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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：ジャワ島北西部電力供給増強計画に係る事業実施可能性

調査報告書

平成 28 年 2月

経済産業省

委託先：

有限責任あずさ監査法人

東電設計株式会社

禁転載

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：ジャワ島北西部電力供給増強計画に係る事業実施可能性調査報告書

1

目次

第1章要約 ............................................................................................................................................................... 1-1 1.1 プロジェクトの背景と必要性 .................................................................................................................... 1-1 1.2 プロジェクトの概要 ..................................................................................................................................... 1-1

1.2.1 必要送電容量 ......................................................................................................................................... 1-1 1.2.2 増容量方法の選定 ................................................................................................................................ 1-1 1.2.3 増容量低弛度電線（HTLS）の選定 ............................................................................................... 1-3 1.2.4 電線張替工事 ......................................................................................................................................... 1-4 1.2.5 事業総額 ................................................................................................................................................. 1-5

1.3 経済分析結果概要 .......................................................................................................................................... 1-5 1.4 財務分析結果概要 .......................................................................................................................................... 1-6 1.5 代替案との比較結果及び最適案選定理由 .............................................................................................. 1-6 1.6 環境的･社会的影響........................................................................................................................................ 1-6 1.7 プロジェクトの実施スケジュール ........................................................................................................... 1-7 1.8 日本企業の技術的優位性 ............................................................................................................................. 1-7 1.9 プロジェクト資金の調達 ............................................................................................................................. 1-7 1.10 案件実現までの具体的スケジュールおよび実現を阻むリスク .................................................. 1-8 1.11 調査対象国内での事業実施地点が分かる地図 ..................................................................................... 1-8

第2章調査方法 ...................................................................................................................................................... 2-1 2.1 調査目的 ........................................................................................................................................................... 2-1 2.2 調査内容 ........................................................................................................................................................... 2-1 2.3 調査方法・体制 .............................................................................................................................................. 2-3 2.4 調査スケジュール .......................................................................................................................................... 2-5

第3章調査の背景及び前回調査レビュー等.................................................................................................. 3-1 3.1 対象地域の概要 .............................................................................................................................................. 3-1

3.1.1 インドネシア全体の経済状況 .......................................................................................................... 3-1 3.1.2 ジャワ北西部の経済状況 ................................................................................................................... 3-3

3.2 電力需要 ........................................................................................................................................................... 3-5 3.2.1 電力需要実績 ......................................................................................................................................... 3-5 3.2.2 電力需要予測 ......................................................................................................................................... 3-5 3.2.3 電源開発計画 ......................................................................................................................................... 3-7 3.2.4 RUPTL 2015-2024における送電線増強計画 ................................................................................ 3-9

3.3 前回調査のレビュー ................................................................................................................................... 3-11 3.3.1 2008年に実施した調査報告書における必要性 ........................................................................ 3-11

第4章潮流分析 ...................................................................................................................................................... 4-1 4.1 実施した調査 .................................................................................................................................................. 4-1



2

4.2 検討条件 ........................................................................................................................................................... 4-1 4.2.1 検討年 ...................................................................................................................................................... 4-1 4.2.2 最新のジャワ・バリ北西部における送電線増強計画 .............................................................. 4-3 4.2.3 需要条件 ................................................................................................................................................. 4-7 4.2.4 発電機の運転条件 ................................................................................................................................ 4-7 4.2.5 電圧範囲 ................................................................................................................................................. 4-9 4.2.6 送電線容量 ............................................................................................................................................. 4-9 4.2.7 系統解析のためのその他の条件 ...................................................................................................... 4-9

4.3 潮流解析 ......................................................................................................................................................... 4-10 4.3.1 電線張替前の通常状態(N-0条件)での潮流解析の結果 .......................................................... 4-10 4.3.2 N-1条件での潮流解析の結果 ......................................................................................................... 4-11 4.3.3 潮流解析結果の概要 .......................................................................................................................... 4-13

4.4 事故電流解析 ................................................................................................................................................ 4-13 4.4.1 事故電流解析に関する検討条件 .................................................................................................... 4-13 4.4.2 事故電流解析結果 .............................................................................................................................. 4-13 4.4.3 事故電流解析結果の概要 ................................................................................................................. 4-16

4.5 事故電流問題の対策 ................................................................................................................................... 4-17 4.6 安定度解析 ..................................................................................................................................................... 4-29 4.7 調査団からの提案 ........................................................................................................................................ 4-35

第5章送変電工事の技術的検討 ....................................................................................................................... 5-1 5.1 プロジェクトの範囲 ..................................................................................................................................... 5-1 5.2 送電線工事 ....................................................................................................................................................... 5-1

5.2.1 増容量方法の選定 ................................................................................................................................ 5-1 5.2.2 増容量低弛度電線（HTLS）の選定 ............................................................................................... 5-6 5.2.3 送電ロスの評価 .................................................................................................................................. 5-11 5.2.4 増容量低弛度電線（HTLS）への張替工事 ................................................................................ 5-12 5.2.5 張替工事費 ........................................................................................................................................... 5-20 5.2.6 工事期間 ............................................................................................................................................... 5-21 5.2.7 施工に関する留意事項 ..................................................................................................................... 5-22

5.3 変電所工事 ..................................................................................................................................................... 5-26 5.3.1 既設500 kV 変電所の概要 .............................................................................................................. 5-26 5.3.2 変電機器適合化・取替工事 ............................................................................................................ 5-35 5.3.3 変電工事費 ........................................................................................................................................... 5-37

5.4 総合工事費 ..................................................................................................................................................... 5-37 第6章環境・社会的側面の検討 ....................................................................................................................... 6-1

6.1 プロジェクトの環境・社会的影響 ........................................................................................................... 6-1



3

6.1.1 地域住民移転問題 ................................................................................................................................ 6-1 6.1.2 電磁界強度 ............................................................................................................................................. 6-1 6.1.3 コロナ騒音 ............................................................................................................................................. 6-2 6.1.4 ラジオ騒音 ............................................................................................................................................. 6-2

6.2 国際協力機構（JICA）「環境社会配慮ガイドライン」に関する検討 ........................................... 6-2 6.2.1 JICAガイドラインにおける環境チェックリストの評価 ........................................................ 6-2 6.2.2 JICAガイドラインにおけるプロジェクト分類 .......................................................................... 6-7

6.3 相手国における環境関連規制・基準 ....................................................................................................... 6-7 6.3.1 相手国の環境関連法、規制の概要 ................................................................................................. 6-7 6.3.2 プロジェクトに対する環境影響調査の詳細 .............................................................................. 6-11

第7章経済・財務的実行可能性 ....................................................................................................................... 7-1 7.1 プロジェクトの事業費 ................................................................................................................................. 7-1

7.1.1 建設工程と実施期間 ............................................................................................................................ 7-1 7.1.2 事業費と前提条件 ................................................................................................................................ 7-1

7.2 経済的分析 ....................................................................................................................................................... 7-4 7.2.1 一般的方法と測定方法 ....................................................................................................................... 7-4 7.2.2 経済便益 ................................................................................................................................................. 7-5 7.2.3 経済費用 ................................................................................................................................................. 7-6 7.2.4 プロジェクトライフと運営期間 ...................................................................................................... 7-7 7.2.5 経済評価の結果 .................................................................................................................................... 7-8 7.2.6 経済的分析結果の感応度分析 ........................................................................................................ 7-10

7.3 財務分析 ......................................................................................................................................................... 7-11 7.3.1 一般的方法と測定方法 ..................................................................................................................... 7-11 7.3.2 財務収益 ............................................................................................................................................... 7-11 7.3.3 財務費用 ............................................................................................................................................... 7-13 7.3.4 プロジェクトライフと運営期間 .................................................................................................... 7-14 7.3.5 財務評価の結果 .................................................................................................................................. 7-14 7.3.6 財務的視点からの感応度分析 ........................................................................................................ 7-17

7.4 財務的経済的分析のまとめ ...................................................................................................................... 7-18 7.4.1 経済分析 ............................................................................................................................................... 7-18 7.4.2 財務分析 ............................................................................................................................................... 7-18 7.4.3 電線張替工事と送電線新設の比較 ............................................................................................... 7-18

第8章プロジェクトの実施スケジュール ...................................................................................................... 8-1 8.1 全体スケジュール .......................................................................................................................................... 8-1 8.2 EPC 契約までのスケジュール .................................................................................................................. 8-1 8.3 建設スケジュール .......................................................................................................................................... 8-1



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第9章日本企業の技術的優位性及びプロジェクト資金の調達 .............................................................. 9-1 9.1 日本企業の技術的優位性 ............................................................................................................................. 9-1

9.1.1 対象プロジェクトにおける日本企業の国際競争力と受注の可能性 .................................... 9-1 9.1.2 日本から調達が見込まれる資機材の内容および金額 .............................................................. 9-1 9.1.3 日本企業の受注促進するための必要な施策 ................................................................................ 9-1

9.2 プロジェクト資金の調達 ............................................................................................................................. 9-2 9.2.1 他国における送電線セクターへの資金調達の状況 ................................................................... 9-2 9.2.2 インドネシアの電力セクターにおける資金調達の状況 .......................................................... 9-2 9.2.3 ＰＬＮにおける資金調達状況 .......................................................................................................... 9-7 9.2.4 提案プロジェクトにおける円借款の利用 .................................................................................... 9-7 9.2.5 インドネシアにおける関連機関の実行能力 ................................................................................ 9-8 9.2.6 インドネシアの関連機関の実行能力評価 .................................................................................. 9-11 9.2.7 PLNの財務状況.................................................................................................................................. 9-13 9.2.8 円借款に関わるＰＬＮの手続き .................................................................................................... 9-15 9.2.9 円借款の実行可能性 .......................................................................................................................... 9-17

（参考資料）現地報告会



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略語表

略語英語日本語

AC Alternate Current 交流

ACSR Aluminum Conductor Steel Reinforced 鋼心アルミより線

BT Bus Tie 母線連絡

cct circuit 回線

CB Circuit Breaker 遮断器

CFCC Carbon Fiber Composite Cables カーボンファイバ複合材ケーブル

COD Commercial Operation Date 運転開始日

CT Current Transformer 変流器

DC Direct Current 直流

DIY Daerah Istimewa Yogyakarta (Special Region of Yogyakarta )

ジョグジャカルタ特別州

DS Disconnecting Switch 断路器

EIA Environmental Impact Assessment 環境影響評価

EIS Environmental Impact Statement 環境影響評価書

EMoP Environmental Monitoring Plan 環境監視計画

EMP Environmental Management Plan 環境経営計画

EPC Engineering, Procurement and Construction 設計・調達・建設

F/S Feasibility Study 事業可能性調査

FTP II Fast Track Program II 第2次発電所開発加速化プログラム

GCB Gas Circuit Breaker ガス遮断器

GIS Gas Insulated Switchgear ガス絶縁開閉器

GPS Global Positioning System 全地球衛星測位システム

GTACSR Gap type Thermal-resistant Aluminum alloy Conductors, Steel Reinforced

ギャップ型鋼心アルミより線

HTC High Temperature Conductor 増容量電線

HTLSC High Temperature Low Sag Conductor 増容量低弛度電線

HVDC High Voltage Direct Current 高電圧直流

ICNIRP International Commission on Non-Ionizing Radiation Protection

国際非電離放射能防護委員会

IEC International Electrotechnical Commission 国際電気標準会議

IEE Initial Environmental Examination 初期環境評価

IPP Independent Power Producer 独立発電事業者

JICA Japan International Cooperation Agency 日本国際協力機構

LAA Land Acquisition Act 土地買収法

LAP Land Acquisition Plan 土地買収計画

MVA Mega Voltage Ampere メガボルトアンペア

MW Megawatt メガワット

NGO Non-Governmental Organizations 非政府組織

ODA Official Development Assistance 政府開発援助

O&M Operation and Maintenance 維持・運用



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P3B-JB Penyalurandan Pusat Pengatur Beban Jawa-Bali (Java-Bali Transmission and Load Dispatching Center )

P3B ジャワバリ

PB Project Brief プロジェクト概要説明書

PQ Prequalification 応募者資格審査

PLN Perusahaan Listrik Negara Persoro インドネシア国営電力公社

PLTA Pusat Listric Tenga Air (Hydro Power Plant) 水力発電所

PLTG Pusat Listric Tenga Gas (Gas Power Plant) ガス発電所

PLTGU Pembangkit Listrik Tenaga Gas & Uap

(Combined Cycle Power Plant)

コンバインドサイクル発電所

PLTMG Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (Gas Engine Power Plant)

ガスエンジン発電所

PLTP Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (Geothermal Power Plant)

地熱発電所

PLTU Pembangkit Listrik Tenaga Uap (Steam Power Plant)

火力発電所

PSS Power System Stabilizer 電力系統安定装置

PSS/E Power System Simulator for Engineering 系統解析シミュレーター

RJBR REGION JAWA BARAT ジャワ・バラート州

RJKB REGION JAKARTA & BANTEN ジャカルタ・バンテン州

RJTD REGION JAWA TENGAH & DIY ジャワテンガ・ジョグジャカルタ特別州

ROW Right Of Way 敷設権、通行権

RUKN Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (General National Power Plan)

国家電力計画

SNI Standar Nasional Indonesia (Standard of Indonesia)

インドネシア標準規格

SR Shunt Reactor 分路リアクトル

SRB Sub Region Bali バリ準州

S/S Substation 変電所

SVC Static Var Compensators 静止型無効電力補償装置

TACFR Thermal-resistant Aluminum alloy Cable, Fiber Reinforced

カーボンファイバ心耐熱アルミ合金よ

り線 TACSR Thermal-resistant ACSR 鋼心耐熱アルミ合金より線 TAL Thermal-resistant Aluminum alloy wires 耐熱アルミ合金線

T/L Transmission Line 送電線

TR Transformer 変圧器

UTACSR Ultra Thermal-resistant ACSR 鋼心超耐熱アルミ合金より線

WB World Bank 世界銀行

XTACIR/AC Extra Thermal-resistant Aluminum alloy Conductor, Aluminum-Clad Invar Reinforced

アルミ覆インバ心特別耐熱アルミ合金

より線

XTAL Extra Thermal-resistant Aluminum alloy wire 特別耐熱アルミ合金線

ZTACIR/AC Super Thermal-resistant Aluminum alloy Conductor, Aluminum-Clad Invar Reinforced

アルミ覆インバ心超耐熱アルミ合金よ

り線

ZTAL Super Thermal-resistant Aluminum alloy wire 超耐熱アルミ合金線



1-1

第1章要約 1.1 プロジェクトの背景と必要性

インドネシア国ジャワ島の電力系統はバリ島と接続されジャワ・バリ系統として一体的に運用され

ている。ジャワ・バリ系統の2014 年の最大電力は33,321MW でありスマトラ島等を含むインドネシ

ア全体の電力需要の72%を占めている。また、ジャワ-バリ地域の送電線としては、東西ジャワを東西

に縦貫する２ルートの 500kV 送電線を骨格として、ほぼ全地域を網羅する 150kV 送電網が整備され

ている。

PLNでは、送電系統への負担軽減の観点から今後の電源開発は、需要中心であるジャカルタから比

較的近い地域での開発を優先する方針のもと、西部ジャワにおいて今後旺盛な電源開発が計画されて

いる。しかし、西部ジャワでは、既設送電線の容量不足から、新規電源の発電電力をジャカルタまで

送電することは困難であり、将来の電力安定供給が見込めない事態となっている。

このため、PLNでは、西部ジャワにおける新規送電線の建設を計画しているが、人口高密度地域で

あり、用地取得の難航、建設コストの増加、建設期間の長期化、資金調達・リスク分散方途の限定等、

多くの課題が山積している。

上記の調査目的と背景、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・西ジャ

ワ 500ｋＶ送電網増強事業調査」（以下、「前回調査」という。）のレビュー並びにインドネシア政

府機関による新規発・送配電所建設計画を踏まえたうえで、Banten州Suralaya発電所から西ジャワ州

Gandul 変電所に至る既設 500kV 送電線 111km の電線を張替え及び送変電設備（張替え・新設）の実

効性を評価・提案するものである。

1.2 プロジェクトの概要

1.2.1 必要送電容量

調査団は、Suralaya (Lama) - Balaraja - Gandul間の500 kV送電線の張替が必要になると判断した。限

られた時間で、P3B-JBと調査団が合同で実施した潮流解析の結果からは、電線張替後の必要容量は1

回線あたり3,443MVA（3,976A相当）であった。しかし、これは2020年を検討年とした断片的な結果

であり、2020年以降における西ジャワ地域の電源開発を考慮すると、今回の調査では将来の必要容量

を示すデータを入手することはできなかったものの、調査団としては合理的に達成可能な範囲でより

容量の大きな電線へ張り替えておくことが望ましいと考える。なお、PLNからの情報によると、電線

張替後の想定容量は4,680MVA（5,404A 相当）とのことであった。

1.2.2 増容量方法の選定

当該送電線の送電容量については、今回実施した2020年断面における系統解析結果から、1回線あ

たり3,976A以上でより大きな容量の回線がが必要であることから、前回調査時の987A/条以上（仮に



1-2

4導体線の場合、3,948A相当以上）が必要であることから、それ以上で可能な限り大きな容量となる

増容量方法を検討した。なお、ここではインドネシアにおける新規用地取得が困難であることから、

新たな送電線ルートの建設は考慮しない。

本プロジェクトにおける増容量方法は以下が考えられる。

(1) 従来電線（ACSR）の利用による増容量化

(2) 増容量電線（HTC, High Temperature Conductor）の適用

(3) 増容量低弛度電線（HTLS, High Temperature Low Sag Conductor）の適用

各増容量方法の概要及び検討結果については以下の通りである。

(1)従来電線（ACSR）の利用による増容量化

この方法は従来電線（ACSR）を使用し、既設電線（ACSR Doveの4導体）の導体数や電線サイズ

を大きくすることにより、電流容量を大きくするものである。しかし、いずれの方法も電線の重量、

風圧が既設に比べ極めて大きくなるため、鉄塔荷重が大幅に増加し、主柱材や基礎を含め、大規模な

範囲が強度不足となることは明らかである。その結果、鉄塔建替に至り、コスト増や工期の大幅な長

期化が懸念されるため、本対策は妥当とは言えない。

(2) 増容量電線（HTC）の適用

増容量電線（TACSR やUTACSR 等）は従来電線よりもその使用温度を大きくすることができるた

め、電流容量が大きくなる。しかし、一方で電線温度を高くすると、電線の弛み（弛度）が大きくな

り、地上や他工作物との所要離隔が確保できなくなる恐れがある。高い電線温度で地上高を確保する

ためには、径間長を短くする方法が考えられる。径間内に鉄塔を1基追加で建設することにより径間

長を短くすれば、弛度が抑制され、地上高を確保することができる。これにより、地上高を確保しつ

つ、電流容量を大きくすることができる。しかし、全径間に亘って鉄塔を新設するためのコスト増や

工期の大幅な長期化が懸念されることから、本プロジェクトにおける増容量方法として不適である。

(3) 増容量低弛度電線（HTLS）の適用

増容量低弛度電線は、前述の増容量電線と同様に高い許容温度を有するが、増容量電線よりも弛度

を抑制することができる電線である。一般的に、増容量低弛度電線の弛度抑制機能は、コアとして従

来の鋼線に代わり線膨張係数の小さい線材を使用することで実現される。これにより、地上高を確保

しつつ、電流容量を大きくすることができる。

本方策のメリットは以下の通りである。

既設鉄塔の補強や改造、建替を必要としない。電流容量は既設電線の2倍程度に増大できる。電線張替のみで増容量化が可能なため、短期間での施工が可能である。



1-3

用地の新規取得が不要なため、環境・社会的影響はほとんどない。

以上より、増容量低弛度電線の適用は本プロジェクトにおける増容量方法として最適であると考える。

1.2.3 増容量低弛度電線（HTLS）の選定

増容量低弛度電線にもいくつかの種類があるが、設計にあたっては下記項目を必要条件とした。

既設電線の最大弛度（径間長500mで21.70m）を超えないこと。

既設電線の最大使用張力（23,025N）を超えないこと。

既設電線の重量（1,140 kg/km）及び外径（23.53 mm）を超えないこと。

以上の観点から、ここでは以下の電線について比較・検討した。

① カーボンファイバ心耐熱アルミ合金より線（TACFR）

② アルミ覆インバ心超耐熱アルミ合金より線（ZTACIR/AC）

③ アルミ覆インバ心特別耐熱アルミ合金より線（XTACIR/AC）

‘(1) 電線概要

① カーボンファイバ心耐熱アルミ合金より線（TACFR）

増容量化は、アルミ素線に150℃まで連続使用を可能にした耐熱性を有する耐熱アルミ合金線（TAL）

を採用することにより、また弛度抑制化は、コア部分に線膨張係数の小さいカーボンファイバ複合材

ケーブル（CFCC）を使用することにより、目的を達成している。

② アルミ覆インバ心超耐熱アルミ合金より線（ZTACIR/AC）

増容量化は、アルミ素線に 210℃まで連続使用を可能にした耐熱性を有する超耐熱アルミ合金線

（ZTAL）を採用することにより、また弛度抑制化は、鋼心部分に線膨張係数の小さいインバ線を使

用することにより、目的を達成している。

③ アルミ覆インバ心特別耐熱アルミ合金より線（XTACIR/AC）

増容量化は、アルミ素線に 230℃まで連続使用を可能にした耐熱性を有する特別耐熱アルミ合金線

（XTAL）を採用することにより、また弛度抑制化は、鋼心部分に線膨張係数の小さいインバ線を使

用することにより、目的を達成している。

‘(2) 評価

候補電線の中で電流容量を可能な限り大きくできる電線を選定すると、アルミ覆インバ心特別耐熱

アルミ合金より線（XTACIR/AC）が推奨される。この電線を採用すれば、電流容量は既設電線の約



1-4

2.4倍とすることができる。

‘(3) 送電ロス

XTACIR/ACの交流抵抗値は既設電線の1.3倍程度であるため、同じ電流が流れたとした場合、送電

ロスは既設電線の1.3倍程度となる。

1.2.4 電線張替工事

‘(1) 張替工法の種類

張替工法には一般引抜工法と吊金工法との2種類がある。両工法の概要について以下に述べる。

① 一般引抜工法（一般箇所）

既設電線の後に張替え用の増容量電線を繋げ、旧線を引き抜くことにより延線を行う工法であり、

横過物がある場合には横過物の上部に竹等を用いて防護足場を構築して横過物との接触を回避する必

要がある。しかし、4導体を一度に張替え作業を行うことが出来るために、工事作業速度は速い。

② 吊金工法（人家密集・重要物横過箇所）

人家密集地や重要物横過箇所等で、防護足場構築が困難と思われる箇所にあっては、既設電線の下

に2個の豆金車を有する吊金車を約20m～30mの間隔で吊下げ、下側の豆金車を使って張替え用増容

量電線を引き抜く工法である。この場合は、工事中の電線の垂れ下がりは、既存電線によって拘束さ

れるので、下に住宅等の横過物があっても、足場を構築することなく、延線を行うことが出来る。た

だし4導体の場合、電線1本毎を張替えることになるので、工事作業速度は遅くなる。

‘(2) 吊金工法適用区間

現場調査の結果、Gandul変電所周辺の人家密集地域及び一部の高速道路や主要道路、鉄道、他の送

電線との横断箇所等については、吊金工法の採用が望ましいと言える。吊金工法の採用が想定される

架線区間は全亘長の約36%となる。

‘(3) 工事期間

一般引抜工法を採用した場合、4導体電線を同時に延線出来るので、1班あたり約8km/月/回線の進

捗が期待できる。一方、吊金工法を採用した場合、電線一本毎の架線になることから、約 4km/月/回

線程度の進捗しか期待出来ない。

経過地の状況から一般引抜工法と吊金工法を選択し、4 班で施工した場合、設計や製品製造を除く

施工期間は10ヶ月程度と見積もられる。



1-5

1.2.5 事業総額

本プロジェクトの事業費は送電線工事費、変電工事費、コンサルティング費並びにアドミニストレ

ーション費等で構成されている。事業総額を表 1-1に示す。

表 1-1事業総額（単位：百万ドル 1）

項目費用

送電線工事費 83.60

変電工事費 24.20

予備費 10.78

コンサルティング費 5.39

アドミニストレーション費 10.78

合計 134.75

なお、事業総額の中には次の費用は含まれていない。

・環境影響評価実施費用

・公的機関からの承認・ライセンス等の取得費用

・税金

・プライスエスカレーション

1.3 経済分析結果概要

本プロジェクトの経済評価には、代替法 (With and Without Principle) を適用した。本調査プロジェク

トの電線張替に対し、本プロジェクトで計画している送電量の増加分に相当する新しい送電線を新設す

る事業を代案として比較した。表 1-2に示すように経済的内部収益率（EIRR：Economic Internal Rate of

Return）は、12.58%であり、インドネシアに対する推定された資本の機会費用としての割引率である10%

を超過している。また、B/Cでも1.028で1.0以上となり、当プロジェクトは実現性が高いといえる。

また、感応度分析の結果から便益が 5%減少した場合、費用が 5%上昇した場合、EIRR はそれぞれ

8.03%、8.10%となる。

表 1-2経済分析結果

EIRR (%) B/C Ratio B-C (千ドル)

12.58% 1.028 3,205

1 本報告書では、ドル表記はすべて米ドルである。



1-6

1.4 財務分析結果概要

財務収益性の指標となる財務的内部収益率（FIRR：Financial Internal Rate of Return）は14.31%であり、

インドネシアの金融市場における一般商業銀行の市場金利である12%を上回っている。

表 1-3財務分析結果

FIRR (%) NPV (千ドル)

14.31% 45,359

また、感応度分析の結果から収益が 5%減少した場合、費用が 5%上昇した場合、FIRR はそれぞれ

13.54%、13.57%となる。本プロジェクトでは、価格が 5%程度変動した場合でも、市場金利を上回る

FIRRを達成することができ、財務的観点からも実行可能性があると結論づけることができる。

1.5 代替案との比較結果及び最適案選定理由

インドネシアではジャカルタ以西の旺盛な電源開発により既設送電線の過負荷が予想され、電力の安

定供給のため、送電容量の増加は緊喫の課題である。

送電容量の増加対策としては送電線の新設、既設送電線の電線張替の2案があるが、後者は以下のメ

リットがある。

① 既存の鉄塔を利用することができ、完成遅延の大きな要因である用地取得が不要となる。

② 社会面、環境面での影響を減らすことができ、2019 年完成予想となり、短期間の完成が期待で

きる。

③ 機器や導体の数が変わらないため、運営管理費の増加が抑えられる。

④ 工事費が相対的に低く抑えられるため、より高性能のコンダクター技術を使用することができ

る。

1.6 環境的･社会的影響

本プロジェクトは既設電線の増容量電線への張替により 2 倍程度の送電容量増加を図るものであり、

新たな送電線の建設と比べ用地取得が不要で住民移転も不要である。

電界強度は最低電線地上高15メートルで、5kV/mを少し上回る数値である。然し実際の電線地上高

は、16m少々であり、電界強度は4.9ｋV/mである。本プロジェクトの電線は既存の物と同じであるた

め、5kV/mを下回るものと予想される。



1-7

コロナ騒音、ラジオ騒音のレベルは、電線張替によって変化はない。

これらから環境的・社会的影響は小さいと言える。

1.7 プロジェクトの実施スケジュール

2019年の運転開始を考慮すると、本プロジェクトにおける両国間での円借款締結からプロジェクト

の営業運転開始までの実施スケジュールは、次のように想定される。

建設準備期間

・コンサルタント選定、契約 6ヶ月

・EPC入札仕様書準備 6ヶ月

・応札準備 3.5ヶ月

・応札結果の評価・EPC選定、契約 8ヶ月

計（業務重複考慮） 18ヶ月

建設期間

・Suralaya － Gandul線張替工事 17ヶ月

・変電設備取替工事 18ヶ月

計（工事重複考慮） 18ヶ月

合計 36ヶ月

1.8 日本企業の技術的優位性

アルミ覆インバ心特別耐熱アルミ合金より線は日本で開発された製品であり、日本では 3 社が製造

することが可能である。特に高い許容温度を有する特別耐熱アルミ合金線（XTAL）の製造には、容

易にはまねのできないノウハウが必要である。このため、現時点では他国電線製造会社からの納入実

績は確認できていなく、日本企業の受注可能性は高い。

また、吊金工法は、人口過密地域において送電線の電線を架線する機会の多い日本で開発された工

法である。日本の施工会社は吊金工法の豊富な経験を有しているため、日本企業の国際競争力は高い

と言える。

1.9 プロジェクト資金の調達

西ジャワ系統の電力供給能力の強化は、インドネシアの緊急課題である。インドネシアではKPPIP

（Komite Percepatan Penyediaan Infrastruktur Prioritas ）を2014年大統領令により設立し、優先度の高いイ

ンフラを選定・推進を行っている。その過程で、資金調達手段を多様化させ、国家予算、国際開発金融

の利用、民間資金の活用まで検討されている。また、西ジャワ地域で新しい発電所の開発が進んでおり、



1-8

これらを確実なものとするためにも、工事をスケジュール通りに進めることが重要な課題となっている。

日本政府は、このようなインドネシアにおける活発なインフラ投資に対して、「PROMOSI（日本イン

ドネシア投資・輸出促進イニシアティブ）」の開始で合意するなど積極的な外交を展開している。JICA

でも、ODA 円借款の手続きに必要な期間を短縮させ、政府以外の政府関連機関にも貸出ができるよう

に検討をすすめている。

現時点で、このプロジェクトに関して円借款の要請は行われていない。しかし、インドネシア国内

においては、事業の重要性は認識されていることに加え、JICA がすでに検討を始めているジャワ島

中・西部の送電線プロジェクトとあわせて実施を検討していくと予想される。

1.10 案件実現までの具体的スケジュールおよび実現を阻むリスク

電力系統に発電機を連系すると、事故電流が増加する。Jawa 5およびJawa 7を含む発電機がJawa-Bali

系統に連系されることにより、近い将来事故電流レベルが既設機器の容量を超過するため、何らかの

対策を準備しなくてはならない。事故電流増加に対する対策の一つは事故電流レベルを 50kA から

63kAに格上げすることであるが、一般的には事故電流レベル格上げには何年もかかるため、この事故

電流レベル格上げが新規発電機の連系を遅らせることになるかもしれない。

1.11 調査対象国内での事業実施地点が分かる地図

本プロジェクト事業は、Banten州Suralaya発電所から西ジャワ州Gandul変電所に至る既設500kV送

電線111kmの電線を張替え、送電容量を増加させるプロジェクトである。事業実施地域の地図を図 1-1

に示す。



1-9

図 1-1 事業実施地点の地図



2-1

第2章調査方法 2.1 調査目的

インドネシアのジャワ-バリ地域には、東西ジャワを東西に縦貫する２ルートの500kV 送電線を

骨格として、ほぼ全地域を網羅する150kV送電網が整備されている。しかしながら、同系統では、

需要と供給の地域不均衡が顕在化しつつある。すなわち、東西に約900kmに及ぶ供給地域において、

需要の約60％をジャカルタが位置する西ジャワ地域が占める。一方、発電所設備は東西でほぼ均

等に分布している。こうした東西の需給不均衡により、東部から西部へ電力が送られている。

PLNでは、送電系統への負担軽減の観点から今後の電源開発は、需要中心であるジャカルタか

ら比較的近い地域での開発を優先する方針のもと、西部ジャワにおいて今後旺盛な電源開発が計

画されている。

しかし、西部ジャワでは、既設送電線の容量不足から、新規電源の発電電力をジャカルタまで

送電することは困難であり、将来の電力安定供給が見込めない事態となっている。

このため、PLNでは、西部ジャワにおける新規送電線の建設を計画しているが、人口高密度地

域であり、用地取得の難航、建設コストの増加、建設期間の長期化、資金調達・リスク分散方途

の限定等、多くの課題が山積している。

上記の調査目的と背景、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・

西ジャワ500kV送電網増強事業調査」（以下、「前回調査」という。）のレビュー並びにインドネ

シア政府機関による新規発・送配電所建設計画を踏まえたうえで、Banten州Suralaya発電所から西

ジャワ州Gandul変電所に至る既設500kV送電線111kmの電線を張替え及び送変電設備（張替え・新

設）の実効性を評価・提案するものである。

2.2 調査内容

本調査の内容は、以下をポイントとして実施した。 A) 事業実施可能性調査の対象

「国営電力公社（PLN）電力供給総合計画（RUPTL）(2015-2024)」のジャワ島北西部におけ

る主な新規発電所建設計画（Jawa5，Jawa7，ロンタール等）の影響を考慮した形で、特に

Suralaya-Gundal 線等の 500ｋＶ送電線を中心に送電線容量増強について事業実施可能性調査

を行った。



2-2

【ジャワ島北西部バンテン州】

検討にあたっては、下記をコンポーネントとするプロジェクトを想定し事業実施可能性調査を行っ

ている。

個別発電所の建設工事（近傍の電力系統へ接続するための送電線建設工事を含む）

個別発電所の接続に伴い、必要となる送電線容量増強（電線張り替え）工事および変電所での機

器取り替え工事

ただし、事故電流増加対策工事はプロジェクトのコンポーネントには原則として含めない。

既設変電所

既設変電所

既設送電線既設送電線

新規個別発電所

接続のための電源送電線既設送電線発電所接続に伴い容量増強が必要（電線張り替え工事）（変電所機器取り替え工事）

事業実施可能性調査の対象



2-3

B) 系統解析からの設備増強の必要性確認

PLNと共同してRUPTL 2015-2024及びその他情報を踏まえて解析を実施し、系統解析からの

設備増強の必要性を確認した。

解析にあたっては、潮流解析、事故電流解析、安定度解析を実施した。なお、事故電流解析

については、系統解析による事故電流の予測と対応策の提案のみを行っている。

C) 対象となる工事の検討方法

電線張り替え工事、変電所機器取り替え工事は、前回調査の内容を最大限に活用して検討を

行った。

D) 経済財務、環境社会配慮

上記の技術調査の結果を踏まえ、経済財務分析、ならびに資金調達手法を検討した。

環境社会配慮に関しても、前回調査からの規制等の変更点を確認した。

2.3 調査方法・体制

具体的な調査方法は以下のとおりである。

① プロジェクトの背景確認

電力需要、電源開発、需要と電源の地域分布、系統増強計画に関しては、RUPTL 2015-2024を前回

調査実施時点の2007年版RUPTLとの比較の観点からレビューを行った。 ② 前回調査の系統解析面のレビュー

上記、電力需要、電源開発、需要と電源の地域分布、系統増強計画の比較を基に、前回調査の検討

結果等について、比較の観点からレビューを行った。 ③ 系統解析からの設備増強の必要性確認

PSS/Eデジタルデータに基づき、潮流解析及び安定度解析の検討を行った。また、現地調査にてPLN等へのヒアリングを行い、既に実施している同様の調査等がないか、ま

た認識の相違点等について確認した。 ④ 事故電流解析および課題の抽出

PSS/Eデジタルデータに基づき、事故電流解析および課題の抽出を実施した。また、現地調査にてPLN等へのヒアリングを行い、既に実施している同様の調査等がないか、ま

た認識の相違点等について確認した。

⑤ 送電線線増容量化検討

上記の調査を踏まえ、前回調査の結果を最大限活用して、送電線増容量化について検討を行った。現地調査においてはPLN等へのヒアリング、図面類を中心とした設備確認（厳選したうえでの現



2-4

地視察）、類似プロジェクトの実施状況や工事費の確認を行った。

⑥ 経済・財務分析

経済分析及び財務分析については、前回調査のレビュー及び①~⑤の結果を主に変更点等を加味し

て実施した。

⑦ 環境社会配慮事項の確認主に下記の点を中心に、文献、規制省庁を含む関係者聞き取り等の現地調査を実施した。 ⑧ 日本企業の技術的優位性とプロジェクト資金の調達文献・机上調査に加え、本邦企業、現地の主管機関（財務省、PLN、P3B JB等）公的・民間融資機関等からのヒアリングを実施した。また、調査体制は以下のとおりである。

実施体制役割

有限責任あずさ監査法人全体総括、分析・調査とりまとめ等

東電設計株式会社電力系統解析※、送電線調査、変電所調査、工事費分析等

KPMG ASPAC ｲﾝﾌﾗｽﾄﾗｸﾁｬ

ーﾌﾟﾛｼﾞｪｸﾄｸﾞﾙｰﾌ゚経済・財務分析、環境社会配慮評価、資金調達手法の検討等

※ 一部業務を東京電力株式会社が実施。



2-5

2.4 調査スケジュール

本調査期間は、次の通りである。

平成27年8月31日（契約締結日）～平成28年2月29日

本調査のスケジュールを図 2-1に示す。また第1回、第2回および第3回の現地調査ならびに現地報

告会の概要をそれぞれ図2-1、表2-1から2-4にて示す。

図 2-1 調査実績工程

9月 10月 11月 12月 1月 2月

国内作業国内作業

第1回現地調査

（9/6～9/12）

第2回現地調査

（11/8～11/14）

第3回現地調査

（11/15～11/21）

現地報告会

(2/10)

報告書提出



2-6

表 2-1 第1回現地調査概要

年月日概要

1 2015.9.6 (月)

移動（東京発、ジャカルタ着)

2 2015.9.7 (火) ・PT.PLN (Directorate of Finance, Directorate of Planning) インタビュー・Ministry of Energy and Mineral Resources インタビュー・PT.PLN(System Planning) インタビュー

3 2015.9.8 (水) ・日本大使館インタビュー・Ministry of Finance (Directorate General of Financing and Risk management, Directorate of Government Guarantee)インタビュー・Coordinating Ministry of Economic Affairs インタビュー・P3B-JB インタビューおよび系統解析調査

4 2015.9.9 (木) ・Ministry of Environment インタビュー・Ministry of Finance(Fiscal Policy Agency) インタビュー・PT Indonesia Infrastructure Guarantee Fund インタビュー・Ministry of National Development Planning インタビュー・JICA Indonesia インタビュー調査団一部帰国（ジャカルタ発）

5 2015.9.10 (木) ・P3B-JB (System Planning) 系統解析調査・Multfab インタビュー・PLN(Corporate Finance, Foreign Loan and ODA) インタビュー調査団一部帰国（ジャカルタ発、東京およびシンガポール着）

6 2015.9.11 (金) ・P3B-JB (System Planning) 系統解析調査移動（ジャカルタ発）

7 2015.9.12（土）

移動（東京着）



2-7


年月日概要

1 2015.11.8 (日) 移動（東京発、ジャカルタ着)

2 2015.11.9 (月)

～11.11 (水)

P3B-JBにて系統解析調査

3 2015.11.12 (木) ・系統解析に関するWrap-up Meeting準備作業・アジア開発銀行インタビュー

4 2015.11.13 (金) P3B-JBにてWrap-up Meetingおよび追加調査

移動（ジャカルタ発）

5 2015.11.14 (土) 移動（東京着）


年月日概要

1 2015.11.15 (日) 移動（東京発、ジャカルタ着)

2 2015.11.16 (月) ・P3B-JB Gandul事務所にてキックオフミーティング・Gandul変電所及び周辺送電線の視察調査

3 2015.11.17 (火) ・Gandul変電所及び周辺送電線の視察調査

4 2015.11.18 (水) ・Balaraja変電所及び周辺送電線の視察調査

5 2015.11.19 (木) ・Suralaya変電所及び周辺送電線の視察調査・PLN (Corporate Finance) インタビュー・JICA インタビュー・KfW インタビュー・PLN(Environment) インタビュー

6 2015.11.20 (金) ・P3B-JBにてWrap-up Meeting（送変電および系統解析）

・現地施工会社インタビュー

・PLN System Planning インタビュー

移動（ジャカルタ発、シンガポール着）

7 2015.11.21(土) 移動（東京着）



2-8

表 2-4 現地報告会概要

年月日概要

1 2016.2.9 (火) 移動（東京、シンガポール発、ジャカルタ着)

2 2016.2.10 (水) 現地報告会移動（ジャカルタ発、シンガポール着）

3 2016.2.11 (木) 移動（東京着）



3-1

第3章調査の背景及び前回調査レビュー等 3.1 対象地域の概要

インドネシアは、行政的には、ジャカルタ首都特別州、ジョクジャカルタ特別州を含む 33 州にわか

れる。今回の調査対象地域は、特にジャワ北西部にあるジャカルタ首都特別州とバンテン州となる。以

下、インドネシア全体の経済状況を俯瞰した後、ジャワ北西部について概要を述べる。

※ の範囲がジャワ島の州であり、ジャカルタ首都特別州（上表31．DKI JAKARTA）とバンテン州（上表36．BANTEN）がジャワ

島の北西部に位置する。

3.1.1 インドネシア全体の経済状況

ＩＭＦが公表するインドネシア全体の実質ＧＤＰ成長率によると、2009 年のリーマンショック後、

2010 年にはインドネシア経済は回復したものの、2015 年にかけて徐々に成長率は減少してきている。

これらは、従来経済成長が堅調な個人消費や安定した為替や低金利に支えられてきたが、足元インフレ

圧力の増大や経常赤字の拡大のなどから、政策金利が引き上げられたため成長が鈍化したことが要因で



3-2

ある 2。

しかし、ＩＭＦの予測では、2015年以降は5％から6％の成長率を維持するとされており、安定した

経済成長が期待される。図 3-1 に、IMFによる実質GDP成長率の実績と予測値の推移を示す。

図 3-1実質ＧＤＰ成長率

(Source: International Monetary Fund, World Economic Outlook Database, October 2015) * 推計値

次に、名目ＧＤＰと政府債務の推移をみると、名目ＧＤＰの伸びに対して、政府債務残高は伸びが大

きくなく、政府債務の対ＧＤＰ比率は2000年の約87％から2010年には約24％まで下落している。ま

た、2020年までの予測においても、政府債務の対ＧＤＰ比率は横ばいとなる見込みである。

図 3-2：名目ＧＤＰと政府債務の推移、政府債務のＧＤＰ比率（単位: 10億インドネシア・ルピア,%）


2 「インドネシア経済の現状と今後の展望」三菱ＵＦＪリサーチ＆コンサルティング

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

7.0%

8.0%

Gross domestic product, constant prices

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Rp0

Rp5,000,000

Rp10,000,000

Rp15,000,000

Rp20,000,000

Rp25,000,000

2000 2005 2010 2015* 2020*

Gross domestic product, current prices

General government gross debt

General government gross debt (Percent of GDP)



3-3

また、財政収支の推移からは、財政収入と財政支出の総額が年々増加していることと、それらの差額

である財政収支が近年若干のマイナスとなっていることが見られる。

図 3-3：財政収入、財政支出及び財政収支の推移

（単位: 10億インドネシア・ルピア）


また、インドネシアの財政支出の特徴として、エネルギー補助金の政府の財政支出に対する割合が

約3割と大きいことが挙げられる。このエネルギー補助金は、燃料及び電力価格の補填等に充当される

が、インドネシア政府は当該補助金制度改革に取り組み、削減に努めている。

3.1.2 ジャワ北西部の経済状況

ジャワ島における人口は 2015 年度の推計で 1 億 4 千万人強であり、インドネシア全体の約 57％を

占めている。ジャワ北西部に当たるジャカルタ首都特別州とバンテン州の人口は合計で、ジャワ島にお

ける人口の約 15％となる。今後の予測を見ると、西ジャワ州の大きな増加が見込まれているが、ジャ

カルタ首都特別州とバンテン州においても逓増していくとされている。

(Rp1,000,000)

(Rp500,000)

Rp0

Rp500,000

Rp1,000,000

Rp1,500,000

Rp2,000,000

Rp2,500,000

Rp3,000,000

Rp3,500,000

Rp4,000,000

2000 2005 2010 2015* 2020*

General government revenue

General government total expenditure

General government net lending/borrowing



3-4

図 3-4：ジャワ島における人口推移と予測 (単位：千人)

(Source: BPS STATISTIK INDONESIA) * 推計値

また、ジャワ島の実質ＧＤＰ合計はインドネシア全体の約6割を占めており、ＧＤＰ成長率の推移も

インドネシア全体の推移と同様な動きをしており、約5～6％において堅調な経済成長を達成している。

ジャワ島の中で、ジャカルタ首都特別州とバンテン州のＧＤＰ合計は約4割弱となっており、絶対額

で行くと、ジャカルタ首都特別州、東ジャワ州、西ジャワ州の順に大きくなっている。

図 3-5：州別実質ＧＤＰ推移

（単位: 10億インドネシア・ルピア）

(Source: BPS STATISTIK INDONESIA)

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

2000 2010 2015* 2020* 2025* 2030* 2035*

Banten（バンテン州）

DKI Jakarta（ジャカルタ首都特別州）

Jawa Barat (西ジャワ州）

Jawa Tengah（中部ジャワ州）

DI Yogyakarta（ジョグジャカルタ特別州）

Jawa Timur（東ジャワ州）

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

7.0%

Rp-

Rp200,000

Rp400,000

Rp600,000

Rp800,000

Rp1,000,000

Rp1,200,000

Rp1,400,000

Rp1,600,000

Rp1,800,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Jawa Timur（東ジャワ州）

DI Yogyakarta（ジョグジャカルタ特別州）

Jawa Tengah（中部ジャワ州）

Jawa Barat(西ジャワ州）

DKI Jakarta（ジャカルタ首都特別州）

Banten（バンテン州）

実質GDP成長率

（ジャワ島）



3-5

3.2 電力需要

3.2.1 電力需要実績

インドネシア国ジャワ島の電力系統はバリ島と接続されジャワ・バリ系統として一体的に運用され

ている。ジャワ・バリ系統の 2014 年の最大電力は 33,321MW でありスマトラ島等を含むインドネシ

ア全体の電力需要の72%を占めている。2014年のジャワ・バリ系統の販売電力量は約150TWhであり、

これは日本全体の約18%である。表 3-1に、インドネシアの地域別の販売電力量実績を示す。

表 3-1インドネシアの地域別の販売電力量実績

単位: TWh/年間

Region 2009 2010 2011 2012 2013 2014*) 2009 年～2014年の平均

Jawa-Bali 104.1 113.4 120.8 132.1 142.1 149.9

Growth rate 3.3 8.9 6.5 9.3 7.6 5.5 7.1

Sumatera 17.6 19.7 21.5 24.2 25.8 27.9

Growth rate 7.2 11.6 9.3 12.6 6.4 8.2 9.4

Kalimantan 4.7 5.1 5.7 6.4 7 7.8

Growth rate 9.7 10.3 10.1 12.9 9.6 11.8 10.5

Sulawesi 4.6 5.1 5.6 6.4 7.3 7.8

Growth rate 8.8 10.7 11 13.7 13.3 7.7 11.5

Maluku, Papua & Nusa Tenggara 2.2 2.4 2.7 3.1 3.6 4.0

Growth rate 9.7 10.7 13 16.1 13.8 11.4 12.7

Indonesia 133.1 145.7 156.3 172.2 185.7 197.3

Growth rate 4.3 9.4 7.3 10.2 7.8 6.3 7.8

*) 推定値

(出典: RUPTL 2015-2024)

2013年以降、一部の地域を除き販売電力量の伸びが低下しており、特にジャワ・バリ系統は全国平

均と比較しても低下が顕著である。

3.2.2 電力需要予測

図 3-6 は、各種需要予測を比較したものである。エネルギー鉱物資源省は国家エネルギー戦略に基

づいて総合的電力計画であるRUKNを発行し、PLNはそのRUKNを踏まえてRUPTLを策定した。



3-6

図 3-6各種需要予測比較

(出典: RUPTL 2015-2024)

最新のRUPTL 2015-2024では、Draft RUKN 2015-2034よりも2009年以降、需要予測を下方修正し

ている。2008年に実施した以前の検討での需要は、RUPTL 2007に基づいている。ジャワ・バリ系統の

RUPTL 2007での需要予測とRUPTL 2015-2024に示された実績の比較を図 3-7に示す。需要面では前

回検討時点とそれほど大きな差は無かった。図 3-7は、RUPTL 2015-2024に基づいたジャワ・バリ系

統の需要予測も示している。

図 3-7 前回検討での需要予測と実績の比較

(出典: RUPTL 2015-2024, RUPTL 2007を基に調査団で作成)



3-7

3.2.3 電源開発計画

表 3-2は、RUPTL 2015-2024におけるJawa-Bali系統全体の需要予測(MW)および電源開発計画を示

す。最終年の2024まで、十分な予備率を確保する計画となっている。

表 3-2 Jawa-Bali系統全体の需要予測(MW)および電源開発計画

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

供給可能量（①） 32,757 34,738 37,426 42,172 54,024 55,172 57,306 59,463 62,767 65,550

需要（②） 25,875 27,840 29,993 32,213 34,578 37,103 39,960 43,031 46,376 49,934

需給バランス（③=①‐②） 6,882 6,898 7,433 9,959 19,446 18,069 17,346 16,432 16,391 15,616

予備率（③/②） 27% 25% 25% 31% 56% 49% 43% 38% 35% 31%

(出所: RUPTL 2015-2024を基に調査団作成)

なお、Jawa-Bali系統内の個別の電源開発計画は以下の表 3-3の通りである。



3-8

表 3-3 Jawa-Bali系統の電源開発計画単位: MW

(出典: RUPTL 2015-2024)

プロジェクト発電方法 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Pembangkit PLN on Going and Committed

Tj. Awar-awar (FTP1) PLTU1 350

Adipala (FTP1) PLTU 660

Indramayu #4 (FTP27) PLTU 1,000

Upper Cisokan PS (FTP2) PLTA2 1,040

Peaker Pesanggaran PLTMG3 200

Sub Total PLN on Going & Committed 860 350 1,915

Pembangkit IPP on Going and Committed

Celukan Bawang PLTU 380

Banten PLTU 625

Sumsel-8 MT PLTU 1,200

Sumsel-9 MT (PPP) PLTU 600 600

Sumsel-10 MT (PPP) PLTU 600

Cilacap exp PLTU 614

Jawa Tengah (PPP) PLTU 1,900

Rajamandala PLTA 47

Patuha (FTP2) PLTP4 110

Kamojang-5 (FTP2) PLTP 30

Karaha Bodas (FTP2) PLTP 30 110

Tangkuban Perahu 1 (FTP2) PLTP 55 55

Ijen (FTP2) PLTP 110

Iyang Argopuro (FTP2) PLTP 55

Wilis/Ngebel (FTP2) PLTP 55 110

Cibuni (FTP2) PLTP 10

Tangkuban Perahu 2 (FTP2) PLTP 60

Cisolok - Cisukarame (FTP2) PLTP 50

Ungaran (FTP2) PLTP 55

Wayang Windu 3-4 (FTP2) PLTP 220

Dieng (FTP2) PLTP 55 55

Tampomas (FTP2) PLTP 45

Baturaden (FTP2) PLTP 110 110

Guci (FTP2) PLTP 55

Rawa Dano (FTP2) PLTP 110

Umbul Telomoyo (FTP2) PLTP 55

Gn. Ciremai (FTP2) PLTP 110

Gn. Endut (FTP2) PLTP 40

Sub Total IPP On Going & Committed 1,024 655 47 - 1,770 3,575 1,040 205 110 -

Rencana Tambahan Kapasitas

Jawa-1 (Load Follower ) PLTGU5 1,600

Jawa-2 (Load Follower ) PLTGU 800

Jawa-3 (Load Follower ) PLTGU 800

Muara Tawar Add-on Blok 2,3,4 PLTGU 650

Grati Add-on Blok 2 PLTGU 150

Peaker Muara Karang PLTGU 500

Peaker Grati PLTGU 300 150

Peaker Jawa - Bali 1 PLTGU/ MG6 400

Peaker Jawa - Bali 2 PLTGU/ MG 500

Peaker Jawa - Bali 3 PLTGU/ MG 500

Peaker Jawa - Bali 4 PLTGU/ MG 300 150

Karangkates #4-5 PLTA 100

Kesamben PLTA 37

Jatigede (FTP2) PLTA 110

Matenggeng PS PLTA 450 450

Indramayu #5 PLTU 1,000

Lontar Exp #4 PLTU 315

Jawa-1 (FTP2) PLTU 1,000

Jawa-3 (FTP2) PLTU 660 660




Jawa-7 PLTU 2,000

Jawa-8 PLTU 1,000

Jawa-9 PLTU 600

Jawa-10 PLTU 660

Jawa-11 PLTU 600

Jawa-12 PLTU 1,000 1,000

Jawa-13 PLTU 2,000

Bedugul PLTP 10

新設分出力合計 MW 1,884 1,755 2,897 5,115 13,005 2,162 2,300 2,325 3,560 3,000

発電端定格出力合計 MW 35,304 37,439 40,336 45,451 58,224 59,461 61,761 64,086 67,646 70,646

送電端可能出力合計 MW 32,757 34,738 37,426 42,172 54,024 55,172 57,306 59,463 62,767 65,550

1. PLTU : 火力発電

2. PLTA : 水力発電

3. PLTMG : ガスエンジン発電

4. PLTP : 地熱発電

5. PLTGU : コンバインドサイクル発電(複数の発電機から構成される主にガスを燃料とする高効率発電)6. PLTGU/ MG : PLTGU または PLTMG7. FTP2 : 第2次発電所開発加速化プログラム; 2010年第4号大統領令に基づいて、PLNは合計容量 10,000 MWの石炭火力発電所建設の要請を受けた。



3-9

3.2.4 RUPTL 2015-2024における送電線増強計画

表 3-4に、RUPTL 2015-2024におけるJawa-Bali系統内各地区の500kV送電線増強計画を示す。

表 3-4 Jakarta地区の送電線増強計画 From To Voltage Conductor type Length(km) COD

Bekasi Tx. Mtawar-Cibinong 500 kV 2 cct, 4xDove3 12 2016

Cawang Baru (GIS) Gandul 500 kV 2 cct, 4xZebra 40 2017

Kembangan Durikosambi (GIS) 500 kV 1 cct, 4xZebra 6 2017

Tx Kembangan Durikosambi (GIS) 500 kV 1 cct, 4xZebra 6 2017

Priok Muaratawar 500 kV 2 cct, 1xCU2500 30 2018

Priok Muarakarang (GIS) 500 kV 2 cct, 1xCU2500 20 2018

Muarakarang (GIS) Durikosambi (GIS) 500 kV 2 cct, 4xZebra 30 2018

PLTU Jawa-5 Balaraja 500 kV 2 cct, 4xZebra 60 2021

Total 204

(出典: RUPTL 2015-2024)

表 3-5 Banten州の送電線増強計画 From To Voltage Conductor type length(km) COD

Bojanegara Balaraja Baru 500 kV 2 cct. 4xDove 120 2015

Suralaya Baru Bojanegara 500 kV 2 cct. 4xDove 32 2015

PLTU Banten Inc4.(Suralaya Baru- Balaraja) 500 kV 2 cct. HTLSC (4xDove) 40 2016

Lengkong 500 kV Inc. (Blrja-Gndul) 500 kV 4 cct. 4xDove 4 2017

Balaraja Kembangan 500 kV 1 cct. 4xZebra 80 2017

Bogor X Tpcut 500 kV DC 2 pole. HVDC OHL5 220 2019

Bogor X Inc (Clgon-Cibinong) 500 kV 2 cct. 4xDove 60 2019

Bogor X Inc (Depok-Tsmya) 500 kV 4 cct. 4xDove 6 2019

Tpcut Keteranganapang 500 kV DC 2 pole. HVDC CABLE 80 2019

PLTU Jawa-7 Inc(Suralaya Baru - Balaraja) 500 kV 4 cct. HTLSC (4xDove) 20 2019

Bojanegara Balaraja Baru 500 kV 2 cct. HTLSC (4xDove) 120 2019

Suralaya Baru Bojanegara 500 kV 2 cct. HTLSC (4xDove) 32 2019

Balaraja Gandul 500 kV 2 cct. HTLSC (4xDove) 92 2019

Suralaya Lama Balaraja 500 kV 2 cct. HTLSC (4xDove) 129 2020

Total 1,035

(出典: RUPTL 2015-2024)

Balaraja-Gandul 間送電線の電線張替が 2019 年に、Suralaya(Lama)-Balaraja 間送電線の電線張替が 2020 年

に計画されている。

3 4xDove: 4導体。DoveはACSRの 1種を表す慣例名称 4 Inc: 既設送電線の間に新規に建設される変電所または発電所を連系するための送電線を示す 5 OHL: 架空線



3-10

表 3-6 西ジャワ州の送電線増強計画 From To Voltage Conductor type length(km) COD

Tambun 500 kV Inc. (Bkasi-Cibinong) 500 kV 2 cct, 4xDove 2 2016

Bandung Selatan Inc. (Tasik-Depok) 500 kV 2 cct, 4xGannet 4 2016

Delta Mas Inc. (Cbatu-Cirata) 500 kV 4 cct, 4xGannet 8 2017

Cikalong Dbphi. (Tasik-Depok) 500 kV 4 cct, 4xGannet 4 2017

Cibatu Baru Inc (Muaratawar-Cibatu) 500 kV 4 cct, 4xGannet 20 2018

PLTGU Jawa-1 Cibatu Baru 500 kV 2 cct, 4xZebra 80 2018

Mandirancan Bandung Selatan 500 kV 2 cct, 4xZebra 118 2019

Upper Cisokan PLTA Incomer (Cibng-Sglng) 500 kV 2 cct, 4xGannet 30 2019

PLTU Jawa-1 Mandirancan 500 kV 2 cct, 4xZebra 116 2019

Indramayu Delta Mas 500 kV 2 cct, 4xZebra 260 2019

Suralaya Lama Suralaya Baru 500 kV 1 cct, 4xZebra 2 2019

PLTU Jawa-3 Switching S/S Jawa-3 Inc 500 kV 4 cct, 4xZebra 40 2021

Matenggeng PLTA Inc (Tasik-Rawalo) 500 kV 2 cct, 4xDove 20 2022

Total 704

(出典: RUPTL 2015-2024)

表 3-7 中部ジャワ州の送電線増強計画 From To Voltage Conductor type length(km) COD

Rawalo/Kesugihan Dbphi (Pedan-Tasik) 500 kV 4 cct, 4xGannet 4 2015

Rawalo/Kesugihan PLTU Adipala 500 kV 2 cct, 4xZebra 28 2015

PLTU Cilacap Exp Adipala 500 kV 2 cct, 4xDove 10 2015

Tanjung Jati B Tx Ungaran 500 kV 2 cct, 4xZebra 260 2016

Ampel Inc (Ungaran-Pedan) 500 kV 2 cct, 4xGannet 2 2017

PLTU Jateng Pemalang 500 kV 500 kV 2 cct, 4xZebra 40 2019

PLTU Jawa-12 (KBN) Inc (Muaratawar - Priok) 500 kV 2 cct, 1xCU2500 10 2019

Tx Ungaran Pemalang 500 kV 2 cct, 4xZebra 63 2020

Pemalang Indramayu 500 kV 2 cct, 4xZebra 256 2020

Ungaran Pedan 500 kV 1 cct, 4xZebra 60 2020

Total 733

(出典: RUPTL 2015-2024)

表 3-8 東ジャワ州の送電線増強計画

From To Voltage Conductor type length(km) COD

Surabaya Selatan Grati 500 kV 2 cct, 4xGannet 160 2015

Bangil Inc. (Paiton-Kediri) 500 kV 2 cct, 4xGannet 4 2017

Paiton Watu Dodol 500 kV 2 cct, 4xZebra 262 2018

Watu Dodol Segararupek 500 kV 2 cct, ACS 380 8 2018

Tandes Gresik 500 kV 2 cct, 4xZebra 24 2018

Total 458

(出典: RUPTL 2015-2024)



3-11

表 3-9 バリ島の送電線増強計画 From To Voltage Conductor type length(km) COD

Gilimanuk Antosari 500 kV 2 cct, ACSR 4xZebra 185 2018

Segararupec Gilimanuk 500 kV 2 cct, ACSR 4xZebra 20 2018

Total 205

(出典: RUPTL 2015-2024)

3.3 前回調査のレビュー

3.3.1 2008年に実施した調査報告書における必要性

前回実施調査「インドネシア・西ジャワ５００ｋV 送電網増強事業調査」は、2007年度に東電設計(株)

および三菱商事(株)により実施された。全体需要の想定や電源開発計画といった重要な条件については、

RUPTL 2007年版を元にした一方、各変電所での需要配分や各発電所の出力条件については、検討実施

時点での最新の情報で見直した。

(a) RUPTL 2007におけるジャワ・バリ系統西部の電源開発計画

表 3-10は、ジャワ・バリ系統西部の既設電源容量およびRUPTL 2007における電源開発計画を示す。

表 3-10 西部ジャワ地域の既設電源容量および電源開発計画

‘Unit：MW Site Existing 2008 2009 2010 2011 2012 -16 Capacity at the end of 2016

Suralaya(Lama) 3,400 - - 600 - - 4,000 Cilegon 740 - - - - - 740 Teluk Naga - - 300 600 - - 900 Anyner - - - - 300 - 300 Labuan - - 600 - - - 600 計 4,140 - 900 1200 300 - 6,540

(出典: RUPTL 2007)



3-12

図 3-8 は、上記表での新設電源の位置を示す。

図 3-8 RUPTL 2007での新規電源計画位置図

(出典: RUPTL 2007)

(b) 系統解析の検討年

表 3-10 に示されるように、大型の電力開発プロジェクトが 2009～2010 の間に完成すると期待され

ていたため、系統解析は2010 の需要や電源開発を含む条件の基で実施した。また、RUPTL 2007 での

検討最終年度の2016年の条件でも検討した。

(c) 2016年断面での系統構成の見直し

当時最新の発電機連系計画に基づいて、新規発電所(Bojonegara)の連系を見直した条件で 2016 年断

面での系統解析を実施した。



3-13

Legend Connection plan in the RUPTL

Revised connection

図 3-9 Bojonegaraの新設発電所の連系見直し

Muara Tawar

Cawang

Bekasi

Cibinong

Depok

Gandul

Kembangan

Balaraja

Suralaya

Cilegon

Bojonegara

(出典: JICA 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・西ジャワ５００ｋV 送電網増強事業調査報

告書(平成２０年３月)を基に調査団で作成)

(d) 潮流解析の結果

図 3-10は、2010年断面での潮流図を示している。矢印のついた黒字は通常(N-0)状態で事故設備がな

い条件での潮流を示している。特に Suralaya–Balaraja 間について、黒字の 2,586MW は通常状態で事故

設備がない条件(N-0状態)での2回線分の潮流の合計値を示している。赤字の2,332MWは、1回線事故

時のN-1 状態での同送電線区間健全回線(1 回線)の潮流を示している。既設送電線の容量は1 回線あた

り1,628MWであり、Suralaya–Balaraja間の電線張替がない条件では、以下の式の通り、N-1状態で健全

回線(1回線)は過負荷する。(2,332MW>1,628MW)

一方、Balaraja-Gandul間については、青字の1,505MWは1回線事故時のN-1状態での同送電線区間

健全回線(1 回線)の潮流を示している。同区間の電線張替がなくても、以下の式の通り、N-1 状態で健

全回線(1回線)は過負荷しない。(1,505MW<1,628MW)



3-14

図 3-10 西ジャワ系統の潮流(2010年)

115

473

Cibinong

Depok

661

Gandul

319 Kembangan

699

Balaraja

318098

Suralaya

-219

Cilegon

917

319

880 759

560139

N-Suralaya

421

1873(1505)

1135(1389)(1398)

2586(2332)

( ):Contingency of 1circuit Red : Suralaya-Balaraja Blue : Balaraja-Gandul

Transmitting Cap.(2472A)

2033MW (PF0.95)

Transmitting Cap.(1980A)

1628MW (PF0.95)

Unit (MW)

(出典: JICA 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・西ジャワ５００ｋV 送電網増強事業調査報告書、

平成２０年３月)

図 3-11は、2016年断面での潮流図を示している。

図 3-11 西ジャワ系統の潮流(2016年)

565Depok

1014

Gandul

529

Kembangan

Balaraja

2387160

Suralaya

354

Cilegon

Bojonegara

1459

1777

1420

530

244 1064

Lengkong

550226

N-Suralaya

324

1254(1654)

448

858

22501565685

DC

3000

Parung

18771995

539

( ):contingency ofBalaraja-Gandul

534

901

Unit (MW)

(出典: JICA 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・西ジャワ５００ｋV 送電網増強事業

調査報告書、平成２０年３月)

青字の1,654MWは、Balaraja-Gandul間1回線事故時のN-1状態でのBalaraja – Lengkong間の健全回



3-15

線(1回線)の潮流を示している。この条件では、以下の式の通り、N-1状態でこの健全回線(1回線)は過

負荷する。(1,654MW>1,628MW)

(e) 建設年

当該の電線張替には、1 年半程度掛かると想定された。比較的長い電線張替期間中、Suralaya 発電所

の発電機出力をある程度抑制する必要が発生する。ジャワ・バリ系統の需給バランスを考慮して、報告

書では前年までと比較して供給力がより十分にある 2010 年に電線張替工事を開始すべきであるとした。

(f) 張替工事中の潮流解析

上記と同じ条件ならば、電線張替工事中にSuralaya-Balaraja 間に過負荷が発生する。この過負荷を避

けるためには、Suralaya 発電所の出力を 1,200MW 抑制する必要があった。(3,740MW た。この過負荷

を避け

(g) 安定度解析

安定度解析は、電線張替工事期間中の条件で実施した。このような厳しい条件であっても、系統は安

定であった。

(h) 前回報告書の結論

前回報告書では、上記の潮流解析・安定度解析の結果から、Suralaya- Gandul間の電線張替の

必要性はあると結論づけた。

(i) 系統解析に関する前回の報告書のレビュー

Suralaya-Balaraja間送電線は、表 3-10に挙げられている新設発電機の連系により過負荷すると予想さ

れた。当該区間の電線張替は、本来新設発電機の系統連系前に実施されるべきであった。潮流解析の

結果から、新設発電機を含むSuralaya石炭火力発電所は電線張替工事期間中、出力抑制しなければなら

ないことが予想された。一般的には、増設したばかりの発電所の出力抑制を余儀なくされることは通常

のことではない。前回の報告書では、”クラッシュプログラム”のために 2010 年時点では十分な供給力

増加が期待できるため、2010 年に張替工事を開始すべきであると提案した。しかしながら、このプロ

グラムは資金不足や中国の会社により提供された石炭火力発電所が所定の性能を満たさないことから、

うまく機能したとはいえない。これらのことを踏まえると、本来であれば事前に整備されるべきものが



3-16

整備されていなかったため発電所の出力を抑制しなければならなかった状況で、当該発電所の低稼働と

いう偶発的事象の発生により、結果的に送電線過負荷の問題が顕在化しなかったと推察される。

以上より、2008年当時(リーマンショック直前)の電力需給バランス上緊急性の高い状況を踏まえると、

調査団が、用地取得や環境影響評価等に時間がかかる送電線新設よりも、電線張替を提案したという判

断は妥当であったと判断される。



4-1

第4章潮流分析 4.1 実施した調査

新規発電機を電力系統に連系する前や流通設備増強の必要性を判断するためには、送電網の信頼度

を解析する必要があり、潮流解析、事故電流解析および安定度解析を実施し、もしも何か問題が発生す

ることが予想された場合には何らかの対策を準備しなければならない。そこで、調査団は系統解析とし

て、以下の事項を実施している。

・潮流解析

・事故電流解析

・安定度解析

4.2 検討条件

4.2.1 検討年

P3B-JBより入手したSuralaya(Lama)-Gandul間送電線の潮流に影響を及ぼす電源開発計画は、表 4-1

のとおりである。

表 4-1 Suralaya-Gandul間送電線の潮流に影響を及ぼす電源開発計画発電所連系箇所定格出力 COD Banten #1 Banten S/S 660MW 2017 Jawa-9 Banten S/S 600MW 2019

Jawa-5 Tanara S/S 1000MW 2019 1000MW 2020

Jawa-7 Bojonegara S/S 1000MW 2019 1000MW 2020

(出典: P3B-JBからの情報)

また、図 4-1 は、表 4-1 に示された新設発電機の連系箇所を示している。連系箇所および連系年か

ら、調査団はJawa-5の2号機および Jawa-7の2号機がSuralaya-Gandul 間送電線の重負荷をもたらす原

因であると仮定した。これより、調査団は 2020 年を検討年とする条件でこの検討を実施すべきである

と判断した。



4-2

Substation A

図 4-1 ジャワ・バリ系統北西部での電源開発計画

(出典: RUPTL P3B-JBから提供された情報を基に調査団で作成)



4-3

4.2.2 最新のジャワ・バリ北西部における送電線増強計画

また、PLNより提供された最新の Jakarta地区及びBanten州の送電線増強情報は、表 4-2及び表 4-3


表 4-2Jakarta地区の送電線増強計画 From To Voltage Conductor type length COD Bekasi Tx. Muara Tawar-Cibinong 500kV 2 cct, ACSR 4xDove6 12 2016 Kembangan Durikosambi (GIS) 500kV 2 cct, ACSR 4xZebra 6 2018 Muarakarang (GIS) Durikosambi (GIS) 500kV 2 cct, ACSR 4xZebra 30 2018 Priok Muara Tawar 500kV 2 cct, ACSR 4xZebra 30 2019 Priok Muarakarang (GIS) 500kV 2 cct, ACSR 4xZebra 20 2019 Cawang Baru (GIS) Gandul 500kV 2 cct, ACSR 4xZebra 40 2020

Total 138

(出典: PLNからの情報)

表 4-3 Banten州の送電線増強情報 From To Voltage Conductor type length COD Bojonegara Balaraja Baru 500 kV 2 cct, ACSR 4xDove 120 2016 PLTU Banten Inc. (Suralaya Baru-Balaraja) 500 kV 2 cct, HTLSC (既設 4xDove) 40 2016 Suralaya Baru Bojonegara 500 kV 2 cct, ACSR 4xDove 32 2016 Balaraja Kembangan 500 kV 2 cct, ACSR 4xZebra 80 2017 Lengkong Inc.7 (Balaraja-Gandul) 500 kV 4 cct, HTLSC (既設 4xDove) 8 2017 Suralaya(Lama) Suralaya Baru 500 kV 1 cct, ACSR 4xZebra 1 2018 Bogor X Inc. (Depok-Tasikmalaya) 500 kV 4 cct, ACSR 4xDove 6 2019 Bogor X Inc. (Cilegon-Cibinong) 500 kV 2 cct, ACSR 4xDove 60 2019 Bogor X Tanjung Pucut / Salira 500 kV DC 2 cct, 2 pole, HVDC OHL8 220 2019 Bojonegara Balaraja Baru 500 kV 2 cct, HTLSC (既設 4xDove) 120 2019 PLTU Jawa-7 Inc. (Suralaya Baru-Balaraja) 500 kV 4 cct, HTLSC (既設 4xDove) 20 2019 Suralaya(Lama) Balaraja 500 kV 2 cct, HTLSC (既設 4xDove) 129 2019 Tanjung Pucut / Salir Kaetapang 500 kV DC 2 cct, 2 pole, HVDC CABLE 80 2019 Balaraja Gandul 500 kV 2 cct, HTLSC (既設 4xDove) 92 2020 Suralaya Baru Bojonegara 500 kV 2 cct, HTLSC (既設 4xDove) 32 2020

Total 1040

(出典: PLNからの情報)

表 4-3に示すように、PLNでは、Suralaya(Lama)-Balaraja間送電線の張替を2019年に、Balaraja-Gandul

間送電線の張替を 2020 年に実施する計画がある。これらのプロジェクトは、近々政府承認される次期

RUPTL 2015-2026では変更となっている可能性があるが、系統解析はこの最新の計画に基づいて実施し

た。

6 4xDove: 4導体。DoveはACSRの 1種を表す慣例名称 7 Inc: 既設送電線の間に新規に建設される変電所または発電所を連系するための送電線を示す 8 OHL: 架空線



4-4

Bojonegara

図4-2、図4-3および図4-4では、送電線の増強および関連する電源開発について、運転開始年と共

に示している。

図 4-2 2016年～2018年の間の電源開発及び送電線増強計画




4-5

図 4-3 最新の計画における2019年の電源開発および送電線増強計画




4-6

図 4-4 最新の計画における2020年の電源開発および送電線増強計画




4-7

4.2.3 需要条件

ジャワ・バリ系統は、図 4-5に示すとおり5つの営業エリアに分けられる。

図 4-5 ジャワ・バリ系統の 5つの需要エリア

(出典: RUPTL 2015 及び P3B-JBからの情報)

P3B-JB からのヒアリングによれば、ジャワ・バリ系統の 5 つの需要エリアの全てで、昼ピーク需要

実績の伸びが夜ピーク需要実績の伸びを毎年上回ってきていて、P3B-JB ではこの傾向は将来も続くと

予想している。P3B-JBによれば、エリア Iでの昼ピーク需要は2015年の時点で既に夜ピーク需要より

大きく、ジャワ・バリ系統全体では、この夜ピークから昼ピークへの最大需要発生時間の変化は 2019

年から2020年にかけて発生する見通しとのことであった。

これらの需要変化をエリア別に勘案した場合に、もしエリア Iにおいて、発電所で発電する電力が多

く、そのエリアの需要が相対的に小さければ、余った電力がエリアⅡ～Ⅴに送電されることにより

Suralaya-Gandul間送電線の潮流は重くなる。エリアⅠにおいて、夜ピーク時の需要の方が昼ピークの需

要よりも小さいため、Suralaya (Lama) およびSuralaya Baru発電所から Gandul変電所までの潮流は、夜

ピーク時の方が昼ピークよりも大きくなる。このため、調査団は保守的な条件として、2020 年夜ピー

ク需要を前提として解析を実施した。

4.2.4 発電機の運転条件

調査団は、図 4-6 に示すとおり、ジャワ・バリ系統の北西部電源（下図、斜め点線の西側）につい

ては保守的な条件とする観点から定格出力の100％で発電し、他のエリア（下図、斜め点線の東側）に

おける発電機はジャワ・バリ系統全体の需給バランスをとるために定格出力の 45%の出力で運転する

VI I II III IV V



4-8

PRATU LBSTU

SGLNG

CGRLG

CRATA

JTAKE

CKNDE

CITRATGRSA

SRPNGDPK2

BKASI

CWANG

CNJUR

SALAK BARU

BUNAR

RKBTG

TSMYA

MTWARTLNGA

SPTAN

MENES

SKETI

SRANG

ASAHI

MTSUI

SLAYA SLIRA

BGBRU

DEPOK

CMGISCIBNG

PRYMA

PRIOKMKRNG

UU

UPLTU LBUAN

NBLRJA

A

BAYAH/CEMINDO

KRCAK

SLAYA2

PKMIS

MPING

PCADM

KOPO

CWANG2

CBATU

BUNAR II

CBTBR

UBRUG

HVDC

DUKSMBI

PLTU BANTEN

TGRNG

CKRNG

TMBUN

U

CLGMA

KMBNG

BOGOR X

SRANG II

GNDUL

PCADM IIIDMYU7

CBDKBR

U

CIAWI

SALAK LAMA

NTGRNGPLTU LONTAR

U

PLTU PRATU

CLGON

LEGOK

PTKNGBNTRO

CKUPA

KSTEL

PRETYPENI

KDBDK

P

CLGN 2

SURADE

TJLSNG

TOJNG/SRANG III

CNDRAASRI

ASAHI III

ASAHI II/CNGKA

NKOMAS

IDKIAT

IDFERO

LAUTSTELSPINMIL

MILENIUM

SENTULITP SCBNG

SOETTABLRJA

CILEDUG

PRWDNO

CURUG

ALMSUTRA

BGRKT

TAJURCIOMAS

SMTRKIEC

LKONG

BSD/LKONGIII

RJMDLAA

CIPANAS

CMGISII

TNGGEUNG

SMNJWA

CIAWI II

CBDKBRII/CCRUG

P CSLOKCSKRME

PGNENDUT

PLTGU JAWA-12 x 800 MW

U

SMTRCKNDE

GORDA

GI 150 KV BARU TERKAIT KTTGI 150 KV BARUGI 150 KV EKSISTING

GITET 500 KV EKSISTING

GITET 500 KV BARU

GI 70 KV EKSISTING

LEGENDA :

U

U PLTU 2x1.000 MW

POSCO

GU

CLGON

PRATU/JMPGKULON

1x660 MW

と仮定した。

図 4-6 ジャワ・バリ系統の発電機出力条件

(出典: RUPTL 2015及びP3B-JBからの情報)

参考までに、表4-4において、この系統解析のためのジャワ・バリ系統での需給バランスをまとめた

ものを示す。

Region where generators generated at the rated power Region where generators generated at 45% of the rated power



4-9

表 4-4 系統解析のためのジャワ・バリ系統での需給バランス 9

地域

調整後の発電機出力需要需給バランス (MW),

(MW), (A) (MW), (B) (A) - (B)

I RJKB 15,045.6 14,413.0 632.6

II RJBR 8,030.4 7,309.0 721.4

III RJTD 5,343.5 4,896.9 446.6

IV RJTB 4,778.3 6,847.0 -2,068.7

V SRB 750.0 1,116.0 -366.0

VI SMRT 1,230.2 0.0 1,230.2

合計 35,178.0 34,581.9 596.1

(Source: P3B-JB提供のPSS/Eによる潮流解析結果より)

4.2.5 電圧範囲

P3B-JBの系統連系ルールによれば、通常状態（N-0条件）での500kV系統の電圧範囲は±5%である。

N-1条件での電圧範囲は系統連系ルールでは規定されていないが、保守的な条件として、調査団はN-1

条件であってもN-0条件と同じ電圧範囲であると仮定した。

4.2.6 送電線容量

P3B-JBでは、系統計画では送電線容量は皮相電力 10で与えられる。P3B-JBでは、系統計画において、

N-0およびN-1条件で過負荷 11は許されていない。

4.2.7 系統解析のためのその他の条件

第二次調査中、11月10日の P3B-JBとの打合せでの系統解析に関連する諸条件についての合意に基

づき、2019年に新設変電所Aが運転開始されると仮定した。この新設変電所は、RUPTL 2015 -2024に

は載っていない。P3B-JB によれば、A変電所はBalarajaおよびKembangan変電所の過負荷対策として

建設される。しかしながら、この新設変電所の位置はまだ決まっていない。

9 供給の合計と需要の合計の差(35,178.0MW-34,581.9MW=596.1MW)は送電ロスである。本解析では、エリア I,II,及び IIIの

需給バランスから、大まかに言ってエリア I,II,及び IIIでは西から東に潮流が流れている。 10 皮相電力(S)は、電圧(V)と電流(I)の積で定義される。 : S = I x V 皮相電力の単位はボルト・アンペア (VA)である。 11 過負荷とは、皮相電力が設備容量を超過することを言う。



4-10

~~

~

~

~

~

Suralaya #8 =625.0 MW

Suralaya #1-7 =3400.0 MW

Jawa 9 =600.0 MW

Jawa 7 =2000.0 MW

Banten #1 =660.0 MW

Jawa 5 =2000.0 MW

17016SLAYA7 501.0 501.0

17003BLRJA7 502.8

17005CLGON7 500.8

557

.127

.8

557.

1 2

8.7

567

.720

.4

567.

8 2

1.4

153

3.8

224.

2

1547

.1 1

22.7

153

3.8

224.

2

1547

.1 1

22.7

700

.720

.970

1.2

27.

4

700

.720

.970

1.2

27.

4

15226BOGORX7-HVDC 514.5 1

540.

546

1.9

1562

.4 2

97.3

17263BNTEN7

501.1

283

.2 1

1.8

283.29.9

283

.2 1

1.8

283.29.9

501.2

346.8 54.7

346.638.8

346.8 54.7

346.638.7

133

5.6

180.

3

1346.7 114.1

133

5.5

180.

3

1346.6 114.1

17301BJGRA7

509.8

17203CKUPA7 503.4502.4

1390

.9 3

68.2

1384.8

416.

8

1390

.9 3

68.2

138

4.8

416.

8

1935

.1 2

23.9

193

1.3

259.

3

1935

.1 2

23.9

193

1.3

259.

3

998

.398

.0

1000

.0 9

7.4

998

.398

.0

1000

.0 9

7.417302

TNARA7

17197LKONG7 1

559.

341

4.0

1561

.8 3

93.8

155

9.3

414.

015

61.8

393

.8

17010GNDUL7

509.6

1004.2443.0

1006

.6 4

38.0

1004.2443.0

1006

.6 4

38.0

172.2 12.3

172.

2 1

9.3

172.2 12.3

172.

2 1

9.3

505.1

17011KMBNG7

17017SLAYA7-2

25% I

26% I

78%

I

78% I

32%

I

32%

I72

% I

14%

I 14%

I

18% I

18% I

68%

I

68%

I

55% I

55% I

98%

I

98%

I

38% I

38% I

81%

I

81%

I 55% I

55% I

8% I

8% I

Cilegon

Banten

Lengkong

Tanara

Bojonegara

Kembangan

Gandul

Substation A

Balaraja

Bogor X

4.3 潮流解析

4.3.1 電線張替前の通常状態(N-0条件)での潮流解析の結果

2020 年夜ピーク需要断面で、故障なしの条件で電線張替前の潮流解析を実施した結果を図 4-7 に示

す。潮流解析の結果からは、N-0条件では、設備の過負荷および電圧範囲の逸脱は見られなかった。

図 4-7 2020年夜ピーク需要断面での通常状態(N-0)での電線張替前の潮流解析の結果

(出典: PSS/Eによる潮流解析結果)

Suralaya (Lama) #1-7 3,400MA

Suralaya Baru #8 625MA

凡例電圧 (kV)

上段: 有効電力 (MW) 下段: 無効電力 (MVar)

電流値から計算した過負荷率(参考指標)



4-11

4.3.2 N-1条件での潮流解析の結果

P3B-JB と調査団は Suralaya(Lama)変電所～Gandul 変電所間の電線張替の必要性を確認するため、協

同でN-1 想定事故解析を実施した。この検討においては、1回線停止時の状態で潮流解析を行った。表

4-5にその解析結果を示す。潮流の定格容量に対する比として定義される過負荷率は、PLNでは計画段

階では100%を超過することは許されていない。

表 4-5 N-1想定事故解析の結果

停止回線観測送電線の中で

最も重負荷となる回線

送電容量

(MVA12)

潮流

(MVA)

需要率

(A) (B) (B)/(A)

Suralaya(Lama)-Balaraja Suralaya(Lama)–Balaraja 1,985 2,079 105%

Balaraja-A Balaraja-A 1,985 3,443 173%

A-Lengkong A-Lengkong 1,985 2,867 144%

Lengkong-Gandul Lengkong-Gandul 1,985 1,740 88%


これらの解析の結果から、Suralaya–Balaraja、Balaraja – AおよびA – Lengkong区間については、1回

線停止時に、停止区間と同じ区間の健全回線が過負荷となった。そのため、Suralaya(Lama)–Lengkong

間の電線張替が必要であることが確認された。

また、Lengkong–Gandul 区間については需要率が 100％を下回っているものの、保守的な見地からこ

ちらについても電線張替の必要性を検討することとした。そこで、後述した事故電流対策として有効な

系統分割をKembangan-Gandul区間で実施することで潮流面からより保守的な条件となる系統構成を想

定し、N-1想定事故解析を実施した。

表 4-6 及び図 4-8 に、LengkongEFORMAT 区間 1 回線停止時の潮流解析結果を示す。これらに示す

とおり、Lengkong–Gandul区間の1回線停止の条件では、停止区間と同一区間の健全回線は、容量に対

して103%の過負荷となった。このため、当該条件ならばLengkong–Gandul区間の電線張替は必要であ

ることが確認された。

12 皮相電力の単位: メガ・ボルト・アンペア



4-12



103%(過負荷)

Banten

Gandul

Kembangan

Substation A

表 4-6 Kembangan-Gandul区間で系統分割した条件でのN-1想定事故解析の結果

停止回線観測送電線の中で最も重

負荷となる回線

送電容量

(MVA13)

潮流 14

(MVA)

需要率

(A) (B) (B)/(A)

Lengkong-Gandul Lengkong-Gandul 1,985 2,050 103%

図 4-8 Lengkong–Gandul区間1回線停止時の潮流解析結果


13 皮相電力の単位: メガ・ボルト・アンペア 14 有効電力P、無効電力Qから皮相電力Sを計算する計算式: S=√(P2+Q2) = √(1903.62+761.52) = 2050

常時開放

凡例電圧 (kV)

上段: 有効電力 (MW) 下段: 無効電力 (MVar)

電流値から計算した過負荷率(参考指標)



4-13

4.3.3 潮流解析結果の概要

上記の結果より、調査団は、Suralaya (Lama) - Balaraja - Gandul間の500 kV送電線の張替が必要になる

と判断した。限られた時間で、P3B-JBと調査団が合同で実施した潮流解析の結果からは、電線張替後

の必要容量は、表 4-5 で示した Balaraja-A 区間における最大潮流値である 1 回線あたり 3,443MVA

（3,976A15相当）であった。しかし、これは 2020 年を検討年とした断片的な結果であり、2020 年以降

における西ジャワ地域の電源開発を考慮すると、今回の調査では将来の必要容量を示すデータを入手す

ることはできなかったものの、調査団としてはより容量の大きな電線へ張り替えておくことが望ましい

と考える。なお、PLNからの情報によると、電線張替後の想定容量は4,680MVA（5,404A16相当）との

ことであった。

4.4 事故電流解析

4.4.1 事故電流解析に関する検討条件

P3B-JBとの合意に基づき、調査団は以下の故電流解析に関する検討条件を仮定した。

計算方法:IEC 60909に基づく

Jawa-Bali系統の北西部の500kV母線での事故電流交流成分で評価した。

事故の種類: 三相短絡事故 17

検討年: 2020年

現時点での500kV系統の最大事故電流レベル: 50kA18

4.4.2 事故電流解析結果

図 4-9は2020年断面での事故電流解析の結果を示す。

15 計算式皮相電力Ｓ(MVA) = √3 ×500kV×Ｉ(A) 16 同上 17 三相短絡事故電流 I (pu) は、I (pu) = 1/ X (pu) で計算される。この式では、事故電流 I、事故点から系統側を見たインピ

ーダンスXとも単位法で表現されている。インピーダンスが小さいほど、三相短絡事故電流 Iは大きくなる。送電線の新設、発電機の系統連系は、いずれもインピーダンスが小さくなる方向。

インピーダンス: 電気回路におけるインピーダンスは、交流回路における電圧と電流の比である。直流におけるオームの法則の電気抵抗の概念を拡張し、交流に適用したものであり、単位としてはオーム（表記はΩ）が用いられる。

単位法: 電力、電流、電圧、インピーダンスなどの量を表す方法の一つである。基準容量を決め、これから基準の電流、基準のインピーダンスを定め、電力、電流、電圧、インピーダンスなどを実際の値の基準に対する比で表す方法。

18 ＰＬＮが電源開発計画で使用する想定最大事故電流



4-14

Banten

Bojonegara

Tanara

Balaraja

Bogor X

Substation A

Kembangan

Cilegon

Gandul

Lengkong

図 4-9 2020年断面での事故電流解析結果

(出典: PSS/Eによる事故電流計算結果)

Suralaya (Lama)

#1-7 3,400MA Suralaya Baru

#8 625MA

凡例 57244.1, -85.1

事故電流の大きさ (A), 事故電流の位相角 (deg.) : 事故電流の大きさ > 50kA



4-15


Suralaya Baru

#8 625MA

Kembangan

Gandul

比較のため、2016年断面での事故電流解析の結果を図 4-10に示す。

図 4-10 2016年断面での事故電流解析の結果


2016年断面の時点で既にGandul変電所およびKembangan変電所で事故電流は50 kAを超過する。

2016年と2020年の事故電流解析結果を比較すると、Suralaya(Lama)とSuralaya Baruの両発電所、お

よびBalaraja、新設発電所A、 Bojonegara、 Lengkong、およびBogor Xの各変電所で50kAを超過す

るのは、Jawa 5、Jawa 7、Jawa 9およびBantenを含む発電機の連系が原因であると考えられる。

Substation A



4-16

4.4.3 事故電流解析結果の概要

(1) 事故電流解析結果の概要

以上の結果より判明した想定最大事故電流 50kA を超過する発電所及び変電所を示すと、表 4-7


表 4-7 事故電流が50kAを超過する発電所および変電所 19 変電所/発電所事故電流 Kembangan 65.7 kA Balaraja 63.8 kA Gandul 63.0 kA Suralaya (Lama) 57.2 kA Suralaya Baru 56.8 kA A 57.9 kA Banten 56.0 kA Lengkong 55.5 kA Bogor X 53.0 kA


この事故電流増加の問題に対しては、何らかの対策を取らなければならない。万一このリスクが放置

された場合は、以下の問題が発生する。

系統安定度は、系統内に設置されている遮断器の事故電流遮断機能に強く依存している。もし

も遮断器が事故電流の遮断に失敗すると、系統安定度を維持するのが難しくなる傾向があり、

その結果停電に至るリスクが高くなり、影響を受ける地域は広くなる。

もしも遮断器が事故電流の遮断に失敗すると、その遮断器は損傷を受ける可能性がある。遮断

器取替には比較的長い時間がかかるため、システム運用者は、ある期間、ある一定の制約条件

の基で系統を運用しなければならなくなる。

19 小数点第2位以下を四捨五入している。



4-17

4.5 事故電流問題の対策

前述の事故電流問題に対しては、できるだけ早く対策の準備をする必要がある。事故電流増加に対し

て候補となる対策または方向性を示すと以下のとおりである。

１．事故電流レベルは現状のまま

(1) 限流リアクトルの導入

(2) 系統分割

２．事故電流レベル格上げ（63 kA）

(3)事故電流レベル格上げ及び系統分割

(4)事故電流レベル格上げ、系統分割及び電線増強

(5)事故電流レベル格上げ、系統分割及び高インピーダンス変圧器の設置

以下、各対策について、次頁以降で説明する。



4-18

１．事故電流レベル現状維持の場合

（１）限流リアクトルの導入

変電所及び発電所の設備を現状 20のままとすることを前提とした場合に、事故電流発生時

に電流を一時的に制限する効果があるものとして、限流リアクトルを導入することが対策と

して考えられる 21。

限流リアクトルを電気回路に直列に挿入すると、事故点から見たインピーダンス 22が増加

し、事故電流は小さくなる 23。一方、限流リアクトルに電流が流れると電圧降下が発生し、

運転電圧許容範囲の±5%を下回り、需要家設備の正常動作に支障を来す可能性が高まるため、

その場合通常は電圧降下対策として電圧を上昇させる機能を持つ電力用コンデンサを設置す

る。そのため、限流リアクトルを導入する場合には、限流リアクトルの他に、電力用コンデ

ンサ設置のための敷地が必要となる。

また、限流リアクトルは、事故電流の零点推移と呼ばれる別の問題を引き起こす可能性が

ある。以下の図 4-11 は、事故電流の波形例を示す。

図 4-11 遮断器を通過する電流の零点推移(イメージ)

事故電流

事故発生零点推移継続時間電流零点

遮断器は、交流電流の瞬時値が零になったときのみ、電流を遮断できる。電流遮断のメカ

20 既存の設備のうち遮断器は、40kA と 50kA の規格が両方存在している。 21 導入実績としては、中国上海の Yanghang 変電所に、500kV 限流リアクトルが 2014 年 10 月に設置されている。 22 電気回路におけるインピーダンスは、交流回路における電圧と電流の比である。直流におけるオームの

法則の電気抵抗の概念を拡張し、交流に適用したものであり、単位としてはオーム（表記はΩ）が用いられる。

23 インピーダンスが小さいほど、三相短絡事故電流は大きくなる。

(file zm1.pl4; x- var t) c:X0012A- BEG2A 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30[s]

- 2

0

2

4

6

8

10

12

14[kA]

DC 成分の減衰



4-19

ニズムは、保護リレーにより事故を検出後、遮断器の駆動機構は遮断器の接点を開くと同時

に接点部分にガスを吹き付けることでプラズマ状態になっているアークの温度を下げ、電流

零点となった時点で消弧することで完了する。遮断器動作が完了した後は、ガス吹きつけの

ための駆動も完了してしまっているため、この遮断器でアークを消弧することはない。もし

電流が零にならない状態で遮断器の接点が物理的に開いても、接点間にアークが存在し続け

てしまい、遮断器接点の溶断や、遮断器に直列に接続している断路器等が熱的に損傷する可

能性がある。特に、取替品が海外製の場合には設備取替のために輸入するとなると数ヶ月必

要であり、停電の長期化に繋がるおそれがある。このため、零点推移が遮断器動作の前に解

消するように、零点推移継続時間は十分に短くなければならない。

事故電流は、交流成分と直流成分から成る。直流成分は、系統のインピーダンスで決まる

時定数で、指数関数的に減衰する。この時定数は、以下の式で表される。

τ = L/R,

L (H24): 事故点から見たインダクタンス

R (ohm): 事故点から見た抵抗

もしもこの時定数が十分短ければ、零点推移継続時間も短くなり、遮断器動作前にこの零

点推移状況が解消される。

限流リアクトルもそれ自体時定数を持っており、通常系統の時定数よりも遥かに長い。も

しも限流リアクトルが系統に挿入された場合、直流成分の減衰時定数は長くなり、その結果

零点推移問題が発生するリスクが増えることになる。限流リアクトルを採用する場合には、

零点推移の解析を実施する必要がある。

24 ヘンリー、インダクタンスの単位



4-20

（２）系統分割また、変電所及び発電所の設備を現状のままとすることを前提とした場合に、遮断機を開放

することで系統分割を行い、全ての発電機から事故点への事故電流の流入を抑制することが

対策の一つとして考えられる。次の図 4-12 から図 4-14 に示すように、系統分割はいくつか

のパターンに分類される。

図 4-12 ループ系統のイメージ

系統分割による系統構成変更イメージ

(出典: 調査団により作成)

図 4-13系統分割による放射状系統のイメージ図 4-14系統分割による独立系統 25

のイメージ

(出典: 調査団により作成) (出典: 調査団により作成)

25 なお、図 4-14に示される系統分断はそれほど一般的ではない。なぜなら 2つの系統のそれぞれで需給バランス

を取る必要があるため、特に発電所の経済運用の面で非効率的になるためである。

ループから放射状への系統構成変更

2 系統に

分割



4-21

変電所母線分割

過負荷の発生を抑制すると考えられる変電所内の遮断機を常時開放して母線分割をするこ

とでも、事故電流対策につながる。図 4-15 は Gandul 変電所における母線（Bus）分割のイ

メージを図示 26している。Gandul 変電所の幾つかの遮断器をスイッチオフ（開放、下図白色）

することで、母線 A と母線 B は分割される。

図 4-15 Gandul 変電所での母線分割イメージ


26 青網掛けの四角は遮断器がスイッチオン状態になっている遮断器を、白抜きの四角は遮断器がスイッチ

オフ状態になっている遮断器を表す。



4-22

また、図 4-16 は Gandul-Lengkong 間送電線のうちの 1 回線（Lengkong S/S）で事故が発生

した条件での事故電流の流れのイメージを示したものである。母線 A と母線 B は分割されて

いるため、事故電流は、変圧器#1 及び母線 B からのみ流れ込み、母線 A からは流れ込まな

い。結果として、母線分割した場合に変電所に流入する事故電流は、全ての遮断器がスイッ

チオンとなっている通常状態での事故電流よりも小さくなると考えられる。

図 4-16 Gandul 変電所で母線分割する条件での事故電流の流れのイメージ




4-23

２．事故電流レベル格上げ（63 kA）の場合

(3) 事故電流レベル格上げ（63 kA）27および系統分割

表 4-7 に挙げた変電所及び発電所の設備を 63kA に格上げする必要がある。下図は、事故

電流を減らすために Kembangan-Gandul 間送電線を開放した事故電流解析の一例である。

図 4-17 Kembangan-Gandul 間の送電線を開放することでループから放射状に系統構成を

変更

(出典: PSS/E による事故電流解析結果)

図 4-9 と図 4－17 を比較すると、Kembangan-Gandul 間の送電線を開放する系統分割によ

り、Kembangan と Gandul の両変電所での 500kV 母線事故電流が減っている。しかし、Balaraja変電所での事故電流はなおまだ 63kA 以上であった。Balaraja 変電所での事故電流を減らすた

めには、図 4-18 に示すような Balaraja 変電所の母線分割が有効である。

27 IEC 基準に事故電流レベルとして 80kA が規定されているものの、どの系統にも 500kV 系統に 80kA の遮

断器はまだ設置されていないため、本調査では 80kA への格上げは取り上げていない。



Open

Kembangan

Gandul

Substation A



4-24

Balaraja 変電所での母線分割

図 4-18 に示されるように、幾つかの遮断器をスイッチオフすることで、Balaraja 変電所の

母線 A と母線 B を分割することができる。青網掛けの四角は遮断器がスイッチオン状態にな

っている遮断器を、白抜きの四角は遮断器がスイッチオフ状態になっている遮断器を表す。

図 4-18 Balaraja 変電所での母線分割




4-25

(4) 事故電流レベル格上げ（63 kA）、系統分割及び系統増強

ある一定の系統信頼度を確保しつつ 500kV 系統を含む系統分割を実施することにより事故

電流を 63kA 未満に減少させるために、事故電流レベル格上げ（63 kA）に加えて、より高

い電圧の送電システムを導入するか、または直流電線を導入することが考えられる。

図 4-19 は、対策案(4)の例として、系統を分割してかつ 1,100ｋV 送電システムを追加し、

ある一定の系統信頼度を確保した電力系統を示す。

図 4-19 系統分割するために高い電圧を導入するイメージ




4-26

対策案(4)の別の例として、系統を分割してかつ高圧直流(HVDC28)送電システムを追加し、

ある一定の信頼度を確保した電力系統を示す。

図 4-20 系統分割するために高電圧直流送電システムを導入するイメージ

HVDC システムは、基本的に潮流(≒電流)を一定に保つ制御を行うため、事故電流を増加

させることはない。このほか、バック・トゥ・バックステーション 29による系統分割等が考えられる。

28 HVDC: High Voltage Direct Current, 高電圧直流送電線と交流-直流変換器等から構成される。 29 バック・トゥ・バックステーションは、交流から直流に変換する整流器と直流から交流に変換する逆変換

器が同じ場所にある直流連系システムである。



4-27

(5) 事故電流レベル格上げ（63 kA）、系統分割及び高インピーダンス変圧器の設置

63 kA への事故電流レベル格上げと系統分割に加えて、高インピーダンス変圧器を導入す

ることが考えられる。高インピーダンス変圧器により、限流リアクトルと同じ原理で事故

電流を低減できる。高インピーダンスは、限流リアクトルよりも、追加の設置スペースを

必要としないという点で優れている。

以上に示すとおり、事故電流対策には複数の選択肢があり、いずれも事故電流増加対策と

して効果的な方法となり得る。前述した想定される事故電流対策とそれらに対する評価およ

び課題について、表 4-8 および表 4-9 にて示す。

１．事故電流レベル 50kV を維持する方法

表 4-8 事故電流増加に対して候補となる対策の評価および課題その１

対応方法評価課題

（１）限流リア

クトル系統のインピーダンスを増加させ

ることにより事故電流の増加を防

ぐと共に、格上げに比べ低コスト

で対応可能なことから、短期的に

は有効な対策となりうる。

他国での導入実績がある。

限流リアクトルが系統に挿入され

た場合、直流成分の減衰時定数の伸

長による零点推移問題が発生し、事

故電流を遮断できなくなった結果、

変電所設備等に重篤な被害をもた

らすリスクがある。また、系統安定

度が低下する可能性がある。

電圧降下対策として併置する電力

用コンデンサ用地が新たに必要と

なる。

（２）系統分割現状の電力系統を前提として、一

部の遮断機を開放することによ

り比較的容易に分割できるため、

追加のコスト無しで、又は最小の

コストで、事故点への事故電流の

流入を抑制することが可能であ

る。

ループから放射状系統への系統

構成の変更や変電所内の母線分

割等、事故電流の発生状況に応じ

た複数の対応策が存在する。

多数の箇所で系統分割が必要であ

り、系統信頼度が低下することによ

り、停電リスクが大幅に増加する。

実際の適用に当たっては、更なる系

統解析を行い、系統安定度等に与え

る影響も含め、事前に実施可能性を

検討する必要がある。




4-28

なお、上記の実施可能性の検討に際しては、限流リアクトルの効果の検証ならびに更なる

系統解析が必要と考えられるが、事故電流の抑制という観点からは、（１）および（２）の

いずれについても、あくまで現状の送電容量と送電流量を前提とした短期的な解決方法と考

えられる。

同地域における将来の電源増強計画を踏まえた場合、いずれは、系統の信頼度基準が満た

されなくなる可能性が残存すると考えられる。そのため、中長期的には事故電流レベルを格

上げすることが必要になるというのが調査団の見解である。そこで、次に事故電流レベルを

63kA への格上げを前提とした対応策について表 4-9 に要約する。

２．事故電流レベルを 63kV へ格上げする方法

表 4-9 事故電流増加に対して候補となる対策の評価及び課題その２

対応方法評価課題

（３）格上げ＋

系統分割機器更新等のコストを要するが、

将来の電源増強環境下でも電力供

給が持続可能となる可能性が高

く、中長期的には望ましい。

他国での導入実績がある。

系統信頼度が低下することにより、

停電リスクが増加する。

追加の設備投資コストが必要とな

る。

（４）上記（３）

＋系統増強長期的には望ましい。

現時点と同程度の系統信頼度を

確保できる。

上記（３）に加え、更なる追加の設

備投資コストが必要となる。

（５）上記（３）

＋高インピーダ

ンス変圧器の設

置

上記（３）と同じ。

限流リアクトルと同様の原理で

事故電流を低減できるが、追加の

設置用地が不要である。

上記（３）と同じ。


なお、事故電流レベルを格上げするためには、一般的には以下の諸検討を実施しなければ

ならない。

遮断器取替

母線を構成する鉄鋼補強の必要性

変圧器の補強または取替の必要性

架空送電線の多導体間におけるスペーサー追加の必要性

架空地線を取替の必要性



4-29

Kembanga

Gandul

~~

~

~

~

~

Suralaya #8 =625.0 MW

Suralaya #1-7 =3400.0 MW

Jawa 9 =600.0 MW

Jawa 7 =2000.0 MW

Banten #1 =660.0 MW

Jawa 5 =2000.0 MW

17016SLAYA7 501.0 501.0

17003BLRJA7 502.8

17005CLGON7 500.8

557

.127

.8

557.

1 2

8.7

567

.720

.4

567.

8 2

1.4

153

3.8

224.

2

1547

.1 1

22.7

153

3.8

224.

2

1547

.1 1

22.7

700

.720

.970

1.2

27.

4

700

.720

.970

1.2

27.

4

15226BOGORX7-HVDC 514.5 1

540.

546

1.9

1562

.4 2

97.3

17263BNTEN7

501.1

283

.2 1

1.8

283.29.9

283

.2 1

1.8

283.29.9

501.2

346.8 54.7

346.638.7

346.8 54.7

346.638.7

133

5.6

180.

3

1346.6 114.1

133

5.5

180.

3

1346.6 114.1

17301BJGRA7

509.8

17203CKUPA7 503.4502.4

1390

.9 3

68.2

1384.8

416.

8

1390

.9 3

68.2

138

4.8

416.

8

1935

.1 2

23.9

193

1.3

259.

3

1935

.1 2

23.9

193

1.3

259.

3

998

.398

.0

1000

.0 9

7.4

998

.398

.0

1000

.0 9

7.417302

TNARA7

17197LKONG7 1

559.

341

4.0

1561

.8 3

93.8

155

9.3

414.

015

61.8

393

.8

17010GNDUL7

509.6

1004.2443.0

1006

.6 4

38.0

1004.2443.0

1006

.6 4

38.0

172.2 12.3

172.

2 1

9.3

172.2 12.3

172.

2 1

9.3

505.1

17011KMBNG7

17017SLAYA7-2

25% I

26% I

33%

I

33% I

32%

I

32%

I72

% I

6% I 6%

I

7% I

7% I

29%

I

29%

I

55% I

55% I

41%

I

41%

I

38% I

38% I

34%

I

34%

I 23% I

23% I

8% I

8% I

Suralaya (Lama)


Banten

Bojonegar

Cilegon

Lengkong

Bogor X

Tanara

4.6 安定度解析 P3B-JB と調査団は協同で系統が安定かどうかを確認するため安定度解析を実施した。その

ための条件は以下の通り。

(1) 安定度解析の検討条件

系統構成および事故発生箇所: 安定度解析での系統構成および事故発生箇所を図 4-21に赤矢印で示す。

現実的に起こりうる過酷側条件として発電機に近い送電線の送端を事故発生箇所とした。

事故の種類: 三相短絡事故

事故除去時間: 事故発生後 90 ミリ秒後

安定度の判断基準: 発電機の相差角の動揺が収まっていく傾向にあれば、系統は安定であるとする。

図 4-21 安定度解析での事故発生箇所


Substation A



4-30

(2) 安定度解析の結果

安定度解析結果のまとめを表 4-10 に示す。

表 4-10 安定度解析結果送電線区間事故発生箇所結果 Suralaya(Lama)-Balaraja Suralaya 安定 Suralaya(Lama)-Cilegon Suralaya 安定 Cilegon-BogorX Cilegon 安定 Suralaya (Lama)-Suralaya Baru Suralaya (Lama) 安定 Suralaya Baru-Banten Suralaya Baru 安定 Banten-Bojonegara Banten 安定 Bojonegara-Balaraja Bojonegara 安定 Tanara-Balaraja Tanara 安定

(出典: PSS/E による安定度解析結果)



4-31

ROTOR ANGLESURALAYA S/S FAULT 90ms

SURALAYA - BALARAJA #1 TRIP

1 - ANGL 11006[SLAYA71-COA 23.000]1 : Suralaya-Balaraja-22 - ANGL 11010[SLAYA75-COA 23.000]1 : Suralaya-Balaraja-23 - ANGL 11052[SLAYA78-COA 23.000]1 : Suralaya-Balaraja-24 - ANGL 11703[JAWA5#1-COA 23.000]1 : Suralaya-Balaraja-25 - ANGL 11708[JAWA7#2-COA 23.000]1 : Suralaya-Balaraja-26 - ANGL 11709[JAWA9#1-COA 23.000]1 : Suralaya-Balaraja-27 - ANGL 12263[BNTEN71-COA 23.000]1 : Suralaya-Balaraja-28 - ANGL 31701[JAWA4#2-COA 18.000]1 : Suralaya-Balaraja-2

Time (seconds)1512.5107.552.50

80

70

60

50

40

30

20

10

0

ROTOR ANGLESURALAYA FAULT 90ms

SURALAYA - CILEGON #1 TRIP

1 - ANGL 11006[SLAYA71-COA 23.000]1 : Suralaya-Cilegon2 - ANGL 11010[SLAYA75-COA 23.000]1 : Suralaya-Cilegon3 - ANGL 11052[SLAYA78-COA 23.000]1 : Suralaya-Cilegon4 - ANGL 11703[JAWA5#1-COA 23.000]1 : Suralaya-Cilegon5 - ANGL 11708[JAWA7#2-COA 23.000]1 : Suralaya-Cilegon6 - ANGL 11709[JAWA9#1-COA 23.000]1 : Suralaya-Cilegon7 - ANGL 12263[BNTEN71-COA 23.000]1 : Suralaya-Cilegon8 - ANGL 31701[JAWA4#2-COA 18.000]1 : Suralaya-Cilegon

Time (seconds)1512.5107.552.50

80

70

60

50

40

30

20

10

0

（参考）安定度解析

安定度解析の結果として、発電機の相差角を以下に示す。

図 4-22 Suralaya(Lama)-Balaraja 間送電線 Suralaya 端事故後 1 回線トリップ


図 4-23 Suralaya(Lama)-Cilegon 間送電線 Suralaya 端事故後 1 回線トリップ




4-32

ROTOR ANGLECILEGON FAULT 90ms

CILEGON - BOGORX #1 TRIP

1 - ANGL 11006[SLAYA71-COA 23.000]1 : Cilegon-BogorX2 - ANGL 11010[SLAYA75-COA 23.000]1 : Cilegon-BogorX3 - ANGL 11052[SLAYA78-COA 23.000]1 : Cilegon-BogorX4 - ANGL 11703[JAWA5#1-COA 23.000]1 : Cilegon-BogorX5 - ANGL 11708[JAWA7#2-COA 23.000]1 : Cilegon-BogorX6 - ANGL 11709[JAWA9#1-COA 23.000]1 : Cilegon-BogorX7 - ANGL 12263[BNTEN71-COA 23.000]1 : Cilegon-BogorX8 - ANGL 31701[JAWA4#2-COA 18.000]1 : Cilegon-BogorX

Time (seconds)1512.5107.552.50

70

60

50

40

30

20

10

0

ROTOR ANGLESURALAYA LAMA FAULT 90ms

SURALAYA LAMA - SURALAYA BARU #1 TRIP

1 - ANGL 11006[SLAYA71-COA 23.000]1 : SuralayaLama-Baru2 - ANGL 11010[SLAYA75-COA 23.000]1 : SuralayaLama-Baru3 - ANGL 11052[SLAYA78-COA 23.000]1 : SuralayaLama-Baru4 - ANGL 11703[JAWA5#1-COA 23.000]1 : SuralayaLama-Baru5 - ANGL 11708[JAWA7#2-COA 23.000]1 : SuralayaLama-Baru6 - ANGL 11709[JAWA9#1-COA 23.000]1 : SuralayaLama-Baru7 - ANGL 12263[BNTEN71-COA 23.000]1 : SuralayaLama-Baru8 - ANGL 31701[JAWA4#2-COA 18.000]1 : SuralayaLama-Baru

Time (seconds)1512.5107.552.50

80

70

60

50

40

30

20

10

0

図 4-24 Cilegon-BogorX 間送電線 Cilegon 端事故後 1 回線トリップ


図 4-25 Cilegon-BogorX 間送電線 Cilegon 端事故後 1 回線トリップ




4-33

ROTOR ANGLESURALAYA FAULT 90ms

SURALAYA - BANTEN #1 TRIP

1 - ANGL 11006[SLAYA71-COA 23.000]1 : Suralaya-Banten2 - ANGL 11010[SLAYA75-COA 23.000]1 : Suralaya-Banten3 - ANGL 11052[SLAYA78-COA 23.000]1 : Suralaya-Banten4 - ANGL 11703[JAWA5#1-COA 23.000]1 : Suralaya-Banten5 - ANGL 11708[JAWA7#2-COA 23.000]1 : Suralaya-Banten6 - ANGL 11709[JAWA9#1-COA 23.000]1 : Suralaya-Banten7 - ANGL 12263[BNTEN71-COA 23.000]1 : Suralaya-Banten8 - ANGL 31701[JAWA4#2-COA 18.000]1 : Suralaya-Banten

Time (seconds)1512.5107.552.50

80

70

60

50

40

30

20

10

0

ROTOR ANGLEBANTEN FAULT 90ms

BANTEN - BOJONEGARA #1 TRIP

1 - ANGL 11006[SLAYA71-COA 23.000]1 : Banten-Bojonegara2 - ANGL 11010[SLAYA75-COA 23.000]1 : Banten-Bojonegara3 - ANGL 11052[SLAYA78-COA 23.000]1 : Banten-Bojonegara4 - ANGL 11703[JAWA5#1-COA 23.000]1 : Banten-Bojonegara5 - ANGL 11708[JAWA7#2-COA 23.000]1 : Banten-Bojonegara6 - ANGL 11709[JAWA9#1-COA 23.000]1 : Banten-Bojonegara7 - ANGL 12263[BNTEN71-COA 23.000]1 : Banten-Bojonegara8 - ANGL 31701[JAWA4#2-COA 18.000]1 : Banten-Bojonegara

Time (seconds)1512.5107.552.50

80

70

60

50

40

30

20

10

0

図 4-26 Suralaya Baru-Banten 間送電線 Suralaya Baru 端事故後 1 回線トリップ


図 4-27 Banten-Bojonegara 間送電線 Banten 端事故後 1 回線トリップ




4-34

ROTOR ANGLEBOJONEGARA FAULT 90ms

BOJONEGARA - BALARAJA #1 TRIP

1 - ANGL 11006[SLAYA71-COA 23.000]1 : Bojonegara-Balaraja2 - ANGL 11010[SLAYA75-COA 23.000]1 : Bojonegara-Balaraja3 - ANGL 11052[SLAYA78-COA 23.000]1 : Bojonegara-Balaraja4 - ANGL 11703[JAWA5#1-COA 23.000]1 : Bojonegara-Balaraja5 - ANGL 11708[JAWA7#2-COA 23.000]1 : Bojonegara-Balaraja6 - ANGL 11709[JAWA9#1-COA 23.000]1 : Bojonegara-Balaraja7 - ANGL 12263[BNTEN71-COA 23.000]1 : Bojonegara-Balaraja8 - ANGL 31701[JAWA4#2-COA 18.000]1 : Bojonegara-Balaraja

Time (seconds)1512.5107.552.50

80

70

60

50

40

30

20

10

0

ROTOR ANGLETANARA FAULT 90ms

TANARA - BALARAJA #1 TRIP

1 - ANGL 11006[SLAYA71-COA 23.000]1 : Tanara-Balaraja2 - ANGL 11010[SLAYA75-COA 23.000]1 : Tanara-Balaraja3 - ANGL 11052[SLAYA78-COA 23.000]1 : Tanara-Balaraja4 - ANGL 11703[JAWA5#1-COA 23.000]1 : Tanara-Balaraja5 - ANGL 11708[JAWA7#2-COA 23.000]1 : Tanara-Balaraja6 - ANGL 11709[JAWA9#1-COA 23.000]1 : Tanara-Balaraja7 - ANGL 12263[BNTEN71-COA 23.000]1 : Tanara-Balaraja8 - ANGL 31701[JAWA4#2-COA 18.000]1 : Tanara-Balaraja

Time (seconds)1512.5107.552.50

70

60

50

40

30

20

10

0

図 4-28 Bojonegara-Balaraja 間送電線 Bojonegara 端事故後 1 回線トリップ


図 4-29 Tanara-Balaraja 間送電線 Tanara 端事故後 1 回線トリップ




4-35

4.7 調査団からの提案 (1) 事故電流増加問題の対策

事故電流増加対策として、もしも事故電流レベルの 63kA への格上げを採用するなら

ば、PLN は極力早期にそのための準備を開始すべきである。

PLN は西ジャワ系統での高インピーダンス変圧器の導入を検討すべきである。調査団

は、特に西ジャワ系統に連系される新設発電機用の昇圧用変圧器の導入について PLNが検討すべきであると提案する。昇圧用変圧器を高インピーダンス型にすることで、

特別に新たな土地取得をしなくてもある程度の事故電流抑制に貢献する。

計画断面では 150kV 系統も含めた事故電流計算を実施すべきである。

1 線地絡時の事故電流計算も計算すべきである。1 線地絡時の事故電流計算を計算する

ためには、その前に系統の零相インピーダンスを整備するべきである。

(2) PSS の活用

安定度解析の結果、系統は安定であった。しかし、各発電機の相差角の動揺が収まるま

でに比較的多くのサイクルを要しており、これは系統運用上決して望ましい状態ではない。

このような系統の動揺は、適切にチューニングされた PSS(Power System Stabilizer)を活用す

れば、収めることが可能である。P3B-JB によれば、PSS は発電機の制御系に既に含まれて

いるものの、P3B-JB の計画部門ではほとんどの発電機制御系ブロックを持っていないため、

PSS は使用していないとのことであった。彼らは、実際の発電機制御ブロックがなければ

PSS をチューニングすることは不可能であることは承知している。従って、調査団は PSSをチューニングするために発電所から発電機の制御ブロックを集めることを P3B-JB に提

案する。



5-1

第5章送変電工事の技術的検討 5.1 プロジェクトの範囲

前章にて実施した系統解析結果から、本プロジェクトの範囲は以下の通りとする。

500 kV Suralaya – Gandul送電線の増容量化

上記に伴う500 kV Suralaya, Balaraja, Gandul変電所機器の増容量化

5.2 送電線工事

当該送電線の送電容量については、今回実施した2020年断面における系統解析結果から、1回線あ

たり3,976A以上でより大きな容量の回線がが必要であることから、前回調査時の必要容量987A/条以

上（仮に4導体線の場合、3,948A相当以上）で可能な限り大きな容量となる増容量方法を検討する。

なお、ここでは以下の理由から新たな送電線ルートの建設は考慮しない。

過去の事例から新規用地取得は非常に困難である。

このため、送電線の運開時期は大幅に遅れてしまう。

5.2.1 増容量方法の選定

本プロジェクトにおける増容量方法は以下が考えられる。




以下、それぞれの方法について、説明する。


従来電線を使用し、当該送電線の電流容量を増加させるためには、以下の方法が考えられる。

① 導体数増加

② 導体太線化



5-2

以下、それぞれの方法について詳述する。なお、本対策については、補強等の改造を伴わない既設

鉄塔の流用を前提とする。

① 導体数増加

導体数増加の概念図を図5-1に示す。

図5-1 導体数増加の概念図

（出典：調査団作成）

既設送電線はACSR Doveの4導体である。電線種類を変えずに導体数を増加させた場合の電流容量

について、表5-1に示す。

表5-1 導体数増加による電流容量の変化

導体数電流容量 [A]

4 2,056

6 3,084

8 4,112


導体数増加については、既設送電線の最高温度が同じであるため、1条あたりに流せる電流も同じと

なることから、電流容量は導体数に比例する。つまり、2倍の容量を得るためには導体数も2倍とする

必要がある。今回の必要容量を考慮すれば、導体数は8導体以上必要となる。既設鉄塔を利用し、導体



5-3

数を8導体に増加させた場合、電線の重量、風圧が倍増することにより、鉄塔荷重が大幅に増加し、主

柱材や基礎を含め、大規模な範囲が強度不足となることは明らかである。その結果、鉄塔建替に至るこ

ととなるため、本対策は妥当とは言えない。

② 導体太線化

導体太線化の概念図を図 5-2に示す。

図 5-2 導体太線化の概念図


導体を太くすれば電流容量は増加するため、ここでは一例として、従来電線の中でも既設電線ACSR

Doveよりも太い電線であるACSR Falconを採用した場合の電流容量計算結果を表5-2に示す。外径が

既設電線の1.67倍、重量が2.67倍にもなるACSR Falconを採用したとしても、表5-2の通り、既設容

量の1.84倍程度にしかならない。

表5-2 導体太線化による電流容量の増加

単位 ACSR Dove ACSR Falcon

(増加率)

アルミ断面積 mm2 282.1 805.7 (286%)

外径 mm 23.53 39.23 (167%)

質量 kg/km 1,140 3,043 (267%)

電流容量 A/条 514 945 (184%)




5-4

必要容量を満たすレベルで導体太線化した場合、電線の重量、風圧が既設に比べ極めて大きくなるた

め、鉄塔荷重が大幅に増加し、主柱材や基礎を含め、大規模な範囲が強度不足となることは明らかであ

る。その結果、鉄塔建替に至ることとなるため、本対策は妥当とは言えない。

以上より、従来電線の導体数増加または導体太線化による方法は、本プロジェクトにおける増容量方

法としては不適である。


増容量電線（TACSRやUTACSR等）は従来電線よりもその使用温度を高くすることができるため、

電流容量が大きくなる。しかし、一方で電線温度を高くすると、電線の弛み（弛度）が大きくなり、表

5-3に示す地上や他工作物との所要離隔が確保できなくなる恐れがある。

表5-3 最小離隔距離

対象最小離隔距離 [m]

一般箇所 12.5

建造物および橋梁 9.0

樹木 9.0

車道、高速道路及び鉄道 15.0

運動場 18.0

他の送電線及び通信線 8.5

（出典：前回報告書）

前回報告書によれば、既設送電線路は上記の値を概ね満足していることから、電線張替を行う場合に

も既設の電線弛度と同レベルを確保することで所要離隔を確保することができる、とされている。本調

査においても基本的にはこの考えに則り、設計を行うものとする。

ここで、増容量電線をアルミ線の最大許容温度まで使用すると、電流容量は大きくなるが、弛度も大

きくなり、地上高が確保できなくなる。したがって、電線温度は既設の電線弛度により制限され、期待

する増容量化は図れない。



5-5

高い電線温度で地上高を確保するためには、径間長を短くする方法が考えられる。径間内に鉄塔を1

基追加で建設することにより径間長を短くすれば、弛度が抑制され、地上高を確保することができる。

例えば、径間中央に鉄塔を1基建てれば、径間長は半分となり、弛度は約1/4となる。本方策の概念図

を図5-3に示す。

図5-3 鉄塔の径間内追加の概念図


追加で建設する鉄塔はROW内に建設することにより、住民移転等の環境・社会影響を抑えられる反

面、鉄塔を新設するためのコスト増や工期の大幅な長期化、線路停止期間の長期化が懸念される。また、

本対策の実現のためには、送電線の全径間に亘って鉄塔を追加できることが条件となる。Suralaya変電

所からBalaraja変電所間においては、そのほとんどが田畑等の一般地を経過しており、径間内の鉄塔追

加に支障がない箇所が多い。しかし、Gandul 変電所周辺には住宅密集地が多く、また、送電線全体を

見ても主要道路や高速道路、送電線横断が数多くあり、全径間において適した場所に鉄塔を追加するの

は極めて困難である。

以上より、増容量電線の適用は本プロジェクトにおける増容量方法として不適である。


増容量低弛度電線は、前述の増容量電線と同様に高い許容温度を有するが、増容量電線よりも弛度を

抑制することができる電線である。一般的に、増容量低弛度電線の弛度抑制機能は、コアとして従来の

鋼線に代わり線膨張係数の小さい線材を使用することで実現される。

本方策の概念図を図5-4に示す。



5-6

図5-4 増容量低弛度電線の概念図


前述の通り、電線の通電電流は既設電線の地上高によって制限される。増容量低弛度電線は、増容量

電線に比べ、同じ電線温度における弛度が小さくなるため、より多くの電流容量を持つことが可能であ

る。

本方策のメリットは以下の通りである。

既設鉄塔の補強や改造、建替を必要としない。

電流容量は既設電線の2倍程度に増大できる。

電線張替のみで増容量化が可能なため、短期間での施工が可能である。

用地の新規取得が不要なため、環境・社会影響はほとんどない。

以上より、増容量低弛度電線の適用は本プロジェクトにおける増容量方法として最適であると考

える。

5.2.2 増容量低弛度電線（HTLS）の選定

増容量低弛度電線にもいくつかの種類があるが、ここでは増容量効果や既設鉄塔における荷重増加

の抑制等の観点から、以下の電線について比較・検討する。

(1) カーボンファイバ心耐熱アルミ合金より線（TACFR）

(2) アルミ覆インバ心超耐熱アルミ合金より線（ZTACIR/AC）

(3) アルミ覆インバ心特別耐熱アルミ合金より線（XTACIR/AC）

なお、前回報告書にて検討されていたギャップ型鋼心アルミより線（GTACSR）については、今回

対象外とする。その理由は、ギャップ型鋼心アルミより線の最大使用張力が既設電線のそれを超えて

しまうため、既設鉄塔についてその電線張力増に対する裕度検討を行う必要があるが、既設鉄塔の設

計図や計算書はなく、現実的には裕度検討が実施できないためである。したがって、既設鉄塔におけ



5-7

る電線張力が増加しないよう、既設電線のACSR Dove と同等の重量、外径を有する電線を選定する

ことが肝要である。

(1) カーボンファイバ心耐熱アルミ合金より線（TACFR）

増容量化は、アルミ素線に150°Cまで連続使用を可能にした耐熱性を有する耐熱アルミ合金線（TAL）

を採用することにより、また弛度抑制化は、コア部分に線膨張係数の小さいカーボンファイバ複合材ケ

ーブル（CFCC）を使用することにより、目的を達成している。なお、本調査ではアルミ素線を通常の

円形形状ではなく台形形状とした電線としている。電線構造は図5-5に示す通りであるが、次の特徴を

有する。

コアに使用されているCFCC は既設線路に使用されているACSR の鋼線と比べると線膨

張係数が10分の1以下である。

異形TAL を使用している。

電流容量はACSR Doveと比べて約2 倍に増大できる。

電流容量が2倍になっても、ACSR 75℃使用時の弛度とほぼ同じに架線することができる。

コアの重量は鋼線の約1/6であり、全体重量はACSRに比べ軽量である。

コアをより線構成とすることにより曲げ剛性が低く、容易な取り扱いが可能である。

インドネシアや中国では日本製のコア部に海外製のアルミ部を組み合わせたカーボン電

線が採用されており、日本ではともに日本製の電線が採用されている。

図5-5 TACFRの断面構造


(2) アルミ覆インバ心超耐熱アルミ合金より線（ZTACIR/AC）

増容量化は、アルミ素線に 210℃まで連続使用を可能にした耐熱性を有する超耐熱アルミ合金線

（ZTAL）を採用することにより、また弛度抑制化は、鋼心部分に線膨張係数の小さいインバ線を使用

することにより、目的を達成している。電線構造は図5-6に示す通りであるが、前回調査時に提案され

たものと同じである。そして、次の特徴を有する。



5-8

構造はACSR 電線と同じで、鋼心に線膨張係数の小さいインバ線を使用する。これは

既設線路に使用されているACSR の鋼線と比べると線膨張係数が約3分の1である。

ZTAL を使用している。

電流容量はACSR Doveと比べて約2 倍に増大できる。

電流容量が2 倍になっても、ACSR 75℃使用時の弛度とほぼ同じに架線することがで

きる。

日本製品は中国、日本で採用実績がある。類似の製品は韓国でも製造されており、韓

国、マレーシア、インド、中国等で韓国製品が採用されている。

図5-6 ZTACIR/ACの断面構造


(3) アルミ覆インバ心特別耐熱アルミ合金より線（XTACIR/AC）

増容量化は、アルミ素線に 230℃まで連続使用を可能にした耐熱性を有する特別耐熱アルミ合金線

（XTAL）を採用することにより、また弛度抑制化は、鋼心部分に線膨張係数の小さいインバ線（アル

ミ被覆）を使用することにより、目的を達成している。なお、ここではアルミ素線を通常の円形形状で

はなく台形形状とすることにより、構造の最適化を図っている。電線構造は、図5-7に示す通りである

が、次の特徴を有する。

鋼心に線膨張係数の小さいインバ線を使用する。これは既設線路に使用されている

ACSR の鋼線と比べると線膨張係数が約3分の1である。

異形XTAL を使用している。

電流容量はACSR Doveと比べて約2.4 倍に増大できる。

電流容量が2.4倍になっても、ACSR 75℃使用時の弛度とほぼ同じに架線することがで

きる。



5-9

この電線は日本でのみ製造可能であり、日本はもちろん中国やアメリカ、オーストラ

リア等でも日本製品が採用されている。

図5-7 XTACIR/ACの断面構造


(4) 評価

上記の各増容量低弛度電線の諸元並びに弛度・電流容量計算結果についてそれぞれ表5-4および表5-5

に示す。

本調査における増容量電線に必要な設計条件は以下の通りである。

既設電線の最大弛度（径間長500mで21.70m）を超えないこと。

既設電線の最大使用張力（23,025N）を超えないこと。

既設電線の重量（1,140 kg/km）、外径（23.53 mm）を超えないこと。

これらの必要条件を満たした上で、電流容量を可能な限り大きくできる電線を選定すると、アルミ覆

インバ心特別耐熱アルミ合金より線（XTACIR/AC）が推奨される。この電線を採用すれば、電流容量

は既設電線の約2.4倍とすることができる。また、特殊な施工方法も必要としない。



5-10

表5-4 各増容量低弛度電線の諸元

項目単位既設電線

(ACSR Dove)

TACFR

315mm2

ZTACIR/AC

225mm2

XTACIR/AC

230mm2

より線構成本/mm

26/3.716 (HAL) 10/4.98 (TW-TAL) 34/2.9 (ZTAL) 14/3.5 (TW-XTAL)

- 6/4.98 (TW-TAL) - 10/3.5 (TW-XTAL)

7/2.891 (St) 7/2.6 (CFCC) 7/3.55 (IR/AC) 7/3.46 (IR/AC)

引張荷重 kN 101.0 122.6 107.2 97.6

計算断面積

アルミ

mm2

282.1 311.7 224.6 230.9

綱心 45.95 37.20 69.29 65.80

合計 328.1 348.9 293.9 296.7

外径 mm 23.53 22.36 22.30 20.8

重量 kg/km 1,140 923.7 1,117 1,105

電気抵抗 (20 ºC) Ω/km 0.1024 0.0950 0.1224 0.1229

弾性係数電線

GPa 82.0 61.8 83.1 81.8

綱心 205.9 155.0 152.0 152.0

線膨張係数

電線

x10-6/ºC

19.0 23.0 14.7 15.0

綱心 11.5 1.0 3.7 3.7

最大許容温度 ºC 75 150 210 230

（出典：前回報告書及び調査団作成）

表5-5 各増容量低弛度電線の弛度・電流容量計算結果

項目単位既設電線

(ACSR Dove)

TACFR

315mm2

ZTACIR/AC

225mm2

XTACIR/AC

230mm2

500m径間での弛度 m 21.70 20.91 21.70 21.66

at 75ºC at 150ºC at 158ºC at 230ºC

上記条件時の電流 A 514 1,080 987 1,252

最大使用張力 N 23,025 23,025 22,855 23,025

（出典：前回報告書及び調査団作成）



5-11

5.2.3 送電ロスの評価

既設電線（ACSR Dove）から増容量低弛度電線（XTACIR/AC 230mm2）に張替後の送電線の電力ロ

スについて検討した。Suralaya – Gandul送電線は2回線送電線であり、1回線が停止したとき、残りの

1 回線に最大電流 5,008A が流れるものと考え、通常時は 1 回線あたりその半分の 2,504A の電流が流

れるものと仮定した。

一方、既設電線の許容電流は2,056Aであるが、比較対象として、既設電線にも上記電流を流すこと

ができたと仮定し、送電ロスを算出した。

なお、ここでは送電ロスは抵抗ロスが大部分であるため、コロナロス 30は考慮しない。

送電ロスの算出結果を下表に示す。XTACIR/AC 230mm2の送電ロスは1,485.06 kW/kmとなり、既

設電線の1,179.40 kW/kmの約1.3倍となる。これは交流抵抗値の差によるものである。

表5-6 送電ロス

項目単位 ACSR Dove XTACIR/AC 230mm2

運転電圧 kV 500

周波数 Hz 50

相電流 A/phase 2,504

交流抵抗 Ω/km 0.1254 0.1579

kW Loss

（2回線分）

kW/km 1,179.40 1,485.06

kW 130,913 164,842


また、年間の送電ロス電力量を送電ロスに年間時間（8,760h）及び損失係数を乗じて算出した。損失

係数Fr は、負荷率 f = 0.7と仮定して次式のBuller-Woodrow式により算定し、0.553 とした。

‘Fr = 0.7 × f2 + 0.3 × f = 0.553

算出結果を表 5-7 に示す。電線張替後の年間の送電ロス電力量は、前述と同様の理由で、既設電

線の約1.3倍となる。

30 コロナ放電は尖った電極の周りに不均一な電界が生じることにより起こる放電である。送電線では、降雨時に電線の表

面でコロナ放電が発生することが多く、電力損失も発生させる。



5-12

表 5-7 送電ロス電力量

項目単位 ACSR Dove XTACIR/AC 230mm2

kWh Loss

（2回線分）

kWh/km 5,713,344 7,194,046

kWh 634,181,184 798,539,106


5.2.4 増容量低弛度電線（HTLS）への張替工事

張替工法には一般工法（一般引抜工法）と吊金工法の2種類があり、一般引抜工法の場合、張替時に

電線が大きく垂れ下がるため、主要道路等の横過物の上に竹等を用いて防護足場を構築し、電線と横過

物との接近を防止する措置を取る必要がある。一方、過密地域では横過物が多く、防護足場を構築する

ために多大な労力がかかることから、張替時の電線垂下が抑制できる吊金工法を採用することが多い。

過密地域の多い日本では、吊金工法がよく用いられている。

以下、まず張替工法を紹介し、次に既設送電線の経過地の状況について述べたうえで、各区間に適し

た張替工法を選定する。

(1) 張替工法の種類

① 一般引抜工法

電線の張替にあたっては、横過物の上に竹等を用いて防護足場を構築する。その上で、耐張鉄塔にあ

っては、ジャンパ線を外した後、両側の電線を割りワイヤで繋ぐことにより、また懸垂鉄塔にあっては

電線をクランプから外して金車の上に乗せかえることにより、連続径間に亘る電線の引き抜きを行う。

既設電線の後に回転防止用のカウンターウェイトを取付け、その後ろに張替用の電線を繋げ、旧線を引

き抜くことにより延線を行う。

あるいは、既設電線を一旦、延線ワイヤに引き換えた後、張替用電線を繋げて、延線する方法もある。

いずれの場合も、4導体を一度に張替作業できるため工事作業速度は速い。

② 吊金工法

人家密集地や重要物横過箇所等で、防護足場構築が困難と思われる箇所にあっては、既設電線の下に

2個の豆金車を有する吊金車を約20～30mの間隔で吊下げ、下側の豆金車を使って張替用電線を引き抜

く吊金工法がある。この場合は、工事中の電線の垂れ下がりは、既存ACSRによって拘束されるので、

下に住宅等の横過物があっても、足場を構築することなく、延線を行うことができる。但し、4導体の

場合、電線1本毎を張替えることとなるため、工事作業速度は遅くなる。



5-13

吊金工法による電線張替工事の概略を下表に示す。

表 5-8吊金工法による電線張替工法の一例

No. 主な手順当該手順

1 電線張替え前

2 自送機等を用いて引張りながら、吊

金車とロープを径間に配置する。

その際、吊金車を既設電線にぶら下

げる。

ロープは誘導防止用にケブラ製を用

いるのが望ましい。

3 引きロープの後ろに、張替え用電線

を繋いで、延線する。

その際、張替え用電線の先頭部分に

は、電線の回転防止用のカウンター

ウェイトを装着するのが望ましい。

Initial ConditionExisting Conductor

Distribution of Cradle BlocksExisting Conductor

Nylon Rope

Cradle Block

Motor Car

Nylon Rope

ExistingAbout 20-30m

Pull New Conductor by Nylon RopeExisting Conductor

Nylon Rope

Cradle Block

New Conductor

Winch

Drum

Counter Weight

Existing

Nylon Rope

New



5-14


4 当該径間で、張替え用電線の延線を

終了する。

5 既設電線の張力を緩める事により、

既設電線と張替え用電線の弛度位置

を反転させる。

6 張替え用電線に吊金車をぶら下げた

状態で、既設電線の後ろにロープを

繋ぎ、既設電線を回収する。

Completion of New Conductor’s paying out

Existing Conductor

Nylon Rope

Cradle Block

New Conductor

Winch

Drum

ExistingNylon Rope

New

Change Sag between Existing and New Conductor

Existing Conductor

Nylon Rope

Cradle Block

New Conductor

ExistingNylon Rope

New

Collection of existing Conductor

Existing Conductor

Nylon Rope

Cradle Block

New Conductor

Winch

Drum

Existing

Nylon Rope

New



5-15


7 ロープの後ろに、ブレーキ装置を取

り付けて、吊金車とロープを回収す

る。

8 ①張替え終了


Collection of Nylon Rope and Block

Nylon Rope

Cradle Block

New Conductor

Winch

Nylon Rope

New

Brake Instrument

Completion of Paying-outNew Conductor



5-16

一般引抜工法と吊金工法との比較を表5-9に示す。

表5-9 一般引抜工法と吊金工法との比較




5-17

(2) 張替工法の選定

① 一般引抜工法

一般引抜工法は人家密集地や重要物横過箇所等のない一般地でよく用いられる工法である。現場調査

の結果、Gandul 変電所周辺の人家密集地域及び一部の高速道路や主要道路、鉄道、他の送電線との横

断箇所等を除けば、当該送電線は田畑や原野を経過しており、本工法の採用が図れる。（図5-8参照）

図5-8 一般引抜工法の適用が好ましい箇所

（出典：調査団により撮影）

② 吊金工法

吊金工法は人家密集地や重要物横過箇所等で用いられる。現場調査の結果、Gandul 変電所周辺の人

家密集地域及び一部の高速道路や主要道路、鉄道、他の送電線との横断箇所等については、本工法の採

用が望ましい。（図5-9および図5-10参照）

図5-9 吊金工法の適用が好ましい箇所




5-18

図5-10 吊金工法適用箇所

（出典：前回報告書を用いて調査団作成）

* Cra

dle B

lock

Meth

od m

ay be

used

in o

ther

plac

es su

ch as

exist

ing T

/L, h

ighw

ay, m

ain ro

ad an

d rail

road

cros

sing.



5-19

現場調査の結果、表 5-10 に示す区間については、人家密集地や鉄道・高速道路等の重要物横過箇

所となっている。これらの箇所では、防護足場構築が困難であるため、吊金工法の採用が望ましい。

表5-10 吊金工法が適する架線区間

Line Route Stringing Section Line Length

(km)

Crossing

(Reasons to adopt cradle system)

Line I

(North)

No.21-No.22 0.4 Other T/L crossing

No.32-No.38 3.0 Highway, railway, other T/L crossing

No.54-No.58 2.4 Factory



No.133-No.138 3.1 Populated area, other T/L crossing




No.192-Gandul SS 17.3 Populated area, other T/L crossing

Other sections 5.0 Main roads with much traffic

Sub Total 39.8 －

Line II

(South)


No.31-No.37 3.0 Highway, railway, other T/L crossing




No.132-No.137 3.1 Populated area, other T/L crossing




No.191-Gandul SS 17.6 Populated area, other T/L crossing

Other sections 5.0 Main roads with much traffic

Sub Total 40.0 －

Total 79.8 －




5-20

以上より、一般引抜工法及び吊金工法それぞれの架線区間亘長は表5-11の通りとなる。

表5-11 各工法の架線区間亘長（単位：km）

Line Route Method Suralaya -

Balaraja

Balaraja -

Gandul Sub Total Total

Line I Tension Stringing 53.2 17.8 71.0

110.8 Cradle Block 8.8 31.0 39.8

Line II Tension Stringing 52.9 18.2 71.1

111.1 Cradle Block 8.7 31.3 40.0


5.2.5 張替工事費

本プロジェクトの資材数量を表5-12に示す。

表5-12 電線張替工事に必要な資材数量

Line Route Conductor Suspension

Clamp

Tension

Clamp

Jumper

Spacer

Spacer

damper

Armour

Rods

Mid-span

Joint

Repair

Sleeve

Line I 1,400 km 2,192 680 246 4,671 2,192 700 75

Line II 1,400 km 2,155 806 293 4,675 2,155 700 75

Total 2,800 km 4,347 1,486 539 9,346 4,347 1,400 150


架線工事単価は、以下の通りである。

一般引抜工法： 523,200,000 IDR/km

吊金工法： 443,200,000 IDR/km

上記にもとづき、電線張替に係る工事費を見積もった結果、表5-13の通り、総合計83百万ドルと

なった。



5-21

表5-13 張替工事費（単位：百万ドル）

No 項目工事費 1 電線資材代 60.1 2 金具資材代 2.1 3 架線工事代 9.1 4 撤去電線スクラップ -3.5 小計 67.8

5 その他変動要因 7.5

6 管理費用10% 8.3

総合計 83.6


5.2.6 工事期間

一般引抜工法を用いた場合、電線4本を同時に延線できるため、1班あたり約8 km/月/回線の進捗が

期待できる。一方、吊金工法を用いた場合、電線1本毎の架線となることから、約4 km/月/回線程度の

進捗しか期待できない。

よって、各工法による工事期間は以下の通りとなる。

一般引抜架線区間：142.1 km る工事期間は以月 = 17.8ヶ月/班

吊金工法架線区間： 79.8 km る工事期間は以月 = 20.0ヶ月/班

本プロジェクトでは 2019 年の運転開始を考慮して、4 班で作業するものと想定した。これ以上の班

数となると、施工管理や技能を持つ作業員の確保が懸念される。4班で施工した場合、表5-14に示すよ

うな工事期間が想定される。

表5-14 推定工事期間（単位：月）

送電線ルート期間

一般引抜工法吊金工法計

Line I Suralaya - Balaraja 1.7 0.6 2.3

Balaraja - Gandul 0.6 2.0 2.6

Line II Suralaya - Balaraja 1.7 0.6 2.3

Balaraja - Gandul 0.6 2.0 2.6

計 4.6 5.2 9.8




5-22

5.2.7 施工に関する留意事項

今回の電線張替の施工に関する主な留意事項は以下の通りである。これらは、前回調査時からの設備

面における変化等を考慮したものである。

(1) Balaraja変電所建設に伴う鉄塔建替

(2) Gandul変電所近傍の1号線鉄塔への150 kV送電線の併架

(3) 離隔不足箇所に対する対応

(1) Balaraja変電所建設に伴う鉄塔建替

前回調査時においてはBalaraja変電所はまだ建設されておらず、2009年に運開予定という情報であっ

たが、本調査においてBalaraja変電所が予定通り建設されていることを確認した。また、現場調査の結

果、Balaraja変電所建設に伴い、500 kV Suralaya - Gandul送電線の1号線及び2号線の1回線鉄塔が2

回線鉄塔へ建替えられていることが判明した。図5-11および図5-12にその概要と現場状況を示す。



5-23

図5-11 Balaraja変電所建設に伴う鉄塔建替の概要

(a) Balaraja変電所建設前

(b) Balaraja変電所建設後


図5-12 Balaraja変電所近傍の2回線鉄塔

(a) Suralaya変電所側 (b) Gandul変電所側




5-24

インドネシアでは現地の施工会社により建設された鉄塔において、過去に組立不具合（ボルトや部材

の抜け等）の事例があったことから、これら計 4 基（Suralaya 側 2 基及びGandul 側 2 基）の鉄塔が電

線張替の施工に支障がないよう確実に組み立てられているかを現地にて確認した。その結果、これらの

鉄塔の組立状況に不具合等は見られず、確実に組み立てられている状況であったことから、工事実施に

おいて支障となることはないと思われる。しかしながら、他の区間のような1回線鉄塔とは異なり、施

工時にロープやワイヤ等が充電部へ接触する可能性があるため、両回線の停止も必要かもしれない。

(2) Gandul変電所近傍の1号線鉄塔への150 kV送電線の併架

前回報告書によれば、当該 2 線路は大部分が 1 回線水平配列鉄塔であるが、1 号線のGandul 変電所

に至る最終の約8 kmの区間は2回線垂直配列鉄塔に片側1回線が架線されているのみで、1回線分の

空き回線があり、将来150 kV送電線に利用する計画であるとのことであった。

今回の現場調査の結果、当該区間の空き回線には既に150 kV Gandul - Serpong送電線が架線されてい

ることが判明した。この送電線は2回線でGandul 変電所から1号線No.212 鉄塔まで併架されており、

その先から支持する鉄塔が分かれSerpong変電所まで向かっている。

上記同様、施工時にロープやワイヤ等が充電部へ接触する可能性があるため、150 kV 送電線の停止

も必要かもしれない。



5-25

図5-13 Gandul変電所近傍の1号線鉄塔への150 kV送電線の併架状況

(a) 前回調査時

(b) 今回調査時

（出典：前回調査資料及び調査団撮影による）

(3) 離隔不足箇所に対する対応

前回報告書によれば、電線張替を実施する場合、70 kV及び150 kV送電線との交差箇所については、

離隔がかなりきわどい結果となることが確認されている。今回の調査で、当該送電線（約100km x 2ル

ート）における離隔の状況を詳細に調査することは不可能であった。実際の施工にあたっては、線路全

体に亘って架線張力、地上高及び横過物等の詳細な調査を実施して、離隔不足が生じる箇所については

適切な対処方法を検討する必要がある。



5-26

5.3 変電所工事

5.3.1 既設500 kV 変電所の概要

変電所工事の検討にあたり、Gandul、Balaraja、Suralaya各変電所の調査を実施した。その調査結果は

下記の通りである。

(1) Gandul変電所

現場写真および既設設備を下図、下表に示す。

図5-14 Gandul変電所での現場写真

ＣＴ


Line Trap

Overview

Circuit Breaker (Convention type)



5-27

Ratedshortt ime

No.Name of

equ ip.Qt 'y

ManufacturerMaker

CountryRated

vo ltageRated

Currentwithstandcurrent

kV A kA (3S)

1 CB ABB Sweden 525 4 ,000 50

14 GEC Alstom not sure 525 3 ,150 40

AREVA France 525 3 ,150 40

Magr in i G. not sure 525 3 ,150 40

2 CT 69 not sure not sure 525 3 ,150 40

3 DS 39 not sure not sure 525 3 ,150 40

4 Line t rap 6 not sure not sure 525 3 ,150 40

Ｒｅｆ） Tr. Unit 1&2 El in France

Unit 3 ABB China

Rated capacity : 500 MVA

500kV １５0kV ６６kV√３ √３ √３

1,520

1,520

1,520

Present cur rentA

1,5201,5201,5201,520

<Red shows the result of site survey>

PRESENT(As ofNov.17 2015)Existing Facilities (Start operation in1981)

表5-15 Gandul変電所における既設設備




5-28

図5-15 単線結線図 (Gandul S/S)

Marks show the scope of this study, to be replaced.



5-29

Overview

CT

Line Trap


(2) Balaraja変電所


図5-16 Balaraja変電所での現場写真




5-30

Ratedshortt ime

No.Name of

equ ip.Qt 'y

Manufacturer

CountryRated

vo ltageRated

Currentwithstandcurrent

kV A kA (3S)

1 ＣＢ 12 AREVA France 550 3 ,150 40

2 CT 90 AREVA France 550 3 ,150 40

3 ＤＳ 37 AREVA France 550 3 ,150 40

4 Line t rap 6 AREVA France 550 3 ,150 40

Ｒｅｆ） Tr. 9/3bay AREVA Turkey

Rated capacity : 500 MVA

500kV １５0kV ６６kV√３ √３ √３


1,520

Existing Facilities (Start operation in 2009) PRESENT(As ofNov.18 2015)

Present cur rentA

1,520

1,520

1,520

表5-16 Balaraja変電所での既設設備




5-31

図5-17 単線結線図 (Balaraja S/S)




5-32

(3) Suralaya変電所


図5-18 Suralaya変電所での現場写真


Overview

500/150 kV Transformer (made in Japan)




5-33

Ratedshortt ime

No.Name of

equ ip.Qt 'y

Manufacturer

MakerCountry

Ratedvo ltage

RatedCurrent

withstandcurrent

kV A kA (3S)

GCB (3 bay分)

1 GCB 8 ALSTOM France 550 3,150 40

2 CT 54 ALSTOM France 550 3,150 40

3 DS 21 ALSTOM France 550 3,150 40

CB (4 bay分)

1 GCB 12 AREVA France 550 3,150 40

2 CT 45 BBC Switerland 550 3,150 40

3 DS 35 BBC Switerland 550 3,150 40

4 Line trap 4 AREVA France 550 3,150 40

Ｒｅｆ） Tr. 1Mitsubish iElectr ic .

Japan

1,315

1,315

1,315

1,315

1,315

1,315

1,315

Present cur rentA


Existing Facilities (Start operation in 1984) PRESENT(As ofNov.19 2015)

表5-17 Suralaya変電所での既設設備




5-34

図5-19 単線結線図 (Suralaya S/S)




5-35

5.3.2 変電機器適合化・取替工事

(1) 適合化の検討

電線張替によって送電容量が増加すると、その送電線に直列に接続している変電所内機器の電流容量

が不足するため、取り替えなければならなくなる。Suralaya-Balaraja-Gandu 間送電線の電線張替に関連

する変電所の直列機器の常時負荷電流は、電線張替後の最大電流値に対応する仕様とする。

直列機器の定格諸元は、下表のとおりであり、既設機器の定格容量を超過する。新設機器は、これら

の値をカバーできる仕様とする必要がある。

表5-18 既設ならびに新設遮断器の定格

現状 (2015年11月時点)

将来の予測値新設機器

変電所定格電圧定格電流定格遮断

電流

最大常時

負荷電流

事故電流定格電流定格遮断

電流

GANDUL 525 kV 3150 A 40 kA 5008 A 63.0 kA 6000 A 63 kA

BALARAJA 525 kV 3150 A 40 kA 5008 A 63.8 kA 6000 A 63 kA

SURALAYA 525 kV 3150 A 40 kA 5008 A 57.28 kA 6000 A 63 kA

注）「将来の予測値」の事故電流において、63 kAを超える変電所は、系統操作でこれ以下にすべきである。


(2) 取替工事

電線張替後の送電線に関する直列機器は、定格電流容量が不足することから、取替えは不可欠であり、

変電機器の取替え内容は下記の通りである。

（3変電所共通）

① 既設500 kV 遮断器の取替

② 既設500 kV 断路器の取替

③ 既設500 kV 変流器の取替

④ 既設500 kV Line Trapの取替

⑤ 既設送電線引込口の電線取替

⑥ 既設機器架台の取替

⑦ 既設機器の基礎取替



5-36

⑧ 既設保護継電器、メーター類の整定・調整

工事実施にあたってのスケジュールや留意事項等は下記の通り。

機器製造、輸送、現地工事（土木工事：基礎撤去工事及び基礎新設工事、機器工事：機器撤去工事

含む機器用架台並びに機器据付工事含む機器用架台）、現地試験に要する標準的な工期は36ヶ月と

見積もられる。この内、機器工事は20ヶ月程度と見込まれる。しかしながら、施工班数を増やすこ

とにより、工期短縮が可能である。

変電機器取替工事は、送電線の増容量工事に合わせて実施する必要があるが、500 kV送電線網の運

用及び適切な停止計画等を勘案し協調して実施すべきである。

具体的な取替を要す変電機器台数と定格電流を下表に示す。

表5-19 取替を要す変電機器台数と定格電流

変電所 Gandul Balaraja Suralaya

送電線回線数 2 2 2

３相遮断器

（定格電流）

6

(6000 A)

6

(6000 A)

6

(6000 A)

単相変流器

（定格電流）

24

(6000 A)

42

(6000 A)

24

(6000 A)

３相断路器

（定格電流）

14

(6000 A)

22

(6000 A)

14

(6000 A)

ライントラップ

（ブロッキングコイル）

（定格電流）

2

(6000 A)

2

(6000 A)

2

(6000 A)




5-37

(3) 今後の検討

上表の通り、将来の定格電流は増大するため、取替え機器の仕様も大型化せざるを得ないこ

とより（サイズ及び自重が増える）、将来下記内容を検討する必要がある。

① 機器の取替工事の短縮化

取替工事は停止を伴うが、最短期化を図るための検討を要す。

② 変電所内の主要機器以外の事故電流対策

③ BALARAJA変電所は63ｋＡを超過することへの検討

④ 母線の定格電流不足の検討

5.3.3 変電工事費

変電所工事費用を表 5-20 に示す。この費用には機器代、輸送費、土木工事費、据付工事費、竣工試

験費等一切が含まれる。なお、機器の仕様は、既設機器に合わせ空気絶縁方式在来型としている。

表5-20 変電機器購入費及び工事費（単位：ドル）

GANDUL BALARAJA SURALAYA

機器購入費 7,287,320 8,221,000 7,287,320

現地工事費 467,000 503,510 453,104

合計 7,754,320 8,724,510 7,740,424

総合計 24,219,254


5.4 総合工事費

Suralaya - Gandul送電線の電線張替及びそれに伴う変電設備の取替を含めた総合工事費を下表に示す。

表5-21 総合工事費（単位：百万ドル）

送電設備 83.6

変電設備 24.2

計 107.8




5-38

（参考）他の電線張替プロジェクトへの適用

500 kV New Suralaya – Balaraja送電線などの電線張替が計画されている。当該送電線は下図に示す通

り、New Suralaya変電所からBanten, Bojonerga変電所を経てBalaraja変電所に至る送電線である。

図5-20 500 kV New Suralaya - Balaraja送電線の電線張替


500 kV New Suralaya – Balaraja送電線もSuralaya w Surala送電線と同じ電線（ACSR Dove x 4導体）

を使用していることから、今回検討した増容量電線(XTACIR/AC, ZTACIR/AC, TACFR)を適用すること

が可能である。



6-1

第6章環境・社会的側面の検討 6.1 プロジェクトの環境・社会的影響

Suralaya – Gandul 間は人口密集地域であるため、建設工事は既存の電線の張替に限定され、環境に

悪影響を与える物理的な工事は新しく発生しない予定である。送電網プロジェクトに特化した環境・

社会への影響は、地域住民移転問題と電磁界、コロナ騒音、ラジオ騒音である。

6.1.1 地域住民移転問題

用地取得が必要な新しい送電網が建設される際には、地役権確保のために地域住民の移住が必要な

場合があり、しばしば社会的な問題を引き起こす。然しながら、今回のプロジェクトに関しては、計

画している送電網の容量を既存の鉄塔を利用し、既存の送電線張替で対応可能であるため、原則とし

て住民の移転は不要である。Suralaya – Gandul線のフィージビリティ調査は実施済みであり、ジャカ

ルタ近郊の西ジャワの人口密集地域を通ることから、これらの地域に新たに土地を取得することは極

めて困難であり、また非常に長期の手続きが必要となることから新たな送電線の建設はほぼ不可能で

ある。よって、現場の状況を勘案すると、本プロジェクトで検討している既存の送電線張替が、送電

線容量増加の手段として最も効率的で現実的な方法であると考えられる。

6.1.2 電磁界強度

前回報告書では、インドネシアの電界・磁界強度の制限値は SNI(04-6918-2002)で定義されており、

表 6-1で示す通りである。ICNIRPガイドラインにおける参照レベルも記載する。

表 6-1 電界・磁界強度制限値

項目使用目的公表機関

SNI ICNIRP

電界強度一般 5 kV/m 5 kV/m

商用 10 kV/m 10 kV/m

磁界強度

一般 100 μT

(1,000 mG)

200 μT

(1,000 mG)

商用 500 μT

(5,000 mG)

1000 μT

(10,000 mG)




6-2

電界強度について、前回報告書では、最低電線地上高 15 メートルの送電網の電線は 5kV/m を少し

上回る数値であると報告されている。実際の送電線の高さは 16 メートル少々であり、電磁界強度は

4.9 kV/mである。

プロジェクトにおいては、送電線の電圧や送電線の高さは既存の電線と同じである。よって、本プ

ロジェクトの電磁強度は前回報告書と同様5 kV/mを下回るものと予想される。

電磁強度に関しては、送電線の高さが既存電線と同じであっても、電流に比例して増加する。よっ

て、本プロジェクトにおいては、電流は既存電線の2.4倍になるため、電磁強度は64μTとなり、200μT

を下回る予定である。

6.1.3 コロナ騒音

前回報告書では、世界の電力事業者が送電線の設計目標値として 50dB～58dB を提案しており、コ

ロナ騒音レベルに電線張替前後で大きな変化がないと記載されている。

本プロジェクトでは、送電線の電圧や送電線の高さは既存のもの変化がなく、また張替後の電線の

直径もほぼ同じである。よって、本プロジェクトのコロナ騒音レベルは、前回報告書の記載同様、設

計目標値と同程度もしくは若干低くなると思われる。

6.1.4 ラジオ騒音

前回報告書では、ラジオ騒音レベルは電線張替後も大きな変化は生じないと記載されていた。

本プロジェクトにおいても、送電線の電圧や送電線の高さは既存の設備と変化がなく、また張替後

の電線の直径もほぼ同じである。よって、本プロジェクトのラジオ騒音レベルは、前回報告書の記載

同様、設計目標値と同程度と思われる。

6.2 国際協力機構（JICA）「環境社会配慮ガイドライン」に関する検討

6.2.1 JICAガイドラインにおける環境チェックリストの評価

JICAガイドラインにおける送変電・配電セクターの環境チェックリストの評価項目を図6-1に示す。



6-3

図 6-1：JICAガイドラインにおける送変電・配電セクターの環境チェックリストの評価項目

分類環境項目主なチェック事項

具体的な環境社会配慮

(Yes/Noの理由、根拠、緩和策等)

１

許認可・説明

(1)EIAおよび環境

許認可

(a) 環境アセスメント評価報告書（EIAレポート)等は作成済みか。

(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。

(a)EIAレポートが、プロジェクトの現地又は国際的なカテゴリー基準に沿って作成

されている。

(b)EIAレポートが当該国政府によりレビューされ、承認されている。

(c)EIAレポートが承認され、付帯条件がある場合にはその条件が満たされている。

(d)環境に関する居人カは、PLNにより承認されている。

(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および影響について、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。

(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。

(a)ステークホルダーへの説明は、環境規制に関して実施される。

(b)ステークホルダーからのすべてのコメントが、プロジェクトの要求事項に具体化

されてる。

(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。

(a)新しい送電線の建設などの代替案は、張替と比較してはるかに大きな環境への影

響がある。

２汚染対策

(1)水質

(a) 盛土部、切土部等の表土露出部からの土壌流出によって周辺河川下流水域の水質が悪化するか。

水質悪化が生じる場合、対策が用意されるか。

(a)既存送電線の張替の場合、追加の土壌流出は想定されていない。また、水質への

重要な影響も想定されていない。然しながら、いかなる水質悪化問題であっても、対

応策が行われる。

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。

(a)送電線の張替は、いずれの保護区も通らない。



6-4

(2)生態系

(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。

(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。

(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。

(d) 野生生物及び家畜の移動経路の遮断、生息地の分断等に対する対策はなされるか。

(e) 事業実施に伴う森林破壊や密猟、砂漠化、湿原の乾燥等は生じるか。外来種（従来その地域に

生息していなかった種）、病害虫等が移入し、生態系が乱される恐れはあるか。これらに対する対

策は用意されるか。

(f) 未開発地域に建設する場合、新たな地域開発に伴い自然環境が大きく損なわれるか。

(a)プロジェクトは、いずれの生態学的に重要な生息地も通らない。

(b)プロジェクトは、いずれの保護区も通らない。

©重要な生態系への影響はないが、重要な影響が懸念される場合には、軽減策が対応

される。

(d)プロジェクトは、既存送電線の張替であり、移動経路や生息地を遮断・分断され

ない。

(e)プロジェクトは湿原を横切るが、水質への負の影響は観測されていない。然し、

何か負の影響を識別した際には、適切な軽減策がとられることになる。

(f)このプロジェクトは既存送電線の張替であるため、新たな開発は要求されていな

い。

(3)地形・地質

(a) 送配電線ルート上に土砂崩壊や地滑りが生じそうな地質の悪い場所はあるか。悪い場合は工法

等で適切な処置が考慮されるか。

(b) 盛土、切土等の土木作業によって、土砂崩壊や地滑りは生じるか。土砂崩壊や地滑りを防ぐた

めの適切な対策が考慮されるか。

(c) 盛土部、切土部、土捨て場、土砂採取場からの土壌流出は生じるか。土砂流出を防ぐための適

切な対策がなされるか。

(a)送電線に沿ってこのような地質の悪い場所は見つかっていないが、そのような問

題が発生した場合には、適切な軽減策を現地で実施する。

(b)既存送電線の更新において、最小限の土木工事が発生するかもしれない。然し、

そのような事象を識別した場合、適切な軽減策を実施する。

(c)同上



6-5

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。(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。(d) 補償金の支払いは移転前に行われるか。(e) 補

償方針は文書で策定されているか。(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。(g) 移転住民について移転前の合意は得ら

れるか。(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。(i) 移転による影響のモニタリングが計画されるか。(j) 苦情処理の仕組みが構築

されているか。

(a)本プロジェクトは、追加の用地取得や敷設権を必要としないため、非自発的住民

移転は発生しない。(b)公開説明はプロジェクト説明のために実施される。住民移転

は発生しない(c)同上 (d)同上(e)同上(f)同上(g)同上(h)同上(i)同上(j)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が生じるか。必要な場合は影響を緩和する配慮が行

われるか。

(b) 他の地域からの人口流入により病気の発生（HIV等の感染症を含む）の危険があるか。必要に

応じて適切な公衆衛生への配慮は行われるか。

(c) 鉄塔等による電波障害は生じるか。著しい電波障害が予想される場合は、適切な対策が考慮さ

れるか。

(d) 送電線を建設することによる線下補償等が国内法に従い実施されるか。

(a)建設期間中、送電線の下で一時的な土地使用が発生する可能性がある。電磁界へ

の変化は更新の結果想定される。然し、これらの影響は重要なものではなく、且つ最

小限であると想定される。

(b)適切な健康・安全への配慮は、工事期間中当該プロジェクトで実施される。

(c)騒音レベルへの変化は、当該プロジェクトでは想定されていない。

(d)追加の敷設権や用地取得を実施しないため、補償は必要ではない。

(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。

(a)本プロジェクトでは、考古学的、歴史的、文化的、宗教的に貴重な遺産、史跡等

を横切っていない。

(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

な対策はとられるか。

(a)本プロジェクトは、既存の送電線の更新であり、現地の景観への影響は最小限な

ものである。

(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。

(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。

(a)本プロジェクトは、少数民族、先住民族への影響は発生しない。

(b)同上



6-6

(6)労働環境

(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。

(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。

(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。

(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害することの

ないよう、適切な措置が講じられるか。

(a)当該国の労働環境に関する法律を犯すものではない。

(b)適切な健康・安全上の対応策は、送電線の工事期間中や稼働中に実施される。

(c)同上

(d)プロジェクト関係者・地域住民の安全が害されることの内容、適切な処置が実施

される。

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。(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。(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。

(a)工事期間中、環境管理や評価計画が、いかなる影響をも軽減するために実施され

る予定である。(b)同上(c)同上

(2)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。

(b) 当該計画の項目、方法、頻度等は適切なものと判断されるか。

(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。

(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。

(a)潜在的な影響を監視するため、モニタリングプログラムが実施される。

(b)同上

(c)同上

(d)所管官庁との協議において、規制で要求される事項をモニタリングシステムに織

込んでいる。

６留意点

他の環境チェック

リストの参照

(a) 必要な場合は、道路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。 (a)該当なし

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）。

(a)該当なし



6-7

6.2.2 JICAガイドラインにおけるプロジェクト分類

(1) 本プロジェクトの分類

JICA ガイドライン別紙 3 によると、大規模非自発的住民移転、大規模森林伐採、海底送電線を伴

う送変電・配電事業は、影響を及ぼしやすいセクターとされ、カテゴリ A に分類される必要があると

されている。然しながら、このプロジェクトは、既存の送電線の張替によるものであり、影響を及ぼし

やすい性質は有さず、影響を及ぼしやすい地域は関係しない。よって、当該ガイドラインにより、本プ

ロジェクトは、カテゴリBに分類される可能性が高い。

(2) 環境影響評価

カテゴリBのプロジェクトは、EIAレポートの提出は要求されていない。

6.3 相手国における環境関連規制・基準

6.3.1 相手国の環境関連法、規制の概要

インドネシアにおいては、環境省（MoE）がインドネシアの環境に関る全般的な事項を管轄している。

環境管理に関する方針と計画の立案・採用は、環境省の責務であり、環境汚染や破壊、重大な環境の影

響の改善、環境の質の回復などを職責の一部として実施している。環境評価と管理について中心的な役

割を果たす機関である。

インドネシアは、当初、1986年に環境影響評価システム（EIA又はAMDAL）を導入した。AMDAL

の詳細は、環境保護に関する現行法である、環境保護と管理に関するLaw Number 32/2009(環境管理法)

第2条に規定されている。環境管理法の施行以来、環境許可に関する2012年政令27は事業者に事業免

許取得前に環境許可を獲得することを要求した。環境許可を取得することは、プロジェクトの分類によ

っては、AMDAL取得準備又は環境評価管理計画（UKL-UPL）に引き継がれる。公開説明は、AMDAL

プロセスの必定条件であり、環境管理法の22条、26条に規定されている。

環境評価の主な手続きは以下のとおりである。

1 公示と住民説明

2 ToRの準備(KA-ANDAL)

3 ANDAL(環境影響評価書)、PKL（環境管理計画書）、RPL(環境モニタリング計画書)の準備

4 ANDAL,PKL、RPLの承認

5 AMDAL文書の承認



6-8

AMDAL書類の形式は、MoEの規制 No. 08/2006の第2章に記載されており、以下のものが含まれ

る。

1 ToR(KA-ANDAL)

2 ANDAL 又は EIA report(環境影響評価書)

3 RKL ( 環境マネジメント計画)

4 RPL ( 環境モニタリング計画)

5 総括

環境調査の前に、相手国はプロジェクトの関係者に環境に対する影響を知らせる必要がある。この

関係者は、プロジェクトの性質、所在地により承認される。環境調査の承認は、環境省による中央政

府レベル、又は州単位、地方単位で行われる。プロジェクトの地域的な範囲により関係者が定義され、

本送電線プロジェクトは、複数の州にまたがっているため、通常環境省などの中央政府により承認さ

れる。

図 6-2において、EIA承認が要求されている場合の、環境アセスメント実施手続を示す。



6-9

図 6-2環境アセスメント手続

環境アセスメント関連書類の審査: 75 営業日, 10 日間の

住民説明会を含む

ToR Review: 30営業日

公示、一般説明

(10 営業日)

ToR (KA-ANDAL)の

確定

ToR for reviewの承認

事務局による

手続承認

技術チーム

による技術

上の審査

委員会執行

部によるToR

承認に関す

る議論

環境アセスメント関連

文書の公式承認

環境免許や環境アセス

メント関連文書の申請

書類の承認

事務局による

承認

技術チーム

による技術

上の審査

委員会執行部

によるANDAL

and RKL-RPL

レビュー

環境免許に関する一般説明推薦

環境免許の環境実

現可能性や論点の

議論

環境免許に関する

決定の公示

相手国 EIA Secretariat Technical Team and Commission 承認機関



6-10

Ministry of Environment Regulation No. 5/2012 において、AMDALにおいて要求されるプロジェクトや活

動のリストが示されている。150kVを超える送電線に関係するプロジェクトでは、環境評価が要求される。

表 6-2 は、インドネシアの法律により、環境評価が必要とされる電力事業の詳細をまとめたものである。

なお、500kVの送電線を新設する場合には、図6-2に示すAMDALの手続きを踏む必要がある。

表 6-2環境評価が必要とされる電力セクター事業リスト

事業判定基準

送電線網の新設 > 150kV

ディーゼル、ガス、石炭火力発電プラント一か所当たり ≥ 100MW

地熱発電 ≥ 55MW

水力発電所ダム高 ≥ 15m

面積 ≥ 200ha

発電容量 ≥ 50MW

その他の発電所 (太陽光、風力、バイオマス等) ≥ 10 MW

(出典: 環境省 Regulation No. 5/2012)

本プロジェクトは、新規送電線の設置ではなく、既存の送電線の張替であるため、環境に対する影

響は限定的であり、完全なAMDAL手続きは不要であると考えられる。土地取得や住民移住も必要な

い。然し、工事期間中は周辺の植物に対する被害を避けるため、注意を払わなければならない。PLN

の経験では、1990年代の間、Suralaya-Gandul間における既設の送電線張替工事に関するAMDAL手続

きにおいて、重要な問題は生じなかった。

これまでの我々と環境省との協議では、有効な環境ライセンスを有している既存のプロジェクトへ

の修正は、AMDAL手続きの完全な実施は必要とされていない。現在のAMDALやUKL-UPLに対し

て、大幅に環境評価手続きを短縮するなどの、追加・更新のみで対応可能である。PLNの環境部署と

の協議では、本プロジェクトが、既存の敷設権の更新のみを計画しているため、Suralaya-Gandul 間の

張替プロジェクトは、Banten州の現地事務所とともに、環境省への通知が必要である。なお、環境調

査の必要性は、インドネシア政府との対話により、更なる検討は必要である。



6-11

6.3.2 プロジェクトに対する環境影響調査の詳細

以下は、500kVの送電線を新しく建築する際に必要とされる、受入国におけるAMDALの検討事項

の詳細である。

① プロジェクトの紹介 ‘a) プロジェクトの概要

この調査は、現状の500kVのSuralaya-Gandul間の送電線を、壮大な35GW計画との接続を想定した送電

線を増容量化するためのものである。特に、西ジャワの新しい発電所との接続を計画している。

‘b) プロジェクトの合理的根拠

高まる電力需要とインドネシアにおける新しい発電所である35GW計画と歩調を合わせて、新しい送

電線は、効率的かつ環境に影響を及ぼさない方法で電力利用と新しく設置した電力容量との連結を可

能にすることに役立つ。

‘c) 環境方針

本プロジェクトの目的が、既存送電線の張替であるため、環境に対する影響は最小限度であるが、も

し影響がある場合は、インドネシアの法律規則に従って対応されることになる。

‘d) 関連する規制

インドネシア法は、電磁界強度、コロナ騒音、ラジオ騒音を規制しているが、前章で検討した通り、

これらすべての問題は、基準値ないに収まっている。

② 調査内容

追加的な EIA が本プロジェクトには要求されないとしても、以下のような典型的な環境影響を考慮する

必要がある。

‘a) 環境に対する影響

気候大気汚染水質用地地質学土壌

‘b) 生態系に対する影響の範囲

生態系に対する影響は、プロジェクトの現場で確認されるべきであり、建設用地の不法投棄、保護区、



6-12

植物群、動物群も考慮する必要がある。調査は、工事が実施される箇所から直径 30 メートル以内を範

囲として行われる必要がある。

‘c) 社会経済に対する影響の範囲

現在の人体に対するコロナ騒音、ラジオ騒音、電磁界強度に対する影響には、地役権や用地取得の

結果生じる影響について確認する必要がある。また、適切な補償策も含める。 ③ 調査の概要

‘a) 環境影響に関連するデータの収集・気候気候、湿度、降雨量、気圧、風速、風向きのデータを、過去10年分を収集し、データファイルにす

る。

・大気汚染と騒音大気汚染源物質と騒音の実測は、3か所で実施する。Regulation No.41 of 1999に則った環境空気品質基

準や環境省Decree No. 48/MNLHJ III/1996に則った騒音基準に基づいて分析する。

表 6-3環境空気基準の政府Regulation No.41 of 1999

汚染源物質観測期間政府基準 (mg/Nm3)

PM10 年間平均年間基準なし

24時間平均 0.15

PM2.5 1 年 15 µg/Nm3

24 時間 65 µg/Nm3

O3 1 年 50 µg/Nm3

1時間 235 µg/Nm3

SO2 年間平均 0.100

24時間平均 0.365

1時間平均 0.900

NO2 年間平均 0.100

24時間平均 0.150

1時間平均 0.400



6-13

表 6-4 騒音基準の環境省Decree No. 48/MNLHJ III/1996

分類 1時間 Leg dB(A)

日中夜間

森林 50 -

病院・医療機関 55 -

混合地域(教育・一般住居) 55 -

商用地域 65 -

公共機関 70 -

余暇 70 -

工業地域 70 -

・水質

水質は、周辺の土地、河川、水たまりから採取しなければならない。また、次にあげる汚染源物質

は調査しなければならない。結果は、表 6-5 政府Regulation No. 82 of 2001の政府水質基準値に沿っ

て、水質基準を比較しなければならない。



6-14

表 6-5 政府Regulation No. 82 of 2001の政府水質基準値

No 指標単位 Class I Class II Class III Class IV

10.00 25.00 50.00 100.00

1 BOD5 2.00 3.00 6.00 12.00

2. DO mg/l 6 4 3 0

3. N-Nitrite mg/l 0.06 0.06 0.06 (-)

4. Sulfide (H2S) mg/l 0.002 0.002 0.002 0.002

5. Temperature o C Dev. 3 Dev. 3 Dev. 3 Dev. 5

6. pH - 6 - 9 6 – 9 6 - 9 5 - 9

7. Electric

Conductivity

mS/cm - - - -

8. TDS NTU 1000 1000 1000 2000

9. NO3 mg/l 10 10 10 20

10. PO4 mg/l 0 0 1 5

11. SO4 mg/l 400 (-) (-) (-)

12. Iron (Fe) mg/l 0.30 (-) (-) (-)

13. Manganese (Mn) mg/l 0.10 (-) (-) (-)

14. Copper (Cu) mg/l 0.02 0.02 0.02 0.20

15. Zinc (Zn) mg/l 0.05 0.05 0.05 2.00

16. Lead (Pb) mg/l 0.03 0.03 0.03 1.00

17. Cadmium (Cd) mg/l 0.01 0.01 0.01 0.01

18. Chromium mg/l 0.05 0.05 0.05 1.00

19. Oil & Grease µg/l 1,000 1,000 1,000 -

20. Radiation Total α Bq/l 0.10 0.10 0.10 0.10

21. Radiation Total β Bq/l 1.00 1.00 1.00 1.00

22. Fecal Coliform no/100 ml 100 1,000 2,000 2,000

23. Total Coliform no/100 ml 1,000 5,000 10,000 10,000

注）ClassⅠ；飲用水や飲用水と同等の品質が要求される用途に使用できる水

ClassⅡ；インフラや水を使用した娯楽、魚の養殖、家畜の飼育、灌漑その他同等の用途に使用できる水

ClassⅢ；魚の養殖、家畜の飼育、灌漑その他同等の用途に使用できる水

ClassⅣ；灌漑やその他同等の用途に利用できる水



6-15

・土地利用

工事用の土地に関しては、移住計画や交通障害等について、地域の計画機関である Beppeda と工事

期間にわたって、地域空間管理計画（RTRW）について協議しなければならない。

・地質学

現在の土地の高低差のデータや過去のデータは、地質学や地理学の測定データとして利用しなけれ

ばならない。本プロジェクトは、地質学の観測にデジタルデータを使用しなければならない。

・土壌

本プロジェクトの実施に付随して土地の浸食は、肥沃度の変化について、現地調査や土壌検査によ

りLand Observation Guideline (LTP, 1969)と比較し、調査する。比較対象には、地図、高低差、降雨量等

を考慮に入れる。調査は、1983年に土地調査センターより発表されたSoil Characteristic Analysis Data

Assessment Criteriaを基礎にして、物理的科学的性質の分析を含む掘削や土壌調査により行われる。

‘b) 生態系に対する影響に関するデータ収集

・植物系

工事計画地域やその周辺地域における植物系の種類に関するデータを取得するには、現地調査を通じ

て項目表を作成し、一覧表にまとめる。収集されたデータは、SDR(Summed Dominant Ratio) メソッド

を使用して分析する。

・動物系

動物系についてのデータ収取は、サーベイメソッドを利用して実施する。そこでデータ収集方法は、

鳥類の生息数調査、哺乳類・両生類・爬虫類の巡回調査を実施する。

‘c) 社会経済に対する影響に関するデータ収集

データは、政府や民間調査会社、本プロジェクト活動に関係する総人口や制度、経済、政治、様々な

社会データや文化の種類等のサービスから収集する。然し、一次データは、実際に現地に住んでいる人々

から直接対話するなどの方法により得られるものである。同時に、調査は、人口密度や男女比、年齢構

成比率なども含む。

‘d) 住民の健康に関するデータ収集

地域のPublic Health Centreから得られるデータの収集やプロジェクトを実施する地域の住民へのヒア

リングは必要である。また、環境衛生状態や変更状態、主要な病気の種類、疫学的罹患についても実施

されなければならない。また、実際の健康サービスについても調査する。



6-16

④ 環境調査計画

a) 環境調査団のメンバー

以下の分野に関する技術者が、環境調査の実施には含まれなければならない。

・高圧電気

・大気・騒音調査

・生物学者

・地質学者

・土木

・社会経済・文化

・公共衛星

・環境

b) 環境調査で要求される活動

インドネシアにおける電力の安定供給を所管するPLNは、送電線の容量増加を行うことに責任があ

る。同時に、地域に経済的効果が及ぶ希望もある。

c) 調査地域で実施される活動

送電線の張替のため、ドラム缶やエンジン機器のため一時使用の土地を確保する必要がある。現地

調査の結果、一時使用の土地は既存の送電線の下の土地から取得できた。もし、最大出力を上昇させ

ず新しい送電線が敷設される場合は、敷設用地の取得が必要となる。よって、最大出力を上昇させる

工事に利点がある。

⑤ 調査地域の環境(現在の状況)

現地調査の結果、土地のほとんどは、農地や山であり、新たに土地を取得する必要はない。然し、人

口密集地域では、土地の一時使用は、条件が最も良い場所が選択される可能性がある。また湿地帯を通

過する鉄塔も数本あるが、水質に負の影響がないことが現時点で報告されている。工事後も、水質に負

の影響が発生するはないと予想される。

2015年11月17日に調査団は人口密集地域や水域に近い送電線の鉄塔(タワーNo. 223-225 and 212-213)

を訪問した。PLN 計画局及びP3B の職員が同行する形で、環境や社会面での影響があり得る個所とし

て訪問したものある。しかし、表6-6に記載した通り、観察による調査の結果、環境・社会面での重要

な検出事項は発見されなかった。図 6-3は送電線の鉄塔の写真である。



6-17

表 6-6 観察による調査結果

鉄塔 223 – 225 鉄塔 212 – 213

地域分類 : 家や小農業地域に囲まれた住宅地汚染状況 :鉄塔223 – 225 は川や流域を通過し

ていない。他の鉄塔で流域を通過するものはあ

るが水質に関する重要な懸念事項が発生した

という報告はなかった。自然環境: 鉄塔 223 – 225 は保護地域を通過し

ておらず、保護地域が当該鉄塔の付近には見当

たらなかった。

地域分類 : 湿地、鉄塔の周りには住宅地は見

当たらない。汚染状況 :鉄塔 212 – 213 は湿地に位置する

が、水質汚染に関する報告は検出されなかっ

た。自然環境: 鉄塔212 – 213は保護地域を通過し

ておらず、保護地域が当該鉄塔の付近には見

当たらなかった。

図 6-3 Gandul – Balaraja 送電線にある水域・農業地に沿った鉄塔 (鉄塔 212-213)



6-18

⑥ 調査地域の環境(将来予測)

上述の通り、一時利用のために土地を取得する必要はない。表 6-7は、この地域の環境影響を示す。

表 6-7 環境影響

項目対象となる送電線

工事前の環境影響・現在の敷設用地が利用可能であるため、環境影響はない。

工事中の環境影響

・送電工事用のドラム缶やエンジンのために、送電線の下に一次的に用地を

確保する必要があるが、新たな伐採は必要ない。

運用中の環境影響・ Suralaya―Gandul間の新しい電界強度が4.9kV/mと予想されるが、法定基

準値の範囲内である。

・最大磁界強度は規制の半分程度である。

・ラジオ騒音レベルとコロナ騒音レベルにはごく小さな変化が生じる。よっ

て、自然環境に対する影響は小さい。

運用後の環境影響同上



7-1

第7章経済・財務的実行可能性

本プロジェクトが経済的かつ財務的な観点から実行可能であることを検証するために、当該プロジ

ェクトの経済的分析と財務的分析を実施した。経済的分析は、本プロジェクトが国民経済の観点から、

「With」ケースと代替案である「Without」ケースを比較することにより実行可能性の有無を判断する

ものである。財務的分析は、本プロジェクトに対する投資を前提として投下資本を、プロジェクトに

参加するステークホルダーに対して十分な経済的便益を提供するかどうかを判断するものである。

7.1 プロジェクトの事業費

7.1.1 建設工程と実施期間

第 8 章プロジェクトの実施スケジュールで示す通り、コンサルタントの選定から工事完成までの本

プロジェクトの工事期間は36か月となっている。これには、送電線張替工事や変電所の再構築を含ん

でいる。

以下が建設工程に含まれる主な工事である。

コンサルタントの選定: 6か月

業者選定(応募者資格審査(PQ)、入札書類作成、評価、契約交渉等を含む): 12 か月

電線張替(Suralaya-Gandul間、調査、設計、調達、設置等): 17 か月

変電所の更新（Suralaya,、Balaraja、 Gandulの3か所）: 18 か月

建設完了: 契約締結後18か月(2019年を想定)

経済的分析は、1年の保証期間を考慮して実施する。

7.1.2 事業費と前提条件

(1) 建設費用

想定する建設費用は、次の費用が含まれる。

Suralaya - Gandul間の張替コストと変電所の再構築費用；107.8百万ドル

予備費用；10.78百万ドル(張替費用の10%)

エンジニアリング費用；5.39百万ドル(張替費用の5%)

管理費用；10.78百万ドル(張替費用の10%)

(2) 見積もり条件

本プロジェクトは円借款を前提として実施され、見積もりは以下の条件を考慮している。

① 建設工程；図8-1参照

② 税金関係；本プロジェクトは、関税及びインドネシアにおける付加価値税に相当するサービ

ス税は免除されると仮定する。



7-2

③ 価格上昇；価格上昇は内貨・外貨ともに考慮せず。

④ 用地取得費用・補償費用；このような費用は、電線張替工事には不要であるため、考慮され

ていない。

⑤ 予備費；10%を含む

⑥ 支払条件

前払金: 20%

出来高払: 70%

竣工時: 5%

引渡時(竣工後約1年後を予定): 5%

表 7-1と表 7-2において、建設費用およびそれの年度別詳細を、それぞれ項目別に示している。

表 7-1 電線張替工事費の詳細

Category

Foreign

Currency

(Million US$)

Local

Currency

(Million US$)

Total

(Million US$)

A Project Cost

1 Suralaya - Gandul T/L incl. related

substations 81.80 26.00 107.80

Total of A. Project Cost 81.80 26.00 107.80

B Contingency

1 Price Escalation (0%) 0.00 0.00 0.00

2 Physical Contingency (10%) 8.18 2.60 10.78

Total of B. Contingency 8.18 2.60 10.78

C Consulting Services (5% of A) 4.09 1.30 5.39

D Total of the Eligible Portion (A+B+C) 94.07 29.90 123.97

E Administration cost (10% of A) 0.00 10.78 10.78

F Land Acquisition & Compensation 0.00 0.00 0.00

G Taxes (sales and custom duties) 0.00 0.00 0.00

H Grand Total (D + E +F + G) 94.07 40.68 134.75



7-3

表 7-2 電線張替工事費の年度展開

年度毎の詳細な金額は、7.1.2で検討した見積もり条件や図8-1の建設過程および表 7-1で検討した

事業費に基づいて算定しているが、以下の事項も考慮に入れている。

送電線の張替工事は 18 か月の工期が必要であり、建設費用(変電所の再構築費用を含む)は

次の通りである。

2018 年には、建設工事が始まり、総事業費の 20%の前払金と出来高払相当額(総期間 18 か

月のうちの6か月分)を支払う。

2019年は、竣工時の支払金(総工事費の5%)と出来高払相当額(総期間18か月のうち12か月

分)を支払う。

2020年は、引渡時に残額(総工事費の5%)を支払う。

コンサルティング費用は、出来高払のみで見積もりを行っている。コンサルティング期間は、

30 か月に及ぶことから、各年の支払金額は、2017 年は 6 か月分、2018 年から 2019 年はそれぞれ 12

か月分を計上した。

管理費用は、コンサルティング費用と同じ考え方で各年に計上した。

(Unit: US$1000)

Items FC LC FC LC FC LC FC LC FC LC

A. Project Cost

1 Suralaya - Gandul T/L incl. related substations 0 0 35,447 11,267 42,263 13,433 4,090 1,300 81,800 26,000 107,800

0 0 35,447 11,267 42,263 13,433 4,090 1,300 81,800 26,000 107,800

0 0 2,727 867 5,453 1,733 0 0 8,180 2,600 10,780

818 260 1,636 520 1,636 520 0 0 4,090 1,300 5,390

818 260 39,810 12,654 49,352 15,686 4,090 1,300 94,070 29,900 123,970

0 2,156 0 4,312 0 4,312 0 0 0 10,780 10,780

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

818 2,416 39,810 16,966 49,352 19,998 4,090 1,300 94,070 40,680 134,750

G. Taxes (sales and custom duties)

Grand Total

Total of A. Project Cost

C. Consulting Services

B. Contingency

F. Land Acquisition & Compensation

D. Total Eligble Portion (A+B+C)

E. Administration Cost

YearGrand Total

Total2017 202020192018



7-4

7.2 経済的分析

7.2.1 一般的方法と測定方法

経済的分析の一般的な方法は、以下の手続を実施する。

– 本プロジェクトの経済費用と経済便益を認識・測定する。

– 経済費用と経済便益の比較

– 経済的内部収益率を算定・評価

– 上記比較・評価結果の感応度分析

プロジェクトライフに亘る経済費用と経済便益を比較するために、キャッシュフローに基づくモデ

ルが確立されており、経済費用と経済便益の将来予測を送電線プロジェクトの全期間にわたって見積

もる。その過程で、経済的内部収益率（EIRR）が算定される。EIRRは収益率で、経済費用の正味現

在価値(C)が経済便益の正味現在価値(B)と等しくなるように算定される。その際、B/C=1 を満たすよう

に算定される。

対照的に、資本の機会費用を示す割引利を基礎として、経済費用及び便益の正味現在価値を算定する

方法もある。一般的に、世界銀行やアジア開発銀行などの国際金融機関は、発展途上国のための資本

の機会費用として割引率を 8%から 12%の間で設定される。前回報告書では、10%が分析の基礎とし

て採用されていた。この分析においては、インドネシアの割引率は国際機関の実務に対応して10%と

仮定し、本部プロジェクトが費用の合理性があるかを検討するために、EIRR と比較する。経済便益

が経済コストを上回っている場合、すなわちB/C >1の場合、本プロジェクトに経済合理性があると判

断される。

この経済的分析では、"With and Without Principle"を採用している。つまり、採用したプロジェクトが

実施された場合、すなわち送電線の張替と変電所の更新を実施する場合(With)と、代替案すなわち送

電線と変電所を新たに建設した場合(Without)を比較する。「Without」シナリオが本プロジェクトの回避

された費用、もしくは代替案を回避した結果採用したプロジェクトの便益を示す。経済費用及び便益

は、本プロジェクト事業費や不測事態、上述した管理費用やコンサルティングサービスに関する費用

を含んだ工事期間中の費用のテクニカル分析から得た情報をもとに見積もられている。

シナリオは、以下の経済的分析に基づいて定義づけされる。

– With (経済費用) ：変電所の更新に加え、既存の送電線を電圧を上げた送電線への張替工事

を実施する

– Without (経済便益) ：本プロジェクトで計画している送電容量の増加分に相当する、新しい

500kVの送電線を建設する。



7-5

7.2.2 経済便益

"With and Without Principle"によると、本プロジェクトの経済便益は、代替案の建設費用として算定さ

れる。代替案は、本プロジェクトで計画している送電容量の増加分に相当する、新しい500kVの送電線

を建設することである。送電線網を新しい送電線網を使って機能を向上させるか、又は張替により向上

させるかに対応が限られるため、これが唯一の代替案である。よって、経済便益は、張替により実現す

る容量に相当する送電容量を持った新しい500kVの送電線を建設するコストと運営費用、管理費用に

より構成される。しかしながら、送電線建設のための新しい土地を取得することは、送電線ルート沿

線が人口密集地域であるため非常に困難であり、調査チームは新しい送電線を建設することは、非常

に困難な手続きであると考えている。

このようなコストは、以下のように見積もった。

(1) 新しい500kVの送電線の建設費用 ‘Suralaya – Gandul地区

電線の規模は決まっているため、同等程度の電線張替工事からおおよその見積金額が算定可能であ

る。以下が、特定項目の詳細である。

-電圧 500 kV、送電線の数 2本、総延長 222 km

-電線サイズ・導体数 double circuit ACSR Zebra conductors (新送電線での総送電容量, 4,070 MW):

PLNの過去の資料によると、建設費用は116.3百万ドル

(2) 新しい500kV送電線敷設のための土地取得費用と用地使用権の保証費用新しい送電線を建設するためには、新たな鉄塔建設のために追加で土地を取得する必要があり、また、

土地使用権の補償が必要になるため、プロジェクト費用の見積もりに際しこれらの費用も含める必要が

ある。中央ジャワや西ジャワ地域で新しい500kVの送電線を建設する類似プロジェクトによれば、土地

取得費用や土地使用権の補償費用は343㎞の送電線で8.26百万ドルであった。

- 500kVの送電線を新しく敷設する場合の土地取得費用及び土地使用権に対する補償費用:

2.68百万ドル

(3) 変電所の更新前回と同様、追加の送電線建設のために、変電所能力を増加させるために、関係する変電所を更新

する必要がある。

- Suralaya – Gandul間 (Suralaya,、Gandulおよび Balaraja の変電所): 24.2百万ドル



7-6

(4) 年間の運営・管理費用新しい送電線と関連する変電所の建設に続き、年間の運営費用と管理費用も、関連する事業費や運営

費、管理費用もある程度増加する。この増加した費用も経済便益に含める。

他の国の類似案件によれば、送電線や関連する変電所能力に関する運営・管理の単位当たりの費用

は、以下のように推定される。

- 500 kV送電線: 1,000ドル/km/年

- 500 kV 変電所: 340,000ドル/1か所/年

変電所の運営・管理費用は、増設される変電設備のみを考慮する(結果として20%の増加を推定)。

結果、年間の運営・管理費用は以下のように推定される。

- Suralaya - Gandul 間: 1,000ドル/km/年/1ライン×110km×2 ライン=222,000ドル/年

-変電所: 340,000ドル/1か所/年×20%×3か所=204,000ドル/年

土地の新規取得や補償が必要となり、且つより長期間の調達期間が必要となる新しい送電線の建設

により、運営開始は、2021 年となると仮定する。一方、更新を行う本プロジェクトの 2020 年の運用

開始予定となる。新たな送電線の建設費用は、表 7-3に示す。

表 7-3新たな送電線の建設費用 (代替案)

7.2.3 経済費用

経済費用は、本プロジェクトの建設費用を表す。より厳密には、直接必要になる建設費用であり、

熟練労働者、非熟練労働者双方に払う労務費、燃料費、建設機械の費用、備品費、補償費用、エンジ

ニアリング費、管理費、偶発費用等を含む。本プロジェクトの現地通貨と外国通貨の区分は、現地の

経済政策委員会の費用見積もりに由来する。現地通貨は主に、労働費が含まれており、外国通貨の割

り当て部分は、外国製の機材の費用である。経済費用を算定するためのみ、付加価値税や法人税は除

(Unit: US$1000)

Items FC LC FC LC FC LC FC LC FC LC

A. Project Cost

1 Suralaya - Gandul T/L incl. related substations 0 0 43,723 6,673 52,132 7,957 5,045 770 100,900 15,400 116,300

0 0 43,723 6,673 52,132 7,957 5,045 770 100,900 15,400 116,300

0 0 3,363 513 6,727 1,027 0 0 10,090 1,540 11,630

1,010 154 2,020 308 2,020 308 0 0 5,050 770 5,820

1,010 154 49,106 7,494 60,879 9,292 5,045 770 116,040 17,710 133,750

0 2,326 0 4,652 0 4,652 0 0 0 11,630 11,630

0 2,680 0 0 0 0 0 0 0 2,680 2,680

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

1,010 5,160 49,106 12,146 60,879 13,944 5,045 770 116,040 32,020 148,060

Year

G. Taxes (sales and custom duties)

Grand Total

Total of A. Project Cost

C. Consulting Services

B. Contingency

F. Land Acquisition & Compensation

D. Total Eligble Portion (A+B+C)

E. Administration Cost

Grand TotalTotal2018 202120202019



7-7

外される。これらは政府予算に移転されるためである。

表 7-4 において、経済費用総額を示す。これは、表 7-2 に示した年毎の電線張替工事費の明細に基

づき、工事費用、価格上昇、偶発費用、コンサルティング費用、管理費用、土地取得費用を集計し

てまとめたものである。

表 7-4本プロジェクトの経済費用 (単位：千ドル)

Year 2017 2018 2019 2020 Total

Economic 3,234 56,776 69,350 5,390 134,750

なお、プロジェクトの経済評価を実施する際には、送電線や変電所の運営・管理費用は通常、経済

費用に含まれる。然しながら、このプロジェクトは既存の送電線の張替や変電所の機材の更新を目的と

しているため、電線取替後も同じ数の機器の量が残り、運営・管理費は変化しない。これらのコストは

増加もしなければ減少もしないと推定される。言い換えれば、運営・管理費用は張替前後で変化がない

ということである。よって、これらは経済費用には含まない。

7.2.4 プロジェクトライフと運営期間

経済費用や経済便益は、プロジェクトライフの全期間にわたり算定される。プロジェクトライフの

最初の年は、本プロジェクトの費用が最初に支払われた年であり 31、最後の年は、プロジェクトで建

設された機器の運営・管理が終了した年である。

本プロジェクトで建設された送電線の運営期間は、2017年から2020年の4年間の総工事期間後、30

年と推定される。

31 このプロジェクトでは、最初の年は、コンサルティングサービスが開始した年としている。



7-8

7.2.5 経済評価の結果

本プロジェクトの費用便益評価は、前述した経済費用・経済便益に基づくキャッシュフロー分析を

用いて実施し、計算結果を表 7-5および表 7-6にて示す。

経済分析において、便益費用比率(B/C ratio)は、正味現在価値に換算された便益と費用の比較結果を

示す一方、便益と費用の差額(B-C)は、正味現在価値に換算された便益と費用の差額を示したものであ

る。

経済費用経済便益

本プロジェクト実施により発生する費用（張替

費用、関連する変電所の更新費用、建設に係る偶

発費用、コンサルタント費用、管理費用を含む)

このプロジェクトの代替案として新しい

500kV の送電線の建設費用 + 関連する変電所

の更新費用 + 土地取得費用 + 管理・運営費

用

経済的内部収率（EIRR）は、本プロジェクトの経済的実現可能性を決定する際の指標として使用さ

れる。EIRRは以下の算式により得られる。

�𝐶𝑡

(1 + 𝑅)𝑡=

𝑡=𝑇

𝑡=1

�𝐵𝑡

(1 + 𝑅)𝑡

𝑡=𝑇

𝑡=1

- T:プロジェクトライフの最終年

- Ct:プロジェクトライフのt年目の経済コストのキャッシュフロー

- Bt: t年目の代替案から得られる経済便益

- R:経済的内部収益率表7-5および7-6で示す通り、標準ケースにおける本プロジェクトのEIRRは12.58%と算定される。



7-9

表 7-5 EIRR算定結果

表 7-6費用便益評価結果

Case EIRR (%) B/C Ratio B-C (千ドル)

Base Case 12.58% 1.028 3,205 一般的に、世界銀行やアジア開発銀行などの国際金融機関は、発展途上国に対する資本の機会費用と

して割引率を8%から12%の間に設定しており、意思決定の基準として10%を採用している。

上表で算定された EIRR12.58%は、インドネシアに対する推定された資本の機会費用としての割引

率である10%を超過しているため、本プロジェクトは経済的観点から実行可能性があると判断される

可能性がある。

Economic AnalysisEIRR= 12.58%

(Units : USD'000)

Capita l expenditure O&M Total (A) Capita l expenditure O&M Total (B)

2017 3,234 - 3,234 - - - (3,234) 2018 56,776 - 56,776 6,170 - 6,170 (50,606) 2019 69,350 - 69,350 61,252 - 61,252 (8,098)

1 2020 5,390 - 5,390 74,823 - 74,823 69,433 2 2021 - - - 5,815 426 6,241 6,241 3 2022 - - - - 426 426 426 4 2023 - - - - 426 426 426 5 2024 - - - - 426 426 426 6 2025 - - - - 426 426 426 7 2026 - - - - 426 426 426 8 2027 - - - - 426 426 426 9 2028 - - - - 426 426 426

10 2029 - - - - 426 426 426 11 2030 - - - - 426 426 426 12 2031 - - - - 426 426 426 13 2032 - - - - 426 426 426 14 2033 - - - - 426 426 426 15 2034 - - - - 426 426 426 16 2035 - - - - 426 426 426 17 2036 - - - - 426 426 426 18 2037 - - - - 426 426 426 19 2038 - - - - 426 426 426 20 2039 - - - - 426 426 426 21 2040 - - - - 426 426 426 22 2041 - - - - 426 426 426 23 2042 - - - - 426 426 426 24 2043 - - - - 426 426 426 25 2044 - - - - 426 426 426 26 2045 - - - - 426 426 426 27 2046 - - - - 426 426 426 28 2047 - - - - 426 426 426 29 2048 - - - - 426 426 426 30 2049 - - - - 426 426 426

Tota l : 134,750 - 134,750 148,060 12,354 160,414 25,664

Discount rate: 10%NPV ca lculations NPV of Cost: 116,212 NPV of Benefi t: 119,417

Benefi t and Cost Ratio (B/C): 1.028Benefi t and Cost Di fference (B-C): 3,205

O&M cost for a l ternative projectFor 500kV S/S: 204,000 US$/yearFor 500kV T/L: 222,000 US$/year

Operating years

YearNet Benefi t

(B) - (A)

Cost - Reconductoring Project Benefi t - New Transmiss ion Line



7-10

7.2.6 経済的分析結果の感応度分析

インドネシアの経済状況により、建設資材や建設機器の値段、電力の販売・購入等の価格上昇が本プ

ロジェクトに影響を及ぼすことが想定されるため、感応度分析を合計8種類のケースで実施する。具体

的には、標準ケースに加えて、経済費用が 5%もしくは 10%上昇した場合、経済便益が 5%又は 10%減

少した場合である。

表 7-7に感応度分析の結果を示す。

表 7-7 EIRRの感応度分析の結果

費用

便益

標準ケース -5% -10%

標準ケース

+5%

+10%

12.58%

8.10%

4.52%

8.03%

4.35%

1.56%

4.17%

1.36 %

-0.75 % 上表に記載している通り、費用便益両方が標準ケースであった場合、EIRR は 12.58%となり、本プ

ロジェクトは実行可能性があると考えられる。もし、標準ケースより便益の減少もしくは費用の増加

が5%発生した場合、EIRRは8%に低下する。



7-11

7.3 財務分析

7.3.1 一般的方法と測定方法

財務分析は、本プロジェクトが生ずると予想される財務収益の程度を見積もるために実施される。

事業者の立場で財務収益の観点からプロジェクトを評価する。事業者から見て、本プロジェクトが財

務的に採算が取れるか否かいう視点で確認するために使用される。

プロジェクトに対する投資は、市場価格で評価され、投下資本は「財務費用」となる。プロジェ

クトから得られた収益は、また、市場価格で評価され、この利益は「財務収益」となる。

プロジェクトライフの全期間にわたる財務費用と財務収益は、プロジェクトのキャッシュフローを

分析することにより予測する。プロジェクトから生じる将来キャッシュフローは、現在価値に割り

引かれ、財務的内部収益率（FIRR）と財務的現在価値が算定される。FIRRは市場において、資本の

機会費用と比較され、一般的に使用されている国内金利と推定される。

本財務分析では、財務収益と財務費用は以下の通りである。

– 財務収益: 本プロジェクトで建設された送電線や変電設備に接続することにより、

得られる託送料収入

– 財務費用: 本プロジェクトの建設・運営により発生する費用

7.3.2 財務収益

本プロジェクトの財務収益は、プロジェクトの実行により得られる託送料収入である。プロジェクト

実行により、送電量が増加しPLNが獲得する利益も増加する。これにより、電力供給量が増え、収

入・利益ともに増加する。この利益は、送電線により生み出された託送料から発生するものである。

この分析では、この利益の増加を財務収益とみなす。

(1) 年間の送電量本プロジェクトに関連する送電線が担う年間送電量は、表 7-8 に示すように算定される。これは、

送電量、負荷率、稼働率を算定の基礎としている。

表 7-8 年間送電量

Power Flow

(MW)

Load Factor32

(%)

Available Factor33

(%) Annual Transmitting Power Flow

(MWh)

Suralaya - Gandul 4,120 70% 35% 8,842,300

(出典: 調査団)

32 Load factor(負荷率)は、年平均電力と最大電力の比率を示す。本分析では、発電所の平均数値を使用した。 33 Available factor（稼働率)は、発電機材の実際の稼働状況を示す。一般的な主要送電線の値は35%であるため、本分析におい

ても、前回調査報告書と同じ数値を使用した。



7-12

(2) 売買電力価格独立した送電線運営者による自由市場では、送電会社の収益は、送電手数料に相当し、配電会社

への販売価格と発電会社からの購入価格の差額となる。インドネシアでは、発電会社は、子会社と

してPLNから分離しているが、送電部門と配電部門は同じ会社の中で一体運営されている。

PLN との協議の中で、PLN は託送料単価を示すことができなかった。本分析では、PLN に帰属する

財務収益は、発電費用と売電によって得られる収入の差額に基づいて算定した。

12月、PLNは、Jawa-7プロジェクトについて、Shenhua Energyを落札業者として選定した。Shenhua

Energyは5米セント/kWh程度の非常に競争力のある料率を提示したと思われる。PLNは、Jawa-7より

この料率で電力を購入することになるため、50 ドル/MWh がこの地域における PLN からの電力購入金

額になる。

公共サービス規制(Public Service Obligation、PSO)によると、PLNは運営費用総額に相当する補助金を

受領する。この発電コストの基本となる部分を補填する利益は、電力販売の際に受け取る収入単価(補助

金を含む)に組み入れられる。 2014 年には、この利益は7%であった 34。PLN が獲得するであろう政府

補助金の平均利益率は、電力供給費用の約 5%と推定する。これは、PSO の時系列データに基づいて算

定した。

上記分析に基づいた託送料の単価の根拠は以下の通りである。

Average cost of electricity production USD 50.00 /MWh

Assumed margin x 5%

Unit Wheeling income USD 2.50 /MWh

(3) PLNへの財務収益 PLNへの収益は以下のように算定される

（年間財務収益）= （年間送電量） x（託送単価)

表 7-9 に、年間の託送料金収入を示す。託送料金は、本プロジェクトの送電線が稼働する 2020 年

より発生すると仮定する。

34 PLN の 2014 年年次報告書によると、PLN は政府から電力補助金を受領している。電力補助金は、各料金体系毎の（平

均販売価格－基本原価）の差額（マイナス）を基礎に算定される。この補助金はまた供給原価超過相当額のの利益も含んでいる。2014年Approval Letter of Budget Performance Listによると、電力補助金は、電力供給費用に7%の利益を含んでいる。



7-13

表 7-9 年間託送料金収入

Power Flow

(MW)

Load Factor

(%)

Available Factor

(%)

Annual

Transmitting Power Flow

(MWh)

Wheeling

Price

(US$/MWh)

Wheeling Charge

(1,000US$)

Suralaya - Gandul 4,120 70% 35% 8,842,300 2.50 22,106

(出典: 調査団)

7.3.3 財務費用

財務費用は、本プロジェクトの建設費用によって示される。具体的には熟練工、非熟練工双方への

支払いを含む直接費や燃料費、建設機械費用、備品費用、補償費用、エンジニアリング費、管理費、

偶発費用等である。この分析では、建設期間中に金利費用と価格上昇は考慮しない。財務費用の詳細

は、本報告書の前述の章における技術分析を基礎としている。

本プロジェクトの建設費用総額に相当する財務費用は以下に示す通りである。 (1) 建設費用 (134.75百万ドル)

建設費用は、熟練工や非熟練工に対する直接労務費を含む建設に直接必要となった費用や、燃料費、

建設機械費用、備品費、補償費用、エンジニアリング費、管理費用等や本プロジェクトの技術面に関

連する偶発費が含まれる。

(2) 付加価値税や法人税 (0ドル)

本プロジェクトは、付加価値税や法人税は免除されると仮定する。

(3) 建設期間中の利息(0ドル)

建設期間中の利息は、この財務分析の評価対象には含まれない。表 7-10 において、上記検討結果

に基づいて算定したものを示す。

表 7-10 財務費用

(単位：千ドル)

Year 2017 2018 2019 2020 Total

Financial 3,234 56,776 69,350 5,390 134,750



7-14

7.3.4 プロジェクトライフと運営期間

経済分析の章で検討した通り、このプロジェクトの運営期間は、2017年から2020年の4年間の総工

事期間経過後30年とする。

7.3.5 財務評価の結果

本プロジェクトの財務評価は、上述した財務費用と財務収益による将来キャッシュフローを使用して実施し

た。計算結果は、表 7-11と表 7-12に示す。

財務分析において、プロジェクトの正味現在価値は、資本コストを示す10%の割引率を使用して算定

している。正味現在価値は、資金の機会費用である相手国の財務収益を測定したものである。当該現在

価値がゼロより大きい場合、プロジェクトは財務的に実行可能性があることを示す。財務的内部収益率

（FIRR）は資本コストと対比してプロジェクトの実現可能性を示す主要な指標と考えられている。FIRR

は以下のように算定される。

�𝐶𝑓𝑡

(1 + 𝑅𝑓)𝑡=

𝑡=𝑇

𝑡=1

�𝐵𝑓𝑡

(1 + 𝑅𝑓)𝑡

𝑡=𝑇

𝑡=1

- T:プロジェクトライフの最終年度

- Cft: t年目における年間財務費用のキャッシュフロー

- Bft:年目における電力販売による年間利益のキャッシュフロー

- Rf:財務的内部収益率

表 7-11 財務評価の結果

Case FIRR (%) NPV (US$1000)

Base Case 14.31% 45,359

算定の結果、本プロジェクトの財務的内部収益率(FIRR)は、14.31%と算定された。

本プロジェクトの FIRR である 14.31%はインドネシアの金融市場における一般商業銀行の

市場金利である12%よりも高い数値であり、このプロジェクトは財務的に実施可能であると結

論づけることができる。

ただし、FIRRが同国の市場金利を上回っていることが、直ちに民間企業による事業参入が可能であ

ることを意味するものではない。



7-15

インドネシアに限らず、いずれの国においても送電線の建設、張替および持続的な維持管理による

安定した電力供給は、地域住民の生活および企業活動にとって必要不可欠であり、社会的な要請が極

めて高い事業分野である。

このような特有の性質を有する事業に対し、同国の近年の政策は、発電事業においては IPP の参入

を奨励する一方、送電線事業に対してはPLNによる経営資源の重点的配分を企図している。

また、事業者側の課題として、一般に、初期の建設投資が巨額に上る一方、送電に係る託送料収入

等による投資回収は長期に亘ること、および自然災害、政治事業および資金調達等の多くのビジネス

リスクを伴うことが挙げられる。

以上より、国民生活に必要不可欠な社会的インフラの整備ならびに長期安定的なエネルギー供給の

維持という観点からは、同国政府主導の公共投資による持続可能なプロジェクトの推進が必要である

と考えられる。



7-16

表 7-12 FIRR算定結果

Financial AnalysisFIRR= 14.31%

(Units : USD'000)

Capita l expenditure O&M Total (A) Wheel ing Energy (MWh)Wheel ing Income

(USD/MWh)Tota l (B)

2017 3,234 - 3,234 - - - (3,234) 2018 56,776 - 56,776 - - - (56,776) 2019 69,350 - 69,350 - - - (69,350)

1 2020 5,390 1,242 6,632 - - 22,106 15,474 2 2021 - 1,242 1,242 - - 22,106 20,864 3 2022 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 4 2023 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 5 2024 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 6 2025 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 7 2026 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 8 2027 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 9 2028 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864

10 2029 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 11 2030 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 12 2031 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 13 2032 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 14 2033 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 15 2034 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 16 2035 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 17 2036 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 18 2037 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 19 2038 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 20 2039 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 21 2040 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 22 2041 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 23 2042 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 24 2043 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 25 2044 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 26 2045 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 27 2046 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 28 2047 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 29 2048 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864 30 2049 - 1,242 1,242 8,842,344 2.50 22,106 20,864

Tota l : 172,010 663,176 491,166

Discount rate: 10%NPV ca lculations NPV of Cost: 125,888 NPV of Benefi t: 172,223

Benefi t and Cost Ratio (B/C): 1.368Benefi t and Cost Di fference (B-C): 46,335

Wheel ing Energy (MWh): 8,842,344 MWhWheel ing uni t price (US$/MWh): 2.50 US$/MWh

O&M costFor 500kV S/S: 340,000 US$/substation/yearFor 500kV T/L: 1,000 US$/km/yearT/L length: 220 km

Operating years

Cost RevenueNet Cashflow

(B) - (A)Year



7-17

7.3.6 財務的視点からの感応度分析

インドネシアにおける経済環境を起因とする建設資材や建設機器の価格変動は、このプロジェク

トに影響を及ぼす可能性がある。また、財務収益もまた、このような不安定な状況の影響を考慮す

る必要がある。このような状況を踏まえ、上記標準ケースに加え、合計 8 種類の感応度分析を実施し

た。財務収益が5%もしくは10%減少した場合、財務費用が5%もしくは10%上昇した場合である。

感応度分析の結果を以下に示す。

表 7-13 FIRRの感応度分析の結果

費用

収益

標準ケース -5% -10% 業準ケース

+5%

+10%

14.31%

13.57%

12.90%

13.54%

12.83%

12.18%

12.75%

12.07%

11.44%

上記表 7-13に示す通り、FIRRの数値は、価格が5%程度変動した場合においても、インドネシア

における市場金利の数値を上回っている。よって、本プロジェクトは、送電線の張替工事により送

電能力が増加するため、財務的観点からも実行可能性があると結論づけることができる。



7-18

7.4 財務的経済的分析のまとめ

7.4.1 経済分析

経済分析において、EIRR が 12.58%、B/C が 1.028 という結果を得た。よって、このプロジェクト

は経済的観点から非常に高い実行可能性があると結論づけることができる。

7.4.2 財務分析

財務分析において、FIRR 14.31%という結果を得た。このプロジェクトは財務的にも十分実行可能

性があると結論づけることができる。

7.4.3 電線張替工事と送電線新設の比較

提案された送電線張替工事と代替案である送電線建設を比較すると、送電線張替工事の方が様々な

意味で魅力的である。送電線張替工事は、既存の鉄塔を使用しうるため、土地取得や使用権取得が不要

である。このため、社会面、環境面での影響を減らすことができ、新設の場合の2021年と比較して2020

年完成の予想となり、プロジェクトがより短期間で完成させることができる。

そのうえ、張替工事は、機器や導体の数が変わらないため、運営管理費の増加が抑えられる。送電

線を新設した場合、導体や新しい変電所を建設する必要があることから、管理運営費が追加で発生する

見込みである。

これら二点を比較すると、張替工事においては、ACSR の代わりに、より高品質で優れた伝導体技

術である XTACIR を使用することができる。また、張替工事の方が、事業費を低く抑えることができ

る。工事費を見積もった所、新設工事は 148.06 百万ドル必要なのに対し、134.75 百万ドルで建設可能

である。表7-14において、張替工事と新設工事の比較をまとめる。

表 7-14張替工事と施設工事のまとめ

(提示された)張替工事 (代替案である)新設工事

土地取得や使用権の取得の必要がない

運営・管理費用の増加がない

より高性能な XTACIR コンダクタ-技術を使用す

ることができる。

事業費を相対的に安く抑えられる。

土地取得や使用権の取得が困難。特に沿線の人口

密集地域においてはより難易度が増す。

運営・管理費が増加する。

従来型ACSR電線使用することができる。事業費

が相対的に高くなる



8-1

第8章プロジェクトの実施スケジュール

8.1 全体スケジュール

本プロジェクトが円借款事業として実行される場合のプロジェクト実施期間は、両国政府間の合意か

ら海外コンサルタントの選定、EPC 契約の準備、EPC 契約者の選定等に18ヶ月、Suralaya - Gandul 線

張替及び変電設備取替に18ヶ月が必要であり、総実施期間は36ヶ月と考えられる。

図8-1 は、本円借款事業についての両国政府間の合意から、本プロジェクト完成までの実施工程を示

したものである。この実施工程は、周囲の条件が変わった場合には変化する。

8.2 EPC 契約までのスケジュール

両国政府間の合意後、EPC フルターンキー契約までの主な業務と期間は次の通りである。

コンサルタント選定、契約 6ヶ月

現地調査・EPC入札仕様書準備 6ヶ月

応札準備 3.5ヶ月

応札結果の評価・EPC選定、契約 8ヶ月

合計（業務重複考慮） 18ヶ月

8.3 建設スケジュール

送電線の張替と、変電設備改造工事に要する期間は次の通りである。

Suralaya - Gandul線張替工事 17ヶ月

変電設備取替工事 18ヶ月

合計（工事重複考慮） 18ヶ月



8-2

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8.5

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2017

2018

2019

12

34

図 8-1プロジェクトの実施工程



9-1

第9章日本企業の技術的優位性及びプロジェクト資金の調達

9.1 日本企業の技術的優位性

9.1.1 対象プロジェクトにおける日本企業の国際競争力と受注の可能性

前述した増容量低弛度電線（HTLS）のうち、アルミ覆インバ心特別耐熱アルミ合金より線

（XTACIR/AC）は日本で開発された製品であり、日本では 3 社が製造することが可能である。特に

高い許容温度を有する特別耐熱アルミ合金線（XTAL）の製造には、容易にはまねのできないノウハ

ウが必要である。このため、現時点では他国電線製造会社からの納入実績は確認できていなく、日本

企業の受注可能性は高い。

次に付属品金具であるが、アジア諸国で増容量電線用の金具を製造できる企業があり、ある程度の

品質水準も備えている。今回のアルミ覆インバ心特別耐熱アルミ合金より線（XTACIR/AC）にも、そ

れらの付属品金具を適用することが可能であるため、日本企業の優位性は特にない。

また、電線の張替工法の１つである吊金工法は、人口過密地域において送電線の電線を架線する機

会の多い日本で開発された工法である。日本の施工会社は吊金工法の豊富な経験を有しているため、

日本企業の国際競争力は高いと言える。

9.1.2 日本から調達が見込まれる資機材の内容および金額

増容量低弛度電線を日本から調達できると考える。その場合の金額について、Suralaya – Gandul 線

の張替工事を例に試算した結果を表 9-1に示す。

表 9-1 日本から調達が見込まれる資機材と概算金額

資機材量概算金額 (百万ドル)

XTACIR/AC 230mm2 2,800 km 60


9.1.3 日本企業の受注促進するための必要な施策

前述の通り、アルミ覆インバ心特別耐熱アルミ合金より線は、他国電線製造会社の納入実績がない

と思われる。しかし、納入経験のほとんどない企業が低品質の電線を納入する可能性もあることから、

例えば15年以上の納入実績を求めることは品質を確保する点からも重要であり、我が国企業の確実な

受注促進に繋がると考える。



9-2

9.2 プロジェクト資金の調達

9.2.1 他国における送電線セクターへの資金調達の状況

イギリスやアメリカ、オーストラリアといった、制度の整った電力市場のある多くの先進国では、

送電線の所有と運営は、発電と売電からは切り離されている 35。新たな送電事業への投資インセンテ

ィブと適切な託送料の価格付けとのバランスを取る効果的な規制によって、送電事業が財務的に持続

的なものとして成立している。例えば、イギリスではガス電力市場規制庁(Office of gas and electricity

markets, Ofgem)が規制をし、オーストラリアでは the Australian Energy Regulator (AER)が、運営や送電線

網に対する投資の費用回収方法を決定している 36。

収益の確実性によって、民間セクターはより積極的に投資をすることができるようになる。これら

先進国の送電市場では、送電事業の運営者が商業的な観点から資金を調達することや民間投資が参加

することは、一般的になっている。例えば、イギリスでは、National Grid 社が送電プロジェクト向け

に社債の発行と銀行借り入れを行っている。2016 年 1 月には、カリフォルニア独立系統運営機関

（California Independent System Operator, CAISO）が送電プロジェクトに入札を実施し、LS Power社が

落札している。また、LS Power社は、ネバダ州において500kVの送電線（97㎞）を建設、所有及び

運営することになっており、LS Power社は133百万ドル分のプロジェクトに対して、借入と資本を半々

で資金調達を行う予定である。

然しながら、東南アジアを含む多くの発展途上国では送電事業を国営電力会社が所有しており、そ

のため送電事業を政府予算や開発援助に頼らざるを得ない。2014 年、タイ国営電力会社（Electricity

Generating Authority of Thailand, EGAT）は515百万ドルを政府から調達し、新しい発電所と送電線を建

設した。2013年には、ベトナム電力公社(EVN ：Électricité du Vietnam)傘下のNational Power Transmission

Corporationが、フランス開発庁（Agence Francaise Developpement, AFD）から譲許的融資により、送電

セクターのために75百万ユーロを資金調達した。

民間会社の参画が可能といっても、完成までの時間軸が非常に長くなる可能性がある。例えば、カ

ンボジア・タイ間の送電線では、プロジェクトは官民連携(PPP)により実施されていた。しかし、電力

購入契約(PPA) は2002 年に署名されたにもかかわらず、コンセッションの合意は2005 年に、また送

電線のための融資の合意に至っては2008年に署名が行われた。現在のところ、このケースが、この地

域における送電線プロジェクト向けPPPの唯一の事例である。

9.2.2 インドネシアの電力セクターにおける資金調達の状況

インドネシアの送電セクターにおいては、PLNが政府ローン、国内シンジケートローン、債券発行等、

様々な手段を通じて送電線のための資金調達を実施している。2010年のFTP1 (Crash program 1) にお

35 たとえば、イギリスでは、National Grid社が送電線網を所有・運営するが、発電と売電は行わない。 36 AER Final Decision on Trans Grid transmission determination for the 2015-2018 period 参照



9-3

いて、10,000MW の発電所と関連する送電線の建設を計画しており、PLNは85%を完全政府保証付き

の銀行借り入れで賄い、15%を自己資金により資金調達を行った。2010年に PLNは送電網のために、

116 百万ドルを外貨建てで、4.8 百万ドルをインドネシアルピー建てで銀行借入により資金調達した。

外国通貨建ての借入は、国内の商業銀行のコンソーシアムより、政府保証付きで借入を実施した。コ

ンソーシアム参加銀行は、Bank MandiriやBank Rakyat Indonesia、Bank Negara Indonesia、private lender

Bank Centra Asia等である。銀行借入のほかにも、PLNは送電線プロジェクトに関して、政府予算、自

己資金、外国からのツー・ステップローン、銀行借り入れ、社債発行により資金調達を実施している。

国際開発金融機関も、送電セクターに深く関与している。というのも、送電線が元来、安定した電力供

給を確固たるものにする公共財としての性格を有するため、またインドネシアの電力需要の増加を支え

る重要な社会基盤と考えられているためである。世界銀行やアジア開発銀行といった国際開発金融機関

は、過去数年間積極的に送電セクターに投資しており、それは、技術協力面と資金面の両方を含むもの

である。

より直近の例では、ドイツの開発銀行であるKreditanstalt für Wiederaufbau （KfW ）が、インドネシア

における再生可能エネルギーと送電プロジェクトを開発するために、25億ドルに及ぶ資金援助を行うこ

とを約束していた37。中国主導のアジアインフラ投資銀行(AIIB)に対して672.1百万ドルを拠出する8番

目に大きな出資者として、インドネシアは AIIB に発電所や送電インフラ双方の電力セクターでより大

きな役割を果たすことを期待しているといわれている。しかし、実際の AIIB の運営にはモニタリング

が必要である 38。表 9-2 に、各国の開発銀行により資金調達が行われた直近の送電線事業の表を示す。

2014年の年次報告書には、長期借入金や社債の金額のうち、28%がツー・ステップローンによるもので

あると記載されている。

37 調査団は、ジャカルタのKfW代表に2015年11月19日にインタビューを実施した。また、ジャカルタのADB代表に

も2015年11月12日にインタビューを実施した。 38 財務大臣のBambang Brodjonegoro は、ADBの半年や世界銀行の1年と同程度まで、AIIBの意思決定プロセスを短

縮する必要があると言及した。South China Morning Post誌、2015年6月30日、「Indonesia to push for AIIB to finance power

projects」の記事による。



9-4

表 9-2:各国の開発銀行により資金調達が行われた送電線事業

年度事業名機関名摘要貸付額

(百万ドル)

利息返済期間

(年)

猶予期

間 (年)

2015 Electricity Grid

Strengthening

Sumatra

Program

Asian

Development

Bank (ADB)

Improve existing

transmission and

distribution in

Sumatra

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2013 220km

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Transmission

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Asian

Development

Bank (ADB)

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between Java and

Bali islands

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2013 West

Kalimantan

Power Grid

Strengthening

Project

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voltage transmission

line between West

Kalimantan and

Sarawak

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0.60%

20 3

Agence Française

de Développement

(AFD)

49.5 EURIBOR

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2013 Indonesia

Second Power

Transmission

Development

Project

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upgrade of existing

and construction of

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Indonesia

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based IBRD

Variable

Spread

Loan

21 7.5

2010 Indonesia Power

Transmission

Development

Project

World Bank Expansion and

upgrade of existing

and construction of

new substations

225 LIBOR

based IBRD

Variable

Spread

Loan

24.5 9

(Source: World Bank, ADB, IJGlobal)

http://www.afd.fr/lang/en/home





9-5

図 9-1 PLNの長期借入金、社債の内訳

(Source: PLN Annual Report 2014)

インフラ整備の妨げとなる事象を解決する政府の取り組みの一つとして、優先度の高いインフラの

開発を加速化することを目的として Committee for the Acceleration of Priority Infrastructure Development

(Komite Percepatan Penyediaan Infrastruktur Prioritas / KPPIP)が、2014年7月17日付大統領令75 of 2014に

より設立された。KPPIP は経済担当調整大臣が主導し、メンバーは財務大臣、国家開発計画庁長官

(Bappenas)、国家土地庁長官(BPN)である。KPPIP の権限は、PPP スキームの中でプロジェクトを進め

るパイプラインを作ることである。具体的には、プロジェクト準備の品質を高めたり、バンカビリテ

ィを高めたり、最適な資金調達方法を考えたり、プロジェクトを進めるインセンティブと義務を定め

たりする。Ministry for Economic Affairs Law No. 12/2015によれば、2015年から2019年に優先して取り組

むべきインフラのリストがあり、30ものインフラ建設プロジェクトが記載されており、KPPIPの管轄下

にある。そこには、500kVスマトラ送電グリッドプロジェクトや500kVジャワ島中・西部送電グリッド

プロジェクト、HVDCプロジェクトが含まれている。

インドネシア政府は、重要な開発案件は民間セクターの参画を通じて実施しようとしているが、

インドネシアの電力セクターにおけるPPPの進捗は今日において進んでいない。例えば、PPPによる

中央ジャワプロジェクト（2,000MW）は、用地取得の問題に直面し、遅延している。また、PPPを利

用した火力発電所プロジェクトであるSumsel 9プロジェクトとSumsel 10 プロジェクトも、何度も遅

延している。2013年の最初の公表から、RFP期日は何度も延期され、2016年1月13日にも、再度延

長された。

より一般的に言えば、インドネシアにおける発電所建設プロジェクトにおいては、大規模な商業ベ

ースのプロジェクトファイナンスが実施されることが一般的であり、ECA による援助を受けた商業

28.2%

8.2%

63.6%

77.5%

Long-term loans and bonds

Two-step loans Government loans Bank loans Bonds



9-6

ベースの融資は好事例がある。かつて、インドネシア政府は、PLN がPPA を締結できるよう、又は

信用補完を求める貸し手の要求に応えるよう、PLNの義務を補完するため政府保証を提供してきた。

しかし、最近の開発案件では変化している。Banten の石炭火力発電所（660MW）では政府保証のな

い初めての発電所であったが、2013 年にフィナンシャル・クローズを迎えた。これより先、Java-1

発電所ではディベロッパーとサプライヤーを選ぶ入札を実施する予定である。Java-7発電所について

は、2015年12月にPLNはShenhuaを優先交渉者として指名した。これら2つのプロジェクトは政府

保証がなしで実施されようとしている。表 9-3において、直近のインドネシアにおける電力セクター

に関する動向を示す。

表 9-3 直近の電力発電所入札の動向

Project Sarulla地熱発電所 Banten石炭火力発電所 Sumsel 5 t石炭火力発電所

Capacity 330MW 660MW 600MW

Sponsors Itochu Corp, Medco Energy,

Kyushu Electric, Ormat

Technologies

Genting Berhad, Hero Inti Pratama Sinar Mas

Project Cost USD 1,540.5 百万 USD 998 百万 USD 480 百万

D/E ratio 75:25 73:27 66:34

Debt USD 1,170 百万 USD 730 百万 USD 318 百万

Tenor 20 年 12 年 10 年

Lenders ADB, JBIC

ING, BTMU, Mizuho, SMBC,

Societe Generale, National Australia

Bank

EXIM Bank of Malaysia

Citigroup, Maybank, CIMB, RHB

Bank

China Development Bank

Financial Close 2014年5月 2013年7月 2012年4月

Remarks JBIC political risk guarantee for

commercial loan

政府保証なし -

(Source: IJGlobal, PFIe)



9-7

9.2.3 ＰＬＮにおける資金調達状況

PLNの直近のコーポレートローンをみると、直近のインドネシアの商業銀行からPLNに対するイ

ンドネシアルピア建ての貸出金利は、3 か月加重平均金利 39に 3%のプレミアムを上乗せしたもので

ある。米ドル建ての近年の資金調達では、2012年と2009年のPLN米ドル建て社債発行をもとにす

ると、金利は 5～7%である。一般的な電力事業による米ドル建ての資金調達金利は、大凡 3 か月

LIBORに4～5%のスプレッドを加えたものになる。

これらの事例と比較して、日本政府により、JICA を通じて実施される円借款には、一般的な

条件として 10 年間の支払猶予期間と 30 年の返済期間があるなど、いくつかの有利な点がある。

このため、円借款の利用については、前向きな姿勢が見受けられる。直近の 30 年ローンの変動金

利は、日本円建て Libor に 0.15%のスプレッドを加えたものであるが 40、これでもまだ一般的な事

業ローンと比較すると非常に魅力的な条件となる。

結果的に、インドネシア政府とPLNは、JICAを通じて提供される円借款に対して、低金利且つ

長期間の好条件に対して積極的な姿勢を引き続き示している。事実、PLNはすでに、新しい大統領

規則に従い、中央―西部ジャワの事業に、PLNに直接貸し出すことについて、JICAと貸出条件（KfW

との協調融資）の調整を実施している。 2015 年 7 月 15 日に発行された、直接融資によるインフラ

ファイナンスのための中央政府保証に関するPresidential Decree 82 of 2015により、国際開発金融機関

が国有企業に対して直接資金を貸し出すことができるようになった。その際、国家予算手続や国会承

認は不要となる。中央政府が二国間又は多国間の金融機関に保証を与える。直接融資は、KPPIPが管

理する事業や、複数の省庁や中長期国家開発計画41に沿って管理される事業にとって非常に使い勝手

がよい。インドネシア政府がこの規則を発表した意図は、国有企業が国際金融機関から重要なインフ

ラ事業に対する融資を受ける期間を短縮するためである。

9.2.4 提案プロジェクトにおける円借款の利用

日本とインドネシア間で、政府指導者の頻繁な交流や政策会合が開かれている。安倍総理大臣と

ジョコ・ウィドドインドネシア大統領との間で、2015年3月23日に日本で開催された首脳会談にお

いても、双方とも二国間貿易と投資協力を拡大していく強い意志を述べた。会談において、双方の指

導者は、また、「PROMOSI（日本インドネシア投資・輸出促進イニシアティブ）」の開始で同意した。

イニシアティブの構成要素の一つは、インドネシアにおいて、事業や投資のセクターで友好関係

を構築することである。これは投資手段を広げ、質の高いインフラストラクチャーを構築し、大量

高速輸送システムや電力といった重要な事業を実行することを目的としている。特に、35GW プロ

グラムにおける質の高いインフラストラクチャーの構築にあたり協力関係を強めることの重要性を

39 2015年12月時点で、インドネシア銀行では7.99%である。 40 2015年4月1日以降の JICA貸出金利 41 中期国家開発計画(The Mid-Term National Development Plan 、RPJMN) は5年間計画であり、インドネシア政府により発表

され、社会経済の発展に関するものである。直近では、RPJMN2015-2019が発行されている。



9-8

確認した。このイニシアティブはさらに、2015 年 4 月 22 日の安倍総理大臣インドネシア訪問時に

もさらに強く確認された。

日本政府は、2015年5月に「質の高いインフラパートナーシップ(PQI)」を公表し、今後5年間に

ADB とともに 1,100 億ドルをアジアにおける質の高いインフラ整備のために拠出するとした。PQI

は、当該地域において必要なインフラ投資が実施されることを目的としている。PQI のもと、日本

はODA円借款の手続に必要な期間を3年から1.5年に短縮し、また、PLNのようなサブソブリン機

関に対しても貸出ができるように検討している。PQIとともに、「Enevolution」イニシアティブもま

た、開発期間の能力を高めるための訓練プログラムやセミナーを通じて業界理解を深めることによ

り発展途上国にノウハウとともにエネルギー関連の考え方を提供する手助けとなる。

今回の提案プロジェクトは、Suralaya 地域からインドネシアの首都であり経済の中心地である

Jakartaに電力を供給する最重要且つ基盤となる送電線の張替事業に関するものである。実際の送電

線の建設のために土地を取得する困難さと費用の効率性の観点から、この張替事業の重要性は十分

インドネシアでも理解されている。さらに、Gandul・Suralaya 間の送電設備は、送電網の更新とし

てPLNの計画(RUPTL 2015-2024)に含まれており、PLNにとって、西ジャワ地域の新しい発電所の

開発を確実なものとするためにも、この張替工事をスケジュール通りに開発することが重要となっ

ている。

現時点において、このプロジェクトに関して日本の円借款の要請はない。然しながら、PLN と

JICA がすでに検討を実施しているジャワ島中・西部の送電線プロジェクトの実施とあわせて、更

なる送電網の能力増強として PLN がこのプロジェクトの検討を開始していくと予想される。日本

の円借款の申請には、インドネシア政府による日本の円借款要請の一連の手続きに沿って進められ

る必要がある。

9.2.5 インドネシアにおける関連機関の実行能力

インドネシアにおけるプロジェクト提案者・発注者としての実施機関は、PT.PLN である。PLN は、

国営企業省(BUMN)が全株式を保有する子会社として、管理されている。

PLN は、エネルギー・鉱物資源省(MEMR) による規制・監督と財務省による予算承認に従う

という、複雑なシステムにより管理されている。同時に、MEMRは経済担当調整大臣府 42に属し

ている。国家エネルギー方針の調整・策定は、National Energy Council (DEN)が実施する。

DEN は、Presidential Decree No. 26 of 200843により設立され、国家エネルギー計画の策定

を委任され、様々な省庁にまたがるエネルギー問題に関して方針の実行を監督する。

DEN は大統領と副大統領により統括され、他の省庁から大臣が参加している。

42 the Coordinating Ministry for Maritime Affairs 43 エネルギー方針のほかにも、DENは、エネルギー計画の策定や複数のセクターにまたがるエネルギー問題における方針の実

行監視を担当している。DENは大統領や副大統領が議事を進め、ほかの大臣が参加する。



9-9

これらの組織や関係当局の関連図は、図 9-2に示す。

図 9-2:インドネシアの送電線に関する関係省庁

(Source: PLNからの情報により調査団作成)

エネルギー鉱物資源省

(MEMR) 国営企業省 (BUMN)

財務省(MoF)

PT PLN

国家エネルギー調整

委員会(BAKOREN)

大統領

副大統領

財務省

開発計画担当国務大臣府

運輸省

工業省

農業省

研究技術担当国務大臣府

環境担当国務大臣府

規則

National energy policy planning and coordination 規則

予算管理

PT Indonesia Power (発電)

PT Pembangkitan Jawa Bali

(PT PJB) (発電と管理・運営)

PT Pelayanan istrik Nasional Batam (PT

PLN Batam)( 特定地域)

発電、送電、分配に関するPLNの子会社群

IPP

電力の売買

経済担当調整大臣府

Pusat Pengaturan dan Penyaluran Beban

(P3B) (送電・配電)



9-10

Sofyan Basir氏が2014年12月23日からこの会社の社長に就任している。また、以下がそれぞれの

箇所を統括する役職に就任している。PLNの組織図は、2015年10月に変更があり、3人の取締役が

追加になった。地域担当取締役は、より早い意思決定とそれぞれ個別の地域特有の事情の変化に適時

に対応するために追加された。PLNの役員及び組織図9－3及び図9－4において示す。

図 9-3 PLNの取締役

S/N 役職名前

1 President Director: Mr. Soyan Basir

2 Director (Human Capital): Mr. Muhamad Ali

3 Director (Procurement): Mr. Supangkat Iwan Santoso

4 Director (Corporate Planning): Ms. Nicke Widyawati

5 Director (Finance): Mr. Sarwono Sudarto

6 Director (Regional Business – Sumatera): Mr. Amir Rosidin

7 Director (Regional Business – West Java & Lampung): Mr. Murtaqi Syamsuddin

8 Director (Regional Business – Central Java): Mr. Nasri Sebayang

9 Director (Regional Business – East Java & Bali): Mr. Amin Subekti

10 Director (Regional Business – Kalimantan)* Mr. Djoko Rahardjo Abumanan

11 Director (Regional Business-Sulawesi & Nusa Tenggara)* Mr. Machnizon

12 Director (Regional Business – Maluku & Papua)* Mr. Haryanto W. S. (Source: PLN Website) * 2015年10月から担当



9-11

図 9-4 当該プロジェクトに関係するPLNの組織図と担当 44

(Source: PLN Website)

9.2.6 インドネシアの関連機関の実行能力評価

2006 年に PLN は、石油依存度を減らし且つ増加する国内需要に対応するため、10,000MW の石

炭火力発電所の建設を指示された。Fast Track Program 1としても知られ、PLNはそれ以後、2015年

時点でそのプロジェクトの大凡90%を完了している。それに付け加えて、2009年のFast Track Program

2として、新しい発電所の発電能力を10,000MW以上に拡張する案件があり、PLNは発電所建設に

おいて経験を積んでいる。またこの案件は円借款を利用して資金調達が行われた。

35GWプログラムにおいては、PLNは、発電所拡大に努める傍ら、より送電線網の発達に注力し

ている。MEMR はPLN の開発したプロジェクトが 10GW から 5GW に減少される可能性があるこ

とを示唆している。これによって、より大きな IPPの開発が可能になり、同時にPLNの能力を送電

44 これは、本プロジェクトに関連する部署のみ記載しており、ほかの部署は記載していない。

5. Finance Director 4. Corporate

Planning Director 3. Procurement

Director

2. Human Capital

Director Regional Business Directors

6. Sumatera

1. President Director

7. West Java

8. Central Java

9. East Java & Bali

10. Kalimantan

11. Sulawesi & Nusa

12. Maluku & Papua

Power Systems Planning Division

(Mr M Ikbal Nur)

Transmission

and Dispatch

Control (P3B)

P3B Jawa-Bali Grid (Mr Evy Haryadi)

Foreign Loan and Grant (Ms Ika Dewi)



9-12

線の基盤を強くすることに注力することができる。表 9-4に、1971年以降、日本政府により援助さ

れたインドネシアの送電線プロジェクトを示す。

表 9-4 日本政府によるインドネシアの送電線プロジェクト援助

No Year Project Amount

(million JPY)

1 18/12/2015 ジャワ・スマトラ間送電線相互接続事業(2) 62,914

2 30/4/2010 ジャワ・スマトラ間送電線相互接続事業(1) 36,994

3 31/3/2009 ジャワ・スマトラ間送電線相互接続事業に係る技術支援 3,886

4 29/3/2007 北西スマトラ連係送電線建設事業 16,119

5 28/1/1998 ジャワ・バリ系統機関送電線建設事業3 10,918

6 4/12/1996 ジャワ・バリ系統機関送電線建設事業2 2,840

7 1/12/1995 ジャワ・バリ系統機関送電線建設事業 17,037

8 8/10/1992 ジャワ・バリ送電線・変電所整備事業(東部ジャワ)2 6,862

9 25/9/1991 ジャワ・バリ送電線・変電所整備事業(東部ジャワ) 7,671

10 15/2/1985 東部ジャワ送配電網建設事業4 14,000

11 26/12/1980 北スマトラ送電線事業 5,800

12 4/10/1979 配電電圧変更事業(第二期) 1,100

13 31/3/1978 東部ジャワ送電網建設事業 4,900

14 31/3/1978 東部ジャワ送電網建設事業 10,512

15 23/2/1978 77年度開発資機材(配電網整備) 2,240

16 27/12/1977 77年度開発資機材(配電電圧変更) 1,680

17 14/7/1976 東部ジャワ送配電網事業(第三期) 950

18 23/4/1975 パレンバン配電網事業 2,609

19 28/2/1975 東部ジャワ送配電網事業(第二期) 456

20 28/2/1975 東部ジャワ送配電網事業(第二期) 4,049

21 12/8/1974 東部ジャワ送配電網事業(第二期) 288

22 21/11/1972 パレンバン配電網事業 90

23 24/7/1972 東部ジャワ送配電網事業 2,506

24 31/5/1972 リアムカナン送配電網事業 424

25 15/4/1971 東部ジャワ送配電網事業 407

(Source: JICA)



9-13

上記表 9-4に示す通り、PLNは日本の円借款を使用して、1971年から2015年の44年間に、約217,252

百万円、25件の送電線の案件を実行してきた。PLNは、インドネシアの電力関連セクターの事業に日

本の円借款を利用するプロジェクトについての深い理解を形成してきた。そして、プロジェクトの実

行する能力については、かなり進んだレベルを示している。送電線建設への日本の関与は、ジャワ・

バリ間やジャワ・スマトラ間の送電線プロジェクトのようなPLNに対する様々な種類の送電線プロジ

ェクトの技術支援にも見ることができる。次第に、PLN は成功裏に終わった送電線プロジェクトの経

験に基づいて、送電線プロジェクトを完成させる能力の向上を果たした。この実現可能性検証調査の

間PLNのメンバーと行動を共にしたが、PLNは考慮に値する金融技術の知識や日本の開発金融に関す

る手続に対する理解を見せた。そして、送電線プロジェクトをやり遂げることをいい経験にできてい

ることが、PLNの5年間行動レポートにおける、5,185.73㎞の延伸工事（2010年の35,146㎞から2014

年の40,331.73㎞まで）を実施したことや2015年に送電線3,941㎞を追加したことなどから見ることが

できる。PLN は送電線において、技術的専門性と同様に財務的な理解についても素晴らしい理解を有

しているということができる。

9.2.7 PLNの財務状況

PLN はインドネシア政府が保有している国有会社であり(Standard and Poors における信用格付

BB+)、商業原則に則り運営されている。しかしながら、電力料金を低く抑える(生産費用よりも低い

水準)という政府方針のため、PLN は負債と運営コストを補填するための政府補助金を受け取ってい

る。承認された予算評価リストによると、PLN は供給した電力費用に対して 7%のマージンが認めら

れている。2014年においては、PLNは99,303,250百万ルピー(収入の34%)の政府補助金を受領してお

り、2013年は101,207,859百万ルピー(収入の39%)である。PLN の損益は、2013年の26,235,615百万

ルピーの純損失から、2014年の11,741,610百万ルピーの純利益に増加した。2013年の損失は主に外国

為替損失が要因である。表 9-5において2014年と2013年のPLNの損益計算書を示す。



9-14

表 9-5 PLNの2014年、2013年の損益計算書

Units: million Rp

2014 2013

Revenue

Sale of electricity 186,634,484 153,485,606

Government's electricity subsidy 99,303,250 101,207,859

Customer connection fees 5,623,913 6,027,799

Others 1,159,544 1,125,778

Total Revenues 292,721,191 261,847,042

Total Operating Expenses 246,909,970 220,911,147

OPERATING INCOME 45,811,221 40,935,895

Gain (loss) on foreign exchange - net 1,319,299 (48,096,810)

Others income (charges) - net 4,157,018 1,792,124

Financial income 584,061 736,378

Financial cost (35,971,211) (30,146,545)

Tax Benefit (expense) (4,158,778) 8,543,343

INCOME (LOSS) FOR THE YEAR 11,741,610 (26,235,615)

(Source: PLN Annual Report 2014)

PLNの財務状況を示すより説得力のある指標は、収益性よりもむしろ流動性である。2011年から

2014年にかけて、流動資産を流動負債で除したPLNの流動比率は、急速に改善し2011年の0.96から

2014年には1.02になった。これは主に、自己資本に対する負債の比率であるレバレッジ比率の増加に

よるものである。然しながら、PLNのキャッシュフローは2011年から2014年にかけてもプラスを維

持しており、現金保有額は、2011年の22,088,093百万ルピーから2014年の27,111,528百万ルピーに増

加している。これは、主に、営業活動によるキャッシュフローが増加し、投資活動が減少したことに

よる。さらに、DSCR45は1.25超を維持しており健全な水準を保っている。

表 9-6において、2011年から2014年にかけて、主要な財務指標を示す。

45 debt service coverage ratio



9-15

表 9-6 PLNの主要財務指標

2014年度 2013年度 2012年度 2011年度

流動比率(流動資産/流動負債) 1.02 1.05 0.98 0.96

レバレッジレシオ(負債/資本) 2.67 2.93 2.17 1.89

DSCR (営業利益/金融費用) 1.27 1.36 1.38 1.29

(Source: PLN Annual Report 2014, 2013, 2012, KPMG analysis)

PLNが十分の流動性や健全なDSCR水準、現金保有高を確保していることが示す通り、新たな借

り入れをすることが財務状況やローン返済能力に悪影響を及ぼすことはないと思われる。さらに、

インドネシアの電力セクターでは、今後政府補助金の見直しが予想される。2015年インドネシアは、

1,300VAと2,200VAの使用者に対する電力補助金を廃止した。このような補助金の廃止は2016年1

月1日には、450VAや900VAといったより小口の利用者にも拡大した。しかしながら、政府は、約

2,470万人といわれる最貧困層の利用者に対しては補助金の直接支給をする予定である。PLNは、こ

の補助金の直接支給方式で、年間20～30兆インドネシアルピー(約15億ドル)の費用を削減できると

思われる。

同時に、2016年1月28日、政府は、35GWプログラムを進めるPLNを支援する目的で、PLNに

対して10兆インドネシアルピーの資本注入を決議した。政府補助金への依存度の低下と政府による

資本注入により、PLNの財務安定性は、長期的には増加すると思われる。

9.2.8 円借款に関わるＰＬＮの手続き

前述の通り、新しいPresidential Decree 82 of 2015の制度下では、国有企業は、JICAやADB、世界

銀行といった国際開発機関を含む外国金融機関から直接ローンを借りることができるようになった。

これにより、資金調達が国家予算で承認される必要がなくなったため、政府内での資金調達承認手続

が大幅に減少することになった。PLNは、直接資金調達をする機関になる予定である。

直接借り入れる体制の下では、提案している本プロジェクトは、国家開発企画庁(BAPPENS)を通

してまとめられるBlue Book (DRPPLN)に掲載する必要がなくなる。新しい直接借入体制の下では、

PLN がプロジェクトを実行し、国営企業担当省や財務相に国際金融機関から直接借入により資金調

達を実施することを報告する。財務省の事前承認が下りた場合に限り、ローン交渉手続が開始される。

よって、直接貸し出しによる日本円建てローンの実行手続は、従前のツー・ステップローンを利用す

る際と比較して期間が短縮される可能性がある。図9-5において、関連機関の概要と円借款実行手続



9-16

の概要を示す。

図 9-5日本円建て円借款実行に際しての手続及び関連機関

インドネシア側の関連機関日本側の関連機関

PLNが事業の実行可能

性を調査し、また追加

の調査を実施し承認す

る。

交換公文

JICA案件発掘ミッショ

ンへの通知

評価のため、プロジェクトに対す

る日本の円借款要求をインドネシ

ア政府に提出

大使館を通じて日本政府に円借款

の実施要求を提出

アプレイザルミッション

への通知

日本政府による円借款の

決定

インドネシア政府に対する

事前通知交渉と正式決定

財務省(MoF) 国営企業省 (BUMN)



9-17

9.2.9 円借款の実行可能性

1996年以来、日本は、インドネシアに約39億ドルの円借款を供与してきた。現在実行中のジャワ・

スマトラ間のHVDC送電線プロジェクトでは、PLNは調達からプロジェクト完工に至るまでの送電線

プロジェクトに関する経験と知識を得ることができると考えられる。それに加え、PLNはアジア開発

銀行(ADB)や世界銀行といったほかの開発援助機関からも類似する送電線プロジェクトに援助されて

いる。同時に、2019年までに、インドネシアにおける発電容量を1,595MWまでに、送電線(500kV及

び275kV)の総延長を1,540㎞に伸ばすことがJICAの目標である。

本プロジェクトは、インドネシアにおける円借款プロジェクトとして提案されている。それには、

プロジェクト実行機関としてのPLNの支援を得ることと、インドネシア政府の財務担当省庁としての

財務省の支援を得ることが不可欠となる。

2015 年 12 月時点で、PLN はすでに JICA とジャワ島中・西部地域送電線プロジェクトについて円

借款手続きに入っている。類似案件をまとめて円者機関を実行するセクター・プロジェクト・ローン

の可能性があるかについても議論している。このセクター・プロジェクト・ローンは、ジャワ島中・

西部地域送電線プロジェクトや Suralaya-Gandu 間送電線張替プロジェクトといった送電線事業を対象

とできる。ジャワ島中・西部地域送電線プロジェクトに関する JICA との貸出契約は、2016 年 4 月に

はまとまると予想されており、より柔軟で効率的な貸出条件交渉のため将来のプロジェクトを、セク

ター・プロジェクト・ローンの包括合意に含めると便益と相乗効果があると考えられる。

以上のとおり、我が国の円借款による資金調達はPLNにとっても有益なものであり、円借款への期

待は高いものと考えられる。

参考までに、以下において、想定される本プロジェクトの実行可能性調査の完了から円借款の署

名、交換公文までの主要日程を示す。



9-18

表 9-7円借款組成と交換公文のスケジュール

No. Activity Period

1 実行可能性調査の完了 2016年2月

2 関連機関に対する実行可能性調査の提示とこれらの機関による報告書の調査 2016年5月

3 プロジェクト実施機関としての PLN によるプロジェクト調査、プロジェクト

実施計画の策定、プロジェクトの承認、追加の環境・技術調査を含む

2016年4月～6

月

4 PLNによる財務省と国営企業省に対する円借款の推薦 2016年6月

5 インドネシア政府と関連機関によるプロジェクト調査と円借款要請、JICA の

案件発掘ミッションへの通知

2016年7月～8

月

8 インドネシア政府による、日本政府への円借款申請(インドネシア国内にある日

本大使館を通す)

2016年9月

9 JICA のアプライザルミッションへの通知と、インドネシアの関係機関との協

議

2016年10月～

11月

11 日本の関連機関による円借款プロジェクトの最終確認、調査、コンサルテーシ

ョン、決定

2016 年 12 月

～2017年1月

12 インドネシア政府に対する円借款申請実行意思の表明(事前通知)とOECDコン

センサスに同意する手続の実施

2017年2月

13 円借款手続、交換公文と包括合意の円借款合意書への署名 2017年3月

以上



9-19

（参考資料）現地報告会

1. 目的

本調査の結果につき、最終報告書公表に先立ち、日本、インドネシア両国の関係諸機関等との情報

共有および意見交換を主な目的として、下記の要領で現地報告会を開催した。本報告会はインドネシ

ア電力部門の補助金改革制度および効率的電力開発計画に関する調査チームと共同で開催した。

2. 概要

開催日時および参加者は次の通りである。

開催日時：2016年2月10日（水）9時～12時

開催場所：グランメリアホテルジャカルタ

参加者：下記参照

インドネシア Ministry of Finance

Ministry of Energy and Mineral Resources

Coordinating Ministry for Economic Affairs

BAPPENAS

PLN

日本国経済産業省

JICA

日系企業



9-20

議事次第：下記参照

時間議題講演者

9:00－9:10 開会の挨拶経済産業省および

インドネシア鉱物資源省

財務

9:10－9:40 長期電力開発計画のための財務健全

性の確保について-国際的な補助金改

革および政府支援の経験を踏まえて

Ernst & Young 新日本監査法人

9:40－9:55 インドネシア電力部門における財務

戦略

インドネシア財務省

9:55－10:10 35GW電力開発計画に関する財務戦略 PLN（Finance）

10:10－10:30 質疑応答およびディスカッション Ernst & Young 新日本監査法人

技術

10:30－10:50 35GW電力開発計画の実現に向けた効

率的、効果的な発電所及び送電線網の

整備計画（ロードマップ）

東京電力株式会社

10:50－11:10 ジャワ島北西部における電力供給増

強計画に係る事業実施可能性調査

KPMGあずさ監査法人


11:10－11:30 PLNとのパネルディスカッション PLN（系統解析）




11:30－11:45 質疑応答およびディスカッション PLN（系統解析）




3. 結果

(1) 調査内容に関するPLNのコメント

調査チームの発表内容に関しては特に異論はないが、PLNとしては送電線の容量増強の方策として、

まず送電線の新設によることが望ましいと考えている。一方、特にジャカルタ近傍地を始めとする人

口密集地等においては、送電線新設に係る建設工事に必要な用地買収等に多大な時間と費用を要する

ことについてはPLNも理解しており、仮に新設が困難と判断される場合は、調査チームが提案する電

線張替による送電線増強がそれに代わる手段になりうるとの見解が示された。



9-21

(2)参加者からの質問および回答

参加者からPLN に対し、経済財務分析においては電線張替が費用面で優位であるにもかかわらず、

送電線新設が望ましい理由について質問がなされ、PLNからは中期的（10年程度）には送電線張替が

望ましいが、同国の今後の経済成長等を勘案すると長期的（50年程度）には新設によるインフラ拡充

が望まれるとの回答があった。

また、参加者から調査チームに対し、電線張替区間の運転開始前に送電網の停電が生じると想定さ

れるが、電線張替時における潮流の状況について質問があり、調査チームから電線張替中の潮流解析

は本調査では実施していないが、2019年、2020年にジャワ島西部に多くの発電所が建設される予定で

あり、そのいくつかを出力抑制することによってある程度の潮流の減少が予想されるとの見解が示さ

れた。

以上の結果、本調査内容の結果、本プロジェクトが実施可能であることに関し、参加者の一定の理解

を得ることが出来る良い機会となった。

以上



9-22

（様式２）

二次利用未承諾リスト

報告書の題名インドネシア：ジャワ島北西部電力供給増強計画に係る事業実

施可能性調査報告書

委託事業名平成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

受注事業者名有限責任あずさ監査法人


頁図表番号タイトル

4-1 表 4-1 Suralaya-Gandul間送電線の潮流に影響を及ぼす電源開発計画

4-2 図 4-1 ジャワ・バリ系統北西部での電源開発計画

4-3 表 4-2 Jakarta地区の送電線増強計画

4-3 表 4-3 Banten州の送電線増強情報

4-4 図 4-2 2016年～2018年の間の電源開発及び送電線増強計画

4-5 図 4-3 最新の計画における2019年の電源開発および送電線増強計画

4-6 図 4-4 最新の計画における2020年の電源開発および送電線増強計画

4-9 表 4-4 系統解析のためのジャワ・バリ系統での需給バランス

4-10 図 4-7 2020年夜ピーク需要断面での通常状態(N-0)での電線張替前の潮流解析の結果

4-11 表 4-5 N-1想定事故解析の結果

4-12 表 4-6 Kembangan-Gandul区間で系統分割した条件でのN-1想定事故解析の結果

4-12 図 4-8 Lengkong–Gandul区間1回線停止時の潮流解析結果

4-14 図 4-9 2020年断面での事故電流解析結果

4-15 図 4-10 2016年断面での事故電流解析の結果

4-16 表 4-7 事故電流が50kAを超過する発電所および変電所

4-21 図 4-15 Gandul変電所での母線分割イメージ

4-22 図 4-16 Gandul変電所で母線分割する条件での事故電流の流れのイメージ

4-23 図 4-17 Kembangan-Gandul間の送電線を開放することでループから放射状に系統構成を

変更

4-24 図 4-18 Balaraja変電所での母線分割

4-29 図 4-21 安定度解析での事故発生箇所

4-30 表 4-10 安定度解析結果



9-23

4-31 図 4-22 Suralaya(Lama)-Balaraja間送電線Suralaya端事故後1回線トリップ

4-31 図 4-23 Suralaya(Lama)-Cilegon間送電線Suralaya端事故後1回線トリップ

4-32 図 4-24 Cilegon-BogorX間送電線 Cilegon端事故後1回線トリップ

4-32 図 4-25 Cilegon-BogorX間送電線 Cilegon端事故後1回線トリップ

4-33 図 4-26 Suralaya Baru-Banten間送電線 Suralaya Baru端事故後1回線トリップ

4-33 図 4-27 Banten-Bojonegara間送電線 Banten端事故後1回線トリップ

4-34 図 4-28 Bojonegara-Balaraja間送電線 Bojonegara端事故後1回線トリップ

4-34 図 4-29 Tanara-Balaraja間送電線 Tanara端事故後1回線トリップ

5-27 表 5-15 Gandul変電所における既設設備

5-28 図 5-15 単線結線図 (Gandul S/S)

5-30 表 5-16 Balaraja変電所での既設設備

5-31 図 5-17 単線結線図 (Balaraja S/S)

5-33 表 5-17 Suralaya変電所での既設設備

5-34 図 5-19 単線結線図 (Suralaya S/S)

5-35 表 5-18 既設ならびに新設遮断器の定格

5-36 表 5-19 取替を要す変電機器台数と定格電流

平成 27年度 - meti.go.jp · pdf file平成27年度...

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