REPUBLIC OF THE PHILIPPINES

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1 財務分析 (1) 一般 投資者 所有者の観点からプランの実施が投資者 所有者の財務状況にどれだけ寄与するかどうかを調べるためにプロジェクトの財務的実行可能性を財務分析で検討する 従って プロジェクトに係る全ての費用と便益は市場価格で表記される また ここでの財務分析は 現在のような燃料価格の変動が大きい時期では燃料価格の将来予想が極めて難しいので 2005 年 /2006 年時点の価格を固定価格 ( 費用 便益 ) として使用する (2) 評価基準 リパワリング案が現状の燃料高騰の条件下では経済的に実行可能であるとの経済分析の結果から 次は経済分析で使用した同じ発電量を使ってリパワリング案の財務的実行可能性を検証する 財務分析ではリパワリング案の財務的実行可能性を以下の 2 つの評価基準を使って検証する 1) 年均等化発電原価年均等化発電原価は以下の式から求められる 年均等化発電原価 (Rp/kWh 又は US cent/kwh) = 年均等化費用 / 年発電量ここで 年均等化費用 = プロジェクト費用 資本回収係数 + 年間運転 維持費 = 年均等化資本回収費用 + 年間運転 維持費 + 燃料費 プロジェクト費用 : 年間運転維持費 : リパワリングに必要な投資費用運転維持費 + 燃料費 資本回収係数 = i (1+i) n / {(1+i) n -1} (i: 割引率 (= 資本の機会費用 ),n: リパワリング後の余寿命 15 年 ) もし 年均等化発電原価が PLN への電力販売料金よりも安ければ 当該のリパワリング案は財務的実行可能とみなし得る 2) プロジェクト FIRR( 財務的内部収益率 ) プロジェクト FIRR は投資コストを投資者 所有者が全て自己負担するとの想定でのキャッシュフローから算出され 融資に伴う金利や元本返済は考慮しない 従ってプロジェクト FIRR は 融資条件に左右されないプロジェクトそのものが有している財務的実行可能性を示す もし プロジェクト FIRR がハードルレート ( 資本の機会費用 ) より大きければプロジェクトは財務的に実行可能とみなし得る 4-23 ファイナルレポート

2 (3) 計算条件 1) 一般条件 以下の一般条件を財務分析に適用する a) 燃料価格 燃料価格は経済分析で使用した価格と同じ価格とする b) 年間固定運転 維持費 年間固定運転 維持費は経済分析で使った値と同じとする c) 年間変動運転 維持費 年間変動運転 維持費は経済分析で使った値と同じとする d) PLN への電力販売料金 各発電タイプ ( エンティティ ) 毎の PLN への販売電力料金は PLN と発電会社 (IP 社と PJB 社 ) 間で締結される電力購入合意書 (PPA) に謳われている a) 資 本回収 b) 固定運転 維持費 c) 燃料費 d) 変動運転 維持費の 4 項目から なる計算公式で算定される 前者の 2 項目は固定料金で 後者の 2 項目は市場 連動の変動料金である IP 社では 2005 年現在 24 タイプ ( エンティティ ) を有 している 参考として燃料費算定の概略式は以下の通りである 燃料項目 (c) (Rp/kWh) = 熱消費率 (Kcal/kWh) 燃料価格 (Rp/ リッター ) / 熱容量 (kcal/ リッター ) 熱消費量と熱容量は PLN との交渉で決められる 燃料価格 = 月々の燃料価格 / PPA で想定されている年単位の燃料価格 HSD MFO 及び石炭では 月々の燃料価格は PLN から通知され ガス価格に ついては PLN とガス供給者で締結されるガス供給合意書に記載のガス価格が 適用される Items Fuel Prices (Rp/kWh) Average Power Selling Average of PLTU Coal Price in the year 2005 Average of PLTU Oil 1, Average of PLTGU Gas Average of PLTGU Oil 1, Average of PLTG Oil 1, Average of PLTD Oil 1, Average of PLTA Water Average of PLTP Steam Total Average Source: Informed by IP in June 2006 e) 平均為替レート 平均為替レートは経済分析で使用した値と同じ f) 減価償却方法 Depreciation Source: Informed by IP in June 2006 Items Book Life Method Existing Equipment - No-depreciation Additional Equipment 25 years Straight-line Residual Value - 0 % ファイナルレポート 4-24

3 g) 諸税 Items Rate Tax/Duty Income Tax (assumption) 30 % Source : Informed by IP in July 2006 h) インドネシア政府に支払う残存価格 リパワリング案及びオイル削減案に関連して IP 社及び PJB 社は撤去もしくは 運転を止めるボイラや他の発電設備の残存する固定資産評価額相当をインドネシア政府に返還しなければならない 以下の表は関連発電プラントの残存評価額を示している 残存評価額は追加投資が行われない限り減価償却により額は減耗していくが ここでは 2005 年の残存評価額を財務計算で使用する 評価額の支払いは建設最終年と想定した Name of Power Station Demolishing Boiler and/or PLTU/PLTG Residual Asset Value as of 2004 (Million Rp.) Residual Asset Value as of 2005 (Million Rp.) Residual Asset Value as of 2005 (Million US$.) Tambak Lorok (Boiler to be demolished and/or PLTU #1 (Boiler) shutdown of PLTU #1 and #2) PLTU #2 (Boiler) Sunyaragi (To be shutdown) Cilacap (To be shutdown) Perak (To be shutdown) Pesanggaran (To be partial shutdown) Source: Indonesia Power PLTG #1 13,491 12, PLTG #2 3,237 3, PLTG #3 3,258 3, PLTG #4 5,498 5, PLTG #1 55,284 50, PLTG #2 2,136 2, PLTU #3 14,525 13, PLTU #4 3,103 2, PLTG #1 3,469 3, PLTG #2 42,178 45, i) コンポーネント (a) による追加収入上記 d) で述べたように PLN への販売電力料金は 4 つのコンポーネントから計算される 既設の発電所にリハビリ 改修 あるいはリパワリングを目的として再投資した場合 再投資額 金利 減価償却期間から算定されるコンポーネント (a) の資本回収料金が上積みされる 財務分析ではこの資本回収料金を以下のように想定した 投資額 : リパワリング費用 減価償却期間 : (3) で述べたようにリパワリング後 15 年間 金利 : プロジェクト FIRR では全て自己資金と想定するので 0% マージン : 後述の資本の機会費用の総資本利益率から 2% 上記の想定から マイクロソフトエクセルの付属関数 PMT( 年均等化回収費用 ) を使って年間の追加収入を概算計算 3 すると以下の表の通りとなる 3 PMT の詳しい内容はエクセルのヘルプ参照のこと 4-25 ファイナルレポート

4 Investment Depreciation Interest Rate PMT Margin Case Plant Name Cost Period of Capital (Additional Income) M. US$ Years % % M. US$/y 1 Tambak Lorok Grati Gilimanuk UBP Semarang UBP Grati/Perak UBP Bali ) 融資条件 必要な投資費用は JBIC ADB や世銀から調達する可能性がある 参考として JBIC の融資条件を以下に示す 融資元への金利支払いに加えて インドネシア政府と PLN 間で締結される補助ローンも考慮しておく必要がある プロジェクトの実施者は両者への金利を負担しなければならない 融資条件は以下の通り JBIC Loan Condition (General Condition Scheme) Items Condition Interest rate including IDC 1.5 % Maturity period 30 years including grace period Grace period 10 years Financing amount 85 % of total project cost Note: IDC means Interest During Construction Source : JBIC Website Home Page Subsidiary Loan Condition Items Condition Interest rate including IDC 0.5 % Mature period The same condition as of those of JBIC Grace period Finance amount Note: 0.5 % is informed by MEMR and JBIC, other condition is assumed based on the past experiences. 3) 資本の機会費用財務分析では 財務的実行可能性 例えば財務的収益性や財務的持続性は資本の機会費用という観点から評価する もし プロジェクト FIRR が資本の機会費用より大きければプロジェクトは財務的に実行可能性ありとみなし得る 資本の機会費用は一般的に以下の解釈か求められる a) 投資者 所有者の平均債務金利 b) 平均銀行預金金利 ( 実質金利 ) c) 総資本利益率 a) 平均債務金利例えば投資者 所有者が債務を抱えていて その債務金利の平均が 5% とし プロジェクト FIRR が 3% である場合 投資者 所有者は経営的立場からプロジェクト FIRR が平均債務金利より高いことを求め プロジェクト実施に多分否定的であろう 平均債務金利より低いプロジェクト FIRR は財務 ファイナルレポート 4-26

5 状況の改善に多大に寄与するは考えられないからである Year 2002 Year 2001 Sum Interest Expense (M.Rp) 278, , ,584 Long-term Debt (M.Rp) 3,296,110 4,088,515 7,384,625 Average Debt Interest Rate 8.4 % 14.0 % 11.5 % Source: Indonesia Power Annual Report 2002, page 86 and page 103 b) 平均銀行預金金利 例えば投資者 所有者が 5% の金利で金を預金し もしくは 5% 金利の国債 を購入し プロジェクト FIRR が 3% である場合 投資者 所有者はプロジ ェクトに投資することに否定的であろう なぜなら銀行に預金するか国債 を買えばもっと高い収益 配当が期待できるからである Average Interest rate on Deposit (12 months) 16.0 % 13.0 % 8.0 % - Consumer Price Index (2002 = 100) Real Interest rate 16.0 % 12.2 % 7.1 % 11.8 % Source: ADB Key Indicators Asian and Pacific Countries, Indonesia as of July 17,2006. c) 総資本利益率 例えば 投資者 所有者が総資本利益率 5% で事業を運営し プロジェクト FIRR が 3% である場合 投資者 事業者はプロジェクトに投資することを ためらうであろう なぜならプロジェクトの利益率が総資本利益率より低 く 投資者 所有者はもっと利益率の高いプロジェクトを探そうとするか らである Year 2002 Year 2001 Sum Net Profit after tax (M.Rp) 943, ,291 1,316,739 Total Capital (M.Rp) 52,373,409 15,763,804 68,137,213 Profit Ratio of Total Capital 1.8 % 2.4 % 1.9 % Source: Indonesia Power Annual Report 2002, page 85 and page 86 以上の実績資料から 資本の機会費用 もしくはハードルレートとして財務分析では 12% を使用する (4) 財務分析結果 1) 発電原価と電力販売料金からの評価以上の想定から年均等化発電原価を算定すると下表に見られる通り ケース 3 とケース 6 をのぞき大半の案が PLN への平均販売電力料金より高くなった 経済分析では実行可能性有りと判断されたにも拘らず 財務的には実行可能性無しとなったことは 現行の燃料の高騰を考えると PLN への販売電力料金が低すぎるのでは無いかと解釈できるかも知れない 計算の詳細は Table に示す 4-27 ファイナルレポート

6 Case Fuel Generation Annualised Selling Price to Type Energy Generation Cost (a) PLN (b) (a)/(b) (MWh) (Rp/kWh) (Rp/kWh) Tambak 1.1 HSD 596,806 1,215 1, Lorok 1.2 Gas 596, Grati 2.1 HSD 365,060 1,350 1, Gas 365, Gilimanuk 3.1 HSD 707,391 1,035 1, Gas 707, UBP 4.1 HSD 841,807 1,143 1, Semarang 4.2 Gas 841, UBP Grati/ 5.1 HSD 801,140 1,170 1, Perak 5.2 Gas 801, UBP Bali 6.1 HSD 797,891 1,035 1, Gas 797, Note: Generation cost for Case 4, 5 and 6 don t include fuel cost saving to be shutdown. 2) 税引き後収益 (EAT) が 12% となるプロジェクト FIRR の評価 年均等化発電原価では所内ロスが考慮されていないため 年均等化発電原価の結果からプロジェクト FIRR が 12% のハードルレートを超えることは無理と思われたので 税引き後収益がハードルレートの 12% を満足する電力販売料金を求め その結果を以下の表に示す ハードルレートを 12% とした場合 PLN への電力販売料金は 20% 以上高くなければならない 計算の詳細は Table と Table に示す Case Table Fuel Type Generation Energy (MWh) Result of Financial Analysis Selling Price 12 % FIRR (a) (Rp/kWh) Selling Price to PLN (b) (Rp/kWh) (a)/(b) (a) (b) (Rp/kWh) Tambak 1.1 HSD 596,806 1,527 1, Lorok 1.2 Gas 596, Grati 2.1 HSD 365,060 1,834 1, Gas 365,060 1, Gilimanuk 3.1 HSD 707,391 1,174 1, Gas 707, UBP 4.1 HSD 841,807 1,447 1, Semarang 4.2 Gas 841, UBP Grati/ 5.1 HSD 801,140 1,419 1, Perak 5.2 Gas 801, UBP Bali 6.1 HSD 797,891 1,168 1, Gas 797, Note: Generation cost for Case 4, 5 and 6 don t include fuel cost saving to be shutdown. (5) 実現に向けての対策 下表は PLN の追加負担と PLN の負担後の純益を示し PLN の純益が大きい順に並べ換えている もし PLN が UBP Bali に対し Pesanggaran PLTG #1 と #2 の運転を止める補償として年間 12.0 百万ドルを支払えば ケース 6.1 は財務的に実行可能となり PLN もなお 年間 68.4 百万ドルの燃料費削減を享受できる もし この補償費が PLN と発電 ファイナルレポート 4-28

7 会社間の現行制度に採用されれば PLN の純益が負にならない 12 案のうち 11 案が財務 的に実行可能となる Table Measures toward Implementation Base Price Additional Annual Fuel Net Profit Case Generation Difference Burden by PLN Saving for PLN Energy (a) (b) (a)/(b) -(a)-(b) (MWh) (Rp/kWh) (M.US$) (M.US$) ABS((a)/(b)) (M.US$) UBP Bali , Gilimanuk , UBP Grati/Perak , UBP Bali , UBP Semarang , Gilimanuk , Grati , Tambak Lorok , UBP Grati/Perak , Grati , UBP Semarang , Tambak Lorok , PLN の純益から見れば ガス焚き案の方がケース 6.1 と 3.1 を除き HSD 焚きより優れて いる ケース 3 とケース 6 が他の案より勝っているのは以下の理由からと思われる Tambak Lorok Grati Gilimanuk UBP Semarang UBP Grati/Perak UBP Bali Case Current Fuel Type New Fuel Type Existing Total Capacity (MW) New Installed Capacity (a) (MW) Additional Capacity (MW) Unit Construction Cost for (a) (US$/kW) 1.1 MFO HSD MFO Gas HSD HSD HSD Gas HSD HSD HSD Gas MFO,HSD HSD MFO,HSD Gas MFO,HSD HSD MFO,HSD Gas HSD HSD HSD Gas a) Tambak Lorok( ケース 1) の PLTGU 化後の燃料は 5,000 Rp/l の HSD と想定しているが 現状では HSD より安い 3,700 Rp/l の MFO を使っている MFO から HSD への燃料変換がより熱効率の高い PLTGU のメリットを相殺しているためと思われる UBP Semarang( ケース 4) と UBP Grati/Gresik( ケース 5) も Tambak Lorok と同じである 4-29 ファイナルレポート

8 b) Grati( ケース 2.1) の建設単価 388 US$/kW は Gilimanuk( ケース 3.1) の 373 US$/kW とほぼ同等である ただし 経済財務分析で使用した Grati の発電電力量は 365,060 MWh で これは PLTGU がフル能力で運転したとすると年間の運転時間は 791 時間で PLTGU としての設備利用率は9% にしか過ぎない 一方の Gilimanuk の運転時間と設備利用率は各々 3,537 時間と 40% となる この両者の設備利用率の違いから Grati はその設備利用率の低さから見て投資費用が過大で 投資費用が回収できないのかも知れない セクション (1) 3) に示すように 現状の Grati Block 2 の PLTG #1 から #3 までの平均年間利用率と設備利用率は各々 36 % と 34 % で今回のリパワリング案に関係する他の既存発電所のそれと比較しても非常に低い もし他の発電所が Grati PLTG #1 から #3 の発電量を肩代わりできるのであれば PLTGU に変換せずに現状のままで停止させた方が良いのかも知れない 以上の理由で Gilimanuk( ケース 3) と UBP Bali( ケース 6) が他の案件に比べて優位な経済 財務結果になったものと思われる (6) 結論と提言 以上の経済財務分析結果から結論と提言は以下の通り 1) ケース 1 を除いて 全てのリパワリング案は経済的に実行可能である PLN はかなりの量のオイルを節約でき それによって発電原価が下がり PLN の電力購入者としての財務負担の低減が図れる 燃料費が高い程 より高い EIRR が期待できる 更に節約したオイルをより生産を高めるために他産業へ回したり 外貨を稼ぐために輸出に回すことも可能である ただし 現行の電力販売料金では全てのリパワリング案は財務的実行可能性は無い 2) 経済的に実行可能であるが 財務的には実行可能ではない ということは現在の燃料高騰から見ればPLNへの電力販売料金が低すぎるのかも知れない 4 3) もし PLN が運転停止をする UBP に節約できる燃料費の一部を補償として払えれば 殆どの案は財務的に実行可能となり リパワリング案の実現により 購入者と販売者の両者とも便益を分かち合える 4) 経済財務分析の結果から UBP Bali( ケース 6) がもっとも魅力的な案であり ケース 6 の実現化を提言する 5) インドネシアにおける現行の燃料状況下では クラッシュプログラムの促進を行う一方 今回提案したリパワリング案 / オイル削減案の考え方は油焚き火力発電所の将来の方向性を示すものと思われる 6) 運転の信頼性向上を主目的とする回復 改良案についてセクション 2.5 で述べている輸出金融の活用を提言する 4 最終消費者への電力料金は大統領令第 104 号により 2003 年以降変わっていない ファイナルレポート 4-30

9 (7) 補足検討 以下の表はケース 1 からケース 3 について キャパシティファクターを 50% と想定し その他は Table と同じ条件下での財務分析結果を示す 表から分かるように 販売電力量は Table より増加しているものの 12% のプロジ ェクト FIRR を満たす販売電力料金は依然として PLN への平均販売電力料金より高い結 果となった Case Fuel Capacity Factor Salable Energy (GWh) Selling Price 12 % FIRR (a) (Rp/kWh) Selling Price to PLN (b) (Rp/kWh) (a)/(b) Case HSD 50 % 1,192 1,280 1, Case 2 Case Gas 50 % 1, HSD 50 % 1,922 1,200 1, Gas 50 % 2, HSD 50 % 832 1,142 1, Gas 50 % ファイナルレポート

10 Table (1) Economic Comparison & Financial Analysis for Proposed Repowering Plans Power St ation Tam bak Lorok Grati Gilimanuk UBP Semarang UBP Perak/Grati UBP Bali Performamce of Existing Plants in 2004 (Benefit) Comparison of Fuel Cost and Fuel Saving Proposed Repowering Plans (Cost) No. Repowering Plan Fuel Type Installed Capacity Generation Energy in 2004 Gross Thermal Efficiency (LHV) Fuel Price Heat Content (LHV) Fuel Consumption (1,000MM BT U) Fuel Cost Generation Cost (Fuel) New Fuel Type Plant Type Additional Power Output Base Generation Energy Gross New Thermal Efficiency (LHV) Fuel Price Heat Content (LHV) New Fuel Consumption (1,000 MMBTU ) Fuel Cost Fuel Saving Oli Equivalent Fuel Saving Generation Cost (Fuel) Conversion to PLTGU by using existing PLTU #1 and #2 (MFO to HSD) Conversion to PLTGU by using existing PLTU #1 and #2 (MFO to Gas) Conversion to PLTGU by using existing PLTG #1 ~ #3 (HSD to HSD) Conversion to PLTGU by using existing PLTG #1 ~ #3 (HSD to NG) Conversion to PLTGU by using existing PLTG #1 (HSD to HSD) Conversion to PLTGU by using existing PLTG #1 (HSD to NG) MW MWh % Rp/unit kcal/unit KL/MMBTU Million Rp Rp/kWh MW MWh % Rp/unit kcal/unit KL/MMBTU Million Rp KL Million Rp Rp/kWh MFO , ,700 9, , ,259 1,046 HSD PLTGU , ,000 9, , ,665 (48,200) (21,594) 1,010 MFO , ,700 9, , ,259 1,046 NG PLTGU , , ,000 3, ,900 (58,949) (393,359) 387 HSD , ,000 9, , ,471 1,927 HSD PLTGU , ,000 9,060 73, ,860 (67,120) (335,611) 1,008 HSD , ,000 9, , ,471 1,927 NG PLTGU , , ,000 2, ,367 (71,100) (557,104) 401 HSD , ,000 9, ,260 1,290,989 1,825 HSD PLTGU , ,000 9, , ,890 (122,882) (614,099) 957 HSD , ,000 9, ,260 1,290,989 1,825 NG PLTGU , , ,000 4, ,720 (122,886) (1,006,269) New Construction of PLTGU at T.Lorok HSD PLTGU , ,000 9, , , , , Shutdown Tambak Lorok Existing PLTU # 1 & #2 MFO , , ,259 1,046 MFO Shutdown , (168,733) (624,259) Shutdown Sunyaragi PLTG #1 ~ #4 HSD , , ,885 2,052 HSD Shutdown , (83,775) (418,885) ShutdownCilacap PLTG #1 & #2 HSD , , ,932 2,739 HSD Shutdown , (22,384) (111,932) Overall for UBP Semarang , ,892 1,155,076 1,372 HSD PLTGU , ,725 (116,347) (362,351) New Construction of PLTGU at T.Lorok NG PLTGU , , ,000 5, , , , Shutdown Tambak Lorok PLTU # 1 & #2 MFO , , ,259 1,046 MFO Shutdown , (168,733) (624,259) Shutdown of Sunyaragi PLTG #1 ~ #4 HSD , , ,885 2,052 HSD Shutdown , (83,775) (418,885) Shutdown of Cilacap PLTG #1 & #2 HSD , , ,932 2,739 HSD Shutdown , (22,384) (111,932) Overall for UBP Semarang , ,892 1,155,076 1,372 NG PLTGU , ,999 (133,205) (857,077) Conversion to PLTGU by using existing Grati BLK II PLTG #1~#3 HSD PLTGU , ,000 9, , , , ,285 1, Existing Grati BLK II PLTG #1~#3 HSD , , ,471 1,927 HSD , (140,692) (703,471) Shutdown of Perak PLTU #3 & #4 MFO , , ,876 1,144 MFO Shutdown , (134,877) (498,876) Overall for UBP Perak/Grati , ,569 1,202,347 1,501 HSD PLTGU , ,285 (114,112) (395,062) 1, Conversion to PLTGU by using existing Grati BLK II PLTG #1~#3 NG PLTGU , , ,000 5, , , , Existing Grati BLK II PLTG #1~#3 HSD , , ,471 1,927 HSD , (140,692) (703,471) Shutdown of Perak PLTU #3 & #4 MFO , , ,876 1,144 MFO Shutdown , (134,877) (498,876) Overall for UBP Perak/Grati , ,569 1,202,347 1,501 NG PLTGU , ,165 (122,867) (881,182) Conversion to PLTGU by using existing Gilimanuk PLTG #1 HSD PLTGU , ,000 9, , , , , Existing Gilimanuk PLTG #1 HSD , ,260 1,290,989 1,825 HSD , (258,260) (1,290,989) Shutdown of Pesanggaran PLTG #1 & #2 HSD , , ,661 2,162 HSD Shutdown , (39,137) (195,661) Overall for UBP Bali , ,397 1,486,650 1,863 HSD PLTGU , ,490 (144,699) (723,160) Conversion to PLTGU by using existing Gilimanuk PLTG #1 NG PLTGU , , ,000 5, , , , Existing Gilimanuk PLTG #1 HSD , ,260 1,290,989 1,825 HSD , (258,260) (1,290,989) Shutdown of Pesanggaran PLTG #1 & #2 HSD , , ,661 2,162 HSD Shutdown , (39,137) (195,661) Overall for UBP Bali , ,397 1,486,650 1,863 NG PLTGU , ,165 (144,695) (1,165,485) 403 ファイナルレポート 4-32

11 Power St at ion Tam bak Lorok Grati Gilimanuk Table (2) No. Repowering Plan Economic Comparison & Financial Analysis for Proposed Repowering Plans Note: Fuel consumption unit for Natural Gas is expressed in 1,000 MMBTU Investment Cost Annualised Investment Cost Annualised Residual Asset owe to Government Opportunity Cost of Capital = 12% Remaing Life = 15 years Financial Analysis (Annualised Generation Cost) Annual Generat ion as PLTGU Operation & Maintenance Cost Fuel Consumption and Cost as PLT GU F.O&M V.O&M Consump Cost Less Component (a) M.US$ M.US$ M.US$ MWh M. $/year M. $/year KL/MMBTU M. $/year M.US$/year M.US$ $/kw cent/kwh Rp/kWh Rp/kWh Conversion to PLT GU by using existing 1.1 PLTU #1 and #2 (MFO to HSD) , , (13.9) ,215 1,033 Conversion to PLT GU by using existing 1.2 PLTU #1 and #2 (MFO to Gas) , , (13.9) Conversion to PLT GU by using existing 2.1 PLTG #1 ~ #3 (HSD to HSD) , , (13.9) ,350 1,033 Conversion to PLT GU by using existing 2.2 PLTG #1 ~ #3 (HSD to NG) , , (13.9) Conversion to PLT GU by using existing 3.1 PLTG #1 (HSD to HSD) , , (5.8) ,035 1,033 Conversion to PLT GU by using existing 3.2 PLTG #1 (HSD to NG) , , (5.8) New Construction of PLTGU at T.Lorok , , (18.6) ,143 1,033 Shutdown T ambak Lorok Existing PLT U 4.1 # 1 & # (596,806) (168,733) (69.4) (69.4) Shutdown Sunyaragi PLTG #1 ~ # (204,135) (83,775) (46.5) (46.1) ShutdownCilacap PLTG #1 & # (40,866) (22,384) (12.4) (11.5) Total Annualised Cost Unit Construction Cost Annualised Generation Cost Power Selling Price in 2005 UBP Semarang 4.1 Overall for UBP Semarang (116,347) (40.3) (18.6) (21.5) ,143 1, New Construction of PLTGU at T.Lorok , , (18.6) Shutdown T ambak Lorok PLT U # 1 & 4.2 # (596,806) (168,733) (69.4) (69.4) Shutdown of Sunyaragi PLTG #1 ~ # (204,135) (83,775) (46.5) (46.1) Shutdown of Cilacap PLTG #1 & # (40,866) (22,384) (12.4) (11.5) Overall for UBP Semarang (269,798) (95.2) (18.6) (76.2) Conversion to PLT GU by using existing 5.1 Grati BLK II PLTG #1~# , , (13.9) ,170 1,033 UBP Perak/Grati 5.1 Existing Grati BLK II PLTG #1~# (365,060) (140,692) (78.2) (78.2) Shutdown of Perak PLTU #3 & # (436,080) (134,877) (55.4) (55.1) Overall for UBP Perak/Grati (114,112) (43.9) (13.9) (29.6) ,170 1,033 Conversion to PLT GU by using existing 5.2 Grati BLK II PLTG #1~# , , (13.9) Existing Grati BLK II PLTG #1~# (365,060) (140,692) (78.2) (78.2) Shutdown of Perak PLTU #3 & # (436,080) (134,877) (55.4) (55.1) Overall for UBP Perak/Grati (275,569) (97.9) (13.9) (83.3) Conversion to PLT GU by using existing 6.1 Gilimanuk PLTG # , , (5.8) ,035 1, Existing Gilimanuk PLTG # (707,391) (258,260) (143.4) (143.4) Shutdown of Pesanggaran PLTG #1 & # (90,500) (39,137) (21.7) (20.9) UBP Bali 6.1 Overall for UBP Bali (144,699) (80.4) (5.8) (73.7) 373 (9.2) ,033 Conversion to PLT GU by using existing 6.2 Gilimanuk PLTG # , , (5.8) Existing Gilimanuk PLTG # (707,391) (258,260) (143.4) (143.4) Shutdown of Pesanggaran PLTG #1 & # (90,500) (39,137) (21.7) (20.9) Overall for UBP Bali (291,907) (129.5) (5.8) (122.8) ファイナルレポート

12 Table Economic Analysis for Each Power Station Basis Tambak Lorok Tambak Lorok Annual Generation: 596,806 MWh Fuel Cost 67.0 M.US$ Annual Generation: 596,806 MWh Fuel Cost 25.7 M.US$ Case 1.1 Case 1.2 Investment cost : M.US$ Fuel Cost 69.4 M.US$ Investment cost : M.US$ Fuel Cost 69.4 M.US$ HSD Price 5,000 Rp/l EIRR #DIV/0! Natural Gas Pricee 58,500 Rp/MMBTU EIRR 18.3% Cost Benefit Cost Benefit B - C B-C Year Investment Fuel Cost O&M T.Cost Fuel Cost Year Investment Fuel Cost O&M T.Cost Fuel Cost M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ Sum Sum Grati Grati Annual Generation: 365,060 MWh Fuel Cost 40.9 M.US$ Annual Generation: 365,060 MWh Fuel Cost 16.3 M.US$ Case 2.1 Case 2.2 Investment cost : M.US$ Fuel Cost 78.2 M.US$ Investment cost : M.US$ Fuel Cost 78.2 M.US$ HSD Price 5,000 Rp/l EIRR 15.1% Gas Price 58,500 Rp/MMBTU EIRR 25.4% Cost Benefit Cost Benefit B - C Year Investment Fuel Cost O&M T.Cost Fuel Cost Year Investment Fuel Cost O&M T.Cost Fuel Cost EAT M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ Sum Sum Gilimanuk Gilimanuk Annual Generation: 707,391 MWh Fuel Cost 75.2 M.US$ Annual Generation: 707,391 MWh Fuel Cost 31.6 M.US$ Case 3.1 Case 3.2 Investment cost : 74.6 M.US$ Fuel Cost M.US$ Investment cost : 74.6 M.US$ Fuel Cost M.US$ HSD Price 5,000 Rp/l EIRR 54.8% Gas Price 58,500 Rp/MMBTU EIRR 76.1% Cost Benefit Cost Benefit B - C B - C Year Investment Fuel Cost O&M T.Cost Fuel Cost Year Investment Fuel Cost O&M T.Cost Fuel Cost M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ Sum Sum ファイナルレポート 4-34

13 Table Economic Analysis for Oil Reduction Plan UBP Semarang UBP Semarang Annual Generation: 841,807 MWh Fuel Cost 88.1 M.US$ Annual Generation: 841,807 MWh Fuel Cost 33.1 M.US$ Case 4.1 Case 4.2 Investment cost : M.US$ Fuel Cost M.US$ Investment cost : M.US$ Fuel Cost M.US$ HSD Price 5,000 Rp/l EIRR 11.9% Natural Gas Pricee 58,500 Rp/MMBTU EIRR 29.2% Cost Benefit Cost Benefit B - C B-C Year Investment Fuel Cost O&M T.Cost Fuel Cost Year Investment Fuel Cost O&M T.Cost Fuel Cost M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ Sum Sum UBP Grati/Perak UBP Grati/Perak Annual Generation: 801,140 MWh Fuel Cost 89.7 M.US$ Annual Generation: 801,140 MWh Fuel Cost 35.7 M.US$ Case 5.1 Case 5.2 Investment cost : M.US$ Fuel Cost M.US$ Investment cost : M.US$ Fuel Cost M.US$ HSD Price 5,000 Rp/l EIRR 18.2% Gas Price 58,500 Rp/MMBTU EIRR 37.4% Cost Benefit Cost Benefit B - C Year Investment Fuel Cost O&M T.Cost Fuel Cost Year Investment Fuel Cost O&M T.Cost Fuel Cost EAT M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ Sum Sum UBP Bali UBP Bali Annual Generation: 797,891 MWh Fuel Cost 84.8 M.US$ Annual Generation: 797,891 MWh Fuel Cost 35.7 M.US$ Case 6.1 Case 6.2 Investment cost : 74.6 M.US$ Fuel Cost M.US$ Investment cost : 74.6 M.US$ Fuel Cost M.US$ HSD Price 5,000 Rp/l EIRR 61.4% Gas Price 58,500 Rp/MMBTU EIRR 83.5% Cost Benefit Cost Benefit B - C B - C Year Investment Fuel Cost O&M T.Cost Fuel Cost Year Investment Fuel Cost O&M T.Cost Fuel Cost M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ Sum Sum ファイナルレポート

14 Table Financial Analysis for Each Power Station Basis Tambak Lorok HSD 1,527 Rp/kWh Tambak Lorok Gas 874 Rp/kWh Annual Generation 596,806 MWh Station Use 5% Annual Generation: 596,806 MWh Station Use 5% Case 1.1 Investment cost M.US$ Income Tax 30% Case 1.2 Investment cost : M.US$ Income Tax 30% Residual Asset owe 0.02 M.US$ Residual Asset owe 0.02 M.US$ Component (a) 13.9 M.US$/y Project FIRR (EAT) 12.0% Component (a) 13.9 M.US$/y Project FIRR (EAT) 12.0% Year Investment Revenue Comp(a) Fuel Cost O&M Income Tax EAT Investment Revenue Comp(a) Fuel Cost O&M Income Tax EAT Year M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ Sum Sum Grati HSD 1,834 Rp/kWh Grati Gas 1,203 Rp/kWh Annual Generation 365,060 MWh Station Use 5% Annual Generation 365,060 MWh Station Use 5% Case 2.1 Investment cost M.US$ Income Tax 30% Case 2.2 Investment cost M.US$ Income Tax 30% Residual Asset owe 0.0 M.US$ Residual Asset owe 0.0 M.US$ Component (a) 13.9 M.US$/y Project FIRR (EAT) 12.0% Component (a) 13.9 M.US$/y Project FIRR (EAT) 12.0% Year Investment Revenue Comp(a) Fuel Cost O&M Income Tax EAT Investment Revenue Comp(a) Fuel Cost O&M Income Tax EAT Year M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ Sum Sum Gilimanuk HSD 1,174 Rp/kWh Gilimanuk Gas 590 Rp/kWh Annual Generation 707,391 MWh Station Use 5% Annual Generation 707,391 MWh Station Use 5% Case 3.1 Investment cost 74.6 M.US$ Income Tax 30% Case 3.2 Investment cost 74.6 M.US$ Income Tax 30% Residual Asset owe 0.0 M.US$ Residual Asset owe 0.0 M.US$ Component (a) 5.8 M.US$/y Project FIRR (EAT) 12.0% Component (a) 5.8 M.US$/y Project FIRR (EAT) 12.0% Year Investment Revenue Comp(a) Fuel Cost O&M Income Tax EAT Investment Revenue Comp(a) Fuel Cost O&M Income Tax EAT Year M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ Sum Sum ファイナルレポート 4-36

15 Table Financial Analysis for Oil Reduction Plan UBP Semarang HSD 1,447 Rp/kWh UBP Semarang Gas 830 Rp/kWh Annual Generation 841,807 MWh Station Use 5% Annual Generation 841,807 MWh Station Use 5% Case 4.1 Investment cost M.US$ Income Tax 30% Case 4.2 Investment cost M.US$ Income Tax 30% Residual Asset owe 8.57 M.US$ Residual Asset owe 8.57 M.US$ Component (a) 18.6 M.US$/y Project FIRR (EAT) 12.0% Component (a) 18.6 M.US$/y Project FIRR (EAT) 12.0% Year Investment Revenue Comp(a) Fuel Cost O&M Income Tax EAT Investment Revenue Comp(a) Fuel Cost O&M Income Tax EAT Year M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ Sum Sum UBP Perak/Grati HSD 1,419 Rp/kWh UBP Perak/Grati Gas 784 Rp/kWh Annual Generation 801,140 MWh Station Use 5% Annual Generation 801,140 MWh Station Use 5% Case 5.1 Investment cost M.US$ Income Tax 30% Case 5.2 Investment cost M.US$ Income Tax 30% Residual Asset owe 1.86 M.US$ Residual Asset owe 1.86 M.US$ Component (a) M.US$/y Project FIRR (EAT) 12.0% Component (a) M.US$/y Project FIRR (EAT) 12.0% Year Investment Revenue Comp(a) Fuel Cost O&M Income Tax EAT Investment Revenue Comp(a) Fuel Cost O&M Income Tax EAT Year M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ Sum Sum UBP Bali HSD 1,168 Rp/kWh UBP Bali Gas 585 Rp/kWh Annual Generation 797,891 MWh Station Use 5% Annual Generation 797,891 MWh Station Use 5% Case 6.1 Investment cost 74.6 M.US$ Income Tax 30% Case 6.2 Investment cost 74.6 M.US$ Income Tax 30% Residual Asset owe 5.49 M.US$ Residual Asset owe 5.49 M.US$ Component (a) 5.8 M.US$/y Project FIRR (EAT) 12.0% Component (a) 5.8 M.US$/y Project FIRR (EAT) 12.0% Year Investment Revenue Comp(a) Fuel Cost O&M Income Tax EAT Investment Revenue Comp(a) Fuel Cost O&M Income Tax EAT Year M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ M.US$ Sum Sum ファイナルレポート

16 環境社会配慮 火力発電所の設備面に係わる改修計画案における環境負荷について評価した 火力発電所では出力の回復や 機器類の交換などの回復 改修案については 別途既に IP PJB および PLN が計画済みであるので リパワリング案のみ提案している なお 火力発電所の 既設発電設備の運転 維持管理面に係る改善計画 では 環境社会において配慮すべき項目はないと思われる 設備面に係る改修計画案における環境影響のスコーピング 本調査で提案されたリパワリング案は Tambak Lorok, Grati, Gilimanuk 各火力発電所の既設プラントのコンバインドサイクル化である 更に これらの発電所と一緒に管理されている効率の悪い既設プラントを停止することを組合せて 発電管理ユニット (UBP と称する ) 毎に燃料油を削減する油消費削減計画 (Oil Reduction Plan) も提案している これらの計画案の概要は 章のとおりである (1) リパワリング案 各発電所における リパワリング案の概要 環境への影響 周辺の状況などについては以下のとおりである Tambak Lorok 火力発電所 - 計画の概要 - 一般汽力である 1 号機および 2 号機の既設のボイラを撤去する 1 台のガスタービンと 1 台の排熱回収ボイラを新設し 既設の 2 台の蒸気タービン / 発電機に組合せてコンバインドサイクル化 (1-1-2 型 PLTGU) する 使用する燃料は既設 PLTGU と同様に ガス /HSD の二重燃焼方式として計画するが ガス焚のリパワリング計画の推進は不透明である - 環境への影響 - 新設のガスタービン 1 台の燃焼ガス量は 既設のボイラ 2 台の燃焼ガス量より多いため 排ガス総量は増加する しかし 新設のガスタービンに低 NOx 燃焼技術を設置すれば HSD 焚きでも SOx NOx ばいじん等の汚染物質の総量は増加しないと思われる また 蒸気タービンの出力は増加しないので 復水器の温排水量は増加しない - 周辺の状況 年の大気モニタリング データによると 一般汽力の 1 2 号機 (3 号機は運転中止のためかデータはない ) では NO 2 と煤塵は排出基準値を下回っていたが SO 2 は排出基準値の上限に近かった 一方 コンバインドサイクルの 6 台のガスタービンでは NO 2 SO 2 煤塵とも排出基準値を下回っていた モニタリング地点における大気環境は大気基準値を下回っていた また 水質モニタリング データによると 取水口の水温は 29.5 で 放水口の水温は 36.2 C となっていた 1999 年における環境影響評価のための調査では 発電所周辺に東南アジアで広く見 ファイナルレポート 4-38

17 られるマングローブ ( 学名 :Avicennia alba) が認められたものの 特に貴重な動植物は確認されていない (IP, ) - その他 - 発電所周辺では年間 4 cm ほど地盤が沈下しており しばしば周辺道路は冠水するようである また 時々発電所構内も冠水し 冷却水用ポンプが使えない時もあり そのために運転を止めることもあるそうである 周辺の地図をみると Tambak Lorok 発電所は埋め立て地に建設されているようであり それが地盤沈下の原因となっていると思われる (Figure 4.1-5(1)) Grati 火力発電所 - 計画の概要 - 3 台の排熱回収ボイラと 1 台の蒸気タービン / 発電機を 既設のブロックⅡのガスタービン 3 台に追加し ブロック I 同様にコンバインドサイクル化 (3-3-1 型 PLTGU) する - 環境への影響 - 3 台のガスタービンへの燃料消費量は変わらないので 排ガス総量は増加しない しかし 蒸気タービンを追加するので 復水器の温排水量は現状よりも 2 倍に増加する - 周辺の状況 年の大気モニタリング データによると 6 台のガスタービンとも NO 2 SO 2 煤塵の排出基準値を下回っていた また モニタリング地点の大気環境は大気基準値を下回っていた また 2003 年 12 月のデータでは取水口では 32.0 C で 放水口では 35.0 C となっていた (IP, ) 2004 年における環境影響評価のための調査では 発電所周辺にカワセミ類やサギ類など世界的にやや減少傾向にある鳥類が確認されたが 特に貴重な動植物は確認されていない (IP, ) - その他 - Grati 発電所周辺には村などの住宅地 マングローブなどの生態的に重要な区域はないようである (Figure 4.1-5(2)) 後述のスクーピング結果では リパワリングによる増設では温排水の増加が 周辺環境に対する影響が最も大きい しかしながら Grati 発電所では現状にブロック Ⅲ を増設した形の AMDAL が 2005 年 3 月に承認されており それによると温排水の拡散はごく限られた範囲だけなので 周辺への影響はほとんどないと思われる また このブロック Ⅲ の評価分を今回のブロック Ⅱ のリパワリング案にも適用される可能性もあり 新たな AMDAL もしくは修正 AMDAL が必要ない場合もありうる Gilimanuk 火力発電所 - 計画の概要 - ボトミングプラントである排熱回収ボイラ 1 台と 1 台の蒸気タービン / 発電機を単独運転のガスタービン (PLTG) に 追加してコンバインドサイクル化 (1-1-1 型 PLTGU) する - 環境への影響 - 燃料消費量は変わらないので 排ガス総量は増加しない 排ガス温度は低下するので 大気汚染物質の着地濃度は変わるが 現在でも低 NOx 燃焼技術を導入している 5 Indonesia Power, 2004, ANDAL Revisi Pengembangan PLTGU Tambaklorok I - Semarang 6 Indonesia Power, 2004, Review ANDAL PLTGU Grati I & II Pasuruan 4-39 ファイナルレポート

18 ので 問題はないと思われる しかし 大気汚染物質の拡散シミュレーションにより 問題がないことを確認する必要はあると思われる 海水による冷却水確保が困難な地形 ( 現状の機器設置レベルは海抜 +4m 以上で サイトは海岸より約 1 km 内陸に立地 ) であるので 空冷コンデンサーを使用する計画としている ただし 海水利用の可否を改めて検討する必要がある - 周辺の状況 ~ 2005 年の大気モニタリング データによると Gilimanuk 発電所のガスタービンでは NO 2 SO 2 煤塵とも排出基準値を下回っていた 1997 年における環境影響評価のための調査では ワシントン条約付属書 Ⅱ 類に属しているミズオオトカゲ ( 現地名 :Biawak 学名 :Varanus salvator) が確認されている また このほかにはヤエヤマヒルギやコヒルギなどのマングローブ林 スガモやアマモなどの藻場 そしてサンゴ礁なども確認されている (PT.PLN, ) - その他 - Gilimanuk 発電所でのリパワリング計画では 蒸気タービンの設置のため 敷地を若干拡張する必要がある 発電所の北側には人家があることや 周辺には国立公園やマングローブ林があるので それを避けて敷地の拡張をすることが望ましい また Gilimanuk 発電所の周辺海域には マングローブ林やサンゴ礁などの生態的に重要な海域があるので (Figure 4.1-5(3)) 海水を冷却水として使用する場合には 温排水の影響を検討する必要がある (2) 油消費削減計画 上記の発電所のリパワリング案に対し 一緒に管理されている UBP ユニットごとに燃料油を削減する油消費削減計画案の環境への影響については以下の通りである なお 周辺の状況などは各リパワリング案と同じなので記載しない UBP Semarang - 計画の概要 - Tambak Lorok 発電所の一般汽力 PLTU #3 隣接地に F 型 GT による一軸型コンバインドサイクルプラント (1-1-1 型 PLTGU) を新設し UBP Semarang 管轄下の古く性能の低い Sunyaragi 発電所の単独運転のガスタービン 1 ~ 4 号機と Cilacap 発電所のガスタービン 1, 2 号機並びに一般火力の T.Lorok 発電所の 1, 2 号機を停止する - 環境への影響 - Tambak Lorok 発電所のリパワリング案と比較すると 排ガス総量は増加するが 新設のガスタービンに低 NOx 燃焼技術を設置すれば HSD 焚きでも SOx NOx ばいじん等の汚染物質の総量は増加しないことは同じである しかし 新設するコンバインドプラントの蒸気タービン出力は 停止する既設 2 台の蒸気タービン出力より増加するので 温排水量は増加するものと思われる その一方で 停止する Sunyaragi Cilacap 両発電所に生活を依存する住民への影響 Sunyaragi Cilacap 両発電所の停止する機器類や跡地の処理については考慮しなくてはならない 7 PT.PLN, 1998, Analisis Dampak Lingkungan (ANDAL) PLTG Gilimanuk, Bali ファイナルレポート 4-40

19 UBP Perak/Grati - 計画の概要 - Grati 発電所でのリパワリング案は前述したものと同じである 一方 同じ UBP Perak Grati 管轄下の Perak 発電所の一般火力 3 4 号機を停止する - 環境への影響 - 環境面では停止する Perak 発電所 3 4 号機の分だけ環境負荷は軽減されることになる その一方で 停止する Perak 発電所に生活を依存する住民への影響 Perak 発電所の停止する機器類や跡地の処理については考慮しなくてはならない UBP Bali - 計画の概要 - Gilimanuk 発電所でのリパワリング案は前述したものと同じである 一方 同じ UBP Bali 管轄下の Pesanggaran 発電所のガスタービン 1, 2 号機並びにディーゼル発電 1 ~ 4 号機を停止する - 環境への影響 - 環境面では停止する Pesanggaran 発電所 1 2 号機およびディーゼル発電 1 ~ 4 号機の分だけ環境負荷は軽減されることになる その一方で 停止する Pesanggaran 発電所に生活を依存する住民への影響 Pesanggaran 発電所の停止する機器類や跡地の処理については考慮しなくてはならない 以上のような状況をふまえ これらの計画案について IP 環境担当者と協議し 環境負 荷のスコーピングを行った リパワリング案については Table に リパワリング 案と油消費削減計画を組み合わせたものについては Table に示した 事業化に向けて必要な調査項目 前項では 火力発電所のリパワリング計画案と UBP ユニットの油消費削減計画案にお ける環境影響をスコーピングした そこで 今後の事業化に向けての環境 社会への影響を評価するために必要な調査項目をあげる Tambak Lorok 火力発電所環境項目 評価方法 調査項目 大気質 大気汚染物質の拡散予測 気象調査 ( 気温 湿度 風向 風速 大気安定度など ) 排ガスのパラメータ ( 排出量 排ガス温度など ) 水質 - - 冷却水取水 - - 土壌と地盤 地盤沈下の状況と予測 水準測量 ボーリング調査 ( 地質 強度など ) 動植物相 - - 絶滅危ぐ種 - - 騒音 振動 騒音 振動の増加の予測 騒音 振動調査 設置機械の騒音 振動 廃棄物 ファイナルレポート

20 環境項目評価方法調査項目 悪臭 - - 人口と産業 - - 貧困層と少数民族 - - 水利用 - - 保護区 - - 文化施設 - - 衛生状況 - - 景観 - - 土地利用 - - 工事の影響 生活と生計 大気汚染 水質汚染 騒音 振動 緩和策の策定 最適手法(PERT など ) の利用工期の短期化 工事中のモニタリング調査の実施作業員への教育 ( 産業構造 就業人口 大気質 水質 騒音 工事機械の選択振動などなど ) その他 ( 散水や簡易トイレ設置のなど ) Grati 火力発電所環境項目 評価方法 調査項目 大気質 - - 水質 - - 冷却水取水 - - 土壌と地盤 - - 動植物相 - - 絶滅危ぐ種 - - 騒音 振動 騒音 振動の増加の予測 騒音 振動調査 設置機械の騒音 振動 廃棄物 - - 悪臭 - - 人口と産業 - - 貧困層と少数民族 - - 水利用 - - 保護区 - - 文化施設 - - 衛生状況 - - 景観 - - 土地利用 - - 工事の影響 利害の衝突 生活と生計 大気汚染 水質汚染 騒音 振動 発電所に対する住民の意識の把握 発電所に対する意識調査 ( アンケート調査 ) 緩和策の策定 最適手法 (PERT など ) の利用工期の短期化 工事中のモニタリング調査の実施作業員への教育 ( 産業構造 就業人口 大気質 水質 騒音 工事機械の選択振動などなど ) その他 ( 散水や簡易トイレ設置のなど ) ファイナルレポート 4-42

21 Gilimanuk 火力発電所 環境項目評価方法調査項目 大気質 - - 水質 温排水の拡散予測 海象調査 ( 水温 流向 流速など ) 気象調査 ( 気温 湿度 風速 雲量など ) 生物調査 ( 付着生物 植物など ) 温排水のパラメータ ( 排出量 水温など ) 冷却水取水浮遊生物の連行量予測 生物調査 ( 浮遊生物 ) 土壌と地盤 - - 動植物相増設地の検討 土地利用状況の調査 ( マングローブ林など ) 絶滅危ぐ種 - - 騒音 振動 騒音 振動の増加の予測 騒音 振動調査 設置機械の騒音 振動 廃棄物 - - 悪臭 - - 人口と産業 - - 貧困層と少数民族 Bali 民族と Java 島移住民の不平等な利益配分の可能性の検討 社会環境調査 ( 産業構造 就業人口など ) 水利用取水量の予測 水利用状況の調査 ( 水産業など ) 保護区 温排水の拡散予測 海象調査 ( 水温 流向 流速など ) 気象調査 ( 気温 湿度 風速 雲量など ) 生物調査 ( 付着生物 植物など ) 温排水のパラメータ ( 排出量 水温など ) 文化施設 - - 衛生状況 - - 景観景観の予測 眺望景観の状況と変化予測 土地利用増設地の検討 土地利用状況の調査 ( 住宅地など ) 工事の影響 生活と生計 大気汚染 水質汚染 騒音 振動 緩和策の策定 最適手法 (PERT など ) の利用工期の短期化 工事中のモニタリング調査の実施作業員への教育 ( 産業構造 就業人口 大気質 水質 騒音 工事機械の選択振動などなど ) その他 ( 散水や簡易トイレ設置のなど ) UBP Semarang 環境項目 評価方法 調査項目 大気質 大気汚染物質の拡散予測 気象調査 ( 気温 湿度 風向 風速 大気安定度など ) 排ガスのパラメータ ( 排出量 排ガス温度など ) 水質 温排水の拡散予測 海象調査 ( 水温 流向 流速など ) 気象調査 ( 気温 湿度 風速 雲量など ) 生物調査 ( 付着生物 植物など ) 温排水のパラメータ ( 排出量 水温など ) 冷却水取水 浮遊生物の連行 生物調査 ( 浮遊生物 ) 土壌と地盤 地盤沈下の状況と予測 水準測量 ボーリング調査 ( 地質 強度など ) 動植物相 - - 絶滅危ぐ種 - - 騒音 振動 騒音 振動の増加の予測 騒音 振動調査 設置機械の騒音 振動 4-43 ファイナルレポート

22 環境項目評価方法調査項目 廃棄物 - - 悪臭 - - 人口と産業産業構造の変化の検討 社会環境調査 ( 産業構造 就業人口など ) 貧困層と少数民族 - - 水利用取水量の予測 水利用状況の調査 ( 水産業など ) 保護区 温排水の拡散予測 海象調査 ( 水温 流向 流速など ) 気象調査 ( 気温 湿度 風速 雲量など ) 生物調査 ( 付着生物 植物など ) 温排水のパラメータ ( 排出量 水温など ) 文化施設 - - 衛生状況 - - 景観景観の予測 眺望景観の状況と変化予測 土地利用 - - 工事の影響 生活と生計 大気汚染 水質汚染 騒音 振動 緩和策の策定 最適手法 (PERT など ) の利用工期の短期化 工事中のモニタリング調査の実施作業員への教育 ( 産業構造 就業人口 大気質 水質 騒音 工事機械の選択振動などなど ) その他 ( 散水や簡易トイレ設置のなど ) UBP Perak/Grati 環境項目 評価方法 調査項目 大気質 - - 水質 - - 冷却水取水 - - 土壌と地盤 - - 動植物相 - - 絶滅危ぐ種 - - 騒音 振動 騒音 振動の増加の予測 騒音 振動調査 設置機械の騒音 振動 廃棄物 - - 悪臭 - - 人口と産業 産業構造の変化の検討 社会環境調査 ( 産業構造 就業人口など ) 貧困層と少数民族 - - 水利用 - - 保護区 - - 文化施設 - - 衛生状況 - - 景観 景観の予測 眺望景観の状況と変化予測 土地利用 - - 工事の影響 利害の衝突 生活と生計 大気汚染 水質汚染 騒音 振動 発電所に対する住民の意識の把握 発電所に対する意識調査 ( アンケート調査 ) 緩和策の策定 最適手法 (PERT など ) の利用工期の短期化 工事中のモニタリング調査の実施作業員への教育 ( 産業構造 就業人口 大気質 水質 騒音 工事機械の選択振動などなど ) その他 ( 散水や簡易トイレ設置のなど ) ファイナルレポート 4-44

23 UBP Bali 環境項目評価方法調査項目 大気質 - - 水質 温排水の拡散予測 海象調査 ( 水温 流向 流速など ) 気象調査 ( 気温 湿度 風速 雲量など ) 生物調査 ( 付着生物 植物など ) 温排水のパラメータ ( 排出量 水温など ) 冷却水取水浮遊生物の連行量予測 生物調査 ( 浮遊生物 ) 土壌と地盤 - - 動植物相増設地の検討 土地利用状況の調査 ( マングローブ林など ) 絶滅危ぐ種 - - 騒音 振動 騒音 振動の増加の予測 騒音 振動調査 設置機械の騒音 振動 廃棄物 - - 悪臭 - - 人口と産業産業構造の変化の検討 社会環境調査 ( 産業構造 就業人口など ) 貧困層と少数民族 Bali 民族と Java 島移住民の不平等な利益配分の可能性検討 社会環境調査 ( 産業構造 就業人口など ) 水利用取水量の予測 水利用状況の調査 ( 水産業など ) 保護区 温排水の拡散予測 海象調査 ( 水温 流向 流速など ) 気象調査 ( 気温 湿度 風速 雲量など ) 生物調査 ( 付着生物 植物など ) 温排水排出予測 ( 排出量 水温など ) 文化施設 - - 衛生状況 - - 景観景観の予測 眺望景観の状況と変化予測 土地利用増設地の検討 土地利用状況の調査 ( 住宅地など ) 工事の影響 生活と生計 大気汚染 水質汚染 騒音 振動 緩和策の策定 最適手法 (PERT など ) の利用工期の短期化 工事中のモニタリング調査の実施作業員への教育 ( 産業構造 就業人口 大気質 水質 騒音 工事機械の選択振動などなど ) その他 ( 散水や簡易トイレ設置のなど ) 緩和策 スコーピング結果をみると いずれの計画案も工事期間中に 工事に伴う大気汚染や水質汚染 労働者の増加による衛生面での低下や周辺住民との衝突などの影響が考えられた 工事期間中の大気汚染については 工事を集中させない工期の設定や散水などの対策が必要であり また簡易トイレの設置などにより衛生面や水質汚染についても配慮する必要がある 労働者の教育などの対策も必要と思われる 稼動後では 大気汚染や温排水の増加などの影響が考えられる 大気汚染については低 NOx 技術の導入などで影響を軽減させることが可能である Tambak Lorok 発電所ではリパワリング案と油消費削減計画を組合せたものについては温排水量が増加するので あらたに評価する必要がある Grati 発電所のブロックⅢ 増設の EIA が既に存在するので ブロックⅡのリパワリング案に適応できる可能性がある 4-45 ファイナルレポート

24 Gilimanuk 発電所については 周辺にマングローブ林 サンゴ礁 藻場などの生態的に重要な海域があるので 海水を冷却水として使用する場合には 温排水の影響を調査する必要がある また Gilimanuk 発電所では敷地の拡大を必要とするが 周辺の人家 国立公園 マングローブ林などを避けることが望ましい 古い発電所のユニットを停止させる油消費削減計画では 停止する発電所に生活を依存する住民への影響については何らかの対策が必要となる また 停止した機械類の処分方法や跡地の処理についても配慮する必要がある KA-ANDAL の素案 火力発電所の改修計画案の中で AMDAL が必要なのは リパワリング案だけである 油消費削減計画はリパワリング案と組み合わされているので それのための AMDAL は必要ない Grati 発電所については 現在のブロックⅠとブロックⅡに ブロックⅢを増設する AMDAL が 2005 年 3 月に承認されている IP 環境担当者によると 今回の蒸気タービン / 発電機の増設のリパワリング案が ブロックⅢのプロジェクトよりも先に実施されるならば その影響評価はブロックⅢの AMDAL の評価を転用できるので AMDAL は必要ないとのことである ちなみに日本でも 技術的設計が同じで建設位置が変更する場合 温排水の放水口やスタックの位置などの環境条件が大きく変更しなければ 以前の評価結果を転用することができ 新たに環境影響評価を行わなくてもよいとのことである インドネシアでは 第 2 章でも述べたように AMDAL の作成前に 調査範囲 調査方法 分析方法などを定めた方法書 (KA-ANDAL) を作成し 関係コミュニティの合意を得ることになっている そこで Tambak Lorok 発電所と Gilimanuk 発電所のリパワリング案について 発電所周辺の情報や状況をふまえて KA-ANDAL の素案を作成し IP 環境担当者に示した (Table ) ファイナルレポート 4-46

25 Figure 4.1-5(1) Topography of Power Plant in Surrounding (Tambak Lorok Power Station) Flood of the Premises Road in Tambak Lorok Power Station 4-47 ファイナルレポート

26 Figure 4.1-5(2) Topography of Power Plant in Surrounding (Grati Power Station) Figure 4.1-5(3) Topography of Power Plant in Surrounding (Gilimanuk Power Station) ファイナルレポート 4-48