鉱工業プロジェクト形成基礎調査

インドネシア国ジャワ・バリ地域電力設備

運用改善計画調査

報　告　書

平成15年 9 月

国 際 協 力 事 業 団 鉱 工 業 開 発 調 査 部

No.

J R

03-130

鉱 調 資

鉱工業プロジェクト形成基礎調査

インドネシア国ジャワ・バリ地域電力設備

運用改善計画調査

報　告　書

平成15年 9 月

国 際 協 力 事 業 団 鉱 工 業 開 発 調 査 部

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 Jawa Bali Transmission and

Load Dispatch Center PLNの発電子会社

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 DSM Demand Side Management 需要管理 SCADA Supervisory Control and Data

Acquisition 高度監視制御装置

Block

コンバインド発電設備の 1 Unitの単位

CCPP

インドネシアでのコンバイ

ンドサイクル発電設備の呼

び方 GT Gas turbine ガスタービン HRSG Heat recovery steam gas boiler 排熱回収ボイラ HSD High Speed Diesel Oil ディーゼル油 IPP Independent Power Producer 独立系発電事業者 L/A Loan Agreement 借款契約 MFO Marine Fuel Oil 重油

OJT On the Job Training 職場内訓練 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 Rp インドネシア ルピー (通貨

単位) ST Steam turbine 蒸気タービン

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 ························································· 3

2 調査結果概要 ··························································· 5

2.1 協議結果 ··························································· 5

2.1.1 ジャワ・バリ系運用改善計画······································ 5

2.1.2 自家用発電設備活用計画·········································· 5

2.1.3 所感 ··························································· 6

2.2 合意した M/M ························································ 6

3 インドネシア国の最近の電力事情·········································· 7

3.1 ジャワ・バリの需要見通し············································ 7

3.2 現時点における主たる論点············································ 8

3.3 主要電源開発地点の概況·············································· 10

4 既設電力設備の運用改善について·········································· 13

4.1 火力発電所設備における運用改善······································ 13

4.1.1 既存火力設備の構成（ジャワ・バリ系統）·························· 13

4.1.2 今後の火力電源増強計画·········································· 13

4.1.3 燃料供給状況···················································· 15

4.1.4 既存設備の状況·················································· 17

4.1.5 火力発電所の運用状況············································ 19

4.1.6 運転データからの運用の解析······································ 22

4.1.7 火力発電所現地調査結果·········································· 23

4.2 水力発電所設備における運用改善······································ 30

4.2.1 ジャワ・バリ地域の水力発電施設·································· 30

4.2.2 既設水力発電施設の維持・管理に係る技術協力······················ 37

4.2.3 水力発電施設の現地調査·········································· 38

4.3 系統関連における運用改善············································ 43

4.3.1 事前調査結果···················································· 43

4.3.2 現地調査結果···················································· 44

4.3.3 分析 ··························································· 48

4.4 電力分野の技術研修·················································· 51

4.4.1 PLN 研修部門の概要 ·············································· 51

4.4.2 Jasdik の事業内容 ··············································· 51

4.4.3 Jasdik に対するドナーの支援状況 ································· 53

4.4.4 Jasdik に対する今後の支援について ······························· 53

4.4.5 現地調査結果(Central Office of Jasdik) ························· 53

4.5 本格調査における留意事項············································ 53

4.5.1 火力発電設備···················································· 53

4.5.2 水力発電設備···················································· 55

4.5.3 系統関連························································ 56

5 自家用発電設備に活用について············································ 58

5.1 自家用発電設備の活用················································ 58

5.1.1 インドネシアにおける自家用発電設備（Captive Power）の実態······· 58

5.1.2 電力買取制度···················································· 62

5.1.3 Captive Power からの電力買取に係る PLN の取組 ···················· 63

5.1.4 Captive Power 訪問調査結果 ······································ 65

5.1.5 国際機関、他国援助機関等の動向·································· 76

5.1.6 課題と提言······················································ 77

5.1.7 本格調査実施時の留意事項········································ 79

5.2 ローカルコンサルタントの現状調査···································· 79

5.2.1 調査目的························································ 79

5.2.2 ローカルコンサルタント会社訪問調査結果·························· 80

5.2.3 個別調査結果···················································· 80

6 面談記録 ······························································· 90

6.1 JICA インドネシア事務所表敬 ········································· 90

6.2 在インドネシア日本大使館表敬········································ 90

6.3 MEMR 表敬 ··························································· 91

6.4 PLN 表敬 ···························································· 91

6.5 JBIC ジャカルタ駐在員事務所訪問（第 1回） ··························· 92

6.6 BAPPENAS 訪問 ······················································· 92

6.7 PLN 協議（第 1回） ·················································· 93

6.8 PLN 協議（第 2回） ·················································· 93

6.9 PLN 協議、M/M 署名（ジャワ・バリ系運用改善計画）····················· 94

6.10 JBIC ジャカルタ駐在員事務所訪問（第 2回） ·························· 94

6.11 在インドネシア日本大使館報告······································· 95

6.12 MEMR 協議、M/M 署名（ジャワ・バリ系運用改善計画）··················· 95

6.13 PLN 協議（第 3回） ················································· 95

6.14 MEMR 協議、M/M 署名（自家用発電設備の活用計画）····················· 96

6.15 PLN 協議、M/M 署名（自家用発電設備の活用計画）······················ 97

6.16 WB 訪問 ···························································· 97

6.17 JICA インドネシア事務所報告 ········································ 98

別添１：締結されたＭ／Ｍ· ················································· 101

別添２：収集資料リスト ················································································ 118 別添３：質問票及び回答状況 ·········································································· 121

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年の経済危機の経済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。

「イ」国政府は、ジャワ・バリ系統に対する最適電源開発計画を策定する JICA 開発調査（「最

適電源開発のための電力セクター調査」）の実施を通じて同系統における電力安定供給のための

提言を得るなど対応を進めている。

しかし、上記開発調査においてジャワ・バリ系統では早ければ２００４年に運転中予備力が不

足することが予測されたことから、さらに具体的な対策を緊急に実施する必要が認められた。

よって、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。その中での

イ国政府及び JICA 側との協議の結果、以下の３点について調査の必要性が認められた。

（１）ジャワ・バリ地域における既設電力設備の修繕及び適正な運転による供給力向上

（２）自家用発電設備(Captive Power)の活用

（３）スマトラ系統電力開発・運用強化

1.2 調査の目的 本調査の目的は、インドネシア国ジャワ・バリ地域における電力安定供給の促進のために、

上記（１）、（２）について電力設備の運用改善に係る現況調査、課題の抽出等を行い、現地関

係機関と協議のうえ、具体的な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・・・・・・・ 佐々木 謙 JICA 鉱工業開発協力部鉱工業開発協力第二課

調査企画・・・・・・・ 前原 充宏 JICA 鉱工業開発調査部資源開発調査課

自家用発電買取制度・・ 不二葦 教治 八千代エンジニアリング株式会社

火力発電設備・・・・・ 藤森 敬志 中国電力株式会社

水力発電設備・・・・・ 山川 精一 株式会社アイ・エヌ・エー

電力系統運営・・・・・ 古川 俊樹 九州電力株式会社

- 1 -

1.4 調査日程 日 付 調 査 行 程 宿泊先

1 6 月 23 日 月 移動（成田—ジャカルタ）（藤森、山川、古川団員） ジャカルタ

2 6 月 24 日 火 Suralaya 火力発電所調査（藤森、山川、古川団員） 〃

3 6 月 25 日 水 Gresik 火力発電所調査（藤森団員）

Sagurin 水力発電所調査（山川団員）

P3B 調査（古川団員）

ジャカルタ

または

スラバヤ

4 6 月 26 日 木 Paiton 火力発電所調査（藤森団員）

Chirata, Jatiluhur 水力発電所調査（山川団員）

P3B,ACC-1 調査（古川団員）

ジャカルタ着（ＪＬ７１５）（福瀬、佐々木、前原団員）

ジャカルタ

または

スラバヤ

5 6 月 27 日 金 Muara Tawar 火力発電所調査

（藤森、山川、福瀬、佐々木、前原団員）

P3B 調査（古川団員）

ジャカルタ

6 6 月 28 日 土 Tanjung Priok 火力発電所調査（藤森、前原団員）

Sagurin, Chirata 水力発電所調査

（山川、古川、福瀬、佐々木団員）

〃

7 6 月 29 日 日 ジャカルタ着（ＪＬ７１５）（蔵方団長、足立団員）

団内打ち合わせ

〃

8 6 月 30 日 月 ＪＩＣＡインドネシア事務所表敬

在インドネシア日本大使館表敬

Tanjung Priok 火力発電所調査（藤森団員）

Ministry of Energy and Mineral Resources

(MEMR)表敬

Indonesia Electricity Corporation (PLN) 表敬

〃

9 7 月 1 日 火 JBIC ジャカルタ駐在員事務所訪問

National Development Planning Agency

(BAPPENAS)表敬

ＰＬＮ協議（既設設備運用）

〃

10 7 月 2 日 水 ＰＬＮ研修センター訪問

ＰＬＮ協議（既設設備運用）

ジャカルタ着（ＪＬ７１５）（不二葦団員）

〃

11 7 月 3 日 木 ＰＬＮ協議、Ｍ／Ｍ署名（既設設備運用）

Captive Pt. Kanebo Tomen 訪問

（不二葦、藤森、古川団員）

ジャカルタ発（ＪＬ７１６）（山川団員）

機内または

ジャカルタ

- 2 -

12 7 月 4 日 金 成田着（山川団員）

Captive Pt. Cikarang Listrindo 訪問

（不二葦、藤森、古川団員）

JBIC 佐藤首席訪問

在インドネシア日本大使館報告

ジャカルタ発（ＪＬ７１６）（佐々木団員）

〃

13 7 月 5 日 土 成田着（佐々木団員）

資料収集

ジャカルタ

14 7 月 6 日 日 団内打ち合わせ 〃

15 7 月 7 日 月 ＭＥＭＲ、Ｍ／Ｍ署名（既設設備運用）

Captive Krakatau Daya Listrik 訪問

（福瀬、不二葦、藤森、古川団員）

〃

16 7 月 8 日 火 Captive Toray Synthetics 訪問

（不二葦、藤森、古川団員）

ＰＬＮ協議（Captive 活用）

〃

17 7 月 9 日 水 ＰＬＮ協議、Ｍ／Ｍ署名（Captive 活用）

ＭＥＭＲ協議、Ｍ／Ｍ署名（Captive 活用）

WB 訪問（不二葦、藤森、古川団員）

〃

18 7 月 10 日 木 ＪＩＣＡインドネシア事務所報告

ジャカルタ発（ＪＬ７１６）（蔵方団長、足立、福瀬、前原団員）

機内または

ジャカルタ

19 7 月 11 日 金 成田着（蔵方団長、足立、福瀬、前原団員）

ローカルコンサルタント実状調査

ジャカルタ発（ＪＬ７１６）（不二葦、古川団員）

〃

20 7 月 12 日 土 成田着（不二葦、古川団員）

ローカルコンサルタント実状調査

ジャカルタ

21 7 月 13 日 日 資料収集 〃

22 7 月 14 日 月 ローカルコンサルタント実状調査 〃

23 7 月 15 日 火 ローカルコンサルタント実状調査

ジャカルタ発（ＪＬ７１６）（藤森団員）

機内

24 7 月 16 日 水 成田着（藤森団員）

1.5 主要面談者 ・ＢＡＰＰＥＮＡＳ

Mr. Gumilang Hardjakoesoema, Director:

・ＭＥＭＲ

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

Mr. Hasril Nuzahar, Sub Directorate for Investment

- 3 -

・ＰＬＮ

Mr. Edi Jatmiko, Deputy Director of System Planning

Mr. Priamda, Manager of System Planning

Mr. Ikbar, Staff of System Planning

・在インドネシア日本大使館

高橋書記官

・ＪＢＩＣジャカルタ駐在員事務所

佐藤首席、鈴木駐在員

・ＪＩＣＡインドネシア事務所

神田所長（７／１１まで）、加藤所長（７月より）、大竹次長、真野所員

・ＪＩＣＡ専門家

黒谷専門家（MEMR 配属）

- 4 -

2 調査結果概要 2.1 協議結果 2.1.1 ジャワ・バリ系運用改善計画 (1) 調査の枠組みについて

本格調査では、１）現状調査（サイト視察、インタビュー調査とデータ収集）、２）施設

診断、問題分析と改善計画の検討、３）デモンストレーションの実施、４）改善計画、運

用改善に関する提言、人材養成に関する提言、というステージにより実施することとした。

特に今回は「最適電源開発のための電力セクター調査」の緊急対策をフォローし実現させ

るという点を考慮し、デモンストレーションのステージを設け、実際のメンテナンス技術

を紹介し、技術移転を図る内容を調査の枠組みに加えた。

(2) 小規模セミナーの開催について

今回の調査においては、通常のセミナー（調査開始時、ドラフトファイナル時）に加え、

特定の維持管理技術の向上を図るため、当該分野の技術者を対象とした小規模なセミナー

（テーマについては本格調査の中で協議する）を開催することとした。

(3) 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、合意している。

(4) 今後の予定とＪＩＣＡインドネシア事務所、大使館への依頼事項

1)今後の予定

―正式要請書の受理（BAPPENAS には提出を依頼済み）

―（日本サイドでの）採択会議、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

上記手順の中で、正式に本件採択後、Ｓ／Ｗへの署名交換をＪＩＣＡ事務所にて行うこ

とを考えている。

2.1.2 自家用発電設備活用計画 (1) 調査の枠組みについて

本格調査では、１）現状調査（サイト視察と契約形態、買い上げ制度等に関する情報収集）

２）分析（余剰電力の確認と発電コスト、契約上の課題等）３）提言（契約条件、技術的

な対応策、必要な補助政策等）というステージより実施することとした。

(2) 調査の対象

協議の中では、ジャワ・バリ系の中でも需要が比較的集中する西部に対象を集中すべきで

はないかという意見もあったが、全体の自家発電設備の分布状況も考慮し、ジャワ・バリ

系全体を対象とすることとした。なお、調査対象となる設備は１０ＭＷ以上とした。（設備

- 5 -

は１００箇所以下と想定）

(3) 今後の予定

本件は、フォローアップ調査として実施する。調査の開始時期は、来年１月ごろを想定（先

方の要望による）している。

2.1.3 所感 今回の調査では、現地視察を実施したが、視察した電力設備の内、約２００万ＫＷが停止

している。燃料不足や定期点検を考慮しても、とても正常であるとは言い難い状況にある。

この点について、エネルギー鉱物資源省やＰＬＮも自覚しており、設備の点検を進めてい

る。こうした現状から判断すると、ＪＩＣＡの提案した「ジャワ・バリ系運用改善」は、

まさにこの課題に合致すると強く感じた。

ＰＬＮの組織改変が進む中で、現場レベル（地方事務所、発電所等）では、自らの設備と

して、非常に「やる気」に満ちているという印象を持った。その反面、権限を現場に委譲

している本社側は、情報収集と整理分析、あるいは対策立案といった面において指導力が

低下しているという印象を持った。（本部の役割が不明確化しているか？）

こうした状況の中で、インドネシアは電力不足問題に直面しており、「ジャワ・バリ系運

用改善」、「自家用発電設備の活用」は非常に時期を得たテーマであると言える。

2.2 合意したＭ／Ｍ 別添１参照

- 6 -

3 インドネシア国の最近の電力事情 3.1 ジャワ・バリの需給見通し ２００３年における最大需要の想定は、１４,３９７ＭＷ、これに対する総発電設備容量

は１８,６０８ＭＷ（この４年間、発電設備容量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年の最大需要予測は、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。

今回の調査において、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月最大は横ばいしたものの、５月に

至って約２５０ＭＷの減で、１３,１１０ＭＷ、６月最大は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日に起こった年間最大１３,３７４ＭＷをまだ超えていない。従来のトレンドから行

けば、この６月時点で１３,６００ＭＷと考えられていたので、予測より約５００ＭＷの下

げとなっている。このまま推移すると約１，０００ＭＷの下げとなる可能性がある。この

急激な需要の停滞の原因を、ＰＬＮでも分析中であり、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、なお、７月、８月の需要の動向を見て判断する必要がある。

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７２８Ｍ

Ｗ、シーメンス請負、場所はムアラタワール）を増設して、総発電設備容量１９,３３６Ｍ

Ｗとして、予備力率２７％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）７

２８ＭＷ、合計１９,３３６ＭＷでしのぐほかなく、２００５年の従来想定１５,６４３Ｍ

Ｗ（ＪＢＩＣ、２００３年３月報告書）から、１，０００ＭＷ少なくなるとして約１４,６

４３ＭＷの最大電力に対して、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、総発電設備容量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

- 7 -

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２

２５ＭＷはＪＢＩＣのＯＤＡ資金で準備中であるが、他に、タンジュンプリオク増設の７

２０ＭＷ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

の需給バランスは、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する必要がある点は、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、２

００６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。

3.2 現時点における主たる論点 (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１８,６０８Ｍ

Ｗ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。エネルギー省は、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) 電気料金の値上げと対ドルレートの関係

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が、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、今のところ計画の通りに進められている。既に４回

- 8 -

の値上げによって、対ドルで２セント以下とも言われた料金は、現在では、平均で５６０

ルピア、７月には６３０ルピアになる予定で、今年末にも意図した７セントまで引き上げ

られる予定である。しかし、ここに至って、ルピアの対ドルレートが下がり、年初８,９０

０ルピアであったものが、今日では８,２００ルピアで、更に上がり続けており、８,００

０ルピアに達するならば、これ以上の電気料金値上げの必要はない、との声も聞かれる。

エネルギー鉱物資源省のプルノモ大臣も、２００３年末には経済的に釣り合うレベルに達

し、来年２００４年は値上げの必要はない、と言い切っている。

(3) 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、ＰＬ

Ｎは精力的に再交渉を続けてきた。７月７日、ＰＬＮは、２６件のＩＰＰとの再交渉が完

了して、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１,３

２０ＭＷ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。

(4) ジャワ周り石炭火力の進捗と送電線

１９９５年頃の経済最盛期の構想で、無尽蔵と思われ且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

約破棄？）、Ｂ １,３２０ＭＷ（契約完了）、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３,００

０ＭＷが契約破棄されたが、最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年に完成に予定である。

(5) 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、ムアラカランでは、天然ガスの

代わりに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

- 9 -

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カ所の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。

3.3 主要電源開発地点の概況 (1) ジャワ・バリ系統

ジャワバリ系で問題になるのは、パイトンⅠの１、２号機計１,２３０ＭＷとパイトンⅡ

の１、２号機計１,２２０ＭＷ、合計２,４５０ＭＷの稼働状況である。パイトンは、スラ

バヤの東、ジャワ島の東端近く、深い海港としての立地条件と過疎地域を利用して、巨大

な石炭火力コンプレックスが完成に向かっているが、敷地としては８号機分がとられてお

り、東から見て、敷地１および敷地２は既に１９９３年にＰＬＮ（現在ではＰＴＰＪＢに

移管）によって運開されたもので、単機４００ＭＷ、合計８００ＭＷが順調に稼働してい

る。敷地３と敷地４は、現在空地となっており、ＰＬＮによるかＩＰＰによるか、未だ明

確になっていない。敷地５および６がパイトンⅡと呼ばれるもので、２００１年に

JawaPower によってＩＰＰとして、 単機６００ＭＷ２機合計１,２００ＭＷが完成してい

る。敷地７と敷地８はパイトンⅠと呼ばれるもので、２０００年に PaitonEnergy（三井物

産参画）によってＩＰＰとして、 単機６００ＭＷ２機合計１,２００ＭＷが完成している。

石炭原料は東西のカリマンタンから運ばれているが、熱量は５,２００kcal/ton で国内で

しか使われないものである。

東ジャワ地区には、このほか電源として、パイトンやや西よりのグラティ石炭火力３４２

ＭＷ、更にスラバヤ北近郊のグレシック火力２,２００ＭＷ（汽力発電 ２x１００ＭＷ、１

９８１年運開、汽力発電 ２x２００ＭＷ、１９８６年運開、コンバインド発電 ＧＴ：Ｈ

ＲＳＧ：ＳＴ＝３：３：１、３機計１,５７９ＭＷ、１９９２年運開、ガスタービン発電 単

機２０ＭＷ計１０１ＭＷ（現在８１ＭＷ）、１９７８年運開）などがあり、ジャワ島全体か

ら見た場合は、電源が需要に比べて東に偏っている。これに対して、東西を連携する５０

０kV 超高圧送電線は、北部海岸沿いの２回線が完成しているが、南部海岸沿いの２回線は、

中部ジャワのケルタン開閉所まで完成しているだけなので、ＩＰＰによるパイトンⅠおよ

びⅡ、合計出力２,４００ＭＷの稼働は極度に制限されている、最近の常時の稼働率は６

０％と言われている。

スラバヤからジャカルタまでの送電可能容量は理論的には１,８００ＭＷであるが、現実

には１,２００ＭＷであり、南回り回線が完成して中部のタンジュンジャティ火力が完成す

れば、南回りで１,２００ＭＷ、北回りで１,８００ＭＷ、合計３,０００ＭＷが連携可能と

されている。この南回り回線の完成は２００６年と説明されている。これに関連した中部

の北海岸タンジュンジャティＢ火力１,３２０ＭＷ（ＩＰＰ、住友商事参加）は、２００４

年の運開と予定されているが、今のところ延期の見込みで、２００５ないし６年と考える

- 10 -

べきであろう、最近住友商事が開発に踏み切る決断をしたと報じられている。なお、ジャ

ワ島には、今後の大規模な水力開発はなく、まもなく揚水発電所が必要な時期に至るもの

と思われる。西部に計画中のチソカン揚水プロジェクトは、今のところＪＢＩＣの支援が

得られず、世界銀行への方向転換が画されている。

ジャワ島西部の電源としては、至近年度の予定されている大規模火力はないのが実情であ

るが、ジャカルタ北郊外にあるムアラカラン火力の改修による出力増４２０ＭＷを２００

６年に、ムアラタワール火力の増設２２５ＭＷを２００８年、それぞれ融資についてはＪ

ＢＩＣと２００３年７月に借款契約完了となっている。ムアラカランについては、現在総

出力で１,２００ＭＷ（１から３号機単機１００ＭＷ計３００ＭＷ、運開１９７９年、重油

炊き、４から５号機単機２００ＭＷ計４００ＭＷ、１９８１/８２年運開、天然ガスまたは

重油炊き、６号機単機５００ＭＷ、Ｃ/Ｃ、１９９２年運開）であるが、このうち１９７９

年運開の１，２，３号機を増分で４２０ＭＷ（ＧＴ：ＨＲＳＧ：ＳＴ＝２：２：３のコン

バインド発電設備７２０ＭＷに転換）にリパワリングしたいとしている。これは現在重油

炊きであるが、ガスの切り替えるためにはインドネシアでは初めての経験であるＬＮＧ炊

きにしたいとのの意向を持っている、どうも沖合にある天然ガスの井戸の生産量に限界が

ある模様である。近傍にあるムアラタワール火力は、１９９７年に運開した設備容量９５

０ＭＷ（ＣＣＰＰ６６０ＭＷ＋ＰＬＴＧ２９０ＭＷガス炊き計画であったがＨＳＤを使用）

の発電所で、ＪＢＩＣ融資分の２２５ＭＷの増設、さらに１,５００ＭＷ増設を２００８年

に計画している。ガス炊きとしたい意向であるが、燃料原資には苦慮の後が見受けられる。

(2) その他（スラウェシ、南スマトラ）

スラウエシ島：ＰＬＮの地域分けで第８地域に入る南スラウエシおよび南東スラウエシ地

区は、ほとんど電源拡充の見込みがたっていない。経済も停滞の状況である。自然増的な

需要の伸びが見込まれるものの、需給バランスは全く考慮されていない。それどころか中

央からは、「最低限界」の需要予想を立てるよう強要されている。これは地方分権とも関連

がある問題で、今後資金調達も地方政府の手で行う必要があるとすれば、電源開発につい

ては絶望的である。しかし、電気料金が全国共通で順調に上がってゆくとすれば、ＩＰＰ

の入り込む余地は十分に考えられる。送電連携で問題となっているのは、現在ＡＢＢがサ

プライヤーズクレディットで準備中の、パレパレーパロポ間（西海岸より東海岸へ）であ

るが、将来的には、バカル水力などが集中する北部の水力電源地帯からマッカサルへの１

５万ボルト系増設が必要である。電源として現在問題となっているのは、スラウエシ島南

端のビリビリ水力１８ＭＷと南スラウエシ中部のセンカンガス火力５０ＭＷ（ここに天然

ガスが出る模様）であるが、ビリビリについては、既に円借款で工事が進められており、

２００５年にも完成の予定である。センカンについては、中国によるＩＰＰプロジェクト

となる可能性のほか、中国政府が鉄道の敷設と送電線の連携をパッケージとしたプロジェ

クトを提案しているなど、中国の進出が期待されている。

- 11 -

南スマトラ：ＰＬＮの地域分けで第４地域に入る南スマトラは、リアウ、西スマトラ、ジ

ャンビ、ベンクル、南スマトラ、ランプンの６地方政府に分けられている。この中の南ス

マトラ州はパレンバンを首都として、９,３００平方ｋｍに７百万人が住んでいる。この地

域は、豊富なエネルギー資源に恵まれながら、厳しい電力危機の中にあって、パレンバン

市内では、２日に一度の計画停電を強いられている。今もっとも関心を持って進められて

いるプロジェクトは、ジャンビ経由の西スマトラからパレンバンまでの送電連携で、パダ

ン地区の有する水力や地熱の電源を取り込もうとするものであるが、約１００ＭＷの融通

が期待される。建設はＡＤＢの資金供与で行われているが、州境近傍南スマトラ側の６５

ｋｍ分が住民との紛争で開通できないでいる。そのほか電源として、ムシ水力２１０ＭＷ

（ＡＤＢ）、２００３年運開予定、メランギ水力３４０ＭＷ（日本政府へ要請、２００７年

運開予定）、ブサイ水力９０ＭＷ（世界銀行支援、２００１年運開予定）、タラハン石炭火

力１２０ＭＷ（ＪＢＩＣ支援で入札中、確認の要）、などがある。そのほか、ＪＩＣＡが１

９８４年に行ったブキットアサムの石炭を使う２,４００ＭＷ石炭火力とジャワ島との送

電連携に、今も望みをつないでいる。東パレンバンで中国による天然ガス火力の動きがあ

る。

- 12 -

4 既設電力設備の運用改善について 4.1 火力発電所設備における運用改善 4.1.1 既存火力設備の構成（ジャワ・バリ系統） ジャワ・バリ系統における PJB 及び Indonesia Power 所有の火力発電所の設備構成は表

4.1.1 の通りで、総設備容量は 13,062MW である。その設備構成は石炭汽力発電 4,200MW(約

32%)、その他汽力発電 1,800MW(約 14%)、コンバインド発電 5,403MW(約 41%)、ガスタービ

ン発電 1,167MW(約 9%)、地熱発電 360MW(約 3%)、ディーゼル発電 91ＭＷ（約 1%)となって

いる。

発電コストの低い（燃料費が安価な)発電設備からベース負荷電源→ミドル負荷電源→ピ

ーク負荷電源の順で使用され、一般的に表 4.1.2 の通りに運用されている。

なお、本来天然ガスで発電すべき設備を、天然ガス供給不足のため石油により発電してい

る設備が多いため、その他汽力発電、コンバインド発電、ガスタービン発電という記載と

した。

表 4.1.2 火力発電設備 電源用途

ベース負荷電源 ミドル負荷電源 ピーク電源負荷

また、定格出力の数値に関しては、気温および海水温度の高いインドネシアでは発電不可

能な ISO ベースの定格や、メーカー銘板定格を記載している発電所もあり、混乱を生じさ

せるものとなっている。

近年の火力発電設備導入の動向としては、系統需要が大きくなったこともあり、建設コス

トが安くなるスケールメリットを活用するために、インドネシアとしては大型の発電設備

を計画するケースが多い。また石油火力に比べると、発電コストの安価な石炭火力、燃料

価格が安価で発電効率の高いガスコンバインド発電設備の導入がほとんどである。ただし

天然ガス供給が不足し、燃料価格の高い HSD で運転せざるをえない状況となっている場合

が多い。

これより建設時における発電所のライフサイクルを通じた燃料供給計画が不十分である

ことがうかがえる。

4.1.2 今後の火力電源増強計画 参考までに今回聞き取ったPJBおよび Indonesia Powerの今後の火力電源増強計画を記載

石炭汽力

ガスコンバインド発電

油コンバインド発電

その他汽力発電

ガスタービン発電

- 13 -

表4.

1.1

Exi

stin

g G

ener

atio

n Fa

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ava-

Bal

i)Y

ear o

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Nam

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etio

n(M

W)

12

34

56

78

910

111

23

45

67

89

1011

MW

Indo

nesi

a Po

wer

Sura

laya

Coa

lSt

eam

1984

-199

73,

400.

0040

0.0

400.

040

0.0

400.

060

0.0

600.

060

0.0

3,40

0.00

400.

040

0.0

400.

040

0.0

600.

060

0.0

600.

00.

00

Prio

kO

ilSt

eam

1972

100.

000.

00.

050

.050

.00.

000.

00.

010

0.00

Pera

kO

ilSt

eam

1964

-197

810

0.00

0.0

0.0

50.0

50.0

60.0

030

.030

.040

.00

T.Lo

rok

Oil

Stea

m19

78-1

983

300.

0050

.050

.020

0.0

290.

0045

.045

.020

0.0

10.0

0

Prio

k (G

T)G

asC

CPP

1994

780.

0013

0.0

130.

013

0.0

130.

013

0.0

130.

076

6.65

127.

712

7.7

127.

712

7.8

127.

812

7.8

13.3

5

Prio

k (S

T)G

asC

CPP

1994

400.

0020

0.0

200.

036

8.00

184.

018

4.0

32.0

0定格の過大評価

Gra

ti (G

T)O

ilC

CPP

1996

302.

4010

0.8

100.

810

0.8

302.

2510

0.8

100.

810

0.8

0.15

Gra

ti (S

T)O

ilC

CPP

1997

159.

6015

9.6

160.

0016

0.0

-0.4

0

T.Lo

rok

(GT)

Oil

CC

PP19

9365

8.20

109.

710

9.7

109.

710

9.7

109.

710

9.7

618.

0010

3.0

103.

010

3.0

103.

010

3.0

103.

040

.20定格の過大評価

T.Lo

rok

(ST)

Oil

CC

PP19

9337

6.00

188.

018

8.0

340.

0017

0.0

170.

036

.00定格の過大評価

Prio

kO

ilG

TPP

1977

149.

6026

.00.

026

.048

.848

.813

7.60

20.0

0.0

20.0

48.8

48.8

12.0

0

Gra

tiO

ilG

TPP

1993

302.

2510

0.8

100.

810

0.8

302.

2510

0.8

100.

810

0.8

0.00

Suny

arag

iG

asG

TPP

1976

80.2

020

.020

.020

.120

.169

.19

17.3

17.4

16.6

18.0

11.0

1

Cila

cap

Oil

GTP

P19

7655

.00

29.0

26.0

40.0

020

.020

.015

.00定格の過大評価

Pesa

ngga

ran

(Bal

i)O

ilG

TPP

1985

-199

312

5.45

21.4

20.1

42.0

42.0

103.

3317

.915

.337

.133

.122

.12

Gili

man

uk (B

ali)

Oil

GTP

P19

9613

3.80

133.

813

2.00

132.

01.

80

Sena

yan

Oil

Die

sel

1968

16.0

02.

53.

02.

52.

52.

53.

010

.92

1.5

2.5

1.5

1.5

1.5

2.5

5.08

Pesa

ngga

ran

(Bal

i)O

ilD

iese

l19

8275

.82

5.1

5.1

5.1

5.1

4.1

6.8

6.8

6.5

6.5

12.4

12.4

50.3

40.

04.

40.

04.

42.

95.

35.

34.

54.

59.

59.

525

.48

Sala

kG

eoG

eo19

9416

5.00

55.0

55.0

55.0

165.

0055

.055

.055

.00.

00

Kam

ojan

gG

eoG

eo19

9414

0.00

30.0

55.0

55.0

140.

0030

.055

.055

.00.

00

Dra

jat

Geo

Geo

1994

55.0

055

.055

.00

55.0

0.00

Sub-

tota

l7,

874.

327,

510.

5336

3.79

PJB

Paito

nC

oal

Stea

m19

9480

0.00

400.

040

0.0

800.

0040

0.0

400.

00.

00

M.K

aran

gO

ilSt

eam

1979

-198

130

0.00

100.

010

0.0

100.

028

5.00

95.0

95.0

95.0

15.0

0JB

ICｺﾝﾊﾞｲﾝド化

事業

予定

M.K

aran

gG

asSt

eam

1979

-198

240

0.00

200.

020

0.0

380.

0019

0.0

190.

020

.00

Gre

sik

Gas

Stea

m19

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0010

0.0

100.

020

0.0

200.

049

8.10

85.0

81.3

162.

616

9.2

101.

903，

4号機

JICAﾘﾊ

ﾋﾞﾘ調

査

M.K

aran

g (G

T)G

asC

CPP

1992

323.

7010

7.9

107.

910

7.9

312.

0010

4.0

104.

010

4.0

11.7

0定格の過大評価

M.K

aran

g (S

T)G

asC

CPP

1992

185.

0018

5.0

158.

0015

8.0

27.0

0定格の過大評価

Gre

sik

(GT)

Gas

CC

PP19

921,

012.

0511

2.5

112.

511

2.5

112.

511

2.5

112.

511

2.5

112.

511

2.5

973.

0011

2.0

106.

110

8.5

95.3

105.

711

2.0

109.

911

0.7

112.

839

.05

Gre

sik

(ST)

Gas

CC

PP19

9256

6.70

188.

918

8.9

188.

951

6.50

176.

615

3.2

186.

750

.20

M.T

awar

(GT)

Oil

CC

PP19

9642

0.00

140.

014

0.0

140.

013

0.00

130.

00.

00.

029

0.00

定格の過大評価

M.T

awar

(ST)

Oil

CC

PP19

9622

0.00

220.

00.

000.

022

0.00

定格の過大評価

Gre

sik

Gas

GTP

P19

78,1

984

40.2

020

.120

.10.

034

.80

16.0

18.8

0.0

5.40

Gili

timur

G

asG

TPP

1994

-199

540

.20

20.1

20.1

32.2

415

.516

.77.

96

M.T

awar

Oil

GTP

P19

9628

0.00

140.

014

0.0

0.00

0.0

0.0

280.

00定格の過大評価

Sub-

tota

l5,

187.

854,

119.

641,

068.

21

Tota

l of P

JB &

Indo

nesi

an P

ower

13,0

62.1

711

,630

.17

1,43

2.00

IPP

PT.P

ECC

oal

Stea

m19

981,

230.

0061

5.0

615.

01,

230.

0061

5.0

615.

00.

00

Pt.J.

Pow

erC

oal

Stea

m20

001,

220.

0061

0.0

610.

01,

220.

0061

0.0

610.

00.

00

Sub-

tota

l2,

450.

002,

450.

000.

00

Tota

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00

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全体

石炭

汽力

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200.

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32.2

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(MW

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5,40

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1,20

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設備容量

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2003年

5月

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2003年

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5月

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2003年

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資候

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件)

- 14 -

する。（その他の計画は収集資料Ｔ－２４を参照。なお収集資料Ｔ－２４の確認はできてい

ない。）

(1) 発電設備拡充計画

1)Muara Karang 発電所リパワリング (PJB)

既存汽力発電設備１～３号機(定格：各 100MW)を一部流用、ガスタービン・HRSG を追加

して出力 720MW クラスのガスコンバインド設備に改造する（リパワリング）。2002 年 JBIC

円借款融資案件。2003 年 7 月 L/A 調印。運転開始 2007 年(PJB)の希望的スケジュール)

2)Muara Tawar 発電所増設 (PJB)

a.ガスタービン発電設備増設

ガスタービン発電設備 100MW×6Unit を増設する。現在シーメンスにより土木工事中で

あり、2004 年 4 月までには運転を開始する予定である。ただし資金源が確定していない

模様で、今後契約の問題で工事に支障をきたす可能性がある。

b.コンバインド発電設備増設

1軸型コンバインドサイクル発電設備225MWを増設する。2002年 JBIC円借款融資案件。

2003 年 7 月 L/A 調印。運転開始 2007 年(PJB の希望的スケジュール)

3)Tanjung Priok ガスコンバインド発電設備リプレイス (Indonesia Power)

既設のシーメンス製汽力発電設備 25MW×2Unit を撤去し、その跡地に 700MW クラスのコ

ンバインドサイクル発電設備を設置予定。(2003 年度の JBIC 融資案件候補)ファイナンス

未確定。

(2) 既存設備改良計画

1)Suralaya 石炭火力アップレイティング (Indonesia Power)

既存設備 1～4 号機(定格：各 400MW)の蒸気タービンを最新式に改良することにより

1Unit 当り 20MW の出力向上を図るもの。(計 80MW の出力アップ)ファイナンス未確定。

2)Pemaron-Bali リパワリング(Indonesia Power)

Tanjung Priok 発電所の GT 発電設備 50MW(48.8MW) 2Unit を Bali に移設、リパワリン

グし、180MW の発電設備とする。自己資金。

4.1.3 燃料供給状況 安定した火力発電を行うためには、安定した燃料の供給が不可欠となる。インドネシアで

使用される火力発電燃料の供給状況を記載した。

(1) 石炭

石炭は貯炭場で一定期間の貯蔵が可能であり、S分含有率などの石炭の品質を選ばなけれ

ば、特段燃料不足となることはない。燃料の品質によっては、環境規制の関係で出力制限

の可能性があるが、今回の調査ではこのような支障は確認されていない。

- 15 -

(2) 天然ガス

訪問した全ての発電所で天然ガス不足が発生している。代替となる HSD に含まれるＳ分に

より腐食が起こり、発電が停止するという非常に深刻な事態に陥っている発電所もある。

特にガスタービンを利用した発電設備で天然ガスの代わりに HSD を使用して発電すると下

記に示すような問題も生じ、悪循環となっている。

1)ガスタービン発電出力の低下

Gresik の例で見ると平均 5.1MW(定格 112.45MW)の低下となっている。

2)発電効率の低下

Gresik の例で見ると天然ガスと HSD の効率の差は約 1%である。

3)燃料費の増加

Gresik でのインタビュー調査によると燃料価格は下記の通りである。

天然ガス：約 90Rp./Mcal

MFO：約 150 Rp./Mcal

HSD：約 190 Rp./Mcal

0

50

100

150

200

天然ガス HSD MFO

図4.1.1 燃料価格

ガスタービンでは天然ガスの代替は HSD であるため、発熱量あたりの燃料価格は約 2倍

に膨れ上がり、発電コストに大きな影響を及ぼし、その結果、財務的に厳しい状態とな

る。

4)定期点検周期の縮小

Gresik でのインタビュー調査によると、定期点検は運転時間により計画されるが、HSD

燃焼を行うと、短時間の運転であっても HSD 使用による等価運転時間(Equivalent

Operation Hour)が大きくなるため、点検周期が短縮される。その結果、長期的な見方を

すれば、発電する時間が短くなり(収益の減少)、定期点検費用の増加となる。

5)定期点検費用の増加

HSD を使用すれば、HSD 関連機器も定期検査対象機器として追加する必要があるため定

期点検費用の増加に繋がる。

6)設備寿命の低下

統計的なものはないが、一般的に HSD に含まれるＳ分等の不純物によりにより劣化が進

Rp./Mcal

- 16 -

行し、設備寿命が短くなるといわれる。

7)故障発生率の上昇

HSDに含まれるＳ分により腐食を起こし、動翼、燃焼器の損傷を起こす可能性が高まる。

8)環境負荷の増加

環境規制的には問題はないが、HSD に含まれるＳ分により SO2を排出する。

上記の通り、HSD によるガスタービンの運転は、百害あって一利なしであるため、MEMR や

プルタミナ等が中心となって、早期ガス供給が可能となるよう国を挙げて対策することが

望まれる。なお、これまで PJB、Indopnesia Power は PLN 経由で天然ガスを調達していた

が、2004 年 9 月以降は燃料会社より直接調達することとなっている。

なお、今回訪問したガス供給不足となっている発電所の運転状況を下記に記載する。

1)Gresik 発電所

全ユニットガス焚きであるものの、ガスタービン発電設備 4Unit、蒸気タービン発電設

備 4Unit、コンバインド発電設備 1Unit は主に石油(MFO or HSD)により発電している。ガ

ス専焼のコンバインド発電設備 2Unit も燃料供給不足により部分負荷運転を行うことも

あり、天然ガス供給不足に苦慮している。

2)Muara Tawar 発電所

発電所内にガス供給設備はあるもののガス供給がないため、HSD にて運転している。HSD

は燃料コストが高いため、コンバインド設備であるにもかかわらず、主にピーク負荷対

応で使用している。HSD 使用による S分腐食及び頻繁な起動停止による機械への負担のた

め、5 台あるガスタービンのうち 4 台が故障により停止中(ガスタービン動翼及び燃焼器

のクラック)。ガス供給不足による影響が深刻である。

3)Tanjung Priok 発電所

インタビュー調査によると、発電に対する燃料の割合はガス：約 95％、HSD：5%と他の

発電所と比べると比較的良好である。ガス供給会社がメンテナンスのため供給力が低下

し、HSD を燃料として発電している。

(3) MFO

重油焚き汽力発電設備に使用されているが、ガス汽力発電代替燃料として使われることも

ある。

(4) HSD

燃料費が高いため、主に起動用燃料およびガスタービン代替燃料として使用されている。

4.1.4 既存設備の状況 発電設備毎の既存設備状況の概要を下記に記す。

- 17 -

(1) 石炭火力発電

石炭は一定期間の貯蔵が可能であり、燃料供給不足もなく、出力低下も特段なく、比較的

良好に運転されてあると聞いていたが、ある関係筋に伺ったところ、Suralaya 発電所 1～4

号機は出力低下が見受けられるとの情報もあり、再度確認を要す。

(2) コンバインドサイクル発電設備

インドネシアでは多軸型(GT:HRSG:ST=N:N:1 N=2～3)のコンバインドサイクル発電設備が

主に導入されている。設備投資が出力ベース当り多軸型の方が 1 軸型に比べると幾分安価

であること、定期点検実施期間を調整することにより、一定量の発電出力が確保できるた

めである。

今回調査したコンバインド発電設備の状況は以下の通りであった。

1)Gresik 発電所

Block1,3 はガス専焼で運転されているが Block2 は主に HSD で発電されている。2003 年

5 月の運転データから判断すると、出力低下が見受けられる。(定格出力 1,579MW→現在

の発電可能出力 1,490MW(Δ89MW))

2)Muara Tawar 発電所

天然ガス供給がないため HSD で発電されている。GT:HRSG:ST=3:3:1 の設備であるが、

GT2 台が故障のため停止しており、ピーク負荷電源としてガスタービン発電設備 1台が運

転されている。ピーク負荷対応および排熱が少ないこともあり蒸気タービン発電設備は

使用されていない。よって現在発電できるのはガスタービン発電設備 1 台の 130MW 程度

となっている。(定格 640MW(Δ510MW))

3)Tanjung Priok 発電所

定格の過大評価により出力低下がある。(設備容量 1,180MW→現在の発電可能出力

1,167MW(Δ13MW))なお実際の運転データは入手できていない。

(3) ガスタービン発電設備

インドネシアには揚水発電所がないこともあり、主にピーク負荷電源として使用されてい

る。天然ガスの供給不足のため、HSD を燃料として運転しているものがほとんどである。HSD

による発電などにより出力低下が見受けられる。

(4) その他汽力

全般的に経年劣化が著しく、出力が低下している発電設備が多い。今回調査した石炭以外

の汽力発電設備の状況は以下の通りであった。

1)Gresik 発電所

ガス汽力であるが、ガス供給不足により MFO で発電している。度重なる燃料転換により

出力が低下している。(設備容量 600MW→現在の発電可能出力 498MW(Δ102MW))

2)Tanjung Priok 発電所

- 18 -

50MW×2Unit がボイラチューブリークのため停止していた。スタッフによると電力危機

が訪れる 2004 年には修理し、再稼働させるとのことであった。

3)Muara Karang 発電所

今回調査していないが、昨年別の要件で発電所を訪れた際の状況を記載する。MFO 焚き

の 1～3Unit は経年劣化が著しいく、出力が低下している(設備容量 300W→現在の発電可

能出力 285MW(Δ15MW))。ガス焚きの 4～5Unit も出力が低下している(定格出力 400W→現

在の発電可能出力 380MW(Δ20MW))。インドネシアでは川辺に多量のゴミが投棄されてい

るが、雨季になると水位が上がり下流に流され、そのゴミが冷却水取水口前面を塞ぎ、

冷却水不足によりユニットトリップを多発するといった事象が起きていた。

(5)ディーゼル発電設備

今回は現地調査をを行っていないが、Indonesia Power の 2003 年供給力計画書を見る限

りでは、経年劣化したものが多く、発電可能な出力がかなり低下している。(当初の総設備

容量 75.8MW→現在の発電可能出力 50.3MW(Δ25.5MW))

4.1.5 火力発電所の運用状況 火力発電所の効率的な運用を図るために現状の運用状況を取りまとめた。火力発電所を効

率的に運用するためには、適正な運転(Operation)と設備維持(Maintenance)、発電のため

に不可欠な燃料･水(冷却水含む)の確保、継続的な人材育成が不可欠と考える。水の確保は

それほど問題となっておらず、燃料の天然ガスは前述の通り不足しているが、発電所では

対応困難なため本節では対象外とした。

(1) 運転状況(Operation)

1)運転体制

発電業務は Operation Division が担当し、3交代勤務により 24 時間運転監視がなされ

ている。

2)運転方法

最近の設備は自動化が進み、パソコン画面の CRT による自動制御により運転を行ってい

る。古い発電設備になると人間による操作も一部必要とされる半自動制御により運転を

行っている。

3)パトロール

全ての発電所でパトロールチェック表を作成して設備のパトロール監視を行っている。

パトロール回数は 1直当り 2回程度。ただし、Muara Tawar 発電所においては、Muara Tawar

は当初は隣接する Muara Karang 発電所の一部として運営されていて、1997 年の運転開始

から今年まで十分な職員が確保されず、週 1 回しかパトロールを実施していなかった。

本年 7月に増員予定であり、この問題は解消されるとのこと。

4)運転データ収集

- 19 -

約 1～3時間置きにプラントの主要な運転データを収集、記録している。

5)その他

全ての発電所を調査したわけではないが、ISO9002(品質管理)、ISO14001(環境管理)を

取得している発電所(Tanjung Priok 発電所等)もある。

(2) 設備維持状況(Maintenance)

1)設備維持体制

Maintenance Division が日常修繕工事、定期検査等の設備維持業務に従事する。

2)定期検査

一般的には、数名のメーカー指導員の助言を受けながら、通常の定期検査は職員で実施

する。特異なものはメーカーに外注して実施することが多い。なかにはメーカー指導員

なしで職員のみで定期検査を実施する発電所もある(Paiton 発電所)。

3)日常的な修繕

修繕手続きは下記の通りで、Operation Division がパトロールなどで不具合を発見す

るとオペレーションスタッフはオペレーション長に報告。オペレーション長はメンテナ

ンス長に修理依頼。メンテナンス長は修理依頼を受けてメンテナンススタッフに作業指

示。作業は可能な限り早く行うとのことであった。なお、Operation Division から

Maintenance Division への依頼は、パソコン入力依頼と書面による依頼の両方がある。

図 4.1.2 日常修繕プロセス

4)スペアパーツ

発電設備が故障した場合、早急に設備を復旧するにはスペアパーツの貯蔵管理が重要と

なってくるが、今回訪問した発電所では、スペアパーツ使用→使用したスペアパーツの

調達→調達したスペアパーツの保管というサイクルは確立しており、台帳による管理(品

名･貯蔵数量･不足数量･入手時期)もなされている。資金ショートによるスペアパーツ不

足は見受けられないが、調達期間に時間を要し、その間に新たなトラブルが発生して不

具合が起こることがある。

不具合発見報告

Operation Staff

Operation Foreman Maintenance

Foreman

Maintenance Staff

修理依頼

修理指示

- 20 -

図 4.1.3 スペアパーツの貯蔵サイクル

なお、日本におけるスペアパーツは大きく分けて予備品と消耗品に分かれている。

その考え方は下記の通り。

表 4.1.3 日本における予備品・消耗品の考え方

定義 保管数量

予備品 発電所の円滑な運転をはかるために

常備すべき最低限度のもの

基本的に数量は 1である

消耗品 計画的もしくは頻繁に取替えるもの 不具合となっても不足しない量

予備品は不具合の発生が非常に希なものであり、調達期間中に新たな不具合が発生する

ということは考えにくく、インドネシアでは消耗品の保管数量が不足しているように感

じられる。消耗品でもほとんどの材料を海外に依存していると考えられるため、調達期

間を考慮し、余裕のある消耗品の数量管理が必要と考えられる。

また、日本の発電所でも問題となることがあるが、メーカーが設備の製造を中止したた

め、その修理部品が容易に調達できないといった不具合も起きている。特別注文すると

非常に高い価格を提示され、苦労している発電所もある。

(3) 人材育成

1)人材育成

人材育成は職場における訓練(OJT)と職場外研修の両方を導入している。職場外研修の

訓練センターはインドネシア国内に 10 箇所あり、各種のトレーニングプログラムは充実

している。

Suralaya の研修センターには汽力発電設備運転訓練シミュレーターがあり、運転の模

擬トレーニングが可能。コンバインド発電設備の運転訓練シミュレーターがないため、

導入希望はあったが、日本でも全ての発電設備のシミュレーターがある訳ではなく、こ

れは過剰設備と考える。

ｽﾍﾟｱﾊﾟｰﾂの

貯蔵(保管)

ｽﾍﾟｱﾊﾟｰﾂの

使用

ｽﾍﾟｱﾊﾟｰﾂの

調達

故障発生

購入手続 調達時間

調達に時間がかかり、 その間に新たな不具合発生

- 21 -

特段現在の人材育成方法で不満をもっている発電所はないが、メーカーでのトレーニン

グを希望する発電所もあった。

2)人材活性

人事異動はほとんど行われていない。事業所間の人事異動はわずかにあるものの、部門

間(運転部門からメンテナンス部門へなど)の移動はない。人材の活性化を図るためには、

多少の人事異動も必要と感じられる。

4.1.6 運転データからの運用の解析 インタビュー調査によると特段問題視していなかったが、後日 PJB から入手した運転記録

によると(Indonesia Power からは入手できなかった)、発電所における年間のユニットトリ

ップの回数は下表の通り。

表 4.1.4 発電設備別ユニットトリップ回数

括弧内は 1 Unit 当りの平均

Unit 数 1998 年 1999 年 2000 年 2001 年 2002年

石炭汽力 2 Unit 11

(5.5)

15

(7.5)

24

(12)

12

(6)

12

(6)

その他汽力 9 Unit 44

(4.9)

70

(7.8)

57

(6.3)

41

(4.6)

54

(6.0)

コンバインド発電 5 Block 52

(10.4)

138

(27.6)

125

(25)

93

(18.6)

104

(20.8)

ガスタービン発電 7 Unit 8

(1.1)

31

(4.4)

43

(6.1)

33

(4.7)

48

(6.9)

ただし 2002 年は送電線が原因のユニットトリップを含む

コンバインド設備は GT、ST 個別のユニットトリップ回数を示す

日本の電力会社の場合、ユニットトリップの回数は多くても 3回/(年･Unit)程度であるこ

とを考えると、このユニットトリップの多さは、通常ではでは考えられない数値である。

しかしながら発電所においてそれほど問題視しておらず、これ自体が問題である。今回は

この原因を詰めるまでに至らなかったため、次回調査で内容を確認する必要があると思わ

れる。

Paiton 発電所ではたまたまユニットトリップの原因を入手できた(インドネシア語版)。

2002 年におけるユニットトリップの原因の一部は、ボイラチューブのリークであり数回発

生している。これより、定期検査はしているものの、日本では通常に実施されてある設備

の余寿命管理、予防保全が全く実施されていないように思われる。

また Gresik 発電所でインタビュー調査したところ、屋外現場計器の誤動作でユニットト

リップが発生したこともあるが、その現場計器盤は屋外設備であるにも関わらず配線が上

- 22 -

部からなされており(図 4.1.4 参照)、結露などの水の浸入により計器が誤動作したとのこ

とである。これは設備自体の問題である。

図 4.1.4 現場計器配線図

これは据付けメーカーの施行不良的な面もあるが、建設時の施行方法(施工基準)の確立が

なされていないことも原因である。また各発電所の不具合を他の発電所に反映し、不具合

を未然に防止するといった対策がなされていないように感じられる。

4.1.7 火力発電所現地調査結果 発電所調査時の結果を記載する。運用データの入手が帰国後となったため、既存設備運用

の悪さ加減がその時点では不明で、このインタビュー調査では既存設備運用に関して問題

視している発電所が少なかった。

(1) Suralaya 発電所 (Indonesia Power)

調査日 2003 年 6 月 24 日 (火) 14:30～17:00

協議者 先方 B I Eddy（Director of Production） M Saragi(Deputy GM Operation)

当方 山川 古川 藤森団員

1)発電所概要

Indonesia Power 所有の最大石炭火力発電所で設備容量は 3,400MW。（Indonesia Power

の総設備容量(水力含む)は 8,800MW）従業員数 700 人。

2)設備概要

表 4.1.5 Suralaya 石炭汽力発電設備

1 号機 2 号機 3 号機 4 号機 5 号機 6 号機 7 号機 合計

定格(MW) 400 400 400 400 600 600 600 3,400

設置時期 1984 年 1984 年 1989 年 1984 年 1997 年 1997 年 1997 年

現場計器盤 現場計器盤

盤上から配線すると結露などにより水が浸入し、誤動作が生じる恐れがある

下から配線すれば結露などによる水の浸入を防ぐことができる

インドネシアの施行例 日本の施行例

- 23 -

3)燃料

石炭。南スマトラの Bukit Asam Coal Mining Company よりほとんどの燃料を供給して

いるがスマトラ内の石炭輸送能力(スマトラ内の鉄道輸送)が低いため、不足分は質の悪

い石炭(カリマンタン産)を使用している。

年間石炭使用量は約 10,500t ただし全ユニットをフル稼働させた場合は 30,000ｔと

なる。

4)運営状況

2002 年の全体設備における設備利用率は 72％,稼働率は 85％であり、定期検査による

定期点検による停止期間を考慮すると特段悪い数値ではない。出力低下も見られず1、特

段問題なし。

5)オペレーション状況

1 台は定期点検中であるが、そのほかのユニットは特段問題なく運転されている。

6)メンテナンス状況

a.定期点検

数人のメーカーの指導員を派遣しほとんどの作業を職員で実施。現場にいた三菱電機指

導員にインタビュー調査を行ったところ、職員の技術力はかなり高く、指導員なしでも

問題なく定期検査を行えるのではないかという見解であった。

b.日常保修

特段問題視していない。

c.スペアパーツ

新製品(制御装置 Bailey 製)が出たため、旧式のスペアパーツの入手が困難となってい

る。

7)人材育成状況

特段問題視していないが、かなり高度な技術員(メーカーレベル)の派遣による技術力の

向上を希望している。

8)その他

PLN との PPA に不満をもっている。聞取りによると PLN との PPA は 4.5 セント/kWh。

なお IPP の PPA は約 8 セント/kWh で Suralaya 発電所の希望額は 6～7 セント/kWh であ

る。

(2) Gresik 発電所(PJB)

調査日時 2003 年 6 月 25 日(水) 14:30～17:00

協議者 先方 HARYANTO(MG)，Hari Utono，Heru Sriwidodo

当方 藤森団員

1 ある関係筋に伺ったところ、Unit１～４は出力低下が見受けられるとの情報もあり、再度確認を要する。

- 24 -

1)発電所概要

東ジャワに位置する PJB 所有の発電所で、様々な種類の発電方式の設備を持つ。

2)設備概要

発電設備容量 蒸気タービン発電設備：600MW、ガスタービン発電設備：80MW、 コンバ

インド発電設備：1,578MW

表 4.1.6 Gresik 蒸気タービン発電設備（PLTU）：600MW

1 号機 2 号機 3 号機 4 号機 合 計

定格(MW) 100 100 200 200 600

燃料：MFO(本来はガス)

度重なる燃料転換で出力低下中

表 4.1.7 Gresik ガスタービン発電設備（PLTG）：80MW

1 号機 2 号機 3 号機 1 号機 2 号機 合 計

定 格

(MW)

20.1 20.1 0 20.0 21.0 81.2

燃料 HSD(本来

はガス)

3 号機はスマト

ラに移設

表 4.1.8 Gresik コンバインド発電設備（CCPP）：1,578MW

燃料 GT1 GT2 GT3 ST 合計

Block 1 ガス 112.45 112.45 112.45 188.9 526.3

Block 2 HSD 112.45 112.45 112.45 188.9 526.3

Block 3 ガス 112.45 112.45 112.45 188.9 526.3

Block 2 はガス供

給不足によりHSD

を使用

3)燃料

天然ガス供給不足が問題となっている。コンバインドサイクル設備は天然ガスで発電を

希望するものの燃料不足により、Block 2 は HSD で運転している。Block 1 と Block 3 も

燃料不足により出力を下げて運転していることもある。燃料価格も油(MFO)が熱量あたり

で 1.5 倍高い。

4)運営状況

a.蒸気タービン発電設備

当初油炊きで設置されたが、その後環境を考慮しガス転換した。しかしながら現在ガス

供給不足により HSD を炊いて発電中。ミドル or ピーク対応用。度重なる燃料転換による

出力低下あり。

b.ガスタービン発電設備

5 台あったが 1 台はスマトラに移設。ガス供給不足により HSD により発電中。HSD を炊

いているため出力低下あり。ピーク対応用。1台発電機ターニングシステムのトラブルに

より停止中。

c.コンバインド発電設備

- 25 -

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、ミドル負荷運用。

コンバインド発電設備の 2001 年の稼働率は約 90%であり良好に運転されている。

5)オペレーション状況

特段問題なく運転されている。

6)メンテナンス状況

a.定期点検

数人のメーカーの指導員を派遣しほとんどの作業を職員で実施。

b.日常保修

特段問題視していない。

c.スペアパーツ

使用→調達→保管のサイクルができており問題なし。

7)人材育成状況

OJT および職場外研修による訓練を実施。

メーカーにおけるトレーニングを希望している。

(3) Paiton 発電所 (PJB)

調査日時 2003 年 6 月 24 日(木) 14:00～17:00

協議者 先方 NYOMAN (Deputy MG of Maintenance) RUSTAM(Deputy MG of Operation)

当方 藤森団員

1)発電所概要

東ジャワに位置するPJB所有の石炭火力発電所で、IPPの石炭火力発電所(600MW×２機)

が隣接されてある。

2)設備概要

表 4.1.9 Paiton 石炭火力発電設備

1 号機 2 号機 合計 備考

定格(MW) 400 400 800 1994 年運転開始

3)燃料

カリマンタン島産の石炭を使用。燃料不足に陥ったことはない。

4)運営状況

出力低下もなく良好。

5)オペレーション状況

2002 年は設備利用率：約 63%、稼働率：約 77%と稼働率がやや低いものの、それ以前は

稼働率が約 90%あり良好に運転されている。

6)メンテナンス状況

a.定期点検

- 26 -

基本的には職員のみで対応。ただし特殊な場合はメーカーの指導員を派遣し対応してい

る。

b.日常保修

特段問題視していない。

c.スペアパーツ

使用→調達→保管のサイクルはできているが、調達期間が長く、その間に不具合が発生

することがたまにある。

7)人材育成状況

特段問題視していない。

8)その他

現在、第 6高圧給水加熱器チューブリーク及び高圧給水弁のグランドリークが発生して

いるものの既に定期検査で修理が計画されている。

こまめに不要な電気を消し、所内動力の低減を図っていた。

(4) Muara-Tawar 発電所 (PJB)

調査日時 6 月 26 日(金) 15:00～17:20

協議者 先方 ADHITYA SAPTA A(Operation Planning & Controling), SATRIO WAHYUDI

(Maintenance Planner & Controler), Tris Prayogo (E-Maintenance),

Agi Sehawan (Operation)

当方 前原、佐々木、福瀬、山川、藤森団員

1)発電所概要

西ジャワに位置する PJB 所有の発電所で当初は天然ガス焚きのベース負荷用としてコ

ンバインド発電設備(GT:HRSG:ST=3:3:1)が設置され、2台のガスタービン発電設備がピー

ク負荷用として設置された。

2)設備概要

表 4.1.10 Muara Tawar コンバインド発電設備およびガスタービン発電設備

燃料 GT1 GT2 GT3 ST 合計

Block 1 HSD 140 140 140 220 640

Block 2 HSD 140 140 280

ガス供給不足によ

り HSD を使用

ガス炊き有効出力

ベース

ABB 製 1997 年運転

開始

3)燃料 HSD

天然ガスが供給されないため、HSD で運転。計画では天然ガスは 2006 年頃にスマトラ

から供給される予定。

4)運営状況

GT5 台中 4 台が故障により停止中。なお故障中の 4 台は 2004 年には運転が再開される

- 27 -

見込み。

5)オペレーション状況

ガスタービン 5 台中 4 台が GT の動翼、燃焼器のクラックにより停止中。原因は HSD 内

の S分による腐食及び頻繁な起動停止による機器への負担によるもの。Block 1 の GT1 の

みがピーク対応として運転中。ピーク対応であるため蒸気タービン設備は利用されてい

ない。

6)メンテナンス状況

a.定期点検

数人のメーカーの指導員を派遣しほとんどの作業を職員で実施。

b.日常保修

特段問題視していない。

7)人材育成状況

電気エンジニア、上級技術者(分析、解決のできるエキスパート)、シニアレベルの人材

が不足していることを問題視していた。

8)増設計画

a.シーメンスにより GT100MW×6 機が建設中。(2004 年 4 月完成予定)

b.JBIC 融資により CCPT 225MW 2007 年予定(PJB 希望)

9)その他

運転開始から職員が不足し、日常のパトロールも週 1 回程度しかできていなかったが、

来月から増員され、問題が解決されるとのこと。

(5) Tanjung Priok Power Station (Indonesia Power)

調査日時 2003 年 6 月 27 日(土) 10:00～12:00

2003 年 6 月 29 日(月) 10:00～14:30

協議者 先方 TULUS RUSENO(Maintenance MG),BURLIAN PRASETYO(Maintenance

Engineer)，MOH ARIFIN(Operation Engineer)

当方 前原、藤森団員 (月)は藤森団員のみ

1)発電所概要

西ジャワに位置する Indonesia Power 所有の発電所。全従業員数は約 385 名。

2)設備概要

表 4.1.11 Tanjung Priok CCPP 設備概要：1,080MW

燃料 GT1 GT2 GT3 ST 合計

Block 1 ガス 130 130 130 200 590

Block 2 ガス 130 130 130 200 590

95％天然ガス,5%HSD。

Alstom 製 1994 年運転開始

- 28 -

表 4.1.12 Tanjung Priok PLTU 設備概要

メーカー 燃料 1 号機 2 号機 合計 備考

MHI 油 50 50 100 1972 年運転開始。

現在停止中。リハビリ後 2004 年に再稼働予定

シーメンス 油 25 25 50 廃止。跡地に 720MW クラスの CCPP 新設計画(今

年度 JBIC 要請案件)

表 4.1.13 Tanjung Priok PLTG 設備概要

メーカー 燃料 1 号機 2 号機 合計 備考

W-House ガス 26 26 52 1976 年運転開始。ピーク/ブラックスタ

ート用

GE ガス 48.8 48.8 97.6 バリに移設予定

3)燃料

天然ガスはほとんど供給されているが、ガス供給会社の定期検査が行われるときは、ガ

ス供給が不足するため、HSD で運転している。

4)運営状況

コンバインドサイクル発電設備は若干の出力低下があるものの、GT の羽根をオーバー

ホールすることにより 1年以内に回復する見通し。コンバインドサイクル設備の ST は定

格が 200MW であるが、コミッショニング時より 185MW 程度しか出力されていない(復水器

の容量不足)。

MHI 製の汽力発電設備(50MW×2Unit)はボイラチューブ等の大幅なリハビリを必要とし

ているが、現在は供給力に問題がないため、供給力に支障がでる 2004 年に修理を予定し

ている。

5)オペレーション状況

後日運転データを入手したところ、稼働率は約 80%とやや低いが、事故停止率は約 1%

であり、データでは問題なく運転できている。

6)メンテナンス状況

a.定期点検

数人のメーカーの指導員を派遣しほとんどの作業を職員で実施。

b.日常保修

特段問題視していない。

c.スペアパーツ

使用→調達→保管のサイクルはできており特段問題なし。

7)人材育成状況

- 29 -

特段問題視していない。

8)増設計画

既設のシーメンス製 ST Unit を撤去し、その跡地に 720MW クラスのコンバインドサイク

ル発電設備を設置予定。(今年度の JBIC 融資案件候補)

9)その他

設備の不具合としては、Block 2 の GT3 発電機固定子コイルの絶縁物の一部が剥がれて

おり、今後の運転に不安を残す。なお、本コイルは 1999 年に巻替え修理を行っている。

海水淡水化装置の容量低下と導電率の悪化を問題視している。

制御装置が古いため、更新を希望していた。

燃料調達はこれまで PLN が行っていたが、2004 年 9 月以降は Indonesia Power で

調達を行う。

4.2 水力発電所設備における運用改善 4.2.1 ジャワ・バリ地域の水力発電施設 (1) 設備概要、設備出力及び有効出力

PLN は 1995 年にジャワ・バリ地域の発電部門をジャカルタに本社のある Indonesia Power

社及びスラバヤに本社を置く PJB (PT PEMBANGKITAN JAWA-BALI)社の 2つに分割した。また、

この地域には幾つかの IPP 企業群があるが、これらの内、水力発電施設について見ると PJT

II (PERUM JASA TIRTA II)社 1 社のみであり、Jatilhur 水力発電所を所有している。

ジャワ・バリ地域の水力発電設備の概要、設備出力及び有効出力等を取り纏め、

IndonesiaPower社の施設については表4.2.1に、また PJB社及び PJT II社の施設は表4.2.2

に示す。Indonesia Power 社から有効出力の詳細データが入手できていないが、全体を把握

するため各社の設備出力、有効出力及び低減量（2003 年 6 月末時点における）を試算しそ

の結果を以下に示す；

出力(MW) 低減量 企業名

設備出力 有効出力 MW %

Indonesia Power 社 1,104.10 928.21＊ 175.89 15.9

PJB 社 1,289.38 1080.04 209.34 16.2

PJT II 社 183.00 171.00 12.00 6.6

合計 2,576.48 2,179.25 397.23 15.4

PLN 全体（参考）＊＊ 15,493.60 14,562.50 931.10 6.0

註：＊上述のように有効出力の値が若干変る、＊＊出典：PLN Statistics 2001

これより、ジャワ・バリ地域の水力発電設備の場合、有効出力は設備出力より約 15%少な

く、また PLN 全体の低減率 6.0％より遥かに高くなっている。これら水力の減少分は、所内

電力等(PJB 社の数値はこれも含まれている)も含まれるが僅かであり、最も大きなものは、

- 30 -

表 4

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- 32 -

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- 34 -

Saguling-1 号機(175.18MW)、Cirata-3 号機(126.00MW)の主変圧器故障による 1年以上に亘

る発電機運転休止(出力合計 301.18MW)である。

(2) 水力発電施設の推移（表 4.2.3 参照）

ジャワ・バリ地域の水力発電施設は、西ジャワ州で 1920 年代において、お茶のプランテ

ーション従業員の家庭用電気とその製造用工場の電力のため、Plengan(1922 年運開)、

Bengkok 及び Dago(共に 1923 年運開)、Ubrug(1924 年運開)、Lamajan(1925 年運開)、

Kracak(1927 年運開)等の流れ込み発電所が設置されたのが始まりである。1930 年代から

1960年代前半まで第2次大戦中の休止期間を除き単機出力で10MW以下の中小の発電施設が

建設された。1960 年代後半にはいると、チタルム川中流域の Jatilhur 地点に 25MW－6 機(計

150MW)の発電所が完成し、大規模水力開発の幕開けとなり 1990 年代に至るまで、単機出力

で 10MW 以上の設備を有する Sutami、Wilingi、Garung、Saguling、Sudirman、Sengguruh、

Cirata、K.Ombo、Tulung Agung 等の発電所が相次いで建設された。水力の累計設備出力は

1986 年には 1,000MW を越え、更に 1993 年には 2,000MW を越え、現在では 2,500KW 台に至っ

ている。これらの中で、Saguling 及び Cirata 両発電所は単機出力が 100MW 以上あり、両者

合わせて約 1,700MW となり、水力設備出力の 7割弱を占めている。

1995 年以降に設置された水力発電施設は、1997～1998 年にかけて Cirata 発電所の 5～8

号機 4機(計 504MW)の増設、1994～1998 年にかけて Jatilhur 発電所の水車改造 6機(150MW

➝180MW)、同発電所の小水力施設(3MW)及び 1999 年に完成した東ジャワのブランタス河支

流の Wonorejo ダム（公共事業省）の発電施設(6.5MW、運開 2003 年 4 月)であるが、今後ジ

ャワ・バリ地域においてはチソカン揚水プロジェクト＊を除き大規模な水力開発は予定さ

れていない。

＊Saguling 発電所の西に位置し、既設 500KV 送電線からも比較的近い位置に計画されて

いる揚水発電所である。2009 年(500MW)、2010 年(500MW)の運開とされ、総工事費約 12 億

US$が見込まれていた。現時点では JBIC の支援が得られず、世界銀行への方向転換が画さ

れている。

一方、1920 年代に設置された施設の内、Plengan、Ubrug、Lamajan、Kracak 等は 1993 年

に一括更新されたが、同時期あるいはそれ以降に運開となった施設についてみると、未更

新の施設が半数近くあり、老朽化発電設備の改修或いは更新計画が必要である＊＊。

＊＊➀再開発有望地点（西ジャワ：Cisangkuy 地点、東ジャワ：Kali Konto 地点）につい

ての河水利用率を用いた設備容量決定方法、経済性評価手法、➁Cisangkuy 地点の再開発計

画手法（Pre-F/S レベルの検討）については、後述の 2001 年に派遣された短期専門家によ

り技術移転がなされた。

- 35 -

表 4.2.3 水力発電施設の推移

地点 累計 1 2 3 4 5 6 7 81 1 W Plengan 1,2,3 1922 3.54 3.54 1.18 1.18 1.18 - - - - -2 2 W Bengkok 1,2,3 1923 3.15 6.69 1.05 1.05 1.05 - - - - -3 2 W Dago 1923 0.70 7.39 0.70 - - - - -4 4 W Ubrug 1, 2 1924 11.88 19.27 5.94 5.94 - - - - - -5 5 W Lamajan 1,2 1925 13.04 32.31 6.52 6.52 - - - - - -6 6 W Kracak 1, 2 1927 12.60 44.91 6.30 6.30 - - - - - -7 7 W Plengan 5 1930 1.61 46.52 - - - - 1.61 - - -8 7 E Mendalan 1930 5.60 52.12 5.60 5.80 5.80 5.80 - - - -9 9 W Lamajan 3 1934 6.52 58.64 - - 6.52 - - - - -

10 9 E Mendalan 1934 11.60 70.24 -11 11 C Jelok 1,2,3 1937 15.36 85.60 5.12 5.12 5.12 - - - - -12 12 C Ketengger 1,2 1939 7.04 92.64 3.52 3.52 - - - - - -13 12 C Ketengger 3 1939 1.00 93.64 - - 1.00 - - - - -14 14 W Ubrug 3 1950 6.48 100.12 - 6.48 - - - - -15 15 W P.Kondang 1, 2 1955 4.98 105.10 2.49 2.49 - - - - - -16 15 W P.Kondang 3, 4. 1955 4.92 110.02 - - 2.46 2.46 - - - -17 15 E Giringan 1955 3.20 113.22 0.90 0.90 0.90 - - - - -18 15 E Mendalan 1955 5.80 119.0219 15 E Siman 1955 10.80 129.82 3.60 3.60 3.60 - - - - -20 20 W Kracak 3 1958 6.30 136.12 - - 6.30 - - - - -21 21 E Golang 1959 2.70 138.82 0.90 0.90 1.40 - - - - -22 22 W Cikalong 1961 19.20 158.02 6.40 6.40 6.40 - - - - -23 23 W Plengan 4 1962 2.02 160.04 - - - 2.02 - - - -24 23 C Jelok 4 1962 5.12 165.16 - - - 5.12 - - - -25 23 C Timo 1 1962 8.00 173.16 4.00 4.00 - - - - - -26 26 C Timo 2,3 1963 4.00 177.16 - - 4.00 - - - - -27 27 W Jatiluhur 1967 150.00 327.16 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 - -28 28 E Ngebel 1968 2.20 329.36 2.20 - - - - - - -29 29 E Selorejo 1973 4.48 333.84 4.48 - - - - - - -30 30 E Sutami 1976 105.00 438.84 35.00 35.00 35.00 - - - - -31 31 C Sempor 1980 1.00 439.84 1.00 - - - - - - -32 31 E Wilingi 1980 54.00 520.24 27.00 27.00 - - - - - -33 33 C Garung 1982 26.40 466.24 13.20 13.20 - - - - - -34 33 E Wonogiri 1982 12.40 532.64 6.20 6.20 - - - - - -35 35 E Lodoyo 1983 4.50 537.14 4.50 - - - - - - -36 36 W Saguling 1,2 1985 350.36 887.50 175.18 175.18 - - - - - -37 37 W Saguling 3,4 1986 350.36 1,237.86 - - 175.18 175.18 - - - -38 38 C Sudirman 1,3 1988 120.60 1,358.46 60.30 - 60.30 - - - - -39 38 E Wadas Lintang 1988 18.00 1,376.46 9.00 9.00 - - - - - -40 38 E Tapen 1988 0.75 1,377.21 0.75 - - - - - - -41 38 E Sengguruh 1988 29.00 1,406.21 14.50 14.50 - - - - -42 38 W Cirata 1988 504.00 1,910.21 126.00 126.00 126.00 126.0043 43 C Sudirman 2 1989 60.30 1,970.51 - 60.30 - - - - - -44 44 C Klambu 1992 1.17 1,971.68 1.17 - - - - - - -45 44 C K.Ombo 1992 22.50 1,994.18 22.50 - - - - - - -46 44 C Pejengkolan 1992 1.40 1,995.58 1.40 - - - - - - -47 44 E Sidorejo 1992 1.40 1,996.98 1.40 - - - - - - -48 48 E Tulung Agung 1993 36.00 2,032.98 18.00 18.00 - - - - - -49 49 W Cirata 5,6 1997 252.00 2,284.98 - - - - 126.00 126.00 - -50 50 W Cirata 7,8 1998 252.00 2,536.98 - - - - - - 126.00 126.0051 50 W Jatiluhur 1998 30.00 2,566.98 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.0052 52 W Jatiluhur 2002 3.00 2,569.98 3.0053 53 E Wonorejo 2003 6.50 2,573.48 6.50 - - - - - - -

註：　E=East, C=Central, W=West, 　運開年：明確でないものは適宜仮定した

順位 位置設備容量（MW) 単機容量（MW)

運開年地点名

- 36 -

上記は、何れもPLN及びIPPによる商業用発電設備であるが、地方の集落は広い国土の隅々

にまで散在しており、既設送配電線より遠く離れた地域など将来においても商業用電源に

よる電化が期待できない地域も多く存在する。このため、1985 年、法律第 15 条の制定によ

り協同組合は私企業と共に PLN の補完的な立場で電化事業に参加できるようになった。JICA

は協同組合・小企業省に専門家を派遣し、無償資金協力事業による小水力電化事業をはじ

めとする地方電気事業の推進について協力してきた。ジャワ・バリ地域において今までに

実現した協同組合方式（住民参加型）による地方電化支援事業の実施概要を以下に示す；

計画名 所 在

地

出力 使 用

水量

落

差

戸

数

水車 発 電

機

取水ﾀﾞﾑ 導水路 運 開

年

Cicemet ｽｶﾌﾞﾐ 60.0

kW

0.5

m3/s

20m 700 ｸﾛｽﾌﾛｰ 同期 新設蛇籠 既 設 灌

漑水路

1997

Citalahab ﾎﾞｺﾞｰ

ﾙ

5.4kW 0.1

m3/s

8m 55 逆転ﾎﾟﾝ

ﾌﾟ

誘導 新設ｺﾝｸﾘｰ

ﾄ

既 設 灌

漑水路

1998

Leuwijamang ﾎﾞｺﾞｰ

ﾙ

33.0

kW

0.4

m3/s

14m 260 ｸﾛｽﾌﾛｰ 同期 新設蛇籠 既 設 発

電水路

2002

註：1)出典「インドネシア共和国電力セクターに係るセクター調査」D/F 報告書（JBIC）

2)これらの施設は何れも西ジャワ州にあり、実施者は IBEKA 財団(NGO)である

3)ジャワ・バリ地域は人口密度も多く遠隔地と言われる地域は比較的少なく、2001 年

のジャワ地域村落単位の電化率は 98.4％であるが、世帯単位の電化率は 56.2％とな

っている。

(3) 水力発電施設の分布状況

Indonesia Power 社の設備は西ジャワから中部及び東部ジャワにまで分布している。一方、

PJB 社は Cirata 発電所のみが西ジャワにあり、他の施設は東ジャワにある。また、PJT II

社の Jatilhur 発電所は西ジャワに位置する。

4.2.2 既設水力発電施設の維持・管理に係る技術協力 既設発電所の維持・管理に関する技術協力は、従来 PLN の所有する発電所のうち、大型火

力発電所を協力の対象としていたが、既設の水力発電所においても種々の故障が発生し、

また資金難から発電設備の維持・補修にも十分配慮できない状況にあることが指摘され、

平成 12 年度から対象に加えられた。これより、既設水力発電施設についてはリハビリ・有

効活用（リパワリング）の観点からの調査が必要となり、2001 年 10 月より約 2.5 ヶ月間、

次の 2 項目の調査を実施しその手法を PLN 計画局職員に技術移転することを目的として

JICA 短期専門家 2 名が派遣された。調査項目は、➀既設発電設備の健全度調査、➁貯水池

運用や使用水量の見直しを含めたリハビリ・リパワリング計画の策定であった。この時に

- 37 -

Saguling、Plengan、Lamajan、Cikalong、Bengkok、Cirata、Jelok、Timo、Selorejo、Mendalan、

Siman、Tulung Agung、Sutami 等既設水力発電所の維持・管理状況調査が実施された＊。

この調査による提言・要望は以下の通りであった；

1)予防保全技術の技術移転

厳しい予算や電力危機の状況から、効率的な設備保全・発電機器の稼働率の向上が喫緊

の課題であるが、既存の発電機器についてみると事後保全技術の水準はあるが、予防保

全技術は殆ど導入できていないため、これらの状況に対応可能な効率的な技術移転が必

要。

2)Saguling 発電所への協力

水質悪化によるオイルクーラー、エアークーラーの配管腐食による漏水が激しく、水

車・発電機運転上の直接的な支障は未だないが、大量の漏水による発電機のトラブルに

繋がる可能性もあり、抜本的な対策が必要。

3)リパワリング計画については、開発調査の形でチームとして実施するか、専門家が実

施する場合は測量・設計等の業務を外注する等の工夫が必要。

＊詳細については各専門家の総合報告書（平成 13 年 12 月 14 日付け）参照

4.2.3 水力発電施設の現地調査 2003 年 6 月 25 日から 6 月 28 日にかけて西ジャワ州のバンドン周辺の山岳を源流として

いるチタルム川水系の上流より Saguling、Cirata、Jatilhur の 3 水力発電所を調査した。

前 2 発電所は PLN から分離した Indonesia Power 社及び PJB(PT PEMBANGKITAN JAWA-BALI)

社に所属し、一方 IPP として分類されている Jatilhur 発電所は、PJT II(PERUM JASA TIRTA

II)社に属している。

(1) 発電所の運用

これら 3発電所の出力は、100MW を越えた大きな出力を持っており、何れも大容量の貯水

池を有しているが、発電所の運用はおのおのの立地条件により違っている。これらを表に

纏め、以下に示す；

- 38 -

発電所名 総貯水池

容 量

(MCM)

有効貯水

池 容 量

(MCM)

総出力

(MW)

発 電

機数

単機

出力

(MW)

運用 適用

Saguling 962 609 700.72 4 175.18 ピーク対応 雨期（豊水期）にはベース負

荷にも対応

Cirata 2,165 796 1008.00 8 126.00 ピーク対応 ベース負荷にも対応

Jatilhur 3,430 3,290 186.60 6

1

1

30.00

3.00

(3.60)

ベース対応

PLN 用

所内電力用

ベース対応は、下流灌漑用

水、ジャカルタ上水優先のた

め

Saguling、Cirata 両発電所は、貯水量が減少する時期（主に乾期）はピーク対応の運用

とし、Jatilhur 発電所は、下流灌漑用水、ジャカルタ上水優先のためベース対応の運用と

なっている。但し、Saguling 発電所では、雨期（豊水期）にはベース負荷にも対応してお

り、Cirata 発電所は貯水量に応じ乾期でもベース負荷に対応している。

3 発電所の系統運用については、毎月 P3B、Saguling、Cirata、Jatilhur の代表者が連絡

会議を開き翌月の運転・発電量を協議し、P3B から発電量の割当がある。

(2) Saguling 発電所

当発電所の職員数は約 300 人で、その他同発電所に所属する中小水力発電所の職員が約200人である。面接者及びヒアリングの内容を以下に示す； 1)面接者；Mr. Sumarna Prawiranegara (General Manager)、Drs. Bambang Busomo (Manager

of System & Human Resources)、Mr. Sulicma、Mr.Maman Rukmana、Mr.Ideal Aeman、Mr.Mahdar

(Operation & Maintenance Group)

2)ヒアリング内容

➀各発電機の運転・点検状況；6月 18 日時点での状況は次表のとおりである。

UnitNo. 前回の精密点検 精密点検後の運転時間 当日運転時間 運開年

1 号機 1995 年 35,728 0 1985

2 号機 1992 年 53,146 11 時間 58 分 1985

3 号機 1994 年 42,668 3 時間 43 分 1985

4 号機 1996 年 37,840 7 時間 40 分 1986

➁維持・管理上の問題点

a.発電機 4 基の内、1 号機が主変圧器(500/16.5KVA)の低圧側の故障＊により昨年 6 月よ

り停止中（事故後 1年以上経過）、

b.短期派遣の矢田専門家から指摘のあったオイル・クーラー、エアー・クーラーについて

は、代替部品により発電所で修理済み。但し、エアー・クーラーについては熱交換機の効

- 39 -

率が悪く、あまり改善されていない、

c.オイル・クーラー、エアー・クーラーの機器、配管類の損傷の原因の 1つとして冷却用

水の水質悪化が指摘されている。これはバンドン周辺からの都市排水の流入による水質汚

染が大きな要因ではあるが、その対策は今のところ何も取られていない、

d.上記冷却用水はドラフト・チューブからポンプ取水(水圧 4kg/cm2)しているため、浄水

装置を付けるのは困難、

e.貯水池の水質モニタリングは、バンドンの大学と共同で 3ヶ月に 1回実施。

＊事故発生の経緯：2002 年 6 月 26 日午前１時頃、南バンドン－チビノン間の送電線でト

リップが発生し、その影響で Cirata 発電所の 3 号機発電機が焼けた。その後、午前 4 時

半に Saguling 発電所 1、2号機発電機の主変圧器のブッシング（変圧器上部にある送電線

と変圧器を結ぶ部品）3本の内、1本が完全に焼け落ち、他の 1本も碍子が一部損傷した。

このため、Saguling 発電所 1、2 号機（350MW）及び Cirata 発電所の 3 号機（126MW）の

合計 476MW が停止した。

➂主変圧器の故障及び修理工程：Indonesia Power 社或いはインドネシア国内での修理は

無理なので、製造元の三菱電機に現地代理店を通じ補修依頼済みで、6 月末(予定では 6

月28日)に新部品が現地到着予定（実際には7月上旬に確認したがまだ到着していない）。

新部品の製作(Special Winding)には約 6 ヶ月を要するとのことであるが、輸送の日程

を考慮しても 1 年以上発電機が止っており、更に現地での据付、調整(主に Winding)に 3

ヶ月程度の期間を必要とする。三菱電機の技術者も 7月に Saguling 発電所に来る予定。

➃2 号機の精密点検・検査：2号機の運転時間は、6月 18 日時点では所定の点検周期であ

る 40,000 時間（又は、5年）を超えているため、1号機主変圧器の修理工程に合わせて精

密点検・検査(Major Overhaul)を実施する。これは、1、2 号機の主変圧器の回路が繋が

っているため、1 号機の主変圧器の現地での据付、調整期間中（3 ヶ月程度）2 号機は運

転出来ないためである。また、この精密点検・検査にも約 3ヶ月を要する。

➄オイル・クーラー、エアー・クーラー用配管類の損傷原因：水質以外の原因として、振

動が想定されたがこれは無関係（振動はない）とのこと。

➅水文情報：Saguling 貯水池の上流域には 13~14 ヶ所のテレメトリー局があり、降雨量、

流量情報が即時に Saguling 発電所に入るが、同発電所に所属する中小水力発電所の発電

量、流量等は電話・Fax 等で連絡。

➆発電所及び土木施設：アクセス・トンネル、発電所共漏水は殆どなく良好な状態で管理

されている。また、これ以外のダム、ゲート、導水路トンネル、水圧鉄管等の土木施設に

ついても問題ないという答えのため、特に発電に支障のあるような問題点はないものと推

定される。貯水池の堆砂量は毎年測定している。

➇訓練：以下の 2種類に分けて実施している

a.職場訓練(On Site Training)

- 40 -

技能(skill)、知識(knowledge)、態度(attitude)の 3 項目について実施。

b.能力訓練(Competency Base Training)

運転員グループ及び維持・管理グループの各々を 3等級に分け、等級毎に実施。

➈IT 技術の導入：Indonesia Power 社の予算で、今年及び来年にかけて IT 技術を導入中。

➉Saguling 発電所からの要望事項

a.IT 技術の訓練

b.技術・知識の改善（特に水車効率について）

c.超高圧変圧器についての修繕技術・知識

(3) Cirata 発電所

当発電所の職員数は約 110 人である。面接者及びヒアリングの内容を以下に示す；

1)面接者；Mr. Hartono、Mr. Achmad Bfbndi (Supervisor for Production)、Mr.Aden

Sianturi (Supervisor for Maintenance)

2)ヒアリング内容

➀各発電機の運転・点検状況；6月 28 日時点での状況は次表のとおりである、

Unit

No.

前回の精密点検

時の運転時間

点検後の運転時

間

当日運転時

間

運開年

1 号機 50,633 1,248 4 時間 11 分 1988

2 号機 46,968 2,429 9 時間 18 分 1988

3 号機 45,304 2,291 0 1988

4 号機 47,733 1,014 4 時間 29 分 1988

5 号機 14,370 253 4 時間 33 分 1997

6 号機 13,316 0 0 1997

7 号機 12,070 1,619 5 時間 3分 1998

8 号機 13,033 1789 12時間34分 1998

➁維持・管理上の問題点

a.発電機 8基の内、3号機が主変圧器(500/16.5KVA)の故障により昨年 6月より停止中（事

故後 1年以上経過）。

b.6 号機は、定期点検(General Inspection)のため休止中(点検期間約 40 日)。

c.オイル・クーラーは、1～4 号機のものが手動清掃、5～8 号機が自動清掃方式となって

いる。1～4号機の中で 2、3号機のタンクが小型になっているが、これは既に代替部品に

より発電所で修理済みのようである。手動清掃は約 1日かかるが、配管類・タンク内部等

の腐食等は Saguling 発電所の場合程ひどくはないようである。

d.オイル・クーラー、エアー・クーラーの機器、配管類の損傷の原因の 1つとして冷却用

水の水質悪化が指摘されている。Cirata 発電所では、周辺住民の生活振興策の一環とし

- 41 -

て政府が貯水池における淡水養殖を奨励しており、餌の与え過ぎから貯水池が富栄養価し、

残餌の一部が冷却水に混入するためと推定している(下流の Jatilhur 発電所についても

同様)。

e.エアー・クーラーについては、4号機のものが修理中であったが、漏水でクーラーの下

部に水が溜まるようであり、またエアー・クーラーの熱交換効率が悪いためか、発電所の

内部の気温は地下式であるにも係らず高かった。

➂主変圧器の故障：英国に本社がある GETS という現地法人に依頼し修理中、修理工程に

ついては不明。

➃Cirata 発電所の運用、維持・管理マニュアル：運開時にコンサルタントが作成したも

のがあるが、ピーク運用等、当初と違った運用、維持・管理が実施されているため、シン

ガポールに本社のある MTS(Maintenance Total Solution)社に依頼し、マニュアルの見直

しを図っている。例えば当初のマニュアルでは、運開後、定期点検は 3年に 1回（年次点

検 2回を挟んで）とされていたが、ピーク対応の運用では 1日 4時間しか運転しないこと

もあり、4年に 1回とした。

➄発電所及び土木施設：アクセス・トンネル、発電所共漏水は殆どなく良好な状態で管理

されている。また、これ以外のダム、ゲート、導水路トンネル、水圧鉄管等の土木施設に

ついても問題ないようである。

(4) Jatilhur 発電所

当発電所は、チタルム川水資源総合開発の一環として下流域の Jatilhur 地点に灌漑、発

電、上水供給、洪水調節を目的とした多目的ダム事業の一環で、1957 年から 1967 年にかけ

て建設され、建設後 1967 年から 1970 年までは Jatilhur State Company という国営企業で

あった。その後、1970 年から 1998 年は Jatilhur Authority という公団となり、更に公共

事業省管轄の Jatilhur 灌漑事業、内務省管轄の Jatilhur Tertiary 灌漑事業、工業省管轄

の Jatilhur State Company 及び西ジャワ州政府管轄の Purwakarta 地域公共事業が統合さ

れ、1998 年より PJT II (PERUM JASA TIRTA II)という社名に変更され、公共サービスを提

供するとともに利益を出すよう民営化された。

歳入の割合は、70％が発電、25％がジャカルタへの上水用原水供給、残り 5％がホテル、

レストラン、会議場等の観光事業からの収入である。灌漑事業からの収入はない。職員数

は約 500 人（5 部門で）、発電機・運転員は 8 人で 3 交代となっている。面接者及びヒアリ

ングの内容を以下に示す；

1)面接者；Ir. H.Tukul Santoso, MM (Operation & Maintenance Director)

2)ヒアリング内容

民営化されたので、発電所内部の撮影は禁じられており、また資料の収集も困難であった

ことからインタビューによる情報を得るに留めた。

➀貯水池の運用状況；昨年の干ばつにより、灌漑対象地域の農家が稲の再植付けを行った

ため、これに合わせて灌漑用水を放流せざるを得ず、現在は渇水時の貯水池のルールカー

- 42 -

ブを割り込んだ形で運用している。このため、発電量が少なくなっており、歳入が大幅に

減少している（目標；9.25 億 KWh、発電電力量；6.5 億 KWh、約 30％減）。

➁維持・管理上の問題点

a.1994 年から 1998 年にかけて発電所の出力を 150MW から 180.0MW に増強したが、当初導

入した機器がフランス製であったため同国の機器を設置した。しかし、この機器は最新式

のため、制御盤がカード方式となっており、このカードが高価なため困っているとのこと。

b.定期点検(Overhaul と称している)は 20,000 時間毎、精密点検・検査(Major Overhaul)

は 5 年に 1回(点検期間は通常 1ヶ月)実施しているが大きな問題はない。

c.エアー・クーラーの一部が修理中であったため、発電所の内部の気温は地下式であるに

も係らず高かった。

d.Jatilhur 発電所でも Cirata 発電所同様、周辺住民の生活振興策の一環として政府が貯

水池における淡水養殖を奨励しており、餌の与え過ぎから貯水池が富栄養価し、残餌の一

部が冷却水に混入するため水質汚濁が進行していると推定している。

e.技術的な問題ではないが、PJT II 社の PLN への売電単価が 90Rp/KWh で他の IPP よりも

低いため、十分な予算が発電所の運用、維持・管理に充当できない。

➂小水力発電：ダム下流の Curug 地点に、3.0MW(PLN 用)及び 3.3MW(社用)の小水力発電機

器を 2002 年に設置。

➃発電量：当発電所の発電形態は、灌漑、上水、洪水調節が主体で、発電はベースを担う

従属発電となり、年平均の発電電力量は約 9億 KWh でこの内、95％を PLN に、残り 5％を

所内電力として使用。

➄発電所及び土木施設：アクセス・トンネル、発電所共漏水は殆どなく良好な状態で管理

されている。また、これ以外のダム、ゲート、導水路トンネル、水圧鉄管等の土木施設に

ついても問題ないようである。また、余水吐は朝顔型の形式で取水塔も兼ねた円形の構造

物でその下部に発電所が設けられ主機は円周上に配置されている。

4.3 系統関連における運用改善 4.3.1 事前調査結果 「最適電源開発のための電力セクター調査」によれば、ジャワ･バリ系統の状況は下記の

とおり。

(1) ジャワ島は東西の長さが約 1,000km に渡る細長い島であるため、ジャワ島西部のスラ

ラヤ発電所からジャワ島東部のパイトン発電所に至る 500kV 北回り送電線（２回線）を中

心として、ジャワ･バリ系統は構成されている。現在、西部にジャカルタをはじめとする大

需要地があるのに対し、東部にパイトン、グレシック等の大規模電源が立地していること

から、この 500kV 送電線は西向き重潮流となっており、系統安定度上問題が生じている。

この対策として、現在 500kV 南回り送電線を建設中であり、2004 年に全線運開予定である。

（現状では 2006 年の予定に変更となっている。）

(2) ローカル系統は 150kV，70kV で構成されているが、重潮流の送電線、変圧器や短絡容

- 43 -

量不足の遮断器が多数あり、早急な設備拡充が必要である。なお、70kV 系統は今後、積極

的に拡充しない方針である。

(3) 系統や電源事故時等、周波数が変動するような事態は多数発生しており、負荷遮断に

至る頻度も高い。（2000 年には 20 回実施）。ただし、事故時以外の定常時については 50±

0.2Hz の許容範囲を逸脱するような問題はない。また、電圧は 150kV 以下のローカル系統で

は問題のあるところも多いが、500kV 系統では問題は発生していない。

図 4.3.1 2001 年ジャワ・バリ地域の系統図

（社団法人海外電力調査会「平成 14 年度インドネシア電力事情基礎調査報告書」より）

4.3.2 現地調査結果 ＰＬＮの工務・系統運用部門であるＰ３Ｂ、及びローカル制御所への現地調査により、当

初予想より深刻な種々の問題が発生しているが、それらは概ね設備面の問題に起因してい

ると思われる。

その一方で、Ｐ３Ｂは系統運用に必要な技術力については、ひととおり保有しているのは

確認できた。

(1) 系統運用面の問題

1)周波数変動

電源事故等で、周波数が 49.5Hz を下回る場合、UF リレーや手動による負荷遮断が実施

されることになっているが、そのような事態に至るケースが頻発している。（2002 年には

500kV 送電線(南ルート)：JBIC 2006 年に運開予定。用地交渉難航 500kV 送電線(南ルート)：世界銀行

2002 年に 1回線運開 2003 年には 2回線運開予定

安定度限界 1,500MW に対し，常時 1,700～1,800MW の潮流が流れている。

- 44 -

35 回発生）また平常時も、大型水力が併入しない昼間が特に厳しく、調査時も許容範囲

である 0.2Hz を超過する 0.3Hz 程度上下しているのが確認された。

主要発電所ではＬＦＣ制御を行っているものの、周波数調整容量が全体的に不足してい

ること（設備面）が、周波数変動の主な原因と考えられる。一方、周波数調整は主に自

動で行われ、手動による調整は困難なため、運用に大きな問題があることは考えにくい。

2)500kV 電圧低下

西向け重潮流が流れ、無効電力供給が不足している中央ジャワ近辺では、500kV 電圧（許

容範囲：＋5%～－10%）が常時でも許容範囲下限の 450～460kV、厳しい時には 400kV（－

20％）近くまで低下することがあり、電圧調整に苦慮している。

これも中央ジャワエリアに、発電所や調相設備など電圧を維持できる設備が不足してい

ることが問題であり、運用に大きな問題があるとは考えにくい。

3)安定度限界潮流

既設 500kV 送電線のうち Krian→Ungaran 間の西向け潮流の安定度限界は 1,500MW であ

るのに対し、実際にはほぼ毎日10時から21時まで1,700～1,800MWの潮流が流れている。

この状態で、特定の送電線に事故が発生すると、運転している発電機の安定度が保持で

きなくなり停止に至ってしまう可能性がある。また、最悪の場合、発電機の停止が次々

に波及して、ジャワ･バリ系統が全停電してしまうおそれがあるため、運用者は、経済性

を多少犠牲にしても、安定度限界を越す潮流が流れないよう電源バランスを組まなけれ

ばならない。

発電所の定修等、年間の停止スケジュールは P３B で決定しているため、安定度限界を

超過する潮流を流してしまうことは一見運用の問題に見えるが、そのような状況が短期

間でなく恒常化していることは、それらの電源バランスの組合せがそもそも不可能、す

なわち西部に電源が絶対的に不足していることを意味している可能性がある。

(2) 設備面の問題

1)大規模停電

2002 年９月 12、13 日に大停電が発生し、最大で 5,000MW 程度の供給支障が発生してい

る。この停電は、需給逼迫等が原因ではなく、500kV 送電線事故時に遮断器が動作しなか

ったことによるものであり、現在Ｐ３Ｂとメーカーで原因究明中とのことであるが、動

作しなかった遮断器と同型の遮断器をＰ３Ｂは多数所有しており、いつ同様の事故が起

きてもおかしくない状況にある。

2)老朽化設備

下記に述べる 500kV 空気式遮断器や SCADA システム（監視制御システム）等、80 年代

初頭に設置した設備には、老朽化によりスペアパーツが手に入らなくなったものが多く

なっている。稼働率が高い機器については拡充計画で設備増設を行っているものの、老

朽機器取替までは手が及んでいない状況。なお、老朽機器に対して点検回数を増やすと

いった個別管理は現在のところ行っていない。

- 45 -

3)500kV 第２ルート工事遅延

当初、2004 年運開予定だった南回りの送電線建設が、立地面の問題から遅れており、

2006 年あるいはそれ以上の遅延が予想されている。

(3) 技術面

系統運用技術の維持・向上方策としては、下記を実施しており、系統運用者は必要な技術

力をひととおり保有していることを確認した。

・運用マニュアルは、３種類（復旧用、変電所用、メンテナンス用）を準備（コピーは厳

しく制限されている）

・大規模水力発電所では、ブラックスタート時の手順も整備

・部門大で ISO9001（品質管理）を取得

・オフラインで安定度計算を実施

・需給シミュレータを開発中

・人材育成は、年間プログラムに沿って実施

（参考）2002 年９月の大停電の状況

９月 12 日 17 時 52 分、500kV 送電線（Cilegon～Cibinong 間、１回線）で事故が発生した。

Cilegon 側の遮断器は開放したが、Cibinong 側の遮断器が動作しなかったため、後備保護

が動作し、Cibinong 以西の系統が分離・全停となった。

図 4.3.2 2002 年 9 月 12 日事故状況

また翌日 9 月 13 日 8 時 2 分、500kV 送電線（Saguling～Cibinong 間、2 回線）に事故が

開

不動作事故発生

後備保護で開

- 46 -

発生したが、遮断器（前日とは別の遮断器）が動作しなかったため、再び Cibinong 以西の

系統が分離・全停となった。

（以上はＰ３Ｂにおいて口頭で確認した内容であり、詳細は受領資料「Evaluasi Operasi

Sistem Tenaga Listrik Jawa-Bali Tahun 2002」を確認のこと。）

図 4.3.3 2002 年 9 月 12 日・13 日需給カーブ（計画／実績）

図 4.3.4 Gandul 変電所の BCC 社製 500kV 空気式遮断器（事故機と同型）

１回目 事故発生（17:53）

２回目 事故発生（8:02）

2002年９月 12日 2002年９月 13日

供給支障

- 47 -

4.3.3 分析 Ｐ３Ｂは、十分な新規電源と 500kV 第２ルートが完成すれば、当面の技術的課題はほとん

ど解決できるとコメントしており、今のところ技術力については特に問題はないと考えて

いるという印象を受けた。これは言い換えれば、全ての問題は設備・供給力不足が原因で

あり、運用者ではこれ以上どうしようもできないといった認識があり、電力危機を乗り切

ろうという前向きな態度が不足しているように思われた。

系統運用部門が、設備・供給力が不足しているタイトな状況下で日々の運用に苦労してい

るのは事実であるが、その一方で大規模停電の原因追求のように、Ｐ３Ｂが当然すみやか

にやっておくべき重要な問題が放置されていることに表されるように、まだ改善できる余

地はあると思われる。

可能な対策を、平常時に行う日常運用改善と、大規模停電再発防止策とに分けて分析を行

う。

(1) 日常運用改善

現在のジャワ･バリ系統は、昼間は安定度限界を常時上回る潮流が流れ、負荷遮断も頻繁

に行われるなど、緊急時とも言える状況が続いている。このような需給逼迫時に運用者の

取るべき対応策として、米国 NERC（北米電力信頼度評議会）は表 4.3.1 のとおり手順を定

めている。

- 48 -

表 4.3.1 NERC の需給逼迫時の対応手順

状 況 処 置 ＰＬＮでの実施状況

アラート１

有効な供給力がすべて

使用されている状態

特になし ――

全ての運転可能な発電機の

並列

未確認であるが、当然やってい

るものと思われる

コストを度外視した融通の

購入

未実施（Captive 活用で検討）

公衆への節電呼びかけ ＰＬＮで検討中

電圧低め運転 緊急時にはブラウンアウトを

実施

停止可能な売電の停止 未実施（他電力との連系なし）

遮断可能な負荷の契約に基

づく遮断

周波数低下時にはＵＦリレー

及び手動で大口需要家の負荷

遮断実施

DSM ＰＬＮで検討中

電力会社の負荷制限 未確認

アラート２

負荷管理処置が実施さ

れる状態

送電制約条件の緩和 安定度限界を超過する潮流が

流れている

送電線短時間容量の使用 未確認

運用セキュリティ限界の見

直し

未確認

アラート３

一般需要負荷遮断が差

し迫ったもしくは進行

中の状態 一般需要の遮断 未実施

この表を見てみると分かるとおり、電力会社側で対応可能な対策は既に実施されており、

さらなる効果を期待するには、DSM といった需要側の対策や、コストを度外視した融通の購

入（Captive 活用）などに頼るしかないというのが現状である。

(2) 大規模停電再発防止

系統運用面でむしろ喫緊の課題と思われるのは、大規模停電対策である。2003 年８月に

発生した米国カナダの大停電の例を挙げるまでもなく、ひとたび大規模停電が発生すると、

復旧に長時間を要するため、社会的・経済的な影響も甚大となる。また、発電機も停電に

より受ける機械的ショックの影響で寿命が短くなるなど、電力設備にも多大な悪影響を与

えてしまう。

2002 年９月のジャカルタ大停電を受けて、Ｐ３Ｂでも本来なら、速やかに原因を特定し、

- 49 -

同様の不具合が発生する可能性のある機器全てに対策を実施すべきところであるが、事故

から１年近く経つのに原因すら究明できていないのには、社内体制あるいは制度上何らか

の問題があると思われる。

注）原因と推定される 500kV 空気遮断器は BCC 社（現在の ABB 社）が 1980 年代前半に製造

したもので、現在その型は製造中止となっており、スペアパーツも入手できない状態であ

る。また、この遮断器は数台で空気タンクを共有しているため、停電時に何回か動作させ

ると空気圧が不足し、入切ができなくなってしまうという構造的な欠点もある。（2002 年の

停電の復旧が長引いたのも、このことが原因と聞いている。）メーカーに遮断器の改造を依

頼すると１台当り 10 億ルピア（約 1,500 万円）かかること、及び対象遮断器が多いことに

より、対策したくてもできない状況と聞いている。

また、復旧用運用マニュアルが完備されているのは確認したが、2002 年９月の事故では

復旧に手間取っていることから、その事故（送電線事故時の遮断器不動作）がマニュアル

で想定された範囲のものであったのか確認する必要がある。Ｐ３Ｂでは、設備拡充に当っ

ては、単一設備の事故でも供給支障を出さないというＮ－１ルールを採用していることは

確認したが、復旧マニュアルではそれ以上の多重事故も想定しているか、また想定してい

ればその手順がうまく機能したか、チェックを行う必要があると思われる。

さらに、安定度運用限界を上回る潮流や 500kV 電圧の低下等を許容していることにより、

今回のような事故時の機器不動作といった事態でなくても、ジャワ・バリ系統全停を含む

大規模停電に至る可能性が十分想定される。系統運用者が、系統状況、事故地点、事故様

相により、どのような電気現象が発生するかきちんと把握しており、また、いずれのケー

スに対しても有効な復旧手順が準備されているかについても確認する必要がある。

また、Ｐ３Ｂではオフラインで安定度計算を行っているとのことであったが、「1,500MW」

という安定度限界はどのような条件（電源バランス、事故様相、マージン、事故時に起き

る現象等）で算出した数値か、運用者は現状の 1,700～1,800MW という潮流下で事故が発生

した場合、どのような電気現象が起きるのかきちんと把握しているか等確認する必要があ

ると思われる。（例えば、「事故抵抗０の３相短絡事故が発生することを想定すれば、安定

度限界は 1,500MW であるが、３相にまたがる事故が発生しないと仮定すれば、1,800MW の潮

流まで許容可能」といった計算を行った上で、これまでの実績から３相事故が発生する確

率は無視できると判断し、1,700～1,800MW という潮流を許容しているのならば、技術力は

信頼できると判断できる。）

- 50 -

4.4 電力分野の技術研修 4.4.1 PLN 研修部門の概要 PLN には Jasdik という研修部門がある。

Jasdik は電力事業に従事する人材を訓練するため 1973 年に設立された機関であり、1981

年のマネージメントコンサルタント業への進出を経て、現在は約 500 名のスタッフを擁し、

ジャカルタにある研修センター本部（スタッフ約 90 名）のもと主要都市 10 ヶ所に支部を

持つインドネシア唯一の電力関係研修機関となった。

Jasdik は電力関係研修のワン・ストップ・サービス化を目指し、情報・知識センターと

しての機能向上を図ろうとしている。

図 4.4.1 PLN 組織図

4.4.2 Jasdik の事業内容 当初は単なるトレーニング機関として設置された Jasdik であるが、その後の業容拡大を

経て、現在は顧客に下記サービスを提供している。

・Education and Training Service

・Management Consultancy & Management Development Service

・Seminar,Workshop,Symposium,etc.

・Assessment Center Service

・Psychological Test and Recruitment

・Knowledge Center

これらサービスを提供するため、Jasdik には Trainig Specialist、Curriculum

Development Program Specialist、Experienced Instructor、Consultant などの専門スタ

ッフを擁している。

・・・Regional Office

PLN-H.Q.

Regional Office Regional Office The Head Office for Education & Training

Regional Education & TrainingCtr. ・・・・・・・・ Regional

Education & Training Ctr.

- 51 -

表 4.4.1 Jasdik の提供するプログラム

Training Management

Training

Assess.

Center

Management Course

Sources

Transmission

Distribution

Customer Service

Human Resources

Finance & Accounting

General

Supply & Logistic

Supervising

Study/Management

Management

Management Seminar

Manager Supervisor

Staff

Branch

Sector

Basic

Middle

Up,General Manager

Bogor ○ ○ ○ ○ ○ ○

Jakarta ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

Semarang ○ ○ ○ ○

Pandaan ○ ○ ○ ○ ○ ○

Tuntungan ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

Makassar ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

Suralaya ○ ○ ○

Padang ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

Banjarbaru ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

Palembang ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

Central Office ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

出典：PLN Jasdik, Institution of Electricity Training Center, Management Consultancy

and Assessment Center

(1) 研修事業

自社社員は勿論のこと、有償ではあるが、Indonesia Power、PJB、及び IPP など研修の受

講を望む電力関係会社に広く公開されている。

Jasdik の研修は、研修部門スタッフ若しくは支社(Regional Office)からの派遣スタッフ

を講師として実施されており、ユーザーの要望調査を参考に年間の研修スケジュールが設

定されている。

パンフレットから抜粋した Jasdik の主な研修設備を下記する。

・シミュレーター：汽力プラント(Suralaya、400MW、600MW)

水力プラント

・ディーゼル発電機：250KVA〜1MW

・工作場

・実験室

- 52 -

(2) 発電プラントオペレーターの認証

Jasdik は発電プラントオペレーターの認証機能も有しており、インドネシアで発電事業

を営む者はこの認証を取得したオペレータによってプラントを運転しなければならない。

本認証は Jasdik でのみで実施されている。

(3) コンサルタント事業

マネージメントに関するコンサルタント事業を行っている。最近では、顧客の利便性を向

上させるため、通常の形態に加え、オンラインサービスの導入について検討している。

4.4.3 Jasdik に対するドナーの支援状況 海外電力調査会(JPIC)によるセミナーなどが開催されてはいるが、現在は Jasdik に対す

る他国ドナーの支援は行われていない模様である。

また、タイやマレーシアなどアセアン諸国の電力会社と電力技術に関する打合せを毎年定

期的に開催しており、ワーキンググループ活動などを通して具体的な課題解決にあたって

いる。

4.4.4 Jasdik に対する今後の支援について 研修施設や研修状況等を直接確認した訳ではないが、研修部門関係者との意見交換によれ

ば、基本的に人材育成体制は確立されており、今回の調査のみでは具体的な協力の必要性

は確認出来なかった。

しかし、電力関係技術の進歩を鑑みると、研修対象に新たな技術分野を導入することに対

するニーズはあるものと予想されるため、本格開発調査や基礎調査（鉱開部実施予定）に

よって更なる情報を収集し、引き続き協力の要否について確認する必要があると考える。

4.4.5 現地調査結果（Central Office of Jasdik） 日 時：2003 年 7 月 2日（水） 11：00〜12：30

対応者：Mr.ROCHKADAR SUKADA

調査員：蔵方団長、福瀬、藤森、佐々木団員

内 容：4.4 項記載内容を参照

4.5 本格調査における留意事項 4.5.1 火力発電設備 (1) 既存設備容量の再確認

特にコンバインド発電設備およびガスタービン発電設備の定格出力は ISO ベース定格、銘

板定格、実際の定格と混在している(Head Office でも混乱していると思われる)ため、運用

改善のためにはまず現状の信頼できる定格出力の把握を行う必要がある。

- 53 -

(2) 燃料の安定供給

天然ガスの安定供給は喫緊の課題であるが、MEMR や Pertamina の問題であるため割愛す

る。強いて提言するなら、代替として MFO や HSD を燃料とすることによりどれほどの損失

生じているのかを解明し、ガスインフラ整備にインセンティブを与えることと考える。

(3) 運転および設備維持

1)設備の余寿命管理、予防保全

運転データ、定検記録等は取られているにもかかわらず、ユニットトリップが多発して

いるのは、データだけの採取となっている可能性が高く、設備の傾向管理、余寿命管理、

予防保全が全く実施されていないと考える。これらを全ての発電所で実施、習慣化(定着

化)させるのは莫大な予算を必要となるため、一つの発電設備(or 発電所)に集中的に技術

支援し、その結果、運用向上、収益向上となり、他発電所も導入しようとするインセン

ティブを働かせるように導くことが大切である。(よい見本を作ることが大切)

2)ユニットトリップの低減の意識向上と対策の実施

再三ユニットトリップを起こしていれば、信頼できる電源とはならないため、ユニット

トリップの回数を低減する必要性がある。またユニットトリップが与える影響の重大さ

への意識が低く、かつ過去に発生したユニットトリップの原因を把握し、その原因の再

発防止策の実施が行われていないように思われる。既存設備のユニットトリップ回数を

低減させるには、過去のユニットトリップの原因を分析し、再発の可能性、他発電所で

の可能性を考慮した上で、再発防止のため施策を提言する(再発防止策を実施することが

ベスト)。

ただし、今後継続的な改善を行っていくためには、ユニットトリップ発生における利益

損出および再起動のための費用などを勘案した費用対効果が分かるものを作成し、対策

実施に向けてのインセンティブを働かせ、今後のユニットトリップに対する対処に意欲

的となるようなに仕向けることが大切と考える。

3)消耗品の確保

既存スペアパーツに予備品と消耗品が混在しており、主に消耗品が不足となることが考

えられる。区別を明確にさせ、消耗品が品切れとならないような体制作りを支援する。

(4) その他

次回の本格調査ではデモンストレーションとして、既設の発電設備の効率的な運転が可能

となるよう、給水加熱器(低圧・高圧)の配管洗浄が計画されている。これにより熱効率の

向上は期待できると思われるが、出力の向上はあまり期待できないと思われる。現在は電

力危機に対して熱効率よりは、発電出力の向上が望まれているため、発電出力に直接影響

を与え、効率の改善も見込まれる復水器清掃を設備の状況を確認の上、実施してみるのも

一案と考えられる。

- 54 -

4.5.2 水力発電設備 以上、既設水力発電設備における運用改善について調査したが、電力危機の状況において；

➀大規模発電所の発電施設の一部が 1年以上も稼働していないこと

➁1920 年代から運開した老朽化施設の更新が半分程度であること

が大きな課題であり、逼迫した供給力に対し信頼度の高い発電設備の形成が必要である。

このため、本格調査においては、約 1 年という短い期間にこれらの課題について全て網羅

するには無理があること、➁については施設規模が小さく、また即効性の面から見ると効

果が出にくいため上記➀についてのみ取上げることとした。

(1) 調査対象施設

Indonesia Power 社及び PJB 社各 2施設とし、設備出力で 100MW 以上として次の 4発電所

を調査対象とする；

Plant Name Area Commissioning Installed Capacity (MW)

Indonesia Power 社

Saguling W 1986 700.72

Sudirman C 1988 180.90

PJB 社

Cirata W 1988～1998 1,008.00

Sutami E 1973 105.00

Note: Area E=East, C=Central, W=West

(2) 施設運用状況の把握

1)ジャワ・バリ地域水力発電設備のインベントリー作成

ジャワ・バリ地域水力発電設備の概要、設備出力、有効出力及び低減量等を Indonesia

Power 社、PJB 社及び PJT II 社別、設備別に取り纏め全体を把握するための資料とする。

また、このインベントリーに基づき、各水力発電設備の点検予定を考慮し一時期に設備

の休止が集中しないよう全体の調整を図る。

2)対象発電所の運転、維持・管理状況調査及びマニュアルの検討・見直し案の作成

4 発電所について運転、維持・管理状況の実態調査を行うと共に、過去の点検記録から

重要な事項を抜粋し、その処置について確認する。また、運転、維持・管理マニュアル

を入手し、実態との相違点等について検討し必要に応じて見直し案を作成する。また、

実態調査に際し、修理関係の実施者については、発電所、会社内（例えば Indonesia Power

社または PJB 社）、国内業者、メーカー等に分類し、技術レベル判定の一助とする。また、

故障が発生する平均間隔や修理時間あるいは期間を調査し、数値による信頼性の評価に

努める。

Saguling 及び Cirata 発電所の運転、維持・管理の日報については収集資料参照（但し、

- 55 -

インドネシア語）。

3)Saguling・Cirata 発電所の休止発電機について

Saguling‐1 号機(175.18MW)、Cirata－3 号機(126MW)、合計約 300MW が 2002 年 6 月に

停止して 1 年以上になるが、これから部品が到着しても運転開始まで更に 3 ヶ月を要す

る。エネルギー危機と言われる中で、大出力の発電機が停止していることは、経営面で

も大きな損失であり、原因の把握と、今後の危機管理体制を明確にし、類似の事故が起

きた場合の敏速な対応策を策定する。Cirata－3 号機の処理の状況については収集資料参

照（但し、インドネシア語）。

4)オイル・クーラー、エアー・クーラーの機器、配管類の損傷

特に Saguling・Cirata の各発電所で損傷が顕著であり、代替品をもってそれなりに補

修しているが、万全ではないため系統的・持続的な対策を立てる。

5)運転、維持・管理上の信頼性回復案の作成

発電施設、付帯施設の余寿命管理は、予算等の関係で実施されていないが、過去の運転、

維持・管理記録から、事故の発生率の多い箇所の部品等は経済性を検討の上、プライオ

リテイーを付け必要に応じ交換する改善案を策定する。但し、予防保全を効率的に実施

するには、発電機巻線温度、軸受温度、水車部品の亀裂（長さや深さ）等の記録を収集・

保管しておく必要があり、過去の運転、維持・管理記録の内容、精度、間隔等が影響す

る。PJB 社の所有する水力及び火力発電施設の 1998 年から 2002 年までの各設備の稼働状

況の記録については収集資料参照。

6)系統運用について

Saguling、Cirata、Jatilhur の 3 貯水池運用のシュミレーション･ソフトは公共事業省

が所有しているようであるが、発電側ではどのように貯水池運用をしているのか確認し、

また Jatilhur 発電所は本調査の対象外ではあるが、これに関連し減電の原因を調査する。

また、全ての発電機が正常な状態の場合の無効放流量を調べ、これが洪水調節によるも

のか人為的なものか確認し、後者の場合は貯水池の運用ルールを再検討する。

7)水質汚濁について

本調査の根幹ではないが、オイル・クーラー、エアー・クーラーの機器、配管類の損傷

の一因となっている貯水池の水質汚濁の原因について把握し、改善点を検討する。

8)人材育成について

水力の場合は、歴史が長いことから、運転、維持・管理技術はかなり蓄積されてきたと

考えられるが、比較的新しい大規模水力となると新たな知識・技術の習得が必要となる。

各発電所では独自に計画を立てて訓練しているが、運転、維持・管理記録、運転員・職

員の技術レベル等を勘案し人材育成計画を立てる。

4.5.3 系統関連 (1) 日常運用改善

現段階では、本格調査に当っては、NERC の手順にあるような対策の実施状況の確認が中

- 56 -

心となるものと思われる。ただし、これまで未実施の新規対策に着手しない限り、周波数

や電圧改善といった目に見える効果を期待することは難しい。

(2) 大規模停電再発防止

まずは早急に遮断器不動作の原因を究明する必要がある。その結果、もし BCC 社製空気遮

断器に構造上の問題があり、同型機に同様の不具合が発生する可能性があるとの結論が出

た場合は、運用対策での対応は不可能であるため、すみやかに設備対策（遮断器改造、あ

るいはスペアパーツ取替等）を行う必要があると思われる。

送電線等の事故時に動作しないおそれのある遮断器を使用しながら、系統運用を行うこと

は、時限爆弾を抱えているようなものであり、たとえ今後、新規電源等が整備され需給状

況が改善されたとしても、大規模停電の可能性が解消されることはない。本格調査は運用

による対策提言を目的としているが、優先順位の高いものは設備対策であれ積極的に提言

すべきと考える。

本来なら 500kV の遮断器という性質上、不具合の可能性のあるものは全て対策をすべきで

あるが、予算の都合上、全ての対策を一度にできる可能性は低いので、

・問題のある遮断器とそうでない遮断器の診断方法（判断基準）

・系統上、重要度の高い遮断器の特定（優先順位の考え方）

・メーカー製造中止となっている遮断器スペアパーツ調達への協力

（日本の町工場等で安価に作ってもらえないか）

等について、何か提案できるのではないか。

また、場合によっては、早めに負荷遮断等供給支障を伴う対策を実施することにより、大

規模停電を回避できるケースも多いと思われるが、運用者はどうしても供給支障を出した

くないため、安定度運用限界を上回る潮流や 500kV 電圧の低下を許容するなど、系統信頼

度を下げてでも供給責任を果たそうとする傾向が見られ、そのことがかえって大規模停電

のリスクを大きくしてしまうことが考えられる。過渡安定度や電圧安定度の計算結果等を

見せてもらって、系統保安上運用に当って必要な制約をチェックし、数値見直し等を提案

できる可能性はあるのではないか。

- 57 -

5 自家用発電設備の活用について 5.1 自家用発電設備の活用 5.1.1 インドネシアにおける自家用発電設備（Captive Power）の実態 (1) Captive Power の設備容量

1)設備容量の推移

「イ」国における自家用発電設備（Captive Power、以下 Captive という）の設備容量

の推移は、PLN の設備容量の推移と密接に関係している。図 5.1.1 に 1980 年から 1997 年

における Captive と PLN の発電設備容量の推移を示す。

PLN の設備容量増加率が年平均 15.1％と順調であった 1982 年～1989 年の間は、増加す

る電力需要に対し PLN が十分な電力供給を行うことができたため、Captive の設備容量増

加率は年平均 3.6%と緩やかであった。

1989 年～1994 年の間、Captive の設備容量増加率は年平均 9.1%と高い伸びを示してい

る。これは工業生産が大きく増加する一方、PLN は送電容量の不足から顧客の需要に十分

応えられなかった、という電力事情を反映している。

1994 年以降、工業生産は順調に増加しているものの、Captive の設備容量増加率は再び

年平均4.4%と鈍化している。これは、PLNの設備容量増加率は年平均9.5%と 1989年～1994

年の間とほぼ同等であるものの、北回りの 500kV 送電線が 1992 年に開通したことにより

PLN の供給能力が向上し、伸び続ける産業用電力需要に対応することが可能となったため

である。

このように、PLN の供給力が不足すれば Captive の設備容量が大きく増加し、PLN の供

給力が安定すれば Captive の設備容量増加率が低下する、という傾向がある。

図 5.1.1 インドネシアにおける Captive Power 設備容量の推移

出典：Half-Day Joint Seminar on Captive Power in Indonesia; Development, Current Status and FutureRole

PT PLN (PERSERO) and The World Bank

PLN

Captive

1997 1982 1986 1989 1992 19951983 0

2,000

8,000

10,000

16,000

18,000

20,000

14,000

12,000

6,000

4,000

発電設備容量 （MW）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

年

1994｜ ｜ ｜ ｜ ｜ ｜

- 58 -

2)地域別設備容量

「イ」国全体の Captive の設備容量は約 12.7GVA であり、そのうち約 46％がジャワ島

に存在している。次いでスマトラ島が多く、全体の約 31％を占めている。図 5.1.2 に「イ」

国における地域別 Captive の設備容量を示す。

ジャワ島, 5,893

スマトラ島, 3,935

カリマンタン島,1,371

スラウェシ島, 220

その他, 1,022

図 5.1.2 インドネシアにおける地域別 Captive Power 設備容量

ジャワ・バリ地域における Captive の設備容量は約 6.4GVA であり、PLN のジャワ・バ

リ系統の発電設備容量の約 3 割に相当する。ジャワ・バリ地域においては西ジャワ地域

に Captive が多く存在し、設備容量で約 41％を占めている。西ジャワとジャカルタを合

わせた Captive の設備容量はジャワ・バリ地域全体の約 64％に上る。

表 5.1.1 ジャワ・バリ系統の Captive Power 設備容量

発電所数 発電容量(MVA) 地 域

専用 併用 合計 専用 併用 合計

西ジャワ 1,251 319 1,570 1,160 1,436 2,597

ジャカルタ 51 750 801 111 1,348 1,460

中央ジャワ 77 733 810 224 655 880

東ジャワ 233 449 682 165 791 957

バリ 593 - 593 225 253 479

合 計 2,205 2,251 4,456 1,885 4,483 6,368

出典：STATISTIK PLN 2001

力率を 0.8 とすれば表 5.1.1 に示したジャワ・バリ系統の Captive の総設備容量は約

5,100MW(6,368MVA)となるが、この中には容量の小さい非常用ディーゼル発電設備の容量

も含まれている。Captive 活用の対象とすべき、比較的容量の大きい 10MW 以上の発電所

の合計容量は約 3,500MW と見込まれている。

合計 12,692MVA

［単位：MVA］

出典：STATISTIK PLN

- 59 -

(2) Captive Power の形態

1)専用および併用

Captive の運用形態は、PLN の電力系統との接続の有無によって、「専用」と「併用」に

分かれる。

「専用」は PLN の系統との接続が無く、電力供給は Captive のみによって行われる。

一方「併用」においては PLN との系統接続が有り、Captive からの電力供給と PLN から

の電力供給が併用されている。「併用」の場合における発電所内の母線は、図 5.1.3 に示

す通り、(a) 同一の母線に自家用発電機と PLN の系統が両方接続されている方式と、(b)

自家用と PLN 用に母線が切り分けられている方式がある。既に PLN への売電を行ってい

る Captive の母線は前者(a)の方式となる。

表 5.1.1 において、PLN の供給支障時のみ運転される非常用 Captive は「併用」に含ま

れている。

(a) 同一の母線に接続 (b) 母線を分離

図 5.1.3 母線接続の方式

2)発電方式

インドネシア全体における発電方式別のCaptiveの設備容量を図5.1.4に示す。Captive

の中ではディーゼル発電の容量が最も多く、全体の 61％(7,450MW)を占めており、次いで

汽力発電が多く全体の 22％（2,750MW）である。コンバインドサイクルは僅か 94MW と最

も少ないが、PT. CIKARANG LISTORINDO（コンバインドサイクル、328MW）のように工業

団地への売電を専門に行う発電会社は、このデータに含まれていない。

図 5.1.5 に発電方式別の設備利用率を示す。ディーゼル発電の設備利用率が最も低く、

1980 年～1997 年の平均で 28％程度であるが、これは多くのディーゼル発電設備が非常時

のバックアップ用として使用されているためと考えられる。設備利用率は下記のように

定義される。

負

荷

A

負

荷

B

負

荷

C

発電所母線

発電機

PLN送電線

電力量計

PLN送電線

電力量計

発電所母線

発電機負

荷

A

負

荷

B

負

荷

C

取引用 取引用

- 60 -

年間発電電力量

設備利用率＝

発電設備容量×8,760

ディーゼル, 7,450汽力, 2,750

ガスタービン, 1,294

水力, 777

ｺﾝﾊﾞｲﾝﾄﾞｻｲｸﾙ, 94

図 5.1.4 インドネシアにおける発電方式別 Captive Power 設備容量

図 5.1.5 インドネシアにおける発電方式別 Captive Power の設備利用率推移

［単位：MW］

合計 12,366MW

出典：Half-Day Joint Seminar on Captive Power in Indonesia; Development, Current Status and FutureRole

PT PLN (PERSERO) and The World Bank

Capacity Factor 水力

ｶﾞｽﾀｰﾋﾞﾝ

汽力

ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ

出典：Half-Day Joint Seminar on Captive Power in Indonesia; Development, Current Status andFuture Role

PT PLN (PERSERO) and The World Bank

- 61 -

(3) Captive Power の設置理由

インドネシアにおいて Captive が設置されている主な理由は以下の通りである。

① PLN が必要な電力を十分に供給できない

② PLN の電力供給に支障が発生した時の（部分的）バックアップ

③ PLN の電力供給が不安定であり、停電時の損失が多大である

④ PLN から電力を購入するより自家発電の方が安価である

⑤ その他（機器が 60Hz で運転されている、PLN を信頼していない等）

Captive の設置理由は単一ではなく、上記の複数の理由が関係している。

5.1.2 電力買取制度 2002 年 9 月 23 日に公布・施行された電力法（法令 2002 年第 20 号）により自家用発電の

許認可、電力の販売は下記の通り規定されており、許可を得た Captive は法律に基づき発

電超過分の電力を販売することができる。法律の中では「競争地域」が具体的にどの地域

か明記されていないが、実質的にはジャワ・バリ地域であると考えられる。

(1) 自家用発電の許認可

電力法第 11 条により、自家発電設備の運転許可は下記の通り行われる。

【第 11 条】

1) 自己利用のための電力供給は、運転許可により認められる

2) 第 1 項の運転許可は、以下のものより発行される

a. 県長/市長：設備が県/市に所在する場合

b. 知事：設備が 1州内で県/市にまたがる場合

c. 大臣：設備が州にまたがる場合

地方分権により、自家用発電の許認可は地方に移管されたが、過去の Captive に関する情

報は MEMR（Mohd Noer Hidayat 氏 : Acting Director for Electricity, Directorate General

of Electricity and Energy Utilization）で入手可能である。

(2) 電力の販売

電力法第 12 条により、自家発電設備所有者は発電超過分を販売することができる。

【第 12 条】

1) 競争地域における運転許可所有者は、電力市場監督庁から電力供給事業許可を得

て、公共利益のために発電超過分を販売することができる。

2) 非競争地域における運転許可所有者は、第 10 条に示される官の長から許可を得て、

公共利益のために発電超過分を販売することができる。

【第 10 条】

競争が適用されていない地域の場合、電力供給事業許可は次により発行される

a. 県長または市長：地方電力総合計画に従って全国送電系統に接続されていない地

方における電力供給事業

- 62 -

b. 知事：地方電力総合計画に従って全国送電系統に接続されていない地域で、他の

県、市にまたがる電力供給事業

c. 大臣：州をまたがり全国送電系統に接続された電力供給設備または電力供給をす

る事業者、または国家電力総合計画に従って全国送電系統に接続して電力供給を行

う事業者

d. 大臣：国家電力総合計画に従って国営企業によって行われる電力供給事業

(3) PLN の電力買取制度

日本の電力会社は余剰電力購入単価を一律に示した「余剰電力購入メニュー」を定めてい

るが、PLN にはこのようなメニューは存在せず、個別に買い取り条件の交渉が行われている。

表 5.1.2 に東京電力の余剰電力購入メニューを示す。日本の電力会社では火力発電所で使

用する燃料費の実績に基づき、毎年余剰電力購入価格の見直しが行われている。

表 5.1.2 東京電力の余剰電力購入メニュー

時 間 帯 区 分 購入単価(円/kWh)

夏季平日

昼間時間帯

毎年 7月 1日から 9月 30 日までの

午前 8時から午後 10 時までの時間

（ただし、「日祝日等」における時間帯

を除く）

6.90

その他季平日

昼間時間帯

夏季以外の午前 8 時から午後 10 時まで

の時間

（ただし、「日祝日等」における時間帯

を除く）

6.30

その他時間帯 「夏季平日昼間時間帯」および「その他

季平日昼間時間帯」以外の時間帯 3.40

出典：東京電力ホームページ（適用期間 平成 15 年 4 月 1日から平成 16 年 3 月 31 日）

5.1.3 Captive Power からの電力買取に係る PLN の取組 (1) PLN の組織

PLN 本店の組織は 2003 年初旬に改編され、従来の Director の下のピラミッド組織が解体

されて全てのスタッフが Director と直結するフラットな組織に移行した。新たな組織は発

電、送配電、営業、人事、経理の 5人の Director から構成される。

- 63 -

出典：PLN 資料

PLN の地方組織は、将来 PLN が持株会社となり、地方の各組織が当該地域の子会社として

運営されることを想定し、ビジネスユニット制が導入されている。ジャワ・バリ地域には

以下に示す 7つのビジネスユニットが存在している。

表 5.1.3 PLN の地方組織（ジャワ・バリ地域）

所在地 ビジネスユニット 管轄地域

Surabaya 配電 東ジャワ

Semarang 配電 中央ジャワ、ジョグジャカルタ

Bandung 配電 西ジャワ、バンテン州

Jakarta

（Tangerang）

配電 ジャカルタ、タンゲラン

Denpasar 配電 バリ

Gandul P3B（給電指令所） 全ジャワ・バリ系統（150kV 以上）

Semarang プロジェクトオフィ

ス

ジャワ・バリ、東西ヌサトゥン

ガラ州

(2) Captive からの電力買取に係る PLN の体制

PLN は独自に Captive からの電力購入を進めているが、PLN 本社のどの部門が責任箇所で

あるかは明らかでない。現在は暫定的に Transmission＆Distribution（図 5.1.6 参照）の

組織である System Planning（Deputy Director：Edi Jatmiko 氏）が中心となり地方のビ

ジネスユニットに電力買取交渉の指示を出している。地方のビジネスユニットは PLN 本社

図 5.1.6 PLN 本社の組織

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 Enterprise

Unit businesscapacity building

Director: Business & Customer Service

Director: Humanresources (SDM) & Organization

Development ofSDM System

Development ofExecutive

Development ofOrganization

- 64 -

の指示により、Captive との交渉、買電料金の精算を行っている。地方 5 箇所（東ジャワ、

中央ジャワ(ジョグジャカルタ含む)、西ジャワ(バンテン州含む)、ジャカルタ(タンゲラン

含む)、バリ）の配電ビジネスユニットは、各地域の Captive について発電容量、所在地、

系統との接続状況等の情報を把握している。

需給逼迫による停電の危機が予測される等の緊急事態においては、150kV 以上の系統に接

続されている Captive に対して、Ｐ３Ｂが直接ＰＬＮへの電力供給を要請し、当該地域の

ビジネスユニットが後日価格交渉、精算を行うケースもある。

(3) PLN の取組状況

2002 年に PLN は Captive の有効活用を目的としたアンケート調査を実施している。各地

域の配電ビジネスユニットは PLN 本社の指示により Captive にアンケートを配布し、PLN に

対する売電の可否、不可の場合はその理由、等を調査している (調査当時の PLN 本社の担

当者は Transmission＆Distribution の Widhoyoko 氏）。アンケートの結果、「PLN への売電

が可能」との回答を行った 6 社に対して電力の買取交渉を行い、うち 1 社とは既に契約を

締結した。2003 年 7 月現在、PLN は残りの 5 社との交渉を継続している。交渉先 Captive

の情報を表 5.1.4 に示す。

地方のビジネスユニットには、当時のアンケート調査の記録が残されている。

表 5.1.4 Captive との交渉状況

地 域 会社名 買取容量 交渉状況 系統接続

1 East Java

(Surabaya)

PT. EMDEKI 6MW 契約済み －

2 PT. Krakatau Daya Listrik 80MW 交渉中 150kV

3 PT. Dian Swastastika

Santosa

35MW 交渉中 150kV

4 PT. Navieat Innovative Ind 10+35MW 交渉中 現状は無し

5 PT. Wisma Karya Presetya 30MW 交渉中 現状は無し

6

West Java

PT. Indo Bharat Rayon 9MW 交渉中 －

5.1.4 Captive Power 訪問調査結果 (1) 調査対象発電所

ジャワ島西部に位置する、発電容量の大きな Captive（ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ企業） 6 社、日系 Captive

5 社を抽出し、訪問許可の得られた 4 社を対象に現地調査を行った。4 社の業種別内訳は、

繊維製造業（日系）2社、製鉄業 1社、独立発電業 1社である。図 5.1.7 に調査を実施した

発電所の位置を示す。

- 65 -

図 5.1.7 調査発電所位置図

(2) 調査結果

独立発電事業者を除き、今回調査した全ての Captive では自家発電と PLN の電力が併用さ

れていた。工場の最大電力負荷を上回る発電容量を有する Captive が一部にはあったが、

待機中の発電機（供給余力）は非常用のスタンバイとして自社供給用に確保されており、

現状で PLN に売電するための設備的な余力を有する Captive は見られなかった。ただし、

工場の電力負荷をシフトさせ、PLN の電力ピーク時間帯における工場の電力需要を削減する

ことで、Captive の発電余力を作り出すことは可能と考えられ、また Captive 側からも同様

の提案が行われた。

調査結果１（Ａ社：繊維製造業）

日 時：2003 年 7 月 3日（木）13:30～16:00

対応者：Engineering Dept. Manager

Interpreter

調査員：古川、藤森、不二葦団員

[調査結果]

１．全般

（１）組織

発電設備運転時には、オペレーター12 名、メンテナンス要員 6名の計 18 名の発電専従職

員がいた。現在は定年退職し、発電の専従職員はいないが、工場の設備担当者が発電設備

の面倒もみている。

・オペレーターの内訳：（ｴﾝｼﾞﾝ発電機 2 名＋ﾊﾟﾈﾙｵﾍﾟﾚｰﾀｰ 1 名）×4シフト=12 名

（２）工場の稼動時間

工場は 24 時間稼動している。従業員は 6:00－14:00、14:00－22:00、22:00－6:00 の三

C 社：製鉄業

D 社：繊維製造業

A 社：繊維製造業

B 社：独立発電業

- 66 -

交替制で勤務している。工場では主に繊維製品を生産。

（３）自家発電設備を設置した目的

1970 年代、PLN の供給力が不足したこと及び電気の品質が悪かったことから、自家発電

設備を設置した。工場の増設に伴い、発電設備を 4回増設した。

２．発電設備主要諸元

（１）定格出力：0.25MW×1 台、0.75MW×5 台、1.4MW×1 台 合計 5.4MW

（２）発電方式：ディーゼル発電

（３）燃料：高速ディーゼル油（軽油）

（４）運転開始時期：1969 年～1992 年

（５）燃料消費量：280g/kWh （7 台平均）

（６）燃料貯蔵量：500kℓ （200kℓタンク×1基、300kℓタンク×1基）

（７）発電可能出力：4,070kW （定格出力の 80%程度、老朽化により出力低下）

３．運転状況

（１）発電設備の運転

1999 年から発電機の運転を停止し、PLN から電力を購入している。停止中も 1 ヶ月に一

度、試験起動を行っている。PLN からの電力供給が停止し、1時間以上送電が無い場合には、

自家発電設備の運転を行うことにしている。年間に 2回程度、停電が発生している。

（２）工場の電力需要

最大電力需要は 6MW 程度、平均負荷は 5.05MW。日負荷曲線は、ほぼ平坦であり、昼間は

冷房需要により夜間より若干負荷が高い。

４．燃料

（１）燃料価格：Rp.230／Mcal

（２）燃料購入

プルタミナに年間購入量を申請する。購入枠を増やすには、許可が必要。

（３）優遇措置

燃料購入に対する補助金等の優遇措置はない。

５．運転コスト

2000 年運転計画時の予算は下記の通り

（１）メンテナンス費用（スペアパーツ）：Rp.56 億／年 （Rp.199/kWh）

（２）潤滑油：Rp.6.3 億／年 （Rp.22/kWh）

（３）人件費：Rp.70 万／人・月 （Rp.5/kWh）

（４）燃料費：Rp.448/kWh （ディーゼルオイル）

上記を合計すると、変動費のみの発電原価は約 Rp.674/kWh と想定される。

- 67 -

６．PLN からの電力購入

（１）契約形態：I-3×2 契約、1口 3,465kVA

（２）電力料金：固定 Rp.31,300/kVA、従量 Rp.468/kWh

（年間で最も料金の高い 10 月～12 月の場合）

（３）接続電圧：20kV

（４）自家発電を停止し、PLN から電力を購入している理由

燃料（ディーゼル油）の価格が上昇し、メンテナンス、潤滑油、人件費等のコストが高

く、PLN から電力を購入する方が安価であるため。運転許可が毎年必要であり、費用もかか

る。（非常用はプルタミナ、常用は MEMR に許可を申請）

過去に、PLN からの購入電力と、自家発電の電力を併用していた時期があったが、PLN か

らの要請により併用を中止した。（逆潮流を懸念？）

７．PLN への売電

過去 2回、PLN から売電要請があったが、断った。その時は、買取に係る条件等、何も提

示がなかった。自己の工場を安定して操業するために設置した発電設備なので、売電する

より工場のセキュリティーを優先する。発電設備が古く、スペアパーツを調達できるかど

うか分からないため、安定運転できる保障は無い。ただし、経済的に魅力のある条件提示

があれば、社長の判断により売電する可能性もある。

８．所感

1999 年から発電を停止しているため、長期運転の体制を整えるには(1)運転要員の確保、

(2)常用運転の許認可 といった手続きを経る必要があり、時間的、経済的に課題がある。

また、工場の電力需要に対し自家発電の供給のみで対応することができないため、部分的

に PLN からの買電が必要である。PLN の需給が逼迫した場合に、需要を削減する目的で自家

発を運転することは可能と考えられるが、自家発側にどのようなインセンティブを与える

か、検討を要する。

調査結果２（Ｂ社：独立発電業）

日 時：2003 年 7 月 4日（金）10:00～11:30

対応者：Marketing Manager

Technical Support Coordinator

Distribution Manager

Account Executive Asst. Manager

Project Manager （ESB International [アイルランド電力庁] の技術アシスタン

ト）

調査員：古川、藤森、不二葦団員

- 68 -

発電所遠景

[調査結果]

１．全般

（１）組織

発電会社には運転、メンテナンス、配電、営業、ファイナンス、人事の部門があり、従

業員は 280 人。通常の IPP と同様の組織。

（２）自家発電設備を設置した目的

1991 年に工業団地の民営化が始まったこと、1990 年代にも PLN の電力危機があったこと

等の理由により、工業団地の所有者である財閥への出資者のうち数名が地域の工業団地へ

の電力供給を目的として発電会社を設立した。

２．発電設備主要諸元

（１）定格出力：354MW（ISO ベース、大気温度 15℃）

（２）発電方式：ガスタービンコンバインド、GT3 台－ST1 台の多軸型

（３）燃料：常用は天然ガス、非常用バックアップとして高速ディーゼル油（HSD）

（４）運転開始時期：1993 年（GT2 台）、1996 年（GT4 台増設）、1999 年（ｺﾝﾊﾞｲﾝﾄﾞ化）

（５）燃料貯蔵量：高速ディーゼル油 4,000kℓ （2,000kℓタンク×1基）

（７）発電可能出力：328.4MW （実運転条件）

（８）増設計画

将来の需要増加に対応するため、2GT－1ST のコンバインドサイクルプラント 1 台の増設

を計画している。増設により、合計出力は 700MW になる予定。ただし、実際に増設するか

否かは経済性により決定する。

- 69 -

発電設備主要諸元

系 列 １ ２ 備 考

No. 1-1 1-2 1-3 2-1 2-2 2-3

38.3MW 38.3MW 38.3MW 38.3MW 38.3MW 38.3MW ISO 条件 出力

34MW 34MW 34MW 34MW 34MW 34MW 実運転条件

メーカー GE

GT

型式 Frame 6

出力 62.2MW 62.2MW ST

メーカー 三菱重工業

177.1MW 177.1MW ISO 条件 系列合計出力

164.2MW 164.2MW 実運転条件

354.2MW ISO 条件 発電所出力

328.4MW 実運転条件

３．送変電設備

発電機電圧は 11.5ｋV、変圧器で 150kV に昇圧し母線に接続。母線は 100%容量×2の二重

母線方式。Ｂ社の 150kV の系統は PLN の 150kV の系統に接続されている。地元の工業団地

に電力を供給するため、150/20kV の降圧トランス（80MVA×5 台）が設置されている。

４．運転状況

（１）発電設備の運転

定期点検の無い年は、負荷率は最高で 96%に達する。

（２）工業団地の電力需要

大多数の工場が昼間操業であり、需要のピークは 10:00am～11:00am の間である。各工場

への売電契約 MW は開示されなかったが、ユニットが 1台定期点検に入っても十分な供給余

力を有するとのことであった。

５．燃料

（１）燃料購入

プルタミナよりパイプラインでガスを購入。発電所近辺の Cicauh, Cilamaya, Citalik

の三箇所のガス田から供給を受けており、コンプレッサーステションから発電所までは 18

インチと 10 インチのガスパイプラインによりガスが送られている。安定してガスが供給さ

れる確率は 90%程度であり、コンプレッサーの故障により供給支障が発生することがある。

残りの 10%はバックアップ燃料で対応している。

- 70 -

６．工業団地への売電

下記の 5箇所の工業団地に電力を販売している。

① East Jakarta Industrial Park (Sumitomo Corporation 系列)

② Bekasi International Industrial Estate (Hyundai)

③ Cikarang Industrial Estate (Jababeka) ←発電所が所属している

④ Lippo Cikarang

⑤ MM2100 Industrial Town (Marubeni Corporation 系列)

配電設備は発電会社が所有してメンテナンスも行っており、PLN の代わりに工業団地の発

送配電を行っている。

７．PLN への売電

過去、PLNへの売電を行っていたが、経済危機によりPLNからの料金支払いが滞ったため、

売電を中断した。2002 年に再度 PLN から売電の要請があり、交渉を行った結果 2003 年に

PPA（電力購入契約）を締結した。PLN からの要求があれば、150MW まで供給する契約であ

る。PLN より週間の給電指令を受け取り、運転している。現在までのところ PLN への供給は

20～30MW 程度であり、供給がない（0MW）場合もある。150MW まで供給するよう要請を受け

たことは無い。ただし、150MW まで PLN に供給しても、工業団地の需要家には十分供給でき

る容量がある。

８．所感

設備が新しく、整備が行き届いているという印象を受けた。発電容量の約半分を既に PLN

に販売する契約を結んでいるため、更なる供給を要請するのは困難と考えられる。Ｂ社は

一種の IPP であるため、一般的な情報しか開示されず、設備の写真撮影も許可されなかっ

た。

調査結果３（Ｃ社：製鉄業）

日 時：2003 年 7 月 7日（月）14:00～16:50

対応者：President Director

Planning Manager

Commercial Department

調査員：古川、藤森、不二葦団員

- 71 -

発電所遠景

[調査結果]

１．全般

（１）組織

財務、経理、企画、人事、物流、運転、メンテナンス、送配電メンテナンス部門から構

成され、従業員は約 380 人。

（２）工場の稼動時間

主な電力供給先の製鉄会社は 24 時間操業。

（３）自家発電設備を設置した目的

Ｃ社は国営の製鉄会社の子会社として設立され、同社をはじめとする Cilegon 工業団地

の工場に安定した電力を供給する目的で発電設備が設置された。主な需要家は親会社の製

鉄会社であり、工業団地内のその他の需要家に対する電力供給は、全体の 1割程度である。

２．発電設備主要諸元

（１）定格出力：80MW×5 台 合計 400MW

（２）発電方式：汽力発電

（３）燃料：天然ガスと No.5 重油の混焼

（４）運転開始時期：1978 年

（５）熱効率：29% （LHV）

（６）発電可能出力：定格出力の 70～80%程度、老朽化により出力低下

３．送配電設備

顧客へ電力を供給するため、150kV、30kV、20kV、6kV、400V の送配電設備を C 社が所有

- 72 -

しており、維持管理もＣ社が行っている。150kV で PLN の系統に接続。

４．運転状況

（１）発電設備の運転

年間運転時間は 7,000 時間程度（8,760h/year×80%）。通常は 1台を除き 4台運転体制で、

320MW の電力を賄っている。負荷変動が大きいため、負荷率は 50%程度。

（２）工場の電力需要

製鉄会社で電気炉を使用しているため、負荷変動が大きい（フリッカー有り）。電気炉の

容量は 60MW×8 基＋90MW×2 基。電気炉の使用開始前には製鉄会社よりＣ社に連絡が入る。

製鉄会社はピーク時に、PLN より 200MW の電力を購入しており、ピーク負荷は 320MW（Ｃ社

より供給）＋200MW（PLN より購入）＝520MW。

５．燃料

（１）燃料価格：重油 Rp.1,650／ℓ

（２）燃料購入

重油はプルタミナより購入。天然ガスについては、Ｃ社はプルタミナと購入契約は結ん

でおらず、製鉄会社の余剰分を受け入れて発電用に使用している。使用する燃料の比率は 5

割強が天然ガス、4割強が重油である。

（３）優遇措置

2002 年末まで、燃料油購入に対する政府からの補助金があり、市場価格に対して 25%の

補助があった。

６．運転コスト

具体的な発電コストの数値は得られなかったが、現在の燃料価格では燃料費のみの発電

原価が PLN の電気料金を上回っている。

７．PLN からの電力購入

（１）契約形態：I-4

（２）接続電圧：150kV

（３）PLN から電力を購入している理由

製鉄会社のピーク需要時には、Ｃ社からの供給のみでは足りないため、PLN からも電力を

購入している（契約は 200MW）。なお、PLN の電力料金よりも発電原価が高いにも関らず、

Ｃ社で発電を行っているのは、契約電力の容量を増やすために多額の追加料金を支払う必

要があるためであり、今後 PLN の電気料金が値上げされる見込みであることから、現在は

Ｃ社からの電力供給を継続している。

- 73 -

８．PLN への売電

1982 年から 1992 年まで PLN に売電を行っていたが、経済危機以降 PLN からの電気料金の

支払いが滞ったため売電を中止した。現在 PLN からの要請により、6:00pm～10:00pm のピー

ク時間帯に 100MW を PLN へ売電する交渉を行っている。Ｃ社側は発電原価以上の価格での

買い取りを希望しており、それに対して PLN は発電原価＋4%の価格提示を行い、現在交渉

中である。親会社の製鉄会社は国営会社であり、その子会社のＣ社も一種の国営会社であ

るので、Captive からの売電のパイロットプロジェクトとして本計画は進められている。Ｃ

社から PLN への提案として、ピーク時間の負荷をオフピーク時にシフトしてピーク電力を

供給するかわりに、オフピーク時間帯の電気料金を割り引く案を提示している。なお、ピ

ークシフトは需要家の製鉄会社側で実施する。

過去（2002 年 9 月）の停電時には PLN からＣ社に売電要請があり、PLN に電力を販売した。

販売価格は電気料金と同じ Rp.349/kWh。

８．所感

ピーク時間とオフピーク時間の電気料金に差をつけることでピークシフトを行うことが

可能になると思われる。需要家のピークシフトを行うことで PLN の需要が平準化できるの

みならず、Captive 側で余剰の電力を PLN に供給することも可能になることから、効果は大

きいと考えられる。いずれにしても、ピークシフトを行うことで、需要家側に経済的なメ

リットが発生するような料金体系を構築する必要がある。

調査結果４（Ｄ社：繊維製造業）

日 時：2003 年 7 月 8日（火）8:30～9:30

対応者：Managing Adviser

Industrial Relation Director

調査員：古川、藤森、不二葦団員

[調査結果]

１．全般

（１）組織

運転員は 3名/班の三交替。メンテナンスは外注している。

（２）工場の稼動時間

工場は 24 時間操業。

（３）自家発電設備を設置した目的

PLN から供給される電力が不安定であるため、自家発電設備を設置して電力を供給してい

る。インバーターを使用している機器などは 0.2～0.3 秒の瞬時停電でも設備が停止し、操

業に影響がある。

- 74 -

２．発電設備主要諸元

（１）定格出力：第一発電所 2.8MW×7 台

第二発電所 5MW×4 台 合計 39.6MW

（２）発電方式：ディーゼル発電

（３）燃料：第一発電所 軽油、第二発電所 A重油

（４）燃料貯蔵量：軽油 700kℓ、A重油 1,500kℓ （半月分の運転が可能）

（５）運転開始時期：1973～1995 年

（６）発電可能出力：定格出力の 100%で運転可能

３．運転状況

（１）発電設備の運転

通常は定格の 70～80％の出力で運転している。負荷率(LF)は 65%程度。ユニットのうち 1

台はバックアップ用としてスタンバイしている。

（２）工場の電力需要

工場の全ての電力需要を自家発電で賄うことは可能である。電気の品質に影響されない

機器には PLN から受電して電力を供給している。PLN からの受電は全電力需要の 15%程度。

工場のデマンドカーブは、ほぼ平坦でありピークデマンドは 22MW。

４．燃料

（１）燃料価格：軽油、A重油ともに Rp.1,535/ℓ

燃料価格の上昇により、工場内のボイラは重油から石炭に燃料転換を進めている。

（２）優遇措置

2002 年末まで、燃料油購入に対する政府からの補助金があり、市場価格に対して 25%の

補助があった。過去 75%あった補助金が 50%、25%と段階的に削減された。

IMF から石油価格を国際価格レベルにするよう指示があり、補助金を減らしていると聞い

ている。

５．運転コスト

具体的な発電コストの数値は得られなかったが、現在の燃料価格では燃料費のみの発電

原価が PLN の電気料金とほぼ同等である。メンテナンスコスト等を含めると PLN の電気料

金よりも発電原価は高くなる。（発電原価 Rp.554.09/kWh）

６．PLN からの電力購入

（１）契約形態：I-3

（２）接続電圧：150kV

（３）契約電力：4,845kVA

（４）PLN から電力を購入している理由

- 75 -

電気の質に影響を受けない機器には、PLN からの電力を使用している。（理由の説明は無か

ったが経済的な理由と思われる）

７．PLN への売電

PLN から売電の要請を受けたことは無い。工場の操業をオフピークにシフトすることは現

時点では困難であり、自己の工場の安定運転のために設置した発電設備であることから、

売電の要請に応じることは困難である。また瞬時停電に影響を受ける機器があることから、

PLN の系統に接続することで悪影響を受けることを懸念している。

８．所感

工場の安定運転を最優先しており、常にスタンバイ用の発電機を確保していることから、

供給力に余裕があるとは言えない。また、瞬時停電の影響を受けやすい機器を運転してい

ることから、PLN の系統に接続することに強い抵抗感を示している。従って、仮に自家発に

とって十分採算性のとれる売電価格を提示したとしても PLN への売電に応じる可能性は低

いと思われる。

5.1.5 国際機関、他国援助機関等の動向 (1) World Bank

World Bank は 1999 年に”Captive Power in Indonesia; Development, Current Status and

Future Role”と題した調査を行い、Captive の設置容量、運用状況、設置目的等を発電方

式、業種別に分析している。この調査は、IPP の導入により PLN の電力供給が安定した場合、

どの程度の Captive が PLN の電力に乗り換えるかを把握するために行われたものであり、

それ以降の追跡調査は行われていない。また、現在のところ電力セクターに対して Captive

活用に関する支援を行う計画も無い。

(2) USAID

1992 年に USAID は、「イ」国における DSM（デマンド・サイド・マネジメント）による設

備投資削減と供給信頼性向上に関する調査を実施し、調査結果に基づくアクションプラン

の策定を行っている。同アクションプランのメニューとして Captive を活用した需給調整

が検討され、以下の二件が提案されている。

(1) Captive を有する需要家に対する電力ピーク時間帯の負荷遮断

(2) Captive の余剰電力の買取

USAID が策定した DSM アクションプランに基づき、PLN がパイロットプロジェクトとして

「高効率電灯の導入」を実施していたが、1997 年のアジア通貨危機のためパイロットプロ

ジェクトは中止されている。

- 76 -

(3) 我が国（経済産業省）

Captive からの電力購入とは趣旨が異なるが、工業団地への自家発電の導入により PLN の

電力需要が削減されるため、以下の取り組みを紹介する。

経済産業省が公募した「平成 15 年度 開発途上国民活事業環境整備支援事業」において、

工業団地向け民活発電事業に関する下記の案件が採択されており、平成 15 年度中に調査が

実施される予定である。

1) ジャカルタ郊外特定工業団地向け民活発電事業の F/S 調査

提案法人：中部電力株式会社

2) インドネシア国ブキットインダー工業団地向け民活発電事業調査

提案法人：電源開発株式会社

5.1.6 課題と提言 (1) ピークシフト

今回のプロジェクト形成予備調査において訪問した Captive の中で、発電設備容量に余力

のある発電所は少数であり、大半は自家発電と PLN の電力を併用している。PLN の電力ピー

クは夕方の 6時から 10 時の間に発生し、一方 Captive を使用する工場の電力負荷は一日を

通して平坦である場合が多い。

工場の電力負荷を PLN のオフピーク時間帯にシフトさせることができれば、PLN のピーク

時間帯の電力需要を削減でき、かつ Captive の余剰電力を活用することが可能となる。そ

のためには、日本の電力会社で実施している「需給調整契約」を導入し、ピークシフトを

行う需要家に対する電力料金の調整割引を行うなど、需要家にインセンティブを与える必

要がある。日本における取り組みの例として、表 5.1.5 に東京電力における、工場等の需

要家向け需給調整契約の概要を示す。

- 77 -

表 5.1.5 東京電力の需給調整契約概要（工場等の需要家向け）

計画調整契約 緊急時調整契約

夏季休日・夏季操業調整契約 ピーク時間調整契約

制度概要

主として夏季（7～9月）の重負

荷期間において、電源トラブル

等による需給逼迫時に、電力会

社からの事前（3 時間前または

1 時間前）の依頼により緊急的

に電気の使用の調整を依頼す

る契約

【調整電力】

契約電力の 10％以上または

500kW 以上

【調整時間】

1 回につき 3時間

夏季（7～9月）の重負荷期間の平

日に夏休みや生産設備の補修等

を設定し、計画的に日中の電気の

使用を調整する契約

【調整電力】

(1)負荷を契約電力の 50％以上

調整(1 日単独可)

(2)連続二日以上、負荷を契約

電力の 30%以上調整

【調整時間】

9～17 時まで

夏季（7～9 月）の重負荷期間の

13～16 時に、工場の生産工程の変

更、昼休みの時間帯の変更、ある

いは蓄熱空調システムを利用し

た負荷調整などにより、契約期間

を通じて計画的に電気の使用を

調整する契約

【調整電力】

契約電力の 10％以上または

500kW 以上

【調整時間】

13～16 時の間の 30 分以上

(30 分単位)

調整の

イメージ

契約電力 10,000kW のうち、

1,000kW を 13～16 時に調整す

る場合（契約期間中の 1時間前

までの通告による調整回数が 5

回の場合）

予約割引額

=1,040円/kW×1,000kW×5回×

1/2×1/12

=216,666 円/月

（60kV で受電される場合）

契約電力 10,000kW のうち、

6,000kW の調整を 8/18～8/22（C

種指定日）の 5日間実施する場合

調整割引額

=265 円/kW×6,000kW×5 日

=7,959,999 円

契約電力 10,000kW のうち、

2,000kW を 13～14 時(60 分)に調

整する場合(1 ヶ月を通じて調整

する場合)

調整割引額

=850 円/kW×2,000kW×60 分/60

分

=1,700,000 円

（60kV で受電される場合）

出典：東京電力資料

2000k

kW

1000k

kW

13 16 時時13 14

- 78 -

(2) 売電価格

2003 年以降、燃料油に対する政府の補助（燃料価格の 25%補助）が打ち切られたため、油

を燃料とする Captive の発電コストは上昇し、変動費部分（燃料費、潤滑油、運転維持費

等）のみで PLN の電気料金を上回る状況である。

Captive からの電力購入を検討する場合は、最低でも Captive の発電原価（変動費）以上

の価格を提示しなければ、交渉を行うことは不可能と思われる。

更に、PLN は買い取った電力量（kWh）に対してのみ料金を支払うという考え方であるが、

ピーク時間帯の非常予備力を確保するという意味では、確保した予備力(kW)に対するキャ

パシティーチャージを支払うという方策が必要であると考えられる。

5.1.7 本格調査実施時の留意事項 本格調査の実施に当たっては、下記の事項に留意する必要がある。

(1) Captive の実態把握

地方分権に伴い Captive の運転許可が地方に移管されたため、MEMR、PLN 本社において

Captive の所有者、設備容量、発電実績等の情報が正確に把握されていない。PLN の地方配

電ビジネスユニットでは Captive の情報を管理しているが、情報が最新のものに更新され

ていない場合があり、完全な情報とは言えない。

本格調査を実施するに当たっては、PLN の地方ビジネスユニットから Captive に関する最

新の情報を入手する必要がある。また 2002 年に PLN が独自に行った Captive の調査結果を

有効に活用すべきである。

(2) Captive からの情報開示

既に PLN と売電契約を結んでいる Captive の契約内容、売電価格といった情報は、守秘義

務により開示されない。また、発電原価、プラント建設コストについても、開示されない

場合が多い。本格調査において Captive からの電力買取に係る提言を行う場合、買取価格

や料金設定について言及するものと考えられるが、Captive の発電原価については、一般的

なプラント建設コスト、発電効率、燃料価格といったデータから想定する必要がある。

(3) 調査結果の分類

本格調査の提言においては、調査結果の今後の活用を念頭に置き、それぞれの Captive の

特性に基づくグループ分け、優先順位付けが行われることが望ましい。

5.2 ローカルコンサルタントの現状調査 5.2.1 調査目的 次回の自家用発電設備（Captive Power）の活用に係る本格調査に際しては、本格調査団

はインドネシア国内のコンサルタントを雇用し、共同作業で自家用発電設備の調査を行う

こととなる。会社概要、本格調査実施能力の有無等をインドネシア国内のコンサルタント

- 79 -

を雇用する際の参考となるよう今回調査を行った。

5.2.2 ローカルコンサルタント会社訪問調査結果 (1) 調査対象ローカルコンサルタント会社

PLN Head Office の Widhoyoko 氏より自家用発電設備活用のための調査が可能と思われる

インドネシア国内の電力コンサルタント会社を紹介していただいた。そのコンサルタント

会社は下記の通りである。

①PT CONNUSA ENERGINDO

②PT INDRA KARYA

③PT PRIMA LAYANAN NATIONAL ENJINIRING

④PT AMYTHAS

⑤PT SUCOFINDO APPRAISAL

⑥PT KWARSA HEXAGON

⑦PT INDEMECO

⑧PT MISTA GUNA CITA

時間的都合により、8 社中、6 社を訪問し、調査目的により作成した質問状(表.5.2.1)を

基に調査を行った。

(2) 調査結果

PLN から紹介されたコンサルタント会社であり、様々な電力関係のコンサルタント業務実

施経験をもち、世界銀行・ADB・JICA・JBIC・USAID 等の国際機関の業務経験も豊富であっ

た。日系コンサルタント会社と共に業務を実施した会社も多く、自家用発電設備活用のた

めの調査の実施能力は、今回調査した全てのコンサルタント会社で実施可能である。また

全てのコンサルタント会社が本業務実施への意欲をもっていた。

今回調査できなかった PT INDEMECO 及び PT MITSA GUNA CITA も PLN から紹介された コン

サルタント会社であり、調査能力があると予想されるため、必要ならば雇用の際、調査す

るのも一つの案と思われる。

5.2.3 個別調査結果 調査結果 1（PT PRIMA LAYANAN NATIONAL ENJINIRING）

日 時：2003 年 7 月 11 日(金) 10:00～11:30

対応者：Imam Mashud(President Director) Farid(Director of Generation Project)

調査員：藤森団員

1. 会社概要

1988 年より PLN 専属のエンジニアリング子会社として機能していたが、2002 年に PLN よ

り独立し現在に至る。サービス範囲は電力全般（発電・送電・配電）。全従業員数は約 110

- 80 -

表.5

.2.1

ローカルコンサルタント質問状

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- 81 -

名(正社員約 35 名、臨時職員約 70 名)でこのうち発電部門(Generating Plant Project)は

約 42 名(正社員約 12 名、臨時職員約 30 名)。主要顧客は PLN(約 60％)、民間企業(約 40％)。

2. サービス事項

電力全般（発電・送電・配電）で以下のサービスを行う。

(1) Feasibility study、(2) Conceptual Design、(3) Detailed Design、(4) Environmental

study、(5) Procurement service、(6) Design supervision、(7) Test & Commissioning 、

(8) Plant Relocation、(9) IT customization、(10) Plant efficiency improvement、(11)

Engineering audit、(12) Maintenance total solution、(13) Power system and plant study、

(14) Distribution management system、(15) ISO 9001 training、(16) その他

3. 年商

2003 年現時点で約 Rp.30 billion (約 3.6 million US$)

4. コンサルタント費用

①Senior 1M/M＝Rp.18 million (約 2170US$ at Rp.8300/US$)

②Middle 1M/M=Rp.22～25 million (約 2650～3010US$ at Rp.8300/US$)

③Junior 1M/M=Rp.35 million (約 4220US$ at Rp.8300/US$)

5. JICA 実績

独立前までは多くの実績があるとのこと。東電設計、東京電力とともに仕事を行った経

験もある。

6. PLN 実績

独立前は多数の発電所(Paiton, Suralaya, Gresik, Muara Karang, Muara Tawar 等)で実

績あり。

7. 英語能力 特段問題なし

8. 資格 ISO 9001 (品質管理)，ISO14001 (環境管理)

9. 業務実施の意欲 事業実施の意欲はある。

10. 所感

PLN の設備にも精通している電力専門のコンサルタント会社。自家発電調査能力は十分あ

ると考える。

- 82 -

調査結果 2（PT SUCOFINDO APPRAISAL）

日 時：2003 年 7 月 11 日(金) 14:00～15:30

対応者：Ir. Ganis Rasmadani(President Director) Immanuel H Sitompul, MBA(Director)

調査員：藤森団員

1. 会社概要

1955 年インドネシア政府により創立された Government state company。インドネシア全

土で事業展開中。全従業員は約 2000 人でそのうち Engineering Division(電力含む)は約

300 名。主要顧客は国営企業(PLN，プルタミナ，Bank Mandiri 等)で売り上げの約 80％を占

める。民間企業は約 20％。

2. サービス事項

さまざまな分野のサービスを行う。主要なサービスは以下の通り。

(1) International Certification Services 、 (2) Government and International

Institution Services、(3) Industrial and Customer Products Services、

(4) Engineering and Transportation Services (電力含む)

電力は Feasibility Study, Detail Design, Verification, Project Monitoring 等を

行う。

(5) Minerals Services、(6) Agricultural Services、(7) Oil and Gas Services、(8)

Environmental Services、(9) Financial Business Support Services、(10) その他

3. 年商 約 37.5 Million US＄

4. コンサルタント費用

3 段階に分かれており、以下の通り。

①Specialist 1M/M＝約 Rp.45million (約 5,400US$ at Rp.8,300/US$)

②Supervisory 1M/M＝約 Rp.27million (約 3,250US$ at Rp.8,300/US$)

③Low Survey 1M/M＝約 Rp.15million (約 1,800US$ at Rp.8,300/US$)

5. JICA 実績

詳細は E-mail で送付するとのことであったが、現在のところまだ受け取っていない。し

かしながら実績は多数ある。

6. PLN 実績

詳細は E-mail で送付するとのことであったが、現在のところまだ受け取っていない。し

かしながら実績は多数ある。

- 83 -

7. 英語能力 特段問題なし

8. 資格

ISO14001(環境管理)，ISO 9001(Environment)他多数あり。日本で言う日本工業規格

(JIS)のようなインドネシア国内基準を作成し、国の承認後、国内規格とする業務も行う。

9. 業務実施の意欲 業務実施の意欲はあるが契約次第とのこと。

10. 所感

電力のみならず、あらゆるコンサルタント業を行うことができ、自家発電調査能力は十

分あると考える。

調査結果 3（PT CONNUSA ENERGINDO）

日 時：2003 年 7 月 14 日(月) 10:00～11:30

対応者：Keith K. Sutomo, P.Eng(Director), HS SARNA(MG of Business Development),

Ir. A. Faridhan(Overhead Line Engineer)

調査員：藤森団員

1. 会社概要

1985 年創立(当時の会社名は PT Casa Moda Prasa)。主に電力のコンサルタント業をおこ

なう民間企業である。本社はジャカルタで、7箇所(Bandung，Semarang，Yogyakarta，Cilacap，

Palembang，Pekanbaru，Jambi)の支社を持つ。全従業員は約 180 名でうち Engineer は 40

名。主要顧客は PLN で売り上げの 70％を占める。なお民間企業は約 3％である。

2. サービス事項

サービス項目は以下の通り。

(1) Transmission & Distribution (2) Electricity Generation、(3) Water Resources

Development、(4) Control & Communication、(5) Environmental & Development、(6) Oil

& Gas Industry

3. 年商 約 2.5 million US$

かつては 4～5 million US$の業績があったが、アジア経済危機以降は主要顧客である PLN

の設備投資が減少したため実績が低下しているとのこと。

4. コンサルタント費用

3 種類に分けて紹介された。

①Senior 1M/M＝5000～7000US$

- 84 -

②Middle 1M/M=3000～5000US$

③Junior 1M/M=2000～3000US$

5. JICA 実績

JICA での実績はないが、JBIC，IBRD，ADB の実績はある。ニュージェックとともに業務

を行った経験あり。

6. PLN 実績 主要顧客で多数の実績あり。

7. 英語能力 特段問題なし

8. 資格

ISO 等の資格は取得していなが、米国発行のコンサルティングライセンスを個人的に取得

しているとのこと。

9. 業務実施の意欲

業務実施の意欲は旺盛であり、絶対後悔させないということを強調していた。

10. 所感

火力よりは水力・系統に強いコンサルタントと思われるが、小規模火力の実績もあり、

自家発電調査能力は十分あると考える。

調査結果 4（PT INDRA KARYA）

日 時：2003 年 7 月 14 日(月) 14:00～16:30

対応者：Ir. Arif Abadi Surya(President Director), IR. HS. ARIEF(Director Technical),

Ir. PRRWANDOYO,M.(Electric Power Development MG)

調査員：藤森団員

1. 会社概要

1972 年創立。当時は一般契約業務に従事していたが、1978 年に組織改正され、Engineering

& Management Consulting Services を開始し、規模を拡大しつつ現在に至っている国営企

業である。インドネシアの全土で事業を行い、6箇所(East Java，Central Java，West Java，

Sumatra，Kalimantan，Sucanwesi)に支社を所有する。全従業員は 566 名でそのうち Engineer

が約 150 名で、うち電力 Engineer は 7～10 名。パソコンに登録してある臨時職員を採用し

ながらコンサルタント業を行っている。主要顧客は国営企業で売り上げの 100％近くを占め

る(PLN は 30％程度)。民間企業の実績はほとんどない。

- 85 -

2. サービス事項

サービス項目は以下の通り。

(1) Water Resources Development、(2) Electrical Power Development、(3) Transportation、

(4) Environmental、 (5) Building、 (6) Survey & Investigation、 (7) Institution

Development & Human resources Development

上記のサービス項目の以下のサービスを行う。

(1) Survey、(2) Studies (Pre-F/S，F/S)、(3) Design、(4) Supervision、(5) Project benefit

monitoring and evaluation

3. 年商 約 Rp.40 billion (約 4.8 Million US$ at Rp.8300/US$)

4. コンサルタント費用

目安として以下を紹介された。

①1 年目 1M/M＝Rp.5 million (約 602US$ at Rp.8300/US$)

②20 年目 1M/M=Rp.20 million(約 2410US$ at Rp.8300/US$)

5. JICA 実績

JICA での実績も 4件あり。日本工営･東電設計・ニュージェックともに業務を実施した経

験あり。

6. PLN 実績 主要顧客で多数の実績あり。

7. 英語能力 特段問題なし。

8. 資格 ISO などの資格はない。

9. 業務実施の意欲 業務実施の意欲はある。

10. 所感

水力・系統に強いコンサルタントであるが、火力の実績もあり、自家発電調査能力は十

分あると考える。

調査結果 5（PT AMYTHAS）

日 時：2003 年 7 月 15 日(火) 10:00～11:30

対応者：Ir. Erie Heryadi (President Director)

調査員：藤森団員

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1. 会社概要

元 MEMR、Director General Electricity & Energy Development, PLN の職員７名が退庁

して 1971 年に創立した民間企業。当初は電力専門のコンサルタント業を営んでいたが現在

は各分野でのコンサルタント業務を営む(PLN の設備投資減の影響も若干ある)。インドネシ

アに 6支社(West Java:1, Sumatra:3, Lombok:1, Sulawesi:1)と 3 代理店(Bali, Sulawesi,

Papua)を所有する。全従業員は約 150 名でそのうち Technical Engineer が約 70 名。主要

顧客はかつて PLN であったが,PLN の設備投資減の影響もあり現在は Ministry of Public

Work(70% ),PLN, Indonesia Power(20%)となっている。民間企業の実績はほとんどない。

なお今回調査したタンジュンプリオク発電所の GT バリ島移設に係るコンサルタント業を

Indonesia Power より受注している。

2. サービス事項

サービス項目は以下の通り。

(1) Power Development、 (2) Industrial Development、(3) Infrastructure & Architecture、

(4) . Agriculture, Fisheries & Forestry、(5) Regional Development、(6) Environmental

Impact Study、(7) Institution Development & Human resources Development

上記のサービス項目の以下のサービスを行う。

(1) Survey、(2) Studies (Pre-F/S，F/S, Reconnaissance & General)、(3) Design、(4)

Construction Supervision、(5) Construction Management、(6) Commissioning including

Personnel Training for O&M、(7) Policy formulation、(8) Human resources Development、

(9) Environmental Study

3. 年商 約 Rp.23 billion (約 2.8 Million US$ at Rp.8300/US$)

ただし今年は Tanjung Priok のコンサルタント業を受注したため，約 Rp.30 billion(3.6

million US$)となる見込み。

4. コンサルタント費用

目安として以下を紹介された。

①5 年目以下 1M/M＝Rp.10 million (約 1200US$ at Rp.8300/US$)

②5～10 年目 1M/M=Rp.12～14 million(約 1445～1686US$ at Rp.8300/US$)

③10～15 年目 1M/M=Rp.16～17 million(約 1927～2048US$ at Rp.8300/US$)

④15 年目以上 1M/M=Rp.21million(約 2530US$ at Rp.8300/US$)

(International レ ー ト は Rp.30 million( 約 3614US$ at

Rp.8300/US$)

5. JICA 実績

JICA での実績も 1 件あり。Word Bank,ADB,JBIC,USAID 等の実績もあり。日本工営･東電

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設計・東京ガスともに業務を実施した経験あり。

6. PLN 実績 主要顧客で多数の実績あり。

7. 英語能力 Technical Engineer は特段問題なし。事務職の一部は英語ができない。

8. 資 格 ISO な ど の 資 格 は な い 。 National Association of Indonesia

Consultants(INKINDO)取得。

9. 業務実施の意欲 業務実施の意欲はある。

10. 所感 電力に強いコンサルタントであり、自家発電調査能力は十分あると考え

る。

調査結果 6（PT KWARSA HEXAGON）

日 時：2003 年 7 月 15 日(火) 14:00～16:00

対応者：Ir. Yoyok Sukari(Director)

調査員：藤森団員

1. 会社概要

1982 年年創立。多分野でのコンサルタント業を営む民間企業である。インドネシアの全

土で事業を行い、Head office は Bandung で Jakarta,Sumarang,Sumatra に支社を所有する。

全従業員は 142 名(そのほか臨時社員が 196 名)で、関連する部署である Directorate of

Energy, Water Resources, and Transportation Developmentは 63名。そのうち電力Engineer

は 36 名。主要顧客は PLN(70%)で残りのほとんどは Public Company(Local government

Company)である。民間企業の実績も多少あり。

2. サービス事項

サービス項目は以下の通り。

(1) Water Resources Development、(2) Energy Development、(3) Water Supply & Sanitation、

(4) Rural, Urban & Regional Planning、(5) Transportation Development、(6) Agriculture

& Fisheries Development、(7) Environmental Study、(8) GIS & Computer Application、

(9) Geotechnical Investigation & Ground Consolidation、 (10) Hydrogeological &

Geophysical Prospecting、(11) Photogrammetry & Topographical Survey、(12) Mining

Design & Development、(12) Institution Development、 (13) Building、(15) Survey &

Investigation、(16) Institutional & Training Development、(17) Industrial & Real

Estate Development

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3. 年商 約 Rp.32 billion (約 3.86 Million US$ at Rp.8300/US$)

4. コンサルタント費用

目安として以下を紹介された。

①5 年目以下 1M/M＝Rp.10 million (約 1200US$ at Rp.8300/US$)

②5～10 年目 1M/M=Rp.12 million(約 1445US$ at Rp.8300/US$)

③10～15 年目 1M/M=Rp.18 million(約 2169US$ at Rp.8300/US$)

④15 年目以上 1M/M=Rp.22million(約 2650US$ at Rp.8300/US$)

5. JICA 実績

JICA での実績も 2 件あり。JBIC,ADB,IBRD 等の実績もあり。 日本工営･東電設計・ニュ

ージェック・J-Power ともに業務を実施した経験あり。

6. PLN 実績 主要顧客で多数の実績あり。

7. 英語能力 特段問題なし

8. 資 格 ISO な ど の 資 格 は な い 。 National Association of Indonesia

Consultants(INKINDO)取得。

9. 業務実施の意欲 業務実施の意欲はある。

10. 所感 水力に強いコンサルタントであるが、火力の実績もあり、自家発電調査

能力は十分あると考える。

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6 面談記録 6.1 JICA インドネシア事務所表敬 日時 ：２００３年６月３０日（月） ８：３０～９：１０ 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 調査団 蔵方団長、足立、福瀬、佐々木、前原、 山川、古川団員 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。 ・ 昨年度終了した開発調査「最適電源開発のための電力セクター調査」での短期的対応に

関する提言の対応として、この調査を立ちあげるというストーリーであれば、目に見え

る成果をこの調査の中で出す必要があるのではないか。つまり、レポートの提出では、

調査に調査を重ねていると批判を受けるので、問題解決型の調査を行い具体的な成果を

上げてほしい。 ・ ＰＬＮの事業構成が変わっている中で、公的な役割は薄くなってきているといえる。よ

って、ＯＤＡとしてどこまで関与すべきか考える必要があるのではないか。競争原理の

働かないところに資金を投入すべきではないかと考えており、本格調査の形成において

もその視点を忘れないでほしい。 －ＩＰＰと競争するには、現状ではあまりに PLNの設備の状態がよくない。よって、競争が可能となるための、インフラ整備などは可能性があるのではないか。

・ 印象としては、Ｃ／Ｐは自分たちの電源を確保するために、どれだけの決意があるのか、

疑問に感じるときがある。例えばＰＬＮは、ローンを転貸されていないという事実があ

る。（今後、変わるという財務大臣令も出たようだが。）現在の供給力不足が、O and M、技術力、政策のどこに問題があるか確認してほしい。

・ 人材育成については、問題の原因が人材配置にあるのか、インセンティブなのかなど見

極めてほしい。それほどもともとのレベルが低いわけではないので、これを上げるのは、

大変な面もあると思う。 6.2 在インドネシア日本大使館表敬 日時 ：２００３年６月３０日（月） １０：００～１１：００ 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 調査団 蔵方団長、足立、福瀬、佐々木、前原、 山川、古川団員 協議内容： 調査団より本調査内容について対処方針案をもとに説明した。これに対し大使館より以

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下の発言があった。 a) 既設電力設備の改善について ・ 現状ではＰＬＮの技術能力の問題というより、Finance の問題という印象がある。 ・ 調査＋設備等の投入という形を取ることができればいいのではないか。本格調査では、

CDMにつながるような、調査となればなおよいのではないか。 b) Captiveの活用について ・ この件については日系企業を中心に話を聞いてきてほしい。新規の Captiveの投資にあたり、地方政府が Captive に課税をしたいという話があるなど、課題が見られるようである。

・ Captiveについては、PLNの電気料金が７セントでは高いといって発電設備を導入しているところと、料金はともかくとにかく電気が足りないといって導入しているところが

あるので、この点を意識しておいてほしい。 ・ Chikarang は、PLNに電気を売ってほしいと言われているようであるので、その点をよく聞いておいてほしい。

6.3 MEMR 表敬 日時 ：２００３年６月３０日（月） １４：３０～１５：００ 場所 ：ＭＥＭＲ事務所 参加者：ＭＥＭＲ Mr. Hasril Nuzahar (Sub Directorate for Investment) 調査団 蔵方団長、足立、福瀬、佐々木、前原、 山川、古川団員 協議内容： 調査団より本調査の概要について団長より説明した。Mr. Nuzahar は、内容の大筋について了解した。署名者である Mr. Nohd Noer Hidayat (Director for Electricity Program Supervision) は、今週中不在であるため７月７日（月）にＭＥＭＲを訪問し、内容を改めて説明するとともに、その場で署名交換を行うこととした。 6.4 PLN 表敬 日時 ：２００３年６月３０日（月） １６：００～１７：００ 場所 ：ＰＬＮ事務所 参加者：ＰＬＮ Mr. Edi Jatmiko (Deputy Director of System Planning) Mr. Priamda (Manager of System Planning) Mr. Ikbar (Staff of System Planning) 調査団 蔵方団長、足立、福瀬、佐々木、前原、 山川、古川団員 協議内容： 調査団より本調査の概要について団長より説明した。その後、Mr. Jatmiko が署名者で

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あることを確認するとともに、７月１日１５：００より、協議を行うことを確認した。 6.5 JBIC ジャカルタ駐在員事務所訪問（第１回） 日時 ：２００３年６月３０日（月） ８：３０～９：１０ 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 蔵方団長、足立、福瀬、佐々木、前原、 藤森、山川、古川団員 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。 ・ ２００２年にコミットしたムアラカラン及びムアラタワールの案件は、現在融資契約の

準備中である。 ・ ＩＰＰでは、タンジュンジャティＢの融資契約が済み、実施に向けての式典（ＩＰＰと

の再契約による事業の再開に向けての式典）が７月１０日に行われる予定となっている。 ・ 今年度は、ロングリストが作成された。これに伴い、今年度も何件かの火力発電所のリ

パワリングを円借款で実施すべく検討中である。ただし、こうした借款は今年限りでは

ないかと思っている。現在、WB,ADBなどとともに、資金に合わせたCommon Approach を始めているところである。

・ ＰＬＮの財務体質という面では、料金の値上げも必要だが、燃料費を下げることも重要

となってくる。 ・ Captive の活用について、Captive側は、一般の電気料金では高いということや、供給量も不十分という認識があるはずである。この余剰電力を活用するとなると、売っても

らいやすくするための条件が必要となるはずなので、よく聞いてきてほしい。 6.6 BAPPENAS 訪問 日時 ：２００３年７月１日（火） １４：００～１５：００ 場所 ：BAPPENAS 事務所 参加者：BAPPENAS Director Mr. Gumilang Hardjakoesoema 調査団 蔵方団長、佐々木、前原団員 協議内容： 調査団より本調査内容について対処方針案をもとに説明した。これに対し以下の発言があった。 ・ ＭＥＭＲより提出されている「ジャワ・バリ系運用改善計画」の要請については、現在

ＢＡＰＰＥＮＡＳ内部で止まっているが早急に日本政府に要請を出せるように努力する。 ・ 今回の案件の関連で、重要と思っていることは、 （１）発電所で止まっているユニットが多いため、その原因を明らかにすること。

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（２）発電用資産の有効活用 （３）人的資源の有効活用 である。

・ 「自家用発電設備の活用計画」については、Captive側がなぜＰＬＮの系統につなぎたがらないのかを確認してほしい。

・ ＳＣＡＤＡシステムによる系統の運用は大変重要である。 ・ 配電は重要な分野と考えている。 ・ 地熱発電も可能性のある分野と考えている。 6.7 PLN 協議（第１回） 日時 ：２００３年７月１日（火） １５：００～１７：００ 場所 ：ＰＬＮ事務所 参加者：ＰＬＮ Mr. Edi Jatmiko (Deputy Director of System Planning) Mr. Priamda (Manager of System Planning) Mr. Ikbar (Staff of System Planning) 他に Indonesia Power, PJB, P3Bより５名出席 調査団 蔵方団長、足立、福瀬、佐々木、前原、藤森、山川、古川団員 協議内容： 「ジャワ・バリ系運用改善計画」について、あらかじめ送付した質問票をもとに、現状の把握及び課題の確認を行った。 6.8 PLN 協議（第２回） 日時 ：２００３年７月２日（水） １５：００～１７：００ 場所 ：ＰＬＮ事務所 参加者：ＰＬＮ Mr. Edi Jatmiko (Deputy Director of System Planning) Mr. Priamda (Manager of System Planning) Mr. Ikbar (Staff of System Planning) 調査団 蔵方団長、足立、福瀬、佐々木、前原、藤森、山川、古川団員 協議内容： 「ジャワ・バリ系運用改善計画」について、昨日までの協議の結果をもとに作成した M／M 案（S／W 案を含む）について提示し、その内容について協議を行った。主な協議事

項は以下のとおり。 ・ 技術の移転について、重点的に行ってほしい。１０人くらいの人数を集めて２、３日間

で実施するような小セミナーの実施をお願いしたい。 －具体的な検討は、本格調査に入ってからとなるが、前向きに進めたい。 ・ Demonstration 用の機材は、日本側で用意し調査終了後、イ国側へ供与するという方向で理解した。

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・ その機材において、JICA側の関税等の免除を行うことについて、双方は理解した。 ・ なお、Captiveについて、契約等を行い実態と把握しているのは、ＰＬＮの場合、Region

Office である。 6.9 PLN 協議、M／M 署名（ジャワ・バリ系運用改善計画） 日時 ：２００３年７月３日（木） １０：００～１１：００ 場所 ：ＰＬＮ事務所 参加者：ＰＬＮ Mr. Edi Jatmiko (Deputy Director of System Planning) Mr. Ikbar (Staff of System Planning) 調査団 蔵方団長、足立、福瀬、佐々木、前原、山川団員 協議内容： 「ジャワ・バリ系運用改善計画」について、昨日までの協議をもとに作成した M／M 最終案（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うとともに両者の署名を行った。主な協議事項は以下のとおり。 ・ 昨日、協議の中で確認した、Demonstration 用の機材についての関税の免除について、

M／Mの中により具体的に示してほしい。 －M／Mの「２．(3)」により具体的に示すこととした。 6.10 JBIC ジャカルタ駐在員事務所訪問（第２回） 日時 ：２００３年７月 ４日（金） １４：００～１４：４０ 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 佐藤首席駐在員（ＪＪＣ電力部会委員長）、

鈴木駐在員 調査団 蔵方団長、足立、福瀬、佐々木、前原、 藤森、古川団員 協議内容： 「自家用発電設備の活用計画」に関連して、ＪＪＣ電力部会の部会長である佐藤首席に近況を伺った。これに対し首席より以下の発言があった。 ・ 電力セクターの種々の問題に対する要求事項については、一年半の協議の結果として、

ＪＪＣよりＰＬＮへ出されているが、具体的にはまだ実施されていない。両者の協議は

３ヶ月に１回の割合で続いており、要求事項に対する動きのレビューを行っている。 ・ ＪＪＣの中にある小委員会では、今回のようなテーマは実施されていない。 ・ ＩＩＰとの再契約の実現などが、この協議での成果といえる。 ・ ＪＪＣとしては、電力分野に関して会員企業にアンケートを行い、その結果をもとに今

まで、ＰＬＮとの対話を行ってきた。今年は、そのレビューもかねてもう一度アンケー

トを取ろうかと考えているところである。 ・ 日本企業としても、立場により考え方に異なる。ＩＰＰ側は、買電価格を高くしたいと

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考え、進出する企業は電気を安く買いたいと考えている。 ・ ＰＬＮが Captiveとの間で契約をしたいと考えているので、ＪＪＣとしてはＰＬＮ側の条件を出してくれれば、その取り次ぎをしますといっているが、まだそうした例はない。

・ こうした問題は、他の関係機関も関心も高いので、そうしたところの動きも参考にして

ほしい。 6.11 在インドネシア日本大使館報告 日時 ：２００３年７月４日（金） １６：００～１６：３０ 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 調査団 蔵方団長、足立、福瀬、佐々木、前原、 不二葦、藤森、古川団員 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。 ・ （調査団）コンバインドサイクルにおいて、燃料不足からガスで発電すべきところを

Hi Speed Diesel で発電しているため発電効率が落ちているなど、燃料に関する部分の問題が考えられた。

・ （書記官）南回りの送電線の進捗が送れているのが、問題であると考えている。 ・ （書記官）何とか、インドネシア国の電力危機の問題を解決し、日系企業が逃げないよ

うにしたいと思っている。 6.12 MEMR 協議、M／M 署名（ジャワ・バリ系運用改善計画） 日時 ：２００３年７月７日（月） １０：００～１０：３０ 場所 ：ＭＥＭＲ事務所 参加者：ＭＥＭＲ Mr. Mohd Noer Hihatat (Acting Director for Electricity Program Supervision) Mr. Hasril Nuzahar (Sub Directorate for Investment) 調査団 蔵方団長、足立、前原団員 協議内容： 調査団より「ジャワ・バリ系運用改善計画」調査結果の概要についてＭ／Ｍ最終案（Ｓ／Ｗ案を含む）を提示し、団長より説明を行った。その結果、ＭＥＭＲは、調査内容につ

いて確認するとともに署名を行った。 6.13 PLN 協議（第３回） 日時 ：２００３年７月８日（火） １３：００～１５：００ 場所 ：ＰＬＮ事務所

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参加者：ＰＬＮ Mr. Edi Jatmiko (Deputy Director of System Planning) Mr. Priamda (Manager of System Planning) （他に Indonesia Power, PJB, P3Bより５名出席） 調査団 蔵方団長、足立、福瀬、前原、不二葦、藤森、古川団員 黒谷専門家 協議内容： 「自家用発電設備の活用計画」について、あらかじめ送付した質問票をもとに、現状の把握及び課題の確認を行った。また、当方で作成したM/M案について提示し、その内容について協議を行った。主な協議事項は以下のとおり。 ・ ＰＬＮの支社（Region Office）は、East Java, Central Java, West Java, Jakarta, Baliの大きく５地区に分かれており、Captive との契約は、支社レベルで把握している。（Jakarta地区については、５MW以上のプラントのリストを受領した。それによると、この地区の１０MW以上の Captiveは１６ヶ所、５MW以上の Captiveは５０ヶ所程度あるとのことだった。）

・ 現在、ＰＬＮと Captive との売買交渉を行っているところは、２００１年の PLN のSurvey時に関心を示した企業である。

・ Captive には、ＰＬＮの系統に全くつないでいないもの（Pure）、普段は PLN の系統につないでいるが、非常時には自家発電設備を可能させるもの（Connected）の２通りがある。

・ 対象地域は、将来南回り送電線が完成して東西の電力融通ができた時のことを考慮して、

ジャワ・バリ系統全体とする。出力は、１０MW以上とするが、対象地点は５０ヶ所程度と想定される。

・ 開始時期は、ラマダンなどを考慮し、２００４年１月からとする。 ・ 契約関係の情報については、本格調査で入手できないものもあるということを念頭にお

いておく必要がある。 6.14 MEMR 協議、M／M 署名（自家用発電設備の活用計画） 日時 ：２００３年７月９日（水） ８：３０～ ９：００ １２：００～１２：３０ 場所 ：ＭＥＭＲ事務所 参加者：ＭＥＭＲ Mr. Mohd Noer Hihatat (Acting Director for Electricity Program Supervision) Mr. Hasril Nuzahar (Sub Directorate for Investment) 調査団 蔵方団長、足立、福瀬、前原団員 黒谷専門家 協議内容： 調査団より「自家用発電設備の活用計画」調査結果の概要についてＭ／Ｍ最終案（Ｓ／

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Ｗ案を含む）を提示し、団長より説明を行った。その結果、ＭＥＭＲは、調査内容につい

て確認するとともに署名を行った。 ・ なお、Captiveの情報（名称、発電規模等）については、本格調査時に請求があればＭＥＭＲは、提示できることを確認した。

6.15 PLN 協議、M／M 署名（自家用発電設備の活用計画） 日時 ：２００３年７月９日（水） １０：００～１１：３０ 場所 ：ＰＬＮ事務所 参加者：ＰＬＮ Mr. Edi Jatmiko (Deputy Director of System Planning) Mr. Priamda (Manager of System Planning) Mr. Widhoyoko 調査団 蔵方団長、足立、福瀬、前原、不二葦、藤森、古川団員 黒谷専門家 協議内容： 「自家用発電設備の活用計画」について、昨日までの協議をもとに作成したＭ／Ｍ最終案（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うとともに両者の署名

を行った。主な協議事項は以下のとおり。 ・ 対象となる Captive（１０MW）を、すべて訪問するのかどうかという点については、プロポーザル次第であることを確認した。また、最初にラフなスクリーニングが行われ

る可能性もあることを確認した。 ・ Recommendation Stage に Governmental Contributionという言葉があるが、PLNはあくまで実施機関であるので、この点については、予算もないしできることには限りが

あることを確認した。 ・ 調査団に提供されるスペースは、本社外（ジャカルタ内の）になる可能性もあることを

確認した。 6.16 WB 訪問 日 時：2003年 7月 9日（水）16:00～17:00 訪問先：The World Bank 対応者：Mr. David M. Hawes, Sector Coordinator-Energy and Transport 調査員： 古川団員、藤森団員、不二葦 [打合せ概要] １．Captive調査の目的 1999年にWorld Bankがコンサルタントに委託し、Captiveに関する調査を行った。1990年代に多数の IPPが投入され、PLNの供給力が安定すると Captiveの運転を中止してＰＬＮの電力に依存するに需要家が増えると考えられたことから、どの程度の需要家がＰＬＮ

に乗り換えるか把握するため Captive調査を行った。

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２．World Bankの電力セクターに対する支援動向 (1) Captive については、1999 年の調査以降、特に追跡調査を行っていない。また今後支援を行う計画も無い。 (2) 500kV－150kVの既設送電線の増強、変電所の改修に関する支援を行っている。 6.17 JICA インドネシア事務所報告 日時 ：２００３年７月１０日（木） １５：３０～１６：００ 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 加藤所長、真野所員 黒谷専門家 調査団 蔵方団長、足立、福瀬、前原、 不二葦、藤森、古川団員 協議内容： 調査団より本調査結果について、協議結果概要及び締結したＭ／Ｍ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。 ・ 現在、２００６年に向けたプロジェクトが動き出しているが、そのプロジェクトで今回

の課題は解決しないのか。 －２００４，２００５年に向けては、上記プロジェクトでは間に合わないので、本プロジ

ェクトの必要性はあるといえる。 ・ インドネシアの経済は伸びてはいるが、充分な率（６％）までには達していない。海外

の投資が伸びていないが、これは人件費が上がってきていて中国に対して競争力が落ち

てきていることも一因である。一方、あと６億ドルでＩＭＦからの自立も達成できる状

況で外貨準備高も充分にある。これに関連して秋には、財政政策が発表される予定であ

る。最近は、ファイナンス面の検討から調査規模を小さくする場合もある。本案件の場

合も上記現状を把握しつつ、規模も考慮しながら調査を行って欲しい。 ・ 電力関連の動向としては、中央に地方開発予算がなくなって地方政府が力を持ってきて

いる。今後のＰＬＮが、組織としてどのようになるかにも注目したい。 ・ 最近のプログラム化への流れにおいては、インフラ関連のプロジェクトの実施に際して

は、「投資環境整備のためのインフラ整備が必要」という論理展開が実施の前提として

必要となるので、意識しておいてほしい。 ・ この案件も、開発課題とどう結び付けるかが重要になってくる。 ・ 「運用改善計画」の要請は、現在ＢＡＰＰＥＮＡＳより提出されていないが、先方は「統

一要望調査を大切にしている」との理由で要請を日本側へ提出していないようである。

以 上

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