara 55 ULUMBU PLN MEMR 19 E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO PLN MEMR 20 N.Sulawesi 61 LAHENDONG Pertamina Pertamina 21 N.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU Pertamina Pertamina 22 N.Sulawesi 63 TOMPASO Pertamina Pertamina Table 5 Fields to be promoted urgently by governmental survey (Rank B and Rank C fields) Region No Field name Rank 1 Jambi 15 LEMPUR / KERINCI B 2 W.Sumatra 13 MUARALABUH B 3 Lampung 28 SUOH ANTATAI B 4 W.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME B 5 C.Java 47 UNGARAN B 6 Lampung 29 G. SEKINCAU B 7 E.Java 50 WILIS / NGEBEL B 8 N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA B 9 E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA B 10 Aceh 3 SEULAWAH AGAM C 11 Lampung 30 RAJABASA C 12 Lampung 31 WAI RATAI C 13 S.Sumatra 24 MARGA BAYUR C 14 C.Sulawesi 65 MERANA C 15 Golontaro 73 SUWAWA-GOLONTALO C 16 Aceh 1 IBOIH - JABOI C 17 W.Sumatra 14 G. TALANG C 18 W.Java 40 TANGKUBANPERAHU C 19 E.Java 51 IJEN C 20 W.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA C 21 E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO C 22 E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA C 23 E.Nusa Tenggara 60 ATADEI C 24 Maluku 69 TULEHU C 25 N.Maluku 70 JAILOLO C 要旨 -15

28 Table 6 Fields to be promoted by government from the viewpoint of rural electrification Region No Field name Remarks 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 要旨 -16

29

30 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 調査目的 調査地域 調査の背景 電力事情と地熱エネルギーの位置づけ 地熱資源の賦存状況と地熱開発の現状 多目的地熱エネルギーの現状 我が国からの地熱開発支援の現状 地熱資源開発のための課題 本調査の基本方針 1-3 第 2 章調査概要とプロセス 調査団の活動および調査方法 データ 情報収集 全国地熱資源調査 電力セクター調査 自然 社会環境調査 マスタープラン策定 地熱発電開発促進のための政策検討 調査要員 カウンターパートおよび関連機関 カウンターパートおよび関係者 関連機関および関係者 技術移転 ワークショップ等の開催 2-8 1

31 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 インドネシアの経済 エネルギー事情 インドネシア経済概況 インドネシアのエネルギー事情 地熱開発と開発促進政策の現状 地熱開発の現状と最近の動向 国家エネルギー計画(National Energy Policy: NEP) の策定 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 地熱エネルギー法 の制定 地熱開発目標 と 地熱開発 Road Map の策定 エネルギー鉱物資源省における機構改革 電力セクター改革の現状 電力分野への民間投資政策の現状 インドネシアの投資環境 3-13 第 4 章全国地熱資源調査 地熱地域の予備的評価と補足資源調査地域の選定 地熱資源の予備的評価結果 補足資源調査地域の選定 ( 補足地質 地化学調査 ) 補足地質調査結果 調査方法 調査結果 補足地化学調査結果 調査方法 調査結果 データ解析 補足物理探査結果 対象地域の選定 データ取得 解析方法の概要 Sokoria 地域調査結果 Kotamobagu 地域調査結果 各地域の資源特性と地熱系モデル 検討方法 地熱構造要素の集約 地熱資源データベース データベースの設計と構築方針 データベースの拡張 更新

32 4.7 資源量の推定と簡易経済性評価 資源量の推定 ( 容積法 ) 簡易経済性評価 資源評価にもとづく開発有望地域の抽出 検討方法 検討結果 4-44 第 5 章電力セクター調査 地熱開発計画に係る電力需給想定 電力需給の現状 今後の電力需要見通し 地熱発電所建設時に必要な送変電設備 各系統送電線網の現状と建設計画 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 環境アセスメントシステム 環境関連法 大気質 水質 騒音 環境影響評価の対象 事業実施による環境影響の検討 環境影響の予測 自然 社会環境調査 初期環境調査 環境影響評価 6-10 第 7 章マスタープラン策定 地熱開発マスタープラン マスタープラン策定のプロセス 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 地熱資源評価 自然 社会環境評価 ( 国立公園による制約 ) 電力セクター評価 ( 電力需要による制約 ) 地熱発電開発の経済性評価 必要な送電線距離 開発優先順位と開発規模の決定 各地域での地熱開発計画 7-7 3

33 地熱開発マスタープラン ( 地熱開発シナリオ ) 地熱開発マスタープランに適合した電源開発計画 地熱開発データベース 概要 内容 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 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 地熱資源の多目的利用の可能性 地熱エネルギーの多目的利用 国全体の地熱利用概況 各地熱地点の個別地熱多目的利用プロジェクトの紹介 将来の可能性 促進策 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 地熱エネルギーの意義 地熱エネルギーの特徴と開発推進上の課題 地熱エネルギーの開発リスク 地熱発電の経済性モデル 地熱発電の資源開発リスク評価 初期投資と経済性 インドネシアの地熱開発の課題 インドネシアの地熱開発の課題 電力買電価格問題 地熱開発に対する政策的支援の検討 PLN の買電価格 政府の支援策 蒸気売買に対する付加価値税免税の効果 法人事業税の優遇税制の効果 政府による促進調査の効果 開発に対する低利融資の効果 建設に対する低利融資の効果 建設に対する補助金の効果 国営企業の建設費に対する ODA 支援の効果 支援政策の重畳とその効果 CDM の効果

34 掘削費上昇の影響 まとめ 8-20 第 9 章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 ランクA 地域の今後の進め方 ランクB ランクC 地域の今後の進め方 遠隔離島系統における地熱開発の今後の進め方 その他の地域の今後の進め方 地熱開発促進に当たっての提言 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 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 提言 9 高等教育機関おける人材供給体制の整備 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 5

35 図表目次 < 図 > 第 1 章 Fig Geothermal Development Road Map 1-5 Fig Method of Executing Geothermal Development Master Plan Study 1-6 第 2 章 Fig Flow of the Study 2-9 Fig Organization of Study Team 2-10 第 3 章 Fig Growth of GDP 3-16 Fig Source of Growth (year of year growth rate, %) 3-17 Fig Consumer Price Index Increase (year on yea) 3-17 Fig GDP by Sectors (2005) 3-18 Fig Exchange Rate of Rupia (to US Dollar) 3-19 Fig Market Confidence is back (Rupia exchange rate and stock index) 3-19 Fig Declining Interest Rates (Domestic bond yield curve, percent) 3-20 Fig Current Balance 3-20 Fig Rising Unemployment Rate (Growth rate and unemployment rate) 3-21 Fig Plant Capacity and Electricity Generation of Geothermal Energy in Indonesia 3-23 Fig Geothermal Energy Development Scheme in Indonesia 3-24 Fig Energy Elasticity in Main Countries ( ) 3-26 Fig Energy Mix Target in Fig Geothermal Development Process in Indonesia 3-27 Fig Organization of Ministry of Energy and Mineral Resources(December, 2005) 3-29 Fig Power Sector Investment Scheme 3-32 第 4 章 Fig (1) Study Area (Sumatra) 4-50 Fig (2) Study Area (Java) 4-50 Fig (3) Study Area (Sulawesi & Maluku) 4-51 Fig (4) Study Area (Nusa Tenggara) 4-51 Fig Regional Geology of Indonesia 4-52 Fig Schematic Process for Conceptual Model Construction 4-54 Fig Flow chart of the resource evaluation

36 Fig Flow chart of the simplified economical evaluation 4-56 Fig Location of Supplementary Survey Fields 4-58 Fig Station Location Map (Sokoria MT/TDEM survey) 4-60 Fig Station Location Map (Kotamobagu MT/TDEM survey) 4-61 Fig MT and TDEM layout Sketches 4-63 Fig Conceptual illustration of 2D resistivity modeling 4-65 Fig Apparent Resistivity Map at 100Hz (Sokoria field) 4-66 Fig Apparent Resistivity Map at 1Hz (Sokoria field) 4-67 Fig Apparent Resistivity Map at 0.01Hz (Sokoria field) 4-68 Fig Location of Section Lines (Sokoria field) 4-69 Fig Resistivity Map at a depth of 200m (Sokoria field) 4-70 Fig Resistivity Map at a depth of 500m (Sokoria field) 4-71 Fig Resistivity Map at a depth of 750m (Sokoria field) 4-72 Fig Resistivity Map at a depth of 1000m (Sokoria field) 4-73 Fig Resistivity Map at a depth of 1500m (Sokoria field) 4-74 Fig Resistivity Map at a depth of 2000m (Sokoria field) 4-75 Fig Resistivity Map at a depth of 2500m (Sokoria field) 4-76 Fig Resistivity Section Map along line-aa (Sokoria field) 4-77 Fig Resistivity Section Map along line-bb (Sokoria field) 4-77 Fig Resistivity Section Map along line-cc (Sokoria field) 4-78 Fig Resistivity Section Map along line-dd (Sokoria field) 4-78 Fig Resistivity Section Map along line-ee (Sokoria field) 4-79 Fig Resistivity Section Map along line-ff (Sokoria field) 4-79 Fig Conceptual Model of Low Resistivity Zone in Geothermal Field 4-80 Fig Conceptual Model of Resistivity Structure in and around Geothermal Reservoir 4-80 Fig Synthetic Resistivity Structure Map in the Sokoria geothermal field 4-81 Fig Apparent Resistivity Map at 100Hz (Kotamobagu field) 4-82 Fig Apparent Resistivity Map at 1Hz (Kotamobagu field) 4-83 Fig Apparent Resistivity Map at 0.1Hz (Kotamobagu field) 4-84 Fig Location of Section Lines (Kotamogabu field) 4-85 Fig Resistivity Map at a depth of 200m (Kotamobagu field) 4-86 Fig Resistivity Map at a depth of 500m (Kotamobagu field) 4-87 Fig Resistivity Map at a depth of 750m (Kotamobagu field) 4-88 Fig Resistivity Map at a depth of 1000m (Kotamobagu field) 4-89 Fig Resistivity Map at a depth of 1500m (Kotamobagu field) 4-90 Fig Resistivity Map at a depth of 2000m (Kotamobagu field) 4-91 Fig Resistivity Map at a depth of 2500m (Kotamobagu field) 4-92 Fig Resistivity Section Map along line-a (Kotamobagu field)

37 Fig Resistivity Section Map along line-b (Kotamobagu field) 4-93 Fig Resistivity Section Map along line-c (Kotamobagu field) 4-94 Fig Resistivity Section Map along line-d (Kotamobagu field) 4-94 Fig Resistivity Section Map along line-e (Kotamobagu field) 4-95 Fig Resistivity Section Map along line-f (Kotamobagu field) 4-95 Fig Resistivity Section Map along line-g (Kotamobagu field) 4-96 Fig Synthetic Resistivity Structure Map in the Kotamobagu geothermal field 4-97 Fig Login Menu of Geothermal Resource Databese 4-98 Fig Main Menu of Geothermal Resource Databese 4-98 Fig Window for Geophysics of Geothermal Resource Databese 4-99 Fig Window for Geology of Geothermal Resource Databese 4-99 Fig Window for Geochemistry of Geothermal Resource Databese Fig Window for Drilling Information of Geothermal Resource Databese Fig Added Function by JICA Team for Drilling Information Fig Added Function by JICA Team for Geothermal Resource Evaluation 第 5 章 Fig Installed Power Plant Capacity (2004) 5-12 Fig Energy Demand by Type of Customers (2004) 5-12 Fig Projection of Electric Power Demand (All Indonesia) 5-14 Fig Power System in Sumatra 5-17 Fig Java-Bali Power System 5-17 Fig Power System Planning in Nanggroe AcheDarussalam (NAD) 5-19 Fig Power System Planning in North Sumatra 5-19 Fig Power System Planning in West Sumatra 5-20 Fig Power System Planning in Riau 5-20 Fig Power System Planning in Jambi 5-21 Fig Power System Planning in South Sumatra 5-21 Fig Power System Planning in Bengkulu 5-22 Fig Power System Planning in Lampung 5-22 Fig Power System in Jakarta & Banten (Region-Ⅰ) 5-23 Fig Power System in West Java (Region-Ⅱ) 5-23 Fig Power System in Central Java & Daerah Istimewa Yogyakarta (DIY) (Region-Ⅲ) 5-24 Fig Power System in West Java (Region-Ⅳ) 5-24 Fig Power System in Bali 5-25 Fig Minahasa Power System in Northeast Sulawesi 5-25 Fig Single Line diagram in Southwest Sulawesi

38 第 7 章 Fig Methodological Flow for Formation of Master Plan for Geothermal Development 7-38 Fig Map Showing the Resource Potential in Promising Geothermal Fields 7-43 Fig Map Showing the Possible Development/Expansion Capacity in Promising Geothermal Fields 7-52 Fig Histogram for Geothermal Development Master Plan Fig Histogram for Development Capacity in Each Region Fig Histogram for Development Capacity in Each Region (Practical Case: Sumatra and Java-Bali) Fig Histogram for Development Capacity in Each Region (Practical Case: Nusa Tenggara, Sulawesi and Maluku) Fig Power Plant Development Plan by RUKN Fig Energy Mix in Electricity Production in Fig Energy Mix in Electricity Production in 2025 by RUKN Fig Selling Price of Electricity from various Model Power Plants Fig The Role of Power Plant and Composition in Java-Bali System Fig The Role of Power Plant and Composition in Small-Scale System (Minahasa System Example) Fig Power Plant Development Plan by Geothermal Development Scenario Fig Power Plant Development Plan by RUKN (Fig re-posted) Fig Energy Mix in Electricity Production in 2025 by Geothermal Development Scenario Fig Energy Mix in Electricity Production in 2025 by RUKN (Fig re-posted) Fig Log-in View of Indonesia Geothermal Development Database Fig Main menu of Indonesia Geothermal Development Database Fig General Information of Geothermal Power Development in Indonesia Fig General Information of Geothermal Resources in Indonesia Fig General Information of Social/Environment in Indonesia Fig General Information of Transmission Line in Indonesia Fig Prospective Geothermal Fields in Sumatera Inland Fig General Information of Individual Field in Sumatera Island Fig Geothermal Resources Information of Individual Field Fig Geothermal Structure, Geochemistry, Well and Geothermal Resources Information of Individual Field Fig Social/Environmental Information of Individual Field Fig Transmission Line Information of Individual Field

39 Fig CO 2 Emission by Steam Production 7-13 Fig Profit by CER s Sales 7-16 Fig CER s Price 7-16 Fig CO2 Emission by Steam Production 7-29 Fig Various Multipurpose Utilization of Geothermal Energy Fig Traditional Bathing with Geothermal Hot Water Fig Hot Water Swimming Pool in Cipanas Fig Geothermal Direct Use for Agriculture Fig Geothermal Direct Use for Large Catfishes Growing in Lampung Fig Geothermal Direct Use for Space Heating in Patuha Geothermal Field Fig Schematic Diagram of Mushroom Growing Direct Use in Kamojang Geothermal Field Fig Direct Use Facility for Mushroom Growing in Kamojang Fig Schematic Diagram of Palm Wine Production in Lahendong Fig Direct Use for Palm Wine Production in Lahendong Fig Schematic Diagram of Direct Use for Copra Production in Way Ratai Geothermal Field Fig Direct Use Facility for Copra Production Fig Wayang Windu Geothermal Power Plant Located in Tea Plantation 第 8 章 Fig Capacity Factor Comparison 8-23 Fig Example of Plant Factor in Hacchoubaru Geothermal Power Plant 8-24 Fig International Oil Price Increase 8-25 Fig Depreciation of Exchange Rate of each Currency during Fig Frequency of abnormal heavy rain and abnormal draught appearance ( ) 8-26 Fig Sulfur Dioxide Emission Comparison in Electric Power Generation 8-26 Fig Nitrogen Oxide Emission Comparison in Electric Power Generation 8-27 Fig Carbon Dioxide Emission Comparison in Electric Power Generation 8-27 Fig Geothermal Contribution to Local Host Community 8-28 Fig Well Depth Distribution of Geothermal Power Plant in Indonesia 8-28 Fig Lead Time for Developing 55MW Model Geothermal Plant 8-31 Fig Development Process of 55MW Model Geothermal Plant 8-31 Fig Depth of Production Wells at Geothermal Power Plants in Japan 8-32 Fig Effect of Drilling Cost on Project IRR 8-32 Fig Average Power Output of Wells at Geothermal Power Plants in Japan 8-33 Fig Effect of Productivity of Wells on Project IRR 8-33 Fig Effect of Water Steam Ratio on Project IRR

40 Fig Effect of Capacity Factor on Project IRR 8-34 Fig IRR Distribution of Model Project (Selling price = 8.7 /kwh) 8-35 Fig Risk Mitigation by Improvement of Accuracy (Governmental Preliminary Survey) 8-35 Fig Risk Mitigation by Portfolio Effect (Multi-fields Development Effect) 8-35 Fig Generation Cost of Geothermal Power Plant 8-36 Fig Cost Structure of Geothermal Power Plant 8-36 Fig Generation Cost of Coal Power Plant 8-37 Fig Cost Structure of Coal Power Plant 8-37 Fig Structure of Generation Cost and Selling Price 8-38 Fig Selling Price and Project IRR in Geothermal Power Plant 8-39 Fig Selling Price and Project IRR in Geothermal and Coal Power Plant 8-39 Fig Factors for Selling Price Increase in Geothermal Power Plant Case 8-40 Fig Selling Price and Project IRR of each Energy Source 8-41 Fig Selling Price of Energy in Different Project IRR 8-41 Fig Selling Price to Recover Investment in Short Period (Geothermal Plant) 8-42 Fig Selling Price to Recover Investment in Short Period (Coal Plant) 8-42 Fig Electric Power Sector Reform and its Impact on Energy Mixture in Central American Countries 8-43 Fig Selling Price in Different Development Style 8-44 Fig Profitability Deterioration by Price Change 8-46 Fig General Economic Estimates of Geothermal Fields 8-47 Fig Possible Development Capacity by Buying Price 8-48 Fig Different Development Scenario by Buying Price 8-49 Fig 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 Effect of VAT on Steam Sales (Development Amount in 38 Field Estimation) (Private Company s Case) 8-50 Fig 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 Effect of VAT on Steam Sales (Development Amount in 11 Field Estimation) (State Company s Case) 8-51 Fig Effect of Tax Credit (Selling Price Reduction Effect in 55 MW Model Plant)(Private Company s Case) 8-52 Fig Effect of Tax Credit (Development Promotion Effect in 38 Fields) (Private Company s Case) 8-52 Fig Effect of Tax Credit (Selling Price Reduction Effect in 55 MW Model Plant)(State Company s Case)

41 Fig Effect of Tax Credit (Development Promotion Effect in 11 Field Estimation) (State Company s Case) 8-53 Fig Geothermal Development Promotion Survey by Government and its Effect 8-55 Fig Geothermal Development Promotion Survey Scheme 8-56 Fig Effect of Government Survey (Selling Price Reduction Effect in 55 MW Model Plant)(Private Company s Case) 8-57 Fig Effect of Government Survey (Development Promotion Effect in 38 Field Estimation) (Private Company s Case) 8-57 Fig Effect of Low Interest Rate Loan to Development for Private Company (Selling Price Reduction Effect in 55 MW Model Plant) 8-58 Fig Effect of Low Interest Rate Loan to Development for Private Company (Development Promotion Effect in 38 Field Estimation) 8-58 Fig Effect of Low Interest Rate Loan to Development for State Company (Selling Price Reduction Effect in 55 MW Model Plant) 8-59 Fig Effect of Low Interest Rate Loan to Development for State Company (Development Promotion Effect in 11 Field Estimation) 8-59 Fig Effect of Low Interest Rate Loan to Construction for Private Company(Selling Price Reduction Effect in 55 MW Model Plant) 8-60 Fig Effect of Low Interest Rate Loan to Construction for Private Company (Development Promotion Effect in 38 Field Estimation) 8-60 Fig Effect of Low Interest Rate Loan to Construction for State Company (Selling Price Reduction Effect in 55 MW Model Plant) 8-61 Fig Effect of Low Interest Rate Loan to Construction for State Company (Development Promotion Effect in 11 Field Estimation) 8-61 Fig Effect of Subsidy for Private Company (Selling Price Reduction Effect in 55 MW Model Plant) 8-62 Fig Effect of Subsidy for Private Company (Development Promotion Effect in 38 Field Estimation) 8-62 Fig Effect of Subsidy for State Company (Selling Price Reduction Effect in 55 MW Model Plant) 8-63 Fig Effect of Subsidy for State Company (Development Promotion Effect in 11 Field Estimation) 8-63 Fig Effect of ODA Loan to Construction for State Company (Selling Price Reduction Effect in 55 MW Model Plant) 8-64 Fig Effect of ODA Loan to Construction for State Company (Development Promotion Effect in 11 Field Estimation) 8-64 Fig Effect of Incentives (Selling Price Reduction Effect in 55MW Model Plant in Private Company s Case)

42 Fig Effect of Incentives (Selling Price Reduction Effect in 55MW Model Plant in State Company s Case) 8-67 Fig Effect of Incentives (Private Company s Case) 8-68 Fig Effect of Incentives (State Company s Case) 8-68 Fig Effect of Incentives (Development Amount in 49 Field Estimation) (Private Company & State Company Total) 8-69 Fig Effect of Incentives (Development Amount in 38 Field Estimation) (Private Company s Case) 8-70 Fig Effect of Incentives (Development Amount in 11 Field Estimation) (State Company s Case) 8-71 Fig Effect of ODA Loan (Development Amount in 11 Field Estimation) (State Company s Case)(Fig Re-posted) 8-72 Fig Effect of Incentives (55MW Model Plant Case, Private Company s Case, CDM=5$/ton) 8-76 Fig Effect of Incentives (55MW Model Plant Case, State Company s Case, CDM=5$/ton) 8-76 Fig Effect of CDM (Development Amount in 49 Field Estimation) (Private Company & State Company Total) 8-77 Fig Effect of Drilling Cost Increase on Selling Price (55MW Model Plant Case) 8-78 Fig Effect of Drilling Cost Increase (Development Amount in 49 Field Estimation) (Private Company & State Company Total) 8-78 第 9 章 Fig Proposals to Promote Geothermal Development 9-21 Fig Geothermal developer s Theory of Speculation and Electric Power Company s Theory of Postponement 9-22 Fig How Investors Rank Priorities When Investing in a Developing Countries 9-23 Fig Basic Electricity Tariff in Neighboring Asian Countries (2005) 9-24 Fig Geothermal Development Scheme in the Philippines 9-25 Fig Easiness of Private Participation in Geothermal Development 9-25 Fig Geothermal Development Process in Indonesia 9-26 Fig A Scheme of Geothermal Development Promotion Survey (GDPS) using Yen Loan (Draft) 9-26 Fig Risk Premium Effect on Risk Coverage and Selling Price 9-27 Fig Proposal of Technical Transfer Program under ODA Scheme 9-27 Fig Effect of Drilling Cost on Selling Price 9-28 Fig Effect of Drilling Cost on Development

43 Fig Special Energy Tax and Energy Policy Budget System in Japan (FY2007)

44 < 表 > 第 1 章 Table Geothermal Resources in Indonesia (Nasution, 2004) 1-5 第 2 章 Table Member List of the Study Team 2-11 第 3 章 Table Key Data and Economic Profile of Indonesia 3-16 Table Growth by Sector and Category 3-18 Table Energy Supply and Consumption in Table Indonesia Geothermal Potential 3-22 Table Energy Resources in Indonesia and the World 3-23 Table Geothermal Power Plant in Indonesia and its Development Scheme 3-24 Table Geothermal Power Generation Capacity in the World (2003) 3-25 Table Existing Working Area and Development Plan in the Road Map 3-28 第 4 章 Table Hydro-geochemical Parameters of the 73 Geothermal Fields Table Item for Evaluation of Each Geothermal Field 4-57 Table List of 34 Geothermal Fields 4-59 Table Locations of MT/TDEM stations (Kotamobagu and Sokoria fields) 4-62 Table Static Shift values for Kotamobagu and Sokoria MT surveys 4-64 Table Estimate of Geothermal Resource Potential by Stored Heat Method with Monte Carlo analysis Table Reservoir Properties and Single Well Productivity Table General Estimate of The Initial Capital Investiment Per KW of Each Geothermal Field Table Criteria for Area Classification Table Geothermal Resource Areas in Sumatra Island Table Geothermal Resource Areas in Java-Bali region Table Geothermal Resource Areas in Sulawesi and East Indonesia 第 5 章 Table Installed Power Plant Capacity (2004) 5-13 Table Premise of Electric Power Demand Projection 5-13 Table Assumption of Electrification 5-13 Table Projection of Electric Power Demand (All Indonesia) 5-14 Table Electric Power Demand Outlook by Region (Regions affluent with 15

45 geothermal resources) 5-15 Table Transmission Line and Transformer Capacity (Year 2005) 5-16 Table Transmission Line Expansion Plan (Year ) 5-16 Table Prospective Connection between Geothermal Power Sites and Existing/Planned Power Grid 5-18 第 6 章 Table Environment Quality Standards for Air Pollution 6-2 Table Gas Exhaust Standard (Stationary Source) 6-2 Table Environmental Quality Standard for Water (Drinking Water Usage) 6-2 Table Quality Standards of Liquid Waste 6-3 Table Standards of Noise Level 6-3 Table Standards of Noise Level at Source 6-4 Table Classification of Forest Area 6-5 Table Scoping of Environmental and Social Considerrations 6-6 第 7 章 Table Existing Geothermal Development Plan in Indonesia (as of June 2007) 7-39 Table Exploitable Resource Potential of Promising Fields 7-40 Table Minimum Exploitable Resource Potential of Geothermal Fields where Geoscientific Data is not enough for Evaluation (within 73 fields) 7-44 Table Minimum Exploitable Resource Potential of Geothermal Fields where Geoscientific Data is not enough for Evaluation (whole Indonesia besides 73 fields) 7-45 Table Evaluation of Promising Fields (Restriction-1: National Park) 7-46 Table Evaluation of Promising Fields (Restriction-2: Power Demand) 7-49 Table Exploitable Resource Potential and Development Priority of the Promising Field 7-53 Table Development Plan Sheet for New Working Area 7-54 Table Development Plan Sheet for Existing Project Field 7-82 Table Basic Duration for Implementation in Geothermal Power Development Schedule Table Geothermal Development Master Plan (Fastest Case) Table Geothermal Development Master Plan (Practical Case) Table Geothermal Development Master Plan in Each Region (Practical Case) Table Summary of Geothermal Development Master Plan Table Power Plant Mix in 2025 by RUKN Table Energy Mix in Electricity Production in 2004 and 2025 by RUKN Table Model Power Plant Specification of various Energy Sources

46 Table Selling Price of Electricity from various Model Power Plants Table Power Plant Mix in Geothermal Development Scenario in Master Plan Table Power Plant Mix in Geothermal Development Scenario in Master Plan (2025) Table Electric Power Development Plan in Geothermal Power Development Master Plan (Sumatra) Table Electric Power Development Plan in Geothermal Power Development Master Plan (Java-Bali) Table Electric Power Development Plan in Geothermal Power Development Master Plan (North and Central Sulawesi and Gorontalo) Table Electric Power Development Plan in Geothermal Power Development Master Plan (South and South East Sulawesi) Table Electric Power Development Plan in Geothermal Power Development Master Plan (West Nusa Tenggara) Table Electric Power Development Plan in Geothermal Power Development Master Plan (East Nusa Tenggara) Table Electric Power Development Plan in Geothermal Power Development Master Plan (Maluku and North Maluku) Table Information Items of Geothermal Development Database Table CO 2 Emission Reduction Effect 7-15 Table Case Examples of Geothermal Multipurpose Utilization in Oita, Japan Table Summary of Direct Use Data From Individual Countries 第 8 章 Table Values of Geothermal Energy 8-23 Table Oil Equivalent Value of Geothermal Energy 8-24 Table Well Depth of Geothermal Power Plant 8-29 Table Examples of Well Productivity in Indonesia 8-29 Table Development Cost for 55MW Model Geothermal Plant 8-30 Table Condition of Cost Analysis 8-30 Table Specification of each Energy Source 8-38 Table Price Change before and after Economic Crisis 8-45 Table Selling Price of Coal Power Plant (Example) 8-45 Table Possible Development Capacity by Buying Price 8-48 Table Tax Exemption Incentive in Central American Countries for Renewable Energy 8-54 Table Scale and its Effect of Geothermal Development Promotion Survey 8-56 Table Possible Incentives for Geothermal Development 8-65 Table Effect of Incentives

47 Table Options of Incentive Combination 8-73 Table Geothermal CDM Projects 8-74 Table Effect of Incentives (CDM=5$/t) 8-75 Table The Scio-economic Cost of Energy Source considering Loss of export fuel opportunity cost and Environmental cost 8-79 第 9 章 Table Estimation of Required Money for Development according to Mater Plan (M-US$) 9-22 Table Basic Electricity Tariff in Neighboring Asian Countries (2005) 9-24 Table Estimation of Saving Electricity Subsidy by Geothermal Power Plant 9-29 Table Estimation of Required Number of Engineers and Technicians for Geothermal Development Master Plan 9-30 Table Example of Study Course in Institute of Technology in Bandung (ITB) 9-30 Table Example of Lectures being Conducted in the UI Geothermal Program 9-31 Table Example of Research Topics being Conducted in the UI Geothermal Program

48 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 CO 2 : 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 19

49 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 シ ョフ トレーニンク 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 ロシ ェクトインフォメーションノート PGE : PT. PETRAMINA Geothermal Energy フ ルタミナ地熱エネルキ 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 20

50 Unit Prefixes k : kilo- =10 3 M : mega- =10 6 Units of Length m km : meter : kilometer Units of Area m 2 km 2 : square meter : square kilometer Units of Volume m 3 l kl Units of Mass kg t : cubic meter : liter : kilolitor : kilogram : ton (metric) Units of Energy kwh : kilowatt-hour MWh : megawatt-hour MJ : megajoule TOE : ton of oil equivalent (1TOE = 10 7 kcal) Units of Temperature : degree Celsius Units of Electricity W kw MW Ah : watt : kilowatt : megawatt : ampere-hour 21

51 V kv kva MVA : volt : kilovolt : kilovolt-ampere : 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 - ) 22

52 第 1 章序論

53 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 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 CO 2 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 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最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 1-1

54 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 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 1-2

55 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 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 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 1-3

56 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 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 1-4

57 Fig Geothermal Development Road Map Table Geothermal Resources in Indonesia (Nasution, 2004) (Note)Installed capacity is 807 MW as of 2004, and is 857 MW as of

58 地熱開発マスタープラン調査実施の流れ データ 既存資料 対象 73 地域 地熱資源 / 環境 / 電力需要 開発 全国地熱資源広域調査 ( 概査データによる 73 地域対象 ) 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 ) 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 ) 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 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 CGR 地熱資源データベースへ反映 開発優先度の高い 2 地域選定 MT/TDEM 調 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 地熱開発データベース作成 ( 一般公開への対応検討 ) 地熱開発マスタープラン調査報告書作成 提出 Fig Method of Executing Geothermal Development Master Plan Study 1-6

59 第 2 章調査概要とプロセス

60 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 に示す 以下に各調査の活動内容および調査方法を記す 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 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 2-1

61 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 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 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 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 ) 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 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 2-2

62 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 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 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 2-3

63 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 2-4

64 電力量を考慮した 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 に さらに調査の実施体制を Fig に示す 2.3 カウンターパートおよび関連機関 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 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) 2-5

65 (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 2006 年 5 月 8-10 月 2007 年 2 月 2007 年 8 月 明 討議 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

66 マスタープ 電利用条件把握のための最新 ワークショッ 年 2 月 2007 ラン作成 地化学調査技術の移転 プによる説 年 8 月 明 討議 全国地熱資 物理探査 地熱構造モデリング 開発有望 共同作業によ 2006 年 12 月 源調査 地域抽出のための最新電磁探 る OJT および 年 2 月 マスタープ 査技術の移転 特に 解析技術 ワークショッ 2007 年 8 月 ラン作成 の移転 プによる説 明 討議 全国地熱資 総合解析 ( 地 資源調査結果を集約し 地熱開 共同作業によ 2006 年 5 月 源調査 熱構造 モデ 発に必要の要素を抽出する 総 る OJT および 8-10 月 2007 マスタープ リング ) 合解析技術を移転 地熱資源開 ワークショッ 年 2 月 2007 ラン作成 発計画および資源量評価に用 プによる説 年 8 月 いる地熱構造 流体流動モデリ 明 討議 ング技術の移転 全国地熱資 地熱資源量 地熱構造 流体流動モデルを用 共同作業によ 2006 年 5 月 源調査 解析 いた地熱資源量評価技術の移 る OJT および 8-10 月 2007 マスタープ 転 ワークショッ 年 2 月 2007 ラン作成 プによる説 年 8 月 明 討議 全国地熱資 データ ベー 地熱資源 開発データベースの 共同作業によ 2006 年 5 月 源調査 ス作成 作成 更新に関する技術の移転 る OJT および 8-10 月 2007 マスタープ ワークショッ 年 2 月 2007 ラン作成 プによる説 年 5-6 月 明 討議 2007 年 8 月 マスタープ マスタープ 地熱発電開発マスタープラ 共同作業によ 2007 年 6-7 ラン作成 ラン作成 ン アクションプランの作成方 る OJT および 月 2007 年 8 法に関する技術移転 ワークショッ 月 プによる説 明 討議 自然 社会環 環境調査に マスタープラン調査段階の少 共同作業によ 2006 年 5 月 境調査 関する技術 ないデータから地熱開発が環 る OJT および 8-10 月 2007 移転 (CDM 境に及ぼす影響について解析 ワークショッ 年 2 月 2007 事業化を含 予測する方法に関する技術移 プによる説 年 8 月 む ) 転 国際支援金融機関からの資 明 討議 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 2-7

67 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 2-8

68 Fig Flow of the Study 2-9

69 国際協力機構 インドネシア国関係機関 指示 報告 協力 相互連絡 プロジェクトチーム 総括 / 地化学 A 島田寛一 地質 B 荒井文明 副総括 / 地質 A 籾田学 地化学 B 松田鉱二物理探査本田満 資源データベース / 経済性評価鴇田洋行 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 業務調整員副田宜男 協力 支援 西日本技術開発 地熱部 / 海外営業部 / 経理部 / シ ャカルタ事務所 協力 支援 地熱エンジニアリング Fig Organization of Study Team 2-10

70 Table Member List of the Study Team 氏名担当業務内容 島田寛一 籾田学 総括 / 地化学 A 副総括 / 地質調査 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 2-11

71 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

72 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 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 km 2 人口は 221 百万人 (2005 年 ) を擁している (Table ) インドネシアは 1997 年 7 月のアジア通貨危機において ASEAN および韓国の中で最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 ) 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 ) 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 ) 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 m 3 ) 天然ガス埋蔵量は約 2,770BCM(10 億 m 3 ) 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

73 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 工業が最大の 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 ) 生産項目別に前年からの伸びを見ると 運輸 通信が 13.0% 増と最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) 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 ) 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最高水準にある (Fig ) 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 ) 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 ) (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 3-2

74 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 ) (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 ( ) を発表した 同計画は前政権の 5 ヵ年計画 (PROPENAS ) 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% 3-3

75 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 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 ) 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 百万バレル 石油製品 42 百万バレルの輸出が 3-4

76 行われているが 他方で原油 124 百万バレル 石油製品 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 最近の調査では 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最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 年の産業部門の最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最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 最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 最終需要の最大の形態は石油で 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 3-5

77 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最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 Table ) 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 Table Fig ) 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 ) 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 3-6

78 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 ) を策定した 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 KOE(kilo gram of Oil Equivalent) であり GDP のエネルギー消費原単位は 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最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 3-7

79 (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 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 ) (b) 2025 年における次のエネルギーミックスの達成 (Fig ) 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 3-8

80 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 エネルギー生産の最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 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 ) 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 3-9

81 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 ) 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 ) 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 ) 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) 3-10

82 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 ) 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 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 3-11

83 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 国民へ最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 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 ); - 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 3-12

84 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 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 3-13

85 (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 ) の最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1 4 年 グループ2 8 年 グループ3 16 年

86 グループ4 20 年 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 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 3-15

87 Table Key Data and Economic Profile of Indonesia key Data Energy Reserves(*4) Land Area (km 2 ) (*1) 1,860,360 Oil (MCM) Population(million)(*2) Gas (BCM) 2,770 GDP(billion US$)(*2) Coal (Mt) 4,968 GDP per capita(us$)(*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) GDP Growth and GDP per Capita 10 1,500 GDP Growth (%) GDP Growth (LHS) GDP per Capita (RHS) 1, GDP per Capita (US$) Fig Growth of GDP 3-16

88 Fig Source of Growth (year of year growth rate, %) CPI (year on year base) (%) CPI Increase Rate (yoy %) (Source: BPS) Fig Consumer Price Index Increase (year on yea) 3-17

89 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 Manufacturing Construction Transportation & communication Services Mining Utilities Trade, hotel & restaurants Finance Fig GDP by Sectors (2005) (Source: BPS) Table Growth by Sector and Category (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) 3-18

90 Exchange Rate (Rp/US$) 12,000 10,000 8,000 Rp/US$ 6,000 4,000 2, Fig Exchange Rate of Rupia (to US Dollar) Fig Market Confidence is back (Rupia exchange rate and stock index) 3-19

91 Fig Declining Interest Rates (Domestic bond yield curve, percent) 9,000 8,000 Current Balance (Million US$) 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1, (Source: JETRO data base) Fig Current Balance 3-20

92 Fig Rising Unemployment Rate (Growth rate and unemployment rate) 3-21

93 Table Energy Supply and Consumption in 2004 Primary Energy Supply (ktoe) Final Energy Consumption (ktoe) Power Generation (GWh) Domestic 201,596 Industry Sector 31,444 Total 120,161 Production Net Import & - 72,740 Transport Sector 22, ,812 others Thermal Total PES 128,856 Other Sectors 25,057 Hydro 9,674 Coal 20,983 Total FEC 79,124 Nuclear - Break Oil 58,570 Coal 7,186 Others 6,675 Down Gas 42,478 Break Oil 48,138 Others 6,555 Down Gas 14,682 Total 128,856 Electricity &others 9,117 Total 79,124 (Source:Energy Data and Modeling Center, IEEJ ( Table Indonesia Geothermal Potential Location Resources (MWe) Reserve(MWe) Installed Speculative Hypothetic Possible Probable Proven Capacity Sumatra 5,705 2,433 5, Java-Bali 2,300 1,611 3, , Nusa Tenggara Sulawesi 1, Maluku/Irian Kalimantan Total 9,530 4,714 9, ,305 14,244 12, Location Total 27,189 (Source:"Current State of Geothermal Development in Indonesia", Dr. Dwipa SJAFRA,) 3-22

94 Table Energy Resources in Indonesia and the World Energy Resource Share in the World Oil 321 Billion Brr 1.20% Proven Resource (R) 5 Billion Brr Annual Production (P) 500 Million Brr Remarks Natural Gas Coal 507 TSCF 50 Billion Tones 3.30% 3% 90 TSCF 5 Billion Tones 3 TSCF 100 Million Tones R/P = 10 years Exportable R/P = 30 years Exportable R/P = 50 years Exportable Hydro 75,000MW 0.02% 75,000MW 4,200 MW No development of large Geothermal 27,000MW 40% 2,305MW 857 MW (Source:Road Map Development Planning of Geothermal Energy for ; MEMR) scale hydro power plant 800 7, ,000 Power Plant Capacity(MW) ,000 4,000 3,000 2,000 1,000 Total Electricity Generation(GWh) Capacity(MW) Total Electricity Generation(GWh) (Source: PERTAMINA Geothermal Development) Fig Plant Capacity and Electricity Generation of Geothermal Energy in Indonesia 3-23

95 Table Geothermal Power Plant in Indonesia and its Development Scheme Power Plant Location Unit No. Capacity(MW) Start of Operation Steam Developer Power Generator Unit- 1 30MW 1983 Kamojang West Jawa Unit- 2 55MW Pertamina PLN 1988 Unit-3 55MW Unit-1 60MW Pertamina/ Chevron Unit-2 60MW 1994(*5) Geothermal of Indonesia PLN Unit-3 60MW (*1) Salak West Java Unit MW Unit MW 1997(*5) Pertamina / Chevron Geothermal of Indonesia(*1) Unit MW Pertamina/Amoseas Unit-1 55MW 1994 Darajat West Java Indonesia Inc.(AI)(*2) PLN 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) Total 857MW (Break PLN Power Plant (395MW) 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 *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 *4 Dien Plant was transfer to PT Geo Dipa from California Energy, who was the original developer, through Government of Indonesia in PT Geo Dipa is a joint venture of Pertamina and PLN. *5 Renovated in 2005 UPSTREAM DOWNSTREAM STEAM FIELD DEVELOPMENT and OPERATION Pertamina or Private Companies POWER PLANT ELECTRICITY CONSTRUCTUON TRANSMISSION STEAM and OPERATION ELECTRICITY and ELECTRICITY DISTRIBUTION SSC ESC PT PLN (Persero) or Private Companies PT PLN (Persero) CONSUMER TOTAL PROJECT STEAM FIELD DEVELOPMENT and OPERATION STEAM POWER PLANT CONSTRUCTUON and OPERATION ELECTRICITY ESC ELECTRICITY TRANSMISSION and DISTRIBUTION ELECTRICITY CONSUMER Pertamina or Private Companies PT PLN (Persero) SSC: Steam Sales Contract ESC: Energy Sales Contract Fig Geothermal Energy Development Scheme in Indonesia 3-24

96 Table Geothermal Power Generation Capacity in the World (2003) Country Capacity (MW) United States of America 2,228.0 Philippines 1,909.0 Mexico Indonesia Italy Japan New Zealand Iceland El Salvador Costa Rica Nicaragua 70.0 Kenya 45.0 Guatemala 33.4 China 29.2 Russia 23.0 Turkey 20.4 Portugal 16.0 Ethiopia 8.5 Guadeloupe 4.2 Thailand 0.3 Australia 0.2 Total 8,293.7 (Source: Pertamina Geothermal Development 2003) 3-25

97 (0.50) INDONESIA MALAYSIA TAIWAN THAILAND ITALY SINGAPORE FRANCE UNITED STATES CANADA JAPAN UNITED KINGDOM (0.03) GERMANY (0.12) (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 Energy Elasticity in Main Countries( ) Energy Mix (2003) Energy Mix (2025) 0.2% 14.1% 1.4% 3.6% 5.0% 5.0% 5.0% 2.0% 20.0% Optimization of Energy Management 26.5% 54.4% 33.0% 30.0% Oil Gas Coal Hydro Geothermal Other RNE Oil Gas Coal Geothermal Other RNE BioFuel Liquefied Coal (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 Energy Mix Target in

98 ( 資料 :Dr. Dwipa SJAFRA, Geothermal Resource & Development in Indonesia ) Fig Geothermal Development Process in Indonesia 3-27