平成年度海外開発計画調査等事業 進出拠点整備・...
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平成２７年度海外開発計画調査等事業
進出拠点整備・海外インフラ市場獲得事業
インドネシアにおける
進出拠点開発に係る調査事業
報告書
平成２８年２月
経 済 産 業 省
委託先：新日本有限責任監査法人
平成２７年度海外開発計画調査等事業（進出拠点整備・海外インフラ市場獲得事業
（インドネシアにおける進出拠点開発に係る調査事業））
目次
はじめに ..................................................................................................................................1１． インドネシアにおける効率的、効果的な電力ネットワーク構築に対する提案.......2
（１）RUPTL の概観 ..........................................................................................................2① 電力開発計画 .........................................................................................................2② RUPTL の開発計画を踏まえた需給運用シミュレーション結果 .........................4③ 地域別需給状況と送電線拡充計画 ........................................................................6
（２）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） ...................8① 高効率石炭火力の開発 ..........................................................................................8② 周波数調整用電源の確保 .......................................................................................9③ ジャカルタ中心部の供給信頼度確保 .................................................................. 11
２． 国営企業への補助金制度改革事例及びインドネシアへの示唆 ............................. 14（１） 電力セクターの安定的な運営の重要性 .............................................................. 14（２） 各国における補助金制度改革事例のベストプラクティス ................................. 24
① アルメニア.......................................................................................................... 25② ブラジル ............................................................................................................. 28③ ケニア ................................................................................................................. 31④ フィリピン.......................................................................................................... 34
（３） PLN に対する補助金制度改革の背景と現状 ..................................................... 36① PLN に対する補助金制度改革の背景 ................................................................ 36② PLN の財務的事業構造 ...................................................................................... 37③ エネルギー補助金の全体における電力補助金の位置づけ ................................. 39④ 世界銀行による支援の内容 ................................................................................ 40⑤ PLN に対する補助金改革の現状と計画 ............................................................ 41
３． インドネシアにおける電力事業に関連する法制度 ............................................... 44（１） 35GW 開発計画の推進に関する制度上の課題 .................................................. 44（２） 政府保証 ............................................................................................................. 45
① 電力案件に対する政府保証に関する法制度....................................................... 45② 政府保証の付与状況及びインドネシア政府のスタンス .................................... 48
（３） 土地収用 ............................................................................................................. 50
3
① 土地収用に関する法制度の沿革と現状 .............................................................. 50② 関連機関と役割及び手続き ................................................................................ 52③ 土地収用に関する法制度の運用状況 ................................................................. 56
（４） ローカルコンテンツ規制 .................................................................................... 57① 関連法制度の概要 ............................................................................................... 57② 関連省庁と役割 .................................................................................................. 59③ 運用上の課題 ...................................................................................................... 59
４． インドネシアにおけるワークショップ開催概要 ................................................... 61（１） 第一回ワークショップ ....................................................................................... 61（２） 第二回ワークショップ ....................................................................................... 62
おわりに ............................................................................................................................... 64
4
図表目次
図表 1 需要想定 ............................................................................................................2図表 2 電源構成(MW) ...................................................................................................3図表 3 需要と供給力の関係 ..........................................................................................3図表 4 燃料価格 ............................................................................................................4図表 5 電源種別ごとの発電電力量構成 ........................................................................5図表 6 CO2 排出量........................................................................................................5図表 7 地域別需給状況と送電線拡充状況 ....................................................................6図表 8 地域間の送電量（ 大値） ...............................................................................7図表 9 Steam Conditions of Pulverized Coal-fired Power Plant Technologies ......8図表 10 CO2 排出量原単位の比較 ................................................................................9図表 11 8 時間停止後における起動時間と運転中の出力変化速度 ............................ 10図表 12 周波数調整用電源の開発候補....................................................................... 10図表 13 ジャカルタ中心部の送電系統（2014 年）.................................................... 11図表 14 ジャカルタ中心部の送電系統（2024 年）................................................... 12図表 15 東京首都圏における地中送電線が通る道路の断面図イメージ ................... 13図表 16 インドネシアの社会経済目標と電力セクターの関連性 .............................. 14図表 17 収入とコストのバランス .............................................................................. 15図表 18 主要プレイヤーの位置づけ .......................................................................... 15図表 19 確実な電力開発計画の実施の意義 ............................................................... 16図表 20 収入とコストをバランスさせるために検討すべき事項 .............................. 17図表 21 燃料価格低下の影響 ..................................................................................... 18図表 22 累積デフォルト確率（%、1983～2010 年の実績に基づく） ..................... 19図表 23 累積デフォルト確率の推移(1983～2020 年実績ベース) ............................. 20図表 24 毎年のキャッシュフローの流列 ................................................................... 20図表 25 毎年のキャッシュフローの流列 ................................................................... 21図表 26 ケース別キャッシュフローの比較 ............................................................... 21図表 27 カテゴリー別の kWh あたりの単価と補助金（2014 年） .......................... 22図表 28 主要地域における電力補助金とその内訳（2014 年） ................................ 22図表 29 インドネシアにおける経済目標の達成と電力開発計画 .............................. 24図表 30 アルメニアの経済成長率（％）と一人あたり GDP（米ドル） .................. 26図表 31 アルメニアの標準電力料金（AMD/kWh） ................................................. 26図表 32 アルメニアの電気事業体制 .......................................................................... 27図表 33 ブラジルの経済成長率（％）と一人あたり GDP（米ドル） ..................... 29図表 34 ブラジルのインフレ率（％）....................................................................... 29図表 35 ブラジルの電力料金の推移 .......................................................................... 30
5
図表 36 ブラジルにおける水力発電の割合（％） .................................................... 31図表 37 ケニアの経済成長率（％）と一人あたり GDP（米ドル） ......................... 32図表 38 需要家向けの平均電力料金の推移 ............................................................... 33図表 39 ケニアにおける水力発電の割合（％） ........................................................ 33図表 40 フィリピンの GDP 成長率と財政収支 ......................................................... 34図表 41 電力小売料金と発電料金の推移（Peso/kWh） ........................................... 35図表 42 平均的な電力料金の内訳（2014 年） .......................................................... 36図表 43 PLN に対する電力補助金の推移（兆ルピア）............................................ 37図表 44 PLN の自己資本と固定資産の推移（兆ルピア） ........................................ 38図表 45 自己資本比率と DSCR ................................................................................. 38図表 46 エネルギー補助金の構造 .............................................................................. 39図表 47 2014 年予算の歳出の内訳 ............................................................................ 39図表 48 2015 年予算の歳出の内訳 ............................................................................ 40図表 49 インドネシアの歳入・歳出の見通し（対 GDP 比、％） ............................ 40図表 50 直近の PLN の電力料金の改定の動向 ......................................................... 42図表 51 電力補助金の削減計画 ................................................................................. 43図表 52 海外で電力事業を行う場合に想定されるリスク ......................................... 44図表 53 標準的 IPP 事業スキーム ............................................................................. 45図表 54 電力案件における政府保証に関する法制度の全体像 .................................. 47図表 55 政府保証付与案件 ......................................................................................... 48図表 56 土地収用関連法制度の一覧 .......................................................................... 50図表 57 新土地収用法と実施細則 .............................................................................. 51図表 58 2015 年大統領令 第 30 号の概要 ................................................................. 53図表 59 土地収用関連機関と役割 .............................................................................. 54図表 60 土地収用プロセス ......................................................................................... 54図表 61 PLN による土地収用促進プログラム .......................................................... 55図表 62 電力インフラ開発における国内製品使用に関するガイドライン概要......... 58図表 63 インドネシアにおける自国製品・サービス利用を義務付ける法令一例 ..... 59図表 64 ローカルコンテンツ規制の関連機関............................................................ 59図表 65 第一回ワークショッププログラム ............................................................... 61図表 66 第一回ワークショップの様子....................................................................... 62図表 67 第二回ワークショッププログラム ............................................................... 63図表 68 第二回ワークショップの様子....................................................................... 63
1
はじめに
インドネシアの「国営電力公社（ＰＬＮ）電力供給総合計画（ＲＵＰＴＬ）（２０１５
－２０２４）」によれば、年率６～７％の経済成長率を前提に、年平均８．７％の電力需
要が見込まれている。これに対応するためには、２０１９年までに３５ＧＷの発電容量が
増大すると試算されており、その実現のために、「３５ＧＷ電力開発計画」が策定された
ところである。
この計画の３５ＧＷのうち、１０ＧＷをＰＬＮが担い、２５ＧＷは独立系発電事業者（Ｉ
ＰＰ）が実施することとされており、電源構成比率は、２０１９年時点において石炭とガ
スが９０％以上を占める予定となっている。
本計画はジョコ大統領やカラ副大統領も力を入れており、電力は経済成長の原動力であ
るとし、計画自体による直接の国内経済への波及効果に大きな期待が寄せられており、高
効率の石炭火力発電設備等、本邦企業の高い技術力は、インドネシア政府が望む安定的・
持続可能な電力インフラ構築に貢献することが可能である。
しかしながら、これらの迅速な実現のためには、発電所及び送電線網整備のための計画
（ロードマップ）の未整備、土地収用、リスク分担（政府保証）、ローカル・コンテンツ
規制等の課題があり、例えば、個別案件毎に政府保証なしにＰＬＮがプロジェクト実施に
必要な資金を調達できるようにするためには、インドネシア政府からＰＬＮへの補助金交
付の方式を効率的かつ予見可能なものとすることが一案として考えられる。
このような状況を踏まえ、「３５ＧＷ電力開発計画」に対する本邦技術・ノウハウ、円
借款その他我が国公的資金支援スキームの導入又は活用促進を念頭に、相手国政府及び企
業関係者等との対話などを通じて、本邦企業の海外インフラ市場獲得を支援することを目
的とした調査を実施する。
2
１．インドネシアにおける効率的、効果的な電力ネットワーク構築に対する提案
（１）RUPTL の概観
RUPTL2015 におけるジャワバリ系統の状況を概観した結果は以下のとおりである。
① 電力開発計画
需要想定
ジャワバリ全体で年率 7.6%の伸びを想定している。このうち、Jakarta, Banten（JKB）
地域の需要の伸びが大きい。
図表 1 需要想定
出所：RUPTL2015
3
電源構成（ジャワバリ地区合計：スマトラからの受電を含む）
2018 年まではガス、油を使用した火力を中心に開発しているが、2019 年に大量の石炭
火力を開発し、以降の開発は石炭火力が主流となる。
図表 2 電源構成(MW)
出所：RUPTL2015
需要と供給力
需要に対する供給力の比率は、以下に示すように 2019 年に急激に増加して 1.5 を超過
し、十分な供給力が確保できる計画となっている。
図表 3 需要と供給力の関係
出所：RUPTL2015
(MW)
4
燃料価格
RUPTL2015 に示されている燃料価格について、価格比較のために、同一熱量あたりの
単価に換算したものを以下に示す。石炭に比較して、LNG と油（HSD、MFO）はかな
り高いため、経済的な発電所運用を行うと、石炭火力の運転が優先し、ガスや油を使用
する火力の運転は控えることになる。
図表 4 燃料価格
Price in RUPTL Price (USC/Mcal)
Coal Sub bituminous 80 USD/ton 5,100 kcal/kg 1.57 USC/Mcal
Lignite 60 USD/ton 4,200 kcal/kg 1.43 USC/Mcal
Gas Natural gas 7 USD/MMBtu 252,000 kcal/Mscf 2.78 USC/Mcal
LNG 16 USD/MMBtu 252,000 kcal/Mscf 6.35 USC/Mcal
Oil HSD 0.86 USD/l 9,070 kcal/l 9.48 USC/Mcal
MFO 0.7 USD/l 9,070 kcal/l 7.72 USC/Mcal
出所：RUPTL2015
② RUPTL の開発計画を踏まえた需給運用シミュレーション結果
RUPTL には発電所の開発計画は明示されているが、その発電所を運用した場合の状況は
示されていない。RUPTL の開発計画を踏まえ、調査団が所有する需給運用シミュレーショ
ンツールを用いて、経済的な需給運用を実施した結果を以下に示す。
発電電力量構成
電源種別ごとの発電電力量構成を以下に示す。2018 年ころまでは石炭火力の比率は 70%程度でガスが 20%程度あるが、2019 年以降石炭火力の構成比率が大きく増加し、85%を超
過する。
5
図表 5 電源種別ごとの発電電力量構成
出所： calculated by TEPCO Study Team based on the PDP of RUPTL 2015
CO2 排出量
CO2 排出量の推移を以下に示す。なお、今後開発する石炭火力はすべて既設火力よりも
効率の高い超臨界火力（SC）であるとして計算している。CO2 排出量は徐々に増加し、2024年には現状の 2 倍程度に増加する。一方 kWh あたりの排出量原単位で見ると、需要も堅調
に増加するが、依然として 0.8kg-CO2/kWh を超過する高い水準である。
図表 6 CO2 排出量
出所： calculated by TEPCO Study Team based on the PDP of RUPTL 2015
16% 18% 23% 25%3% 3% 3% 5% 5% 5%
73% 72% 67% 68%90% 88% 87% 86% 86% 86%
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%
100%
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024Year
Hydro Gas Oil Coal Geothermal
0.75
0.80
0.85
0.90
0.95
1.00
1.05
0
50
100
150
200
250
300
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024Year
CO2 emmissions (left) CO2 emmissions per kWh (right)
(million ton-CO2) (kg-CO2/kWh)
6
③ 地域別需給状況と送電線拡充計画
地域別の需給状況と主要な 500kV 送電線の増強計画は以下のとおりである。
図表 7 地域別需給状況と送電線拡充状況
出所： calculated by TEPCO Study Team based on the PDP of RUPTL 2015
2014
2024
7
2014 年においては、JKB 地区1の供給力不足が顕著であるが、中央地区と東地区に余力
があり、東から西に向けて電力が送電されている。2024 年においては、2014 年と同様に中
央地区には余力があり、JKB 地区は不足気味であるが、西地区に余力が発生し、東地区の
供給力が不足気味に変化する。
上記に示した地域別の需給状況を踏まえて需給運用シミュレーションを実施し、地域間
の送電量の年間 大値を試算した結果を以下に示す。
図表 8 地域間の送電量（ 大値）
出所： calculated by TEPCO Study Team based on the PDP of RUPTL 2015
JKB 地区と西地区間
常に西地区から JKB 地区の方向に 2,000MW から 3,000MW の電力の流れがある。2024年には急激に増加し、4,000MW を超過する。
西地区と中央地区間
2018 年までは、中央地区から西地区の方向に 4,000MW に近い大きな電力の流れがある。
2022 年ころまでは徐々に減少していくが、2024 年に急激に増加する。
中央地区と東地区
2018年までは、東地区から中央地区の方向に 2,000MW 程度の電力の流れであるが、2019年以降電力の流れの方向が逆転して中央地区から東地区の方向に電力が流れ出し、その量
1 ジャカルタ及びバンタン地区
(MW)
8
は、2024 年には 4,000MW を超過する。
（２）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）
RUPTL2015 を計画通り進めることができれば、想定した需要に対して必要十分な供給
力の確保が可能である。また、地域間の供給力過不足を解消するために必要となる 500kV送電線も送電容量としては十分な量が確保できている。
量の確保が可能となれば、次は効率的に量の確保を実現させるともに、電力の質を向上
させる方策を実施していくことが必要となる。
① 高効率石炭火力の開発
RUPTL2015 における開発計画の中心は石炭火力である。石炭火力は CO2 排出量が多い
ため、下表で示したように、既設火力よりも効率の高い超臨界火力（SC）を開発したとし
ても kWh あたりの排出量原単位は 0.8kg-CO2/kWh を超過する高い水準である。
このため、少しでも CO2 排出量を抑制する方策として、さらに効率の高い超々臨界圧火
力（USC）を導入することが考えられる。
IEA の報告書に示されている亜臨界圧石炭火力（Sub-Cr）と SC、USC の温度、圧力、
高熱効率は以下の通りである。
図表 9 Steam Conditions of Pulverized Coal-fired Power Plant TechnologiesType of coal-fired power plant Temperature
(°C)Pressure (bar) Typical maximum
efficiency (LHV)2
Subcritical (SUBCR) 538 167 39%
Supercritical (SUPERC) 540-566 250 42%
Ultra-supercritical (ULTRSC) 580-620 270-290 47%
出所：CCS RETROFIT (IEA)
2024 年までに開発予定の石炭火力のうち、1,000MW 級の 18 台について、すべて USCを採用する場合に、kWh あたりの CO2 排出量原単位がどのように変化するかを試算した結
果を以下に示す。
2 LHV：低位発熱量ベースである。石炭の発熱量は、LHV／HHV の比は 95%程度であり、高位発熱量（HHV）
ベースの熱効率に置き換える場合は 5%程度熱効率が低下する。
9
図表 10 CO2 排出量原単位の比較
出所： calculated by TEPCO Study Team based on the PDP of RUPTL 2015
2024 年において、kWh あたりの CO2 排出量原単位は、5%程度減少して、
0.85kg-CO2/kWh から 0.81 kg-CO2/kWh に変化する。USC を採用することにより、2024年において、5.8 million ton（5,100 kcal/kg 換算）の石炭の節約が図れ、USD 460 millionの燃料費が節減できる3。
② 周波数調整用電源の確保
石炭火力は、他の電源に比較して短時間での出力変動能力に劣るため、需給上の変化に
対する応動力が欠如し、系統の周波数変動の幅が大きくなり、電力の質の低下が懸念され
る。
各種電源の 8 時間停止後における起動時間と運転中の出力変化速度を以下に示す。
3 RUPTL2015 に規定される数値に基づいた算定（Coal Sub bituminous 80 USD/ton、5,100 kcal/kg、1.57
USC/Mcal を前提としている。）
0.74
0.76
0.78
0.80
0.82
0.84
0.86
0.88
0.90
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Year
USC SC(kg-CO2/kWh)
10
図表 11 8 時間停止後における起動時間と運転中の出力変化速度
出所：calculated by TEPCO Study Team based on the PDP of RUPTL 2015
短時間での出力変動能力は水力が非常に優れており、次いでガスや軽油を使用するコン
バインドサイクル（C/C）やガスタービン（GT）が優れている。周波数のレベルを常に基
準値以内に収めるためには、短時間での出力変動能力に優れた周波数調整用電源の開発が
必要である。具体的な方策としては、以下が考えられる。
図表 12 周波数調整用電源の開発候補
Priority 方策 課題
1 貯水池式水力の開発 経済的に開発可能な貯水池式水力の適地は限
られている。
2 揚水式水力の開発 揚水時の入力調整を実施するためには、可変速
揚水を導入する必要がある。
3 ガスや軽油を使用する C/C や
GT の開発
燃料価格が高くなり、あまり経済的とは言えな
い。
Start up time after 8 hours shutdown
0 1 2 3 4 5
S ta r t-u p t im e (hr )
N uc le a r
C o a l
G a s C /C
O il
H yd ro
Pow
erSo
urce
3 -5 m in u te s
3 h o u rs
1 h o u r
4 h o u rs
5 d ay s
0 1 2 3 4 5
S ta r t-u p t im e (hr )
N uc le a r
C o a l
G a s C /C
O il
H yd ro
Pow
erSo
urce
3 -5 m in u te s
3 h o u rs
1 h o u r
4 h o u rs
5 d ay s
Output change rate
50-60%/min
1-3%/min
5%/min
1-3%/min
Not available
0 1 2 3 4 5
Start-up time (hr)
Nuclear
Coal
Gas C/C
Oil
Hydro
Pow
erSo
urce
3-5 minutes
3 hours
1 hour
4 hours
5 days
0 1 2 3 4 5
Start-up time (hr)
Nuclear
Coal
Gas C/C
Oil
Hydro
Pow
erSo
urce
3-5 minutes
3 hours
1 hour
4 hours
5 days
Hydro
Oil
Gas C/C
Coal
Nuclear
3-5 min
3hrs
1hr
4hrs
5days
(hour)
11
RUPTL2015 においても、周波数調整用電源として揚水式水力の開発を考えているが、
従来型の揚水式水力では、発電時の周波数調整は可能であるが、揚水時は周波数調整がで
きないという特徴がある。この点を改良し、揚水時にも周波数調整が可能な機種として可
変速揚水が開発されており、日本及びヨーロッパで導入が進められている。インドネシア
において今後開発する予定の揚水式水力については、可変速揚水機の導入に伴う効果を的
確に評価し、可変速揚水機の導入検討を実施することが望まれる。
③ ジャカルタ中心部の供給信頼度確保
2014 年におけるジャカルタ中心部の送電系統を以下に示す。市の南部または東部から中
心部に向けて、ほぼ 1 方向からの電力の流れになっている。
図表 13 ジャカルタ中心部の送電系統（2014 年）
500kV Transmissionline (2014)
- Legend -Existing lineExisting Substation
12
2024 年におけるジャカルタ中心部の送電系統を以下に示す。
図表 14 ジャカルタ中心部の送電系統（2024 年）
2024 年になると、市の中心部を取り囲むように 500kV 送電線が建設されており、市の周
囲から中心部に向けて多方向から電力供給が行われるようになる。このような系統が構築
できれば、ジャカルタ中心部の負荷には少なくとも 2 方向以上からの供給が可能となり、
供給信頼度は格段に向上するものと期待される。しかしながら、すでに都市化が進展して
おり、新規に架空送電線を建設するのは非常に難しい状況である。Muarakarang と MuaraTawar 間は地中送電線の建設を考えているが、その他の新規送電線についても地中送電線
にせざるを得ない可能性が高い。
地中送電線は架空送電線に比べて建設工事費単価が数倍高くなるので、ガスや水道、地
下鉄などの他の公共インフラ設備の増強計画と協調し、同時期に地中への敷設工事を共同
で実施することにより土木工事費を削減するなどの方策を考える必要がある。
500kV Transmissionline (2024)
- Legend -ExistingNew (overhead)New (Underground)New (HVDC)Substation
13
図表 15 東京首都圏における地中送電線が通る道路の断面図イメージ
出所：東京電力ホームページ
14
２．国営企業への補助金制度改革事例及びインドネシアへの示唆
（１） 電力セクターの安定的な運営の重要性
インドネシアは豊富な若年労働力を有することから、製造業等の投資家の関心が高い。
他方、これらの投資家からは電力を中心とするインフラ整備の遅れに対する懸念の声も聞
かれる。この間、2015 年末に発足したインドネシアの新政権は、地方開発、雇用創出、産
業高度化をはかり、5 年平均で 7％成長を達成することを経済に関する目標として掲げてい
る。この目標を達成するためには、中進国の罠を脱すべく、技術移転を伴い、生産性の高
い投資を国内に呼び込む必要がある。
こうした中で、インドネシアが国外から良質な設備投資を促すためには、電力インフラ
の整備が必要となるが、そのためには電力セクターの運営が安定的に実施されなければな
らない。すなわち、PLN が将来にわたって安定して経営されるという認識が関係者の間で
共有されることが重要である。
本来、安定した電力市場を持続的に維持するためには、コストと小売料金が市場メカニ
ズムによりバランスするべきだが、消費者保護の観点から小売料金を抑制し、それを補助
金で補う政策が取られることがある。しかし、こうした政策が行き過ぎると補助金が財政
に与える影響が無視できなくなり、持続性が失われる可能性がある。改めて、現在のイン
ドネシアの社会経済目標との関連性を整理すると以下の通りである
図表 16 インドネシアの社会経済目標と電力セクターの関連性
電力料金とコスト（PPA Price）のバランスについてみると、消費者保護の観点から料金
を抑制し、それを補助金で補う政策は、一応の持続性と PLN の財務安定性を確保するが、
15
国家財政の悪化に転嫁され、真の持続性は確保されない。このため、過度に補助金に依存
しない収支モデルを追求しなければならない。具体的には以下の図の通りである。
図表 17 収入とコストのバランス
電力料金とコストのバランスのとれた収支モデルを構築するためには、多様な関連プレ
ーヤーの利害を考慮した政策が必要になる。すなわち、電力料金の値上げと発電費用の削
減は、それぞれ需要家、電力会社、IPP 事業者等の関連プレーヤーに対して異なる影響を与
えることがポイントである。
図表 18 主要プレイヤーの位置づけ
上図は、PLN が、需要家と外国投資家との間でジレンマに陥ることを示す。すなわち、
需要家の料金維持の要請に応えれば PLN の財務健全性が損なわれる一方、外国投資家との
間で適切な PPA を締結しなければ投資停滞を招く。こうした中で、より安価な PPA Priceに関心が傾斜し、中長期的な均衡：電源開発計画達成への配慮が劣後することが懸念され
る。そして、低価格での対応を余儀なくされることは、IPP 事業者の負担となり確実な履行
が期されないため、全国的、中長期的電源開発計画の未達に繋がるおそれがある。
この間、電源開発計画が計画どおりに進まなければ、将来的な投資誘致を逸失するリス
クがあり、その損失は非常に大きいことを認識しなければならない。すなわち、持続性の
16
ある収支モデルやそれを支える IPP を選択せずにコスト削減のみを追求すると、入札参加
プレーヤーの限定、低仕様の機器調達、低稼働による非効率、停電に繋がるリスクがある。
その結果、電源開発計画が遅延・未達成となり、電力不足による経済成長の停滞が発生す
るのみでなく、国の計画実行力に対する信用が低下し、潜在的な外国投資誘致可能性の低
下に繋がる。
こうした中で、PLN が入札を実施するにあたっては、事業者の信用力評価の際に企業と
しての債務不履行リスクの評価に加え、完工の実績、同様の実績プラントの稼働率の推移
などを入札時に把握することが考えられる。また、電力に関しては、適切な発電と送配電
の計画が確実に履行されることがコスト効率化につながることも重要な点である。
図表 19 確実な電力開発計画の実施の意義
この間、着実に電源開発計画を達成するためには、補助金以外の手法による対策も検討
しなければならない。すなわち、補助金抑制と電力料金引き上げ同時達成のための国民の
説得や補助金以外の手法による低所得者対策などである。
17
図表 20 収入とコストをバランスさせるために検討すべき事項
資源価格の下落による機会的なコスト低下の恩恵がある今こそ、補助金削減を行う千載
一遇のよい環境といえる。資源価格は、2013 年～2014 年の水準と比較して、2015 年は大
幅に下落している。今回の調査では、この資源価格の下落により、電力セクターでは資源
価格が 2015 年水準で推移すれば、2020 年には 5,111 百万ドルが機会的に削減できると試
算した。
18
図表 21 燃料価格低下の影響
出所：新日本有限責任監査法人調査団作成
なお、今後、インドネシアにおける単位あたりの発電コストは減少の見通しである。kWhあたりの発電コストは、資源価格の上昇に伴い 2015 年までは上昇傾向にあったが、今後は
石炭火力発電所の割合が増えることもあり、減少が見込まれる。こうした状況下、削減さ
れたコスト分は、PLN の財務健全性の向上や、より安定的な電力インフラのための投資に
回すことを検討する余地があろう。すなわち、資源価格の下落により削減されたコスト分
は、まず補助金の更なる削減に充て、それが達成された後は、中長期的な資源価格の見直
しを踏まえると、電力料金の値下げではなく PLN の内部留保の充実や更なる投資へ活用す
るべきではないか。ところで、PLN に対する政府補助金は PLN 収入の 30%以上と大きな
割合を占めており、PLN の財務健全性に対する大きな不確実要素であるといえる。インド
ネシア政府にとって、約 100 兆ルピアの補助金の削減は重要な政策課題である。
こうした中で、補助金改革と電力投資家の誘致を同時に進めるためには、PLN の財務健
全性の維持が極めて重要である。
この点を理解するためには、金融機関や投資家が、PLN を資金の借り手として、あるい
は長期売電契約の締結相手として、どのように評価しているかを考えるとわかりやすい。
金融機関が一般企業に貸し出しをする際には、貸出期間にわたって「債務を返済する能力
があるか」を審査するわけであるが、その際にはフローとストックの両面で貸付先を評価
する。すなわち、安定的な収益を持続的に稼得できるかという点と、不測の事態が発生し
た際にも十分な財務健全性を維持できるかという点である。インフラ事業の投資家も同様
にして長期売電契約を締結した相手先が十分に契約を履行できるかどうかを評価する。格
付機関による格付は、こうした評価を第三者として実施したものであり、インフラプロジ
19
ェクト事業を実施するにあたり、投資家や金融機関はこの格付機関の評価を第三者の意見
として参考にする。なお、格付機関も、金融機関等と同様に評価対象の組織の債務履行の
確実性について、事業のフローとストックの両面から評価している。
すなわち、オフテーカーである電力会社が、発電プロジェクトを実施する際に有力な民
間の投資家を誘致するためには、高い信用力（格付）を維持することが望ましいわけだが、
特に大規模で資金回収期間が長い投資を誘致しようとする場合に、この点がより重要にな
る。例えば、OECD の関係組織である IEA（International Energy Agency）等の電源コス
トの評価によると、大規模な石炭火力ほど発電コストは安いが、他方、初期コストが大き
く、建設から資金回収まで長期の期間を要するという特徴がある。こうしたプロジェクト
では、初期コストが小さく回収期間の短いプロジェクトに比べて、投資家や金融機関にと
って債務不履行リスクが大きくなる。
この点をエネルギー政策を担当する政策当局の立場からみると、政策的に電力コストを
引き下げる必要が高い一方で、電力オフテーカーに十分な信用力がないと考えられる場合
には、「政府保証の付与」等の何らかの信用力を補完する措置を継続する必要があるといえ
る。
具体的にこうしたリスクの規模をイメージするために、以下、PLN の現在の格付けを前
提にしたモデルケースを踏まえて、PLN の信用力の重要性について検討したい。
大手格付機関のMoody’sが2014年6月に発表した資料によると、PLNの格付けについては、
インドネシア政府の支援を前提とした場合はインドネシアの外貨建て及び自国通貨建てソ
ブリン格付け（Baa3：投資適格級）と同一のBaa3、インドネシア政府の支援を前提としな
い場合はBa2（投資不適格級）とされている。
既往のデータを踏まえると、Ba2に格付けされている組織において15年以内に債務不履行
が生じる確率は30％。大規模なインフラ投資を実施し、長期にわたって資金回収を検討し
ている投資家からすれば、リスクは大きい4。
以下に Moody’s が発表している Baa 格と Ba 格の累積デフォルト確率を示した。
図表 22 累積デフォルト確率（%、1983～2010 年の実績に基づく）
4 https://www.moodys.com/research/Moodys-affirms-PLNs-ratings--PR_303016
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15Baa 0.202 0.561 0.998 1.501 2.06 2.636 3.175 3.71 4.26 4.89 5.541 6.225 7.079 8.004 8.881Ba 1.197 3.437 6.183 9.067 11.51 13.757 15.76 17.679 19.526 21.337 23.003 24.843 26.653 28.663 30.722
20
図表 23 累積デフォルト確率の推移(1983～2020 年実績ベース)
出所：Moody’s“Special Comment- Corporate Default and Recovery Rates, 1920-2020”
ここで、具体的な事例を考えて、債務不履行のリスクを検討する。毎年 100 百万ドルの
売電収入が 15 年間期待されるプロジェクトがあったとする。そして、売電先の信用力を、
①まったく債務不履行のリスクがない場合、②格付が Baa の場合、③格付けが Ba の場合
に分けて考える。
前掲の表から、期待される毎年の収入のフローは次図のようになる。なお、一度、債務
不履行を起こした後は、キャッシュフローが入ってこないものと仮定している。
図表 24 毎年のキャッシュフローの流列
出所：新日本有限責任監査法人による試算
さらに、割引率を 10％と仮定して、債務不履行のリスクを加味して計算すると、期待収
入は Baa はリスクのない場合の 97％であり、両者であまり大きな違いはないが、Ba の場
合は、86.7％となり、期待収入が大きく減少することとなる。
05
101520253035
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
％
年
BaaBa
0
20
40
60
80
100
120
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415
期待収入（債務不履
行のないシナリオ）
期待収入（格付Baa)
期待収入(格付Ba)
21
図表 25 毎年のキャッシュフローの流列
出所：新日本有限責任監査法人による試算
各ケースの具体的なキャッシュフローの流列は、次表の通り。
図表 26 ケース別キャッシュフローの比較
現在割引価値 比率
デフォルトリスクなし 760.6 100.0
Baa 738.2 97.0
Ba 659.5 86.7
出所：新日本有限責任監査法人による試算
民間投資家の投資を促すためには、補助金改革を進めるにあたっては、電力セクターの
財務健全性を維持・改善しつつ進めることが必要である。電力料金の値上げがカギを握る
といえる。また、電力会社の信用力が十分でない間は、政府によるコミットメント、信用
力の補完が重要である。
なお、補助金の占める割合は電力消費量が小さい小口需要家ほど大きい。補助金の額は、
カテゴリー毎に決定される。すなわち、規模の小さい需要家ほど、単位使用量あたりの補
助金のウエイトが高くなる仕組み。また、電力補助金については、コストの不足分だけで
はなく必要な利幅（マージン）を勘案して毎年、国家予算の一部として決定される。これ
は、必要な投資資金を賄うため。2014 年については、マージン率は 7％（コストの）と設
定されている。
0
20
40
60
80
100
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415
期待収入（債務不履行の
ないシナリオ）
期待収入（格付Baa)
期待収入(格付Ba)
22
図表 27 カテゴリー別の kWh あたりの単価と補助金（2014 年）
R : Household、B：Business、I：Industry、S：Social、P：Government
また、島嶼部が偏在する地域ほど、小口需要家に対して、電力補助金が多く拠出されて
いるが、大都市部における大口需要家も恩恵を受けている。まず、小口需要家（低圧需要
家）についてみると、その比率は、島嶼部に多い。島嶼部が偏在する地域ほど、小口需要
家に対し電力補助金が多く拠出されている。
他方、大都市においては、中圧・高圧需要家に多額の電力補助金が拠出されており、同
需要家に対する電力料金の値上げによって、補助金削減の取組が進んでいる。
図表 28 主要地域における電力補助金とその内訳（2014 年）
出所：PLN Statistics(2014)を元に EY 作成（金額は推計値）（単位：千ルピア）
現在、インドネシア政府は、料金カテゴリー別に電力料金を値上げし、補助金を削減す
る計画を進めている。エネルギー鉱物資源省が策定した補助金削減ロードマップによると、
0200400600800
10001200140016001800
S-2
(450
VA)
B-1(
450V
A)P-
1(45
0VA)
R-1(
900V
A)I-
1(90
0VA
)R-
1(13
00VA
)I-
1(13
00VA
)P1
-(190
0VA
)R-
1(22
00VA
)B-
1(22
00-…
R-2(
3500
-…S-
2(35
00-…
B-2(
6600
-…I-
2(14
000-
…B-
3(>2
00kV
A)P-
2(>2
00kV
A)I-
4(30
000k
VA)
subsidytariffcost
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%
0.05,000.0
10,000.015,000.020,000.025,000.0
中圧・高圧需
要家低圧需要家
23
2013 年以降、大口需要家を中心に段階的に料金カテゴリー別に補助金を削減する仕組みと
なっている。また、補助金の削減と併せて電力料金を各種コストの変動に合わせて調整し
つつ引き上げていく方向である。当初、低所得者層向けの補助金は残存する見通しであっ
たが、現在はこの補助金もなくしてその代わりに別のかたちで低所得者層に対する補助を
提供する仕組みが検討されている。補助金改革と併せて、PLN に対しては経営効率化を促
すために、PBR（Performance Based Regulation）が導入される予定である。
こうした取り組みは概ね国際的な補助金削減のベストプラクティスに沿ったものといえ
る。今後、こうした方向性を確固たるものにするために、関係者はインドネシアの電力セ
クターの持続性、安定性確保のためビジョンを構築し共有すべきである。
すなわち、以下の図に示したように、「持続的成長」と「社会厚生の増大」という二つの
終目標を達成するためには、安定的な電力需給構造の確立、製造業等の外国資本呼び込
みによるイノベーションをテコに中進国の罠から脱出することが必要だが、そのためには、
電力に関わる開発計画を着実に実行する必要がある。これらの開発計画の中では、まず、
ファイナンス面で電力セクターの中長期、全体の収支バランスの確保をはかることと、設
備面では電源・送配電設備を適切に構築するというビジョンを共有することが柱となる。
そして、中でも補助金に依存した財務状況を、燃料価格下落を契機に健全化することと、
事業者の過去実績を踏まえ、トータルライフサイクルコストに着目した高効率技術の導入
をはかることが計画達成のカギとなる。なお、入札に関しては、過去に十分な実績を有し、
計画を着実に実行できる質の高いインフラ整備を実施できる事業者が、公平な条件で入札
に参加できる環境を整備する必要がある。
24
図表 29 インドネシアにおける経済目標の達成と電力開発計画
（２） 各国における補助金制度改革事例のベストプラクティス
インドネシア政府は、国家財政の負担要因となっている PLN に対する補助金の削減に取
り組んでいる。同様に、公共サービスのコストの一部を、政府が補助金によって負担する
事例は、世界の多くの国でみられる。電力に関する一般的な補助金の仕組みは、平均売電
価格と原価の差分を政府が補てんするというものである。しかし、補助金が結果として電
力の需要家による電力の多消費、財政負担の著しい増加につながることがある。このため、
インドネシアに限らず、多くの国で補助金が財政の大きな負担となり、補助金の削減、電
力料金の値上げに取り組む事例がみられる。
もっとも、世界銀行の分析等によれば、こうした取組の多くは、以下のような要因によ
って失敗に終わっている。
Ø 政府が補助金の実態に関する情報を国民に対して十分に提供できていない
Ø 政府に対する国民の信用が欠如している、あるいは政府の改革を遂行する能力が
不足している
Ø 電力料金の値上げによって影響を受ける低所得者層が反発する
25
Ø 電力料金の値上げによって、インフレ、自国産業の国際競争力に対する懸念が高
まる
他方、補助金削減の成功事例について、共通する成功要因を整理すると、以下の 5 点が
挙げられる。
Ø 補助金改革が、包括的なエネルギー計画の一環として実施される
Ø 支持率の高い政府の下で国民とのコミュニケーションが適切に行われている
Ø 適切な価格決定の仕組み（コスト転嫁の仕組み等）が存在する
Ø 国営企業の経営改善（コスト削減）に向けた取組があわせて実施されている
Ø 値上げの影響を受ける低所得者層を保護するための施策があわせて実施される
近のインドネシア政府の PLN の補助金に関する取組は、前述したように概ねこれらの
成功事例と整合的であり、今後、補助金の撤廃、財政の負担軽減に成功することが期待さ
れる。
ところで、上述の成功要因は、いずれもが重要な要素である。例えば、政府が強い意志
を持って、国民に対して積極的に値上げの必要性を訴え、補助金の削減に成功したとして
も、コストの変動を電力料金に適切に反映する仕組みが明確に規定され、料金を認可する
組織が政府等の圧力から独立していなければ、その補助金改革は必ずしも成功するとは限
らない。すなわち、一度は補助金のウエイトを大幅に削減したことができたとしても、景
気の後退時等に再び、補助金の負担が増加する結果をもたらす可能性がある。また、長期
的な開発計画に基づいて、投資を進めなければ、電力価格の増加幅を抑制することにはつ
ながらない点にも留意するべきだ。アルメニアでは、90 年代後半に補助金を大幅に削減す
ることに成功し、電力料金を認可する政府から独立した組織を設立したものの、適切に電
力料金にコストを反映する仕組みが整っていないため、電力セクターの赤字が再び増加し
つつある。フィリピンでも、独立規制機関に電力料金の認可権限を認めたものの、十分に
能力が発揮できず、電力料金の値上げが遅れたことがあった。また、本来、電力開発計画
に基づいて着実に設備投資を実施するべきところ、市場メカニズムに任せたため、近視眼
的な高コストの投資が増加し、電力価格は高止まりしている。ブラジルについても、同様
に長期的な視野に立った投資計画を立案、実行しなかったため、水力発電に依存する体質
は変わらず、干ばつの際に電力危機に直面した。
以下、アルメニア、ブラジル、ケニア、フィリピン４か国の電力セクターにおける補助
金削減の成功事例を紹介する。
① アルメニア
アルメニアは、1991 年にロシアから独立した人口 300 万人の小国である。同国の電力セ
クターは、独立後、しばらくの間、垂直統合型の電力会社によって運営されていた。しか
し、アルメニアの家庭向け電力料金については、オペレーティング費用や減価償却負担を
26
回収するには不十分な水準にとどめ置かれた状況が続き、結果として、電力会社の赤字が
累積した。また、電力料金の未払いや盗電も多く、1996 年時点で、全体の約 4 割の電力料
金が回収できない状態であった。その結果、電力会社字の赤字は、1994 年時点で GDP 比
約 20％に達した。この赤字を賄うために、国庫から電力会社に対して低利融資が続けられ、
セクターの財務改善が急務の状況であった。
図表 30 アルメニアの経済成長率（％）と一人あたり GDP（米ドル）
出所：IMF
赤字の拡大が続く中で、アルメニア政府は、1995 年～99 年にかけて、家庭向け電力料金
をコスト回収ができる水準まで引き上げることを決定した。この値上げは成功し、家庭向
け電力料金は他のカテゴリーの料金と整合的な電力料金となり、国庫による補助が解消す
ることになった。また、値上げが実施される一方で、後述するように電力改革が実施され、
電力セクターのコスト効率化が進んだことから、電力料金は 99 年以降、2009 年に燃料の
ガス価格が引き上げられるまで、同一水準にとどめられた。
図表 31 アルメニアの標準電力料金（AMD/kWh）
出所：IMF “World Economic Outlook”
050010001500200025003000350040004500
-20-15-10-505
101520
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
一人あたりGDP（米ドル） 実質経済成長率（％）
05
101520253035
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Starndard Tariff (AMD per kWh)
27
なお、家庭向けの電力料金の値上げが進められる中で、低所得者向けのライフライン料
金については 1999 年に撤廃された。その代わりに、社会保障システムを国家として見直す
過程で、低所得者層に対しては別途の支援策が提供されることになった。
また、電力改革の前は、検針員（資金回収も担当）と家計が結託して不正をはかる例が
みられたが、支払いを郵便局または銀行で実施し、さらに支払いがなされない場合に電力
供給の停止を厳格に実施する対応を開始したことから、料金回収率が格段に上昇した。こ
れも、電力セクターの赤字減少に貢献している。なお、こうした取り組みの成功の背景に
は、アルメニア政府が、料金徴収によって、頻発していた電力供給の遮断が減少し、電力
供給が増加することを繰り返し国民に訴えかけたことも大きいと考えられる。
このように電力料金の値上げ、料金徴収の見直しが進められる背景で、アルメニア政府
は抜本的な電力セクター改革を進めた。すなわち、1997 年に新しくエネルギー法を施行し、
アルメニアの電力セクターを発電、送電、配電を分割した。これは、独立後、90 年代前半
にエネルギー不足が深刻化する中で、発送配を分割して効率的なエネルギー供給体制を築
くべきであるという考え方が強まったことを反映したものである。また、発送配の分割と
同時に、電力における料金規制と許認可の権限を有する公益事業規制委員会（PSRM: PublicServices Regulatory Commission）も設立された。
図表 32 アルメニアの電気事業体制
注）実線は電力、点線はキャッシュフロー、二重線は規制・監督関係を示す。出所：海外電力調査会
系統オペレーター（給電指令）
決済センター（卸取引決済）
高圧送電網
アルメニア配電網Electric Networks of Armenia
終需要家
公
益
事
業
規
制
委
員
会
水力
発電所
火力
発電所
原子力
発電所
28
ところで、1990 年代後半の電力料金引き上げによって、電力セクターの債務は大幅に削
減されたものの、近年、再度、電力料金の見直しが必要な状況になりつつあることには注
意が必要である。
すなわち、電力供給コストが上昇する中で、アルメニア政府が国民の電力料金の負担能
力（Affordability）にこだわった結果、電力料金とコストの間が改めて、乖離しつつあると
いうことである。コスト上昇の背景には、(i)2000 年代後半にガス価格が上昇したこと、(ii)リーマンショック以降、景気が後退してアルメニアの通貨に対してドルが 3 割増加したこ
と、(iii)景気の後退により、電力消費量が減少して、単位供給量当たりのコストが増加した
ことなどが挙げられる。(ii)については、火力発電所の燃料調達と、債務利払いがドル建て
であることがコスト増加に大きく寄与している。
アルメニアでは、今後、老朽化した電力設備を更新する必要があるが、このための資金
負担をどのように実施するかが重要なポイントとなっている。すなわち、この投資増加分
を賄うためには、電力料金の大幅な上昇が避けられないということである。
世界銀行（2013）等によると、値上げの戦略としては、まず、公益事業規制委員会が、
限界コストの変化分を適時適切に電力料金に転嫁できる仕組みを整備する必要があるとの
指摘がなされている。また、大幅な引き上げは電力需要家に与える影響が大きいため、段
階的な値上げが望ましいと考えられる。さらに、「季節性」、「使用時間帯」、「固定費
分」を反映した電力料金を設定する必要があることも指摘されている5。
② ブラジル
1980 年代、ブラジル経済は低成長、財政赤字の増加に悩まされていた。具体的には、実
質 GDP の平均成長率が 3％にとどまり、物価上昇率は 300％近くに達する状況下、財政赤
字は年平均で 5％程度の赤字が続き、財政の GDP に対する純債務残高は、1989 年には、
40％近くに達する状況となった。
5 World Bank (2013), “Republic of Armenia: Power Sector Tariff Study”
International Monetary Fund (2013), “Case Studies on Energy Subsidy Reform: Lessons and
Implications”
Inogate (2015), “A Review of Energy Tariffs in Inogate Partner Countries”
海外電力調査会（2015）「海外諸国の電気事業」
29
図表 33 ブラジルの経済成長率（％）と一人あたり GDP（米ドル）
出所：IMF
図表 34 ブラジルのインフレ率（％）
出所：IMF
他方、同時期の電力セクターの状況をみると、電力がコストを下回る電力料金で供給さ
れていたことから、財政で補てんせざるを得ない状況が続き、電力料金の引き上げの必要
が生じていた。しかし、実際に料金の値上げを認可する規制当局が、消費者物価の上昇を
抑制したい政治からの圧力を受けて、料金の引き上げは十分に実施されず、電力セクター
の債務は増加した。この間、電力セクターの財務状況が厳しいため、将来の需要の増加に
対応するための十分な投資が実施されなかった。
こうした状況を受けて、ブラジル政府は、電力資産の民間売却を実施し、債務負担の軽
減を図ることを決定した。1993 年には、民営化を促進するために国全体で採用していた統
一的な電力料金体系や電力事業の資本に対して 10％の利益率を求める規制などが撤廃され
た。さらに 1998 年には、電力料金の透明性をはかるため電力セクターの分割が決定した。
電力資産の売却の中で大きなウエイトを占めたものは、州の配電会社の売却であった。
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
-6-4-202468
10
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
一人あたりGDP（米ドル） 実質経済成長率（％）
0500
100015002000250030003500
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
インフレ率（％）
30
配電会社は過剰な設備や過剰雇用を抱え、大きな送電ロスも発生させるなど高コスト体質
となっており、ブラジル政府は 1990 年台前半にサンパウロ州やリオデジャネイロ州の配電
会社の民営化から着手した。こうした戦略の背景には、配電会社の経営改革によって、大
幅な利益率の向上が見込まれるほか、発電会社が電力を売電する先である配電会社の信用
力が向上することによって発電会社側の投資意欲が促進されることを期待した面もある。
また、配電会社の民営化の方針を打ち出すとともに、電力料金がコストを反映するような
仕組みにあらためた。
もっとも、こうした改革を通じて民間企業が参入してきたにも関わらず、発電部門に対
する投資は十分ではなく、2001 年に干ばつによる水力発電能力の低下の際に電力需給が逼
迫した。このため、電力供給に関して割当制を導入し、大規模な停電を回避せざるを得な
い状況となった。なお、ブラジルの電力セクターは大半を水力発電に依存していたため、
自然条件に極めて脆弱な構造になっていた。
こうした事態を受けて、ブラジル政府は、配電会社が割当制の下で被る損失をカバーす
るために、電力料金の大幅な引き上げを認めた。その一方で、低所得者層向けには徴収さ
れた電力料金の中から負担される形で無償の電力が供給されることとなった。
このような政策を通じて、電力料金の値上げ、国家債務の削減に成功したが、成功要因
としては、2000年以降、インフレが鎮静化し、電力料金が引き上げやすい環境にあったこ
と、経済成長の回復に伴い、政権に対する支持率が高い状況が続いていたこと、電力料金
の引き上げの代わりに低所得者層に対する施策があったこと、などが挙げられる。
図表 35 ブラジルの電力料金の推移
※2013 年を 100 としている
出所：ANLEE
なお、ブラジルにおける電力セクターは現在でも水力発電所に依存している割合が高い。
このため、2014 年には再び干ばつが発生し、水力発電所からの発電量が減少、電力取引市
場の価格が高騰する一方で、電力料金が据え置かれる状況が続いたため、配電会社の収益
020406080
100120140
2003 2004 2005 2006 2007 2008
Electricity Tariff (Base 100=2013)
31
環境が悪化した。こうした状況を受けて、ブラジル政府は配電会社の救済のために支援策
を発表しなければならなくなった6。電力セクターに対する財政による負担増加の可能性を
なくすためには、電力供給のためのコストが電力料金に確実に反映する仕組みを構築する
だけではなく、電源の構成を含めた包括的な電力計画を策定、実行する必要があるといえ
る。
図表 36 ブラジルにおける水力発電の割合（％）
出所：Worldbank
③ ケニア
ケニアでは 2000 年代に入り、高い経済成長が続く中で、電力の供給ネットワークが整備
されたことから、電力の需要も大幅に増加した。しかし、電力需要の伸びに対して、発電
投資が十分でなかったことから電力不足が生じ、それが将来の経済活動の制約要因になる
と懸念する声も高まった。この間、ケニアの電力セクターについてみると、電力不足が顕
現化する前から、電力供給コストに対して電力料金の回収が不十分であるために、事業を
展開する電力会社の財務状況は脆弱であった。
こうしたことから、ケニア政府では、1990 年代半ばからセクターの合理化を検討してお
り、発電を送配電から分離して、発電分野に民間の IPP 事業者の参入を促進する政策を実
施した。
現在の電力セクターの構造は、送配電事業を KPLC（Kenya Power and LightningCompany）が担い、KPLC から分離したケニア発電会社（KenGen：The Kenya GeneratingCompany）が発電容量の約 75％を、残りの 25％を独立発電事業者 6 社が保有する形とな
6 （参考資料）
International Monetary Fund (2013), “Case Studies on Energy Subsidy Reform: Lessons and
Implications”
海外電力調査会（2015）「海外諸国の電気事業」
0102030405060708090
100
全体の発電量に占める水力発電のウエイト（％）
32
っている。電力セクターのカギを握る KPLC とケニア発電会社はいずれもナイロビ証券取
引所に上場している民間企業である。また、ケニア発電会社や IPP 事業者は、KPLC との
間で、売電契約を締結して電力を供給している。かつて、ケニア発電会社と KPLC は 100％政府が保有している企業であったが、現在は、それぞれの株式が一部、民間に売却されて
いる。
図表 37 ケニアの経済成長率（％）と一人あたり GDP（米ドル）
出所：IMF “World Economic Outlook”
セクター改革が進められる一方で、電力需給のひっ迫は続き、ケニア政府は 2005 年に電
力料金の抜本的な改革に着手した。具体的には、長期の限界費用を反映し、かつ燃料コス
トや為替の変化等を自動的にパススルーする料金算定式を策定した。この算定式には国内
のインフレ率を 6 か月ごとに反映する仕組みも盛り込まれており、エネルギー規制委員会
（ERC）のホームページ上で公開されている。電力料金の改定はエネルギー規制委員会が
認可することとなっており、政治的な圧力からは独立して決定される。なお、電力料金の
値上げ認可については、サービスの向上を前提として認可されることになっている。
ケニアでは、電力政策の策定はエネルギー省が管轄している。上記のエネルギー規制委
員会は 2007 年に設立され、電気料金規制、電気事業ライセンスの発行、技術基準や供給規
程の作成等を担当し、エネルギー省からは独立した組織である。また、電力セクターに参
加する事業者とエネルギー規制委員会の間で係争が発生するケースに備えて、エネルギー
裁判所も設置されている。
このように、電力料金の仕組みが改められ、電力会社の採算は大幅に改善し、2008 年に
は電力会社に対する補助金や財政支援措置はなくなった。なお、電力会社自身の料金徴収
システムの改善による効果も顕著であった。この間の電力料金の改定状況は次の通りであ
る。
0200400600800100012001400
0123456789
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
一人あたりGDP（米ドル）
実質経済成長率（％）
33
図表 38 需要家向けの平均電力料金の推移
年 米ドル／kWh
2000 0.07
2006 0.15
2009 0.19出所：International Monetary Fund (2013)
こうした電力料金の値上げが成功した背景には、「経済成長を維持するべく外国投資家
を誘致するためには、ケニア発電会社と KPLC の財務体質が適切であること、電力料金体
系が真の電力コストを反映していることが重要である」という認識を関係者が共有してい
たことがあると国際通貨基金は指摘している。また、電力使用量が月間に 50kWh 未満の消
費者に対しては、ライフライン料金を設定したことも、国民の理解を得る上で重要であっ
たと考えられている。
なお、発電設備としては、水力発電が 50％以上の高いウエイトを占め、火力発電、地熱
発電がそれに続く。そのため、干ばつに影響を受けやすい構造となっている。電力セクタ
ーの財務体質が改善する一方で、ケニアは今後、エネルギー源の多様化を進めなければな
らない7。
図表 39 ケニアにおける水力発電の割合（％）
出所：Worldbank
7 International Monetary Fund (2013), “Case Studies on Energy Subsidy Reform: Lessons and
Implications”
海外電力調査会（2015）「海外諸国の電気事業」
0102030405060708090
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
全体の発電量に占める水力発電のウエイト（％）
34
④ フィリピン
フィリピンでは、1990 年代始め、電力需給が逼迫する状況が続いていた。当時、同国の
発送電分野は国営電力会社 NPC（National Power Corporation）が独占的に運営していた
が、同社が経済成長に伴って増加する電力需要に見合う発電投資を十分にできなかったこ
とが逼迫の背景にあった。こうした中で、フィリピン政府は、電力供給を増やすために、
発電分野を開放して、独立発電事業者（IPP）に発電事業への参入を促した。
IPP の売電契約の締結相手は NPC であったが、政府が短期間に IPP の参入促進を進めよ
うとする中で、NPC は高い水準の電力購入価格で長期のドル建て買電契約を締結した。ま
た、電力料金が高く設定されたことに加え、この買電契約には需要不足の際などに実際に
送電しなくても、NPC が電力料金を IPP に支払う Take or Pay 条項も含まれ、IPP 事業者
側に有利な内容であった。さらに、短期間で供給力を増加させる必要があったことから、IPPの投資の多くが、小規模なガスタービン発電所が中心となった。
これらの取組の結果、電源投資が進み、供給力不足は解消したものの、IPP に対して支払
う電力料金が高めに設定された一方で、配電会社に対する売電料金が政策的に低く抑えら
れたことから、NPC の財務状況は大幅に悪化した。こうした中、アジア通貨危機が発生し、
電力需要の伸びが鈍化する中で為替レートが大幅に減価したためNPCの財務状況はさらに
厳しい状況となった。この NPC の財務状況を支援するための財政負担は大幅に増加し、電
力セクター改革の重要性が高まった。
図表 40 フィリピンの GDP 成長率と財政収支
出所：Worldbank “World Development Indicators”
フィリピン政府は、NPC に対する財政負担の増加に対応するために、2001 年に電力産業
改革法（EPIRA：Electric Power Industry Reform Act）を制定して、電力セクターの抜本
的な改革に乗り出した。具体的には、以下の項目に取り組むこととした。
-6-4-202
468
10
一般財政収支(対GDP比、％）
実質GDP成長率（%）
35
・NPC の分割（発電と送電）
・NPC 保有資産の民間売却（発電、送電）
・電力料金のアンバンドリング（発電、送電、配電等コスト別に明示化）
・料金認可等を担当する独立規制機関（ERC：Energy Regulatory Commission）設立
・卸電力取引市場の設立（WESM：Wholesale Electricity Spot Market）・小売市場の開放（将来）
この改革の基本的な目的は、政府が抱える電力関連債務の削減と補助金の投入を減らす
ことであったが、すぐには効果が発現しなかった。この背景には、独立規制機関の能力が
十分でなかったことが指摘されている。結果として、NPC に対する財政的な支援は GDPの 1.5％に達した。
こうした状況下、財政状況を懸念した当時のアロヨ大統領は、2004 年の大統領選挙直後
に財政収支の改善のために VAT（付加価値税）引き上げや財政支出抑制等を含む包括的な
パッケージを打ち出した。こうした中で、電力料金の 30％引き上げも含まれ、2004 年から
2005 年にかけて実施された。この結果、NPC に対する財政負担は GDP の 0.2％にまで減
少した。電力料金の値上げ、補助金削減にあたっては、独立規制機関を設立するだけでな
く、政治の強い意志が必要であるという好例といえる。参考までに以下、 大の配電会社
の Meralco 社8の住宅向け電力小売料金と発電会社としての NPC の発電料金の 2000 年代
の推移を示す。いずれも、規制機関の ERC が認可する料金である。
図表 41 電力小売料金と発電料金の推移（Peso/kWh）
出所：Meralco、NPC
電力料金の大幅な値上げが可能になった背景には、電力料金のアンバンドリングを実施
してコストの可視化をする一方で、低所得者層向けに対して、本来の供給コストよりも安
8 マニラ首都圏を中心に電力を供給するフィリピン 大の配電会社。2014 年の販売電力量が 35,160GWh、総売上高は 2,623 億フィリピンペソ。
0
2
4
6
8
10
12
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
MERALCO (Average Residential Rate: Peso/kWh)NPC(Generation Charge: Peso/kWh)
36
価なライフライン料金を設定することによって値上げの影響が吸収されたことも挙げられ
る。なお、ライフライン料金とコストの差分については、全需要家に電気料金の一部とし
て課金されるユニバーサルチャージを通じて回収されている。フィリピン政府によると、
ライフライン料金は、一般料金よりも 5～50％の割引が適用され、300 万世帯の低所得者層
が裨益しているとのことである9。
参考までにマニラ地域に電力を供給する 大の供給事業者Meralco社の2014年の電力料
金の内訳は以下の通りである。
図表 42 平均的な電力料金の内訳（2014 年）
項目 ペソ／kWh 割合
Meralco（配電、供給） 1.61 17.1%
発電 5.34 56.7%
送電 0.92 9.8%
税金等 1.11 11.8%
システムロス 0.44 4.7%
合計 9.42 100.0%出所：Meralco “Power to All Meralco 2014 Annual Report 2014”
（３） PLN に対する補助金制度改革の背景と現状
ここでは、改めて、PLN を中心に補助金制度の背景、現状について詳細を整理する。
① PLNに対する補助金制度改革の背景
インドネシアではPLNに対する補助金が国家財政の大きな負担となっており、補助金改
革が進められている。PLNは公益のために電力を供給する国有企業（SOE）であり、新電
力法（2009年第30号）に基づいて、手ごろな価格（reasonable price）で、電力を供給する
義務を負っている。そのため、電力の経済的なコストよりも安い価格で電力を販売するこ
とを余儀なくされ、この価格と電力コストに適正な営業利益を加えた分との差額は、毎期、
設定される政府補助金によって補てんされることとなっている。
9 International Monetary Fund (2013), “Case Studies on Energy Subsidy Reform: Lessons and
Implications”
海外電力調査会（2015）「海外諸国の電気事業」
Meralco(2015), “Meralco Annual Report 2014”
37
2000 年代初頭までは電気料金を段階的に値上げしたこともあり、PLN に対する政府補助
金は 3～4 兆ルピアで推移していた。しかし、その後、石油価格の上昇や政府の石油製品に
対する補助金削減のため燃料価格が大幅に上昇し、政府補助金もそれに伴って増加した。
2009 年には燃料価格が下がったことや燃料の転換が進んだことなどから、補助金は一時減
少したものの、その後は再び増加傾向にあり、2012年には 103兆ルピアにまで達している。
2012 年以降、PLN に対する電力補助金の額は、ほぼ 100 兆ルピア近傍で推移している。
図表 43 PLN に対する電力補助金の推移（兆ルピア）
出所：PLN “Annual Report 2014”
② PLNの財務的事業構造
インドネシア政府としては、PLN の補助金を削減することを財政上の重要な課題として
位置づけている。
電力補助金はコストの不足分だけではなく必要な利幅（マージン）を勘案して毎年国家
予算の一部として決定されるが、これは、PLN が必要な投資資金を賄うためである。2014年については、PLN の投資資金を満たすのに必要な営業利益率は 7％と設定されている。
電力補助金は財務省令により計算方法が決められており、料金区分ごとに電力販売価格
と発電コストを比較し、電力販売価格が小さい場合に、その差異に基づき補助金を算定し
ている。これにより、燃料費が高騰しても電気料金が安く抑えられるようになっていた。
政府補助金のおかげで、キャッシュフロー面では財務健全性上の問題はないが、電力需
要の高い伸びが続く中で固定資産の増加が続き、相対的に自己資本の伸びが小さいことか
ら自己資本比率はやや低下している。また、DSCR（Debt Service Coverage Ratio:債務返
済能力を示す指数）も 1.5 で推移している。
0
20
40
60
80
100
120
38
図表 44 PLN の自己資本と固定資産の推移（兆ルピア）
出所：PLN “Annual Report 2014”
図表 45 自己資本比率と DSCR
出所：PLN “Annual Report 2014”
0
100
200
300
400
500
600
2010 2011 2012 2013 2014
固定資産
自己資本
0
10
20
30
40
50
0
0.5
1
1.5
2
2010 2011 2012 2013 2014DSCR(左目盛) 自己資本比率（右目盛）
39
③ エネルギー補助金の全体における電力補助金の位置づけ
インドネシアにおけるエネルギー補助金の構造は以下の通りである。
図表 46 エネルギー補助金の構造
2013 年
決算
2014 年
修正予算
2015 年
修正予算
燃料補助金（兆ルピア） 210.0 246.5 81.8同（10 億ドル） 20.1 19.7 6.5電力補助金(兆ルピア） 100.0 103.8 76.6同(10 億ドル） 9.6 8.3 6.1財政収入（兆ルピア） 1439.0 1635.0 1769.0財政支出（兆ルピア） 1650.0 1877.0 1995.0財政収支（兆ルピア） 20.3 19.3 18.1財政赤字（対GDP比％） 2.3 2.4 1.9
出所：International Institution for Sustainable Development（2015）
2014 年に就任したジョコ新大統領の下で、燃料および電力の補助金の削減が積極的に進
められることになった。予算ベースで比較すると 2015 年の燃料補助金は 81.8 兆ルピア（前
年比－66.8％）、電力補助金は 76.6 兆ルピア（前年比－26.2％）となっている。2014 年対
比で 2015 年の補助金は大幅に減少したものの、燃料補助金と電力補助金の合計は 158.4 兆
ルピアで国家財政の約 8％を占め、依然として財政に占める割合は大きい。インドネシアの
2014 年と 2015 年の歳出の内訳は以下の通りである。
図表 47 2014 年予算の歳出の内訳
出所：国際通貨基金（2015）
人件費
14% 燃料補助金
14%
電力補助金
6%
その他補助
金
3%利払い
7%その他経常
支出
10%
資本的支出
8%
社会的支出
6%
地方政府へ
の移転
32%
40
図表 48 2015 年予算の歳出の内訳
出所：国際通貨基金（2015）
補助金の金額は国際エネルギー市況やルピアの対ドル為替レートの動向に大きく依存す
る。これらの変動幅が激しいことを踏まえると、インドネシア政府は財政の安定性を確保
するためにも、可能な限り補助金の削減を進めることが必要であるといえる。
参考までに 2020 年までの歳入、歳出およびエネルギー補助金と開発に対する支出の国際
通貨基金の見通しは以下の通りである。
図表 49 インドネシアの歳入・歳出の見通し（対 GDP 比、％）
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
財政収入 16.3 15.8 15.2 13.5 14.1 14.4 14.7 14.8 14.9
財政支出 18.1 18.2 17.5 15.9 16.4 16.4 16.4 16.5 16.6
うちエネルギー補助金 3.7 3.4 3.4 1.0 0.9 0.4 0.1 0.1 0.1
うち開発支出 2.7 3 2.5 3 3.4 3.7 3.9 4.1 4.1
プライマリーバランス -0.6 -1.1 -0.9 -1.1 -0.8 -0.6 -0.4 -0.4 -0.3
中央政府債務（残高） 24 26.1 26.1 26.8 26.8 26.5 26.1 25.5 25.0
出所：国際通貨基金（2015）
④ 世界銀行による支援の内容
インドネシアにおける電力補助金の削減に向けた取組に関して、世界銀行がインドネシ
ア政府を支援している。インドネシア政府の取組は、他国の成功事例と整合的なものであ
人件費
15%
燃料補助金
4%電力補助金
3%その他補助金
3%利払い
8%
その他経常支
出
12%資本的支出
12%社会的支出
7%
地方政府への
移転
36%
41
るが、これは、世界銀行や国際通貨基金の既往の他国事例の分析結果を踏まえていること
が背景にあると考えられる。なお、インドネシア政府関係者によれば、現在、世界銀行は
補助金改革と併せて PLN に対して経営効率化を促すために PBR（Performance BasedRating）を導入するように働きかけているとされる。インドネシア政府、PLN 関係者は、
世界銀行以外からも補助金削減、電力セクターの財務健全性に関わるアドバイスを受け入
れる用意があるとの考え方を示している10。
⑤ PLNに対する補助金改革の現状と計画
エネルギー鉱物資源省が策定した補助金削減ロードマップでは、PLN の補助金は、2013年～2018 年にかけて段階的に削減していくこととなっており、現在、着実に補助金の削減
がカテゴリーごとに進められている。
また、補助金の削減と同時に電力料金の値上げが実施されている。2014 年 5 月、まずは
工業用に関して契約容量 200kVA 以上では 38.9％以上の値上げを行い、その後 2 カ月ごと
に 8.6％ずつ引き上げるとされた。3万 kVA以上では64.7％の値上げで、2カ月ごとに 13.3%ずつ引き上げる。このように値上げの実施は中～大規模な需要者から始められており、大
規模産業にとっては負担が大きいものとなっている。なお、産業用の電気料金の値上げ総
額が年間で 8 兆 8,500 ルピアになると予測されている。
また、2014 年 5 月から PLN のウェブサイトにて毎月料金に関するアナウンスメントが
掲載されることになっている。
10 2015 年現地調査による
42
図表 50 直近の PLN の電力料金の改定の動向
出所：IISD
このような電力料金の値上げに関しては、エネルギー鉱物資源省等の関係者は、新政権
が補助金改革に積極的であることから、今後もスケジュールに沿って引き続き進めるとし
ている11。
2015 年には、電力使用量の多いカテゴリーの利用者に対して、電力料金を各種コストの
変動にあわせて調整する「価格調整メカニズム」が導入された。同メカニズムを通じて、
毎月政府により、消費者物価上昇率、為替変動率、インドネシアにおける原油価格等を勘
案して料金が調整される仕組みとなっている。
工業用の電気料金の値上げはインドネシア進出企業にとって同国の相対的な魅力の低下
に繋がると懸念されていたが、国際的なエネルギー市況の値下がりの中でエネルギーコス
トに対する電力需要家の感応度が下がっていること、電力料金に転嫁される燃料費分が減
少していることなどから、そのような懸念が当面なくなったと評価できる。
なお、インドネシア政府の電力補助金の今後の計画は以下の通りである（一部に推計を
含む）。
11 2015 年現地調査による
43
図表 51 電力補助金の削減計画
出所：エネルギー鉱物資源省提供資料を元に新日本有限監査法人が推計
020406080
100120
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
44
３．インドネシアにおける電力事業に関連する法制度
（１） 35GW 開発計画の推進に関する制度上の課題
35GW 開発計画の推進にあたり、国内外の投資家を誘致する上での制度上の課題のうち
特に重要なものとしては以下が挙げられる。
� 政府保証
� 土地収用
� ローカル・コンテンツ規制
海外で IPP 事業を行う場合の想定リスクと標準的な事業スキームを以下の図表に示す。
一般には、国際的な企業がインドネシアのような新興国で IPP 事業を行う場合には、オフ
テーカーリスクを当該国の財務省の政府保証でカバーし、それによって公的金融機関（貿
易保険、輸出入銀行等）によるポリティカルリスクをカバーする保険の付保、あるいは保
証・融資等の金融サービスを受けることができ、これらのリスク補填の仕組みを受けて、
市中の金融機関によるプロジェクトファイナンスが組成可能となる。日本企業がインドネ
シアで、PLN をオフテーカーとする IPP 事業を行う場合には、レンダーからインドネシア
財務省による政府保証を求められるのが通常であり、政府保証は IPP 実施のための必須条
件ともいえる。
図表 52 海外で電力事業を行う場合に想定されるリスク
回避可能性
リスク分類 インドネシアの一般的な状況
◯ スポンサーリスク 日本企業及び地場でも優良企業の参画により回避可能
◯ 完工リスク 信頼できるEPCメーカーを採用することで回避可能
◯ 操業リスク 操業実績のあるオペレーターを採用することで回避可能
△ 燃料供給リスク 燃料供給者が民間の場合、安定供給に不安があるケースもある
◯ マーケットリスク アベイラビリティペイメントの方式を導入することで回避可能
△ オフテイクリスク 一般的なプロファイでは、PLNの信用リスクは取りきれないため政府保証の仕組みが必要
△ 為替リスク 政府保証があれば、レンダーによる拡大保証を付することで回避可能
◯ キャッシュフローリスク アベイラビリティペイメント方式である程度回避可能。拡大保証での対応も可能
△ カントリーリスク 政府保証があれば、レンダーによる拡大保証を付することで回避可能
△ その他（土地収用等） これまで土地収用は事業者側が行うことになっており、リスクが高い
45
図表 53 標準的 IPP 事業スキーム
一方で、昨今ではインドネシアのインフラ事業において政府保証なしでの案件組成がな
された事例が見られており、35GW 電源開発計画の案件でも、政府保証が付かないという
条件で入札に付された案件が見られている。このような姿勢はインドネシア IPP 事業のリ
スクを高めることから、日本企業のインドネシア展開に関して重要な課題の一つとなって
いる。
土地収用は、インフラ開発における重要な課題の一つであるが、特にインドネシアの電
源開発においては、電力法で IPP 事業者が用地取得を行う義務を課されており、政府の責
任が定められていないため、特に外資の IPP 事業者にとっては以前より非常にハードルの
高い項目となっていた。伊藤忠と JPOWER が出資するバタン石炭火力発電所案件では、土
地収用が進まず、2016 年操業開始予定であったが収用期限を複数回更新している。本件は
NGOや地元の反対により 2011年にPPAを締結してから 4年以上経過しても土地収用が終
了していない。本件の事例に見られるように、インドネシアでは特に用地取得・土地収用
が困難であり、事業者が投資を検討するに当たって大きな懸念材料となっている。
ローカル・コンテンツ規制についても、近年、電力セクターへの投資する国際企業にと
って検討すべき課題となっている。同規制は、インドネシアが国内の産業育成を目的とし
て導入した制度で、電力セクターにおいても一定の機材を納入する場合に現地調達率を義
務付けるものである。例えば超々臨界圧の火力発電所といった高度な技術の機材にも適用
され、インドネシアの現地調達が事実上困難であることから、規制の遵守との両立が難し
いといった事情が発生している。
次項以降で各課題について個別にとりまとめる。
（２） 政府保証
① 電力案件に対する政府保証に関する法制度
インドネシアにおける電力案件に対して付される政府保証を規定する法制度は、電力法の
枠組みと PPP 法の枠組みの２つに大別される。
オフテーカー
投資家民間
金融機関
公的金融機関
財務省EPC等事業者
SPC
出資 融資
PPA（電力購買契約）
政府保証（PPA不履行に対する）
発注
融資/保証/保険
46
インドネシアでは、PPP 法制度が制定される前から、電力セクターについては IPP とい
う形式で民間資金の活用が進められてきており、セクター法である電力法の中で民間資金
による電力分野への参画が認められ、規定されている。また、この電力法の文脈において、
BVGL(Business Viability Guarantee Letter)と呼ばれる政府保証を付与する制度的枠組み
が整備されている。PPP 法制度による政府保証の仕組みが確立している現在でも、電力案
件においては電力法の枠組みで政府保証が付与されるケースの方が多い。
電力法の文脈では、PLN の電源開発に関する大統領令（2010 年）において、FTP2 (Secondfast Track Program) の実施者として PLN が指名され、PLN による電源開発に関する事業
の実行可能性についてインドネシア政府が支援を行うことが示された。この大統領令では、
「政府支援」の内容については財務大臣が詳細を定めるとされている。これを受け、財務
大臣令 173/2014 において、FTP2 掲載案件については財務省を通じてインドネシア政府か
ら BVGL が発出されることを定めている。なお、FTP2 案件に該当する具体案件は、エネ
ルギー鉱物資源大臣令によって示されている12。 “Viability Guarantee”とは、民間発電事
業者と PLN の間の PPAに基づく PLN の倒産リスクや撤退リスクをカバーする政府保証で
あり、支払い不履行に対する保証は、準備期間、建設期間、運営期間に適用され、各案件
の特徴が考慮される。
なお、財務大臣令 173/2014 に定められた政府保証は 2014 年 12 月 31 日に失効すること
とされていたが、FTP2 の案件進捗の遅れを反映し、期限が 2019 年 12 月 31 日に延長され
たため、現在でも FTP2 掲載案件については政府保証の対象となっている。
一方で、PPP 法の文脈では、2005 年に PPP に関する大統領令が出されたのち、2010 年
には IIGF の設立とそれを通じた政府保証の手続きが定められた。PPP 法の定めでは、
BAPPENAS が発行する PPP Book に掲載された案件のうち、財務大臣が許可をしたものに
ついて政府保証が付与できることとなっている。IIGF に対して保証を要求する場合にも、
同様に PPP Book に掲載されている必要がある。
PPP 法では、PPP 案件に対して政府は政府保証を提供することができること、政府保証
の提供に関する基準や手続きは財務を担当する大臣が設定できることが定められている。
担当大臣（及び組織の長/地域の長）は、民間との協力により提供されるインフラ案件（PPP案件）を設定し、PPP 案件候補リストを作成、国家開発計画担当の政府（BAPPENAS）へ
提出する。BAPPENAS は担当の大臣等より提出された案件を元に国としての PPP 案件リ
ストを準備し、案件の成熟度を元に BAPPENAS 大臣が PPP Book への掲載案件を決定す
ることとなっている。
IIGF に対して保証を要求する場合は、案件担当が調達手続きの前に申請することが必要
であり、具体的な保証内容（リスク分担の計画、政府による支援、保証のカバー領域（リ
スクの種類、割合、期間））や案件の財務的予測や契約書の案を示す必要がある。IIGF は
12 MEMR 令 15/2010, 01/2012
47
これらの提案を受けて、案件の技術的・財務的実現可能性、リスク分担等を定めた合意書
の内容、保証金額が IIGF の資金力に対して適切であることを確認することとなっている
（大統領令 78/2010）。すなわち、PPP Book に掲載された上で、IIGF による検討の結果保
証を付与できると判断されなければならない。
図表 54 電力案件における政府保証に関する法制度の全体像
伊藤忠・JPOWERの出資するCentral Jawaの2,000MWの石炭火力発電所の案件はPPP法体系での IIGF 及び財務省による政府保証が付与される 1 号案件となっている。また、
2016 年 1 月現在で入札が延期になっている Sumsel9、10 も PPP 法下の政府保証の付与が
予定されている。
一方でファーストトラックプログラムに記載されている案件をカバーするのは電力法体
系の BVGL の仕組みによるものである。
官民連携に関する大統領令 7/1998
PPPに関する大統領令 67/2005、13/2010
保証会社を通じた政府保証に関する大統領令78/2010
政府保証手続きに関する財務大臣令260/2010
BAPPENAS大臣令4/2010、3/2012
財務大臣令223/2012► VGFの導入
► IIGFによる保証に関する手続き
► WB等の支援による初めての官民連携に関する包括的な法令
電力法 15/1985、10/1989
► 電力セクターでの民間投資に関する法令
電源開発に関する大統領令 4/2010
► 政府保証のための手続きに関するガイドライン
BAPPENAS大臣令6/2012
► PPP Bookに案件を登録する手続き
► PPP案件実施のためのガイドライン
PPPに関する大統領令38/2015
► PPPの範囲を社会インフラへ拡大► アベイラビリティペイメント方式の導入
► PLNの電源開発に対する政府の支援
財務大臣令 173/2014
► セカンドトラック案件に対する政府保証（BVGL)
直接貸付に対する政府保証に関する大統領令 82/2015
セクター関連法PPP関連法
► 国際機関による対PLN直接貸付に対する付保
電力法 30/2009
財務大臣令 139/2011, 225/2013
► 政府保証（BVGL)の導入
► 民間発電事業者が利用者へ電力販売することが可能に
48
図表 55 政府保証付与案件
出所：各種報道等より新日本有限責任監査法人作成
② 政府保証の付与状況及びインドネシア政府のスタンス
日本企業からは、特に IPP 事業の場合には政府保証なしではプロジェクトファイナンス
が組成できず案件に参画できないとの意見が多いのに対し、インドネシア政府は政府保証
の付与に必ずしも前向きでなく、近年、政府保証なしの電力案件の組成事例がいくつか発
生している。電力案件では、2014 年 2 月にバンタン IPP が政府保証なしで 730 百万ドル（約
860 億円）の石炭火力案件（600MW）を受注した。本件に参画した金融機関はマレーシア
輸出入銀行、CIMB 銀行、シティバンク、RHB 銀行で、EPC は Herbin Electric（中国）
であった。
2014 年 1 月にフィンランドの輸出信用機関である Finnvera が 12 年間 160 百万ユーロ
（約 200 億円）のバイヤーズクレジットに対する保証をスタンダードチャータード銀行に
対して提供した件も、政府保証が付与されていなかった。本件は ECA が政府保証なしで
PLN に対する直接の融資を保証したものであり、当時のヌル・パムジ PLN 社長は、「こ
れは ECA が PLN の信用力を高く評価していることを示すものだ」と発言している13。ま
た、小規模案件ではあるが、2014 年のラジャマンダラ水力発電案件においては、インドネ
シア政府による政府保証なしで、MIGA による 200 百万ドル（約 240 億円）の保証を受け
て JBIC とみずほ銀行が融資している。なお、電力案件以外でも、2015 年 9 月に中国のコ
ンソーシアムが高速鉄道案件を受注した事例でも中国コンソーシアムは政府保証を要求し
なかったと伝えられている。今般の 35GW 電源開発計画の中の案件でも、Jawa7 は政府保
証なしとの条件が入札時に明確になっている。なお、ボジョネガラ石炭火力（Jawa7
13 PLN HP http://www.pln.co.id/eng/?p=3095
セクター法体系で保証ありPPP法体系で保証あり
Central Jawa
Sumsel 9
Sumsel 10
Banten
Rajamandala
Jawa 7
Jawa 1
政府保証なし
FTP（Cirebon, Paiton 3) “Umbrella note” with MOF
FTP2 (BVGL)
49
（2,000MW））は 2015 年 12 月に中国の中国神華能源が約 20 億ドル（約 2,400 億円）で
受注した。
このような実績の蓄積により、PLN が政府保証なしでのファイナンス組成に自信を付け
つつあること、政府保証の取得に関する財務省との交渉や手続きが煩雑で時間がかかるこ
と、インドネシアの財務状況が厳しく偶発債務の発生を抑えたいこと等から、インドネシ
ア政府および PLN は電力案件に対する政府保証の付与に前向きでない。FTP2 については、
財務省が拒否しない限りにおいては政府保証が付与されることになっているが、それ以降
に発生する案件については政府保証が付与される可能性は低いとの見方が強い。インドネ
シア政府としては、政府保証なしでどこまで ECA や市中の金融機関がファイナンスするか
という点について、市場の出方を見ている状況であるとの指摘もある14。
2015 年には、新しい制度として、国際金融機関から国営企業に対する直接借入によるイ
ンフラファイナンスに対する中央政府保証に関する大統領令（大統領令 82/2015：7 月 15日発効）が発効した。これは国際金融機関から国営企業に対する直接貸付(Direct Loan)に対しての政府保証を可能にするものであり、国営企業に低コストの資金調達へのアクセス
を促進する目的で制定された。
政府保証の対象は国営企業に対する資金のほか、国営のインフラファイナンス企業が融
資を受けて国営企業へ提供する際には当該国営インフラファイナンス企業に対する融資も
対象となる。政府保証の提供条件は以下の通り
i. 当該国営企業が 100%国営であること、あるいは株主が政府及び 100%政府保有の他
の国営企業であること
ii. 国営企業の財務状況が健全であり評価の結果支払い能力があると認められること
iii. 対象となるインフラ案件が政府のインフラ案件リストに掲載されているものであっ
て、実現可能性評価において経済的・財務的実行可能性があると認められること
iv. ただし、i と iii の条件については、大統領令に定められるインフラを提供する国営企
業には適用されない
なお、国営インフラファイナンス企業は財務状態が健全でなければならず、借入は、国
営企業が小・中規模のインフラ案件のために資金調達するためのものである必要がある。
国営企業が政府保証を受けようとする際には、国際金融機関からの関心表明”Statementof Interest”を受け取ったのち、国営企業が財務大臣宛に申請書を提出する。それを受けて
財務省が調査検討を行い、保証が提供されるということであれば、保証書(letter of interest)の形でレンダー（国際機関）へ提出される。なお、9 月の時点で、まだ国営企業による申請
はないとのことであった。また、（日本の JBIC のような）ECA の直接貸出の資金は政府保
証の対象とならないとのことであった15。今後の詳細なルールは財務省令で決定されるとの
14 2015 年の現地調査による15 2015 年の現地調査による
50
ことで、今後の動向が注目される。
（３） 土地収用
① 土地収用に関する法制度の沿革と現状
インドネシアでは、土地収用が進まないことが原因となって発電所の建設や送電線の敷
設に遅延が生じるという事例が多く見られてきた。同国の土地収用制度は複雑且つ不透明
で、実際の運用状況を見ても用地取得に長い期間を要するとした投資家からの不満があが
り、長らく海外からの投資を阻害する要因として課題となっていた。特に電力セクターに
おける土地収用については、電力法上は IPP 案件の場合、民間企業が用地取得を行うこと
とされていたことから、民間企業の負担が大きかった。
公共インフラ用地の収用に関する規定は 2005 年の大統領令 36 号がそれに該当する。その後
2006 年の大統領令 65 号（いわゆる「旧土地収用法」）で改正がなされたものの、依然として投
資家からは不透明な運用規定状況との不満が挙がっていた。
図表 56 土地収用関連法制度の一覧
法制度 摘要
大統領令 第 36 号/20052005 年発布された大統領令。土地収用に関する責任は明確ではな
かった。
大統領令 第 65 号/20062006 年発布された大統領令。2005 年の大統領令第 36 号の改正。
土地収用規定の具体化がなされた。（いわゆる「旧土地収用法」）
大統領令 第 13 号/20102010 年発布された大統領令。PPP プロジェクトに関しては、入札
前に用地取得を完了させるべきと規定された。
公益の発展のための土地収用法
(法令第 2 号/2012)
2012 年 1 月に施行された新土地収用法。
土地収用手続きのルールが明確化された。
大統領令 第 71 号/20122012 年発布された大統領令。新土地収用法の実施細則について規
定された。
国家土地庁令 第 5 号/2012大統領令 第 71 号に倣い、土地収用規則の詳細な実施プロセスにつ
いて取り決めた。
大統領令 第 30 号/20152015 年発布された大統領令。民間企業が、行政機関に代わって（合
意契約の下）、土地収用する権限が規定された。
国家土地庁令 第 6 号/2015土地収用に係るこれまでの技術的なガイドラインを変更する新た
な規制を定めた。
出所：Dr. Ir. BASTARY PANDJI INDRA,“PPP POLICY AND REGULATION IN INDONESIA”(2011)
インドネシア政府 HP：http://indonesia.go.id/en/lpnk/badan-pertanahan-nasional 掲載法令より作成
2012 年、こうした課題を受け、土地収用制度の簡素化・明確化を目的とした新土地収用
51
法（正式名称：公益の開発の為の土地収用法）が制定された。続く 2012 年の大統領令第
71 号により、詳細な実施プロセスが規定された。これにより土地収用事務を所管する関連
機関が明確化され、準備期間中は地方自治体（主に知事）が、遂行段階、譲渡段階は国土
総務庁が土地収用事務を所管することになった。
また、当該法規定によって、実質的に用地確保の役割が開発事業者から政府へと移った。
但し、新土地収用法が規定された2012年8月7日時点で土地収用が既に始められていたIPP事業に関しては、2014 年 12 月 31 日迄、旧土地収用法が適用されると規定されたため、民
間事業者の用地確保に関わる負担が直ぐに軽減されるわけではなかった。なお、電力事業
における用地取得の主体に関しては、PPP 法においてもインフラ事業の用地は入札前まで
に準備されるべきと規定されている。
以下に、新土地収用法（法令第 2 号/2012 年）と実施細則（大統領令 第 71 号/2012 年）
の主な内容について記す。
図表 57 新土地収用法と実施細則
主な規定 概要
土地収用に要する 長期間 投資家から、土地収用にどの程度の期間を要するのか、これまでの
規定では不透明であり、且つ、実際の運用状況からすると時間がか
かりすぎる、との指摘があった。
こうした指摘を受け、土地収用プロセスを明確にすると共に、土地
収用計画書の受理日～土地の登記完了日迄の期間を法令で明示し
た。これにより、投資家にとって、土地収用期間の見通しを立てや
すくなった。
・土地収用期間（土地収用計画の受理日～土地の登記完了日迄）：
- 計画に対し反対等が無い場合：実働 約 319 日（ 短）
- 計画に対し反対等が有る場合：実働 約 583 日（ 長）
収用された土地への建築物
の建設開始時期
土地の登記証明が発行されずとも、土地の譲渡完了を以って、収容
された土地の上に、建築物の建設を開始できると規定された。
土地収用プロセス・所管機関
の明確化
土地収用のプロセスを「計画」「準備」「遂行」「譲渡」の４つに区
分し、各プロセスを所管する機関を明確にすることで、投資家が土
地収用を進めやすくした。
「国家土地庁（BPN）」の所
管
土地収用の「遂行」「譲渡」にあたり、所管機関を「国家土地庁（BPN;
National Land Agency）」に一元化し、同機関が土地所有者との交
渉をはじめ土地収用の遂行や投資家への譲渡を率先して進めるこ
とが規定された。
「 土 地 所 有 （ Land
Ownership）」の明確化
これまで曖昧、或いは、限定的であった土地収用による補償対象と
なる「土地所有（者)（Land Ownership）」が明確になった。（先
52
住民族や当該エリアにたつ建築物の所有者なども補償の対象とな
った）
鑑定士の対象と選定方法 不動産鑑定士だけでなく、財務省からライセンス付与された「公共
鑑定士（Public Appraiser）」も、補償額の算定を担うことができ
るとした。また鑑定士は、競争プロセスにのっとって選定されるも
のと規定された。
土地がローンの返済担保と
なっていた場合の取扱い
土地がローンの返済担保となっていたとしても、土地収用により補
償額が受給された場合、土地の所有権が消滅されることが規定され
た。これにより、例えば土地の所有権が公益事業の為に譲渡された
場合、銀行は自動的にローン担保の回収権限を失うものと規定され
た。（しかし当該規定により、補償額の受給は、「貸出人の承認を条
件に」といった追加条項がローン契約に盛り込まれることになっ
た）
小規模エリアの土地収用 １ヘクタール以下の土地を取得する場合、土地の売買契約等通じ
て、土地の所有者から直接土地を取得することが認められた。
但し、土地の所有者が、売買することを拒否した場合、強制収用の
プロセスが適用されるか否かは明確には規定されなかった。
国有企業による土地収用 政 府 と の 間 で 特 別 な 協 定 を 結 ん だ （ constitutes special
assignment）国有企業が、政府に代わり土地収用を行なうことが
認められた。しかしながら、特別な協定（special assignment）と
はどのようなものであって、協定を結んだ国有企業が、具体的にど
のように土地収用を進めることができるのか、その実施細則につい
ての言及がなかった。特に、発電プロジェクトに関して、PLN が
民間事業者と協力しながら土地収用を代行することができるのか、
不透明な規定となっていた。
出所：”Law No. 2 of 2012 on Land Acquisition for Public Interest Development”、 Hadiputranto,
Hadinoto & Partners (2012) ”Implementing Regulation of New Land Acquisition Law Finally
Issued より作成
注：新土地収用法は法令第 2 号/2012 年、実施細則は大統領令 第 71 号/2012 年
② 関連機関と役割及び手続き
新土地収用法の制定により、電力案件に関しても用地取得に対する実質的な政府の責任
が認められたことから、国家土地庁が所管省庁として、基本土地収用を進めることとなる。
また、同法令によって政府との間で特別な協定を結んだ（constitutes special assignment）国有企業も、政府に代わり土地収用を行うことが認められた。しかしながら、特別な協定
（special assignment）の定義や協定を結んだ国有企業による土地収用の実施細則が明示さ
53
れておらず、電力案件の土地収用において PLN がどのような権限を有するかは不透明なも
のとなった。
近年制定された土地収用に関わる重要規則に、2015 年大統領令 第 30 号がある。これに
先立つ法令により PLN による土地収用実施細則についても規定されていたが、2015 年の
同規定により民間事業者も国有企業含む特定の政府機関との合意があれば、土地収用の権
限を有しうることが認められた。
以下に 2015 年大統領令 第 30 号の概要について整理した。
図表 58 2015 年大統領令 第 30 号の概要
主な規定 概要
民間事業者も土地収用ス
キームに含まれうること
これまでは、国有企業含む特定の政府機関だけが土地収用法の対
象であったが、新たな規定では、民間事業者も国有企業含む特定
の政府機関との合意の下、公共インフラ提供プログラムの一部と
して土地収用権限を有しうることが認められた。
新たな資金調達モデル
これまでは、政府だけが土地収用の資金を拠出できると認められ
ていた。国有企業を除いた特定の政府機関は関連する州や地域の
予算から収用の為の資金を積み立てねばならず、一方国有企業は
自身の予算から収用資金を拠出することができた。
新たな規定では、民間事業者が、（国有企業以外の）特定の政府
機関との合意の下、収用資金を提供することが認められた。これ
らの資金は土地収用後に関連する予算を通じて政府機関により
返済されなければならず、当該費用は投資収益率の計算に基づき
算出されるものとしている。
既存プロジェクトへの適
用
これまでは、土地の収用が 75%以上進められたインフラプロジェ
クトは 1960 年の旧土地収用法が適用され、75%未満であった場
合、新土地収用法の適用申請を出し、１から進めなければならな
いとされた。こうした一部既存規定が残る複雑さは、多くの投資
家から不平の声が挙がっていた。
新たな規定では、新規のプロジェクトだけでなく、2012 年 8 月
7日の新土地収用法施行に先だち開始されたあらゆるプロジェク
トについては（土地の収用が 75%進められていた場合でも）、新
土地収用法の適用が規定された。
出所：Presidential Regulation No. 30 of 2015
Corrs Chambers Westgarth (2015), “INFRASTRUCTURE IN INDONESIA: WILL RECENT
REFORMS MAKE THINGS EASIER?” より作成
54
電力事業の土地収用で関係する機関を、以下図表に整理した。先述の通り、土地収用の
「準備段階」において地方自治体（主に州知事）が、計画策定等を所掌し、「遂行・譲渡段
階」に国土総務局が所管する役割分担となっている。
図表 59 土地収用関連機関と役割
関連機関 役割
地方自治体（知事） 各地域における土地利用の許認可を所管する。開発事業者
からの土地収用計画を受理し、土地収用の準備を所掌する。
国家土地庁
-National Land Agency(BPN)
大統領令 第 10 号/2006 に基づき設立された大統領下の政
府組織体。国土の開発と土地に関する政策の遂行を目的と
する。
PLN 国営電力会社。電力政策の実施機関として、国家土地庁
と開発事業者との調整等を行う。
また、新土地収用法では、「計画」「準備」「遂行」「譲渡」４つのプロセスに倣い、土地
収用が所管・実施されることと規定している。
下図に土地収用プロセスについて整理を行なった。
図表 60 土地収用プロセス
出所：Law No. 2 of 2012 on Land Acquisition for Public Interest Development
Hadiputranto, Hadinoto & Partners (2012) “Implementing Regulation of New Land Acquisition
Law Finally Issued” より作成
第一に、計画段階では、開発事業者（Institution）による事業計画が策定され、当該計
55
画に要する土地収用の計画が作成される。次に、開発事業者は、土地収用計画を地方自治
体に提出する。地方自治体では、土地収用の詳細計画策定に向けた準備チームが組成され
ると共に、当該地域への通知、事前調査の実施、公聴会の開催等が行われた上で、取得用
地の特定と公表が行われる。これが、準備段階である。
地方自治体での土地収用計画が策定されたのち、計画案は国土総務省（BPN）へ提出さ
れ、内容の検証や修正が行われる。続いて、収用による補償額算定の為の鑑定士の選定が
行われる。そこで、土地の所有者との補償額・補償方法に関する交渉が必要となる。先述
の通り、新土地収用法並びにのちに制定された大統領令により PLN 或いは民間事業者も一
定の合意契約の下、土地収用を代替し実施することが認められており、場合によっては、
民間事業者が事業の早期実現の為、積極的に土地収用を行なうことも想定される。
因みに、こうした場合、補償金の支払い等をはじめ民間事業者が一定規模の資金を拠出
する必要が出てくるが、これらの資金は土地収用後に関連する予算を通じて政府機関によ
り返済されるとの規定となっている。
土地の所有者と補償額について裁判で折り合うことになれば、 後の譲渡段階となる。
こちらも国土総務庁が所管しており、開発事業者への土地の譲渡、土地の所有証明の発行
と登記とが進められ、一連のプロセスが完了となる。
土地収用の法制度が以前に増して整備された一方、実務運用上、依然として用地取得が
進まない状況がある中、PLN は電力政策の実施機関として、土地収用を促進する為のプロ
グラムを策定している。以下に同プログラムについて整理した。
図表 61 PLN による土地収用促進プログラム
項目 概要
明確な実施規則を含む新
土地収用法（法令第 2 号
/2012 年）の適用
・森林、交通、州財政等、他セクターの実施規則に対する新土地収
用法の優先規定を発令するよう、政府に対して推奨を行なっている。
・土地収用プロセスを簡易化、或いは、改善するための規則を発令
するよう、政府に対して推奨を行なっている（大統領法令 第 71 号
/2012 年、第 40 号/2014 年、第 99 号/2014 年、第 30 号/2015 年）
特別なスキームの適用
・費用対便益を考慮し、事業者を取り込むことにより市場メカニズ
ムを通じた土地収用を実施している。
・土地収用にあたり不動産取得エージェントを有効活用している。
・土地所有者に対して IPP 事業への積極的な参画機会を提供してい
る。
さまざまな機関・ステー
クホルダー間の連携改善
・地域住民含めさまざまステークホルダーから新土地収用法に対す
る理解を得られるよう社会的認知活動に取り組んでいる。
・電力プログラムに関連した土地収用とライセンス付与を加速する
56
にあたり、それらを率先して取り進める地方の公的機関設立へ向け
た規則を発令するよう、政府に対して推奨を行なっている。
法的規則と実務運用との
連携・ライセンス付与の
簡易化
・ライセンス付与の実務運用と中央政府・地方政府における規則と
の連携と簡素化（許認可の削減等）とを進めている。（例：環境許
認可や送電線敷設許可）
・事業遂行と並行してライセンス付与が完了するよう、早期付与を
促す規則を発令するよう、政府に対して推奨を行なっている。
③ 土地収用に関する法制度の運用状況
前述のとおり、用地取得に関する政府の関与が以前に比べて拡大したため、事業者側の
負担は軽くなったといえる。一方で用地取得が政府の役割となった後も、入札段階で土地
が用意されている案件は少なく、入札後に地域住民の反対等により用地取得が進まずにフ
ァイナンスクローズに至らず、なかなか案件が実現しない例も見られる。土地の許認可取
得及び土地の確保に 1 年以上の期間を要する場合には、EPC 事業者の見積の有効期限が切
れてしまうため、結果として当初想定した事業費に変更が生じてファイナンスクローズに
結びつかない可能性もある。
用地取得をスムーズに進めるためには、政府や PLN 任せだけでは進まずに、IPP 事業者
が間に入って調整するケースもあるようである。また、法律上は土地局が交渉することに
なっているものの、実際には州知事といった自治体の長に決定権があるとの指摘もある。
用地取得に対する住民の反対が大きい背景には、電力設備ができることによって受ける
便益が不明瞭である一方、土地の損失や担保価値の低下という損害は明確に認識されるた
め、なかなか用地取得への同意が得られない事情がある。一部事例では、保証金の支払い
に加え、マイクロファイナンスや職業斡旋等の地域貢献策を実施する例もある。
土地収用において、特に注目されている案件として、JPOWER と伊藤忠による中部ジャ
ワ・バタン石炭火力発電事業がある。以下がその概要である。
中部ジャワ・バタン石炭火力発電事業の土地収用事例
・ 日本電源開発、伊藤忠商事等によるコンソーシアム（PT Bhimasena PowerIndonesia）が開発する 100 万 Kw×2Unit の大規模石炭火力発電事業。
・ 2011 年の事業者選定後、2012 年から開発が進められている。総事業費は、約 4,000億円と見込まれている。
・ 同事業では、バタン地域における３つの区画にまたがった計 226 ヘクタールの土地収
用が必要となっている。
・ 地域環境への悪影響や農地や漁場など生計手段への悪影響を懸念する地域住民によ
って反対運動が発生し、土地収用は難航している。
57
・ 当初 2016 年の運開を予定していたものだが、2012 年の開発開始以降、着工が延期さ
れてきた。2014 年 7 月には事業者が土地収用の未完成を理由に不可抗力（ForceMajeure）宣言を発出している。
・ こうした状況を受け、2014 年 6 月 30 日、セントラル・ジャワ州知事は、土地所有者
が売却を拒んでいる計 12.51 ヘクタールの土地の強制収用を PLN に許可する行政命
令を発出した。当該許可は地域住民を法的に立ち退かせる効力を持つ。
・ 2015 年 8 月 28 日、ジョコ大統領は事業予定地を訪問し、「建設開始」を宣言した。
大統領の強いイニシアティブの下、収用プロセスの加速が進められている状況である
が、2016 年 1 月現在、政府は依然として発電所建設予定地の土地収用を進めている。
出所：各種報道より作成
本件は PPP 法制度の下で推進され、インドネシアで超々臨界石炭火力発電所を導入する
初の案件であることもあり、特に 近はインドネシア政府も土地収用への支援に積極的な
様子が伺える。
土地収用が政府主導であることが望ましく、入札時に土地が確保済みであれば投資家が
応札しやすくなるため、既にいくつかの案件に見られるように、インドネシア政府であら
かじめ用地取得を済ませてから入札に付するプロセスが採用されることが投資家の誘致に
繋がる。
また、地域住民の反対に対しては、発電所建設や送電線の建設に対する地元のインセン
ティブが発生する仕組みの導入が考えられる。
（４） ローカルコンテンツ規制
① 関連法制度の概要
インドネシアでは、産業育成を目的として現地調達を義務付けるローカルコンテンツ規
制を導入している。
2010 年、国や地方からの予算の交付、外国からの融資又は補助金を受けて公共インフラ
事業に従事している電力インフラ業者に対し自国の製品・サービスを利用するよう義務づ
ける省令第 48 号（Decree No. 48/MIND/PER/4/2010）を公布した（2010 年 4 月 19 日よ
り施行）。ここにいう「電力インフラ」とは、発電機、送電系統、配電網などのことを指
す。各電力インフラ事業に利用される自国の製品・サービスの比率を示す TKDN16は、事
業の種類によって異なり、具体的には以下の 6 種類の電力インフラ事業からなる。すなわ
ち、(1)石炭を燃料とする蒸気発電所、(2)水力発電所、(3)地熱発電所、(4)ガスを燃料とする
16 Tingkat Komponen Dalam Negeri の略。自国の製品・サービス比率のこと。2012 年の電力インフラ
のガイドラインに規定される DCL（Level of Domestic Component）に該当する。
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蒸気発電所、(5)太陽熱発電所、(6)発電・配電網である。TKDN は、同省令の第 2 章におい
て、事業の種類ごとに規定されている17。
2012 年には「電力インフラ開発における国内製品使用に関するガイドライン
（No.54/M-IND/PER/3/2012）」が発出された。当該法令には、製品種別ごとに調達率が規
定されており、未達の場合には罰金やブラックリストに登録されるなどの罰則規定も明記
されている。
図表 62 電力インフラ開発における国内製品使用に関するガイドライン概要
規定 内容
国産率
（ DCL; Level ofDomesticComponent）
主な製品例 製品 ｻｰﾋﾞｽ製品& ｻｰ
ﾋﾞｽ
600 MW 以上の石炭火力 36.10% 71.33% 38.21%300 MW 以上のガスコン
バインド25.63% 71.53% 30.22%
275 kV /500 kV 送電線 68.23 % 100% 74.59%罰金 契約金額の 10%の罰金が課される（ 大 5%の未達 ）
国産率 5%超の未達 ブラックリストに登録（プロジェクトの完了迄）
出所： No. 54/M-IND/PER/3/ 2012
例えば、600MW以上の石炭火力の場合、全体で38.21%の国産率規定となっており、0.01%の未達毎に罰金が課せられることになる。30%後半という数値は、現在のインドネシアにお
ける製品の質や価格を鑑みると、実現が難しい数値とされており、日本をはじめ海外企業
の大きな参入障壁となっている。
なお、2012 年の法令のほかにも、インドネシアには自国の製品・サービス利用の義務づ
けに関する法令が出されている。以下の表に一例を紹介する。
17 日機輸「インドネシアにおける貿易・投資上の問題点と要望（2014 年）」より
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図表 63 インドネシアにおける自国製品・サービス利用を義務付ける法令一例
制定年 法令番号 内容
2010 年 No.48/M-IND/PER/4/2010 2010 年制定の工業省令。電力インフラ業者に
対し自国の製品・サービスを利用するよう義
務づける。
2012 年 No.54/M-IND/PER/3/2012 2012 年制定の工業省令。2010 年に義務づけ
た自国の製品・サービスの利用に関して、一
定の国産率や罰金等、具体的数値を定めた。
2014 年 No.02/M-IND/PER/1/2014 2014 年制定の工業省令。インドネシア政府の
物品・サービス調達における国産品の使用拡
大が規定された。
出所：日本機械輸出組合 2014 年調査より作成
② 関連省庁と役割
電力産業に関するローカルコンテンツ規制は、工業省が発令したものである。同省から
発令された規制の下、投資調整庁が規制の遂行を所管しているが、電力案件のローカルコ
ンテンツに関する協議となると、電力調達を所管する PLN が契約上の窓口となっている。
図表 64 ローカルコンテンツ規制の関連機関
関連省庁 役割
工 業 省 （ Ministry ofIndustry）
電力産業のローカルコンテンツ規制を発令する。
投資調整庁
（BKPM;Indonesia InvestmentCoordinating Board）
投資分野（石油、ガス、金融分野を除く）の許認可と相談
業務を行う政府機関。工業省の法令の下、電力産業におけ
るローカルコンテンツ規制の遂行を所管する。
PLN 工業省の法令に従い、電力関係機材の調達等を行う。
③ 運用上の課題
法規で定められた国産率の要求は、現在のインドネシアで調達できる製品や価格帯を考
慮すると極めて高く、一般には実現不可能な数値とされる。分母にEPC の総額をおくので、
分子に限られた現地調達品を計算しても微々たる率にしかならない。
また、材料調達や出資比率など現地調達と認定されるのにも細かな規制があり、複雑な
制度となっている。こうした状況から、一部企業からは、実態に即した簡単な制度とすべ
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き、との声も聞かれた18。
そもそもローカルコンテンツとは、インドネシア国内の産業育成を目的として導入され
た制度であるが、超々臨界圧の火力発電所といった高度な技術の機材にも適用されること
になり、国内での調達は事実上困難であることから、規制の効果が疑わしい側面もある。
一方で、周辺プラント機器（BOP）のように比較的製造が容易な機材については、現地産
業を育て、国産率を上げる努力をすべきだという主張は一定の説得力をもつ。しかしなが
ら、こうした主張に対しても、周辺プラント機器をいくら国内で調達したところで、全体
の調達範囲の中では限られたものであることから、インドネシア政府が要求しているロー
カルコンテンツの基準を電力プロジェクトで満たすことは不可能である、といった声も一
部企業からは聞かれる。
18 2015 年現地調査による
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４．インドネシアにおけるワークショップ開催概要
本調査では、インドネシア国ジャカルタで計２回のワークショップを開催した。以下に
その概要を示す。
（１） 第一回ワークショップ
第一回ワークショップ “Indonesia-Japan Workshop on Power Sector Development”は2015 年 12 月 10 日にグランメリアジャカルタにて開催された。本ワークショップはインド
ネシア国エネルギー鉱物資源省と日本の経済産業省との共催として開催され、エネルギー
鉱物資源省、PLN、BAPPENAS、BKPM、経済産業省、その他日本政府関係者、民間企業
等を含む 50 名以上の関係者が参加した。本ワークショップでは、インドネシアにおける電
力開発計画の内容や日本としてのインドネシアに対する期待が議論された。
図表 65 第一回ワークショッププログラム
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図表 66 第一回ワークショップの様子
（２） 第二回ワークショップ
第二回ワークショップは 2016 年 2 月 10 日にグランメリアジャカルタにおいて開催され
た。インドネシアからは、エネルギー鉱物資源省、PLN、財務省、BAPPENAS 等からの
参加者があり、日本からも含め全体で約 75 名が参加しての開催となった。第二回ワークシ
ョップは Finance と Technical Solutions の 2 構成となっており、補助金改革の方向性、政
府保証等の資金支援の概要のプレゼンテーションに続いて、送電事業の実現可能性及び高
効率発電設備、地下送電線敷設の可能性等に関するプレゼンテーションが行われた。その
後、会場参加者との質疑応答の中で、電力セクターの民営化の是非、補助金改革と電力価
格の上昇、送電システムの増強の必要性等について議論がなされた。
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図表 67 第二回ワークショッププログラム
図表 68 第二回ワークショップの様子
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おわりに
インドネシア経済は、足元は世界経済の動向を反映して減速しつつあるものの、均して
みると 近の数年間は高成長が続いている。設備投資、消費の内需の両輪が経済をけん引
している。
電力セクターにおいては、政府が 35GW 電力開発計画を策定し、財政上の重石となって
いた補助金の改革に着手するなど、前向きな動きがみられている。35GW 電力開発計画は
非常に野心的な目標設定をしており、この計画が着実に実行されれば、電力供給力は十分
に確保されることが予想される。
補助金改革に関しては、補助金支出による財政への負担を減らし、社会インフラへの投
資を増やすことを目的として実施されるが、あわせて国営電力会社の PLN の財務健全性を
維持、改善するために適度な電力料金の値上げが必要である。長期にわたって PLN の財務
健全性が確保されることは、IPP 事業者を誘致する上で必要不可欠な要素であり、電力料金
の値上げを国民の理解を得つつ進めなければならない。
現在のインドネシア政府の補助金改革の取り組みは、国民に対する説明、料金戦略、低所
得者層への対応等で概ね国際的な成功例に沿ったものといえる。このところの資源価格の
低下によるインフレ圧力の減少もあり、今後、補助金改革は成功することが期待される。
原油価格の低下が急ピッチであることを踏まえると、燃料コストの低下分の電力料金への
反映を抑え、その分を補助金の削減のほか、PLN の内部留保にまわすことで PLN の財務
健全性を維持し、PLN による質の高い発電・送電投資へ充当することが今後のインドネシ
アの電力セクターの発展のために必要であると考えられる。PLN の財務健全性が高まれば、
信頼性の高い投資家を誘致でき、結果的に 35GW 電力開発計画の適時適切で確実な達成に
繋がるであろう。逆に、拙速に低品質なインフラ整備を進めることは計画の遅延や未達成
を引き起こし、このことは製造業等の潜在的投資家からの信頼を失うことになり、その逸
失利益は著しく大きいものになる。信頼できる投資家による質の高いインフラ整備を推進
するためには、透明性の高い公平な入札制度や現地調達率規制における実現可能性の確保
が望まれる。また、PLN の信用度が向上する途中段階では、政府保証等の手段により国際
的な事業者が強固なファイナンスを組成して参画できる仕組みの提供も必要であろう。
高効率発電設備の導入
35GW 電力開発計画に見られるように、インドネシアは石炭による発電割合を高めてい
く方針であり、同時に環境配慮の観点から CCT（Clean Coal Technology）の導入を積極的
に進めていくとしている。将来的な石炭火力発電の増強に当たっては、質の高いインフラ
を導入するという観点からも、環境配慮の観点からも、高効率な設備を導入することが推
奨される。超々臨界圧等の高効率設備の導入は、環境負荷の抑制や電力セクターのコスト
低減、ひいては電力補助金の削減に対しても効果的である。また、将来的には IGCC（石炭
ガス化複合発電）の導入も検討されるべきであろう。インドネシアは自国内で産出される
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低品質な石炭（亜瀝青炭等）を活用したい意向が強く、IGCC ではそれが可能となるため、
インドネシアのニーズと合致した技術であるといえる。日本は超々臨界等の高効率発電技
術のほか、脱硫装置、脱硝煙装置についても高度な技術と豊富な実績を有するため、高効
率石炭火力発電設備や環境設備の分野でインドネシアの電力セクターに貢献できると考え
られる。また、これらの発電設備の導入に際しては日本政府による公的資金支援の適用可
能性があり、低利で信用力のある資金源の確保ができるという点からインドネシアにとっ
て有用な選択肢の一つとなると考えられる。世界銀行やアジア開発銀行等の国際金融機関
が石炭火力に対する支援を行っていない現在の状況下では、日本の公的資金による支援の
果たす役割は大きいと考えられる。
可変速揚水技術の導入
インドネシアでは石炭火力を大規模に導入する計画としているが、これには短時間での
出力変動能力に劣るという欠点がある。その欠点を補うためには水力が非常に優れている
ため、本調査ではインドネシアの電力システムに水力発電、特に揚水時の周波数調整がで
きる可変速揚水を導入することを提案している。日本は可変速揚水の技術の導入および運
転実績があることから、同技術の導入に貢献できる分野の一つといえる。
送電網の高効率化
インドネシアは東西に細長い地形で、かつ経済がジャカルタに一極集中しているため、
電源から需要地までの送電距離が長く、送電ロスが多く発生する構造になっている。その
ため、高圧・大容量で高効率な送電線を導入し、送電ロスを低下させることで、供給力の
有効活用が可能になり、結果として PLN やインドネシア国家の財務状況の改善にも裨益す
る。また、地方における電化率の向上はジョコ政権でも重要な課題の一つであり、地方に
おける送配電網の敷設も進められていくと考えられる。日本は低ロス送電線の高度な技術
を有しており、国内での導入実績も豊富であることから、送電線分野に関する日本の協力
可能性があろう。
地下送電線の敷設
インドネシアはジャカルタ中心部の供給信頼度を確保するため、多方向からジャカルタ
に向けて電力を供給することが望ましく、そのことは RUPTL でも計画されている。しか
しながらジャカルタは既に大都市として形成されており、新規に架空送電線を建設するの
は難しいことから、地中送電線が導入される可能性が高い。地中送電線の導入に際しては、
土木工事費の削減のため、ジャカルタ MRT の導入等に合わせて実施されることが望ましい。
日本は関連インフラに並走する地中送電線の建設を他国で行った実績を有する企業もある
ことから、将来的な地下送電線の敷設に貢献できると考えられる。
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金融支援
日本からの金融面での支援としては、円借款等の資金支援ツールに加えて、PLN に対す
る直接貸付（Direct Loan）の活用も考えられる。インドネシアでは国際機関からの PLNへの直接貸付に対して政府保証を付与する制度が制定されたところであり、今後の当該制
度の活用によって電力インフラの整備をより確実に実行していくためのツールとなること
が期待される。また、政府保証の付与が活発でない現在の環境下では、リスクの高い案件
に民間企業が投資できるようにする支援が有効である。今後、JBIC 等の公的金融機関がイ
ンドネシア政府の保証なしにPLNをオフテーカーとする IPP事業に対して保証や融資を提
供できるようになれば、事業投資を行う IPP 事業者の進出を促し、インドネシアへの高品
質インフラの導入にも繋がる。
電力をめぐる投資環境の改善が、優良な事業者をインドネシアの電力セクターに惹きつ
け、結果として製造業等の投資拡大、雇用創出につながる。インドネシアの電力インフラ
のボトルネックを解消するために、かつての高度成長期の経験やその間で培われた技術・
ノウハウ等を踏まえ、これまで長期にわたって良好な関係を築いてきた日本が果たす役割
は大きいと考えられる。