No. 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 ジャワ バリ地域発電設備運用改善計画調査 ファイナルレポート 平成 18 年 11 月 (2006) 独立行政法人国際協力機構 (JICA) 委託先 株式会社ニュージェック 関西電力株式会社 経済 J R 06-124
序文 日本国政府は インドネシア国政府の要請に基づき 同国のジャワ バリ地域発電設備運用改 善計画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 17 年 11 月から平成 18 年 10 月までの間 5 回にわたり株式会社ニュージェック の松田康治氏を団長とし 同社と関西電力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及び国有電力会社関係者との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発電設備の運用改善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 調査の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 18 年 11 月 独立行政法人国際協力機構理事伊沢正
独立行政法人国際協力機構 理事伊沢正殿 平成 18 年 11 月 伝達状 インドネシア国ジャワ バリ地域発電設備運用改善計画調査 報告書をここに提出いたしま す 本調査は 貴機構との契約に基づき 株式会社ニュージェック及び関西電力株式会社が平成 17 年 10 月から平成 18 年 11 月まで実施して参りました 本調査では ジャワ バリ地域における短期 中期的電力需要に対応するために同地域の 16 箇所の既設発電設備の設備面及び運転 維持管理面に係る改善計画を策定しました 設備面に関しては昨今の燃料油の高騰を鑑みて 既設発電所の統廃合を含む出力増強計画を策定しました また 運転 維持管理面では既設発電所の事故原因を分析し インドネシア国の現状を踏まえた上で事故防止に有効な改善策を提言しました さらに 既設発電設備の効率的な運転及び適切な維持管理を行うために 余寿命診断に係る技術移転を実施しました 私どもは これらの提言が実施されることで ジャワ バリ地域の電力供給の信頼性が向上し ひいては同地域の電力需給逼迫解消に貢献することを心より願うものであります 最後に 今回の調査の中で多くのご指導 ご支援を賜りました貴機構 外務省ならびに経済産業省各位に深く感謝申し上げます また 調査遂行にあたり ご協力 ご支援を頂いたインドネシア国エネルギー鉱物資源省 国有電力会社 (PT PLN (Persero)) インドネシアパワー社 PJB 社 並びに各発電所の方々に心から感謝申し上げます インドネシア国ジャワ バリ地域発電設備運用改善計画調査総括松田康治
Abbreviation ADB AH AI ANDAL AVR BAPPENAS BFP BLK BP BPMIGAS CB CBM CDF CWP DSS De-NOx De-SOx EIA/AMDAL EIRR FIRR FOH FOH (L) FOH(D) GI GIB GIS GOV HHV HP HRSG HSD I & C IP IP IPP JBIC JICA KA ANDAL Asian Development Bank Air Heater Annual Inspection Environmental Impact Analysis Automatic Voltage Control System 略語集 Full Description in English (Indonesian) National Development Planning Agency (Badan Perencanaan Pembanguanan Nasional) Boiler Feed Water Pump Block British Petroleum Executive Agency for Upstream Oil and Gas Business Activity (Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak Dan Gas Bumi) Circuit Breaker Condition Based Maintenance Computer Fluid Dynamics Circulating Water Pump or Cooling Water Pump Daily Start and Stop Denitration Desulfurization Environmental Impact Assessment Economic Internal Rate of Return Financial Internal Rate of Return Forced Outage Hours Forced Outage Hours caused by power grid system Forced Outage Hours caused by power station General Inspection Gas Insulated Busbar Gas Insulated Switchgear Governor High Heat Value High Pressure Heat Recovery Steam Generator High Speed Diesel Oil Instrumentation and Control Indonesia Power Intermediate Pressure Independent Power Producer Japan Bank for International Cooperation Japan International Cooperation Agency Environmental Impact Analysis Term of Reference - 1 - ファイナルレポート
Abbreviation LFC LHV LITBANG LNG LP MELCO MEMR METI MFO MHI MO MOH NG P3B PJB PLN PLTA PLTD PLTG PLTGU PLTP PLTU POH RH RKL / UKL RLA RPL / UPL RSH Load Frequency Control Low Heat Value Full Description in English (Indonesian) PLN Research and Development Center for Electricity (PT PLN Penelitian dan Pengembangan Ketenagalistrikan) Liquid Natural Gas Low Pressure Mitsubishi Electric Corporation Ministry of Energy and Mineral Resources Ministry of Economy, Trade and Industry Marine Fuel Oil Mitsubishi Heavy Industries Major Overhaul Maintenance Outage Hours Natural Gas Jawa Bali Transmission and Load Dispatching Center (Penyaluran Dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali) PLN Java Bali Power Company (PT Pembangkitan Jawa-Bali) Indonesia Electricity Corporation (Perusahaan Umum Listrik Negara PERSERO) Hydro Power Plant Diesel Power Plant Gas Turbine Power Plant Combined Cycle Power Plant Geothermal Power Plant Steam Power Plant Planned Outage Hours Re-heater Environmental Management Plan Remaining Life Assessment Environmental Monitoring Plan Reserve Shutdown Hours Rp. Indonesian monetary unit (1 US$ = 9,000 Rp. in 2005) SCADA SH SH TIT UBP WB WSS WW Sequential Control and data Acquisition System Super Heater Service Hours Turbine Inlet Temperature Generation Business Unit (Unit Busnis Pembangkitan) World Bank Weekly Start and Stop Water Wall ファイナルレポート - 2 -
単位表 Abbreviation Unit bbl Barrel (1 bbl = 159 litter) GWh Gigawatt-hour kw Kilowatt kwh Kilowatt-hour ( 1 kwh = 860 kcal) (1 kcal = 3.968 BTU) MMBTU 10 6 British Thermal Unit (MM = 10 6 ) MMSCF 10 6 Standard Cubic Feet (MM = 10 6 ) mmscfd Million Standard Cubic Feet per Day MSCF 10 3 Standard Cubic Feet (M = 10 3 ) MVA Mega-volt-ampere MW Megawatt MWh Megawatt-hour VA Volt-ampere 参考文献 (1) 鉱工業プロジェクト形成基礎調査 インドネシア国ジャワ バリ地域電力設備運用改善計画調査報告書 平成 15 年 9 月 国際協力事業団鉱工業開発調査部 (2) インドネシア国ジャワ バリ地域発電設備改善計画調査( 予備調査 ) 現地調査報告 平成 17 年 6 月 29 日 独立行政法人国際協力機構経済開発部 (3) 海外経済協力業務実施方針( 平成 17 年 4 月 1 日 ~ 平成 20 年 3 月 31 日 ) 平成 17 年 4 月 国際協力銀行 (4) 円借款案件事後評価報告書 1999 ( インドネシア国グレシック火力発電所 3,4 号機ガス化改造事業 ) 国際協力銀行 (5) 円借款案件事後評価報告書 2002 ( インドネシア国タンジュンプリオク火力発電所 3, 4 号機改修事業 ) 国際協力銀行 (6) 平成 16 年度環境省委託事業 平成 16 年度 CDM/JI 事業調査報告書 ( インドネシアにおける廃棄物処分場バイオガス回収有効利用調査 ) 2004 年 鹿島建設 八千代エンジニアリング (7) Policy Working Paper 2438 (Measurements of Poverty in Indonesia 1996, 1999, and Beyond), 2000, The World Bank - 3 - ファイナルレポート
目 次 1. まえがき... 1-1 1.1. 調査の背景... 1-1 1.2. 調査の目的... 1-2 1.3. 調査の対象地域と調査内容... 1-2 1.3.1. 調査対象地域... 1-2 1.3.2. 調査業務の内容... 1-3 2. インドネシア国及びジャワ バリ地域における現状把握... 2-1 2.1. 電力開発計画の確認... 2-1 2.1.1. 電源開発計画... 2-1 2.1.2. 送変電設備拡張計画... 2-6 2.2. 燃料供給計画の確認... 2-9 2.2.1. 油燃料価格... 2-9 2.2.2. 天然ガス... 2-9 2.2.3. ジャワ バリ地域発電所へのガス供給の新たな試み... 2-10 2.3. PLN 及び発電会社の財務状況の確認... 2-12 2.3.1. PLN の財務状況... 2-12 2.3.2. PJB の財務状況... 2-13 2.3.3. Indonesia Power の財務状況... 2-14 2.4. 技術移転に関する情報収集 整理... 2-16 2.4.1. 火力発電所... 2-16 2.4.2. 水力発電所... 2-18 2.5. JBIC 輸出金融プロジェクトの状況... 2-21 2.5.1. 輸出金融クレジットラインの設定... 2-21 2.5.2. 輸出金融クレジットラインの条件... 2-21 2.5.3. 輸出金融クレジットライン手続きの現況... 2-22 2.5.4. PLN の輸出金融クレジットライン案... 2-23 2.6. 電力セクターに係る環境規制の確認... 2-25 2.6.1. インドネシアにおける環境社会配慮の背景... 2-25 2.6.2. 環境社会配慮の制度および法的枠組み... 2-25 2.6.3. 発電設備に係る環境影響評価... 2-27 2.6.4. 環境基準... 2-29 2.6.5. ステークホルダー... 2-30 3. 既存電力設備のレビュー... 3-1 3.1. 既設電力設備の設備面に係る現状および課題の確認... 3-1 3.1.1. 火力発電所... 3-1 3.1.2. 水力発電設備... 3-33 - i - ファイナルレポート
3.2. 既設発電設備の運転 維持管理面に係る現状および課題の確認... 3-54 3.2.1. 火力発電所... 3-54 3.2.2. 水力発電所... 3-92 3.3. 既設送変電設備の現状と課題の確認及び改善に関する提言... 3-132 3.3.1. 系統安定度... 3-132 3.3.2. 既設送変電設備と利用率... 3-133 3.3.3. 事故件数... 3-134 3.3.4. 周波数... 3-136 3.3.5. 電圧... 3-136 4. 既設発電設備の設備面に係る改修計画... 4-1 4.1. 火力発電所... 4-1 4.1.1. 技術検討... 4-1 4.1.2. 経済 財務分析... 4-17 4.1.3. 環境社会配慮... 4-38 4.2. 水力発電所... 4-58 4.2.1. 技術検討... 4-58 4.2.2. 経済 財務分析... 4-59 4.2.3. 環境社会配慮... 4-59 5. 既設発電設備の運転 維持管理面に係る改善計画... 5-1 5.1. 運転 保守能力の改善に向けて... 5-1 5.1.1. PLN と North American Reliability Council (NERC)... 5-1 5.1.2. 保守最適化プログラム (MOP)... 5-2 5.2. 火力発電所... 5-5 5.2.1. 日常の事故 トラブル防止に係る改善策... 5-6 5.2.2. 定期点検工事に係る運用面からの改善計画... 5-17 5.3. 水力発電所... 5-25 5.4. 日本の公共電力会社の関係規則... 5-28 5.4.1. 電気事業法関連... 5-28 5.4.2. 日本における他の関係規則と主任技術者... 5-34 5.5. 火力発電所設備維持管理に関するマネジメント計画及びガイドライン... 5-36 5.5.1. 運転 維持管理に関する体制及び規則... 5-36 5.5.2. 既設火力発電設備の運転 維持管理に関するマネジメント計画及びガイドライン... 5-39 5.5.3 人材育成計画... 5-43 5.5.4. 安全管理... 5-45 5.6. 水力発電所設備運転維持管理に関するマネジメント計画およびガイドライン... 5-46 5.6.1. 運転に関する事項... 5-46 5.6.2. 維持管理に関する事項... 5-47 5.6.3. 教育に関する事項... 5-49 ファイナルレポート - ii -
5.6.4. 安全に関する事項... 5-52 5.6.5. 運転 保守および安全管理に関する規則類の例... 5-53 6. 技術移転... 6-1 6.1. 火力発電所... 6-1 6.1.1. 背景... 6-1 6.1.2. 技術移転... 6-4 6.1.3. 出席者リスト... 6-16 6.1.4. 技術移転に伴う配付資料リスト... 6-18 6.2. 水力発電所... 6-20 6.2.1. 背景... 6-20 6.2.2. 技術移転... 6-21 6.2.3. 出席者リスト... 6-25 6.2.4. 技術移転に伴う配付資料リスト... 6-25 7. 結論 提言... 7-1 7.1. 結論... 7-1 7.1.1. 火力発電所... 7-1 7.1.2. 水力発電所... 7-3 7.1.3. 電力設備 ( 送電線と変電所 )... 7-3 7.1.4. 余寿命診断に係る技術移転... 7-3 7.2. 提言... 7-4 - iii - ファイナルレポート
List of Tables Table 1.2-1 Objective Sixteen (16) Power Stations in Java-Bali Region Table 2.1-1 Power Development Plan in Java-Bali Region Table 2.1-2 Power Development Plan for Whole Indonesia Table 2.1-3 Power Development Plan by Fuel Type Table 2.1-4 Announcement of Coal Fired Power Plant Projects Table 2.2-1 Gas Demand and Supply Balance from 2006 to 2015 Table 2.3-1 Profit and Loss Statement of PLN Table 2.3-2 Profit and Loss Statement of PJB Table 2.3-3 Profit and Loss Statement of IP Table 2.4-1 Current Situation for Remaining Life Assessment and Performance Assessment Table 2.5-1 Loan Condition of JBIC Export Credit Table 2.6-1 Ambient Air Quality Standards Table 2.6-2 Emission Gas Standards Table 2.6-3 Ambient Water Quality Standards Table 2.6-4 Ambient Sea Water Quality Standards Table 2.6-5 Wastewater Standards Table 2.6-6 Noise Level Standards Table 2.6-7 Vibration Level Standards Table 2.6-8 Odor Standards Table 3.1-1 Table 3.1-2 Table 3.1-3 Table 3.1-4 Table 3.1-5 Table 3.1-6 Table 3.1-7 Table 3.1-8 Table 3.1-9 Table 3.1-10 Table 3.1-11 Table 3.1-12 Table 3.1-13 Table 3.1-14 Table 3.1-15 Table 3.1-16 (1) Table 3.1-16 (2) Table 3.1-17 Summary of Performance and Capacity Data of Objective 12 Thermal Power Stations Capacity Data Summaries of 12 Thermal Power Stations Capacity Derating Summaries on PLTGUs/PLTGs Main Features for Muara Tawar (PJB) Power Station Main Features for Gresik Power Station Main Features for Paiton Power Station Main Features for Perak Power Station Main Features for Tanjung Priok Power Station Main Features for Muara Karang Power Station Main Feature for Tambak Lorok Power Station Main Features for Grati Power Station Main Features for Suralaya Power Station Main Features for Pesanggaran Power Station Main Features for Gilimanuk Power Station Main Features for Pemaron Power Station Original Proposals of Rehabilitation, Modification and Repowering Plans for IP Original Proposals of Rehabilitation, Modification and Repowering Plans for PJB Additional Proposals of Oil Reduction Plans ファイナルレポート - iv -
Table 3.1-18 Final Proposals for Further Study Table 3.1-19 Main Features of Objective Hydropower Stations Table 3.1-20 Annuals Scheduled Outage and Forced Outage Hour (Saguling) Table 3.1-21 Analysis Scheduled Outage and Forced Outage Hour (Cirata) Table 3.1-22 Analysis Scheduled Outage and Forced Outage Hour (Soedirman) Table 3.1-23 Analysis Scheduled Outage and Forced Outage Hour (Sutami) Table 3.2-1 Forced Outage (Times) for Thermal Power Stations Table 3.2-2 Forced Outage (Hours) for Thermal Power Stations Table 3.2-3 Number of Forced Outages (Times) for PLTU Table 3.2-4 Number of Forced Outages (Times) for PLTG Table 3.2-5 Number of Forced Outages (Times) for PLTGU Table 3.2-6 Records of Scheduled Maintenance/Inspection for 2003, 2004 and 2005 by Unit Type Table 3.2-7 Plans/Actual of Scheduled Maintenance/Inspection for 2006 by Unit Type (As of July 2006) Table 3.2-8 System for Maintenance Division at Power Station Table 3.2-9 Sharing of Role between Maintenance Department of the Power Station and Maintenance Business Unit (UBHAR/UHAR) Table 3.2-10 Support System in UBHAR for Scheduled Maintenance/Inspection Work Table 3.2-11(1)~(4) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Unit Type Table 3.2-12(1)~(11) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Power Station Table 3.2-13 Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Saguling) Table 3.2-14 Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Cirata) Table 3.2-15 Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Soedirman) Table 3.2-16 Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Sutami) Table 4.1-1 Table 4.1-2 Table 4.1-3 Table 4.1-4 Table 4.1-5 Table 4.1-6 Table 4.1-7 Table 4.1-8 Table 4.1-9 Table 4.1-10 Table 4.1-11 Table 4.1-12 Table 4.1-13 Table 4.1-14 (1) Table 4.1-14 (2) Table 4.1-14 (3) Table 4.1-15 (1) Table 4.1-15 (2) Final Plans for Further Study at 2nd Steering Committee UBP Semarang: Thermal Power Station and Power Units UBP Perak/Grati: Thermal Power Station and Power Units UBP Bali Power Units List Outline of Proposed Plans Results of Economic Analysis Result of Financial Analysis Measures toward Implementation Economic Comparison & Financial Analysis for Proposed Repowering Plans Economic Analysis for Each Power Station Basis Economic Analysis for Oil Reduction Plan Financial Analysis for Each Power Station Basis Financial Analysis for Oil Reduction Plan Scoping Results of the Repowering Plan in Tambak Lorok Thermal Power Station Scoping Results of the Repowering Plan in Grati Thermal Power Station Scoping Results of the Repowering Plan in Gilimanuk Thermal Power Station Scoping Results of the Improvement Plan in UBP Semarang Scoping Results of the Improvement Plan in UBP Perak/Grati - v - ファイナルレポート
Table 4.1-15 (3) Table 4.1-16 (1) Table 4.1-16 (2) Table 4.2-1 Scoping Results of the Improvement Plan in UBP Bali Draft Outline of KA-ANDAL for Repowering Plan (Tambak Lorok Power Station) Draft Outline of KA-ANDAL for Repowering Plan (Gilimanuk Power Station) Proposed Rehabilitation Modification and Repowering Plans Table 5.1-1 Examples of Common Indicators Table 5.1-2 Key Performance Indicators for Reliability Management Table 5.2-1 Implementation Procedure of Scheduled Inspection Table 5.2-2 Sharing of Roles Table 5.2-3 Scheduled Inspection Shortening Method (Questionnaire Result Summary Sheet) Table 5.4-1 Regulated Electricity related Accident Report Table 5.5-1 Items for Operation Management Table 5.5-2 Routine Inspection Items Table 6.1-1 Achievement of RLA and Rehabilitation/Modification Table 6.1-2 Result of Questionnaire for Technology Transfer Table 6.1-3 Level of Understanding for Technology Transfer (7/13, 7/14) Table 6.1-4 Result of Questionnaire for Technology Transfer Table 6.1-5 Level of Understanding for Technology Transfer (7/24) Table 7-1 Recommendations Table 7-2 Summary of Objective 16 Power Stations relating to Operation and Maintenance ファイナルレポート - vi -
List of Figures Figure 1.2-1 Location of Objective Power Station and 500kV Transmission Line Figure 2.1-1 Figure 2.2-1 Figure 2.6-1 (1) Figure 2.6-1 (2) Figure 2.6-2 Figure 2.6-3 Southerly 500 kv Transmission Line Trend of Fuel Oil Prices For HSD and MFO Organization Chart for Ministry Energy and Mineral Resources Organization Chart for MEMR (Environmental Section) Involvement Procedure for Public Process of AMDAL Procedure for Implementation of Environmental Impact Assessment Figure 3.1-1 Distribution of Gas from Producer to UP. Gresik Figure 3.2-1 Daily Load Curve in Java-Bali Regions (22 August, 2006) Figure 3.2-2 Annual Operation Performance Relating Hours (%) for Objective Power Stations Figure 3.2-3 Inflow and Spilled Water at Saguling Reservoir Figure 3.2-4 Reservoir Operation in Saguling and Cirata Figure 3.2-4 Number of Service Interruption of Transformer per Unit Figure 3.3-5 Power Flow Drawing in 500 kv Java-Bali (2007) Figure 3.3-1 500kV Power Flow in the Maximum Load of Java 2004 (September 28th, 18:30) Figure 3.3-2 Service Interruptions by Source of Faults (times) Figure 3.3-3 Number of Service Interruptions of Transmission Line per 100 km Circuit Figure 4.1-1 Figure 4.1-2 Figure 4.1-3 Figure 4.1-4 Figure 4.1-5(1) Figure 4.1-5(2) Figure 4.1-5(3) Gilimanuk Power Station Layout UBP Semarang Three Power Stations Grati Power Station Layout UBP Bali Three Power Stations and Submarine Cables Topography of Power Plant in Surrounding (Tambak Lorok Power Station) Topography of power Plant in Surrounding (Grati Power Station) Topography of Power Plant in Surrounding (Gilimanuk Power Station) Figure 5.1-1 Figure 5.1-2 Figure 5.1-3 Figure 5.1-4 Figure 5.2-1 Figure 5.2-2 Figure 5.2-3 Figure 5.4-1 Comparison with NERC for EAF (Gresik power station) Flowchart of Maintenance Optimization Program at PJB Result of the Assessment (quoted from P17-Plant Assessment Gresik) Asset Management Performance Meter for Gresik Measurement Points Measurement Flow for Key Inspecting System Flow of Inspection Procedure Relationship between Power Utility Companies and METI in Japan Figure 6.1-1 Operating Time (Years) for PLTU - vii - ファイナルレポート
1. まえがき 1.1. 調査の背景 インドネシア国の電力需要は 1997 年の経済危機の回復に伴い着実な増加傾向を示しているが 市民生活 産業に不可欠な電力供給体制が不十分であり 経済再生のネックになっている そのため JICA は 2001 年から 2002 年にかけて ジャワ バリ系統に対する最適電源開発計画を策定する開発調査 ( 最適電源開発のための電力セクター調査 ) を実施し 同系統における電力安定供給のために 短期的な電力危機への対応策及び中長期的な計画を広範な分野にわたり提言したが 特にジャワ バリ系統では早ければ 2004 年に運転中予備力が不足することが予測されており 提言に基づく具体的な対策を緊急に実施することが求められていた 上記を受け JICA は 2003 年 6 月に 鉱工業プロジェクト形成基礎調査 ( インドネシア国ジャワ バリ地域電力設備運用改善計画調査 ) を実施し 上記開発調査の中で電力危機への短期的な対策のひとつとして提言されている既設電力設備の運用効率改善についてのさらなる現況調査 課題の抽出を行い 現地関係機関と協議して 本分野に係る開発調査実施の必要性を確認した上で具体的な案件形成を行った その内容については エネルギー鉱物資源省 (MEMR) および国営電力公社 (PLN) と合意の上 2003 年 7 月 3 日に締結した M/M に とりまとめられている その後 上記プロ形調査の結果を受け インドネシア国政府は 平成 16 年度実施案件として日本政府に対し 2004 年 7 月 23 日に標記開発調査を要請して 本開発調査は平成 17 年度に実施することとして採択された なお 上記プロ形調査を実施した時点で予想されたジャワ バリ地域における電力需給の逼迫については 2003 年 7 月までに実施された段階的電気料金の値上げおよび PLN による新規需要家の接続制限等の需要抑制の効果により 想定された需要を下回り 2004 年には 回避することができた 他方 2005 年に入ると需要は再び増大傾向となり 4 月時点で最大電力を更新する一方 経済危機以降 1 つの火力発電設備の増設 (Muara Tawar Gas Turbine : 858MW) 以外 現在まで電源設備が増強されていない その結果 2005 年 4 月以降 旺盛な需要に対してほぼ全ての平日中 供給力不足あるいは適正供給予備力不足の状況が生じ ピーク時には大口需要家の強制的な需要制限を行わざるを得ない状況となり 懸念された需給逼迫の状況が現実化している 2006 年にはいくつかの新規電源が稼動予定であるが 石油 ガスの国内生産量の低減と需要の増加から 今後の電源用燃料の安定的確保について不安が生じている また 送電線等の増設計画が用地問題で難航していることから 新規電源が投入されても 電力の需給関係は予断を許さない状況が継続すると想定さることから 既設発電設備の運用改善について調査を実施することは有効であると考えられる 1-1 ファイナルレポート
1.2. 調査の目的 本調査は 上記の背景を踏まえ ジャワ バリ地域における短期 中期的電力需要に対応するために 同地域における既設発電設備の運用改善計画を策定するとともに 既設発電設備の効率的な運転及び適切な維持管理を行うための技術移転を行うことを目的とする 1.3. 調査の対象地域と調査内容 1.3.1. 調査対象地域 調査対象発電所は下表に示すジャワ バリ地域に属する以下の 16 発電所とする また 調査対象発電所の位置を下図に示す Table 1.2-1 Objective Sixteen (16) Power Stations Owner Power Station Type Fuel Total Output (MW) IP Suralaya Conventional Coal 400MW 4, 600MW 3 3,400 Tanjung Priok Conventional MFO 50MW 2 C.C. Gas/HSD (130MW 3 + 200MW) 2 BL. Gas Turbine Gas/HSD 26MW 2 1,430 Tambak Lorok Conventional MFO 50MW 2 + 200MW C.C. Gas/HSD (109.65MW 3 + 188MW) 2BL. 1,334 Grati C.C. Gas/HSD 100.75MW 3 + 159.58MW Gas Turbine HSD 100.75MW 3 764 Perak Conventional MFO 50MW 2 100 Pesanggaran Gas Turbine HSD 21.35 + 20.10 + 42.00 2 Diesel HSD 9 units Total 65.68MW 201 Gilimanuk Gas Turbine HSD 133.8MW 134 Pemaron C.C. HSD 48.8MW 2 + 48.4MW 150 Saguling Hydro - 175.18MW 4 700.72 Soedirman Hydro - 60.30 3 180.9 PJB Muara Karang Conventional Gas/MFO 100MW 3 + 200MW 2 C.C. Gas/HSD 107.86MW 3 + 185.10MW 1,209 Gresik Conventional Gas/MFO 100MW 2 + 200MW 2 C.C. Gas/HSD (112.45MW 3 + 188.91MW) 3BL. 2,239 Paiton Conventional Coal 400MW 2 800 Muara Tawar C.C. Gas/HSD 140MW 5 + 220MW 920 Cirata Hydro - 126MW 8 1,008 Sutami Hydro - 35MW 3 105 Note: HSD means High Speed Diesel Oil, MFO means Marine Fuel Oil. C.C. means Combined Cycle. ファイナルレポート 1-2
(as of Nov.2005) Figure 1.2-1 Location of Objective Power Station and 500kV Transmission Line 1.3.2. 調査業務の内容 本調査は インドネシア国ジャワ バリ地域における電力需給逼迫の原因として挙げられる 発電設備容量 ( 定格 : 約 19,500 MW) と供給可能容量 ( 約 14,500 MW) との間に存在する約 5,00 0MW の差 ( 発電設備容量の 26%) に注目し この差を小さくするために 既設発電設備の設備面および運転 維持管理面に係る現状を調査 分析し 改善策を検討の上 運用改善計画を策定するものである 調査業務は 以下の内容から構成される 1 対象地域における電力事情の確認 2 既設電力設備の設備面に係る現状及び課題の確認 3 既設発電設備の運転 維持管理面に係る現状及び課題の確認 4 既設発電設備の設備面に係る課題の分析 改善策の検討 5 既設発電設備の運転 維持管理面に係る課題の分析 改善策の検討 6 既設発電設備の運転 維持管理に係る技術移転の実施 7 既設発電設備の運用改善計画の策定 1-3 ファイナルレポート
2. インドネシア国及びジャワ バリ地域における現状把握 2.1. 電力開発計画の確認 2.1.1. 電源開発計画 (1) 2005 年 4 月時点の電源開発計画 下表に 2005 年から 2015 年までのジャワ バリ地域及びインドネシア全土の電源開発計 画を示す Table 2.1-1 Power Development Plan in Java-Bali Region 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Required Energy Residents GWh 28,612 30,074 31,640 33,315 35,107 37,016 38,984 41,015 43,111 45,277 47,515 Public GWh 3,851 4,012 4,179 4,352 4,534 4,719 4,868 5,022 5,181 5,345 5,514 Commercial GWh 13,013 14,526 16,202 18,060 20,121 22,478 25,102 28,024 31,279 34,906 38,948 Industry GWh 35,674 38,484 41,759 45,439 49,508 54,205 59,176 64,515 70,290 76,557 83,372 Required Total GWh 81,150 87,095 93,779 101,166 109,269 118,418 128,131 138,576 149,861 162,085 175,350 Growth Rate % - 7.3 7.7 7.9 8.0 8.4 8.2 8.2 8.1 8.2 8.2 System Loss (T&D) % 11.4 11.0 10.4 10.3 10.3 10.2 10.1 10.1 10.0 10.0 10.0 Station Use % 4 4 4 4 4 4 4 4 4 3 3 Total Loss 15 15 14 14 14 14 14 14 14 13 13 Load Factor % 72 72 72 73 73 73 74 74 74 74 74 Generation GWh 93,665 100,196 107,274 115,680 124,861 135,264 146,261 158,125 170,889 183,208 198,201 Peak Load MW 14,851 15,886 17,008 18,090 19,525 21,152 22,563 24,393 26,362 28,262 30,575 Capacity at the beginning of the Year MW 18,658 18,658 21,573 22,298 23,823 25,773 28,153 30,296 32,002 34,363 36,684 Committed Project # PLN Portion 0 730 60 945 720 0 0 0 0 0 0 Muara Karang Repowering PLTGU 720 Muara Tawar Extension PLTGU 225 Priok Extension PLTGU 720 Pemaron Extension PLTGU 50 Cilegon PLTGU 730 Cibuni PLTP 10 # Private Portion 0 2,040 290 580 0 0 0 0 0 0 0 Tanjung Jati B #1,2 PLTU 1320 Cilacap #1-2 PLTU 600 Kamojang #4 PLTP 60 Wayang Windu PLTP 110 Dieng PLTP 60 60 Darajat #3 PLTP 110 Patuha PLTP 60 120 Bedugul PLTP 10 Anyer PLTGU 400 New Project # Plan, Addition of New Generator 0 145 375 0 1,230 2,380 2,330 1,890 2,360 2,320 2,720 Muara Tawar Add On #2 PLTGU 145 225 Kamojang #5 PLTP 60 PLTU PLTU 500 660 1,200 660 660 1,320 1,320 PLTG PLTG 200 400 200 400 PLTGU PLTGU 150 730 1,460 730 730 1,000 1,000 1,000 Pump Storage Upper Cisokan PLTA 500 500 # Total Additional Capacity MW 0 2,915 725 1,525 1,950 2,380 2,330 1,890 2,360 2,320 2,720 Total System Capacity MW 18,658 21,573 22,298 23,823 25,773 28,153 30,483 32,186 34,362 36,683 39,404 Reserve Margin % 26% 36% 31% 32% 32% 33% 35% 32% 30% 30% 29% Required Capacity MW 20,048 21,446 22,961 24,421 26,359 28,556 29,332 31,711 34,271 36,741 39,748 Shortage or Surplus MW 1,390-127 663 598 586 403-1,151-475 -91 58 344 Source : KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL NOMOR: 1213 K/31/MEM/2005 TENTANG RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN NASIONAL 2005-2025 DEPARTMEN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL, JAKARTA, 25 April 2005 2-1 ファイナルレポート
Table 2.1-2 Power Development Plan for Whole Indonesia Items 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Required Energy GWh 103,786 111,562 120,247 129,832 140,349 152,189 164,609 178,031 192,589 208,287 225,299 Growth Rate % - 7.5% 7.8% 8.0% 8.1% 8.4% 8.2% 8.2% 8.2% 8.2% 8.2% Generation GWh 119,458 127,973 137,239 148,067 159,943 173,344 187,331 202,510 171,545 235,061 254,207 Peak Load MW 19,942 21,354 22,902 24,432 26,375 28,568 30,540 32,991 36,489 38,242 41,309 Existing Capacity MW 24,097 24,089 23,894 23,781 23,769 23,757 23,764 23,548 23,256 23,152 23,052 Total System Capacity MW 24,965 28,162 29,764 31,942 34,805 37,995 41,176 43,552 46,470 49,487 53,132 Required Capacity MW 26,921 28,838 30,938 32,958 35,594 38,496 40,044 43,282 46,690 50,086 54,082 Shortage or surplus MW 1,956 675 1,173 1,015 789 501-1,133-270 220 599 950 Source : KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL NOMOR: 1213 K/31/MEM/2005 TENTANG RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN NASIONAL 2005-2025 DEPARTMEN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL, JAKARTA, 25 April 2005 上記の表から以下の点が観察される a) インドネシア政府 (MEMR) はジャワ バリ地域及びインドネシア全体で電力需要の年間伸び率を 7 ~ 8 % と予想している b) 5 年後の 2010 年のジャワ バリ地域のピーク需要を 21,152 MW と予想しており これは 2005 のピーク需要 14,851 MW の 42% 増となる 2010 年のピーク需要に対応するため 2006 年以降の 4 年間に発電所の新設 もしくは発電所の増強が矢継ぎ早に計画されている 今後 4 年間に実施されるプロジェクトの殆どは既に正式に政府の承認を得たプロジェクトであるので 電源開発が計画通り進む可能性は高い c) 2010 年以降については正式承認を得たプロジェクトが無い 電源開発実現までのリードタイムが長いことを勘案すれば 今後数年間でインドネシア政府は PLN の協力を得て 具体的な電源開発プロジェクトを立案する必要に迫られるものと思われる 次表は燃料区別から見た 2005 年から 20015 年までの電源開発計画を示している ファイナルレポート 2-2
Table 2.1-3 Power Development Plan by Fuel Type 1 Java - Bali System (GWh) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Coal 40,766 47,223 46,304 47,130 50,209 54,134 61,440 66,546 71,516 80,111 88,975 Hydro 4,231 4,105 5,342 6,168 6,181 6,059 6,007 6,776 7,410 7,332 7,524 Gas 28,492 28,730 31,353 34,948 41,319 47,793 51,438 55,789 61,382 65,646 70,840 Geothermal 2,829 3,300 5,891 8,136 8,149 8,500 8,448 9,217 9,851 9,773 9,965 BBM (Refined Fuel Oil) 17,347 16,839 18,383 19,298 19,003 18,778 18,929 19,797 20,731 20,345 20,897 Uranium 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 Whole Indonesia (GWh) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Coal 45,472 52,471 53,198 57,184 63,949 71,080 79,513 86,548 93,915 104,452 116,458 Hydro 7,854 8,252 10,061 10,699 10,482 10,150 11,007 12,583 13,448 14,717 15,317 Gas 35,427 36,169 39,514 44,501 52,486 60,529 65,194 70,754 77,744 83,142 90,183 Geothermal 2,969 3,461 6,091 8,335 8,471 9,619 9,966 10,735 12,043 11,966 12,219 BBM (Refined Fuel Oil) 26,442 26,300 27,739 28,297 27,458 26,676 26,841 27,883 28,831 28,672 29,318 Uranium 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100,000 140,000 90,000 80,000 120,000 70,000 100,000 Generation (GWh) 60,000 50,000 40,000 30,000 Generation (GWh) 80,000 60,000 40,000 20,000 10,000 20,000 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Year Coal Hydro Gas Geothermal Oil Uranium 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Year Coal Hydro Gas Geothermal Oil Uranium Generation by Fuel Origin (Java-Bali Region) Generation by Fuel Origin (Whole Indonesia) Source; KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL NOMOR: 1213 K/31/MEM/2005 TENTANG RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN NASIONAL 2005-2025 DEPARTMEN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL, JAKARTA, 25 April 2005 上記の表から同様に以下の点が観察される a) インドネシアの電力供給に寄与する主たる電源は石炭焚き火力発電所であり 次いでガス焚き火力発電所となっている 他の燃料である油焚き 水力 HSD 焚き及び地熱発電所は大きな伸びは期待されない b) 下図は 2000 年から 2004 年までの燃料消費量を示している 過去 5 年間で見ればガス以外の燃料は消費量が増加もしくは横ばいなのに対し ガスのみが消費量が減少傾向となっている 過去 5 年間のガス消費量の減少傾向を勘案すると 前述で計画されているガス焚き火力発電所の強化は関係官庁のよほどの努力が無い限り その実現が難しいのではと懸念される 2-3 ファイナルレポート
18,000,000 250,000 Coal: ton, HSD & MFO: Kilo Liter 16,000,000 14,000,000 12,000,000 10,000,000 8,000,000 6,000,000 4,000,000 2,000,000 200,000 150,000 100,000 50,000 Gas (MMSCF) 0 2000 2001 2002 2003 2004 Year HSD MFO Coal Gas 0 Source; Statistik PLN 2004 Fuel Consumption (2) 石炭火力発電所のクラッシュプログラム PLNは 2006 年 5 月 22 日に向こう 3 年間で新設の石炭火力発電所を総計 1,000 MW 建設することを公表し その内容はTable 2.1-4 の通り これに関連し 大統領令第 71 号 ( チーム結成 ) と第 72 号 ( プロジェクトリスト ) が発布された 石炭火力発電所の建設はエネルギーの多様化を進めるという目的であるが 新聞では現状の値段が高い油燃料の削減と報じられており ジャカルタポスト 1 によれば 2010 年までに現在総発電容量の 30% を占める油焚き発電所を 5% まで削減し 最大で 80% の燃料費用の削減が期待されている となっている この新たなクラッシュプログラムに沿って MEMRが国家電源開発計画 (2006 ~ 2026 年 ) の見直しを行い 2006 年 6 月 30 日に公表した 既存の油焚き発電所は何らかの形でクラッシュプログラムの影響を受ける可能性が高い 1 Jakarta post, July 21, 2006 ファイナルレポート 2-4
Table 2.1-4 Announcement of Coal Fired Power Plant Projects PT. PLN (PERSERO) ANNOUNCEMENT FOR THE DEVELOPMENT PROGRAM OF COAL FIRED POWER PLANT PROJECTS 1. To improve the efficiency of National Oil utilization, PLN is required by the Government to accelerate the energy diversification by developing coal fired power plants with the total capacity up to 10,000 MW through-out Indonesia for the next 3 years. 2. The projects locations and size are as follows: A. Coal Fired Steam Power Plant (CFSPP) in Jawa Island. No Name / Location Capacity (MW) Province 1 CFSPP Jabar Selatan 2 x 300 Jawa Barat 2 CFSPP Jatim Selatan, Pacitan 2 x 300 Jawa Timur 3 CFSPP Labuan 1 x 300 Jawa Barat 4 CFSPP Marunda 1 x 600 Jawa Barat 5 CFSPP Rembang 2 x 300 Jawa Tengah 6 CFSPP Suralaya Baru 2 x 660 Jawa Barat 7 CFSPP Teluk Naga 2 x 300 DKI Jakarta 8 CFSPP Jabar Utara 2 x 300 Jawa Barat 9 CFSPP Tanjung Awar-Awar 1 x 600 Jawa Timur 10 CFSPP Paiton Baru 2 x 660 Jawa Timur B. Coal Fired Steam Power Plant (CFSPP) outside Jawa Island. No Name / Location Capacity (MW) Province 1 CFSPP Meulaboh 2 x 65 NAD 2 CFSPP Sibolga Baru 2 x 100 Sumatera Utara 3 CFSPP Sumbar Pesisir Selatan 2 x 100 Sumatera Barat 4 CFSPP Amurang Baru 2 x 25 Sulawesi Utara 5 CFSPP Tarahan Baru 2 x 100 Lampung 6 CFSPP Mantung 2 x 10 Bangka Belitung 7 CFSPP Air Anyer 2 x 10 Bangka Belitung 8 CFSPP Timika 2 x 7 Papua 9 CFSPP Bengkalis 2 x 7 Riau 10 CFSPP Selat Panjang 2 x 5 Riau 11 CFSPP Kendari 2 x 10 Sulawesi Tenggara 12 CFSPP Ende 2 x 7 Nusa Tenggara Timur 13 CFSPP Asam-Asam 2 x 65 Kalimantan Selatan 14 CFSPP Bone 2 x 15 Sulawesi Selatan 3. The projects are planned to be in operation latest by mid. 2009. Jakarta, 22 May 2006 ACTING DIRECTOR FOR GENERATION AND PRIMARY ENERGY PT PLN (Persero) Source: Jakarta Post, 22 May 2006 2-5 ファイナルレポート
2.1.2. 送変電設備拡張計画 (1) 今後 10 年間の拡張計画 今後 10 年間に必要とされる 500 kv の送電線及び変圧器の拡張計画について下表に示す 送電線については合計 3,399 km の拡張 変電所においては 18,998 MVA 分の容量に相当 する変圧器が新設される予定である Expansion Plan of 500 kv Transmission Line (km) 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 861 178 280 250 110 920 356 - - 444 Expansion Plan of 500 kv Transformer (MVA) 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 3,498 3,000-1,000 500 2,500 2,000 2,000 1,500 3,000 Source; Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 2006-2015 なお PLN の電力設備に関する 10 ヵ年計画がまとめられた Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 2006-2015 (RUPTL) によると今後 2007 年までの 2 年間に建設が計画されている送電線 変電所 ( 変圧器増設含む ) については ほとんど資金も確保されているが 2006 年にジャワ島中央部に建設予定である 500 kv Rancaekek 変電所新設及び連系に伴う送電線新設 ジャワ島西部に位置する 500 kv Cibatu 変電所の変圧器増設などの計画においては未だ建設資金の目処が立っていない状況である 2008 年以降の案件においても 需要増加に対応するため 資金を確保しつつ 発電所と並行して送変電設備の拡張を実施することが期待される 次に第一次現地調査 (2005 年 11 月 ) を通じて得られた情報をもとに 基幹系統における (2) 500 kv 南回り送電線 (3) ジャワスマトラ連系線プロジェクトの 2 つの送変電拡張計画についてまとめる (2) 500kV 南回り送電線 ( 変電所含む ) ジャワ島東部に集中している電源を ジャカルタをはじめとする最大の需要地である西部に供給するためには ジャワ バリ系統における安定度の問題 (3.3.1 章 ) を解消し 信頼度を向上する必要がある このため Paiton 発電所から Kediri 変電所 Klaten 変電所 Tasikmalaya 変電所を経由して ジャカルタ南部に位置する Depok III 変電所に至るまでの 500 kv 南回り送電線が計画された (Figure 2.1-1) このうち Paiton 発電所から Klaten 変電所までは完成し 運用を開始している 一方 Klaten 変電所からDepok III 変電所の区間についてはまだ連系されていない 工事と ファイナルレポート 2-6
しては 9 割以上が完成しているが 用地事情の解決が遅れている Depok III 変電所周辺の 送電線等が建設中である 現時点では 2006 年中に運開の予定である 2 (as of Nov.2005) Figure 2.1-1 Southerly 500 kv Transmission Line (3) ジャワ - スマトラ連系線プロジェクト RUPTL によるとスマトラの Mulut Tamgbang に 2010 年に 600 MW 2 台 2011 年に 600 MW 2 台の石炭火力を建設し 400 MW をスマトラ島内に供給し 残りの 2,000 MW をジャワ バリ系統に送電する計画がある ジャワ島への供給方法においては現在計画されている 案の一つとして以下のような案がある 1) 送電方式 直流双極方式により 500 kv で Mulut Tambang の電力をジャワ島の Depok 変電所ま で送電する 2) 送電線 送電線は 2012 年時点で 2,400 MW 送電対応に建設しておく 送電線の概要を下表 に示す Transmission Line of Java-Sumatera Interconnection Section Transmission Length (km) South Sumatera Minemouth ~ Ketapang Overhead Line 400 Ketapang ~ Salira Submarine Cable 40 Salira ~ Depok III Overhead Line 200 more Source; Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 2006-2015 3) 交直変換所 2011 年に 1,200 MW 2012 年に 1,200 MW と南スマトラでの発電所の増設に合わせ て変換器の容量を増加させる 2 南回り 500kV 送電線は 2006 年 6 月に建設完了した 2-7 ファイナルレポート
なお本プロジェクトについては 用地取得が多く社会問題となる可能性があるほか 連系後のジャワ側系統への影響を考慮する必要がある といった課題があることを PLN は認識している 今後はジャワ島内の電源計画とも協調をとり 実現に向けてさらに検討していく必要がある (4) ジャワ - バリ連系線プロジェクト RUPTL によるとバリ島の供給力として既設発電所容量 新規発電所容量 ジャワ島からの供給容量のトータルで 2008 年には 874MW が確保される予定であるが 需要の伸びが大きく将来的には需要量がこの供給量を上回る状況が予想されている そのため供給力強化としてジャワ島の Paiton 変電所とバリ島の新設 Kapal 変電所間を 500kV で連系し ジャワ島との連系を強化する計画がある これにより 2015 年時点までのバリ島の需要増加に対する供給力が確保できる計画となっている 今後は 本調査において調査団が提案している既設発電所のリパワリングなど バリ島内の電源計画 送電計画とも協調をとり 検討を進める必要がある バリ島北部の Celukan Bawang 石炭火力発電所 (130 MW 3 基 ) が 2009 年及び 2010 年に運転開始予定で 同じバリ島東部の社会資本整備プロジェクトの一環である石炭火力発電所 (100 MW 2 基 ) も 2012 年には運転開始予定である 従って ジャワ バリ連系送電線の増強プロジェクトの実施はこれらの石炭火力発電所の運転開始後となる見込みである 現在 PLN はバリ島の南の島の Nusa Penida での石炭火力発電所のプレ F/S を実施中である ファイナルレポート 2-8
2.2. 燃料供給計画の確認 2.2.1. 油燃料価格 2.2.2. 天然ガス 火力発電所で使用されている MFO と HSD の 2003 年 2 月から 2006 年 4 月までの価格を 下図に示す この図から分かるように世界の原油高に呼応して油燃料価格も 2005 年に 暴騰している 今まで油の輸出国であった中国がその急激な経済成長で実質的な油輸入国になった現在 暫くの間油燃料価格は高値で推移するものと思われる なお 2006 年 4 月現在 油燃料価格には補助金は含まれていない Fuel Price (Rp/Liter) 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 1,650 2,050 2,050 2,030 1,790 1,700 1,710 1,880 1,950 1,890 1,990 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 1,560 1,600 1,600 1,580 1,560 1,560 1,570 1,600 1,560 1,890 1,560 03.02.01 03.04.01 03.06.01 Source: PERTAMINA Homepage Figure 2.2-1 1,560 1,560 1,560 1,560 1,590 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600 03.08.01 03.10.01 03.12.01 04.02.01 04.04.01 04.06.01 04.08.01 1,600 1,600 1,600 1,600 2,660 2,660 2,300 2,300 04.10.01 04.12.01 05.02.01 05.04.01 Date(yy/mm/dd) HSD MFO 4,560 5,240 5,130 5,130 2,900 3,150 3,150 3,150 5,780 5,940 5,180 4,810 5,020 4,900 4,983 3,810 3,870 3,680 3,480 3,380 3,603 3,672 05.08.01 05.10.01 05.11.01 06.01.01 06.03.01 Trend of Fuel Prices for HSD and MFO 対象となる 12 発電所現地調査の過程で 燃料問題 特にガス供給が現在の電力セクターで深刻な課題となっていることを痛感した 何故ならコンバインドサイクル発電所や同ブロックの中には ガスと HSD の二重燃焼焚きで当初設計されているものの ガス供給不足から運開当初から一度もガスを使っていない発電所があったからである その一方で 2.1.1 章では将来ガス焚き火力発電所の増強が計画されている Table 2.2-1 は 2006 年 8 月時点で PLN から提供されたジャワ バリ地域の 2006 年から 2015 年までのガス需要 供給を示している しかし このガス需給計画は現状を反映していない 例えば Muara Tawar のブロック 1 と 2, Grati, Pesanggaran, Pemaron, Gilimanuk の発電所では 2006 年からガスが来ることになっているが 2006 年 7 月時点ではいずれの発電所も依然として油を使っている 発電所へのガス供給不足対策として PLN ができることは 2 案考えられる 一つは発電所へのガス供給を停止することであり 他の一つは大統領直属の政府機関で ガスに係る事業の指導 監督権限を有する BPMIGAS に電力セクターへのガス割当量を増やすよう要求することである セクション 2.2.3 に掲げるガス供給強化の新たな努力に取り組んでいるが 現時点では当面 PLN は前者の選択をせざるを得ないと思われる なお Table 2.2-1 は ガス供給に関しては PLN の制御外という理由からあくまでも参考資料である 2-9 ファイナルレポート
2.2.3. ジャワ バリ地域発電所へのガス供給の新たな試み PT.Pertamina, PT. PGN Tbk, PT. PLN (Persero), Ditjen Migas, Ditjen LPE 及び BPMIGAS は 2006 年 2 月 23 日にジャワ バリ地域の火力発電所へのガス供給強化を目的とした会議 を開催し 会議の中で以下の点の確認と各自の分担について合意した (1) 2007 年の第 1 四半期には 南スマトラのプルタミナから最大 2 年間 Muara Bekasi に日量 100 mmscfd のガス供給を開始し Muara Tawar 発電所で使われている年間約百万キロリッターの油燃料と置き換える プルタミナからのガス供給拡大の可能性についても プルタミナにそれだけの潜在能力があるので 配慮する... (PGN, Pertamina 及び PLN) (2) 2007 年及び 2008 年には PGN から追加ガス日量 50 mmscfd を Muara Tawar 発電所へ供給し 年間約百万キロリッターの油燃料と置き換える... (PGN と PLN) (3) Cilegon の LNG 基地開発を 2008 年もしくは 2009 年に完成させ 2010 年もしくは 2011 年から Tangguh から日量 400 mmscfd のガスを供給する Bontang 及び海外からの追加ガス供給も模索する...(BPMIGAS と PLN) (4) CNOCC から 2008 年に日量 40 mmscfd のガスを Cilegon 地区へ供給する可能性 2006 年 3 月若しくは 4 月に確認...(BPMIGAS と PLN) (5) Sulawesi の Matindok と Senoro から最低の LNG を 2009 年にバリ系統に供給する可能性 ガス供給量を含めて 2006 年の 5 月もしくは 6 月に確認...(Pertamina と BPMIGAS) (6) 遅くとも 2006 年 2 月末までに上記の実現に向けた必要な協力チームを組織する...(Ditjen Migas 及び Ditjen LPE) 2006 年 9 月現在 協力チームは 2006 年 6 月の省令により結成され 現在活動中である ファイナルレポート 2-10
Gas Demand (mmscfd) Gas Supply (mmscfd) JAWA BARAT JAWA TENGAH Table 2.2-1 Gas Demand and Supply Balance from 2006 to 2015 Capacity (MW) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 PLTU Muara Karang 400 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 PLTGU Muara Karang 508 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 PLTGU Tanjung Priok 1,180 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 Existing Power Plant PLTGU Muara Tawar I 640 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76 PLTG Muara Tawar 280 18 18 18 76 76 76 76 76 76 76 76 PLTG Muara Tawar II 858 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56 New Power Plant PLTGU Muara Karang Ext. 720 38 75 75 75 75 75 75 75 75 PLTGU Muara Tawar II 255 27 27 27 27 27 27 27 27 PLTGU Tanjung Priok Ext. 750 40 80 80 80 80 80 80 80 PLTGU Culegon 750 40 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 Plan Power Plant Project West Java 1 750 80 80 80 80 80 80 80 80 West Java 2 750 80 80 80 80 80 80 80 Sub Total Demand 450 490 528 770 890 890 890 890 890 890 890 Existing Power Plant PLTGU Tambak Lorok 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 PLTU Tambak Lorok 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 Sub Total Demand 143 143 143 143 143 143 143 143 143 143 143 PLTGU Gresik 290 290 290 290 290 290 290 290 290 290 290 PLTGU Grati 20 20 20 20 20 60 60 60 60 60 60 PLTGU Gtati Extension 60 60 60 60 60 60 LTGU Pasuruan (IPP) 60 60 60 60 60 60 60 60 Sub Total Demand 310 310 310 370 370 470 470 470 470 470 470 Grand Total Demand in Java-Bali Region 903 943 981 1,283 1,403 1,503 1,503 1,503 1,503 1,503 1,503 JAWA TIMUR JAWA JAWA TIMUR JAWA BARAT TENGA Contracted BP ONWJ 265 265 190 135 100 100 100 100 100 100 100 CNOOC (Chaina) signed 50 80 80 80 80 80 80 80 80 80 LNG Terminal 158 342 598 598 598 598 598 598 Pipe Line from South Sumatra 100 100 100 100 100 100 100 100 100 Sub Total Supply 265 315 370 473 622 878 878 878 878 878 878 Balance in JAWA BARAT -185-175 -158-297 -268-12 -12-12 -12-12 -12 Petronas (Malaysia) signed 120 145 145 145 145 110 77 55 Sub Total Supply 120 145 145 145 145 110 77 55 Balance in JAWA TENGAH -143-143 -143-23 2 2 2 2-33 -66-88 KODECO (Korea) 100 100 100 86 70 55 40 27 KODECO Addition negotiation 15 20 25 30 35 40 0 AMERADA HESS Schedule 1 signed 100 100 100 100 100 100 100 100 91 77 AMERADA HESS Schedule 2 50 50 50 50 50 50 50 50 74 SANTOS? 40 40 40 Potential for EMP T/S 130 130 130 150 150 150 150 150 Sub Total Supply 100 200 290 421 410 360 370 362 340 291 301 Balance in JAWA TENGAH -210-110 -20 51 40-110 -100-108 -130-179 -169 Grand Balance in Java-Bali Region -538-428 -321-269 -226-120 -110-118 -175-257 -269 Year 2-11 ファイナルレポート
2.3. PLN 及び発電会社の財務状況の確認 2.3.1. PLN の財務状況 以下に PLN の過去 4 年間の損益計算書を以下に示す Revenue Table 2.3-1 Profit and Loss Statement of PLN Year 2004 Year 2003 Year 2002 Year 2001 Sale of electricity (Rp.) 58,232,002,384,555 49,809,637,097,889 39,018,461,721,493 28,275,982,649,678 Customer connection fees 387,082,924,469 342,256,833,433 302,307,820,340 265,857,730,605 Government subsidy 3,469,919,795,843 4,096,633,014,267 4,739,073,653,216 6,735,209,866,886 Others 184,056,742,945 182,250,855,819 123,510,049,750 82,907,269,363 Total Revenues 62,273,061,948,491 54,430,777,892,400 44,183,353,332,336 35,359,957,601,387 Operating Expenses Fuel and lubricants 24,491,052,475,395 21,477,867,200,890 17,957,261,628,798 14,007,295,529,403 Purchased electricity 11,970,810,669,931 10,837,795,807,894 11,168,842,948,716 8,717,140,537,841 Maintenance 5,202,146,146,536 4,827,605,605,099 3,588,827,620,484 3,404,113,925,841 Personnel 5,619,384,262,234 6,533,182,170,671 2,583,289,595,495 2,630,359,602,830 Depreciation 9,547,554,658,124 12,745,047,489,459 15,626,762,571,070 2,086,329,980,623 Others 2,879,818,751,609 2,164,999,534,730 1,420,607,273,725 1,094,147,262,141 Total Operating Expenses 59,710,766,963,829 58,586,497,808,743 52,345,591,638,288 31,939,386,838,679 Income (Loss) from Operations 2,562,294,984,662 (4,155,719,916,343) (8,162,238,305,952) 3,420,570,762,708 Other Income (Charges) Interest income 231,789,383,338 307,927,532,053 665,414,275,826 363,856,350,535 Interest expense and financial charges (4,485,927,611,880) (3,581,495,290,148) (2,152,231,840,512) (2,619,507,159,806) interest on taxes payable on revaluation increment of property, plant and equipment assumed by the Government 4,659,383,947,976 - - - Gain (loss) on foreign exchange - net (1,675,829,753,716) 1,010,385,428,406 2,725,596,125,676 (458,948,280,287) Others - net 152,977,086,261 222,297,302,045 345,645,823,538 (139,826,909,462) Other Charges - Net (1,117,606,948,021) (2,040,885,027,644) 1,584,424,384,528 (2,854,425,999,020) Income (Loss) before Tax 1,444,688,036,641 (6,196,604,943,987) (6,577,813,921,424) 566,144,763,688 Tax Expense (3,184,503,325,000) (1,388,881,449,134) (1,814,785,272,530) (569,419,909,556) Loss from Ordinary Activities (1,739,815,389,038) (7,585,486,484,113) (8,392,599,281,491) (3,275,230,723) Extraordinary Item - Net of Tax (281,551,180,257) 1,685,404,064,580 2,333,041,074,720 183,393,988,135 Net Loss (2,021,366,569,295) (5,900,082,419,533) (6,059,558,206,771) 180,118,757,412 Source; PLN 年次報告書 2004 年度版 2004 年度の PLN の営業収益 (Income from Operations) は過去 2 年間の赤字から黒字に転じている それは 電力販売収入 (sale of electricity) が前年比 17% の伸びを示しているにもかかわらず発電コスト (Total operating expenses) が前年比 1.9% の増加に抑えられたからである 発電コストの約 41% を占める燃料費については High Speed Diesel Oil (HSD) を例に挙げれば 下表の通りで 2004 年の平均価格は Rp. 1,829.11/liter であり前年比僅か 5% の上昇が見られただけである しかし インドネシアでは 2005 年に 3 月と 10 ファイナルレポート 2-12
月の二度に渡って石油燃料の大幅な値上げが実施されていることから燃料費の増加が PLN の財務状況を圧迫することは避けられない状況にある Energy Sales, Power Tariff, Fuel Price of PLN Year 2004 Year 2003 Year 2002 Year 2001 Energy Sales (GWh) 100,097.47 90,440.95 87,088.74 84,520.38 Average Power Tariff (Rp./kWh) 581.75 550.74 448.03 334.55 Average Production Cost (Rp./kWh) 641.27 650.63 542.06 333.60 Average Fuel Price - HSD (Rp./liter) 1,829.11 1,740.91 1,406.79 878.52 - IDO (Rp./liter) 1,694.11 1,705.10 1,331.77 797.01 - MFO (Rp./liter) 1,697.70 1,595.15 1,127.05 654.72 - Coal (Rp./kg) 230.75 230.82 219.75 199.60 - Natural Gas (Rp./MSCF) 21,258.05 21,550.40 23,496.92 26,073.78 Source; PLN 統計 2004 年度版 エネルギー鉱物資源省と国営電力会社 PLN が国会に提出した 2006 年度の電力供給基本コストが 1 kw 時当たり 664 ルピアから 843 ルピアに 27% 拡大したことが明らかになった 2 倍超の値上げ幅となった 2005 年 10 月の石油燃料価格改定を受け 同社の石油燃料調達予算枠は 21 兆 9,400 億ルピアから 1.9 倍の 41 兆 9,400 億ルピアに増大したことが主因である 2006 年度の電力供給基本コストの見直しに用いた各種石油燃料 1 リットル当たり価格の指標は 今年 1,650 ルピアから 2,200 ルピアに値上げされたディーゼル油 (HSD) が 4,746 ルピア 1,650 ルピアから 2,300 ルピアに値上げされた産業用ディーゼル油 (IDO) が来年は 4,538 ルピア 1,560 ルピアから 2,600 ルピアに値上げされた船舶燃料 (MFO) は 2,728 ルピアに設定されている PLN のエディ社長は石油燃料価格に関連した電力コストの増大は同社の統制が及ぶ範囲ではないとした上で 収入が固定されたまま費用が増大すれば補てんが必要になるのは明確と述べて電力料金への転嫁の必要性を指摘した (2005 年 11 月 15 日付けメディア インドネシア ) この様な状況の中では たとえ燃料補助金の投入もしくは電力料金の値上げが実施されたとしても PLN の財務状況の改善は困難であると考えられる 尚 2005 年度の PLN 向け石油補助金は 12 兆 5,000 億ルピア 2006 年度の同補助金は 17 兆ルピアが承認されている 2.3.2. PJB の財務状況 下表に PJB の損益計算書を示す PJB の 2004 年の営業利益 (Income from Operation) は電力販売収入が前年並みであったのに対し 燃料費の高騰により 2003 年を下回った ただしその他の費用 (Other Expenses) で 442 B.Rp の収入があったため 税引き後利益は 2003 年を上回った 2005 年の二度の燃料高騰が PJB の財務状況に及ぼす影響に注意が必要である 2-13 ファイナルレポート
Table 2.3-2 Profit and Loss Statement of PJB Description (in Billion Rp.) 2004 2003 Revenues Sales of electricity 10,978 10,739 Other operating income 50 57 Total Revenues 11,029 10,797 Operating Expenses Fuel 7,188 6,135 Depreciation 1,802 2,200 Maintenance 745 654 Personnel 328 337 Other expenses 150 100 Total Operating Expenses 10,214 9,427 Income from Operations 814 1,369 Other Expenses 442 (635) Income before Tax 1,256 734 Tax Expense (524) (225) Income before Minority Interest in Net Income of Consolidated Subsidiaries Minority Interest in Net Income of Consolidated Subsidiaries 732 508 0.3 (0.2) Net Income 732 508 Source; PJB 年次報告書 2004 年度版 2.3.3. Indonesia Power の財務状況 下表に Indonesia Power (IP) の損益計算書を示す IP の 2003 年及び 2004 年の損益計算書を下表に示す 2005 年財務状況報告書は最終報告書作成時点では未完成であった 2004 年について言えば 営業利益 (Income from Operation) は 2,888 B.Rp. と 2003 年の実績を上回った PJB 同様 2005 年の二度の燃料高騰が IP の財務状況に及ぼす影響に注意が必要である ファイナルレポート 2-14
Revenues Table 2.3-3 Profit and Loss Statement of IP Description (in Billion Rp.) 2004 2003 Sales of electricity 16,337 15,621 Other operating income 159 83 Total Revenues 16,537 15,704 Operating Expenses Fuel 9,748 8,670 Depreciation 2,123 2,295 Maintenance 1,264 1,380 Employee Affairs 583 474 Others 200 182 Total Operating Expenses 13,649 13,001 Income from Operations 2,888 2,703 Other Income (Charges) Repayment of tax due to revaluation of plant asset 1,788 - Interest income 15 16 Penalty income 4 2 Income (loss) for foreign exchange rate (22) 16 Interest expense (1,241) (1,059) Others-net (17) 15 Income before Tax Expense and Minority Interesting Net Income of Consolidated Subsidiaries 3,414 1,693 Tax Expense (1,008) (521) Income before Minority Interest in Net Income of Consolidated Subsidiaries Minority Interest Net Income of Consolidated Subsidiaries 2,406 1,172 0 1 Net Income 2,406 1,174 Source; Annual Report of Indonesia Power Income Statement provided on July 17, 2006 2-15 ファイナルレポート
2.4. 技術移転に関する情報収集 整理 2.4.1. 火力発電所 第一次現地調査において インドネシアの火力発電所に係る余寿命診断は日本で行っている余寿命診断と異なっていることが判明した 日本では 20 年以上使用する発電所が 安全に使用できるか 2 年に 1 回の定期検査を 4 年に 1 回行ってもよいかのチェックに使用するのに対し インドネシアの余寿命診断は日本で行われている 定期検査の設備診断に相当するものが大半あった また日本では国で定められた技術基準があり 減肉などは問題が起こる前に取り替えを行っているため 発電停止が少ないものと考える Table 2.4-1 に一般汽力 (PLTU) の現状をとりまとめた これによれば今まで蒸気漏れで問題のあったボイラーチューブは取替えが既に進んでおり 今後大きな問題にならないと考える 以下にそれぞれボイラー タービン 発電機の問題点を述べる 1) ボイラーについては既に LITBANG(PLN の研究所 ) が彼等のやり方で 余寿命評価を行っており SH (Super Heater), RH (Re Heater), WW (Water Wall) Tube が減肉している発電所を 順次更新している 石炭火力では Paiton 1, 2 号機が一箇所のチューブに集中して漏洩しており その対策が必要と思われる 2) タービン本体については現在まだインドネシア側として余寿命診断を実施しておらず メーカー側が診断 (Suralaya 2U) を実施している Gresik 4 号では復水器チューブの穴あきで海水リークが度々発生しており 海水の Cl による影響と考えられるトラブルが低圧タービンの最終段の損傷に見られる 3) 発電機については固定子絶縁の劣化が Suralaya 2 号でメーカーから報告されており 当時の絶縁材から評価が必要である ガスタービン及びコンバインドサイクルについては日本と同様の時間管理による検査方法であり 特に変わるものは無かった ただ当初ガス焚を考えていた発電所にガスが来ず S 分の多い HSD を燃料としているため HRSG のチューブ腐蝕が見られる ファイナルレポート 2-16
Table 2.4-1 Power Station IP Suralaya Tanjung Priok Tambak Lorok Current Situation for Remaining Life Assessment and Performance Assessment Unit Capacity (MW) Commis sioning yy.mm Operating Time 2006.2 base 1 TU 400 1985.04 20Y10M 2 TU 400 1985.06 20Y 8M 3 TU 400 1989.02 17Y00M 4 TU 400 1989.11 16Y 9M 5 TU 600 1997.06 8Y 8M 6 TU 600 1997.09 8Y 5M 7 TU 600 1997.12 8Y 2M Remaining Life Assessment & Performance Assessment Boiler Remaining Life Assessment (BRLA), No. 073.BKIT.007E.2004 Unit -1 UBP SURALAYA (2004, LITBANG) Life Extension for Suralaya, Preliminary Boiler Inspection for Unit 2 (1998.01, Babcock & Wilcox International, Inc.) Suralaya Steam Power Plant Unit-2, 取替状況 1uBo under repla. (SH, RH, ECO), 2005.11~12 2UBo repla. finish, 2005.6 ~ 8 2UT repla. by MHI (2004.9) 2UG repla. by MELCO (2004.7) 3 TU 50.0 (1998) 6Y Bo, Cond 2003.3 ~ 2005.9 4 TU 50.0 2005.12 0Y 2M 1 TU 50.0 1978.09 27Y 5M Life Time Assessment of Condenser Tube, Unit 3 A& B (2004.05, PT. Superintending Company of Indonesia Engineering and Transformation (SUCOFINDO)) Remaining Life Assessment Boiler Unit-2 PLTU Tambak Lorok UBP Semarang No. 056. BKIT. 097A. 2004 (2004.07, LITBANG) Remaining Life Assessment Boiler Unit-3 PLTU Tambak Lorok UBP Semarang No. 189.UPI.454A.2003 (2003.05, LMK) 1UBo finish repla. 2 TU 50.0 1978.10 27Y 4M 2UBo not yet repla. PJB Perak Muara Karang Gresik Paiton 3 TU 200.0 1983.07 22Y 7M 1 TU (25.0) 1964.xx Remaining Life Assessment Boiler Unit-3 (ALSTOM) 2 TU (25.0) 1964.xx Tanjung Perak Harbor, Surabaya, Indonesia 3 TU 50.0 1978.04 27Y10M Perak Thermal Plant # 3 & 4 (ST - Rehabilitation MHI) 4 TU 50.0 1978.07 27Y 7M Thermal Performance Test Report 1 TU 100.0 1979.02 27Y00M 2 TU 100.0 1979.02 27Y00M 3 TU 100.0 1979.06 26Y 8M 4 TU 200.0 1981.11 28Y 3M 5 TU 200.0 1982.06 27Y 8M 1 TU 100.0 1981.08 24Y 6M 2 TU 100.0 1981.11 24Y 3M 3 TU 200.0 1988.03 17Y11M 4 TU 200.0 1988.07 17Y 7M 1 TU 400.0 1994.04 11Y10M 2 TU 400.0 1993.11 12Y3M Remaining Lfe Assessment of Boiler #4 & #5, No.189.BKIT.421A.2004 (2004, LITBANG) Laporan Hasil Pengkajian Sisa Umur, Steam Bioler Power Plant Unit I, PT. PJB II UP. GRESIK (2004, PT SURVEYOR INDONESIA) Laporan Hasil Pengkajian Sisa Umur, Steam Bioler Power Plant Unit II, PT. PJB II UP. GRESIK (2004, PT SURVEYOR INDONESIA) Remaining Life Assessment, Boiler Pembangkit Listrik Unit 3, PLTU GRESIK (2004.08, PT SURVEYOR INDONESIA) Steam Turbine Inspection Report on Paiton Power Station Unit 1 and 2 (2004.08, Toshiba) Inspection Report Boiler Paiton Unit 1, 2 (2004.07, Toshiba) Boiler Remaining Life Assessment (BRLA) PLTU Paiton UNIT 1 (2005.9LITBANG) 3UBo finish repla. Plan to gas using SH, WW, Burner, 2005.11 ~ 12 SH, WW, Burner 2005.9 ~ 10 Conversion to C.C and gas firing 1.2 UT blade finish repla. 3UT blade under repla. (2005.9) 4UT blade finish (2005.6 ~ 9) 1, 2, 3, 4 UBo finish LRA 2-17 ファイナルレポート
(1) 余寿命診断について 当初考えていた日本における余寿命診断とインドネシアの余寿命診断は内容が異なっているため 今回提案する寿命診断は以下のとおりとする a) ボイラーの SH, RH チューブ 蒸発管の減肉調査方法の内 減肉予測が出来る極値統計法を使用した寿命予測 b) タービンロータの脆化劣化余寿命予測設備診断方法の紹介 c) 発電機固定子の絶縁劣化の設備診断方法の紹介 (2) 技術移転のためのトレーニング 技術移転のためのトレーニングは極値統計を使用した ボイラーチューブ減肉予測 タンク内腐蝕による減肉の予測手法を行う このための基礎となる統計手法演習 減肉計測箇所の特定等のトレーニングを行う (3) 今後の課題として 長期に使用する蒸気タービン 発電機があれば 今から余寿命診断の準備にかかることも必要である このため日本で行われている余寿命診断の論文の概要紹介を行う (4) その他日本で過去に問題となり解決している事例 効率が低下する原因となって問題となったボイラーチューブの水蒸気酸化スケールの生成とその対策の紹介 2.4.2. 水力発電所 第 1 次現地調査において 4 発電所 (Saguling, Soedirman, Cirata, Sutami 発電所 ) および PLN 研究開発部門 (LITBANG) での非破壊検査や発電機固定子絶縁診断技術とそれらを用いた余寿命診断技術の現状と 余寿命診断技術移転の可能性について調査を行った また 本調査で技術移転を考えているケーシング ステーベーン ランナ および発電機固定子コイルの余寿命診断手法についての概要を紹介するとともに 各所のニーズ調査を実施した 現地調査結果は以下の通りである (1) Saguling 発電所 ランナ ケーシング部の非破壊検査や 発電機固定子コイルの絶縁診断は実施されていない また余寿命診断も実施されていない ランナは定期点検に合わせ適時溶接により補修しているが 溶接量の管理は実施されていない ファイナルレポート 2-18
(2) Cirata 発電所 ランナ ケーシング部の非破壊検査は実施されていない 発電機固定子コイルの絶縁診断については定期点検に合わせ発電所自身で絶縁抵抗を測定し LITBANG が tan δを測定している 部分放電試験は計測機器が無いため実施していない 余寿命診断については実施されていない (3) Soedirman 発電所 ランナ ケーシング部の非破壊検査は実施されていない しかし 発電機固定子コイルの絶縁診断については定期点検に合わせ絶縁抵抗測定 tan δのみを測定している ランナは定期点検に合わせ適時溶接により補修しており 寸法管理も確実に実施されているが溶接量の管理は実施されていない なお 発電所より各機器の余寿命診断を実施したいが 方法がわからず困っており 是非余寿命診断技術の技術移転を実施してほしいとの要望があった (4) Sutami 発電所 ランナ ケーシング部の非破壊検査は実施されていない 発電機固定子コイルの絶縁診断については定期点検に合わせ絶縁抵抗のみ測定している ランナは定期点検に合わせ適時溶接により補修しており 寸法管理も確実に実施されているが溶接量の管理は実施されていない なお 2004 年に日本のメーカーにより水車 発電機 制御盤の現地調査が行われ その中でランナの非破壊検査および発電機固定子コイルの絶縁診断が実施されていた そして 発電機固定子コイルにおいては絶縁診断結果をもとに余寿命診断が実施されていた (5) LITBANG 火力発電所設備での余寿命診断は既に実施しているが 水力発電所設備に関しては実施していない なお 本調査で技術移転を考えている水力の余寿命診断技術について興味を示し是非技術移転を実施してほしいとの要望があった また 日本における水力での余寿命診断の実例を早い機会に教えて欲しいとの要望を受けた 調査結果よりインドネシアの水力発電所は非破壊検査や絶縁診断技術を活用した余寿命診断は殆んど実施されていない しかし 余寿命診断に対する関心は高く その効果と必要性については既に理解されおり これらを老朽化が進んだ発電所に適用することは予防保全による重大事故防止に大いに期待できる 以上に示す現状を踏まえ 現段階では 今回の技術移転において 予防保全の考え方を定着させることを目的とした 非破壊検査および発電機固定子絶縁診断等の検査技術を用いる余寿命診断技術の移転を提案することとする 具体的な技術移転内容としては 2-19 ファイナルレポート
ケーシング ステーベーンの非破壊検査結果による余寿命診断手法 ランナの溶接補修量管理による余寿命診断手法 発電機固定子コイルの絶縁診断結果による余寿命診断手法 が考えられる 何れも測定 試験用機材が必要となることから 調査団による現地実作業での技術移転は考えていない そこで調査団がこれまで国内で実施してきた測定 試験結果 さらには最新の研究報告を用いたレクチャーを行うことにより 今後インドネシアでの試験器材等のハード的条件が満たされ次第 試験 判定作業が可能となる程度までのスキルアップを計画する ファイナルレポート 2-20
2.5. JBIC 輸出金融プロジェクトの状況 2.5.1. 輸出金融クレジットラインの設定 平成 16 年 11 月 26 日 国際協力銀行はインドネシア政府との間で 275 億円を限度とす る円建ての輸出クレジットライン設定にかかる以下の契約内容に調印した 1. 国際協力銀行 ( 総裁 : 篠沢恭助 ) は 本日 インドネシア ジャカルタにて イ ンドネシア共和国政府との間で 275 億円を限度とする円建ての輸出クレジットラ イン設定にかかる契約に調印した 2. 本クレジットラインの資金は インドネシアにおいて必要性の高い 老朽化した既存の発電設備に対する改修等のために日本から輸出される発電設備を購入するための資金として利用される また 当行は本クレジットラインを通じ 同国における電力の安定供給確保に貢献するとともに 同国に多数進出している日本企業の現地での事業活動を支援することにより 日本企業のインドネシアでのビジネス機会の拡大を一層支援していく 3. インドネシアは 安定的な経済成長を支える柱として特に国内外からの投資促進を重要課題としており 投資環境を整備する上で 安定的な電力供給の確保は必要不可欠である しかしながら 同国における電力需要の伸びは著しく 首都ジャカルタを含むジャワ バリ系統では 2010 年までに年平均 6.8% の伸び率が見込まれ 深刻な電力不足に陥ることが懸念されており 本クレジットラインにはこのような状況への対応策として大きな期待が寄せられている 4. なお 当行はインドネシアの電力セクターに対して 従来より 輸出金融のみならず円借款等の複数の融資ツールを用いて 多くのプロジェクトに対する支援を行っている また このような融資による支援以外にも 当行は電力セクターにおいて インドネシアが取り組む問題解決 セクター改革についても 適切な方向に進むよう同国政府等と総合的な協議を行っているところである ( 注 ) 輸出クレジットライン : 輸出金融の一形態 日本からの設備等の輸出を促進するため あらかじめ一定金額の融資枠を設けておくもの 2.5.2. 輸出金融クレジットラインの条件 JBIC のウェブサイトによると 本件輸出金融の条件は下表の通りである 2-21 ファイナルレポート
ローン名称 相手国 借入人 現地担当部署 融資総額 未承認 ( 未引出 ) 額 金利 期間 契約承認申請期限 貸出実行期限 貸出方式 Table 2.5-1 Loan Condition of JBIC Export Credit インドネシア電力セクター向け輸出金融クレジットライン インドネシア インドネシア共和国政府 インドネシア国営電力公社 P.T. Perusahaan Listrik Negara (Persero)(PLN) 275 億円 275 億円 融資対象輸出入契約の要件 輸入者 ( 転貸先 ) 対象品目 融資対象輸入契約の成約時における OECD ガイドライン金利 ( 円 CIRR) CLA 金額に応じ下記の通りとするが 具体的な償還方法は各 CLA 毎に決定する CLA 金額 期間 1 以上 5 未満 ( 億円 ) 5 年 5 以上 50 未満 8 年 50 以上 10 年 2006 年 9 月 30 日 各 CLA 毎に最終船積時期を勘案して設定する ただし ローン全体の最終貸出実行期限は 2008 年 9 月 30 日 L/C スウィッチ方式 リインバース方式またはダイレクトペイメント方式 インドネシア国営電力公社 P.T. Perusahaan Listrik Negara (Persero)(PLN) インドネシアにおける既存発電設備のリハビリ等電力事業実施のために PLN が本邦から調達する機器及び役務 (JBIC が認める範囲で第三国を含むことも可 ) 契約金額 ( 通貨 ) 通貨 : 原則として円建円払 ( 米ドル建米ドル払も可 ) 担当部課国際金融第 1 部第 1 班 (03-5218-3413) Source; 国際協力銀行ホームページ 2.5.3. 輸出金融クレジットライン手続きの現況 輸出クレジットラインを利用するためには まずインドネシア政府から国際協力銀行宛に本ローンの対象となる輸出契約の写しを添えて 一般協定所定の輸出入契約承認 融資承諾申請書 (Application for Approval of Contract and Loan) が送付されなければならない しかしながら 第 1 次現地調査を実施した平成 17 年 11 月の時点においてはインドネシア政府から国際協力銀行に対して申請書は提出されていない 輸出金融クレジットラインの手続きの現況に関して PLN から聴取した結果は次の通りである (1) PLN から BAPPENAS へは 2005 年 8 月頃に輸出金融クレジットラインの承認申請を提出したが手続きが BAPPENAS で滞っている BAPPENAS は当初輸出金融クレジットラインの一般協定 (General Agreement) に基づき PJB 及び Indonesia Power が提出した 13 発電所のリハビリ工事の提案に従って 輸出金融クレジットラインによるリハビリ工事の実施に同意していた しかし 現段階に至って今回の輸出金融クレジットラインの手続きがインドネシア政府の入札規則から逸脱していること ファイナルレポート 2-22
を理由に BAPPENAS が輸出金融クレジットラインの承認を保留している (2) 所定の手続きによれば まず PLN がプロジェクトの計画を立案し BAPPENAS へ承認申請を提出する BAPPENAS 承認の後 財務省が予算配分を検討する 予算配分が決定したら財務省が PLN に対して当該プロジェクトの入札手続の実施を指示する PLN は当該プロジェクトの入札を行い 落札者と契約交渉を実施するがこの段階で落札者が提案した Export Credit の条件交渉が進められる しかし 今回の JBIC 輸出金融クレジットラインについては国際競争入札で落札者が決る前に資金源 (JBIC) が決定していることから この点でインドネシアの入札規則に規定されている国際入札の手順から逸脱しているため BAPPENAS の承認が得られない状況となっている (3) 2004 年 11 月 26 日付けの第 1 次の輸出金融クレジットライン ( 第 1 次 ECL) に関しては ムアラカラン スララヤ サグリン パイトンの 4 プロジェクトが候補に挙がっているが これら 4 案件だけで第 1 次 ECL 枠である 250 M US$ を超過しているので 他のリハビリ案件は含められない PLN は第 1 次 ECL に続いて第 2 次の ECL を期待している しかし 第 1 次 ECL の手続きが滞っている中 第 2 次 ECL に含めるべきリハビリ案件については全く決まっていないのが実情である PLN は今回の JICA 調査で新規リハビリ案件が発掘されるものと期待している 今後インドネシア政府内 ( 特に BAPPENAS および財務省 ) での手続きの進捗状況を注 視する必要がある 2.5.4. PLN の輸出金融クレジットライン案 2005 年 11 月の第 1 次現地調査において PLN が開示した輸出クレジットライン案を有 していることが判明した (1) ムアラカラン火力発電所 4 号機および 5 号機出力 : 422MW (2 211 MW) 当初運転開始年 : 4 号機 (1981 年 ) 5 号機 (1982 年 ) 当初サプライヤー : 三菱重工推定工事費 : フェーズ 1(112 百万米ドル ) フェーズ 2(36 百万米ドル ) 改修工事 : 空気予熱器の取替え他 (2) スララヤ火力発電所 1 号機 ~ 4 号機出力 : 1,680MW (4 420MW) 当初運転開始年 : 1 号機 (1984 年 ) 2 号機 (1985 年 ) 3 号機 (1988 年 ) 4 号機 (1989 年 ) 当初サプライヤー : 三菱重工推定工事費 : 201 百万米ドル改修工事 : 加熱器及び再加熱器出口の取替え他 2-23 ファイナルレポート
(3) パイトン火力発電所 1 号機および 2 号機出力 : 806.25MW (2 403.25MW) 当初運転開始年 : 1 号機 (1994 年 ) 2 号機 (1993 年 ) 当初サプライヤー : アルストム 東芝推定工事費 : 44 百万米ドル改修工事 : ラビリンスの取替え及びボイラーの改造他 (4) サグリン水力発電所 1 号機 ~4 号機出力 : 700MW (4 175MW) 当初運転開始年 : 1 号機 /2 号機 (1985 年 ) 3/4 号機 (1986 年 ) 当初サプライヤー : 東芝推定工事費 : 23 百万米ドル改修工事 : 水車ランナー及び調速機の取替え他 Indonesia Power 社では サグリン水力発電所のリハビリ工事を輸出クレジットライン利用のパイロットプロジェクトとして位置付けており 技術的また財務的に成功裡に終われば Soedirman 水力でもこのスキームを適用したいと考えている 2006 年 7 月時点で Suralaya と Muara Karang の推薦レターが BAPPENAS から財務省に提出された また PLN からの情報によると 上記の第 1 次クレジットラインから予算的理由で除外された Suralaya PLTU の 3, 4 号機及び Muara Karang PLTU の 4, 5 号機のリハビリ工事を次回の JBIC 輸出金融案件として実施したいとのことであった ファイナルレポート 2-24
2.6. 電力セクターに係る環境規制の確認 2.6.1. インドネシアにおける環境社会配慮の背景 インドネシア共和国憲法 (1945) は 環境権を規定しておらず 天然資源管理についての一般条項 第 33 条に そこに存在する土地 水 天然資源は国により支配され 国民の福祉のために利用される とされており 国家にとって重要な そして国民の生命を脅かすような生産拠点は国家によって管理される と規定されているのみである インドネシアで初めて環境に関する総合的 統合的な法律は 1982 年の旧環境管理法である そこでは 1 良好で健康的な生活をする権利とそれらを維持 保護する義務 2 環境管理プロセスへの参加の権利 3 環境への重大な影響を及ぼすと考えられる行為への評価 4 汚染者の負担 5 環境管理と保護のために許可システムを設置する権限 6 環境または公害被害者への補償と持続可能な環境の復元 などが盛り込まれている また その第 16 条には環境影響評価を実施するための法的根拠が規定されている その後 環境関連の法律や規則が制定され 国内法は整備されている 環境管理法は 1997 年に環境上持続可能な開発を創造することを目的として 1 事業活動による環境規制の強化 2 環境汚染に対する罰則の強化 3 環境紛争処理に関する規定の強化など の内容を盛り込んだ大幅な改定が行われた 一方 1992 年の国連環境開発会議 (UNCED) にインドネシアは参加し リオ会議で話し合われたほとんどの国際条約に承認 署名 批准をしている 3 インドネシアにおける環境影響評価については 1993 年には複数の省庁に関わる事業活動を審査する環境影響管理庁 (BAPEDAL) が発足され 環境影響評価制度が整備された その後 1997 年の新たな環境管理法の公布により 環境影響評価の規制が改正された さらに 2000 年には環境影響評価の審査事務の全てが BAPEDAL の環境影響評価委員会で行われるようになった また 地方分権化の流れに沿って 州政府もしくは地方自治体の環境影響管理局 (BAPEDALDA) でも環境影響評価を実施 監督する権限を与えられた また 行政区を跨ぐプロジェクトに対しては BAPEDAL が監督することになっていたが 現在 BAPEDAL は環境省 (MOE: Ministry of Environment) に統合されているため このようなプロジェクトは MOE が監督している 2.6.2. 環境社会配慮の制度および法的枠組み 2.6.2.1. 関連法規 本プロジェクトで提案された改修案を実行するにおいて 適用される環境影響評価に関 3 参照 Global and Human Environment Forum, 1998 2-25 ファイナルレポート
するインドネシアの主要法規は 以下の通りである 環境管理に関する法律 (1997 年 : 法律第 23 号 ) Act of the Republic of Indonesia concerning Environmental Management (No.23, 1997) 環境影響評価に関する政令 (1999 年 : 政令第 27 号 ) Government Regulation of the Republic of Indonesia concerning Environmental Impact Assessment (No.27, 1999) EIA 報告書の評価指針に関する環境大臣令 (2000 年 : 環境担当国務大臣令第 2 号 ) Decree of the State Minister for Environment of the Republic of Indonesia concerning Guidelines for AMDAL Document Evaluation (Decree No.40, 2000) 環境影響評価プロセスにおける住民参加および情報開示に関する大臣令 (2000 年 : 環境影響管理庁長官令第 8 号 ) Decree of the State Minister for Environment of the Republic of Indonesia concerning Community Involvement and Information Openness in the Process of Environmental Impacts Assessment (Decree No.8, 2000) 環境影響評価実施計画書の準備のためのガイドライン (2000 年 : 環境影響管理庁長官令第 9 号 ) Decree of the State Minister for Environment of the Republic of Indonesia concerning Guidelines for Preparation of Environmental Impacts Assessment Study (Decree No.9, 2000) 環境影響評価書の評価委員会システムのための指針の大臣令 (2000 年 : 環境担当国務大臣令第 40 号 ) Decree of the State Minister for Environment of the Republic of Indonesia concerning Guidelines for Work System of Evaluator Committee for Environmental Impact Assessment (Decree No.40, 2000) 環境影響評価が必要とされる事業又は種類に関する大臣令 (2001 年 : 環境大臣令第 17 号 ) Decree of the State Minister for Environment of the Republic of Indonesia concerning the Types of Business and/or Activity Plans that are Required to be Completed with the Environmental Impact Assessment (Decree No.17, 2001) なお 電力 エネルギー部門の責任機関であるエネルギー鉱物資源省 (MEMR) は 電力 エネルギー部門の環境影響評価の実施方針を定めている ( 鉱業およびエネルギー開発における環境管理に関する技術的ガイドライン :Decree of MEMR No.1457K/28/MEM/ 2000) この指針では どのような環境影響評価を行うのかを 事業のタイプ別に示している 電力関係については下表に示した これをみると 機器の交換のようなリハビリ工事や改修工事については環境影響評価を行わないことになる ファイナルレポート 2-26
Criteria about revise of AMDAL, RKL and RPL in Energy Sector Changing activity Previous AMDAL Revised AMDAL New AMDAL Change of Location - Inside - Outside Change of design - Significant change - Not significant change Change of capacity - Previous program (bigger than previous (smaller than previous (bigger than previous program or significant impact) program) program) - Improvement program (not significant impact) Change of material - Dangerous material (B3) - Not B3 Change of facilities - Significant - Not significant Change of sampling or monitoring point or Management Note: O means applicable and X means not applicable. Source: Decree of MEMR No.1457K/28/MEM/2000 2.6.2.2. 本改修案における環境社会配慮の実行機関 インドネシアにおける環境社会配慮は プロジェクトのオーナーが行うことになっており 本改修案を実行する場合は発電所を所有している電力会社が行うことになる エネルギー関係の責任機関である MEMR 内には部門ごとに環境担当の部署があり 電力関係を担当している Director General Electricity and Energy Utilization では Deputy Director of Electricity Environmental Protection が環境担当である (Figure 2.6-1) この部署の役割は 電力事業者 ( 電力会社や IPP) への指導およびアドバイスで 電力事業者が作成する KA-ANDAL や AMDAL を BAPEDAL や BAPEDALDA へ提出する際のコメントおよびアドバイスを行うことになっている なお 発電所改修計画における F/S 段階の環境関係の窓口は 同じ電力担当部門の Deputy Director of Electricity Installation and Safety となる 2.6.3. 発電設備に係る環境影響評価 (1) 環境影響評価が必要な発電設備 インドネシアでは電力施設関連の影響評価は州政府 例えば西ジャワ州や中部ジャワ州など に属する AMDAL 評価委員会 (BAPEDALDA) が審査 承認する ただし プロジェクトが 2 州に跨る場合には中央政府が AMDAL の審査 承認を行う 環境影響評価が必要な事業かどうかは 2001 年環境大臣令第 17 号で定められており 火力発電所では 100MW 以上 水力発電書では高さ 15m 以上 または貯水面積 200ha 以上 または発電規模 50MW 以上の事業が該当する 2-27 ファイナルレポート
(2) 環境影響評価手続き 環境影響評価事業の手続きは まず事業者は 原則として新聞 地方の村等では役場の掲示板を利用してプロジェクトの公表を行う この時期は F/S の着手前である その後 関係コミュニティにプロジェクトや環境影響評価実施の説明をする そのときのコメントを反映して 環境影響評価実施計画書 (KA-ANDAL) を作成し 再度 関係コミュニティに説明して合意を得ることになる 合意が得られなければ KA-ANDAL は修正される KA-ANDAL には プロジェクトの概要 調査項目 調査範囲 調査方法 分析方法などを記載する その後 事業者は KA-ANDAL を 環境影響評価事務局を通じて所轄官庁の承認機関 ( 環境省 州知事 市長のいずれか ) に提出し そこの環境影響評価委員会の承認を得る このときには必要に応じて KA-ANDAL の見直しが求められる場合もある (Figure 2.6-2 参照 ) KA-ANDAL の承認を得た事業者は続いて 環境影響評価書 (AMDAL) だけでなく 環境への影響を減少させるための活動や担当組織 予算などを記載した環境管理計画書 (RKL) と 環境変化を監視するための方法や取り組みについて記載した環境モニタリング計画書 (RPL) を 環境影響評価事務局を通じて所轄官庁の承認機関に提出して承認を得る (Figure 2.6-3 参照 ) 一方 環境影響評価の実施を必要としない事業においても ある一定以上の影響を生じる可能性のある事業については 環境管理計画書 (UKL) 環境モニタリング計画 (UPL) 4 の提出が義務づけられている UKLとUPLが必要かどうかは BAPEDALDAの判断による さらに UKLとUPLの提出を必要としない事業でもSPPLと呼ばれている簡略な書類を提出することになっている 実際に PJB 社では 100MW 以下の出力増強計画でのUKL とUPLだけの事例があった 各々のプロジェクトで環境影響評価が必要になるかどうかは環境影響評価委員会が判断することになる しかし 工事を伴う場合では環境影響評価が必要でないとされても環境管理計画の作成とモニタリングの実行という環境社会配慮は実施されることになっている また 発電所を運転 管理している PJB 社と IP 社とも ISO14001 を取得しており その一環として各発電所とも環境モニタリングを実行している モニタリングは 3 ヶ月ごとに行われ 発電所が稼動している限り続けられる IP 本社では 2006 年 6 月以降からモニタリング結果のデータベースが構築されている 今回の 既設発電所の設備面に係わる改修計画 で提言しているリパワーリング計画について MEMR の環境担当部門で確認したところ 最初の建設時に将来の増設 ( 出力増加 ) を見込んで AMDAL を作成している場合には 修正 AMDAL で良く そうでなけれ 4 インドネシアでは 環境影響評価 (AMDAL) に添付する環境管理計画書は RKL と略称し 環境モニタリング計画書は RPL と略称しているが AMDAL が必要ないときの環境管理計画書は UKL, 環境モニタリング計画書は UPL と略称を呼び分けている ファイナルレポート 2-28
ば新たに環境影響評価書を作成する必要があるそうである AMDAL の提出先は 2 つ以上の州にまたがっていれば中央政府の環境省へ そうでなければ州政府に提出する AMDAL の提出時期は F/S 終了時から作成を始め 出来れば D/D に入る前に承認を得ることが望ましいが 遅れても D/D の初期の段階までに提出し 承認を得ることが必要ではないかとのことである ( 注 : 火力 水力発電所については州政府の BAPEDALDA が規制機関である 従って その事業では修正 AMDAL か新 AMDAL のどちらが必要になるかの判断は BAPEDALDA による ) また AMDAL 承認後 3 年を過ぎても 工事が行われなかったときには その AMDAL は無効となるそうであるが 政治的な都合 ( 戦闘状態など ) で遅れる場合は 考慮してくれるようである PJB の環境チームに実際のプロジェクトについて確認したところ 修正 AMDAL の場合は現在のモニタリング データや環境管理計画を利用して作成し 作成開始から承認まで 3 ~ 4 ヶ月で十分とのとことであった 一方 新たに AMDAL を作成した場合は AMDAL 作成から最終案を提出するまで 6 ~ 9 ヶ月 そして承認を得るまで 4 ~ 6 ヶ月かかるようで 1 ~ 1.5 年程度の期間とのことである また 最終案が出される 6 ~ 9 ヶ月の間に公聴会 2 回実施して 周辺住民,NPO,NGO と合意書を取り交わしたとのことである 2.6.4. 環境基準 2.6.4.1. 大気関係 火力発電所の大気に係る環境基準を Table 2.6-1 に示す 工場の排ガスに係る排出基準は 業種別に分けられているので ここでは石炭火力発電所を除く火力発電所の係るものである (Table 2.6-2) 大気に係る環境基準は 1988 年に定められ 1999 年に改正されている 工場の排ガスに係る排出基準は 1995 年に業種ごとに定められ 2000 年に改正されている 2.6.4.2. 水質関係 地下水を除く陸水の水質に係る環境基準を Table 2.6-3 に 海水の水質に係る環境基準を Table 2.6-4 に 全国レベルの一般工場の排水基準を Table 2.6-5 に示す 陸水の水質に係る環境基準は 1990 年に定められ 2001 年に改正されている また 海水の水質に係る環境基準は 2004 年に定められている 排水基準は 1991 年に 14 の特定業種とそれ以外の業種をあわせて 15 種類の全国レベルの工場排水基準が定められ 1995 年には特定業種が 21 種類に拡大され 1999 年には規制項目が追加されるなどの改正がされた 2004 年 8 月に出された海水の水質環境基準は まだ統一された見解は出されていない 環境省では取放水の水温差が 2 C 以内にするべきであるとの見解であるが その達成は 2-29 ファイナルレポート
難しいため 環境省と業者との間で論議が重ねられている ただし MEMR は 指定さ れた海域に与える温排水の影響を規制された水温以下とする という見解であり この基準が水質環境基準であることを考えると ほぼ妥当なものであると思われる 2004 年 12 月に作成された Grati 火力発電所 Block Ⅲの AMDAL のドラフトによると 取放水時の水温差は 6.92 C として拡散計算をしている 放水後は 速やかに水温は減少し 海面に出たところで 4 C 強 少し離れたところで 2.5 C 程度になると予測している AMDAL はこのまま提出されたようであるが 2005 年 3 月に東ジャワ州の BAPEDALDA に承認されている この例をみるかぎり 地方の BAPEDALDA は MEMR の見解に近いようである 2.6.4.3. その他 騒音に係る環境基準を Table 2.6-6 に 振動に係る環境基準を Table 2.6-7 に 悪臭に係る環境基準を Table 2.6-8 に示す これらの環境基準は 1996 年に定められている 2.6.5. ステークホルダー 本プロジェクトでのステークホルダーは以下のとおりと思われる 受益 - 被影響グループ ( ジャワ島とバリ島の居住者全体 ) ジャワ島とバリ島の住民とコミュニティ ジャワ島とバリ島の地方政府 産業部門 商業部門 その他の民間部門 行政部門 責任機関 :MEMR 地方政府 : ジャワ島とバリ島の各州政府 実施機関 :PLN PJB IP 環境行政機関 : 環境省 (MOE) とジャワ島とバリ島の各州の環境局 (BAPEDALDA) 支援機関 :JICA ファイナルレポート 2-30
Figure 2.6-1(1) Organization Chart for Ministry Energy and Mineral Resources 2-31 ファイナルレポート