PLN

発電容量(MW) 基数 合計(MW) 基数 合計(MW)

660 1 660 1 660

625 1 625

600 3 1,800 1 600

400 6 2,400

350 3 1,050

330 1 330 2 660

315 3 945 4 1,260

300 2 600 2 600

合計 17 7,360 13 4,830

稼働中 建設中

表2-3-1-6 IPPの石炭火力発電所一覧

2.3.2 電気事業の概要

図2-3-2-1に、インドネシアの電気事業の枠組を示す。

図2-3-2-1 インドネシアの電気事業の枠組 IPP

発電容量(MW) 基数 合計(MW) 基数 合計(MW) 基数 合計(MW)

1,000 2 2,000

815 1 815

660 3 1,980 1 660 1 660

650 2 1,300

615 2 1,230

400 2 800

300 4 1,200

合計 7 4,510 2 1,475 9 4,660

計画中

稼働中 建設中

原子力規制庁 (BAPETEN)

エネルギー・

鉱物資源省

(MEMR)

原子力開発庁

(BATAN)

村落共同組合

(KUD)

協同組合・

中小企業担当 国務大臣府

(SMEs)

国有電力会社

(PT PLN)

国有企業 国務大臣府

所有・管理 規制・監督

原子力規制業務

指導・調整 国家開発企画庁

(BAPPENAS)

財務省

(MOF)

予算の承認 国家開発政策等

の策定・調整

原子力の 研究・開発

電力 卸売

需 要 家 需 要 家 サポート

PLNバタン, PLNタラカン等

需 要 家 特定地域供給

インドネシア・パワー 社, ジャワバリ発電会社,

国家エネルギー 審議会

(DEN)

2.3.3 国営電力会社 PT. PLN (Persero)

PLNは、1972年に国営企業から公社となり、1994年に国有電力会社PT. PLN (Persero)として、政府100%

保有の株式会社に移行した。構造改革により発電部門の分社化や給電・配電部門の業務分離を実施してき たが、基本的には垂直統合型の事業形態となっている。事業規模が大きいジャワ・バリ地域では、1995 年に発電部門を分離し2つの発電子会社を設立した。ジャワ・バリ地域とスマトラ島では、発電、送電、

配電事業の分離を行ったが、その他の地域では支店による垂直統合的な事業運営を行っている。例外的に

Batam島とTarakan島では子会社を設立して特定地域での電力供給を行っている。

表2-3-3-1 PLNの子会社

表2-3-3-2 各地域の発・送・配電、顧客サービスの概要

2.3.4 電力法

2002年に制定された電力法が2004年12月に廃止となった以降、新たな電力法の審議が進められていた が、2009年9月8日に電力法が国会を通過した。新電力法は、2002年電力法の前の1985年の電力法

(No.15/1985)を踏襲しているが、電力供給は国が責任を持つとしつつも、地方分権政策に配慮して地方 政府にも一定の権限を与えている。手続き関係では、従来はエネルギー鉱物資源大臣、あるいは大統領の 権限であった国家電力総合開発計画(RUKN)の策定、電気料金改定に際しては国会(地方決裁分は地方議 会)の承認が必要になった。また、電力供給事業の詳細、電気事業電気料金の設定方法などは今後発令さ れる政令で規定されることになる。旧電力法と比較すると以下のとおりとなる。

表2-3-4-1 新電力法の比較(変更事項)

電力法No.15/1985(旧電力法) 電力法No.30/2009(新電力法)

電力開発 計画

中央政府が国家電力総合計画

(RUKN)を策定する

中央政府が国会の承認のもとでRUKNを策定。地方政府は RUKNを基に地方電力総合計画(RUKD)を策定。

事業責任 中央政府の管理下で PLN が実 施する

中央政府の管理下ではあるが、中央政府と地方政府が分 担する。

PT Indonesia Power 発電および関連事業 9月

(PJBⅠ 1995年10月)

PT PJB 発電および関連事業 9月

(PJBⅡ 1995年10月)

PT PLN Batam バダム島での電力供給 10月

PT Indonesia Comnets Plus 通信 10月

PT PLN Enjyuniring エンジニアリング 10月

PT PLN Tarakan タカラン島での電力供給 12月

PT Geo Dipa Energy 発電(地熱) 7月

会社名 事業内容 設立 PLNの株式保有率

2002年 2003年 2002年

100%

33%

2000年 2000年

2000年 2000年

100%

100%

100%

100%

99.30%

発電 インドネシア・パワー社 北スマトラ島 9地域支店

ジャワ・バリ発電会社 南スマトラ島

送電・給電 ジャワ・バリ送電・給電センター スマトラ送電・給電センター PT PLNバタム

配電・顧客サービス 5配電事務所 7地域支店 PT PLNタラカン

ジャワ島・バリ島 スマトラ島 その他の地域

事業認可 国の認可 国の認可(ただし、グリッドが州を跨らなければ州、県 を跨らなければ県→実態はほとんど国の認可となる)

事業の実施 PLN が実施するが、例外的に PLN のグリッドの届かない地 域で協同組合等が実施できる

PLNの他に、公営企業(県の企業局のようなもの)、民間 企業、協同組合、市民団体が実施できる。ただし、PLN 事業は優先する。

地方電化 中央政府の責任として原則 PLNが実施する。

公営企業、民間企業、協同組合などが実施できない時は、

PLNに実施を義務付ける。

電気料金 全国一律、国(大統領)の認 可

中央政府は国会の承認のもとで電気料金を定める。地方 政府は、地方議会の承認のもとで当該地域の電気料金を 定めることができる。すなわち、地方毎に異なる電気料 金の設定が可能となった(注1)。

2.3.5 電力開発計画 1)概要

国家電力総合計画(RUKN)と電力供給事業計画(RUPTL)がある。RUKNがエネルギー政策を踏まえた総合的 電力開発計画であるのに対し、RUPTLは個別プロジェクトを反映したPLNの電力供給事業計画である。RUKN の改定を受けてRUPTLが策定される。これらは毎年改定されることになっているが、策定されない年もあ る。2008年には10月にRUKN、12月にRUPTLが改定された。2009年に電力法が改定されRUKNは国会の承 認が必要となった。このため、RUKNは国会の審議を受けており改定されずに現在まで来ている。一方で、

RUPTLはPLNの施設計画であり、毎年作成されているが、RUKNが改定されないためにRUPTLも公表ができ ない状況にあった。しかし、2010年9月には2008年のRUKNを参照する形でRUPTL2010版が公表された。

最近のRUKNとRUPTLの概要を以下に示す。

表2-3-5-1 RUKN(2008年版)とRUPTLの概要(2010年版)

RUKN(電力総合計画) RUPTL(電力供給事業計画)

策定機関 エネルギー鉱物資源省(MEMR) 国有電力会社(PLN)

計画の概要 国が定める電力総合計画。需要予測、

1 次エネルギー、電力計画、所要資 金など。期間は20年間

RUKNに基づいてPLNが定める電力供給計画。期間 は10年間。

更新 定期的(毎年)改定する。ただし、

前回は2006年6月

RUKNの改定後(RUKNに基づいて作成)

最近の改定 2008年10月13日

(実際の公表は2008年12月23日)

まもなく改定となる予定(2010 年 2 月13日現在)

2008年12月17日

(実際の公表は2009年1月19日)

2010年6月17日

(実際の公表は2010年9月6日)

2)2010年版RUPTLの特徴

(1)需要予測はRUKNと同じように大きめの値を取っている。2019年までの10年間で年平均で9.2%(ジ ャワバリ地域では8.9%)の電力需要の伸びを予測している。2019年の電力需要は327TWhとなり2009

(2)地方電化も積極的に進める方針であり、2009年の電化率66%を2019年には91%に引き上げるとして いる。

(3)このため、10年間で5,500万KWの新規の電源開発が必要となる(2009年の設備容量3,000万KWの1.

8倍に相当する)。電源種別では、第2クラッシュプログラムに従い、再生可能エネルギーの開発を進 める。再生可能エネルギーである地熱、水力はコストが高いが導入する方針である。特に地熱開発は

6GWと全体の10%以上の開発計画としており、ほとんどをIPPとしている。

(4)10年間の投資額(PLN+IPP)は、971億ドル(年間平均97億ドル)となる。

2.3.6 クラッシュプログラム(非石油燃料発電所開発加速プログラム)

逼迫する電力需給状況を改善するため 非石油燃料発電所開発を加速するプログラムである。第1次クラ ッシュプログラムは2006年に大統領令により公布され、現在も建設が続いている。2009年までの計画で あったが、2009年はLabuan発電所の1号機(300MW)が運転を開始しただけでほとんどの発電所は2010~

2012年に運転を開始するとしている。この第1次クラッシュプログラムに引き続き、第2クラッシュプ ログラムが策定された。電源開発規模は10,000MWと同じであるが、第2クラッシュプログラムは、1)

再生可能エネルギーの開発に重点を置くことと、2)IPPを導入する計画にしたことに特徴がある。プロ グラム策定の背景、電源種別、開発方法は異なり、両者を比較すると表2-3-6-1のようになる。

表2-3-6-1 第1次クラッシュプログラムと第2次クラッシュプログラムの比較 第1クラッシュプログラム 第2クラッシュプログラム

開発計画年 2006-2009 2010-2014

開発方式 PLN 100% PLN 50.4%(47.8%)()は見直し後 IPP 49.6%(52.2%)

電源開発量 約10,000MW

(内訳)ジャワバリ 6,900MW ジャワバリ以外3,100MW

10,153MW(9,522MW)

(内訳)ジャワバリ 5,770MW(4,515MW) ジャワバリ以外4,383MW(5,007MW) 背景(目的) ・ 緊急電源開発

(ジャワバリ中心)

・脱石油政策

・緊急電源開発

・電源の多様化

・再生可能エネルギーの導入 電源種別 石炭 100% 再生可能エネルギー:51% (54%)

内訳 地熱39%(42%)、水力 12%(13%)

化石燃料:49% (46%)

内訳 石炭 33%(36%)、ガス 16%(10%)

法的根拠 大統領令(No.71 /2006) 大統領令(No.4/2010)

エネ鉱物資源大臣令(No.2/2010) エネ鉱物資源大臣令(No.15/2010)で 見直し

開発所要 資金

電源:80億US$ 電源 :160億US$

送電設備: 4億US$

PLNは2010年9月、電力供給事業計画(RUPTL)を公表した。第1次クラッシュプログラムと第2次クラ

ッシュプログラムのプロジェクトを含む、2010年から2019年までの新規電源開発計画(インドネシア全 国)である。概要を表2-3-6-2に示す。インドネシア全体で10年間の開発量は5,500万KWと現在の発電 容量(3,000万KW)の1.8倍程度となる。開発主体ではPLNは、3,200万KW(57.6%)、IPPは2,350万KW(42.4%) となる。電源別では、石炭火力が最も多く、3,270万KW(58.8%)、次にガス火力で700万KW(12.6%)、地 熱発電600万KW(10.8%)、水力発電530万KW(9.5%) と続く。

表2-3-6-2 インドネシア全体の電力開発計画

出典:RUPTL2010-2019

2.3.7電力需給

電力設備の概要を表2-3-7-1に、ジャワバリ地域の電源と送電系統の概要を図2-3-8-1に示す。

表2-3-7-1 電力設備の概要(2009年)

全国 ジャワバリ地域

発電設備容量 30,320MW

PLN 25,158MW (83%) IPP 4,647MW (15%) その他 515MW ( 2%)

22,906MW(発電可能21,784MW) PLN 18,871MW (82%) IPP 4,035MW (18%) 発電量(PLN) 151,572MWh

PLN 発電115,403MWh (76%) 購入 36,169MWh (24%)

134,582MWh

PLN 発電104,284MWh (77%) 購入 30,298MWh (23%) 電化率(家屋) 65.8%

出典:MEMR資料

図2-3-7-1ジャワバリ地域の電源と送電系統の概要

インドネシアの電力需要実績とジャワバリ地域のピークロードを図2-3-7-1に示す。最近の7年間では

6%程度の伸びを示している。一方で、ジャワバリ地域のピークロードは4%程度にとどまっている。図

2-3-7-2にインドネシアの電力供給とピークロードを示す。

図2-3-7-2 インドネシアの電力供給量とピークロード

ドキュメント内 平成22年度地球温暖化対策技術普及等推進事業,インドネシアにおける火力発電所における低品位炭利用の高効率化調査 (Page 41-50)