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ファイナルレポート（メイン）第 4 章水力発電ポテンシャル

JICA インドネシア国 4-1 2011 年 8 月水力開発マスタープラン調査

第4章水力発電ポテンシャル

4.1 概要

本調査は MEMR ならびに PLN から提供されたリスト（2009 年 3 月 2 日付議事録を参照）に記さ

れた水力発電ポテンシャル地点を対象とする。同リストは以下の構成となっている。

- HPPS2（第 2 次包蔵水力調査）で 3 次スクリーニングを通過した案件

- HPPS2 でスクリーニングされたジャワの揚水案件

- HPPS2 でスクリーニングされたが、最終的に小水力として棄却された案件

- 詳細設計、FS、PreFS が終了している案件

更に 1) 貯水池式から流れ込み式への変更、2) 既設発電所の増設、3) スマトラの揚水を検討対象

に加えた。

4.2 HPPS2 で 3 次スクリーニングを通過した案件

1983 年実施の HPPS（第１次包蔵水力調査）では 1,275 地点の水力発電ポテンシャルが確認され、

その内の 363 地点が比較的有望な地点として選ばれた。更にその内の 125 地点が最も有望なポテ

ンシャルとして抽出されたが、その内訳は貯水池式が 85 地点に対し、流れ込み式が 40 地点であ

った。

1999 年に HPPS2 が実施された際、上記 363 地点の内 55 地点が既に次段階以降（PreFS、FS、詳

細設計、工事あるいは竣工）に進んでいた。

HPPS2 では 38 地点のポテンシャルを棄却し、あらたに 67 地点を追加した。その結果上記の次段

階に進んだ地点を除く 1,249 地点のポテンシャルを確認した。

上記 1,249地点の内、338地点が比較的有望なポテンシャルとして 1次スクリーニングを通過した。

更に環境影響、地質、設備容量の観点から 247 地点が 2 次スクリーニングを通過した。同 2 次ス

クリーニングでは棄却された案件は以下の通りである。



- 保全林 (conservation forest)を 10 ha 以上水没させる案件

- 1,000 世帯以上の移転をともなう案件

- 大規模な断層（Great Sumatra Fault Zone あるいは Palu Fault Zone）に位置する案件

- 規模が 10MW を下回る案件

上記の 247 地点に対し概略設計と主要工種の数量計算、工事単価の見直しを行い、経済性の確認

を行った。その結果 115 地点（内、1 地点は東チムールに位置する）最も有望なポテンシャルと

して 3 次スクリーニングを通過した。その内訳は貯水池式が 35 地点、流れ込み式が 78 地点、低

ダムを伴う流れ込み式が 1 地点、自然湖利用式が 1 地点である。

HPPS2 で 3 次スクリーニングを通過した案件のリストを表 4.2.1 に示す。

表 4.2.1 HPPS2 で 3 次スクリーニングを通過した案件

No. ID No. Name Province Type Installed Capacity

(MW)

Annual Energy (GWh)

1 1-190-13 Mamas-2 NAD ROR 51.0 327.7 2 1-192-04 Jambo Papeun-3 NAD ROR 25.4 206.1 3 1-204-05 Woyla-2 NAD RES 242.1 664.6 4 1-190-11 Ketambe-2 NAD ROR 19.4 124.9 5 1-205-09 Teunom-2 NAD RES 230.0 595.3 6 1-192-03 Kluet-1 NAD ROR 40.6 231.9 7 1-202-06 Meulaboh-5 NAD ROR 43.0 271.1 8 1-192-07 Kluet-3 NAD ROR 23.8 194.0 9 1-027-14 Ramasan-1 NAD RES 119.0 291.9

10 1-192-08 Sibubung-1 NAD ROR 32.4 207.3 11 1-201-03 Seunangan-3 NAD ROR 31.2 179.3 12 1-198-05 Teripa-4 NAD RES 184.8 503.6 13 1-205-10 Teunom-3 NAD RES 102.0 303.2 14 1-202-02 Meulaboh-2 NAD ROR 37.0 212.5 15 1-192-10 Sibubung-3 NAD ROR 22.6 144.9 16 1-186-01 Sirahar North Sumatra ROR 35.4 228.3 17 1-190-33 Ordi-1 North Sumatra ROR 40.8 263.0 18 1-190-40 Simanggo-1 North Sumatra ROR 44.4 285.8 19 1-190-21 Renun-3 North Sumatra ROR 19.8 127.8 20 1-190-32 Kumbih-3 North Sumatra ROR 41.8 269.6 21 1-190-41 Simanggo-2 North Sumatra ROR 59.0 366.9 22 1-183-01 Raisan-1 North Sumatra ROR 26.2 167.9 23 1-190-26 Gunung-2 North Sumatra ROR 22.6 145.3 24 1-178-03 Toru-2 North Sumatra ROR 33.6 237.1 25 1-190-24 Renun-6 North Sumatra ROR 22.4 144.8 26 1-184-05 Sibundong-4 North Sumatra ROR 31.6 203.6 27 1-190-34 Ordi-2 North Sumatra ROR 26.8 172.8 28 1-190-37 Ordi-5 North Sumatra ROR 26.8 173.7 29 1-055-02 Bila-2 North Sumatra ROR 42.0 300.6 30 1-190-35 Ordi-3 North Sumatra ROR 18.4 119.1 31 1-053-01 Silau-1 North Sumatra ROR 52.3 147.9 32 1-190-22 Renun-4 North Sumatra ROR 53.6 134.5 33 1-190-38 Siria North Sumatra ROR 43.9 105.8 34 1-178-07 Toru-3 North Sumatra RES 322.7 516.1 35 1-071-12 Sangir West Sumatra ROR 41.8 331.7 36 1-066-03 Sinamar-2 West Sumatra ROR 25.6 217.1 37 1-147-03 Air Tuik West Sumatra ROR 24.8 161.4 38 1-145-01 Sirantih-1 West Sumatra ROR 18.3 153.3 39 1-071-11 Batang Hari-4 West Sumatra RES 216.0 544.9 40 1-147-01 Taratak Tumpatih-1 West Sumatra ROR 29.6 192.6 41 1-066-02 Sinamar-1 West Sumatra ROR 36.6 254.9




(MW)

Annual Energy (GWh)

42 1-163-02 Masang-2 West Sumatra ROR 39.6 256.1 43 1-071-01 Gumanti-1 West Sumatra ROR 15.8 85.4 44 1-155-01 Anai-1 West Sumatra ROR 19.1 109.2 45 1-163-03 Masang-3 West Sumatra RES 192.0 473.0 46 1-066-16 Kuantan-2 West Sumatra RES 272.4 734.1 47 1-058-08 Rokan Kiri-1 West Sumatra RES 183.0 431.9 48 1-115-01 Mauna-1 Bengkulu ROR 103.0 814.0 49 1-136-02 Langkup-2 Bengkulu ROR 82.8 700.5 50 1-071-33 Merangin-4 Jambi RES 182.0 491.9 51 1-113-02 Padang Guci-2 Bengkulu ROR 21.0 145.1 52 1-074-17 Endikat-2 South Sumatra ROR 22.0 179.8 53 1-082-07 Semung-3 Lampung ROR 20.8 146.9 54 1-106-02 Menula-2 Bengkulu ROR 26.8 152.2 55 1-071-17 Tebo-2 Lampung ROR 24.4 188.7 56 3-043-52 Melawi-9 West Kalimantan RES 590.4 1,324.8 57 3-043-20 Mandai-5 Central Kalimantan RES 140.7 351.8 58 3-014-06 Boh-2 East Kalimantan RES 1,119.6 3,299.2 59 3-010-01 Kelai-1 East Kalimantan RES 952.8 2,106.4 60 3-004-20 Sesayap-20 East Kalimantan RES 949.2 2,633.3 61 3-004-11 Sesayap-11 East Kalimantan RES 624.0 2,035.3 62 3-003-03 Sembakung-3 East Kalimantan RES 572.4 1,268.3 63 3-004-15 Sesayap-15 East Kalimantan RES 313.2 956.7 64 3-014-13 Telen East Kalimantan RES 193.2 544.4 65 4-026-03 Poso-2 Central Sulawesi ROR 132.8 1,125.4 66 4-026-02 Poso-1 Central Sulawesi ROR 204.0 1,341.0 67 4-106-07 Lariang-7 Central Sulawesi RES 618.0 1,489.6 68 4-106-06 Lariang-6 Central Sulawesi RES 209.4 616.2 69 4-003-04 Bone-3 Gorontalo ROR 20.4 148.3 70 4-030-02 Bongka-2 Central Sulawesi RES 187.2 451.3 71 4-038-01 Solato Central Sulawesi ROR 26.6 176.1 72 4-106-08 Lariang-8 Central Sulawesi ROR 12.8 85.4 73 4-100-03 Karama-2 West Sulawesi RES 762.3 1,796.1 74 4-055-01 Tamboli South East Sulawesi ROR 20.8 150.1 75 4-100-01 Karama-1 West Sulawesi RES 800.0 2,147.1 76 4-095-06 Masuni West Sulawesi RES 400.2 930.2 77 4-073-04 Mong South Sulawesi RES 255.6 618.9 78 4-093-13 Bonto Batu South Sulawesi RES 228.3 560.2 79 4-056-01 Watunohu-1 South East Sulawesi ROR 57.0 309.0 80 4-047-01 Lalindu-1 South East Sulawesi RES 193.6 544.1 81 4-057-03 Pongkeru-3 South East Sulawesi RES 227.6 556.6 82 14-002-02 Mala-2 Maluku ROR 30.4 209.0 83 14-002-01 Mala-1 Maluku RES 27.8 65.4 84 14-012-01 Tala Maluku RES 51.4 122.7 85 13-004-01 Tina Maluku ROR 22.8 156.7 86 5-042-02 Warasai West Irian Jaya ROR 231.9 1,314.0 87 5-013-06 Jawee-4 West Irian Jaya ROR 152.6 1,308.6 88 5-043-07 Derewo-7 West Irian Jaya ROR 148.8 1,180.5 89 5-013-05 Jawee-3 West Irian Jaya ROR 147.2 1,163.6 90 5-013-07 Endere-1 West Irian Jaya ROR 144.8 1,033.5 91 5-013-08 Endere-2 West Irian Jaya ROR 87.0 727.8 92 5-043-06 Derewo-6 West Irian Jaya ROR 170.0 1,128.4 93 5-013-04 Jawee-2 West Irian Jaya ROR 94.2 755.9 94 5-006-08 Baliem-7 Papua ROR 97.8 834.7 95 5-006-06 Baliem-5 Papua ROR 189.2 1,401.4 96 5-036-12 Waryori-4 West Irian Jaya ROR 94.2 598.8 97 5-042-01 Ulawa West Irian Jaya ROR 34.6 194.6 98 5-037-91 Gita/Ransiki-1 West Irian Jaya LOT 56.2 136.2 99 5-006-07 Baliem-6 West Irian Jaya ROR 88.2 754.2

100 5-032-03 Kladuk-2 West Irian Jaya RES 229.0 567.4 101 5-015-05 Titinima-3 West Irian Jaya ROR 55.6 402.2 102 5-020-01 Maredrer West Irian Jaya ROR 8.7 62.4




(MW)

Annual Energy (GWh)

103 5-026-01 Muturi-1 West Irian Jaya ROR 45.8 288.3 104 5-043-09 Siewa-1 West Irian Jaya ROR 58.4 330.5 105 5-006-09 Baliem-8 Papua ROR 138.4 1,007.0 106 9-011-01 Parainglala West Nusa Tenggara ROR 14.9 85.6 107 Be Lulic-1 East Timur 108 9-012-01 Watupanggantu West Nusa Tenggara ROR 7.1 40.5 109 9-001-01 Karendi-1 West Nusa Tenggara RES 21.4 49.5 110 7-015-01 Teldewaja Bali ROR 7.0 44.2 111 9-005-02 Kambera-2 West Nusa Tenggara RES 65.4 154.0 112 10-003-02 Wai Ranjang West Nusa Tenggara ROR 9.3 53.1 113 2-057-17 Kesamben East Java LHD 16.7 99.0 114 2-050-01 Rowopening Central Java ROR 19.6 138.4 115 2-108-01 Cibareno-1 Banten ROR 17.5 117.0 116 2-207-01 Cimandiri-1 West Java ROR 24.4 167.5

脚注: ROR：流れ込み式、 RES：貯水池式、 LOT = 自然湖利用式、 LHD：小規模ダム付き流れ込み式、NAD：

アチェ州

出典: HPPS2 (1999).

上表より以下が読み取れる。

- 案件数を見ると全体のほぼ半分（115 地点の内の 55 地点）をスマトラの案件が占めている。

またスマトラの案件の内、半分以上（55 地点の内の 34 地点）がアチェあるいは北スマトラ

の案件となっている。

- スマトラの案件のほとんど（55 地点のうちの 44 地点）が 10~40 MW クラスの流れ込み式水

力である。

- カリマンタンの案件は全てが大規模（数百 MW クラス）の貯水池式として計画されているが、

これは当該地の多くが緩い地形に覆われていることによる。

- スラウェシでは Poso 川に豊富な流れ込み式水力のポテンシャルがある他、西スラウェシに貯

水池式のポテンシャルが認められる。

- 西パプアとパプアには規模の大きな流れ込み式水力のポテンシャルが豊富にある。これらは

鉱業等による大規模需要が発生する場合、開発の可能性がある。

- ジャワには数件の案件しか確認されていない。.

表 4.1.1 に示す HPPS2 で 3 次スクリーニングを通過した 115 件の内、以下の 7 件が HPPS2 以降に

次段階に進んだ。

- Pre-F/S : Masang-3, Tamboli, Tala, Tina, Kambera-2, Wai Ranjang

- F/S : Kesamben

4.3 HPPS2 でスクリーニングされたジャワの揚水案件

HPPS2 ではジャワで 58 の揚水候補案件が確認された。これらにはその時点で FS が終了していた



Upper Cisokan ならびに PreFS が終了していた Cijulang-2 (Matenggeng) が含まれる。

HPPS2 では流域面積、落差、電力需要の分布、経済性の観点からこれらのスクリーニングを行い、

結果として表 4.3.1 に示す 10 の候補案件が抽出された。

表 4.3.1 HPPS2 でスクリーニングされたジャワの揚水案件

No. ID No. Name Province Installed Capacity

(MW)

Catchment Area (km2)

Max. Gross Head (m)

1 02-092-72-11 Cijulang-P/S-2 West Java 1,000 240 4842 02-103-71-11 Cibuni-P/S-1 West Java 1,000 80 4673 02-016-72-11 Upper Cisokan P/S West Java 1,000 366 2964 02-108-72-11 Cibareno-P/S-2 West Java 1,000 122 5005 02-107-71-11 Cikalong-P/S West Java 1,000 24 4976 02-050-71-11 Klegung-P/S Central Java 1,000 269 5437 02-090-76-11 Dolok-P/S Central Java 1,000 18 4708 02-090-71-11 Laban-P/S Central Java 1,000 35 3999 02-080-73-11 Grindulu-P/S-3 East Java 1,000 236 444

10 02-057-71-12 K. Konto-P/S East Java 1,000 239 512

出典: HPPS2 (1999)

HPPS2 の終了後、Upper Cisokan は施工段階に入った。

4.4 HPPS2 でスクリーニングされた 5-10MW クラスの案件

HPPS2 では 10MW 以下の案件は規模が小さすぎるとの理由により 2 次スクリーニングで棄却され

た。表 4.4.1 にその一覧を示す。

表 4.4.1 HPPS2 でスクリーニングされた 5-10MW クラスの水力


(MW) 1 01-019-05-2 Baleg NAD ROR 8.7 2 01-190-04-2 Pantan Dadalu-1 NAD ROR 7.3 3 01-027-01-2 Jambuaye-1 NAD ROR 7.2 4 01-190-29-2 Puncu NAD ROR 4.2 5 01-190-25-2 Gunung-1 North Sumatra ROR 8.0 6 01-184-01-2 Sibundong-1 North Sumatra ROR 9.9 7 01-184-02-2 Sibundong-2 North Sumatra ROR 9.7 8 01-040-09-2 Berkail-2 North Sumatra ROR 7.1 9 01-066-15-3 Kuantan-1 West Sumatra LHD 7.0

10 01-066-08-2 Lawas/Suo West Sumatra ROR 3.5 11 01-168-01-2 Bangis West Sumatra ROR 7.2 12 01-077-03-3 Besai-2 Lampung LHD 6.8 13 01-125-02-2 Nokan-2 Bengkulu ROR 7.2 14 01-111-04-2 Mantai Bengkulu ROR 9.7 15 01-109-01-2 Sanbat Kiri Bengkulu ROR 8.3 16 02-057-04-3 Tambak Sari East Java LHD 9.7 17 02-057-06-3 Blobo East Java LHD 8.3 18 02-059-01-2 Baung East Java ROR 7.0 19 02-057-05-3 Lumbang Sari East Java LHD 3.3 20 02-065-01-2 Wanasari East Java ROR 3.4 21 02-057-23-2 Upper Konto-2 East Java ROR 3.6 22 02-057-10-1 Lesti-3 East Java RES 6.6 23 02-044-01-2 Curug Sewu-1 Central Java ROR 5.2




(MW) 24 02-083-03-2 Bogowonto-2 Central Java ROR 5.1 25 02-083-04-2 Bogowonto-3 Central Java ROR 5.8 26 02-106-01-2 Ciletuh West Java ROR 8.9 27 02-104-01-2 Cikaso-1 West Java ROR 9.7 28 02-103-02-2 Cibuni-2 West Java ROR 6.8 29 04-040-11-2 Sumara Central Sulawesi ROR 8.2 30 04-128-04-2 Sawangan North Sulawesi ROR 9.0 31 04-125-02-2 Poigar-1 North Sulawesi ROR 6.4 32 04-093-11-2 Mataalo-1 South Sulawesi ROR 8.7 33 07-009-02-2 Daya-2 Bali ROR 4.3

脚注: ROR：流れ込み式、 RES：貯水池式、 LOT = 自然湖利用式、 LHD：小規模ダム付き流れ込み式、NAD：

アチェ州

出典: HPPS2 (1999).

上記の内、下記の 2 件は 10MW 以上への出力増が見込める為、更なる検討を行うこととした。

- Besai-2 は直上流でピーク対応の Besai-1 が運転している為、同発電所からの流量をそのまま

取水することにより 44 MW の規模で再計画し得る。

- Sawangan は Pre FS が終了し、16MW の設備容量で再計画された。

4.5 DD、FS、PRE FS が終了した案件

前述したとおり HPPS が抽出した水力ポテンシャルの内の 55 地点、ならびに HPPS で抽出された

のとは別の 31 地点が HPPS2 実施時迄に Pre FS、FS、DD、施工、あるいは運転の段階に進んだ。

HPPS 時に既に運転していた 22 地点を含め、HPPS2 で 108 地点が計画中あるいは既設の案件とし

て整理された。

HPPS2 時点で調査が実施された水力案件の一覧に 2010 年時点での現状を付記したものを表 4.5.1に示す。

表 4.5.1 HPPS2 時点で調査が実施された水力案件

No. Name Province Type Installed Capacity

(MW)

Annual Energy (GWh)

Status in HPPS2 (1999)

Current Status (2010)

- Sipansihaporas-1 North Sumatra RES 33 135 DD Completed - Sipansihaporas-2 North Sumatra ROR 17 69 DD Completed - Asahan-1 North Sumatra LHD 180 1,360 DD On-going - Asahan-3 North Sumatra ROR 174 1,477 DD On-going 1 Merangin-2 Jambi ROR 350 1,465 DD DD 2 Tampur-1 NAD RES 428 1,214 FS FS 3 Jambu Aye-8 NAD RES 160 650 FS FS 4 Wampu North Sumatra ROR 84 475 FS FS 5 Ketaun-1 Bengkulu RES 84 308 FS FS 6 Ranau South Sumatra LOT 60 146 FS FS 7 Teunom-1 NAD RES 24 212 Pre FS Pre FS 8 Aceh-2 NAD RES 7 64 Pre FS Pre FS 9 Peusangan-4 NAD ROR 31 234 Pre FS FS

10 Lawe Alas-4 NAD RES 322 1,549 Pre FS Pre FS 11 Toru-1 North Sumatra ROR 38 308 Pre FS Pre FS



No. Name Province Type Installed Capacity

(MW)

Annual Energy (GWh)

Status in HPPS2 (1999)

Current Status (2010)

12 Merangin-5 Jambi RES 24 197 Pre FS Pre FS 13 Bayang-1 West Sumatra ROR 13 71 Pre FS Pre FS 14 Bayang-2 West Sumatra ROR 31 203 Pre FS Pre FS 15 Lematang-4 South Sumatra RES 12 107 Pre FS Pre FS 16 Lasolo Central Sulawesi ROR 100 770 FS FS 17 Palu-3 Central Sulawesi LOT 75 510 FS FS 18 Bakaru (2nd) South Sulawesi ROR 126 471 FS DD 19 Poko South Sulawesi RES 233 760 FS FS 20 Malea South Sulawesi ROR 182 1,477 FS FS 21 Konaweha-3 Central Sulawesi RES 24 116 Pre FS Pre FS 22 Poigar-2 North Sulawesi ROR 25 149 Pre FS DD 23 Poigar-3 North Sulawesi ROR 14 99 Pre FS Pre FS 24 Batu South Sulawesi RES 271 1,740 Pre FS Pre FS 25 Maung Central Java RES 360 535 DD DD 26 Rajamandala West Java ROR 58 216 DD DD 27 Jatigede Wesy Java RES 175 777 DD DD 28 Cibuni-3 West Java RES 172 568 FS FS 29 Cipasang West Java RES 400 751 FS FS 30 Cimandiri-3 West Java RES 238 600 FS FS 31 Gintung Central Java RES 19 81 Pre FS Pre FS 32 Rawalo-1 Central Java LHD 0.6 5 Pre FS Pre FS 33 Cibuni-4 West Java RES 71 207 Pre FS Pre FS 34 Cikaso-3 West Java RES 30 189 Pre FS Pre FS 35 Grindulu-2 East Java RES 16 51 Pre FS Pre FS 36 Riam Kiwa South Kalimantan RES 42 152 DD DD 37 Pade Kembayung West Kalimantan RES 30 235 FS FS 38 Kusan-3 South Kalimanatan RES 68 101 FS DD 39 Amandit-2 South Kalimantan RES 2.5 20 Pre FS Pre FS 40 Kelai-2 East Kalimantan RES 168 1,103 Pre FS FS 41 Kayan-2 East Kalimantan RES 500 3,833 Pre FS Pre FS 42 Pinoh West Kalimantan RES 198 1,375 Pre FS Pre FS 43 Silat West Kalimanatan RES 29 130 Pre FS Pre FS 44 Ayung-1 Bali ROR 23 88 FS FS 45 Ayung-2 Bali ROR 19 52 FS FS 46 Ayung-3 Bali LHD 1.8 12 FS FS 47 Beburung West Nusa Tenggara ROR 22 91 FS FS 48 Putih-1 West Nusa Tenggara ROR 5.6 29 FS FS 49 Putih-2 West Nusa Tenggara ROR 4.1 22 FS FS 50 Putih-3 West Nusa Tenggara ROR 6.1 32 FS FS 51 Isal-2 Maluku RES 60 447 FS FS 52 Lamo-1 Maluku RES 5.7 25 Pre FS Pre FS 53 Warsamson West Irian Jaya RES 49 248 FS FS 54 Genyem Papua ROR 23 68 FS On-going

脚注: 1) ROR：流れ込み式、 RES：貯水池式、 LOT = 自然湖利用式、 LHD：小規模ダム付き流れ込み式、NAD：

アチェ州

2) Peusangan 1&2（現在進行中）は HPPS2 で “On-going”として扱われた。

出典: HPPS2 (1999)に基づき調査団作成

上記の半分以上の案件は貯水池式とて計画されている。

またAsahan 1, Wampu, Toru-1, Malea, ならびに Rajamandalaについては IPPによる案件実施が進め

られている。



4.6 本調査に含めた追加案件

(1) 貯水池式から流れ込み式への変更

貯水池式で計画されたものの河床勾配が 1:50 と急な場合には流れ込み式への変更がありうる。こ

れに該当する案件として表 4.2.1 より Bonto Batu を候補として選定した。

(2) 既設発電所の増設

既設発電所の増設候補案件として PLN からのヒアリングをも踏まえ Karangkates 増設を候補とし

て選定した。

(3) スマトラ揚水

環境負荷軽減の為、自然湖もしくは既存の貯水池を利用する案を考慮し、トバ揚水を候補として

選定した。.

ファイナルレポート（メイン）第 5 章水力開発計画の為の基礎データ


第5章水力開発計画の為の基礎データ

5.1 地形

(1) HPPS2 調査時の地形情報

下記の地域において 1:50,000 縮尺の地形図が BAKOSURTANAL もしくは JANTOP から発行され

ており、HPPS2 でのポテンシャル地点抽出ならびに評価に用いられた。

- Sumatra、Java-Bali、Sulawesi の全体

- 南 Kalimantan、中央 Kalimantan の東部、東 Kalimantan の南部、西 Kalimantan における Landak川流域周辺

西 Papua の限定的な箇所で 1:100,000 縮尺の地形図が用意された。上記以外の地域は 1:250,000 縮

尺の地形図でカバーされた。

(2) HPPS2 以降に利用可能となった地形図

HPPS2 以降下記の地図が新たに BAKOSURTANAL から発行された。

- Java-Bali、西及び東 Nusa Tenggara ：縮尺 1:25,000

- Kalimantan ：縮尺 1:50,000

- Papua ：縮尺 1:100,000

(3) Collection of New Topographic Maps

HPPS2 時に使用した地形図は PLN にて保管されたがその後所在不明となったため、本調査にて改

めて以下表に示す枚数の 1:50,000 ならびに 1:25,000 縮尺地形図を BAKOSURTANAL より入手し

た。

表 5.1.1 BAKOSURTANAL より収集した地形図の枚数

Province Scale Sheet Province Scale Sheet Nangroe Aceh Darussalam 1:50,000 13 East Kalimantan 1:50,000 2 North Sumatra 1:50,000 15 South Sulawesi 1:50,000 5 West Sumatra 1:50,000 2 Central Sulawesi 1:50,000 7 Bengkulu 1:50,000 1 West Sulawesi 1:50,000 3 Banten 1:25,000 6 Central Sulawesi 1:50,000 4 West Java 1:25,000 20 Gorontalo 1:50,000 1 Central Java 1:25,000 13 North Sulawesi 1:50,000 2 East Java 1:25,000 19 Total 113

出典：調査団



5.2 地質

5.2.1 情報の入手先

水力開発候補地点を評価する為に下記の地質情報・データを入手した。

- 第 2 次包蔵水力調査（HPPS2）時の基本地質図

- 最近発行された地質図

- 2005 年に発行された地震ゾー二ングマップ

- 既存地質調査及び研究レポート

収集した地質情報・データのリストを Volume III Supporting Report (1) Hydropower Development Master Plan に示した。

(1) 第 2 次包蔵水力調査（HPPS2）時の基本地質図

1999 年に実施した第 2 次包蔵水力調査では、鉱物エネルギー省の地質・鉱物資源総局地質研究開

発センター（Pusat Penelitian dan Pengembangan Geologi (P3G) (Department of Mines and Energy, Directorate General of Geology and Mineral Resources, Geological Research and Development Centre)より発行された地質図を収集した。これら基本地質図（1:250,000）のデジタル版もしくはハードコ

ピーを入手し候補地点の地質状況を確認した。

(2) 最近発行された地質図

第 2 次包蔵水力調査以降、鉱物エネルギー省の地質・鉱物資源総局地質研究開発センターが発行

したスケール 1:25 万の基本地質図の一部は、1:10 万の大スケールで改訂され再発行された。これ

らの地質図も収集し、第 2 次包蔵水力調査時の基本地質図と比較すると同時に候補地の地質状況

をより正確に確認した。

(3) 2005 年に発行された地震ゾー二ングマップ

2004 年の大地震以降、2005 年に水資源研究開発センター（Water Resource Development and Research Centre）は最新の地震ゾーニングマップを作成した。各地域の地震活動を評価するために、この地

震ゾーニングマップを入手し上記の地質図と共に使用した。

(4) 既存地質調査及び研究レポート

本調査における候補地は、詳細設計、FS ならびにプレ FS の終了した地点、ならびに既設水力開

発案件に含まれている。これらの既存ならび進行中の案件地点での地質調査報告書を収集し、上

記の収集した地質図と比較するとともに、候補地の地質状況をさらに確認した。



5.2.2 地質・地震に係る予備評価

(1) 概要

1996-99 年に実施した第 2 次包蔵水力調査では、全国 1,249 箇所の水力開発候補地をインベントリ

調査し、116 箇所の有望候補地を選定した。第 2 次包蔵水力調査の有望候補地選定は、主に経済

的妥当性や社会環境及び地質的な制約等に基づいて実施した。

水力開発計画の特徴として一般的に候補地の地質、地形、地震リスク及び水文状況に依存する。特に開発コストは、開発地点へのアクセスや、開発地点での地質ならび地震リスクに大きく影響さ

れる。従って、有望開発計画候補地の選定に当たっては、各候補地の地質ならび地震リスクを予

備的に評価し、開発コストに関わる地質及び地震リスクの基礎資料を作成した。

地質及び地震の予備評価は、主に上記の地質図、地震ゾーニングマップ及び既存地質調査報告書

などのレビューに基づくものである。本セクションでは、インドネシア国において各島の地域地

質をまとめ、地質及び地震の予備評価方法及び評価結果を示す。

(2) 地質面の予備評価

a) 既存の評価方法

水力開発地点では、基礎地盤の特性、強度、地盤の層厚、地盤弱面の傾斜方向、亀裂・割れ目状

況及び基礎地盤の透水性は、ダム形式や規模の決定に重要な要素となる。最も重要なのは、大断

層と活断層であり、水力開発計画の安全性に大きく影響を与える。したがって第 2 次包蔵水力調

査の 2 次スクリーニングにおける地質の予備評価基準は以下の通りである。

- スマトラ大断層（Sumatera Fault Zone）付近に位置している貯水池式の開発計画は候補地の選

択リストから除外

- パル断層ゾーン（Palu Fault Zone）付近に位置している貯水池式の開発計画は候補地の選択リ

ストから除外

その結果、これら断層帯付近に位置している 9 つの貯水池式の候補地点は、第 2 次包蔵水力調査

の 2 次スクリーニングより除外された。第 2 次包蔵水力調査時の地質評価基準は、表 5.2.1 に示し

ている。

表 5.2.1 第 2 次包蔵水力調査時の地質評価基準

Island Geological zone DS HRT ST PST TRT QA

Sumatra

A Barisan Range Tertiary and older rocks 1 2 2 2 1 2 B Barisan Range young volcanic products 2 3 2 3 1 2 C Lower hill zone out of Barisan Range 3 3 2 3 2 2 D Barisan Range Great Sumatra Fault zone 3 3 3 3 3 3

A Tertiary or older rocks 1 2 2 2 1 2 Java B Quaternary volcanic products 2 3 2 3 2 2

C Alluvial plain or limestone 3 3 3 3 2 2

Kalimantan A Paleozoic/Mesozoic Mountain Range 1 2 1 2 1 1 B Tertiary rocks 1 2 2 2 1 2 C Plio-Pleistocene soft rocks 2 3 2 3 2 3



D Limestone/Holocene sediments 3 3 3 3 2 3

Sulawesi

A Pre-Tertiary rocks/Intrusive rocks 1 2 1 2 1 1 B Paleogene to Miocene rocks 1 2 2 2 1 2 C Plio-Pleistocene rock or fault in older rock 2 3 2 3 2 2 D Palu fault/Limestone/Holocene sediments 3 3 3 3 2 3

Irian Jaya

A Paleogene or older rocks 1 2 2 2 1 2 B Neogene rocks 2 3 2 3 2 2 C Neogene rocks with large faults 3 3 3 3 2 2 D Quaternary sediments and limestone 3 3 3 3 3 3

A Pre-Tertiary rocks in the eastern part 1 2 2 2 1 2 Timor B Neogene and older rocks 3 3 2 3 2 2

C Quaternary and limestone 3 3 3 3 3 3 A Pre-Tertiary rocks 2 2 2 3 1 2

Sumba B Mio-Pliocene sedimentary rock 2 3 2 3 2 2 C Quaternary and limestone 3 3 3 3 3 3

Seram/Buru

A Paleogene/older rocks 1 2 2 2 1 2 A’ Paleogene rocks with faults 2 2 2 3 1 2 B Mio-Pliocene merange 3 3 3 3 2 2 C Quaternary and limestone 3 3 3 3 3 3

A Tertiary/older rocks/intrusives 1 2 2 2 1 2 Halmahera B Quaternary volcanic products 2 3 2 3 2 2

C Alluvial plain or limestone 3 3 3 3 2 2 注: 1) Madura, Bali, Lombok, Sumbawa and Flores における評価基準は Java と同様である； 2) DS=ダムサイト、

HRT=導水トンネル、ST=ヘッドタンク、 PST=水圧管路 l、 TRT=放水トンネル、 QA= ゴリサイトへのア

クセス、 RES=貯水池式；3) GSFZ =スマトラ大断層、 PFZ = パル断層ゾーン。

各地質帯において、ロックフィルダムを想定して、ダム基礎、導水トンネル、サージタンク、水

圧管・トンネル、放水トンネルおよび原石サイトへのアクセス等項目に対して、下記の条件から

地質的適切性を評価した。

- ポイント 1: 非常に良い

- ポイント 2: 良い

- ポイント 3: 実施可能

b) 本調査の評価基準

本調査の地質予備評価基準は、評価の一貫性を確保するため、基本的に第 2 次包蔵水力調査時の

地質評価基準とほぼ同様であるが、一部に変更された。表 5.2.2 は本調査での一般的な地質予備評

価基準を示している。また表 5.2.3 は各地域の地質予備評価基準を島別に示している。

表 5.2.2 一般的な地質予備評価基準

General geological zone DS RES HRT ST PST TRT QA Geological class

A Tertiary and Pre-Tertiary rocks or/and plutonic igneous rocks 1 1 2 2 2 1 2 Very Good



B Quaternary volcanic rocks or/and Tertiary soft rocks 2 2 3 2 3 1 2 Good

C Quaternary sediments or limestone, rocks or sediments with major faults 3 3 3 2 3 2 2 Acceptable

注：表中の略称は表 5.4.1 の略称と同様。

表 5.2.3 島別の地質予備評価基準

Island Geological zone DS RES HRT ST PST TRT QA

Sumatra

A Barisan Range Tertiary or/and Pre-Tertiary rocks 1 1 2 2 2 1 2

B Barisan Range Quaternary volcanic rocks 2 2 3 2 3 1 2 C Quaternary sediments or rocks with GSFZ 3 3 3 2 3 2 2

A Tertiary and Pre-Tertiary rocks 1 1 2 2 2 1 2 Java B Quaternary volcanic rocks 2 2 3 2 3 1 2

C Quaternary sediments or limestone 3 3 3 2 3 2 2

Kalimantan A Tertiary and Pre-Tertiary rocks 1 1 2 2 2 1 2 B Tertiary to Quaternary soft rocks 2 2 3 2 3 1 2 C Quaternary sediments or limestone 3 3 3 2 3 2 2

Sulawesi

A Tertiary and Pre-Tertiary rocks or plutonic igneous rocks 1 1 2 2 2 1 2

B Tertiary to Quaternary soft rocks 2 2 3 2 3 1 2

C Quaternary sediments or limestone or Rocks with PFZ 3 3 3 2 3 2 2

Irian Jaya

A Tertiary and Pre-Tertiary rocks 1 1 2 2 2 1 2 B Tertiary soft rocks 2 2 3 2 3 1 2

C Quaternary sediments or limestone or rocks with PFZ 3 3 3 2 3 2 2

A Tertiary and Pre-Tertiary rocks 1 1 2 2 2 1 2 Timor B Tertiary soft rocks 2 2 3 2 3 1 2

C Quaternary sediments or limestone 3 3 3 2 3 2 2 A Tertiary and Pre-Tertiary rocks 1 1 2 2 2 1 2

Sumba B Tertiary soft rocks 2 2 3 2 3 1 2 C Quaternary sediments or limestone 3 3 3 2 3 2 2

Seram/Buru A Tertiary and Pre-Tertiary rocks 1 1 2 2 2 1 2 B Tertiary soft rocks or rocks with faults 2 2 3 2 3 1 2 C Quaternary sediments or limestone 3 3 3 2 3 2 2

A Tertiary and Pre-Tertiary rocks 1 1 2 2 2 1 2 Halmahera B Quaternary volcanic rocks 2 2 3 2 3 1 2

C Quaternary sediments or limestone 3 3 3 2 3 2 2

注：表中の略称は表 5.4.1 の略称と同様。

表 5.2.2 に示すように、各候補地点の基礎地盤は、大きく 3 つのカテゴリ或いは 3 つの地質帯に分

類される。各地質帯は、それぞれ第 2 次包蔵水力調査時に定義された地質クラスに対応している。概念的にある一定のダム形式及び規模の水力開発計画に対して、「非常に良い」地質クラスであ

る候補地点では、計画施設の他に、地質的問題に対する追加エンジニアリングコストが必要とさ

れない。「良い」地質クラスである候補地点では、地質的問題を処理するため多少追加エンジニ

アリングコストが必要である。また「実施可能」地質クラスである候補地点では、地質的問題が

比較的に厳しいことからより多くの追加エンジニアリングコストが必要とされる。

c) 地質の予備評価結果

上記の表 5.2.3 に示す地質の予備評価基準に基づき、各候補地点を評価し、その評価結果は



Supporting Report (1) Hydropower Development Master Plan に示した。

本評価結果は、第 2 次包蔵水力調査時の地質評価結果と大きな相違がない。従い本評価結果

によって第二次包蔵水力調査時に想定された主要構造物の設計ならびに工事数量を変更する

必要性はないと判断された。

(3) 地震評価

構造物の耐震設計に必要な最大水平加速度を推定するため、耐震解析が必要である。本調査では、

2005年に水資源研究開発センターが作成した最新の地震ゾーニングマップを用いて耐震設計係数

を算出した。

図 5.2.1 はインドネシア国地震ゾーニングマップを示す。本調査では、福島と田中(1990)が提案さ

れた減衰モデルに基づき、地震加速度値は以下の方程式によって算出した。

vaZa cd ××=

ここに、

ad: 地表加速度（gal）

ac: 基本地震加速度(gal)

Z: ゾーン別補正係数

V: 地盤別補正係

一般的に設計水平地震度は次式より地震加速度から変換することができる。

980/maxARkh ×=

ここに、

kh: 設計水平震度

R: 換算率

Amax: 最大地震加速度(gal)、Amax = ad

各候補地点での最大地震加速度は、以下のステップに従って算出した。

a) まず地震ゾーニングマップにより、各候補地は異なった地震ゾーンに分類し、表 5.2.5 に示す

ように、各ゾーンの補正係数(Z)を決める。

b) 次は、基本地震加速度を決める。基礎岩盤が想定され、表 5.2.6 により基礎地盤の補正係数「v」は 0.8 とした。また、水資源開発計画の土木構造物は、500 年回帰年の確率最大加速度値 ac

が適切であると考えられ、ac値は 0.289g とした（表 5.2.4.）



c) 換算率(R)は経験的に 0.40～0.60 となるが、安全側に 0.60 とした。

d) 地震加速度値（kh）は、上記の方程式によって計算し、その計算結果は、さらに 4 つのグルー

プに分類された（表 5.2.7）

表 5.2.4 回帰期間と基本加速度

Return Period T (Year)

Acceleration ad (g)

10 0.127 20 0.155 50 0.196

100 0.227 200 0.255 500 0.289

1,000 0.313 5,000 0.364

10,000 0.385

出典: Indonesian Earthquake Zone Maps by Water Resource Development and Research Center in 2005

表 5.2.5 地震ゾーン及びゾーン別補正係数

Zone Zone Coefficient Z

A 0.0 – 0.3 B 0.3 – 0.6 C 0.6 – 0.9 D 0.9 – 1.2 E 1.2 – 1.4 F 1.4 – 1.6


表 5.2.6 基礎別補正係数

Foundation type Dominant Period Ts (sec)

Correction v

Rock Ts < 0.25 0.80 Diluvium 0.25 < Ts < 0.50 1.00 Alluvium 0.50 < Ts < 0.75 1.10 Soft Alluvium Ts > 0.75 1.20


表 5.2.7 地震加速度計算結果

Zone Earthquake acceleration value Group A 0.04 0.10 B 0.08 C 0.12 0.15 D 0.17 020 E 0.19 F 0.22 0.25




本調査での地震リスクに対する予備評価は、インドネシアの地震ゾーニングマップに基づくもの

である。候補地点の大半は地震ゾーン D 及び E に位置している。

表 5.2.8 地震加速度の分布

A B C D E F Fukushima & Tanaka (1990) 14 4 19 109 94 14

Sumatera 0 0 3 24 64 11 Java 0 0 14 35 6 0 Kalimantan 14 3 1 0 0 0 Sulawesi 0 1 0 27 8 0 Irian Jaya 0 0 1 9 9 3 Others 0 0 0 14 7 0

(cf）Joyner & Boore (1993) 9 6 26 100 96 17

また、最近大地震が多く発生している事実を考慮して、プレ FS 段階における地震リスク評価は、

最大の地震動減衰特性による確率分析法で過去の地震データを基にして行うべきである。さらに

詳細な設計段階でも各地点での地震安定性に対しては、ダイナミックな耐震解析を用いて確認す

るべきである。

インドネシアでは最近に大きな地震が数回発生した。2004 年 12 月 26 日にマグニチュード M9 を

超えるような大地震がスマトラ北部からアンダマン間に、続いて 2005 年 3 月にニアス島付近(スマトラ西北部)に、2006 年 7 月に Pangandalan (南ジャワ)、また 2007 年 9 月にベンクウルー(スマ

トラ西北部)に発生した。これらの地震はスンダ海溝に沿って発生したものである。また内陸タイ

プの地震も 2006 年 5 月にジョクジャカルタ付近に発生した。

表 5.2.8 に示すように、インドネシア全国にわたり、福島・田中(1990)と Joyner・Boore (1993)の減衰モデルによる地震加速度の分布については大きな違いが見られなかった。



(a) Modified from Fukushima & Tanaka (1990)

(b) Modified from Joyner & Boore (1993)

出典: Water Resource Development and research Centre (2005)

図 5.2.1 インドネシア国地震ゾーニングマップ



5.3 水文気象

5.3.1 情報の入手先

(1) 流量資料

1) HPPS2 にて収集したデータ

インドネシアでは長期流量資料の収集が難しいため、HPPS2 においては比較的長期間の

資料が存在する流量観測所を Key Stream Gauge として位置づけ、周辺の流量観測所から

の相関により長期月流量資料を作成している。Key Stream Gauge はインドネシア全土で

43 観測所となっており、データソースは以下の 3 つである。

Pusat Penelitian dan Pengembangan Sumber Daya Air (PUSAIR); 公共事業省の下部機関

であり、全国の流量資料の収集・整理を実施している。

PLN-LMK Observation Network; 本業務のカウンターパートであるインドネシア国有

電力会社（PLN）が独自に整備した雨量・流量・水位観測所網である。PLN の研究

所である PLN-LITBANG が窓口となっている。

プロジェクトレポート; 上記の PUSAIR および PLN の流量資料のみではインドネシ

ア全土をカバーできなかったため、水力開発や水資源開発等のプロジェクトにおい

て推定された流量が引用された。

2) 資料収集

Key Stream Gauge の流量データについて、HPPS2 以降のデータを収集した。資料収集は

PUSAIR および PLN-LITBANG より行った。

43 観測所のうち 31 観測所について PUSAIR の観測所 ID が割り当てられている。このう

ち 27 観測所について日流量資料を入手した。

43 観測所のうち 5 観測所について PLN の観測所 ID が割り当てられている。このうち 2観測所について日流量資料を、2 観測所について日水位資料を入手した。なお、PLN の

観測所については、1993 年に水文観測業務が地方移管されたことに伴いデータ収集が滞

っているとのことである。現在は西ジャワ州および西スマトラ州にて一部観測所のデー

タが提供されているのみである。

43 観測所のうち 9 観測所については、プロジェクトレポートより引用されている。これ

らについては上記の PLN 観測データと同様に、PLN の研究所である PLN-LITBANG の協

力によりデータ収集を試みたが、HPPS2 時点と同じ地点のデータは得られず、近傍の PLN観測所のデータのみ入手できた。



3) 水文資料の蓄積状況

Key Stream Gauge はインドネシア国全土で 43 観測所であるが、このうち本検討にお

いては 29 観測所の資料を入手できた。収集した Key Stream Gauge の一覧を表 5.3.1に示す。

(2) 雨量資料

1) HPPS2 にて収集したデータ

HPPS2 においては、Key Stream Gauge のうち 20 観測所について流域内の雨量資料を収集

し、流域平均雨量を算出している。残りの 23 観測所については十分な雨量資料が存在し

ない。

2) 水文資料の蓄積状況

Key Stream Gauge 周辺雨量観測所について、HPPS2 以降の雨量資料を収集した。資料収

集は Badan Meteorologi Klimatologi dan Geofisika (BMKG)より行った。また、HPPS2 にお

いて構築されたHydro-Inventory Database (HIDB)に蓄積されている雨量資料についてもあ

わせて整理した。観測所一覧を表 5.3.2 及び 5.3.3 に示す。観測データは Volume III Supporting Report (1) Hydropower Development Master Plan に付す。

5.3.2 低水流量の予備評価

(1) 低水流量評価

1) 評価手法

HPPS2 では Key Stream Gauge の月流量資料を、周辺の流量観測所資料により補間したう

えで、Synthetic Flow Analysis により 30 年間の流量データに引き伸ばしている。引き伸

ばした流量データより無次元化した流況を作成し、各プロジェクトサイトでの流域面積

および流域平均雨量を用いて流況を作成できるようにしている。

本業務では HPPS2 時点からの流量もしくは雨量の変化率を算出することにより、Key Stream Gauge の評価を行った。

2) 流量による評価

a) 月平均流量の算出

今回収集したデータは日流量データであったため、月平均流量を算出した。算出にあた

っては、観測日数が 15 日以下の月については欠測とし、16 日以上の観測日数のある月

について平均流量を算出することとした。

b) HPPS2 時点での低水流量と今回追加流量による比較

今回収集した流量資料を用いて、HPPS2 時点での低水流量に対する評価を行う。評価式

を以下に示す。



)()(

AH

AAHHNN

NQNQQ +∗+∗=

1−=HQ

QRc

ここに、Q：評価流量、 HQ ：HPPS2 時点での年平均流量、 AQ ：今回収集資料より算

出した年平均流量、 HN ：HPPS2 時点での観測年数、 AN ：今回収集資料の年数、 Rc ：

変化率である。

評価結果を Table 5.3.4 に示す。

3) 雨量による評価

流量による評価では 43 の Key Stream Gauge のうち 23 観測所の評価を実施したが、残り

の 20 観測所については評価に必要となる流量資料が存在しない。そこで、20 観測所の

うち 7 観測所においては雨量資料が存在するため、雨量による評価を実施した。

HPPS2 では以下の 2 手法により流域平均雨量を算出している。

流域内もしくは近傍に雨量観測所がある場合は単純平均法により流域平均雨量を算

出する。

流域内および近傍に雨量観測所がない場合は等雨量線図により流域平均雨量を算出

する。

ここでは単純平均法により流域平均雨量が算出されている Key Stream Gauge について雨

量資料を追加し、流域平均雨量の変化率を算出した。評価式を以下に示す。

)()(

iAiH

iAiAiHiHi NN

NRNRR +∗+∗=

1−=iH

ii R

RRc

n

RcRc

n

ii∑

=

ここに、 iR ：観測所 i の評価雨量、 iHR ： HPPS2 時点での観測所 i の年雨量、 iAR ：今

回収集資料より算出した観測所 i の年雨量、 iHN ：HPPS2 時点での観測所 i の観測年数、

iAN ：今回収集資料の観測所 i の年数、 iRc ：観測所 i の変化率、 Rc ：流域平均雨量の

変化率、n ：今回資料収集した観測所数である。

4) 低水流量評価

低水流量の評価結果を表 5.3.5 に示す。なお、雨量資料を用いた評価は下式により実施し



た。

)1( +×= RcQQ H

ここに、Q：評価流量、 HQ ：HPPS2 時点での年平均流量、 Rc ：変化率である。

変化率は -10.8% から +7.7%の間で分布しており、概ねさほど大きな値ではない。従い

マスタープラン策定にあたり、今回の評価に基づき HPPS2 で設定された低水流量ならび

に電力量に修正を与える必要はないと判断した。

(2) 気候変動予測

気候変動に関する政府間パネル第 4 次評価報告書（IPCC AR4）によると、降雨・流出に関し

て以下の事象が予測されている。

ほとんどの地域で大雨の頻度が増加する可能性が非常に高い

干ばつの影響を受ける地域が増加する可能性が高い

インドネシア国での将来の河川流量に着目すると、下図に示すように年間流出量は若干の増

加が予測されている。

出典: IPCC AR4 SYR Figure3.5



表 5.3.1 Key Stream Gauges の一覧

Key Stream Gauges on HPPS2

No. Station NameGauge ID

by HPPS2Gauge ID by DPMA

Gauge ID by PLN

River Basin ProvinceSupplement ofMissing Data

Availablity Source

A. Sumatera1 Lhok Nibong 01-027-01-01 01-027-00-02 - Kr. Jambu Aye D.I. Aceh Surrouding Stations Available PUSAIR2 Stabat 01-040-01-01 01-040-00-01 - S. Wampu N. Sumatera Surrouding Stations Available PUSAIR3 Lb. Sipelanduk 01-055-03-02 01-056-00-01 - Bt. Pane N. Sumatera Surrouding Stations Available PUSAIR4 Lb. Bendahara 01-058-02-01 01-058-00-02 - S. Rokan Riau Surrouding Stations Available PUSAIR5 Tj. Ampalu 01-066-04-01 01-066-00-04 - Bt. Indragiri W. Sumatera Surrouding Stations Available PUSAIR6 Sungai Dareh 01-071-01-01 01-071-00-01 - Bt. Hari W. Sumatera Surrouding Stations Available PUSAIR7 Muara Inum 01-071-02-01 01-071-00-08 - Bt. Hari Jambi Surrouding Stations Available PUSAIR8 Martapura 01-074-01-01 01-074-00-44 - A. Musi S. Sumatera Project Report Available PUSAIR9 Banjarmasin 01-077-02-07 01-077-00-09 - W. TI. Bawang Lampung Surrouding Stations Available PUSAIR

10 Kunyir 01-080-01-04 01-080-00-07 - W. Sekampung Lampung Surrouding Stations Available PUSAIR11 Kp. Darang 01-001-01-01 01-001-00-03 - Kr. Aceh D.I. Aceh Surrouding Stations Available PUSAIR12 Tui Kareng 01-205-01-01 01-205-00-01 - Kr. Teunom D.I. Aceh Surrouding Stations Available PUSAIR13 Hp. Baru 01-178-01-01 01-178-00-02 - Bt. Toru N. Sumatera Surrouding Stations Available PUSAIR14 Air Batu 01-141-01-01 01-141-00-01 - Bt. Indrapura W. Sumatera Surrouding Stations Available PUSAIR15 Air Gadang 01-165-01-01 01-165-00-02 - Bt. Pasaman W. Sumatera Surrouding Stations Available PUSAIR16 Despetah 01-074-01-02 - 01-074-17 A. Musi Bengkulu Project Report Available PLN-LITBANG

B. Kalimantan17 Silat damsite - - - S. Kapuas W. Kalimantan Project Report Not Available -18 Kelai-2 damsite - - - S. Berau E. Kalimantan Project Report Not Available -19 Sei Langsat 03-026-01-01 03-026-00-01 - S. Martapura S. Kalimantan Project Report Available PUSAIR20 Panaan 03-027-07-02 03-026-00-45 - S. Barito C. Kalimantan Project Report Available PUSAIR

C. Sulawesi21 Tulabolo 04-003-01-01 - 04-003-01 S. Bone N. Sulawesi Surrouding Stations Not Available -22 Tincep 04-127-01-01 - 04-127-01 S. Munte N. Sulawesi Surrouding Stations Not Available -23 Palili 04-112-02-02 04-112-00-01 04-112-01 S. Palu C. Sulawesi Project Report Available PLN-LITBANG24 Gillirang 04-072-01-01 04-072-00-01 - S. Gillirang S. Sulawesi Project Report Available PUSAIR25 Bila 04-073-03-01 04-073-00-04 - S. Cenranae S. Sulawesi Project Report Available PUSAIR26 Likupande 04-083-01-01 04-083-00-01 - Jene Klara S. Sulawesi Surrouding Stations Available PUSAIR27 Bakaru 04-093-03-01 04-093-00-14 - S. Sadang S. Sulawesi Surrouding Stations Not Available -

D. Jawa28 Kebon Randu 02-107-06-01 02-107-02-05 - Cimandiri W. Jawa Surrouding Stations Available PUSAIR29 Cibuni-3 damsite - - - Cibuni W. Jawa Project Report Not Available -30 Rangkasbitong 02-006-01-02 02-006-03-02 - Ciujung W. Jawa Project Report Available PUSAIR31 Leuwi Goong 02-026-01-06 02-026-02-01 - Cimanuk W. Jawa Surrouding Stations Available PUSAIR32 Krangan-2 02-082-01-06 02-082-01-02 - K. Progo C. Jawa Surrouding Stations Available PUSAIR33 Banyumas 02-090-01-03 02-090-06-01 - K. Serayu C. Jawa Surrouding Stations Available PUSAIR34 Kaulon 02-057-01-08 02-057-03-05 - K. Brantas E. Jawa Surrouding Stations Not Available -35 Wonorejo 02-074-01-01 02-074-02-06 - K. Bondoyudo E. Jawa Surrouding Stations Available PUSAIR

E. Irian Jaya36 PLTM Werba - - - S. Werba Irian Jaya Project Report Not Available -37 PLTA Warsamson - - - S. Warsamson Irian Jaya Project Report Not Available -38 PLTA Genyem - - - S. Sermo Irian Jaya Project Report Not Available -

F. Bali39 Buangga 07-022-01-01 07-021-00-03 07-016-01 Tk. Ayung Bali Project Report Not Available -

G. Lombok

40 Santong 08-005-01-01 08-005-00-01 - K. SidutanW. NusaTenggara

Project Report Available PUSAIR

H. Halmahera41 PLTM Ira - - - A. Ira Maluku Project Report Not Available -

I. Seram42 PLTA Isal-2 - - - Wai Isal Maluku Project Report Not Available -

J. Timor43 PLTA Ira Lalaro - - - Ira Siquiro E. Timor Project Report Not Available -

Follow up in 2010



表 5.3.2 Key Stream Gauges 周辺の雨量計一覧 (1/2)

Region

No. Station Name Gauge ID byHPPS2 River Basin River C.A.

(km2) No. Station Name Gauge IDby BMG Availability Source

A. Sumatera 2 Stabat 01-040-01-01 S. Langkat S. Wampu 3,870 1 Selesai Available BMKG2 Kabanjahe3 Polonia 127I Available BMKG4 Bukit Lawang 133C Available BMKG5 Batan Serangan6 Bungara7 Marike 132D8 Padang Brahrang9 Turangi

10 Blang Kahan 129D Available BMKG11 Rambutan 140F Available BMKG12 Tanjung Kelling 133B

6 Sungai Dareh 01-071-01-01 Bt .Hari Bt .Hari 4,452 13 Muarah Labuh 2914 Surian 38B Available BMKG15 Sukarami 27A16 Sitiung 36B Available BMKG17 Pulau Punjung 49G18 Lubuk Gadang 3019 Huberta 28C Available BMKG

12 Tui Kareng 01-205-01-01 Kr. Teunom Kr. Teunom 2,403 20 Geumpang 104b Available BMKG21 Tangse 104a Available BMKG22 Blangpidie 97c Available BMKG23 Meulaboh 102

13 Hapesong Baru 01-178-01-02 Bt. Toru Bt. Toru 2,773 24 Batang Toru 8025 Tarutung 8426 Hutaraya 84C Available BMKG27 Sibolga 0210428 Baligi 86B Available BMKG29 Simangunban

B. Kalimantan 19 Sei Langsat 03-026-01-01 S. Martapura S. Riam Kiw 1,420 30 Lumpangi Kiri(Riam Kiwa damsite) 31 Rantau 306

32 Lampinit33 Tatakan34 Atayo 308D Available BMKG35 Ulin 308I Available BMKG, HIDB36 Lawa-Lawa 308K Available BMKG, HIDB37 Binuang 307B Available BMKG, HIDB38 Pengaron 307 Available HIDB

20 Panaan 03-027-07-02 S. Barito S. Tabalong 1,333 39 Hayap 29940 Tanjung 30141 Batu Mandi 303A42 Barabai 30543 Negara 305B Available BMKG44 Rantau 306

C. Sulawesi 22 Tincep 04-127-01-01 S. Munte S. Munte 54 45 Tondano 336 Available HIDB46 Tomohon 33847 Noongan 339A Available HIDB48 Tanawangko 341 Available HIDB

23 Palili 04-112-02-02 S. Palu S. Lindu 593 49 Donggala 363 Available HIDB50 Parigi 365 Available HIDB51 Poso 385 Available BMKG52 Lembasida 363G53 Una-Una 36654 Bila 399G Available BMKG

24 Gillirang 04-072-01-01 S. Gillirang S. Gillirang 230 55 Sakkoli 403D Available BMKG56 Barukku 399C Available BMKG57 Siwa 400B Available BMKG58 Panekei 400H59 Paria 404B Available BMKG

25 Bila 04-073-03-01 S. Cenranae S. Bila-Hilir 379 60 Enrekang 40061 Baraka 400F Available BMKG62 Barukku 399C Available BMKG63 Bila 399G Available BMKG64 Paria 404B Available BMKG65 Paneki 400H Available BMKG66 T. Tedong 403D

Rainfall Stations in/around Key Stream Gauges in HPPS2 (Monthly)Key Steam Gauge Rainfall Station

Follow up in 2010(monthly)



表 5.3.3 Key Stream Gauges 周辺の雨量計一覧 (2/2)

Region

No. Station Name Gauge ID byHPPS2 River Basin River C.A.

(km2) No. Station Name Gauge IDby BMG Availability Source

D. Jawa 28 Kebon Randu 02-107-06-01 Cimandiri Cicatih 486 67 Sukabumi 5768 Cikidang 1069 Tjipetir70 Sukamaju 1271 Cikembang 4572 Cibunar 36 Available BMKG73 Ubrug 45A Available BMKG74 Ciburayut 61

29 Cibuni-3 damsite - Cibuni Cibuni 1,124 75 Cimenteng 54C76 Sukanegara 9877 Pagelaran 109A Available BMKG78 Citambur 12979 Cibuni 133 Available HIDB80 Dinewati 6581 Agrabintana 114A Available BMKG, HIDB

30 Rangkasbitung 02-006-01-02 Ciujung Ciujung 1,383 82 Cilaki 43B Available BMKG83 B. Irigasi 44A Available BMKG84 Rangkasbitung 3785 Cikadu 37B Available BMKG86 Cimarga 37E Available BMKG87 Cisalak 37F88 Peudeuy 38A89 W. Guning 26C90 Padeglang 26

31 Leuwi Goong 02-026-01-06 Cimanuk Cimanuk 760 91 Pamegatan 213A Available BMKG92 K. Pawitan 205C Available BMKG93 Toragong 205B Available BMKG94 Sumedang 194 Available BMKG95 Ujungjaya 19396 Panjalu 223

32 Krangan -2 02-082-01-06 K. Progo K. Progo 423 97 Badran 8798 Plered 8899 Temanngung 86 Available BMKG

100 Seneng 80101 Pakis 98A Available BMKG102 Kebraman 79103 K. Angkrik 75

33 Banyumas 02-090-01-03 K. Serayu K. Serayu 2,632 104 B. Raden 25105 B. Sari 26106 T. Gering 26A Available BMKG107 Klampok 36B Available BMKG108 Adipala 44109 Rumput 46C110 K. Gesing 60

34 Kaulon 02-057-01-08 K. Brantas K. Brantas 2,620 111 Semen 153 Available HIDB112 Wlingi 164 Available HIDB113 Batu 7 Available BMKG, HIDB114 Singosari 51 Available HIDB115 Doko 165 Available HIDB116 Dampit 28 Available BMKG117 Kepanjen 39 Available HIDB

35 Wonorejo 02-074-01-01 K. Bondoyudo K. Bondoyu 314 118 Ranukiakah 180119 Widodoren 24120 Candipura 188121 G. Sawur 188B Available BMKG122 S. Jambe 209E123 Watu Urip 20

I. Seram 42 PLTA Isal-2 dams- Wai Isal Wai Isal 242 124 Manusela 485A Available HIDB125 Wahai 486 Available HIDB126 Riring 487C Available BMKG

J. Timor 43 PLTA Ira Lalaro d- Ira Siquiro Ira Siquiro 406 127 Tutuala 690C Available HIDB128 Los Palos 690B Available HIDB

Legend: BMKG (Badan Meteorologi Klimatologi dan Geofisika), HIDB (Hidro-Inventory Database in HPPS2)

Rainfall Stations in/around Key Stream Gauges in HPPS2 (Monthly) Follow up in 2010(monthly)Key Steam Gauge Rainfall Station



表 5.3.4 年平均流量と変化率

Region No. Station NameRunoff(m3/s)

Number of

Years

Runoff(m3/s)

Number of

Years

Runoff(m3/s)

Rate of

Change(%)

Sumatra 1 Lhok Nibong 175.7 21 241.2 3 183.9 4.7%2 Stabat 201.7 22 184.2 5 198.5 -1.6%3 Lb. Sipelanduk 28.4 20 - 0 28.4 0.0%4 Lb. Bendahara 141.5 19 120.0 5 137.0 -3.2%5 Tj. Ampalu 77.6 18 57.5 5 73.2 -5.6%6 Sungai Dareh 310.2 18 247.4 6 294.5 -5.1%7 Muara Inum 107.6 17 - 0 107.6 0.0%8 Martapura 225.0 25 183.3 2 221.9 -1.4%9 Banjarmasin 36.8 22 40.1 6 37.5 1.9%10 Kunyir 23.1 26 17.4 4 22.3 -3.3%11 Kp. Darang 33.1 16 31.1 3 32.8 -0.9%12 Tui Kareng 183.9 11 212.7 3 190.1 3.4%13 Hp. Baru 128.9 21 80.9 4 121.3 -6.0%14 Air Batu 31.3 20 41.7 6 33.7 7.7%15 Air Gadang 121.3 20 100.1 5 117.1 -3.5%16 Despetah 45.2 18 - 0 45.2 0.0%

Kalimantan 17 Silat damsite 73.7 15 - 0 73.7 0.0%18 Kelai-2 damsite 293.6 16 - 0 293.6 0.0%19 Sei Langsat 60.3 20 - 0 60.3 0.0%20 Panaan 45.6 27 26.3 5 42.6 -6.6%

Sulawesi 21 Tulabolo 60.6 9 - 0 60.6 0.0%22 Tincep 3.2 18 - 0 3.2 0.0%23 Palili 21.2 15 - 0 21.2 0.0%24 Gillirang 8.2 15 12.5 3 8.9 8.7%25 Bila 15.7 15 18.8 4 16.4 4.1%26 Likupande 15.5 12 11.3 8 13.9 -10.8%27 Bakaru 69.1 19 - 0 69.1 0.0%

Jawa 28 Kebon Randu 29.6 27 - 0 29.6 0.0%29 Cibuni-3 damsite 78.0 30 - 0 78.0 0.0%30 Rangkasbitung 94.3 24 63.6 6 88.1 -6.5%31 Leuwi Goong 30.0 30 30.5 4 30.0 0.2%32 Krangan-2 17.0 24 11.5 9 15.5 -8.8%33 Banyumas 241.3 20 170.0 8 220.9 -8.4%34 Kaulon 102.5 21 - 0 102.5 0.0%35 Wonorejo 16.9 15 17.8 9 17.2 1.8%

Irian Jaya 36 PLTM Werba 4.4 11 - 0 4.4 0.0%37 PLTA Warsamson 63.6 30 - 0 63.6 0.0%38 PLTA Genyem 16.4 17 - 0 16.4 0.0%

Bali 39 Buangga 9.8 14 - 0 9.8 0.0%Lombok 40 Santong 1.5 15 1.7 6 1.6 3.8%Halmahera 41 PLTM Ira 4.1 10 - 0 4.1 0.0%Seram 42 PLTA Isal-2 16.6 10 - 0 16.6 0.0%Timor 43 PLTA Ira Lalaro 9.5 21 - 0 9.5 0.0%

Supplemented AnnualMean Runoff in HPPS2

Collected AnnualMean Runoff

Weighted AnnualMean Runoff



表 5.3.5 Key Stream Gauges 地点での年平均流量

Runoff Rainfall

Region No. Station NameRunoff(m3/s)

Rate of Change(%)

Rate of Change(%)

Runoff(m3/s)

Sumatra 1 Lhok Nibong 175.7 4.7% - 183.92 Stabat 201.7 -1.6% - 198.53 Lb. Sipelanduk 28.4 - - 28.44 Lb. Bendahara 141.5 -3.2% - 137.05 Tj. Ampalu 77.6 -5.6% - 73.26 Sungai Dareh 310.2 -5.1% - 294.57 Muara Inum 107.6 - - 107.68 Martapura 225.0 -1.4% - 221.99 Banjarmasin 36.8 1.9% - 37.510 Kunyir 23.1 -3.3% - 22.311 Kp. Darang 33.1 -0.9% - 32.812 Tui Kareng 183.9 3.4% - 190.113 Hp. Baru 128.9 -6.0% - 121.314 Air Batu 31.3 7.7% - 33.715 Air Gadang 121.3 -3.5% - 117.116 Despetah 45.2 - - 45.2

Kalimantan 17 Silat damsite 73.7 - - 73.718 Kelai-2 damsite 293.6 - - 293.619 Sei Langsat 60.3 - 2.6% 61.820 Panaan 45.6 -6.6% - 42.6

Sulawesi 21 Tulabolo 60.6 - - 60.622 Tincep 3.2 - -3.5% 3.123 Palili 21.2 - 2.2% 21.624 Gillirang 8.2 8.7% - 8.925 Bila 15.7 4.1% - 16.426 Likupande 15.5 -10.8% - 13.927 Bakaru 69.1 - - 69.1

Jawa 28 Kebon Randu 29.6 - - 29.629 Cibuni-3 damsite 78.0 - 0.6% 78.530 Rangkasbitung 94.3 -6.5% - 88.131 Leuwi Goong 30.0 0.2% - 30.032 Krangan-2 17.0 -8.8% - 15.533 Banyumas 241.3 -8.4% - 220.934 Kaulon 102.5 - 2.0% 104.635 Wonorejo 16.9 1.8% - 17.2

Irian Jaya 36 PLTM Werba 4.4 - - 4.437 PLTA Warsamson 63.6 - - 63.638 PLTA Genyem 16.4 - - 16.4

Bali 39 Buangga 9.8 - - 9.8Lombok 40 Santong 1.5 3.8% - 1.6Halmahera 41 PLTM Ira 4.1 - - 4.1Seram 42 PLTA Isal-2 16.6 - -5.1% 15.8Timor 43 PLTA Ira Lalaro 9.5 - -1.3% 9.3

Weighted AnnualMean Runoff

Result of AnalysisSupplementedAnnual

Mean Runoff inHPPS2



5.4 プロジェクトの費用及び便益

HPPS2 で採用された 1996 年ベースの事業費を 2011 年ベースに換算する為に、米ドル表示の

2 つの物価指数を用いた。一方は MUV (Manufactures Unit Value Index) と呼ばれる WBG 指数

で外貨部分に適用する。 MUV 指数によると 2011 年の国際価格は米ドル換算で 1996 年の

1.0224 倍となる。もう一方は OECD のデータベースより得られるインドネシアの消費者物価

指数で、内貨部分に適用する。OECD の物価指数によると 2011 年の国内価格は米ドル換算で

1996 年比の 1.3015 倍となる。

事業費における外貨、内貨の内訳が半々であると仮定すると、下記に示すように 2011 年価格は

1996 年価格の 1.16 倍と評価される。

表 5.4.1 プロジェクト費用見直しの為の物価指数

FC LC Total

1996 Price 50.000 50.000 100.00

Price escalation 1.0224 1.3015 1.1620

2011 Price 51.12 65.08 116.20

FC LC

Year Price Index*1

Rupiah Index*2

Exchange Rate*3

Foreign Index

1996 100.00 125.77 2,329.35 100.00 1997 93.02 133.61 2,872.66 86.14 1998 89.50 211.70 10,094.11 38.84 1999 89.20 255.05 7,809.23 60.49 2000 87.31 264.46 8,374.51 58.49 2001 84.74 294.87 10,189.44 53.60 2002 83.68 329.97 9,321.52 65.56 2003 89.96 352.26 8,573.68 76.09 2004 96.16 373.63 8,934.84 77.45 2005 96.16 412.68 9,714.67 78.67 2006 97.70 466.77 9,165.12 94.32 2007 102.29 496.68 9,141.98 100.62 2008 109.15 547.47 9,663.93 104.92 2009 104.56 571.49 10,380.69 101.96 2010 105.29 600.83 9,081.83 122.53 2011 102.24 633.88 9,020.00 130.15

プロジェクトの便益は第 14 章ならびに 20 章に記載と同様の方法で評価し、費用・便益分析によ

りプロジェクトの経済性を検討する。

ファイナルレポート（メイン）第 6 章水力開発の課題


第6章水力開発の課題

6.1 はじめに

水力はも歴史の古い再生可能エネルギーとして一般に知られている。インドネシアは豊富な水

力発電ポテンシャルに恵まれており、その広範な開発は国家に大きな利益をもたらすが、以下の

ような障害も存在する。

a) 水力発電は一般に高い初期投資を要する。その為、公共セクター、民間セクターのいずれの

投資家も事業の初期段階でその推進を躊躇しがちである。

b) 水力発電のポテンシャルは地形に依存しており、どこにでもある訳ではない。代替地を考慮

し得る他の電力開発と比較して必要な土地の収用がより困難である。

c) 水力発電ポテンシャルは水文に依存するが、それは長期にわたる詳細な調査なしに正確に把

握することができない。また一般に水力発電のポテンシャルサイトは開発者の選好に合致し

ない。アクセスが悪かったり、費用が高かったり、あるいは森林保護区にように「立ち入り

禁止」のエリアであったりする。

d) インドネシア国の金融機関や銀行に長期のソフトローンを期待できない。その為、投資家が

財務計画を策定できない。

e) 政府の政策として化石燃料への補助金がある。その為、水力発電が他の発電に比して競争上

優位性を欠く。

こうした困難に対しインドネシア国法制は特に政令 No. 26/2006 (電気供給ならびに利用に関す

る規定)、大臣令 No. 1122 K/30/MEM/2002 (再生可能エネルギーの為の小規模水力発電計画)、大

臣令 No. 002/2006 (再生可能エネルギーの為の中規模水力発電計画)を通じ水力開発を後押しし

ている。これらは水力開発の直面する障害を一定程度緩和しているが、以下に述べる課題が依

然として存在する。

6.2 実現されなかった、あるいは実現が遅れている水力開発案件

(1) インドネシアにおける水力開発の見通し

ここでは問題をより明確にする為に、RUPTL の 2006 年版と 2009 年半に掲載されている水力案件

を比較し表 6.2.1 に示す。



表 6.2.1 水力案件の進捗状況

No. Area Project As of 2006 As of 2009

Type Cap (MW) Stage Year Owner Type Cap

(MW) Stage Year Owner

1. Aceh Peusangan 1&2 ROR 82 DD 2012 PLN ROR 86 Constr 2012 PLN 2. North Sumatra Asahan １ ROR 180 DD 2010 IPP ROR 180 Constr 2010 IPP 3. North Sumatra Asahan 3 ROR 154 DD 2011 PLN ROR 174 DD 2012 PLN 4. Jambi Merangin 2 ROR 350 DD 2013 IPP ROR 350 DD 2016 IPP 5. North Sulawesi Bone 1&2 ROR 17 PreFS 2013 PLN ROR 17 DD 2014 PLN 6. North Sulawesi Poigar ２ ROR 30 Constr 2008 PLN ROR 30 Suspended N/A PLN 7. Central Sulawesi Solewana I ROR －－－ IPP ROR 10 Pre PPA 2010 IPP 8. Central Sulawesi Solewana II ROR －－－ IPP ROR 10 Pre PPA 2011 IPP 9. Central Sulawesi Solewana II ROR －－－ IPP ROR 10 Pre PPA 2012 IPP

10. Central Sulawesi Palu ROR －－－ PLN ROR 30 Financing 2016 PLN 11. Central Sulawesi Poso RES －－－ IPP RES 145 Pre PPA 2011 IPP 12. South Sulawesi Poko RES 234 FS 2014 PLN RES 234 FS 2017 PLN 13. South Sulawesi Bili-Bili RES 20 Constr 2005 PLN RES 20 Completed 2005 PLN 14. South Sulawesi Malea ROR 182 FS 2012 IPP ROR 90 Constr 2016 IPP 15. South Sulawesi Bonto Batu RES 100 PreFS 2015 PLN RES 100 FS 2016 PLN 16. South Sulawesi Bakaru 2 ROR 126 FS 2015 PLN ROR 126 Financing 2016 PLN 17. East Kalimantan Kusan 3 RES 130 FS 2011 PLN RES 65 Suspended 2015 PLN 18. Irian Jaya Genyem ROR 19 FS 2010 PLN ROR 20 FS 2012 PLN 19. Irian Jaya Warsamson RES 30 FS 2014 PLN RES 30 FS N/A PLN 20. Maluku Isal II ROR －－－ PLN ROR 20 Financing 2015 PLN 21. West Java Upper Cisokan PSP 1,000 DD － PLN PSP 1,000 DD 2014 PLN 22. West Java Rajamandala RES －－ 2013 IPP RES 30 PPA 2016 IPP 23. West Java Jatigede RES －－－ IPP RES 110 Tender 2017 IPP

Total 2,887

脚注: Cap：設備容量、Year：計画運転開始年、ROR：流れ込み式、 RES：貯水池式、

PSP：揚水発電、 DD：詳細設計、 FS：フィージビリティスタディ.

出典: RUPTL 2006 ならびに 2009, PLN

2006 年版の RUPTL には 15 の水力開発候補案件が掲載されている。この中で 2009 年版でも同じ

運転開始時期を維持しているのは 2 件に過ぎない。15 件の平均で運転開始は 2 年以上先送りにな

っている。両計画の発行時期は 3 年しか違わないので、平均 2 年の先送りは甚大であると考えら

れる。更に上記 2 件の内 1 件は IPP の Asahan 1 であるが、その元 PPA（電力購買計画）は 1997年のアジア通貨危機以前に締結されたものである。インドネシアの水力開発は当局によりコント

ロールされているとは言えず、計画通りに進まない状況にある。

実現の遅れているこれらの案件は i) 環境面で適格でない、ii) 遅れてはいるが軌道に乗りつつあ

る、iii) 長期にわたり停滞している、のいずれかに該当する。

(2) 自然・社会環境に照らして適格でない水力案件

- Kusan 3 水力

南カリマンタンにある Kusan 3 の FS は 1988 年から 1990 年にかけて WBG の融資にて実施

された。その後 PLN による実施を前提に、ADB の融資を受けて 1997 年から 2000 年にかけ



て詳細設計が実施された。同設計では 100m 高のダムと 40 km2 の湛水面積を有する貯水池を

設け 130MW の設備容量を有する発電計画となっており、湛水域に居住する 670 人の移転が

必要となった。PLN は引き続き建設段階に進めようとしたが、主としてアジア通貨危機直後

の PLN の財務的能力の不足により、建設段階に進めることができなかった。

2008 年に JICA は同計画の規模見直しを行った。結果、69m 高のダムと 8 km2 の湛水面積を

有する貯水池を設け 65MW の設備容量を有する発電計画に変更された。移転人数は大幅に引

き下げられ、ゼロとなった。案件形成にあたり大限の環境配慮がなされたが、IUCN によ

り絶滅危惧種として登録されているテングザルがプロジェクトサイトで確認され、共生の為

の環境影響緩和策を構築することが不可能であった為、案件の実現には至っていない。

- Poigar 2 水力

北スラウェシのPoigar 2 (30MW) はかつてADBにより流れ込み式水力として実現に向け推進

されていた。PLN が 2006 年に設計施工一貫方式での調達を行ったが、プロジェクトの一部が

保全林(Conservation Forest)に位置するため、着工できずにいる。

(3) 遅れてはいるが軌道に乗りつつある水力案件

- Upper Cisokan 揚水

インドネシアにおける初の揚水発電であり、西ジャワに 1,000MW の施設規模で設置さ

れる。当初想定よりも進捗が遅れているが、実現に向けて軌道に乗りつつあるように見

える。進捗の遅れの理由は 1,000 人を超える規模の住民移転と、EIA 見直しや LARAP 準

備等に時間がかかっていることによるとされている。

本件実施の為にインドネシア国は約 6 億ドルの借款を世界銀行に申請している。プロジ

ェクトの構成は i) 90ｍ高の RCC ダムにより約 1,000 万 m3 を貯水する下池、ii) 100m 高

の RCC ダムにより約 1,000 万 m3 を貯水する上池、iii) 上池と下池を接続する 2 条の斜坑

トンネル、iv) an underground powerhouse with an installed capacity of 設備容量 4 x 260 MWを擁する地下発電所、v) ジャワバリ系統に接続する 500 kV 送電線、である。

計画されている 2014 年の運転開始は困難と判断される。

- Poko 水力

南スラウェシに位置する 234 MW の貯水池式水力開発。JICA が 1995 年から 96 年にかけて

FS 見直しを実施した。経済的・技術的に実現可能であるが、1,000 人を超える住民移転を伴

う為、注意深い対応が必要である。Bakaru 1 が運転中の Sadang 川上流に位置するが、同河川

は堆砂対応が必要である。従い Bakaru の運転ならびに拡張計画とも照らし更に検討が必要で

ある。

- Rajamandala 水力（IPP）

西ジャワの Citarum 川に位置する 30MW の水力開発で、7 年前に民間投資家が IPP での開発



を提案した。PLN との長期にわたるネゴの結果、同投資家は 2007 年に開発の為の調査に係る

排他的な権利を取得した。2016 年の運転開始が見込まれている。

(4) 長期にわたり停滞している水力案件

- Merangin 2 水力

スマトラのジャンビに位置する 350 MW の流れ込み式水力で、民間投資家は Kerinci と称し

ている。 1995 年から 97 年にかけて詳細設計が実施された。and its development by PLN was once ready expecting finance from ADB. しかしながら主として 1997 年の経済停滞により PLNは建設の為の資金調達を十分に行うことができず、その後進捗が止まった。その後数多くの

民間投資家が本件に関心を示した。現在はインドネシアの投資家が開発許可を取得している

ものの、現地での目立った活動は見られない。投資家の関心とは別に、PLN は依然として本

件を自ら実施することに前向きであり、二国間金融機関からの融資を想定して本件を Blue Book に掲載することを模索している。

- Malea 1 水力

南スラウェシのタナトラジャに位置する 182 MW の流れ込み式水力。1980 年代の初めに世界

銀行の融資で実施された第一次包蔵水力調査にてそのポテンシャルが確認され、その後同じ

く世界銀行融資で 1983 年から 84 年にかけて FS が実施された。1997 年に ADB が一旦建設の

為の融資を決めたが、アジア通貨危機によりキャンセルされた。2000 年代に入り民間投資家

が排他的な開発許可を取得し、その後投資家が何度か替わっている。現在提案されているプ

ロジェクトの規模は原案の約半分だが、その理由については明らかでない。1997 年以降、長

期にわたる遅れが生じている。

6.3 水力開発における制度上ならびに法制上の課題

(1) 自然・社会環境に係る課題

水力開発では社会・自然環境への影響緩和の為の手続きにより進捗の遅れている案件が数多い。

しかしながらこうした影響緩和のプロセスは地球規模での環境保全の観点から必須であり、オー

ルマイティな解決策は期待できない。水力開発に携わる者は、いかなる水力開発も瞬時に出来上

がるものではないことを自覚すべきである。

(2) 小水力発電に係る課題

省令により付与されたインセンティブにより数多くの小水力発電計画が出現しており、IPP によ

る開発として地方政府に提案がなされている。こうした民間の活動は国の再生可能エネルギー開

発の政策の観点から評価されるべきものであり、現在の法制にも沿っている。また民間による小

水力開発は公共セクターの財務的負担を軽減することにも寄与する。しかしながら民間事業者や

地方政府が当該河川の全水力ポテンシャルの有効利用を考慮しない結果、多くの小水力開発の提

案が適な案となっていない。更に多くの場合において排他的な措置がとられており、より良い



代替案の実現が阻まれている。これらは「相互排他的プロジェクト」と称されるが、河川におけ

る複数の水力開発がカスケード状でのみ可能になるという水力開発の特性に起因する。この問題

は国の水力開発政策で善案とされた計画をキャンセルさせるに足る非常に重要なものである。

例えば適規模として提案された100MWの水力開発が民間提案の5MWの小水力開発により否定

されるという状況が発生し得る。

この「相互排他的プロジェクト」問題は、鉱物エネルギー省が電力事業権を民間に付与する唯一

の行政機関であることから、現行の法制度のもとでも同省により問題の発生を回避することがで

きる。鉱物エネルギー大臣は国の計画に合致しない IPP を計画する投資家に電力事業権を付与し

ない法的権利がある。しかしながらそのような強制力はステークホルダー、とりわけ地方政府の

理解を得た上で発せられるべきものであろう。

表 6.3.1 民間による小水力開発の状況（北スマトラ）

Project River Capacity Status Remarks (conflicts with National Master Plan) 1. Parlusan Aek Kualu 4 MW PPA 2. Huta Raja Anek Silang 5 MW PPA 3. Pakkat Anek Silahar 10 MW PPA negotiation Conflict with Sirahar, 35 MW 4. Parlilitan Anek Simonggo 8 MW Operation 5. Silau-2 Anek Silau 8 MW PPA 6. Lae Gunung Anek Gunung 10 MW PPA negotiation Conflict with Gunung 2, 23 MW 7. Lae Ordi Lae Ordi 10 MW PPA negotiation 8. Lae Kombih Lae Kombih 8 MW MOU 9. Batan Toru Batan Toru 8 MW PPA negotiation Conflict with Toru 1, 38 MW

10. Raisan Hutadolok Anek Raisan 7 MW MOU 11. Raisan Naga Timbul Anek Raisan 7 MW MOU 12. Karai 1 Karai 10 MW PPA negotiation 13. Karai 7 Karai 7 MW PPA negotiation 14. Karai 12 Karai 7 MW PPA negotiation 15. Karai 13 Karai 8 MW PPA negotiation 16. Lae Ordi 2 Lae Ordi 10 MW PPA negotiation 17. Tara Bontang Aek Riman 10 MW PPA negotiation 18. Simonggo Simonggo 9 MW MOU Conflict with Simanggo 1 & 2, 103 MW 19. Sei Wampu I Sei Wampu 9 MW MOU 20. Sei Wampu II Sei Wampu 5 MW Presentation 21. Rahu 01 Rahu 8 MW MOU 22. Rahu 02 Rahu 5 MW MOU 23. Sidikalang 02 Renun 7 MW Presentation 24. Sidikalang 01 Renun 9 MW Presentation 25. Hasang I Aek Kualau 10 MW Request

出典: PLN メダン事務所からの情報（2009 年末）に基づき調査団作成

6.4 強化すべき制度上ならびに法制上の枠組み

(1) 水力発電計画、特に IPP 案件の推進においてはその初期の段階から適かつ効率的な開発を

考慮すべきである。主要な河川において開発初期の段階で DGEEU が適な水力開発を制度

化できるようにすることが強く薦められる。PLN は水力ポテンシャルの管理において DGEEUを支援すべき立場にある。



(2) 当該河川の水力発電資源を大きく損なうような水力発電計画は実現されるべきではない。即

ち、もし水力ポテンシャルの観点から期待される発生電力に比して非常に小さい規模の発電

が計画された場合には、そのような計画は修正されるべきである。

(3) いかなる水力発電計画も PLNが系統を通じ顧客に電力を効率よく供給できるように計画され

るべきである。民間投資家の提案が電力供給の観点から著しく非効率的な場合には、そのよ

うな計画は修正されるべきである。

(4) インドネシアの法制は 10MW 以下の民間資金による小規模水力開発を促進しており、今後多

くの小水力開発が実現すると期待される。しかしながら提案されている小水力案件の実際の

パフォーマンスは定かでない。そうした案件の中に技術的、財務的あるいは管理上の欠陥に

より発電が実現されないといった事態の可能性をも考慮しておく必要がある。

(5) 10MW 以下の小水力発電に多くのプロポーザルが出されているのに対し、10MW を超える中

規模あるいは大規模水力への民間投資家の関心はさほど高くない。そうした規模の水力開発

に対し、インドネシアの電力セクターは新たな財務的スキームを求めるべきである。以下の

ようなスキームの適用が考えられる。

i) 民間資金を中規模・大規模水力開発で活用して PLN の財務的負担の低減を図る必要があ

る。民間投資を伴うも実現性が高い事業形態は、所謂 BLT (Build-Lease- Transfer)もしくは DBFO (Design-Build-Finance-Operate)である。BLT 事業形態では、従来通り PLN事業として初期の調査から入札図書作成迄を行う。入札では業者の資金融通、設計、建

設の能力を審査する。竣工後に PLNが施設の運転を行い、業者が負担した費用を支払う。

PLN の支払い方法についてはあらかじめ業者と合意することとし、延払いもしくは借用

費扱いとする。プロジェクトの仕様ならびに要求事項は PLN の裁量による。DBFO の事

業形態は、従来型 IPP に近いが、PLN が事業を所有し、かつ商業リスクを負う点が異な

る。

ii) 貸し出し条件の緩やかな借款を用いたパッケージ開発。PLN は主として二国間あるいは

多国間の金融機関からソフトローンを借り受け数多くの水力開発を実施してきた。こう

した開発は原則として単体のプロジェクト毎に行われた。しかしながら今後開発が予定

される案件の多くは規模が比較的に小さい為、ソフトローンが以前と同様の額規模にな

るように、複数の案件を纏めてパッケージングを行うべきである。

表 6.4.1 水力発電に適用可能なビジネスモデル

Business Schemes Financing Ownership Commercial Risk Operation Design &

Construction 1. Pure Public (PLN) PLN PLN PLN PLN PLN 2. Design-Build (DB) PLN PLN PLN PLN PRIVATE 3. Design-Build-Operate (DBO) PLN PLN PLN PRIVATE PRIVATE 4. Design-Build-Lease (DBL) PLN PLN PRIVATE PRIVATE PRIVATE 5. Design-Build-Finance-Operate (DBFO) PRIVATE PLN PLN PRIVATE PRIVATE 6. Build-Lease-Transfer (BLT) PRIVATE PRIVATE PLN PLN PRIVATE 7. Build-Own-Operate (BOO) PRIVATE PRIVATE PRIVATE PRIVATE PRIVATE

出典: 調査団



(6) 水力開発は程度の多寡にかかわらず自然・社会環境に影響を及ぼす。環境影響に配慮しいか

に水力開発を進めるかの意思決定基準を標準化する為のガイドラインが求められる。

ファイナルレポート（メイン）第 7 章水力開発マスタープラン


第7章水力開発マスタープラン

7.1 水力開発目標

7.1.1 近年の水力発電開発のレビュー

第 3 章で述べたように、PLN と IPP を含む全水力発電容量は 2009 年において 3,650 MW で、同年

の総容量の 12.1 %にあたる。全体の水力発電容量のうち IPP は合計で 157 MW、前水力発電電設

備の 4.3 %に相当し、Jatiluhur 水力発電所以外は全て小水力発電設備（PLTM：10 MW 以下）であ

る。

図 7.1.1 に地域別の水力発電設備容量を示す。ジャワ・バリ、スマトラ、および、スラウェシの 3地域の合計で全体の 99 %を占め、ジャワ・バリが約 70 %、スマトラが 23.8 %、スラウェシが 5.8 %である。カリマンタンについては、電力需要はほぼスラウェシと同等の規模であるが、小規模な

水力発電設備しか開発されておらず、パプア、マルク、およびヌサ・トゥンガラについてはこれ

までのところ、大規模水力発電所の電力を流通できる送電網が整備されていない。

(単位: MW)

出所： RUPTL 2010-2019 に基づき調査団作成

図 7.1.1 地域別水力発電設備容量

これまでの水力発電開発が地域的に不均衡であったことに加えて、水力発電開発そのものが近年

では失速している。図 7.1.2 は 2000～2009 年の PLN の総発電設備容量と水力発電設備容量の推移

を示す。

Java‐Bali, 2,536, 69.50%

Sumatra, 868, 23.79%

Sulawesi, 210, 5.76%

Kalimantan, 30, 0.82%

Papua, 4, 0.11%Nusa Tenggara, 1, 0.03%

Others, 35, 0.96%



出所：: PLN Statistics 2009 より調査団作成

図 7.1.2 PLN の発電設備容量の推移

至近の 10年について言えば、表 7.1.1が示すように 9つの水力発電プロジェクト、合計容量 653 MWが実現したのみであり、そのほとんどはスマトラ島に集中している。至近に実現したアサハン 1プロジェクトは、2010 年 11 月に運転を開始したもので、民間投資家による開発である。

表 7.1.1 2001 年以降に運転開始となった主要な水力発電プロジェクト

No. プロジェクト開発者地域運転開始タイプ設備容量（MW）

年間発電電力量

（GWh p.a.）1 Besai-1 PLN

Sumatera

2001 ROR 90.0 402 2 Batu Tegi PLN 2001 RES 24.0 51 3 Sipansihaporas-1 PLN 2005 RES 33.0 135 4 Sipansihaporas-2 PLN 2005 ROR 17.0 69 5 Renun-1 PLN 2005 ROR 82.0 618 6 Musi-1 PLN 2006 ROR 210.0 1,120 7 Asahan-1 IPP 2010 LHD 180.0 1,360 8 Bili-Bili PLN Sulawesi 2005 RES 11.0 70 9 Wonorejo PLN Java-Bali 2002 RES 6.3 32

Total 653 3,857 出所：調査団まとめ

7.1.2 RUPTL の水力発電プロジェクト

新の RUPTL に示された小水力を含む水力開発プロジェクトの一覧を表 7.1.2 に示す。

2019 年までに開発予定の発電所は 3 箇所の揚水発電所を含めてジャワ・バリ（ジャマリ）で 5,558 MW、その他電源を含む開発予定量全体の 8.7 %を占める。揚水発電所を除くと 2,672 MW で開発

量全体の 3.7 %に低下する。5,558 MW のうち、PLN は揚水発電所及び 10 MW 以下の小水力発電

所（PLTM）を含めて 4,375 MW で全体の 78.7%、IPP は 1,183 MW で全体の 21.3 %である。揚水

を除いた IPP の割合は 44 %と、既存の容量に比べれば相当な開発量ということができる。

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Installed Capacity (MW)

Hydro Total



表 7.1.2 RUPTL 2010-2019 の水力発電プロジェクト

No Project Province Type Capacity (MW)

Year of Operation Status

Sumatra 1,152.060 PLN 612.000

1 Peusangan NAD PLTA 86.000 2013 On Going 2 Asahan 3 (FTP 2) Sumatra Utara PLTA 174.000 2013 Plan 3 Merangin Jambi PLTA 350.000 2017/18 Plan 4 Blangkejeran NAD PLTM 2.000 2011/13 Plan

IPP 540.060 1 Lawe Mamas NAD PLTA 90.000 2016/17 Plan 2 Asahan 1 Sumatra Utara PLTA 180.000 2010 On Going 3 Simpang Aur 1 (FTP 2) Bengkulu PLTA 12.000 2014 Plan 4 Simpang Aur 2 (FTP 2) Bengkulu PLTA 18.000 2014 Plan 5 Asahan 4-5 Sumatra Utara PLTA 60.000 2016 6 Wampu Sumatra Utara PLTA 45.000 2016 Plan -- 24 PLTMs PLTM 135.060

Java Bali 3,142.000 PLN 2,985.000

1 Upper Cisokan Pump Storage Jawa Barat PS 1,000.000 2014 Plan 2 Kalikonto Jawa Timur PLTA 62.000 2016 Plan 3 Kesamben Jawa Timur PLTA 37.000 2017 Plan 4 Matenggeng PS Jawa Tengah PS 886.000 2017/18 Plan 5 Grindulu PS Jawa Timur PS 1,000.000 2018/19 Plan

IPP 157.000 1 Rajamandala Jawa Barat PLTA 47.000 2014 Plan 2 Jatigede Jawa Barat PLTA 110.000 2014 Plan

Kalimantan 314.500 PLN 314.500

1 Nanga Pinoh Kalimantan Barat PLTA 98.000 2018 Plan 2 Kelai (Kaltim) Kalimantan Timur PLTA 150.000 2018/19 Plan 3 Kusan Kalimantan Selatan PLTA 65.000 2015 Plan 4 Merasap Kalimantan Barat PLTM 1.500 2010 On Going

Sulawesi 783.500 PLN 314.000

1 Konawe Sulawesi Tenggara PLTA 50.000 2016/17 Plan 2 Bakaru II Sulawesi Selatan PLTA 126.000 2019 Plan 3 Poko Sulawesi Barat PLTA 117.000 2019 Plan -- 12 PLTMs PLTM 21.000 --

IPP 469.500 1 Poso Energy Sulawesi Tengah PLTA 195.000 2011 On Going 2 Sawangan Sulawesi Utara PLTA 16.000 2015 Plan 3 Randangan Gorontalo PLTA 20.000 2015 Plan 4 Bonto Batu Sulawesi Selatan PLTA 100.000 2016 Plan 5 Malea Sulawesi Selatan PLTA 90.000 2016 Negotiation -- 22 PLTMs PLTM 48.500 --

Maluku 49.000 PLN 40.000

1 Isal Maluku PLTA 40.000 2017/18 Plan IPP 9.000

-- 5 PLTMs PLTM 9.000 Papua 91.640 PLN 91.640 1 Genyem Papua PLTA 20.000 2012 On Going 2 Warsamson Papua Barat PLTA 31.000 2016/17 Plan -- 16 PLTMs PLTM 40.640 NTT & NTB 25.150 PLN 17.750

1 Sumbawa 1 NTB PLTA 15.000 2013 Plan -- 2 PLTMs PLTM 2.750

IPP 7.400 -- 3 PLTMs PLTM 7.400

Total Installed Capacity 5,557.850

出所：調査団まとめ



開発設備容量（揚水含む）開発設備容量（揚水除く） Total: 5,558 MW Total: 2,652 MW

(単位: MW)


図 7.1.3 2010-2019 年の水力開発計画

RUPTL に記載されている地域別の水力発電開発量を図 7.1.4 に示す。ジャワ・バリが 3 つの揚水

発電所を含めて全体の 62.6 %を占め、スマトラが 17.9 %、スラウェシが 16.4 %、その他が 3.1%で

ある。一方、揚水発電所を除くとスマトラが 42.4 %、スラウェシが 38.9 %、その他が 7.3%で、ジ

ャワ・バリの割合は 11.4 %にまで減少する。

開発設備容量（揚水含む）開発設備容量（揚水除く） Total: 5,558 MW Total: 2,652 MW

（単位：MW）


図 7.1.4 地域別水力開発予定量（2010-2019 年）

既存の水力発電設備と上記の 2019 年までの開発量を加えた、2019 年における地域別の想定水力

発電設備容量を図 7.1.5 に示す。

PLN (PLTA), 4,307, 77.49%

PLN (PLTM), 68, 1.22%

IPP (PLTA), 983, 17.69%

IPP (PLTM), 200, 3.60%

PLN (PLTA), 1,421, 53.18%

PLN (PLTM), 68, 2.54%

IPP (PLTA), 983, 36.79%

IPP (PLTM), 200, 7.48%

Sumatra, 1,152, 20.73%


Sulawesi, 784, 14.10%

Maluku, 49, 0.88%

Papua, 92, 1.65%

Nusa Tenggara, 25,

0.45%

Java‐Bali, 3,142, 56.53%

Sumatra, 1,152, 43.13%


Sulawesi, 784, 29.34%

Maluku, 49, 1.83%

Papua, 92, 3.43%

Nusa Tenggara, 25, 0.94%

Java‐Bali, 255, 9.55%



水力発電設備容量（揚水含む）水力発電設備容量（揚水除く） Total: 9,207 MW Total: 6,321 MW

（単位：MW）


図 7.1.5 2019 年の地域別水力発電設備容量

ここでのまとめとして、RUPTL で計画されている水力開発計画を表 7.1.3 に要約する。揚水発電

を考慮に入れても、2010～2019 年に開発予定の水力発電所の比率は既存の水力発電所の比率より

小さいため、2019 年時点での水力発電設備の比率は 11.2 %に低下する。揚水発電はエネルギー貯

蔵の一形態であり、ネットの発電電力量に寄与しないのでこれを除くと、水力発電の比率は 8.0 %にまで低下する。

表 7.1.3 RUPTL 2010-2019 の水力発電計画

地域

2009 年時点の既存設備容量

RUPTL 2010-19 の開発計画

2019 年時点の総設備容量*

全体 (MW)

水力 (MW)

水力比率

全体 (MW)

水力 (MW)

水力比率

全体 (MW)

水力 (MW)

水力比率

スマトラ 4,599 868 18.9% 11,123 1,152 10.4% 15,052 2,020 13.4%ジャワ・

バリ

揚水含む 22,796 2,536 11.1%

36,222 3,142 8.7% 59,018 5,678 9.6%揚水除く 33,335 255 0.8% 56,131 2,791 5.0%

カリマンタン 1,036 30 2.9% 2,822 315 11.1% 3,442 345 10.0%スラウェシ 1,175 210 17.9% 2,581 784 30.4% 3,140 994 31.6%パプア** 165 4 2.4% 257 92 35.7% 422 96 22.7%ヌサテンガラ** 258 2 0.8% 804 25 3.1% 1,062 27 2.6%マルク** 181 0 0.0% 256 49 19.1% 437 49 11.2%

合計揚水含む 30,210 3,650 12.1% 54,065 5,558 10.3% 82,573 9,208 11.2%揚水除く 51,178 2,671 5.2% 79,686 6,321 7.9%

* 全設備容量は、老朽設備の廃止等により、既存設備容量と開発設備容量の合計とならない。

** パプア、ヌサ・トゥンガラ、及び、マルクの全設備容量は RUPTL に明示されていないため、廃止設備を考慮せず、

既存設備容量と開発設備容量の合計としている。

出所：RUPTL 2010-2019 より調査団まとめ

Sumatra, 2,020, 21.94%


Sulawesi, 994, 10.79%

Maluku, 49, 0.53%

Papua, 96, 1.04%


Java‐Bali, 5,678, 61.67%

Sumatra, 2,020, 31.96%


Sulawesi, 994, 15.72%

Maluku, 49, 0.78%

Papua, 96, 1.51%


Java‐Bali, 2,792, 44.17%



7.1.3 水力ポテンシャルと水力開発量の検討

(1) 水力ポテンシャルと電力需要

「ポテンシャル」という用語の定義が必ずしも明示されているわけではないが、インドネシアの

水力ポテンシャルについては様々な情報源から報告されている。PLN により発行されている「水

力ポテンシャル」（“Potensi Hidro”）には、容量 75 GW、年間電力量 402 TWh と記載されている。

前者の75 GWという値は様々な機会にインドネシアの水力ポテンシャルの値として引用されてい

る。また、後者の 402 TWh という数値は世界エネルギー会議（WEC）で報告されている「技術的

に開発可能なポテンシャル」（technically exploitable capability）と同等である。世界エネルギー会

議によると、2005 年時点の「総理論的ポテンシャル」（gross theoretical capability）は 2,147 TWh、「経済的に開発可能なポテンシャル」（economically exploitable capability）は 40 TWh である。エ

ネルギー鉱物資源省は 2008 年の国家電力総合計画（RUKN）において、より小さい水力ポテンシ

ャルを公表している。

表 7.1.4 水力ポテンシャル

Region Potensi Hidro 20031) RUKN

2008 Sites Capacity Energy Capacity (Loc) (MW) (GWh) (MW)

Sumatra 447 15,587 84,110 5,490 Java-Bali 120 4,200 18,042 54 2)

Kalimantan 160 21,581 107,202 7,547 Sulawesi 105 10,183 52,952 4,479 Papua 205 22,371 133,759 24,974 Nusa Tenggara 120 624 3,287 292 Maluku 53 430 2,292 217

Total 1,210 74,976 401,644 43,053 Note)

1) “Potensi Hidro Indonesia”, PT PLN (Persero), 2003. 2) Hydro potential in West Java (Jawa Barat) is not included.


一方、水力エネルギーは輸送することが困難であるため、その開発にあたっては電力需要による

制約を受ける。例えば、パプアでは 22,371 MW もの水力ポテンシャルがあり、これはインドネシ

ア全体の 30 %に相当するが、パプアの電力需要は当面低い水準に留まると予想されており、2027年においても 414 MW とインドネシア全体の電力需要の 0.3 %に過ぎない。すなわち、パプアにお

いては当面そのポテンシャルをフルに開発することはできない。

表 7.1.5 と表 7.1.6 はそれぞれ PLN の電力供給総合計画（RUPTL）とエネルギー鉱物資源省の国家

電力総合計画（RUKN）による将来の需要予測を示している。カリマンタン、スラウェシ、パプ

アではピーク需要と必要な容量は、2027年時点でも水力ポテンシャルよりも小さい。したがって、

これらの地域の水力開発はポテンシャルからではなく、需要による制約により決まることとなる。



表 7.1.5 RUPTL 2010-2019 の電力需要予測

地域

2019 年時点ピーク負荷

既存設備

容量必要設備

容量追加設備

容量水力追加

開発量年間発電

電力量 (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (GWh)

スマトラ 9,355 2,940 13,666 11,123 1,152 54,807 カリマンタン 2,674 620 3,442 2,822 315 15,493 スラウェシ 2,740 559 3,140 2,581 784 14,519 マルク 251 N.A. N.A. N.A. 49 1,205 パプア 361 N.A. N.A. N.A. 92 1,891 ヌサテンガラ 699 N.A. N.A. N.A. 25 3,449 ジャワ・バリ 43,367 21,485 58,617 36,222 256 284,924

合計 58,136 25,604 78,865 52,748 2,672 369,743

出所：: RUPTL 2010-2019, PT PLN (Persero).

表 7.1.6 RUKN 2008 の電力需要予測

地域

2019 年時点 2027 年時点ピーク負荷

既存設備

容量必要設備

容量年間発電

電力量ピーク負荷

既存設備

容量必要設備

容量年間発電

電力量 (MW) (MW) (MW) (GWh) (MW) (MW) (MW) (GWh)

スマトラ 7,657 2,276 10,720 37,597 15,549 1,936 21,769 76,619カリマンタン 2,299 391 3,219 10,959 4,584 306 6,418 21,840スラウェシ 2,053 544 2,874 8,824 3,753 452 5,253 16,209マルク 202 33 283 937 329 26 460 1,526パプア 282 23 394 1,284 414 18 580 1,890ヌサテンガラ 497 97 695 2,061 928 76 1,299 3,858ジャワ・バリ 52,364 10,003 68,074 310,161 115,102 6,103 149,632 684,197

合計 65,354 13,367 86,259 371,823 140,659 8,917 185,411 806,139

出所： RUKN 2008, エネルギー鉱物資源省

本調査における水力開発可能量を見積もるには、既存容量と計画中のプロジェクトについて考慮

する必要がある。電力需要、既存容量、計画中のプロジェクト（RUPTL プロジェクト）を考慮し

た地域ごとの水力開発潜在能力を表 7.1.7 に示す。ここで、「2009 年時点の既存水力設備容量」、

「RUPTL の水力開発計画」、及び、「2019 年時点での水力設備容量」は表 7.1.3 より抜粋したも

のであり、「水力ポテンシャル（大開発可能量）」は水力ポテンシャルと、既存設備容量と RUPTLの電源開発計画分を差し引いたネットの必要設備容量のうち、小さい方を指す。「2020～2027 年

の水力開発可能量」は「水力ポテンシャル（大開発可能量）」から「RUPTL の水力開発計画」

分を差し引いたものである。また、「2027 年時点の水力設備容量」は「既存の水力設備容量」と

「大開発可能量」の合計であり、全ての水力ポテンシャルが開発されると仮定した場合の値で

ある。これらの数値は理論的に開発可能な水力設備容量であり、必ずしも現実的ではない。例え

ば、カリマンタン、スラウェシ、パプアの数値については 2020 年から 2027 年まで電源開発が水

力発電のみで構成された場合にのみ達成可能なものである。



表 7.1.7 水力ポテンシャルまとめ

(単位: MW)

地域 2009 年時点

の既存水力

設備容量

RUPTL の水

力開発計画

2019 年時点

の水力設備

容量

水力ポテン

シャル（大開発

可能量）

2020～2027年の水力開

発可能量

2027 年時点

の水力設備

容量

スマトラ 868 1,133 1,959 9,862 8,710 10,730カリマンタン 30 314.5 345 3,605 3,290 3,635スラウェシ 210 783.5 994 3,004 2,220 3,214マルク -- 49 49 232 183 232パプア 4 91.64 96 293 201 297ヌサテンガラ 1 25.15 26 549 524 550ジャワ・バリ 2,536 255 2,867 4,200 3,944 6,736

合計 3,649 2,652 6,336 21,744 19,072 25,393

第 2 章で述べたように、RIKEN あるいは国家エネルギー政策（KEN）に示されたでのエネルギー・

ミックスの目標を達成するには 20～30 GW の水力設備容量が必要となるが、表7.1.7に示す 2027年時点の合計水力設備容量はこの数値とほぼ同等である。

(2) 水力開発量の検討

この調査において候補となる水力プロジェクトは、2009 年 3 月 2 日付の会議録（M/M）としてエ

ネルギー鉱物資源省（MEMR）と PLN によって与えられているが、これらは「1999 年に実施さ

れた第 2 次包蔵水力調査（HPPS2）において第 3 次スクリーニングをパスしたプロジェクト」と

「建設中・計画中のプロジェクト（プレ F/S、F/S、D/D が実施されたプロジェクト）」であり、

それぞれ表 7.1.8、表 7.1.9 に示すとおりである。

表 7.1.8 HPPS 2 の 3 次スクリーニングをパスしたプロジェクト

No. Project name & ID Type Total cost Installed capacity

Firm energy

Secondary energy

Annual energy Cost/kW kWh

cost Cost/kWh Remarks (mil.$) (MW) (GWh) (GWh) (GWh) (US$) (US¢) (US$)

Wilayah I (Daerah Istimewa Aceh): Aceh 1 Mamas-2 1-190-13 ROR 96.7 51.0 192.1 135.6 327.7 1,896.1 4.9 0.42 2 Jambo Papeun-3 1-192-04 ROR 60.4 25.4 111.3 94.8 206.1 2,378.0 4.9 0.43 3 Woyla-2 1-204-05 RES 274.0 242.1 530.2 134.4 664.6 1,131.8 7.4 0.48 4 Ketambe-2 1-190-11 ROR 46.0 19.4 73.1 51.8 124.9 2,371.1 6.1 0.52 5 Teunom-2 1-205-09 RES 288.2 230.0 503.7 91.6 595.3 1,253.0 8.7 0.54 6 Kluel-1 1-192-03 ROR 76.3 40.6 88.9 143.0 231.9 1,879.3 5.5 0.58 7 Meulaboh-5 1-202-06 ROR 98.4 43.0 109.2 161.9 271.1 2,288.4 6.1 0.62 8 Kluel-3 1-192-07 ROR 82.1 23.8 104.2 89.8 194.0 3,449.6 7.1 0.63 9 Ramasan-1 1-027-14 RES 171.6 119.0 260.6 31.3 291.9 1,442.0 10.5 0.64

10 Sibubung-1 1-192-08 ROR 76.5 32.4 82.3 125.0 207.3 2,361.1 6.2 0.64 11 Seunangan-3 1-201-03 ROR 69.4 31.2 68.3 111.0 179.3 2,224.4 6.5 0.68 12 Teripa-4 1-198-05 RES 306.4 184.8 404.7 98.9 503.6 1,658.0 10.9 0.71 13 Teunom-3 1-205-10 RES 184.0 102.0 223.4 79.8 303.2 1,803.9 10.9 0.74 14 Meulaboh-2 1-202-02 ROR 93.6 37.0 81.0 131.5 212.5 2,529.7 7.4 0.78 15 Sibubung-3 1-192-10 ROR 67.7 22.6 57.4 87.5 144.9 2,995.6 7.8 0.81

Sub-total 1,991.3 1,204.3 2,890.4 1,567.9 4,458.3 1,653.5 Wilayah II (Sumatera Utara): North Sumatera

16 Sirahar 1-186-01 ROR 58.9 35.4 133.3 95.0 228.3 1,663.8 4.3 0.36 17 Ordi-1 1-190-33 ROR 66.3 40.8 153.7 109.3 263.0 1,625.0 4.2 0.36 18 Simanggo-1 1-190-40 ROR 77.8 44.4 167.3 118.5 285.8 1,752.3 4.6 0.38 19 Renun-3 1-190-21 ROR 37.1 19.8 74.6 53.2 127.8 1,873.7 4.9 0.41 20 Kumbih-3 1-190-32 ROR 78.6 41.8 157.5 112.1 269.6 1,880.4 4.9 0.41 21 Simanggo-2 1-190-41 ROR 108.1 59.0 211.9 155.0 366.9 1,832.2 5.3 0.42 22 Raisan-1 1-183-01 ROR 52.9 26.2 98.7 69.2 167.9 2,019.1 5.3 0.44 23 Gunung-2 1-190-26 ROR 46.4 22.6 85.1 60.2 145.3 2,053.1 5.3 0.45 24 Toru-2 1-178-03 ROR 77.8 33.6 141.3 95.8 237.1 2,315.5 5.5 0.46 25 Renun-6 1-190-24 ROR 48.0 22.4 84.4 60.4 144.8 2,142.9 5.5 0.47 26 Sibundong-4 1-184-05 ROR 69.2 31.6 119.0 84.6 203.6 2,189.9 5.7 0.48 27 Ordi-2 1-190-34 ROR 61.7 26.8 101.0 71.8 172.8 2,302.2 6.0 0.50 28 Ordi-5 1-190-37 ROR 61.7 26.8 101.0 72.7 173.7 2,302.2 5.9 0.50 29 Bila-2 1-055-02 ROR 81.3 42.0 92.0 208.6 300.6 1,935.7 4.5 0.53




Firm energy

Secondary energy



30 Ordi-3 1-190-35 ROR 45.5 18.4 69.2 49.9 119.1 2,472.8 6.4 0.54 31 Silau-1 1-053-01 ROR 52.3 27.4 72.0 75.9 147.9 1,908.8 5.9 0.55 32 Renun-4 1-190-22 ROR 53.6 20.8 78.4 56.1 134.5 2,576.9 6.7 0.56 33 Siria 1-190-38 ROR 43.9 16.5 62.3 43.5 105.8 2,660.6 6.9 0.58 34 Toru-3 1-178-07 RES 322.7 227.6 498.4 17.7 516.1 1,417.8 11.2 0.64

Sub-total 1,443.8 783.9 2,501.1 1,609.5 4,110.6 1,841.8 Wilayah III (Sumatera Barat & Riau): West Sumatera & Riau

35 Sangir 1-071-12 ROR 73.7 41.8 183.1 148.6 331.7 1,763.2 3.7 0.32 36 Sinamar-2 1-066-03 ROR 64.4 25.6 112.1 105.0 217.1 2,515.6 5.0 0.45 37 Air Tuik 1-147-03 ROR 47.1 24.8 54.3 107.1 161.4 1,899.2 4.9 0.55 38 Sirantih-1 1-145-01 ROR 57.6 18.3 80.2 73.1 153.3 3,147.5 6.3 0.56 39 Batang Hari-4 1-071-11 RES 288.8 216.0 473.0 71.9 544.9 1,337.0 9.5 0.58 40 Taratak Tumpatih-1 1-147-01 ROR 59.7 29.6 64.8 127.8 192.6 2,016.9 5.2 0.58 41 Sinamar-1 1-066-02 ROR 77.7 36.6 80.2 174.7 254.9 2,123.0 5.1 0.59 42 Masang-2 1-163-02 ROR 91.5 39.6 100.6 155.5 256.1 2,310.6 6.0 0.62 43 Gumanti-1 1-071-01 ROR 32.2 15.8 36.0 49.4 85.4 2,038.0 6.3 0.63 44 Anai-1 1-155-01 ROR 39.4 19.1 41.7 67.5 109.2 2,062.8 6.0 0.63 45 Masang-3 1-163-03 RES 275.5 192.0 420.5 52.5 473.0 1,434.9 10.4 0.63 Pre-FS in 1999 46 Kuantan-2 1-066-16 RES 406.4 272.4 596.6 137.5 734.1 1,491.9 9.9 0.64 47 Rokan Kiri-1 1-058-08 RES 266.8 183.0 400.8 31.1 431.9 1,457.9 11.1 0.65

Sub-total 1,780.8 1,114.6 2,643.9 1,301.7 3,945.6 1,597.7 Wilayah IV (Sumatera Selatan, Jambi, Bengkulu & Lampung): South Sumatera, Jambi, Bengkulu & Lampung

48 Mauna-1 1-115-01 ROR 151.1 103.0 415.1 398.9 814.0 1,467.0 3.3 0.28 49 Langkup-2 1-136-02 ROR 145.0 82.8 362.7 337.8 700.5 1,751.2 3.7 0.31 50 Merangin-4 1-071-33 RES 252.7 182.0 398.6 93.3 491.9 1,388.5 9.2 0.59 51 Padang Guci-2 1-113-02 ROR 52.7 21.0 62.6 82.5 145.1 2,509.5 6.1 0.60 52 Endikat-2 1-074-17 ROR 65.7 22.0 63.6 116.2 179.8 2,986.4 6.1 0.67 53 Semung-3 1-082-07 ROR 53.0 20.8 45.6 101.3 146.9 2,548.1 6.0 0.70 54 Menula-2 1-106-02 ROR 63.2 26.8 61.0 91.2 152.2 2,358.2 6.9 0.72 55 Tebo-2 1-071-17 ROR 96.9 24.4 100.5 88.2 188.7 3,971.3 8.6 0.76

Sub-total 880.3 482.8 1,509.7 1,309.4 2,819.1 1,823.3 Wilayah V (Kalimantan Barat): West Kalimantan

56 Melawi-9 3-043-52 RES 898.8 590.4 1,293.0 31.8 1,324.8 1,522.4 13.1 0.69 57 Mandai-5 3-043-20 RES 452.0 140.7 308.1 43.7 351.8 3,212.5 23.0 1.41

1,350.8 731.1 1,601.1 75.5 1,676.6 1,847.6 Wilayah VI (Kalimantan Selatan, Kalimantan Timur & Kalimantan Tengah): South, East and Central Kalimantan

58 Boh-2 3-014-06 RES 1,475.0 1,119.6 2,451.9 847.3 3,299.2 1,317.4 8.6 0.55 59 Kelai-1 3-010-01 RES 1,259.3 952.8 2,086.6 19.8 2,106.4 1,321.7 11.6 0.60 60 Sesayap-20 3-004-20 RES 1,430.2 949.2 2,078.8 554.5 2,633.3 1,506.7 10.5 0.64 61 Sesayap-11 3-004-11 RES 1,134.1 624.0 1,366.6 668.7 2,035.3 1,817.5 10.8 0.72 62 Sembakung-3 3-003-03 RES 1,220.9 572.4 1,253.6 14.7 1,268.3 2,132.9 18.6 0.97 63 Sesayap-15 3-004-15 RES 740.5 313.2 685.9 270.8 956.7 2,364.3 15.0 0.97 64 Telen 3-014-13 RES 450.6 193.2 423.1 121.3 544.4 2,332.3 14.8 0.98

Sub-total 7,710.6 4,724.4 10,346.5 2,497.1 12,843.6 1,632.1 Wilayah VII (Sulawesi Utara & Sulawesi Tengah): North & Central Sulawesi

65 Poso-2 4-026-03 ROR 148.7 132.8 581.7 543.7 1,125.4 1,119.7 2.4 0.20 66 Poso-1 4-026-02 ROR 220.9 204.0 446.8 894.2 1,341.0 1,082.8 2.9 0.31 67 Lariang-7 4-106-07 RES 725.0 618.0 1,353.4 136.2 1,489.6 1,173.1 9.4 0.52 68 Lariang-6 4-106-06 RES 308.2 209.4 458.6 157.6 616.2 1,471.8 9.0 0.61 69 Bone-3 4-003-04 ROR 61.1 20.4 71.5 76.8 148.3 2,995.1 6.9 0.65 70 Bongka-2 4-030-02 RES 331.1 187.2 410.0 41.3 451.3 1,768.7 13.1 0.78 71 Solato-1 4-038-01 ROR 83.0 26.6 58.3 117.8 176.1 3,120.3 7.9 0.89 72 Lariang-8 4-106-08 ROR 45.4 12.8 28.1 57.3 85.4 3,546.9 8.9 1.00

Sub-total 1,923.4 1,411.2 3,408.4 2,024.9 5,433.3 1,363.0 Wilayah VIII (Sulawesi Selatan & Tenggara): South Sulawesi

73 Karama-2 4-100-03 RES 793.6 762.3 1,669.4 126.7 1,796.1 1,041.1 8.5 0.46 74 Tamboli 4-055-01 ROR 45.1 20.8 40.1 110.0 150.1 2,168.3 5.0 0.62 Pre-FS in 1999 75 Karama-1 4-100-01 RES 1,162.1 800.0 1,752.0 395.1 2,147.1 1,452.6 10.5 0.62 76 Masuni 4-095-06 RES 558.6 400.2 876.4 53.8 930.2 1,395.8 11.6 0.63 77 Mong 4-073-04 RES 392.6 255.6 559.8 59.1 618.9 1,536.0 11.4 0.68 78 Bonto Batu 4-093-13 RES 385.7 228.3 500.0 60.2 560.2 1,689.4 12.3 0.74 79 Watunohu-1 4-056-01 ROR 103.5 57.0 54.9 254.1 309.0 1,815.8 6.0 0.79 80 Lalindu-1 4-047-01 RES 369.6 193.6 424.0 120.1 544.1 1,909.1 12.2 0.80 81 Pongkeru-3 4-057-03 RES 453.2 227.6 498.4 58.2 556.6 1,991.2 14.6 0.88

Sub-total 4,264.0 2,945.4 6,375.0 1,237.3 7,612.3 1,447.7 Wilayah IX (Maluku): Maluku

82 Mata-2 14-002-02 ROR 52.7 30.4 66.6 142.4 209.0 1,733.6 4.2 0.48 83 Mata-1 14-002-01 RES 72.8 27.8 60.9 4.5 65.4 2,618.7 18.6 1.17 84 Tala 14-012-01 RES 135.9 51.4 112.6 10.1 122.7 2,644.0 19.8 1.18 Pre-FS in 1999 85 Tina 13-004-01 ROR 117.0 22.8 49.9 106.8 156.7 5,131.6 13.4 1.43 Pre-FS in 1999

Sub-total 378.4 132.4 290.0 263.8 553.8 2,858.0 Wilayah X (Irian Jaya): Irian Jaya

86 Warasai 5-042-02 ROR 234.5 231.9 507.9 806.1 1,314.0 1,011.2 3.2 0.31 87 Jawee-4 5-013-06 ROR 276.5 152.6 668.4 640.2 1,308.6 1,811.9 3.8 0.32 88 Derewo-7 5-043-07 ROR 261.6 148.8 586.6 593.9 1,180.5 1,758.1 4.0 0.34 89 Jawee-3 5-013-05 ROR 287.0 147.2 425.5 738.1 1,163.6 1,949.7 4.4 0.44 90 Endere-1 5-013-07 ROR 242.2 144.8 317.1 716.4 1,033.5 1,672.7 4.2 0.46 91 Endere-2 5-013-08 ROR 215.6 87.0 327.7 400.1 727.8 2,478.2 5.3 0.48 92 Derewo-6 5-043-06 ROR 402.3 170.0 461.7 666.7 1,128.4 2,366.5 6.4 0.61




Firm energy

Secondary energy



93 Jawee-2 5-013-04 ROR 280.5 94.2 280.6 475.3 755.9 2,977.7 6.6 0.66 94 Baliem-7 5-006-08 ROR 393.0 97.8 411.2 423.5 834.7 4,018.4 8.4 0.73 95 Baliem-5 5-006-06 ROR 543.8 189.2 447.5 953.9 1,401.4 2,874.2 7.5 0.74 96 Waryori-4 5-036-12 ROR 188.8 94.2 107.3 491.5 598.8 2,004.2 5.6 0.74 97 Ulawa 5-042-01 ROR 83.0 34.6 75.8 118.8 194.6 2,398.8 7.1 0.75 98 Gila/Ransiki-1 5-037-91 LOT 101.3 56.2 123.1 13.1 136.2 1,802.5 13.3 0.80 99 Baliem-6 5-006-07 ROR 388.3 88.2 363.1 391.1 754.2 4,402.5 9.2 0.81

100 Kladuk-2 5-032-03 RES 447.0 229.0 501.5 65.9 567.4 1,952.0 14.1 0.86 101 Titinima-3 5-015-05 ROR 184.5 55.6 126.6 275.6 402.2 3,318.3 8.2 0.88 102 Maredrer 5-020-01 ROR 29.5 8.7 19.1 43.3 62.4 3,390.8 7.9 0.92 103 Muturi-1 5-026-01 ROR 123.4 45.8 52.2 236.1 288.3 2,694.3 7.7 1.00 104 Siewa-1 5-043-09 ROR 196.4 58.4 127.9 202.6 330.5 3,363.0 10.6 1.04 105 Baliem-8 5-006-09 ROR 551.9 138.4 315.2 691.8 1,007.0 3,987.7 10.6 1.06

Sub-total 5,431.1 2,272.6 6,246.0 8,944.0 15,190.0 2,389.8 Wilayah XI (Bali, Nusatenggara Barat & Nusatenggara Timur): Bali, West & East Nusatenggara

106 Parainglala 9-011-01 ROR 31.5 14.9 36.5 49.1 85.6 2,114.1 6.2 0.62 107 Be Lulic-1 11-012-01 ROR 54.3 21.2 52.0 70.1 122.1 2,561.3 7.4 0.74 to be omitted 108 Watupanggantu 9-012-01 ROR 19.9 7.1 17.5 23.0 40.5 2,802.8 8.2 0.82 109 Karendi-1 9-001-01 RES 40.6 21.4 46.9 2.6 49.5 1,897.2 13.7 0.85 110 Teldewaja 7-015-01 ROR 27.8 7.0 27.4 16.8 44.2 3,971.4 10.5 0.86 111 Kambera-2 9-005-02 RES 142.9 65.4 143.2 10.8 154.0 2,185.0 16.6 0.98 Pre-FS in 1999 112 Wai Ranjang 10-003-02 ROR 32.1 9.3 22.9 30.2 53.1 3,451.6 10.1 1.00 Pre-FS in 1999

Sub-total 349.1 146.3 346.4 202.6 549.0 2,386.2 Distribusi Jatim (Jawa Timur): East Jawa

113 Kewsamben 2-057-17 LHD 44.9 16.7 36.6 62.4 99.0 2,688.6 7.6 0.81 FS in 1997 Distribusi Jateng (Jawa Tengah & Daerah Istimewa Yogyakarta): Central Jawa

114 Rowopening 2-050-01 ROR 49.5 19.6 42.9 95.5 138.4 2,525.5 6.0 0.69 Distribusi Jabar (Jawa Barat): West Jawa

115 Cibareno-1 2-108-01 ROR 48.8 17.5 38.2 78.8 117.0 2,788.6 7.0 0.79 116 Cimandiri-1 2-107-01 ROR 77.3 24.4 53.4 114.1 167.5 3,168.0 7.7 0.88

Sub-total 126.1 41.9 91.6 192.9 284.5 3,009.5 Total 27,724.1 16,027.2 38,329.6 21,384.5 59,714.1 29,064.4

表 7.1.9 建設中・計画中のプロジェクト

No. Project name Province PLN Wilayah Status Year of

Installation Type Installed capacity

(MW)

Annual energy (GWh)

Capacity factor

(%)

Cost/kW in study year (US$/kW)

Cost/kW in 1996

(US$/kW) Total cost

(mil.$)

Sumatera 16 Asahan-1 Sumatera Utara Wilayah II On-going 2010 LHD 180 1,360 86.2% -- -- -- 17 Asahan-3 Sumatera Utara Wilayah II On-going 2012 RES 174 1,477 96.8% -- -- -- 6 Peusangan-1 D.I. Aceh Wilayah I On-going 2012 ROR 44 176 45.6% -- -- -- 7 Peusangan-2 D.I. Aceh Wilayah I On-going 2012 ROR 44 168 43.6% -- -- --

18 Merangin-2 Jambi Wilayah III D/D in 1996 -- ROR 350 1,465 47.8% 1,379 1,379 482.7 19 Tampur-1 D.I. Aceh Wilayah I F/S in 1984 -- RES 428 1,214 32.4% 1,283 1,646 704.5 20 Jambu Aye-8 D.I. Aceh Wilayah I F/S in 1985 -- RES 160 650 46.3% 2,153 2,706 433.0 21 Wampu Sumatera Utara Wilayah II F/S in 1992 -- ROR 84 475 64.5% 1,393 1,514 127.2 22 Ketaun-1 Bengkulu Wilayah IV F/S in 1990 -- RES 84 308 41.8% 1,348 1,527 128.3 23 Ranau Sumatera Selatan Wilayah IV F/S in 1988 -- LOT 60 146 27.8% 3,213 3,794 227.6 24 Teunom-1 D.I. Aceh Wilayah I Pre-F/S in 1987 -- RES 24 212 100.8% 3,402 4,102 98.4 25 Aceh-2 D.I. Aceh Wilayah I Pre-F/S in 1987 -- RES 7 64 104.3% 6,392 7,707 53.9 26 Peusangan-4 D.I. Aceh Wilayah I Pre-F/S in 1987 -- ROR 31 234 86.1% 1,495 1,802 55.9 27 Lawe Alas-4 D.I. Aceh Wilayah I Pre-F/S in 1987 -- RES 322 1,549 54.9% 1,219 1,470 473.3 28 Toru-1 Sumatera Utara Wilayah II Pre-F/S in 1994 -- RES 38 308 92.5% 1,613 1,647 62.6 29 Merangin-5 Jambi Wilayah III Pre-F/S in 1987 -- RES 24 197 93.6% 2,753 3,319 79.7 30 Bayang-1 Sumatera Barat Wilayah III Pre-F/S in 1987 -- ROR 13 71 62.3% 2,768 3,337 43.4 31 Bayang-2 Sumatera Barat Wilayah III Pre-F/S in 1987 -- ROR 31 203 74.7% 1,421 1,713 53.1 32 Lematang-4 Sumatera Selatan Wilayah IV Pre-F/S in 1987 -- RES 12 107 101.7% 10,028 12,091 145.1

Sub-total 2,110 10,384 56.1% 41,860 49,754 3,168.6 Sulawesi

39 Lasolo Sulawesi Tengah Wilayah VII F/S in 1996 -- ROR 100 770 87.8% -- -- -- 40 Palu-3 Sulawesi Tengah Wilayah VII F/S in 1990 -- LOT 75 510 77.6% 1,236 1,400 105.0 41 Bakaru (2nd stage) Sulawesi Selatan Wilayah VIII D/D -- ROR 126 471 42.6% 1,209 1,260 158.8 42 Poko Sulawesi Selatan Wilayah VIII F/S in 1996 -- RES 233 760 37.2% 1,296 1,296 302.0 43 Malea Sulawesi Selatan Wilayah VIII F/S in 1984 -- ROR 182 1,477 92.6% 1,103 1,415 257.5 44 Konaweha-3 Sulawesi Tengah Wilayah VII Pre-F/S in 1996 -- RES 24 116 55.1% -- -- -- 45 Poigar-2 Sulawesi Utara Wilayah VII On-going -- ROR 25 149 68.0% -- -- -- 46 Poigar-3 Sulawesi Utara Wilayah VII Pre-F/S in 1987 -- ROR 14 99 80.7% 1,710 2,062 28.9 47 Batu Sulawesi Selatan Wilayah VIII Pre-F/S in 1987 -- RES 271 1,740 73.2% 1,488 1,794 486.2

Sub total 1,050 6,092 66.2% 8,042 9,227 1,338.3 Java-Bali

75 Maung Jawa Tengah Jateng D/D in 1987 -- RES 360 535 17.0% 1,179 1,421 511.6 76 Rajamandala Jawa Barat Jabar D/D in 1995 -- ROR 58 216 42.5% 2,064 -- -- 77 Jatigede Jawa Barat Jabar D/D in 1986 -- RES 175 777 50.7% 3,563 -- -- 78 Cibuni-3 Jawa Barat Jabar F/S in 1984 -- RES 172 568 37.7% 1,646 2,112 363.3 79 Cipasang Jawa Barat Jabar F/S in 1988 -- RES 400 751 21.4% 1,021 1,206 482.4 80 Cimandiri-3 Jawa Barat Jabar F/S in 1990 -- RES 238 600 28.8% 1,300 1,473 350.6



No. Project name Province PLN Wilayah Status Year of

Installation Type Installed capacity

(MW)

Annual energy (GWh)

Capacity factor

(%)

Cost/kW in study year (US$/kW)

Cost/kW in 1996

(US$/kW) Total cost

(mil.$)

81 Gintung Jawa Tengah Jateng Pre-F/S in 1987 -- RES 19 81 48.6% 5,018 6,050 115.0 82 Rawalo-1 Jawa Tengah Jateng Pre-F/S in 1987 -- LHD 0.6 5 95.1% 4,196 5,059 3.0 83 Cibuni-4 Jawa Barat Jabar Pre-F/S in 1987 -- RES 71 207 33.3% 1,378 1,661 117.9 84 Cikaso-3 Jawa Barat Jabar Pre-F/S in 1987 -- RES 30 189 71.9% 4,155 5,010 150.3 85 Grindulu-2 Jawa Timur Jatim Pre-F/S in 1987 -- RES 16 51 36.4% 4,325 5,215 83.4 95 Ayung-1 (Sidan) Bali Wilayah XI F/S in 1989 -- ROR 23 68 33.7% 2,478 2,866 65.9 96 Ayung-2 (Selat) Bali Wilayah XI F/S in 1989 -- ROR 19 52 31.2% 2,099 2,428 46.1 97 Ayung-3 (Buangga) Bali Wilayah XI F/S in 1989 -- LHD 2 12 76.1% 9,944 11,501 20.7

Sub total 1,583 4,112 29.6% 44,366 46,002 2,310.2 Kalimantan

87 Riam Kiwa Kalimantan Selatan Wilayah VI D/D in 1986 -- RES 42 152 41.3% 4,135 5,090 213.8 88 Pade Kembayung Kalimantan Barat Wilayah V F/S in 1980 -- RES 30 235 89.4% 6,927 9,660 289.8 89 Kusan-3 Kalimantan Selatan Wilayah VI D/D -- RES 68 101 16.9% 1,756 1,989 135.3 90 Amandit-2 Kalimantan Selatan Wilayah VI Pre-F/S in 1987 -- RES 2.5 20 91.3% 11,430 13,781 34.5 91 Kelai-2 Kalimantan Timur Wilayah VI F/S -- RES 168 1,103 74.9% 1,599 1,702 285.9 92 Kayan-2 Kalimantan Timur Wilayah VI Pre-F/S in 1996 -- RES 500 3,833 87.5% 1,014 1,014 507.0 93 Pinoh Kalimantan Barat Wilayah V Pre-F/S in 1987 -- RES 198 1,375 79.2% 2,177 2,625 519.8 94 Silat Kalimantan Barat Wilayah V Pre-F/S in 1987 -- RES 29 130 51.1% 4,078 4,917 142.6

Sub total 1,038 6,949 76.4% 33,116 40,778 2,128.6 Nusa Tenggara

98 Beburung NTB Wilayah XI F/S in 1990 -- ROR 22 91 47.2% 1,935 2,192 48.2 99 Putih-1 NTB Wilayah XI F/S in 1997 -- ROR 5.6 29 59.1%

-- 3,212 50.7 100 Putih-2 NTB Wilayah XI F/S in 1997 -- ROR 4.1 22 61.2% 101 Putih-3 NTB Wilayah XI F/S in 1997 -- ROR 6.1 32 59.8%

Sub total 37.8 174 52.5% 1,935 5,404 99.0 Maluku

102 Isal-2 Maluk Wilayah IX F/S in 1989 -- RES 60 447 85.0% 1,442 1,668 100.1 103 Lamo-1 Maluk Wilayah IX Pre-F/S in 1996 -- RES 6 25 50.0% -- -- --

Sub total 66 472 82.0% 1,442 1,668 100.1 Irian Jaya

104 Warsamson Irian Jaya Wilayah X F/S in 1996 -- RES 49 248 57.7% 2,704 2,704 132.5 105 Genyem Irian Jaya Wilayah X On-going 2011 ROR 23 68 33.7% 3,672 3,672 84.5

Sub total 72 316 50.1% 6,376 6,376 217.0 Total 5,956 28,499 54.6% 137,137 159,209 9,362

本調査において対象とするプロジェクトについて既存の水力発電設備とともに要約したものが表

7.1.10 である。表 7.1.7 の数値に比して、カリマンタン、スラウェシ、パプアの設備容量につい

ては水力ポテンシャルあるいは電力需要から決まる開発可能容量よりも大きいため、その分は差

し引かれなければならない。

表 7.1.10 本調査で対象とする水力プロジェクト要約

地域 Existing Planning & Ongoing HPPS2 Total

Loc Capacity Energy Loc Capacity Energy Loc Capacity Energy Loc Capacity Energy(MW) (GWh) (MW) (GWh) (MW) (GWh) (MW) (GWh)

スマトラ* 13 1,443 8,223 20 2,110 10,384 55 3,586 15,334 88 7,139 33,941カリマンタン 1 30 136 8 1,038 6,949 9 5,456 14,520 18 6,523 21,605スラウェシ 6 352 1,210 11 1,050 6,092 17 4,357 13,046 34 5,759 20,348マルク 2 66 472 4 132 554 6 198 1,026パプア 2 72 316 20 2,273 15,190 22 2,345 15,506ヌサテンガラ 4 38 174 6 146 549 10 184 723ジャワ・バリ 27 2,513 8,098 14 1,583 4,112 4 78 522 45 4,174 12,732

計 47 4,338 17,667 61 5,956 28,499 115 16,027 59,714 223 26,321 105,880

注）スマトラの既存設備は Asahan II project 分を含む。

出所：JICA Study Team.

水力ポテンシャル、電力需要、水力開発状況を考慮に入れた 2027 年までの水力開発可能量、すな

わち、本調査の対象とする水力開発容量は終的に表 7.1.11 のようになる。



表 7.1.11 本調査で対象とする水力開発量

(単位: MW)

地域

Existing Hydro

Capacity

Planned & Ongoing

Screened in HPPS2 Total Hydro

Capability*Focused in this Study Total

(A) (B) (C) (D)=(B)+(C) (E) (F)=min(D,E) (A)+(F) Sumatera 1,443 2,110 3,586 5,696 9,862 5,696 7,139Kalimantan 30 1,038 5,456 6,493 3,605 3,605 3,635Sulawesi 352 1,050 4,357 5,407 3,004 3,004 3,356Maluku 66 132 198 232 198 198Papua 72 2,273 2,345 293 293 293Nusa Tenggara 38 146 184 549 184 184Java-Bali 2,513 1,583 78 1,662 4,200 1,662 4,174

Total 4,338 5,956 16,027 21,984 21,745 14,641 18,979

* 表 7.1.7 に示す需要・ポテンシャルの制約下での水力開発量


7.2 開発シナリオ

水力開発が近年停滞しているものの、政府は水力開発に関して意欲的な目標を掲げている。こう

した背景の下、前項で検討した水力ポテンシャル及び電力需要を念頭に置きながら 3 つの開発シ

ナリオを設定し、検討することとした。

i) 政策志向シナリオ

このシナリオは、エネルギー政策に沿って可能な限りの水力プロジェクトを開発するものである。

しかしながら、表 7.1.11 に示したように、このシナリオにおいてさえ、水力ポテンシャルと電力

需要の組み合わせによる制約のために国家エネルギー政策における水力開発目標20～30 GWに到

達することはできない。

ii) 現実的シナリオ

近年の経験に照らすと、社会的・環境的影響は水力開発を阻む最も大きな要因の一つである。例

えば、北スラウェシ州の Poigar 2 プロジェクトはその一部が中央政府により保全林（Hutan Konservasi）に指定された区域に位置し、長らく停滞している。また、南カリマンタン州の Kusanプロジェクトにおいては希少哺乳動物の生息域であることが判明したため、同様に進捗が止まっ

ている。加えて、プロジェクトの経済性と当該プロジェクトの供給エリアの電力需要を考慮し、

実現性が高いと考えられるプロジェクトの開発を優先した、現実的な開発シナリオを策定した。

政策志向シナリオと比較して不足する発電容量は、需要を満たすために他の発電方式により補う

必要があり、経済評価に用いるのと同様の方法、すなわち、ベースロード分については石炭火力

発電で、ピークロード分に対してはガスタービン発電で対応することとした。

プロジェクトの優先性を判断したスクリーニングの方法、条件及び結果については、次の項にお

いて述べる。



iii) ゼロ・オプション

一切の水力開発プロジェクトが実施されないとした極端なシナリオ「ゼロ・オプション」につい

ても比較のため、検討を行った。ゼロ・オプションにおいては、既に、建設、資金調達、詳細設

計などの具体的なアクションが着手されているプロジェクトについても中止されたものと仮定し

た。他の供給容量については「現実的シナリオ」と同様になされた。

上記の 3 つの開発シナリオの視覚的イメージを図 7.2.1 に示す。

図 7.2.1 開発シナリオのイメージ

7.3 プロジェクトの分類

7.3.1 プロジェクト分類の枠組み

マスタープランにおいて考慮されるプロジェクトを選定する際のプロジェクトの分類は以下に示

す方法で行った。

- 自然・社会環境、及び、プロジェクトの経済性の面から評価する。

- 当該プロジェクトの供給エリアの電力需要及び送電系統の規模からプロジェクトの規模の妥

当性についてチェックする。

- 自然・社会的環境への影響については、各評価項目に関する開発難易度を評価指標とする。

開発難易度は、開発可能性の視点から各項目について、「容易」から「非常に困難」までに分

類される。（すなわち、A から D までで D はも困難）

- プロジェクトの経済性については、簡略化された費用便益分析によって評価する。水文、地

質などの不確定要素（リスク）が想定される場合、程度に応じてコストや利益に反映する。

サイトの条件・送電線やアクセス道路の延長によるサイト条件の有利・不利については、コ

ストに反映される。

- 自然・社会環境、プロジェクトの経済性に関する評価は、総合的な判断に基づく。

HPPS2 Projects curtailed by demand

Requirement of Hydro Development from Energy Policy (20 to 30 GW)

i) Policy Oriented Scenario

ii) Realistic Scenario

iii) Zero Option

Planned & Ongoing

HPPS2 Projects

Planned &

OngoingHPPS2 Projects

4.3 GW 6.0 GW 8.7 GW 7.3 GW

Existing

Existing Alternative Generation

Alternative Generation

Existing

3.8 GW

20 GW 30 GW

16.0 GW



上記の枠組みを適用したスクリーニングは、基本的に机上調査で得られる情報に基づいて実施さ

れた。開発難易度を評価するために採用した項目は、①森林区分、②非自発的住民移転、および

③湛水面積、である。

7.3.2 自然環境及び社会環境

(1) 森林区分

a) 森林区分

インドネシアの森林は、森林法 1999 年第 41 号の第 6 条に従い、その機能や目的に応じて生産林

（Hutan Produksi）、保護林（Hutan Lindung）、及び保全林（Hutan Konservasi）の 3 種類に分類

される。さらに、保全林の分類は、「生物天然資源とその生態系の保全に関する法律 1990 年第 5号」に記載されている。

1) 生産林（Hutan Produksi）

生産林は、主に林産物の生産が求められている森林区域として定義されており、次の 3 つの

カテゴリーにより構成される。

- 限定生産林（Hutan Produksi Terbatas）

- 永久生産林（Hutan Produksi Tetap）

- 転換林（Hutan Konversi）

2) 保護林（Hutan Lindung）

保護林とは、水源涵養、洪水・浸食、河川氾濫の防止、土壌肥沃度の維持を主要な機能とし

て有する森林区域である。

3) 保全林（Hutan Konservasi）

保全林は生物多様性と生態系を保全する機能を有する森林区域である。保全林は更に次の 3つのカテゴリーに分類される。

- 自然保護林（Kawasan Suaka Alam）

- 自然保全林（Kawasan Pelestarian Alam）

- ハンティングリゾート（Taman Buru）

b) 森林区域の利用

林業以外の開発行為による森林利用は、森林法 1999 年第 41 号第 38 条に基づき、生産林区域と保

護林区域でのみ許可されている。したがって、保全林については林業生産を除いた、他の目的の

ために使用することはできない。



林業以外の開発行為による森林利用は、次の表（政令 2010 年第 24 号）に示す。林業以外の開発

活動のための森林利用とは、新・再生可能エネルギー技術を含む発電、送電、配電設備の設置を

含む。

採鉱に関しては、生産林内では露天掘り、坑道式の両方の採掘が可能であるが、保護林内では坑

道式の採掘のみが可能である。（政令 2010 年第 24 号第 5 項）。

表 7.3.1 林業以外の開発行為による森林利用

Forest Classification Development activities Production Forest（Hutan Produksi） Protected Forest(Hutan Lindung）

- religious - mining - generator, transmission, and electrical distribution installation, as

well as new and renewable energy technology - building telecommunication network, radio transmission station,

and television relay station; - road, toll road, and railroad - transportation uncategorized as public transport for

manufacturing products transportation - water resources facilities and infrastructure, building water

installation network, and clean water and/or waste water channeling.

- public facilities - forestry related industries - defense and security - infrastructure supporting public safety; or - temporary holding place for natural disasters victims.

出所：政令 2010 年第 24 号

c) 自然環境の視点からの「開発行為の難易度」のランク

自然や社会の環境への影響については、自然環境や社会環境の観点から、開発活動の難易度につ

いて評価指標を検討した。また、自然環境や社会環境面の視点からの開発活動の難易度は、それ

ぞれの評価項目から総括的に評価した。開発の難易度を表す評価項目は開発の可能性に基づいた

各評価項目で「容易」から「非常に困難」までに分類される。（A から D、すなわち D はも困

難）。森林区分は、自然環境に含まれる評価項目の一つとして選定された。

森林区分のランキングについては、森林区域外は、特別な困難はないことを示す「A ランク」に

分類し、林業生産の以外の目的で使用することができない保全林は D に分類した。

生産林と保護林は重要性の観点からは大きな差はない。政令第 24 条第 5 項の規定を考慮すると、

生産林の開発難易度は「B」、保護林のそれは「C」となる。

「生産林区域内においては、露天掘りと坑道式の採掘が可能であるが、保護林区域内におい

ては坑道式の採掘のみしかできない。」

終的には自然環境からの「開発難易度」のランキングは表 7.3.2 のように決定した。



表 7.3.2 自然環境からの開発難易度ランク

Rank Description Definition A Areas outside of forest area Difficulties are expected to be less. B Production Forest (HP)

Although certain difficulties are expected, the solution could be found.

C Protection forest (HL)

The solution for the constraints is considered as difficult.

D Conservation forest (HK) The solution for the constraints is considered as very difficult.

(2) 非自発的住民移転

非自発的住民移転は、その大きさにかかわらず、プロジェクトにより影響を受けた人及びプロジ

ェクト実施者の両方にとってマイナスの影響が発生する。したがって、それを避けることが可能

な場合や代替案が実行可能な場合には、プロジェクトの設計を再探索して小限に抑える、又は

避けるべきである。この概念を尊重して、本調査では非自発的移住の影響を社会的環境条件の基

準の一つとして初のプロジェクトのスクリーニングを実施することとする。

a) 住民移転の基準

非自発的住民移転の影響は、実際に移転されると想定される世帯数で評価した。非自発的移住の

影響のランキングについては、0～50 世帯の住民移転は特に問題なしと見なし、「A ランク」と

して分類した。 10,000 人以上の世帯の住民移転は重大な影響を与えるため、「D」として分類し

た。

表 7.3.3 住民移転に関する開発難易度ランク

Rank Description Definition A 0 – 50 households replacement Difficulties are expected to be less. B 50 – 400 households replacement Although certain difficulties are

expected, the solution could be found. C 400 – 1,000 households replacement The solution for the constraints is

considered as difficult. D More than 1,000 households

replacement The solution for the constraints is considered as very difficult.

b) 影響の評価方法

実際に移転しなければならない世帯数は HPPS2 において既に推定されている。本調査におけるプ

ロジェクトの位置及びサイズは、HPPS2 の調査結果に基づいているため、非自発的住民移転世帯

数は HPPS2 の調査結果を更新することにより見積もられる。

HPPS2 の調査結果は中央統計局（BPS）により発行された 2000 年の新の国勢調査のデータを適

用して更新された。HPPS2 でカバーされていないプロジェクトについては、ANDAL レポート、

実現可能性調査報告書、1983 年に実施された水力発電ポテンシャルに関する調査（HPPS）などの

調査結果を更新することにより移転世帯数を評価した。



(3) 湛水面積

大きな湛水面積を必要とするプロジェクトにおいては、土地所有者と自然や社会を取り巻く環境

への十分な配慮が必要である。湛水による影響を小限に抑えるために、この調査では湛水面積

を社会的環境評価のためのもう一つの基準とした。

a) 湛水面積の基準

湛水の影響は必要な湛水面積により評価した。湛水エリアのランキングについては、0 から 100ヘクタールの湛水は特に問題なしと見なし、「A ランク」として分類し、10,000 ヘクタール以上

の湛水は深刻な影響を及ぼすと見なし、「D ランク」として分類した。

表 7.3.4 湛水面積による開発難易度のランク

Ranking Description Definition A 0 – 100 ha Difficulties are expected to be less. B 100 – 1,000 ha Although certain difficulties are expected, the

solution could be found. C 1,000 – 10,000 ha The solution for the constraints is considered as

difficult. D 10,000 ha The solution for the constraints is considered as very

difficult.

b) 湛水面積の評価方法

浸水面積についても HPPS2 で既に推定されている。非自発的住民移転でも同様であるが、HPPS2でカバーされていないプロジェクトがあり、このようなプロジェクトの湛水面積は ANDAL レポ

ート、実現可能性調査報告書などの既存の調査結果から推定した。ほとんどのプロジェクトに共

通する問題は、湛水エリアは藪、森林、耕地であるということである。

7.3.3 その他の基準

(1) 容量の規模

本調査では、10 MW 未満の計画は設備容量と投資資金の面からマスタープランに対する影響が小

さいため、10 MW 以上の計画について考慮する。小水力発電計画のほとんどは民間投資家による

開発が予定され、これらはマスタープランに沿って開発される性質のものではなく、小規模再生

可能エネルギー発電に対する財務的インセンティブを享受することを狙って、投資家の自由意思

により開発されるものである。

(2) プロジェクトの経済性

経済的内部収益率（EIRR）をプロジェクトの経済性の指標とした。インドネシアでは民間投資家

と PLN 間の PPA（電力購買契約）は原則としてエネルギーベースで決定され、ピーク時とオフピ

ーク時の価値の差は考慮されない。このため、財務的内部収益率（FIRR）は設備利用率が高いベ

ースロード発電に対して優位性を与えることになる。こうした不当な評価を避けるために、プロ

ジェクトの経済性評価指標として経済的内部収益率を選定した。プロジェクトの経済性をスクリ



ーニングするための基準は 10 %として、経済的内部収益率が 10 %未満のものはスクリーン・アウ

トした。

(3) 民間プロジェクトとの干渉

本調査を進める途中で、特にスマトラにおいてかなりの数の小水力プロジェクトについて、民間

投資家が関係地方自治体から開発許可（Izin Lokasi）を既に取得していることがわかった。これら

のほとんどは第 2 次包蔵水力調査（HPPS 2）の第 3 次スクリーニングを通過した本調査で対象と

しているプロジェクトと干渉していた。いくつかのプロジェクトについては民間投資家と PLN 支

社（10 MW 以下のプロジェクトを扱う権限が付与されている）の間で独占的調査権を与える覚書

（MOU）が結ばれており、また、他のプロジェクトについては電力購入契約（PPA）が締結され

ているものもあった。既に合意に達した電力購買契約を破棄させることは困難と考えられるため、

民間投資家による開発ステージが電力購買契約以上まで進んだプロジェクトについては放棄する

こととした。

(4) 需要及び送電系統の規模

プロジェクトの計画地域の電力需要と送電系統の規模に関して概略のチェックを行った。詳細な

評価は次のセクションで実施されるが、設備容量が当該地点の電力需要や送電系統の規模に比し

て明らかに大きすぎると判断されるプロジェクトについては放棄した。

7.3.4 スクリーニングの結果

機械的に上記のスクリーニング基準を適用し、また次の手順に従い、プロジェクトの優先順位を

決定した。 i) HPPS 2 の第 3 次スクリーニングをパスしたもの ii) 詳細設計、実現可能性調査、事前実現可能性調査が行われたもの

1. ①環境で D ランク、②10MW 以下、③IPP が PPA 又は更に進んだもの、④プロジェクトの

経済性、⑤系統に比して規模が大きすぎるもの、のどれかが赤で塗られた計画。

2. ①貯水池式で環境において C ランクがあるもの、もしくは②IPP が MOU に進んだもの、

のうちどれかが黄色で塗られた計画。

3. 赤で塗りつぶされた計画は「×」と分類する。

4. 黄色で塗りつぶされた計画は「△」と分類する。

5. 「△」に分類されたプロジェクトのうち、環境の項目において C が 2 個（例えば保護林内

で 1,000ha 以上の湛水面積）、もしくは住民移転が C（400 世帯以上の移転）であれば「△

△」とし、「△」に比べてより開発難易度が高いとする。

6. 赤でも黄色でも塗られていないものは「○」に分類。

7. 優先順位は“○” > “△” > “△△” > “×”の順とする。



(2) HPPS 2 の第 3 次スクリーニングをパスしたプロジェクト

HPPS2 の第 3 次スクリーニングをパスした計画の評価結果を表 7.3.5 に示す。115 の計画のうち 46件の合計 6,206.9 MW のプロジェクトがこのスクリーニングをパスした。カリマンタンの 9 件とパ

プアの 20 件はその地域の電力需要のために破棄された。13 件のプロジェクトは環境への懸念の

ために D ランク、8 件が IPP との干渉、7 件は経済性、そして 3 件は 10 MW 未満のため、排除さ

れた。1.

表 7.3.5 HPPS2 の 3 次スクリーニングをパスしたプロジェクトの評価

Working N

o.

Scheme Name Type

Province

Installed C

apacity

Annual Total Energy

Peak Time

Project Cost

Project EIRR

Forest C

lassification

Resettlem

ent

Reservoir A

rea

Environm

ent

IPP

Dem

and

Evaluation

(MW) (GWh) (hrs) (2011US$)[Sumatra]

1001 Mamas-2 ROR NAD 51.0 327.7 10 132.52 18.1% D A A D ×

1002 Jambo Papeun-3 ROR NAD 25.4 206.1 12 80.60 16.9% C A A C ○

1003 Woyla-2 RES NAD 242.1 664.6 6 367.45 17.0% C A B C △

1004 Ketambe-2 ROR NAD 19.4 124.9 10 62.85 13.8% D A A D ×

1005 Teunom-2 RES NAD 230.0 595.3 6 370.81 15.4% C A C C △△

1006 Kluet-1 ROR NAD 40.6 231.9 6 106.39 15.8% C A A C ○

1007 Meulaboh-5 ROR NAD 43.0 271.1 7 127.55 14.8% C A A C ○

1008 Kluet-3 ROR NAD 23.8 194.0 12 103.40 11.6% C A A C ○

1009 Ramasan-1 RES NAD 119.0 291.9 6 237.40 11.8% C A B C △

1010 Sibubung-1 ROR NAD 32.4 207.3 7 102.93 13.7% C A A C ○

1011 Seunangan-3 ROR NAD 31.2 179.3 6 93.41 13.4% C A A C ○

1012 Teripa-4 RES NAD 184.8 503.6 6 394.68 11.5% C B B C △

1013 Teunom-3 RES NAD 102.0 303.2 6 226.37 11.5% C A B C △

1014 Meulaboh-2 ROR NAD 37.0 212.5 6 123.74 11.7% C A A C △

1015 Sibubung-3 ROR NAD 22.6 144.9 7 87.26 10.8% C A A C △

1016 Sirahar ROR Sumut 35.4 228.3 10 83.91 20.2% A A A A ×

1017 Ordi-1 ROR Sumut 40.8 263.0 10 93.55 21.1% C A A C PPA ×

1018 Simanggo-1 ROR Sumut 44.4 285.8 10 106.27 20.0% A A A A Operation ×

1019 Renun-3 ROR Sumut 19.8 33.8 3 52.15 5.7% A A A A ×

1020 Kumbih-3 ROR Sumut 41.8 269.6 10 105.52 18.7% B A A B ○

1021 Simanggo-2 ROR Sumut 59.0 366.9 10 145.64 18.8% A A A A ○

1022 Raisan-1 ROR Sumut 26.2 167.9 10 73.62 16.4% C A A C ○

1023 Gunung-2 ROR Sumut 22.6 145.3 10 63.68 16.4% A A A A PPA ×

1024 Toru-2 ROR Sumut 33.6 237.1 12 102.29 16.2% C A A C ○


1026 Sibundong-4 ROR Sumut 31.6 203.6 10 92.94 15.6% B A A B ○

1027 Ordi-2 ROR Sumut 26.8 172.8 10 82.25 14.8% C A A C PPA ×

1028 Ordi-5 ROR Sumut 26.8 173.7 10 79.46 15.5% B A A B ○

1029 Bila-2 ROR Sumut 42.0 300.6 6 106.68 19.9% C A A C ○

1030 Ordi-3 ROR Sumut 18.4 119.1 10 59.49 13.9% B A A B ○

1031 Silau-1 ROR Sumut 27.4 147.9 7 72.56 15.0% B A A B Operation ×


1033 Siria ROR Sumut 16.5 105.8 10 59.61 12.1% C A A C ○

1034 Toru-3 RES Sumut 227.6 516.1 6 413.90 12.7% C B C C △△

1035 Sangir ROR Sumbar 41.8 331.7 12 102.71 23.0% D A A D ×

1036 Sinamar-2 ROR Sumbar 25.6 217.1 12 83.58 16.9% A A A A MOU △

1037 Air Tuik ROR Sumbar 24.8 161.4 6 66.40 17.1% D A A D ×

1038 Sirantih-1 ROR Sumbar 18.3 153.3 12 76.96 12.2% D A A D ×

1039 Batang Hari-4 RES Sumbar 216.0 544.9 6 352.69 15.0% C B C C △△

1040 Taratak Tumpatih-1 ROR Sumbar 29.6 192.6 6 82.66 16.2% D A A D ×

1041 Sinamar-1 ROR Sumbar 36.6 254.9 6 99.69 17.7% A A A A MOU △

1042 Masang-2 ROR Sumbar 39.6 256.1 7 120.32 14.6% B A A B ○

1 理由が重複する為、件数の合計はスクリーニングをパスしなかった件数の合計と一致しない。



Working N

o.

Scheme Name Type

Province

Installed C

apacity

Annual Total Energy

Peak Time

Project Cost

Project EIRR

Forest C

lassification

Resettlem

ent

Reservoir A

rea

Environm

ent

IPP

Dem

and

Evaluation

(MW) (GWh) (hrs) (2011US$)1043 Gumanti-1 ROR Sumbar 15.8 85.4 6 45.36 13.4% A A A A MOU △

1044 Anai-1 ROR Sumbar 19.1 109.2 6 55.39 13.9% A A A A MOU △

1046 Kuantan-2 RES Sumbar 272.4 734.1 6 467.03 14.7% C B C C △△

1047 Rokan Kiri-1 RES Sumbar 183.0 431.9 6 331.16 12.9% B B D D ×

1048 Mauna-1 ROR Bengkulu 103.0 814.0 11 208.25 29.4% A A A A Const. ×

1049 Langkup-2 ROR Bengkulu 82.8 700.5 12 197.50 25.3% D A A D ×

1050 Merangin-4 RES Jambi 182.0 491.9 6 314.94 14.5% D A B D ×

1051 Padang Guci-2 ROR Bengkulu 21.0 145.1 8 70.56 13.7% C A A C MOU △

1052 Endikat-2 ROR Sumsel 22.0 179.8 8 85.62 13.1% A A A A ○

1053 Semung-3 ROR Lampung 20.8 146.9 6 70.45 13.6% C A A C ○

1054 Menula-2 ROR Lampung 26.8 152.2 6 85.32 12.3% D A A D ×

1055 Tebo-2 ROR Jambi 24.4 188.7 11 123.21 9.3% D A A D ×

[Kalimantan] 1056 Melawi-9 RES Kalbar 590.4 1,324.8 6 1,095.68 12.4% B A D D less ×

1057 Mandai-5 RES Kalbar 140.7 351.8 6 548.70 5.3% B A C C less ×

1058 Boh-2 RES Kaltim 1,119.6 3,299.2 6 1,832.65 16.3% B A C C less ×

1059 Kelai-1 RES Kaltim 952.8 2,106.4 6 1,532.14 14.4% B A D D less ×

1060 Sesayap-20 RES Kaltim 949.2 2,633.3 6 1,656.91 14.7% A A C C less ×

1061 Sesayap-11 RES Kaltim 624.0 2,035.3 6 1,399.66 12.1% D A B D less ×

1062 Sembakung-3 RES Kaltim 572.4 1,268.3 6 1,444.74 8.7% A B D D less ×

1063 Sesayap-15 RES Kaltim 313.2 956.7 6 848.89 9.4% B A C C less ×

1064 Telen RES Kaltim 193.2 544.4 6 552.85 8.4% B A C C less ×

[Sulawesi] 1065 Poso-2 ROR Sulteng 132.8 1,125.4 12 208.93 43.6% A A A A Const. ○

1066 Poso-1 ROR Sulteng 204.0 1,341.0 6 300.61 37.6% A A A A Const. ○

1067 Lariang-7 RES Sulteng 618.0 1,489.6 6 896.58 16.8% C A C C △△

1068 Lariang-6 RES Sulteng 209.4 616.2 6 382.13 14.3% C A B C △

1069 Bone-3 ROR Sulut 20.4 148.3 10 78.67 12.2% D A A D ×

1070 Bongka-2 RES Sulteng 187.2 451.3 6 407.24 10.6% B A C C △

1071 Solato-1 ROR Sulteng 26.6 176.1 6 110.53 10.0% D A A D ×

1072 Lariang-8 ROR Sulteng 12.8 85.4 6 59.48 8.7% C A A C ×

1073 Karama-2 RES Sulbar 762.3 1,796.1 6 983.86 18.9% C B C C △△

1075 Karama-1 RES Sulbar 800.0 2,147.1 6 1,481.11 13.5% C A B C △

1076 Masuni RES Sulsel 400.2 930.2 6 714.01 13.1% B A C C △

1077 Mong RES Sulsel 255.6 618.9 6 474.22 12.8% A B C C △

1079 Watunohu-1 ROR Sultra 57.0 309.0 3 142.29 15.6% C A A C ○

1080 Lalindu-1 RES Sultra 193.6 544.1 6 472.50 10.1% B A C C △

1081 Pongkeru-3 RES Sulsel 227.6 556.6 6 562.06 9.3% B A C C ×

[Maluku] 1082 Mala-2 ROR Maluku 30.4 209.0 6 73.15 20.5% C A A C ○

1083 Mala-1 RES Maluku 27.8 65.4 6 92.83 6.1% C A C C ×

[Papua] 1086 Warasai ROR Papua 231.9 1,314.0 6 326.35 35.0% D A B D less ×

1087 Jawee-4 ROR Papua 152.6 1,308.6 12 366.95 25.4% C A A C less ×

1088 Derewo-7 ROR Papua 148.8 1,180.5 11 339.26 25.3% C A A C less ×

1089 Jawee-3 ROR Papua 147.2 1,163.6 8 373.19 21.9% C A A C less ×

1090 Endere-1 ROR Papua 144.8 1,033.5 6 323.76 23.5% C A A C less ×

1091 Endere-2 ROR Papua 87.0 727.8 10 280.16 17.0% C A A C less ×

1092 Derewo-6 ROR Papua 170.0 1,128.4 7 502.18 15.5% C A A C less ×

1093 Jawee-2 ROR Papua 94.2 755.9 8 351.39 13.7% C A A C less ×

1094 Baliem-7 ROR Papua 97.8 834.7 12 479.85 10.3% C A A C less ×

1095 Baliem-5 ROR Papua 189.2 1,401.4 6 670.06 13.5% B A A B less ×

1096 Waryori-4 ROR Papua 94.2 598.8 3 249.43 16.8% C A A C less ×

1097 Ulawa ROR Papua 34.6 194.6 6 110.98 12.1% D A A D ×

1098 Gita/Ransiki-1 LOT Papua 56.2 136.2 6 142.03 8.9% C A C C less ×

1099 Baliem-6 ROR Papua 88.2 754.2 11 472.23 9.3% B A A B less ×

1100 Kladuk-2 RES Papua 229.0 567.4 6 503.95 10.7% B B C C less ×

1101 Titinima-3 ROR Papua 55.6 402.2 6 234.33 10.7% C A A C less ×



Working N

o.

Scheme Name Type

Province

Installed C

apacity

Annual Total Energy

Peak Time

Project Cost

Project EIRR

Forest C

lassification

Resettlem

ent

Reservoir A

rea

Environm

ent

IPP

Dem

and

Evaluation

(MW) (GWh) (hrs) (2011US$)1102 Maredrer ROR Papua 8.7 62.4 6 39.27 9.6% A A A A less ×

1103 Muturi-1 ROR Papua 45.8 288.3 3 164.16 11.3% B A A B less ×

1104 Siewa-1 ROR Papua 58.4 330.5 6 246.76 8.7% C A A C less ×

1105 Baliem-8 ROR Papua 138.4 1,007.0 6 664.01 9.2% C A A C less ×

[Nusa Tenggara] 1106 Parainglala ROR NTT 14.9 85.6 7 43.82 13.8% D A A D ×

1108 Watupanggantu ROR NTT 7.1 40.5 7 26.92 10.0% A A A A ×

1109 Karendi-1 RES NTT 21.4 49.5 6 57.60 7.9% A B B B ×

[Java-Bali] 1110 Teldewaja ROR Bali 7.0 44.2 11 36.48 7.8% A A A A ×

1115 Cibareno-1 ROR Jabar 17.5 117.0 6 64.10 11.8% A A A A ○

1116 Cimandiri-1 ROR Jabar 24.4 167.5 6 98.87 10.7% A A A A ×

Note) Sirahar scheme (No. 1016) in Sumatra and Cimandiri scheme (No. 1116) in Java-Bali are evaluated as “×” based on more detailed examination described in Chapter 9.

出所：調査団作成

(3) 実行中または計画中のプロジェクト

実行中、計画中の DD、F/S またはプレ F/S が行われたプロジェクトの評価結果を表 7.3.6 に示す。

61 件の計画のうち 24 件の合計容量 2,926.0 MW がスクリーニングをパスした。25 件が環境的理由

から、23 件が経済的理由、2 件が IPP と干渉するため、排除された。

排除されたプロジェクトのうち、カリマンタンの Kelai-2（Kelai）、Pinoh（Nanga Pinoh）は貯水池

面積の点で、またジャワ・バリの Jatigede の場合は住民移転数の点で問題があると判断されたが、

これらのプロジェクトは至近の RUPTL に織り込まれており、また、これらの問題点は開発にとっ

て致命的なものではないと考えられるため、マスタープランに考慮することとした。しかしなが

ら、これも RUPTL に掲載されているものであるが、Kusan-3 は経済性が低く、また、他の JICA調査において致命的な環境的欠陥を指摘されていることから、排除したままとした。

表 7.3.6 実行中または計画中のプロジェクト W

orking No.

Scheme Name Type

Province

Installed C

apacity

Annual Total Energy

Peak Time

Project Cost

Project EIRR

Forest C

lassification

Resettlem

ent

Reservoir A

rea

Environm

ent

IPP

Dem

and

Evaluation

(MW) (GWh) (hrs) (2011US$)[Sumatra]

3001 Merangin-2 ROR Jambi 350.0 1,464.5 6 559.87 23.3% A A A A ○

3002 Tampur-1 RES NAD 330.0 1,067.0 6 668.16 13.5% C A C C △△

3003 Jambu Aye-8 RES NAD 160.0 650.0 11 502.23 10.9% A B D D ×

3004 Wampu ROR Sumut 84.0 475.3 7.5 147.52 26.3% C A A C ○

3005 Ketaun-1 RES Bengkulu 84.0 308.1 4 148.79 16.3% D C B D ×

3006 Ranau LOT Sumsel 60.0 146.0 5 264.06 3.7% A A A D* ×

3007 Teunom-1 RES NAD 24.3 212.4 12 115.63 10.1% C A B C △

3008 Aceh-2 RES NAD 7.3 64.3 12 65.26 4.2% A A A A ×

3009 Peusangan-4 ROR NAD 30.9 234.2 10.5 64.59 27.2% A A A A ○

3010 Lawe Alas-4 RES NAD 322.0 1,549.1 12 549.07 22.0% D B C D ×

3011 Toru-1 ROR Sumut 38.4 308.1 24 73.36 31.2% A A A A PPA ×

3012 Merangin-5 RES Jambi 23.9 196.8 12 92.02 12.5% A B C C △

3013 Bayang-1 ROR Sumbar 13.2 71.3 2.5 51.10 8.8% D A A D ×

3014 Bayang-2 ROR Sumbar 30.9 202.7 6.5 61.40 25.4% D A A D ×



Working N

o.

Scheme Name Type

Province

Installed C

apacity

Annual Total Energy

Peak Time

Project Cost

Project EIRR

Forest C

lassification

Resettlem

ent

Reservoir A

rea

Environm

ent

IPP

Dem

and

Evaluation

(MW) (GWh) (hrs) (2011US$)3015 Lamatang-4 RES Sumsel 12.2 106.5 12 171.11 -- A B B B ×

1045 Masang-3 RES Sumbar 88.6 326.3 6 188.23 13.7% D A B D ×

Besai-2 ROR Lampung 44.0 160.0 4 100.00 13.0% C A A C ○

[Kalimantan] 3035 Riam Kiwa RES Kalsel 42.0 151.6 7.5 247.98 3.7% A D D D ×

3036 Kusan-3 RES Kalsel 68.0 100.5 3.5 156.89 6.7% C A C D* ×

3037 Pade Kembayung RES Kalbar 30.0 235.0 12 336.17 -- D A B D ×

3038 Kelai-2 RES Kaltim 168.0 1,102.9 12 331.69 22.6% A A D D ×

3039 Amandit-2 RES Kalsel 2.5 20.1 12 39.96 -- B C B C ×

3040 Kayan-2 RES Kaltim 500.0 3,832.5 11.5 588.12 42.9% C D D D ×

3041 Pinoh RES Kalbar 198.0 1,374.8 17.5 602.91 16.1% A A D D ×

3042 Silat RES Kalbar 29.0 129.5 11.5 165.41 5.7% A D D D ×

[Sulawesi] 3016 Bakaru (2nd) ROR Sulsel 126.0 471.0 10 184.16 24.9% A A A A ○

3017 Lasolo-4 RES Sulteng 100.0 770.0 21 232.00 22.8% C B C C △△

3018 Palu-3 LOT Sulteng 75.0 510.0 15.5 121.80 28.4% D B A D ×

3019 Poko RES Sulsel 233.0 760.0 5 350.28 18.6% B B B B ○

3020 Malea ROR Sulsel 182.0 1,477.0 12 298.73 39.6% A A A A ○

3021 Konaweha-3 RES Sulteng 24.0 116.0 12 55.68 16.3% C C C C △△

3022 Poigar-3 ROR Sulut 14.0 98.6 6.5 33.49 21.3% D A A D ×

3023 Batu RES Sulsel 271.0 1,740.2 12 563.96 21.1% C B C C △△

1074 Tamboli ROR Sultra 25.8 158.9 6 47.79 26.3% C A A C ○

Sawangan ROR Sulut 16.0 73.5 8 26.01 24.8% A A A A ○

[Maluku] 3050 Isal-2 RES Maluku 60.0 447.0 18 116.09 25.6% C A B C △

3051 Lamo-1 RES Maluku 5.7 25.0 3.5 13.22 13.3% - - - ×

1084 Tala RES Maluku 54.0 167.0 6 118.61 12.0% B B C C △

1085 Tina ROR Maluku 12.0 49.3 6 33.83 11.3% B A A B ○

Talawi RES Maluku 7.5 26.4 6 39.08 4.1% ×

[Papua] 3052 Warsamson RES Papua 49.0 248.0 8.5 153.70 11.3% B A C C △

[Nusa Tenggara] 3046 Beburung ROR NTB 22.0 90.6 11 55.94 14.6% D A A D ×

3047 Putih-1 ROR NTB 5.6 29.0 6.5 20.87 9.5% - - - ×

3048 Putih-2 ROR NTB 4.1 22.0 6.5 15.28 9.8% - - - ×

3049 Putih-3 ROR NTB 6.1 32.0 7.5 22.73 9.8% - - - ×

1111 Kambera-2 RES NTT 17.0 65.2 6 52.84 9.1% A B B B ×

1112 Wai Ranjang ROR NTT 11.1 59.4 4 32.60 12.7% C A A C ○

Sitoto RES NTT 15.2 46.5 5.5 118.54 -- C A B C ×

[Java-Bali] 3024 Maung RES Jateng 360.0 534.9 3.5 593.41 10.5% A C B C △△

3025 Rajamandala ROR Jabar 58.0 215.9 6 134.56 13.5% A B B B ○

3026 Jatigede RES Jabar 175.0 777.0 12 406.00 15.8% A D C D ×

3027 Cibuni-3 RES Jabar 172.0 568.0 6 421.39 11.0% A D C D ×

3028 Cipasang RES Jabar 400.0 751.1 4 559.58 14.7% A D C D ×

3029 Cimandiri-3 RES Jabar 238.0 600.0 5 406.67 13.9% A D C D ×

3030 Gintung RES Jateng 19.0 81.4 6 133.34 2.7% A D C D ×

3031 Rawalo-1 LHD Jateng 0.6 5.2 13 3.52 7.7% A A B B ×

3032 Cibuni-4 RES Jabar 71.0 207.3 6 136.80 13.5% A C B C Const. ×

3033 Cikaso-3 RES Jabar 30.0 188.9 6 174.35 5.8% A A B B ×

3034 Grindulu-2 RES Jateng 16.0 51.3 6 96.79 2.7% A D B D ×

3043 Ayung-1 (Sidan) ROR Bali 23.0 68.0 6 76.46 7.4% A A A D* ×

3044 Ayung-2 (Selat) ROR Bali 19.0 51.6 6 53.51 8.8% A A A D* ×

3045 Ayung-3 (Buangga) LHD Bali 1.8 12.1 15 24.01 -- A A A D* ×

1113 Kesamben LHD Jatim 37.0 60.0 3.5 96.06 5.9% A B A B ×




(4) その他のプロジェクト

上記で検討されたプロジェクト以外に、次の水力開発計画をマスタープランで考慮した。

i) 揚水発電所

一般水力開発プロジェクトの他に、ジャワ・バリ系統では揚水発電が計画されており、またスマ

トラ系統においても系統上の必要性から揚水発電の必要性について議論されている。表 7.3.7 に掲

載されている候補案件の中で、Upper Cisokan プロジェクトは建設の段階に近付いており、RUPTLによると 2014 年には運転開始されることとなっている。RUPTL にはまた、Matenggeng プロジェ

クト（HPPS2 では Cijulang PS- 2）と Grindulu プロジェクトが掲載されており、2017 年及び 2018年、2018 年及び 2019 年にそれぞれ運転開始される計画とされている。RUPTL に計画される揚水

プロジェクト以外に、2027 年までのジャワ・バリ系統の拡張に対応して Kali Konto プロジェクト

について考慮した。

スマトラにおいては、RUPTL には揚水発電に関する記載はないが、PLN はシステム全体の容量の

拡大と 2 つのファスト・トラック・プログラムで規定された石炭火力、地熱発電所の推進に起因

するベースロード発電所容量の増大を考慮して、揚水発電に関する議論を開始している。一般的

には天然湖を下池に流用することは経済的にも有利であり、スマトラにはこうした可能性のある

場所がいくつかある。全体の容量と 2019 年及び 2027 年の他の発電方式を考慮に入れ、北スマト

ラ州にあるトバ湖を下池として利用する揚水プロジェクトについて考慮することとした。

ii) 既存発電所の拡張既存の水力発電所に関する適リハビリ計画を策定した JICA 調査2において、Karankates（Sutami）水力発電所のリハビリ・拡張プロジェクトの実施が推薦されている。同プロジェクトは環境影響

はほとんどなさそうであり、マスタープランで考慮することとした。

iii) 開発スキームの修正南スラウェシ州の Bonto Batu は HPPS 2 では貯水池式の 228 MW の計画であった。しかしながら、

Asahan -3 その他の過去の成功事例を参照して、流れ込み式に変更した。その結果、設備容量は 100 MW まで低下するが、発電電力量は同等であり、環境への影響は許容されるレベルにまで軽減さ

れている。

表 7.3.7 揚水ならびに他の水力開発プロジェクトの評価

Working N

o.

Scheme Name Type

Province

Installed C

apacity

Annual Total Energy

Peak Time

Project Cost

Project EIRR

Forest C

lassification

Resettlem

ent

Reservoir A

rea

Environm

ent

IPP

Dem

and

Evaluation

(MW) (GWh) (hrs) (2011US$)[PUMPED STORAGE]

6001 Matenggeng (Cijulang PS-2) PST Jabar 887 1,062.0 3.28 611.09 B B B B ○

6002 Cibuni-PS-1 PST Jabar 1,000 905.2 2.48 726.57 A B B B

6003 Upper Cisokan-PS PST Jabar 1,000

6004 Cibareno-PS-2 PST Jabar 1,000 905.2 2.48 736.78 D B B D

6005 Cikalong-PS PST Jabar 1,000 905.2 2.48 743.56 A B B B

6006 Klegung-PS PST Jateng 1,000 905.2 2.48 715.48 A A A A

2 “Study for Rehabilitation of Hydropower Stations in Indonesia”, 2010.



Working N

o.

Scheme Name Type

Province

Installed C

apacity

Annual Total Energy

Peak Time

Project Cost

Project EIRR

Forest C

lassification

Resettlem

ent

Reservoir A

rea

Environm

ent

IPP

Dem

and

Evaluation

(MW) (GWh) (hrs) (2011US$)6007 Dolok-PS PST Jateng 1,000 905.2 2.48 711.47 C A A C

6008 Laban-PS PST Jateng 1,000 905.2 2.48 718.95 A B B B

6009 Grindulu-PS-3 PST Jatim 1,000 905.2 2.48 724.00 A B B B ○

6010 K. Konto-PS PST Jatim 1,000 905.2 2.48 719.98 B A A B ○

Lake Toba PST Sumut 400 C A A C ○

[EXPANSION OF THE EXISTING POWER PLANT] Karangkates Ext. RES Jateng 100.0 164.6 4.5 112.89 A A A A ○

[MODIFICATION OF RESERVOIR SCHEME TO RUN-OF-RIVER SCHEME] 1078 Bonto Batu ROR Sulsel 100.0 578.0 4 C A A A ○


iv) RUPTL のその他のプロジェクト RUPTL に記載された水力発電プロジェクトの大半は、表 7.1.9 に記載されている継続中あるいは

計画中のプロジェクトと重複している。ただし、表 7.3.8 のいくつかのプロジェクトはこれまでの

調査で対象となっていない。表 7.3.8 に示すように RUPTL に示された仕様に沿ってこれらのプロ

ジェクトを考慮することとした。

表 7.3.8 RUPTL のその他の水力開発プロジェクト

No Scheme Name Type Region Province Developer Installed Capacity

(MW)

Year of Operation

1 Peusangan 1-2* ROR Sumatra NAD PLN 86.0 2013→20152 Asahan 3* ROR Sumatra Sumut PLN 174.0 2013→20153 Lawe Mamas ROR Sumatra NAD IPP 50.0 2016/17 4 Asahan 4-5 RES Sumatra Sumut IPP 60.0 2016 5 Simpang Aur ROR Sumatra Bengkulu IPP 29.0 2014 6 Konawe RES Sulawesi Sultra PLN 50.0 2016/17 7 Lalindu RES Sulawesi Sultra PLN 100.0 -- 8 Randangan Sulawesi Gorontalo IPP 20.0 2015 9 Kalikonto-2 Java-Bali E. Jawa PLN 62.0 2016

Note) “Year of operation” of Peusangan and Asahan schemes are modified according to the actual project progress by the Study Team.

出所： RUPTL 2010-2019, PT PLN (Perseero).

(5) まとめ

結論として、候補案件のスクリーニング結果を表 7.3.9 に示す。水力ポテンシャルと電力需要を考

慮した大開発可能量を表す表 7.1.11 の数値と比較すると、2027 年の断面で、合計容量 16,108 MWのうち 70 件、9,133 MW のプロジェクトがスクリーニングをパスし、これは開発可能量の 56.7 %に相当し、また、その他のプロジェクトを合わせると 60.8 %に相当する。HPPS 2 の第 3 次スクリ

ーニングをパスしたものの中では、10,151 MW のうち 61.1 %にあたる 6,206 MW（46 件）がスク

リーニングをパスし、進行中・計画中のプロジェクトについては、5,956 MW のうち、49.1 %に相

当する 2,926 MW（24 件）がパスした。これは RUPTL に示された水力開発容量 2,652 MW を若干

上回る。



表 7.3.9 スクリーニング結果の要約

HPPS2 Ongoing & Planned Pumped Storage Others Total

Loc Capacity(MW)

Energy (GWh) Loc Capacity

(MW)Energy(GWh) Loc Capacity

(MW) Loc Capacity (MW) Loc

Capacity (MW) incl. PS excl. PS

Sumatra 33 2,346.3 9,139.6 6 803.1 3,334.9 1 400.0 5 399.0 45 3,948.4 3,548.4Kalimantan -- -- -- 2 366.0 2,477.7 -- -- -- -- 2 366.0 366.0 Sulawesi 11 3,820.1 11,368.9 8 977.8 5,566.6 -- -- 1 100.0 20 4,897.9 4,897.9 Maluku 1 30.4 209.0 3 126.0 663.2 -- -- -- -- 4 156.4 156.4Papua -- -- -- 1 49.0 248.0 -- -- -- -- 1 49.0 49.0 Nusa Tenggara -- -- -- 1 11.1 59.4 -- -- -- -- 1 11.1 11.1 Java-Bali 1 17.5 117.0 3 593.0 1,527.8 4 3,887.0 2 162.0 10 4,659.5 772.5

Total 46 6,214.3 20,834.5 24 2,926.0 13,877.6 5 4,287.0 8 661.0 83 14,088.3 9,801.3

7.4 開発シナリオの検証

7.4.1 各シナリオに沿った水力開発計画

(1) 政策指向シナリオ

このシナリオでは、7.2 項に記載したエネルギー政策からの要件を極力満たすように、表 7.1.8 及

び表 7.1.9 に記載されたすべての水力開発計画を考慮することとした。しかしながら、不必要ある

いは不適切な水力開発は天然資源や資金の節約のため避けるべきである。こうしたことから、カ

リマンタン、スラウェシ、パプアにおける開発については、系統の需要規模や他の発電方式との

整合性をもつように開発容量を調整した。

表 7.4.1 政策指向シナリオにおける水力開発量

Region

HPPS2 Ongoing & Planned Total*

Loc Capacity Energy Capital Cost Loc Capacity Energy Capital

Cost Loc Capacity Energy Capital Cost

(MW) (GWh) (mil. $) (MW) (GWh) (mil. $) (MW) (GWh) (mil. $)Sumatra 53 3,394 14,672 7,583 17 1,704 7,543 3,822 76 5,496 23,962 12,203Kalimantan 4 2,575 7,434 4,891 8 1,038 6,947 2,469 12 3,613 14,380 7,360Sulawesi 7 2,059 7,088 3,703 10 1,067 6,175 1,914 18 3,226 13,841 5,817Maluku 2 58 274 166 5 139 715 321 7 197 989 487Papua 5 225 1,220 827 1 49 248 154 6 274 1,468 980Nusa Tenggara 3 43 176 128 7 81 345 319 10 125 520 447Java-Bali 3 49 329 199 15 1,620 4,173 3,317 20 1,831 4,938 3,753

Total 77 8,403 31,192 17,498 63 5,698 26,145 12,315 149 14,762 60,098 31,048

* 表 7.3.9 に示されたその他の水力プロジェクトを含む。

(2) 現実的シナリオ

このシナリオにおいては、表 7.3.9 にまとめられた水力開発プロジェクトを考慮したが、スラウェ

シについては必要設備容量 3,004 MW に対してスクリーニングされた水力開発プロジェクトの合

計は 4,897 MW であるため、優先順位の低い 4 件は除いた。



表 7.4.2 現実的シナリオにおける水力開発量

Region

HPPS2 Ongoing & Planned Total*

Loc Capacity Energy Capital Cost Loc Capacity Energy Capital

Cost Loc Capacity Energy Capital Cost

(MW) (GWh) (mil. $) (MW) (GWh) (mil. $) (MW) (GWh) (mil. $)Sumatra 33 2,346 9,140 5,112 6 803 3,335 1,600 44 3,548 14,222 7,510Kalimantan -- -- -- -- 2 366 2,478 935 2 366 2,478 935Sulawesi 7 2,059 7,088 3,703 8 978 5,567 1,759 16 3,137 13,232 5,662Maluku 1 30 209 73 3 126 663 269 4 156 872 342Papua -- -- -- -- 1 49 248 154 1 49 248 154Nusa Tenggara -- -- -- -- 1 11 59 33 1 11 59 33Java-Bali 1 18 117 64 3 593 1,528 1,134 6 773 2,081 1,435

Total 42 4,453 16,553 8,952 24 2,926 13,878 5,882 74 8,040 33,193 16,070

* 表 7.3.9 に示されたその他の水力プロジェクトを含む。

表 7.4.1 と比較して不足する設備容量及び発電電力量は石炭火力発電（PLTU）及びガスタービン

発電（PLTG）により補うこととし、以下の仮定の下に代替発電を表 7.4.3 のように算定した。

- ベース負荷（オフピーク負荷）は石炭火力（設備利用率 80 %）により賄う

- ピーク負荷はガスタービン発電により補う。

- 単位建設費用は RUPTL 2009-2018 に従い、石炭火力 US $1,300/kW、ガスタービン発電

US$ 600/kW とする。

表 7.4.3 現実的シナリオにおける代替発電

Region Capacity Annual Energy PLTU PLTG Energy Peak Off-peak Cap. CF Invest. Cap. CF Invest.

(MW) (GWh) (GWh) (GWh) (MW) (%) (mil $) (MW) (%) (mil $)Sumatra 1,948 9,740 6,542 3,556 476

80

619 1,472 49.7 883Kalimantan 3,247 11,903 8,204 3,698 528 686 2,719 34.4 1,631Sulawesi 89 609 458 151 22 28 67 77.4 40Maluku 41 117 85 32 5 6 36 29.3 22Papua 225 1,220 442 778 111 144 114 44.4 68Nusa Tenggara 113 461 299 162 23 30 90 37.8 54Java-Bali 1,059 2,857 1,926 930 133 173 926 23.7 556

Total 6,721 26,905 17,817 9,089 1,297 80 1,686 5,425 37.5 3,255

(3) ゼロ・オプション

このシナリオにおいては、水力発電が受け持つと期待されていた全ての発電電力量が他の発電方

法によって補填される必要がある。現実的シナリオにおける代替電源算定と同じ仮定を用いて代

替電源の計算を行った。他の発電方法の発電量を表 7.4.4 に示す。

表 7.4.4 ゼロ・オプションにおける代替発電

Region Capacity Annual Energy PLTU PLTG Total Peak Off-peak Cap. CF Invest. Cap. CF Invest.

(MW) (GWh) (GWh) (GWh) (MW) (%) (mil $) (MW) (%) (mil $)Sumatra 5,496 23,962 14,939 9,023 1,288

80

1,674 4,209 40.5 2,525Kalimantan 3,613 14,380 10,205 4,176 596 775 3,017 38.6 1,810Sulawesi 3,226 13,841 9,185 4,656 664 864 2,561 40.9 1,537Maluku 197 989 690 299 43 55 155 50.9 93Papua 274 1,468 594 874 125 162 149 45.5 89Nusa Tenggara 125 520 315 205 29 38 95 37.8 57Java-Bali 1,831 4,938 3,618 1,320 188 245 1,643 25.1 986

Total 14,762 60,098 39,546 20,552 2,933 80 3,812 11,829 38.2 7,097



7.4.2 開発シナリオの比較

表 7.4.5 にエネルギー政策との整合性、経済・財務面、自然・社会環境的側面からの比較をまとめ

て示す。政策志向シナリオをベースシナリオとし、水力開発容量 14,762 MW 及び年間発電電力量

60,098 GWh を、必要資金、二酸化炭素その他の排出量などの随伴事象の評価を行う際の、基準値

とした。したがって、この表は各開発シナリオに基づく電力セクターの全体像を表したものでは

なく、本調査で対象とした部分的なイメージを描いたものであることに留意されたい。

表 7.4.5 開発シナリオの比較表

項目政策指向シナリオ現実的シナリオゼロ・オプション

発電

指標

(1) 水力開発量 - 14,762 MW（149 件）（合計 19,100 MW）

‐ 8,040 MW（74 件）（合計 12,378 MW）

- なし（合計 4,338 MW）

(2) 年間発電電力

量 - 60,098 GWh ‐ 33,193 GWh - なし

(3) 代替電源 - なし ‐ 石炭火力 1,297 MW - 石炭火力: 2,933 MW ガスタービン 5,425 MW ガスタービン 11,829 MW

政策

との

整

合性

(4) エネルギー政

策との整合性 ○ 国家エネルギー政策の目標

とほぼ同等国家エネルギー政策の目標

のおよそ半分 × 全く及ばない

(5) 国産・ローカ

ルエネルギー

の利用

○ 100 % 再生可能かつロー

カル・エネルギーガス供給のないエリアでは

輸入石油燃料も必要 × ガス供給のないエリアで

は輸入石油燃料も必要

経済

・財務面

(6) 水力開発必要

資金 × $ 31.2 billion (2011US$) $ 16.1 billion (2011 US$) ○ Nil

(7) 全体の開発資

金 × $ 31.2 billion (2011US$) $ 21.0 billion (2011 US$) ○ $ 10.9 billion (2011 US$)

(8) 経済効果 ○ 土木工事の割合が高く、現

地調達分が多い中間 × 現地調達分は少ない。

(9) 運転費用の不

確実性 ○ 燃料価格変動の影響がないガス供給のないエリアでは

石油価格の影響が大きい × ガス供給のないエリアで

は石油価格の影響が大き

い

社会

・自然環

境面

(10) 非自発的移転

家屋数 × 46,000 軒 2,500 軒 ○ ゼロにすることが可能

(11) 地域経済に与

える経済的影

響

○ 貧困地域での雇用創出中間 × 都市部での雇用創出

(12) 土地利用 × 保護区にかかるプロジェク

ト数：20 件 ○ 保護区にかかるプロジェク

ト数：ゼロ ○ 保護区にかかるプロジェ

クト数：ゼロ. × 湛水面積: 298,000 ha 湛水面積: 114,000 ha ○ 湛水面積: ゼロ

(13) 大気汚染（2027 年断面）

○ SOx: Nil SOx: 18,177 tons/year × SOx: 41,104 tons/year NOx: Nil NOx: 118,383 tons/year NOx: 264,431 tons/year

(14) 温室効果ガス（2027 年断面）

○ CO2排出量ゼロ CO2排出量: 16.6 MT/year × CO2排出量: 37.1 MT/year

凡例） ○: 好ましい、 : 中立もしくは中程度、×:好ましくない

7.4.3 結論

それぞれのシナリオにおいては、水力開発の特徴に由来する長所と短所が混在しているが、長所

と短所を天秤にかけることは困難である。こうした意味では、現実的シナリオはバランスがよく、

資金など他の項目が水力開発量に比例して増減するのに対し、スクリーニングの基準とした移転

家屋数や保護区にかかるプロジェクト数などが水力開発量に比して影響が小さくなるよう上手く

抑制されている。終的に調査団としては現実的シナリオを推奨することとし、これ以降、現実

的シナリオについて述べる。



7.5 水力開発マスタープラン

7.5.1 マスタープラン策定の基本方針

(1) 準備期間及び建設期間

水力開発は一般に建設期間が長いうえ、また、地形や気象などの自然条件に大きく依存し、自然・

社会環境に対する影響評価にも慎重な検討を要することから、プレ F/S、F/S、D/D などの準備期

間も長くなる。そこで、過去の経験に基づき、原則として次の準備・建設期間を開発に必要な期

間として考慮した。

i) Pre F/S, F/S, and D/D: 各 1 年

ii) 資金調達: F/S 終了後に 1 年

iii) 入札手続: D/D 終了後に 1 年

iv) 建設期間: 流れ込み式―4 年、貯水池式―5 年

(2) RUPTL の対象期間のプロジェクト

PLN ではその信頼性を担保するために、原則として、少なくともプレ F/S が実施された計画につ

いて供給事業計画すなわち RUPTL に掲載している。本調査においても同様の原則に従うこととす

るが、これは上述の開発期間の原則ともほぼ整合している。なぜなら、これまでに何の調査も実

施されていないプロジェクトに関しては、実現までに少なくとも流れ込み式で 9 年間、貯水池式

で 10 年を要し、2019 年までに運転開始することは不可能だからである。

(3) 候補プロジェクトの配列

優先順位○、△、△△の順の降順に開発を進めることとし、各地域における年間開発量が可能な

限り等しくなるようにプロジェクトを実施するものとする。

7.5.2 水力開発計画

策定方針に伴う水力開発計画を表 7.5.1 と表 7.5.2 に示す。

なお本計画は「固定的」なものとしてとらえるのではなく、プロジェクト準備の為の指針と

位置付けられるものである。今後の詳細な調査の結果、挙げられた案件の内のいくつかが棄

却されることがあり得る。



表 7.5.1 水力開発マスタープラン (1)

InstalledCapacity Remark

(MW)

CONVENTIONAL HYDROPOWER SCHEMES which passed the 3rd Screening in HPPS21002 Jambo Papeun-3 ROR Sumatra NAD 25.4 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 25

1003 Woyla-2 RES Sumatra NAD 242.1 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 242

1005 Teunom-2 RES Sumatra NAD 230.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 230

1006 Kluet-1 ROR Sumatra NAD 40.6 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 41

1007 Meulaboh-5 ROR Sumatra NAD 43.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 43

1008 Kluet-3 ROR Sumatra NAD 23.8 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 24

1009 Ramasan-1 RES Sumatra NAD 119.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 119

1010 Sibubung-1 ROR Sumatra NAD 32.4 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 32

1011 Seunangan-3 ROR Sumatra NAD 31.2 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 31

1012 Teripa-4 RES Sumatra NAD 184.8 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 185

1013 Teunom-3 RES Sumatra NAD 102.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 102

1014 Meulaboh-2 ROR Sumatra NAD 37.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 37

1015 Sibubung-3 ROR Sumatra NAD 22.6 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 23

1020 Kumbih-3 ROR Sumatra N. Sumatra 41.8 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 42

1021 Simanggo-2 ROR Sumatra N. Sumatra 59.0 FS Financing DD Bidding Construction 59

1022 Raisan-1 ROR Sumatra N. Sumatra 26.2 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 26

1024 Toru-2 ROR Sumatra N. Sumatra 33.6 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 34

1026 Sibundong-4 ROR Sumatra N. Sumatra 31.6 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 32

1028 Ordi-5 ROR Sumatra N. Sumatra 26.8 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 27

1029 Bila-2 ROR Sumatra N. Sumatra 42.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 42

1030 Ordi-3 ROR Sumatra N. Sumatra 18.4 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 18

1033 Siria ROR Sumatra N. Sumatra 16.5 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 17

1034 Toru-3 RES Sumatra N. Sumatra 227.6 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 228

1036 Sinamar-2 ROR Sumatra W. Sumatra 25.6 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 26

1039 Batang Hari-4 RES Sumatra W. Sumatra 216.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 216

1041 Sinamar-1 ROR Sumatra W. Sumatra 36.6 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 37

1042 Masang-2 ROR Sumatra W. Sumatra 39.6 FS Financing DD Bidding Construction 40

1043 Gumanti-1 ROR Sumatra W. Sumatra 15.8 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 16

1044 Anai-1 ROR Sumatra W. Sumatra 19.1 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 19

1046 Kuantan-2 RES Sumatra W. Sumatra 272.4 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 272

1051 Padang Guci-2 ROR Sumatra Bengkulu 21.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 21

1052 Endikat-2 ROR Sumatra S. Sumatra 22.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 22

1053 Semung-3 ROR Sumatra Lampung 20.8 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 21

1065 Poso-2 ROR Sulawesi C. Sulawesi 132.81066 Poso-1 ROR Sulawesi C. Sulawesi 204.0 195

1068 Lariang-6 RES Sulawesi C. Sulawesi 209.4 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 209

1075 Karama-1 RES Sulawesi S. Sulawesi 800.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 800

1076 Masuni RES Sulawesi S. Sulawesi 400.2 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 400

1077 Mong RES Sulawesi S. Sulawesi 255.6 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 256

1079 Watunohu-1 ROR Sulawesi S.E. Sulawesi 57.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 57

1082 Mala-2 ROR Maluku Maluku 30.4 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 30

1115 Cibareno-1 ROR Java&Bali W. Jawa 17.5 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 17

WorkingNo. Scheme Name Type Region Province

2020 2021

Implementation Schedule

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2026 2027 20282022 2023 2024 2025



表 7.5.2 水力開発マスタープラン (2)

InstalledCapacity Remark

(MW)CONVENTIONAL HYDROPOWER SCHEMES for which DD, F/S or pre FS were conducted

3001 Merangin-2 ROR Sumatra Jambi 350.0 Financing Bidding Construction 350 RUPTL (2010-2019)3002 Tampur-1 RES Sumatra NAD 330.0 FS review Financing DD Bidding Construction 330

3004 Wampu ROR Sumatra N. Sumatra 84.0 Financing DD Construction 45 RUPTL (2010-2019)3007 Teunom-1 RES Sumatra NAD 24.3 FS Financing DD Bidding Construction 24

3009 Peusangan-4 ROR Sumatra NAD 30.9 FS Financing DD Bidding Construction 31

3012 Merangin-5 RES Sumatra Jambi 23.9 FS Financing DD Bidding Construction 24

3016 Bakaru (2nd) ROR Sulawesi S. Sulawesi 126.0 DD Bidding Construction 126 RUPTL (2010-2019)3017 Lasolo-4 RES Sulawesi C. Sulawesi 100.0 FS Financing DD Bidding Construction 100

3019 Poko RES Sulawesi S. Sulawesi 233.0 Financing DD Bidding Construction 233 RUPTL (2010-2019)3020 Malea ROR Sulawesi S. Sulawesi 182.0 FS Financing DD Construction 182 RUPTL (2010-2019)3021 Konaweha-3 RES Sulawesi C. Sulawesi 24.0 FS Financing DD Bidding Construction 24

3023 Batu RES Sulawesi S. Sulawesi 271.0 FS Financing DD Bidding Construction 271

3024 Maung RES Java&Bali C. Jawa 360.0 Financing DD Bidding Construction 360

3025 Rajamandala ROR Java&Bali W. Jawa 58.0 Construction 47 RUPTL (2010-2019)3026 Jatigede RES Java&Bali W. Jawa 175.0 Construction 110 RUPTL (2010-2019)3038 Kelai-2 RES Kalimantan E. Kalimantan 168.0 FS Financing DD Bidding Construction 168 RUPTL (2010-2019)3041 Pinoh RES Kalimantan W. Kalimantan 198.0 FS Financing DD Bidding Construction 198 RUPTL (2010-2019)3050 Isal-2 RES Maluku Maluku 60.0 Financing DD Bidding Construction 60 RUPTL (2010-2019)3052 Warsamson RES Papua Irian Jaya 49.0 Financing DD Bidding Construction 49 RUPTL (2010-2019)1074 Tamboli ROR Sulawesi S.E. Sulawesi 25.8 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 26

1084 Tala RES Maluku Maluku 54.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 54

1085 Tina ROR Maluku Maluku 12.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 12

1112 Wai Ranjang ROR NTT&NTB NTT 11.1 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 11

Sawangan ROR Sulawesi N. Sulawesi 16.0 FS Financing DD Bidding Construction 16 RUPTL (2010-2019)Besai-2 ROR Sumatra Lampung 44.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 44

PUMPED STORAGE SCHEMES in Jawa screened in HPPS26003 Upper Cisokan-PS PST Java&Bali W. Jawa 1,000.0 Construction 1000

6009 Grindulu-PS-3 PST Java&Bali E. Jawa 1,000.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 1,000

6010 K. Konto-PS PST Java&Bali E. Jawa 1,000.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction 1,000

6001 Matenggeng PST Java&Bali W. Jawa 887.0 FS Financing DD Bidding Construction 887 (Cijulang-PS-2)EXPANSION OF THE EXISTING POWER PLANT

Karangkates Ext. RES Java&Bali E. Jawa 100.0 Financing DD Bidding Construction

PUMPED STORAGE SCHEME IN SUMATRALake Toba PST Sumatra N. Sumatra 400.0 Pre FS FS Financing DD Bidding Construction

MODIFICATION OF RESERVOIR SCHEME TO RUN-OF-RIVER SCHEME1078 Bonto Batu ROR Sulawesi S. Sulawesi 100.0 FS Financing DD Construction 100

OTHERS LISTED in RUPTLPeusangan 1-2 ROR Sumatra NAD 86.0 Construction 86 Commissioned in Jan. 2015Asahan 3 ROR Sumatra N. Sumatra 174.0 Construction 174 Commissioned in Jun. 2015Lawe Mamas ROR Sumatra NAD 50.0 PPA Financing Construction 50

Asahan 4-5 RES Sumatra N. Sumatra 60.0 PPA Financing Construction 60

Simpang Aur ROR Sumatra Bengkulu 29.0 Construction 29

Kalikonto-2 Java&Bali E. Jawa 62.0 Financing DD Bidding Construction 62

WorkingNo. Scheme Name Type Region Province

2026 2028

Implementation Schedule

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2027



7.6 系統計画／系統分析

7.6.1 計画手法

前述の現実的シナリオに準じた水力電源投入計画リストに関し、送電線建設計画を実施した。具

体的には、系統運用（需給バランス）の観点からその水力電源投入年次を検証した。また、前述

の需要想定に関するレビューにおいて示した、RUKN2008 における電力需要想定と著しく乖離す

る地域に施した補完的電力需要指標を基にした水力電源投入計画についても検討を加えた。

RUPTL2010-2019 に記載される電源開発計画を踏襲し3、前述した需要想定指標を用いて水力電源

投入計画リストに採用されている水力電源候補の投入年次を以下に示す共通目標と地域毎の検証

目標に基づき検討する。

(共通的目標)

流れ込み式水力発電は中規模4以下の発電容量の規模で占められているため、地域電力品質改善を

目的とした接続形式、導入年度を検討する。

貯水池式水力発電は、中規模～大規模5の発電容量のため、広域の需給バランスを考慮して接続形

式、導入年度を検討する。

(地域毎の検証目標)

a) Jamali 系統・Sumatra 系統

大規模な送電系統が構築されているこれらの地域は、地域内広域に送電網が発達しており、系統

容量に比して水力電源候補の発電容量は小さい。また、FTP、FTPⅡによる大規模な石炭火力電源、

地熱電源の投入が計画されているため、ベース電力の担保比率が非常に大きい。よって、以下の

観点から水力導入年次の是非を検討する。

・小規模発電容量6の候補の場合、水力電源候補周辺の地域負荷系統の需給収支、潮流ネックの有

無

・大規模発電容量7の候補の場合、中規模地域負荷系統の需給収支、潮流ネックの有無

3 基本的に既に RUPTL2010-2019 に記載のある水力電源候補については、RUPTL 記載の系統計画の確認を行い、

本記載からは排除する。また、Sulselrabar 系統をはじめとする RUKN2008 電力需要と RUPTL2010-2019 電力需要

の間の乖離が著しい地域に関しては、RUPTL 記載の系統計画を補正し検証の前提条件とした。 4 総発電容量 30-50MW を指す。 5 総発電容量 30MW 以下を指す。 6 総発電容量 100MW 以上を指す。 7 De-dieselization とは、RUPTL において可能な限りの石油系燃料による発電からの脱却と定義されている。



b) Sulawesi 系統・Kalimantan 系統

送電系統が発展期にあるこれらの地域は、主要需要地を中心に送電系統が存在し、供給予備力の

合理化を計るための各系統間の連系（大規模系統の形成）や周辺孤立系統の集約といった系統容

量の増大と電源構成の再編成が予想される。よって、以下の観点から導入年次の是非を検討する。

・De-dieselization8を目指した系統内ブロック毎の需給バランスの成立

・リザーブマージンとして 30%9確保を目標

c) その他系統

上記以外の系統は、送電系統がなく、孤立系統が点在している。水力電源候補の導入を機会に Gridの構築を念頭に以下の観点から水力導入年次の是非を検討する。

・De-dieselization を目指した需給バランスの成立

・リザーブマージンとして 30%確保を目標

図 7.6.1 系統計画の検討フロー

7.6.2 検討結果／電源開発計画の整合性の確認

RUKN2008 に記載される電力需要想定を指標とした検討結果

検討結果を以下に示す。

8 RUPTL で石油焚電源からの可能な限りの脱却を目標として掲げられており、これを”De-dieselization”と呼んでい

る。 9 RUPTL では電源開発の不確定性をリザーブマージンで吸収していたが、本来のリザーブマージンの定義に合致

しないため、本検討では一律 30%を採用した。

Realistic Scenarioにて採用された水力ポテンシャル

電力需要指標(RUKN Basis)

水力電源投入年次決定

目標を遵守した投入年次検討・共通目標

・地域別目標補完的電力需要指標(IBT area)

系統 ( 電源線 ) 計画



(1) Jamali 系統

a) 水力電源候補

現実的シナリオに基づきリストアップされた水力電源候補は以下の通りである。

表 7.6.1 水力電源候補 (Jamali 系統)

ID Type Installed.Cap.

(MW) Annual Energy

(GWh) West Java 1 Cibareno-1 ROR 17.5 117.0 Central Java 2 Maung RES 360.0 534.9

b) 系統計画

i) PLTA Cibareno-1

PLTA Cibareno-1 は、Banten 南部、Bayah と Sukabumi のほぼ中間に位置している。Banten 南部は、

送電系統が未だ建設されていない地域であり、2013 年に GI SaketiⅡ－Malingping－Bayah－Pelabuhan Ratu と Banten 州南部を連系する予定となっている。この送電線は、単に Banten 州南部

の電力品質向上だけでなく、Banten 州南部への予備送電ルート確保の目的もある。よって、上記

送電線に 2phi inc.にて 2020 年接続するよう設計した。

ii) PLTA Maung

PLTA Maung 近接には、PLTA Mrica（180.4MW）、PLTA Gerung（26.4MW）、PLTP Dieng（60MW）

といったベース電力を担保する電源が存在し、各電源は 150kV 系統にて連系されている。これら

の電源の電力供給先は、西側に位置する Purwokerto 方面と東側に位置する DIY であり、これら 2方面は 500kV 系統が導入されているため、500kV 系統による電力品質維持の下支えを受けながら、

負荷系統電源によって電力供給を受けることができる。また、PLTA Maung は、貯水池式水力電

源であり、ピーク電力対応等調整運転が可能であり、PLTA Mrica と協調して地域のピーク時系統

の電力需要を賄うことができる。

懸念として、今回の設計では、PLTA MaungをPLTA Mrica電源線に割り込ませることにしたため、

既設送電線の送電容量超過が予想される。既存送電鉄塔を有効利用できる可能性を検討する必要

がある。

表 7.6.2 系統計画 (Jamali 系統)

From To Voltage(kV) Kind Lengths

(kms) COD

1 PLTA Cibareno-1 2phi inc. (Bayah- Pelabuhan Ratu) 150 2Zebra 2ccts 20 2020 2 PLTA Maung 2phi inc. (PLTA Mrica-Wonosobo) 150 2TACSR410 2ccts 80 2028 PLTA Mrica Wonosoo 150 2TACSR410 2ccts － 2028



(2) Sumatra


表 7.6.3 水力電源候補 (Sumatra 系統)


(MW) Annual Energy

(GWh) NAD 1 Meulaboh-5 ROR 43.0 271.1 2 Kluet-1 ROR 40.6 231.9 3 Sibubung-1 ROR 32.4 207.3 4 Seunangan-3 ROR 31.2 179.3 5 Jambo Papeun-3 ROR 25.4 206.1 6 Woyla-2 RES 242.1 664.6 7 Kluet-3 ROR 23.8 194.0 8 Ramasan-1 RES 119.0 291.9 9 Teripa-4 RES 184.8 503.6 10 Teunom-3 RES 102.0 303.2 11 Tampur-1 RES 330.0 1067.0 12 Teunom-2 RES 230.0 595.3 13 Peusangan-4 ROR 30.9 234.2 14 Teunom-1 RES 23.3 212.4 North Sumatra 15 Sibundong-4 ROR 31.6 203.6 16 Bila-2 ROR 42.0 300.6 17 Toru-2 ROR 33.6 237.1 18 Ordi-5 ROR 26.8 173.7 19 Ordi-3 ROR 18.4 119.1 20 Siria ROR 16.5 105.8 21 Toru-3 RES 227.6 516.1 22 Kumbih-3 ROR 41.8 269.6 23 Raisan-1 ROR 26.2 167.9 West Sumatra 24 Batang Hari-4 RES 216.0 544.9 25 Kuatan-2 RES 272.4 734.1 26 Sinamar-1 ROR 36.6 254.9 27 Sinamar-2 ROR 25.6 217.1 28 Gumanti-1 ROR 15.8 85.4 29 Anai-1 ROR 19.1 109.2 Jambi 30 Merangin-5 ROR 23.9 196.8 Bengkulu 31 Padang Guci-2 ROR 21.0 145.1 South Sumatra 32 Endikat-2 ROR 22.0 179.8 33 Semung-3 ROR 20.8 146.9 34 Besai-2 ROR 44.0 160.0

b) 系統計画

表 7.6.4 系統計画 (Sumatra)


(kms) COD

1 PLTA Meulaboh-5 GI Meulaboh 150 1Hawk 2ccts 56 2019 2 PLTA Kluet-1 GI Blangpidie 150 1Hawk 2ccts 36 2019 3 PLTA Sibubung-1 GI Tapaktuan 150 1Hawk 2ccts 26 2021 4 PLTA Seunangan-3 2phi inc. (Meulaboh-PLTA Meulaboh-5) 150 1Hawk 2ccts 10 2021 5 PLTA Jambo Papeun-3 PLTA Kuet-1 150 1Hawk 2ccts 8 2019 6 PLTA Woyla-2 GI Meulaboh 150 2Zebra 2ccts 60 2024 GI Meulaboh GI Calang 150 1Hawk 2ccts 160 ↓ 7 PLTA Kluet-3 GI Tapaktuan 150 1Hawk 2ccts 20 2021 8 PLTA Ramasan-1 GI Pantonlabu 150 1Zebra 2ccts 200 2024 9 PLTA Teripa-4 GI Blangkejelan 150 2Hawk 2ccts 30 2024 10 PLTA Teunom-3 GI Geumpang (New) 150 2Zebra 2ccts 20 2024 GI Geumpang GI Sigli 275 2→4Zebra 80 ↓



GI Lhokseumawe GI Pangkalan Susu 275 2Zebra 2ccts 300 2025 11 PLTA Tampur-1 GI Blangkeleren 275 2Zebra 2ccts 50 2025 GI Balngkejelen GI Brastagi 275 2Zebra 2ccts 400 2024 GI Brastagi GI Galang 275 2Zebra 2ccts 50 2024 12 PLTA Teunom-2 2phi inc. (PLTA Teunom-3-Geumpang) 150 2Zebra 2ccts 20 2026 13 PLTA Peusangan-4 2phi inc. (Peusangan-2 - Bireun 150 1Hawk 2ccts 20 2019 14 PLTA Teunom-1 PLTA Peusangan-1 150 1Hawk 2ccts 20 2019 15 PLTA Sibundong-4 1phi inc. (PLTP Pusuk Bukkit- Tarutung) 150 2Hawk 2ccts 16 2019 16 PLTA Bila-2 GI Padang Sidempuan 150 1Hawk 2ccts 6 2019 17 PLTA Toru-2 GI Tarutung 150 1Hawk 2ccts 16 2020 18 PLTA Ordi-5 PLTA Kumbih-3 150 1Hawk 2ccts 10 2020 19 PLTA Ordi-3 PLTA Ordi-5 150 1Hawk 2ccts 6 2020 20 PLTA Siria GI Barus(New) 150 1Hawk 2ccts 10 2020 GI Barus(New) PLTU Labuhan Angin 150 1Hawk 2ccts 20 ↓ 21 PLTA Toru-3 GI Padang Sidempuan 150 2Zebra 2ccts 100 2026 22 PLTA Kumbih-3 2phi inc. (Sidikarang-Sabulussalam) 150 1Hawk 2ccts 20 2019 23 PLTA Raisan-1 GI Sibolga 150 1Hawk 2ccts 10 2020 Uprating existing T/L 24 PLTA Batang Hari-4 GI Kiliranjao 150 2Zebra 2ccts 60 2027 25 PLTA Kuatan-2 GI Kiliranjao 150 2Zebra 2ccts 50 2028 26 PLTA Sinamar-1 GI Batusangkar 150 1Hawk 2ccts 2020 27 PLTA Sinamar-2 PLTA Sinamar-1 150 1Hark 2ccts 2020 2nd cct (Singkarak – Batusangkar) 150 28 PLTA Gumanti-1 GIIndarung 150 1Harwk 2ccts 30 2020 29 PLTA Anai-1 GI Lubuk alung 150 1Hawk 2ccts 30 2020 30 PLTA Merangin-5 GI Bangko 150 1Hawk 2ccts 40 2024 31 PLTA Padang Guci-2 2phi inc. (Manna – Pagar Alam) 150 1Hawk 2ccts 30 2024 32 PLTA Endikat-2 GI Pagar Alam 150 1Hawk 2ccts 32 2019 33 PLTA Semung-3 GI Liwa 150 1Hawk 2ccts 30 2020 34 Besai-2 PLTA Besai 150 1Hawk 2ccts 20 2020 Uprating existing T/L 150

i) NAD 州内候補

インド洋沿岸に建設される送電線に候補#1, #4（GI Meulaboh に連系：総発電容量 74.2MW）、候

補#3, #7（GI Takakutuan に連系：総発電容量 56.2MW）、候補#2，#5（GI Blangpidie に連系：総発

電容量 66.0MW）が 2022 年に導入されることによって、当該地域の主要ベース電力が水力電源に

よる電力に代替され、PLTU Meulaboh による発生電力は 275kV へのアップ潮流として Banda Aceh方面へ供給される。2025 年に導入される候補#6 により、当該地域におけるほとんどのベース電力

が水力電源にて担保され、且つ水力電源によるピーク電力への対応が可能となり、発生ピーク電

力に関しても 275kV 系統へ供給することができる。

今回新たな 275kV 送電線を計画した。Blangkejelen 周辺に点在する候補#9, #11（総発電容量

514.8MW）は系統容量の大きい北 Sumatra 州向けのピーク電力調整力とした。

また、既存 275kV 系統においては前述のように Meulaboh 方面からの大潮流に加え、275kV 送電

線近隣に点在する貯水池式水力電源(候補#10, #12：総発電容量 332MW)を取込み、Banda Aceh 方

面のピーク対応電力供給力とした。ただし、これらの連系に伴い、送電線の増強が必要になる。

ii) 北 Sumatra 内候補

候補#15 Sibundong-4 が連系する既設電源線は 2Hawk で建設される予定となっており、既設電源

PLTP Pusuk Bukkit の発電容量からみて、送電容量が非常に大きい。PLTP の増設が見込まれてい

ると考えられるため、今度の進捗に応じて線種変更が必要になる。

候補#20 Siria は、立地上近隣都市である Barus に変電所を配し、PLTU Labuhan Angin へ接続する



よう設計した。GI Barus の設置により、北 Sumatra 州 Mantawai 海峡沿岸部へは安定した電力供給

が見込まれる。

候補#18, #19, #22 による GI Sabulussalaｍの系統電圧改善への寄与が大きい。

また、GI Padang Sidempuan への連系により（候補#21）、効率良く全系統に電力供給するよう設

計した。

iii) 西 Sumatra 州内候補

候補#24、#25 は、北 Sumatra 州、Riau 州向けの供給力として、150kV 送電線にて 275kV 変電所

GI Liliranjao へ接続すると共に、西 Sumatra 州のベース・ピーク対応電源と電力を供給する。

iv) Jambi 州内候補

候補#30 が接続する送電線は純粋な電源線であり、GI Bangko にて 275kV 系統に接続される。

v) Bengkulu 州内候補

Bengkulu 州は、既存の PLTA Musi（3×70MW）をはじめ電源における水力電源比率が高い。2027年予想需要は、ピーク電力 414MW、発電端電力量 2429GWh である。候補#31 は、Manna の需要

をほぼ担保出来る。

vi) 南 Sumatra 州内候補

候補#32 Endikat-2 は、GI Pagar Alam へ接続する。GI Pagar Alam は、Bengkulu 州の GI Manna への

電力供給を司る送電線であり、背後に 275kV 系統があるため、強い系統と言える。本候補の電力

は GI Pagar Alam にて消費される。

vii) Lampung 州内候補

候補#33 Semung-3 は、Lampung 州西部 GI Liwa 及び孤立系統を連系した GI Bengkuat のベース電

源となる。GI Bengkuat 向けの系統電圧改善に寄与する。

(3) Kalimantan


現実的シナリオに基づきリストアップされた水力電源候補は以下の通り。

表 7.6.5 水力電源候補 (Kalimantan 系統)


(MW) Annual Energy

(GWh) West Kalimantan 1 Pinoh10 RES 198 1374.8 East Kalimantan 2 Kelai-211 RES 168 1102.9

10 本候補との干渉が想定される案件が RUPTL2010-2019 に計上されている(98MW 2018 年導入予定)。



b) 系統計画

表 7.6.6 系統計画 (Kalimantan)


(kms) COD

1 PLTA Pinoh Nanga Pinoh 150 2Hawk 2ccts 40 2019 2 PLTA Kelai-2 System Tanjngredeb 150 1Zebra 2ccts 160 2019

i) Kalseltengtim 系統

需給バランス

下図12に、Kalseltengtim系統における需給バランスを示す。

本系統におけるベース電力は一定量確保できており、ピーク対応電源量が不足している。水

力ポテンシャル Kelai-2は、東Kalimantan州北部方面に位置する電源であり、主にTanjungselor、Tanjungredeb一帯の需給バランス及び電圧品質を改善できる。Reserve margin確保の観点から、

極力早急に導入が必要と考えられるため、リードタイムによるオーバーヘッドを勘案し、2022年の導入とした。

(a) Energy basis (b) Power basis

図 7.6.2 需給バランス(Kalseltengtim 系統)

ii) Kalbar 系統

需給バランス

11 本候補との干渉が想定される案件が RUPTL2010-2019 に計上されている(75+75MW 2018/2019 年導入予定)。 12 図中”Firm capacity”とは、当該年次におけるベース電力、電力量を負担する PLTA、PLTU、PLTP の総発電容量

を指し、”Firm energy”とは前述の電源の推定年間発電電力量を示し、ベース電力量と読み替えることができ

る。

0

5000

10000

15000

20000

25000(GWh) System Kalseltengtim

Energy requirement(KaltengEnergy requirement(KalselEnergy requirement(KaltimΣannual energy of candidatesFirm energy

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000(MW) System Kalseltengtim

Peak demand(KaltengPeak demand(KalselPeak demand(KaltimInstalled capacity of candidatesPlanned PLTGPlanned PLTGUFirm capacityReserve margin



下図にKalbar系統における需給バランスを示す。

本系統におけるベース電力は一定量確保できており、ピーク対応電源量が不足している。水

力ポテンシャル Pinohは、西Kalimantan州内陸部に位置する電源であり、Pontianak方面へのピ

ーク電力供給と内陸部における電圧品質の改善に寄与できる。


図 7.6.3 需給バランス (Kalbar 系統)

(4) Sulawesi


現実的シナリオに基づきリストアップされた水力電源候補は以下の通り。Sulawesi 地域の水力電

源候補は、RUPTL2010-2019 において至近 10 年以内に開発が計画されているものが幾つかあり、

輻輳しているため、本項にて整理した。

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000(GWh) System Kalbar

Energy requirement

Σannual energy of candidates

Firm energy

0

200

400

600

800

1000

1200

1400(MW) System Kalbar

Σinstalled capacity of candidates

Planned PLTG

Firm capacity

Peak demand

Reserve margin

表 7.6.7 水力電源候補 (Sulawesi)


(MW) Annual Energy

(GWh) Remark

North Sulawesi 1 Sawangan ROR 16.0 73.5 PLTA Sawangan is plotted

in 2015 in RUPTL

Central Sulawesi 2 Poso-2 ROR 132.8 1125.4 PLTA Poso is plotted in

2011. 3 Poso-1 ROR 204.0 1341.04 Bakaru(2nd) ROR 126.0 471.0 PLTA Bakaru2 is plotted in

2019 in RUPTL

5 Lariang-6 RES 209.4 616.2 － South Sulawesi 6 Malea ROR 182.0 1477.0 PLTA Malea is plotted in

2016 in RUPTL

7 Karama-1 RES 800.0 2147.1 － 8 Masuni RES 400.2 930.2 － 9 Mong RES 255.6 618.9 － 10 Batu RES 271.0 1740.2 － 11 Poko RES 233.0 760.0 PLTA Poko is plotted in

2018/19 in RUPTL

Southwest Sulawesi



b) 系統計画

i) Suluttenggo

需給バランス

Minahasa、Gorontalo系統を連系し、中部Sulawesi州北部（Leok、Toli-toli、Moutong）へと拡大

するSuluttenggo系統は、系統東端のManadoと中央に位置するGorontaloが主要電力消費地であ

る。下図に示すように電力量ベースでは2024年まで潤沢な状態であるが、電力ベースでは2021年以降不足する状況である。上述の候補#1、2は流れ込み式の水力電源であり、発電容量、年

間可能発電量共に小規模である。

(a) Energy basis

(b) Power basis

図 7.6.4 需給バランス(Suluttenggo 系統)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000(GWh) System Suluttenggo

Energy requirement

Firm energy

0

200

400

600

800

1000

1200

1400(MW) System Suluttenggo

Firm capacity

Peak demand

Reserve margin

12 Konaweha-3 RES 24.0 116.0 － 13 Watunohu-1 ROR 57.0 309.0 － 14 Lasolo-4 RES 100.0 770.0 － 15 Tamboli ROR 25.8 158.9 －

表 7.6.8 系統計画 (Sulawesi)


(kms) COD

5 PLTA Lariang-6 Karama-1 150 2Hawk 2ccts 200 2024 7 PLTA Karama-1 GI Polewali 275 4Zebra 2ccts 250 2022 GI Polewali GI Sidenreng 275 4Zebra 2ccts 180 ↓ GI Sidenreng GI Makassar 275 4Zebra 2ccts 220 ↓ 8 PLTA Masuni GI Polewari 275 4Zebra 2ccts 80 2023 PLTA Masuni GI Polmas 150 1Hawk 2ccts 2 ↓ 9 PLTA Mong GI Soppeng 150 2Zebra 2ccts 60 2024 GI Soppeng GI Jeneponto 150 Uprating ↓ 10 PLTA Batu GI Sidenreng 150 2Hawk 2ccts 10 2027 12 PLTA Konaweha-3 GI Unaaha 150 1Hawk 2ccts 40 2026 13 PLTA Watunohu-1 2phi inc. (Malili-Lasusua) 150 1Hawk 2ccts 80 2020 14 PLTA Lasolo-4 GI Kendari 150 1Zebra 2ccts 160 2026 15 PLTATamboli 2phi inc.(Kolaka– Lasusua) 150 1Hawk 2ccts 40 2020



ii) Sulselrabar

需給バランス

2011年、Sulsel系統、Sulteng系統Sultra系統は、275kV系統を用いて連系され、Sulselrabar系統

となる。本地域の需要の大半はMakassar支店で占められており、この需要地に対して大規模

電源候補は中央Sulawesi州から南Sulawesi州に偏在している。総発電容量からみて275kVを導

入した。Karama-1からMakassar周辺まで総長400km程度の275kV基幹系統が2022年以降必要と

なる。275kV/150kV GIとして、南Sulawesi州北部、中部、南部に3箇所設置し効率良く電力を

送電することで、既存負荷系統の容易に増強を行うための系統変更を実現できるようにすべ

きである。


図 7.6.5 需給バランス(Sulselrabar 系統)

(5) NTB

前述の検討により、NTB 地域において現実的シナリオに基づく有望な水力電源候補は無いため、

本検討は割愛する。

(6) NTT


表 7.6.9 水力電源候補(NTT)

ID Type Location Installed.Cap.(MW)

Annual Energy (GWh)

Wai Ranjang ROR Flores island 11.1 59.4

系統計画

表 7.6.10 系統計画(NTT(Flores 系統))


(kms) COD

PLTA Wai Ranjang GI Ruteng 70 1Ostrich 2ccts 20 2020

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000(GWh) Sistem Sulselrabar

Energy requirement

Σannual energy of candidate

Firm energy

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500(MW) Sistem Sulselrabar

Σinstalled capacity of candidatePlanned PLTGUFirm capacityPeak demand



需給バランス検討

Flores島需要における2021導入予定の上記水力電源候補の寄与を下図に示す。ベース電力供給

という点で本水力電源候補は導入年次に全需要の約25%を担うこととなる。


図 7.6.6 需給バランス(NTT(Flores 系統))

(7) Maluku


表 7.6.11 水力電源候補(Maluku)

ID Type Location Installed.Cap.

(MW) Annual Energy

(GWh) 1 Tala RES West region in Seram island 54.0 167 2 Tina ROR Buru island 12 49.3

i) Tala

本候補は、Ambon 島と Seram 島に跨る Ambon-Seram 連系系統に接続する。

系統計画

PLTA Talaに関する送電線はMasohi-Kairatu間送電線へ接続するよう見積もった。系統計画上

特段の懸念は無い。Ambon島－Seram島間の海底ケーブルの送電容量に制約を受ける可能性が

あり13、適切な時期に回線追加等の施策を検討する必要がある。

表 7.6.12 系統計画 (Maluku(Seram 系統))


(kms) COD

1 PLTA Tala 2phi inc. (Masohi-Kairatu) 150 1Hawk 2ccts 10 2022

13 150kV XLPE の場合、熱容量制約による限界潮流が約 130MVA である。

0

50

100

150

200

250

300

350 (GWh) System Flores

Energy requirementΣAnnual energy of candidatesFirm energy

0

20

40

60

80

100

120(MW) System Flores

Σinstalled capacity of candidatesFirm capaciryPeak demandReserve margin




PLTA Talaによって供給されるベース電力は、284GWhとFirm Energy(RUPTL2010－2019にて

導入年次が明記されているPLTU、PLTP、PLTAによる電力量想定値)の約半分に相当する。貯

水池式であるためピーク対応電力の供給が可能だが、不足する電力量を本電源で供給するこ

とを優先し、本検討では2023/2024年の段階的導入と見積もった。


図 7.6.7 需給バランス(Maluku(Ambon-Seram 系統))

ii) Tina

Tina は、Buru 島 Namlea 孤立系統に接続する。

系統計画

Buru島内の系統は 20kV配電系統の連系が存在するのみで、送電系統は存在していない。PLTA Tina の運用に対して、以下のように系統計画を見積もった。系統計画上特段の懸念は無い。

表 7.6.13 系統計画 (Maluku(Namlea 系統))

From To Voltage (kV) Kind Lengths

(kms) COD

4 PLTA Tina Namlea 70 1Hawk 2ccts 130 2020

需給バランス

2021年に需給バランス内に導入する計画であれば、電力量ベースでは十分に供給を確保する

ことができる。

補足として、ピーク電力への対応と供給予備力(Reserve margin)は、2018年の値と同値であり、

PLTA Tinaの想定単機容量(6MW)脱落時の供給力確保、及び、既往電源の効率的な運用を行う

ためには2018年導入が適正と考えられる。ただしこの場合、溢水電力が30GWh程度発生する

ことを了承しなければならない。

0

200

400

600

800

1000

1200(GWh) System Ambon‐Seram

Energy requirement


Firm energy

0

50

100

150

200

250

300(MW) System Ambon‐Seram

Σinstalled capacity of candidatesFirm capacityPeak demandReserve margin




図 7.6.8 需給バランス(Maluku(Namlea 系統))

(8) Papua

前述の検討により、Papua 地域において現実的シナリオに基づく新たな有望水力電源候補は

Warsamson14以外に無いため、本検討は割愛する。

補完的電力需要指標による検討結果

RUKN2008 に示される電力需要想定を基本指標とした検討に加え、前節までに記載した補完的電

力需要指標を用いた電源開発計画及び送電線計画に関する検討結果を以下に示す。検討を行った

のは以下の系統（地域）についてである。

・Sulselrabar 系統・NTB ・NTT ・Papua

(1) Sulselrabar


現実的シナリオにてリストアップ、併せて 7.3.4 項に示される水力ポテンシャルを再掲する。

14 RUPTL2010-2019 において計画されている。(2×15.5MW)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100(GWh) System Namlea

Energy requirement


0

5

10

15

20

25

30

35(MW) System Namlea

Σinstalled capacity of candidates

Peak demand

Reserve margin

表 7.6.14 水力電源候補 (Sulteng, Sulselrabar)


(MW) Annual Energy

(GWh)

Operation Year Original >> Modif.

Central Sulawesi 1 Poso-2 ROR 132.8 1125.4

2 Poso-1 ROR 204.0 1341.03 Lariang-6 RES 209.4 616.2 2025 2026



b) 系統計画

本検討に当たり、東南 Sulawesi 方面と中部、西、南 Sulawesi 方面の 2 ブロックに分けて検討を行

った。

a) 東南 Sulawesi（Sulawesi tenggara）


2011年、Sulsel系統、Sulteng系統と275kV系統を用いて連系されるSulawesi tenggara方面の系統

は、西海岸を南下して南端Rahaまで150kV送電線にてOn Grid化され、総長475km（Malili-Raha間）となる。当地域主要需要地点は南部のKolaka、Kendariであり、Sulawesi tenggara地方の電

力需要の約6割を消費する。

4 Bongka-2 RES 187.2 451.3 2026 5 Lariang-7 RES 618.0 1489.6 2028 6 Palu-3 LOT 75.0 510.0 7 Lariang-8 ROR 12.8 85.4 8 Solato-1 ROR 26.6 176.1 South Sulawesi 9 Malea ROR 182.0 1477.0

10 Karama-1 RES 800.0 2147.1 2023 2022 11 Masuni RES 400.2 930.2 2024 2023 12 Mong RES 255.6 618.9 2025 13 Pongkeru-3 RES 227.6 556.6 14 Batu RES 271.0 1740.2 2028 2024 15 Karama-2 RES 800.0 2147.1 2027 16 Poko RES 233.0 760.0 2021 Southwest Sulawesi 17 Konaweha-3 RES 24.0 116.0 2027 2023 18 Watunohu-1 ROR 57.0 309.0 2021 2020 19 Lalindu-1 RES 193.6 544.1 2026 20 Lasolo-4 RES 100.0 770.0 2027 2024 21 Tamboli ROR 25.8 158.9 2021

表 7.6.15 系統計画 (Sulawesi)


(kms) COD

3 PLTA Lariang-6 Karama-1 500 4Gannet 2ccts 200 2025 4 PLTA Bongka-2 GI Ampana 150 2Hawk 2ccts 100 2026 GI Poso GI Ampana 150 1→2Hawk 248 ↓ 5 PLTA Lariang-7 PLTA Lariang-6 500 4Gannet 2ccts 200 2027 10 PLTA Karama-1 GI Polewali 500 4Zebra 2ccts 250 2021 GI Polewali GI Sidenreng 500 4Zebra 2ccts 180 ↓ GI Sidenreng GI Makassar 500 4Zebra 2ccts 220 ↓ 11 PLTA Masuni GI Polewari 500 4Zebra 2ccts 80 2022 PLTA Masuni GI Polmas 150 1Hawk 2ccts 2 ↓ 12 PLTA Mong GI Soppeng 150 2Zebra 2ccts 60 2024 GI Soppeng GI Jeneponto 150 Uprating ↓ 14 PLTA Batu GI Sidenreng 150 2Hawk 2ccts 10 2023 15 PLTA Karama-2 PLTA Karama-1 500 2Zebra 2ccts 160 2026 17 PLTA Konaweha-3 GI Unaaha 150 1Hawk 2ccts 40 2022 18 PLTA Watunohu-1 2phi inc. (Malili-Lasusua) 150 1Hawk 2ccts 80 2019 19 PLTA Lalindu-1 PLTA Lasolo-4 150 2Hawk 2ccts 200 2025 PLTA Lalindu-1 GI Bungku 150 1Hawk 2ccts 150 ↓ (GI Bungku GI Kolonedale 150 1Hawk 2ccts 200) 20 PLTA Lasolo-4 GI Kendari 150 1Zebra 2ccts 160 2023 21 PLTATamboli 2phi inc.(Kolaka– Lasusua) 150 1Hawk 2ccts 40 2020



需給バランス、及び系統運用（特に上記長距離送電による電圧低下の問題）の観点から、PLTA Wotunohu-1の運用開始年を2021年から2020年へ1年前倒し、PLTA Konaweha-3、PLTA Lasolo-4を各々4年、3年前倒し、PLTA Lasolo-4の運用開始年を2027年から2024年へ前倒しした。また、

PLTA Lalindu-1は、2026年導入とした。

本検討に当たっては、Sulawesi tenggara方面の系統ネックは、Malili以南の長距離150kV送電線

（線種：2Hawk）であり、本送電線による潮流を適正に運用する観点から導入年を決定した。

尚、PLTA Lalindu-1の導入時は、孤立系統として存在するBungku系統をOn Grid化するよう計

画し、東南Sulawesi系統の複ルート化を検討した。


図 7.6.9 需給バランス (Sultra)

b) 中央・南・西 Sulawesi（Sulseltengbar）


Sulselrabar系統は、Palu以南の中央Sulawesi州、西Sulawesi州、前述の東南Sulawesi州、及び南

Sulawesi州を指す。前述の通り、中央Sulawesi州の大規模電源開発に伴い、供給予備力の合理

化を目指し275kV系統を用いて中央、東南、南Sulawesi州を連系している。

前述で東南Sulawesi方面の需給バランスを差し引いた残りの地域について需給バランスを下

図のように検討した。

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000(GWh) Region Sultra

Energy requirementΣannual energy of candidateFirm energy

0

100

200

300

400

500

600

700(MW) Region Sultra

Σinstalled capacity of candidate

Firm capacity

Peak demand




図 7.6.10 需給バランス (Sulseltengbar)

本地域の需要の大半はMakassar支店で占められており、この需要地に対して大規模電源候補

は中央Sulawesi州から南Sulawesi州に偏在している。総発電容量からみて500kVの導入が妥当

で、候補#7 Lariang-7からMakassar周辺まで総長500km強の500kV基幹系統が2022年以降必要と

なる。500kV/150kV GIとして、南Sulawesi州北部、中部、南部に3箇所設置し効率良く電力を

送電することで、既存負荷系統の容易に増強を行うための系統変更を実現できるようにすべ

きである。

これ以外の水力電源候補として、候補#6 Bungka-2は近隣の需要に比べて発電容量が大きく、

Poso方面（東南Sulawesi系統を含）への電力輸送が必須となる。そのため、既設送電線の増強

が必要となる。

(2) NTB


7.3.4 項に示される水力ポテンシャルを再掲する。水力ポテンシャルは全て Lombok 島に存在する。

表 7.6.16 水力電源候補 (NTB)


(MW) Annual Energy

(GWh) 1 Beburung ROR Lombok island 22.0 90.6 2 Putih-1 ROR Lombok island 5.6 29.0 3 Putih-2 ROR Lombok island 4.1 22.0 4 Putih-3 ROR Lombok island 6.1 32.0

Lombok 系統は、2010 年より 150kV 系統の導入が予定され、PLTU、PLTP の建設に呼応して島西

部から島当部にかけて南廻りルートを建設する。

系統計画

候補#1～#4は、Lombok島北西部から北部に存在し、至近送電線は、2013年に建設予定である

PLTP Beburungであるため、この地点へのアクセスとして送電線計画を見積もった。

0

5000

10000

15000

20000

25000(GWh) Region Sulseltengbar

Energy requirement

Σannual energy of candidate

Firm energy

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000(MW) Region Sulseltengbar

Σinstalled capacity of candidatePlanned PLTGUFirm capacityPeak demand



表 7.6.17 系統計画 (NTB(Lombok 島))


(kms) COD

1 PLTA Beburung PLTP Sembalun 150 1Hawk 2ccts 20 2019 2 PLTA Putih-1 PLTA Beburung 150 1Hawk 2ccts 12 2020 3 PLTA Putih-2 PLTA Beburung 150 1Hawk 2ccts 6 － 4 PLTA Putih-3 PLTA Beburung 150 1Hawk 2ccts 6 2020


RUPTL2010-2019では、Putih川にてIPP主導でPLTMを建設する計画が掲載されており(PLTM Kokok Putih 4MW)、上記のPutih川水力電源候補地点と競合している可能性が高い。よって、

発電容量としてほぼ等価な候補#3は検討から外した。

2015年、2016年にミドル-ピーク電源としてPLTGが総計50MW建設され、電源の多様化が検討

されているが、2020年以降は、電力量、電力共に不足する。よって、積極的な水力電源投入

を目指す場合は、候補#1を2020年、候補#,2,4を2021に導入する。


図 7.6.11 需給バランス(NTB(Lombok 系統))

尚、NTB地域において、大の電力消費地域であるLombok島は、今後も需要の伸びが大きい

ことが予想され、また、地理的にBali島と約40kmの距離という利点から、150kV海底ケーブル

での連系も今後検討の余地が残されている。

(3) NTT


7.3.4 項に示される水力ポテンシャルを再掲する。水力ポテンシャルは、Sumba 島、Flores 島に存

在する。

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500(GWh) System Lombok

Enegy requirementBeburung+Putih1.3

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900(MW) System Lombok

Σplanned PLTGBeburung+Putih1.3Firm capaciryPeak demandReserve margin



表 7.6.18 水力電源候補 (NTT)


(MW) Annual Energy

(GWh) 1 Karendi-1 RES Sumba island (Waikabubak 21.4 49.5 2 Watupanggantu ROR Sumba island (Waikabubak 7.1 40.5 3 Kambera-2 RES Sumba island (Waingapu 17.0 65.2 4 Wai Ranjang ROR Flores island 11.1 59.4 5 Parainglala ROR Sumba island (Waikabubak 14.9 85.6

i) Wai Ranjang (候補#4)

本候補は、Flores 島内に接続する。Flores 島内系統は、PLTP Sukoria 導入を起点に送電線建設が行

われ、2014 年には島内を 70kV 系統で結ばれる予定である。

系統計画

表 7.6.19 系統計画 (NTT(Flores 系統))


(kms) COD

4 PLTA Wai Ranjang GI Ruteng 70 1Ostrich 2ccts 20 2020


Flores島需要は、2017年までに石炭火力電源20MW、地熱電源26MW、水力電源3.6MW15総計

49.6MWを投入する予定であり、ベース電力供給という点で潤沢な状況となり得る。PLTA Wai Ranjangは、流れ込み式水力発電所であり、ピーク対応電源とはなりえないため、下図に示す

ように2021年の導入がも合理的である。仮に日調整可能な調整池式水力電源への変更が可

能であれば、2019年導入へのシフトが良い。


図 7.6.12 需給バランス(NTT(Flores 系統))

ii) Sumba 島内候補 (Karendi-1, Watupanggantu, Kambera-2, Parainglala)

候補#1, #2, #5 は、Sumba 島西部 Waikabubak 系統に接続し、候補#3 は、Sumba 島東部 Waingapu系統に接続する。尚、現状の計画において、Sumba 島に送電線計画は存在しない。

15 PLTM を除く

0

100

200

300

400

500

600(GWh) System Flores

Energy requirementΣAnnual energy of candidatesFirm energy

0

20

40

60

80

100

120

140

160(MW) System Flores

Σinsttalled capacity of candidatesFirm capaciryPeak demandReserve margin



系統計画

Sumba 島主要系統である、Waikabubak、Waingapu を結ぶ送電線計画を見積もった。

表 7.6.20 系統計画(NTT(Sumba 系統))


(kms) 1 PLTA Karendi-1 GI Waikabubak 70 1Ostrich 2ccts 40 2 PLTA Watupanggantu GI Waikabubak 70 1 Ostrich 2ccts 40 3 PLTA Parainglala 2phi inc.(Waikabubak-Waingapu) 70 1 Ostrich 2ccts 40 5 PLTA Kambera-2 GI Waingapu 70 1 Ostrich 2ccts 60 GI Waikabubak GI Waingapu 70 1Hawk 2ccts 200


Sumba島需要（Waikabubak系統、Waingapu系統の合計）は、2014年にKPIによって導入される

PLTU Waingapu(2×4MW)によって、電力量では十分な供給力を持つ。しかし、ピーク電力対

応という点では、供給力は依然として不足し、且つ大単機脱落容量（PLTU Waingapu：4MW）

を担保する供給予備力は担保できていない。

ここでは、も開発可能性のあるPLTA Watupanggantuの導入年について考察した。下図に示

すように積極的な水力開発を行うのであれば、2025年に送電線整備の上、電源投入する必要

がある。


図 7.6.13 需給バランス (NTT(Sumba 系統))

(4) Papua


7.3.4 項に示される水力ポテンシャルを再掲する。

表 7.6.21 水力電源候補 (Papua)

ID Location Installed.Cap.(MW)

Annual Energy (GWh)

1 Warasai Nabire system (Papua 231.9 1314.0 2 Jawee-4 Timika system (Papua 152.6 1308.6

0

20

40

60

80

100

120

140

160(GWh) System Sumba

System WaingapuSystem WaikabubakWatupanggantuFirm energy

0

5

10

15

20

25

30

35(MW) System Sumba

WatupanggantuFirm capaciryPeak demandReserve margin



3 Derewo-7 Nabire system (Papua 148.8 1180.5 4 Jawee-3 Timika system (Papua 147.2 1163.6 5 Endere-1 Timika system (Papua 144.8 1033.5 6 Endere-2 Timika system (Papua 87.0 727.8 7 Derewo-6 Nabire system (Papua 170.0 1128.4 8 Jawee-2 Timika system (Papua 94.2 755.9 9 Baliem-7 Wamena system (Papua 97.8 834.7 10 Baliem-5 Wamena system (Papua 189.2 1401.4 11 Waryori-4 Manokwari system (West Papua 94.2 598.8 12 Ulawa Nabire system (Papua 34.6 194.6 13 Gita/Ransiki-1 Manokwari system (West Papua 56.2 136.2 14 Baliem-6 Wamena system (Papua 88.2 754.2 15 Kladuk-2 Sorong system (West Papua 229.0 567.4 16 Tatinima-3 Nabire system (Papua 55.6 402.2 17 Maredrer Fak fak system (West Papua 8.7 62.4 18 Muturi-1 Manokwari system (West Papua 45.8 288.3 19 Siewa-1 Nabire system (Papua 58.4 330.5 20 Baliem-8 Wamena system (Papua 138.4 1007.0

Papua 地域に点在する孤立系統は、前述の通り、Jayapura 系統がも需要が大きく 2019 年で

615GWh・108MW 、2027 年 1225GWh・215MW、次いで Sorong 系統が 2019 年で 408GWh・70MW、

2027 年で 940GWh・150MW と予想されている。これら以外の孤立系統は軒並み需要が小さく、

また各々の孤立系統間距離も遠く低でも 300km はある。効率的な電力輸送を実現するためには、

275kV 以上の超高圧送電線を建設する必要があり、費用対効果16が得にくい。

また、各孤立系統の系統容量に対して、水力電源候補の発電容量は大きいものが多く、適正な水

力電源投入が計画しにくい。よって、水力電源候補の立地点、近接する孤立系統の系統容量等を

勘案し、可能な限り系統連系を実現するよう、検討をおこなった。

b) 系統計画 (各孤立系統への接続検討)

表 7.6.22 系統計画 (Papua)


(kms) Remark

Papua Barat - Manokwari system 11 Waryori-4 Manokwari 150 2Hawk 2ccts 100 ROR 13 Gita/Ransiki-1 Manokwari 150 2Hawk 2ccts 100 LOT 18 Muturi-1 PLTA Gita/Ransiki-1 150 2Hawk 2ccts 40 ROR Papua Barat - Sorong system 15 Kladuk-2 Sorong 150 2Hawk 2ccts 120 RES Papua Barat - Fak fak system 17 Maredrer Fak fak 150 1Hawk 2ccts 20 ROR Papua - Nabire system 1 Warasai PLTA Ulawa 150 2Zebra 2ccts 30 ROR 2 Derewo-7 PLTA Derewo-6 150 2Hawk 2ccts 40 ROR 7 Derewo-6 Nabire 150 2Hawk 2ccts 160 ROR 12 Ulawa Nabire 150 2Zebra 2ccts 200 ROR 16 Tatinima-3 Nabire 150 2Zebra 2ccts 260 ROR 19 Siewa-1 Nabire 150 2Hawk 2ccts 300 ROR Papua - Timika system 2 Jawee-4 PLTA Endere-1 150 2Zebra 2ccts 20 ROR 4 Jawee-3 PLTA Endere-1 150 2Zebra 2ccts 20 ROR 5 Endere-1 PLTA Endere-2 150 2Zebra 2ccts 20 ROR 6 Endere-2 PLTA Jawee-2 150 2Zebra 2ccts 20 ROR 8 Jawee-2 Timika 150 2Zebra 2ccts 300 ROR

Papua - Wamena system 9 Baliem-7 PLTA Baliem-6 150 2Zebra 2ccts 16 ROR 10 Baliem-5 Wamena 150 2Zebra 2ccts 100 ROR

16 275kV 送電線の建設費用は、概算 135MUSD(600kms)程度と推定され、小規模クラス石炭火力発電所の建設コス

トと比較して(275kV 送電線+水力発電所)建設コストは膨大な額となる。



14 Baliem-6 PLTA Baliem-5 150 2Zebra 2ccts 20 ROR 20 Baliem-8 PLTA Baliem7 150 2Zebra 2ccts 20 ROR

i) Sorong 系統近傍候補


西 Papua 州西端に位置する Sorong 系統に対して、候補#15 Kladuk-2 は、定格容量が 229MWと系統容量以上の大規模な貯水池式水力電源であり、単機容量を 57.25MW（定格容量の 1/4）と見積もっても、単機脱落時の供給予備力を確保するには、同一所内多発電機で担保するし

かない。

Sorong 系統は、ピーク電力の不足より電力量不足の様相が強く、本候補が電力量不足に寄与

できるように系統導入を検討すると、2023 年/2024 年の段階的導入となる。


図 7.6.14 需給バランス(Papua(Sorong 系統))

ii) Manokwari 系統近傍候補


西Papua州北東に位置するManokwari系統に対して、候補#11, 13, 18は、系統容量より定格容量

が大きく、Sorong系統の検討同様、段階的な導入が必要となる。また、需要の伸びもSorong系統に比べて小さく、もEIRRの良い候補#11 Waryori-4 の導入を想定した場合においても、

2027年まで供給多過な状態となる。

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000(GWh) System Sorong

Enegy requirementKladuk‐2

0

50

100

150

200

250

300

350(MW) System Sorong

Kladuk‐2Σplanned PLTGFirm capacityPeak demandReserve margin




図 7.6.15 需給バランス (Papua(Manokwari 系統))

iii) Sorong-Manokwari 連系系統の検討

前述の Sorong 系統と Manokwari 系統は、物理的距離が 300km 程度で、アクセス道路が開通して

おり、比較的送電線建設には支障がないものと想定できる。前述の検討より、個々の系統容量に

対して、水力電源候補の定格容量が大きいため、積極的な水力電源導入は展開しにくい。ここで

は、Sorong-Maonokwari 連系系統に対して、水力電源の導入を検討した。

系統計画

導入対象となる水力電源は、連系系統との距離、地域負荷系統拡充の可能性を勘案し、候補

#15 Kladuk-2 を選定した。

表 7.6.23 系統計画 (Papua(Sorong-Manokwari 系統))


(kms) 15 PLTA Kladuk-2 GI Megamo 150 2Hawk 2ccts 70 GI Sorong GI Megamo 275 1Zebra 2ccts 140 GI Megamo GI Maknowari 275 1Zebra 2ccts 250


下図に示すように 2022 年/2023 年の段階的導入となる。

(a) Energy basis (b) Power basis 図 7.6.16 需給バランス (Sorong-Manokwari 系統)

0

100

200

300

400

500

600

700

800(GWh) System Maonkwari

Enegy requirementWaryori‐4Firm energy

0

20

40

60

80

100

120

140(MW) System Manokwari

Waryori‐4Firm capacityPeak demandReserve margin

0

200

400

600

800

1000

1200

1400(GWh) Sorong+Maonkwari

Enegy requirement

Kladuk‐2

Firm energy

0

50

100

150

200

250

300

350(MW) Sorong+Manokwari

Kladuk‐2Firm capacityPeak demandReserve margin



iv) Fak fak 系統近傍候補


西 Papua 州南部に位置する Fak fak 系統は、RUPTL2010-2019 より計算できる Firm Capacity、Firm Energy 共に一定時期まで十分な量を持っており、候補#17 Maredrer（発電容量 8.7MW、

Annual Energy 62.4GWh）の導入は、供給過多な状況を生じさせてしまう。また、近接孤立系

統との連系も困難である。


図 7.6.17 需給バランス (Fak fak 系統)

v) Nabire 系統近傍候補


Papua州西部、Cendrawasih湾に面するNabire系統は、RUPTL2010-2019より計算できるFirm Capacity、Firm Energy共に一定時期まで十分な量を持っており、大規模発電容量である発電容

量候補#1～8候補の導入は合理性がない。


図 7.6.18 需給バランス (Papua(Nabire 系統))

vi) Timika 系統近傍候補


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90(GWh) System Fak fak

Enegy requirementFirm energy

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20(MW) System Fak fak

Firm capacity

Peak demand

Reserve margin

0

20

40

60

80

100

120

140

160(GWh) System Nabire

Enegy requirementFirm energy

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45(MW) System Nabire

Firm capacity

Peak demand

Reserve margin



Papua 州南部に位置する Timika 系統は、2021 年を境に電力不足、電力量不足となる。しかし、

本系統近傍の電源候補#1, 3, 7, 12, 16, 19 は、いずれも発電容量が系統容量に比べて大きく、

本候補の導入に合理性がない。


図 7.6.19 需給バランス (Papua(Timika 系統))

vii) Wamena 系統近傍候補


Papua州中央Baliem Valleyに位置するWamena系統は、2020年を境に電力不足、電力量不足と

なる。しかし、本系統近傍の電源候補#9, 10, 14, 20は、いずれも発電容量が系統容量に比べて

大きく、本候補の導入に合理性がない。

(a) Energy basis (b) Power basis 図 7.6.20 需給バランス (Papua(Wamena 系統))

viii) Wamena－Jayapura 連系系統の検討

Papua地域大の需要地であるJayapura系統近傍には、水力電源候補がない。も近接の孤立系統

は、前述のWamena系統であり、大規模な水力電源候補が存在する。大規模電力消費地への水力電

源導入の検討するため、Wamena-Jayapura連系を検討した。

系統計画

0

50

100

150

200

250

300

350

400(GWh) System Timika

Energy requirementFirm energy

0

20

40

60

80

100

120(MW) System Timika

Firm capacity

Peak demand

Reserve margin

0

10

20

30

40

50

60(GWh) System Wamena

Energy requirement

Firm energy

0

2

4

6

8

10

12

14(MW) System Wamena

Firm capacity

Peak demand

Reserve margin



導入対象となる水力電源は、発電容量を勘案し、候補#14 Baliem-6 を選定した。

表 7.6.24 系統計画 (Papua(Wamena-Jayapura 系統))


(kms) 14 PLTA Baliem-6 GI Wamena 275 2Zebra 2ccts 120 GI Wamena GI Jayapura 275 2Zebra 2ccts 640


下図に示すように 2024 年/2025 年の段階的導入となる。

(a) Energy basis

(b) Power basis 図 7.6.21 需給バランス(Papua(Wamena-Jayapura 系統))

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600(GWh) Wamena+Jayapura

Energy requirementBaliem‐6Firm energy

0

50

100

150

200

250

300

350(MW) Wamena+Jayapura

Baliem‐6Firm capacityPeak demandReserve margin



7.6.3 スマトラ系統における揚水電源導入に関する予備的検討

現在増大するピーク電力への対応として、Java-Madura-Bali 系統においては、揚水発電の投入が計

画されている。カウンターパートも Sumatra 系統におけるピーク電力対応電源の可能性として揚

水発電について検討していることから、今後の Sumatra 系統におけるピーク対応電源の検討のた

めに、系統運用の観点から予備的に揚水発電の可能性について検討した。

RUPTL2010-2019 における Sumatra 系統電源開発計画において、一旦減少傾向にあった HSD によ

る電力量が 2018 年以降増加傾向にて計画されている。これは、ピーク対応電源の不足による HSD使用電源の再台頭を意味し、De-dieselization を掲げている思想と十分呼応できていない。

表 7.6.25 燃種別電力量内訳 (Sumatra 系統)

(GWh)Kind 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Coal 5564 8177 10939 11854 13937 16706 19492 24960 27142 31292Gas 6455 7143 8849 8725 7398 7347 6988 4927 5819 5354 HSD 4573 3123 1218 65 57 90 279 574 1287 1295 Geothermal 64 416 804 4094 6830 7965 9454 9736 10151 11639Hydro 3457 3353 2999 3607 3607 3697 4053 4689 5227 5227 Total 21533 23470 25707 28345 31829 35805 40266 44886 49626 54807Peak Load(MW) 3832 4133 4460 4816 5202 5622 6090 6602 7164 7657 出典 : RUPTL 2010-2019, and RUKN 2008-2027

(1) 日負荷曲線想定

下図は、2009年におけるSumatra系統における日負荷曲線である。

出典 : JICA Study Team based on evidences by P3B Sumatera

図 7.6.22 Sumatra 系統日負荷曲線実績 (2009)

現状の Sumatra系統は、ピーク時間帯として、18-22時の間における点灯帯がピークをなしている。

比較のために 2003 年次における代表的な日負荷曲線と 2009 年における大電力を記録した日負

荷曲線を比較する。6 年間に系統容量は 2000MW から 3000MW へと 1.5 倍増加しており、ピーク

電力にて正規化した図が示すように、早朝帯・点灯帯の形状は近似していることに加えて、昼間

帯の需要が 10%程度上昇していることが分かる。これは、産業需要を筆頭とする昼間帯需要が顕

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Dem

and(MW）

Time

Peak Load 25‐Nov‐09Sunday 11‐Oct‐09Islamic Holiday1(Idul Fitri) 20‐Sep‐09Islamic Holiday2(Idul Adha) 27‐Nov‐09Independence day 17‐Aug‐09Christmas 25‐Dec‐09Peak‐Least



著に増加していることを類推させ、その兆候は、前図 7.6.24 における「Peak-Least」の曲線を見て

も明らかである。今後もこの傾向を持続しながら、昼間帯の電力需要が上昇してくるものと推測

できる。また、Sumatra 系統として未だ低い電化率も、今度の飛躍的な系統整備に乗じて国家目標

である数値に近付いてくるであろう。

これらの条件を加味し、前述した電力需要想定に基づき、PUKN2008-2027に示されるSumatra系統

電力需要想定の指標から、2019年、2027年における大電力発生時の日負荷曲線を想定した（図

7.6.27）。

2019年における予想日負荷曲線より、2019年において既に早朝帯ピーク電力を昼間帯ピーク電力

が上回る予想となっており、昼間帯電力の上昇がピーク電力とオフピーク電力の差は大

2500MW、2027年における同差は大5000MWになるものと想定される。次項において、電源構成

からみた深夜帯余剰電力量を決定するためにバランス運転状況を検討する。

出典: JICA Study Team based on evidences by P3B Sumatera, and Sumatra MP(JICA)

図 7.6.23 Sumatra 系統日負荷曲線変遷(2003 年・2009 年)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

(MW)

Time

Peak demand(2009)

Peak Demand(2003)



出典 : JICA Study Team based on evidences by P3B Sumatera, and Sumatra MP(JICA)

図 7.6.24 Sumatra 系統日負荷曲線変遷(2003 年・2009 年)(ピーク電力にて正規化)

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

1.1

Normalizetion

Time

Peak Demand(2009)

Peak Demand(2003)



出典 : JICA Study Team

図 7.6.25 Sumatra 系統日負荷曲線予想 (2019, 2027)

(2) 余剰電力容量と必要湛水容量の決定

揚水発電所は、上部湛水池への自然流入がほとんどない純揚水式と、自然流入がある混合揚水式

の 2 方式が存在するが、今回は、発電使用水量の自然増加が期待できない純揚水式にて検討した。

揚水動力運転可能時間は、前述の余剰電力帯から 6 時間程度と見積もられ、揚水電源を日サイク

ルで運用すると仮定した場合、以下のような簡略式より全負荷運転時間が決定できる。

可能揚水時間（6h）×揚水総合効率(0.7)×揚水電力と発電電力の比(0.85~1)＝3.5～4.2時間

これより、ピーク時間帯において、全負荷運転可能な時間は、各日大 4 時間程度と予測できる。

この値に対し、揚水時間帯での重大故障発生による揚水原資不足、ピーク時間帯外での需給逼迫

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

(MW)

Time

Peak demand(2009)

Peak Demand(2003)

Predicted Demand(2019)


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

(MW)

Time

Peak demand(2009)

Peak Demand(2003)




対策等のための貯水確保等の不定要因を排除し、低 3 時間は各日大負荷運転が確実に可能で

あると考えられる。

尚、2009 年の日曜日の日負荷曲線からも分かるように、上記揚水原資不足による湛水不足、需給

逼迫解消のための緊急発電による湛水不足は、週末の揚水運転によって十分回復可能と考えられ

る。

(3) 電源開発計画との整合

a) 揚水原資の見積もり

既設備計画に基づいて揚水原資となり得る電源及び電力について確認した。RUPTL 2010-2019他関係資料に示される2019年時点における発電容量から、需給バランス運転内で運用可能な発電期

待容量(Firm分)を算出すると以下のようになる。

表 7.6.26 オフピーク帯における電源構成状況 (2019)

Kind Installed Capacity (MW)

Unit capacity (MW)

FOR(%)

Maintenancedays

(days)

Anticipated generation capacity in off-peak time

Installed Capacity basis

Net capacity

basis PLTP 2340 55 5 30 1980 1584

PLTU 7319*

100 12 28 2900** 2610**

200 12 35 1400** 1400**

300 12 35 600** 600**

PLTA 1717 40 10 30 1360 680 PLTG 1638 100 10 21 (1300) - PLTGU 1251 120(40×2+40) 10 42 (840) - PLTD 390 10 7 21 (330) - Total 18304 - - - 6784 Note : 廃止電源については考慮していない。 *: 全燃種含 ** : 石炭焚きのみに限定. 出典 : JICA Study Team based on RUPTL 2010-2019 and evidences from P3B Sumatera

本値は、RUPTL2010-2019に記載されている電源開発計画が示す通りに電源が投入された場合、確

実に確保できるオフピーク電力であり、この値を日負荷曲線に当てはめると、以下のように非常

に潤沢な供給力であることとなる。

仮に電源開発計画の遅れが揚水原資にどのように影響するかを検討した(図7.6.28)。これらの結果

より、2019年において余剰電力を確保しようとした場合、少なくとも2017年までに計画されてい

るベース対応電源は運用されていなければならないことになる。2018年についても同様な結果だ

が、2017年以前の場合は、1年程度の計画遅れしか許容できず、揚水原資の確保は困難な状況であ

る。この結果より、揚水原資の確実な確保が期待できる2018年以降の揚水発電導入が現実的と思

われる。

b) ピーク対応電源の見積もり

前述同様に、ピーク電力が発生する時間帯における対応電源(Firm 分)を見積もった。2019 年にお

いては、計画通りの電源投入がなされれば全く問題ないが、電源投入計画が遅れた場合、2017 年



の電源計画迄が実施されていたとしても、新たなピーク電源としての供給予備力を持つ必要があ

ると考えられる。

表 7.6.27 ピーク帯における電源構成状況 (2019)

電源種定格容量 (MW)

基準単機容量(MW)

FOR(%)

補修停止期間 (連続日)

ピーク時需給バランス内導入期待容量

定格容量基準 Net

capacity basis

PLTP 2340 55 5 30 1980 1584

PLTU 7319*

100 12 28 2900** 2610**

200 12 35 1400** 1400**

300 12 35 600** 600**

PLTA 1717 40 10 30 1360 952 PLTG 1638 100 10 21 1300 1235 PLTGU 1251 120(40×2+40) 10 42 840 798 PLTD 390 10 7 21 330 - Total 18304 - - - - 9179 Note : 廃止電源を考慮していない * : 全燃種含 ** : 石炭焚のみに限定出典 : JICA Study Team based on RUPTL 2010-2019 and evidences from P3B Sumatera

図 7.6.26 ピーク帯・オフピーク帯における Firm Capacity

(4) 需要勾配と供給力の関係

時々刻々と変化する需要に対し、安定した品質の電力を供給するために、適正なガバナ―フリー

（GF）容量17、及び負荷周波数制御（LFC）容量18を持つ必要がある。本容量の多少がも懸念さ

れる状況は、急峻な需要変動が発生する状況であり、以下のタイミングにおいて十分な供給予備

17数分以下の細かく変動する負荷に対し、瞬動予備力として確保されるべき発電調整容量。系統の自己制御特性と

併せて系統の周波数安定に寄与する。 18数分から 10 数分といった比較的長期な負荷変動成分に対し、運転予備力として各確保されるべき発電調整容量。

部分負荷運転中の発電機余力や比較的短時間に起動し電力供給できる発電機（揚水を含む水力発電、ガス火

力発電）が該当する。



力が保持できるかを検討した。

尚、GF 容量として系統容量に対し 3-5%、LFC 容量として系統容量に対し 5-7%を確保するものと

し、検討を行った。

また、上記に加え、系統運用において重要な要素として、需要の変動に対して十分な追従性を持

って、供給力を変化させられるかという点もおさえる必要がある。下表に一般的なランプレート

（出力応答速度）を示す。この点についても確認を行った19。

表 7.6.28 ランプレート

Kind Ramping rate (MW/min.) Remark

PLTU(100MW) 5 PLTU(200, 300MW) 5 PLTU Suralaya PLTG 15 PLTGU 15 In combined running PLTA 20

結果、下表に示すようにピーク対応電源の開発遅延は許容されない状況にあることが確認できた。

つまり、ベース電力対応電源は非常に潤沢だが、ピーク電力供給力、特に需要の急峻な変動に対

する系統の堅牢性には若干欠ける電源構成となり得る危険性がある。

前述のように、大規模水力電源の開発には、早で 10 年程度のオーバーヘッドが必要であり、可

及的速やかに開発を実施したとしても、2019 年から 2020 年の導入が妥当と考えられる。

(5) 揚水電源必要量の見積もり

ピーク対応電源、特にLFC容量を正確に見積もるためには系統の周波数特性を勘案する必要があ

るが、ここでは簡易に揚水電源必要量を見積もる。

簡易見積もりの算出根拠は以下の通りである。

系統内需給バランス内大発電単機容量脱落時に対応可能

系統容量の 10%以下

という点から電源開発計画における大発電容量である400MW石炭火力発電所の脱落を担保す

19 ガスコンバインド火力電源に関しては、運転の安全性を鑑み、GF 容量は 0(つまりロードリミット運転)と算定

した。

揚水電源導入目標年 ( 早) 揚水原資確保の可能性ピーク対応電源追加の不

必要性尺度開発期間によるｵｰ

ﾊﾞｰﾍｯﾄﾞ(10 年) 評価

2018 2016 年計画完了が必須

(2 年猶予) 2017 年計画完了迄

(1 年遅延猶予) NG －



(2 年遅延猶予) NG －



(2 年遅延猶予) OK ○



るために400MWを低必要量と、2020年系統容量の10%以下という観点から800MWを大必要量

と見積もった。この値は、表7.6.26に示した2019年におけるHSDによる発生電力量を日平均4時間

運転で除した値とほぼ呼応する。この値を揚水動力必要量に換算すると1030GWh～2060GWhとな

り、十分揚水原資は確保できる。

ピーク電力対応電源、及びLFC対応電源として揚水電源はも評価される電源の一つであり、ま

た昨今の大規模太陽光、風力電源等の不安定出力に対する系統安定化対応機器20としての側面を持

つ揚水電源は注目を集めている。

20 可変速揚水電源

00 表紙 FR - JICA · 20 1-190-32 Kumbih-3 North Sumatra ROR 41.8 269.6 21 1-190-41 Simanggo-2...

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