平成 27 年度エネルギー需給緩和型インフラ・システム

普及等促進事業

インドネシアにおけるガスタービン・コンバインド・サイクル

発電設備建設事業に係る事業実施可能性調査

調査報告書

公開版

平成 28 年 3 月

経済産業省

東電設計株式会社

まえがき 本報告書は東電設計株式会社が平成 27 年度の事業として経済産業省より受託した「平成

27 年度エネルギー需給緩和型インフラ・システム普及等促進事業（インドネシアにおける

ガスタービン・コンバインド・サイクル発電設備建設事業に係る事業実施可能性調査）」の

調査報告書である。 本調査では日本の世界最先端の大型ガスタービン技術と日本の資金活用（JBIC や JICA等）を通じてインドネシア国の電源開発計画（RUPTL）に貢献することを目的とし、ガス

タービン・コンバインド・サイクル（GTCC）発電設備建設事業に係る事業実施可能性調査

を行った。 本調査では既存の発電所を活用した拡張案を策定するため、インドネシア国電力公社

PLN と協議し、インドネシア国ジャカルタ首都特別州の重要電源の一つである Muara Karang 発電所を対象として検討を行った。

Muara Karang 発電所では 1981年に運転を開始したガスを燃料とする発電容量 200MWの汽力発電設備 2 基が稼働中であり、本調査ではこの汽力発電設備 2 基を流用及び改造を

行う案”リパワリング案”を検討した。想定される発電設備は発電容量 494MW の GTCC 発

電設備 2 基で発電容量は合計 988MW の規模になる。 この”リパワリング案”の特徴は主に 2 つで ・既存の汽力発電設備とガスタービン単独運転により、建設期間の 36 ヶ月間のほとんどの

期間で発電が可能であること ・同規模の GTCC 発電設備の建設費と比較して既存の蒸気タービンシステムを活用するた

め、約 200Million USD 建設費を低減させられること である。 この”リパワリング案”は既存設備を活用することと、既存の設備が日本国企業から納められ

ていることにから、日本国企業には受注優位性がある。案件が実施に至った際には関連す

る日本国企業に裨益し、日本の最先端技術と資金によりインドネシア国の電源開発計画に

貢献することができると期待される。

平成 28 年 3 月 東電設計株式会社

i

平成 27 年度エネルギー需給緩和型インフラ・システム普及等促進事業 インドネシアにおけるガスタービン・コンバインド・サイクル発電設備建設事業に係る

事業実施可能性調査 調査報告書 公開版

まえがき 略語表

目次

第１章 相手国、セクターの概要 1-1

（１）電力事情と電力供給計画 1-1 １）経済、財政事情 1-1 ２）電力事情 1-5 ３）電力供給計画（RUPTL） 1-8 ４）ジャカルタ首都特別州の電力事情 1-11

（２）PLN の自己資金によるガスタービンコンバインドサイクル開発状況 1-15 １）インドネシア国におけるガスタービンコンバインドサイクル発電

設備開発状況 1-15

２）ジャワバリにおけるガスタービンコンバインドサイクル発電設備開発 計画

1-15

第２章 調査目的、内容及び方法 2-1 （１）調査目的 2-1 （２）調査内容及び方法 2-1

１）既設プラントのレイアウト、燃料・冷却水供給、送電等の条件整理 2-1 ２）追設設備の検討 2-1 ３）既設プラントの拡張計画案の整理 2-1 ４）省エネルギー効果 2-1 ５）我が国への経済波及効果 2-1 ６）コスト算定 2-2 ７）建設工期策定 2-2 ８）ファイナンス検討 2-2 ９）他国企業の発電設備一般仕様に対する比較(優位性)評価 2-2 １０）環境・社会的側面 2-2 １１）サイト調査 2-2

ii

１２）発電設備の維持管理 2-2 １３）案件実現に向けたアクションプラン 2-2

（３）調査体制 2-3 （４）調査スケジュール 2-4

第３章 プロジェクトの内容 3-1 候補サイト位置図 3-2 （１）Muara Karang 発電所既設#4,5 リパワリング 3-3

１）Muara Karang 発電所の現況 3-3 ２）現在の Muara Karang 発電所のレイアウト 3-4 ３）Muara Karang リパワリング案 3-4 ４）既設発電設備の健全性確認 3-10 ５）リパワリングに伴う新設備 3-12 ６）リパワリングに伴う改造設備 3-14

（１）Cilegon 発電所 GTCC 発電設備新規建設 3-21 １）Cilegon 発電所の現況 3-21 ２）現在の Cilegon 発電所のレイアウト 3-22 ３）Cilegon 発電所 GTCC 発電設備新規建設案 3-23 ４）コンバインドサイクル発電設備設置に伴う機器構成 3-27 ５）Cilegon 発電所 GTCC 発電設備新規建設に関する問題点 3-28

第４章 プロジェクトの実施スケジュール 4-1 （１）プロジェクトの実施スケジュール 4-1 （２）建設期間中における発電 4-1

第５章 財務的・経済的実行可能性の検討 5-1 （１）ファイナンス・スキームの検討 5-1

１）インドネシアのマクロ経済状況 5-1 ２）円借款 5-1 ３）輸出信用 5-2 ４）内貨相当分等 5-3 ５）まとめ 5-4 ６）輸出信用案件の主な入札条件 5-4

（２）資金調達の実現可能性検討 5-5 １）PLN の基本的考え方 5-5 ２）各ファイナンス・スキームの適用可能性 5-5

（３）財務的実現可能性の検討 5-8 本項目は調達コストに関わるため非公開とする 5-7

第６章 環境・社会的側面の検討 6-1

iii

（１）現地の環境・社会配慮上の制約・課題 6-1 １）プロジェクトサイトの位置 6-1 ２）自然環境 6-1 ３）社会環境 6-5

（２）現地の環境社会配慮法規制の概要 6-7 １）環境行政 6-7 ２）プロジェクトに関連する環境法規 6-8 ３）インドネシア国における環境影響評価 6-17

（３）環境改善効果 6-22 １）大気質の環境緩和策 6-22 ２）大気汚染物質の拡散予測 6-22

（４）環境社会面への影響 6-31 （５）省エネルギー効果 6-38

１）省エネルギー効果 6-38 ２）CO2 削減効果 6-38

第７章 我が国への経済波及効果 7-1 （１）他国企業の発電設備一般仕様に対する比較評価 7-1 （２）プロジェクト実施における我が国からの資金調達 7-2

第８章 アクションプランと課題 8-1 （１）本調査を踏まえた事業実施可能性 8-1 （２）発電設備の維持管理 8-2 （３）今後の検討課題 8-2

略語表

AMDAL Environmental Impact Assessment As Arsenic ASEAN Association of South‐East Asian Nations AVR Automatic Voltage Regulator BAPEDAL Environmental Impact Management Agency BAPPEDA Regional Planning and Development Boards BEy CO2 emission amount from the baseline scenario in a year BOP Balance of Plant BTG Boiler-Turbine-Generator C6H5CHCH2 Styrene CC Combined Cycle Cd Cadmium (CH3)2S Methyl Sulfide CH3SH Methyl Mercaptan CIRR Commercial Interest Reference Rate CNOOC China National Offshore Oil Corporation CO Carbon Monoxide COD Commercial Operation Date COEFi CO2 emission factor per caloric value of fuel i Cr Chromium Cu Copper Cu-Ni alloy Copper-Nickel Alloys CWP Circulation Water Pump CPI Consumer Price Index DDT Dichloro-diphenyl-trichloro-ethane DLNC Dry-Low-NOx-Combustor DSA Debt Sustainability Analysis EAF Equipment Availability Factor ECA Export credit agency EFBLy CO2 emissions factor of the electricity EGAP Export Guarantee and Insurance Corporation EGPJy Amount of electricity generated by the project in a year y EHC Electric Hydraulic Control System EHS Environmental, Health and Safety EIA Environmental Impact Assessment EPC Engineering Procurement and Construction

ERy CO2 emission reduction amount through the project in a year

Fe Iron FGD Flue Gas Desulfurizer FOB Free on Board FSRU Floating Storage and Regasification Unit GDP Gross Domestic Product GE General Electric GNI Gross National Income GT Gas Turbine GTCC Gas Turbine Conbined Cylcle GTG Gas Turbine Generation H2S Hydrogen sulfide HC Hydro Carbon Hg Mercury HP High-Pressure HRSG Heat Recovery Steam Generator HSD High Speed Diesel Hz Hertz IFC International Finance Corporation IMF International Monetary Fund IP Intermediate-Pressure IPP Independent Power Producer IRR Internal Rate of Return JBIC Japan Bank for International Cooperation’s

JICA Japan International Cooperation Agency KA Terms of Reference KA-ANDAL Terms of Reference of Environmental Impact Assessment KLH Ministry of Environment LHV Lower Heating Value LP Low-Pressure L/A Loan Agreement MBAS Methylene Blue Active Substance MCR Maximum Continuous Rating MEMR Ministry of METI Ministry of Economy, Trade and Industry MFO Marine Fuel Oil MHI Mitsubishi Heavy Industries

Mn Manganese MOE Ministry of Environment MPN Most Probable Number MW Mega Watt NEXI Nippon Export and Investment Insurance

NH3 Ammonia NOx Nitrogen Dioxide NPSH Net Positive Suction Head NPV Net Present Value O&M Operation and Maintenance O3 Oxidant ODA Official Development Assistance OECD Organisation for Economic Co-operation and Development Pb Lead PEy CO2 emission amount from the project scenario in a year PGN PT. Perusahaan Gas Negara pH Potential Hydrogen PLN Pembangkit Listrik Negara PLTGU Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap PLTU Pembangkit Listrik Tenaga Uap PO4 Phosphate PP Power Plant PPLH Environmental Education Center; Indonesia RKL Environmental Management Plan RO Reverse Osmosis RPL Environmental Monitoring Plan RUPTL RENACA USAHA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK

SACE Italian Export Credit Agency SI Steam Injection SOx Sulfur Dioxide SSS Settleable Suspended Solids ST Steam Turbine STEP Special Terms for Economic Partnership SUMP Suzuki's Universal Micro Printing TEPSCO TOKYO ELECTRIC POWER SERVICES Co., Ltd. TOR Terms of Reference TSP Total Suspended Particles TSR Thickness shell Requirement

TSS Total Dissolubed Solids WACC Weighted Average Cost of Capital WB World Bank Zn Zinc

ηBLy Monitored efficiency in power generation in the power plants before efficiency improvement

ηPj Monitored efficiency in power generation in the power plants after efficiency improvement

単位表

接頭辞 µ micro- = 10-6 m milli- = 10-3 c centi- = 10-2 d deci- = 10-1 da deca- = 10 h hecto- = 102 k kilo- = 103 M mega- = 106 G giga- = 109

T tera- =1012

長さ m meter mm millimeter cm centimeter km kilometer in inch ft feet yd yard

面積 cm2 square centimeter m2 square meter km2 square kilometer ft2 square feet (foot) yd2 square yard ha hectare

体積 m3 cubic meter

CF cubic feet l liter kl kiloliter

重さ g gram kg kilogram

t ton (metric) lb pound

密度 kg/m3 kilogram per cubic meter t/m3 ton per cubic meter mg/m3N milligram per normal cubic meter g/m3N gram per normal cubic meter ppm parts per million

µg/scm microgram per standard cubic meter NTU Nephelometric Turbidity Unit

圧力 kg/cm2 kilogram per square centimeter (gauge) lb/in2 pound per square inch mmHg millimeter of mercury mmHg abs millimeter of mercury absolute mAq meter of aqueous lb/in2, psi pounds per square inches atm atmosphere Pa Pascal bara bar absolute

エネルギー kcal kilocalorie Mcal megacalorie MJ mega joule TJ tera joule kWh kilowatt-hour MWh megawatt-hour GWh gigawatt-hour Btu British thermal unit kcal/kg kilocalorie per kilogram kJ/kg kilojoule per kilogram Btu/lb British thermal unit per pound

温度 deg degree

° degree C Celsius or Centigrade

°C degree Celsius or Centigrade F Fahrenheit

°F degree Fahrenheit

Electric Unit W watt kW kilowatt A ampere kA kiloampere V volt kV kilovolt kHz kilohertz

Time Unit s second min minute h hour d day y year

Flow Unit t/h ton per hour t/d ton per day t/y ton per year m3/s cubic meter per second m3/min cubic meter per minute m3/h cubic meter per hour m3/d cubic meter per day lb/h pound per hour m3N/s cubic meter per second at normal condition m3N/h cubic meter per hour at normal condition dB deci-bell

Exchange IDR Indonesia Rupiah USD US Dollar

1-1

第１章 相手国、セクターの概要 (1) 電力事情と電力供給計画 1) 経済、財政事情 a. 経済成長 インドネシア経済は、2008年のリーマンショック時を除き、ここ10年間は、堅調な消費

及び投資に支えられ、概ね5-6%の成長を維持し、他の新興国が、リーマンショック後、低

成長に悩む中、安定的に成長してきた。 最近では、2012年から2014年にかけ成長率が1%落ちているが、これは金利上昇等により、

投資が落ち込んだことに起因している。また、2005年には、1,200ドル台であった一人当た

りGDPは、2010年には3,000ドルを越し家電が普及する中所得国レベルに達した。

図1-(1)-1 経済成長率と一人当たりのGDPの推移（出所：世銀）

b. 物価

インドネシアの消費者物価上昇率（年率）は、2005年10月政府が財政赤字削減のため、

燃料価格補助金を削減したことで、ガソリン価格が急騰し、二桁台に上昇した。2007年に

は、一桁台に戻ったが、2008年には、リーマンショック後のルピア安や原油価格の高騰に

より、二桁近くに上昇した。2009年にはこれも収まり、一桁台に低下し、その後4-5%台で

推移したが、2013年7月には、燃料価格補助金削減によって、ガソリン価格が急騰し、更に

は経常収支の赤字なども懸念材料となり、ルピアが急落したため、消費者物価上昇率も6%台に上昇した。その後2014年に一旦収まったものの、2014年10月にユドヨノ政権を引き継

いだジョコ・ウィドド政権も燃料価格補助金を11月に削減し、更に同年末にはガソリン価

格の補助金を撤廃したため、一時消費者物価上昇率は12月に8%（前年同期比）に急騰した。

その後石油価格の下落により、2015年2月には6%台となったが、5月にはルピアの下落によ

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1

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4

5

6

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500

1000

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4000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

経済

成長

率[%

]

GD

P [U

SD]

1-2

り、7%台に上昇した。 図1-(1)-2 消費者物価上昇率（年率）（出所：世銀）

c. 経常収支 インドネシアの経常収支は、2011年までは、黒字であったが、2012年から2014年まで大

幅な赤字を計上した。これは、中国経済の急速な減速の影響もあり、主要な輸出品である石

炭やパーム油などの一次産品の価格が低迷したこと及び未加工鉱産物の輸出禁止（2014年1月）更に天然ガス輸出の国内販売への転換による輸出の減少と、国内の消費拡大による輸入

の増加による貿易収支の悪化に起因するものである。但し、同国の外貨準備高は、一千億ド

ルの水準で、輸入支払能力の点において外貨準備高/月間輸入額の数値も六か月分を超えて

おり、リスクは低い。

図1-(1)-3 経常収支（出所：世銀）

3

5

7

9

11

13

2005 2007 2009 2011 2013

消費

者物

価上

昇率

[%]

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

2005 2007 2009 2011 2013

経常

収支

[10億

ドル

]

1-3

d. 為替 1990年代末のアジア危機を脱し、2004年以降は、政治情勢の安定化により、ルピア相場

も安定していた。その後2008年のリーマンショックにより、一時的に下落したが、その後

は、1ドル＝ 9,000ルピア台に戻し、その後は安定して推移した。しかし、2013年には、6月のバーナンキショックと経常収支の赤字拡大により、急激に下落し、1ドル＝ 12,000ルピア台となった。その後中国、インドなど資源の需要国の景気減速により、資源価格は更に

落ち込み経常収支は悪化を続け、2014年に入って1ドル＝13,000ルピア台となり、アジア危

機以来の安値水準まで、落ち込んだ。2015年3月には、政府は、輸出企業に対する税優遇措

置を講ずるなど輸出競争力の強化に乗り出したが、同年8月には1ドル＝14,000ルピア台と

なった。

図1-(1)-4 為替（IDR/USD）（出所：Bloomberg）

e. 財政 インドネシアの財政収支は、アジア危機以降、恒常的に赤字が続いているが、法律により、

財政赤字はGDPの3%以内に定められているため、これ以上に拡大することはなく、比較的、

財政規律は保たれている。 ユドヨノ政権を引き継いだジョコ・ウィドド政権は、政府支出の3割を占めていた燃料価

格補助金を削減し、その削減分を今後経済改革の基盤となるインフラ投資に向けるべく中期

開発計画を発表した。

1-4

図1-(1)-5 財政収支GDP比（出所：インドネシア大蔵省：CEIC）

図1-(1)-6 新中期開発計画（2015年～2019年）（出所：HSBC）

表 1-(1)-1 「新中期開発計画（2015 年～2019 年）」の概要

電力 ・発電能力の増強（約 3万 5,000MW）

・電化率の向上（現在 81.5％→96.6％）

陸上交通 ・1,000kmの高速道路建設

港湾 ・港の新設（戦略港として 24港）および拡張

工業団地造成 ・14の工業団地を新設し、地方の経済開発を後押し

鉄道 ・3,300kmの鉄道建設

空運 ・15の空港の新設

-2.5

-2

-1.5

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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

財政

収支

GD

P比[%

]

電力・ガス Electricity/Gas

28%

道路 Road 16%

灌漑 Irrigation 15%

水処理 Water treatment

12%

港湾 Seaport 9%

住宅 Housing 7%

鉄道 Rail road 6%

通信 Telecommunicati

on 4%

空運 Air Transport

3%

IDR 5,464 Tril (54% of GDP)

1-5

2) 電力事情1 a. 電力需要 インドネシア国の電力需要は急速に成長をし続けており、2010年から2014年までの国営

電力公社PT PLN(Persero)(以下PLN)の販売電力量は平均8.1％ずつ成長している。（表

1-(1)-2）電化率もともに成長を続け、2010年時のインドネシア国国内平均の電化率68.4％から2014年には84.3％へと拡大している。（表1-(1)-3）

表1-(1)-2 PLNの販売電力量 Unit:TWh

Region 2010 2011 2012 2013 2014 2015*) Rate 2010-2014

Indonesia 145.7 156.3 172.2 185.7 196.4 200.4 Growth

(%) 9.4 7.3 10.2 7.8 5.9 2.0 8.1

Java – Bali 113.4 120.8 132.1 142.1 149.4 150.5 Growth

(%) 8.9 6.5 9.3 7.6 5.1 0.8 7.5

Sumatera 19.7 21.5 24.2 25.8 27.6 29.3 Growth

(%) 11.6 9.3 12.6 6.4 7.3 6.2 9.4

Kalimantan 5.1 5.7 6.4 7.0 7.7 8.3 Growth

(%) 10.3 10.1 12.9 9.6 10.8 6.6 10.7

Sulawesi 5.1 5.6 6.4 7.3 7.7 8.1 Growth

(%) 10.7 11.0 13.7 13.3 6.3 5.1 11.0

Maluku, Papua & Nusa Tenggara

2.4 2.7 3.1 3.6 3.9 4.2

Growth (%) 10.7 13.0 16.1 13.8 11.1 7.4 12.9

*) Actual Estimates 2015

表1-(1)-3 インドネシア国の電化率の伸び Unit:%

Region 2010 2011 2012 2013 2014 2015*) Sumatra 69.3 74.7 78.2 81.5 85.4 87.5 West-Java 78.4 81.4 81.6 87.8 92.3 93.9 Central-Java 71.8 74.6 78.1 82.5 86.3 89.7 East-Java 68.3 73.2 74.3 79.2 83.7 87.8 Kalimantan 65.8 71.9 72.2 77.6 81.0 84.6 Sulawesi & Nusra 51.7 62.2 64.6 70.2 74.2 78.4 Maluku & Papua 46.6 50.5 53.2 59.8 64.2 68.2 Indonesia 68.4 73.2 75.5 80.3 84.3 87.6

*) Actual Estimates 2015 また、PLNは電力の売上量を年次レポートにより公表している。2売上量と1kWh当たり

の売電価格(IDR/kWh)は年々増加しているが、発電量の増加以外では電力販売による収入

1 Draft RENCANA USAHA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK (RUPTL) 2016 – 2025 PT PLN (PERSERO) (英題：Electricity Supply Business Plan) 2 LAPORAN TAHUNAN (Annual Report) 2014 PT PLN (PERSERO)

1-6

がIDRであるため、燃料や為替レートの増減が大きく影響している。USD基準で見ると

1kWh当たりの売電価格は毎年0.08USD/kWh前後を維持している。

表 1-(1)-4 PLN の販売電力量と平均売電価格 Unit 2010 2011 2012 2013 2014

Revenue from Electricity Sales

Billion IDR 102974 112845 126722 153485 186634

Average Sales Price IDR/kWh 699.09 714.28 728.32 818.41 939 USD/kWh 0.0769 0.0815 0.0776 0.0787 0.0791

Exchange Rate (Average of the year) IDR/USD 9084.0 8765.5 9382.3 10398.6 11869.4

伸び続ける需要に対して発電設備の開発状況は芳しくなく、設備容量の伸びよりも需要

の伸びが大きく、ジャワバリ全体の負荷率は77％～80％と高い数字で推移している。(表1-(1)-5) 2015年11月4日にも過去最高のピーク負荷24,258MWを記録している。（表1-(1)-6）これに対してPLNは顧客の需要に対して開発を推し進めていくとした上で、一般顧客に対

して家電製品の電源オフなどによる節電を呼びかけている。3

表1-(1)-5 ジャワバリにおける発電設備容量と負荷 Unit 2010 2011 2012 2013 2014 2015*) Total Capacity MW 23,206 26,664 30,525 32,394 33,824 34,434 Available Power MW 21,596 23,865 28,722 30,095 31,377 31,987 Peak Load MW 18,100 19,739 21,237 22,567 23,900 24,296 Peak Load Growth

% 5.6 5.2 9.1 7.5 5.9 1.6

Load Factor % 79.5 77.8 78.2 79.2 78.4 79.2 *) Actual Estimates 2015

表1-(1)-6 ジャワバリにおける近年の最大負荷 Date Time(WIB*) Highest Peak Load(MW)

20 October, 2010 18:00 18,100 30 November, 2011 19:00 19,739 15 October, 2012 18:00 21,237 17 October, 2013 18:30 22,567 21 October, 2014 18:00 23,900

4 November, 2015 18:00 24,058 *) WIB: Waktu Indonesia Barat (Indonesian Western Standard Time) b. 電源構成

2015年での想定年間発電量を燃料別の火力と水力、バイオマス、地熱等で以下の表のよ

うに示している。インドネシア全体では石炭による火力発電が最も多く、次いでガス火力発

電による発電量が多い。3番目の発電量のディーゼル発電は小容量ながらも設置場所を選ば

ず、大規模な設備も不要なことから、各島々で多く用いられており群島が多い東インドネシ

ア（Eastern Indonesia）や人口密集地が少ないスマトラ島でのディーゼル発電が占める割

合が高い。また、インドネシア全体の発電量252,702GWhのうちジャワバリでの発電量が

70％以上を占めていることから、電源開発を注力すべき地域はジャワバリにあると言える。

3 http://www.pln.co.id/blog/beban-puncak-listrik-jawa-bali-tembus-24-258-mw/

1-7

表1-(1)-7 インドネシアにおける2015年のエネルギー種別毎の想定発電量 Unit:GWh

Indonesia Java-Bali Sumatera Eastern Indonesia

Diesel 24,004 4,436 9,922 9,646 Fuel Oil 4,834 1,874 1,509 1,451 Gas 52,140 39,479 9,761 2,900 LNG 10,465 10,360 104 - Coal 135,264 115,155 11,824 8,285 Hydro 14,502 7,476 4399 2,627 Solar 4 - - 4 Biomass 37 - 37 - Geothermal 10,694 9,224 878 591 Import 758 - - 758 Total 252,702 188,005 38,436 26,261

図1-(1)-7 インドネシアにおける2015年の地域毎の想定エネルギー種別の割合

c. 燃料事情 c-1)石炭

2013年に発行されたインドネシアのエネルギー・経済統計要覧によると、インドネシア

の石炭資源量は、スマトラ島とカリマンタン島を中心に1194億トン（スマトラ島632億トン、

カリマンタン558億トン、その他の地域4億トン）であり、そのうち石炭埋蔵量は290億トン

（スマトラ島127億トン、カリマンタン島163億トン）であるとされている。石炭生産のほ

とんどは中国、インド、日本、韓国、台湾に輸出され、その量は2012年には3.86億トンに

達している。さらに今後数年間の生産量は国内、国際市場の増加するニーズに合わせて増加

し、石炭埋蔵量が新たに確認できない場合は約75年で枯渇すると予想されている。

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Indonesia Java-Bali Sumatera EasternIndonesia

Import

Geothermal

Biomass

Solar

Hydro

Coal

LNG

Gas

Fuel Oil

Diesel

1-8

c-2)石油4 インドネシアは産油国として発展してきたが石油の生産量が低下し、2008年には石油輸

出国機構（OPEC）を脱退している。そのため、生産国から消費国となり発電に関しては重

油、軽油ともに減らしていく傾向にある。現在は生産量の約2倍の石油を消費しているが、

急激な石油の値段低下から異例ではあるがインドネシアは2015年12月にOPECに再加盟し

た。OPECの加盟国の多くは輸出国として原油価格を高く設定することが利益となるが、今

回インドネシアは原油の低価格を維持するために再加盟したと見られる。また、再加盟によ

り原油供給のアクセスを確保するとともに他の消費国とのパイプを強化することでエネル

ギーセクターに向けた投資を引きつけることが狙いと見られる。 c-3)天然ガス インドネシアは世界最大規模の天然ガス埋蔵量を保有している。パプア、ナトゥナ諸島や

南スマトラ、東カリマンタンとタング－を中心に埋蔵量は150.7TCFと推定されている。ま

た年間のガス生産量は2012年には3.17TCFに達した。新たに天然ガス埋蔵量が確認できな

い場合は47年で枯渇すると予想される。電力セクターへのガスの割り当ては年間0.29TCFでその他は海外輸出用となり、LNGの輸出量は1810万トンに達している。しかし、近年で

は国内の発電向け天然ガスの需要に対して供給が不足し、PLNはガスの産出国でありなが

ら海外からガスを輸入することも視野に入れている。 3) 電力供給計画（RUPTL） インドネシアではRENCANA USAHA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK(電力供給計

画)(以下、RUPTL)を毎年インドネシアのエネルギー鉱物資源大臣より承認の上発行されて

おり、PLNの電源開発、発電計画はこれに基づいて行われている。2015年のRUPTLの文書

は以下の構成となっている。 第一章：背景、法的根拠、ビジョンとミッション、目標 第二章：電力と電源開発の展開ついて 第三章：現在の電力事情 第四章：新エネルギー、再生可能エネルギー開発 第五章：一次エネルギーの利用可能性 第六章：2015年から2024年における電力の供給計画および開発計画 エネルギー収支と燃料予測 第七章：投資資金の必要性 第八章：長期的なリスク分析 第九章：まとめ

4 http://www.bloomberg.com/news/articles/2015-11-25/introducing-the-new-opec-member-that-likes-lower-oil-prices

1-9

a. 電力供給計画（2016年-2025年）5 現在の想定を以下の表に示す。2025年における電力の総売電量は449TWhで2015年から

平均8.4％の増加を予想している。また、2025年における予想ピーク負荷は73,173MWで

2015年から年間8.3％増加となっている。

表1-(1)-8 2015年から2025年の経済成長率と売電量、ピーク負荷予想 year Economic

Growth (%) Sales (TWh) Peak Load (MW)

2015 4.7 200.4 33,112 2016 5.5 220.4 36,435 2017 7.1 239.8 39,597 2018 7.5 263.0 43,364 2019 8.0 286.5 46,885 2020 6.4 309.6 50,389 2021 6.4 333.9 54,358 2022 6.4 359.6 58,521 2023 6.4 387.5 63,061 2024 6.4 417.5 67,922 2025 6.4 449.2 73,173

この需要想定は第一の要因を経済成長率の想定を基にしている。様々なサービスや商品の

生産をサポートするために必要となる電力や、経済成長によるインドネシア国全体の電化製

品の需要の伸び、それによる電力需要の押し上げも想定されている。 第二の要因としては電化率の向上を挙げている。電化率の改善には政府も支援しており、

PLNの事業エリア内の全てのコミュニティの電化を目指している。 また、第三の要因にはPLNの発電能力の増加にある。特に工業やビジネスにおける需要

に対して大規模な供給が出来ない場合があり、PLNの発電能力の増加により大口の工業消

費者の顧客の増加が見込める。ただし、燃料価格の変動により大きく左右されるため、この

発電の売電量にはあまり反映されていない。 以下表1-(1)-9および図1-(1)-8に地域ごとの電力需要と成長率、電化率の想定を示す。

表1-(1)-9 2015年から2025年の電力需要と成長率、電化率予想

Item Unit 2015 2016 2018 2020 2022 2024 2025 1. Energy Demand TWh - Indonesia 200.4 220.4 263.0 309.6 359.6 417.5 449.2 - Java Bali 150.5 163.9 192.2 222.5 254.3 290.2 309.9 - Eastern Indonesia 20.6 23.5 29.8 36.4 43.6 52.2 56.4 - Sumatera 29.3 33.0 41.0 50.7 61.7 75.2 82.9 2. Demand Growth % - Indonesia 2.0 9.9 9.7 8.1 7.7 7.8 7.6 - Java Bali 0.8 8.9 8.9 7.2 6.8 6.8 6.8 - Eastern Indonesia 6.2 14.1 12.0 10.3 9.3 9.2 8.2 - Sumatera 6.2 12.6 11.8 10.4 10.3 10.5 10.2 3. Electrical Ratio % - Indonesia 87.5 90.6 95.5 98.5 99.3 99.6 99.7 - Java Bali 90.3 93.2 97.7 99.8 100.0 100.0 100.0 - Eastern Indonesia 78.8 82.3 88.1 93.7 96.4 98.0 98.7 - Sumatera 87.1 90.3 95.4 99.2 99.9 99.9 99.9

5 BAB VI RENCANA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK TAHUN 2015 - 2024

1-10

図1-(1)-8 2016年と2025年の電力需要の地域ごとの伸び

各需要想定からPLNは2015年から2024年までにインドネシア国全体で70,400MWの発

電設備容量を増加させるとしており、中期目標として2019年までに約35,000MWの発電設

備容量の増加を掲げている。 そのうち、25,904MWがIPP、10,681MWがPLNの開発担当分としている。2015年4月の

PLNの計画を以下に示す。今回の調査では以下のプロジェクトに限らずPLNが開発する

10,681MW計画に資するような提案を行う事を目的とする。

表1-(1)-10 PLNの10,681MW計画の内訳（プラント別） No. Name Capacity(MW) Location

1 油・石炭火力 Lontar Ekspansi 315 Jawa & Bali 2 ガス火力 Gorontalo Peaker 100 Sulawesi 3 水力 Upper Cisokan PS 1040 Jawa & Bali 4 ガス火力 Karimunjawa 4 Jawa & Bali 5 GTCC Grati Peaker 450 Jawa & Bali 6 GTCC Lombok Peaker 150 Nusa Tenggara 7 水力 Asahan 3 174 Sumatera

8 その他 Tersebar u/ daerah Perbatasan dan P. Terluar 68 Tersebar

9 その他 Hululais 55 Sumatera 10 油・石炭火力 Indramayu 4 1000 Jawa & Bali 11 GTCC Muara Karang Peaker 500 Jawa & Bali 12 GTCC Jawa 2 (Tj Priok) 800 Jawa & Bali 13 GTCC Grati Add On Block 2 150 Jawa & Bali

14 GTCC Muara Tawar Add On Unit 2~4 650 Jawa & Bali

15 油・石炭火力 Kalselteng 2 200 Kalimantan 16 ガス火力 Lampung Peaker 200 Sumatera 17 その他 Tulehu 20 Maluku

1-11

No. Name Capacity(MW) Location

18 油・石炭火力 Lombok (FTP2) 100 Nusa Tenggara 19 油・石炭火力 Lombok 2 50 Nusa Tenggara 20 油・石炭火力 Timor 50 Nusa Tenggara 21 その他 Mataloko 20 Nusa Tenggara 22 その他 Ulumbu 5 5 Nusa Tenggara 23 ガス火力 Riau Peaker 200 Sumatera 24 油・石炭火力 Sulsel Barru 2 100 Sulawesi 25 GTCC Makassar Peaker 450 Sulawesi 26 GTCC Sulsel Peaker 450 Sulawesi 27 油・石炭火力 Sulsel 2 200 Sulawesi 28 油・石炭火力 Palu 3 100 Sulawesi 29 油・石炭火力 Bau-bau 50 Sulawesi 30 油・石炭火力 Sulut 1 50 Sulawesi 31 ガス火力 Mobile Power Plant Tersebar 1565 Tersebar 32 ガス火力 Tersebar 665 Tersebar 33 GTCC Tersebar 450 Tersebar 34 ガス火力 Tersebar 250 Tersebar 35 その他 Tersebar 50 Tersebar

表 1-(1)-11 PLN の 10,681MW 計画の内訳（地域別）

No. Location Project Total Planning of Area Difference

1 Jawa & Bali 4909 5000 91 2 Sumatera 629 1100 471 3 Kalimantan 200 900 700 4 Nusa Tenggara 375 670 295 5 Sulawesi 1500 2000 500 6 Papua 0 220 220 7 Maluku 20 260 240 8 Tersebar 3048

4)ジャカルタ首都特別州(Propinsi Daerah Khusus Ibukota Jakarta)の電力事情6 a. 電力需要と供給能力

サウザンド諸島を除いたジャカルタ首都特別州の電力システムのピーク負荷は2015年8月に約4,615MWの需要を記録している。このうち、約80％を占める3,690MWはジャカルタ

首都特別州内のMuara Karang発電所とTanjung Priok発電所から送電グリッドへ供給可能

である。

6 Draft RENCANA USAHA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK (RUPTL) 2016 – 2025 PT PLN (PERSERO) LAMPIRAN B RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI JAWA BALI(付録 B ジャワバリの各地域の電源開発計画)

1-12

表1-(1)-12 Muara Karang発電所とTanjung Priok発電所の構成

No Generation Name Type Fuel Owner Capacity (MW)

1 Muara Karang Block 1 GTCC Gas/HSD PJB 509 2 Muara Karang Block 2 GTCC Gas PJB 710 3 Muara Karang 4-5 Steam Gas/MFO PJB 400 4 Priok 1-2 Steam MFO Indonesia Power 100 5 Priok Block 1 GTCC Gas/HSD Indonesia Power 590 6 Priok Block 2 GTCC Gas/HSD Indonesia Power 590 7 Priok Block 3 GTCC Gas Indonesia Power 740 8 Priok GT HSD Indonesia Power 52

Total 3,690 現状はジャカルタ近郊の発電所と併せて発電容量を賄っている。ただし、今後もジャカル

タの需要は急速に成長する見込みで10年後の2025年にはピーク負荷が現在の約1.7倍の

7,900MWに達すると予想している。以下に需要予測と電力供給予測を示す。

表1-(1)-13 ジャカルタ首都特別州の2016年-2025年の需要予測

Year Economic Growth (%)

Sales Energy (GWh)

Product Energy (GWh)

Peak Load (MW)

2016 7.82 29,954 32,032 4,791 2017 8.42 32,113 34,304 5,128 2018 8.89 34,310 36,617 5,471 2019 9.48 36,503 38,917 5,812 2020 7.59 38,908 41,438 6,185 2021 7.59 41,048 43,672 6,515 2022 7.59 43,300 46,024 6,863 2023 7.59 45,587 48,429 7,217 2024 7.59 47,755 50,703 7,552 2025 7.59 49,982 53,068 7,900

Average Growth (%) 8.01 5.85 5.77 5.71

ジャカルタ首都特別州での2025年までの電源開発はMuara Karang発電所の約500MW

のGTCC発電設備とTanjung Priokの約800MWのGTCC発電設備の2つのプロジェクトの

みが計画されている。不足分は500kV送電ネットワークの拡充や郊外の大規模石炭火力発電

所の開発などにより賄われる。

b. 燃料事情 Muara Karang発電所やTanjung Priok発電所が他の地域からのガス供給を必要としてい

るように、ジャカルタ首都特別州では一次エネルギー源がない。ジャカルタの発電所は常に

電力需要の高い中心地に供給し続ける必要がある。天然ガスはPGNとの既存のガス契約を

2018年に延長される予定である。また、PGNとプルタミナの合弁会社のPT Nusantara Regasは400BBTUDの容量を持つFSRU(Floating Storage and Regasification Unit)を運

営しジャカルタの発電所に天然ガスを供給している。 c. 送電グリッド 図1-(1)-9にジャカルタ首都特別州の送電グリッド図を示す。破線のラインが計画中で実

1-13

線が現在稼働しているラインである。また青色のラインは500kVライン、赤色のラインは

150kVライン、緑色のラインは70kVラインである。現在ジャカルタには主に以下に示す6つのサブシステムがある。 Gandul超高圧変電所及びMuara Karang発電所

供給先：南ジャカルタ、中央ジャカルタ、南タンゲランのほとんど Bekasi超高圧変電所及びTanjung Priok発電所

供給先：北ジャカルタ、中央ジャカルタ、ブカシの一部 Cawang超高圧変電所及びDepok超高圧変電所

供給先：東ジャカルタ、南ジャカルタ、中央ジャカルタ Cibinong超高圧変電所

供給先：東ジャカルタ、デポック、ボゴールの一部 Kembangan超高圧変電所

供給先：西ジャカルタ、タンゲランの一部 Depok超高圧変電所

供給先：デポック、南ジャカルタの一部、中央ジャカルタの一部 2025年までの500kV以上の超高圧変電所の開発予定は4箇所(Duri Kosambi, Muara Karang, Priok, New-Cawang)であり、合計4000MVA容量で計画している。ジャカルタシ

ステムの電力供給の信頼性を向上するために、Duri kosambi, Cawang Kembangan超高圧

変電所に劣化した母線連絡変圧器(IBT: Inter-bus Transformer)の後継として新しいIBTを導入し、加えて、Bekasi超高圧変電所とCawang超高圧変電所に500/150 kV (1500MVA)のIBTの設置と単相4線式（167MVA）の予備IBTを設置する計画である。 また、2025年までのジャカルタ首都特別州内の送電線開発はBalaraja-Kembangan-Duri Kosambi 500kV 超高電圧架空線、Duri Kosambi-Muara Karang-Priok-Muara Tawar 500kV 超高電圧架空線の開発が要になる。この 2 つの送電線開発による送電容量の向上に

よりジャカルタ地域における電源設備容量も増加できる。また、ジャカルタ首都特別州の送

電グリッドでループが形成されることにより、電力供給の信頼度が格段に増す。500kV 線

でジャカルタ湾の 3 つの発電所(Muara Tawar, Tanjung Priok, Muara Tawar)を結ぶこと

で系統安定度が増し(ユニットが緊急停止した時、現状の回線の場合は各発電所地域で停電

が起きかねないが、500kV 線開発により他の発電所と超高圧線で連絡出来るため停電が起

きにくくなる)、電力融通を行いやすくなることが予想できる。

1-14

図1-(1)-9 ジャカルタ首都特別州の送電グリッド

JAKARTA BAY

Dashed line: Planed line Solid line: Existing line Existing 500kV Substation Planed 500kV Substation Existing 150kV Substation Planed 150kV Substation Related 150kV Substation Existing 70kV Substation

1-15

(2) PLNの自己資金によるガスタービンコンバインドサイ

クル開発状況 1) インドネシア国におけるガスタービンコンバインドサイクル発電設備開発状況 インドネシア国においてガスタービンコンバインドサイクル発電設備は最大需要地であ

るジャワ島に集中している。PLNとIPPの各地域のガスタービンコンバインドサイクル発電

設備の設備容量を以下に示す。

表1-(2)-1 地域別のガスタービンコンバインドサイクル発電設備容量(MW) Location PLN IPP

Java – Bali 7,851 420 Sumatera 938 0

Eastern Indonesia 60 315 ガスタービンコンバインドサイクル発電設備は需給対応の負荷変動に適しているため、主に

PLNによって開発が進められている。 2) ジャワバリにおけるガスタービンコンバインドサイクル発電設備開発計画 表1-(1)-8に示した計画の内、ジャワバリにおけるガスタービンコンバインドサイクル発

電設備の開発計画を示す。

表1-(2)-2 ジャワバリにおけるガスタービンコンバインドサイクル発電設備開発計画7 (MW)

Unit Name Grati Peaker 450

Muara Karang Peaker 500 Jawa 2 (Tj Priok) 800

Grati Add On Block 2 150 Muara Tawar Add On Block

2~4 650

表1-(2)-2のそれぞれのプロジェクトの2015年12月現在の進捗状況を以下に示す。 a. Grati Peaker

Grati発電所はインドネシア国のジャカルタに次ぐ大都市のスラバヤに近く、電力消費が

多い地域の発電所である。また、インドネシア国のガスインフラの事情により同発電所が位

置する東ジャワでは比較的ガス価格が低く、ガスタービンコンバインドサイクル発電設備の

開発には非常に適した地域である。 2014年の8月18日に450MWの発電設備をGrati発電所内に増設するEPCの入札の公示が

なされ、2015年6月19日に韓国企業のサムスンC&Tとロッテ建設のコンソーシアムが

260Million USDで契約を締結した。ガスタービン系はイタリアのAnsaldo、その他にチェ

コのメーカーが参加している。資金調達は韓国輸出入銀行、イタリア輸出信用保険会社

（SACE）およびチェコ輸出保証・保険会社（EGAP）の3カ国の輸出金融機関（ECA）と

バイヤーズクレディットで現在交渉が行われている。 7 DAFTAR PENGADAAN PEMBANGKIT 35.000 MW BERDASARKAN RENCANA USAHA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK 2015・2024 (Kepmen 0074.K/21/MEM/2015)

1-16

b. Muara Karang Peaker Muara Karang発電所は北ジャカルタ市内に位置し、電力の大消費地のジャカルタ市内に

電力を供給している。また郊外にあるスカルノ国際空港や政府、大統領府への電力供給も担

っている。400～500MWのガスタービンコンバインドサイクル発電設備の増設のEPC入札

が2015年3月に公示され、10月初旬から技術評価を行っている。資金はEPC費用の30%が

PLN、70%がBidders Financeとなりそのうち50％(EPC費用の35％)がECAでカバーすると

される。また、政府保証無しのPLN直貸しとなる。 c. Jawa 2 (Tanjung Priok) Jawa 2はプロジェクトネームであり、Jawa 2は北ジャカルタ市内にあるTanjung Priok発電所に800MWのガスタービンコンバインドサイクル発電設備を開発するものである。同

発電所はMuara Karang発電所と同様にジャカルタ市内の電力供給を担っている。 このプ

ロジェクトは老朽化した50MWの蒸気タービン発電設備2基を除却した土地に新たに大容

量ガスタービンコンバインドサイクル発電設備を建設するものである。2015年4月にEPCの入札公示、同年10月に再公示がなされている。なお、この入札ではOECD加盟国のみが

調達適格国とするとの規定が初めて導入されている。このプロジェクトは2016年1月7日に

三菱商事がフルターンキー契約で受注しており、主調達先はMHPSである。2016年6月のフ

ァイナンスクロース予定に向けて動いている。 d. Grati Add On Block 2

a項に述べたGrati発電所で運転している既存のガスタービン発電設備をコンバインドサ

イクル化するプロジェクトでガスタービンの排熱を回収し蒸気を作り150MWの蒸気ター

ビン設備を追加するものである。現在はPLNの子会社により調査が行われている。なお、

平成19年度に日本国経済産業省による調査がなされ、技術的経済的実行可能性等が検討さ

れている。8 e. Muara Tawar Add On Block 2~4 Muara Tawar発電所はジャカルタに隣接するベカシ県に位置しMuara Karang発電所、

Tanjung Priok発電所と同様の役割を担っている。このプロジェクトはBlock 2~4の既設の

合計8台のガスタービン発電設備をコンバインドサイクル化するものである。d項と同様に

PLNの子会社により調査が行われていた。2016年2月4日にJawa 2同様OECD加盟国のみの

制限付でインビテーションが出された。

8 平成 19 年度 地球環境・プラント活性化事業等調査 インドネシア・ジャワ・バリ地域既設火力発電所出力増強事

業調査報告書 経済産業省

2-1

第２章 調査目的、内容及び方法

(1) 調査目的 PLN は自己資金でのプロジェクト遂行を計画しており、その資金調達先として、国際協

力機構（JICA）、国際協力銀行（JBIC）の輸出金融や日本貿易保険（NEXI）に大きな期

待を寄せている。PLN の自己資金による電源開発には、高効率大容量 GTCC 発電設備の導

入と迅速で確実な資金調達先が必要である。 従って、本調査の目的は、PLN の自己資金による電源開発に資するために、世界最先端と

される本邦インフラシステム技術の輸出促進と JBIC の輸出金融といった資金提供を結び

つけた案件形成の調査を行うことである。

(2) 調査内容及び方法 現在、第1章(2)PLNの自己資金によるガスタービンコンバインドサイクル開発状況に示す

ようにGrati発電所などEPC入札が実施されている。本調査の対象とする発電所は、まだ既

設の拡張計画がない、重要な電力消費地に近いジャワ島に存在するGTCC発電所とすること

とし、PLNと協議を行った結果、ジャカルタ近郊のムアラカラン発電所とチレゴン発電所

を対象とし、調査を進めることとした。 1) 既設プラントのレイアウト、燃料・冷却水供給、送電等の条件整理 既設プラントのレイアウトにおいて拡張設備を設置するスペースの有無の検討を行う。 拡張設備に必要な燃料受け入れ設備が整備されているか、拡大の余地があるかの検討拡張設

備に必要な冷却水供給能力と拡大余地、送電設備の送電容量と送電可能量の確認を行う。 2) 追設設備の検討 最適な拡張計画案の策定（改造設備案と新設設備案） 1)の条件を満たす制約の中で最大容量の改造設備案または新設設備案の策定を行う。 日本の世界最先端ガスタービン技術の適用と運転保守管理体制が対応可能かの確認環境社

会面における課題の抽出を行う。 3) 既設プラントの拡張計画案の整理 2)の改造設備案と新設設備案の比較検討を行う。 発電電力、効率向上、必要燃料、所内率等の仕様を比較し検討を行う。 4) 省エネルギー効果 拡張計画案について、現状と発電出力大容量化による省エネルギー効果を算出する。拡張計

画案の効率向上部分が省エネルギー効果を含む） 5) 我が国への経済波及効果 本邦技術活用の内容として、新設設備案については大容量ガスタービン発電技術及び長期メ

ンテナンスサービスの提供、改造設備案については蒸気タービン設備技術の活用が考えられ、

そのような観点も含めて調査する。

2-2

資金調達についてはJBICの輸出金融(バイヤーズクレジット他)による資金提供と市中銀行

による協調融資が考えられる。 6) コスト算定 東電設計の保有するデータ・経験などから適切かつ効率的なコストの算定を行う。新設設備

案と改造設備案について所要初期投資額(設備費と工事費)のコストの算定を行う。 燃料費とメンテナンス費を算定する。 PLNが計画しているプロジェクト費用の概算を調査し、妥当性を確認する。またプロジェ

クトの財務的事業化可能性を確認する。 7) 建設工期策定 それぞれの拡張計画案（改造設備案、新設設備案）に必要な工期を策定し、比較評価を行う。 8) ファイナンス検討 JBIC,NEXI等へのヒヤリングや相手国政府、PLN等の資金計画の調査を行う。 6)の必要な初期投資額と燃料費並びにメンテナンス費用に対し、資金計画を作成して評価、

分析を行う。正味現在価値(NPV)と内部収益率(IRR)を求めて比較評価を行う。 9) 他国企業の発電設備一般仕様に対する比較(優位性)評価 本邦技術の活用については大容量ガスタービンなど、欧米メーカーとの性能比較等を行い評

価する。 特に、本邦メーカーの大容量GTCC発電設備は国際競争力が高いばかりでなく、運転保守面

でも充実したサポート体制が確立しており、その優位性についても評価する。 10) 環境・社会的側面 既設発電所でデータ収集を行い、環境面と社会面の制約条件と課題の有無を整理する。 インドネシアの環境社会配慮関連法規を調査、整理する。 プロジェクトの実施に伴う環境・社会的側面の周辺への影響を検討する。 11) サイト調査 PLNの電源開発計画で優先度の高い発電所について現地調査によって、レイアウトの確認

等の現状確認を行い、制約条件や課題の抽出を行う。 12) 発電設備の維持管理 本調査による拡張工事の完了後、燃料供給とガスタービン長期保守サービスの維持が可能か

どうか確認する。 13) 案件実現に向けたアクションプラン 本調査による拡張計画案のアクションプラン(スケジュールなど)をまとめる。

2-3

(3) 調査体制

火力本部

本部長 小西 英明

（東電設計）

火力企画・総括部

部長 柳谷 桂太郎

（東電設計）

◎主席研究員/

総括/全体計画

齋藤 滋

(東電設計火力計画第一部担当部長)

◎主任研究員/

副総括/資金計画

畑中 邦夫

(東電設計 顧問・技師長)

◎主任研究員/

経済性分析評価

高田 直規

(日永ｲﾝﾀｰﾅｼｮﾅﾙ)

◎主任研究員/

燃料・造水計画及びｺｽﾄ予測

古田 勝博

(東電設計火力計画第一部調査診断 GM)

◎主任研究員/

環境・社会配慮

深澤 典彦

(日本ｴﾇﾕｰｴｽ)

◎主任研究員/

維持管理体制

床田 直人

(東電設計火力計画第一部機械第二 G)

現地支援

東電設計ジャカルタ事務所

所長 三室 高

（東電設計）

経済産業省

METI 調査団

2-4

(4) 調査スケジュール

作業項目 作業内容 開始日 終了日 2015 年 2016 年

9 月 10 月 11 月 12 月 1 月 2 月 3 月

基本計画策定

国内事前調査 課題抽出、改善策の考察 2015 年 9

月下旬 2015 年

10 月下旬

事業実施可能性調査

分析検討など

現地調査

第 1 回 2015 年 10 月

下旬 第2回2016年1月下

旬

報告書の作成 ドラフトファイナル、ファイナ

ルレポートの作成 2015 年

12 月中

旬 2016 年 3月上旬

2-5

第一次現地調査 日 時刻 訪問先

18 Oct. (Sun)

11:45 東京羽田空港 GA875

17:35 ジャカルタ到着

19:00~21:00 アトレット センチュリーパークホテル 事前会議

19 Oct. (Mon)

10:00~11:30 MEMR

Director of Electricity Program Supervision Ir. Alihuddin

Deputy Director Electricity Cooperation

Ir. Benhur Mr. Budi

12:30~13:30 Lunch in Pit in

15:00~15:50 JICA Chief Representative Mr. Ando

Senior Representative Mr. Harada Representative Mr. Zyuraku

16:30~18:00 住友商事 Assistant Representative for Power Project Mr. Yoshida

20 Oct. (Tue)

14:00~ PLN

System Planning Div. Mr. Ikbal

14：30～ Embassy of

Japan : Ambassador Mr. Tanizaki

21 Oct. (Wed)

8:45~9:50 Hotel Dep.

10:00~14:30 Muara Karang Site visit

Driver: Mr. Didi B8550PK Kizan With Mr. Duyeh

14:30~15:30 Muara Karang → TEPSCO office

22 Oct. (Thu)

7:00~10:00 Jakarta → Cilegon

10:00~13:30 Cilegon Site visit 15:00~17:00 PLN

13:30~16:15 Cilegon → Jakarta

23 Oct. (Fri)

9:00 Embassy of Japan : Mr. Kitamura 11:00 JBIC : Mr. Shibuya 14:00 MEMR (Wrap up) 23:15 ジャカルタ出発

24 Oct. (Sat)

GA874 8:50 東京羽田空港

2-6

第二次現地調査 日 時刻 訪問先

25 Jan. (Mon)

GA 875 11:45 Departure (Tokyo Haneda)

17:10 Arrival (Jakarta)

26 Jan. (Tue)

TEPSCO & Team Meeting

14:00～ Embassy of Japan Mr. KITAMURA

27 Jan. (Wed)

Team Meeting

15:00～ PLN System Planning Division Mr. Ikbal

28 Jan. (Thu)

Team Meating

14:00～ JICA Mr. JURAKU

GA 874 23:25 Departure (Jakarta)

29 Jan. (Fri)

08:50 Arrival (Tokyo Haneda)

3-1

第 3 章 プロジェクトの内容 ここでは実現可能性の高い Muara Karang 発電所既設#4,5 のリパワリングと、Cilegon発電所の GTCC 発電設備の新規建設を検討する。両発電所は重要地域への電力供給を担っ

ている燃料にガスを使用した火力発電所で、ジャワ島の重要電源の一つである。 次頁に両発電所の位置を示す。Muara Karang 発電所は北ジャカルタ市の沿岸に、

Cilegon 発電所はジャワ島西端の Cilegon 市の北部沿岸に位置している。

3-2

図 3-1 候補サイトの位置 1

1 Map data © 2016 google

Papua

Java-Bali

Sumatra Kalimantan

Sulawesi

Nusa Tenggara

Republic of Indonesia

Jakarta

Surabaya

Semarang

Central Java East Java

Bali

Special Capital Region of Jakarta Cilegon City

Bandung

Java-Bali

West Java

Cilegon Power Plant Muara Karang Power Plant

3-3

(1) Muara Karang 発電所既設#4,5 リパワリング

1) Muara Karang 発電所の現況 Muara Karang 発電所は北ジャカルタ市内に位置し、電力の大消費地のジャカルタ市内

に電力を供給している。また郊外にあるスカルノ国際空港や政府、大統領府への電力供給

も担っている。発電所は発電容量 100MW の PLTU#1,2,3 が 1979 年に重油焚き火力発電所

として運転開始した。1981 年には発電容量 200MW の PLTU#4,5 が運転を開始し、こちら

も重油焚きである。その後、1992 年に GTCC 発電設備が運転開始、2011 年には円借款に

より、PLTU#1,2,3 を GTCC 発電設備に改造を行っている。また、燃料転換を行っており

2012 年には重油使用量 0、2013 年には軽油使用量 0 になっている。

図 3-(1)-1 Muara Karang 発電所の燃料使用量

(作成：METI Study Team)

現在 Muara Karang 発電所で運転している発電設備は以下である。 PLTU 4&5

MHI 社製の蒸気タービン発電設備でガスを主燃料とし、4 号機と 5 号機を合わせて

合計 400MW 容量の設備である。運転開始年は 1981 年で 2010 年ごろに円借款で復

水器細管のチタン化等大改修を行っている。2020 年に発電機ロータの取り替えを予

定している。 PLTGU Block 1

GE 社製の GTCC 発電設備で E クラスの出力 107MW のガスタービン 3 台、出力

185MW の蒸気タービン 1 台で運転している。運転開始年は 1992 年で 2015 年現在

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Equ

ival

ent o

f BB

TU

HSDMFOGAS

3-4

まで稼働を続けている。 PLTGU Block 2

MHI 社製の GTCC 発電設備で F クラスの出力 250MW のガスタービン 2 台、出力

70MW の蒸気タービン 3 台で運転している。元々は 3 台の蒸気タービン発電設備で

あったが 2011 年に MHI 社によりガスタービンを追加し、GTCC 化されている。 2015 年 12 月現在、Muara Karang 発電所では GTCC 発電設備建設の入札が 1 件進行中

である。400～500MW のガスタービンコンバインドサイクル発電設備の増設の EPC 入札

が 2015 年 3 月に公示され、10 月初旬から技術評価を行っている。 2) 現在の Muara Karang 発電所のレイアウト

図 3-(1)-2 Muara Karang 発電所のレイアウト

(作成：METI Study Team)

3) Muara Karang リパワリング案 現在 PLTU4&5 が汽力発電所として運転中である。200MW の汽力で亜臨界圧力発電設

備である事から発電効率は 40%以下である事が想定される。この設備に最新鋭のガスター

ビンを設置しリパワリングする事で大幅な出力と効率向上を行う事が可能となる。本報告

書においては、既設の蒸気タービン設備をボトミングサイクルと呼び、それにガスタービ

PLTU

4&5

PLTGU

Block 2 GT

PLTGU

Block 2 ST

3-5

ン設備と HRSG を追設して GTCC 化することをリパワリングと呼ぶこととする。蒸気ター

ビン設備、発電機、海水冷却設備は可能な限り既設備を使用し、復水給水設備については、

GTCC 発電に適した設備改造を行う。そのため、既設蒸気タービンシステムの設備診断を

詳細に行い、流用設備、改造設備の検討を行うことが、リパワリングを行った後に GTCC発電設備としてライフサイクルで使い続けるという意味で非常に重要になる。ムアラカラ

ン発電所におけるリパワリングの概念図を図 3-(1)-3 に示す。 既存のボイラ設備は撤去し、排熱回収ボイラ（HRSG）を設置、ガスタービンは現在バッ

クアップ用の軽油タンク（ほとんど使用されたことが無い）を除却し設置する。 なお、このリパワリング案で増強した発電電力は現在進行中の 500kV 送電網へ送電し、

ジャワ島全域への電源と出来ることが望ましい。

図 3-(1)-3 Muara Karang 発電所リパワリング概念図

復水ポンプ 復水器 給水配管

蒸気配管

蒸気タービン・発電機

取水路 放水路

循環水・冷却水系統

タービン建屋

タービン台・基礎 HRSG & 煙突

ガスタービン設備

給水加熱器 復水ポンプ 復水器 給水配管

蒸気配管

蒸気タービン・発電機

取水路 放水路

循環水・冷却水系統

タービン建屋

ボイラ＆

煙導設備

軽油タンク 2 基

タービン台・基礎

リパワリング

流用 改造 撤去 凡例： 新設

3-6

GTCC 化された場合の出力・効率等の諸元と全体の配置図を下記に示す。

表 3-(1)-1 想定されるガスタービンコンバインドサイクル発電設備諸元

Gas Turbine Combined Cycle

Unit Number 2 Unit

Unit Component 1 Gas Turbine

1 HRSG

1 Steam Turbine

Performance

Total Gross Electrical Output (MW) 988

Gross Electrical Output (MW) 494

Gross Heat Rate (kJ/kWh) 6,102

Efficiency (%) 59

Ambient Condition

Air Temperature (oC) 29.1

Air Pressure (mbar) 1,010

Sea Water Temperature (oC) 30

Fuel Calorie (LHV) (kJ/kg) 46,231

(作成：METI Study Team)

表 3-(1)-2 想定されるガスタービン諸元 Gas Turbine

Performance

GT gross power (MWe) 337 Thermal efficiency (%) 40 Turbine outlet temperature (oC) 629 Compressor inlet air flowrate (kg/s) 670

(作成：METI Study Team)

3-7

表 3-(1)-3 想定される蒸気タービン諸元 Steam Turbine

Features

ST gross power (MW)

(100% of the load for Gen.) 157

Rotating speed (rpm) 3,000

HP Unit

Steam inlet temperature (oC) 538

Steam inlet pressure (kPa abs) 9,850

Steam inlet flowrate (t/h) 379.3

Steam exhaust temperature (oC) 336

Steam exhaust pressure (kPa abs) 3,270

Steam exhaust flowrate (t/h) 360.0

IP Unit

Steam inlet temperature (oC) 538

Steam inlet pressure (kPa abs) 2,850

Steam inlet flowrate (t/h) 394

LP Unit Steam inlet temperature (oC) 250

Steam inlet pressure (kPa abs) 630

Steam inlet flowrate (t/h) 32.0

Steam exhaust temperature (oC) 45.8

Steam exhaust pressure (mmHg abs) 75.0

Steam exhaust flowrate (t/h) 445.3

(作成：METI Study Team)

3-8

表 3-(1)-4 想定される排熱回収ボイラ（HRSG）諸元 Heat Recovering Steam Generator

Features

Type Horizontal

Type of circulation Natural circulation

Working pressure level 3 level pressure with preheating

function

Place Outside

Heat exchanger Tube with fin

Duct Weather resistance steel, Height 85 m

Steam Generator

Vaporization rates to superheating and

reheat

HP Part (t/h) 379.3

IP Part (with reheater) (t/h) 394.0

LP Part (t/h) 32.0

Rated steam pressure

Superheater outlet (HP) (kPa abs) 9,850

Reheater outlet (IP) (kPa abs) 3,270

Superheater outlet (LP) (kPa abs) 630

Rated steam temperature

Superheater outlet (HP) (oC) 538

Reheater outlet (IP) (oC) 538

Superheater outlet (LP) (oC) 250

(作成：METI Study Team)

3-9

図 3-(1)-4 想定される Muara Karang 発電所の拡張レイアウト

Existing Gas Turbine

Drawing 3-(1)-4

3-10

4) 既設発電設備の健全性確認 ガスタービン発電設備を増設し、リパワリングを行う場合、ボトミングサイクルの健全

性が重要なポイントとなる。特に当発電設備は 1981 年に運転開始している事から蒸気ター

ビン、発電機、海水系統においても設備劣化、材料劣化が考えられ、リパワリング後の安

定した運転のためには、十分な設備診断を実施した上で必要な修理をリパワリングと同時

期に実施する事が大切となる。以下に各設備の設備診断の考え方を記述する。 a. 蒸気タービン 軸 (ロータ)

蒸気タービンロータについては、約 200,000 時間程度の運転で金属材料的に取り替えの

タイミングとなる。特に顕著に材料劣化が表れるのは中心孔内部で、クリープボイドの析

出が見られるようになる。クリープボイドは結晶粒界に発生し、ボイドが成長、増加する

事によってクラックの発生につながる。表面的なクラックの場合、削り取る事も可能とな

るが、大きなクラックが発生している場合はロータ交換となる。そのためにも定期点検時

においては、ロータ中心孔のスンプ検査を行い、ボイドの発生を確認し、ロータ取り替え

の計画を立案する事は重要である。 又、起動停止の繰り返しによりロータに曲がりが発生し、恒久的な振動増加につながっ

ている場合もロータ取り替えの一つの要因になる。バランスウェイトで振動低下が見込め

ない場合、最終的にはロータの取り替えで振動を低減させる事が必要となる。 動翼・静翼 (ブレード・ダイヤフラム)

動翼については、低圧段付近の湿り蒸気によるエロージョンの状況確認が必要となる。

最終段動翼(L-0)付近では蒸気温度、圧力ともに低下し、湿り蒸気域となり最終段動翼付近

では、蒸気中の水分によるエロージョンが発生する。このエロージョンを防止するために

最終段動翼プロファイル部にはステライトブレードやブレード全体をステライトでコーテ

ィングする事が一般的である。最終段動翼のエロージョンの状況により、ステライトプレ

ートの取り替え、最終段動翼の取り替えを検討する必要がある。 又、最終段並びに低圧段動翼取り付け部にクラックが発生する事象がある。この付近は、

蒸気タービン負荷を低下させた場合、蒸気の乾湿が交互に発生し、蒸気中の析出物が動翼

根元部(ダブテール)に堆積し、最終的には動翼、ロータのクラックが発生してしまう。この

箇所については、通常の非破壊検査では検出できないため、UT(超音波探傷検査：Ultra sonic test)を実施し異常がないかどうかの検査を行う。UT において不具合が発見された場合は、

動翼を抜き取り詳細な検査が必要となる。 更に最終段動翼は長翼となる事から運転中の撓みを防止する事が必要となり、動翼の中

心にレーシングワイヤーを取り付け、たわみを防止する。レーシングワイヤーは長期の運

転で応力が増加し最終的には折損してしまう。レーシングワイヤー折損修理には銀ロウを

3-11

用いるが、修理箇所が多数に及ぶ事でロータ全体のアンバランスが発生し最終的にはレー

シングワイヤー全体の取り替えが必要となる。 静翼 (ダイヤフラム)については大きな問題は発生しないが、静翼に取り付けられている

ラビリンスパッキンに大きな摩耗、欠損が発生している場合は、取り替えが必要となる。

蒸気タービン車室 車室は鋳造で作られるため、金属材料的にもロータのような強度はなく、経年的な運転

でクラックが発生する事が多い。クラックが発生した場合は、計算必要厚さ (TSR: Thickness shell requirement)まで削り取る事が一般的であるが一度、計算必要厚さを超え

てクラックが発生した場合は、クラックの除去、必要肉厚までの溶接補修、焼鈍処理が必

要となり、クラックが大規模な場合はケーシングの取り替えを検討する事となる。 又、長期の使用によって車室水平面に歪みが発生した場合、水平面からの蒸気リークの

発生が懸念される。水平面の機械加工も可能であるが、水平面に歪みが発生している場合

は、他の箇所でも同様な歪みが発生している場合が多く、最終的には車室の取り替えとな

る。定期点検時に蒸気タービンを解放しクラックを発見した場合は大きなクラックに成長

する前に除去する事が大切となる。 軸受け (Bearing)・ターニング装置

軸受けに関しては大きな損傷、ホワイトメタルの剥離等がなければ継続使用に問題はな

い。ターニング装置についても異音等の問題が発生していなければ継続使用が可能となる。 蒸気タービン補機

軸受け潤滑油装置、高圧制御油装置が対象となる。軸受け潤滑油装置の主潤滑油ポンプ

(Main oil pump)、非常用油ポンプ(Emergency oil pump)等については長期な運転において

もほとんど不具合を発生しない。高圧制御油ポンプはプランジャータイプのポンプを使用

しているため、一定期間の運転で完全なオーバーホール又は取り替えが必要となる。バル

ブ制御に使用するサーボ弁等についても完全な分解点検又は取り替えが必要となる。 b. 蒸気タービン発電機 発電機固定子コイル

一般的な固定子コイルの寿命は約 30年とされ絶縁破壊、短絡事故等の懸念が考えられる。

今後更に安定して発電機を使い続けるためには定期点検時における絶縁診断、部分放電試

験等で設備の健全性を確認する事が重要となる。加えて、今後このような懸念を防止する

ために、部分放電の状況を感知する連続監視装置を設置する事が望ましい。

3-12

発電機回転子コイル 長期の運転により、回転コイルにかかる遠心力による絶縁物の機械的強度の劣化を要因

とする、複数箇所における地絡、異常振動、局部加熱の発生等が懸念される。発電機回転

子の寿命は 20 年程度と考えられるため、今後安定して継続使用するためには、定期的な絶

縁抵抗測定、非破壊検査を含む精密点検を実施する事が重要である。 c. 海水系統 長期の使用から海水系統の腐食が懸念される。海水系統の入り口であるスクリーンは一

定のインターバルでの点検修理が必要となり、腐食が大きい箇所については、防蝕塗装が

必要となる。特にスクリーン設備のフレームの腐食が大きくなった場合は取り替えを検討

する必要がある。 循環水ポンプについては、主要な部品はステンレス系で製造されているため問題ないが、

ポンプ揚水管については鋳鉄で製造されているため、腐食状況においては取り替えが必要

となる。復水器チューブについては、チタン管を使用している場合は問題ないが、一般的

な銅ニッケル（Cu-Ni）合金を使用している場合はエディオ検査(渦流探傷検査)結果を検討

の上、チューブの交換等を検討する必要がある。 5) リパワリングに伴う新設備 a. ガスタービン

Muara Karang をリパワリングするに当たり最も重要な設備がガスタービンである。既

設蒸気タービンが 200MW×2 台である事から、ガスタービン単機出力は 300MW-400MW程度が要求され、現在発電に運用されている最大級のガスタービンが必要となる。それ以

下の出力のガスタービンであってもリパワリングは可能であるが、ガスタービン排ガス流

量が不足する事から HRSG で十分な蒸気が発生できず、蒸気タービン出力が不足し、全体

出力が低下してしまう。Muara Karang でリパワリングするにあたりガスタービン選択の

重要事項は以下のとおり。 ・ガスタービン単体での運転が可能である事。 ・ガスタービン単体運転時、排気ガスがインドネシア国の基準に準拠している事 ・純水の使用が最小限である事。

Muara Karang では、先行してガスタービン単独の運転を予定しているため、ガスター

ビンに蒸気冷却を使用したタイプは適用外となる。所内ボイラ等で蒸気を供給、運転する

事も可能であるが、全体設備が複雑になる事、プラント完成後非常時にガスタービン単独

運転が難しくなる等の欠点がある。しかし、最近の空気冷却式のガスタービンは、蒸気冷

却式のガスタービンと同等の出力、効率を誇る機種もあり大きな問題とはならない。

3-13

ガスタービン単独運転時においてもインドネシア国の排気ガス規制に合致している事が

重要である。これは、ガスタービン単体での NOxSOx 濃度が低くなければならず、GTCC発電時に HRSG に設置する触媒で排気ガス濃度を下げる事ではない。そのためには高性能

な De NOx 燃焼器が必要となる。 淡水は現在、RO (Reverse Osmosis)タイプで海水から製造しているがガスタービンに大

量の純水を使用する場合、RO の増設が必要となり、余分な設備費用がかかる。現在のガス

タービンは予混合燃焼方式を採用しているため、SI(Steam Injection)のように純水を大量

に使用する事は無いが、ガスタービン吸気温度を下げる為にフィルター入り口で水を噴霧

するような吸気冷却システムを採用する場合は注意が必要である。下記に Muara Karangに適用できるガスタービンの一例を表 3-(1)-5 に示す。

表 3-(1)-5 Muara Karang に適用できるガスタービンの一例

Manufacture Model Base Load

(MW)

Heat Rate

(kJ/kWh) Efficiency Intro Year

Alstom GT26 345 8322 41% 2011

Ansaldo Energia AE94.3A 310 8573 40% 1995

Bharat Heavy Electricals PG9371(FB) 297 8782 39% 2004

GE Power & Water Heavy Duty 9F.05 299 8810 39% 2003

GE Power & Water Heavy Duty 9HA.01 397 8220 42% 2011

Mitsubishi Hitachi Power Systems M701F4 324.3 8556 40% 1992

Mitsubishi Hitachi Power Systems M701G2 334 8630 40% 1997

Mitsubishi Hitachi Power Systems M701F5 359 8530 40% 1992

Siemens Energy SGT5-4000F 307 8532 40% 1995

Siemens Energy SGT5-8000H 400 8530 40% 2008

(作成：METI Study Team) b. 排熱回収ボイラ(HRSG)

300MW～400MW ガスタービンのための HRSG は、低圧、中圧、高圧ドラムを持つ 3圧タイプを採用する事で、高い HRSG および蒸気タービン効率を保つ事ができる。又、

HRSG では縦型、横型タイプが存在するが、縦型タイプは狭い敷地面積でも設置が可能で

あるなどの特徴を備えている。縦型と横型 HRSG の比較表 3-(1)-6 に記す。

3-14

表 3-(1)-6 縦型 HRSG と横型 HRSG の比較

(作成：METI Study Team)

6) リパワリングに伴う改造設備 リパワリングを実施するに当たりガスタービン、HRSG を増設すると共に、復水・給水

系統、海水系統、蒸気タービン設備および付属機器、電気・制御設備の検討が必要となる。

検討内容としては、現状設備を継続使用するための設備診断、旧設備の取り替え、新設備

の設置、旧設備の撤去となる。以下に各系統、設備毎の考え方を示す。 a. 蒸気タービン設備および付属設備 蒸気タービンは GTCC 化する事で、既設と比較し蒸気温度・圧力が低下してしまう。既

設蒸気タービンでも運転は可能と思われるが、より効率、信頼性が高い設備にするために

もタービンブレード、ダイヤフラムの取り替えは必要と考える。 ロータは再使用が可能と考えられるが、ロータの金属的な疲労が進んでいる事、旧ブレ

ードを取り外す際にロータにダメージが発生しやすいこと等を考慮すると取り替えを推奨

する。又、蒸気タービン内車についてもダイヤフラム、ブレードが新設計となる事から取

り替えが必要と考える。又、軸受けラビリンスからの蒸気漏洩が大きい場合は、タービン

全体の効率低下を招く事から取り替えを推奨したい。 リパワリングを実施するに当たり、現在使用している低圧給水ヒータ、脱気器、高圧給

水ヒータが不要となる事から、蒸気タービンの各段抽気を停止する必要がある。各段抽気

には抽気止め弁が設置されているので、抽気弁を閉止するか、抽気止め弁入り口等に閉止

板を設置し各段抽気を停止する事となる。 潤滑油設備はそのまま継続使用としたい。潤滑油ポンプ、潤滑油タンクについては、長

期の使用であっても不具合が発生しづらい。オイルクーラに板型を使用している場合、内

部洗浄を行い熱交換率の維持に努める必要がある。高圧制御装置に対しても継続使用が可

能と考える。しかし、一般的な高圧制御ポンプはプランジャータイプのポンプを使用する

縦型排ガス HRSG 横型排ガス HRSG

性能 同等 ベース

占有面積 一体型煙突採用により占有面積低減可能 ベース

全体重量 軽量 ベース

HRSG周辺の弁 管寄せが少ないため付属弁が少ない ベース

点検・保守 足場不要(点検期間短縮可能) 足場が必要

建設コスト 安い ベース

3-15

場合が多く、トラブルも多いため十分な点検整備が必要と考える。 主要弁については、現状の設備を使用する。しかし、金属的な劣化が進んでいる可能性

も大きい事から、十分な点検、設備診断が必要と考える。特に弁箱内にクラックが発生し

グライダー除去後の肉厚が TSR(計算必要厚さ)を下回っている場合は、取り替えを検討する

必要がある。又、主要弁駆動装置についても分解点検、消耗品の取り替えが必要と考える。 その他グラコン等の補機類についても定期点検において不具合の発生がなければそのま

ま継続使用が可能と考えられる。下記に蒸気タービン設備の推奨案を下記に示す。

3-16

表 3-(1)-7 蒸気タービン本体の取り替え推奨箇所および蒸気タービン設備の推奨案

(作成：METI Study Team)

b. 電気設備 蒸気タービン発電機、主変圧器等の機器については、適切な点検、補修ができていれば

継続使用が可能と考える。発電機ロータについては 2020 年に取り替えが予定されている。

一方固定子については、経年の使用により絶縁体の劣化等から部分放電等の可能性も否定

できない。リパワリングも継続的に使用するためには、事前に精密な設備診断を実施し、

使用の是非を決定すべきである。主変圧器についても絶縁油の分析結果で内部の絶縁状態

が把握できるため、リパワリング前の設備診断が重要であると考える。その他エキサイタ

ー、発電機密封油装置、AVR 各種遮断機等の電気機器については継続使用が可能であると

考えられる。電気設備の推奨案を以下に示す。

設備 対策 理由

タービンロータ 取り替え 材料経年劣化、タービンブレード取り替えのため

タービンブレード 取り替え 主蒸気圧力・温度変更のため

タービンダイヤフラム 取り替え 主蒸気圧力・温度変更のため

タービン内車 取り替え ブレード、ダイヤフラム取り替えのため

タービン外車 継続使用 定期点検必要

軸受け 継続使用 定期点検必要

潤滑油タンク 継続使用 定期点検必要

潤滑油ポンプ 継続使用 定期点検必要

オイルクーラー 継続使用 定期点検・内部清掃必要

高圧制御用タンク 継続使用 定期点検必要

高圧制御用ポンプ 継続使用 定期点検又は取り替え必要

主要弁 継続使用 定期点検および金属材料試験必要

主要弁駆動装置 継続使用 定期点検必要

グラコン 継続使用 定期点検必要

<タービン設備>

<潤滑油>

<高圧制御油>

<弁>

<その他>

3-17

表 3-(1)-8 電気設備の推奨案

(作成：METI Study Team)

c. 給水系統 給水系統は既設、リパワリング後で大きく異なる設備である。特に、既設の復水ポンプ、

低圧給水ポンプ、中高圧給水ポンプについては、新たな設備が必要となる。又、給水系統

が大幅に変更される事で新設配管が非常に多くなる。図 3-(1)-4 に一般的なコンバインド発

電設備における給水、蒸気配管を示す。

設備 対策 理由

発電機回転子 継続使用 2020年取り替え予定

発電機ステータ 継続使用 詳細な設備診断必要

主変圧器 継続使用 詳細な設備診断必要

各遮断機 継続使用 定期点検必要

励磁器・密封油装置等 継続使用 定期点検必要

<電気設備>

3-18

図 3-(1)-5 給水、蒸気系統図

3-19

復水ポンプについては、既設の水量、水頭圧が十分である場合は、再使用が可能な場合

があり、詳細な検討が必要となる。中・高圧給水ポンプは一台のポンプで中圧、高圧が使

用できるポンプが一般的である。 又、使用しない低圧ヒータ、脱気器、高圧ヒータについては配管への閉止板の取り付け

又は、撤去する事が必要となる。リパワリングには使用しない設備である事から各ヒータ

については撤去する事を推奨する。

表 3-(1)-9 給水設備の推奨案

(作成：METI Study Team)

d. 海水系統 海水系統は海水塩分により腐食が激しい箇所であるが、定期点検時に不具合を継続的に修

理していれば、リパワリング後も継続使用が可能と考えられる。特に重要なのは復水器で

あるが、近年取り替えを実施している。循環水ポンプについては揚水管等の腐食が大きい

箇所に対ししっかりとした対策が実施されていれば、継続使用が可能である。スクリーン

設備についても、腐食箇所に対して取り替え、防蝕塗装の状態が良ければ継続使用が可能

となる。 循環水管等については内面の腐食、摩耗が考えられ、内面のライニングの補修が必要にな

る場合が多い。その他、海水の影響で腐食している配管・弁については取り替え計画を立

案する事が賢明である。下記に海水系統の推奨案を示す。

設備 対策 理由

復水ポンプ 継続使用又は新設 水量、水頭圧の確認必要

低圧給水ポンプ 新設 リパワー後必要

中・高圧給水ポンプ 新設 リパワー後必要

低圧ヒータ 撤去 リパワー後不要

脱気器 撤去 リパワー後不要

高圧ヒータ 撤去 リパワー後不要

真空ポンプ 継続使用 定期点検必要

<給水設備>

<ヒータ>

<その他>

3-20

表 3-(1)-10 海水設備の推奨案

(作成：METI Study Team)

設備 対策 理由

復水器 継続使用 近年取り替え済み

循環水ポンプ 継続使用 定期点検必要

スクリーン 継続使用 定期点検必要

循環水配管 継続使用 定期点検必要

その他海水配管・弁 継続使用 定期点検・取り替え必要

<海水設備>

3-21

(2) Cilegon 発電所 GTCC 発電設備新規建設

1) Cilegon 発電所の現況 2 Cilegon 発電所はジャワ島西端の Cilegon 市の北に位置し、Cilegon の工業地区へと電力

を供給している。付近には大規模石炭火力発電所もある。Cilegon 発電所はジャワ島で唯一

の PLN 直営発電所で（他の発電所は子会社である PT PJB や PT Indonesia Power が運営

している）運転開始 2006 年の比較的新しい発電所である。現在、ガス供給は三菱商事が一

部出資している中国海洋石油総公司（CNOOC）から 80BBTUD、PT Perusahaan Gas Negara から 30BBTUD のガス供給を受けている。しかし、燃料供給量が足りず定格の 90％程度の出力で運転している。発電設備は GTCC 発電設備で軽油も利用できるデュアルファ

イアリングのガスタービンを運用しているが軽油による運転は今まで行ったことはない。 現在 Cilegon 発電所で運転している発電設備は以下である。 GTCC 発電設備 1 Block

MHI 社製の GTCC 発電設備で F クラスの出力 240MW のガスタービン 2 台、出力

260MW の蒸気タービン 1 台で運転している。運転開始は 2006 年であるが数年前に

変圧器の故障により変圧器の総取り替えを行っている。稼働率は変圧器の故障によ

る停止を除けば 90%以上で、付近のベースロード電源として稼働してきた。2015 年

の 1 月から 5 月の稼働率は 60%前後で推移をしている。この設備では 2008 年から

保守契約を MHI 社と結んでおり定期的なメンテナンスが行われている。

図 3-(2)-1 Cilegon 発電所の稼働率

(作成：METI Study Team)

2 PT PLN UPJB Cilegon Power Plant

0102030405060708090

100

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Equ

ival

ent A

vaila

bilit

y Fa

ctor

[%]

3-22

図 3-(2)-2 2015 年の Cilegon 発電所の稼働率

(作成：METI Study Team)

2) 現在の Cilegon 発電所のレイアウト 図 3-(2)-3 現在の Cilegon 発電所のレイアウト

(作成：METI Study Team)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Jan Feb Mar Apr May

Equ

ival

ent A

vaila

bilit

y Fa

ctor

[%]

ST

GT & HRSG Switch Yard

HSD

Tank

Gas

Compressor

Ware

House

3-23

3) Cilegon 発電所 GTCC 発電設備新規建設案 使用していない軽油タンクの撤去と倉庫の移動により GTCC 発電設備（1 Gas Turbine, 1 HRSG, 1 Steam Turbine）を建設する案がある。以下に想定される仕様と配置図を示す。

表 3-(2)-1 想定されるガスタービンコンバインドサイクル発電設備諸元 Gas Turbine Combined Cycle

Unit Number 1 Unit

Unit Component 1 Gas Turbine

1 HRSG

1 Steam Turbine

Performance

Total Gross Electrical Output (MW) 319.9

Gross Electrical Output (MW) 319.9

Gross Heat Rate (kJ/kWh) 5,687

Efficiency (%) 60.0

Ambient Condition

Air Temperature (oC) 29.1

Air Pressure (mbar) 1,010

Sea Water Temperature (oC) 30

Fuel Calorie (LHV) (kJ/kg) 46,231

(作成：METI Study Team)

3-24

表 3-(2)-2 想定されるガスタービン諸元 Gas Turbine

Performance

GT gross power (MW) 287 Thermal efficiency (%) 38 Turbine outlet temperature (oC) 600 Compressor inlet air flowrate (kg/s) 670

(作成：METI Study Team)

表 3-(2)-3 想定される蒸気タービン諸元 Steam Turbine

Features

ST gross power (MW)

(100% of the load for Gen.) 142

Rotating speed (rpm) 3,000

HP Unit

Steam inlet temperature (oC) 573.0

Steam inlet pressure (kPa abs) 13,430

Steam inlet flowrate (t/h) 292.0

Steam exhaust temperature (oC) 373.1

Steam exhaust pressure (kPa abs) 3,190

Steam exhaust flowrate (t/h) 265.1

IP Unit

Steam inlet flowrate (t/h) 339.9

LP Unit Steam inlet temperature (oC) 282.9

Steam inlet flowrate (t/h) 49.2

Steam exhaust temperature (oC) 33.1

Steam exhaust pressure (mmHg abs) 0.051

(作成：METI Study Team)

3-25

表 3-(2)-4 想定される HRSG 諸元 Heat Recovering Steam Generator

Features

Type Horizontal

Type of circulation Natural circulation

Working pressure level 3 level pressure with preheating

function

Place Outside

Heat exchanger Tube with fin

Stack Weather resistance steel, Height 85 m

Steam Generator

Vaporization rates to superheating and

reheat

HP Part (t/h) 290.023

IP Part (with reheater) (t/h) 339.857

LP Part (t/h) 49.21

Rated steam pressure

Superheater outlet (HP) (kPa abs) 13,822

Reheater outlet (IP) (kPa abs) 2,949

Superheater outlet (LP) (kPa abs) 508

Rated steam temperature

Superheater outlet (HP) (oC) 575.0

Reheater outlet (IP) (oC) 581.6

Superheater outlet (LP) (oC) 287.6

(作成：METI Study Team)

3-26

図 3-(2)-4 想定される Cilegon 発電所の拡張レイアウト

ST

GT & HRSG Switch Yard

Gas

Compressor

3-27

4) コンバインドサイクル発電設備設置に伴う機器構成 a. コンバインドサイクル発電設備の構成

コンバインドサイクル発電設備は一軸型と多軸型がある。一般的に一軸型は起動停止時間

が多軸型に比較して短いため、負荷調整用の発電設備に多く用いられる。一方多軸型は起動

停止時間が一軸型よりも長いものの、プラント効率、出力が一軸型と比較して高い特徴があ

る。今回の Cilegon コンバインドサイクル発電設備の増設では、1 台のガスタービン、蒸気

タービン、HRSG を設置するため一軸型、多軸型の両方が採用可能となる。 しかし、今回は軽油燃料タンクを撤去した限られたスペースにコンバインド発電設備を設

置する事、ガスタービン単体運転が容易となる事からガスタービン 1 台の多軸型コンバイ

ンドサイクルを推奨したい。一軸型であっても蒸気タービン－発電機間に SSS クラッチを

設置し、ガスタービン単体運転を実施する事は可能であるが、コンバインドサイクルでの運

転中に SSS クラッチが不調になる事も想定され推奨できない。一軸型、多軸型の特徴を表

3-(2)-5 に示す。 表 3-(2)-5 一軸型、多軸型の特徴

(作成：METI Study Team)

備考

性能 定格時 大型化により S/T出力、効率向上

部分負荷時

設備費 発 電 設 備 の 増 加 、 S/T 独 立 建 物 、 ク レ ー ン 別置等による

発電機冷却方式

負荷変化

保守性 保守のための作業量の平均化が可能。

建設期間（竣工迄）

電力確保迄の期間 G/T の み の 運 転 に よ り 早 期 に 電 力 確 保 可 能

G/T ＆ S/T 据付 二 軸 型 は 短 軸 の た め ア ラ イ ン メ ン ト 及 び バランス調整が容易

占有据付面積 S/T 別設置のため

定検期間 二 軸 型 の 場 合 、 G/T ・ S/T そ れ ぞ れ 単 独 で 分解可能 ベース やや短い

ベース 早い

ベース 容易

ベース やや大きい

ベース 同等

ベース やや良い

ベース 同等

ベース やや高い

水素または空気

一軸型 多軸型

ベース やや高い

ベース 同等

複数の GTを活用した CCの場合

3-28

b. ガスタービン設備 導入されるガスタービンは 1400℃クラスを想定し、燃焼方式は DLNC( Dry Low Nox

Combustor)を採用する。1400℃クラスのガスタービンは空冷設備において最も効率が高く、

ガスタービン単体での運転が可能な機種である。更に燃焼温度が高く高効率な 1500℃ガス

タービンを採用する事も可能だが、燃焼器や動静翼に蒸気冷却を採用している事から蒸気タ

ービンの運転が必須になり、ガスタービン単体運転が難しく、加えて機械的な構造も複雑と

なる事から今回のコンバインドサイクル発電設備の増設には不向きであると考える。

ガスタービン起動装置は起動モータ、サイリスターを使用した発電機モータリングによる起

動があるが、起動モータを使用した起動装置の場合、モータ回転数を制御するためにトルク

コンバータ、潤滑油系統、制御油系統が必要となり、トラブルも発生しやすいため、サイリ

スター起動を推奨したい。又、供給燃料ガス圧力がガスタービン指定圧力も低い場合は、ス

クリューコンプレッサー等を設置し入り口供給圧力を昇圧する必要がある。 c. BOP その他 補機その他については、一般的なコンバインドサイクル発電と大きく異なる事はない。し

かし、現在の想定では循環水ポンプと復水器が大きく離れている事から循環水管の圧力損失

が発生すると考えられ、従来よりも大きな循環水ポンプの設置が必要となる。 5) Cilegon 発電所 GTCC 発電設備新規建設に関する問題点 a. 冷却水系統の検討 現在の想定では取水口から分岐させて冷却水を供給する。しかし、現取水口で新たな

GTCC 発電設備用の冷却水を賄う場合、GTCC 発電設備 2 基分の取水容量を確保しなけれ

ばならない。その結果容量を確保するために流速の上昇と取水圧力低下、また有効吸込ヘッ

ド圧力(NPSH)が確保できなくなる等、既存の GTCC 発電設備の冷却水系統に影響を及ぼす

恐れがある。そのため、冷却水に関しては詳細な検討を行い、既存設備に影響を与えず、且

つ新たな GTCC 発電設備の冷却水を確保する必要がある。 また冷却水管の配管でも課題があり、損失を極力少なくするためにも出来るだけ冷却水配

管を短くしようとすると、既存設備の冷却水管と新設設備の冷却水管が交差してしまう問題

がある。図 3-(2)-5 に想定される冷却水配管を示す。青色の線が既存設備の冷却水管で赤色

の線が新設設備の冷却水管を示している。現在の想定は新設冷却水管を地上で配管すること

で交差するレイアウトである。しかしながら、地上配管にすると循環水ポンプの容量の詳細

な検討と、それに伴った流速と圧力の検討も行う必要がある。

3-29

図 3-(2)-5 想定される冷却水配管

b. 燃料ガス供給量

現在は中国海洋石油総公司（CNOOC）と Perusahaan Gas Negara から燃料ガスが供給

されているが、現時点においても燃料供給量が不足し、定格負荷が取れない状況にある。今

後、コンバインド設備 1400℃クラスのコンバインド設備を設置した場合 65ton/h 程度の燃

料消費量(燃料ガス熱量 10,000kcal/kg を想定)となり、仮に 24 時間運転した場合は 1560tonの燃料が必要となる。現在 Cilegon には 110BBTUD(Billion BTU Day)程度の燃料が供給さ

れ、1560ton は約 62BBTUD に相当する。現在の Cilegon の稼働率は約 60%程度であるた

め最低でも 37BTU 以上の燃料供給量が必要と考える。Cilegon でガスコンバインドサイク

ルを増設する際、燃料供給者との燃料供給量の増加が増設可能かどうかの大きなポイントと

なる。

c. 送電線敷設ルート 現在の開閉設備(Air Insulated Switchgear)は現在のコンバインド設備後方に設置されて

新設冷却水配管（地上）

既設冷却水配管（埋設）

3-30

いるため、新しくコンバインド設備を設置した場合発電機及び主変圧器からの送電線ルート

の確保が問題となる。主変圧器から現在の開閉所までは 200m 以上の距離があり鉄塔の新

設も必要となるが、現在の敷地レイアウトでは難しい。地下を通して開閉所まで結ぶ事も可

能であるが、現在の地下配管、電線管の詳細な調査が必要となる。 d. 収益性 燃料価格を 9.746 USD/MMBTU（タンジュンプリオクの入札図書参考値）、発電容量を

319.9 MW、燃料消費量を 62BBTUD とすると、1kWh あたりの燃料コストは 0.079 USD/kWh であり PLN の平均売電価格である 0.08 USD/kWh とほぼ等しくなる。

Cilegon 発電所では高価なガスを使用しているため、スケールメリットを活用した十分大

きなコンバインドサイクル発電設備を配置することが現状のレイアウトでは難しいと考え

られる。 さらに、維持管理費や建設費用の返済などを含めると、収益性は悪化する。 従って、本調査においては Cilegon 発電所の増設案では財務分析および環境社会面の検討

は行わない。しかし、今後の詳細な調査や環境の変化により今後 Feasible になる可能性が

ある。

4-1

第 4 章 プロジェクトの実施スケジュール （Muara Karang 発電所既設#4,5 リパワリング）

(1) プロジェクトの実施スケジュール 本プロジェクトは現在運転中の既設蒸気タービン設備を活用してコンバインドサイクル

化するものである。そのため、建設工期は新たに発電所を建設するよりも短く抑えることが

出来、着工から引き渡しまで 36 ヶ月（油タンクの撤去を含まず）で完了出来ると予想され

る。着工からおよそ 12 ヶ月目でガスタービンの FOB、14 ヶ月目にガスタービン据え付け

完了、18 ヶ月目にガスタービン設備受電の想定である。その後 20 ヶ月目にガスタービン単

独運転開始とともに、既設ボイラーの解体を含む既設蒸気タービン設備の改造工事を開始す

る。30 ヶ月目からガスタービン設備と蒸気タービン設備の接続とスチームブロウや諸試験

を行う。36 ヶ月目で引き渡しの想定である。なお、建設開始前には準備工事として油タン

クの撤去及びデサリネーション設備の移動と土地造成を行う必要がある。

図 4-(1)-1 プロジェクトの実施スケジュール

横軸上段：月 横軸下段：年

*)BTG：Boiler Turbine Generator 蒸気タービン発電設備 （作成：METI Study Team）

また、既存設備のボイラーと煙突の撤去期間は概ね 6 ヶ月程度と考えられ工期後半の上

記タービン設備の改造中に行われるものである。

(2) 建設期間中における発電 リパワリングプロジェクトの工期は着工から引き渡しまで 36ヶ月で完了出来ると予想さ

BTG Operation

GTG Operation Connection

&

Tests

GTCC

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12N0

PreparationN1 N2 N3

Construction Start

GT Facilities Construction

ST Facilities Adapt.

GT FOB Power Receive Duct Connection

Taking Over

Preparation Work

20 months 10 months 2 months

4-2

れる。そのうち、ガスタービン発電設備を建設する約 20 ヶ月間は現在の蒸気タービン設備

を運転し続けることが出来、蒸気タービン設備をコンバインドサイクル化する改造工事の間

はガスタービン発電設備で単独運転することで発電所全体の電力供給量をほぼ落とすこと

なく出力増加を行うことが可能である。ただし、蒸気タービン設備とガスタービン設備の接

続と各種試験類を行う約 2 ヶ月間は送電することが出来ない。電力の供給量のイメージ図

を以下に示す。

図 4-(2)-1 建設中の電力供給量イメージ

縦軸：発電容量 横軸上段：月 横軸下段：年

（作成：METI Study Team）

1000MW

900MW

800MW

700MW

600MW

500MW

400MW

300MW

200MW

100MW

0MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

GTG Simple Cycle 337MW

GTG Simple Cycle 337MW

BTG 400MW

BTG 400MW

GTCC494MW

GTCC494MW

N1 N2 N3

20 months

10 months 2 months

5-1

第 5 章 財務的実行可能性の検討 (1) ファイナンス・スキームの検討 1) インドネシアのマクロ経済状況 リーマンショック時やや停滞したインドネシア経済はその後好調で、2010 年以降 2012年までは 6%台前半の実質 GDP 成長を記録した。最近の 1 次産品価格の低下に伴い 2013年以降若干の低下を示しているものの、インドネシアに対する直接投資の下支え等により

2014 年、2015 年の双方とも 5%を超える成長が見込まれており、他の新興国に比して安定

した経済成長を達成している。 2014 年 10 月に発足したジョコ・ウィドド政権は、2011～14 年の間に平均 GDP の 3.5%に相当していた燃料に対する政府補助金を削減するとともに、他の ASEAN 諸国に比し低

かったインフラ部門への投資を、民間資金も活用しつつ拡大することとした。また、補助

金削減に伴い社会部門に対する財政支出も増やすこととしている。 インドネシアの消費者物価上昇率は、概ね 5%前後で推移してきた。上記補助金削除によ

るガソリン価格の高騰によって一時的に急騰したものの、その後の原油価格の下落により

物価上昇率は低下し、インドネシア中銀の見通しである 4%プラスマイナス 1%の範囲内で

当面推移するものと IMF も見ている。 インドネシアの国際収支は、経常収支レベルでは赤字であるものの、資本流入等により

十分な外貨準備を有しており懸念はない。2013 年に GDP の 3.3%であった経常収支の赤字

は、2014 年に 3.0%、2015 年には 2.8%程度に低下するものと見込まれている。2014 年の

直接投資額は GDP の 2.5%相当、海外からの借入金はネットで 2.7%程度のプラスになった

ものと思われ、この結果 2014 年末の外貨準備高は 1120 億ドルと、輸入の 7 ヶ月分に相当

する。 インドネシアの対外債務残高は、2013 年に GDP の 30.5%であったが、2015 年には 36%程度に上昇したのち徐徐に低下するものと考えられている。財政赤字を毎年 GDP の 3%以

内に抑えるという政府の慎重な財政運営もあり、今後とも対外債務の急激な増加の懸念が

ないことから、世銀・IMF の「債務持続性分析（DSA）（2014）」においても、「インドネ

シアは中期的に債務持続性あり」と判断されている。 以上の状況から、個別案件の与信審査結果は別として、我が国の有する制度金融である

JICA の円借款、JBIC の輸出信用、NEXI の貿易保険は、原則としてインドネシアに適用

可能であると考えられる。 2) 円借款 インドネシア電力部門に対する円借款の歴史は長い。1968 年に締結された最初の借款契

約（L/A）以来、40 件を超えるプロジェクトを対象に、総額にして約 8000 億円、本数にし

5-2

て 100 件を超える借款契約が締結された。アサハンアルミニウム事業を支援する水力発電

事業（借款総額約 640 億円）を含めて、これら円借款はインドネシアの電化事業に貢献し

てきたといえよう。アサハンアルミニウム社に供与された借款を除き、円借款案件の事業

実施機関は国有電力会社（PLN）およびその傘下にある発電会社や送電会社であり、これ

ら実施機関は多くの案件の実施を通じて円借款の手続きを熟知していると考えられる。 2013 年に L/A が締結された「インドラマユ石炭火力発電事業（E/S）」の手続きが 2 年半

近く停滞し、PLN の円借款離れが懸念されたが、今回面談した PLN の財務担当者は遅延

理由をプロジェクトの実施予定地の地元政治的問題とし、PLN としては円借款に引き続き

魅力を感じているとしていた。すなわち、円借款は、①金利面で輸出信用より有利である、

②据置期間が長く建中金利さえ準備すれば運転開始以前に返済元本を準備する必要がなく、

キャッシュフロー上も有利である、③火力発電所であれば償還期間がプロジェクトライフ

とほぼ同じ長さであることから、プロジェクトが生み出す収益の一部で元本返済と利息支

払が可能となる、との理由で水力案件、送配電案件も含め電力案件のファイナンスとして

適していると考えているとのことであった。 他方 PLN にとって円借款は、①インドネシア政府のブルーブックに対象案件がまず掲載

される必要がある、②厳密な EIA の実施も含めて案件の準備に長時間かかり入札先行は認

められない、③毎年の借入金（JICA のディスバース金額）について国会承認が必要である、

等の不便な面があった。ところが、今年（2015 年）出された大統領令及び大蔵省令 1によ

って、①従来インドネシア政府がまず借入れてのち PLN に転貸していた仕組みを変更し、

PLN が直接借入れることができるようになった、②これに伴い、借入金の国会承認は不必

要となった、③直貸しの際に融資先から求められれば、インドネシア政府は一定の条件の

もと保証することが可能、と変更された。この結果、不便な点の①と③は事実上消滅した

こととなる。かかる変更の背景には、政府借入金や政府保証を極力減らしつつ、民間資金

を最大限利用してインフラ整備を図っていこうとするジョコ・ウィドド政権の政策がある

ものと考えられる。 かかる国内制度の変更に伴い、PLN としては今後円借款を利用する際には、政府保証な

しの直貸しをまず要請したいとしている。日本政府は、2015 年 11 月に国際協力政策に関

する改善方策について発表したが、そのひとつとして、中央政府の保証なしで国営企業ま

たは地方政府に直接貸し付ける方策を検討したいとしている。従って、PLN の要望が実現

する可能性もあるといえよう。

3) 輸出信用 自ら実施する 10GW の一部として PLN は最近 3 案件の入札公示を行なっており、いず

れも輸出信用によるファイナンスを持ってくることを応札条件のひとつとして求めている。

1大統領令 2015 年 82 号及び大蔵省令 189/PMK. 08/2015

5-3

2015 年 10 月の現地調査時点での各案件の進捗状況は以下の通りである。 なお、PLN はこれらに続く輸出信用による入札予定案件として、ムアラタワル（Muara 位置はジャカルタ中心部から約 20km 北東の西ジャワ州ベガシ県北部）に 3 基計 650MWのガスタービンを増設する計画を有しており、現在仕様書等入札書類を準備中である。

• グラティ（Grati）・・・スラバヤ中心部から 75km にあるグラティ発電所にピーク

用 450MW（±20％）のコンバインド・サイクル・ガス火力発電所を既存設備の拡

張として建設するもので、2014 年 8 月に入札再公示（再公示の理由は不明）がなさ

れ、結局韓国サムスン C&T がイタリア、チェコの機器メーカーとともに落札した。

サムスン C&T のホームページによれば、2015 年 6 月 19 日に発電能力 501MW の

プラントを、総額 2,800 億韓国ウォン（2.6 億ドル相当）で建設する EPC 契約が結

ばれた。その後、韓国輸出入銀行、イタリア輸出信用保険会社（SACE）およびチ

ェコ輸出保証・保険会社（EGAP）の 3 カ国の輸出金融機関（ECA）とバイヤーズ

クレディットの交渉が行なわれ、政府保証なしで PLN に直接貸し付ける方式でほ

ぼ合意に達し、ファイナンスクローズが近いといわれている。 なお、政府保証なしの直貸し輸出信用案件は、フィンランド輸出信用会社

（Finnvera）がアルン（Arun）ガス発電プラント（184MW ）向けに 2013 年に供

与したものが第 1 号とのことである。 • ムアラカラン（Muara Karang）・・・ジャカルタ国際空港の東 12km に位置する既

存発電所内に、ピーク用 400－500MW のコンバインド・サイクル・ガス火力発電

所を増設するもので、2015 年 3 月に入札公示がなされた。現在技術評価の最中で

10 月初旬から技術的クラリフィケーションが開始されたとのことである。同発電所

は、2003 年に供与された円借款によって、1979 年に設置された蒸気タービン 3 基

をリパワリングするとともに、ガスタービン及び排熱回収ボイラー（HRSG）を導

入することにより、発電能力が 300MW から約 720MW に増加された経緯がある。

また、今次調査により同様の方式による拡張計画を提案しているところである。 • ジャワ 2（Jawa2）・・・ジャカルタの北方にあるジャカルタ港の近傍で、ムアラカ

ランの東方約 10km に位置するタンジュン・プリオクの既存の発電所に、800MW（±10％） のコンバインド・サイクル・ガス火力発電所を新設するものである。

PLN のサイトによれば第 1 回入札公示が 2015 年 4 月に出された後、同年 10 月末

に再公示がなされている（再公示の理由は不明）。2016 年 2 月現在、三菱商事・MHPSが一番札になっており、2016 年 6 月のファイナンスクローズ予定に向けて動いてい

る。。なお、調達適確国として OECD メンバー国に限るとの規定が、PLN の自己資

金によるプロジェクトであるため、適用されている。

4) 内貨相当分等 円借款においては、土地購入資金、PLN の事務経費、国内税金、土木工事費あるいは国

5-4

内で調達される資材コスト等は内貨相当分とみなされる。プロジェクトの総コストから

内貨相当分を差し引いた外貨相当分が、原則円借款の融資対象とされるが、融資比率方

式を採用して更に融資対象額を増やすこともある。従って、円借款によってカバーされ

ない部分は、PLN が自己資金あるいは国内借入により資金手当てする必要がある。 他方輸出信用においては、OECD 公的輸出信用アレンジメントにより外貨費用の

85%までしかカバーできないことから、PLN は外貨費用の残る 15%をまず準備しなけ

ればならない。また、内貨相当分については円借款と同じく資金手当てすることが必要

である。 このような内貨相当分等についての資金手当方法について PLN に質したところ、イ

ンドネシア国内銀行のシンジケートローンが、他の資金需要分も含めて毎年準備される

ので、何ら問題ないとのことであった。現在の借入れ条件は、償還期間 10 年（うち据

置期間 3 年）、金利及び手数料を併せ年 12%程度で、毎年 2 回に分けて借り入れている

とのことであった。 5) まとめ PLN の財務担当者は、結論として、実施を急がねばならない案件は入札先行が可能な輸

出信用により資金手当てを行い、じっくり準備する時間のある案件については円借款を利

用したいとしていた。従って、資金供与側がどう判断するかは別として、PLN は案件実施

の緊急性により資金調達の希望先を変えてくるものと思われる。 6) 輸出信用案件の主な入札条件 前述した PLN が施主となる火力発電所 EPC 契約の最近の入札を基に、以下特筆すべき

入札条件をまとめた。 • 入札方法・・・技術札をまず提出させ、要求事項を満たした応札者のみに価格札を

求める 2 段階方式（ツー・ステージ方式）。 • 調達適確国・・・直近の入札で OECD 加盟国に限るとの条件が出てきた。これは、

今まで散々煮え湯を飲まされた中国を排除するためである。もちろん IPP 案件の場

合は中国も歓迎し、排除しないとのことである。 • 資金源・・・応札者が輸出信用機関（ECA）によるファイナンスを提案すること。

政府保証や担保はつけない。ファイナンスは税金を除く契約総額（外貨分及び内貨

分の総額）の少なくとも 70%をカバーし、ローンの少なくとも 50%は ECA によっ

てカバーされること。償還期間は 10年以上、金利は固定でその上限は年 7%とする。

据置期間は建設期間か契約発効後 3 年のうち遅い方とする。所要資金の残る 30％は

PLN が準備する。 • 応札価格・・・ランプサム価格とし、物的予備費や価格予備費は設けない。但し、

プラントを建設する土壌の基礎工事にパイリング等が必要な場合は、その部分に限

5-5

り単価契約の出来高払いとする。 • 応札通貨・・・米ドル、日本円、韓国ウォン、ユーロ及びインドネシアルピアの 5

通貨。但し、英ポンドがこれに加わることもあるようである。また、入札価格の評

価を行なうため、米ドル以外の通貨は、入札締切日のインドネシア中銀の中値レー

トで米ドルに換算される。 • インドネシア製品の使用義務・・・2012 年 3 月 26 日付けインドネシア産業省令第

54/M-IND/PER/3/2012 に基づき、インドネシア国内で製造されている製品は使用

義務が課されている。土木工事、ケーブル、変圧器などのほか、排熱回収ボイラー

（HRSG）が該当する点注意を要する。 • 入札価格の評価方法・・・プロジェクトライフである 25 年間を通じた発電コスト

で評価する。その際、①ガス燃料コストは 9.47US$/MMBTU（年間 3%の上昇）を

使用、②ヒートレート、出力、燃費等は、応札者の保証した数値を使用、③提案さ

れたファイナンス条件を勘案、④割引率はインドネシアルピアで 12%とする＊、等

となっている。 ＊使用する割引率の 12%は、現在のインドネシアにおける機会費用と考えられるが、非常に高

いことから、運転効率などより初期プラントコストがより重視される結果となろう。

• 長期補修サービス契約（LTSA）・・・案件により入札対象としているケースとして

いないケースがある。

(2) 資金調達の実現可能性検討

1) PLN の基本的考え方 今次調査によって提案するムアラカランのコンバインドサイクル化（リパワリング）計

画については、PLN において以下の点について今後検討がなされるものと推察される。 • 案件の妥当性検討（用地面積の確認、発電規模、収益性、環境社会配慮、施工手順、

電力需要の伸びを勘案した実施時期等） • 実施時期に応じた資金調達方法の検討 • 追加調査の要否とその実施方法（PLN 系列会社、JICA の案件形成準備調査、また

は他国への要請など） なお、ムアラカランにおいては、現在入札評価中 500MW 級コンバインド・サイクル・

ガス火力発電所の建設が今後開始されるはずであり、発電所内には使用していない空き地

の余裕が現状あまりないことから、工期を重ね合わせてリパワリング計画を実施する可能

性は低いのではないかと思われる。 2) 各ファイナンス・スキームの適用可能性 既に述べたように、JICA や JBIC の個別案件に係わる与信審査結果を予断を持って判断

5-6

するわけではないが、世銀・IMF が判断するインドネシアの債務持続性、PLN と JICA 及

び JBIC との過去の緊密な関係等を勘案すると、両機関に PLN が融資を希望した場合には、

前向きの結果が大いに期待できるものと思われる。 現時点で蓋然性の高いと思われる貸付条件を以下に検討する。

• 円借款・・・世銀によるインドネシアの一人当たり GNI は、3420 米ドル（2012 年）、

3740 米ドル（2013 年）となっており、中所得国（1986 米ドル以上 4125 米ドル以

下）に該当する。平成 27 年 10 月 1 日以降に事前通報を行なう案件に適用される「円

借款供与条件表」によれば、電力案件には優先条件や STEP が適用できないことか

ら、一般条件が適用されることとなる。中所得国に適用される一般条件は、固定金

利には「基準」「オプション 1」「オプション 2」の 3 通り、変動金利には「基準」「オ

プション 1」「オプション 2」「オプション 3」4 通りと、合計 7 通りある。このうち

償還期間 15 年という短いオプションは取らないとしても、今後の金利動向、PLNの考え方、あるいは今後日本政府が創設するとされているドル建て借款の条件など

により、最終的に PLN がどの条件を要請するのかは定かではない。ここでは、建

設期間は元本据置が望ましい、火力発電案件のプロジェクトライフを 20 年として

評価する、との PLN の考え方に則り、また、簡便化のためにも、「固定金利 1.40%、

償還期間 25 年、うち据置期間 7 年」との条件で円借款が供与されるものと考える。 • 輸出信用・・・OECD 公的輸出信用アレンジメントによって火力発電所に適用

される償還期間と据置期間の最長期間は、それぞれ 12 年、3 年と決められてい

る。金利については、OECD 事務局が直近に発表した CIRR を使用する（JPY建て：1.09%, USD 建て：2.76%）(2015 年 11 月 15 日～12 月 14 日の償還期間

8.5 年以上に適用）。また、インドネシア国は OECD でリスクプレミアム適用国

のカテゴリー3 に属しているため JBIC のホームページより、2015 年 11 月 24日現在プレミアム料率（リスクプレミアム含む利率）は JPY 建てで 4.63%、USD建てで 3.78％となっている。もちろん JBIC の与信判断は種々の要件を勘案す

る結果、このプレミアム料率になるとは限らない。ここでは便宜上、上記プレ

ミアム料率を使うこととする。最後に輸出信用の融資比率であるが、JBIC と市

中銀行の融資を合わせ外貨契約額の 70%とし、残る 30%は PLN の自己資金あ

るいは次の国内借入金で賄うものとする。 • 国内借入金・・・PLN 財務部の説明に従って、償還期間 10 年、据置期間 3 年、

金利を IDR 建て：年 12%（USD 換算で年 5%）とする。

6-1

第６章 環境・社会的側面の検討 (1) 現地の環境・社会配慮上の制約・課題 1) プロジェクトサイトの位置

Muara Karang 発電所は、ジャカルタ特別州の北ジャカルタ市の北端に位置し、ジャワ

海に面している。発電所敷地は、水路を挟んで2区画となっており、本調査で増設される発

電設備は、東側の海沿いの軽油タンクがある場所への設置を想定している。

発電所周辺には、西側に大規模な住宅、商業施設がある高層ビルが隣接し、南側も住宅

や商業施設が広がっている。

図6-(1)-1 Muara Karang 発電所の航空写真

（出典：Google earth より作成）

2) 自然環境

a. 気候及び気象

気温・湿度

ジャカルタの気候は、高温多湿の熱帯性気候であり、最高気温は毎月30℃ 以上と年間を

通じて暑く、湿度も年中高くなっている。図6-(1)-2に年間の気温及び湿度を示す。

地域別にみると、北部の沿岸地域では28～32 ℃、中央部では24～28 ℃、南部の山間部

Muara Karang 発電所

6-2

では22～24℃である。

図6-(1)-2 ジャカルタの気温及び湿度（2008年）1

降雨量

ジャカルタの降雨量を図6-(1)-3に示す。各月の降雨量は大きく変動しており、6月から9

月の乾期は比較的少なく、12 月から3月の雨季に集中している。

ジャカルタの年間平均降雨量は2,000 mm/年程度で、地域別にみると、北部は2000mm/

年未満、中央部は2000〜3000mm/年、南部は3000mm/年以上である。

1 「インドネシア・タンジュンプリオク港アクセス道路 PPP 事業調査報告書」（平成２３年、経済産業省等）及び「イ

ンドネシア国 ジャカルタ大都市圏空港整備計画調査最終報告書」(平成２４年、独立行政法人国際協力機構等)

6-3

図6(1)-3 ジャカルタの降雨量（2008年）2

風向

図6-(1)-4は最寄りのスカルノハッタ空港の風向データを示す。西南西の風が最も卓越し

ており、次いで北北西及び西の風となっている。東寄りの風は比較的少なっている。

図6-(1)-4 スカルノハッタ空港での風向出現頻度3

2「インドネシア・タンジュンプリオク港アクセス道路 PPP 事業調査報告書」（平成２３年、経済産業省等）及び「イン

ドネシア国 ジャカルタ大都市圏空港整備計画調査最終報告書」(平成２４年、独立行政法人国際協力機構等) 3「インドネシア国 ジャカルタ大都市圏空港整備計画調査最終報告書」(平成２４年、独立行政法人国際協力機構等)

6-4

b. 大気質

発電所付近での騒音の測定結果は入手できていない。JICAの「ジャカルタ都市高速鉄道

東西線事業準備調査」によれば、2004年及び2007年に、発電所から約10km離れた地点で、

大気質の調査が行われており、その結果は表6-(1)-1のとおりである。

二酸化硫黄及び二酸化窒素は環境基準を達成しているが、2004年に比べて2007年には、

二酸化窒素の濃度が1桁高く増加傾向にある。また、総粒子状物質は、環境基準を超える地

点もあり、これらの汚染は車両等によるものといわれている。

表6-(1)-1 「ジャカルタ都市高速鉄道東西線事業準備調査」における大気質測定結果

（2004年及び2007年）4

（単位：µg/m3）

項目 ①ｺﾘﾝﾗﾐﾙ事務所 ②ﾊﾞﾊﾘ居住区 インドネシアの環境基準

（２４時間値） 2004年 2007年 2004年 2007年

二酸化硫黄（SO2） - 48.23 - 20.23 365

二酸化窒素（NO2） 6.85 82.51 6.85 23.04 150

総粒子状物質

（TSP） - 1,953 - 220 230

c. 水質5

発電所付近の海域での水質の測定結果は入手できていない。2011 年及び 2012 年にジャ

カルタ湾での調査結果によれば、調査した 4 地点 3 地点でアンモニア及びフェノールが環

境基準を超過しており、水質汚濁が進んでいるといわれている。 d. 騒音

発電所付近での騒音の測定結果は入手できていないが、現地調査では、近隣に他の大規

模なほかの発生源はない。しかしながら、既設の発電所ではかなり大きな騒音が発生して

おり、近隣の住民から苦情も出ているとの情報もあった。 今後新たな発電設備を設置し環境影響評価を実施する場合は、現地での騒音レベルを確

認しながら評価を行う必要がある。

4 「インドネシア・タンジュンプリオク港アクセス道路 PPP 事業調査報告書」（平成２３年、経済産業省等） 5「インドネシアにおける環境汚染等の現況」（環境省 HP 資料

https://www.env.go.jp/air/tech/ine/asia/indonesia/files/pollution/files/pollution2014.pdf）

6-5

e. 地形6

Muara Karang 発電所が位置する沿岸地域は、海抜は3.75m から5 m 程度であり、地質

的な特徴としては、主に砂土、礫岩、溶岩堆積物などから構成されており、粘土や砂土な

どの沖積層堆積物からなる軟弱地盤である。

f. 生態系7

ジャカルタ特別州内には、スカルノハッタ空港付近にマングローブ林の保護区域がある

以外は、保護区域は存在しない。

発電所サイトは既設発電所内であり、施設の設置に伴う樹木伐採等はない。

また、現地調査では発電所周辺は、住居地及び商業地となっており、森林地域はなく、

沿岸部にもマングローブ林は特に認められていない。

3) 社会環境 a. 人口

2008年時点でのジャカルタ特別州の人口は、約915万人であり、各行政区域の人口は表

6-(1)-2に示すとおりである。人口密度は1km2当り約12万6,000人に達し、インドネシアで

最も人口密度の高い地域である。

また、発電所が位置する北ジャカルタは、ジャカルタの中でも人口密度が低い地域である。

6 「インドネシア国 ジャカルタ大都市圏空港整備計画調査最終報告書」(平成２４年、独立行政法人国際協力機構等) 7 「インドネシア国ジャカルタ都市高速鉄道東西線事業準備調査最終報告書」(平成２5 年、独立行政法人国際協力機構

等)

6-6

表6-(1)-2 ジャカルタの行政区域ごとの面積、人口及び人口密度（2008年）8 行政区域 面積（km2） 人口（人） 人口密度（人/km2）

南ジャカルタ 141.27 2,141,773 15,161

東ジャカルタ 188.03 2,428,213 12,914

中央ジャカルタ 48.13 894,740 18,590

西ジャカルタ 129.54 2,202,672 17,004

北ジャカルタ 146.66 1,459,360 9,951

諸島地域 8.70 19,423 2,233

合計 662.33 9,146,181 12,642

b. 土地利用

ジャカルタ特別州の2030年までの空間計画において、同州での開発促進地域、活性化地

域、開発抑制地域が示されている（図6-(1)-5）。発電所が位置する海岸沿い地域は、開発

促進地域とされており、ジャカルタの経済活動の中心地と位置づけられている。

図6-(1)-5 ジャカルタの開発計画9

8 「インドネシア・タンジュンプリオク港アクセス道路 PPP 事業調査報告書」（平成２３年、経済産業省等） 9 「インドネシア・タンジュンプリオク港アクセス道路 PPP 事業調査報告書」（平成２３年、経済産業省等）

Muara Karang 発電所

6-7

(2) 現地の環境社会配慮法規制の概要 1) 環境行政 a. 中央政府

1978年には、国務大臣を長とし環境行政を開発環境省（PPLH）が設置され、その後、

1982年に「環境管理のための基本規定に関する法律」（Basic Provision for Environmental

Management: Act No.4 of 1982）に基づき開発環境省が人口環境省（KLH）になった。

1990年には、大統領令第23号により環境管理庁（Environmental Impact Management

Agency：BAPEDAL）が発足し、1993年3月には人口環境省が分割され、環境政策に関す

る独立した省として環境省（Ministry of Environment：MOE）が設置された。これによっ

て環境省が環境問題に関する政策の企画立案などの調整機能を果たし、環境管理庁が具体

的な環境保全対策を実施する仕組みが整備された。

その後2002年、環境管理庁は環境省に吸収合併され、現在の環境省となった。環境省は

環境政策や環境基準の制定、環境影響評価（Environmental Impact Assessment：EIA）

（AMDAL） の評価・承認、環境データの収集などを主務とする調整機関である。環境省

は本省のほか、スマトラ、ジャワ、カリマンタン、バリ、スラウェシの5カ所に支所をもっ

ている。環境省の支所はこれら地方の環境行政と中央政府との調整を行っている。

なお、1999年に地方分権化二法が可決され、2007年には中央政府、州政府および県・市

政府の役割分担に関する政令（2007 年政令第38 号）が制定され、環境影響評価や環境管

理については中央政府から地方政府に権限が委譲されている。

b. 地方政府

過去10年来の地方分権の結果、約500の地方政府が存在するようになった。これらの地方

政府は州（Province）／県（district）／市（city）のレベルがあり、県及び市レベルの自

治体が環境管理に重大な権限と責任をもっている。地方政府の環境関連制度を以下に示す。

州政府

州政府は中央政府と県・市レベルの地方政府の調整機関である。地方開発企画庁

（Regional Planning and Development Boards：BAPPEDA）が県・市レベルの調整を行

う機関であり、各自治体の地域環境管理計画やモニタリング計画などに対して予算を含む

大きな権限を有している。

6-8

県・市レベルの地方政府

県・市レベルの地方政府には、Environmental Service Agency（Badan Lingkungan

Hidup）またはEnvironmental Office（Kantor Lingkungan Hidup）が設置されている。

Environmental Service Agencyは天然資源の回復や保全、汚染防止に関する技術面及び運

用面での政策立案を、Environmental Officeは主として汚染防止や環境モニタリング等の実

務面で自治体の環境管理活動を行っている。

2) プロジェクトに関連する環境法規

インドネシア国は周辺他国に比べ環境法令が比較的整備されており、環境管理の基本法

である環境管理法“Environmental Management and Protection (PPLH)”を始め大気汚染、

水質汚濁、騒音、廃棄物、環境影響評価等に係る法令が整えられている。ここでは、本プ

ロジェクトの実施に係る環境関連法令を示す。

また、開発途上国への融資プロジェクトに関する環境対策基準としての国際金融公社

（IFC）／世界銀行（WB）の以下のEHS（Environmental, Health, and Safety ） Guidelines

を併記する。

・Environmental, Health, and Safety General Guidelines, 2007年

・Environmental, Health, and Safety Guidelines for Thermal Power Plants, 2008年

a. 環境保護と管理

・Law No. 32/2009 “Environmental Management and Protection (PPLH)”

b. 大気質 排ガス基準

発電設備に適用される排ガス中の各汚染物質の基準は、環境省令 Decree No.21/2008 “Immobile Sourced Emission Standard of Quality for Thermal Electric Power Generation“で規制されている。 発電設備としては、固体・油・ガス燃料のボイラー、油・ガス燃料のガスタービン、油・

ガス燃料のコンバインドサイクル、地熱発電などの設備区分について、燃料種類ごとに、

それぞれ省令の施行（2008 年）前に設置された設備及び施行後に設置された設備の 2 種類

の規制値が設定されている。 ガス火力発電設備に係る排ガス基準値を、表 6-(2)-1 に示す。

6-9

表 6-(2)-1 インドネシアにおけるガス火力発電に係る排ガス基準 （ボイラー）

項目 単位

環境省基準（Decree No.21/2008） IFC /WB EHSガイドライン (火力発電所: 2008)

2008 年以前 2008 年以降 1)≧50MW-＜600MW、 2)≧600MW 50MW

石炭 油 ガス 石炭 油 ガス 石炭 油 ガス

二酸化

硫黄 (SO2)

mg/N

m3 750 1,500 150 750 650 50

＜非悪化地域＞ 900-1500 200-850

＜悪化地域＞ 400

200

＜非悪化地域＞ 900-1500 200-850

＜悪化地域＞ 400 200

(天然ガス以外) 400

窒素酸

化物

(NOx)

mg/N

m3 850 800 400 750 450 320

＜非悪化地域＞ 510(揮発分 10%

以上) 1,100(揮発分

10%未満) ＜悪化地域＞

200

＜非悪化地域＞ 400

＜悪化地域＞ 200

(天然ガス) 200

(天然ガス以外) 240

総粒子

状物質 mg/N

m3 150 150 50 100 100 30

＜非悪化地域＞ 50

＜悪化地域＞ 30

＜非悪化地域＞ 50

＜悪化地域＞ 30

(天然ガス以外) ＜非悪化地域＞

50

＜悪化地域＞ 30

透視度 % 20 20 - 20 20 - - - -

注）インドネシア: 乾ガスベース，25℃，1 気圧，O2 7%換算 IFC/WB：乾ガスベース，0℃，1 気圧，O2 6%（石炭）、O2 3%（油、ガス）換算

（ガスタービン（コンバインドサイクル））

項目 単位 環境省基準（Decree No.21/2008） IFC /WB EHSガイドライン

(火力発電所: 2008) 2008 年以前 2008 年以降 ≧50MW

油 ガス 油 ガス 油 ガス 二酸化硫

黄 (SO2) mg/Nm3 1,000（800） 150 （150） 650（650） 150 （150） － －

窒素酸化

物(NOx) mg/Nm3 800（800） 400（400） 450 （450） 320 （320） 152

(74 ppm) 51

(25 ppm)

総粒子状

物質 mg/Nm3 150（150） 30 （30） 100（100） 30 （30）

＜非悪化地域＞ 50

＜悪化地域＞ 30

－

透視度 % 20 － 20 % － － －

注）インドネシア: 乾ガスベース，25℃，1 気圧，O2 15%換算 IFC/WB：乾ガスベース，0℃，1 気圧，1 気圧，O2 15%換算

6-10

大気環境基準 大気環境基準は、環境省令 Decree No.41/1999 に規定されている。その大気環境基準値

を IFC／WB の EHS General ガイドラインの基準値とともに表 6-(2)-2 に示す。

表 6-(2)-2 大気環境基準

項目 単位 条件 環境基準

IFC /WB EHS ｶﾞｲﾄﾞﾗｲ

ﾝ (General:

2007) 二酸化硫黄(SO2) μg/m3 1 時間 900 500（10 分）

24 時間 365 125 年間 60 －

一酸化炭素 (CO) μg/m3 1 時間 30,000 － 24 時間 10,000 －

二酸化窒素 (NO2) μg/m3 1 時間 400 200 24 時間 150 － 年間 100 40

オキシダント (O3)

μg/m3 1 時間 235 － 8 時間 － 160 年間 50 －

炭化水素 (HC) μg/m3 3 時間 160 －

粒 子 状

物質

PM10*1 μg/m3 24 時間 150 150 年間 － 70

PM2.5*2 μg/m3 24 時間 65 75 年間 15 35

粉塵(TSP ) *3 μg/m3 24 時間 230 － 年間 90 －

鉛 (Pb)

μg/m3 24 時間 2 － 年間 1 －

降下ばいじん

ton/km2 30 日 10 住居地域

－

20 工業地域

－

総フッ素(as F) μg/m3 24 時間 3 － 90 日 0.5 －

フッ素指標 μg/m3 30 日 40 － 塩素及び二酸化塩素 μg/m3 24 時間 150

－

硫黄指標 mgSO3/100cm3 30 日 1 － *1: PM10 (10 ミクロン未満の空気力学的径をもつ粒子状物質) *2: PM2.5 (2.5 ミクロン未満の空気力学径をもつ粒子状物質) *3: TSP: Total Suspended Particles (全浮遊粒子物質)

c. 水質 排水基準 発電設備に適用される排水中の各汚染物質の基準は、環境省令 Decree No.08/2009 で規

制されている。

6-11

排水基準は、発電プロセスからの排水のほか、ボイラーのプローダウンや温排水、純水

処理装置、脱塩処理装置、脱硫装置及び貯炭場からの各排水について規制されている。 このうち、脱塩処理装置、脱硫装置及び貯炭場からの排水基準は、排水処理装置で処理

しない場合の基準値である。 これらの排水基準値を、前述した IFC／WB の火力発電所にかかる EHS ガイドライン値

とともに表 6-(2)-3 に示す。

6-12

表 6-(2)-3 火力発電所に係る排水基準

Parameter Waste water standards

No.08/ 2009 IFC EHS Guideline

(Thermal power plant: 2008)

1. Generated waste water from operation process pH 6 - 9 6 – 9 TSS 100 mg/L 50 mg/L

Oil and Grease 10 mg/L 10 mg/L Residual chlorine*1 0.5 mg/L 0.2 mg/L

Total Cr 0.5 mg/L 0.5 mg/L Cu 1 mg/L 0.5 mg/L Fe 3 mg/L 1.0 mg/L Zn 1 mg/L 1.0 mg/L Pb - 0.5 mg/L Cd - 0.1 mg/L Hg - 0.005 mg/L As - 0.5 mg/L

PO4- 10 mg/L - 2. Blow down Boiler

pH 6 - 9 - Cu 1 mg/L - Fe 3 mg/L -

3. Demineralization/WTP pH 6 - 9 - TSS 100 mg/L -

4. Thermal effluent Temperature 40ﾟC*2 *3

Residual chlorine*1 0.5 mg/L 0.2 mg/L 5. Desalinization*4

pH 6 – 9 - Salinity The salinity concentration of waste

water at 30m in radius from the drain outlet should be the same as the salinity concentration of the sea water.

-

6. FGD system (Sea water wet scrubber)*5 pH 6 – 9 -

SO42- The maximum increasing sulfate ion concentration between waste water and intake water should be less than 4%.

-

7. Coal Stockpile*6 pH 6 - 9 - TSS 200 mg/L - Fe 5 mg/L - Mn 2 mg/L -

Notes: IPAL means “waste water treatment facility” *1 : In case chlorine inject into the intake water *2 : Monthly average value at the outlet of the condenser *3 : Elevated temperature areas due to discharge of once-through cooling water (e.g., 1

Celsius above, 2 Celsius above, 3 Celsius above ambient water temperature) should be minimized by adjusting intake and outfall design through the project specific environmental assessment depending on the sensitive aquatic ecosystems around the discharge point.

*4 : In case there is no capability for IPAL to treat waste water from desalination system *5 : In case there is no capability for IPAL to treat waste water from FGD system

6-13

*6 : In case there is no capability for IPAL to treat runoff water from coal stockpile 水質基準（海洋）

当サイト周辺海域に適用される水質環境基準は、環境省令 Decree No.51/2004 で海域の

種類ごとに定められており、これらの基準値を表 6-(2)-4 に示す。 発電サイト前面の海域は港湾の基準が適用される。

表 6-(2)-4 水質環境基準（海域）

Parameter Unit Category

Port Recreation Biota Value Remarks

1. Physical properties Coler Pt.Co 30

Transparency ｍ >3 >6 >5(coral)

- (mangrove) >3 (seaweed bed)

<10% (euphotic depth)

Odor - null null null Turbidity NTU 5 <5

SS mg/L 80 20 20 (coral)

80 (mangrove) 20 (seaweed bed)

Rubbish null null null

Temperature ℃ natural (< +2℃)

natural (< +2℃)

natural (< +2℃)

28-30 (coral) 28-32 (mangrove) 28-30 (seaweed bed)

Oil content null null null 2. Chemical properties ｐH 6.5 - 8.5 7-8.5 7-8.5 < 0.2

Salinity Natural (< +5)

natural (< +5)

natural (< +5)

33-34 (coral) 34 (mangrove) 33-34 (seaweed bed)

DO mg/L - >5 >5, >6 (>80-90%: oxygen saturation)

BOD5 mg/L - 10 20 NH３-N mg/L 0.3 null 0.3 PO4-P mg/L - 0.015 0.015 NO3－N mg/L - 0.008 0.008, 0.002 CN mg/L - - 0.5, 0.05 H2S mg/L 0.03 null 0.002 0.01 (Pesticide) Hydrocarbon mg/L 1 - - Phenol mg/L 0.002 null 0.002 PAH mg/L - 0.003 0.003 PCB µg/L 0.01 null 0.01

Surfer mg/L MBAS 1 0.001 1

6-14

Parameter Unit Category

Port Recreation Biota Value Remarks

Oil and grease mg/L 5 1 1 Pesticide mg/L - null 0.01 TBT µg/L 0.01 - 0.01 3. Heavy metal Hg mg/L 0.003 0.002 0.001, 0.001 Cr6+ mg/L - 0.002 0.005, 0.05 As mg/L - 0.025 0.012, 0.5 Cd mg/L 0.01 0.002 0.001, 0.002 Cu mg/L 0.05 0.05 0.008, 0.005 Pb mg/L 0.05 0.005 0.008, 0.015 Zn mg/L 0.1 0.095 0.05 Ni mg/L - 0.075 0.05 4. Microorganisms Fecal Coliform /100ml - 200 - Total Coliform /100ml 1,000 1,000 1,000 Bacteria /100ml - - null Plankton /100ml - - no bloom 5. Radioactive Materials Intensity of Radioactive Ray Bq/L - 4 4

*1: NTU: 比濁計濁度単位 (Nephelometric Turbidity Unit) *2: MBAS: メチレンブルー活性物質 (Methylene Blue Active Substance) *3: 農薬種類: ジクロロ・ジフェニル・トリクロロ・エタン、エンドリン、エンドスルファン、

ヘプタクロル *4: MPN: 最確数 (Most Probable Number)

d. 騒音 騒音基準は、環境省令 Decree No.48/1996 “Standard Levels of Noise”に規定されてい

る。その基準値を IFC／WB の火力発電所にかかる EHS ガイドライン値とともに表 6-(2)-5に示す。

表 6-(2)-5 騒音基準

(unit : dBA)

Parameter Noise standard (No.48/ 1996)

IFC /WB EHS Guideline (General: 2007)

1. Area - Residential area 55 55 (07:00-22:00)

45 (22:00-07:00) - Commercial area and

Service 70 70 (07:00-22:00) 70 (22:00-07:00)

- Office 65 ‐ - Green space 50 ‐ - Industry area 70 70 (07:00-22:00)

6-15

Parameter Noise standard (No.48/ 1996)

IFC /WB EHS Guideline (General: 2007) 70 (22:00-07:00)

- Administrative institution and Community facility 60 ‐

- Recreation area 70 ‐ - Other area

Train station 60 ‐ Port 70 ‐

2. Circumstance Medical facility 55 55 (07:00-22:00)

45 (22:00-07:00) Educational facility 55 55 (07:00-22:00)

45 (22:00-07:00) Worship facility 55 ‐

e. 振動

振動に係る環境基準は、環境省令 Decree No.49/1996 “Standard Levels of Vibration”に規定されている。その基準値を表 6-(2)-6 に示す。

6-16

表 6-(2)-6 振動に係る基準

Frequency

(Hz)

Frequency Level (x10-6m)

No

impact

Small

impact

Unpleasant

impact

Harmful

impact

4 < 100 100-500 500-1000 > 1000

5 < 80 80-350 350-1000 > 1000

6.3 < 70 20-275 275-1000 > 1000

8 < 50 50-160 160-500 > 500

10 < 37 37-120 120-300 > 300

12.5 < 32 32-90 90-220 > 220

16 < 25 25-60 60-120 > 120

20 < 20 20-40 40-85 > 85

25 < 17 17-30 30-50 > 50

31.5 < 12 12-20 20-30 > 30

40 < 9 9-15 15-20 > 20

50 < 8 8-12 12-15 > 15

63 < 6 6-9 9-12 > 12

f. 悪臭 悪臭に係る環境基準は、環境省令 Decree No.50/1996 “Standard Levels of Odor”に規

定されている。その基準値を表 6-(2)-7 に示す。

表 6-(2)-7 悪臭に係る基準

Item Unit Odor standards (No.50/ 1996) Measurement Device

Ammonia（NH3） ppm 2.0 Indophenol method Absorptiometer

Methyl Mercaptan

（CH3SH） ppm 0.002 Gas adsorption Gaschromatograph

Hydrogen sulfide

（H2S） ppm 0.02

a. Mercury thiocyanate

b. Gas adsorption

a. Absorptiometer

b. Gaschromatograph

Methyl Sulfide

((CH3)2S） ppm 0.01 Gas adsorption Gaschromatograph

Styrene (C6H5CHCH2) ppm 0.1 Gas adsorption Gaschromatograph

6-17

g. 廃棄物 インドネシア国では、廃棄物は有害廃棄物とそれ以外の廃棄物に分けられている。有害

廃棄物については、危険・有害・有毒を意味する 3 つのインドネシア語の頭文字をとり”3B”と表記している。 廃棄物に関連する主な法令は、以下のとおりである。 ・Environment Ministry Regulation No. 18/2009 “Permitting Method for Management

of Hazardous and Toxic Waste” ・Government Regulation No.18, 85/1999 “Hazardous and Toxic Management” ・Government Regulation No.74/2001 “Hazardous Material Management” ・Decree No.255/BAPEDAL/08/1996 “Method and Conditions for the Storage and

Collection of Waste Lubricant Oil” ・Decree No.01/BAPEDAL/1995 “Method and Conditions for Keeping and Store B3

Waste” ・Decree No.02/BAPEDAL/1995 “Documents for B3 Waste Management” ・Decree No.03/BAPEDAL/1995 “Technical Conditions for B3 Waste Management” ・Decree No.04/BAPEDAL/1995 “Management, Conditions for B3 Waste Management

and Storage” ・Decree No.05/BAPEDAL/1995 “Symbols and Labels for B3 Waste”

3) インドネシア国における環境影響評価 a. 環境影響評価実施の必要性

環境影響評価の規定は、Environmental Law No.23/1997 “Environmental Management” 第 18･19 条に基づいている。 インドネシアでは、1982 年に環境管理法（法律第 4 号／1982）が施行され、環境影響

評価(Analisis Mengenai Dampak Lingkungan: AMDAL)の実施に関わる責任が規定され

た。 2009 年に施行された環境保護管理法（法律第 32 号／2009）では、環境影響評価に関わ

る基本事項を以下のとおり規定している。

環境影響評価の実施が必要な行為

・地形および自然景観の改変を伴う事業・活動 ・再生可能・不可能な自然資源の開発 ・自然資源の消耗・破壊・劣化を引き起こす可能性のある事業・活動 ・自然環境及び社会環境に影響を及ぼす可能性のある事業・活動 ・自然保護地区及び文化財に影響を及ぼす可能性のある事業・活動 ・新種の動植物および微生物の導入

6-18

・生物及び非生物的な物質の製造及び利用 ・高いリスクを有し、国家安全保障に影響を与える活動 ・環境に影響を与える可能性のある先進技術の適用

環境影響評価に関わる文書に含まれるべき内容

・事業の影響の分析 ・事業予定地域周辺における活動の評価 ・事業に対する住民の提案及び意見 ・事業実施に伴う影響の特性及び定量的な影響の検討 ・環境面での事業の妥当性を判断するための総合的な影響の評価 ・環境管理・モニタリング計画 環境影響評価に関連する主要な法規は、以下のとおりである。 ・Law No. 32/2009 “Environmental Management and Protection (PPLH) ・ Government Regulation concerning Environmental Permit （ Indonesian

Government Regulation No.27/2012） ・EIA Document Assessment （Regulation of the State Minister for the Environment

No. 24/2009） ・Decision of the State Minister concerning Guideline on Community Involvement in

the AMDAL and Environmental Process (Decision of the State Minister for the Environment No. 17/2012)

・Guidelines for Preparing Environmental Impact Assessment Papers （Decision of the State Minister for the Environment No. 16/2012）

・Decree of the State Minister on Types of Projects and Necessity for Implementing Environmental Impact Assessment （ Decree of the State Minister for the Environment No. 5/2012）

・Decree of the State Minister for Requirements of Competence of EIA Document Author and Training Institution for EIA Document Author Competence (Decree of the State Minister for the Environment No. 7/2010)

・Decree of the State Minister for Procedures of EIA Audit Commission （Decree of the State Minister for the Environment No.05/ 2008）

b. 環境影響評価プロセス

スクリーニング

インドネシアにおける環境影響評価は、図 6-(2)-1 のフロー図に示された手続きに従って

進められる。環境影響評価は、事業を計画する実施主体が中央政府、州政府又は県へ連絡

6-19

を取る事によってプロセスが開始される。中央政府、州政府又は県の環境影響評価委員会

が、スクリーニングと呼ばれる過程を経て、計画されている事業について環境影響評価を

実施する必要があるかどうかについて以下の点から判断する。 ・法令で実施が定められた環境影響評価を実施すべき事業に該当するか ・環境に大規模かつ重大な影響を与える可能性があるか なお、環境影響評価が不要と判断された場合にも環境管理計画書(RKL)と環境監視計画書

(RPL)といった報告書の提出は義務付けられている。

環境影響評価（AMDAL）

環境影響評価実施が義務付けられるプロジェクトの種類・規模は、環境省令第 05 号／

2012 で規定されている。 EIA が必要となる電力開発関連プロジェクトの種類及び規模は表 6-(2)-8 に示すとおりで

ある。 火力発電所では、100 MW 以上の発電所では環境影響評価を実施しなければならない。

表 6-(2)-8 EIA が必要となる電力開発関連プロジェクトの種類及び規模 No. プロジェクトの種類 プロジェクトの規模 1 送電線 ≥150 kV

2 火力発電所 (ディーゼル発電, ガスタービン,蒸気タ

ービン,コンバインドサイクル)

≥100 MW (サイトあたり)

3 地熱発電所 ≥55 MW

4 水力発電所 ダム高さ≥15 m,

又は貯水面積≥200 ha, 又は≥50 MW

5 その他 （太陽熱、太陽光, 風力,ピート発

電等) ≥10 MW

現在、インドネシアでは権限の中央政府から州政府あるいは県・市政府の権限の移譲が

進んでおり、中央政府、州政府及び県・市政府の役割分担に関する政令（第 38 号／2007年）により、環境影響評価に承認は、基本的には、複数の州をまたぐ事業は中央政府が、

複数の県・市をまたぐ事業は州政府が、それ以外は県・市政府が承認する形式となってい

る。 環境影響評価の手続きとして、まず事業者は、原則として新聞、地方の村等では、役場

の掲示板を利用してプロジェクトの公表を行う。この時期は F/S の着手前である。その後、

関係住民等にプロジェクトや環境影響評価実施の説明をする。そのときのコメントを反映

して、TOR（Terms of References）（KA-ANDAL）※を作成し、再度関係住民等に説明し

て合意を得ることになる。合意が得られなければ KA-ANDAL は修正される。 KA-ANDAL には、プロジェクトの概要、調査項目、調査範囲、調査方法、分析方法など

6-20

を記載する。 その後、事業者は承認機関（環境省、州知事、県知事市長のいずれか）に KA-ANDAL

を提出し、そこの環境影響評価委員会の承認を得る。このときには必要に応じて

KA-ANDAL の見直しが求められる場合もある。 KA-ANDAL の承認を得た事業者は続いて、環境影響評価書（ANDAL）※、環境管理計

画書（RKL）※、環境モニタリング計画書（RPL）※を承認機関に提出して承認を得る。

ANDAL 審査プロセスを図 6-(2)-1 に示す。 ※ KA: Kerangka Acuan

ANDAL: Analisis Dampak Lingkungan Hidup

RKL:Rencana Pengeloaan Lingkungan Hidup

RPL:Rencana Pemantauan Lingkungan Hidup

本プロジェクトは、合計 674 MW（337MW×W ユニット）のガスタービンを新たに設置

し、既設の蒸気タービンを使用してコンバインド化するものであり、規模からみて ANDALを実施する必要がある。 インドネシアでは、環境影響評価について住民に情報公開するよう定められている。事

業計画者は、環境影響評価の項目内容を決定する時点において、地域住民の意見を反映し

た環境影響評価が実施されるよう、説明会を実施する。そして、承認の認否を決定する環

境影響評価委員会には住民代表も加わる。この環境影響評価委員会に承認を得ることによ

って、地域住民のプロジェクト実施の合意を得ることができる。 そのため、説明会ではプロジェクトの内容について地域住民との間に誤解が生じないよ

う、説明を行う必要がある。なお、地域住民は、事業許可が発行される前であれば、環境

影響評価について口頭または書面で意見表明することができる。

6-21

図 6-(2)-1 インドネシアでの EIA プロセス

告知、パブリックコンサルテーションの

実施

KA作成、提出

審査委員会によるKAの審査

KA承認

ANDAL、RKL-RPLの作成、提出

30営業日

合格

KAの修正

不合格 3年以内に再提出の場合

3年以上経過後に再提出の場合

審査委員会によるANDAL、RKL-RPL

の審査

ANDAL、RKL-RPL承認

ANDAL、RKL-RPLの修正

3年以内に再提出の場合不合格合格

3年以上経過の場合、KA手続きよりやり直し

75営業日

環境許認可の発行

（出典：METI Study Team 作成）

6-22

(3) 環境改善効果 1) 大気質の環境緩和策 本プロジェクトでは、将来日本の ODA や JBIC や民間銀行からの融資も想定されること

から、ガスタービンからの排ガス中の汚染物質について、インドネシアの排出基準だけで

なく、IFC/WB の EHS ガイライン（火力発電）の基準値も遵守することが望ましい。 窒素酸化物については、低 NOx バーナー等の採用で IFC/WB の EHS ガイライン（火力

発電）の基準値に適合することが十分可能であるため、この数値を目標値とした。

表 6-(3)-1 本プロジェクトの排ガス中の汚染物質濃度の目標値

汚染物質 単位 排出濃度目標値

インドネシア 排出基準値

IFC /WB EHSガイドライン (火力発電所: 2008)

燃料：ガス ガスタービン

燃料：ガス ガスタービン

窒素酸化物 (NOx) mg/Nm3 51 320 51

注）インドネシア: 乾ガスベース，25℃，1 気圧，O2 15%換算 目標値及び IFC/WB：乾ガスベース，0℃，1 気圧，1 気圧，O2 15%換算

（出典：METI Study Team 作成）

2) 大気汚染物質の拡散予測 発電所からの大気汚染物質の排出による、周辺地域への環境影響の程度を予測するため

大気拡散予測を行った。予測では二酸化窒素（NO2）を対象として、インドネシアの環境

基準とともに国際金融公社（IFC）／世界銀行（WB）の EHS ガイドラインの各時間スケ

ールの基準値への適合状況を確認するため、1 時間値及び 24 時間値を予測した。 本プロジェクトでは、現状の既設 4,5 号のボイラーを廃止し、新たにガスタービン２台を

設置することを想定している。 予測では、現状の既設 4,5 号のボイラー運転時と将来のガスタービン２台運転時について、

地上での着地濃度を予測した。

a. 計算式 プロジェクトサイトの周辺は比較的平坦な地形であり、このような地形で欧米や日本で

通常使用される、下記のガウス型拡散モデルで、地上での着地濃度の予測を行った（図

6-(3)-1）。

6

2z

2

2z

2

2z

2

zy

P 102σ

(z＋He)－＋exp

2σ

(z－He)－exp

2σ

ｙ－・exp

Ｕσ2πσ

Ｑz)＝y,Ｃ(x, ×

6-23

ここで、 Ｃ ：風下距離Ｒ（ｍ）地点の地上濃度

Ｑｐ：排出量(g/s)

σｙ：水平方向の拡散幅（パラメータ） (ｍ)

σｚ：鉛直方向の拡散幅 （パラメータ）(ｍ)

ｕ：風速(ｍ/s)

Ｒ：煙源と計算点の水平距離（ｍ）

ｚ：地上高さ

Ｈe：有効煙突高(ｍ)

Ｈe＝H+効Ｈ

H:煙突実高さ（ｍ）

ΔＨ：煙突上昇高さ（ｍ）：CONCAWE 式

ΔＨ＝ 0.175 ＱＨ１／２ｕ－３／４

ここで、

ΔＨ：排煙上昇高さ（ｍ）

ＱＨ ：排出熱量(cal/s)

ｕ：煙突頭頂部の風速（ｍ/s）

ＱＨ ＝ρ・Ｑ・Ｃp・ ρＴ

ρ：0℃における排出ガス密度（1.293 出ガス ３g/m３）

Ｑ：単位時間当たりの排出ガス量（Ｎm３/s）

Ｃp：定圧比熱（0.24cal/Ｋ･g）

ΔＴ：排出ガス温度と気温との差（Ｋ）

6-24

図 6-(3)-1 ガウス型拡散モデル模式図 10

b. 計算条件

1 時間値及び 24 時間値の予測では風向が変化しないものとして予測した。通常、風向は

短時間に変動して拡散方向も変化するので、実際の拡散に比べて濃度が高くなる設定であ

る。 c. 気象条件 煙突から排出された汚染物質の地上での着地濃度は、前述した計算式に示したように、

風速および大気安定度ごとの拡散パラメータに大きく依存する。計算は、パスキル（Pasquill）の地上気象での大気安定度分類に示されている安定度と風速の関係を基づいて、表 6-(3)-2に示す条件を選定してミュレーションを行うこととした。なお、パスキルの大気安定度分

類に示されている大気安定度から、通常の気象条件として以下の理由で大気安定度 B～D に

ついて選定した。 ・ 安定度 A は地上付近の排出源に適用できるが、煙突が高い場合、地上ほど不安定な状

態ならないことから除外 ・ 安定度 E 及び F は、平坦な地形では他の安定度と比べて着地濃度が極めて低くなるこ

とから除外 10 「大気環境予測講義」岡本真一、2001 年

6-25

表 6-(3)-2 安定度・風速別の設定条件 安定度 地上風速条件（m/s）

不安定 B 1.0, 2.0, 3.0, 4.0

中立 C 2.0, 3.0, 4.0,6.0 D 1.0, 2.0, 3.0, 4.0, 6.0,8.0,10.0

パスキル安定度分類表

地上風速 U (ms-1)

日中 夜間 日射量 Q (unit 0.01 kWm-2)

60 < Q 30 – 59 15 - 29 1 - 14 U < 2.0 A A-B B D F 2.0 - 2.9 A-B B C D E 3.0 - 3.9 B B-C C D D 4.0 - 5.9 C C-D D D D 6.0 < U C D D D D

（出典：「大気環境予測講義」岡本真一、2001 年）

d. 排ガス条件 既設 4,5 号のボイラーの汚染物質の排出量等については、データを入手できていない。 このため、本プロジェクトで使用する代表的なガス性状及び日本で 30 年以上前から運転

している既存の発電所（五井火力）の NOx の排出濃度（150ppm）等を参考に算出した。 今後、環境影響評価を行う場合は、発電所でのモニタリングデータを再確認する必要はあ

る。 予測に用いた排出ガス量、排ガス温度、煙突高さ、各汚染物質の排出量の諸元は、表 6-(3)-2

に示すとおりである。排出ガス中の窒素酸化物は、すべて二酸化窒素となるものとした。

6-26

表 6-(3)-3 予測に用いた排ガス諸元

項目 単位 廃止する既設 新設

4 号機 5 号機 1 号 2 号

発電所出力 MW 200 200 337 337

排出ガス量（湿ガス） x1,000Nm3/h 639 639 1,969 1,969

排出ガス量（乾ガス） x1,000Nm3/h 549 549 1,751 1,751

排ガス温度 °C 100 100 95 95

排ガス速度 m/s 30 30 27 27

煙突高さ m 100 100 60 60

窒素酸化物排出濃度

(乾ガスベース） mg/Nm3

306

（150ppm）

306

（150ppm）

51

(25ppm)

51

(25ppm)

窒素酸化物排出量（NOx） kg/h 168 168 89 89

（出典：METI Study Team 作成）

e. 計算結果 既設4-5号機及び新設ガスタービン2台の排出ガスによる二酸化窒素の風速別着地濃度曲

線（1 時間値）は、図 6-(3)-2~7 に、二酸化窒素の最大着地濃度の予測結果は、表 6-(3)-4に示すとおりである。 既設及び新設とも、大気安定度 B では風速が 1m/s で、大気安定度 C では風速が 2m/s で、

大気安定度 D では風速が 3m/s で、着地濃度が最も高くなる。 いずれの安定度でも、新設の運転による二酸化窒素の寄与濃度は、既設の運転に比べて少

なくなっており、年間を通して大気質の改善に寄与するものと判断される。 なお、周辺では車両から発生する二酸化窒素の汚染が増加しており、今後本プロジェクト

の環境影響評価では、周辺の大気質の状況を十分調査し、発電所全体からの累積的影響を評

価する必要がある。

6-27

既設 4-5 号機

新設 2 台

図 6-(3)-2 二酸化窒素の風速別寄与濃度曲線 (1 時間値：大気安定度 B) （出典：METI Study Team 作成）

0.0

20.0

40.0

60.0

0 5000 10000 15000 20000

μg/

m3

m

NO2-StabilityB

1m/s 2m/s 3m/s 4m/s

0.0

20.0

40.0

60.0

0 5000 10000 15000 20000

μg/

m3

m

NO2-StabilityB

1m/s 2m/s 3m/s 4m/s

6-28

既設 4-5 号機

新設 2 台

図 6-(3)-3 二酸化窒素の風速別寄与濃度曲線(1 時間値：大気安定度 C) （出典：METI Study Team 作成）

0.0

20.0

40.0

60.0

0 5000 10000 15000 20000

μg/

m3

m

NO2-StabilityC

2m/s 3m/s 4m/s 6m/s

0.0

20.0

40.0

60.0

0 5000 10000 15000 20000

μg/m3

m

NO2-StabilityC

2m/s 3m/s 4m/s 6m/s

6-29

既設 4-5 号機

新設 2 台

図 6-(3)-4 二酸化窒素の風速別寄与濃度曲線(1 時間値：大気安定度 D) （出典：METI Study Team 作成）

0.0

20.0

40.0

60.0

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000

μg/

m3

m

NO2-StabilityD

1m/s 2m/s 3m/s 4m/s

6m/s 8m/s 10m/s

0.0

20.0

40.0

60.0

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000

μg/

m3

m

NO2-StabilityD

1m/s 2m/s 3m/s 4m/s

6m/s 8m/s 10m/s

6-30

表 6-(3)-4 最大寄与濃度予測結果 (単位：μg/ｍ3)

項目 安定度 風速 時間

区分

既設 4-5 号機 新設 2 ユニット 環境基準

最大着地濃度 距離(km) 最大着地

濃度 距離(km) イ ン ドネシア

IFC/WB EHS ガイドライ

ン （一般）

二酸窒素黄（NO2）

B 1m/s

１時間 52.1

2.3 45.3

2.3

1 時間値：400

24 時間値： 150

1 時間値：200 24 時間値：-

24 時間 27.6 24.0

C 2m/s

１時間 37.0

3.2 32.1

3.2 24 時間 19.6 17.0

D 3m/s

１時間 14.3

9.3 12.5

9.3 24 時間 7.6 6.6

（出典：METI Study Team 作成）

6-31

(4) 環境社会面への影響 本プロジェクトでは、既設発電所に新たにガスタービンを設置し、既にある蒸気タービ

ンを利用しコンバインドサイクル方式とする火力発電を採用する。JICA環境チェックリス

ト「2.火力発電」を使用して、本調査の次の段階で必要となる環境社会配慮上の確認事項の

幅広い洗い出しを行った。この結果を表6-(4)-1に記載した。今後、F/S調査及びEIAで環境

影響評価が実施される際には、これらを確認することが望まれる。

表 6-(4)-1 JICA 環境チェックリスト（「2.火力発電所」）

分類 環境項目 主なチェック事項 影響の概要

影響 （○有、△不

明、×無）

必要となる対策及び検討事

項

１

許認可・説明

(1)EIA及び環境

許認可

(a) 環境アセスメント報告

書（EIA レポート)等は作成

済みか。

－ － ・本プロジェクトでは、

300MW 以上のガスタービ

ンを２台設置 ・法規制に基づき環境影響評

価（EIA）を実施し、環境当

局の承認が必要 ・円借款では、融資同意の

120 日前までに、EIA の承認

が必要なため、これを念頭に

EIA 手続きのスケジュール

を検討 ・JBIC 及び NEXI でも、基

本的には融資までに、EIAの承認が必要

(b) EIA レポート等は当該国

政府により承認されている

か。

－ －

(c) EIA レポート等の承認は

付帯条件を伴うか。付帯条件

がある場合は、その条件は満

たされるか。

－ －

(d) 上記以外に、必要な場合

には現地の所管官庁からの

環境に関する許認可は取得

済みか。

－ －

(2)現地

ステーク

ホルダー

への説明

(a) プロジェクトの内容及

び影響について、情報公開を

含めて現地ステークホルダ

ーに適切な説明を行い、理解

を得ているか。

－ － ・近隣には住居があり、苦情

が出ているとの情報もある

ことから、地域住民への十分

な説明が必要

(b) 住民等からのコメント

を、プロジェクト内容に反映

させたか。

－ － ・上記の視点での対策の検討

が必要

(3)代替

案の検討

(a) プロジェクト計画の複

数の代替案は（検討の際、環

境・社会に係る項目も含め

て）検討されているか。

－ － ・EIA では、環境・社会影

響も含めた発電方式等の代

替案の検討が必要

２

汚

染対策

(1)大気

質 (a) 発電所操業に伴って排

出される硫黄酸化物（SOx）、・ガス火力

の た め 、

○ ・発電所から 5km 以内の大

気質の状況を把握

6-32

分類 環境項目 主なチェック事項 影響の概要

影響 （○有、△不

明、×無）

必要となる対策及び検討事

項

窒素酸化物（NOx）、煤じん

等の大気汚染物質は、当該国

の排出基準等と整合するか。

また、排出により当該国の環

境基準等と整合しない区域

が生じるか。

SOx、煤じ

んの発生は

ない。 ・既設設備

との累積影

響

・発電所からの排ガスは、当

該国の基準とともに

IFC/WB の EHS ガイドライ

ンとの適合が必要 ・既設発電所における排ガス

のモニタリング結果をもと

に、累積影響の検討が必要 (b) 石炭火力発電所の場合、

貯炭場や石炭搬送施設から

の飛散炭じん、石炭灰処分場

からの粉じんが大気汚染を

生じる恐れはあるか。汚染防

止のための対策がとられる

か。

－ － －

(2)水質

(a) 温排水を含む発電所か

らの排水は当該国の排出基

準等と整合するか。また、排

出により当該国の環境基準

等と整合しない区域や高温

の水域が生じるか。

・既設設備

の廃止もあ

り、温排水

の排出は減

少、プラン

ト排水の増

加はない

× －

(b) 石炭火力発電所の場合、

貯炭場、石炭灰処分場からの

浸出水は当該国の排出基準

等と整合するか。

－ － －

(c) これらの排水が表流水、

土壌・地下水、海洋等を汚染

しない対策がなされるか。

・既設設備

の廃止もあ

り、プラン

ト排水の増

加は想定さ

れない

× －

(3)廃棄

物

(a) 操業に伴って発生する

廃棄物（廃油、廃薬品）また

は石炭灰、排煙脱硫の副生石

膏等の廃棄物は当該国の規

定等に従って適切に処理・処

分されるか。

・既設設備

の廃止もあ

り、廃油等

の発生量の

増加は想定

されない

× －

(4)騒音・振動

(a) 騒音、振動は当該国の基

準等と整合するか。 ・機器から

の騒音 ・既設設備

との累積影

響

○ ・発電所からの騒音は、当該

国の基準とともに IFC/WBの EHSガイドラインとの適

合が必要 ・近隣の住居地域への影響に

ついて、既設発電所との累積

影響も含めて検討が必要

(5)地盤

沈下

(a) 大量の地下水汲み上げ

を行う場合、地盤沈下が生じ

る恐れがあるか。

・地下水の

取水は想定

されない

× －

6-33

分類 環境項目 主なチェック事項 影響の概要

影響 （○有、△不

明、×無）

必要となる対策及び検討事

項

(6)悪

臭 (a) 悪臭源はあるか。悪臭防

止の対策はとられるか。 ・悪臭の発

生はない × －

３

自然環境

(1)保護

区

(a) サイトは当該国の法

律・国際条約等に定められた

保護区内に立地するか。プロ

ジェクトが保護区に影響を

与えるか。

・サイト周

辺には、保

護区はない

× －

(2)生態

系及び生

物相

(a) サイトは原生林、熱帯の

自然林、生態学的に重要な生

息地（珊瑚礁、マングローブ

湿地、干潟等）を含むか。

・新規施設

は、既設発

電所内へ設

置 ・サイト周

辺の沿岸に

は、マング

ローブ林、

サンゴ礁は

ない

△ ・サイト周辺の沿岸には、マ

ングローブ林はない。 ・珊瑚礁等の状況についての

確認

(b) サイトは当該国の法

律・国際条約等で保護が必要

とされる貴重種の生息地を

含むか。

・既設発電

所内への設

置

× －

(c) 生態系への重大な影響が

懸念される場合、生態系への

影響を減らす対策はなされ

るか。

同上 × －

(d) プロジェクトによる取

水（地表水、地下水）が、河

川等の水域環境に影響を及

ぼすか。水生生物等への影響

を減らす対策はなされるか。

・既設設備

の廃止もあ

り、海水の

取水量の増

加はない

× －

(e) 温排水の放流や冷却水

の大量の取水、浸出水の排出

が周辺水域の生態系に悪影

響を与えるか。

・既設設備

の廃止もあ

り、温排水

の排出は減

少、プラン

ト排水の増

加はない

× －

４

社会環境

(1)住民

移転

(a) プロジェクトの実施に

伴い非自発的住民移転は生

じるか。生じる場合は、移転

による影響を最小限とする

努力がなされるか。

・既設発電

所内への設

置

× －

(b) 移転する住民に対し、移

転前に補償・生活再建対策に

関する適切な説明が行われ

同上 × －

6-34

分類 環境項目 主なチェック事項 影響の概要

影響 （○有、△不

明、×無）

必要となる対策及び検討事

項

るか。 (c) 住民移転のための調査が

なされ、再取得価格による補

償、移転後の生活基盤の回復

を含む移転計画が立てられ

るか。

同上 × －

(d) 補償金の支払いは移転

前に行われるか。 同上 × －

(e) 補償方針は文書で策定

されているか。 同上 × －

(f) 移転住民のうち特に女

性､子供､老人､貧困層､少数

民族・先住民族等の社会的弱

者に適切な配慮がなされた

計画か。

同上 × －

(g) 移転住民について移転

前の合意は得られるか。 同上 × －

(h) 住民移転を適切に実施

するための体制は整えられ

るか。十分な実施能力と予算

措置が講じられるか。

同上 × －

(i) 移転による影響のモニタ

リングが計画されるか。 同上 × －

(j) 苦情処理の仕組みが構築

されているか。 同上 × －

(2)生活 ・生計

(a) プロジェクトによる住

民の生活への悪影響はある

か。必要な場合は影響を緩和

する配慮が行われるか。

・作業員の

流入等に経

済活動の増

加

○ 地元雇用、地元の企業の活用

による地域の活性化と促進

(b) プロジェクトの実施に

より必要となる社会基盤の

整備は十分か(病院・学校、

道路等)。不十分な場合、整

備計画はあるか。

・都市部で

の事業であ

り社会基盤

は整備

× －

(c) プロジェクトに伴う大型

車両等の運行によって周辺

の道路交通に影響はあるか。

必要に応じて交通への影響

を緩和する配慮が行われる

か。

・工事車両

による交通

量の増加

○ 具体的工事計画の策定後、地

元住民等への周知、交通車両

の事故対策について検討が

必要

(d) プロジェクト活動に伴

う作業員等の流入により、疾

病の発生（HIV 等の感染症

を含む）の危険はあるか。必

要に応じて適切な公衆衛生

・工事によ

る作業員の

流入

○ 関係法令に従い、作業員に対

する労働環境、労働衛生に係

る対策について検討が必要

6-35

分類 環境項目 主なチェック事項 影響の概要

影響 （○有、△不

明、×無）

必要となる対策及び検討事

項

への配慮は行われるか。

(e) プロジェクトによる取

水（地表水、地下水）や温排

水の放流が、既存の水利用、

水域利用(特に漁業）に影響

を及ぼすか。

・既設設備

の廃止もあ

り、海水の

取水量の増

加はない

× －

(3)文化

遺産

(a) プロジェクトにより、考

古学的、歴史的、文化的、宗

教的に貴重な遺産、史跡等を

損なう恐れはあるか。また、

当該国の国内法上定められ

た措置が考慮されるか。

・既設発電

所内への設

置

× －

(4)景観

(a) 特に配慮すべき景観が

存在する場合、それに対し悪

影響を及ぼすか。影響がある

場合には必要な対策は取ら

れるか。

同上 × －

(5)少数

民族、先

住民族

(a) 当該国の少数民族、先住

民族の文化、生活様式への影

響を軽減する配慮がなされ

ているか。

同上 × －

(b) 少数民族、先住民族の土

地及び資源に関する諸権利

は尊重されるか。

同上 × －

(6)労働

環境 （労働安

全を含

む）

(a) プロジェクトにおいて

遵守すべき当該国の労働環

境に関する法律が守られる

か。

・従業員の

雇用 ○ 関係法令に従い、作業員に対

する労働環境に係る対策が

必要

(b) 労働災害防止に係る安

全設備の設置、有害物質の管

理等、プロジェクト関係者へ

のハード面での安全配慮が

措置されるか。

同上 ○ 関係法令に従い、防火設備、

安全に係る保護具等の設置

等が必要

(c) 安全衛生計画の策定や作

業員等に対する安全教育（交

通安全や公衆衛生を含む）の

実施等、プロジェクト関係者

へのソフト面での対応が計

画・実施されるか。

同上 ○ 安全管理、安全教育、公衆衛

生、緊急措置等に係る実施計

画の策定が必要

(d) プロジェクトに関係す

る警備要員が、プロジェクト

関係者・地域住民の安全を侵

・警備要員

の採用 ○ 警備要員について、警備体制

の整備、教育等の実施計画が

必要

6-36

分類 環境項目 主なチェック事項 影響の概要

影響 （○有、△不

明、×無）

必要となる対策及び検討事

項

害することのないよう、適切

な措置が講じられるか。

５

その他

(1)工事

中の影響

(a) 工事中の汚染（騒音、振

動、濁水、粉じん、排ガス、

廃棄物等）に対して緩和策が

用意されるか。

・粉じんの発

生 ・騒音の発生 ・濁水の発生 ・廃棄物の発

生

○ ・工事実施に際し、以下の対策

等の検討が必要である。 -工事場所及び通行する道路に

は散水 -資材の運搬車両の整備 -杭打ち作業は可能な限り昼間

に実施 -既設廃止に伴う廃棄物の適正

処分 (b) 工事により自然環境（生

態系）に悪影響を及ぼすか。

また、影響に対する緩和策が

用意されるか。

・既設発電

所内への設

置

× －

(c) 工事により社会環境に悪

影響を及ぼすか。また、影響

に対する緩和策が用意され

るか。

・作業員の

流入等に経

済活動の増

加 ・工事車両

による交通

量の増加

○ 工事実施に際し、以下の対策等

の検討が必要である。 ・地元雇用、地元の企業の活

用による地域の活性化と促

進 ・工事計画の周知、交通車両

の事故防止対策

(2)事故

防止対策

(a) 石炭火力の場合、貯炭所

の自然発火を防止するよう

計画されるか（散水設備等）。

－ － －

(3)モニ

タリング

(a) 上記の環境項目のうち、

影響が考えられる項目に対

して、事業者のモニタリング

が計画・実施されるか。

－ － 環境影響評価実施時に作成

するモニタリング計画書に

従い、定期的に排ガス、排水、

周辺の大気質及び水質、騒音

の状況を監視 (b) 当該計画の項目、方法、

頻度等はどのように定めら

れているか。

－ － 環境影響評価実施時に作成

する環境モニタリング計画

書に従い、規制当局と協議し

て適切な項目、方法及び頻度

を確定 (c) 事業者のモニタリング体

制（組織、人員、機材、予算

等とそれらの継続性）は確立

されるか。

－ － 環境管理計画書に従い、モニ

タリング体制を確立

(d) 事業者から所管官庁等

への報告の方法、頻度等は規

定されているか。

－ － 規制当局にモニタリング結

果を報告

６

留意点

他の環境

チェック

リストの

参照

(a) 必要な場合には、送変

電・配電に係るチェックリス

トの該当チェック事項も追

加して評価すること（送変

・既設発電

所内への設

置

× －

6-37

分類 環境項目 主なチェック事項 影響の概要

影響 （○有、△不

明、×無）

必要となる対策及び検討事

項

電・配電施設の建設を伴う場

合等）。 (b) 必要な場合は、港湾に係

るチェックリストの該当チ

ェック事項も追加して評価

すること（港湾設備の建設を

伴う場合等）。

同上 × －

環境チェ

ックリス

ト使用上

の注意

(a) 必要な場合には、越境ま

たは地球規模の環境問題へ

の影響も確認する（廃棄物の

越境処理、酸性雨、オゾン層

破壊、地球温暖化の問題に係

る要素が考えられる場合

等）。

・本プロジ

ェクトで

は、老朽化

した設備を

廃止し、発

電効率を向

上するた

め、発電量

当たりの

CO2の発生

量は減少す

る

× －

（出典：METI Study Team 作成）

6-38

(5) 省エネルギー効果 1) 省エネルギー効果

本プロジェクトでは、既設発電所に新たにガスタービンを設置し、既にある蒸気タービ

ンを利用しコンバインドサイクル方式とする火力発電を採用する。これに伴い既設のボイラ

ー設備を廃止することにしている。既設ボイラー及び新設するガスタービンを使用して更新

した発電設備による発電量、燃料使用量、発電効率等の比較は、表6-(5)-1に示すとおりで

ある。更新設備の発電効率は、廃止する設備の約1.7倍と高くなっており、省エネルギー効

果が高いことが示されている。

表6-(5)-1 既設及び新設電設備の発電効率等の比較

項目 既設発電設備(①) 更新発電設備(②) 差分

(②/①×100％)

発電出

力（MW）

ガスタービン - 674 (337×2) - 蒸気タービン 400（200×2） 314 (157×2) -

合計 400 988 2.47 発電効率(LHV)（％） 34 59 1.74

燃料消費量 （10億BTU /日）

46 69 1.5

ガス換算燃料消費量 （t/日）※

1159.2 1738.8

※：1BTU/日＝0.252kcal/日、ガスの熱量：10,000kcal/kgで換算した （出典：METI Study Team 作成）

2) CO2削減効果

本プロジェクトで更新する設備は、既設ボイラー設備による発電設備に比べて発電効率

が高く、CO2の削減に寄与できる計画となっている。ここでは、CO2削減量について検討

を行う。

a. 計算方法 国際協力機構(JICA)の「気候変動対策支援ツール／緩和策」の以下の方法で計算した。 火力発電の高効率化による CO2排出削減量は、既設発電設備の排出量（ベースライン排

出量）と、本プロジェクトによる発電効率の改善後の排出量（プロジェクト排出量）の差分

により求める。 排出量は、発電量に排出係数を乗じて求める。本プロジェクト実施前後のそれぞれの発

電効率から本プロジェクト実施前後の排出係数を求め、同じ発電量（事業実施後）を得る際

に発生する排出量を求め、比較する。

ERy ＝BEy － PEy (t-CO2/y) ERy ：事業実施によるCO2 排出削減量 (t-CO2/y) BEy ：改善前の発電効率が低い状態のCO2 排出量(t-CO2/y)（ベースライン排出量） PEy：効率改善後のCO2 排出量(t-CO2/y)（プロジェクト排出量）

6-39

BEy = EGPJy × EFBLy EGPJy ：事業実施後の年間発電量（送電端）(MWh/y) EFBLy ：電力のCO2 排出係数（t-CO2/MWh）

EFBLy＝COEFi/OBL×3.6（電力量あたりの発熱量（GJ/MWｈ） COEFi：燃料iの熱量あたりのCO2 排出係数（t-CO2/TJ） ηBLy ：改善前の発電設備の発電効率の実績値 PEy = EGPJy × EFPJy EGPJy＝COEFi/OEFyPJG（電力量あたりの発熱量（GJ/MWｈ） η）/M ：改善後の発電設備の発電効率の実績値

b. 計算条件

燃料は既設設備及び更新設備ともガスを使用する。計算に必要な緒元は表6-(5)-2のとお

りとした。 表6-(5)-2 計算緒元

記号 内容 単位 データ 緒元

EGPJy

事業実施後の年間

発電量（送電端） MWh/y

4,239,840(ケース1) 5,265,881（ケース2）

発電出力：送電端

968MW 稼働率：50％(ケース1)

62.1％（ケース

2）

COEFi ガスの熱量当たり

のCO2 排出係数 t-CO2/TJ 74.1 ・燃料：ガス ・2006年IPCC ガイド

ラインデフォルト値

ηBLy 改善前の発電設備

発電効率の実績値 - 送電端：0.32 ・聞き取りによる ・発電端から0.02を差し

引いた値

η差し

引

改善後の発電設備

の発電効率の計画

値 - 送電端：0.57

・発電端から0.02を差し

引いた値

（出典：METI Study Team 作成）

c. 計算結果 改善前及び改善後の発電設備からのCO2の年間排出量及び本プロジェクトの削減量の計

算結果は、表6-(5)-3に示すとおりである。 改善前のボイラーを使用した効率の低い発電設備では、CO2の年間排出量は、3,534,437

～4,389,770t-CO2である。改善後のコンバインドサイクル発電設備では、1,984,245～2,464,432t-CO2となっており、CO2の年間削減量は1,550,192 ～1,925,338t-CO2である。

CO2の年間排出量は約6割程度に減少しており、本プロジェクトによる削減効果は高いと

6-40

判断される。 表 6-(5)-3 本プロジェクトの実施による CO2削減量の計算結果

項目 計算結果（t-CO2/年） 改善前の発電設備によるCO2排出

量 3,534,437 (ケース1) 4,389,770 (ケース2)

改善後の発電設備からのCO2排出

量 1,984,245（ケース1） 2,464,432（ケース2）

本プロジェクトによるCO2削減量 1,550,192（ケース1） 1,925,338（ケース2）

（出典：METI Study Team 作成）

7-1

第 7 章 我が国への経済波及効果 (1) 他国企業の発電設備一般仕様に対する比較評価 Muara Karang #4,5 Repowering Project においては改造対象となる既存設備は我が国企

業から供給しており、長年のメンテナンスサービスも行ってきている。本プロジェクトに

おいてはガスタービン技術のみならず、コンバインドサイクル化をするための既存設備改

造技術も要求される。そのため、既存設備を熟知した我が国企業の受注可能性は非常に高

く、それに付随して鋼管メーカーや発電機メーカー等多くの我が国企業に便益をもたらす

ことが可能である。 また、我が国企業が製造するガスタービンの容量は今回のガスタービンコンバインドサ

イクル化に最も適した容量である。一般的にガスタービンコンバインドサイクル発電設備

ではガスタービンの容量と蒸気タービンの容量は約 2：1 の比率になる。今回対象となる既

存設備の蒸気タービンの１台当たりの定格容量は 200MW であるが、低圧蒸気タービンの

流量に合わせ、蒸気（既存設備では蒸気による給水加熱を行うがコンバインドサイクル発

電では給水加熱をしない等）が異なるため、蒸気タービンの定格容量は 160MW 程度まで

落ちる。そのため、ガスタービンと蒸気タービンの発電容量比が 2：1 であるとするならば

160MW の蒸気タービンに対応するガスタービンの容量は 320MW である。下記に想定され

るガスタービンメーカーとガスタービンスペックの表を示す。

表 7-(1)-1 想定されるガスタービン（ISO 条件）

Manufacture Model Base Load

(MW)

Heat Rate

(kJ/kWh) Efficiency Intro Year

Alstom GT26 345 8322 41% 2011

Ansaldo Energia AE94.3A 310 8573 40% 1995

Bharat Heavy Electricals PG9371(FB) 297 8782 39% 2004

GE Power & Water Heavy Duty 9F.05 299 8810 39% 2003

GE Power & Water Heavy Duty 9HA.01 397 8220 42% 2011

Mitsubishi Hitachi Power Systems M701F4 324.3 8556 40% 1992

Mitsubishi Hitachi Power Systems M701G2 334 8630 40% 1997

Mitsubishi Hitachi Power Systems M701F5 359 8530 40% 1992

Siemens Energy SGT5-4000F 307 8532 40% 1995

Siemens Energy SGT5-8000H 400 8530 40% 2008

（作成：METI Study Team）

設備技術以外での我が国企業の優位性ではメンテナンスサービスが充実している点であ

7-2

る。今回の調査では Muara Karang 発電所と Cilegon 発電所にて調査を行ったがどちらの

発電所においても我が国企業のメンテナンスサービスについては他国メーカーと比較して

も好評の声を聞いている。 特にガスタービン発電設備を新規に導入する場合、ガスタービン製造者との LTSA 契約が

重要となる。LTSA 契約は高温部品(Hot Gas Path Parts)の供給だけに止まらず、緊急時の

人材、部品の供給、定期点検時の TA(Technical Adviser)派遣、技術員の駐在等が含まれる。 特に新規のガスタービンを導入した場合、トラブル発生時の対応方法を誤ると、大きな事

故につながる可能性があり、初期対応が重要となる。 又ガスタービンが運転中のモニタリングサービスも可能で、24 時間運転データ、チャート

を監視し、設備不具合事故を事前に防ぐものである。事故を事前に防止する事で、修理費

用の削減、利用率の向上に寄与する事ができる。 同様なサービスは本邦以外のガスタービンメーカーも実施しているが、同じアジアの地の

利を生かしたきめ細かなサービスが期待できる。

(2) プロジェクト実施における我が国からの資金調達 資金面については、輸出金融の条件は、ＯＥＣＤ公的輸出信用アレンジメントにより、

定められており、ＯＥＣＤ加盟国との比較において、特段の優位性はない。競争入札にお

いては、プラントの価格や技術のみで争うことになる。

8-1

第８章 アクションプランと課題

(1) 本調査を踏まえた事業実施可能性 本調査を踏まえた事業実施可能性を下記表に示す。

表 8-(1)-1 事業実施必要性 候補地点 事業実施可能性 事業実施のメリット、デメリット、課題

Muara Karang 可能性高い メリット：

電源確保が問題になっている電力需要が非常

に高いジャカルタに送電出来る。改造である

ため冷却水、燃料、土地確保の問題も無い。

改造であるため建設コストを抑えることが出

来る。

デメリット：

送電容量に限りがあり、設備増強が必要にな

る。また、ジャワ島の送電網強化プロジェク

トの進捗に稼働率が左右されかねない。

事前準備：

既設デサリネーション設備の移動と軽油タン

クの除却を考える必要がある。

Cilegon 可能性低い メリット：

比較的電力需要が高い Cilegon 工業地区に送

電出来る。土地も工面可能である。

デメリット：

送電容量に限りがあり設備増強が必要にな

る。また、１ユニット分の燃料の確保が難し

く、冷却水配管の取り回しの複雑化、冷却水

量の確保の妥当性を検証する必要がある。

課題：

土地は現在保有の敷地内で F タイプのガスタ

ービンを利用したコンバインドサイクル発電

設備を設置できるが、周辺は人口密集地では

ないため、構内にあえて新規コンバインドサ

イクル発電設備を設置する妥当性に乏しい。

8-2

(2) 発電設備の維持管理 Muara Karang #4,5 Repowering Project の実施に際して、発電設備の維持管理に関する

項目を挙げる。 ・ 主要機器の継続的なメンテナンス

1981 年に運転開始した発電設備であり、30 年以上運転し続けている。そのため、定期

的な手入れと必要に応じて機器類の交換を行う必要がある。現時点で大物機器では

2020 年に発電機ロータの交換を予定しており、Repowering Project の際に交換するこ

とが望ましい。その他設備診断など第 3 章 (1) 4)既設発電設備の健全性確認を行う事が

必要になる。

(3) 今後の検討課題 Muara Karang #4,5 Repowering Project の実施に関する検討課題を挙げる。 ・ 蒸気タービンシステムの設備診断と改造

30 年以上使ってきた設備を GTCC 発電設備として運転し、プロジェクトライフを通し

て使い続けるためにはリパワリング前の設備診断と設備の改造の詳細な検討が必要不

可欠である。設備診断及び交換、修繕の検討の他、現在の汽力発電方式から GTCC 発

電方式へと変化することによる最適化改造の検討も必要になる。 ・ 継続的な燃料供給

現在 Muara Karang 発電所には FSRU (Floating Storage and Regasification Unit)によるガス供給を行っている。この FSRU にはインドネシア国内(パプア近辺)で得られ

る天然ガスを液化し、海上輸送、気化しているためインドネシア国内でも最もガス価

格が高い供給源のひとつとなっている。そのため、コスト面で継続的負担が大きい。 また、インドネシア国内での天然ガス埋蔵量も限りがあり、今後生産量が低下してし

まった場合にも供給し続けられるかが問題となる。 ・ 送電網の強化

Muara Karang 発電所内では開閉所の増設により設備容量を拡張させることが出来る

がジャワ島における送電網の強化が 2015 年現在、進捗が遅く発電設備開発が先行して

いる形となっている。ジャカルタ近辺では都市部への供給を担う、Muara Karang, Tanjung Priok, Muara Tawar の各発電所と中部ジャワまでを結ぶ 500kV 送電線計画

があり送電容量にして 7000MW の増加を見込んでいる。そのため、今後のインドネシ

ア国内の電源開発は大規模な送電容量強化を元に計画されており、送電線強化が進ま

なければ発電設備開発をするにも限界が来てしまう。 今後のアクションとしては Muara Karang #4,5 Repowering Project を実施するため

の Feasible Study の際に送電網への連絡なども含めた電力系統の全体的な検討が必要

になる。