インドネシア国地熱発電開発マスタープラン調査...

独立行政法人国際協力機構

インドネシア共和国エネルギー鉱物資源省

インドネシア国

地熱発電開発マスタープラン調査

ファイナルレポート

（要約版）

2007 年 9 月

西日本技術開発株式会社

No.

経済

JR

07-108

目次

結論と提言 ............................................................................................................................................ i

第１章調査目的及び背景 ........................................................................................................................... 1

１.１調査目的 .......................................................................................................................................... 1

１.２調査の背景 ...................................................................................................................................... 1

第２章調査概要 ........................................................................................................................................... 3

２.１調査地域 .......................................................................................................................................... 3

２.２本調査の基本方針 .......................................................................................................................... 3

２.３調査方法 .......................................................................................................................................... 3

２.４カウンターパートおよび関連機関 .............................................................................................. 4

２.５技術移転及びワークショップ ...................................................................................................... 4

第３章インドネシアのエネルギー事情と地熱開発の現状 ................................................................... 8

３.１インドネシアの経済・エネルギー事情 ...................................................................................... 8

３.２地熱開発と地熱開発促進政策の現状 .......................................................................................... 8

第４章全国地熱資源調査 ......................................................................................................................... 11

４.１ 73 地熱地域の予備的評価と補足資源調査地域の選定 ........................................................... 11

４.２補足資源調査（地質、地化学、物理探査、地熱系モデル） ................................................ 11

４.２.１補足地質・地化学調査 ....................................................................................................... 11

４.２.２補足物理探査 ....................................................................................................................... 11

４.２.３各地域の資源特性と地熱系モデル ................................................................................... 12

４.３地熱資源データベース ................................................................................................................ 12

４.４資源量の推定と簡易経済性評価 ................................................................................................ 12

４.５資源評価にもとづく開発有望地域の抽出 ................................................................................ 13

第５章電力セクター調査 ......................................................................................................................... 22

５.１地熱開発計画に係る電力需給想定 ............................................................................................ 22

５.２地熱発電所建設時に必要な送変電線設備 ................................................................................ 22

第６章自然･社会環境調査 ....................................................................................................................... 24

６.１事業実施による環境影響の検討 ................................................................................................ 24

６.２自然･社会環境調査 ...................................................................................................................... 24

６.２.１初期環境調査 ....................................................................................................................... 24

６.２.２環境影響評価 ....................................................................................................................... 24

第７章地熱開発マスタープランの策定 ................................................................................................. 27

７.１地熱開発マスタープラン調査 .................................................................................................... 27

７.１.１マスタープラン策定のプロセス ....................................................................................... 27

７.１.２既に開発計画が存在するか既開発で増設の計画が想定される地域 ........................... 27

７.１.３地熱資源評価 ....................................................................................................................... 28

７.１.４自然・社会環境評価（国立公園による制約） ............................................................... 28

７.１.５電力セクター評価（電力需要による制約） ................................................................... 29

７.１.６地熱発電事業の経済性評価 ............................................................................................... 29

７.１.７必要な送電線距離 ............................................................................................................... 29

７.１.８開発優先順位と開発規模の決定 ....................................................................................... 30

７.１.９各地域での地熱開発計画 ................................................................................................... 30

７.１.１０地熱開発マスタープラン（地熱開発シナリオ） ....................................................... 30

７.１.１１地熱開発マスタープランにおける電源開発計画 ....................................................... 31

７.２地熱開発データベース ................................................................................................................ 43

７.３ CDM 事業化の可能性 .................................................................................................................. 44

７.４地熱資源の多目的利用の可能性 ................................................................................................ 47

第８章地熱開発促進の課題と政策的支援の必要性 ............................................................................. 48

８.１検討方法 ........................................................................................................................................ 48

８.２地熱エネルギーの特徴と開発推進上の課題 ............................................................................ 48

８.３インドネシアの地熱開発の課題 ................................................................................................ 48

８.４地熱開発に対する政策的支援策の検討 .................................................................................... 48

第９章地熱開発促進のための提言 ......................................................................................................... 60

９.１今後の地熱開発の基本的進め方 ................................................................................................ 60

９.２地熱開発促進に当たっての提言 ................................................................................................ 60

図目次

Fig. 1.2-1 Geothermal Development Roadmap 2004-2025 .........................................................2 Fig. 2.1-1 Major geothermal fields in Indonesia (Muraoka 2005)................................................5 Fig. 2.2-1 Flow of Geothermal Mater Plan Study in Indonesia ....................................................6 Fig. 2.3-1 Geothermal Mater Plan Study in Indonesia.................................................................7 Fig. 3.2-1 Energy Mix Target in 2025 ......................................................................................10 Fig. 4.2.1-1 Compiled Map of Geoscientific Study Results (No.13 MUARALABUH ) .............14 Fig. 4.2.2-1 Synthetic Resistivity Structure Map in the Sokoria Geothermal Field ..........................15 Fig. 5.1-1 Installed Power Plant Capacity (2004)......................................................................23 Fig. 5.1-2 Projection of Electric Power Demand (All Indonesia) ...............................................23 Fig. 7.1.1-1 Methodological Flow for Formation of Master Plan for Geothermal Development..32 Fig. 7.1.5-1 Map Showing the Possible Development/Expansion Capacity in Promising

Geothermal Fields ...........................................................................................................33 Fig. 7.1.11-1 The Role of Power Plant and Composition in Java-Bali System............................39 Fig. 7.1.11-2 The Role of Power Plant and Composition in Small-Scale System (Minahasa

System Example).............................................................................................................40 Fig. 7.1.11-3 Energy Mix in Electricity Production in 2025 by Geothermal Development Scenario

.......................................................................................................................................42 Fig. 7.1.11-4 Energy Mix in Electricity Production in 2025 by RUKN ......................................42 Fig. 7-3-1 CO2 Emission by Steam Production .........................................................................46 Fig. 8.2-1 Development Process of 55MW Model Geothermal Plant.........................................50 Fig. 8.2-2 IRR Distribution of Model Project (Selling price = 8.7￠/kWh) ................................51 Fig. 8.2-3 Structure of Generation Cost and Selling Price .........................................................51 Fig. 8.2-4 Selling Price and Project IRR of each Energy Source................................................52 Fig. 8.3-1 Profitability Deterioration by Price Change ..............................................................53 Fig. 8.3-2 Possible Development Capacity by Buying Price......................................................54 Fig. 8.4-1 Effect of Incentives .................................................................................................56 Fig. 8.4-2 Effect of Incentives .................................................................................................56 Fig. 8.4-3 Effect of Incentives (Development Amount in 49 Field Estimation) (Private Company &

State Company Total) ........................................................................................................57 Fig. 8.4-4 Effect of Incentives (Development Amount in 38 Field Estimation)................................57 Fig. 8.4-6 Effect of ODA Loan (Development Amount in 11 Field Estimation) (State Company’s

Case)...............................................................................................................................58 Fig. 9.2-1 Geothermal Development Promotion Survey by Government and its Effect...............65

表目次

Table 1.2-1 Geothermal resource potential in each island (Nasution, 2004)........................................... 2

Table 3.2-1 Indonesia Geothermal Potential ........................................................................................... 9

Table 3.2-2 Energy Resources in Indonesia and the World ..................................................................... 9

Table 3.2-3 Geothermal Power Plant in Indonesia and its Development Scheme ................................ 10

Table 4.2.2-1 Location of Supplementary Survey Fields ...................................................................... 17

Table 4.4-1 General Estimate of The Initial Capital Investiment Per KW of Each Geothermal Field. .18

Table 4.5-1 (1) Geothermal Resource Areas in Sumatra Island ............................................................ 19

Table 4.5-1 (2) Geothermal Resource Areas in Java-Bali region .......................................................... 19

Table 4.5-1 (2) Geothermal Resource Areas in Java-Bali region .......................................................... 20

Table 4.5-1 (3) Geothermal Resource Areas in Sulawesi and East Indonesia ..................................... 21

Table 6.1-1 Scope of Environmental and Social Considerations .......................................................... 25

Table 6.2.1-1 Summary of Initial Environmental Examination ............................................................ 26

Table 7.1.8-1 Exploitable Resource Potential and Development Priority of the Promising Field ........ 34

Table 7.1.10-1 Geothermal Development Master Plan (Practical Case) ............................................... 35

Table 7.1.10-2 (1) Geothermal Development Master Plan in Each Region (1)..................................... 36

Table 7.1.10-2 (2) Geothermal Development Master Plan in Each Region (2)..................................... 37

Table 7.1.11-1 Power Plant Mix in 2025 by RUKN.............................................................................. 38

Table 7.1.11-2 Model Power Plant Specification of various Energy Sources ....................................... 38

Table 7.1.11-3 Power Plant Mix in Geothermal Development Scenario in Master Plan ...................... 41

Table 7.1.11-4 Power Plant Mix in Geothermal Development Scenario in Master Plan (2025)........... 41

Table 7.3-1 CO2 Emission Reduction Effect ......................................................................................... 45

Table 8.2-1 Development Cost for 55MW Model Geothermal Plant.................................................... 50

Table 8.3-1 Price Change before and after Economic Crisis................................................................. 53

Table 8.3-2 Possible Development Capacity by Buying Price .............................................................. 54

Table 8.4-1 Possible Incentives for Geothermal Development ............................................................. 55

Table 8.4-2 Effect of Incentives ............................................................................................................ 55

Table 8.4-3 Options of Incentive Combination ..................................................................................... 59

Table 9.1-1 Classification Criteria for 73 Fields ................................................................................... 62

Table 9.1-2 Development Amount by Ranks ........................................................................................ 62

Table 9.1-3 Fields to be Promoted Urgently by Providing Economic Incentives (Rank A fields) ........ 63

Table 9.1-4 Fields to be Promoted Urgently by Government Survey (Rank B and Rank C fields) ...... 64

Table 9.1-5 Fields to be Promoted by Government from the viewpoint of Rural Electrification ......... 64

i

結論と提言

結論本調査はインドネシア国における地熱発電開発マスタープラン（以下、「地熱開発マスタープ

ラン」または「マスタープラン」）を検討し、作成したものである。本調査で得られた結論を以下にま

とめた。

１．地熱資源開発調査結果

インドネシア国政府は、27,000MW を超える発電能力を有するとされる同国の地熱資源を

開発する意向があり、そのための法制度の整備及び開発目標（9,500MW、2025 年；Road

Map）の設定を行っていることが確認された。

化石燃料代替エネルギーとしての地熱発電開発を同国政府は進めようとしているが、目

標通り進んでいない現実が確認された。

本調査の資源調査及び評価により、2025 年の開発目標となっている 9, 500MWの地熱発

電所建設を行うのに十分な地熱資源が賦存していることが確認された。確度の高い資源

量を推定できた 50 地域からは開発可能量は 9,076MW（第１図）と算出された。その他の地域

にも十分な資源が存在することから、調査の進展により開発可能資源量は拡大するはずであ

る。9, 500ＭＷの発電事業には、十分な資源量と判断される。

IIbbooii--JJaabbooii 1100MMWW SSeeuullaawwaahh AAggaamm 227755MMWW

LLaauu DDeebbuukk--DDeebbuukk // SSiibbaayyaakk 22MMWW,, 3388MMWW

SSaarruullaa –– SSiibbuuaall BBuuaallii 663300MMWW

SS.. MMeerraappii –– SSaammppuurraaggaa 110000MMWW

SSiippaahhoolloonn –– TTaarruuttuunngg 5500MMWW

MMuuaarraallaabbuuhh 224400MMWW

GG.. TTaallaanngg 3300MMWW

SSuunnggaaii PPeennuuhh 335555MMWW LLeemmppuurr // KKeerriinnccii 2200MMWW

BB.. GGeedduunngg HHuulluu LLaaiiss // TTaammbbaanngg SSaawwaahh 991100MMWW

MMaarrggaa BBaayyuurr 117700MMWW

LLuummuutt BBaallaaii 662200MMWW

SSuuoohh AAnnttaattaaii –– GG.. SSeekkiinnccaauu 339900MMWW

RRaajjaabbaassaa 112200MMWW

WWaaii RRaattaaii 112200MMWW

UUlluubbeelluu 444400MMWW

KKaammoojjaanngg 114400MMWW,, 118800MMWW

CCoossoollookk –– CCiissuukkaarraammee 118800MMWW

CCiittaammaann –– GG.. KKaarraanngg 2200MMWW

GG.. SSaallaakk 338800MMWW,, 112200MMWW

DDaarraajjaatt 114455MMWW,, 118855MMWW

GG.. WWaayyaanngg -- WWiinndduu 111100MMWW,, 229900MMWW GG.. PPaattuuhhaa 550000MMWW

GG.. KKaarraahhaa –– GG.. TTeellaaggaabbooddaass 440000MMWW

TTaannggkkuubbaannppeerraahhuu 2200MMWW

DDiieenngg 6600MMWW,, 334400MMWW TTeelloommooyyoo 5500MMWW

UUnnggaarraann 118800MMWW WWiilliiss // NNggeebbeell 112200MMWW

IIjjeenn 4400MMWW

BBeedduugguull 117755MMWW

HHuu’’uu DDaahhaa 3300MMWW

UUlluummbbuu 3366MMWW WWaaii SSaannoo 1100MMWW BBeennaa –– MMaattaallookkoo 2200MMWW

SSookkoorriiaa –– MMuuttuubbuussaa 2200MMWW

OOkkaa –– LLaarraannttuukkaa 2200MMWW AAttaaddeeii 1100MMWW

LLaahheennddoonngg -- TToommppaassoo 2200MMWW,, 332200MMWW KKoottaammoobbaagguu 114400MMWW

SSuuwwaawwaa –– GGoorroonnttaalloo 5555MMWW

MMeerraannaa 220000MMWW

TTuulleehhuu 2200MMWW

JJaaiilloolloo 2200MMWW

: Expansion field 114400MMWW (orange) = installed, 112200MMWW (White) = expansion : New development field 224400MMWW (yellow) = New development

LLuummuutt BBaallaaii ((ggrreeeenn)) :: PPEERRTTAAMMIINNAA WWoorrkkiinngg AArreeaa MMuuaarraallaabbuuhh ((wwhhiittee)) :: OOppeenn FFiieelldd

SUMATRA 4,520 MW

JAVA-BALI 3,635 MW

NUSA TENGGARA 146 MW

SULAWESI 735 MW

MALUKU 40 MW

IINNDDOONNEESSIIAA 5500 FFiieellddss 99,,007766 MMWW

第１図開発可能な地熱資源量（50 地域）

開発の対象となるほとんどの地熱地域は、周辺環境保全上課題となるものは無いことが

確認されたが、国立公園や森林保護地域等が設定されている地域では、その影響を受

け開発規模の縮小等の対応を取らなければならないことが明らかになった。

本マスタープランで取り上げた地域の地熱開発促進のためには、国や政府調査機関によ

り質・量ともに十分な地熱資源に関するデータの民間への提供が不可欠である。現在提

ii

供されているデータの量や質は民間が参入の判断を行うには不十分なものである。

地熱発電は、化石燃料代替電源として用いれば大量の CO2 削減効果がある。同国の場

合も有望地域 50 地域で新設される今後 8,200MW の地熱発電事業が実施できるとすれ

ば、毎年 50,122 ｘ 103ton の CO2 の大気放出量が削減できることになる。

この国の地熱発電開発事業は、ほとんどすべて CDM 事業化することが可能である。

CDM 事業化は、マスタープランに掲げられた各事業の経済性を改善し、開発促進に貢

献すると考えられる。

本マスタープランに掲げられた地熱発電開発事業促進には二つの阻害要素があると考

えられる。ひとつは地熱資源開発リスクであり、もうひとつは大きな初期投資である。この

阻害要素の緩和のために技術支援が必要である。

地熱多目的利用は、インドネシア国においても地熱発電所が建設される地域の社会開発

に貢献できることが明らかなった。特に、農業への利用の可能性が高いことが明らかにな

った。導入拡大には適切なビジネスモデルが必要である。

インドネシア国における地熱資源は、利用価値の高い国産の再生可能エネルギー源で

あることから、化石燃料代替としてできるだけ早期に開発すべきであると、本調査の結果

からも結論される。

２．地熱開発マスタープラン

環境保全や規制、電力需給等に関する情報と地熱資源評価結果とを併せて検討するこ

とにより、各地域に適した開発計画が立案された。これらを基に 2025 年までに 9,500MW

の地熱開発を行うための計画を作成した（マスタープラン：第 1 表、第 2 表）。

作成したマスタープランでは、中短期的に見れば、開発は Road Map の目標にあわせて

実施することはできない。しかしながら、2025 年には Road map 目標を達成できる可能性

が示された。

現状の政策のままでは、2025 年の Road Map 目標の達成も難しいと判断された。2025 年

度までに 9,500MW の地熱発電開発を行うには、現在以上の国の地熱発電開発推進体

制や支援体制の確立、国の調査機関の技術力の強化等が必要であることが明らかにな

った。

この調査により、大規模開発ができる地熱地域はジャワ島・スマトラ島に集中していること

が明らかになった。

Road Map の目標達成には、2012～2016 年までは、拡張を含み現在発電所建設計画が

ある、ジャワ島を中心とした既開発地域での発電所建設が優先され、その後、ジャワ島に

加え、大規模な資源が比較的低コストで開発可能なスマトラ島の各地熱地域の開発を中

心に進めることが適当と判断された（第 2 図）。

現在、独立電源となっている離島を含む遠隔地の電源は、そのほとんどが化石燃料

を用いる内燃力発電であるため、経済性の面から地熱発電開発は有望な代替電源開

発として期待されている。しかしながら、小規模事業であるため、現状の電力売買

iii

価格では、民間が参入できるほどの経済性を持たないことから、中央もしくは地方

政府主導で開発を行うことを検討する必要がある。また、民間事業の導入を図る場

合には、開発規模・電力売買価格、政府による開発リスク低減等の配慮が必要であ

る。

本調査におけるデータ・情報は、地熱開発データベースとしてまとめた。今後の開発の検

討や民間事業者参入の検討に用いることが可能である。ただし、現在のデータは、事業

化検討に必要な情報としては不足しているため、なお一層の資源調査活動が不可欠で

ある。

iv

第 1表地熱開発マスタープラン（概要）

2,000

3,442

4,600

6,000

9,500

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Year

Powe

r Out

put C

apac

ity (M

W)

Maluku and North MalukuCentaral, South and Southeast SulawesiNorth SulawesiEast Nusa TenggaraWest Nusa TenggaraJava-BaliSumatraMilestone of the Road Map

第２図地熱開発マスタープランに基づく地熱開発量の経年変化

Region DevelopmentRank

Numberof

Field

InstalledCapacity

(MW)

DevelopmentPlan by 2008

(MW)


(MW)


(MW)


(MW)


(MW)

A 8 2 10 530 915 1,715 2,995B 5 - 0 20 160 510 750C 6 - 0 0 0 420 725L 1 - 0 0 0 0 50N 12 - 0 0 0 0 200

Total 32 2 10 550 1,075 2,645 4,720A 9 835 1,115 1,295 1,515 2,330 3,025B 3 - 0 0 165 340 480C 2 - 0 0 0 60 60L 2 - 0 0 0 0 70N 6 - 0 0 0 0 200

Total 22 835 1,115 1,295 1,680 2,730 3,835A 2 - 3 9 9 26 56B 1 - 0 0 10 20 20C 4 - 0 0 0 60 70N 1 - 0 0 0 0 0

Total 8 0 3 9 19 106 146A 3 20 60 120 160 240 480C 2 - 0 0 0 90 255N 3 - 0 0 0 0 24

Total 8 20 60 120 160 330 759C 2 - 0 0 0 40 40N 1 - 0 0 0 0 0

Total 3 0 0 0 0 40 40

73 857 1,188 1,974 2,934 5,851 9,500

- 857 2,000 3,442 4,600 6,000 9,500

Sulawesi

Total

The Road Map

Maluku

Sumatra

Java-Bali

Nusa Tenggara

v

第２表地熱開発マスタープラン（１） Sumatra

Existing 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Total(MW)N.Sumatra 8 SARULA A 300 110 110 110 630N.Sumatra 9 SIBUAL BUALI ALampung 27 ULUBELU A 110 110 110 110 440

N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK A 2 8 30 40Jambi 17 SUNGAI PENUH A 55 110 110 80 355

S.Sumatra 25 LUMUT BALAI A 110 110 110 110 180 620Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS A 110 220 220 60 610Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH A 220 80 300

Jambi 15 LEMPUR / KERINCI B T 20 20W.Sumatra 13 MUARALABUH B T 55 55 55 75 240Lampung 28 SUOH ANTATAI B T 110 110 110 330Lampung 29 G. SEKINCAU B T 30 30 60

N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA B T 55 45 100Aceh 3 SEULAWAH AGAM C T 55 55 55 110 275

Lampung 30 RAJABASA C T 40 40 40 120Lampung 31 WAI RATAI C T 40 40 40 120

S.Sumatra 24 MARGA BAYUR C T 55 55 60 170Aceh 1 IBOIH - JABOI C T 10 10

W.Sumatra 14 G. TALANG C T 30 30N.Sumatra 71 SIPAHOLON-TARUTUNG L T 20 30 50

Aceh 2 LHO PRIA LAOT NAceh 4 G. GEUREUDONG NAceh 5 G. KEMBAR N

N.Sumatra 6 G. SINABUNG NN.Sumatra 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA NN.Sumatra 12 SIMBOLON - SAMOSIR N T 200 200

Jambi 16 SUNGAI TENANG NJambi 18 SUNGAI BETUNG NJambi 19 AIR DIKIT NJambi 20 G. KACA N

Bengkulu 23 BUKIT DAUN NS.Sumatra 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT N

2 8 220 320 385 140 480 30 510 550 355 385 595 290 450 2 10 10 10 10 230 550 550 935 935 1075 1555 1585 2095 2645 3000 3385 3980 4270 4720 4720

1159.6 1234.4 1336 1425.6 3634.8 3754.8 3859.6 4002 4158.8 4318 4488.4 4662.4 4848 5005.2 5198.4 5418.8 5653.2 5903.6 6170.4

Java-BaliW.Java 32 KAMOJANG A 140 60 60 60 320W.Java 33 G. SALAK A 380 60 60 500W.Java 34 DARAJAT A 145 110 75 330W.Java 36 G. PATUHA A 60 60 110 110 160 500W.Java 37 G. WAYANG - WINDU A 110 110 110 70 400W.Java 38 G. KARAHA A 30 55 110 110 305W.Java 39 G. TELAGABODAS A 55 40 95C.Java 44 DIENG A 60 60 60 110 110 400

Bali 52 BEDUGUL A 10 55 55 55 175W.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME B T 55 55 70 180C.Java 47 UNGARAN B T 55 55 70 180E.Java 50 WILIS / NGEBEL B T 55 65 120W.Java 40 TANGKUBANPERAHU C T 20 20E.Java 51 IJEN C T 20 20 40C.Java 46 TELOMOYO L T 50 50Banten 42 CITAMAN - G. KARANG L T 20 20Banten 41 BATUKUWUNG NBanten 43 G. ENDUT NC.Java 45 MANGUNAN N T 200 200C.Java 48 G. SLAMET NE.Java 49 G. ARJUNO - WELIRANG NE.Java 72 IYANG ARGOPURO N

835 280 60 120 10 375 240 100 465 245 235 220 110 540 835 835 1115 1115 1115 1175 1295 1295 1295 1305 1680 1920 2020 2485 2730 2965 3185 3295 3295 3835 3835

6803.2 7236 7810 8460.8 6925.2 7657.2 8444.8 9204.8 10130 10903.6 11882.8 12907.6 13986 15107.2 16054.4 17300.8 18626 20037.2 21542.8Red Font : exisiting geothermal development plan

Preliminary Study (Surface Survey by Government) T Tendering Exploration Stage Exploitation Stage Blue Font Existing Working Area of PERTAMINA

Region No Field name DevelopmentRank

Cumulative Capacity (MW)Minimum Demand (MW)

TOTAL (MW)Cumulative Capacity (MW)Minimum Demand (MW)

TOTAL (MW)

vi

第２表地熱開発マスタープラン（２）

West Nusa TenggaraW.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA C T 30 30

0 30 0 30 30 30 30 30 30 30 30 30

58.4 64.8 71.6 79.2 87.2 95.6 104.8 114 124 132.4 141.2 150.4 160.8 170.4 180.4 190.8 202 214 227.2

East Nusa TenggaraE.Nusa Tenggara 55 ULUMBU A 6 10 10 10 36E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO A 2.5 8 10 20E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA B T 10 10 20E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO C T 10 10E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA C T 10 10 20E.Nusa Tenggara 60 ATADEI C T 10 10E.Nusa Tenggara 59 ILI LABALEKEN N

0 3 6 10 18 40 10 10 20 0 3 3 9 9 9 9 9 9 9 19 36 76 76 76 86 86 86 96 116 116

32.6 35.92 39.64 43.72 47.8 52.32 57.28 62.16 67.52 70.68 74.08 77.72 81.6 85.76 92.36 99.56 107.4 115.96 125.36

North SulawesiN.Sulawesi 61 LAHENDONG A 20 20 20 20 40 25 30 55 110 340N.Sulawesi 63 TOMPASO AN.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU A 40 55 45 140Golontaro 73 SUWAWA-GORONTALO C T 10 20 25 55

20 20 20 20 40 40 10 80 75 75 135 20 40 60 60 80 120 120 120 160 160 160 160 170 250 250 325 325 400 400 535 535

101.2 107.2 116 126 134.8 147.2 161.2 174 188 208 230.8 256 284 314.8 349.2 388 431.2 480 534.4

Centaral, South and Southeast SulawesiC.Sulawesi 65 MERANA C T 40 40 60 60 200C.Sulawesi 64 BORA NS.Sulawesi 66 BITUANG N T 24 24

SE.Sulawesi 67 LAINEA N 0 40 40 60 60 24 0 40 40 80 80 140 140 140 200 224 224

252 268.8 289.6 312 332.8 354.8 378 402.4 428.4 466.4 497.2 530.4 565.2 599.2 636.8 676.8 719.2 764.4 812.4

Maluku and North MalukuMaluku 69 TULEHU C T 20 20

N.Maluku 70 JAILOLO C T 20 20N.Maluku 68 TONGA WAYANA N

0 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 40 40 40 40 40 40 40 40 40

25.6 26.8 28.4 30.4 31.6 33.2 34.8 36.4 38 40.8 43.6 46.4 49.6 52.8 56.4 60.4 64.4 68.8 73.6Red Font : exisiting geothermal development plan

TOTAL (MW) 857 31 300 6 20 320 440 0 425 10 525 778 250 1,095 795 735 605 780 360 1,169 9,500 857 888 1,188 1,194 1,214 1,534 1,974 1,974 2,399 2,409 2,934 3,711 3,961 5,056 5,851 6,586 7,191 7,971 8,331 9,500 9,500

8,433 8,974 9,691 10,478 11,194 12,095 13,040 13,996 15,135 16,140 17,358 18,631 19,975 21,335 22,568 24,135 25,803 27,584 29,486

2,000 3,442 4,600 6,000 9,500

813 1,469 1,667 149 0


TOTAL (MW)Cumulative Capacity (MW)

Total of Minimum Demand (MW)

Minimum Demand (MW)


Minimum Demand (MW)





TOTAL (MW)

Shortage (MW)Milestone of the Road Map (MW)

vii

提言 Road Map目標達成のための資源量は賦存していることが明らかになったが、現状のままでは目標

達成は難しいことも明らかになった。2025 年度までに 9,500MW の地熱発電開発を行うために、国の

地熱発電開発推進体制や支援体制の確立、国の調査機関の技術力の強化等が必要である。また、

同国の地熱開発事業促進に対する主な障害は、他の国と同様に、①資源開発リスク、②多額の初

期投資負担にあることが確認された。目標達成のための提言を以下にまとめた。

同国の地熱発電事業の必ずしも良好でない経済性は、主に、多額の初期投資負担及び、同国

で特に課題となっている低い買電価格に起因している。現行の国営電力会社（PLN）方針によ

る買電価格（5￠/kWh 以下、多くは 4.4～4.6￠/kWh）は、発電事業の経済性に多大な影響を

与えており、現行のままでは民間企業による開発促進は極めて困難と見られる。政府は政策的

支援措置（インセンティブの付与）を講じる必要がある。

資源開発のリスクは、事業経済性と同様に、民間事業者が地熱発電事業に参入する際の重要

な判断要素である。現在、この判断のための資源調査データは政府が提供することになってい

る。しかしながら、その質も量も不足している。精度の良いデータを収集する必要がある。政府

調査機関（ＣＧＲ）は資源調査のための技術力をつけるべきである。

マスタープラン実施のために、次の基本戦略の提案を行う。

ランクＡフィールドについて、ここではワーキングエリア（WKP）が設定され、開発事業者は決定

している。これらのフィールドでは、調査井掘削により地熱貯留層の情報は得られ、資源開発リ

スクは障害とはなっていない。各事業者は開発計画を持っている。このような状況にありながら、

PLN により電力買い取り価格が低いために事業者が開発意欲を有していない。事業促進には

適度な経済インセンティブが必要である。

ランクＢおよびＣフィールドについて、ここではワーキングエリア（WKP）設定はまだ行われていな

い。地上調査データからは有望な資源の賦存が推定されている。しかし、調査井掘削による貯

留層の確認は行われていない。WKP に設定のために、政府による早急な促進調査の実施が必

要である。こららは民間参入判断のための情報として不可欠である。

離島、遠隔地の小規模地熱発電事業は、高コストの内燃力発電代替として、また地方電化の電

源としても重要である。小規模事業であるために、民間参入が難しいと考えられる。

マスタープランの実現に向けて、各種の課題を克服するために、制度的・技術的・財務的な支

援策について 10 項目の提言を挙げた（第３図）。なお、これらの提言のうち、中・長期的な開発

支援に関しては、それらの政策効果発現に時間がかかると予想されることから、短期的支援と

共にいずれも直ちに着手することが望まれる。

viii

(分類)

地熱法執行体制の整備

政府による資源量調査の推進

経済インセンティブの賦与（政策資金の確保）

地熱開発技術の高度化地熱技術者人材育成

経済インセンティブの賦与（購入価格の引き上げ、

政策的支援実施）

開発費低減対策の推進民間開発事業者の参入促進

関係者間の調整ルール確立（森林保護との調整等）

技術の国産化推進・関連産業の育成

高等教育機関における人材供給体制の強化

制度的支援

財務的支援

技術的支援

短期的目標実現に向けて（主としてＲａnｋ-A地域の開発支援）

　　　　　　中期的目標実現に向けて　　　　　　（主としてＲａｎｋ-B、Rank－C地域

の開発支援）　　　　長期的目標実現に向けて

リスク低減対策

初期投資負担低減

対策

第３図地熱開発マスタープラン実現のための 10 項目の提言

ix

＜短期的政策＞

① 経済インセンティブの付与：買電価格の引き上げ・補助、税制・金融面の支援等

② 地熱法執行体制の整備：「地熱法」施行規則の早急な制定等

③ 関係者間の調整ルールの整備：関係省庁による地熱法と森林法の運用のすり合わせ等

④ 民間事業者の参入促進：民間投資の環境整備、発電事業への参加スキームの多様化

＜中期的政策＞

⑤ 政府による資源調査の推進：資源リスク低減のための政府による先導的な促進調査の実施

⑥ 地熱技術者の人材育成：政府の関係機関の技術力向上や保有資機材の更新等

⑦ 開発費低減対策の推進：地熱井掘削に係る資機材の保有や調達への制度・経済面の支援等

⑧ 政策資金の確保：恒久的なエネルギー政策財源の確保

＜長期的政策＞

⑨ 高等教育機関おける人材供給体制の整備：大学における地熱教育の拡充等

⑩ 技術の国産化推進・関連産業の育成：地熱発電関連機器の国産化、熱水利用産業の推進等

なお、今回のマスタープラン作成では、現時点での様々な条件を考慮しても精度の高い計画立

案のために詳細な検討を行った。しかしながら、全般的に見ると収集したデータの精度は必ずしも高

くないことから、提案したマスタープラン(個別地域のアクションプランを含む)は将来にわたっても充分

な精度をものではない。このため、今後、新たに質の高いデータ・情報を収集することにより、より精度

の高いマスタープランを定期的に再構築することが望まれる。

- 1 -

第１章調査目的及び背景

１.１調査目的

本調査事業の目的は、インドネシア国の地熱開発有望地点の地熱資源量，電力需要等を考慮し、

今後の地熱発電開発の指針となるべき地熱発電開発マスタープラン（以下、「地熱開発マスタープ

ラン」または単に「マスタープラン」という。）を作成し，同国の地熱発電開発を促進しようとす

るものである。

１.２調査の背景

地熱エネルギーは、再生可能エネルギーの中では既にその利用技術が確立されており、世界各

国で 8,000MW を越える利用実績がある。また、自然エネルギーを利用するにもかかわらず、天候、

季節変動がなく極めて安定して発電が行える高い供給信頼性を有するエネルギーでもある。また、

国産エネルギーであるため、エネルギーの安定供給に大きく寄与するエネルギーである。さらに、

燃料費が不要という特性から、運転期間中の燃料価格変動や為替変動などの経済変化に対しても

安定した価格での供給が図られるという特徴がある。また、燃焼行程を必要としないため大気汚

染等の環境影響の少ないエネルギーであり、また、CO2 排出もきわめて少ないため地球環境にも

優しいエネルギー源であるとして昨今注目を集めている。

インドネシアの地熱ポテンシャルは約 27,000MW 相当であり、全世界の地熱ポテンシャルの

40%を占める世界大の地熱資源国であると言われている。このため、地熱エネルギーの開発は、

増大する電力需要への対応、エネルギー源の多様化の観点から強く期待されてきた。今日、イン

ドネシア国内の地熱発電は 857MW に達している。しかし、この発電能力は世界第４位ではある

ものの、膨大なポテンシャルを考慮すると、この恵みを十分活かしているとは言えない状態にあ

る。このため、インドネシア政府はエネルギーの多様化を図ることとし、2002 年には「国家エネ

ルギー計画（National Energy Policy: NEP）」を策定し、2020 年までにエネルギー利用の 5%以上を

再生可能エネルギーにより供給することを目標とした。さらに、2006 年には「国家エネルギー政

策に関する大統領令（2006 年第 5 号）」の発布し、国家エネルギー政策を大統領令という形でよ

り高レベルの国家政策に位置づけた。一方、これと並行して、2003 年に「地熱法」を制定し、ま

た、2004 年、「地熱開発 Road Map（Road Map Development Planning of Geothermal Energy）」（以下、

「Road Map」という。）策定し、2020 年に 6,000MW、2025 年には 9,500MW の地熱発電を行う目

標を設定した。このように、同国の地熱開発は新たな開発推進の枠組みが整備され、積極的な開

発に向けてそのスタートが切られたところである。

しかしながら、この開発目標の達成に向けた具体的な進め方や国としての支援方策などについ

ては、依然、明示されるに至っていない。従って、Road Map をより具体的にした「地熱開発マス

タープラン」の策定が必要となっている。

- 2 -

Fig. 1.2-1 Geothermal Development Roadmap 2004-2025

Table 1.2-1 Geothermal resource potential in each island (Nasution, 2004)

（Note）Installed capacity is 807 MW as of 2004, and is 857 MW as of 2007.

- 3 -

第２章調査概要

２.１調査地域

インドネシア全地域の開発有望地域 73 地域。（Fig. 2.1-1）

２.２本調査の基本方針

Road Map（～2025 年）に対応した地熱開発マスタープランを作成するため、「地熱資源ポテン

シャル面からの評価検討（立地，自然社会環境，事業経済性含め）」，「電力需給面からの検討」,

更に現状の課題を考慮して「地熱開発面の政策支援や開発方針」を行い，作成することを基本方

針として作業を実施した。

主たる調査は，

１）データ・情報収集，

２）全国地熱資源調査，

３）自然・社会環境調査，

４）マスタープラン策定，

に分類される。調査は，資源調査を中心に進められ，地域抽出の際には、自然環境・社会環境を

チェックした上で、開発に適した地域を選定することとした。調査の流れを Fig. 2.2-1 に示す。

２.３調査方法

本調査を実施した業務フローを Fig. 2.3-1 に示す。以下に各調査内容を記す。

(1) データ・情報収集

地熱発電開発に関連する開発政策，電力政策，法律制度，開発体制・組織，地熱資源，開発状

況，電力需給，電源開発計画，送電線整備計画，発電コスト，環境関係規則等のデータ・情報を

収集した。

(2) 全国地熱資源調査；

(a) 73 地熱有望地域の予備的評価

(b) 16 補足資源調査地域の選定

(c ) 23 選定地域における補足地質調査

(d) 23 選定地域における補足地化学調査

(e) 地熱資源データベースの設計と構築

(f) 34 選定地域における詳細資源量評価とその他の 15 地域における簡易資源量評価

(g) 49 地域における簡易経済性評価

(h) 評価検討のための物理探査の実施が望まれた有望 2 地域の抽出と同地域における電磁気

探査（MT 調査）と時間領域電磁気探査（TDEM）による「補足物理探査」を実施した。

(3) 電力セクター調査

調査対象 73 地域を含む地域，系統の電力セクター状況を把握した。

(4) 自然・社会環境調査

調査対象 73 地域における環境制約の可能性把握、第１次現地調査で収集した関連資料・情

報とカウンターパートとの協議に基づく初期環境調査（IEE）の仕様のまとめ、JICA 環境社会

- 4 -

配慮ガイドラインにおける IEE 調査を実施するため，地熱探査および地熱発電開発を含む地

熱開発のための環境影響評価（AMDAL）のスコーピング作業、マスタープラン段階での環境

社会配慮のための初期環境調査（IEE）実施等の環境調査を実施した。

有望地域における温室効果化ガス削減量見積りを行うともに、モデル的な Project Design

Document（PDD）を作成し地熱発電事業の CDM 事業化の可能性を検討した。

（5）マスタープラン策定

平成 18 年までに実施したこれらの調査解析結果を総合して，

a）地熱開発データベース作成，

b）地熱地域ごとの開発優先順位づけ（全国開発計画作成），

c）各地域の実行計画作成

を実施した。

設定された評価基準(資源の有無、発電可能なポテンシャル、経済性、環境影響、送電線、

電力需要、開発段階等)から優先順位を付け開発優先地域の抽出を行った。現状の開発スケジ

ュールも参考にして、これらから Road Map に示された目標および国家電力総合計画（需給想

定計画）に適した地域を選定し，全国の地熱開発計画を立てた。インドネシア国全体の地熱

開発計画では、出来るだけ Road Map が実現できるように各地域の開発を検討したが，現状で

は解決すべき課題が多いために計画されたすべての期間でRoad Map目標と一致した開発計画

の作成は不可能であったが幾つか政策支援等を行うことが可能と考え、より Road Map 目標に

近い計画を作成した。

i）実行計画の作成

各地域の開発状況、必要な調査等を個々に検討して、発電所運転開始までの計画を作成した。

（6）地熱発電開発促進のための政策検討

インドネシアにおける地熱開発の課題を検討し、政策的支援の必要性を検討した。また、

マスタープランを推進するための提言をまとめた。

２.４カウンターパートおよび関連機関

本マスタープラン調査のインドネシア側カウンターパート及び関係機関は下記の通り。

＜カウンターパート＞

・鉱物石炭地熱総局（Directorate General of Mineral, Coal and Geothermal, DGMCG）・地質庁(Geological Agency, GA) ・電力総局(Directorate General of Electricity & Energy Utilization, DGEEU) ・ PT. PLN ＜関係機関＞・ PT. PERTAMINA ・ National Development Planning Agency (BAPPENAS) ・ Aadan Pengkajian dan Penerapan Teknology (BPPT) ・インドネシア地熱協会（API）

２.５技術移転及びワークショップ

本マスタープラン調査における技術移転は OJT で実施し，現地調査（地質・地化学・物理探査・

- 5 -

環境調査・電力調査等），解析，データベース作成，マスタープランの作成を通じて実施した。こ

の中で、特にインドネシア側の移転が必要な技術は、以下の分野であった。

① 電磁探査（解析技術）

② 地熱資源量評価

③ データベース作成

④ 事業経済性評価等を含むマスタープラン作成

また、調査結果は 4 度のワークショップを開き関係者に説明し、協議を行った。

Fig. 2.1-1 Major geothermal fields in Indonesia (Muraoka 2005)

- 6 -

Fig. 2.2-1 Flow of Geothermal Mater Plan Study in Indonesia

全国地熱資源広域調査（概査データによる73地域対象）

電力関連調査電力需給現状把握/電源開発計画/送電線網整備計画

自然環境･社会環境調査･諸条件調査環境影響調査/地熱多目的利用（社会開発）/ｴﾈﾙｷﾞｰ開発及び地域産業振興方針政

開発有望地域選定・補足現地調査・データ収集（補足資源調査23地域）

有望な地熱資源・環境等の開発上の問題が無く・電力需要や開発政策から開発が期待される地域での詳細情報収

集

地熱資源賦存把握/流体特性把握(温度・化学特性)/資源量（出力）把

握(簡易資源量評価)/資源開発経済性評価（簡易経済評価）

データ・既存資料対象73地域･･･地熱資源/環境/電力需要･開発

資源開発有望地域の選定（地熱開発可能な地域選定と順

位）

開発有望地域･資源量評価検討・詳細経済性評価（49地域） Monte Carlo-Stored Heat 法による資源量評価、

資金調達・事業リスクを考慮した事業経済財務評価、資源量・経済性評価に基づく開発優先順位検討

需要等電力関連条件検討

自然社会環境/開発政策等諸条件検討

全国地熱開発；優先順位・開発方法提案（2025 年までの開発計画シナリオへの各開発計画

組込）

各地域開発；地熱発電開発計画作成・事業形態提案

CGR 地熱資源データベースへ反映

地熱開発データベース作成（一般公開への対応検討）

開発優先度の高い 2 地域選定 MT/TDEM 調

地熱開発マスタープラン調査報告書作成・提出

- 7 -

Fig. 2.3-1 Geothermal Mater Plan Study in Indonesia

マ

ス

タ

ー

プ

ラ

ン

策

定

段

階

第

４

次

国

内

作

業

第

５

次

国

内

作

業

第

５

次

現

地

調

査

第

４

次

現

地

調

査

マ

ス

タ

ー

プ

ラ

ン

調

査

段

階

第

３

次

国

内

作

業

第

２

次

国

内

作

業

第

２

次

現

地

調

査

第３現

地調査

第

３

年

次

調

査

第１次国内作業

第１次現

地調査

第

６

次

現

地

調

査

第６次国

内作業

予

備

調

査

段

階第

２

年

次

調

査

第１年

次調査

国内準備作

業

第７次現地

調

査

Inception Report 作成技術移転計画の作成

インセプションレポート提出，説明，協議

プログレスレポート説明・協議・完成現地補足調査計画の説明・協議

資料調査

国内準備作業

関連資料・情報の収集・分析

地熱資源データベース構築

地質調査流体地化学調査法制度 / 政策調査電力需要/送電システム

調査

現地補足調査/調査結果のまとめ・解析・評価

保有資機材の確認・検討

開発優先地域抽出（ 16 地点）

補足調査計画策定

プログレスレポート作成

地熱構造検討

地熱資源量評価

発電原価試算

開発有望地域抽出（ 2 地点）

インテリムレポート作成

インテリムレポート説明・協議・完成

地熱地域ごとの開発優先順位づけ

電力関連条件

自然社会環境 /開発政策等諸条件

地熱開発データベースの設計と構築

ドラフトファイナルレポート作成

ファイナルレポート説明・協議・完成公開ワークショップ開催

第1年次業務進捗状況報告書

第１回ワークショップ

2005年

度2006年

度

補足物理探査（ MTおよび TDEM探査）

地熱資源データベース更新

2007年度

自然社会環境調査

収　集　資　料　解　析・評　価

地質調査流体地化学調査法制度 / 政策調査電力需要/送電システム

調査自然社会環境調査

地熱資源データベース更新

【現地調査】

【データ解析】

地熱開発データベース・マスタープラン更新・技術移転

調査計画説明

開発優先地域 16 地点決定

開発有望地域２地点決定【 Steering Committee で協議】

マスタープラン説明

データベース移転完了

探査結果に基づく地熱構造解析

実行計画作成

【マスタープラン作成】

第２回ワークショップ

第３回ワークショップ

第４回ワークショップ

本邦支援策の検討



- 8 -

第３章インドネシアのエネルギー事情と地熱開発の現状

３.１インドネシアの経済・エネルギー事情

インドネシアは 1997 年 7 月のアジア通貨危機において大きな経済的影響を受けたが、その後の

各種改革の実施と好調な国内個人消費により経済は回復傾向にある。GDP成長率は、2003年4.5％、

2004 年には 5.1％、2005 年 5.6%を達成した。ここ数年、津波、大統領選挙、バリ島ホテル爆破テ

ロ事件、地震等の大きな懸念要素があったにもかかわらず、経済はおおむね堅調に推移している。

インドネシアの 2004 年の１次エネルギー総供給量は 128,856 千 TOE（ton oil equivalent）であっ

た。このうち、45%は石油で、天然ガス 33%、石炭 16%、残る 5%が地熱、水力などである。また、

終エネルギー需要は 79,124 千 TOE となった。産業部門が全体の 39%を占め、運輸部門 29%、

残る 32%は商業・家庭、その他部門によって消費されている。

３.２地熱開発と地熱開発促進政策の現状

インドネシアは世界大の地熱ポテンシャルを保有していると言われている。同国内の地熱ポ

テンシャルは約 27,000MW 相当であり、全世界の地熱ポテンシャルの 40%を占めるとの試算も報

告されている（Table 3.2-1、Table 3.2-2）。現在インドネシアの地熱発電は 857MW であるが、膨大

なポテンシャルを考慮すると、国内資源量の恵みを十分活かしているとは言えない状態にある

(Table 3.2-3)。

1990 年代にインドネシアの地熱開発は促進されたが、アジア通貨危機により多くの事業者は撤

退した。2003 年 10 月、政府は地熱法（2003 年法律 27 号）を制定し、地熱開発に民間企業が参加

する手続きを定めた。また、2003 年 9 月、プルタミナを株式会社化し、地熱事業は子会社の

PERTAMINA Geothermal Energy（PGE）に移管させた。また、プルタミナが地熱開発権を有してい

る地域のうち、開発に着手していない地域は政府に返還されることになった。

このような改革を進める一方で、インドネシア政府は石油エネルギー依存体質からの脱却を図

るため、再生可能エネルギーの開発促進を図ることとした。このため、2002 年には「国家エネル

ギー計画（National Energy Policy: NEP）」を策定し、また、2006 年には「国家エネルギー政策に関

する大統領令（2006 年第 5 号）」の発布し、2025 年までに地熱により１次エネルギーの 5%を供給

する開発目標を打ち出した(Fig. 3.2-1)。これにあわせ、鉱山エネルギー省は「地熱開発 Road Map

（Road Map Development Planning of Geothermal Energy for 2004-2020）」策定し、2025 年の地熱の開

発目標を 9,500MW とした。

- 9 -

Speculative Hypothetic Possible Probable ProvenSumatra 5,705 2,433 5,419 15 499 2Java-Bali 2,300 1,611 3,088 603 1,727 835Nusa Tenggara 150 438 631 - 14 -Sulawesi 1,000 125 632 110 65 20Maluku/Irian 325 117 142 - - -Kalimantan 50 - - - - -

9,530 4,714 9,912 728 2,305

251Location

Total

Total 27,18914,244 12,945

857

LocationInstalledCapacity

Resources (MWe) Reserve(MWe)

Energy Resource Share inthe World

ProvenResource (R)

AnnualProduction (P)

Remarks

R/P = 10 yearsExportableR/P = 30 yearsExportableR/P = 50 yearsExportable

Hydro 75,000MW 0.02% 75,000MW 4,200 MW No development of largescale hydro power plant

（Source：Road Map Development Planning of Geothermal Energy for 2004-2020; MEMR）

5 Billion Brr

5 Billion Tones

500 Million Brr

Natural Gas 507 TSCF 3.30% 90 TSCF 3 TSCF

Oil 321　Billion Brr 1.20%

100 MillionTones

Geothermal 27,000MW 40% 2,305MW 857 MW

Coal 50 Billion Tones 3%

Table 3.2-1 Indonesia Geothermal Potential

（Source："Current State of Geothermal Development in Indonesia", Dr. Dwipa SJAFRA,）

Table 3.2-2 Energy Resources in Indonesia and the World

- 10 -

Energy Mix (2003)

54.4%26.5%

14.1%3.6%

1.4%

0.2%

Oil Gas Coal Hydro Geothermal Other RNE

Energy Mix (2025)

20.0%

30.0%33.0%

5.0%5.0% 5.0% 2.0%

Oil Gas Coal Geothermal Other RNE BioFuel Liquefied Coal

Optimizationof EnergyManagement

Table 3.2-3 Geothermal Power Plant in Indonesia and its Development Scheme

Power Plant Location Unit No. Capacity(MW)Start of

OperationSteam Developer Power Generator

Unit- 1 30MW 1983

Unit- 2 55MW Kamojang West Jawa

Unit-3 55MW 1988

Pertamina PLN

Unit-1 60MW

Unit-2 60MW

Unit-3 60MW

1994(*5)Pertamina/ Chevron

Geothermal of Indonesia (*1)

PLN

Unit-4 66.7MW

Unit-5 66.7MW

Salak West Java

Unit-6 66.7MW

1997(*5) Pertamina / Chevron Geothermal of Indonesia(*1)

Unit-1 55MW 1994 Pertamina/Amoseas Indonesia Inc.(AI)(*2)

PLN Darajat West Java

Unit-2 90MW 1999 Pertamina / Amoseas Indonesia Inc.(AI) (*2) Lahendong North Sulawesi Unit-1 20MW 2001 Pertamina PLN

Sibayak Ｎｏｒｔｈ Sumatra Unit-1 2MW 2000 Pertamina

Wayng-Windu West Java Unit-1 110MW 2000 Pertamina / Magma Nusantara Ltd (MNL) (*3)

Dieng Central Java Unit-1 60MW 2002 Geo Dipa (*4)

PLN Power Plant （395MW) Total 857MW

（Break Down）

IPP Power Plant （462MW）（Source：Pertamina; “Pertamina Geothermal Development (Resource ＆ Utilization)”） (Note) *1 Chevron took over Unocal (Union Oil Company of California), who was the original developer of Salak on Aug. 2005 . *2 Amoseas Indonesia Inc. is a subsidiary of U.S.-based Chevron Texaco.

*3 Magma Nusantara is a wholly owned subsidiary of Star Energy. Star Energy acquired W’ayang-Windu in Nov. 2004. *4 Dien Plant was transfer to PT Geo Dipa from California Energy, who was the original developer, through

Government of Indonesia in 2002. PT Geo Dipa is a joint venture of Pertamina and PLN. *5 Renovated in 2005

（Note：Energy Mix in 2003 is based on “National Energy Management Blue Print (2005).

Energy Mix in 2025 is based on “Presidential Decree No.5 /2006. )

Fig. 3.2-1 Energy Mix Target in 2025

- 11 -

第４章全国地熱資源調査

４.１ 73 地熱地域の予備的評価と補足資源調査地域の選定

予備的評価では、73 地域を対象に既存データの収集および情報の分析を行った。当初対象地域

として予定されていた 70 地域に加えて、第１次現地調査時にインドネシア側から要望のあった北

スマトラ州 Sipaholon 地域、ジャワ島東部の Iyan Argopuro 地域およびスラウェシ島ゴロンタロ州

の Suwawa 地域の 3 地域を加えて、73 地域を調査対象地域とした。これらの地域について、収集

した資料にもとづき、地熱概念モデルの評価、容積法による地熱資源量評価、および簡易経済性

評価を実施した。これらの結果に加え、地域の安全性や開発段階等も考慮し、補足資源調査対象

地域を選定した。補足資源調査対象地域は、インドネシア側からの追加要望も加味し、Table 4.1-1

に示す 23 地域とした。

４.２補足資源調査（地質、地化学、物理探査、地熱系モデル）

４.２.１補足地質・地化学調査

地熱資源の評価を適切に行うために，開発有望な地域である可能性がありながら，データ情報

が不足している 23 地域について補足地質・地化学調査を実施した。あわせて、現地調査で採取し

た岩石試料、温泉水、噴気ガス試料の室内分析を実施した。これらの結果は各地域の地熱系モデ

ルおよび地熱資源量評価のための基礎資料とした。Fig. 4.2.1-1 に補足地質・地化学調査結果のと

りまとめ例を示す。これらの調査結果にもとづき、地熱構造モデルの検討を行った。これらの結

果を地熱資源評価に反映させた。

物理探査実施の２地域は、DGMCG を含めたインドネシア側地熱関係者との間で、資源量･社会

環境面・将来の開発計画に関する議論が行われた結果、イ国政府が開発を主導する地域および国

の機関である PERTAMINA が開発を実施するところをそれぞれ１地域づつ、計２地域を選定した。

選定された地域は、フローレス島のSokoria-Mutubusa地域及びスラウェシ島のKotamobaguである。

４.２.２補足物理探査

（１） Sokoria 地域

解析結果から得られた調査地域の地下比抵抗分布（Fig. 4.2.2-1 参照）から、断層構造等を反

映している可能性の高い比抵抗不連続線が 3 本（Rs1、Rs2 および Rs3）検出された。既往の地

質調査結果を合わせて考察すると、Rs1 はカルデラ壁をまた Rs2 は断層を反映したものと考え

られる。

比抵抗不連続線 Rs2 の中央部周辺は、浅部の深度 200ｍにおいては 5ohm-m 以下の比抵抗値を

示す顕著な低比抵抗域となっているが、比較的深部（深度 1500ｍ、2000ｍおよび 2500ｍ）にお

いては 30ohm-m 以上の比抵抗値を示す相対的な高比抵抗域が分布している。浅部の低比抵抗域

はスメクタイトやゼオライト等の比較的低温で生成する熱水変質帯を反映しており、地熱貯留

層の帽岩的な役割を果たしているものと考えられる。この低比抵抗域の下位に認められる相対

的な高比抵抗域はイライトやクローライト等の高温で生成する熱水変質帯を反映しているもの

と考えられることから、比抵抗不連続線 Rs2 中央部の地下深部は周辺地域と比較して高温とな

っているものと推定される。これらのことから、比抵抗不連続線 Rs2 は深部熱水の流動・貯留

- 12 -

域となる断層構造を反映している可能性が高く、Sokoria 調査域の地熱開発において有望な地域

と期待される。

（２） Kotamobagu 地域

解析結果から得られた調査地域の地下比抵抗分布（Fig. 4.2.2-2 参照）から、断層構造等を反

映している可能性の高い比抵抗不連続線が 3 本（Rk1、Rk2 および Rk3）検出された。また、調

査地域の北西部、中央部および南東部の比較的浅部（深度 500ｍ～750ｍ）において、顕著な低

比抵抗域が広範囲に認められる。この低比抵抗域はスメクタイトやゼオライト等の変質鉱物か

ら形成された熱水変質帯を反映しているものと推定され、地熱貯留層の帽岩的な役割を果たし

ているものと考えられる。更に、比抵抗不連続線 Rk2 の中央部～西部および Rk3 の中央部～北

部周辺では、この比較的浅部に分布する低比抵抗域の下位に相対的な高比抵抗域（25ohm-m 以

上）が認められる。このように、比較的浅部で顕著な低比抵抗が分布しており、その下位に相

対的な高比抵抗域が存在する場合は、この相対的な深部高比抵抗域は、イライトやクローライ

ト等の高温で生成する変質鉱物から形成された熱水変質帯を反映しているものと考えられる。

これらのことから、比抵抗不連続線 Rk2 の中央部～西部域および比抵抗不連続線 Rk3 の中央部

～北部域は深部熱水の流動・貯留域となる断層構造を反映している可能性が高く、比抵抗不連

続線 Rk2 と Rk3 の交点を含む調査地域の中央部～北西部は Kotamobagu 地熱地域開発上、有望

な地域と期待される。

４.２.３各地域の資源特性と地熱系モデル

マスタープラン策定の基礎資料となる各地熱地域の地熱資源について、貯留層構造（深部地質

構造），熱源（火山活動や熱水活動の歴史），貯留層の広がり，貯留層流体（貯留層流体の特性･

挙動）を解析し、集約した。この作業は、まず、73 地域の予備的評価の際に既存データを用いて

実施した。その後、補足地質・地化学調査結果および補足物理探査結果を反映させ、調査の段階

の都度、地熱系モデルの見直し・更新を行い、各地熱地域の資源特性と地熱系モデルの精度を高

め、マスタープラン策定の基礎資料とした。これらの結果は地熱構造モデル集約図や地熱資源集

約表にまとめた。Fig. 4.2.3-1 に地熱構造モデルやの取りまとめ例を示す。地熱資源集約表は、補

足資源調査もしくは詳細な既存データ収集により、地熱構造モデル評価が可能であった 34 地域に

ついてとりまとめを行った。

４.３地熱資源データベース

地熱資源データベースについては，カウンターパートの Center for Geological Resouces (CGR) の

オリジナルデータベースを土台として，新たに追加した方がよいと判断される情報を格納できる

ように機能を拡張することで地熱資源データベースを構築した。拡張した機能は「地熱貯留層の

特性および資源量評価」と「坑井の生産データ」に関するデータ格納機能である。この地熱資源

データベースは、①地質、②地化学、③物理探査、④坑井調査、⑤地熱資源量の項目からなり、

本調査で収集・検討したこれらのデータをデータベースに格納した。

４.４資源量の推定と簡易経済性評価

構築した地熱系モデルにもとづき、容積法およびモンテカルロ解析により地熱資源量を求めた。

- 13 -

地熱資源量評価の可能なデータが得られた 39 地域について評価を行った。なお，既に開発段階に

ある地域では，貯留層シミュレーションなど容積法よりも詳細な手法で地熱資源量が評価されて

いることから，それらの地域は容積法による評価の対象から除外し，開発計画規模を採用した。

簡易経済性評価は、有効なデータが得られた 38 地域と既開発地域および調査レベルが進んでい

る 11 地域の合計 49 地域を対象に，地熱発電開発を行う場合に推定される「kW 当たりの初期投資

額」を計算した。その結果を Table 4.4-1 に示す。補足調査実施地点については、その結果に基づ

きさらに見直しを行った。

４.５資源評価にもとづく開発有望地域の抽出

インドネシアにおける地熱資源開発促進のためのマスタープラン計画を作成するためには，各

地域の地熱資源開発の現状を把握することが必要である。地熱資源データベースにより整理され

た各地域の地熱資源データにより明らかにされた地域毎の地熱構造、地熱資源量，地熱流体の化

学特性および調査開発段階にもとづき，インドネシアにおける将来の電源開発に資する可能性の

ある地域を地熱資源の面から評価した。その結果、以下の地域を開発計画が策定されるべきとこ

ろとして抽出した（Table 4.5-1）。

（１）スマトラ地域

Iboih-Jaboi，Seulawah Agam，Lau Debuk-Debuk/Sibayak，Sarulla，Sibual Buali，S. Merapi-Sampuraga，

Muaralabuh，Lempur/Kerinci，Sungai Penuh，B. Gedung Hulu Lais ，Tambang Sawah，Marga Bayur，

Lumut Balai，Ulubelu，Suoh Antatai，G. Sekincau，Rajabasa，Wai Ratai

（２）ジャワ－バリ地域

Kamojang，G. Salak，Darajat，Cisolok-Cisukarame，G. Patuha，G. Wayang-Windu，G. Karaha，

G. Telagabodas，Dieng，Ungaran，Wilis-Ngebel，Bedugul，

（３）スラウェシ地域および東部インドネシア

Hu’u Daha，Wai Sano，Ulumbu，Bena-Mataloko，Sokoria-Mutubusa，Oka-Larantuka，Atadei，

Lahendong，Kotamobagu，Tompaso，Tulehu，Jailolo

- 14 -

Fig. 4.2.1-1 Compiled Map of Geoscientific Study Results (No.13 MUARALABUH )

- 15 -

Fig. 4.2.2-1 Synthetic Resistivity Structure Map in the Sokoria Geothermal Field

1

2

3

4

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6

7

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9

10

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17 18

19

20

21

22

23 24

25

26

27

28

29 30

31

32

33

34

35

SK-1

SK-2

SR-1

363000 364000 365000 366000 367000

9026000

9027000

9028000

9029000

9030000

Rs3

Rs2Rs1

Resistivity discontinuity

MT/TDEM station

Legend

Estimated fault

Caldera Rim

Well Locations

Low Resistivity zone of less than 10ohm-m at a depth of 200m

High Resistivity zone of greater than 40ohm-m at a depth of 1500m

Promising Zone

- 16 -

Fig. 4.2.2-2 Synthetic Resistivity Structure Map in the Sokoria Geothermal Field

1

2

3

4

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9

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2021

22

23

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2526

27

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30

31

32

33

34

35

649000 650000 651000 652000 653000 654000 655000 656000 657000 658000 659000 660000 661000 66200075000

76000

77000

78000

79000

80000

81000

82000

83000

84000

85000

86000

87000

Rk3

Rk2

Rk1

Resistivity discontinuity

MT/TDEM station

Legend

Low Resistivity zone of less than 10ohm-m at a depth of 500m

High Resistivity zone of greater than 25ohm-m at a depth of 2000m

Promising Zone

- 17 -

Table 4.2.2-1 Location of Supplementary Survey Fields

Region Field

North Sumatera ・ PUSUK BUKIT - DANAU TOBA (No.11) ・ SIMBOLON – SAMOSIR (No.12) ・ SIPAHOLON – TARUTUNG (No.71)

West Sumatera ・ MUARALABUH (No.13) ・ G. TALANG (No.14)

Jambi ・ SUNGAI PENUH (No.17)

Bengkulu ・ B. GEDUNG HULU LAIS (No.21) ・ TAMBANG SAWAH (No.22)

South Sumatera ・ MARGA BAYUR (No.24)

Lampung ・ SUOH ANTATAI (No.28) ・ G. SEKINCAU (No.29) ・ RAJABASA (No.30)

West Java ・ CISOLOK – CISUKARAME (No.35) ・ TANGKUBANPERAHU (No.40)

Banten ・ CITAMAN - G. KARANG (No.42)

Central Java ・ TELOMOYO (No.46) ・ UNGARAN (No.47)

East Java ・ WILIS / NGEBEL (No.50) ・ IJEN (No.51)

East Nusa Tenggara ・ SOKORIA – MUTUBUSA (No.57)

North Sulawesi ・ KOTAMOBAGU (No.62) ・ TOMPASO (No.63)

Gorontalo ・SUWAWA-GORONTALO (No.73)

- 18 -

Table 4.4-1 General Estimate of The Initial Capital Investiment Per KW of Each Geothermal Field.

Demand

Surface Geotherm Measured T/L D/L (MW). Speculative Hypothesis possible Probable Proven

Aceh 1 IBOIH - JABOI 100 170-290 X 10 15 15 10

Aceh 2 LHO PRIA LAOT 101 170-220 X 10

Aceh 3 SEULAWAH AGAM 95 180-300 X 3,000 900 900 900

Aceh 4 G. GEUREUDONG 69 X 3,000

Aceh 5 G. KEMBAR 89 >190 X 3,000

SumUta 6 G. SINABUNG X 3,000

SumUta 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK 116 302 X 3,000 70 131 39 170 170

SumUta 8 SARULA 101 X 3,000 100 147 133 280 280

SumUta 9 SIBUAL BUALI 72 X 3,000 80 80 80

SumUta 10 S. MERAPI - SAMPURAGA 99 <290 X 3,000 700 700 700

SumUta 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA 90 <290 X 3,000

SumUta 12 SIMBOLON - SAMOSIR 43 >170 X 3,000

SumBar 13 MUARALABUH 104 180-270 X 3,000 250 250 250 250

SumBar 14 G. TALANG 98 <290 X 3,000 25 25 25

Jambi 15 LEMPUR / KERINCI 97 210-290 X 3,000 20 15 35 35

Jambi 16 SUNGAI TENANG 96 X 3,000

Jambi 17 SUNGAI PENUH 102 200-250 X 3,000 600 600 600

Jambi 18 SUNGAI BETUNG 30 X 3,000

Jambi 19 AIR DIKIT 98 X 3,000

Jambi 20 G. KACA 41 X 3,000

Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS 95 180-290 X 3,000 1,000 1,000 1000

Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH 95 >230 X 3,000 400 400 400

Bengkulu 23 BUKIT DAUN 95 X 3,000

SumSel 24 MARGA BAYUR 96 180-250 X 3,000 130 130 130

SumSel 25 LUMUT BALAI 98 X 3,000 820 820 820

SumSel 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT 96 X 3,000

Lampung 27 ULUBELU 99 X 3,000 580 580 580

Lampung 28 SUOH ANTATAI 99 230-300 X 3,000 920 920 920

Lampung 29 G. SEKINCAU 98 260-300 X 3,000 380 380 380

Lampung 30 RAJABASA 99 200-280 X 3,000 170 170 170

Lampung 31 WAI RATAI 92 220-290 X 3,000 180 180 180

JavaBar 32 KAMOJANG 96 252 X 20,000 73 227 300 300

JavaBar 33 G. SALAK 280 X 20,000 115 485 600 600

JavaBar 34 DARAJAT 77 245 X 20,000 362 362 362

JavaBar 35 CISOLOK - CISUKARAME 98 >250 X 20,000 400 400 400

JavaBar 36 G. PATUHA 89 245 X 20,000 65 247 170 417 417

JavaBar 37 G. WAYANG - WINDU 50 270 X 20,000 75 135 250 385 385

JavaBar 38 G. KARAHA 95 X 20,000 50 70 100 30 200 200

JavaBar 39 G. TELAGABODAS 92 X 20,000 75 120 80 200 200

JavaBar 40 TANGKUBANPERAHU 96 >170 X 20,000 20 20 20

Potential(MW)

Names of the 70 fields in thisSurveyNo

Temperature(oC) Grid. ResourcesRegion

ReservesPower

Plant (MW)

Banten 41 BATUKUWUNG 52 X 20,000

Banten 42 CITAMAN - G. KARANG 94 >180 X 20,000 50 25 25 25

Banten 43 G. ENDUT 84 X 20,000

JavaTen 44 DIENG 94 368 X 20,000 200 185 115 280 580 580

JavaTen 45 MANGUNAN 46 X 20,000

JavaTen 46 TELOMOYO >190 X 20,000 90 90 90

JavaTen 47 UNGARAN 86 180-320 X 20,000 230 230 230

JavaTen 48 G. SLAMET 51 X 20,000

JavaTim 49 G. ARJUNO - WELIRANG 70 X 20,000

JavaTim 50 WILIS / NGEBEL 93 190-250 20,000 180 180 180

JavaTim 51 IJEN 57 20,000 130 130 130

Bali 52 BEDUGUL 32 285 X 20,000 75 245 30 275 275

NTB 53 HU'U DAHA 86 X 10 190 190 10

NTT 54 WAI SANO 92 >250 X 30 70 70 30

NTT 55 ULUMBU 96 240 X 30 175 175 30

NTT 56 BENA - MATALOKO 95 270-300 X 30 20 20 20

NTT 57 SOKORIA - MUTUBUSA 97 180-320 X 30 150 150 30

NTT 58 OKA - LARANTUKA 90 X 30 145 145 30

NTT 59 ILI LABALEKEN X 30

NTT 60 ATADEI 97 X 30 90 90 30

SulUta 61 LAHENDONG 99 356 X 200 125 95 80 175 175

SulUta 62 KOTAMOBAGU 98 <320 X 200 260 260 200

SulUta 63 TOMPASO 98 >250 X 200 400 400 200

SulTen 64 BORA 81 X 500

SulTen 65 MERANA 90 X 500 380 380 380

SulSel 66 BITUANG 98 X 500

Sul SE 67 LAINEA 85 X 500

MalUta 68 TONGA WAYANA 60 X 10

Maluku 69 TULEHU 92 >230 X 30 25 25 25

MalUta 70 JAILOLO 97 X 20 320

SumUta 71 SIPAHOLON-TARUTUNG 47 >170 X 3,000 85 85 85

JavaTim 72 Iyang Agropuro 65

Golontaro 73 SUWAWA-GOLONTALO 83 >130 X 200 210 210 200

1500 4 160 1000 200 70% 9 7 22.6 30.0 53 902

2000 10 260 1000 200 80% 73 95 265.1 696.0 961 457

1500 4 160 1000 200 70% 33 27 84.2 108.0 192 935

1500 6 190 1000 200 70% 55 52 148.0 276.0 424 643

1500 6 190 1000 200 70% 43 41 116.1 216.0 332 645

1500 4 160 1000 200 70% 47 38 119.4 156.0 275 918

2500 9 220 1500 200 80% 39 43 178.2 330.0 508 648

1500 4 160 1000 200 70% 4 4 11.0 12.0 23 1,100

1500 6 180 500 200 70% 8 7 17.1 36.0 53 568

1000 7 220 500 200 70% 7 7 11.6 36.0 48 385

1000 6 200 500 200 70% 5 5 8.3 24.0 32 413

1500 6 190 500 200 70% 8 7 17.1 36.0 53 568

1500 4 160 500 200 70% 11 10 23.7 36.0 60 788

1500 4 160 1000 200 70% 11 10 29.2 36.0 65 972

2000 10 230 1000 200 80% 22 26 77.0 210.0 287 440

2000 6 190 1000 200 70% 48 45 155.1 240.0 395 776

1500 6 180 1000 200 70% 48 43 126.5 240.0 367 633

1500 4 160 1000 200 70% 136 109 344.3 456.0 800 906

1500 4 160 1000 200 70% 9 7 22.6 30.0 53 902

1500 4 180 1000 200 70% 31 27 80.9 102.0 183 951

1500 4 160 1000 200 70% 72 58 182.6 240.0 423 913

Depth(m) MW Water Flow (t/h) Depth(m) capacity (t/h) Success Rate Production Reinjection

1500 6 180 1000 200 70% 3 3 8.3 12.0 20 825

1500 6 180 500 200 70% 215 193 460.9 1,080.0 1,541 512

2000 10 230 1000 200 70% 25 28 85.8 204.0 290 505

2000 6 190 1000 200 70% 67 64 217.8 336.0 554 778

2000 10 190 1000 200 70% 12 11 38.5 96.0 135 481

2000 6 190 1000 200 70% 167 159 542.3 840.0 1,382 775

1500 6 180 1000 200 70% 60 54 158.4 300.0 458 634

2000 6 190 1000 200 70% 6 6 19.8 30.0 50 792

1500 6 180 500 200 70% 9 8 19.3 42.0 61 550

1500 6 190 500 200 70% 143 136 310.8 720.0 1,031 518

1500 6 180 1000 200 70% 239 215 630.9 1,200.0 1,831 631

1500 4 160 1000 200 70% 143 115 362.5 480.0 842 906

1500 4 180 1000 200 70% 47 43 124.9 156.0 281 960

1500 9 220 1000 200 70% 131 143 373.5 984.0 1,357 455

1500 9 220 1000 200 70% 93 101 264.6 696.0 961 456

1500 9 220 1000 200 70% 147 161 419.7 1,104.0 1,524 456

1500 9 220 1000 200 70% 61 66 173.3 456.0 629 456

1500 6 180 1000 200 70% 41 36 107.3 204.0 311 631

1500 6 180 1000 200 70% 43 39 113.9 216.0 330 633

1500 6 5 1000 200 80% 63 2 106.2 360.0 466 354

2000 10 230 1000 200 80% 75 87 260.7 720.0 981 435

2000 6 5 1000 200 80% 76 2 169.4 434.4 604 468

1500 6 190 1000 200 70% 96 91 258.5 480.0 739 646

1500 6 5 1000 200 80% 87 3 146.9 500.4 647 352

1500 9 220 1000 200 80% 54 60 155.1 462.0 617 403

1500 9 220 1000 200 80% 28 31 80.3 240.0 320 402

1500 9 220 1000 200 70% 32 35 91.3 240.0 331 457

1500 4 160 1000 200 70% 8 6 19.8 24.0 44 990

Single Well Productivity Single Well Injectivity Required Number of Well Drilling Costs(million US$)

Initial CapitalInvestment

(million US$)

Plant Costs(million US$)

Initial CapitalInvestment for

Drilling (US$/kW)

1,200 2,025

1,200 1,712

1,200 1,705

1,200 1,978

1,200 1,681

1,200 1,975

1,200 1,834

1,200 1,992

1,200 1,750

1,200 1,718

1,200 1,831

1,200 2,106

1,200 2,160

1,200 1,655

1,200 1,656

1,200 1,656

1,200 1,656

1,200 1,831

1,200 1,833

1,200 1,554

1,200 1,635

1,200 1,668

1,200 1,846

1,200 1,552

1,200 1,603

1,200 1,602

1,200 1,657

1,200 2,190

Initial CapitalInvestment

Per kW (US$/kW)

Initial CapitalInvestment for

Plant (US$/kW)

1,200 2,102

1,200 1,657

1,200 2,135

1,200 1,843

1,200 1,845

1,200 2,118

1,200 1,848

1,200 2,300

1,200 1,768

1,200 1,585

1,200 1,613

1,200 1,768

1,200 1,988

1,200 2,172

1,200 1,640

1,200 1,976

1,200 1,833

1,200 2,106

1,200 2,102

1,200 2,151

1,200 2,113

- 19 -

Table 4.5-1 (1) Geothermal Resource Areas in Sumatra Island

Min. Most Likely Max. Surface Geotherm Measured

Aceh 1 IBOIH - JABOI 3.4 5.1 6.8 100 170-290

Aceh 2 LHO PRIA LAOT 101 170-220

Aceh 3 SEULAWAH AGAM 118 177 236 100 180-300

Aceh 4 G. GEUREUDONG 69

Aceh 5 G. KEMBAR 89 >190

SumUta 6 G. SINABUNG

SumUta 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK 2 3.975 6.6 116 302

SumUta 8 SARULA 15.1 22.65 30.2 101 310

SumUta 9 SIBUAL BUALI 7.1 10.65 14.2 72 267

SumUta 10 S. MERAPI - SAMPURAGA 89 133.5 178 119 <290

SumUta 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA 90 <290

SumUta 12 SIMBOLON - SAMOSIR 91 >170

SumUta 71 SIPAHOLON-TARUTUNG 14.2 21.3 28.4 65 >170

SumBar 13 MUARALABUH 80.3 120.45 160.6 106 180-270

SumBar 14 G. TALANG 3.4 5.1 6.8 98 <290

Jambi 15 LEMPUR / KERINCI 4.5 6.75 9 97 210-290

Jambi 16 SUNGAI TENANG 33.8 77.1 138 96

Jambi 17 SUNGAI PENUH 69 103.5 138 102 200-250

Jambi 18 SUNGAI BETUNG 30

Jambi 19 AIR DIKIT 98

Jambi 20 G. KACA 41

Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS 128 192 256 95 180-290

Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH 60.6 90.9 121.2 99 >230

Bengkulu 23 BUKIT DAUN 95

SumSel 24 MARGA BAYUR 21 31.5 42 98 180-250

SumSel 25 LUMUT BALAI 70 105 140 98

SumSel 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT 96

Lampung 27 ULUBELU 50 75 100 99

Lampung 28 SUOH ANTATAI 77.6 116.4 155.2 99 230-300

Lampung 29 G. SEKINCAU 37.3 55.95 74.6 98 260-300

Lampung 30 RAJABASA 20.1 30.15 40.2 100 200-280

Lampung 31 WAI RATAI 18.8 28.2 37.6 92 220-290

Names of the 70 fields in thisSurveyNo

Temperature(oC)Region

Sub-Total in Sumatra

Reservoir Volume ( x 10 9 m3)

pH Major Anion Cl max(ppm) Spec. Hypo. Possible Probable Proven

2.4-7.5 SO4, HCO3, Cl-SO4 1353 15 S2

6.5 Cl 5312 S1

6.5-7.0 Cl-SO4 2399 900 S2

RE

7.8 Cl-SO4 828 S1

RE

6.7 HCO3 110 70 131 39 OP

3.1-9.3 SO4, HCO3, Cl-HCO3, Cl-SO4 1310 100 147 133 F2

7.5-7.9 HCO3, Cl-HCO 288 80 F1

1.8-7.7 SO4, HCO3, mixed, Cl-HCO3 933 700 S2

2.8-3.7 SO4, Cl-SO4 394 S1

3.4-8.4 SO4, HCO3 479 S1

6.2-7.2 SO4, HCO3, mixed, Cl-HCO3 277 85 S1

2.0-8.5 SO4, HCO3, C 1532 250 250 S2

2.2-8.6 SO4, HCO3 198 25 S2

2.8-7.2 SO4, HCO3 (Cl: well)9

(1440: well) 20 15 F1

8.0 Cl-SO4 392 S1

7.0-8.9 Cl-HCO3 584 600 S2

S1

2.5 SO4 3 S1

S1

2.1-7.2 SO4, HCO3, Cl-SO4, Cl-HCO3, Cl 3155 1,000 S2

6.1-8.9 SO4, HCO3, Cl 3411 400 S2

2.3 SO4 47 S1

1.7-7.6 SO4, HCO3 16 130 S2

2.5 SO4 80 820 S2

S1

2-neutral 900 580 F1

7.0-7.2 Cl-SO4, Cl 1326 920 S2

7.5-7.6 HCO3, Cl 1370 380 S2

6.0-6.5 HCO3, Cl-HCO3, Cl 6830 170 S2

5.9-7.4 Cl-HCO3, Cl 2589 180 S2

420 7,453 267

Stage ofDeveloment

Potential (MW)Surface Water Type (Hot Spring)

- 20 -

Table 4.5-1 (2) Geothermal Resource Areas in Java-Bali region


JavaBar 32 KAMOJANG 11.2 18.9 28 96 252

JavaBar 33 G. SALAK 22.1 33.15 44.2 280

JavaBar 34 DARAJAT 13.3 19.95 28.6 77 245

JavaBar 35 CISOLOK - CISUKARAME 50.4 75.6 100.8 99 >250

JavaBar 36 G. PATUHA 89 245

JavaBar 37 G. WAYANG - WINDU 25.4 63.675 119 50 270

JavaBar 38 G. KARAHA 79.1 118.65 158.2 95

JavaBar 39 G. TELAGABODAS 92

JavaBar 40 TANGKUBANPERAHU 3.4 5.1 6.8 96 >170

Banten 41 BATUKUWUNG 52

Banten 42 CITAMAN - G. KARANG 4 6 8 94 >180

Banten 43 G. ENDUT 84

JavaTen 44 DIENG 6.5 14.55 25.8 94 368

JavaTen 45 MANGUNAN 46

JavaTen 46 TELOMOYO 15.1 22.65 30.2 37 >190

JavaTen 47 UNGARAN 24.5 36.75 49 86 180-320

JavaTen 48 G. SLAMET 51

JavaTim 49 G. ARJUNO - WELIRANG 70

JavaTim 50 WILIS / NGEBEL 20.8 31.2 41.6 93 190-250

JavaTim 51 IJEN 21.2 31.8 42.4 57

JavaTim 72 Iyang Agropuro 65

Bali 52 BEDUGUL 32 285

Region No Names of the 70 fields in thisSurvey

Reservoir Volume ( x 10 9 m3)

Sub-Total in Java-Bali

Temperature(oC)


2.9-8.2 SO4, HCO3 17 73 227 OP

115 485 OP

3.0-5.0 SO4 14 362 OP

6.8-8.7 SO4, mixed, Cl-SO4, Cl-HCO3 560 400 F1

65 247 170 F2

75 135 250 OP

6.6 SO4 11 50 70 100 30 F2

75 120 80 S2

2.5-7.4 SO4, HCO3, Cl-SO4, Cl-HCO3, Cl 1581 20 S2

S2

(150) 50 25 F1

RE

200 185 115 280 OP

S2

7.6 HCO3 (SO4, mixed: well) 180 90 S2

6.0-8.0 HCO3, Cl-HCO3, Cl 5339 230 S2

7.9 HCO3 26 S2

6.7 HCO3 334 S1

6.6-7.0 Cl (Cl-HCO3: well) 4627 180 S2

6.5-8.3 HCO3 152 130 S2

7.4 HCO3 26 S1

75 245 30 F2

590 2,057 503 1,834

Stage ofDeveloment

Surface Water Type (Hot Spring) Potential (MW)

- 21 -

Table 4.5-1 (3) Geothermal Resource Areas in Sulawesi and East Indonesia


NTB 53 HU'U DAHA 30.4 45.6 60.8 86

NTT 54 WAI SANO 9.1 13.65 18.2 92 >250

NTT 55 ULUMBU 17 25.5 34 96 240

NTT 56 BENA - MATALOKO 3 4.5 6 95 270-300

NTT 57 SOKORIA - MUTUBUSA 16.4 24.6 32.8 97 180-320

NTT 58 OKA - LARANTUKA 23.9 35.85 47.8 90

NTT 59 ILI LABALEKEN

NTT 60 ATADEI 14.9 22.35 29.8 97

SulUta 61 LAHENDONG 9.9 14.85 19.8 99 356

SulUta 62 KOTAMOBAGU 30 45 60 98 <320

SulUta 63 TOMPASO 39.9 59.85 79.8 98 >250

Golontaro 73 SUWAWA-GOLONTALO 33.9 50.85 67.8 94 >130

SulTen 64 BORA 81

SulTen 65 MERANA 63.3 94.95 126.6 90

SulSel 66 BITUANG 98

Sul SE 67 LAINEA 85

MalUta 68 TONGA WAYANA 60

Maluku 69 TULEHU 4.4 6.6 8.8 92 >230

MalUta 70 JAILOLO 44.3 66.45 88.6 97

Region No Names of the 70 fields in thisSurvey

Reservoir Volume ( x 10 9 m3) Temperature(oC)

Sub-Total in Sulawesi and East Indonesia

Grand-Total in Indonesia


2.2-6.7 SO4, HCO3, Cl-SO4 1555 190 S2

5.7-7.1 SO4, HCO3, Cl-HCO3, Cl 20000 70 S2

3.0-4.4 SO4 36 175 F2

2.5-6.4 SO4 18 20 F2

1.9-8.0 SO4, HCO3, Cl-SO4, Cl-HCO3 1560 150 S1

2.6-8.6 SO4, HCO3, Cl-HCO3, Cl-SO4, Cl 4994 145 S1

RE

8.1 HCO3 10 90 F1

8.7 mixed 290 125 95 80 OP

2.0-7.8 SO4, HCO3, mixed, Cl-SO4, Cl-HCO3 869 260 S2

2.2-7.8 SO4, mixed, Cl-SO4 280 400 S2

7.4-7.8 SO4, Cl-SO4 923 210 S2

RE

6.8-8.8 HCO3, mixed, Cl-HCO3, Cl-SO4, Cl 3569 380 S1

RE

RE

S1

6.5-7.7 HCO3, Cl-HCO3, Cl-SO4, Cl 14300 25 S2

7.2-7.8 HCO3, Cl-HCO3, Cl-SO4, Cl 6954 320 S2

445 1,920 95 275

1,455 11,430 598 2,376

Stage ofDeveloment

Surface Water Type (Hot Spring) Potential (MW)

- 22 -

第５章電力セクター調査

５.１地熱開発計画に係る電力需給想定

インドネシアの 2004 年の電力需要（販売電力量）は 100,097GWh であり、大需要電

力は 18,896MW であった。これに対し 21,882MW の発電設備により 120,161GWh の発電

が行われた。発電設備の内訳は、汽力 6,900MW（31.5%）、コンバインドサイクル発電

6,561MW（30.0%）、水力 3,199MW（14.6%）、ディーゼル 2,921MW(13.4%)、ガスタービ

ン 6,900MW（6.8%）、地熱 807MW（3.7%）となっている(Fig. 5.1-1)。今後の電力需要見

通しは、年約７%での需要増加が想定され、電力需要は 2025 年には 450,000GWh、大

電力需要は 79,900MW に達すると想定されている(Fig. 5.1-2)。５.２地熱発電所建設時に必要な送変電線設備

インドネシアの送電適用電圧は500kV、275kV（設計：現状150kV運用）、 150kV、

70kVで、配電線は20kVである。ジャワ島がも電力系統が発達しており、次に発達し

ているのはスマトラ島で、スラウェシ島・カリマンタン島以下は系統が分断された形で

点在している。73地熱発電有望地域で発電される電力は、いずれもインドネシア国内の

電力系統（送電線、配電線）につなぐことができる。電力系統への接続については、各

地熱発電の発電容量、送電線建設費用および建設後の系統運用利便性などを考慮し、73地熱発電有望地域の個別接続方法を検討した。

- 23 -

Installed Capacity (2004)

Gas Oil, 12 MW

Diesel, 2,921 MW

Geothermal, 807MW

Combined C,6,561 MW

Gas Turbine,1,482 MW

Steam, 6,900 MW

Hydro, 3,199 MW

21,882 MW

Electric Power Demand Projection by RUKN (2005)

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

500,000

2004

(Actua

l)20

0520

0620

0720

0820

0920

1020

1120

1220

1320

1420

1520

1620

1720

1820

1920

2020

2120

2220

2320

2420

25

Energ

y D

em

and

(GW

h)

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

Peak

Pow

er

Dem

and

(MW

)

Energy Demand Peak Power Demand

（SourcePLNStatistics (2004)

Fig. 5.1-1 Installed Power Plant Capacity (2004)

(Source) RUKN (2005)

Fig. 5.1-2 Projection of Electric Power Demand (All Indonesia)

- 24 -

第６章自然･社会環境調査

６.１事業実施による環境影響の検討

マスタープラン提案事業の実施に伴う環境影響を検討した。検討は計画・開発可能

調査（F/S）段階、建設段階および操業段階に分けて汚染、自然環境および社会環境

の３段階に分け、正の影響(+)と負の影響(-)を深刻な影響が予想される(A)、軽微な影

響が予想される(B)、影響の有無は不明(C)という区分で評価した。その結果を Table 6.1-1 に示す。

計画・開発可能調査（F/S）段階では地表調査や調査井掘削により、汚染や自然環

境に軽微な負の影響が予想される。建設段階では、地熱井掘削や坑井設備や発電設備

の工事による汚染や自然環境、地形改変や住民移転への影響が懸念される。また、運

転段階においては発電所運転による地熱水の排出、不凝結ガスの排出による汚染や自

然環境への影響が懸念される。一方、雇用機会の増加や発電所機器材の地元調達によ

り地域経済や住民の暮らしについては正の影響が期待される。また、地熱発電所は温

室効果ガスの排出が他の汽力発電と比較して少ないため正の影響が期待される。

６.２自然･社会環境調査

地熱発電開発が環境や地域社会に及ぼすまたは及ぼす恐れのある影響について，地

熱開発ﾏｽﾀｰﾌﾟﾗﾝ段階における IEE 調査を実施し予測・評価を行った。

６.２.１初期環境調査

収集した資料をもとに 70 地域で想定される発電規模や保護地域との地理的関係

を評価し、地熱発電事業を実施する際の環境的制約の情報を地熱資源ﾃﾞｰﾀﾍﾞｰｽに反

映させる。本調査では社会環境、自然環境、汚染，騒音，振動，地盤沈下等の項目

で収集可能な情報を集約した。これらのデータは、地熱開発事業者が有望地点の情

報を収集し、開発計画を立案する際の基礎データとなる。

６.２.２環境影響評価

初期環境調査の結果を基に、補足地質地化学調査を実施した 18 地域（計画では

16 地域）の環境影響について国際協力機構の環境社会配慮ガイドラインに従い、

環境社会配慮確認のための国際協力銀行ガイドラインを参照し、以下のような観点

から予測・評価を行った。その結果を Table 6.2.2-1 に示す。この調査は、マスター

プラン作成段階における開発優先順位検討のためのデータとするために実施した。

ただし、本調査は既存データの収集や、現地踏査による開発有望地域における居住

状況や保護区との地理的関係の確認など簡単な調査を行った。そのため、評価デー

タがないものについては今後開発の進捗に応じてデータを収集し、評価するよう記

載している。

- 25 -

Table 6.1-1 Scope of Environmental and Social Considerations

Items

Ove

rall

Rat

ing

Plan

ning

-F/S

Con

stru

ctio

n

Ope

ratio

n

Air Pollution -A -B -B -A Water Pollution -A -B -B -A Soil Pollution -B -B -B Waste -B -B -B -B Noise and Vibration -B -B -B -A Ground Subsidence -A -A Offensive Odors -B -B -B -B

Geographical Features -A -B -A -B Bottom Sediment

Biota and Ecosystem -A -B -A -A Water Usage -B -B -B -B Accidents -B -B -B -B Global Warming +AInvoluntary Resettlement -A -B -A Local Economy (such as employment, livelihood, etc.) +A +B +A +ALand Use and Utilization of Local Resources +B +B +B +BSocial Institutions (such as social infrastructure and localdecision-making institutions)

C C

Existing Social Infrastructures and Services ＋B +B +B

The poor, Indigenous Ethnic People C C

Misdistribution of Benefit and Damage C C

Local Conflict of Interests C C

Gender

Children's Rights

Cultural Heritage -B -B Infectious Diseases such as HIV/AIDS and others

+ : positive impact -: negative impact A : Serious impact is expected B : Some impact is expected C : Extent of impact is unknown No Mark : No impact is expected

- 26 -

Table 6.2.1-1 Summary of Initial Environmental Examination

No3 No14 No17 No21 No24 No28 No29 No36 No40 No42 No46 No47 No50 No51 No57 No63 No71 No73

MuaraLabuh

G.Talan

SungaiPenuh

B.Gedung

HuluLais

MargaBayur

SuohAntatai

G.Sekicau

Cisolok-

Cisukarame

Tangkuban

Perahu

Citaman- G.

Karang

Telomoy

o

Ungaran

Wilisngebel Ijen

Sokoria-

Mutubusa

Tompaso

Sipaholon -

Tarutun

Swawa -Gorontal

o

(1) Air Quality C C C C C C C C C C C C C C C C C C

(2) Water Quality C C C C C C C C C C C C C C C C C C

(3) Wastes C C C C C C C C C C C C C C C C C C

(4) SoilContamination C C C C C C C C C C C C C C C C C C

(5) Noise andVibration C C C C C C C C C C C C C C C C C C

(6) Subsidence C C C C C C C C C C C C C C C C C C

(7) Odor

(1) ProtectedAreas -B -B -B -B -A -B -A -B -B -B -B -B -B -A -B -B -B -B

(2) Ecosystem C C -B C C C C -B -B C C C C C C C C C

(3) Hydrology C C C C C C C C C C C C C C C C C C

(4) Topographyand Geology C C C C C C C C C C C C C C C C C C

(1) Resettlement

(2) Living andLivelihood +B +B +B +B +B +B +B +B +B +B +B +B +B +B +B +B +B +B

(3) Heritage

(4) Landscape

(5) EthnicMinorities andIndigenousPeoples

+ : positive impact -: negative impact A : Serious impact is expected B : Some impact is expected C : Extent of impact is unnkown No Mark : No impact is expected

Category EnvironmentalItem

MitigationMeasures

SocialEnvironm

ent

NaturalEnvironm

ent

- 27 -

第７章地熱開発マスタープランの策定

７.１地熱開発マスタープラン調査

本節では、各種の調査により集積されたデータに基づき策定した地熱開発マスタープ

ランについて記述する。地熱開発マスタープランは主に地熱地域ごとの開発優先順位づ

けとその開発実行計画から構成される。

７.１.１マスタープラン策定のプロセス

地熱開発マスタープラン策定のプロセスを示すフローチャートを Fig. 7.1.1-1 に示す。

マスタープラン策定の各プロセスについて概要を以下に述べる。現時点で既に地熱発電開発もしくは増設の計画が存在する地域および既開発地

域で将来想定される計画も優先することとした。インドネシア国内の各地熱有望地域について、各種の資源調査・検討結果に基

づき、開発可能な地熱貯留層の存在確度をランク分けした。現在、インドネシアでは国立公園として指定されている地域での地熱発電開発

は許可されていないため、推定される地熱貯留層範囲における国立公園範囲の

占める割合に基づいて開発可能な資源量を減じた。将来の電力需要の増大を考慮して、2025 年時点の系統ごとの低負荷に基づい

て各地域での地熱発電開発規模の上限を想定した。地熱資源評価の結果に基づく資源量の開発について、想定される開発事業の財

務的内部収益率の大きい地域の開発順位を高くした。経済性評価の補足として、（送電線建設を除く）発電事業の収益性がほぼ同等と

評価される地域については、建設が必要と想定される送電線の距離が長い地域

の開発優先順位を低くすることとした。以上の諸条件に基づき、各有望地域の開発優先順位と開発規模が決定された。決定さ

れた開発規模に基づき、各地域の地熱開発計画を策定した。また、開発内容に応じた開

発スケジュールを策定し、推定される開発コストも示した。各地域の地熱開発計画をと

りまとめ、2025 年で総計 9,500MW の開発を目標としたインドネシア全体での地熱開発

マスタープラン（開発シナリオ）を策定した。策定されたマスタープランに基づき、イ

ンドネシアにおける他の電源も含めた開発の計画について考察・検討した。７.１.２既に開発計画が存在するか既開発で増設の計画が想定される地域

現地調査において PERTAMINAや PLNからの聴取に基づきこれらの地域の開発計画を

確認した。現有する開発・増設の計画のほとんどは、既存の Working Area において

PERTAMINA もしくは他の民間企業により計画されているものおよび離島地域での小規

模開発として PLN により計画されているものである。これら現有計画での開発・増設の

合計設備容量は 1,847MW に達する。また、既開発地域での増設計画が将来想定される地域としては Salak 地域がある。

- 28 -

７.１.３地熱資源評価

（１）地熱資源の有望性に基づく開発優先順位

有望地域 73 地域を対象に、各地域の地熱資源について評価した。ただし、その 73地域のうち、50 地域についてのみ十分な資源調査データが得られその資源特性・資源

量について評価できた。開発の優先順位付けに係わる地熱資源評価では、特に高温地熱貯留層の存在する以

下の確度により評価した。

1 ：坑井の掘削により地熱貯留層が確認されている（既開発地域を含む） 2 ：主に適正な温泉水または噴気ガスの化学データに基づく地化学温度によ

り地熱貯留層の存在確度が高いと判断される地域 3 ：各種の地球科学的調査の結果や活発な地表地熱徴候の存在から地熱貯留

層の存在が推定される地域 Low ：地熱貯留層の存在確度が低いか、存在するとしても比較的低温の貯留層

しか存在しないと考えられる地域（ただし、低エンタルピー流体の利用

による地熱発電開発の可能性はある）

また、評価に必要な資源調査データが十分に存在しない地域については、上記の 4分類が不可能な地域（NE）として分類した。

（２）推定される地熱資源量

各地域で開発可能と考えられる資源量については、容積法により算出された資源量

に基づき、技術的に現実的な規模を推定した。その推定に際しては、第 4 章に述べた

本調査でのモンテカルロ手法を適用した手法により算出された幅をもった資源量を基

に、過去にインドネシア政府（CGR-MEMR）や PERTAMINA によって算出された資

源量も参考とした。各地域の資源量を見積もることができた 50地域の合計資源量は 11,405MWとなった。

本調査対象である 73 地域のうち、調査データが不十分な 23 地域に関する低限の資

源量の合計は 1,050MW と計算された。また、インドネシア全国の 73 地域を除く地域

での低限の資源量は合計で 2,853MW と計算された。７.１.４自然・社会環境評価（国立公園による制約）

現在、インドネシアでは国立公園として指定されている地域での地熱発電開発は許可

されていない（ただし、公園外から公園内への傾斜井掘削は可能である）。したがって、

国立公園の設定がある有望地域では、存在する資源量をすべて開発できるわけではない。

そのような地域に関しては、推定される地熱貯留層範囲における国立公園範囲の占める

割合に基づいて開発可能な資源量を減じた。推定される貯留層範囲の多くが国立公園に指定されており、存在する資源量に較べて

開発が可能な資源量が大きく減少するのは以下の地域であることが判明した。スマトラ：Seulawah Agam、Lau Debuk-Debuk / Sibayak、S. Merapi - Sampuraga、Lempur

/ Kerinci、G. Sekincau ジャワ－バリ：Ijen、Bedugul

- 29 -

７.１.５電力セクター評価（電力需要による制約）

地熱発電による発生電力は原則的に（ピーク対応ではなく）ベースロードとして使用

されるため、ある地域で開発されるべき地熱発電の設備容量はその地域が属する電力系

統の低負荷により制限される。本評価では、将来の電力需要の増大を考慮して、2025年時点の系統ごとの低負荷に基づいて各地域での地熱発電開発規模の上限を想定した。

地方ごとでの資源量は以下のようになった。

地方既設の

設備容量現有計画

規模

今後の開

発・増設の

可能量

合計資源量

スマトラ 2 913 3,605 4,520 ジャワ－バリ 835 785 2,015 3,635 ヌサ・テンガラ 0 9 138 146 スラウェシ 20 140 575 735 マルク 0 0 40 40

合計量（MW） 857 1,847 6,373 9,076

上記の資源量は、評価された 50 地域での開発により 2025 年までに開発が可能な大

の資源量とみなされる。その資源量を示した各地域（50 地域）の位置図を Fig. 7.1.5-1に示す。

７.１.６地熱発電事業の経済性評価

第 4 章にて有効なデータの得られた 49 地域の資源量について、前項までに評価された

各地域の開発規模及び地熱資源特性を基に発電事業の経済性評価を行った。各地域の資

源量は 2025 年までに開発可能と考えられる量とした。資源開発における生産井深度や生

産井 1 本当たりの蒸気量・熱水量は、第 4 章に述べた地熱構造モデルに基づく貯留層特

性（存在深度や温度）から想定した。その他の前提は、第 8 章に示すモデル発電所と同

様の条件で行った。現在のインドネシアでの地熱発電の買電価格に近い 5 US￠/kWh で販売した場合のプ

ロジェクトの収益性（財務的内部収益率：FIRR）を試算した。収益性による分類は、収

益性が高い順に E1、E2、E3、E4 の 4 種とした。試算された収益性は、概ね資源的な有

望性（具体的には生産井 1 本当たりの生産量や開発規模に基づくスケールメリット）が

反映された結果となっている。

７.１.７必要な送電線距離

開発の優先順位付けに関しては、送電線の距離はあくまで補足的なものとした。既に

開発・増設計画が存在している地域及び資源の有望性が評価できないランク NE の地域

については、送電線の距離は考慮していない。経済性の順位付けとしては収益性による

分類を優先させた。さらに、想定される送電線距離が 20km 未満の場合には順位は変更

しないこととした。

- 30 -

送電線の距離に基づく開発優先順位の変更としては、資源の有望性がランク 3 で経済

性評価が E2 に分類される地域のうち、Marga Bayur と Merana について順位を下げた。７.１.８開発優先順位と開発規模の決定

7.1.2 から 7.1.7 までの諸条件の評価に基づき、各有望地域の開発優先順位と開発規模

が決定された。決定した優先順位は「開発ランク」として Table 7.1.8-1 に示した。優先順位が高い方

から A、B、C、L、N とした。ただし、ランク N に分類された地域については、まだ資

源調査データが不十分なため、今後の調査結果次第ではランク L よりも上位となる可能

性は十分にある。なお、同表の右端には、開発ランクに係わりなく、離島での地方電化

やディーゼル発電等の代替電源としての小規模地熱発電開発が望まれる地域を判別でき

るよう印しを付けた。ランク A・B・C・L での開発可能資源量は合計 9,076MW であるが、ランク N でも

低 1,050MW、また本調査の対象外である地域でも低 2,853MW の開発が可能と想定さ

れる。７.１.９各地域での地熱開発計画

決定された開発規模に基づき、各地域（50 地域）の地熱開発計画を策定した。開発ラ

ンク B・C・L の地域（既存開発計画が無い地域）については、資源特性や電力需要に

応じた発電方式や発電ユニット数を計画した。また、開発ランク A の地域を含めて、開

発内容に応じた開発スケジュールを策定し、推定される開発コストも示した。各種の評

価結果を含む開発計画の一覧表を作成した。７.１.１０地熱開発マスタープラン（地熱開発シナリオ）

7.1.2 から 7.1.9 までに述べた各種の検討・評価の結果に基づき、2025 年までのインド

ネシア全国における地熱開発マスタープラン（開発シナリオ）を策定した。なお、本マ

スタープランは、資源的・技術的・社会条件的に可能と考えられる開発計画で、将来の

目標として位置づけられるものであり、その実現のために必要な開発者の参画の有無ま

でを考慮したものではないことに留意されたい。地熱発電開発計画の終的な目標は、「地熱開発 Road Map」に示されている 2025 年時

点で総計 9,500MW の発電容量を開発することとした。マスタープランの策定では、前

項に述べた各地域での開発スケジュールに基づくとともに、各系統での将来の需要予測

（第 5 章参照）も考慮して、開発開始・発電所運転開始のタイミングを調整した。また、

多数の地域をほぼ同時に入札に掛けるには、予備調査や入札手続き準備のための期間が

十分とは言い難いため、開発ランク B・C の一部の地域の開発開始（入札）のタイミン

グを 1～2 年間遅らせるやや「現実的」なケースについても想定してみた。「現実的」ケ

ースのマスタープラン表を Table 7.1.10-1 に示す。このケースでは、ランク B・C の地域

について、ランク・順位の高い地域から開発を進めるものであり、23 地域を 3 年間かけ

て毎年 7～8 地域を入札にかけるという計画である。「現実的」ケースに関する各地域（系統）ごとのマスタープランを Table 7.1.10-2 に示

す。ランク N の地域における開発については、現時点は開発地域を特定できないため、

便宜的にスマトラで 200MW、ジャワ－バリで 200MW、スラウェシ中・南部で 24MW の

- 31 -

開発を想定した。既開発の地域は現在ジャワに集中しているが、今後の多量の開発のた

めにはスマトラにおける開発が中心となってくることが分かる。その他の外島では、電

力需要が少ないために、開発量は微増に止まっている。

７.１.１１地熱開発マスタープランにおける電源開発計画

「国家電力総合計画（RUKN）（2005 年）」は今後の電力需要見通しに基づき、必要な

電源開発計画を示している。その際、“供給側のコストを小とする”哲学に基づき電源

開発を計画している。これによると 2025 年で地熱は電力供給の 3.7%、１次エネルギー

の 1.2％程度しか供給しないものと想定される。この場合、「国家エネルギー政策に関す

る大統領令（2006 年第 5 号）」に基づいたエネルギーミックス達成は困難なものとなっ

ている(Table 7.1.11-1)。これに対し、地熱開発マスタープラン通り地熱開発が進展した場合の電源構成がどの

ようになるか検討を行った。この場合、“エネルギーミックスの達成”を基本哲学として

検討を行った。各種電源の経済性比較によると、Java-Bali 系統、Sumatra 系統のような大規模系統に

おいては 600MW クラスの新式火力発電設備の投入が可能であるため、ベース供給力

としては石炭火力が有利であるが、残る小規模系統においては 50MW クラスの小規模電

源を投入することになるため、ベース供給力としては地熱発電が有利であることが判明

した。また、大規模系統ではピーク電源約 30%、ミドル電源約 30%、ベース電源約 40%程度の構成が適当であり、小規模系統ではピーク電源約 40%、ミドル電源約 20%、ベー

ス電源約 40%の構成が適当であることが分かった (Table 7.1.11-2、 Fig.7.1.11-1、Fig.7.1.11-2 )。これらを踏まえ、地熱開発マスタープランに沿って開発が行われた場合の各系統別の

電源開発計画を検討した(Table 7.1.11-3)。また、この結果、2025 年には「国家エネルギ

ー政策に関する大統領令（2006 年第５号）」による１次エネルギーの 5%以上を地熱エネ

ルギーにより賄うエネルギーミックスの達成が図られるものとなっていることを示した

(Table 7.1.11-4、Fig.7.1.11-3、Fig.7.1.11-4)。

- 32 -

Fig. 7.1.1-1 Methodological Flow for Formation of Master Plan for Geothermal

Development

0. Prioritization-1: Expansion and Existing Development Plan

1. Priorotization-2 and Capacity: Geothermal Resource

Possibility Prioritization based on possibility of existence of exploitable geothermal reservoir, which isevaluated from geoscientific data collected so far

PotentialMW Resource potential estimation by adopting stored heat method

2. Capasity Restriction-1: Environment

National Park Exploitable resource potential is restricted due to existence of the national park (Geothermaldevelopment in national park is prohibited by law).

3. Capacity Restriction-2: Demand

Base LoadMW

Developd power output capacity is restricted by the demand in the area where the prospect islocated.

4. Prioritization-3A: Economy of Power Development

FIRR%

Higher FIRR (Financial Internal Rate of Return) of the power project is high-priority. FIRRs arecalculated on the assumption that full resource potential of each field would be developed.

4'. Prioritization-3B: Transmission Line

T/L Lengthkm

Short distance of additional transmission line is high-priority. Transmission line development isresponsible to PLN not to power producer. But short additional transmission line iseconomically under the national point of view.

Expansion and Existing Development Plan (mainly by PERTAMINA) = First Priority

Sorting out the priority



Restriction of development capacity

Development Priority of Prospects and Proposed Power Output Capacity

Development Plan for Each Prospects

Restriction of development capacity

Master Plan for Geothermal Development (Development Scenario)

- Reservoir Existing Possibility

- Necessary Transmission Line Length

- Internal Rate of Return (IRR) of the Power Project

- Maximum Geothermal Power Demand (in 2025)

- Restriction of Steamfield Development by Existence of National Park

- Power Plant Capacity/System- Development Schedule- Development Cost

Review and Recommendation

- Timing of development start- Timing of P/P commissioning

Exploitable Resource Capacity

priority

Road Map9,500 MW in 2025

- 33 -

Fig. 7.1.5-1 Map Showing the Possible Development/Expansion Capacity in Promising Geothermal Fields

IIbbooii--JJaabbooii 1100MMWW SSeeuullaawwaahh AAggaamm 227755MMWW

LLaauu DDeebbuukk--DDeebbuukk // SSiibbaayyaakk 22MMWW,, 3388MMWW

SSaarruullaa –– SSiibbuuaall BBuuaallii 663300MMWW

SS.. MMeerraappii –– SSaammppuurraaggaa 110000MMWW

SSiippaahhoolloonn –– TTaarruuttuunngg 5500MMWW

MMuuaarraallaabbuuhh 224400MMWW

GG.. TTaallaanngg 3300MMWW

SSuunnggaaii PPeennuuhh 335555MMWW LLeemmppuurr // KKeerriinnccii 2200MMWW

BB.. GGeedduunngg HHuulluu LLaaiiss // TTaammbbaanngg SSaawwaahh 991100MMWW

MMaarrggaa BBaayyuurr 117700MMWW

LLuummuutt BBaallaaii 662200MMWW

SSuuoohh AAnnttaattaaii –– GG.. SSeekkiinnccaauu 339900MMWW

RRaajjaabbaassaa 112200MMWW

WWaaii RRaattaaii 112200MMWW

UUlluubbeelluu 444400MMWW

KKaammoojjaanngg 114400MMWW,, 118800MMWW

CCoossoollookk –– CCiissuukkaarraammee 118800MMWW

CCiittaammaann –– GG.. KKaarraanngg 2200MMWW

GG.. SSaallaakk 338800MMWW,, 112200MMWW

DDaarraajjaatt 114455MMWW,, 118855MMWW

GG.. WWaayyaanngg -- WWiinndduu 111100MMWW,, 229900MMWW GG.. PPaattuuhhaa 550000MMWW

GG.. KKaarraahhaa –– GG.. TTeellaaggaabbooddaass 440000MMWW

TTaannggkkuubbaannppeerraahhuu 2200MMWW

DDiieenngg 6600MMWW,, 334400MMWW TTeelloommooyyoo 5500MMWW

UUnnggaarraann 118800MMWW WWiilliiss // NNggeebbeell 112200MMWW

IIjjeenn 4400MMWW

BBeedduugguull 117755MMWW

HHuu’’uu DDaahhaa 3300MMWW

UUlluummbbuu 3366MMWW WWaaii SSaannoo 1100MMWW BBeennaa –– MMaattaallookkoo 2200MMWW

SSookkoorriiaa –– MMuuttuubbuussaa 2200MMWW

OOkkaa –– LLaarraannttuukkaa 2200MMWW AAttaaddeeii 1100MMWW

LLaahheennddoonngg -- TToommppaassoo 2200MMWW,, 332200MMWW KKoottaammoobbaagguu 114400MMWW

SSuuwwaawwaa –– GGoorroonnttaalloo 5555MMWW

MMeerraannaa 220000MMWW

TTuulleehhuu 2200MMWW

JJaaiilloolloo 2200MMWW

: Expansion field 114400MMWW (orange) = installed, 112200MMWW (White) = expansion : New development field 224400MMWW (yellow) = New development

LLuummuutt BBaallaaii ((ggrreeeenn)) :: PPEERRTTAAMMIINNAA WWoorrkkiinngg AArreeaa MMuuaarraallaabbuuhh ((wwhhiittee)) :: OOppeenn FFiieelldd

SUMATRA 4,520 MW

JAVA-BALI 3,635 MW

NUSA TENGGARA 146 MW

SULAWESI 735 MW

MALUKU 40 MW

IINNDDOONNEESSIIAA 5500 FFiieellddss 99,,007766 MMWW

- 34 -

Table 7.1.8-1 Exploitable Resource Potential and Development Priority of the Promising Field

N.Sumatra 89

SARULASIBUAL BUALI ○ 1 E1 21 660 630 630 0 300 330 A

Lampung 27 ULUBELU ○ 1 E1 19 440 440 440 0 220 220 AW.Java 32 KAMOJANG ○ 1 E1 10 320 320 320 140 120 60 AW.Java 33 G. SALAK ○ 1 E1 1 500 500 500 380 0 120 A

W.Java 34 DARAJAT ○ 1 E1 3 330 330 330 145 110 75 A

W.Java 36 G. PATUHA ○ 1 E1 19 500 500 500 0 120 380 AW.Java 37 G. WAYANG - WINDU ○ 1 E1 15 400 400 400 110 110 180 A

W.Java 3839

G. KARAHAG. TELAGABODAS ○ 1 E1 9 400 400 400 0 30 370 A

C.Java 44 DIENG ○ 1 E1 4 400 400 400 60 120 220 A

N.Sulawesi 6163

LAHENDONGTOMPASO** ○ 1 E1 11 380 380 340 20 100 220 A

Bali 52 BEDUGUL ○ 1 E2 6 330 175 175 0 175 0 A

N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK ○ 1 E3 6 160 40 40 2 8 30 A

E.Nusa Tenggara 55 ULUMBU ○ 1 E3 14 150 150 36 0 6 30 A ○

E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO ○ 1 E4 8 30 30 20 0 2.5 18 A ○

Jambi 17 SUNGAI PENUH ○ 2 E1 5 355 355 355 0 55 300 AS.Sumatra 25 LUMUT BALAI ○ 2 E1 50 620 620 620 0 220 400 A

Bengkulu 2122

B. GEDUNG HULU LAISTAMBANG SAWAH ○ 2 E2 44 910 910 910 0 110 800 A

N.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU ○ 2 E2 2 220 160 140 0 40 100 AJambi 15 LEMPUR / KERINCI 1 E4 32 60 20 20 0 0 20 B

W.Sumatra 13 MUARALABUH 2 E1 7 240 240 240 0 0 240 BLampung 28 SUOH ANTATAI 2 E1 18 600 330 330 0 0 330 BW.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME 2 E1 4 180 180 180 0 0 180 BC.Java 47 UNGARAN 2 E1 2 180 180 180 0 0 180 B

Lampung 29 G. SEKINCAU 2 E2 19 300 60 60 0 0 60 BE.Java 50 WILIS / NGEBEL 2 E2 5 120 120 120 0 0 120 B

N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA 2 E3 23 500 100 100 0 0 100 BE.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA 2 E4 20 90 40 20 0 0 20 B ○

Aceh 3 SEULAWAH AGAM 3 E1 4 600 275 275 0 0 275 CLampung 30 RAJABASA 3 E2 8 120 120 120 0 0 120 CLampung 31 WAI RATAI 3 E2 16 120 120 120 0 0 120 CS.Sumatra 24 MARGA BAYUR 3 E2 29 170 170 170 0 0 170 CC.Sulawesi 65 MERANA 3 E2 40 200 200 200 0 0 200 CGolontaro 73 SUWAWA-GORONTALO 3 E3 24 130 130 55 0 0 55 C

Aceh 1 IBOIH - JABOI 3 E4 5 20 20 10 0 0 10 C ○W.Sumatra 14 G. TALANG 3 E4 7 30 30 30 0 0 30 C

W.Java 40 TANGKUBANPERAHU 3 E4 16 20 20 20 0 0 20 CE.Java 51 IJEN 3 E4 5 120 40 40 0 0 40 C

W.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA 3 E4 15 110 110 30 0 0 30 C ○E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO 3 E4 17 50 50 10 0 0 10 C ○E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA 3 E4 10 90 90 20 0 0 20 C ○E.Nusa Tenggara 60 ATADEI 3 E4 12 50 50 10 0 0 10 C ○

Maluku 69 TULEHU 3 E4 12 40 40 20 0 0 20 C ○N.Maluku 70 JAILOLO 3 14 40 40 20 0 0 20 C ○C.Java 46 TELOMOYO Low E4 19 50 50 50 0 0 50 L

N.Sumatra 71 SIPAHOLON-TARUTUNG Low E4 19 50 50 50 0 0 50 LBanten 42 CITAMAN - G. KARANG Low E4 8 20 20 20 0 0 20 LAceh 2 LHO PRIA LAOT NE 3 0 NAceh 4 G. GEUREUDONG NE 11 0 NAceh 5 G. KEMBAR NE 59 0 N

N.Sumatra 6 G. SINABUNG NE 38 0 NN.Sumatra 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA NE 18 0 NN.Sumatra 12 SIMBOLON - SAMOSIR NE 3 0 N

Jambi 16 SUNGAI TENANG NE 83 0 NJambi 18 SUNGAI BETUNG NE 32 0 NJambi 19 AIR DIKIT NE 35 0 NJambi 20 G. KACA NE 29 0 N

Bengkulu 23 BUKIT DAUN NE 14 0 NS.Sumatra 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT NE 25 0 N

Banten 41 BATUKUWUNG NE 6 0 NBanten 43 G. ENDUT NE 13 0 NC.Java 45 MANGUNAN NE 19 0 NC.Java 48 G. SLAMET NE 20 0 NE.Java 49 G. ARJUNO - WELIRANG NE 3 0 N

E.Nusa Tenggara 59 ILI LABALEKEN NE 15 0 NC.Sulawesi 64 BORA NE 16 0 NS.Sulawesi 66 BITUANG NE 4 0 N

SE.Sulawesi 67 LAINEA NE 53 0 NN.Maluku 68 TONGA WAYANA NE 37 0 N

E.Java 72 IYANG ARGOPURO NE 26 0 NTOTAL 11,405 9,635 9,076 857 1,847 6,373

* Reservoir Existing Possibility: 1 : Confirmed by well(s) 2 : Infered mainly by geothermometer3 : Infered by some geoscientific data

Low : Low possibility or low temp. NE : Not enough data for evaluation

** No.63 TOMPASO: Reservoir possibility in TOMPASO is 2.

*** Economy: Classification of Project IRR E1 E2 E3 E4

****Development Priority A Existing Power Plant or Existing Expansion/Development PlanB High Possibility of Existing Geothermal ReservoirC Medium Possibility of Existing Geothermal ReservoirL Low Possibility of Existing Geothermal ReservoirN Not Enough Data for Evaluation

Expansionand

ExistingDevelopment Plan

Field Name(underline: Existing W/A)

Development

Priority****

Economy***

Expansionand

ExistingDevelopme

nt Plan

PossibleAdd./NewCapacity

(MW)

SmallScale

Develop.

ResoucePotential

(MW)

Limitedby

demand(MW)

T/LLength

km

ReservoirExistencePossibility

*

RegionInstalledCapacity

(MW)

Limited byNational

Park (MW)No

- 35 -

Table 7.1.10-1 Geothermal Development Master Plan (Practical Case)

TotalExisting 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 (MW)

N.Sumatra 8 SARULA A 300 110 110 110 630N.Sumatra 9 SIBUAL BUALI ALampung 27 ULUBELU A 110 110 110 110 440W.Java 32 KAMOJANG A 140 60 60 60 320W.Java 33 G. SALAK A 380 60 60 500W.Java 34 DARAJAT A 145 110 75 330W.Java 36 G. PATUHA A 60 60 110 110 160 500W.Java 37 G. WAYANG - WINDU A 110 110 110 70 400W.Java 38 G. KARAHA A 30 55 110 110 305W.Java 39 G. TELAGABODAS A 55 40 95C.Java 44 DIENG A 60 60 60 110 110 400

N.Sulawesi 61 LAHENDONG A 20 20 20 20 40 25 30 55 110 340N.Sulawesi 63 TOMPASO A

Bali 52 BEDUGUL A 10 55 55 55 175N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK A 2 8 30 40

E.Nusa Tenggara 55 ULUMBU A 6 10 10 10 36E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO A 2.5 8 10 20

Jambi 17 SUNGAI PENUH A 55 110 110 80 355S.Sumatra 25 LUMUT BALAI A 110 110 110 110 180 620Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS A 110 220 220 60 610Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH A 220 80 300

N.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU A 40 55 45 140Jambi 15 LEMPUR / KERINCI B T 20 20

W.Sumatra 13 MUARALABUH B T 55 55 55 75 240Lampung 28 SUOH ANTATAI B T 110 110 110 330W.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME B T 55 55 70 180C.Java 47 UNGARAN B T 55 55 70 180

Lampung 29 G. SEKINCAU B T 30 30 60E.Java 50 WILIS / NGEBEL B T 55 65 120

N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA B T 55 45 100E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA B T 10 10 20

Aceh 3 SEULAWAH AGAM C T 55 55 55 110 275Lampung 30 RAJABASA C T 40 40 40 120Lampung 31 WAI RATAI C T 40 40 40 120

S.Sumatra 24 MARGA BAYUR C T 55 55 60 170C.Sulawesi 65 MERANA C T 40 40 60 60 200Golontaro 73 SUWAWA-GORONTALO C T 10 20 25 55

Aceh 1 IBOIH - JABOI C T 10 10W.Sumatra 14 G. TALANG C T 30 30

W.Java 40 TANGKUBANPERAHU C T 20 20E.Java 51 IJEN C T 20 20 40

W.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA C T 30 30E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO C T 10 10E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA C T 10 10 20E.Nusa Tenggara 60 ATADEI C T 10 10

Maluku 69 TULEHU C T 20 20N.Maluku 70 JAILOLO C T 20 20

C.Java 46 TELOMOYO L T 50 50N.Sumatra 71 SIPAHOLON-TARUTUNG L T 20 30 50

Banten 42 CITAMAN - G. KARANG L T 20 20Aceh 2 LHO PRIA LAOT NAceh 4 G. GEUREUDONG NAceh 5 G. KEMBAR N

N.Sumatra 6 G. SINABUNG NN.Sumatra 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA NN.Sumatra 12 SIMBOLON - SAMOSIR N


Bengkulu 23 BUKIT DAUN N T 424 424S.Sumatra 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT N

Banten 41 BATUKUWUNG NBanten 43 G. ENDUT NC.Java 45 MANGUNAN NC.Java 48 G. SLAMET NE.Java 49 G. ARJUNO - WELIRANG NE.Java 72 IYANG ARGOPURO N

E.Nusa Tenggara 59 ILI LABALEKEN NC.Sulawesi 64 BORA NS.Sulawesi 66 BITUANG NS.Sulawesi 67 LAINEA NN.Maluku 68 TONGA WAYANA N

857 31 300 6 20 320 440 0 425 10 525 778 250 1,095 795 735 605 780 360 1,169 9,500 857 888 1,188 1,194 1,214 1,534 1,974 1,974 2,399 2,409 2,934 3,711 3,961 5,056 5,851 6,586 7,191 7,971 8,331 9,500 9,500

8,433 8,974 9,691 10,478 11,194 12,095 13,040 13,996 15,135 16,140 17,358 18,631 19,975 21,335 22,568 24,135 25,803 27,584 29,4862,000 3,442 4,600 6,000 9,500

813 1,469 1,667 149 0

Red Font : exisiting geothermal development plan Preliminary Study (Surface Survey by Government) T Tendering Exploration Stage Exploitation Stage Blue Font Existing Working Area of PERTAMINA


DevelopmentRank


Milestone of the Road Map (MW)Shortage (MW)

Region No Field name

- 36 -

Table 7.1.10-2 (1) Geothermal Development Master Plan in Each Region (1) Sumatra

Existing 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Total(MW)N.Sumatra 8 SARULA A 300 110 110 110 630N.Sumatra 9 SIBUAL BUALI ALampung 27 ULUBELU A 110 110 110 110 440

N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK A 2 8 30 40Jambi 17 SUNGAI PENUH A 55 110 110 80 355

S.Sumatra 25 LUMUT BALAI A 110 110 110 110 180 620Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS A 110 220 220 60 610Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH A 220 80 300

Jambi 15 LEMPUR / KERINCI B T 20 20W.Sumatra 13 MUARALABUH B T 55 55 55 75 240Lampung 28 SUOH ANTATAI B T 110 110 110 330Lampung 29 G. SEKINCAU B T 30 30 60

N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA B T 55 45 100Aceh 3 SEULAWAH AGAM C T 55 55 55 110 275

Lampung 30 RAJABASA C T 40 40 40 120Lampung 31 WAI RATAI C T 40 40 40 120

S.Sumatra 24 MARGA BAYUR C T 55 55 60 170Aceh 1 IBOIH - JABOI C T 10 10

W.Sumatra 14 G. TALANG C T 30 30N.Sumatra 71 SIPAHOLON-TARUTUNG L T 20 30 50

Aceh 2 LHO PRIA LAOT NAceh 4 G. GEUREUDONG NAceh 5 G. KEMBAR N

N.Sumatra 6 G. SINABUNG NN.Sumatra 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA NN.Sumatra 12 SIMBOLON - SAMOSIR N T 200 200


Bengkulu 23 BUKIT DAUN NS.Sumatra 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT N

2 8 220 320 385 140 480 30 510 550 355 385 595 290 450 2 10 10 10 10 230 550 550 935 935 1075 1555 1585 2095 2645 3000 3385 3980 4270 4720 4720

1159.6 1234.4 1336 1425.6 3634.8 3754.8 3859.6 4002 4158.8 4318 4488.4 4662.4 4848 5005.2 5198.4 5418.8 5653.2 5903.6 6170.4

Java-BaliW.Java 32 KAMOJANG A 140 60 60 60 320W.Java 33 G. SALAK A 380 60 60 500W.Java 34 DARAJAT A 145 110 75 330W.Java 36 G. PATUHA A 60 60 110 110 160 500W.Java 37 G. WAYANG - WINDU A 110 110 110 70 400W.Java 38 G. KARAHA A 30 55 110 110 305W.Java 39 G. TELAGABODAS A 55 40 95C.Java 44 DIENG A 60 60 60 110 110 400

Bali 52 BEDUGUL A 10 55 55 55 175W.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME B T 55 55 70 180C.Java 47 UNGARAN B T 55 55 70 180E.Java 50 WILIS / NGEBEL B T 55 65 120W.Java 40 TANGKUBANPERAHU C T 20 20E.Java 51 IJEN C T 20 20 40C.Java 46 TELOMOYO L T 50 50Banten 42 CITAMAN - G. KARANG L T 20 20Banten 41 BATUKUWUNG NBanten 43 G. ENDUT NC.Java 45 MANGUNAN N T 200 200C.Java 48 G. SLAMET NE.Java 49 G. ARJUNO - WELIRANG NE.Java 72 IYANG ARGOPURO N

835 280 60 120 10 375 240 100 465 245 235 220 110 540 835 835 1115 1115 1115 1175 1295 1295 1295 1305 1680 1920 2020 2485 2730 2965 3185 3295 3295 3835 3835

6803.2 7236 7810 8460.8 6925.2 7657.2 8444.8 9204.8 10130 10903.6 11882.8 12907.6 13986 15107.2 16054.4 17300.8 18626 20037.2 21542.8Red Font : exisiting geothermal development plan


Region No Field name DevelopmentRank



TOTAL (MW)

- 37 -

Table 7.1.10-2 (2) Geothermal Development Master Plan in Each Region (2)

West Nusa TenggaraW.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA C T 30 30

0 30 0 30 30 30 30 30 30 30 30 30

58.4 64.8 71.6 79.2 87.2 95.6 104.8 114 124 132.4 141.2 150.4 160.8 170.4 180.4 190.8 202 214 227.2

East Nusa TenggaraE.Nusa Tenggara 55 ULUMBU A 6 10 10 10 36E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO A 2.5 8 10 20E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA B T 10 10 20E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO C T 10 10E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA C T 10 10 20E.Nusa Tenggara 60 ATADEI C T 10 10E.Nusa Tenggara 59 ILI LABALEKEN N

0 3 6 10 18 40 10 10 20 0 3 3 9 9 9 9 9 9 9 19 36 76 76 76 86 86 86 96 116 116

32.6 35.92 39.64 43.72 47.8 52.32 57.28 62.16 67.52 70.68 74.08 77.72 81.6 85.76 92.36 99.56 107.4 115.96 125.36

North SulawesiN.Sulawesi 61 LAHENDONG A 20 20 20 20 40 25 30 55 110 340N.Sulawesi 63 TOMPASO AN.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU A 40 55 45 140Golontaro 73 SUWAWA-GORONTALO C T 10 20 25 55

20 20 20 20 40 40 10 80 75 75 135 20 40 60 60 80 120 120 120 160 160 160 160 170 250 250 325 325 400 400 535 535

101.2 107.2 116 126 134.8 147.2 161.2 174 188 208 230.8 256 284 314.8 349.2 388 431.2 480 534.4

Centaral, South and Southeast SulawesiC.Sulawesi 65 MERANA C T 40 40 60 60 200C.Sulawesi 64 BORA NS.Sulawesi 66 BITUANG N T 24 24

SE.Sulawesi 67 LAINEA N 0 40 40 60 60 24 0 40 40 80 80 140 140 140 200 224 224

252 268.8 289.6 312 332.8 354.8 378 402.4 428.4 466.4 497.2 530.4 565.2 599.2 636.8 676.8 719.2 764.4 812.4

Maluku and North MalukuMaluku 69 TULEHU C T 20 20

N.Maluku 70 JAILOLO C T 20 20N.Maluku 68 TONGA WAYANA N

0 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 40 40 40 40 40 40 40 40 40

25.6 26.8 28.4 30.4 31.6 33.2 34.8 36.4 38 40.8 43.6 46.4 49.6 52.8 56.4 60.4 64.4 68.8 73.6Red Font : exisiting geothermal development plan

TOTAL (MW) 857 31 300 6 20 320 440 0 425 10 525 778 250 1,095 795 735 605 780 360 1,169 9,500 857 888 1,188 1,194 1,214 1,534 1,974 1,974 2,399 2,409 2,934 3,711 3,961 5,056 5,851 6,586 7,191 7,971 8,331 9,500 9,500

8,433 8,974 9,691 10,478 11,194 12,095 13,040 13,996 15,135 16,140 17,358 18,631 19,975 21,335 22,568 24,135 25,803 27,584 29,486

2,000 3,442 4,600 6,000 9,500

813 1,469 1,667 149 0




Minimum Demand (MW)


Minimum Demand (MW)





TOTAL (MW)

Shortage (MW)Milestone of the Road Map (MW)

- 38 -

ＭＷ

Hydro Power ＭＷ 3,199 (14.6%) 2,666 (3.5%) 5,865 (6.3%)Gas Turbine ＭＷ 1,494 (6.8%) 6,235 (8.2%) 7,285 (7.8%)Combined cycle ＭＷ 6,561 (30.0%) 16,665 (21.9%) 21,756 (23.3%)Steam ＭＷ 6,900 (31.5%) 36,637 (48.1%) 41,982 (45.0%)Geothermal ＭＷ 807 (3.7%) 1,429 (1.9%) 2,286 (2.5%)Diesel ＭＷ 2,921 (13.4%) 583 (0.8%) 2,089 (2.2%)Nuclear ＭＷ 0 (0.0%) 12,000 (15.7%) 12,000 (12.9%)Total ＭＷ 21,882 (100.0%) 76,214 (100.0%) 93,263 (100.0%)(Source) *1 from PLN Statistics 2004, Pertamina Geothermal Energy Boucher

*2 from RUKN (2005)(Note) *3 (C) is not equall to (a)+(b) due to decommission of power plants.

Existing (2004) (a)(*1)

New Plant (2005-2025)(b) (*2)

Power Plant Total (as of 2025) (c)(*3)

PlantCapacity

InitialInvestment Unit Cost Construction

Years Plant Factor Fuel Price Heat rate Remarks

(MW) (m$) ($/kW) (Yrs.) (%) ($/MMBTU) (%)

Geothermal 55 136 2,500 5 85 - -

600 510 850

50 79 1,580

600 300 500

50 60 1,200

Diesel 10 16 1,550 2 85 12.9(50$/B) 38

Hydropower 20 44 2,200 4 60 - -

(Note) Initial investment does not include Interest during Construction (IDC).

Natural Gas CC

1.8(35$/t) 38 include port, coal yard, ash

disposal pond etc.

3 85 8.6(50$/B) 50 not include gas pipeline

Power Source

3 85Coal

Table 7.1.11-1 Power Plant Mix in 2025 by RUKN

Table 7.1.11-2 Model Power Plant Specification of various Energy Sources

- 39 -

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

Plant Factor

Sel

ling

Pric

e (￠

/kW

h)

Geothermal (55MW)Coal (600MW)Gas CC (600MW)Diesel (10MW)Hydro (20MW)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Hours (%)

Dem

and

(%)

Geothermal, Nuclear, Hydro, Coal（Base Load Supplier)

40%

Gas Combined Cycle, GasTurbine

（Peak Load Supplier)30%

Coal（Middle Load Supplier)

30%

Gas CC Coal

Fig. 7.1.11-1 The Role of Power Plant and Composition in Java-Bali System

- 40 -

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

Plant Factor

Sel

ling

Pric

e (￠

/kW

h)

Geothermal (55MW)Coal (50MW)Gas CC (50MW)Diesel (10MW)Hydro (20MW)

Normal Duration Curve (Minahasa System (2004))

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Hour (%)

Dem

and

(%)

Gas CC, Gas Turbine,Diesel etc.

（Peak Load Supplier)40%

Coal（Middle Load Supplier)

20%

Geothermal, Hydro（Base Load Supplier)

40%

GeothermalGas CC Coal

Fig. 7.1.11-2 The Role of Power Plant and Composition in Small-Scale System (Minahasa

System Example)

- 41 -

(MW)Difference

(c)-(d)Sumetra

Peak Demand 2,531 - 10,176 10,176 -Minimum Demand 1,012 - 6,170 6,170 -Power Plant 3,352 (100%) 10,357 (100%) 12,530 (100%) 12,530 (100%) 0

Hydro Power 566 (17%) 1,062 (10%) 1,628 (13%) 1,628 (13%) 0Gas Turbine 377 (11%) 1,080 (10%) 1,297 (10%) 1,297 (10%) 0Combined cycle 818 (24%) 900 (9%) 1,372 (11%) 1,372 (11%) 0Steam 745 (22%) 2,597 (25%) 3,027 (24%) 7,195 (57%) -4,168Geothermal 2 (0%) 4,718 (46%) 4,720 (38%) 552 (4%) 4,168Diesel 844 (25%) 0 (0%) 486 (4%) 486 (4%) 0Nuclear 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0

Java-BaliPeak Demand 14,310 - 59,107 59,107 -Minimum Demand 5,724 - 21,543 21,543 -Power Plant 15,908 (100%) 54,555 (100%) 68,092 (100%) 68,092 (100%) 0

Hydro Power 2,409 (15%) 1,000 (2%) 3,409 (5%) 3,409 (5%) 0Gas Turbine 927 (6%) 2,800 (5%) 3,550 (5%) 3,550 (5%) 0Combined cycle 5,683 (36%) 14,015 (26%) 18,616 (27%) 18,616 (27%) 0Steam 6,000 (38%) 23,740 (44%) 28,598 (42%) 28,938 (42%) -340Geothermal 785 (5%) 3,000 (5%) 3,835 (6%) 1,495 (2%) 2,340Diesel 103 (1%) 0 (0%) 84 (0%) 84 (0%) 0Nuclear 0 (0%) 10,000 (18%) 10000 (15%) 12000 (18%) -2,000

Surawesi & GorontaloPeak Demand 242 - 1,336 1,336 -Minimum Demand 97 - 534 534 -Power Plant 344 (100%) 1,540 (100%) 1,661 (100%) 1,661 (100%) 0

Hydro Power 61 (18%) 50 (3%) 111 (7%) 111 (7%) 0Gas Turbine 0 (0%) 290 (19%) 290 (17%) 290 (17%) 0Combined cycle 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0Steam 0 (0%) 645 (42%) 645 (39%) 950 (57%) -305Geothermal 20 (6%) 515 (33%) 535 (32%) 230 (14%) 305Diesel 263 (77%) 40 (3%) 80 (5%) 80 (5%) 0Nuclear 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0

S_SulawesiPeak Demand 490 - 2,031 2,031 -Minimum Demand 196 - 812 812 -Power Plant 464 (100%) 2,181 (100%) 2,399 (100%) 2,399 (100%) 0

Hydro Power 129 (28%) 370 (17%) 499 (21%) 499 (21%) 0Gas Turbine 123 (26%) 465 (21%) 498 (21%) 498 (21%) 0Combined cycle 0 (0%) 240 (11%) 240 (10%) 240 (10%) 0Steam 25 (5%) 826 (38%) 833 (35%) 1,057 (44%) -224Geothermal 0 (0%) 224 (10%) 224 (9%) 0 (0%) 224Diesel 187 (40%) 56 (3%) 106 (4%) 106 (4%) 0Nuclear 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0

NTBPeak Demand 105 - 568 568 -Minimum Demand 42 - 227 227 -Power Plant 148 (100%) 585 (100%) 679 (100%) 679 (100%) 0

Hydro Power 0 (0%) 1 (0%) 1 (0%) 1 (0%) 0Gas Turbine 0 (0%) 140 (24%) 140 (21%) 155 (23%) -15Combined cycle 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0Steam 0 (0%) 367 (63%) 367 (54%) 367 (54%) 0Geothermal 0 (0%) 30 (5%) 30 (4%) 0 (0%) 30Diesel 147 (100%) 47 (8%) 140 (21%) 155 (23%) -15Nuclear 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0

NTTPeak Demand 62 - 313 313 -Minimum Demand 25 - 125 125 -Power Plant 128 (100%) 329 (100%) 374 (100%) 374 (100%) 0

Hydro Power 0 (0%) 12 (4%) 12 (3%) 12 (3%) 0Gas Turbine 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0Combined cycle 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0Steam 0 (0%) 114 (35%) 114 (30%) 221 (59%) -107Geothermal 0 (0%) 116 (35%) 116 (31%) 9 (2%) 107Diesel 128 (100%) 87 (26%) 132 (35%) 132 (35%) 0Nuclear 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0

MalukuPeak Demand 78 - 184 184 -Minimum Demand 31 - 74 74 -Power Plant 170 (100%) 202 (100%) 258 (100%) 258 (100%) 0

Hydro Power 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0Gas Turbine 0 (0%) 20 (10%) 20 (8%) 40 (16%) -20Combined cycle 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0Steam 0 (0%) 92 (46%) 92 (36%) 92 (36%) 0Geothermal 0 (0%) 40 (20%) 40 (16%) 0 (0%) 40Diesel 170 (100%) 50 (25%) 106 (41%) 126 (49%) -20Nuclear 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0 (0%) 0

TotalPeak Demand 17,818 - 73,715 73,715 -Minimum Demand 7,127 - 29,486 29,486 -Power Plant 20,512 (100%) 69,749 (100%) 85,993 (100%) 85,993 (100%) 0

Hydro Power 3,166 (15%) 2,495 (4%) 5,661 (7%) 5,661 (7%) 0Gas Turbine 1,427 (7%) 4,795 (7%) 5,796 (7%) 5,830 (7%) -35Combined cycle 6,501 (32%) 15,155 (22%) 20,228 (24%) 20,228 (24%) 0Steam 6,770 (33%) 28,381 (41%) 33,675 (39%) 38,819 (45%) -5,144Geothermal 807 (4%) 8,643 (12%) 9,500 (11%) 2,286 (3%) 7,214Diesel 1,841 (9%) 279 (0%) 1,133 (1%) 1,169 (1%) -35Nuclear 0 (0%) 10,000 (14%) 10,000 (12%) 12,000 (14%) -2,000

(Note) *1 from PLN Statistics 2004, Pertamina Geothermal Energy Boucher *2 Geothermal capacity is increased according to development plan. Other power plant capacities are adjusted considering the role of plant type. *3 (C) is not equall to (a)+(b) due to decommission of power plants.

RUKN (2025) (d)Existing (2004) (a)(*1)

System New Plant (2005-2025)(b) (*2)

Total (as of 2025) (C)(*3)

Power Plant ＭＷ Difference

Hydro Power ＭＷ 3,199 (14.6%) 2,666 (3.5%) 5,865 (6.3%) 5,865 (6.3%) 0Gas Turbine ＭＷ 1,494 (6.8%) 6,200 (8.1%) 7,251 (7.8%) 7,285 (7.8%) -35Combined cycle ＭＷ 6,561 (30.0%) 16,665 (21.9%) 21,756 (23.3%) 21,756 (23.3%) 0Steam ＭＷ 6,900 (31.5%) 31,493 (41.3%) 36,838 (39.5%) 41,982 (45.0%) -5,144Geothermal ＭＷ 807 (3.7%) 8,643 (11.3%) 9,500 (10.2%) 2,286 (2.5%) 7,214Diesel ＭＷ 2,921 (13.4%) 547 (0.7%) 2,054 (2.2%) 2,089 (2.2%) -35Nuclear ＭＷ 0 (0.0%) 10,000 (13.1%) 10,000 (10.7%) 12,000 (12.9%) -2,000Total ＭＷ 21,882 (100.0%) 76,214 (100.0%) 93,263 (100.0%) 93,263 (100.0%) 0(Note) *1 from PLN Statistics 2004, Pertamina Geothermal Energy Boucher

*2 Geothermal capacity is increased according to development plan. Other power plant capacities are adjusted considering the role of plant type.　　　　　 *3 (C) is not equal to (a)+(b) due to decommission of power plants.

RUKN (2025)Existing (2004) 　(a)(*1)

New Plant (2005-2025)(b) (*2)

Total (as of 2025) (c)(*3)

Table 7.1.11-3 Power Plant Mix in Geothermal Development Scenario in Master Plan

Table 7.1.11-4 Power Plant Mix in Geothermal Development Scenario in Master Plan (2025)

- 42 -

Energy Mix in Electricity Production (2025) <Revised Plan>

24.6%

39.3%

12.9%

14.6%

3.8%

1.3%

3.5%

Hydro Power Gas Turbine Combined cycle SteamDiesel Nuclear Geothermal

542,600 GWh

Energy Mix in Electricity Production (2025) <RUKN Base>

27.1%

51.3%

7.1%

6.9%

3.7% 3.8% 0.0%

Hydro Power Gas Turbine Combined cycle Steam

Diesel Nuclear Geothermal

542,600 GWh

Fig. 7.1.11-3 Energy Mix in Electricity Production in 2025 by Geothermal Development Scenario

Fig. 7.1.11-4 Energy Mix in Electricity Production in 2025 by RUKN

- 43 -

７.２地熱開発データベース

インドネシア国の地熱発電開発を促進するためには、地熱開発に必要な情報を管理す

るデータベースが必要不可欠である。①地熱資源、②社会/環境、③送電線計画等に関

する情報を一括管理できるデータベース「地熱開発データベース」を新たに構築した。

地熱開発データベースが管理する項目は以下のとおりである。

General Information

Geothermal Resources

Policy, Social and Environment

Utility and Transmission Line

Whole Indonesia

How to use the Database

a. Resource Potentials

b. Geothermal Power Plant

c. Prospective Area d. Development

Process e. Business Scheme f. Investigation

Status g. Load Map and

Action Plan

a. Geothermal Law b. Environmental

Assessment c. National park and

Protected Forest d. Registration,

Standards, and Regulations

a. Power Demand b. Power System c. Existing Power

voltage d. Future Grid

program

Individual Field

a. Area Code b. Latitude,

Longitude c. Working

Area d. Concession

a. Reservoir Conceptual Model

b. Chemical Condition

c. Well Productivity d. Resource Potential

a. Social and Economic Condition

b. Residence Precipitations

c. Flora and Fauna d. Climate Condition e. Land use

a. Transmission Line (T/L) Voltage

b. T/L Length c. T/L Connection d. T/L Diagram e. Others

このデータベースは、インドネシア国全体に関する地熱開発関連情報に加え、個別の

開発有望地域に関する詳細情報を管理するものであり、暫定的にバンドンの CGR 情報

管理室のサーバーにインストールした。各有望地域については、本調査によって収集し

た 73地域の情報を入力し、CGRのスタッフが独自にデータ管理・更新ができるように、

その取扱い方法について指導した。

また、将来的に外部に対して情報を発信する「オープンデータベース」としても活用

できるように、各項目に専用のチェックボックスを設け、チェックのオン・オフによっ

て情報を「公開」、「非公開」に設定できる機能を追加した。情報を公開する際、公開す

る内容を事前に加筆修正する機能も合わせて設定し、公開情報の質・量を調整できるよ

うにした。

- 44 -

７.３ CDM 事業化の可能性

インドネシアにおける CDM のポテンシャルとして、2025 年までに開発可能な資源量か

ら既設および既計画分を除いた開発可能量を基に、石油代替と仮定して排出係数を

0.819(t-CO2/MWh)と想定し、削減可能量を推定した。その結果を Table 7.3-1 に示す。

10MW の地熱発電所の１年あたりの CO2削減効果は 61(kt-CO2/year)で、今後あらたに計

画される地熱発電所の建設を CDM 事業として行えば、年間 50,122(kt-CO2/year)の削減効果

が期待される。

インドネシアにおいて CDM 事業として地熱発電を実施すると、排出係数を

0.819(t-CO2/MWh)で発行されるクレジット CER（Certified Emission Reduction）の取引が

10US$/t-CO2となる場合、電力料金に換算すると約 0.8cent/kWhの収益が上がることになる。

これは、地熱発電開発のインセンティブのひとつになる。

インドネシアでは DarajatⅢ地熱発電プロジェクトの PDD（Project Design Document）が、

2006 年 12 月 11 日に CDM 理事会に登録されている。これは、ジャワ島中部に建設される

設備容量 110MW の地熱発電プロジェクトである。

本調査ではスマトラ島 Muaralabuh 地域の 55MW 地熱発電とフローレス島 Sukoria 地域

10MW 小規模地熱発電のモデル PDD を作成し、インドネシアの地熱発電プロジェクトが

CDM 事業になることを示した。作成したモデル PDD は報告書の添付資料に示す。

地熱発電では、地熱井から噴出する蒸気中の不凝結ガス中に微量の CO2や CH4が含まれ

ている。これらの量が多くなると削減量が少なく（時には効果がゼロに）なる場合があり、

注意が必要である。Fig. 7.3-1 に地熱井蒸気中の CO2 の濃度と排出量の関係を示す。蒸気中

のガス濃度が 10wt%近くになると、CO2削減効果がほとんどなくなる。インドネシアの既

存地熱発電所の蒸気中の CO2 濃度はおよそ 1w%前後であり、十分な CO2 削減効果が期待

できる。また、蒸気中には CH4も含まれているが、その量は CO2の 1/100 以下である。し

かしながら CH4 は CO2の 21 倍の温室効果があるので、その排出量は確認しておくべきで

ある。

- 45 -

Table 7.3-1 CO2 Emission Reduction Effect

Annual Generation Annual CO2 Reduction(GWh/year) (103 t-CO2/year)

Aceh 1 IBOIH - JABOI 10 74 61Aceh 3 SEULAWAH AGAM 275 2,048 1,677

SumUta 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK 38 283 232SumUta 8 SARULA 330 2,457 2,012SumUta 9 SIBUAL BUALI 300 2,234 1,829SumUta 10 S. MERAPI - SAMPURAGA 100 745 610SumBar 13 MUARALABUH 240 1,787 1,464SumBar 14 G. TALANG 30 223 183Jambi 15 LEMPUR / KERINCI 20 149 122Jambi 17 SUNGAI PENUH 355 2,643 2,165

Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS 455 3,388 2,775Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH 455 3,388 2,775SumSel 24 MARGA BAYUR 170 1,266 1,037SumSel 25 LUMUT BALAI 620 4,617 3,781

Lampung 27 ULUBELU 440 3,276 2,683Lampung 28 SUOH ANTATAI 330 2,457 2,012Lampung 29 G. SEKINCAU 60 447 366Lampung 30 RAJABASA 120 894 732Lampung 31 WAI RATAI 120 894 732JavaBar 32 KAMOJANG 180 1,340 1,098JavaBar 33 G. SALAK 120 894 732JavaBar 34 DARAJAT 185 1,378 1,128JavaBar 35 CISOLOK - CISUKARAME 180 1,340 1,098JavaBar 36 G. PATUHA 500 3,723 3,049JavaBar 37 G. WAYANG - WINDU 290 2,159 1,768JavaBar 38 G. KARAHA 200 1,489 1,220JavaBar 39 G. TELAGABODAS 200 1,489 1,220JavaBar 40 TANGKUBANPERAHU 20 149 122Banten 42 CITAMAN - G. KARANG 20 149 122

JavaTen 44 DIENG 340 2,532 2,073JavaTen 46 TELOMOYO 50 372 305JavaTen 47 UNGARAN 180 1,340 1,098JavaTim 50 WILIS / NGEBEL 120 894 732JavaTim 51 IJEN 40 298 244

Bali 52 BEDUGUL 175 1,303 1,067NTB 53 HU'U DAHA 30 223 183NTT 54 WAI SANO 10 74 61NTT 55 ULUMBU 36 268 220NTT 56 BENA - MATALOKO 20 149 122NTT 57 SOKORIA - MUTUBUSA 20 149 122NTT 58 OKA - LARANTUKA 20 149 122NTT 60 ATADEI 10 74 61

SulUta 61 LAHENDONG 200 1,489 1,220SulUta 62 KOTAMOBAGU 140 1,042 854SulUta 63 TOMPASO 120 894 732SulTen 65 MERANA 200 1,489 1,220Maluku 69 TULEHU 20 149 122

N.Maluku 70 JAILOLO 20 149 122SumUta 71 SIPAHOLON-TARUTUNG 50 372 305

Golontaro 73 SUWAWA-GOLONTALO 55 410 335 TOTAL 8219 61,199 50,122

Existing Power Plant Emission Factor (t-CO2/MWh) = 0.819Load Factor = 85%

Existing Project

Additional Power Plant(MW)Region No Names of the 70 fields in this Survey

- 46 -

Fig. 7-3-1 CO2 Emission by Steam Production

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0.0% 2.0% 4.0% 6.0% 8.0% 10.0% 12.0%CO2 Concentration in Steam (wt%)

CO

2 Em

issio

n by

Ste

am P

rodu

ctio

n (t-

CO

2/M

Wh)

Small Scale Geothermal P/PSumbagsel Grid System

JAMALI Grid System

Emission Factor 0.836Emission Factor 0.8

Emission Factor 0.728

- 47 -

７.４地熱資源の多目的利用の可能性

地熱資源は発電だけでなく農業・水産業等にも多目的に利用可能であり，地熱先進諸国では

地熱発電所から熱の供給を受けたり地熱井を掘削したりして、利用を図っている。途上国では，

特に電力公社や民間開発事業者が行う地熱開発では電力利用のみが着目され，熱供給等で地

域へ開発の恩恵をもたらすことはほとんどの場合考えられていない。今後は、地熱資源を有する

地域の開発に、地熱発電からの廃熱や余剰熱を利用した地熱多目的利用による産業を導入する

べきである。地方が地熱開発の恩恵を受けるためには、発電利用だけでなく農業等への多目的

地熱利用を含む総合的な地熱開発方法の検討が必要である。本報告では，地熱利用先進諸国

の地熱直接利用の事例、インドネシア国でのさまざまな利用促進の努力の例等を紹介し、今後の

地熱地域へ多目的利用導入に有用な情報をまとめた。

地熱多目的利用事業の導入可能性については、次のようにまとめられる。

地熱エネルギーの発電以外の多目的な利用による地域の開発は、代替化石燃料消費量

削減及び地球環境保全へ貢献することから、地熱開発先進諸国では積極的に進められ

ている。

インドネシア国でも地熱多目的利用による産業を導入し、地方の開発を進めることが

可能である。

地熱エネルギー確保にはリスクが伴う場合があることから、地熱発電開発計画と同時

に多目的利用についても計画するのが適している。

インドネシア国でも、地熱多目的利用のための調査研究が行われ、既設の地熱発電所

がある Kamojang や Lahendong で地熱多目的事業は注目されている。

地熱利用及び地熱供給に関する法制度は現状では必ずしも充分ではなく、同国の現状

に即したものが検討され、制定される必要がある。

同国の地熱多目的利用に関する調査研究は、BPPT を中心に進められており、今後は、

地熱開発を進める MEMR-DGMCG と同様に重要な役割を担うものと期待される。

同国で地熱多目的利用を普及拡大するためには、利用するための技術的課題の解決、

事業の経済性・流通やマーケットの状況把握等を行い、ビジネス･モデルを確立するこ

とが必要である。

地熱開発先進諸国の経験やノウハウを基に技術協力を行い、パイロット事業を行うこ

とによりビジネスモデルを確立し、各地で計画される地熱発電事業に適切に組み込む

のが、地方開発への地熱多目的利用の導入拡大に効果的と考えられる。

- 48 -

第８章地熱開発促進の課題と政策的支援の必要性

８.１検討方法

地熱発電の価格モデルを用い、地熱開発促進上の課題と政策的支援の必要性を検討した。

一般に地熱発電の障害は資源開発リスクと初期投資の負担にあるが、インドネシアにおい

ては買電価格が低いため、事業者はこの二つの障害を乗り越えられない状況にあることを

明らかにした。これに対し、買電価格の向上、政府の政策的支援策、円借款のような外国

援助資金が大きな効果を有することを明らかにした。

８.２地熱エネルギーの特徴と開発推進上の課題

55MW の地熱発電所のモデルケースを想定し価格モデルを作成した(Table 8.2-1、Table

8.2-2、Fig. 8.2-1)。これを利用して分析を行った結果、①資源特性が収益性を大きく左右す

ること、②開発リードタイムが長く初期投資が大きいため売電価格が高くならざるを得な

いこと、が判明した。これは地熱発電の障害が資源開発リスクと初期投資の負担にあるこ

とを示している（Fig. 8.2-2、Fig. 8.2-3）。

８.３インドネシアの地熱開発の課題

これに対し、インドネシアでは PLN は地熱発電、石炭火力発電などすべての民間発電事

業者（IPP）からの購入電力を 5￠/kWh 以下で購入することとしている(Table 8.3-1)。これ

は電気料金の安定、PLN の財政基盤確立を図るためであり、１つの政策目標に沿った政策

である。しかしながら、このような買電価格を前提とすると地熱発電の経済性は大幅に悪

化する。民間企業は地熱開発に対する動機付けを全く持ち得ない状況になっている(Fig.

8.3-1)。今後、地熱開発マスタープランに沿った開発シナリオを推進していくためには、PLN

の買電価格を地熱開発事業者の投資回収が可能なレベルに引き上げるか、またはそれが困

難な場合、政府が各種支援策からなる政策パッケージを提供することにより、売電価格と

買電価格とのギャップを埋め合わせる必要がある(Table 8.3-1、Fig.8.3-2)。

８.４地熱開発に対する政策的支援策の検討

本節では、PLN の買電価格の値上げ、優遇税制、政府による地熱開発促進調査、開発に

対する低利融資、建設に対する低利融資、建設に対する補助金、ODA 資金の代表例として

円借款利用、の各種支援策を取り上げ、その効果を検討した(Table 8.4-1)。この結果、政府

の施策はそれぞれ概ね0.3～0.4￠/kWh程度の売電価格を減少させる効果があることが分か

った。これに対し、円借款は約 2￠/kWh 程度の売電価格低減効果を有する非常に強力な施

策であることが分かった(Table 8.4-2、Fig. 8.4-1、Fig. 8.4-2)。

また、政府の支援策がない場合、今後の地熱開発を促進するためには、民間企業の開発

地域の場合、少なくとも 10￠/kWh の買電価格が必要であり、PERTAMINA の開発地域の

場合、少なくとも 8￠/kWh の買電価格が必要とされている。買電価格をここまで引き上げ

られない場合は、それを補う政府の支援策が必要となっている(Table 8.4-2、 Table 8.4-3)。

- 49 -

なお、5$/tonのCDMは約0.4￠/kWhの売電価格低減効果を有し、掘削費1m$/本の上昇は

1￠/kWh程度の買電価格上昇効果を有していると試算された。

- 50 -

Lead Time Development Stage Activity Finance

3 Years

3 Years

2 Years

30 Years

Surface Survey Stage

Resource Confirmation Stage

Construction Stage

Development Stage(Reservoir Evaluation Stage)

Operation Stage

Surface survey (Geology,Geochemical, Geophysics MT, etc)

To Find steam (Approximately 10%)Drilling 2 wells →　1 well success

To confirm 40% of steam,Drilling 3 wells →　2 well success

To obtain 100% steam,Drilling 7 wells →　5 well success

Expenditure

Equity 30% Debt 70%

Equity 100% Debt 0%

Expenditure

Operation & Maintenance Expenditure

Stage Content Cost (m$)1. Surface Survey Wide-area Surface Survey 22. Exploratory 2 Exploratory Wells (success rate 50%) etc. 103. Cinfirmation (Development)3 Production Wells (success rate 70%) etc. 104. Construction 4.1 Steam Field 7 Production Wells (success rate 80%), P/L et 42 4.2 Power Plant Power Plant 655. Others 7Total 136

Field Condition Production Well Drilling Cost (m$/well) 3 Steam Productivity (MW/well) 8Plant Condition Plant Life (Years) 30

Plant Factor (%) 85Axially rate (%) 6

Financing Condition Interest rate (%) 8.5Repayment (Years) 12Grace Period (Year) 3

Business Condition Depreciation Method Straight lineDepreciation Period - Wells 7 - Machinery 15Tax rate (%) 34

Table 8.2-1 Development Cost for 55MW Model Geothermal Plant

Table 8.2-2 Condition of Cost Analysis

Fig. 8.2-1 Development Process of 55MW Model Geothermal Plant

- 51 -

Return for Investment

Tax Selling (Tax Rate 34%) Price

OthersO&M Cost

Generation Cost Capital Cost

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

-13% 13%-14%

14%-15%

15%-16%

16%-17%

17%-18%

18%-19%

19%-20%

20%-21%

21%-

Project IRR (%)

Pro

babi

lity　

(%)

Number of Trial (n) = 1000Average (μ） = 17.8%Standard deviation (σ) = 1.58%

Fig. 8.2-2 ￠IRR Distribution of Model Project (Selling price = 8.7 /kWh)

Fig. 8.2-3 Structure of Generation Cost and Selling Price

- 52 -

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

12% 13% 14% 15% 16% 17% 18% 19% 20%

Project IRR (%)

Selling

Price (

￠/kW

h)

Geothermal (55MW) Coal (600MW) Coal (100MW)

GasCC (600MW) Diesel (10MW) Hydro (20MW)

(A)(C)

(B)

Fig. 8.2-4 Selling Price and Project IRR of each Energy Source

- 53 -

-3.0%

-2.0%

-1.0%

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

7.0%

10.0% 12.0% 14.0% 16.0% 18.0% 20.0%

Project IRR (%)

Pro

ject

IRR

- W

AC

C (%)

5.0 ￠/kWh 8.7 ￠/kWh

Buying Price8.7￠/kWh

Buying Price5.0￠/kWh

Feasible Project's Zone forPrivate Companies

Impact of Buying PriceDown

Needs of PricingPolicy(Appropriate BuyingPrice & Incentives)

　

Original (*1) AfterRenegotiation

Bedugul, Bali 7.15Chibuni, west Java 6.90Darajat, West Java 6.95 4.20 (*2)Dien, West Java 9.81Kamojang, West Java 7.03Patuha, West Java 8.46Karaha Bodas, Java 7.25Salak (unit 4-6), West Java 8.46Sibayak, North Sumatra 7.10Wayang Windu, West Java 8.39 4.90 (*3)Wayang Windu (unit2) - 4.94 (*4)Sarulla - 4.64 (*5)(Source) *1, *2: Indonesia's geothermal development (Embasy of USA in Indonesia) *3: Energy Highlight Oct.2005 Embassy of USA in Indonesia *4: Tempo Interaktif 15 Aug. 2006 *5: Antara NEWS, 19 June 2006

Power PlantSelling Price (￠/kWh)

Table 8.3-1 Price Change before and after Economic Crisis

Fig. 8.3-1 Profitability Deterioration by Price Change

- 54 -

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

5 6 7 8 9 10 11 12

Buying Price by PLN (￠/kWh)

Cap

acity

(MW

)

Pertamina Field : IRR=15% (VAT= 10%)

Non Pertamina Field: IRR=18% (VAT= 0%)

<IRR15%> <IRR18%>￠/kWh MW MW MW (%)

5 0 0 0 0.0%6 1,240 0 1,240 15.1%7 2,370 790 3,160 38.5%8 3,140 3,340 6,480 79.0%9 3,140 4,090 7,230 88.2%10 3,178 4,596 7,774 94.8%11 3,178 4,651 7,829 95.5%12 3,178 4,771 7,949 97.0%15 3,178 4,991 8,169 99.6%20 3,178 5,021 8,199 100.0%

SellingPrice

No　Incentives Total

Table 8.3-2 Possible Development Capacity by Buying Price

Fig. 8.3-2 Possible Development Capacity by Buying Price

- 55 -

No Incentives(VAT=0%)

Tax Credit(10yrs) Gov's Svy. Loan to Dev.

(r=5%)

Loan toConst.(r=5%)

Sub. ToConst (20%)

Steam Price (￠/kWh) 4.3 3.9 3.6 3.4 3.3 2.9Generation Price (￠/kWh) 4.4 4.1 4.1 3.9 3.7 3.7Electricity Price (￠/kWh) 8.7 8.0 7.7 7.3 7.0 6.6

(IRR=18%) Price Down Effect (￠/kWh) - △ 0.7 △ 0.3 △ 0.4 △ 0.3 △ 0.4

No Incentives(VAT=10%) VAT (0%) Tax Credit

(10yrs) Gov's Svy. Loan to Dev.(r=5%)

Loan toConst.(r=5%)

Sub. ToConst (20%)

ODA Loan(VAT=10%)

Steam Price (￠/kWh) 3.5 3.4 3.3 3.0 2.9 2.8 2.5 2.5Generation Price (￠/kWh) 3.9 3.6 3.4 3.4 3.3 3.1 3.1 2.9Electricity Price (￠/kWh) 7.4 7.0 6.7 6.4 6.2 5.9 5.6 5.4

(IRR=15%) Price Down Effect （￠/kWh) - △ 0.4 △ 0.3 △ 0.3 △ 0.2 △ 0.3 △ 0.3 △ 2.0

PrivateCompany's

Case

StateCompany's

Case

Incentive Tax Credit (10 years) Preliminary Survey by GovernmentLow Interest Finance for Development

StageLow Interest Finance for Construction

StageSubsidy to Construction Cost

Support by Yen Loan（Support for public entity's project）

Content ofincentive

The corporate tax (34%) will be reducedto 10% for 10 years after operation forthe geothermal power generationbusiness by private companies.

In the promising geothermal potentialarea, the government executespreliminary survey to reduce initialresource development risks, and thus, toattract private developer's interest.

For the private company's geothermaldevelopment activity, which is not eligiblefor a commercial loan at present,governmental investment bank extends aloan of 50% of necessary fund with aspecial low interest rate.(The interest rate is 5.0%, while 8.5% is ausual rate. Loan repayment period is 12years with 3 year grace period.)

For the private company's geothermalpower plant construction activity(construction of wells, steam supplyfacilities), governmental investment bankextend a loan of 80% of necessary fundwith a special low interest rate.(The interest rate is 5.0%, while 8.5% is ausual rate. Loan repayment period is 12years with 3 year grace period.)

The government delivers the subsidy togeothermal construction cost (steamsection).(subsidy cover ratio is 20%)

For projects executed by public entitysuch as PLN, Pertamina, GeoDipa, orregional government, government extendlow interest loan using Yen Loan.（In a case of Emvironmental Yen Loan,interest rate is 0.65%、repayment periodis 30 years with 10 year grace period.)

Table 8.4-1 Possible Incentives for Geothermal Development

Table 8.4-2 Effect of Incentives

- 56 -

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

NoIncentives(VAT=0%)

Tax Credit(10yrs)

Gov's Svy. Loan to Dev.(r=5%)

Loan toConst. (r=5%)

Sub. ToConst (20%)

Sel

ling

Pric

e （￠

/kW

h)

Steam Price Generation Price

Private Company's Case

Effect of Gov't Svy

Effect of Tax Credit

Effect of Dev Loan

Effect of Const Loan

Effect of Const Sub.

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

No Incentives(VAT=10%)

VAT (0%) Tax Credit(10yrs)

Gov's Svy. Loan to Dev.(r=5%)

Loan toConst. (r=5%)

Sub. ToConst (20%)

ODA Loan

Sel

ling

Price

（￠

/kW

h)

Steam Price Generation Price

State Company's Case

Effect of Const Sub.

Effect of Tax CreditEffect of Gov't Svy

Effect of Dev LoanEffect of Const Loan

Effect of ODA Loan

Effect of No VAT

Fig. 8.4-1 Effect of Incentives (Selling Price Reduction Effect in 55MW Model Plant in Private Company’s Case)

Fig. 8.4-2 Effect of Incentives (Selling Price Reduction Effect in 55MW Model Plant in State Company’s Case)

- 57 -

All Field

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

5 6 7 8 9 10 11 12

Buying Price (￠/kWh)

Cap

acity

(MW

)

No Incentives VAT=0% & Tax Holiday (10 years) Gov't Survey

Loan to Dev. (r=5%) Loan to Const. (r=5%) Subsidy to Const. (20%)

Pertamina Field : IRR=15% VAT=10%Non Pertamina Field : IRR=18% VAT=0%

Non Pertamina Field

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

5 6 7 8 9 10 11 12


Cap

acity

(MW

)

No Incentives Tax Holiday (10 years) Gov't Survey


Fig. 8.4-3 Effect of Incentives (Development Amount in 49 Field Estimation) (Private Company & State

Company Total)

Fig. 8.4-4 Effect of Incentives (Development Amount in 38 Field Estimation)

(Private Company’s Case)

- 58 -

Pertamina Field

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

5 6 7 8 9 10 11 12


Cap

acity

(MW

)

No Incentives VAT=0% VAT=0% & Tax Holiday (10 years)


Pertamina Field : IRR=15% VAT=10%

Effect ofYen Loan (IRR=15%, VAT=10%)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

No Incetive Field Field+40% Exp. Plant Plant+Field

Selli

ng

Price (

￠/kW

h)

Steam Price Plant Price

6.6 ￠/kWh

7.4 ￠/kWh

6.1 ￠/kWh

5.4 ￠/kWh

6.2 ￠/kWh

Fig. 8.4-5 Effect of ODA Loan

(Selling Price Reduction Effect in 55MW Model Plant in State Company’s Case)

Fig. 8.4-6 Effect of ODA Loan (Development Amount in 11 Field Estimation) (State Company’s Case)

- 59 -

Table 8.4-3 Options of Incentive Combination State Company’s Case Private Company’s Case

Options Buying Price of

PLN Incentives of Government

Buying Price of PLN

Incentives of Government

No Incentive Case

8 Cents/kWh

-

10 Cents/kWh

-

Option 1

7 Cents/kWh

- VAT Exemption

9 Cents/kWh

- Tax Holiday (10 years)

Option 2

6 Cents/kWh

- VAT Exemption - Tax Holiday (10 years) - Loan to Development (r=5%) - Loan to Construction (r=5%)

8 Cents/kWh

- Tax Holiday (10 years) - Government Survey

Option 3

7 Cents/kWh

- Tax Holiday (10 years) - Government Survey - Loan to Development (r=5%) - Loan to Construction (r=5%)

- 60 -

第９章地熱開発促進のための提言

第 9 章では地熱開発マスタープランに沿って今後の地熱開発を推進する際の進め方に関し提言

をまとめた。

９.１今後の地熱開発の基本的進め方

今後の基本的進め方として、今回調査対象の 73 地域を開発の進捗状況、資源有望性などの要素

を考慮して、ランクＡ、Ｂ、Ｃ、Ｎ、Ｌの 5 分類に分類した(Table 9.1-1, Table 9.1-2)。

ランクＡ地域は、既に地熱開発区域（ワーキングエリア；WKP）が設定されており、開発事業

者も決定し各開発事業者はそれぞれの開発計画を有している地域である。しかしながらその計画

が予定通り進展していない地域も多い。ほとんどの地域に共通している理由は、PLN の買電価格

が低いため、事業者が開発に躊躇し、また、資金調達に苦労していることにある。ランクＡ地域

は 2012 年までの開発目標量のほぼ全量を占める地域であるため、2012 年の目標達成にむけて、

これらの地域に対しては経済インセンティブの賦与により早急に開発促進を図るべきである。ま

た、国営会社の開発計画に対しては、円借款など ODA 資金の積極的な利用も検討される必要があ

る(Table 9.1-3)。

ランクＢ、ランクＣ地域はいずれも現時点では WKP が設定されていない。また、これらの地

域にはまだ調査井掘削を伴う調査が行われていない。このため、地表データからは有望性が期待

されるものの、資源に関するリスクが大きいと考えられる地域である。このため、これらの地域

の開発に当たっては、第一に WKP の設定が不可欠である。このためには、適切な地熱開発区域

の設定のための政府による十分な資源調査が必要である。地上調査のみの調査でも WKP の設定

は可能ではあるが、民間企業の参入を確実にするためには、調査井掘削を伴う調査の実施が早急

に望まれる(Table 9.1-4)。

遠隔離島における地熱地域では、系統の電力需要が少なことから小規模の開発が予定される。

小規模系統においては地熱発電が経済的にはも有利な発電形態と考えられ、燃料費の低減

のため、積極的な開発が期待されている。また、地方電化推進の観点からも早急な開発が望

まれる資源である。しかしながら、開発規模が小さい上、遠隔離島という地理的な問題から、

民間事業者の参入はあまり多くを期待できない可能性がある。このような地域にあっては、

地方電化推進の観点から政府が主体となって調査・開発を行うことが望まれる(Table 9.1-5)。

９.２地熱開発促進に当たっての提言

また、地熱開発マスタープランの推進に向けての時系列の観点から以下の 10 の提言をまとめた。

＜短期的政策＞提言１経済インセンティブの賦与

提言２地熱法執行体制の整備提言３関係者間の調整ルールの整備提言４民間事業者の参入促進＜中期的政策＞提言５政府による資源調査の推進

- 61 -

提言６地熱技術者の人材育成提言７開発費低減対策の推進

提言８政策資金の確保＜長期的政策＞提言９高等教育機関における人材供給体制の整備提言 10 技術の国産化、関連産業の育成これらの提言はいずれも直ちに実施に移されることが望まれる。(Fig. 9.2-1)

- 62 -

Rank Progress ofDevelopment

Possibility of Promising Resources Numberof Fields

Expected Amount ofDevelopment by 2025

A WKP has been set.Developer isdesignated.

Estimated as very high. 22 6,556 MW

B WKP has not yet set.Developer is not yetdesignated.

Estimated as very high.No existence of well data.Existence of geochemical data.

9 1,250 MW

C - ditto - Estimated as very high.No existence of well data.No Existence of geochemical data.

16 1,150 MW

Ｌ - ditto - Less expectation of hightemperature resources.

3 120 MW

N - ditto - No estimation due to insufficientinformation.

23 424 MW

Total 73 9,500 MW

(MW)Existing

A 857 1,097 （98.2%） 645 （67.2%） 1,713 （58.7%） 2,245 （61.5%） 6,556 （69.0%）

B 20 （1.8%） 315 （32.8%） 535 （18.3%） 380 （10.4%） 1,250 （13.2%）

C 0 （0.0%） 0 （0.0%） 670 （23.0%） 480 （13.2%） 1,150 （12.1%）

L 0 （0.0%） 0 （0.0%） 0 （0.0%） 120 （3.3%） 120 （1.3%）

N 0 （0.0%） 0 （0.0%） 0 （0.0%） 424 （11.6%） 424 （4.5%）

Total 857 1,117 （100.0%） 960 （100.0%） 2,918 （100.0%） 3,649 （100.0%） 9,500 （100.0%）

(cum.) 857 1,974 2,934 5,851 9,500

Total2012 2016 2020 2025

Table 9.1-1 Classification Criteria for 73 Fields

Table 9.1-2 Development Amount by Ranks

- 63 -

1 N.Sumatra 8 SARULA ○ PLN MEDCO/C.ITHO2 N.Sumatra 9 SIBUAL BUALI ○ PLN MEDCO/C.ITHO3 Lampung 27 ULUBELU ○ Pertamina Pertamina4 W.Java 32 KAMOJANG ○ Pertamina Pertamina5 W.Java 33 G. SALAK ○ Pertamina Cheveron6 W.Java 34 DARAJAT ○ Pertamina Amoseas7 W.Java 36 G. PATUHA ○ Pertamina Geo Dipa8 W.Java 37 G. WAYANG - WINDU ○ Pertamina MNL9 W.Java 38 G. KARAHA ○ Pertamina KBC

10 W.Java 39 G. TELAGABODAS ○ Pertamina11 C.Java 44 DIENG ○ Pertamina Geo Dipa12 N.Sulawesi 61 LAHENDONG ○ Pertamina Pertamina13 N.Sulawesi 63 TOMPASO ○ Pertamina Pertamina14 Bali 52 BEDUGUL ○ Pertamina Bali Energy15 N.Sumatra 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK ○ Pertamina Pertamina16 E.Nusa Tenggara 55 ULUMBU ○ PLN MEMR17 E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO ○ PLN MEMR18 Jambi 17 SUNGAI PENUH ○ Pertamina Pertamina19 S.Sumatra 25 LUMUT BALAI ○ Pertamina Pertamina20 Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS ○ Pertamina Pertamina21 Bengkulu 22 TAMBANG SAWAH ○ Pertamina Pertamina22 N.Sulawesi 62 KOTAMOBAGU ○ Pertamina Pertamina

No. Concession DeveloperRegion Field No Field name WKP

Table 9.1-3 Fields to be Promoted Urgently by Providing Economic Incentives (Rank A fields)

- 64 -

1 E.Nusa Tenggara 55 ULUMBU Rank A

2 E.Nusa Tenggara 56 BENA - MATALOKO Rank A

3 E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA Rank B

4 Aceh 1 IBOIH - JABOI Rank C

5 W.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA Rank C

6 E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO Rank C

7 E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA Rank C

8 E.Nusa Tenggara 60 ATADEI Rank C

9 Maluku 69 TULEHU Rank C

10 N.Maluku 70 JAILOLO Rank C

Region No Field name Ｒｅｍａｒｋｓ

1 Jambi 15 LEMPUR / KERINCI B2 W.Sumatra 13 MUARALABUH B3 Lampung 28 SUOH ANTATAI B4 W.Java 35 CISOLOK - CISUKARAME B5 C.Java 47 UNGARAN B6 Lampung 29 G. SEKINCAU B7 E.Java 50 WILIS / NGEBEL B8 N.Sumatra 10 S. MERAPI - SAMPURAGA B9 E.Nusa Tenggara 57 SOKORIA - MUTUBUSA B

10 Aceh 3 SEULAWAH AGAM C11 Lampung 30 RAJABASA C12 Lampung 31 WAI RATAI C13 S.Sumatra 24 MARGA BAYUR C14 C.Sulawesi 65 MERANA C15 Golontaro 73 SUWAWA-GOLONTALO C16 Aceh 1 IBOIH - JABOI C17 W.Sumatra 14 G. TALANG C18 W.Java 40 TANGKUBANPERAHU C19 E.Java 51 IJEN C20 W.Nusa Tenggara 53 HU'U DAHA C21 E.Nusa Tenggara 54 WAI SANO C22 E.Nusa Tenggara 58 OKA - LARANTUKA C23 E.Nusa Tenggara 60 ATADEI C24 Maluku 69 TULEHU C25 N.Maluku 70 JAILOLO C

Region FieldNo. Field name RankNo.

Table 9.1-4 Fields to be Promoted Urgently by Government Survey (Rank B and Rank C fields)

Table 9.1-5 Fields to be Promoted by Government from the viewpoint of Rural Electrification

- 65 -

(分類)

地熱法執行体制の整備

政府による資源量調査の推進

経済インセンティブの賦与（政策資金の確保）

地熱開発技術の高度化地熱技術者人材育成

経済インセンティブの賦与（購入価格の引き上げ、

政策的支援実施）

開発費低減対策の推進民間開発事業者の参入促進

関係者間の調整ルール確立（森林保護との調整等）

技術の国産化推進・関連産業の育成

高等教育機関における人材供給体制の強化

制度的支援

財務的支援

技術的支援

短期的目標実現に向けて（主としてＲａnｋ-A地域の開発支援）

　　　　　　中期的目標実現に向けて　　　　　　（主としてＲａｎｋ-B、Rank－C地域

の開発支援）　　　　長期的目標実現に向けて

リスク低減対策

初期投資負担低減

対策

Fig. 9.2-1 Geothermal Development Promotion Survey by Government and its Effect

インドネシア国 地熱発電開発マスタープラン調査...

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