インドネシア国スマトラ系統電力開発・運用強化調査(Badan Perencanaan...

鉱工業プロジェクト形成基礎調査

インドネシア国スマトラ系統

電力開発・運用強化調査

報　告　書

平成15年 12月

独立行政法人国際協力機構鉱工業開発調査部

No.

J R

03-134

鉱調資

目次

1 調査の背景・目的等 ........................................................................................................1 1.1 調査の背景 ...............................................................................................................1 1.2 調査の目的 ...............................................................................................................1 1.3 調査団構成 ...............................................................................................................1 1.4 調査日程...................................................................................................................2 1.5 主要面談者 ...............................................................................................................2

2 調査結果概要...................................................................................................................4 2.1 協議結果...................................................................................................................4

2.1.1 南スマトラ州の現地調査...................................................................................4 2.1.2 エネルギー鉱物資源省、PLN との協議 ..............................................................4 2.1.3 今後の予定 ........................................................................................................4 2.1.4 所感...................................................................................................................5

2.2 合意した M/M.............................................................................................................5 3 スマトラ地域の最近の電力事情 ......................................................................................6

3.1 スマトラ系統の電力需給状況...................................................................................6 3.2 現時点における主たる論点 ......................................................................................8 3.3 スマトラにおけるエネルギー資源..........................................................................10

3.3.1 石油.................................................................................................................10 3.3.2 天然ガス.......................................................................................................... 11 3.3.3 石炭................................................................................................................. 11 3.3.4 水力.................................................................................................................12 3.3.5 地熱.................................................................................................................12

4 電源開発計画について...................................................................................................14 4.1 インドネシアにおける電力計画 .............................................................................14

4.1.1 RUKN（国家電力総合計画） .............................................................................14 4.1.2 RUKD（地方電力総合計画） .............................................................................14 4.1.3 RPTL（電力供給計画） ....................................................................................15 4.1.4 電力総合計画作成ガイドライン ......................................................................16

4.2 電源開発計画策定に係る実施体制..........................................................................20 4.2.1 エネルギー鉱物資源省（MEMR） ......................................................................20 4.2.2 地方政府..........................................................................................................20 4.2.3 PLN...................................................................................................................21

4.3 スマトラ系統の電源、送電線開発計画 ..................................................................24 4.3.1 電源開発計画...................................................................................................24

4.3.2 送変電設備開発計画........................................................................................30 5 スマトラ系統運用強化について ....................................................................................34

5.1 スマトラ島電力系統の現状 ....................................................................................34 5.2 現地調査結果..........................................................................................................34

5.2.1 系統運用面の課題 ...........................................................................................35 5.2.2 設備面の課題...................................................................................................35 5.2.3 技術面 .............................................................................................................37

6 電力構造改革について...................................................................................................38 6.1 インドネシア電力セクターの構造改革のありかた.................................................38 6.2 PLN の財務体質 .......................................................................................................41 6.3 スマトラへの予算振り分け ....................................................................................41 6.4 地方分権関連法と電気事業法との関連について ....................................................42

6.4.1 Law No. 22/1999（地方行政法）及び 25/1999（中央・地方財政均衡法）.....42 6.4.2 新電気事業法(新電力法).................................................................................43

6.5 インドネシアにおける電力投資促進策の現状........................................................44 6.6 国際機関 ADB、WB の動向 ........................................................................................45

7 本格調査における留意事項 ...........................................................................................47 7.1 電源開発計画分野...................................................................................................47

7.1.1 発電可能出力の把握........................................................................................47 7.1.2 適正な予備率の評価........................................................................................47 7.1.3 電力総合計画策定ガイドライン ......................................................................47 7.1.4 電源開発の進捗動向........................................................................................47 7.1.5 環境社会配慮...................................................................................................47

7.2 系統運用分野..........................................................................................................47 7.2.1 系統連系送電線の電圧運用 .............................................................................47 7.2.2 スマトラ島－ジャワ島間の送電線連系 ...........................................................48 7.2.3 SCADA 調査 .......................................................................................................48

7.3 電力構造改革分野...................................................................................................50 8 ジャワ・バリ系統について（参考） .............................................................................53

8.1 ジャワ・バリの需給見通し ....................................................................................53 8.2 ジャワ・バリ系統における論点 .............................................................................54

別添 1：締結された M/M

別添 2：収集資料リスト

別添 3：質問票及び回答状況

別添 4：面談記録

略語集略語英語（現地語）表記日本語表記

BAPPENAS National Development Planning Agency (Badan Perencanaan Pembangunan Nasional)

国家開発計画庁

MEMR Ministry of Energy and Mineral Resources

エネルギー鉱物資源省

PLN Indonesia Electricity Corporation (Perusahaan Umum Listric Negara PERSERO)

国営電力会社

PJB （PT PJB） PLN Java Bali Power Company PLN の発電子会社 P3B Java Bali Transmission and

Load Dispatch Center ジャワ・バリ中央給電指令所

USAID United States Agency for International Development

米国国際開発庁

ADB Asian Development Bank アジア開発銀行 JBIC Japan Bank for International

Cooperation 国際協力銀行

JJC Jakarta Japan Club ジャカルタジャパンクラブ SCADA Supervisory Control and Data

Acquisition 監視制御システム

GT Gas turbine ガスタービン HSD High Speed Diesel Oil ディーゼル油 IPP Independent Power Producer 独立系発電事業者 PLTA Pusat Listric Tenga Air

(Air:水) 水力発電所

PLTG Pusat Listric Tenga Gas (Gas:ガス)

ガスタービン発電設備

PLTU Pusat Listric Tenga Uap (Uap:蒸気)

蒸気タービン発電設備

PLTGU Pusat Listric Tenga Gas-Uap

ガス蒸気コンバインドサイ

クル PPA Power Purchase Agreement 買電契約

RUKN Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional

国家電力総合計画

RUKD Rencana Umum Ketenagalistrikan Daerah

地方電力総合計画

RPTL Rencana Penyediaan Tenaga Listrik

電力供給計画

RKTL Rencana Pengembangan Sistem Tenaga Listrik

電力システム開発計画

WASP Wien Automatic Sistem Planning

電力供給費用適化に使用

されるソフト DGEEU Directorate General of

Electricity and Energy Utilization

MEMR の電力利用総局

BAPPEDA Badan Perencanaan Pembangunan Daerah

地方開発企画局

DINAS PE Dinas Pertambangan dan Pebgembangan Energi

鉱物エネルギー開発局

1 調査の背景・目的等

1.1 調査の背景

インドネシアの電力需要は、1997 年の経済危機の回復に伴い着実な増加傾向を示してい

るが、民生・産業に不可欠な電力供給体制が不十分であり、経済再生のネックになってい

る。そのためイ国政府は、まず、ジャワ・バリ系統の適電源開発計画を策定する JICA 開

発調査（「適電源開発のための電力セクター調査」）により、同系統の電力安定供給のた

めの提言を得るなどの対応を進めている。

一方、イ国政府は、ジャワ・バリ系統に引き続き外島部についての電気事業の運営強化お

よび電源開発計画の策定も優先課題であるとし、平成 15 年度要請案件として「スマトラ

系統電力開発・運用強化調査」の要請を行った。要請書に記載されている開発課題は、以

下の 3点である。

（1）スマトラ系統の適電源開発計画の策定

（2）開発に当たっての財務的な問題の解決

（3）電力系統運営能力の強化

JICA は、2003 年 1 月に「インドネシア国電力セクタープロジェクト選定調査」を実施し、

現時点での電力安定供給に係る課題について現況調査・分析を行ったが、その中でのイ国

政府及び JICA 側との協議の結果、スマトラ系統の電力開発および運用強化について、必要

性を確認している。

1.2 調査の目的

本調査の目的は、インドネシア国スマトラ系統における電気事業の運営強化および電源開

発計画の策定を行うにあたっての、現況調査、課題の抽出等を行い、現地関係機関と協議

のうえ協力案件の形成を行うことである。

1.3 調査団構成

総括／団長・・・蔵方宏 JICA 鉱工業開発調査部資源開発調査課課長

技術協力行政・・福瀬康裕資源エネルギー庁電力・ガス事業部政策課課長補佐

電力技術協力・・足立隼夫海外電力調査会電力国際協力センター部長

調査計画・・・・前原充宏 JICA 鉱工業開発調査部資源開発調査課

電源開発計画・・不二葦教治八千代エンジニアリング株式会社

電力系統運用・・鬼木茂九州電力株式会社

電力事業経営・・長山浩章株式会社三菱総合研究所

- 1 -

1.4 調査日程

日付調査行程宿泊先

1 9 月 9 日火移動（成田—ジャカルタ）（不二葦、鬼木、長山団員）ジャカルタ

2 9 月 10 日水Ｐ3Ｂ調査

移動（成田—ジャカルタ）（蔵方団長、福瀬、足立、前原団員）

〃

3 9 月 11 日木ジャカルタ発－パレンバン着

PLN：Kitlur、Pikitring 訪問

パレンバン

4 9 月 12 日金南スマトラ州地方政府関連機関調査

PLN：Wilayah、UPB 訪問

〃

5 9 月 13 日土パレンバン発－ジャカルタ着

団内打ち合わせ

ジャカルタ

6 9 月 14 日日団内打ち合わせ〃

7 9 月 15 日月 JICA インドネシア事務所表敬

Ministry of Energy and Mineral Resources(MEMR)表敬

Indonesia Electricity Corporation (PLN) 表敬

〃

8 9 月 16 日火 MEMR 協議〃

9 9 月 17 日水 PLN 協議

JBIC ジャカルタ駐在員事務所訪問

MEMR 協議

〃

10 9 月 18 日木 MEMR 協議

PLN 協議、M/M 署名

MEMR 協議、M/M 署名

〃

11 9 月 19 日金在インドネシア日本大使館報告

JICA インドネシア事務所報告

ジャカルタ発

機内

12 9 月 20 日土成田、関空着

1.5 主要面談者

・MEMR

Mr. Mohd Noer Hihatat, Acting Director for Electricity Program Supervision

Ms. Strya Zulfanltra, Planning Division

・PLN

Mr. Edi Jatmiko, Deputy Director of System Planning

Mr. Monstar Panjaitan

・在インドネシア日本大使館

高橋書記官

- 2 -

・JBIC ジャカルタ駐在員事務所

鈴木駐在員

・JICA インドネシア事務所

加藤所長、大竹次長、真野所員

・JICA 専門家

黒谷専門家（MEMR 配属）

- 3 -

2 調査結果概要

2.1 協議結果

調査結果のポイントは以下のとおりとなる。

2.1.1 南スマトラ州の現地調査

・南スマトラ地域では、ピーク時間帯（午後 6－9 時頃）の電力供給力が不足しており、

毎日のように輪番停電が繰りかえされている。こうした状況を改善するため、PLN は西

部と南部の送電線連系工事を 2003 年内に完成すべく努力しているが一部住民への補償

問題により遅延している。

・さらに PLN はスマトラ全体の電力融通を円滑にするため、2007 年を目途に、西部と北部

の送電線連系を計画しているが、具体的な計画はまったく行われていない。

・地方分権化により、地方政府は県単位の地方電力開発計画（RUKD）を作ることが電力法

により定められているが、今回訪問した南スマトラ州を除いて全く行われていない。こ

うした状況は、スマトラのみならず全国に言えることで、国家電力総合開発計画（RUKN）

も RUKD に基づくものとはなっていない。

・南スマトラ州では、この RUKD を策定するため、地方政府、PLN、大学、建設業者の組合

等から成るフォーラムを結成し、本年 11 月ごろの完成を目指し活動していることが確

認できた。

2.1.2 エネルギー鉱物資源省、PLN との協議

(1) 調査の枠組みの整理

1)インドネシア側からの要請は 1）スマトラ島の適電源化計画の策定、2）適電源化

から提案される優先プロジェクトの F/S、3）SCADA・M/P、4）人材育成となっていたが、

内容を 1）と 4）に絞り込む。

2)西部と北部の送電線連系については、2007 年完成を前提とせず、適な時期を調査の

中で検討する。

3)調査対象地域をグリッドの及ぶ地域とする。（島は含まない）

4)目標年次を 2020 年とする。

5)地方政府の電力事務所（RUKD 作成を担当する部署）の人材育成を支援するためのワー

クショップ（メダン、パダン、パレンバンを想定）を考慮する。

(2) S/W（案）の作成と合意

上記内容を S/W（案）として取りまとめ、Undertaking 等も含め双方確認の上、合意した。

（詳細別添 1参照）

2.1.3 今後の予定

(1) 今後の予定

- 4 -

－日本サイドでの採択会議

－採択された場合：正式通報・口上書の交換・S/W 署名交換

－コンサル選定の後、本格調査の開始（04 年 1 月以降を想定） (2) その他

今回の調査を実施するに当たり、調査団の活動拠点（事務所）を PLN に求め、PLN 側の了

解と取り付けている。しかし、PLN によれば本件については、主たるカウンターパートがエ

ネルギー鉱物資源省であることから、然るべき指示（文書）が必要であるとしている。

2.1.4 所感

(1) 今回の調査は、1）市場原理が導入されない地域 2）ナショナルグリッドが存在する

3）地方政府による RUKD が建前上存在する（実際には全く進んでいない）いう条件の下

で、総合的な電力開発を策定する初めてのケースとなる。したがって、今後の全ての計

画、本調査結果に基づくことになるため、非常に重大な意味を持つことになる。

(2) スマトラ島は、石油、天然ガス、石炭などの天然資源や水力のポテンシャルに恵まれ

た地域であり、これらのエネルギー源を如何に合理的に活用するかが、インドネシアの

経済発展の大きな鍵になり得る。こうした意味から、長期的な視点に立った適電源化

を考察することは、極めて重要であると言える。

(3) 今回の調査を実施する過程で、地方政府の人材育成を支援することになるが、その成

果を見極めた上で、今回の調査の延長線上にある RUKD の作成支援も、将来の課題とし

て考える可能性を含んでいる。

2.2 合意した M/M

別添 1参照

- 5 -

3 スマトラ地域の最近の電力事情

3.1 スマトラ系統の電力需給状況

スマトラは行政上、アチェ、北スマトラ、リアウ、西スマトラ、ジャンビ、ベンクル、南

スマトラ、ランプン各州と離島（バンカ・ベリトゥン）からなっている。主要都市にパレ

ンバンとメダンがある。面積は約 47 万 3,600km²、人口は 4,119 万 3,100 人(1995 年推計、

周辺の小島を含む、インドネシア全体の 19％)。

RUKN2003（Draft）によれば､2003 年における全インドネシアの大電力の合計値は

18,574MW であり、このうちスマトラは 2,469MW（約 13％）を占めている。一方、発電設備

容量については、全インドネシアの設備容量 22,974MW に対し、スマトラは 2,736MW（約 12％）

を占めている。スマトラはジャワ・バリに次いで電力需要の大きな地域であり､外島部とし

てはも大きい。

表 3-1-1 インドネシアの電力需給バランス

RUKN2003（Draft）では、2003 年における全島の電力設備 2,736MW に対して、予想大電

力は 2,469MW であり、約 11％の余裕があることになるが、全島が連系されていないために

アチェ州では、設備容量 159MW に対して予想大電力は 166MW で 4.2％不足、南部では、設

備容量 635MW に対して予想大電力は 788MW で 19％の不足、となっている。

地域項目 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年

大電力(MW) 13,900 14,397 15,242 16,155 17,374 18,684 20,094 21,607 23,232 設備容量(MW) 18,608 18,518 19,208 20,798 22,218 24,088 26,463 28,163 30,463

Jawa Bali

予備率 33.9% 28.6% 26.0% 28.7% 27.9% 28.9% 31.7% 30.3% 31.1%大電力(MW) 2,376 2,469 2,598 2,746 2,939 3,144 3,379 3,630 3,901

設備容量(MW) 2,651 2,736 2,969 3,627 4,224 4,588 5,027 5,075 5,178 Sumatra

予備率 12% 11% 14% 32% 44% 46% 49% 40% 33%大電力(MW) 633 659 691 728 777 828 888 950 1,018

設備容量(MW) 669 691 994 1,003 1,031 1,154 1,210 1,276 1,342 Kalimantan

予備率 6% 5% 44% 38% 33% 39% 36% 34% 32%大電力(MW) 697 739 772 811 862 916 976 1,043 1,113

設備容量(MW) 714 741 814 1,037 1,180 1,306 1,403 1,517 1,614 Sulawesi

予備率 2% 0% 5% 28% 37% 43% 44% 45% 45%大電力(MW) 70 71 74 76 80 83 88 92 97

設備容量(MW) 89 82 94 109 119 118 117 116 125Maluku

予備率 27% 16% 28% 43% 49% 41% 33% 26% 29%大電力(MW) 77 81 84 87 92 97 102 107 113

設備容量(MW) 62 80 101 118 137 136 155 154 168Papua

予備率 -19% -1% 20% 36% 49% 41% 52% 43% 49%大電力(MW) 158 158 165 172 182 192 203 215 227

設備容量(MW) 119 126 190 218 263 261 284 307 332Nusa Tenggara

予備率 -25% -20% 15% 26% 44% 35% 39% 43% 46%大電力(MW) 17 911 18 574 19 626 20 775 22 306 23 944 25 730 27 644 29 701

設備容量(MW) 22,912 22,974 24,370 26,910 29,172 31,651 34,659 36,608 39,222 インドネシア全体

予備率 28% 24% 24% 30% 31% 32% 35% 32% 32%

出所：RUKN（2003-2010）Draft

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表 3-1-2 スマトラの電力需給バランス

現有設備の中で主要なものは、北スマトラ州の Belawan 火力（汽力 260MW、CC818MW、計

1,078MW）、南スマトラ州の Bukit Asam 石炭火力（260MW）、西スマトラ州の Ombilin 石炭

火力（200MW）、同じく Singkarak 水力（175MW）、西スマトラ/リアウ州境の Kotopanjan 水

力（114MW）、ジャンビ州の Payo Selincah ガスタービン並びにディーゼル（93MW）北スマ

トラ州の Paya Pasir ガスタービン（90.5MW）、南スマトラの Besai 水力（92.8MW）、西ス

マトラの Maninjau 水力（68MW）、ランプン州の Tarahan ガスタービン並びにディーゼル

（106.3MW）、などがある。

現在準備中の電源開発で規模の大きなものは、南部における Tarahan 石炭火力（200MW、

JBIC の支援、2006/7 年運開予定、現在コンサルタント入札中でやや遅れる見通し）、同じ

く南部で ADB の支援により工事中の Musi 水力（210MW、2005/6 年運開予定）、アチェ州に

おける Peusangan 水力（86MW、JBIC/ADB の支援、中断、2006 年運開予定）、北部における

Renun 水力（82MW、JBIC 支援、2005 年運開予定、工程遅れ）、同じく Sipansihaporas 水力

（50MW、JBIC 支援、2003/4 年運開予定）、などがある。そのほか、北部中部における火力

発電所の建設計画を含めて、2007 年時点では、全島の設備出力は、1,937MW 増えて、約 73％

増の 4,588MW になるものと期待している。

この結果、全島連系が達成されると期待されている 2007 年時点の全島の需給状況は、設

備出力 4,588MW に対して予想大電力は 3,144MW であり、46％の予備力を持つことが出来

るとされている。これを地域別に見ると、アチェ州が設備出力 339MW に対して予想大電

力 196MW（予備力 73.2％）、メダンを中心とする北部が設備出力 2,056MW に対して予想大

1,232MW（予備力 67％）、パダンを中心とする中部が設備 993MW に対して予想大 713MW（予

備力 39％）、パレンバンを中心とした南部が設備 1,200MW に対して予想大 1,003MW（予備

力 20％）となっている。

地域項目 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年

大電力(MW) 158 166 171 178 187 196 205 215 225設備容量(MW) 107 159 258.5 257 255 339.4 338.4 336.4 364.4

アチェ

予備率 -32.3% -4.2% 51.2% 44.4% 36.4% 73.2% 65.1% 56.5% 62.0%大電力(MW) 931 957 1,010 1,070 1,148 1,232 1,328 1,431 1,543

設備容量(MW) 1,123 1,154 1,154 1,446 1,876 2,056 2,056 2,056 2,056北スマトラ

予備率 21.0% 21.0% 14.0% 35.0% 63.0% 67.0% 55.0% 44.0% 33.0%大電力(MW) 542 558 588 622 666 713 767 825 887

設備容量(MW) 800 788 793 824 893 993 1,093 1,143 1,143 西スマトラリアウ

予備率 48.0% 41.0% 35.0% 32.0% 34.0% 39.0% 42.0% 39.0% 29.0%大電力(MW) 745 788 829 876 938 1,003 1,079 1,159 1,246

設備容量(MW) 621 635 763 1,100 1,200 1,200 1,540 1,540 1,615 ジャンビ,ベンクル南スマトラ、ランプン

予備率 -17.0% -19.0% -8.0% 26.0% 28.0% 20.0% 43.0% 33.0% 30.0%大電力(MW) 2 376 2 469 2 598 2 746 2 939 3 144 3 379 3 630 3 901

設備容量(MW) 2,651 2,736 2,969 3,627 4,224 4,588 5,027 5,075 5,178 Sumatra 全体

予備率 12% 11% 14% 32% 44% 46% 49% 40% 33%

出所：RUKN（2003-2010）Draft

- 7 -

3.2 現時点における主たる論点

(1) スマトラ南部系における需給の逼迫

南スマトラ系（南スマトラ、ランプン、ブンクル各州を含む）のグリッドに繋がった発電

設備容量の合計は 713MW であるが、平均発電可能出力は 542MW である。これに対して、想

定された近の大需要は 594MW であり、平均して約 50MW の計画停電が行われていくこと

になる。

図 3-2-1 南スマトラ系統における電力供給の内訳

計画停電は輪番制で、その予告は新聞紙上などでなされているが、この停電は、市民生活

に大きな影響を与えている。西スマトラとの 150kV 連系が達成される 2004 年には、この問

題は一時的に解消されるものと期待されているが、州境付近の 55km 区間において、住民の

反対運動があり、送電線建設工事は中断されており、その成否が懸念されている。

近のランプン州の電力逼迫状況は深刻で、この数ヶ月の停電が、市民の経済生活に大き

な影響を及ぼしている。2003 年 9 月 13 日より、二日おきに夕方 6時から翌午前 2時までの

8時間の輪番停電で、これは、Besai 水力（90MW）と Batutegi 水力（28MW）の渇水による

出力低下が原因と説明している。ランプン州には 71 万の需要口があるが、このうち 3万は、

PLN の電力供給の劣悪化を理由に、電気料金の支払いを拒否しており、電力不足が社会問題

化する危険性をはらんでいる。

(2) 電気料金の値上げと対ドルレートの関係

時間

0

100

200

300

400

500

600

700

PLTU B.ASAM PLTA PLTU KRSAN PLTD PLTG PLTG SPTGA PUSRI UP III Pemadaman

負荷

（M

W）

Bukit Asam 火力水力 Keramasan 火力 D/G GT GT Captive Captive Black Out

停電

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以下は、インドネシア国全体を通じての論点となる。

分割、更には民営化の方向については、ジャワ・バリ系を中心に進められているが、その

基本となるべき電気料金改訂の動きに注目してきた。政府が国会で説明して了解されたと

されている段階的値上げについて、予定通り今のところ計画の通りに進められている。

近の報道内容を MEMR で確認したところでは、今年 10 月に予定されている段階的な電気料

金の引き上げは中止の見通しであり、来年に予定されている選挙をにらんで、当分値上げ

を中断したいとの意向であるとプルノモ担当大臣が先週火曜の議会報告で説明している。

それによると、対ドルのルピアは 8,200 から 8,300 の間で安定することを期待しているが、

2003 年 9 月上旬時点で 8,465 である、政府としては三つの選択肢があり、一つは 10 月も計

画通りにあげること、二つは 10 月値上げを中止すること、三つはある種別毎に値上げを選

択することであり、Luluk Suminar 総局長によると、9月末にも決定を行いたいとしている。

一方、PLN の Eddie Widiono 総裁は、10 月値上げは実施したい意向であるが、来年の値上

げについては指示的情勢を考えて政府の決定に従いたいとしている。

値上げについては、2002 年初頭、各四半期毎に 6％値上げを大統領令で決定しているもの

で、これを 2005 年まで続け、電気料金 7 セントを達成したいとしていた。PLN によると、

現時点の電気料金は 585.17 ルピアで、ドル換算では 6.88 セントまで達している。10 月の

値上げを実施すると、610.62 ルピアとなり、現時点のドル換算では 7.18 セントに達するこ

ととなる。政府は、7セントが適正な利益をにらんだ国際的な価格としているが、一部には

7セントは高すぎるとの議論もあり、やや波乱含みである。

(3) 地方分権とスマトラ電力セクターの関連

電力セクターに対して、2002年 9月 4日決定の新電力事業法による分割民営化の方向と、

2000 年の地方分権化の方向とが大きな影響を与え、今後の経済発展を支える重要なインフ

ラである電力が、その曲がり角にさしかかっている。特に、ジャワ・バリ系を除く地方の

島嶼、特にスマトラ系統においては、州の分割が比較的細分化されたために、PLN の供給区

域の分割が必ずしも州の分割と一致していないことから、少なくとも、スマトラ各州にお

いては、従来の PLN の供給計画を州政府が消化していない段階で、今後、どのように、PLN

が従来担当していた区域の需給計画を、州政府が把握して行くか問題が多い。

さしずめ、当面の目標である RUKN（国家電力開発計画）の改訂は、地方分権法に基づく

RUKD（地方電力需給計画）を基本として作成するとの新電気事業法の趣旨に従って、MEMR

がその作成マニュアルを作って州政府の指導に当たっているが、その成果は今後の課題で

ある。各州政府には、従来は MEMR の出先機関であったものが、そのまま州政府の電力部門

（DINAS）に移行しており、この部門は、異口同音に、今後の州の電力需給計画の主体は我々

であるとの認識を持っており、今後 PLN が、理論的には複数の電力会社の一つにすぎない

との考え方であることから、州政府の役割に関しては、十分の自覚を持っていると言える。

しかし、我々の観察したところでは、スマトラ全 8州（島を除く）の中で、形式的にも RUKD

- 9 -

をまとめたところは南スマトラ州だけで、他の州については、ほとんど手がつけられてい

ないものと推定される。しかしながら、地方分権法は、政治的に極めて重要な法律なので、

今後、この開発調査を核として、州の担当部署の教育には、大きな比重を置くことが重要

と思われる。

なお、新電気事業法を読みとると、確かに各州の RUKD を策定するのは州の権限でありか

つ義務であるが、電気事業そのものの推進は、グリッドに繋がって複数州間にまたがる電

力設備事業は、すべて国有会社である PLN の責任と読みとれるので、州側に意欲が空回り

して、例えば IPP の MOU 発出などで、若干の混乱が生ずる可能性がある、すなわち、この

地域での IPP との電力購買契約 PPA は、IPP と PLN の間でなされるべきことが明確である。

なお、公的資金調達との関連であるが、もし PLN の民営化が地方においても進むならば、

果たして今後地方における ODA の受け皿としての役目を果たせるかどうか、若干議論のあ

るところである。これを見越して、州政府の中には、直接州政府が借款の受け皿となろう

とする動きがあるが、中央、特に BAPPENAS は、現在のところこれを認めようとしていない

し、援助側も州政府への直接借款は受け入れる姿勢にない。現在進行中の公的借款のプロ

ジェクトが比較的進んでいるスマトラは、当面これを引き継いで、短期的視野での供給計

画は進められるものと、少なくとも州政府側は理解している。

3.3 スマトラにおけるエネルギー資源

3.3.1 石油

BP 統計によれば、2001 年末時点のインドネシアにおける石油の確認埋蔵量は 50 億バレル

であり､そのうち約半分がスマトラ中央部に存在している。スマトラ島全体では、インドネ

シアの石油確認埋蔵量の約 65％を占めている。このようにスマトラは豊富な石油資源に恵

まれているが、石油は貴重な外貨獲得源であり、政府はエネルギー源を天然ガスや石炭に

転換する方針をとっている。表 3-3-1 に石油の分布状況を示す。

- 10 -

表 3-3-1 石油の分布状況

単位：100 万バレル地域確認埋蔵量推定埋蔵量合計

Aceh 63.5 31.0 94.5 North Sumatra 178.9 44.6 223.5 Central Sumatra 2,635.6 2,484.3 5,119.9 South Sumatra 512.1 387.2 899.3 Natuna 177.5 254.4 431.9 West Java 641.5 534.4 1,175.9 East Java 150.0 133.7 283.7 East Kalimantan 665.8 605.5 1,271.3 South Slawesi 10.2 0 10.2 Irian Jaya 87.5 15.2 102.7 合計 5,122.6 4,490.3 9,612.9 出所：Petroleum Report Indonesia 2001

3.3.2 天然ガス

BP 統計によれば、2001 年末時点のインドネシアにおける天然ガスの確認埋蔵量は 92.5 兆

立方フィートと見積もられており､そのうち約 14％がスマトラに存在している。スマトラの

中では、確認埋蔵量の約 59％が南部に分布している。表 3-3-2 に天然ガスの分布状況を示

す。

表 3-3-2 天然ガスの分布状況単位：兆立方フィート

地域確認埋蔵量推定埋蔵量合計 Aceh 3.7 6.7 10.4 North Sumatra 1.3 0.3 1.6 Central Sumatra 0.3 0.3 0.6 South Sumatra 7.5 7.4 14.9 Natuna 31.4 22.4 53.8 West Java 4.4 3.4 7.8 East Java 2.0 3.2 5.2 East Kalimantan 28.8 22.5 51.3 South Slawesi 0.7 0.1 0.8 Irian Jaya 14.6 9.3 23.9 合計 94.7 75.6 170.3 出所：Petroleum Report Indonesia 2001

3.3.3 石炭

BP 統計によれば、2001 年末時点のインドネシアにおける石炭の確認埋蔵量は約 54 億トン

であり､そのうち約 53％がスマトラに存在している。石炭の主な産地は南スマトラであり、

全埋蔵量の約 50％を占めている。表 3-3-3 に石炭の分布状況を示す。

- 11 -

表 3-3-3 石炭の分布状況

単位：100 万トン

地域埋蔵量 Central Sumatra 157 South Sumatra 2,683 Bengkulu 17

Sumatra

小計 2,857 East Kalimantan 1,727 South Kalimantan 386 West Kalimantan 4 Central Kalimantan 388

Kalimantan

小計 2,505 合計 5,362

出所：Coal Report Indonesia 2000

3.3.4 水力

インドネシアにおける開発可能な包蔵水力は、約 7,600 万 kW と見積もられている。スマ

トラには全体の約 21％を占める 1,580 万 kＷの包蔵水力が存在するが、水力発電所として

開発されているのは僅か 3％程度に過ぎない。表 3-3-4 に包蔵水力と水力発電所の開発状況

を示す。

表 3-3-4 包蔵水力と水力発電所の開発状況

単位：MW 地域包蔵水力

a 水力発電設備容量

（2001 年末）ｂ

開発比率（％）ｃ＝ｂ÷ａ

Java 4,531 2,391.4 52.8% Sumatra 15,804 488.9 3.1% Kalimantan 21,611 30.2 0.1% Sulawesi 10,203 190.0 1.9% Irian Jaya 22,371 3.0 0% その他 1,104 2.2 0.2% 合計 75,624 3,105.8 平均 4.1%

出所：平成 14 年度インドネシア電力事情基礎調査報告書平成 15 年 3 月(海外電力調査会）

3.3.5 地熱

プルタミナの調査によれば､インドネシアにおける地熱ポテンシャルは 2,000 万 kＷ程度

と見積もられている。このうち、スマトラには全体の約 49％を占める 956 万 kW の地熱ポテ

ンシャルが存在しているが、現時点で開発済みの地熱発電所は存在せず、Sibayak（10MW×

1）、Sarulla（55MW×6）等の IPP が計画されているのみである。表 3-3-5 に地熱ポテンシ

ャルの分布状況を示す。

- 12 -

表 3-3-5 地熱ポテンシャルの分布状況

単位：MW 地域ポテンシャル

West Java 3,397 Central Java 1,420 East Java 514

Java

小計 5,331 Bali 350

Aceh 1,185 North Sumatra 2,520 West Sumatra 485 Jambi 1,385 South Sumatra 1,335 Bengkulu 1,073 Lampung 1,579

Sumatra

小計 9,562 North Sulawesi 815 Central Sulawesi 250 South Sulawesi 250 South-east Sulawesi 250

Sulawesi

小計 1,565 West Nusa Tenggara 250 East Nusa Tenggara 1,850 その他 Maluku 750

合計 19,658 出所：Energy in Indonesia

- 13 -

4 電源開発計画について

4.1 インドネシアにおける電力計画

4.1.1 RUKN（国家電力総合計画）

RUKN（国家電力総合計画）は国家の電力需給に関する総合計画であり、新電力法（2002

年第 20 号）において「政府は RUKN を制定する」と規定されている。2003 年 6 月に制定さ

れた電力総合計画策定ガイドライン（Pedoman Penyusunan Rencana Umum Ketenagalistrikan，

Nomor:865K/30/MEM/2003）によれば、「RUKN は国家の電力供給を担当する、政府の電力部局

の政策である。RUKN は、国家レベルの電力需要想定、一次エネルギーのポテンシャルと利

用方針、送電計画、電力計画の実施方針、電力供給設備（発電所、送電線および配電線）

の開発目標と計画、地方電化計画、環境保護、資金・投資計画を含む」と定義されている。

RUKN の制定において、政府は次項で述べる RUKD（地方電力総合計画）と国民の意見を考

慮する義務がある、とされている。

4.1.2 RUKD（地方電力総合計画）

RUKD（地方電力総合計画）は州または県レベルの地方における電力需給の総合計画であり、

新電力法（2002 年第 20 号）において「地方政府は RUKD を作成する」と規定されている。

電力総合計画策定ガイドラインによれば、「RUKD は地方の電力供給を担当する、地方政府の

電力部局の政策である。RUKD は、地方における電力需要想定、地域の一次エネルギーポテ

ンシャルと利用方針、土地利用計画と整合した送配電線路計画、電力計画の実施方針、電

力供給設備（発電所、送電線および配電線）の開発目標と計画、地方電化計画、環境保護、

資金・投資計画を含む。需要想定/供給計画には、国家送電網（National Grid）に接続さ

れている地域と接続されていない地域を含む。」と定義されている。

インドネシアでは地方分権により、地方における電力総合計画の策定権限が中央政府から

地方政府に委譲されたものの、地方政府には同計画を作成する能力が無く、東カリマンタ

ン州および南スマトラ州を除く大半の州では RUKD が作成されていない。

今回訪問調査を行った南スマトラ州では、州の鉱物資源エネルギー開発局（DINAS）が中

心となり、PLN、大学、建設業者の組合および専門家をメンバーに加えたフォーラムを組織

し、RUKD の作成が行われている。RUKD の素案はコンサルタントが作成し、フォーラムで内

容の協議を行った上で、州知事の承認を得て、終的に中央政府に提出するという手順で

作業が進められている。コンサルタントには、フォーラムの承認を得て地元の大学が起用

されている。作業工程、進捗は図 4-1-1 に示すとおりであり、2003 年 9 月の時点で RUKD の

Draft を協議し終版を作成する SeminarⅠが終了した段階である。ただし、現在南スマト

ラ州で進められている RUKD 作成作業は、2003 年 6 月に制定されたガイドラインに従ったも

のではないため、次年度からはガイドラインに基づく RUKD の作成が求められることになる。

- 14 -

(現地ヒアリングより作成)

図 4-1-1 南スマトラ州における RUKD 作成手順

4.1.3 RPTL（電力供給計画）

電力事業に競争が適用されない地域においては、許可を受けた事業者が RUKN、RUKD に基

づき RPTL（電力供給計画）と呼ばれる、地域の電力供給計画を作成することとなっている。

実態としては、ジャワ・バリを除く外島部においては PLN の地方事務所が RPTL を作成し、

PLN 本社が全体計画を取りまとめている。なお、競争適用地域においては、電力系統管理者

（実質は PLN）が RKTL（電力システム開発計画）と呼ばれる計画を作成することとなって

いる。図 4-1-2 に各計画と地方分権関連法との関係を示す。

Dinas PPE（Mines & Energy/services）PT PLN Akli/MKI/BATKI（コンサルティングや

業界の代表、建設業者） Academy（学会関係者） Expert elected（専門家）

Energy EOM Forum Fke-SS Forum komunikas energy electricity division

・ドラフトは事前にコンサルタントが作成

・6 ヶ月行われる

Consultant がとりまとめ

Seminar I Finalization draft（RUKD）

2003年 9月

Seminar II Execution/Legislation for RUKD

10 月初旬

Final RUKD（Signed by Governor）

Send to MEMR Energy & Mines Dept

RUKN

- 15 -

（各種資料により作成）

図 4-1-2 RUKD/RUKN と地方分権関連法の関係

4.1.4 電力総合計画作成ガイドライン

新電力法に基づく電力総合計画作成ガイドラインが 2003 年 6 月に制定された（Pedoman

Penyusunan Rencana Umum Ketenagalistrikan，Nomor:865K/30/MEM/2003）。同ガイドライ

ンでは RUKN、RUKD の定義、記載事項、作成方法、フォーマット等が定められている。

ガイドラインにおいて、RUKN、RUKD の作成スケジュールが図 4-1-3 の通り定められてお

り、毎年改定が行われることとなっている。

図 4-1-4 に新電力法に基づく電力総合計画の概念を示す。

当該年翌年 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10

月 11月 12

月 1 月 2 月 3 月

出所：電力総合計画策定ガイドライン(Pedoman Penyusunan Rencana Umum Ketenagalistrikan,

Nomor:865K/30/MEM/2003)

図 4-1-3 RUKN、RUKD 作成スケジュール

県/市の政府は 6 月

末までに RUKD を

州政府に提出

州政府は 10 月末ま

でに RUKD を中央

政府に提出

中央政府は 3 月末

までに RUKN を制

定

地方政府 Region General

Electrification Plan （RUKD）

中央政府 National General

Electrification Plan （RUKN）

RUKN/RUKD 作成ガイドラインに関する省令

（Ministry Decree）

新電気事業法 Law No.20/2002

（UU No.20/2003）

地方分権関連法（UU No. 22&25/1999）

PLN Electric Power Supply Plan （RPTL）

INPUT INPUT

- 16 -


Nomor:865K/30/MEM/2003)

図 4-1-4 新電力法に基づく電力総合計画の概念

ガイドラインに記されている需要想定、電源開発計画、送電線開発計画策定手順の概要を

以下に示す。中央、地方の政府は下記の手順に従って RUKN、RUKD を作成しなければならな

い。

(1) 電力需要想定

電力需要想定においては、今後 15 年間の産業、商業、民生、政府機関の各セクターにお

ける電力需要を予測するものとし、地域の経済成長率や地方電化計画、自家発（Captive

Power）消費や余剰電力の供給などを考慮する必要がある。需要予測モデルには計量経済学

モデル、時系列モデル等、様々なモデルがある。一例として、計量経済学モデルを使用し

た需要想定の概念を図 4-1-5 に示す。

電力供給計画（RPTL）

政府地方政府

RUKD

供給義務を有する電力事業者電力供給システム運用者

電力供給システム開発計画電力供給計画（RPTL）

RUKN（国家電力総合計画）・需要想定、電力供給計画・送電システム開発計画・資金、投資政策・一次エネルギー利用計画

国民の意見

資金資金資金資金資金資金資金資金資金資金資金資金資金資金

補助金補助金

非競争地域競争地域送電系統非接続地域

独立電源地域

過疎地域

電気料金支払いの困難な地域 / 需要家

資金

- 17 -


Nomor:865K/30/MEM/2003)

図 4-1-5 計量経済学的電力需要予測手法の例

民生用電力

需要の予測

産業用電力

需要の予測

商業用電力

需要の予測

公的機関の電力需要の予測

その他の電力需要の予測

全セクター

における電

力需要想定

Income

Elasticit

Economic

Growth

Consume

Elasticity

総合電力需

要の予測

総合需要家

数の予測

電力需要の

実績データ

地域別 GDP実績データ

需要家数の

実績データ

- 18 -

(2) 電源開発計画

電源開発計画策定に当たっては小費用を基本とし、地域の一次エネルギー利用可能性、

負荷の特性、大負荷、発電方式に加えて、環境・社会に与えるインパクトといった外的

要因も考慮しなければならない。電力供給費用の小化と発電方式の選定においては、一

次エネルギーの利用可能性と固定費、変動費を考慮する必要がある。電力供給費用適化

に使用されるソフトには様々なものがあるが、その一つに WASP がある。WASP では、電力需

要を満たすために必要な発電所の種類、容量、運転時間がアウトプットとして得られる。

電源開発計画適化の手順を図 4-1-6 に示す。


Nomor:865K/30/MEM/2003)

図 4-1-6 電源開発計画作成手順

新設発電所候補

火力：建設コスト、O&Mコスト、寿命、効率、稼働率、発電容量、燃料種

水力：建設コスト、O&Mコスト、寿命、発電量、発電容量

既設発電所

火力：O&M コスト、寿命、効率、稼働率、型式、発電容量

水力：O&M コスト、寿命、発電量、発電容量

一次エネルギー供給量

ガス、泥炭、水力、地熱

経済パラメーター

ディスカウントレート、燃料価格、燃料制約（テイク・オア・ペイ契約等）

データの取りまとめ負荷データ、予測負荷

系統離脱確率(LOLP) Configuration

発電コスト

動的解析

適か?

複数年に亘る適電源開発計画

Yes

No / Not

- 19 -

(3) 送電線開発計画

送電線、配電線の開発は、需要と容量のバランスに従い、設計基準に基づいて計画される。

需要予測の結果に基づき、ある系統の変電所の負荷の増加、新設変電所の位置と容量、必

要な送電、配電ネットワークの計画を策定する。図 4-1-7 に送電ネットワーク開発計画策

定の手順を示す。


Nomor:865K/30/MEM/2003)

図 4-1-7 送電線開発計画作成手順

4.2 電源開発計画策定に係る実施体制

4.2.1 エネルギー鉱物資源省（MEMR）

RUKN の策定は MEMR の所管であり、同省の電力利用総局（DGEEU）が作成を担当している。

地方分権化により地方政府がRUKDを作成することとなったため、DGEEUでは外島を巡回し、

地方政府の関係者に対して RUKD 作成に必要な知識を付与するためのセミナーを実施してい

る。

4.2.2 地方政府

RUKD は地方政府（州/ 県/ 市）において作成されるが、地方政府は RUKD の作成を各地域

の地方開発企画局（BAPPEDA）または鉱物エネルギー開発局（DINAS PE）に委任することが

できる。地方政府は電力会社、IPP、自家発、投資家など電力供給の関係者をメンバーに加

えたフォーラムを設立し、様々な利害関係者の意見を調整しながら RUKD を作成しなければ

ならない。

既設および計画中の

送電系統データ

送電系統

開発スタディー

i. 既設送電設備

ii.計画中の送電設備

規準・安全性・電圧変動（0.95～1.05）発電所計画

変電所の負荷予測

変電所容量バランス投資計画

・潮流解析・短絡容量計算・過渡安定度解析

プロジェクトの提案新設変電所資金

- 20 -

RUKD は、まず県/市（Kabupaten / Kota）レベルの行政単位で作成され、州政府（Pemerintah

Provinsi）に提出される。州政府は県/市から提出された RUKD を調整・統合した州全体の

RUKDを作成し､中央政府に提出する。図4-2-1に地方政府におけるRUKD作成の流れを示す。


Nomor:865K/30/MEM/2003)

図 4-2-1 地方政府における RUKD 作成の流れ

4.2.3 PLN

RUKN に基づき PLN は RPTL、RKTL を策定することとなっているが､PLN が作成した RPTL、

RKTL に IPP、自家発を加えた形で RUKN が作成されているのが実態である。

(1) 本社

PLN 全社の需要予測の取りまとめ、電源・送電線開発計画策定は本社の System Planning

部門で行われている。ジャワ・バリ以外の各地域の需要予測は、以下に述べる PLN の地方

事務所で実施されており､電源・送電線開発計画の策定権限についても地方事務所に移管さ

れる計画であり、現在は移行段階にある。PLN 本社の組織を図 4-2-2 に示す。

政府MEMR（DGEEU）

A 州政府 Bappeda / Dinas

県/市政府 1Bappeda / Dinas

県/市政府 xBappeda / Dinas

B 州政府Bappeda / Dinas

県/市政府 1Bappeda / Dinas

県/市政府 xBappeda / Dinas

N 州政府 Bappeda / Dinas

県/市政府 1 Bappeda / Dinas

県/市政府 x Bappeda / Dinas

- 21 -

出所：PLN 資料

図 4-2-2 PLN 本社組織図

(2) 外島部

ジャワ・バリ以外の外島部における PLN の組織は Wilayah、Kitlur、Pikitring という三

種類の地方事務所と現場事務所から成り立っている。

1)Wilayah（配電事務所）

Wilayah は配電事務所であり､管轄地域の配電、独立系統における電力供給（ディーゼ

ル発電を含む）、20kV 以下の配電設備の計画および管轄地域の電力需要想定を行っている。

需要想定は、PLN 本社から配布された DKL というソフトを使用している実施している。

スマトラにおける Wilayah の所在地、管轄を表 4-2-1、図 4-2-3 に示す。

表 4-2-1 スマトラにおける Wilayah の管轄地域

事務所名管轄地域

Wilayah Nangroeaceh Darussalam アチェ州

Wilayah Sumatera Utara 北スマトラ州

Wilayah Sumatera Barat 西スマトラ州

Wilayah Riau リアウ州

Wilayah Sumatera Selatan Jambi dan Bengkulu

南スマトラ州、ジャンビ州、ベンクル州

Wilayah Bangka Belitung バンカ・ベリトゥン州（離島）

Wilayah Lampung ランプン州

出所：PLN ホームページ

Director: Financing

Finance Planning

Investment Management &Stock Owning

Treasury Management

Accounting

President Director

Director: Generation & Primary Energy

Management ofIPP Contract

Primary Energy

Environment &Electric Safety

Director: Transmission & Distribution Financing

System Planning

Strategy forTechnology &Information

Marketing &Development New

Unit businesscapacity building

Director: Business & Customer Service

Director: Humanresources (SDM) & Organization

Development ofSDM System

Development ofExecutive

Development ofOrganization

- 22 -

出所：PLN 資料

図 4-2-3 Wilayah の所在地と管轄地域

2)Kitlur（発送電事務所）

Kitlur は発電所、変電所、送電設備を運用し、電力供給を行う役割を担っている。

給電所であるUPBはKitlurの管轄となる。現在、PLNの電源・送電線の開発計画はKitlur

と PLN 本社の共同作業で作成されている。スマトラにおける Kitlur の所在地、管轄を

表 4-2-2、図 4-2-4 に示す。

表 4-2-2 スマトラにおける Kitlur の管轄地域


Kitlur Sumatera Bagian Utara

アチェ州、北スマトラ州、リアウ州

Kitlur Sumatera Bagian Selatan

西スマトラ州、ジャンビ州、ベンクル州、南スマトラ州ランプン州


出所：PLN 資料

西スマトラ

リアウ

北スマトラ

ジャンビ

アチェ

ベンクル

南スマトラ

ランプン

Kitlur Sumatera Bagian Utara

Kitlur Sumatera BagianSelatan

西スマトラ

リアウ

北スマトラ

ジャンビ

アチェ

ベンクル

南スマトラ

ランプン

Wilayah Nangoeaseh Darussalam

Wilayah Sumatera Utara

Wilayah Sumatera Barat

Wilayah Riau

Wilayah Sumatera SelatanJambi dan Bengkulu

Wilayah Lampung

Wilayah Bangka Belitung

図 4-2-4 Kitlur の所在地と管轄地域

- 23 -

3)Pikitring（プロジェクト建設事務所）

Pikitring は実施の確定した発電・送電プロジェクトの建設を担当する。スマトラに

おける Pikitring の管轄地域を表 4-2-3 に示す。

表 4-2-3 スマトラにおける Pikitring の管轄地域


Poyek Induk Pembangkit dan Jaringan Sumatera Utara dan Aceh

アチェ州、北スマトラ州

Poyek Induk Pembangkit dan Jaringan Sumatera Selatan, Jambi, Lampung, Bengkulu, Bangka Belitung, Sumatera Barat dan Riau

南スマトラ州、ジャンビ州、ランプン州、ベンクル州、バンカ・ベリトゥン州、西スマトラ州、リアウ州


4.3 スマトラ系統の電源、送電線開発計画

4.3.1 電源開発計画

(1) RUKN に基づく電源開発計画

DGEEU から入手した 2003 年版 RUKN（Draft）に基づく電力需要・需給バランス想定と電源

開発計画を以下に示す。現段階の RUKN は Draft 版であるため､電源開発計画の一部に未確

定のものが含まれている。

1)アチェ州

アチェ州の電力需要は 2004 年以降、年間約 4～5％の伸びが見込まれており、大負

荷については 2004 年以降、毎年 7～10MW の増加が予想されている。2003 年（予想）に

おいては、大負荷 166MW に対し発電設備容量が 159MW であり、7MW（-4％）の供給力

が不足している。需要に見合う供給力と適正な予備率を確保するため、Arun ガスター

ビン（2003 年運開予定、60MW）、Aceh ガスタービン（2004 年運開予定、100MW）、Peusangan

水力（2007 年運開、86.4MW）などの電源開発が計画されている。また、北スマトラ州

とバンダ・アチェ（北端に位置する州都）を 150kV の送電線で連系する計画であり､将

来的には供給余力のある北スマトラ州からの電力融通も期待できる。表 4-3-1 に電力

需要想定､表 4-3-2 に電力需給バランス、表 4-3-3 に電源開発計画を示す。

表 4-3-1 アチェ州の電力需要想定

単位 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年

電力需要 GWh 509 555 580 605 638 673 710 748 789需要伸び率 % -0.5 8.9 4.5 4.5 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4送配電ロス % 17.4 14.3 13.5 13.0 12.5 12.0 11.5 11.0 10.5自己消費 % 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9負荷率 % 45.1 45.1 45.1 45.1 45.1 45.1 45.1 45.1 45.1発電電力量 GWh 622 654 677 703 737 772 810 849 890出所：RUKN（2003-2010）Draft

- 24 -

表 4-3-2 アチェ州の電力需給バランス想定

単位 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年

大負荷 MW 158 166 171 178 187 196 205 215 225

既設発電容量 MW 107 99 95 89 87 85 84 82 80

電源開発量 MW - 60 103.5 4.5 - 86.4 - - 30

総発電容量 MW 107 159 258.5 257 255 339.4 338.4 336.4 364.4

予備率 % -32.3% -4.2% 51.2% 44.4% 36.4% 73.2% 65.1% 56.5% 62.0%出所：RUKN（2003-2010）Draft

表 4-3-3 アチェ州の電源開発計画単位：MW

発電所名型式 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年

PeusanganI,II 水力 86.4 Peusangan IV 水力 30Tampur 水力 Blangpidie D/G Meulaboh D/G 2.5 2.5 Sabang D/G 1.0 2.0 Tapak Tuan D/G Arun GT 60 Aceh GT 100 Samalangan 小水力 Meulaboh 汽力 Banda Aceh 汽力 Tangse 未定合計－ 60 103.5 4.5 － 86.4 －－ 30出所：RUKN（2003-2010）Draft

2)北スマトラ州

北スマトラ州の電力需要は 2004 年以降、年間約 7～8％の伸びが見込まれており、

大負荷については 2004 年以降、毎年 60～110MW 程度の増加が予想されている。2003 年

（予想）においては、大負荷 957MW に対し発電設備容量は 2003 年運開分も含めて

1,154MW であり、197MW（21％）の予備力がある。しかしながら、PLN が外島部で必要

とする予備率 40％を下回っており、適正な予備力を確保するための電源開発が必要と

なる。PLN による Sipansihaporas 水力（2002/03 年運開予定、50MW）、Renun 水力（2005

年運開予定、82MW）のほか、IPP による Sibolga 火力（2005 年運開予定、100MW）、Sarulla

地熱（2005/06 年運開予定、330MW）、Sibayak 地熱（2006 年運開予定、10MW）、Labuhan

Angin 火力（2006 年運開予定、200MW）等の電源開発が計画されている。なお、Labuhan

Angin 火力については、現時点では IPP により計画されているが､現在交渉中である中

国からの資金調達が可能となれば PLN のプロジェクトとして実施される可能性がある。

表 4-3-4 に電力需要想定､表 4-3-5 に電力需給バランス、表 4-3-6 に電源開発計画を示

- 25 -

す。

表 4-3-4 北スマトラ州の電力需要想定

単位 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年

電力需要 GWh 4,590 4,890 5,275 5,692 6,143 6,630 7,156 需要伸び率 % 0.5 12.1 6.5 6.5 7.9 7.9 7.9 7.9 7.9 送配電ロス % 19.1 11.7 10.9 10.4 9.9 9.4 9.3 9.2 9.1自己消費 % 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 負荷率 % 58.2 58.2 58.2 58.2 58.2 58.2 58.2 58.2 58.2 発電電力量 GWh 4,748 4,880 5,151 5,457 5,855 6,282 6,773 7,301 7,872出所：RUKN（2003-2010）Draft

表 4-3-5 北スマトラ州の電力需給バランス想定

単位 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年

大負荷 MW 931 957 1,010 1,070 1,148 1,232 1,328 1,431 1,543既設発電容量 MW 1,106 1,104 1,104 1,101 1,101 1,101 1,101 1,101 1,101電源開発量 MW 17 33 - 294.5 430 180 - - - 総発電容量 MW 1,123 1,154 1,154 1,446 1,876 2,056 2,056 2,056 2,056予備率 % 21% 21% 14% 35% 63% 67% 55% 44% 33%出所：RUKN（2003-2010）Draft

表 4-3-6 北スマトラ州の電源開発計画単位：MW


Asahan I 1,2 水力 180 Asahan III 水力 Renun 水力 82 Sipansihaporas 水力 17 33 G. Sitoli D/G 2.5 Sibayak 地熱 10 Sarulla 地熱 110 220 Labuhan Angin 汽力 200 Sibolga “A” 汽力 100 Wampu 水力 Asahan IV 水力 Asahan V 水力 New PLTG GT New PLTU 汽力合計 17 33 － 294.5 430 180 －－－出所：RUKN（2003-2010）Draft

3)西スマトラ、リアウ州

西スマトラ、リアウ州の電力需要は 2004 年以降、年間約 6～8％の伸びが見込まれて

おり、大負荷については 2004 年以降、毎年 30～60MW 程度の増加が予想されている。

- 26 -

2003 年（予想）においては、大負荷 558MW に対し発電設備容量は 788MW であり、230MW

（41％）の予備力がある。2003 年度においては、PLN が外島部で必要とする予備率 40％

を達成しているが、今後の電力需要の伸びに対して適正な予備力を確保するための電

源開発が必要となる。2004 年から 2006 年にかけて、毎年 8～18.5MW のディーゼル発電

設備を新設するほか、2005 年から 2009 年にかけて毎年 50～100MW（合計 250MW）のガ

スタービンを新設する計画である。表 4-3-7 に電力需要想定､表 4-3-8 に電力需給バラ

ンス、表 4-3-9 に電源開発計画を示す。

表 4-3-7 西スマトラ州、リアウ州の電力需要想定

単位 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年

電力需要 GWh 2,818 2,995 3,225 3,472 3,738 4,024 4,332需要伸び率 % 5.5 5.2 6.3 6.3 7.7 7.7 7.7 7.7 7.6送配電ロス % 13.0 11.3 10.5 10.0 9.5 9.0 8.9 8.8 8.7自己消費 % 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9負荷率 % 61.6 61.6 61.6 61.6 61.6 61.6 61.6 61.6 61.6発電電力量 GWh 2,921 3,011 3,173 3,354 3,592 3,845 4,136 4,447 4,782出所：RUKN（2003-2010）Draft

表 4-3-8 西スマトラ州、リアウ州の電力需給バランス想定

単位 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年

大負荷 MW 542 558 588 622 666 713 767 825 887既設発電容量 MW 800 788 785 753 753 753 753 753 753電源開発量 MW - - 8 63.5 68.5 100 100 50 - 総発電容量 MW 800 788 793 824 893 993 1,093 1,143 1,143予備率 % 48% 41% 35% 32% 34% 39% 42% 39% 29%出所：RUKN（2003-2010）Draft

- 27 -

表 4-3-9 西スマトラ州、リアウ州の電源開発計画単位：MW


Tj. Balai D/G 5 Tj. Pinang D/G 5 5 Selat Panjang D/G 1 1.5 1.5 Rengat D/G 1.5 1.5 1.5 Tembilahan D/G 1.5 1.5 1.5 Bagan D/G 1 2.5 2.5 Teluk Kwantan D/G 3 1.5 1.5 Tanjung Uban 汽力 Pesisir Selatan D/G Simpang D/G Sungai Penuh D/G Bengkalis D/G Tanjung Batu D/G New PLTG GT 50 50 100 100 50 New PLTU 汽力合計－－ 8 63.5 68.5 100 100 50 －出所：RUKN（2003-2010）Draft

4)スマトラ南部（南スマトラ州、ベンクル州、ジャンビ州、ランプン州、バンカ・ベリ

トゥン州）

スマトラ南部の電力需要は 2004 年以降、年間約 6～8％の伸びが見込まれており、

大負荷については 2004 年以降、毎年 50～90MW 程度の増加が予想されている。2003 年

（予想）においては、大負荷 788MW に対し発電設備容量は 2003 年運開分も含めて

635MW であり、153MW（-19％）の供給力が不足している。需要に見合う供給力と適正な

予備率を確保するため、PLN による Musi 水力（2005 年運開予定、210MW）、Merangin 水

力（2008 年運開予定、340MW）、Tarahan 火力（2005/06 年運開予定、200MW）のほか、

IPP による Palembang Timur 火力（2004 年運開予定、150MW）等の電源開発が計画され

ている。表 4-3-10 に電力需要想定､表 4-3-11 に電力需給バランス、表 4-3-12 に電源

開発計画を示す。

表 4-3-10 南スマトラ州、ベンクル州、ジャンビ州、ランプン州、バンカ・ベリトゥン州の電力需要想定

単位 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年

電力需要 GWh 3,622 3,849 4,142 4,457 4,796 5,160 5,552需要伸び率 % 6.8 6.8 6.3 6.3 7.6 7.6 7.6 7.6 7.6送配電ロス % 12.8 12.0 11.2 10.7 10.2 9.7 9.6 9.5 9.4自己消費 % 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3負荷率 % 56.3 56.3 56.3 56.3 56.3 56.3 56.3 56.3 56.3発電電力量 GWh 3,673 3,884 4,089 4,320 4,623 4,947 5,318 5,715 6,142出所：RUKN（2003-2010）Draft

- 28 -

表 4-3-11 南スマトラ州、ベンクル州、ジャンビ州、ランプン州、バンカ・ベリトゥン州の電力需給バランス想定

単位 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年

大負荷 MW 745 788 829 876 938 1,003 1,079 1,159 1,246既設発電容量 MW 521 507 475 467 467 467 467 467 467電源開発量 MW - 28 160 345 100 - 340 - 75総発電容量 MW 621 635 763 1,100 1,200 1,200 1,540 1,540 1,615予備率 % -17% -19% -8% 26% 28% 20% 43% 33% 30%出所：RUKN（2003-2010）Draft

表 4-3-12 南スマトラ州、ベンクル州、ジャンビ州、ランプン州、バンカ・ベリトゥン州の電源開発計画単位：MW


Batutegi 1 水力 28 Besai 1-2 水力 Musi 1-3 水力 210 Bangka 1,2 D/G 5 10 Tj. Pandan 1,3 D/G 5 5 Merangin 水力 340 Palembang Timur C/C 150 Bangka GT 20 Tarahan 1,2,3,4 汽力 100 100 New PLTU 汽力 75New PLTG GT New PLTGU C/C 合計－ 28 160 345 100 － 340 － 75出所：RUKN（2003-2010）Draft

(2) 電源開発の進捗状況

スマトラにおける電源開発の進捗状況を表 4-3-13 に示す。概要を以下に述べる。

1)アチェ地域

・Peusangan 水力については JBIC と ADB の融資がコミットされ、Tender までは終了し

ているものの治安上の問題から着工は行われていない。PLN の見込みでは 2006 年運開

とされているが､紛争解決に時間がかかれば大幅に遅れる可能性がある。

2)北スマトラ地域

・Renun 水力は JBIC の融資により 1993 年に工事が開始されたが､導水トンネルの掘削

に手間取り工期が遅れたため、2005 年の運開は困難と見られている。

・Sipansihaporas 水力は JBIC の融資により建設が進められ、当初 2002 年運開予定で

あったが、2003 年時点でまだ工事中である。2003/04 の各年度に 25MW ずつ運開する

見込みである。

・Asahan Ⅰ、Sibolga #1 はいずれも IPP であり、再交渉により売電価格の合意がなさ

れたが、IPP 側の資金調達の目処が立っていないため着工は行われていない。

3)南スマトラ地域

- 29 -

・Tarahan 火力（PLN 実施分、100MW×2 ユニット）は JBIC の融資がコミットされてお

り、Tender までは終了しているが、着工は行われていない。Tarahan 火力の敷地は合

計 4ユニットまで建設できる広さがあるため、Indonesia Power により 100MW×2 ユニ

ットの建設が計画されているが､資金調達を含めた実現の見込みについては明らかで

はない。

・Musi 水力は ADB の融資により現在工事中であり､2005 年に 1ユニット（70MW）、2006

年に 2ユニット（70MW×2）が運転を開始する見込みである。

表 4-3-13 スマトラにおける電源開発の進捗状況

地域発電所名所有者発電方式出力(MW)

運開予定年

ドナー又は実施主体

進捗状況

アチェ Peusangan PLN 水力 86 2006 JBIC＆

ADB Tender 済､未着工

Renun PLN 水力 82 2005 JBIC 建設中 Sipansihaporas PLN 水力 50 2003/04 JBIC 建設中 Wampu PLN 水力 84 未定未定 F/S 実施中 Asahan Ⅰ IPP 水力 180 2008 －売電価格合意済み

未着工 Asahan Ⅲ IPP 水力 400 未定－ Engineering

Design Sibolga #1 IPP 汽力 200 2007/08 －売電価格合意済み

未着工

北スマトラ

Sibayak IPP 地熱 10 2006 －売電価格合意済み Tarahan PLN 汽力 200 2006 JBIC Tender 済､未着工 P. Gadung PLN GT 20 2004 －ジャワから移設 Musi PLN 水力 210 2005/06 ADB 建設中 Merangin PLN 水力 340 －－ Engineering

Design 南スマトラ

Palembang Timur

IPP ｺﾝﾊﾞｲﾝﾄﾞ 150 2004/05 －売電価格合意済み

出所：PLN 資料、インドネシア共和国電力セクターに係るセクター調査 2003 年 2 月（国際協力銀行）

平成 14 年度インドネシア電力事情基礎調査報告書平成 15 年 3 月（海外電力調査会） 4.3.2 送変電設備開発計画

スマトラでは主に ADB からの融資により送電線、変電所の整備が進められている。現在、

スマトラの電力系統は①アチェ、②北部（北スマトラ州）、③中・西部（西スマトラ州、リ

アウ州、ジャンビ州）、④南部（ベンクル州、南スマトラ州、ランプン州）の独立した 4系

統から構成されている。供給力に比較的余裕のある北部、中・西部から電源の不足するア

チェ、南部へ送電するため、アチェ-北部、中・西部-南部を連系する送電線の建設が進め

られている。

アチェ-北部連系については、北スマトラ州からアチェ州の Lhokseumae 変電所までは既に

連系されており、Banda Aceh～Lhokseumae 間を 150kV の送電線で連系する計画である。2003

年 9 月現在、Bireun～Lhokseumawe 間の送電線は竣工済みであるが、Bireun から西（Banda

- 30 -

Aceh 側）の部分は紛争のため工事が進んでいない。

中・西部-南部連系については、西スマトラ州の Kiliran Jao 変電所から南スマトラ州の

Lahat 変電所まで（総亘長 520km）を 275kV の送電線で連系する計画である。ジャンビ州

Bangko 変電所～南スマトラ州 Lubuk Linggau 間（55km）で線下補償の問題により工事が遅

れているものの、2003 年 12 月には竣工する見込みであり、2003 年中には中・西部-南部連

系が完成する見通しである。

PLN は北スマトラと中部スマトラを 150kV の送電線で連系し、2007 年に全スマトラを連系

する構想を描いている。現在 Riau 州の Duri 変電所から Bagan Batu 変電所（新設）の間は

ADB のファイナンスにより送電線の建設が進められているが、Bagan Batu よりも北側の部

分については資金の目処がついていない。

表 4-3-14、15、図 4-3-1 にスマトラにおいて現在進行中の送電線・変電所建設計画を示

す。

表 4-3-14 スマトラにおける送電線建設計画

地域区間送電電圧線路長運開予定ドナー Lhokseumae-Bireun 150kV 61km x 2cct 2003 ADB Bireun-Sigli 150kV 98km x 2cct 2004 ADB Wilayah Ⅰ

(アチェ) Sigli-Banda Aceh 150kV 88km x 2cct 2004 ADB PLTA Sipansihaporas-Sibolga

150kV 8.9km x 2cct 2003 JBIC

Titi Kuning – GIS Listrik 150kV 9.1km x 2cct 2004 Credit exportBrastagi – Sidikalang 150kV 64km x 1cct 2005 JBIC

Wilayah Ⅱ

(北ｽﾏﾄﾗ)

PLTA Renun – Incomer 150kV 5.6km x 2cct 2005 JBIC Duri-Dumai 150kV 58km x 1cct 2002 ADB Kiliran Jao-PLTU Ombilin

150kV 75km x 2cct 2002 ADB

Kiliran Jao-Perbatasan 275kV 80.5km x 2cct 2002 ADB Duri-Bagan Batu 150kV 111km x 1cct 2003 ADB Kiliran Jao-Teluk Kuantan


PLTA Singkarak- Padang Panjang-Batsusangkar


Wilayah Ⅲ

西ｽﾏﾄﾗ

リアウ

PLTU Ombilin - B.Sangkar – Payakumbuhe

150kV 58km x 2cct 2002 Credit export

Perbatasan – Muara Bungo

275kV 55.5km x 2cct 2002 ADB

Muara Bungo – Bangko 275kV 73km x 2cct 2002 ADB Bangko – Lubuk Linggau 275kV 195km x 2cct 2002 ADB Lubuk Linggau – Lahat 275kV 116km x 2cct 2002 ADB Muara Bungo – Aur Duri 150kV 195km x 2cct 2003 ADB Curup – Lubuk Linggau 150kV 68.3km x 2cct 2003 ADB Sutami – Kallanda 150kV 65km x 1cct 2003 ADB Aur Duri – Payo Selincah 150kV 27km x 2cct 2003 ADB Talang Kelapa – Betung 150kV 65km x 1cct 2003 ADB

Wilayah Ⅳ

ｼﾞｬﾝﾋﾞ

ﾍﾞﾝｸﾙ

南ｽﾏﾄﾗ

ﾗﾝﾌﾟﾝ

ﾊﾞﾝｶ･ﾍﾞﾘﾄｩﾝ

Kota Bumi – Menggala 150kV 65km x 1cct 2003 ADB 出所：インドネシア共和国電力セクターに係るセクター調査 2003 年 2 月（国際協力銀行）

- 31 -

表 4-3-15 スマトラにおける変電所建設計画

地域変電所名主変圧器仕様運開予定ドナー Bireun 150/20kV 30MVA x1 2003 ADB Sigli 150/20kV 10MVA x1 2004 ADB Wilayah Ⅰ

(アチェ) Banda Aceh 150/20kV 30MVA x2 2004 ADB

Wilayah Ⅱ

(北ｽﾏﾄﾗ) GIS Listrik 150/20kV 60MVA x1 2004 Credit export

Dumai 150/20kV 30MVA x1 2002 ADB Kiliran Jao 150/20kV 20MVA x1 2002 ADB Bagan Batu 150/20kV 30MVA x1 2003 ADB Teluk Kuantan

150/20kV 20MVA x1 2003 ADB

Wilayah Ⅲ

西ｽﾏﾄﾗ

リアウ

Padang Panjang

150/20kV 20MVA x1 2003 ADB

Muara Bungo 150/20kV 30MVA x1 2002 ADB Bangko 150/20kV 30MVA x1 2002 ADB Lubuk Linggau

150/20kV 30MVA x1 2002 ADB

Aur Duri 150/20kV 30MVA x2 2003 ADB Curup 150/20kV

150/70kV20MVA x160MVA x1

2003 ADB

Betung 150/20kV 20MVA x1 2003 ADB

Wilayah Ⅳ

ｼﾞｬﾝﾋﾞ

ﾍﾞﾝｸﾙ

南ｽﾏﾄﾗ

ﾗﾝﾌﾟﾝ

ﾊﾞﾝｶ･ﾍﾞﾘﾄｩﾝ

Menggala 150/20kV 20MVA x1 2003 ADB 出所：インドネシア共和国電力セクターに係るセクター調査 2003 年 2 月（国際協力銀行）

- 32 -

図4-3-1

スマ

トラ

にお

ける

送変

電設

備開

発計

画

Kete

rang

an

:州

境界

線

既設

150kV

送電

線

150kV

送電

線(計

画)

既設

変電

所

変電

所（計

画）

既設

発電

所

発電

所（計

画）

凡

例

- 33 -

5 スマトラ系統運用強化について

5.1 スマトラ島電力系統の現状

以下のとおりとなる。

(1) スマトラ島の電力系統は、北部、西部、南部の 3 系統に分かれ発達していて、各中心

都市メダン、パダン、パレンバンの3給電指令所（UPB：Unit Pengatur Beban = Dispatching

Center）が日々の電力系統運用を行っている。

(2) 全島系統連系が計画されていて、2003 年 12 月の運転開始を目指し一部分住民との補償

問題が残っているものの、西部－南部の送電線連系（275kV 設計で当面 150kV 運用）が

先行している。一方、北部－西部の送電線連系は、2007 年を目標にしているが工事資金

の目途が立っていない。

(3) 北部、西部、南部 3 系統の電力需給状況は、北部、西部に供給力の余剰があり、南部

は供給力が需要に対して不足している。このため、南スマトラ地域では、夕方の電力需

要ピーク時間帯（午後 6－9 時頃）に年間の半分以上輪番停電（マスメディアによる周

知）が行われている。しかしながら、2003 年末に西部－南部間送電線連系が実現すれば、

南部の慢性的な電力不足は当面解消する。

(4) 上記 3給電指令所の下に 8制御所（GSC：Group Switching Center）があり、各制御所

はそれぞれ 10 箇所程度までを目安とした変電所を統括している。（首都ジャカルタ周辺

では警備員だけで遠方制御をしている無人運転の変電所が多いが、スマトラ島北部など

は有人変電所が一般的のようだ。）

(5) スマトラ島の送電系統は、パレンバンやメダンなどの大きな都市部はループ系統、地

方は放射状系統を形成しており、送電線も一部電源線などを除き 2回線が標準になって

いる。

5.2 現地調査結果

今回、スマトラ島では南部都市パレンバンのみを現地訪問し、系統運用に関してパレンバ

ン給電指令所を見学した。（図 5-2-1「パレンバン給電指令所」写真参照：正面の大型系統

盤は故障中で各変電所しゃ断器のランプ表示が消えていた。系統監視は手元の卓上 CRT 画

面で行っていた。）

なお、スマトラ島北部等の電力事情については、首都ジャカルタで PLN 現地関係者を呼ん

で説明を受けた。

- 34 -

図 5-2-1 パレンバン給電指令所

5.2.1 系統運用面の課題

(1) 輪番停電

スマトラ島南部は電力が不足しており、夕方の需要ピーク時間帯（午後 6－9 時頃）に地

域を決めて順番に停電させる輪番停電を行っている。電源の確保により 2002 年に比べ 2003

年は幾分改善（発電力不足は年間 41 週→37 週、かつ不足量は縮小傾向）されてきているが、

2003 年末の西部－南部間送電線連系による当面の南部供給力不足解消が待たれる。

(2) 周波数

夕方負荷が立ち上がってくる 17 時過ぎにパレンバン給電指令所を見学したが、周波数は

定格 50Hz をほぼ維持しており、周波数変動が激しいジャワ・バリ系統との違いを感じた。

ただし、上記供給不足に伴う輪番停電が頻繁に行われている。

(3) 電圧と系統安定度

現在、スマトラ島ではジャワ・バリ系統のように長距離送電の重潮流がないため、主な地

域では電圧低下や系統安定度の問題は生じていない。今後、西部－南部に続き北部－西部

の系統連系も行われ全島がつながるが、平常時は各地域の需給バランス面で重潮流になる

ことはない。なお、2003 年末の西部－南部送電線連系時（275kV 設計で当初 150kV 運用）

には、電圧調整用の分路リアクトルが設置されることになっている。

5.2.2 設備面の課題

(1) SCADA（監視制御システム）

- 35 -

スマトラ島における電力関係者の一番の関心は SCADA 機能の充実にあり、SCADA マスター

プラン構築を切望している。とりわけ、2007 年に想定されている全島系統連系時には、ス

マトラ島全体の中央給電指令所が必要になってくる。（図 5-2-2「スマトラ中央給電指令所

構想」参照）したがって、その場所をどこにするかという問題もあるが、この中給にどう

いう形の SCADA を実現するか早急に検討に入る必要がある。なお、インドネシア電力関係

者が言う SCADA とは、単なる制御所機能の監視制御システムということだけでなく、電力

供給の経済的運用をコンピュータで行う EMS（エネルギー管理システム）を含めた給電指令

所システムの構築を指している。

UPB：Dispatching Center GSC：Group Switching Center

スマトラ中央給電指令所構想

Sumatra Central Load Dispatching Center

UPB Medan UPB Padang UPB Palembang

NorthSumatra Aceh West

Sumatra Riau Jambi Lampung Bengkulu SouthSumatraGSC

図 5-2-2 スマトラ中央給電指令所構想 (2) 電力用通信設備

SCADA に関しては、給電指令所及びその下部機関である制御所において、各変電所からの

しゃ断器開閉状態等の情報伝送に送電線を利用した PLC（電力線搬送）を使っているので、

高周波の周波数利用の関係から大容量化ができず必要な情報量の不足が生じている。この

ため、スマトラ島全体の既設 SCADA 改善には、電力保安用通信設備の検討と対策が中心的

な課題となる。

(3) 設備全般

スマトラ島の電力関係者は、ジャワ・バリ系統並みの設備を希望しているが、社内でなか

なか予算がつかないようである。しかし、インドネシアにおいて、スマトラはジャワ・バ

リに次ぐ重要な地域と位置づけられており、全島系統連系に伴う日々の輪番停電解消と事

- 36 -

故時の全島電力融通が強く求められている。

5.2.3 技術面

スマトラにおける PLN の系統運用技術に関しては、下記の点が実施されており、系統運用

技術の指導者クラスを中心に必要な技術力をひととおり身につけていることを確認した。

・運用マニュアルは、事故復旧用、変電所用、メンテナンス用の 3種類を準備している。

・ガスタービン主要発電所では、ブラックスタート時の手順も整備している。

・オフラインの安定度計算は独力ででき、必要が生じれば本社の支援も受けられる。

・パレンバン給電指令所の SCADA ソフトウェア更新はメーカーに頼らず、自分たちで行

っている。

・技術者の人材育成は年間プログラムに沿って実施している。

- 37 -

6 電力構造改革について

6.1 インドネシア電力セクターの構造改革のありかた

インドネシアにおいても、現在電力セクターの構造改革が進められている。1998 年より

審議が続けられてきた新電力法は、2002 年 9 月 4 日、インドネシア共和国「法令 2002 年第

20 号：電力法」として成立した。新電力法では、(1)競争市場導入地域における発電および

小売分野の完全自由化および国営電力会社（PLN）による垂直独占体制の廃止、(2)送電系

統・配電系統は PLN が引き続き管理し、送電線、配電線の賃借料については「電力市場監

督委員会」が決定する、(3)「電力システム管理者」と「電力市場管理者」の設置、などが

主な内容となっている。

政府は2002年9月23日の新電力法公布から1年以内に電力市場の競争監督機関として「電

力市場監督委員会」を設置し、5年後には発電分野に限定的な競争市場を実施する地域を選

定することになっている。今後はこの新電力法をベースに PLN の分離・分割による電力セ

クター構造改革が進むことになると考えられる。しかし、インドネシアは地域によって電

力部門の開発状況に大きな差があるため、競争市場への転換のペースは地域によってかな

り違ってくるであろう。具体的には、比較的送電系統の統合が進んでおり、大規模な発電

プラントの集中するジャワ・バリ系統もしくはベタム島での改革を先行させる方針をイン

ドネシア政府は打ち出している。

また2003年 9月 22日に電力市場の監視機関であるRegulatory Body, Electricity Market

Supervisory Agency（EMSA）が設立される。同機関は、政府とは独立した組織となる。

下図はインドネシア電力セクター、ジャワ・バリ系統の現状と将来の予測図を示している。

- 38 -

［現状：ジャワ・バリ系統］

*BU＝Business Unit

注：ジャワ・バリ地域以外では、引き続き政府の支援が必要とされているため、発電、送・配電、

小売の垂直統合システムが続くことになる。

出典：PLN 資料他各種資料より作成

[将来：ジャワ・バリ系統]

注：送電と配電は自然独占的分野として引き続き規制され、競争は導入されない。

出典：PLN 資料他各種資料より作成

エネルギー鉱物資源省 Ministry of Energy and Mineral

Resources

需要家

電力・エネルギー利用総局

Directorate General of Electricity and New Energy Utilization

PLN

ジャワ・バリ送電給電センター

（P3B）BU*

PLN ジャカルタ

配電 BU

西ジャワ配電 BU

中央ジャワ

配電 BU

東ジャワ配電 BU

バリ・西東

ヌサトウン

ガラ

インドネシアパワー社

（PLN 子会社）（旧 PJBⅠ）

ジャワ・バリ発電会社

（PLN 子会社）（旧 PJBⅡ）

IPPs

エネルギー鉱物資源省 Ministry of Energy and Mineral

Resources

需要家

電力・エネルギー利用総局

Directorate General of Electricity and New Energy Utilization

PLN

ジャワ・バリ送電会社

（JBTC）

ジャワ・バリ電力会社（ JBTC 配電・小売部門）

配電配電配電配電配電

IPPs ジャワ・バリ電力会社（ JETC 発電部門）

発電発電発電発電発電

将来民営化

- 39 -

図 6-1-1 スマトラにおける電力セクターの構造

現時点において、スマトラ島では電力市場自由化は行われず、PLN による垂直統合の管理

を行うとしている。スマトラにおいても IPP 導入促進が求められることからＳＩＮＧＬＥ

ＢＵＹＥＲ制度の導入も検討価値があるという意見が PLN からもあった。

＜スマトラ地方での PLN の各機関の役割＞

送発電は Kitlur（南北にそれぞれ 1つ）、配電は各地区の Wilayah が行う。

図 6-1-2 南スマトラにおける PLN の組織構造

IPP

Solicited

IPP

Solicited

IPP

Solicited

Regional Electricity Company

Captive Generation

Wilayah

D Wilayah

D Wilayah

D Wilayah

D

Subsidy from PLN（HQ）

PPAPPA PPA

発電

送電

配電

地域ごと

南スマトラ Kitlur

北スマトラ Kitlur

Pikitring (Palembang)

－ Wilayah (South Sumatra, Bengkutu, Jambi)

－ Wilayah (Lampung)

－ Wilaya (Bangka - Belitug)

Kitlur (Paleｍbang)

－ Wilayah (West Sumatra)

－ Wilayah(Riau)

・中高圧送電計画

・発送電の O&M

プロジェクトの

設計と建設、入札 Wilayah は配電と各地区の需要予測を行う。

- 40 -

6.2 PLN の財務体質

現時点において、為替の切り上げにより PLN の財務状況はよくなっている。しかしながら、

根本的な赤字体質の改善には至っていない。

PLN の財務体質は 2002 年に入り以下 3つの理由でよくなった

1)Restructuring of debts

借り入れ利子を減らした、短期借り入れを長期借り入れへの借り換えをすすめた

2)Re-negation with IPP

26 の IPP contracts の見直しを行った

3)Re-valuation of assets

1995 年頃、2000 ルピア/ドルが今は 8000～9000 ルピア/ドルに減価したので、資金

が過少評価されていた。

これを 2002 年に revaluation を行った。これにより為替の切り上げによる利益の圧

縮を行うことができた。

外国為替の PLN に対する影響は大きく、この対策を講じることが、ひいては IPP 導

入のためにも重要な課題となろう。

6.3 スマトラへの予算振り分け

現状では、以下のとおりとなっている。

・PLN のスマトラへの予算配賦の仕方には 2つあり

1) PLN 独自の予算

これは主に配電設備に向けられる。

2) 負債（国際金融機関、外国金融機関からの 2ステップローンの形をとる）

これは主に発・送電設備投資に向けられるが、機関別に以下のように資金供給先がわ

けられている。

ADB ：送電と再生可能エネルギー

JBIC ：発電・送電

IDB（イスラム・ディベロップメントバンク）：SCADA

尚スマトラの発送電に関する必要予算の 20％は PLN の予算、80％は負債の形をとる。

・PLN の本部からスマトラへの予算増加は毎年 200billion ルピアずつ増えている。

・スマトラにおける発電設備の所有は Kitlur のもの（大きな水力など）、Wilayah（送電に

繋がっていない小さいディーゼル）、インドネシアパワーのものと分かれている。

・本オフィスは毎年の予算づくりに対応しており、Mr. Fusuf Hdunddi（DD. Financial

Planning）が長期財務の予測を行っている。この部署が LRMC の計算も行っている。

- 41 -

・予算づくりのフローは以下のようである。

・RJPP（Long-term Corporate Planning：5 年）の段階で JBIC/ADB は参加をする。

6.4 地方分権関連法と電気事業法との関連について

6.4.1 Law No. 22/1999（地方行政法）及び 25/1999（中央・地方財政均衡法）

RUKN/RUKD 策定に地方政府が主体となることに到った背景には、法令第 22 号と 25 号（双

方とも 2001 年 1 月施行）に後押しされた地方自治の高まりが挙げられる。1998 年 5 月にス

ハルト政権による中央集権体制が崩壊し、その後の民主化の流れを受けてハビビ大統領が

策定したものがこれら地方行政法と中央・地方財政均衡法である。これらは治安維持の必

要性などから非常に短期間で法制化されたもので、特に第 22 号地方行政法は運用面での実

施細則や政令などが整備されておらず、各所に矛盾を抱えている。そうしたことから現在

でも、地方行政法改正の議論が取りざたされている。

インドネシア投資調整庁（BKPM）によると、第 22 号地方行政法における重要規定は以下

のとおり：

(1) 第 4 章(2)：各々の地域は独自に存在し、階層化した上下関係にない。

(2) 第 7 章(1)：地方政府の権限は、外交、国防、司法、金融と財政、宗教とその他の権

限を除くすべての行政分野に於いて地方自治体が権限を持つことになっている。

(3) 第 7 章(2)：第(1)項に記載されたその他の権限とは、マクロ・レベルに依る国家計

画と国家開発のコントロール、財政均衡金、国家行政機構や国家掲示期間、人材育成能

力強化、戦略的なハイテクを含む天然資源の有効活用、自然環境の保全、そして全国標

準化である。

各 BU（ビジネスユニット）が予算案（ＲＡＫＰ）を作成し、HQ(本部)にあげる（7-8 月）

HQ と各 BU で折衝を行う（8-9 月）

PLN としての consolidated な予算案を作成

本案をコミッショナー及び株主（財務省）に説明し、合意を得る

各 BU にフィードバックし、修正をさせる（12-1 月）

- 42 -

このうち、第 7章(2)については、表現が抽象的との批判が相次ぎ、2000 年 5 月 6 日付政

令第 25 号により具体的に 25 分野に設定された。25 分野のなかには、工業・エネルギーや

投資も含まれている。つまり、電力関連の権限やその投資に関わる権限も地方政府に委譲

されていると理解することができる。中央政府の役割としては、各分野で指針、基準、規

範など基本的な枠組みの設定や調整が中心となっている。

第 25 号中央・地方財政均衡法は、地方分権に伴って財政支出の増加が予想される地方に

おける収入の強化を図ることを目的としている。具体的には、土地建物税や天然資源から

の収入を一部地方財源にも割り当てること、また一般割り当て金や特別割り当て金などを

通して地方財源の均衡化を図るとしている。天然資源の豊かな地方では、これまで中央に

搾取されてきたという不満が強かったが、第 25 号により従来以上の財源を得る可能性が高

まることとなる。他方、資源の乏しい地方においては従来以上に厳しい財政状況に陥る可

能性があり、地域間の財政力の格差は拡大する恐れも否定できない。こうしたことから、

財政状況改善を目指す地方政府が、中央政府やその他関係者との調整を十分行わないまま、

様々な投資案件を独自に進めてしまうような自体も懸念される。

6.4.2 新電気事業法(新電力法)

新電気事業法は、2002 年 9 月に「法令 2002 年第 20 号：電力法」として成立し、2002 年

9 月 23 日公布となっている。RUKN/RUKD に関する点は、「第 IV 章電力一般計画」第 5 条

において、以下のとおり述べられている（注：条文の日本語訳は、すべて（社）海外電力

調査会、「平成 14 年度インドネシア電力事情基礎調査報告書」の翻訳による）：

第 5 条

（１）地方政府は、地方電力一般計画（RUKD）を作成する。

（２）政府は、国家電力一般計画（RUKN）を制定する。

（３）政府は、第 2項で述べられた国家電力一般計画の制定において、地方電力一般計画、

さらには社会の意見や提案に留意しなければならない。

（４）大臣は、第 1 項および第 2 項に述べられた電力一般計画作成に関する指針を制定す

る。

このように、第 5 条では地方政府が RUKD を作成する旨述べられているが、一方第 6 条で

は、以下のように記されている：

第 6 条

（１）電力システム管理者は、第5条第2項で述べられた国家電力一般計画に留意しつつ、

電力システム開発計画を作成する。

（２）競争原理を適用できない地方においては、当該事業地域を受け持つ事業者は、第 5

- 43 -

条第 1 項で述べられた地方電化一般計画、および第 5 条第 2 項で述べられた国家電

力一般計画に基づき電力供給計画を作成しなければならない。

第 6 条で言われている「システム管理者」は、送電系統事業におけるシステム管理者のこ

とで、送電事業と電力市場管理事業とシステム管理とが統合された形で、中央政府が認可

した企業が独占的に行うことになっており、これは国営企業が優先される。つまり、シス

テム管理者とは実質上 PLN のことを指している。「国家および地方電力一般計画」「電力シ

ステム開発計画」「電力供給計画」の具体的な違いは定かではないが、この 2つの条文をみ

るかぎり、PLN も RUKD の策定に関わっていく必要がありそうである。従って、RUKD その他

電力セクターの計画立案にあたっては、州（県）政府と PLN との調整能力がカギとなって

くる。

RUKD 以外にも PLN と州（県）政府との間で緊密な関係が要求されると思われる点は少な

くない。例えば、新電気事業法では、発電部門と小売部門に競争原理が導入される地域(競

争地域)と従来どおり発・送・配電が垂直統合された形態で電気事業が実施される地域（非

競争地域）を公布から 5年以内、すなわち 2007 年までに指定することとなっている。非競

争地域においては、県長あるいは市長（設備が県あるいは市に所在する場合）、州（県）知

事（設備が同一州（県）内で複数の県あるいは市にまたがって所在する場合）、または大臣

（設備が複数の州（県）にまたがって所在する場合）に電気事業者への電力供給事業許可・

営業許可の権限がゆだねられる。そうしたことから、地方政府が IPP 事業誘致のために、

PLN や中央政府と十分な意思疎通を行わないまま直接民間企業との交渉をはじめてしまう

ような事態も懸念される。

他にも、非競争地域においては消費者への電力販売価格設定も中央政府あるいは地方政府

の手にゆだねられており、こうしたことから地方政府には、関係者と十分な意見調整を行

って適正な電力料金設定をおこなうだけの調整・実施能力が求められる。しかし、地方で

はそうした専門性を持った人材が不足しているのが現状である。

地方電化促進についても、中央政府・地方政府が資金を確保するものとされている。しか

しながら、具体的な実施体制は明確化されていない。これまで地方電化の権限を委託され

ていた PLN 以外に十分な電源開発および O&M 能力を有する組織はまれであり、だからこそ

地方政府は、PLN との連携を強めながら、地方公営公社、NGO、協同組合など地方電化を進

める組織を育てていく必要が出てくるであろう。

6.5 インドネシアにおける電力投資促進策の現状

インドネシアでは、1992 年より IPP 事業第一期として外国投資が進んでいたが、現時点

ではそうした IPP は、財務状況悪化に苦しむインドネシア国有電力会社（PLN）との PPA 契

- 44 -

約の再交渉を余儀なくされている。再交渉は 2003 年 6 月までに 27 の IPP と実施され、PLN

は価格再交渉の結果、合計 50 億 US ドルにも上る買電価格削減に成功した。近く IPP 第 2

期事業募集が行われる予定だが、インドネシア政府が電力分野においてどのような投資促

進策を提示するか、注目される。

現状では、インドネシアはフィリピンと比較しても投資環境が整っているとは言いがた

い。インドネシアの投資政策は、1967 年の外国投資法（1970 年改正）と 1968 年の内国投

資法（1970 年改正）のもとで実施されてきたが、特定業種への積極的な投資促進政策は十

分には行われていなかった。アジア経済危機後、インドネシアに対する新規外国投資は激

減した。加えて、2002 年 10 月のバリ島爆弾テロ事件やその後のテロ事件により、外国投資

家のインドネシア離れは進んでおり、同国の投資をめぐる内外の環境は厳しさを増してい

る。

インドネシア政府は今後の IPP 導入に関しては SOLICITED IPP のみを許可することにし

ており、スマトラ島における IPP も今後、すべて、SOLICITED IPP とされている。この場合、

SYSTEM OPERATOR(PLN)が、安定供給に必要な電源の位置、規模、燃料種別、運転開始年度

などを含むマスタープランを作成し、これに従って、IPP 開発を行う民間投資家を募集する

ことになる。しかしながら、地方政府が IPP 事業をすすめる MOU を民間投資家と独自に締

結している事例もみられる（UNSOLICITED IPP になっている）。中央政府は今後 Solicited

しか認めない方針であるが、これは PLN の能力の問題であり、PLN の方に計画作成能力がな

ければ Unsolicited の IPP が行われることになる。この場合、Unsolcited だけでビーク狙

いの発電所が増えることになる。この意味から PLN に対して、IPP 導入のための制度的なキ

ャパシティービルディングが必要となろう。

また今後の IPP 導入についてはやはりファイナンス面からのバックアップが必要であろ

う。長期固定の PPA 含め、投資家にとって、Assurance を確保できる何か credit-enhancement

の手法の開発が必要となる。

6.6 国際機関 ADB、WB の動向

(1) ADB/WB プロジェクトの進捗状況

ADB の調査は、以下のとおりセクター改革を行った。

- Capacity Building for Establishment of a Competitive Electricity Market-

Part of Technical Assistance Original Schedule 現在の進捗

Developing Competitive Electricity Market - Market Rules

'99/09 - '00/08 ・2 つの分厚いレポートに

まとめられた（1 つが

Single Buyer Report、2つめが multi-buyer、

- 45 -

multi-seller）

Developing Competitive Electricity Market - Software Settlement

'99/12 - '00/11 進行中

Developing Competitive Electricity Market - Software Specification

'00/03 - '00/11 進行中

Developing Computer for Operation of Competitive Bulk Electricity Market

'00/10 - '02/09 未着手

Providing Support for Development of Power Sector Regulatory Capabilities

'00/02 - '02/01 ・済多くの技術セミナーが開

かれた

Assisting in Building Acceptance of Electricity Tariff Increase

'99/10 - '00/06 '00/09 - '00/11 '01/07 - '01/09

・済

Strengthening Consumer Participation in a Competitive Electricity Market

'99/09 - '00/08 ・済

(2) WB: pricewater house: Power sector deregulation

PWC（Price Water House & Coops）は PLN の企業リストラ（Corporate Restructuring）

の提言を行った。

ADB、WB ともジャワ・バリについては競争ルールを持ち込むことを提案しているが、特に

発電部門は、多くの発電会社と分けることを提案している。

しかしながら、株式売却を含む privatization にまでは触れていない。

- 46 -

7 本格調査における留意事項

7.1 電源開発計画分野

7.1.1 発電可能出力の把握

電源開発計画を策定するに当り、まず現状の発電可能出力を正確に把握する必要がある。

インドネシアにおいては、発電設備容量を設計定格出力で示しているが、運転条件の違い

や経年劣化、機器の不具合等により実際の発電可能出力は設計定格値の 80％程度となって

いる場合が多い。新規電源の開発規模を検討するには､既設発電設備の実際の発電可能出力、

定期点検のパターン、事故停止率等を十分に把握し、計画に反映させる必要がある。

7.1.2 適正な予備率の評価

PLN は外島部における発電設備の予備率（Reserve Margin）を 40％としているが、この中

には①水力出水変動、②火力計画補修、③設備出力減、④設備故障、⑤必要予備力等が含

まれている。一般的に日本の電力会社が目標とする発電設備の予備率は 8％程度である。

40％の予備率を常に確保するためには、過大な設備投資が必要になる恐れもあるため、既

設発電設備の運用改善も考慮した適正な予備率を見出す必要がある。

7.1.3 電力総合計画策定ガイドライン

適電源開発計画の作成、相手国への技術移転を行うに当っては、インドネシア国政府が

制定した「電力総合計画策定ガイドライン」に規定された手順を十分に把握し、同ガイド

ラインとの整合を考慮する必要がある。なお、現時点で同ガイドラインはインドネシア語

版のみ作成されている。

7.1.4 電源開発の進捗動向

現在 IPP で計画されている電源については､売電価格の合意がなされたものの、資金調達

の目処が立たないため未着工のものが多い。また、現在計画されている PLN の電源開発に

ついても、資金調達、環境問題等により運開予定時期が遅れる可能性があることから、こ

れらの動向を適切に把握して電源開発計画に反映させる必要がある。

7.1.5 環境社会配慮

現在スマトラにおいては、コタパンジャン水力発電所の建設に伴い移転した住民から、更

なる補償を求める訴訟が行われている。電源開発計画の策定に当っては、費用面での適

化を図るのみならず、立地点における環境社会面の影響を考慮した現実的な計画とする必

要がある。

7.2 系統運用分野

7.2.1 系統連系送電線の電圧運用

2003 年末のスマトラ島電力系統連系においては、現在の南部系電力不足分（年間大

- 47 -

140MW 程度）が西部系から南部へ流れ込んでくることになるが、この程度の潮流であれば、

将来の電力需要増を考慮した上で、連系送電線仕様を 275kV 設計にして当面 150kV で運用

する計画は合理的である。将来 275kV に昇圧する時は、送電線はそのまま使用し、両端の

変電所に設置する 150kV 変圧器を他の場所に流用することになる。

7.2.2 スマトラ島－ジャワ島間の送電線連系

海底ケーブル等によるスマトラ島－ジャワ島間の送電線連系もインドネシア電力系統検

討課題のひとつである。この連系では、基本的に①石炭、天然ガス等の燃料をスマトラ島

から運搬してジャワ島側の発電所で発電するよりスマトラ島に発電所を作り直接電気の形

で送った方が効率的、②ジャワ・バリ系統とスマトラ系統を連系して常時の電力融通や事

故時の緊急融通などの系統強化を図るとの 2つの考え方がある。①は対象の発電所出力に

もよるが、当面 150kV の海底ケーブルで目的は果たせる。しかしながら、燃料輸送費と連

系設備工事費の比較検討や別途計画されている天然ガスパイプライン建設の行方などに実

施が左右される。②は遠い将来に 275kV または 500kV 送電線による連系、場合によっては

系統安定度を強化するための直流連系も考えられる。いずれにしろ、現在ジャワ島建設中

の 500kV 南回り送電線（第 2ルート）及びスマトラ島全島系統連系後の構想になる。

7.2.3 SCADA 調査

今回のプロジェクト形成調査で、SCADA マスタープランは本格調査から削除されることに

なったが、今後のスマトラ電力系統においては必須の課題なので SCADA 調査の留意事項を

挙げてみる。

(1) 変電所から制御所、制御所から給電指令所へのしゃ断器開閉等の情報伝送には電力線

搬送だけが使われている。したがって、情報伝送を充実させるためには、光ケーブルや

メタルケーブルを使った有線、マイクロ波などによる無線、さらには人工衛星を利用す

る衛星通信などによる拡充が考えられる。いずれにしても相当な費用がかかる点が問題

である。スマトラ島の地形、既設変電所の配置状況、活用できる配電線網の敷設状況な

どスマトラ電力系統の現状を十分把握した上での改善策検討が必要になる。なお、現在

電話連絡の補完として無線も使われているので、インドネシアの電波法やどの程度の無

線設備なのかなどの詳細調査も必要である。各通信方式の特徴や費用目安については、

表 7-2-1「電力保安用通信設備の建設コストと特徴について」を参照されたい。

(2) 大きな系統事故が発生した場合、どこまでコンピュータや保護リレーで自動復旧させ

るか、給電指令所に主要系統の遠方制御機能を持たせるかどうか、もし持たせるならば

どこまで行うかなどの基本事項を PLN の関係者と十分話し合うことが求められる。

(3) 通信設備を充実させ、変電所しゃ断器の開閉情報をさらに追加表示させる場合、特に

対象機器が古ければ現地で開閉信号が簡単に取り出し可能かどうかの見通しが必要で

ある。（PLN の担当者は情報の取り出しには困難な点はないと言っている。）

- 48 -

表 7-2-1 電力保安用通信設備の建設コストと特徴について区分

通信設備の種類特徴コスト(概算) 適用例

マイクロ波多重無線

・ﾏｲｸﾛ波帯(7GHz)による固定多重無線・回線容量 48～480CH ・伝送距離 1 区間 50km 程度まで・伝送路が無線であるため信頼度が非

常に高い。通信区間が見通しでない場合は中継所や反射版等が必要

1 区間 2.5 億円・鉄塔・無線機・電源など

・送電線保護装置 (ｷｬﾘｱﾘﾚｰ) 系統安定化装置

・発変電所遠隔監視・給電電話・給電運用情報

無

線

移動無線（1CH）

・ UHF 帯による移動無線・回線容量 1CH ・近年ＭＣＡ方式のﾃﾞｼﾞﾀﾙ移動無線を

採用し 2～3CH の通話ができるようにした。

1 億円程度／営業所

無線基地局 2～3局程度

・送電線、配電線保守連絡用（電話）

電力線搬送

・送電線に高周波信号を重畳し通信する・回線容量 3～12CH ・伝送距離数 10ｋｍ・送電線を使用するため信頼度は高く

安価だが、高周波の周波数利用の関係から大容量化は困難

・結合装置（ﾗｲﾝﾄﾗｯﾌﾟ､結合ｺﾝﾃﾞﾝｻ）必要

・ 0.5 億円／対向

3CH1 対向 220kV、4000Aの仕様の場合

・送電線保護装置 (ｷｬﾘｱﾘﾚｰ)

・発変電所遠隔監視・給電電話

OPGW ＋光搬送

・送電線の地線に光ファイバを内蔵し光搬送装置により通信する。

・回線容量 24～2000CH(152Mb/s) ・伝送距離 100km 程度・送電線に設置されるため高信頼度・ OPGW の建設が高価・装置も電力線搬送より高価・ﾃﾞｼﾞﾀﾙのため高品質・光搬送装置の高速大容量化や波長多重

技術により上記の数百倍の伝送容量が確保可能

OPGW 18 心 40km

5.6 億円光搬送装置 0.6 億円

・送電線保護装置 (ｷｬﾘｱﾘﾚｰ)

・発変電所遠隔監視・給電電話・給電運用情報・保守・運用情報・一般業務用情報 (ｵﾝﾗｲﾝ､ﾃﾞｰﾀ伝送､社

内電話)

光ｹｰﾌﾞﾙ＋光搬送

・配電線（電柱）添架の光ｹｰﾌﾞﾙを敷設し光搬送装置により通信する。

・電柱共架のため OPGW より信頼度は低い。・ OPGW より建設コストは安い（電柱

がある場合）

（その他の特徴は OPGＷの場合と同じ）

光ｹｰﾌﾞﾙ 24 心 40km 0.8 億円

(電柱がある場合) 光搬送装置 0.6 億円

・発変電所遠隔監視・給電電話(ﾛｰｶﾙ) ・保守・運用情報・一般業務用情報

(ｵﾝﾗｲﾝ､ﾃﾞｰﾀ伝送､社内電話など)

有

線

ﾒﾀﾙｹｰﾌﾞﾙ＋通信線搬送

・配電柱に通信ｹｰﾌﾞﾙ（ﾒﾀﾙ）を添架し多ﾁｬﾈﾙの信号を多重化し伝送する

・伝送容量 12CH (ｱﾅﾛｸﾞ) ・伝送距離 10～20km 程度・上記光ｹｰﾌﾞﾙより安価・信頼度は上記光ｹｰﾌﾞﾙ+光搬送と同等・伝送容量が低く伝送距離も短い・搬送がなくても電話線として利用可

ﾒﾀﾙｹｰﾌﾞﾙ 20 対 20km 0.4 億円 (電柱がある場合) 通信線搬送 0.1 億円

・発変電所遠隔監視・給電電話(ﾛｰｶﾙ) ・保守・運用情報

衛

星

衛星通信

・トランスポンダ 10MHz を回線賃借・本店に親局、各事業所に VSAT 局を配

備(賃借) ・地上の災害状況などに影響を受けな

いため信頼度は高いが、伝送遅延、衛星の食により回線断があるため常時通信の手段としては向かない

回線および機器賃借料年額

3.1 億円／年

・災害復旧用 (映像、電話)

・社内放送伝送・バックアップ用

※ 1CH は電話回線 1 回線（64kb/s）換算

- 49 -

(4) 現在、給電指令所に故障情報を取り込み、自動印字させているデータロガーについて

も、本当に必要な情報の再整理と誤動作防止対策の検討が欠かせず、特に新設のスマト

ラ中央給電指令所では給電運用者が判断しやすいインテリジェントアラームの観点か

ら故障表示の再構築が求められる。

(5) 現在のパレンバン給電指令所 SCADA は、基本ソフトウェアに Windows NT 4.0 と Windows

2000 を使っている。システム構成は二重化されており、今のところシステム凍結などの

問題も生じていない。Windows の利用は PLN 技術者が自分で容易にソフトウェアの追加

変更をするためである。一方、2004 年に SCADA 全面更新が行われるジャワ・バリ中給で

は、Windows を使わずにシステムの安定性が高い UNIX の活用が予定されている。スマト

ラ中央給電指令所新設においても基本ソフトに何を使うか十分検討する必要がある。

(6) スマトラ全島の中央給電指令所をどこに設置するかの問題があるが、①ジャカルタか

らの即応性を考え空港に近い、②保安上の面から軍隊の駐屯地に近い、③スマトラ島内

で電力需要が大きい、④勤務員の利便性を考えて大きい都市近郊とするなど様々な面を

考慮の上、検討する必要がある。

7.3 電力構造改革分野

(1) 今回訪問できなかったが、以下は本格調査で訪問すべきと考える。

1)PLN の Financial Planning 部門では、PLN の長期財務予測を行っており、どの程度

の分析を PLN 全体として、もしくは、スマトラ島を対象として行っているのか、聴取

することが望ましい。

2)PLN の料金部門では、長期的、地域、セグメント別の料金制度のありかたについて考

えをもっている可能性がある。このほかに IPP 購入電力に関するリスク(燃料、為替

等)をいかに終消費者に転嫁するか、また、CROSS－SUBSIDY をなくすためには地域

別にどのような料金体系があるべきか等を聴取する。

(2) IPP 投資家はこれまで PLN を交渉窓口としてきたが、地方分権の現在、今後は窓口が州

政府なのか、買電を行う PLN なのか決まっていない。スマトラ各州政府とエネルギー鉱

物資源省、PLN の間で、投資プロセスのスムーズな実施を支援する体制がインドネシア

側で整備されていない点も問題として指摘される。

- 50 -

(3) 人員としては、作業量からみて電力事業運営としての担当団員をおく必要はないと考

える。団長もしくは、業務調整で担当することが可能である。

スマトラ電力事業経営について、以下項目については、本調査で本提案の検討まで踏み

込むのは時期早尚と思われるが、以下が長期的観点からは必要となろう。

(1) 電力セクター構造改革への制度設計提案

市場自由化の方向が、依然、固まっていないスマトラにおいて、どのような電力セクタ

ーの制度設計をするべきか、Single buyer 制度の検討も含め制度設計が必要となろう。本

提案を行う場合は、ADB、世銀の改革の動向を注視しながら提言を行う。ただし、先行して

いるジャワ・バリ系統の制度設計が固まり、これが各ステイクホルダーの認知を受けたあ

とが適切と思われる。

(2) IPP の投資、民間投資促進策の提言

適電源構成等マスタープランの作成とともに、今後どのように IPP 投資を促進するか

の条件整備を行うかを明確にする必要がある。

1)Off-taker である PLN の財務構造の分析（スマトラだけでなく、PLN 全体の問題）

2)外国為替リスクに対応できる料金徴収制度の提案

*1 BKPM (Badan Koordinasi Penanaman Modal)= Investment Coordinating Board *2 BKPMD= Regional Investment Coordinating Board

Investment Procedure: Indonesia (Sumatra)

Approval

Private Project

(Within 10 working days)

BKPMD*2 BKPM*1 Indonesian Embassies

(Issuance of Initial License “SP-PMA”)

Local Government

Location Permit Construction Permit

Project Implementation

The regionalBAPEDAL

EIA

Approval Approval

鉱山エネルギー

省の IPP 担当部

門からの認可 (PEMDA)

- 51 -

IPP 導入のための制度的なキャパシティビルディング(制度、ファイナンス)特に

Solicited IPP を行うための入札のしかた、標準契約書の整備等の分野について、メキシコ

等諸外国における先進事例の調査が必要となろう。

- 52 -

8 ジャワ・バリ系統について（参考）

8.1 ジャワ・バリの需給見通し

前回 7 月報告の時点では、2003 年における大需要の想定は、14,397MW、これに対する

設備出力は 18,608MW（この 4年間、設備出力は全く増えていない）で、予備力率は 29％と

なっている。低成長を予想した 2004 年の大需要予測は、年負荷率が、料金対策等によっ

て 70％から 72％に改善される前提で、15,242MW（845MW の増、約 5.9％の伸び）と想定し

ていた。

前回調査においては、次の通り報告、「2003年 3月までは経済成長に応じて順調に推移し、

2003 年の年末近くでは少なくとも 13,932MW まで達するものと予測されていたが、この 4月

より需要の伸びに急激なブレーキがかかってきた。4月大は横ばいしたものの、5月に至

って約 250MW の減で、13,110MW、6 月大は 6 月 4 日に起きているが、これも前月僅かの

120MW の伸びで 13,232MW となって、いずれも昨年 2002 年 10 月 22 日に起こった年間大

13,374MW をまだ超えていない。」。

今回調査では、今年5月頃より横ばい状態が続き、2003年9月16日時点の大は、13,135MW

で、完全に横ばい状態で、昨年大 13,374MW を超えていない。これについては、MEMR、PLN

内部でも、電力料金値上げの影響が強いものとの推測が有力であるが、相当の需要抑制ま

たは強制停電が行われている、との推測もあり、経済動向との関連は明確でない。

電源の準備状況については、前回 7月の報告から特に変化はない。ただ、電気料金の値上

げが順調に進んだことで、直近の電源準備、特にムワラタワールの増設計画は、順調に推

移するものと予想されている。

前回報告の電源準備状況：これまでに PLN 資金で 600MW ガスタービン（実際には 143MW 機 6

台計 728MW、シーメンス請負、場所はムアラタワール）を増設して、総設備 19,253MW とし

て、予備力率 26％で 2004 年の危機を乗り越える想定であり、既にムワラタワール増設で、

2002 年 10 月入札、2003 年 2 月 27 日運転開始で間に合う見込みがついている。2005 年に対

しては、ガスタービン 840MW、一般火力 750MW（燃料石炭、チカンペックを想定）の新設が

必要で、インドネシア政府でこれを手当すべく、現在鋭意努力しているが、現時点でも見

込みがたっていない。

従って、2004 年、2005 年の 2 年は、現有設備の 18,608MW と 2004 年運転開始予定のムワ

ラタワール・「クラッシュプロジェクト」（PLN はこう呼んでいる）728MW、合計 19,336MW で

しのぐほかなく、2005 年の従来想定 15,643MW（JBIC、2003 年 3 月報告書）から、100 万 kW

少なくなるとして約 14,643MW の大電力に対して、32％の予備力設備で対応することが可

能となる。なお後述するが、全設備 19,336MW に対して実際の有効出力がどの程度かが問題

であり、エネルギー鉱物資源省もこの点に懸念を示している。

2006 年以降は、2006 年にタンジュンジャティＢの 1,320MW が入り（IPP で調整中、2003

- 53 -

年 1月末住友商事岡社長とメガワティ大統領の会談で合意されたと報じられている）、この

ころには、東西南回り回線の完成によるパイトンなどの西への送電が可能になる、しかし、

更に危機は続くので、ムアラカラン 720MW、ムアラタワール 225MW は JBIC の ODA 資金で考

慮中であるが、他に、タンジュンプリオク増設の 720MW のめどが立っていない。しかし 2007

年以降は、電気料金値上げが順調に推移して、IPP による順調な火力開発が続くものとして、

2007 年 600MW、2008 年 1,800MW、2009 年 1,200MW、2010 年 1,800MW、従って未確定の IPP

合計 5,400MW が、2007 年から 2010 年の 4年間に開発されるものと想定しており、この過酷

な電源開発を続けるためには、電気料金の計画通りの値上げが必須の条件である。また、

この終末年になると調整力不足が顕著となるので、2009 年以降は、現在準備中のチソカン

揚水 1,000MW で対応すると考えている。この結果、2010 年のピークバランスは、需要が

23,232MW、設備が 29,923MW、予備力率が 29％となる計画で、当面考えられている。

ここしばらく、需給上の問題点で注目の必要がある点は、2004 年対応で準備が進んでい

る PLN によるムワラタワール増設 600MW の進捗状況、2005 年のピーク対応の、まだ準備が

出来ていない PLN 独自の火力 2 カ所合計 1,590MW の今後の対策、2006 年に予定されている

タンジュンジャティＢの IPP の進捗、2007 年以降に想定されている 5,400MW の IPP プロジ

ェクトの正否であろう。この IPP プロジェクトの正否は、電気料金値上げの進捗と密接に

関連してくる。

8.2 ジャワ・バリ系統における論点

前回 7月時点で議論した下記の問題については、今回特に大きな問題の変化はなかった。

(1) 発電設備の維持管理と有効出力

現時点でのジャワ・バリ系統に繋がる設備容量は、自家発電所を除いて、約 18,608MW で

あるが、これを有効出力としてどの程度見込むことが出来るかについては、かなり悲観的

な見方がある。MEMR は、2003 年 6 月初旬、至近年の電力危機を懸念して、PLN などに発電

所検査を実施するよう指示し、現在資料が集められている段階であるが、今年 8 月には集

計を終えようとしている。これは、老朽火力の出力低下やガス不足による燃料変換での出

力低下などを懸念したものである。今回の調査団も、ジャワ・バリ系統の 7 発電所合計設

備出力 10,517MW の現地調査を実施したが、この時点で出力低下または修理中または定期検

査中で停止している機械の総出力は 2,359MW で、設備出力の 77％弱の 8,158MW が稼働して

いるにすぎない。これをそのまま全設備に当てはめると、14,328MW で、2004 年、2005 年の

電力需給は、きわめて逼迫しているといえる。今後に予定されている本件設備維持管理プ

ロジェクトの調査と提言に期待がかかるものである。

(2) 民間買電交渉の推移

1997 年以前より契約完了または交渉中の 27 件の IPP プロジェクトについて、PLN は精力

的に再交渉を続けてきた。2003 年 7 月 7 日、PLN は、26 件の IPP との再交渉が完了して、

- 54 -

向こう 20 年から 30 年にわたって約 59 億ドルの削減に成功したと発表している。対象案件

の総出力は、10,430MW で、従来平均 8.4 セントであったものを 5 セント以下にしたとして

いる。再交渉が成立したものは 14 件で、この中には、パイトンＩとパイトン II の石炭火

力合計 2,450MW、タンジュンジャティＢ石炭火力 1,320MW の三つのジャワ・バリ系統の主要

電源が含まれている。7件については契約が破棄されたが、その中には、パスルアン天然ガ

ス火力（500MW、東ジャワ）、タンジュンジャティＡおよびＣ石炭火力（合計 2,640MW）、セ

ラン火力 450MW、チラチャップ石炭火力 450MW、チレゴン天然ガス火力 450MW など将来の需

給に大きな影響を及ぼすプロジェクトが含まれている。チラチャップについては、別の IPP

での交渉が進行中。

(3) ジャワ周り石炭火力の進捗と送電線

1995 年頃の経済盛期の構想で、無尽蔵と思われかつ極めて低価格の電気が得られる石

炭火力に注目して、ジャワ島周りでの分散開発が計画され実施に移されてきた。それは西

から回って、スララヤ 3,400MW（既設）、タンジュンジャティＡ 1,320MW（契約完了）、Ｂ

1,320MW（契約破棄）、Ｃ 1320MW（契約破棄）、パイトン I 1,230MW（完成、再交渉完了）、

パイトン II 1,230MW（完成、再交渉完了）、チラチャップ 450MW（契約破棄）の 4 カ所で、

総出力 10,270MW のうち、約 3,000MW が契約破棄されたが、近になって中部ジャワのチラ

チャップ地点は、再び、インドネシアの国営企業、地元企業および中国企業の 3 社による

600MW の計画が進行中である。なお、現在工事中の南回り 50 万ボルト送電線が、東に偏っ

たパイトンなどの電力を西部に送電するため、重要な焦点となってきている。2006 年に完

成予定である。

(4) 天然ガスの不足の問題と LNG

実情は明らかでないが、ジャカルタ周辺の天然ガス火力を調査した限りにおいては、近海

の天然ガスの不足が認められる。特に、ムアラタワール、ムアラカラン、タンジュンプリ

オクでは、天然ガスの代わりに高速ディーゼル HSD を使用せざるを得ないために、出力低

下を招いている。一方で、インドネシアの誇る LNG 基地で台湾や日本の東北電力の契約破

棄が続いて、LNG の国際市場にかげりが見えてきた。中国福建省との交渉と相まって、これ

を国内向けに振り向けるべく、西ジャワと東ジャワに 2 ヶ所の LNG 基地を建設したい、と

プルノモ大臣は発表している。インドネシア経済にとっては、このような大規模基地の建

設は容易ではないが、石炭を除く火力開発が曲がり角にきていることは確実である。

以上

- 55 -

別添 1

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収集資料リスト

No. タイトル、著者及び内容使用言語入手先入手日備考D-1 Kondisi Kelistrikan PT PLN(Persero) Kitlur Sumbagsel ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ語 PLN Kitlur 9.11

南スマトラにおける発送電の状況 SumbagselD-2 Rencana Umum Ketenagalistrikan Daerah （RUKD)

Propinsi Sumatera Selatanｲﾝﾄﾞﾈｼｱ語 Dinas PPE

*1

Sumatera

9.12

南スマトラ州地方電力総合計画（案） selatanD-3 Informasi Forum Komunikasi Energi Sumatera Selatan

Volume I,No.1/Juni2003ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ語 Dinas PPE

*1

Sumatera

9.12

南スマトラエネルギーフォーラム情報誌 selatanD-4 Pertambangan dan Energi Sumatera Selatan ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ語 Dinas PPE

*1

Sumatera

9.12

Dinas PPEの概要 selatanD-5 Coal in South Sumatera 英語 Dinas PPE

*1

Sumatera

9.12

南スマトラにおける石炭生産の概要 selatanD-6 Data & Statistik Tahun 2002 ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ語 9.12

南スマトラ配電事務所データ・統計集（2002年）

D-7Energy and Demand Forecast ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ語 9.12

南スマトラ配電事務所電力需要想定D-8 Capacity Balance 英語 PLN本社 9.16

スマトラ電力需給バランス（電源開発計画と需要想定）D-9 Pengembangan Sistem Penyaluran ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ語 PLN本社 9.16

送電線建設計画D-10 Kondisi Kelistrikan di Sumatera Bagian Selatan ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ語 PLN Kitlur 9.17

南スマトラにおける発送電の状況 SumbagselD-11 Power Station & Operation Record Existing of PT

PLN(Persero) Kitlur SU up to June 2003英語 9.17

北スマトラにおける発送電状況

D-12Dafter Inventarisasi Mesin Pembangkit per 01 Juli2003

ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ語 9.17

南スマトラにおける発電設備の情報D-13 Sistem Sumut-Aceh,Sumbar-Riau,Sumbagsel & Jambi 2003 ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ語 9.17

スマトラ系統電力システムの現状と開発計画

D-14 Pedoman Penyusunan Rencana Umum Ketenagalistrikan ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ語 MEMR*2

9.17電力総合計画作成ガイドライン

D-15 Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional （RUKN)2003-2010 （Draft）

ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ語 MEMR*2 9.18

国家電力総合計画（案）

PLN KitlurSumateraUtara

PLN WilayahSumsel,Jambidan BengkulPLN WilayahSumsel,Jambidan Bengkul

PLN KitlurSumateraUtaraPLN KitlurSumbagsel

別添 2

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*1: Dinas Pertambangan dan Pengembangan Energi*2: Ministry of Energy and Mineral ResourcesNo. タイトル、著者及び内容使用言語入手先入手日備考S-1 Sistem Sumut-Aceh 2003 Indonesian PLN 9.17

S-2 Sistem Sumbar-Riau 2003 Indonesian PLN 9.17

S-3 Sistem Sumbagsel & Jambi 2003 Indonesian PLN 9.17

S-4 Interkoneksi Sumatera Indonesian PLN 9.17

S-5 BACK BONE SUMATERA Indonesian PLN 9.17

S-6 Komposisi Pembebanan Pembangkit Sistem Indonesian PLN 9.11Sumbagsel-Bengkulu

S-7 Peta Rencana Tambahan Pembangkit dan Transmisi Indonesian PLN 9.11di Sistem Sumbagsel-Sumbar-Riau

S-8 Neraca Daya Sistem Sumsel-Lampung-Bengkulu Indonesian PLN 9.11Tahun 2003

S-9 Neraca Daya Sistem Sumsel-Lampung-Bengkulu Indonesian PLN 9.11Tahun 2002

S-10 Neraca Daya Sistem Sumbagsel-Jambi-Sumbar-Riau Indonesian PLN 9.11Tahun 2003 (Gabungan Setelah Interkoneksi)

S-11 Neraca Daya Sistem Sumbar-Riau Tahun 2003 Indonesian PLN 9.11(Operasi Terpisah)

S-12 Diagram Satu Gari Gl. Keramasan 1/1 Indonesian PLN 9.17 スケルトン

S-13 Diagram Satu Gari Gl. Keramasan 1/2 Indonesian PLN 9.17 〃

S-14 Diagram Satu Garis interkoneksi Sumsel Lampung Indonesian PLN 9.17 〃

S-15 SINGLE LINE DIAGRAM SISTEM SUMSEL-LAMPUNG Indonesian PLN 9.17 〃

S-16 SINGLE LINE DIAGRAM GARDU INDUK SISTEM BENGKULU Indonesian PLN 9.17 〃

S-17 SINGLE LINE DIAGRAM GARDU INDUK SISTEM Indonesian PLN 9.17 〃SUMBAR-RIAU

S-18 SINGLE LINE DIAGRAM GARDU INDUK SISTEM JAMBI Indonesian PLN 9.17 〃SEKTOR KERAMASAN

S-19 DATA PERALATAN TRANSMISI KONDISI AGUSTUS 2003 Indonesian PLN 9.17 送電線仕様SEKTOR:KERAMASAN 1/5

S-20 DATA PERALATAN TRANSMISI KONDISI AGUSTUS 2003 Indonesian PLN 9.17 〃SEKTOR:BANDAR LAMPUNG 2/5

S-21 DATA PERALATAN TRANSMISI KONDISI AGUSTUS 2003 Indonesian PLN 9.17 〃SEKTOR:PADANG 3/5

S-22 DATA PERALATAN TRANSMISI KONDISI AGUSTUS 2003 Indonesian PLN 9.17 〃SEKTOR:BENGKULU 4/5

S-23 DATA PERALATAN TRANSMISI KONDISI AGUSTUS 2003 Indonesian PLN 9.17 〃KITLUR 5/5

S-24 PERALATAN TERPASANG GARDU INDUK KONDISI AGUSTUS Indonesian PLN 9.17 変電所仕様2003 SEKTOR KERAMASAN 150KV DAN 70KV 1/5

S-25 PERALATAN TERPASANG GARDU INDUK KONDISI AGUSTUS Indonesian PLN 9.17 〃2003 SEKTOR BANDAR LAMPUNG 150KV 2/5

S-26 PERALATAN TERPASANG GARDU INDUK KONDISI AGUSTUS Indonesian PLN 9.17 〃2003 SEKTOR PADANG 150KV 3/5

S-27 PERALATAN TERPASANG GARDU INDUK KONDISI AGUSTUS Indonesian PLN 9.17 〃2003 SEKTOR BENGKULU 150 DAN 70KV 4/5

S-28 PERALATAN TERPASANG GARDU INDUK KONDISI AGUSTUS Indonesian PLN 9.17 〃2003 KITLUR 5/5

S-29 DATA PERALATAN TRANSMISI KONDISI AGUSTUS 2003 Indonesian PLN 9.17SEKTOR RIAU 150KV

S-30 PERALATAN TERPASANG GARDU INDUK KONDISI AGUSTUS Indonesian PLN 9.172003 SEKTOR:RIAU

S-31 Sistem SCADA di PT. PLN Kitlur Sumbagsel Indonesian PLN 9.11

S-32 JAWABAN PERTANYAAN JICA Indonesian PLN 9.10 ｼﾞｬﾜｰﾊﾞﾘ中給資料

S-33 HIRARKI SISTEM SCADA JAWA BALI Indonesian PLN 9.10 〃

S-34 STRUKTUR ORGANISASI PT PLN (Persero) P3B Indonesian PLN 9.10 〃

S-35 STRUKTUR ORGANISASI UBOS P3B Indonesian PLN 9.10 〃

- 70 -

No. タイトル、著者及び内容使用言語入手先入手日備考L-1 Independent Auditors' Report PLN 9.10

L-2 Consolidated Financial Statements PLN 9.10PT Perusahaan Listrik Negara For the Years Ended December 31, 2002 and 2001

L-3 最新のPLNの財務レポート PLN 9.15BPK-RILAPORAN AUDITORINDEPENDENLAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIANPT PERUSAHAAN LISTRIK NEGARA (PERSERO)Untuk tahun yang berakhir pada 31 Desember 2002dan 2001Nomor:02.A/Auditama V/GA/III/2003Tanggal:31 Maret 2003

L-4 Financial Statement 2002 For Java and outside Java Single 9.17Buyer

L-5 インドネシアへの投資案内2003年1月 BKPM 9.17

L-6 Penjelasan Kltusus Sektor energi dam Sumber Daya BKPM 9.17mineral

- 71 -

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9

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s of p

ower

dev

elop

men

t pro

ject

(s) p

lann

ed b

y PL

N

(1)当

面ｽﾏﾄﾗの電力ｾｸﾀｰ改革の計画は無い

(2

)収集資料

D-1

5 (3

)PLN

の長期電源開発計画は収集資料

D-8

(4

)南ｽﾏﾄﾗ州の

RU

KD

(案)は

収集資料

D-2

(5

)200

1年版が最新（

JIC

A所有）

(6

)セミナーの実施は確認、資料は未入手

(7

)収集資料

D-8、報告書表

4-3-

13参照

A-2

To

PLN

(Gen

eral

Info

rmat

ion

in S

umat

ra)

No

Que

stio

nnai

re/I

nfor

mat

ion

Req

uire

d R

eply

R

emar

ks

1.

Exis

ting

Faci

litie

s of P

LN in

Sum

atra

(1

) Lis

t of P

ower

Sta

tion(

s) a

nd m

ajor

spec

ifica

tions

of e

ach

gene

ratin

g un

it(s)

1) R

ated

Cap

acity

(MW

)

2) U

nit t

ype

3) F

uel t

ype

4)

Com

mis

sion

ing

year

(2

) Tra

nsm

issi

on L

ine

Dia

gram

regi

on in

clud

ing;

- Vol

tage

and

circ

uit n

umbe

r of t

he L

ine

- N

ame

and

Type

of P

ower

Sta

tion(

s)

- N

ame

and

maj

or sp

ecifi

catio

ns o

f Sub

Sta

tion(

s)

(1)収

集資料

D-1

1,D

-12参

照

(2)収

集資料

D-1、

D-1

3

(1) F

acili

ties o

f PL

N, I

PP

and

Cap

tive

Pow

er

別添 3

- 73 -

Page

No.

2 of

9

(

3) O

pera

tion

reco

rd o

f maj

or p

ower

stat

ion(

s)

1) A

nnua

l gen

erat

ion

of e

ach

unit

(MW

h/ye

ar)

2) A

nnua

l ope

ratio

n ho

urs o

f eac

h un

it (h

ours

/yea

r)

3) A

nnua

l out

age

hour

s (pl

anne

d an

d un

plan

ned)

of e

ach

unit

(hou

rs/y

ear)

4)

Ava

ilabi

lity

fact

or o

f eac

h un

it (%

)

(Ava

ilabi

lity

fact

or＝

Ope

ratio

n ho

urs /

8,7

60ho

urs)

5)

Act

ual m

axim

um o

utpu

t of e

ach

unit

(MW

)

(3)収

集資料

D-1

0、D

-11参

照

(3)

Maj

or c

oal f

ired,

oi

l fire

d, c

ombi

ned

and

hydr

o po

wer

pla

nt o

f PLN

2.

His

toric

al P

ower

Dem

and

and

Fore

cast

in S

umat

ra

(1) A

nnua

l gen

erat

ion

for t

he p

ast t

en y

ears

(MW

h/ye

ar)

(2) A

nnua

l pea

k de

man

d fo

r the

pas

t ten

yea

rs (M

W)

(3) D

aily

dem

and

curv

e of

the

day

that

the

annu

al p

eak

dem

and

was

reco

rded

(4

) Pow

er d

eman

d fo

reca

st fo

r ten

yea

rs

収集資料

D-1

1参照

(4

) For

eac

h su

pply

are

a 3.

IPP

Proj

ect i

n Su

mat

ra

(1) L

ist o

f IPP

pro

ject

in S

umat

ra in

clud

ing

the

follo

win

g in

form

atio

n, if

any

1) S

ite lo

catio

n

2) R

ated

Cap

acity

(MW

)

3) U

nit t

ype

4) F

uel t

ype

5)

Com

mis

sion

ing

year

6) P

rogr

ess s

tatu

s

収集資料

D-8、報告書表

4-3-

13参照

4.

Nat

ural

Res

ourc

es in

Sum

atra

(1

) Dis

tribu

tion

and

rese

rves

of f

uel (

Coa

l, O

il an

d N

atur

al G

as) m

ine

in S

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ra

(2) D

istri

butio

n an

d ex

pect

ed c

apac

ity o

f hyd

ro p

ower

reso

urce

s in

Sum

atra

報告書４．４章参照

天然ガス、石油は

Perta

min

a、石炭は

PTB

Aで情報

が得られる

- 74 -

Page

No.

3 of

9

A-3

To

PLN

(Fin

anci

al In

form

atio

n)

1.

General Information for financial management

(1)

Late

st fi

nanc

ial i

nfor

mat

ion

(PLN

as a

who

le, a

nd S

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ra re

gion

) (2

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utlin

e of

acc

ount

ing/

budg

etin

g/fin

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al c

ontro

l sys

tem

(PLN

as a

who

le,

and

Sum

atra

regi

on)

(3)

Out

line

of th

e cu

rren

t ele

ctric

ity ta

riff s

truct

ures

(all

coun

try a

rea

and

Sum

atra

regi

on)

(4)

Cur

rent

stat

us o

f int

rodu

ctio

n pl

an fo

r IPP

s (5

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utlin

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the

ener

gy p

urch

ase

(pet

role

um, n

atur

al g

as, a

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oal)

(6

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ny m

easu

re to

miti

gate

fore

ign

exch

ange

rate

risk

s (U

se o

f der

ivat

ives

, etc

) (7

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ture

inve

stm

ent p

lans

in S

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ra a

nd th

eir f

inan

cial

sour

ces(

gove

rnm

ent b

udge

t and

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) (8

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elat

ions

hip

with

the

loca

l aut

horit

ies i

n Po

wer

sect

or m

anag

emen

t – It

is

repo

rted

that

ther

e is

a d

iscr

epan

cy b

etw

een

the

prov

inci

al b

orde

rs a

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LN’s

ope

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nal

area

s. H

ow d

id it

occ

ur a

nd w

hat

are

the

miti

gatin

g m

easu

res t

o av

oid

poss

ible

inco

nven

ienc

e?

1(1)は別添

3.1.

A-1参照

1(

2)は別添

3.1.

A-2参照

1(

3)は別添

3.1.

A-3参照

1(

4)は別添

3.1.

A-4参照

1(

5)は別添

3.1.

A-5参照

1(

6)は別添

3.1.

A-6参照

1(

7)は別添

3.1.

A-7参照

1(

8)は別添

3.1.

A-8参照

A-4

To

PLN

(Inf

orm

atio

n fo

r Su

mat

ra L

ocal

Bra

nche

s)

2.

(1)O

rgan

izat

ion,

juris

dict

ion

and

func

tion

of P

LN b

ranc

h of

fices

in S

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ra re

gion

(2

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er se

ctor

refo

rm p

lan

for S

umat

ra re

gion

(3

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atio

n of

the

curr

ent p

ower

supp

ly in

the

Sum

atra

regi

on

(4)L

ates

t fin

anci

al in

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atio

n of

PLN

bra

nche

s in

Sum

atra

regi

on

(5)O

utlin

e of

acc

ount

ing/

budg

etin

g/fin

anci

al c

ontro

l sys

tem

(6

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rent

situ

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n of

IPPs

in th

e Su

mat

ra re

gion

(7

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atio

nshi

p w

ith th

e lo

cal a

utho

ritie

s in

Pow

er se

ctor

man

agem

ent –

It is

repo

rted

that

ther

e is

a

disc

repa

ncy

betw

een

the

prov

inci

al b

orde

rs a

nd P

LN’s

ope

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nal a

reas

. H

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id it

occ

ur a

nd

wha

t are

the

miti

gatin

g m

easu

res t

o av

oid

poss

ible

inco

nven

ienc

e?

2(1)は別添

3.2.

A-1参照

2(

2)は別添

3.2.

A-2参照

2(

3)は別添

3.2.

A-3参照

2(

4)は別添

3.2.

A-4参照

2(

5)は別添

3.2.

A-5参照

2(

6)は別添

3.2.

A-6参照

2(

7)は別添

3.2.

A-7参照

- 75 -

Page

No.

4 of

9

JAPA

N IN

TE

RN

AT

ION

AL

CO

OPE

RA

TIO

N A

GE

NC

Y

(JIC

A)

Plan

Org

aniz

atio

n :

PRO

JEC

T N

AM

E:

Ref

. No.

:

Issu

e D

ate

:

Proj

ect F

orm

atio

n St

udy

on S

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ra S

yste

m E

lect

ricity

Dev

elop

men

t, O

ptim

al S

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m O

pera

tion,

and

SC

AD

A M

aste

r Pla

n

Q

UE

STIO

NN

AIR

E/

INFO

RM

AT

ION

RE

QU

IRE

D

Rev

isio

n D

ate

:

A-5

: To

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(Gri

d Sy

stem

and

Dis

patc

h C

ontr

ol in

Sum

atra

)

No

Que

stio

nnai

re/I

nfor

mat

ion

Req

uire

d R

eply

R

emar

ks

1.

Gen

eral

Info

rmat

ion

(Sou

th, W

est,

Nor

th G

rid)

(1) O

rgan

izat

ion

on S

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m O

pera

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(2) U

pdat

ed P

ower

Sys

tem

Dia

gram

(3

) Loa

d D

ispa

tch

Cen

ters

(num

ber,

plac

e, a

ge, s

ize,

pay

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num

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phot

os e

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-Bro

chur

es (i

f any

) -C

omm

ents

(Com

pare

d w

ith Ja

va C

ontro

l Cen

ter (

JCC

))

スマトラ全島に３給電指令所、その下に８制御所。

別紙参照

３給電指令所（メダン、パダン、パレンバン）

詳細は未確認。パレンバンのみ訪問写真撮影。

-パンフレットなし

-

JCCとスマトラの給電指令所はランクが違うので

直接比較はできない。ただし、各設備はジャワ･

バリ並みにしてほしいが予算不足

＊以下、南スマトラパレンバン給電指令所での聴取

を中心に北スマトラからの書面回答を織り交ぜ

て記入

2.

Rul

es fo

r Grid

Sys

tem

Pla

nnin

g (1

) Dec

isio

n of

tim

ing

of th

e ex

pans

ions

(Whi

ch c

ontin

genc

y w

ill b

e co

nsid

ered

? N

-1?)

(2

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isio

n of

cap

acity

of f

acili

ties

(3) E

stim

atio

n of

pow

er fl

ow (W

hich

con

tinge

ncy

will

be

cons

ider

ed?

N-1

?)

(4) D

ecis

ion-

mak

ing

rule

s

本社が計画

(1

) N-1ルールは送電線のみ適用（スマトラ南部は負

荷ピーク時輪番停電しているため）

(2

) 150

/70k

V変圧器は

100M

VA×

4 (標

準変電所

)

(3) 本社計画部門が負荷予測

(4

) 送電線が

2回線か

1回線かは本社で決定

- 76 -

Page

No.

5 of

9

3.

Syst

em O

pera

tion

Plan

ning

(1

) C

once

pt o

f sys

tem

con

figur

atio

n (lo

op, r

adia

l ope

ratio

n)

(2) A

llow

ed (m

axim

um) p

ower

flow

and

its r

easo

n (th

erm

al c

apac

ity, s

yste

m st

abili

ty, e

tc.)

-Mar

gin

(3) T

arge

ted

volta

ge, i

ts a

llow

ance

and

its r

easo

n (H

ighe

st v

olta

ge a

llow

ed b

y eq

uipm

ents

, to

min

imiz

e th

e tra

nsm

issi

on lo

ss, e

tc.)

(4) R

eact

ive

pow

er c

ontro

lling

faci

litie

s -T

imin

g of

inst

alla

tion

-Est

imat

ion

of re

activ

e po

wer

flow

-S

elec

tion

of u

nit c

apac

ity o

f SC

or S

R

(5) T

rans

mis

sion

faci

lity

mai

nten

ance

pla

nnin

g -R

ules

to d

ecid

e th

e m

aint

enan

ce ti

min

g

(1)大

きな都市部はループ系統、地方は放射状系統。

送電線は

2回線が標準だが、発電所によっては

1回線もある。

(2

) 熱容量の

60%。スマトラで解析可能。なお、本

社のサポートも受けられる。

(3

) 許容範囲は

+5～

-10%

。根拠は未確認

(4

) 既設設備では不使用。定格電圧の

10%以下で計

画する。

2003

.12運

開予定の

275k

V設計西部－南

部連系送電線では

SR設備導入予定

(5

) 送電線メンテナンス部門が定期点検と状況に応

じたメンテナンスを実施

4.

Grid

Ope

ratio

n St

ruct

ure

(1) G

rid o

pera

tion

rule

s (2

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aniz

atio

n an

d re

spon

sibi

litie

s (3

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man

d sy

stem

(hie

rarc

hy)

(4) C

omm

and

tele

com

mun

icat

ion

met

hods

(5

) Mea

sure

s in

case

of e

mer

genc

y (F

ire, e

tc.)

(1)「

復旧用」「変電所用」「メンテナンス用」の３

種類を準備

(2

) 全スマトラ島をメダン､パダン､パレンバンの３

給電指令所で系統運用し、３電力所がメンテナ

ンスを行う。

(3

) 上記３給電指令所の下に、北から２

(北ｽﾏﾄﾗ､ｱﾁ

ｪ)､３

(西ｽﾏﾄﾗ､ﾘｱｳ､ｼﾞｬﾝﾋﾞｰ

)､３

(南ｽﾏﾄﾗ､ﾍﾞﾝｸﾙ､ﾗﾝ

ﾌﾟﾝ

)の制御所がある。

(4

) 主として電話利用。他に無線、デマンドメータ

(発電所向希望出力指令値伝送装置

)あり。

(5

) 未想定

5.

Nor

mal

Ope

ratio

n (1

) Sw

itchi

ng o

pera

tion

(on

site

) (2

) Res

pons

ibili

ties o

f com

man

ders

and

rece

iver

s (3

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ratio

n se

quen

ce sh

eets

(mak

ers,

appr

over

s, et

c.)

(4) S

ecur

ity c

onfir

min

g m

etho

ds (d

oubl

e is

olat

ion,

switc

hing

lock

, gro

undi

ng, e

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(5) P

hysi

cal s

epar

atio

n be

twee

n w

orki

ng a

rea

and

char

ged

area

(6

) Han

dove

r bet

wee

n op

erat

ors a

nd w

orke

rs

(1) 変電所または制御所

(GSC

:Gro

up S

witc

hing

Cen

ter)から変電機器開閉

操作

(2

) 給電指令所の指令者と変電所の運転員

(3

) 未確認

(4

) 回路は

2点切りを実施し安全確保

(5

) 安全監督者を設け、ネット区画などで安全確保

(6) 作業票で実施中

- 77 -

Page

No.

6 of

9

6.

Vol

tage

Ope

ratio

n (1

) Vol

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ope

ratio

n ru

les

(2) V

olta

ge re

gula

ting

met

hods

(SC

/SR

, Tra

nsfo

rmer

tap,

Gen

erat

or Q

, etc

.) (3

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ctiv

e po

wer

con

trol m

etho

ds o

f gen

erat

ors

(1) 基準電圧の

+5～

-10%

で運転

(2

) 変圧器のタップチェンジャーと発電機の無効電

力発生で調整

(3

) 手動

7.

Proc

edur

es in

cas

e of

Sys

tem

Fau

lt (1

) Pro

cedu

res i

n ca

se o

f fac

ility

’s fa

ult (

Tran

smis

sion

line

, Bus

, Tra

nsfo

rmer

, etc

.)

- Re-

clos

ing

met

hods

- Pat

rol o

f the

faul

t loc

atio

n si

te

(2) R

epor

t of f

aults

(Pla

ces t

o be

repo

rted,

rout

e, m

etho

ds, e

tc.)

(3) P

roce

dure

s in

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of s

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m se

para

tion

- F

requ

ency

mai

ntai

ning

met

hods

, Syn

chro

nizi

ng m

etho

ds

(4) P

roce

dure

s in

case

of b

lack

out

(1)「

復旧用」マニュアルで規程

- 再閉路方式を採用

- 送電要員がパトロール

(2

) メンテナンスの監督者により報告

(3

) 南スマトラは周波数が

48.7

Hz以

下になると系統

分離し負荷制限をする。

(4

) ガスタービン発電所がブラックスタートを実施

（マニュアルもあり）

8.

Dis

patc

hing

pla

nnin

g (1

) Pro

cedu

res o

f dis

patc

hing

pla

nnin

g (2

) Dem

and

estim

atio

n m

etho

ds

(3) A

cqui

sitio

n of

nec

essa

ry d

ata

and

its u

tiliz

atio

n (4

) Rul

es o

f sec

urin

g re

serv

ed c

apac

ity (s

pinn

ing

rese

rves

and

hot

rese

rves

) (5

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urin

g LF

C a

nd G

F(G

over

nor F

ree

oper

atio

n) c

apac

ity n

eces

sary

(6

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rt-up

tim

e an

d re

stric

tions

of g

ener

ator

s (7

) Pro

cedu

res i

n ca

se o

f sho

rtage

of e

nerg

y

(1) パレンバン等給電指令所で年､月､日に分け実施

(2) 同じく給電指令所で統計手法と電力供給順番待

ちリストにより実施

(3

) データ解析レポート作成

(4

) 系統の

5%を設定。ただし南部は負荷ピーク時輪

番停電で現在供給力不足

(5

) LFC

はなく、南部は

GFの

み実施中。ただし北部

は必要なし

(6

) 15分

間

(7) 負荷制限（南部は輪番停電を頻繁に実施中）

9.

Proc

edur

es in

cas

e of

gen

erat

ors’

out

ages

(1

) Fre

quen

cy re

gula

tion

met

hods

(2

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rt-up

tim

e of

gen

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ors

(3) P

roce

dure

s in

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of m

alfu

nctio

n of

dis

patc

hing

cen

ter (

syst

em d

own,

fire

, etc

.) (4

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k-up

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em fo

r dis

patc

hing

cen

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(5) R

ules

for o

pera

tion

proc

edur

es d

urin

g ba

ck-u

p sy

stem

(1) 主要発電所で

GF実

施

(2) 約

10分間。ただし、停止中の火力発電所は

6時間

必要

(3

) 未確認

(4

) なし

(5

) なし

- 78 -

Page

No.

7 of

9

10.

Issu

es o

f fac

ilitie

s (if

any)

(1

) Pro

tect

ion

Syst

em

(2) E

nerg

y M

anag

emen

t Sys

tem

(EM

S)

(3) S

CA

DA

(4

) Tra

nsfo

rmer

s (5

) Sw

itchg

ears

(bre

aker

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(2

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(3

) スマトラ中給の

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い。（主要系統の遠隔制御も希望）

(4

) 特になし

(5

) 特になし

(6

) ケーブル系統は現在川越え等で一部あり。

(7

) 現在電力線搬送、無線、商用電話を使っている

が情報伝送量不足。

SCA

DAの弱点になっているの

で強化したい。

(8

) 特になし

11.

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(4

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:距離リレー、後備保護

:過電流リレー

(5

) スマトラ全島で制御所は７つ

(6

) 標準は二重母線、

2回線引出

- 79 -

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No.

8 of

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(1)収

集資料

D-1

5参照

(2

)収集資料

D-1

4参照

(3

)収集資料

D-1、

D-1

3参照

(4

)当面ｽﾏﾄﾗにおける電力ｾｸﾀｰ改革、

PLN民営化

の計画は無い

(5

)A-3参照

(6

)特になし

(7

)収集資料

D-8、報告書表

4-3-

13参照

- 80 -

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No.

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D. To Local Authorities who are responsible to formulate Electricity Development Plan in the region

1.

Outline of the latest Electricity Development Plan and Current situation

in Sumatra region.

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(1)報

告書３．１章参照

(2

)収集資料

D-2参照

(3

)報告書４．３章参照

(4

)収集資料

D-2、

D-7、

D-1

5参照

(5

)データ無し

(6

)データ無し

(7

)収集資料

D-1

4参照

E. To ADB (or To PLN)

1.

Projects and TAs in Sumatra Region

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ADB現地事務所では対応できないとのことで、回

答は得ていない

- 81 -

別添 3.1

Q1 Latest financial information (PLN as a whole, and Sumatra region) A-1

PLN の財務状況は、主に為替の切り上げにより 2002 年に入り改善しているが、根本

的な赤字体質の改善には至っていない。以下 3 つが財務状況改善の主な理由である： 1) Restructuring of debts

借り入れ利子を減らし、短期借り入れを長期借り入れへの借り換えをすすめた 2) Re-negation with IPP

26 の IPP 契約の見直しを行った 3) Re-valuation of assets

1995年頃、2000ルピア/ドルが今は8000～9000ルピア/ドルに減価したので、資金が過少

評価されていた。これを 2002 年に revaluation を行った。これにより為替の切り上げによる利益の圧

縮を行うことができた。外国為替の PLN に対する影響は大きく、この対策を講じることが IPP 導入のためにも

重要な課題となろう。 Q2 Outline of accounting/budgeting/financial control system (PLN as a whole, and

Sumatra region) A -2

予算づくりのフローは以下のとおり。

各 BU（ビジネスユニット）が予算案（RAKP）を作成し、HQ（本部）にあげる（7-8 月）

HQ と各 BU で折衝を行う（8-9 月）

PLN 全体の連結予算案を作成

本案をコミッショナー及び株主（財務省）に説明し、合意を得る

各 BU にフィードバックし、修正をさせる（12-1 月）

- 82 -

RJPP（Long-term Corporate Planning：5 年）の段階で JBIC/ADB は参加をする。 Q3 Outline of the current electricity tariff structures (all country area and Sumatra

region) A -3

電気料金の段階的値上げは今のところ計画の通りに進められている。これは、大統領

令により 2002 年から四半期毎に 6％値上げを決定しているもので、これを 2005 年ま

で続け、電気料金 7 セントを達成したいとしていた。しかし、近の報道内容を MEMRで確認したところでは、今年 10 月に予定されている段階的な電気料金の引き上げは危

うい状況である。プルノモ担当大臣の議会での説明によると、来年に予定されている

選挙をにらんで、当分値上げを中断したいとの意向を示している。それによると、対

ドルのルピアは 8,200 から 8,300 の間で安定することを期待しているが、先週時点で

8,465 である。政府として三つの選択肢があり、一つは 10 月も計画通りにあげること、

二つは 10月値上げを中止すること、三つはある種別毎に値上げを選択することであり、

LulukSuminar 総局長によると、9 月末にも決定を行いたい、としている。一方、PLNの EddieWidiono 総裁は、10 月値上げは実施したい意向であるが、来年の値上げにつ

いては指示的情勢を考えて政府の決定に従いたい、としている。 PLN によると、現時点の電気料金は 585.17 ルピアで、ドル換算では 6.88 セントまで

来ている。10 月の値上げを実施すると、610.62 ルピアとなり、現時点のドル換算では

7.18 セントに達することとなる。政府は、7 セントが適正な利益をにらんだ国際的な

価格、としているが、一部には 7 セントは高すぎるとの議論もあり、やや波瀾含みで

ある。

Q4 Current status of introduction plan for IPPs A-4

インドネシア政府は、近く IPP 第二期事業募集を行う予定であるが、今後の IPP 導入

に関してはSOLICITED IPPのみを許可することにしており、スマトラ島における IPPも今後すべて SOLICITED IPP とされている。この場合、SYSTEM OPERATOR(PLN)が、安定供給に必要な電源の位置、規模、燃料種別、運転開始年度などを含むマスタ

ープランを作成し、これに従って、IPP 開発を行う民間投資家を募集することになる。

しかしながら、地方政府が IPP 事業をすすめる MOU を民間投資家と独自に締結して

いる事例もみられる（UNSOLICITED IPP になっている）。中央政府は今後 Solicitedしか認めない方針であるが、これは PLN の能力の問題であり、PLN の方に計画作成

- 83 -

能力がなければ Unsolicited の IPP が行われることになる。この場合、Unsolicited だ

けでビーク狙いの発電所が増えることになる。この意味から PLN に対して、IPP 導入

のための制度的なキャパシティービルディングが必要となろう。投資促進策については、現状ではインドネシアの投資環境が整っているとは言いがた

く、電力分野に関する積極的な投資促進政策は十分には行われていない。2002 年 10月のバリ島爆弾テロ事件やその後のテロ事件、加えて PLN が IPP に PPA 契約の再交

渉を求めるなど、投資家の目からみた事業リスクは増加の傾向である。こうしたこと

から、今後の IPP 導入については、やはりファイナンス面からのバックアップが必要

であろう。長期固定の PPA 含め、投資家にとって、Assurance を確保できる何か

credit-enhancement の手法の開発が必要となる。 Q5 Outline of the energy purchase (petroleum, natural gas, and coal) A-5

PLN によると、発電電力量の電源種類別内訳は、水力 13％、火力 84％、地熱 3％（2001年）となっている。火力発電の主体は、石炭および天然ガスで、石炭 40％、天然ガス

35％となっている。燃料はプルタミナ（国営石油公社）との間でドル建ての供給契約

により調達されている。近年、プルタミナからの天然ガスの卸価格が高騰したことと、

西ジャワの供給ガス田において需要集中による供給不足が影響し、石炭発電へのシフ

トが進んでいる。＜石炭＞インドネシアは石炭輸出国で、2001 年の生産量は 92.6 百万トンで、全世界生産量の

2.0％に及ぶ。南スマトラが主産地で、全埋蔵量（2001 年の確認埋蔵量 54 億トン）の

約 50％にあたる 27 億トン程度が確認されている。こうした国内産の石炭は、国内総

需要のおよそ 8 割にあたる 1200 万トン（1999 年）が火力発電所に用いられている。

在ジャカルタ米大使館が発行している Coal Report Indonesia 2000 によると、各発電

方式別の燃料単価は、1)石炭火力発電が 1.4 cents/kWh、2)石油火力発電が 1.9 cents/kWh、3)コンバインドサイクル（石油）が 2.2 cents/kWh、4)コンバインドサイ

クル（天然ガス）が 2.5 cents/kWh である。＜天然ガス＞インドネシアでは、中小規模のガス田から産出される天然ガスを国内で利用している。

発電用には、生産量のおよそ 7.7％にあたる 2235 億 CF が利用されている。しかし、ジャカルタ周辺においては、近海の天然ガスの不足が認められる。特に、ム

アラタワール、ムアラカラン、タンジュンブリオクでは、天然ガスの代りに高速ディ

- 84 -

ーゼル HSD を使用せざるを得ないために、出力低下を招いている。一方で、インドネ

シアの誇る LNG 基地で台湾や日本の東北電力の契約破棄が続いて、LNG の国際市場

にかげりが見えてきた。中国福建省との交渉と相まって、これを国内向けに振り向け

るべく、西ジャワと東ジャワに 2 ヵ所の LNG 基地を建設したい、とプルノモ大臣は発

表している。インドネシア経済にとっては、このような大規模基地の建設は容易では

ないが、石炭をのぞく火力開発が曲がり角にきていることは確実である。 Q6 Any measure to mitigate foreign exchange rate risks (Use of derivatives, etc) A-6

特になし。現時点では、PLN は為替変動リスクをすべて負担している。 Q7 Future investment plans in Sumatra and their financial sources (government

budget and IPPs) A-7

以下に年毎の電源準備状況を示す。 1) 2004 年ムワラタワール・「クラシュプロジェクト」（PLN はこう呼んでいる） PLN 資金、2003 年 2 月末運転開始予定、728MW、シーメンス請負 2) 2005 年 2005 年までには、ガスタービン 840ＭＷ、一般火力 750MW（燃料石炭、チカンペッ

クを想定）の新設が必要である。インドネシア政府で必要資金を手当てすべく、現在

鋭意努力しているが、現時点でも見通しが立っていない。 3) 2006 年 IPP により、タンジュンジャティ B、1,320MW 完成予定。このころには、東西南回り

回線の完成によるパイトンなどの西への送電が可能になる。ムアラカラン 720MW、ム

アラタワール 225MW は JBIC の ODA 資金で考慮中。他に、タンジュンピリオク増設

の 720MW のめどが立っていない。 4) 2007 年以降電気料金値上げが順調に推移して、IPP による順調な火力開発が続くものとして、2007年 600MW、2008 年 1,800MW、2009 年 1,200MW、2010 年 1,800MW、従って未確

- 85 -

定の IPP 合計 5,400MW が、2007 年から 2010 年の 4 年間に開発される必要がある。従って、電力需給に関して注視していくべき点は、1)2004 年対応で準備が進んでいる

PLN によるムワラタワール増設 600MW の進捗状況、2)2005 年のピーク対応の、まだ

準備ができていない PLN 独自の火力 2 ヵ所合計 1,590MW の今後の対策、3)2006 年

に予定されているタンジュンジャティ B の IPP の進捗、4)2007 年以降に想定されてい

る 5,400MW の IPP プロジェクトの成否、以上 4 点であろう。特に 3)、4)の IPP プロ

ジェクトの成否は、電気料金値上げの進捗と密接に関連してくる。 Q8 Relationship with the local authorities in Power sector management – It is

reported that there is a discrepancy between the provincial borders and PLN’s operational areas. How did it occur and what are the mitigating measures to avoid possible inconvenience?

A-8

地方分権化により、各地方政府が電力マスタープラン（RUKD）を構築することとな

っている。この RUKD は毎年見直される。スケジュールは以下の通り。 1) 毎年 6 月末までに各 District は RUKD を作成し、Provincial Government に提出

する。 2) Provincial Government は各 District から提出された RUKD を集約し、10 月末ま

でに Province の RUKD を中央の MEMR に提出する。 3) 中央政府は各Provinceから提出されたRUKDを反映し、毎年 3月末までにRUKN

の作成を完了する。地方政府が RUKD を作成するに当り、MEMR は外島をキャラバンして各地方の

DINAS に対し RUKN/RUKD 作成ガイドラインの解説、RUKD 作成方法の教育を実施

した。 RPTL は PLN の電力供給計画である。PLN の各地方事務所が RPTL を作成し、本社

にて全体計画を取りまとめる。RPTL には発送配電計画が含まれるが、PLN だけを対

象としている。 RUKD はこれを包含するものであり、RUKD には Captive 発電や IPP も含まれる。ちなみに RJPP は Corporate Planning であり、Financial な内容である。国営企業省

（MBUMN）の管理下にある国有企業は、PLN 含め RJPP を作成することになってい

る。

- 86 -

別添 3.2

Q1 Organization, jurisdiction and function of PLN branch offices in Sumatra region A-1

＜スマトラ地方での PLN の各機関の役割＞送発電は Kitlur（南北にそれぞれ 1 つ）、配電は各地区の Wilayah が行う。図南スマトラにおける PLN の組織構造

Q2 Power sector reform plan for Sumatra region A-2 現時点において、スマトラ島では電力市場自由化は行われず、PLN による垂直統合の管理

が続けられる予定である。発電部門については、スマトラにおいても IPP 導入促進が求め

られることから、SINGLE BUYER 制度の導入も検討価値がある。 Q3 Situation of the current power supply in the Sumatra region A-3

RUKN2000（電力開発計画）では、2003 年における全島の電力設備 2,727MW に対し

て、予想大電力は 2,509MW であり、約 87％の余裕があることになるが、全島で連

携されていないために、アチェ特別区では、設備容量 106MW に対して予想大電力

は 172MW で 38.4％不足、南部では、設備容量 663MW に対して予想大電力は

795MW、16.6％の不足、となっている。南スマトラ系（ジャンビ、南スマトラ、ランブン、プンクル各州を含む）のグリッド







－ Wilayah(Riau)


・発送電の O&M



- 87 -

に繋がった設備の合計は 713MW であるが、実際の可能出力は 542MW である。これ

に対して、想定された近の大需要は 594MW であり、常時約 50MW の計画停電が

行われている。計画停電は輪番制で、その予告は新聞紙上などでなされているが、停

電は、市民生活に大きな影響を与えている。特に近のランプン州の電力逼迫状況は深刻で、この 9 月 13 日より、二日おきに夕方

6 時から翌午前 2 時までの 8 時間の輪番停電が行われている。これは、Besai 水力

（90MW）と Batutegi 水力（28MW）の渇水による出力低下が原因とされている。ラ

ンプン州には 71 万の需要口があるが、このうち 3 万は、PLN の電力供給の劣悪化を

理由に電気料金の支払いを拒否しており、電力不足が社会問題化する危険性をはらん

でいる。輪番停電の問題は、西スマトラとの 150kV 連携が達成される 2004 年には、一次的に

解消されるものと期待されているが、州境付近の 55km 区間において、住民の反対運

動があり、送電線建設工事は中断されており、その成否が懸念されている。スマトラ地域現有設備の中で主要なものは、北スマトラ州の Belawan 火力（汽力

260MW、CC818MW、計 1,078MW、南スマトラ州の BukitAsam 石炭火力（260MW）、

西スマトラ州の Ombilin 石炭火力 200MW、同じく Singkarak 水力（175MW）、同じ

く Kotopanjan 水力（114MW）、ジャンビ州の PayoSelincah ガスタービン並びにディ

ーゼル（99.8MW）北スマトラ州の PayaPasir ガスタービン（90.5MW）、南スマトラ

の Besai 水力（90MW）、西スマトラの Maninjau 水力（68MW）、南スマトラ、ラン

プン州の Tarahan ディーゼル（55.6MW）などがある。現在準備中の電源開発で規模の大きなものは、南部における Tarahan 石炭火力

（200MW、JBIC の支援、2005/6 年運開予定、現在コンサルタント入札中でやや遅れ

る見通し）、同じく南部で ADB の支援により工事中の Musi 水力（210MW、2005 年

運開予定）、マチェ特別区における Perusangan 水力（86MW、JBIC/ADB の支援、中

断、2006 年運開予定）、北部における Renun 水力（82MW（JBIC 支援、2005 年運開

予定、工程遅れ）、同じく Sipansihaporas 水力（50MW、JBIC 支援、2002 年運開）、

などがある。そのほか、北部中部における火力発電所の建設計画を含めて、2007 年時

点では、全島の設備出力は、2,037MW 増えて、約 75％増の 4,764MW になるものと期

待している。この結果、全島連携が達成されると期待されている 2007 年時点の全島の需給状況は、

設備出力 4,764MW に対して予想大電力は 3,259MW であり、46.2％の予備力を持つ

ことができるとされている。これを地域別に見ると、アチェ特別区が設備出力 286MWに対して予想大電力 207MW（予備力 38.2％）、メダンを中心とする北部が設備出力

- 88 -

1,916MW に対して予想大 1,279MW（予備力 49.8％）、バダンを中心とする中部が

設備出力 909MW に対して予想大 741MW（22.7％）、パレンバンを中心とした南部

が設備 1,653MW に対して予想大 1,032MW（60.2％）となっている。 Q4 Latest financial information of PLN branches in Sumatra region A-4

スマトラへの予算振り分け PLN のスマトラへの予算配賦の仕方には 2 つあり 1) PLN 独自の予算

これは主に配電設備に向けられる。 2) 負債（国際金融機関、外国金融機関からの 2 ステップローンの形をとる）

これは発・送電設備投資に向けられる。スマトラの発送電に関する必要予算の 20％は PLN の予算、80％は負債の形をとる。 ADB ：送電と再生可能エネルギー JBIC ：発電・送電 IDB（イスラム・ディベロップメントバンク）：SCADA

PLN の本部からスマトラへの予算は毎年 200billion ルピアずつ増えている。本オフィスは毎年の予算づくりに対応しており、Mr. Fusuf Hdunddi（DD. Financial Planning）が長期財務の予測を行っている。この部署が LRMC の計算も行っている。

Q5 Outline of accounting/budgeting/financial control system A-5

別添 3.１（A-5）参照 Q6 Current situation of IPPs in the Sumatra region A-6

スマトラにおける発電設備の所有は Kitlur のもの（大きな水力など）、Wolayah（送電

に繋がっていない小さいディーゼル）、インドネシアパワーのものと分かれている。

- 89 -

Q7 Relationship with the local authorities in Power sector management – It is reported that there is a discrepancy between the provincial borders and PLN’s operational areas. How did it occur and what are the mitigating measures to avoid possible inconvenience?

A-7

電スマトラ系統においては、州の分割が比較的細分化されたために、PLN の供給区域

の分割が必ずしも州の分割と一致していない。また、スマトラ各州においては、従来

の PLN の供給計画を州政府が消化していない段階で、今後どのように PLN が従来担

当していた区域の需給計画を州政府が把握して行くか、問題が多い。新電気事業法の趣旨では、RUKN（国家電力開発計画）の改訂は地方分権法に基づく

RUKD（地方電力需給計画）を基本として作成する、とされている。MEMR が作成マ

ニュアルを作って州政府の指導に当たっているが、その効果は現段階では不明である。

各州政府では、以前エネルギー鉱工業省の出先機関であったものが、そのまま州政府

の電力部門（DINAS）に移行している。この部門は、異口同音に、今後の州の電力需

給計画の主体は我々である、との認識を持っている。彼らは、今後の PLN は理論的に

は数ある電力会社の一つにすぎない、との考えをもっており、州政府の役割に関して

は十分な自覚を持っていると言える。しかし、我々の観察したところでは、スマトラ全 8 州（島を除く）の中で、形式的に

も RUKD をまとめたところは南スマトラ州だけで、ほかの州については、ほとんど手

が付けられていないものと推定される。しかしながら、地方分権法は、政治的に極め

て重要な法律なので、今後、この開発調査を核として、州の担当部署の教育に大きな

比重を置くことが重要と思われる。一方、新電気事業法にも矛盾が生じている。各州の RUKD を策定するのは、確かに、

州の権限であり且つ義務である。しかしながら電気事業そのものの推進については、

グリッドに繋がって複数州間にまたがる電力設備事業は、すべて国有会社である PLNの責任、とも読みとれる。こうしたことから州政府側に意欲が空回りして、若干の混

乱が生ずる可能性がある。例えば新規 IPP 事業誘致に関して州政府が中央政府や PLNを飛び越えて、民間企業と交渉に乗り出すなどといったこともありうる。こうしたこ

とから、スマトラ地域での IPP 事業誘致は PLN との協力なしには進められない、とい

う点については明確にされるべきであろう。なお、公的資金調達との関連であるが、もし電力セクターの自由化が地方においても

進むならば、果たして今後地方に於ける ODA の受け皿としての役目を地方政府が果た

せるかどうか、若干議論のあるところである。これを見越して、州政府の中には、直

- 90 -

接州政府が借款の受け皿となろうとする動きがあるが、中央、特に BAPENAS は、現

在のところこれを認めようとしていないし、援助をする側も、州政府への直接借款は

受け入れる姿勢にない。現在進行中の公的借款のプロジェクトが比較的進んでいるス

マトラにおいては、少なくとも州政府側は、当面、これを引き継いで、短期的視野で

の供給計画は進められるものと理解している。

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面談記録（１）協議関係１）ＪＩＣＡインドネシア事務所表敬日時：２００３年９月１５日（月）１１：２０～１２：００場所：ＪＩＣＡインドネシア事務所参加者：ＪＩＣＡインドネシア事務所大竹次長、真野所員黒谷専門家調査団蔵方団長、福瀬、足立、前原、不二葦、鬼木、長山団員協議内容：調査団より本調査内容について対処方針案および現地調査結果をもとに説明した。これ

に対し事務所より以下の発言があった。なお、スマトラ島内の治安関係の現状については、調査開始前に東京にて得たものに対

して新しい情報は特にないことを別途確認した。・ＭＥＭＲと地方政府との関係については、政策面からこうあるべきという絵姿を見せる

というイメージになるのか。－電源開発計画を各地方毎に分けて示すというような方向とするのか、そうした作業はあ

まり意味がないと提言すのか、検討を要すると考えている。・ＳＣＡＤＡに関する部分は、今回調査範囲に入れないということだが、それによる影響

はあるのか。－現在でも、系統の監視システムはある。よって今後は、制御を自動で行うかどうかとい

う話になってくる。もちろん、その方が望ましいが、そのための費用は億単位となって

しまう。・人材育成とは、どのような人材を想定しているのか。－ＲＵＫＤを作成する地方政府機関の方などを、現在は想定している。・ジャワ・バリ系統の電力需要については、ここ数ヶ月でも延びはほとんどないが、この

主たる原因は需要抑制策を積極的に取っていることであると考えられている。・ＰＬＮの財務状況は、近は電力料金の値上げもあり良好である。秋に予定していた値

上げも中止することとなった。２）MEMR 表敬日時：２００３年９月１５日（月）１４：００～１５：００

場所：ＭＥＭＲ事務所

参加者：ＭＥＭＲ Mr.Nur Hidayat, Acting Director of Electricity Power Program

JICA 黒谷専門家

調査団蔵方団長、福瀬、足立、前原、不二葦、鬼木、長山団員

協議内容：

別添 4

別添 4

- 93 -

調査団より本調査の内容を説明するとともに、先方要請書に対して当方で検討した本格

調査のイメージを示した。また、質問表などをもとに、先方の現状について確認した。主

な内容は以下のとおり。

・2007 年に完成予定のバンダアチェ～ランプン（南北スマトラ連系）の送電線は意味があ

る。（南スマトラには豊富な石炭資源があり、西スマトラには化石燃料がないため。）

・SCADA マスタープランは入れてほしい。

・RUKD は全ての州（30）で作成しなければいけない。

・要請内容を 4項目から 2項目に削減（Feasibility Study、SCADA は削除）することにつ

いては、General Director である Mr.プルルに相談し、合意を得なければならない。

・南スマトラが RUKD（のようなもの）も作っているとしても、本マニュアル

Keputusan menteri energi dan sumber daya meal pedoman Penyu Suman Rencana umum

Ketenagalistrikan に依拠していなければならない。このため、現時点で彼らが作って

いるのは正式なものではない。

・RUKD の作成責任は地方政府（エネルギー部門担当：デイナス）にあるといっても技術的

計画は PLN がつくる。

３）ＰＬＮ表敬日時：２００３年９月１５日（月）１５：３０～１６：００

場所：ＰＬＮ事務所

参加者：ＰＬＮ Mr. Edi Jatmiko, Deputy Director of Planning

Mr. Monstar Panjaitau

JICA 黒谷専門家


協議内容：

調査団より本調査の内容を説明するとともに、先方要請書に対して当方で検討した本格

調査のイメージを示した。また、質問表などをもとに、先方の現状について確認した。主

な内容は以下のとおり。

・本プロジェクトは Government to Government なので、MEMR がカウンターパートでなけ

ればならない。リーダーは MEMR から形式上出す必要がある。

・プラントにおける制御装置、送電線の protection system などは現在欧米製であるが

（Bukit Asam、Ombilin 火力の制御装置はドイツ製）、Inter face 部分を日本の機器で供

給しても問題はないのか。日本製の機器を納入する場合は、SCADA マスタープランは日

本（JICA）で作る必要がある。

・PLN としては SCADA を非常に重要であると考えている。

・西南を結ぶ送電線で ADB のファイナンスは、Supply material についてのみついており、

建設は PLN が自己資金で行った。

- 94 -

RUKD

RPTL

・南スマトラの SCADA マスタープランは PLN のジョアマンさんが作った。

・RPTL は PLN の電力供給計画である。PLN の各地方事務所が

RPTL を作成し、本社にて全体計画を取りまとめる。RPTL

には発送配電計画が含まれるが、PLN だけを対象としてい

る。

PLN だけを対象としている。RUKD はこれを包含するものであり、RUKD には Captive 発電

や IPP も含まれる。

・RUKD は MEMR の管轄である。

・RJPP は Corporate Planning であり、Financial な内容である。MBUMN（M of state own）

の管理下にある国有企業は、PLN 含め RJPP を作成することになっている。

・RUKN は毎年 rolling をしている。

・今後 IPP は Unsolicited としては認められず、solicited のみ認められることになる。

・IPP は PLN と PPA を結ぶことになり、政府（地方含む）の Guarantee は出ない。

・Captive、IPP（共に Grid につながらないもの）は地方政府の認可が必要となる。（電力

法で規定）

４）ＭＥＭＲ協議日時：２００３年９月１６日（火）１４：００～１４：３０


参加者：ＭＥＭＲ Mr.Nur Hidayat, Acting Director of Electricity Power Program


協議内容：

昨日の表敬での打ち合わせ内容を受けてさらに以下の点について確認した。

・本調査の内容について、本日説明したところ Mr.プルル（Gneral Director）は了承した。

・今の RUKD は新しい電力法に基づいていない。現在このガイドライン Social Reassess

している。

・地方政府が RUKD を作成するに当り、MEMR は外島をキャラバンして各地方の DINAS に対

し、RUKN/RUKD 作成ガイドラインの解説、RUKD 作成方法の教育を実施した。

・新の RUKN は 2003～2010 年のものであり、明日コピーを渡す。

・RUKD は毎年 review されることになるが、スケジュールは以下の通り。

毎年 6 月末までに各 District は RUKD を作成し、Provincial Government に提出する。

Provincial Government は各 District から提出された RUKD を集約し、10 月末までに

Provinceの RUKDを中央のMEMRに提出する。中央政府は各Provinceから提出されたRUKD

を反映し、毎年 3月末までに RUKN の作成を完了する。

・本年 10 月に予定されていた電気料金の値上げは、来年実施予定の総選挙を考慮し、見送

られることとなった。（有権者の反発を避けるための政治的な配慮）

- 95 -

・今月 22 日に電力市場の監視機関である Regulatory Body, Electricity Market

Supervisory Agency（EMSA）が設立される。同機関は、政府とは独立した組織となる。

５）ＰＬＮ協議日時：２００３年９月１７日（水）９：３０～１２：００


参加者：ＰＬＮ Mr. Edi Jatmiko、Monstar Panjaitan

（Transmission＆Distribution, PLN 本社）

Mr. ImamWahyud（PLN 南スマトラ Kitlur）

Mr. Safri（PLN 北スマトラ Kitlur）

Mr. Sahala Turnip（P3B）他


協議内容：

以下の点を明らかにした。

1.スマトラにおける電力需給バランスと送電計画

IPP

Unsolicited

IPP

Solicited

IPP

Solicited

Sumatra PLN

Generation

Regional Electricity Company

Captive Generation

Wilayah

D Wilayah

D Wilayah

D Wilayah

D

Transmission (Kitlur) PLN Company

Single Buyer

Subsidy from Contrail

PPAPPA X

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(1) 北スマトラ（Aceh、North Sumatra）

a. Sub System Banda Aceh

・定格発電設備容量：61.8MW（PLN：49.8MW、Rental：12MW）

・平均可能発電容量∗1 ：27MW

・ピーク負荷：35MW

Banda Aceh～P.Sidempuan 変電所（北スマトラ南部）の間は 150kV の送電線で連系

する計画である。現在、Bireun～Lhokseumawe 間の送電線は竣工済みであり、Bireun

－P.Sidempuan 間は繋がっているが、Bireun から西（Aceh 側）の部分は Aceh 紛争

のため工事が進んでいない。従って、Banda Aceh 周辺はディーゼル発電による独立

系統となっている。

b. North Sumatra 州

・定格発電設備容量：1,250MW

・平均可能発電容量：850MW


(2) 西スマトラ（West Sumatra 州、Riau 州）

・定格発電設備容量：674.5MW



北スマトラと中部スマトラを 150kV の送電線で連系する計画であり、2007 年には全

スマトラを連系する構想がある。現在 Riau 州の Duri 変電所から Bagan Batu 変電

所（新設）の間は ADB のファイナンスにより工事が進められているが、Bagan Batu

よりも北側の部分については資金の目処がついていない。

(3) Jambi 州




(4) 南スマトラ（Bengkulu 州、South Sumatra 州、Lampung 州）




∗1：設備の経年劣化、定期点検によるプラントの停止、渇水等による発電出力の低下を平

均した発電可能容量

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６）ＪＢＩＣジャカルタ駐在員事務所訪問日時：２００３年９月１７日（水）１３：３０～１４：００

場所：ＪＢＩＣジャカルタ駐在員事務所

参加者：ＪＢＩＣジャカルタ駐在員事務所鈴木駐在員

調査団足立、不二葦、鬼木、長山団員

協議内容：

以下の点について、確認を行った。

・個別プロジェクトの説明

1) ムシ水力：2006 年運開予定、ファイナンスは ADB

2) タラハン火力：2006 年運開予定、ファイナンスは JBIC。入札は実施済みであるが着

工は未だ行われていない。

3) Sipansihaporas 水力：2002 年運開予定であったが、まだ工事中である。

4) Renun水力：導水トンネルの掘削が9月上旬に終了し、現在内壁の作業を行っている。

1993 年から工事を実施しているが、トンネル掘削に時間がかかり 2005 年の運開は難

しいと思われる。ファイナンスは JBIC。

5) Peusangan 水力：ファイナンスは JBIC＆ADB でコミット済みであり、Tender も終わっ

ているがアチェの治安問題により着工できない。

・アサハン水力は民間業者によってすすめられている（ADB のファイナンスもすすめられ

ていると聞いている）

・ガスパイプラインは特別円借ですすめられている。西ジャワの産業用である。これに送

電線をくっつけるという案はあるかもしれない。

・インフラの共有という点で PJ（の陸上）にテレコムをつなげるという話はある。

・南スマトラ連系では OPGW を入れて通信を入れている。

SCADA 導入のための十分なインフラがあるかどうかが検討のポイントである。

・JBIC は ERP（Energy Resource Planning）というプロジェクトを 10 億円の円借ですすめ

ようとしている。本プロジェクトは PLN に Energy Audit を行い、各発電所を交信しよう

としているものであるが頓挫しつつある。本プロジェクトが出てきた背景には

Jana-Bali 系統の新規発電所が事後評価等を見てもうまくいっていないことから既存の

ものを見直そうとしてでてきたことがある。

・ルマンの開始は 91 年、タラハンの開始は 97 年で一貫した発電の計画があるわけではな

い。

・スラウェシの地熱発電所が CDM をつけて有力な案件として浮上しつつある。

・今後 JBIC は環境、地方電化をからめた案件に力を入れていく。

・中央政府は今後 Solicited しか認めない方針であるが、これは PLN の能力の問題であり、

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PLN の方に計画作成能力がなければ Unsolicited の IPP が行われることになる。

Unsolcited だけでビーク狙いの発電所が増えることになる。

・ADB/世銀等の電力セミナーがよく行われ、ここでの主張のポイントは IPP は solicited

であるべきということと、IPP の参入は共通フォーマットの標準契約書にそって行うよ

うにということである。これは電力規制当局（ERC のようなもの）によって行われるこ

とになろう。

・10 月 3 日に JBIC/ADB/世銀が主催し、Jawa-Bali 系統に民間電力を呼び込むためのセミ

ナー「電力セクターのコモンアプローチ」をインドネシア高官を呼んで行う。これによ

り、電力、商社等の意見を聞いて、インドネシア側にぶつけようとしている。

・100 億円の円借として成立する条件ではあるが、小規模でも ERP のようにすすめようと

いうものもある。

・2003 年 6 月に JBIC の開発部（旧 OECP）で公示した調査案件はこの ERP のものでアメリ

カの NERA という会社が受注した。調査内容は非常に comprehensive なものである。

・バタム島において先に自由化しようという動きがある。

・世銀は unbundling の方向でセクター改革を支援している。

・PLN の財政は今非常によい

- 理由は為替切り上げと電気料金の値上げ幅による

- これによる利益を圧縮するため、資金再評価により減価償却を増やし、利益をある程

度圧縮することができた

・今後の IPP 導入についてはやはり長期固定の PPA が必要である。これは投資家にとっ

て、Assurance となる。何か credit-enhancement の手法が必要となる。

・ジャワ－スマトラ海底送電線は long list にも入っていない。

７）ＭＥＭＲ協議日時：２００３年９月１７日（木）１４：３０～１５：００


参加者：ＭＥＭＲ Ms. Satya Zulfanltra (Planning Division)


協議内容：

本格調査での SCOPE of WORK のうち調査内容の部分の案を示し説明を行うとともに、質

疑応答を行った。先方からの主なコメントは以下のとおり。

・スマトラ各地方で行う、ワークショップは、なるべく多くの場所で行ってほしい。

・開発計画の対象となる期間については、こちらで持っている各種データや計画の必要性

などから総合的に考えると１５年程度が望ましい。

８）ＭＥＭＲ協議

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日時：２００３年９月１８日（木）９：００～９：３０


参加者：ＭＥＭＲ Ms. Satya Zulfanltra (Planning Division)


協議内容：

昨日までの協議をもとに作成した M/M 終案（S/W 案を含む）について提示し、その内

容について確認を行い、おおむね了承された。

９）ＰＬＮ協議、Ｍ／Ｍ署名日時：２００３年９月１８日（木）１１：００～１３：００


参加者：ＰＬＮ Mr. Edi Jatmiko (Deputy Director of System Planning)

Mr. Monstar Panjaitan


協議内容：

昨日までの協議をもとに作成した M/M 終案（S/W 案を含む）について提示し、再び協

議を行い、必要な点は修正をするとともに内容の確認を行った。その後、両者の署名を行

った。先方からのコメントをもとに修正した点のうち、主要なものは以下のとおり。

・要請書には、主として４点の項目が挙げられていたが、Ｓ／Ｗでは２点に絞られている。

この点をＭ／Ｍの”Objective of Study”に記載してほしい。（ＳＣＡＤＡ Master Plan

の作成が今回の調査内容に入らないことは理解したが、完全に了承したわけではないと

いう様子であった。

・Financial に関するの提言については、具体的に”investment procedures and

incentives”という表現を追加してほしい。

・Ｍ／Ｍの中に、ＭＥＭＲが Counterpart Team を結成するという項目を入れてほしい。

・Office space は、ＰＬＮ関連の施設を使用してもらうことはかまわないが、Ｍ／Ｍ上は、

ＭＥＭＲとＰＬＮで用意するという表現にしてほしい。

１０）ＭＥＭＲ協議、Ｍ／Ｍ署名日時：２００３年 9月１８日（木）１４：３０～１５：００


参加者：ＭＥＭＲ Mr. Mohd Noer Hihatat

(Acting Director for Electricity Program Supervision)

調査団蔵方団長、福瀬、足立、前原、不二葦、鬼木団員

協議内容：

ＰＬＮ協議後の M/M 終案（S/W 案を含む）を先方に示し、内容は了承された。その後、

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両者の署名を行った。

１１）在インドネシア日本大使館報告日時：２００３年９月１９日（金）１５：００～１６：００

場所：在インドネシア日本大使館

参加者：在インドネシア日本大使館高橋書記官


協議内容：

調査団より本調査結果について現地報告書及び締結したＭ／Ｍをもとに説明した。これ

に対し以下の質疑が行われた。

・要望していた機関は、どの機関になるのか。

－適電源開発計画については MEMR であり、SCADA システム関連については、PLN となる。

よって、PLN が主に要望していた部分については、今回は採用できなかったこととなる。

・なぜ、スマトラ島が対象となったのか。

－ひとつは、全島連系が想定されていることからであり、もうひとつは、短期対策は間に

合わないが、中期的な南部の全力不足対策である。

・本案件は、民間に任せられない内容なので、いいことであると考えている。

・現在、Step という日本タイドの円借款を使って、案件形成をしたいと考えている。商業

ベースで成り立たないという意味では、地熱を取り上げたいと思っている。さらに CDM

もつけた案件にできればと考えている。開発調査を進めるにあたり、こうした動きがあ

ることを意識しながら業務を行ってもらえるとありがたい。

１２）ＪＩＣＡインドネシア事務所報告日時：２００３年９月１９日（金）１６：３０～１７：３０

場所：ＪＩＣＡインドネシア事務所

参加者：ＪＩＣＡインドネシア事務所加藤所長、真野職員

黒谷専門家


協議内容：

調査団より本調査結果について調査中間報告書（「ジャワ・バリ系運用改善計画」関連の

報告書）及び締結したＭ／Ｍをもとに説明した。これに対し以下の質疑が行われた。

・借款で古いものは、発電効率が落ちているようだが、メンテナンスに問題があるのでは

ないか。

－そういった傾向はあるようである。

・電力危機対策で発電所は自転車操業しているようだが。

－確かに、今年も６０万 KW というぎりぎりの予備力を切ってしまうことがあり、そのよう

- 101 -

な状況にあるようである。

・ジャワ・バリとスマトラの連系はできないのか。

－需要が６対１くらいなのでバランスが合わないといえる。スマトラには、ガスなどの燃

料があるのでとりあえず燃料の融通ができればと思っている。

・地方分権化の影響は、保健医療分野で深刻である。電力は、PLN という機関が存在する

ので、まだよいのではないか。

・現在 PRSP を策定中であるが、本調査の意義は、貧困削減のためには成長が必要で、その

ために雇用の確保が求められ、よってインフラが必要になるという流れにより導かれる

であろう。

・調査時期は、３月の地方選挙と、７月の大統領選挙に当たってしまうので、活動には十

分注意してほしい。

・現在国別援助実施計画チームが来ているが、この調査も取り込んでもらえるとよいので

はないか。

（２）現場訪問関係１）ＰＬＮ訪問日時：２００３年９月１０日（水）１０：００～１１：００

参加者：先方 Mr. Yusut Hamdani Deputy Director Financial Planning

調査団長山団員

調査内容：

１．担当は PLN の資金の手当て（2国間、多国間）を担当している

２．PLN の財務体質は 2002 年に入り以下 3つの理由でよくなった

1） Restructuring of debts

借り入れ利子を減らした、短期借り入れを長期借り入れへの借り換えをすすめた

2） Re-negation with IPP

26 の IPP contracts の見直しを行った

3） Re-valuation of assets

1995 年頃、2000 ルピア/ドルが今は 8000～9000 ルピア/ドルに減価したので、資

金が過少評価されていた。

これを 2002 年に revaluation を行った。

これで Tariff increase にも adjust できるようになった。

３．予算の建てかた

RUKD は各 district, province で作成する。（実際は PLN の人間がもとを作成し、地方

政府の人間に教えることになる。）

これを受けて、各 Wilaya（unit）において、RKAP（予算）を作成することになる。

各 RKAP は、予算案を作成し、PLN 本部に提出し、PLN 本部でこれを統合することにな

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る。その後 Shareholder meeting に提出する。統合後、修正が必要な箇所は書く Wilaya

に指示をして修正をさせることになる。

４．スマトラの予算

「スマトラの予算」というものはなく、各 Business Unit ごとに予算が生じる。

PLN の部分は Wilaya が担当するが、IPP の場合は、スマトラでは PLN が電力を購入し

ないといけないため、その部分も PLN が予算作成時に考えなければならない。

５．為替リスクの軽減については、また PLN として対処方針が決まっておらず、案につい

ては Open である。

６．スマトラには 8つの Province があるが、7つの Wilaya（4 つから増えた）がこれに対

応する。地域別の対応になっている。

２）ＰＬＮＰ３ＢＪＣＣ（ジャワ・バリ系統給電指令所）調査日時：２００３年９月１０日（水）１６：００～１８：００

参加者：先方 P3B JCC(Jawa Control Center): I MADE RO SAKYA, Jawa Bali Bidding

& System Operation Unit Manager（ジャワ・バリ中央給電指令所所長）

調査団鬼木団員

調査内容：

・PLN のジャワ・バリ系統の中給(JCC: Jawa Control Center)。＊写真撮影は禁止

・スマトラ系統の給電状況と比較する予備知識のため訪問し、中給所長からじっくり話を

聞くことができた。

・問題点は、前回調査のジャワ・バリ調査現地報告書にもあるが、ジャワ・バリ中給の現

場を見て、今回改めて気づいたこと及び聴取したことは、

a. 周波数調整用電源が不足しており、周波数の変動がかなり大きい。中給の指令室を見

学したのは負荷の立ち上がり夕方 17 時半過ぎで、基準周波数 50Hz に対し、50.26Hz、

49.49Hz などアラームが出る範囲まで大きく変動していた。

b. １日の周波数変動の実績を知るために電力システムによる時計と正確な時計が正面

の大型系統監視盤に比較表示されていたが、既に３分程度ずれていた。中給では１日

１分以内にすることを目標にしている。

c. 周波数の変動は大きいが、JCC には系統運用状況を評価する Evaluation グループが

あり、日々の反省事項を今後の運転に活かしている。

d. 中給は 1 日 3 交替制で、給電当直員は 2 名、夜は 22 時頃までアドバイスをする監督

者１名が加わり、他に警備員 2名の 5名で対応する。交替の時間帯は、負荷の立ち上

がり 17 時～19 時を避けるため、１直：8時→15 時（7時間）、２直：15 時→21 時（6

時間）、３直：21 時→8時（11 時間）としている。

なお、所長等日勤の勤務時間帯は、7時半から 16 時である。

e. 給電当直員は 5グループ 11 名おり、各グループは１直、２直、３直、休日、日勤（調

- 103 -

整待機）の順で勤務する。さらに系統運用訓練や週休二日、止むを得ない休暇対応な

ども考慮して 5チームに 1名を追加した陣容になっている。

（ジャワ・バリ SCADA 全面更新について）

・来年JCCのSCADA全面更新が予定されている。（中給が監視する主要変電所には運転員が

いるため、現在遠方制御は行なわず指令のみである。）

・現在使用中の SCADA（系統監視システム）は 1984 年フランス ALSTOM 社製。

・今回は従来の大型計算機でなく、ミニコンでソフトウェアは安定性がある UNIX 使用を考

えている。情報通信に関しては、オープンシステムプロトコルを使う。

・公開入札を宣言しており、今のところ接触はないが日本企業の入札参加も希望している。

３）PT.PLN Kitlur Sumgagsel（南部発電・送電事務所）調査

日時：２００３年９月１１日（木）１２：００～１４：００

参加者：先方 Mariyono 氏、Sugiyono 氏


調査内容：

主に相手側のプレゼンと質疑応答という形で行われた。

１．南スマトラにおける電力需給の現状

南スマトラ州（Sumatera Selatan）、ランプン州（Lampung）、ベンクル州（Bengkulu）か

らなる南スマトラ地域は、電力需給が逼迫していることから、供給力が不足する夕方のピ

ーク時間帯に一日 3～4時間の輪番停電が実施されている。同地域の大電力負荷が更新さ

れた 2003 年 7 月 11 日においては、ピーク負荷 620MW に対して供給可能力は 595.8MW であ

り 24.2MW の供給力不足が発生している。同地域の発電可能容量は 678.3MW であるが、発電

設備の損傷や渇水等が原因となり 82.5MW の出力低下を引き起こしている。減少した発電可

能容量の内訳は以下の通りであり、渇水による水力発電所の出力低下が大きな割合を占め

ている。

・発電設備の損傷によるもの：25MW

・発電設備のトラブルによるもの：10MW

・定期点検によるもの：10MW

・渇水によるもの：32.5MW

渇水による出力低下を例にとると、Besai 発電所（45MW×2）は 70MW、Batutegi 発電所

（14MW×2）は 12.5MW の出力でピーク時間帯の 3時間のみ運転されている。

ピーク負荷時における輪番停電の供給地域別負荷遮断の比率は以下の通りであり、この

比率は各地域との合意に基づき決められた。毎日違った地区を順番に停電させ、新聞など

のマスメディアを通じて停電地区を連絡している。

- 104 -

・Lampung 州：60％

・Palembang（南スマトラ州）：25％

・Bengkulu 州：15％

南スマトラ地域の発電設備は運転開始後11-20年経過した古い設備が全体の54％を占め

ており、出力低下や故障による供給支障の原因の一つとなっている。

Bukitasam4 号機が本格定検に入る 2003 年 10～12 月には、深刻な供給力不足が懸念され

る。

２．電力安定供給のための対策

上述のような南スマトラ地域の供給力不足を改善するため、比較的供給余力のある西ス

マトラ州との南スマトラ州の系統連系および発電設備の移設・新設等が計画されている。

なお、西スマトラ州の Kiliranjao 変電所と南スマトラ州の Lahat 変電所を結ぶ 275kV の送

電線は、Bangko－Lubuk Linggau 間で用地交渉が難航し建設が遅れているものの、2003 年

12 月には竣工する見込みとされており、これにより西スマトラ－南スマトラ連系が完成す

る。

（１）短期対策

PLN では以下の短期対策により、189.5MW の供給力増強を計画している。

a．損傷した発電設備の修繕：29.5MW

b．Bangko－Lubuk Linggau 間の送電線建設の促進

c．ガスタービンのレンタル（Tegineneng)：40MW（20MW×2）

d．ガスタービンのレンタル（Kaji Betung）：20MW

e．Apung ガスタービンの移設（Tarahan→Borang）：30MW

f．Pulogadun ガスタービンの移設（Pulogadung→Borang）：20MW

g．ガスタービンのレンタル（Indraya 2）：50MW（交渉中）

（２）長期対策

長期的な電力安定供給方策として、PLN では以下のプロジェクトを計画している。

a．IPP Palembang Timur 発電所の建設：156MW（[34MW+18MW]×3）

b．Musi 水力の建設（2006 年運開予定、ADB）：210MW（70MW×3）

c．Tarahan 火力の建設（2006 年末運開予定、JBIC）：200MW（100MW×2）

d．Jawa-Sumatera 連系 150kV 送電線の建設

e．IPP Banjarsari 火力の建設：600MW（200MW×3）

f．IPP Kerinci 水力の建設：340MW

g．IPP Muba ガスタービンの建設：100MW（50MW×2）

３．南スマトラにおける電力組織（South Sumatra）

Kitlur は発電・送電設備の運用を行い、給電指令所である UPB は Kitlur に所属してい

- 105 -

る。スマトラには 2 箇所の UPB が存在し、UPB Sumgagsel は南スマトラ、ジャンビ、ベン

クルの三州、UPB Sumbar-Riau は西スマトラ、リアウの二州の給電指令を担っている。

Pikitring は発電・送電プロジェクトの建設事務所である。

スマトラには 7 箇所の Wilayah、2 箇所の Kitlur、2 箇所の Pikitring が存在する。各

Wilayah は基本的に所在地の州を管轄しているが、南スマトラ地域のみ南スマトラ州、ジ

ャンビ州、ベンクル州の三州を管轄している。Kitlur については北部の Kitlur がアチェ、

北スマトラ、リアウ州を管轄しており、それ以外を南部の Kitlur が管轄している。

Pikitring の管轄は Kitlur と同様である。

電源開発・送電線開発計画については、Wilayah が地域毎に需要想定を行い、PLN 本社と

Kitlur が共同で開発計画を策定する。尚、PLN は開発計画の策定権限を本社から地方事務

所に移す計画をしており、現在は移行過程にある。

・南スマトラの各 Wilayah が集まる Forum が 3 ヶ月ごとに開かれる。ここでの Agenda は

1) 需要予測、2) 送電計画、3) 発電計画である。でも問題なく定期検査を行えると思わ

れる。（定期検査で派遣された三菱電機の職員へのインタビューより）

・PLN との PPA 4.5 セント/kWh 、希望額 6～7セント/kWh、IPP 約 8 セント/kWh

４）PT.PLN Pikitring Sumgagsel（南部発電・送電建設事務所）日時：２００３年９月１１日（木）１６：００～１７：００

参加者：先方 Mr. Bambang Tetuko Basoeki


調査内容：

１．Pikitring の概要

Pikitring はスマトラ南部の発電・送電設備の設計・建設を管轄する事務所であり、

従業員は約 200 人である。

２．送電線建設の進捗状況







－ Wilayah(Riau)


・発送電の O&M



- 106 -

Kiliranjao－Lahat 間における 275kV 送電線の建設は、Bangko-Lubuk Linggau 間で線

下補償の問題により工事が遅れている。現時点での進捗状況は下記の通り。

・鉄塔基礎：進捗率 99％（571/572 基）

・鉄塔建方：進捗率 99％（567/572 基）

・送電線延線：進捗率 74％（134km/195km）

３．PLN 自己資金による送電線プロジェクト

以下の送電線建設は PLN の自己資金により実施されている。

(1) Musi－Curup：150kV、8km

(2) Betung－Kaji：150kV、6km

(3) East Palembang（IPP）－Boran：150kV、0.5km

(4) Tarahan－Sribaowono：150kV、60km

・CCPP ユニット：ガス供給不足により 3系列のうち 1系列を HSD にて発電中。1,3 系列は

ベース運用であるが燃料不足により出力を制限していることもある。2 系列は HSD 炊き

であるため出力が低下しており、ミドル運用。全ユニットガス炊きであるがガス供給不

足により発電出力が低下。運転･メンテナンスとも良好。

５）南スマトラ州地方政府関係機関ＢＡＰＰＥＤＡ調査日時：２００３年９月１２日（金）１０：３０～１１：３０

参加者：先方 Ir.Yohannes Hasiholan Toruan, Msc

Badan Perencanaan Pembangunan Daerah Provinsi Sumatera Selatan


調査内容：

・Head of Strategic planning division を担当している。執務には 1993 年の JICA での北ス

マトラ、南スマトラの複合開発プランを参考にしている。

・この 6月に完成した「The study on comprehensive water management of Musi River Basin

in the Republic of Indonesia：JICA」についてはよく把握している。

・電力の専門ではないが南スマトラ全体を見ている。電力専門家は Ir. Mustawani CK 氏で、

PROVINCE の電力フォーラムにも参加している。

・電力は連系として繋がっているため、各地方省で計画を立てるといっても現実的でなく、

PLN が実際は担当している。中央政府、PLN からもあまり情報が当該部署に上がってこな

い。

・新電力法では地方政府の権限のもとに電力計画を作ることになっているが、これはおか

しいと思われる。地方政府はあくまで Support することが望ましいと思う。

・電力については、エネルギー省の地方ブランチの Head である（）氏と Nono Suratno

氏と会うことがよい。また電力の PhD をもつ Dr. サンファリノ氏もすすめる。

・バンシャサクナ（地名）で、楬炭の upgrade を行い、600MW の Mine Mouth 発電を行うセ

- 107 -

ミナーが今月 24 日に開かれる予定で、これに招待されている。日商岩井、日本工営、神

戸製鋼主催で日立等が協力となっている。これの MOU も既に締結した。

この案件は、この地方政府、PT インドネシア（PLN の支店）、民間投資家、州政府知事で

MOU を結んだ。

・BAPPEDA は地方における BAPPENAS の役割を担う。制度上は地方分権により、中央政府に

代わって外国政府との交渉権限を持つが、地方政府が独自に guarantee letter を出して

よいという明確な Law も Act もない。それは、地方政府に人、物、金がないことによる。

・南スマトラには 5つの province がある。スマトラの全州知事は 3ヶ月ごとに集まり、鉄

道、交通等色々な点について議論するが、まだ電力について話したことはない。

６）南スマトラ州地方政府関係機関ＤＩＮＡＳ調査日時：２００３年９月１２日（金）１４：００～１６：００

参加者：先方 Ir. Nono Suratno

Energy Development and Mine services, South Sumatera Province


調査内容：

・先方で確認した RUKD 作成関連のフロー

Dinas PPE（Mines & Energy/services）PT PLN Akli/MKI/BATKI（コンサルティングや

業界の代表、建設業者） Academy Expert elect

Energy EOM Forum Fke-SS Forum komunikas energy electricity division

・ドラフトは事前にコンサルタントが作成・6 ヶ月行われる

Consultant（地元の大学、Forum で選定）

Seminar I Finalization draft（RUKD）

今年は現在ここに

いる

Seminar II Execution/Legislation for RUKD

10 月初旬

Final RUKD（Signed by Governor）

Send to MEMR Energy & Mines Dept

RUKN

- 108 -

・彼が Forum の議長を行う。

・同地域の 90％の客が RESIDENTIAL USE で 3％が INDUSTRY USE である。

・FORUM は 2001 年の新電力法からであるが毎年行う予定。

・南スマトラ州だけがこの規模で Forum を行っており、スマトラの他の州の見本になって

いる。（資料を送れとよく言われる）

・FORUM では需要想定、発電・送電計画が話される。

・In Program（固有名詞は要確認）

（short program）

PLN

Excess power from patronize TPT Pusri (180MW)

PLTG in Indvalerg 50MW

PTLG Taji 20MW

Yegining + Besou 2 x 45MW

Regional

Budgeting

Micro hydro (PLTM) Seatrad conlad area (Dela terment)

Solar program 700 units serviced

（long program）

PLN

In terconnection

Sumhar - Sunlungne ± 100MW (in rainy season)

PLTA Musi 3 x 70MW (2006)

PLTU (Terahan III & IV) (2007)

IPP

IPP Banjarsari Lahat 2 x 100MW

IPP Malam Musi Rawas 600 MW (Jointed with KOBE Steel)

７）PT. PLN Wilayah Sumsel, Jambi and Bengkulu 調査日時：２００３年 9月１２日（金）１６：３０～１７：００

参加者：先方 Mr. Erwin Suwardi（Manager of Development Planning）


調査内容：

・3つの地域をカバー（South Sumatra、Jambi、Bengkulu）している。

・需要家の数は百万軒、販売電力量は 1,700GWh/year である。

・Blackout は area ごとに Wilayah 指定していく。

・従業員 1,000 人である。

・ここの役目は、配電、需要予測、System Planning、IT Planning、発電（1MW 以下）等

である。独立系等のディーゼル発電による電力供給は Wilayah で実施している。電力需

要予測は、本社から配布された DKL というソフトウェアを使用して行っている。

・3人のスタッフ（Planning）が Forum に参加する。

- 109 -

・電力 LOSS は 17％で Technical が 10％、Non-technical が 7％である。

８）ＰＬＮ南スマトラＵＰＢ調査日時：２００３年９月１２日（金）１７：１０～１９：１０

参加者：先方 UPB HERU CAHYADI, Technical Communication System Chief

外に勤務 1年以下の新人２名

KITLUR SLAMAT SUMARTONO, Am. SCADA Pun KITLUR Sumbagsel

調査団蔵方団長、足立、福瀬、前原、不二葦、長山、鬼木団員

調査内容：

・PLN のスマトラ島南部の中心パレンバン周辺地域の UPB（給電指令所）。その下部機関に

は LAMPUNG 、BENGKULU、南スマトラ３箇所の GSC（Group Switching Center：制御所）

がある。

・写真撮影可能で、全員指令室内に入れてもらい自由に質問ができた。

・正面の大型系統盤は故障中で各変電所しゃ断器開閉状況のランプ表示ができていなかっ

た。系統監視は手元の卓上 CRT 画面で行っていた。

・系統盤は今年中に取り替える予定で、2003 年 12 月完成予定のスマトラ西部－南部連系

の送電線（275kV 設計で 150kV 運用）運転状況も監視できるようになる。

・給電指令所見学中、計画的な輪番停電による負荷制限がある時間帯とはいえ、基準周波

数 50Hz をきちんと保っており、変動が大きいジャワ・バリ系統との違いを感じた。上記

連系送電線が運用されるまでは、夕方の電力負荷ピーク時に３時間程度の輪番停電を頻

FunctionDistributionSystem planning( Under20kv) IT Planning Demand forecast

Wilayah

Basic Plan System planning Load-dispatching for High voltage (PSS/E) O&M Transmission

Kitlur

Sumbagsel

sell electricity?

Construction (Location of G, Substations T designing) Piktring

Low voltage High voltage

Now Wilayah Work together

Future Wilayah Kitlur

Plan

- 110 -

繁に行っている。

・現在、主要発電所への指令は、専用電話回線、無線、デマンドメータ（要求出力数字電

送の専用装置）を使っている。

・現在使用中の SCADA は、ソフトウェア基本ソフトに Windows NT 4.0 と Windows 2000 を

使っているが、システムが固まってしまうなどの問題は生じていない。システムの安定

性が高い UNIX を使わず Windows としているのは、PLN の技術者が容易にソフトウェアの

追加変更をするためである。

・主要送電線を強制的に系統分離する周波数は、ジャワ・バリの 48.3Hz 以下に対し、南ス

マトラでは 48.7Hz である。

・その他、クエスチョネア(A-5：系統運用関係)に対する回答は別途まとめた。

９）ＰＬＮ（single buyer 担当）訪問日時：２００３年９月１７日（水）１７：００～１８：００


参加者：ＰＬＮ Mr. Ulysses R S、PLN Pusat

調査団長山団員

協議内容：

1.ADB/WB プロジェクトの進捗状況

ADB の調査は、セクター改革を行った。

- Capacity Building for Establishment of a Competitive Electricity Market-

Part of Technical Assistance Original

Schedule 現在の進捗

Developing Competitive Electricity

Market - Market Rules

'99/09 - '00/08 ・2 つの分厚いレポー

トにまとめられた

（1つが Single

Buyer Report、2

つめが

multi-buyer、

multi-seller）

・KEMA が受注


Market - Software Settlement

'99/12 - '00/11 進行中


Market - Software Specification

'00/03 - '00/11 進行中

Developing Computer for Operation of

Competitive Bulk Electricity Market

'00/10 - '02/09 未着手

Providing Support for Development of

Power Sector Regulatory Capabilities

'00/02 - '02/01 ・済

多くの技術セミナ

ーが開かれた

Assisting in Building Acceptance of

Electricity Tariff Increase

'99/10 - '00/06

'00/09 - '00/11

'01/07 - '01/09

・済

・ROMADIN が受注

- 111 -

Strengthening Consumer Participation

in a Competitive Electricity Market

'99/09 - '00/08 ・済

2.WB: pricewater house: Power sector deregulation

PWC（Price Water House & Coops）は PLN の企業リストラ（Corporate Restructuring）

の提言を行った。

・ADB、WB とも Jawa-Bali については競争ルールを持ち込むことを提案しているが、特に

発電部門は、多くの発電会社と分けることを提案している。

しかしながら、株式売却を含む privatization にまでは触れていない。

・北スマトラの Kitlur の B/S、P/L は発電/送電資産を対象としている。

・2002 年の新電力法 Law #20 では、自由化について 2つの条件が設定されており、1つは

2007 年までに競争原理を導入する。もう 1つの条件はいくつかの条件を満たすことであ

る。

・スマトラではIPPの参入も多くあることからSingle Buyerを導入するべきであると思う。

以上

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