インドネシア共和国
エネルギー鉱物資源省
イ
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ン
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ド
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ネ
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シ
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国
国
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地
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域
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発
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設
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備
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運
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用
用
改
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善
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計
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画
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調
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査
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フ
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ル
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)
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
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 康治略 語 集
Abbreviation Full Description in English (Indonesian) ADB Asian Development Bank
AH Air Heater
AI Annual Inspection ANDAL Environmental Impact Analysis AVR Automatic Voltage Control System
BAPPENAS National Development Planning Agency (Badan Perencanaan Pembanguanan Nasional) BFP Boiler Feed Water Pump
BLK Block
BP British Petroleum
BPMIGAS Executive Agency for Upstream Oil and Gas Business Activity (Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak Dan Gas Bumi)
CB Circuit Breaker CBM Condition Based Maintenance
CDF Computer Fluid Dynamics
CWP Circulating Water Pump or Cooling Water Pump DSS Daily Start and Stop
De-NOx Denitration De-SOx Desulfurization
EIA/AMDAL Environmental Impact Assessment EIRR Economic Internal Rate of Return FIRR Financial Internal Rate of Return FOH Forced Outage Hours
FOH (L) Forced Outage Hours caused by power grid system FOH(D) Forced Outage Hours caused by power station GI General Inspection
GIB Gas Insulated Busbar GIS Gas Insulated Switchgear GOV Governor HHV High Heat Value
HP High Pressure
HRSG Heat Recovery Steam Generator HSD High Speed Diesel Oil
I & C Instrumentation and Control IP Indonesia Power IP Intermediate Pressure IPP Independent Power Producer JBIC Japan Bank for International Cooperation JICA Japan International Cooperation Agency
KA – ANDAL Environmental Impact Analysis Term of Reference
Abbreviation Full Description in English (Indonesian) LFC Load Frequency Control
LHV Low Heat Value
LITBANG PLN Research and Development Center for Electricity (PT PLN Penelitian dan Pengembangan Ketenagalistrikan)
LNG Liquid Natural Gas
LP Low Pressure
MELCO Mitsubishi Electric Corporation
MEMR Ministry of Energy and Mineral Resources METI Ministry of Economy, Trade and Industry MFO Marine Fuel Oil
MHI Mitsubishi Heavy Industries MO Major Overhaul
MOH Maintenance Outage Hours
NG Natural Gas
P3B Jawa Bali Transmission and Load Dispatching Center (Penyaluran Dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali)
PJB PLN Java Bali Power Company (PT Pembangkitan Jawa-Bali)
PLN Indonesia Electricity Corporation (Perusahaan Umum Listrik Negara PERSERO) PLTA Hydro Power Plant
PLTD Diesel Power Plant PLTG Gas Turbine Power Plant PLTGU Combined Cycle Power Plant PLTP Geothermal Power Plant PLTU Steam Power Plant POH Planned Outage Hours RH Re-heater
RKL / UKL Environmental Management Plan RLA Remaining Life Assessment RPL / UPL Environmental Monitoring Plan RSH Reserve Shutdown Hours
Rp. Indonesian monetary unit (1 US$ = 9,000 Rp. in 2005) SCADA Sequential Control and data Acquisition System
SH Super Heater
SH Service Hours
TIT Turbine Inlet Temperature
UBP Generation Business Unit (Unit Busnis Pembangkitan)
WB World Bank
WSS Weekly Start and Stop
WW Water Wall
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 106 British Thermal Unit (MM = 106)
MMSCF 106 Standard Cubic Feet (MM = 106) mmscfd Million Standard Cubic Feet per Day MSCF 103 Standard Cubic Feet (M = 103) 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
- i - 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ファイナルレポート - ii - 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
- iii - ファイナルレポート 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
ファイナルレポート - iv -
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 Summary of Performance and Capacity Data of Objective 12 Thermal Power Stations
Table 3.1-2 Capacity Data Summaries of 12 Thermal Power Stations Table 3.1-3 Capacity Derating Summaries on PLTGUs/PLTGs Table 3.1-4 Main Features for Muara Tawar (PJB) Power Station Table 3.1-5 Main Features for Gresik Power Station
Table 3.1-6 Main Features for Paiton Power Station Table 3.1-7 Main Features for Perak Power Station
Table 3.1-8 Main Features for Tanjung Priok Power Station Table 3.1-9 Main Features for Muara Karang Power Station Table 3.1-10 Main Feature for Tambak Lorok Power Station Table 3.1-11 Main Features for Grati Power Station
Table 3.1-12 Main Features for Suralaya Power Station Table 3.1-13 Main Features for Pesanggaran Power Station Table 3.1-14 Main Features for Gilimanuk Power Station Table 3.1-15 Main Features for Pemaron Power Station
Table 3.1-16 (1) Original Proposals of Rehabilitation, Modification and Repowering Plans for IP Table 3.1-16 (2) Original Proposals of Rehabilitation, Modification and Repowering Plans for PJB Table 3.1-17 Additional Proposals of Oil Reduction Plans
- v - ファイナルレポート
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 Final Plans for Further Study at 2nd Steering Committee Table 4.1-2 UBP Semarang: Thermal Power Station and Power Units Table 4.1-3 UBP Perak/Grati: Thermal Power Station and Power Units Table 4.1-4 UBP Bali Power Units List
Table 4.1-5 Outline of Proposed Plans Table 4.1-6 Results of Economic Analysis Table 4.1-7 Result of Financial Analysis Table 4.1-8 Measures toward Implementation
Table 4.1-9 Economic Comparison & Financial Analysis for Proposed Repowering Plans Table 4.1-10 Economic Analysis for Each Power Station Basis
Table 4.1-11 Economic Analysis for Oil Reduction Plan Table 4.1-12 Financial Analysis for Each Power Station Basis Table 4.1-13 Financial Analysis for Oil Reduction Plan
Table 4.1-14 (1) Scoping Results of the Repowering Plan in Tambak Lorok Thermal Power Station Table 4.1-14 (2) Scoping Results of the Repowering Plan in Grati Thermal Power Station Table 4.1-14 (3) Scoping Results of the Repowering Plan in Gilimanuk Thermal Power Station Table 4.1-15 (1) Scoping Results of the Improvement Plan in UBP Semarang
ファイナルレポート - vi -
Table 4.1-15 (3) Scoping Results of the Improvement Plan in UBP Bali
Table 4.1-16 (1) Draft Outline of KA-ANDAL for Repowering Plan (Tambak Lorok Power Station) Table 4.1-16 (2) Draft Outline of KA-ANDAL for Repowering Plan (Gilimanuk Power Station) Table 4.2-1 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
- vii - ファイナルレポート
List of Figures
Figure 1.2-1 Location of Objective Power Station and 500kV Transmission Line
Figure 2.1-1 Southerly 500 kV Transmission Line Figure 2.2-1 Trend of Fuel Oil Prices For HSD and MFO
Figure 2.6-1 (1) Organization Chart for Ministry Energy and Mineral Resources Figure 2.6-1 (2) Organization Chart for MEMR (Environmental Section) Figure 2.6-2 Involvement Procedure for Public Process of AMDAL
Figure 2.6-3 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 Gilimanuk Power Station Layout Figure 4.1-2 UBP Semarang Three Power Stations Figure 4.1-3 Grati Power Station Layout
Figure 4.1-4 UBP Bali Three Power Stations and Submarine Cables
Figure 4.1-5(1) Topography of Power Plant in Surrounding (Tambak Lorok Power Station) 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)
Figure 5.1-1 Comparison with NERC for EAF (Gresik power station) Figure 5.1-2 Flowchart of Maintenance Optimization Program at PJB
Figure 5.1-3 Result of the Assessment (quoted from P17-Plant Assessment Gresik) Figure 5.1-4 Asset Management Performance Meter for Gresik
Figure 5.2-1 Measurement Points
Figure 5.2-2 Measurement Flow for Key Inspecting System Figure 5.2-3 Flow of Inspection Procedure
Figure 5.4-1 Relationship between Power Utility Companies and METI in Japan
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)
Suralaya Conventional Coal 400MW×4, 600MW×3 3,400 Conventional MFO 50MW×2
C.C. Gas/HSD (130MW×3 + 200MW) × 2 BL. Tanjung Priok
Gas Turbine Gas/HSD 26MW×2 1,430 Conventional MFO 50MW×2 + 200MW Tambak Lorok C.C. Gas/HSD (109.65MW×3 + 188MW) × 2BL. 1,334 C.C. Gas/HSD 100.75MW×3 + 159.58MW Grati Gas Turbine HSD 100.75MW×3 764
Perak Conventional MFO 50MW×2 100
Gas Turbine HSD 21.35 + 20.10 + 42.00×2 Pesanggaran
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 IP Soedirman Hydro － 60.30 × 3 180.9 Conventional Gas/MFO 100MW×3 + 200MW×2 Muara Karang C.C. Gas/HSD 107.86MW×3 + 185.10MW 1,209 Conventional Gas/MFO 100MW×2 + 200MW×2 Gresik 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
PJB
Sutami Hydro － 35MW×3 105
Note: HSD means High Speed Diesel Oil, MFO means Marine Fuel Oil. C.C. means Combined Cycle.
(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 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 7
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 .2
4
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
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
Ge ne ration by Fue l O rigin (Java-Bali Re gion) 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 80,000 90,000 100,000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Ye ar G en e ra ti o n (G W h )
Coal Hydro Gas Geothermal Oil Uranium
Generation by Fuel Origin (Whole Indonesia)
0 20,000 40,000 60,000 80,000 100,000 120,000 140,000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Year G en er ati on (G Wh )
Coal Hydro Gas Geot hermal Oil Uranium
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
0 2,000,000 4,000,000 6,000,000 8,000,000 10,000,000 12,000,000 14,000,000 16,000,000 18,000,000 2000 2001 2002 2003 2004 Year Coal: t on, HS D & MFO: K ilo L iter 0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 Gas (MMS CF)
HSD MFO Coal Gas
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
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
2.1.2. 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
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 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。 1 ,650 2, 05 0 2, 05 0 2, 03 0 1, 79 0 1, 70 0 1, 71 0 1, 88 0 1, 9 50 1, 89 0 1, 99 0 2, 05 0 2, 05 0 2, 05 0 2, 05 0 2, 05 0 2, 05 0 2, 05 0 2, 05 0 2, 05 0 2, 05 0 2, 05 0 2, 05 0 2, 05 0 2, 05 0 2, 66 0 2, 66 0 5, 24 0 5, 13 0 5, 13 0 5 ,780 5,94 0 5 ,180 4, 81 0 5, 02 0 4, 90 0 4, 98 3 1, 56 0 1, 60 0 1, 60 0 1, 58 0 1, 56 0 1, 56 0 1, 57 0 1, 60 0 1, 56 0 1,89 0 1, 56 0 1, 56 0 1, 56 0 1, 56 0 1, 56 0 1, 59 0 1, 60 0 1, 60 0 1, 60 0 1, 60 0 1, 60 0 1, 60 0 1, 60 0 1, 60 0 1, 60 0 2, 30 0 2, 30 0 2, 90 0 3, 1 50 3, 1 50 3, 1 50 3, 81 0 3, 87 0 3 ,680 3 ,480 3, 3 80 3,60 3 3, 67 2 4 ,560 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 03.0 2.01 03.0 4.01 03.0 6.01 03.0 8.01 03.10 .01 03.1 2.01 04.0 2.01 04.0 4.01 04.0 6.01 04.0 8.01 04.1 0.01 04.12 .01 05.0 2.01 05.0 4.01 05.0 8.01 05.1 0.01 05.1 1.01 06.01 .01 06.0 3.01 Date(yy/mm/dd) F u el P ri ce (R p /L it er) HSD MFO
Source: PERTAMINA Homepage
Figure 2.2-1 Trend of Fuel Prices for HSD and MFO
2.2.2. 天然ガス 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。
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 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 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 West Java 1 750 80 80 80 80 80 80 80 80 West Java 2 750 80 80 80 80 80 80 80 450 490 528 770 890 890 890 890 890 890 890 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 23 143 143 143 143 143 143 143 143 143 143 143 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
903 943 981 1,283 1,403 1,503 1,503 1,503 1,503 1,503 1,503
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
? 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
-538 -428 -321 -269 -226 -120 -110 -118 -175 -257 -269 G a s S u p p ly ( m ms cf d ) BP ONWJ SANTOS
Grand Balance in Java-Bali Region
J AW A T IM U R J AW A BAR AT JA W A TE N G A Year
Existing Power Plant Sub Total Demand
JA W A TE N G A H G as D e man d ( mms cf d )
Grand Total Demand in Java-Bali Region
Contracted
Existing Power Plant
New Power Plant
JA W A T IM U R
Plan Power Plant Project Sub Total Demand
JA W A B A R A T 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。
Table 2.3-1 Profit and Loss Statement of PLN
Year 2004 Year 2003 Year 2002 Year 2001
Revenue
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
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。
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
732 508
Minority Interest in Net Income of Consolidated Subsidiaries
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。
Table 2.3-3 Profit and Loss Statement of IP
Description (in Billion Rp.) 2004 2003
Revenues
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
2,406 1,172
Minority Interest Net Income of Consolidated Subsidiaries
0 1
Net Income 2,406 1,174
Source; Annual Report of Indonesia Power Income Statement provided on July 17, 2006
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 Current Situation for Remaining Life Assessment and Performance Assessment Commis sioning Operating Time Power Station Unit Capacity (MW) yy.mm 2006.2 base
Remaining Life Assessment & Performance Assessment 取替状況 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 Suralaya 7 TU 600 1997.12 8Y 2M
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,
・ 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 Tanjung Priok 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.
Tambak Lorok
3 TU 200.0 1983.07 22Y 7M ・ 3UBo finish repla.
Plan to gas using
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)
SH, WW, Burner, 2005.11 ~ 12 IP
Perak
4 TU 50.0 1978.07 27Y 7M Thermal Performance Test Report SH, WW, Burner
2005.9 ~ 10 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 Muara Karang 5 TU 200.0 1982.06 27Y 8M
Remaining Lfe Assessment of Boiler #4 & #5, No.189.BKIT.421A.2004
(2004, LITBANG)
Conversion to C.C and gas firing 1 TU 100.0 1981.08 24Y 6M 2 TU 100.0 1981.11 24Y 3M 3 TU 200.0 1988.03 17Y11M Gresik 4 TU 200.0 1988.07 17Y 7M
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)
・ 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 1 TU 400.0 1994.04 11Y10M PJB Paiton 2 TU 400.0 1993.11 12Y3M
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)
