republic of the philippinespltu steam power plant poh planned outage hours rh re-heater rkl / ukl...

No.

インドネシア共和国

エネルギー鉱物資源省

イインンドドネネシシアア国国ジジャャワワ・・ババリリ地地域域発発電電設設備備運運用用改改善善計計画画調調査査

フファァイイナナルルレレポポーートト

平平成成 1188 年年 1111 月月 ((22000066))

独立行政法人国際協力機構（JICA）

委託先

株式会社ニュージェック関西電力株式会社

経済

J R

06-124

序文

日本国政府は、インドネシア国政府の要請に基づき、同国のジャワ・バリ地域発電設備運用改

善計画調査を行うことを決定し、独立行政法人国際協力機構がこの調査を実施しました。

当機構は平成 17 年 11 月から平成 18 年 10 月までの間、5 回にわたり株式会社ニュージェック

の松田康治氏を団長とし、同社と関西電力株式会社の団員から構成される調査団を現地に派遣し

ました。

調査団はインドネシア国政府及び国有電力会社関係者との協議を行うとともに、現地調査を実

施し、帰国後の国内作業を経て、ここに本報告書完成の運びとなりました。

この報告書がインドネシア国発電設備の運用改善に寄与するとともに、両国の友好親善の一層

の発展に役立つことを願うものです。

終わりに、調査のご協力とご支援をいただいた関係者各位に対し、心から感謝申し上げます。

平成 18 年 11 月

独立行政法人国際協力機構

理事伊沢正

平成 18 年 11 月独立行政法人国際協力機構理事伊沢正殿

伝達状

「インドネシア国ジャワ・バリ地域発電設備運用改善計画調査」報告書をここに提出いたしま

す。本調査は、貴機構との契約に基づき、株式会社ニュージェック及び関西電力株式会社が平成

17 年 10 月から平成 18 年 11 月まで実施して参りました。

本調査では、ジャワ・バリ地域における短期・中期的電力需要に対応するために同地域の 16 箇

所の既設発電設備の設備面及び運転・維持管理面に係る改善計画を策定しました。設備面に関し

ては昨今の燃料油の高騰を鑑みて、既設発電所の統廃合を含む出力増強計画を策定しました。ま

た、運転・維持管理面では既設発電所の事故原因を分析し、インドネシア国の現状を踏まえた上

で事故防止に有効な改善策を提言しました。さらに、既設発電設備の効率的な運転及び適切な維

持管理を行うために、余寿命診断に係る技術移転を実施しました。

私どもは、これらの提言が実施されることで、ジャワ・バリ地域の電力供給の信頼性が向上し、

ひいては同地域の電力需給逼迫解消に貢献することを心より願うものであります。

最後に、今回の調査の中で多くのご指導、ご支援を賜りました貴機構、外務省ならびに経済産

業省各位に深く感謝申し上げます。また、調査遂行にあたり、ご協力、ご支援を頂いたインドネ

シア国エネルギー鉱物資源省、国有電力会社 (PT PLN (Persero))、インドネシアパワー社、PJB 社、

並びに各発電所の方々に心から感謝申し上げます。

インドネシア国

ジャワ・バリ地域発電設備運用改善計画調査

総括松田康治

インドネシア国ジャワ・バリ地域発電設備運用改善計画調査

略語集 Abbreviation Full Description in English (Indonesian)

ADB Asian Development Bank

AH Air Heater

AI Annual Inspection

ANDAL Environmental Impact Analysis

AVR Automatic Voltage Control System

BAPPENAS National Development Planning Agency (Badan Perencanaan Pembanguanan Nasional)

BFP Boiler Feed Water Pump

BLK Block

BP British Petroleum

BPMIGAS Executive Agency for Upstream Oil and Gas Business Activity (Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak Dan Gas Bumi)

CB Circuit Breaker

CBM Condition Based Maintenance

CDF Computer Fluid Dynamics

CWP Circulating Water Pump or Cooling Water Pump

DSS Daily Start and Stop

De-NOx Denitration

De-SOx Desulfurization

EIA/AMDAL Environmental Impact Assessment

EIRR Economic Internal Rate of Return

FIRR Financial Internal Rate of Return

FOH Forced Outage Hours

FOH (L) Forced Outage Hours caused by power grid system

FOH(D) Forced Outage Hours caused by power station

GI General Inspection

GIB Gas Insulated Busbar

GIS Gas Insulated Switchgear

GOV Governor

HHV High Heat Value

HP High Pressure

HRSG Heat Recovery Steam Generator

HSD High Speed Diesel Oil

I & C Instrumentation and Control

IP Indonesia Power

IP Intermediate Pressure

IPP Independent Power Producer

JBIC Japan Bank for International Cooperation

JICA Japan International Cooperation Agency

KA – ANDAL Environmental Impact Analysis Term of Reference

- 1 - ファイナルレポート


Abbreviation Full Description in English (Indonesian)

LFC Load Frequency Control

LHV Low Heat Value

LITBANG PLN Research and Development Center for Electricity (PT PLN Penelitian dan Pengembangan Ketenagalistrikan)

LNG Liquid Natural Gas

LP Low Pressure

MELCO Mitsubishi Electric Corporation

MEMR Ministry of Energy and Mineral Resources

METI Ministry of Economy, Trade and Industry

MFO Marine Fuel Oil

MHI Mitsubishi Heavy Industries

MO Major Overhaul

MOH Maintenance Outage Hours

NG Natural Gas

P3B Jawa Bali Transmission and Load Dispatching Center (Penyaluran Dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali)

PJB PLN Java Bali Power Company (PT Pembangkitan Jawa-Bali)

PLN Indonesia Electricity Corporation (Perusahaan Umum Listrik Negara PERSERO)

PLTA Hydro Power Plant

PLTD Diesel Power Plant

PLTG Gas Turbine Power Plant

PLTGU Combined Cycle Power Plant

PLTP Geothermal Power Plant

PLTU Steam Power Plant

POH Planned Outage Hours

RH Re-heater

RKL / UKL Environmental Management Plan

RLA Remaining Life Assessment

RPL / UPL Environmental Monitoring Plan

RSH Reserve Shutdown Hours

Rp. Indonesian monetary unit (1 US$ = 9,000 Rp. in 2005)

SCADA Sequential Control and data Acquisition System

SH Super Heater

SH Service Hours

TIT Turbine Inlet Temperature

UBP Generation Business Unit (Unit Busnis Pembangkitan)

WB World Bank

WSS Weekly Start and Stop

WW Water Wall

ファイナルレポート - 2 -


単位表 Abbreviation Unit

bbl Barrel (1 bbl = 159 litter)

GWh Gigawatt-hour

kW Kilowatt

kWh Kilowatt-hour ( 1 kWh = 860 kcal) (1 kcal = 3.968 BTU)

MMBTU 106 British Thermal Unit (MM = 106)

MMSCF 106 Standard Cubic Feet (MM = 106)

mmscfd Million Standard Cubic Feet per Day

MSCF 103 Standard Cubic Feet (M = 103)

MVA Mega-volt-ampere

MW Megawatt

MWh Megawatt-hour

VA Volt-ampere

参考文献

(1) 鉱工業プロジェクト形成基礎調査「インドネシア国ジャワ・バリ地域電力設備運用改善計画

調査報告書」、平成 15 年 9 月、国際協力事業団鉱工業開発調査部

(2) 「インドネシア国ジャワ・バリ地域発電設備改善計画調査（予備調査）現地調査報告」、平

成 17 年 6 月 29 日、独立行政法人国際協力機構経済開発部

(3) 「海外経済協力業務実施方針（平成 17 年 4 月 1 日～平成 20 年 3 月 31 日）」、平成 17 年 4 月、

国際協力銀行

(4) 「円借款案件事後評価報告書 1999 （インドネシア国グレシック火力発電所３，４号機ガ

ス化改造事業）」、国際協力銀行

(5) 「円借款案件事後評価報告書 2002 （インドネシア国タンジュンプリオク火力発電所３，

４号機改修事業）」、国際協力銀行

(6) 平成 16 年度環境省委託事業「平成 16 年度 CDM／JI 事業調査報告書（インドネシアにおけ

る廃棄物処分場バイオガス回収有効利用調査）」、2004 年、鹿島建設㈱・八千代エンジニアリ

ング㈱

(7) “Policy Working Paper 2438 (Measurements of Poverty in Indonesia 1996, 1999, and Beyond)”, 2000, The World Bank

- 3 - ファイナルレポート


- i - ファイナルレポート

目次

1. まえがき ..................................................................................................................... 1 - 1 1.1. 調査の背景 .............................................................................................................................. 1 - 1 1.2. 調査の目的 .............................................................................................................................. 1 - 2 1.3. 調査の対象地域と調査内容 .................................................................................................. 1 - 2

1.3.1. 調査対象地域 ............................................................................................................... 1 - 2 1.3.2. 調査業務の内容 ........................................................................................................... 1 - 3

2. インドネシア国及びジャワ・バリ地域における現状把握 .......................................... 2 - 1 2.1. 電力開発計画の確認 .............................................................................................................. 2 - 1

2.1.1. 電源開発計画 ............................................................................................................... 2 - 1 2.1.2. 送変電設備拡張計画 ................................................................................................... 2 - 6

2.2. 燃料供給計画の確認 .............................................................................................................. 2 - 9 2.2.1. 油燃料価格 ................................................................................................................... 2 - 9 2.2.2. 天然ガス ....................................................................................................................... 2 - 9 2.2.3. ジャワ・バリ地域発電所へのガス供給の新たな試み ........................................... 2 - 10

2.3. PLN 及び発電会社の財務状況の確認.................................................................................. 2 - 12 2.3.1. PLN の財務状況........................................................................................................... 2 - 12 2.3.2. PJB の財務状況............................................................................................................ 2 - 13 2.3.3. Indonesia Power の財務状況 ....................................................................................... 2 - 14

2.4. 技術移転に関する情報収集・整理 ...................................................................................... 2 - 16 2.4.1. 火力発電所 ................................................................................................................... 2 - 16 2.4.2. 水力発電所 ................................................................................................................... 2 - 18

2.5. JBIC 輸出金融プロジェクトの状況 ..................................................................................... 2 - 21 2.5.1. 輸出金融クレジットラインの設定 ........................................................................... 2 - 21 2.5.2. 輸出金融クレジットラインの条件 ........................................................................... 2 - 21 2.5.3. 輸出金融クレジットライン手続きの現況 ............................................................... 2 - 22 2.5.4. PLN の輸出金融クレジットライン案....................................................................... 2 - 23

2.6. 電力セクターに係る環境規制の確認 .................................................................................. 2 - 25 2.6.1. インドネシアにおける環境社会配慮の背景 ........................................................... 2 - 25 2.6.2. 環境社会配慮の制度および法的枠組み ................................................................... 2 - 25 2.6.3. 発電設備に係る環境影響評価 ................................................................................... 2 - 27 2.6.4. 環境基準 ....................................................................................................................... 2 - 29 2.6.5. ステークホルダー ....................................................................................................... 2 - 30

3. 既存電力設備のレビュー ............................................................................................ 3 - 1 3.1. 既設電力設備の設備面に係る現状および課題の確認 ...................................................... 3 - 1

3.1.1. 火力発電所 ................................................................................................................... 3 - 1 3.1.2. 水力発電設備 ............................................................................................................... 3 - 33


ファイナルレポート - ii -

3.2. 既設発電設備の運転・維持管理面に係る現状および課題の確認 ................................... 3 - 54 3.2.1. 火力発電所 .................................................................................................................... 3 - 54 3.2.2. 水力発電所 .................................................................................................................... 3 - 92

3.3. 既設送変電設備の現状と課題の確認及び改善に関する提言 ........................................... 3 -132 3.3.1. 系統安定度 .................................................................................................................... 3 -132 3.3.2. 既設送変電設備と利用率 ............................................................................................ 3 -133 3.3.3. 事故件数 ........................................................................................................................ 3 -134 3.3.4. 周波数 ........................................................................................................................ 3 -136 3.3.5. 電圧 ........................................................................................................................ 3 -136

4. 既設発電設備の設備面に係る改修計画 ...................................................................... 4 - 1 4.1. 火力発電所 ............................................................................................................................... 4 - 1

4.1.1. 技術検討 ........................................................................................................................ 4 - 1 4.1.2. 経済・財務分析 ............................................................................................................ 4 - 17 4.1.3. 環境社会配慮 ................................................................................................................ 4 - 38

4.2. 水力発電所 ............................................................................................................................... 4 - 58 4.2.1. 技術検討 ........................................................................................................................ 4 - 58 4.2.2. 経済・財務分析 ............................................................................................................ 4 - 59 4.2.3. 環境社会配慮 ................................................................................................................ 4 - 59

5. 既設発電設備の運転・維持管理面に係る改善計画 .................................................... 5 - 1 5.1. 運転・保守能力の改善に向けて ........................................................................................... 5 - 1

5.1.1. PLN と North American Reliability Council (NERC) ................................................... 5 - 1 5.1.2. 保守最適化プログラム(MOP)..................................................................................... 5 - 2

5.2. 火力発電所 ............................................................................................................................... 5 - 5 5.2.1. 日常の事故・トラブル防止に係る改善策 ................................................................ 5 - 6 5.2.2. 定期点検工事に係る運用面からの改善計画 ............................................................ 5 - 17

5.3. 水力発電所 ............................................................................................................................... 5 - 25 5.4. 日本の公共電力会社の関係規則 ........................................................................................... 5 - 28

5.4.1. 電気事業法関連 ............................................................................................................ 5 - 28 5.4.2. 日本における他の関係規則と主任技術者 ................................................................ 5 - 34

5.5. 火力発電所設備維持管理に関するマネジメント計画及びガイドライン ....................... 5 - 36 5.5.1. 運転・維持管理に関する体制及び規則 .................................................................... 5 - 36 5.5.2. 既設火力発電設備の運転・維持管理に関するマネジメント計画及びガイドライン ................................................................................................................ 5 - 39 5.5.3 人材育成計画 ................................................................................................................ 5 - 43 5.5.4. 安全管理 ........................................................................................................................ 5 - 45

5.6. 水力発電所設備運転維持管理に関するマネジメント計画およびガイドライン............ 5 - 46 5.6.1. 運転に関する事項 ........................................................................................................ 5 - 46 5.6.2. 維持管理に関する事項 ................................................................................................ 5 - 47 5.6.3. 教育に関する事項 ........................................................................................................ 5 - 49


- iii - ファイナルレポート

5.6.4. 安全に関する事項 ....................................................................................................... 5 - 52 5.6.5. 運転・保守および安全管理に関する規則類の例 ................................................... 5 - 53

6. 技術移転 ..................................................................................................................... 6 - 1 6.1. 火力発電所 .............................................................................................................................. 6 - 1

6.1.1. 背景 ....................................................................................................................... 6 - 1 6.1.2. 技術移転 ....................................................................................................................... 6 - 4 6.1.3. 出席者リスト ............................................................................................................... 6 - 16 6.1.4. 技術移転に伴う配付資料リスト ............................................................................... 6 - 18

6.2. 水力発電所 .............................................................................................................................. 6 - 20 6.2.1. 背景 ......................................................................................................................... 6 - 20 6.2.2. 技術移転 ....................................................................................................................... 6 - 21 6.2.3. 出席者リスト ............................................................................................................... 6 - 25 6.2.4. 技術移転に伴う配付資料リスト ............................................................................... 6 - 25

7. 結論・提言 ................................................................................................................. 7 - 1 7.1. 結論 .................................................................................................................................. 7 - 1

7.1.1. 火力発電所 ................................................................................................................... 7 - 1 7.1.2. 水力発電所 ................................................................................................................... 7 - 3 7.1.3. 電力設備（送電線と変電所） ................................................................................... 7 - 3 7.1.4. 余寿命診断に係る技術移転 ....................................................................................... 7 - 3

7.2. 提言 .................................................................................................................................. 7 - 4


ファイナルレポート - iv -

List of Tables

Table 1.2-1 Objective Sixteen (16) Power Stations in Java-Bali Region Table 2.1-1 Power Development Plan in Java-Bali Region Table 2.1-2 Power Development Plan for Whole Indonesia Table 2.1-3 Power Development Plan by Fuel Type Table 2.1-4 Announcement of Coal Fired Power Plant Projects Table 2.2-1 Gas Demand and Supply Balance from 2006 to 2015 Table 2.3-1 Profit and Loss Statement of PLN Table 2.3-2 Profit and Loss Statement of PJB Table 2.3-3 Profit and Loss Statement of IP Table 2.4-1 Current Situation for Remaining Life Assessment and Performance Assessment Table 2.5-1 Loan Condition of JBIC Export Credit Table 2.6-1 Ambient Air Quality Standards Table 2.6-2 Emission Gas Standards Table 2.6-3 Ambient Water Quality Standards Table 2.6-4 Ambient Sea Water Quality Standards Table 2.6-5 Wastewater Standards Table 2.6-6 Noise Level Standards Table 2.6-7 Vibration Level Standards Table 2.6-8 Odor Standards Table 3.1-1 Summary of Performance and Capacity Data of Objective 12 Thermal Power

Stations Table 3.1-2 Capacity Data Summaries of 12 Thermal Power Stations Table 3.1-3 Capacity Derating Summaries on PLTGUs/PLTGs Table 3.1-4 Main Features for Muara Tawar (PJB) Power Station Table 3.1-5 Main Features for Gresik Power Station Table 3.1-6 Main Features for Paiton Power Station Table 3.1-7 Main Features for Perak Power Station Table 3.1-8 Main Features for Tanjung Priok Power Station Table 3.1-9 Main Features for Muara Karang Power Station Table 3.1-10 Main Feature for Tambak Lorok Power Station Table 3.1-11 Main Features for Grati Power Station Table 3.1-12 Main Features for Suralaya Power Station Table 3.1-13 Main Features for Pesanggaran Power Station Table 3.1-14 Main Features for Gilimanuk Power Station Table 3.1-15 Main Features for Pemaron Power Station Table 3.1-16 (1) Original Proposals of Rehabilitation, Modification and Repowering Plans for IP Table 3.1-16 (2) Original Proposals of Rehabilitation, Modification and Repowering Plans for PJB Table 3.1-17 Additional Proposals of Oil Reduction Plans


- v - ファイナルレポート

Table 3.1-18 Final Proposals for Further Study Table 3.1-19 Main Features of Objective Hydropower Stations Table 3.1-20 Annuals Scheduled Outage and Forced Outage Hour (Saguling) Table 3.1-21 Analysis Scheduled Outage and Forced Outage Hour (Cirata) Table 3.1-22 Analysis Scheduled Outage and Forced Outage Hour (Soedirman) Table 3.1-23 Analysis Scheduled Outage and Forced Outage Hour (Sutami) Table 3.2-1 Forced Outage (Times) for Thermal Power Stations Table 3.2-2 Forced Outage (Hours) for Thermal Power Stations Table 3.2-3 Number of Forced Outages (Times) for PLTU Table 3.2-4 Number of Forced Outages (Times) for PLTG Table 3.2-5 Number of Forced Outages (Times) for PLTGU Table 3.2-6 Records of Scheduled Maintenance/Inspection for 2003, 2004 and 2005 by Unit

Type Table 3.2-7 Plans/Actual of Scheduled Maintenance/Inspection for 2006 by Unit Type

(As of July 2006) Table 3.2-8 System for Maintenance Division at Power Station Table 3.2-9 Sharing of Role between Maintenance Department of the Power Station and

Maintenance Business Unit (UBHAR/UHAR) Table 3.2-10 Support System in UBHAR for Scheduled Maintenance/Inspection Work Table 3.2-11(1)~(4) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Unit Type Table 3.2-12(1)~(11) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Power Station Table 3.2-13 Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Saguling) Table 3.2-14 Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Cirata) Table 3.2-15 Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Soedirman) Table 3.2-16 Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Sutami) Table 4.1-1 Final Plans for Further Study at 2nd Steering Committee Table 4.1-2 UBP Semarang: Thermal Power Station and Power Units Table 4.1-3 UBP Perak/Grati: Thermal Power Station and Power Units Table 4.1-4 UBP Bali Power Units List Table 4.1-5 Outline of Proposed Plans Table 4.1-6 Results of Economic Analysis Table 4.1-7 Result of Financial Analysis Table 4.1-8 Measures toward Implementation Table 4.1-9 Economic Comparison & Financial Analysis for Proposed Repowering Plans Table 4.1-10 Economic Analysis for Each Power Station Basis Table 4.1-11 Economic Analysis for Oil Reduction Plan Table 4.1-12 Financial Analysis for Each Power Station Basis Table 4.1-13 Financial Analysis for Oil Reduction Plan Table 4.1-14 (1) Scoping Results of the Repowering Plan in Tambak Lorok Thermal Power Station Table 4.1-14 (2) Scoping Results of the Repowering Plan in Grati Thermal Power Station Table 4.1-14 (3) Scoping Results of the Repowering Plan in Gilimanuk Thermal Power Station Table 4.1-15 (1) Scoping Results of the Improvement Plan in UBP Semarang Table 4.1-15 (2) Scoping Results of the Improvement Plan in UBP Perak/Grati


ファイナルレポート - vi -

Table 4.1-15 (3) Scoping Results of the Improvement Plan in UBP Bali Table 4.1-16 (1) Draft Outline of KA-ANDAL for Repowering Plan (Tambak Lorok Power Station) Table 4.1-16 (2) Draft Outline of KA-ANDAL for Repowering Plan (Gilimanuk Power Station) Table 4.2-1 Proposed Rehabilitation Modification and Repowering Plans Table 5.1-1 Examples of Common Indicators Table 5.1-2 Key Performance Indicators for Reliability Management Table 5.2-1 Implementation Procedure of Scheduled Inspection Table 5.2-2 Sharing of Roles Table 5.2-3 Scheduled Inspection Shortening Method (Questionnaire Result Summary Sheet) Table 5.4-1 Regulated Electricity related Accident Report Table 5.5-1 Items for Operation Management Table 5.5-2 Routine Inspection Items Table 6.1-1 Achievement of RLA and Rehabilitation/Modification Table 6.1-2 Result of Questionnaire for Technology Transfer Table 6.1-3 Level of Understanding for Technology Transfer (7/13, 7/14) Table 6.1-4 Result of Questionnaire for Technology Transfer Table 6.1-5 Level of Understanding for Technology Transfer (7/24) Table 7-1 Recommendations Table 7-2 Summary of Objective 16 Power Stations relating to Operation and Maintenance


- vii - ファイナルレポート

List of Figures

Figure 1.2-1 Location of Objective Power Station and 500kV Transmission Line Figure 2.1-1 Southerly 500 kV Transmission Line Figure 2.2-1 Trend of Fuel Oil Prices For HSD and MFO Figure 2.6-1 (1) Organization Chart for Ministry Energy and Mineral Resources Figure 2.6-1 (2) Organization Chart for MEMR (Environmental Section) Figure 2.6-2 Involvement Procedure for Public Process of AMDAL Figure 2.6-3 Procedure for Implementation of Environmental Impact Assessment Figure 3.1-1 Distribution of Gas from Producer to UP. Gresik Figure 3.2-1 Daily Load Curve in Java-Bali Regions (22 August, 2006) Figure 3.2-2 Annual Operation Performance Relating Hours (%) for Objective Power Stations Figure 3.2-3 Inflow and Spilled Water at Saguling Reservoir Figure 3.2-4 Reservoir Operation in Saguling and Cirata Figure 3.2-4 Number of Service Interruption of Transformer per Unit Figure 3.3-5 Power Flow Drawing in 500 kV Java-Bali (2007) Figure 3.3-1 500kV Power Flow in the Maximum Load of Java 2004 (September 28th, 18:30) Figure 3.3-2 Service Interruptions by Source of Faults (times) Figure 3.3-3 Number of Service Interruptions of Transmission Line per 100 km Circuit Figure 4.1-1 Gilimanuk Power Station Layout Figure 4.1-2 UBP Semarang Three Power Stations Figure 4.1-3 Grati Power Station Layout Figure 4.1-4 UBP Bali Three Power Stations and Submarine Cables Figure 4.1-5(1) Topography of Power Plant in Surrounding (Tambak Lorok Power Station) Figure 4.1-5(2) Topography of power Plant in Surrounding (Grati Power Station) Figure 4.1-5(3) Topography of Power Plant in Surrounding (Gilimanuk Power Station) Figure 5.1-1 Comparison with NERC for EAF (Gresik power station) Figure 5.1-2 Flowchart of Maintenance Optimization Program at PJB Figure 5.1-3 Result of the Assessment (quoted from P17-Plant Assessment Gresik) Figure 5.1-4 Asset Management Performance Meter for Gresik Figure 5.2-1 Measurement Points Figure 5.2-2 Measurement Flow for Key Inspecting System Figure 5.2-3 Flow of Inspection Procedure Figure 5.4-1 Relationship between Power Utility Companies and METI in Japan Figure 6.1-1 Operating Time (Years) for PLTU


1. まえがき

1.1. 調査の背景

インドネシア国の電力需要は、1997 年の経済危機の回復に伴い着実な増加傾向を示してい

るが、市民生活・産業に不可欠な電力供給体制が不十分であり、経済再生のネックになっ

ている。そのため、JICA は 2001 年から 2002 年にかけて、ジャワ・バリ系統に対する最適

電源開発計画を策定する開発調査（「最適電源開発のための電力セクター調査」）を実施し、

同系統における電力安定供給のために、短期的な電力危機への対応策及び中長期的な計画

を広範な分野にわたり提言したが、特にジャワ・バリ系統では早ければ 2004 年に運転中予

備力が不足することが予測されており、提言に基づく具体的な対策を緊急に実施すること

が求められていた。上記を受け JICA は、2003 年 6 月に「鉱工業プロジェクト形成基礎調査（インドネシア国

ジャワ・バリ地域電力設備運用改善計画調査）」を実施し、上記開発調査の中で電力危機へ

の短期的な対策のひとつとして提言されている既設電力設備の運用効率改善についてのさ

らなる現況調査・課題の抽出を行い、現地関係機関と協議して、本分野に係る開発調査実

施の必要性を確認した上で具体的な案件形成を行った。その内容については、エネルギー

鉱物資源省 (MEMR) および国営電力公社 (PLN) と合意の上、2003 年 7 月 3 日に締結した

M/M に、とりまとめられている。その後、上記プロ形調査の結果を受け、インドネシア国

政府は、平成 16 年度実施案件として日本政府に対し 2004 年 7 月 23 日に標記開発調査を要

請して、本開発調査は平成 17 年度に実施することとして採択された。なお、上記プロ形調査を実施した時点で予想されたジャワ・バリ地域における電力需給の

逼迫については、2003 年 7 月までに実施された段階的電気料金の値上げおよび PLN による

新規需要家の接続制限等の需要抑制の効果により、想定された需要を下回り 2004 年には、

回避することができた。他方、2005 年に入ると需要は再び増大傾向となり、4 月時点で最大電力を更新する一方、

経済危機以降、1 つの火力発電設備の増設 (Muara Tawar Gas Turbine : 858MW) 以外、現在

まで電源設備が増強されていない。その結果、2005 年 4 月以降、旺盛な需要に対してほぼ

全ての平日中、供給力不足あるいは適正供給予備力不足の状況が生じ、ピーク時には大口

需要家の強制的な需要制限を行わざるを得ない状況となり、懸念された需給逼迫の状況が

現実化している。

2006 年にはいくつかの新規電源が稼動予定であるが、石油・ガスの国内生産量の低減と需

要の増加から、今後の電源用燃料の安定的確保について不安が生じている。また、送電線

等の増設計画が用地問題で難航していることから、新規電源が投入されても、電力の需給

関係は予断を許さない状況が継続すると想定さることから、既設発電設備の運用改善につ

いて調査を実施することは有効であると考えられる。

1 - 1 ファイナルレポート


1.2. 調査の目的

本調査は、上記の背景を踏まえ、ジャワ・バリ地域における短期・中期的電力需要に対応

するために、同地域における既設発電設備の運用改善計画を策定するとともに、既設発電

設備の効率的な運転及び適切な維持管理を行うための技術移転を行うことを目的とする。 1.3. 調査の対象地域と調査内容

1.3.1. 調査対象地域

調査対象発電所は下表に示すジャワ・バリ地域に属する以下の 16 発電所とする。また、

調査対象発電所の位置を下図に示す。

Table 1.2-1 Objective Sixteen (16) Power Stations Owner Power Station Type Fuel Total Output (MW)

Suralaya Conventional Coal 400MW×4, 600MW×3 3,400Conventional MFO 50MW×2

C.C. Gas/HSD (130MW×3 + 200MW) × 2 BL. Tanjung Priok

Gas Turbine Gas/HSD 26MW×2 1,430Conventional MFO 50MW×2 + 200MW Tambak Lorok

C.C. Gas/HSD (109.65MW×3 + 188MW) × 2BL. 1,334C.C. Gas/HSD 100.75MW×3 + 159.58MW Grati

Gas Turbine HSD 100.75MW×3 764Perak Conventional MFO 50MW×2 100

Gas Turbine HSD 21.35 + 20.10 + 42.00×2 Pesanggaran Diesel HSD 9 units Total 65.68MW 201

Gilimanuk Gas Turbine HSD 133.8MW 134Pemaron C.C. HSD 48.8MW×2 + 48.4MW 150Saguling Hydro － 175.18MW × 4 700.72

IP

Soedirman Hydro － 60.30 × 3 180.9Conventional Gas/MFO 100MW×3 + 200MW×2 Muara Karang

C.C. Gas/HSD 107.86MW×3 + 185.10MW 1,209Conventional Gas/MFO 100MW×2 + 200MW×2 Gresik

C.C. Gas/HSD (112.45MW×3 + 188.91MW) × 3BL. 2,239Paiton Conventional Coal 400MW × 2 800Muara Tawar C.C. Gas/HSD 140MW×5 + 220MW 920Cirata Hydro － 126MW×8 1,008

PJB

Sutami Hydro － 35MW×3 105

Note: HSD means High Speed Diesel Oil, MFO means Marine Fuel Oil. C.C. means Combined Cycle.

ファイナルレポート 1 - 2


(as of Nov.2005)

Figure 1.2-1 Location of Objective Power Station and 500kV Transmission Line 1.3.2. 調査業務の内容

本調査は、インドネシア国ジャワ・バリ地域における電力需給逼迫の原因として挙げら

れる、発電設備容量（定格：約 19,500 MW）と供給可能容量（約 14,500 MW）との間に

存在する約 5,00 0MW の差（発電設備容量の 26%）に注目し、この差を小さくするため

に、既設発電設備の設備面および運転・維持管理面に係る現状を調査・分析し、改善策

を検討の上、運用改善計画を策定するものである。調査業務は、以下の内容から構成される。 ① 対象地域における電力事情の確認 ② 既設電力設備の設備面に係る現状及び課題の確認 ③ 既設発電設備の運転・維持管理面に係る現状及び課題の確認 ④ 既設発電設備の設備面に係る課題の分析・改善策の検討 ⑤ 既設発電設備の運転・維持管理面に係る課題の分析・改善策の検討 ⑥ 既設発電設備の運転・維持管理に係る技術移転の実施 ⑦ 既設発電設備の運用改善計画の策定



2. インドネシア国及びジャワ・バリ地域における現状把握 2.1. 電力開発計画の確認 2.1.1. 電源開発計画

(1) 2005 年 4 月時点の電源開発計画

下表に 2005 年から 2015 年までのジャワ・バリ地域及びインドネシア全土の電源開発計

画を示す。

Table 2.1-1 Power Development Plan in Java-Bali Region 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Required Energy Residents GWh 28,612 30,074 31,640 33,315 35,107 37,016 38,984 41,015 43,111 45,277 47,515 Public GWh 3,851 4,012 4,179 4,352 4,534 4,719 4,868 5,022 5,181 5,345 5,514 Commercial GWh 13,013 14,526 16,202 18,060 20,121 22,478 25,102 28,024 31,279 34,906 38,948 Industry GWh 35,674 38,484 41,759 45,439 49,508 54,205 59,176 64,515 70,290 76,557 83,372Required Total GWh 81,150 87,095 93,779 101,166 109,269 118,418 128,131 138,576 149,861 162,085 175,350Growth Rate % - 7.3 7.7 7.9 8.0 8.4 8.2 8.2 8.1 8.2 8 System Loss (T&D) % 11.4 11.0 10.4 10.3 10.3 10.2 10.1 10.1 10.0 10.0 10.0 Station Use % 4 4 4 4 4 4 4 4 4 3 3Total Loss 15 15 14 14 14 14 14 14 14 13 13Load Factor % 72 72 72 73 73 73 74 74 74 74 7Generation GWh 93,665 100,196 107,274 115,680 124,861 135,264 146,261 158,125 170,889 183,208 198,201Peak Load MW 14,851 15,886 17,008 18,090 19,525 21,152 22,563 24,393 26,362 28,262 30,575 Capacity at the beginning of the Year MW 18,658 18,658 21,573 22,298 23,823 25,773 28,153 30,296 32,002 34,363 36,684Committed Project# PLN Portion 0 730 60 945 720 0 0 0 0 0 0Muara Karang Repowering PLTGU 720Muara Tawar Extension PLTGU 225Priok Extension PLTGU 720Pemaron Extension PLTGU 50Cilegon PLTGU 730Cibuni PLTP 10# Private Portion 0 2,040 290 580 0 0 0 0 0 0 0Tanjung Jati B #1,2 PLTU 1320Cilacap #1-2 PLTU 600Kamojang #4 PLTP 60Wayang Windu PLTP 110Dieng PLTP 60 60Darajat #3 PLTP 110Patuha PLTP 60 120Bedugul PLTP 10Anyer PLTGU 400New Project# Plan, Addition of New Generator 0 145 375 0 1,230 2,380 2,330 1,890 2,360 2,320 2,720Muara Tawar Add On #2 PLTGU 145 225Kamojang #5 PLTP 60PLTU PLTU 500 660 1,200 660 660 1,320 1,320PLTG PLTG 200 400 200 400PLTGU PLTGU 150 730 1,460 730 730 1,000 1,000 1,000Pump Storage Upper Cisokan PLTA 500 500# Total Additional Capacity MW 0 2,915 725 1,525 1,950 2,380 2,330 1,890 2,360 2,320 2,720Total System Capacity MW 18,658 21,573 22,298 23,823 25,773 28,153 30,483 32,186 34,362 36,683 39,404Reserve Margin % 26% 36% 31% 32% 32% 33% 35% 32% 30% 30% 29%Required Capacity MW 20,048 21,446 22,961 24,421 26,359 28,556 29,332 31,711 34,271 36,741 39,748Shortage or Surplus MW 1,390 -127 663 598 586 403 -1,151 -475 -91 58 344

.2

4

Source : KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL NOMOR: 1213 K/31/MEM/2005 TENTANG

RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN NASIONAL 2005 - 2025 DEPARTMEN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL, JAKARTA, 25 April 2005



Table 2.1-2 Power Development Plan for Whole Indonesia Items 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Required Energy GWh 103,786 111,562 120,247 129,832 140,349 152,189 164,609 178,031 192,589 208,287 225,299Growth Rate % - 7.5% 7.8% 8.0% 8.1% 8.4% 8.2% 8.2% 8.2% 8.2% 8.2%Generation GWh 119,458 127,973 137,239 148,067 159,943 173,344 187,331 202,510 171,545 235,061 254,207Peak Load MW 19,942 21,354 22,902 24,432 26,375 28,568 30,540 32,991 36,489 38,242 41,309Existing Capacity MW 24,097 24,089 23,894 23,781 23,769 23,757 23,764 23,548 23,256 23,152 23,052Total System Capacity MW 24,965 28,162 29,764 31,942 34,805 37,995 41,176 43,552 46,470 49,487 53,132Required Capacity MW 26,921 28,838 30,938 32,958 35,594 38,496 40,044 43,282 46,690 50,086 54,082Shortage or surplus MW 1,956 675 1,173 1,015 789 501 -1,133 -270 220 599 950

Source : KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL NOMOR: 1213 K/31/MEM/2005 TENTANG RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN NASIONAL 2005 - 2025

DEPARTMEN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL, JAKARTA, 25 April 2005

上記の表から以下の点が観察される。

a) インドネシア政府 (MEMR) はジャワ・バリ地域及びインドネシア全体で電力需要

の年間伸び率を 7 ~ 8 %と予想している。

b) 5 年後の 2010 年のジャワ・バリ地域のピーク需要を 21,152 MW と予想しており、

これは 2005 のピーク需要 14,851 MW の 42％増となる。2010 年のピーク需要に対

応するため、2006 年以降の 4 年間に発電所の新設、もしくは発電所の増強が矢継ぎ

早に計画されている。今後 4 年間に実施されるプロジェクトの殆どは既に正式に政

府の承認を得たプロジェクトであるので、電源開発が計画通り進む可能性は高い。

c) 2010 年以降については正式承認を得たプロジェクトが無い。電源開発実現までのリ

ードタイムが長いことを勘案すれば、今後数年間でインドネシア政府は PLN の協力

を得て、具体的な電源開発プロジェクトを立案する必要に迫られるものと思われる。

次表は燃料区別から見た 2005 年から 20015 年までの電源開発計画を示している。



Table 2.1-3 Power Development Plan by Fuel Type 1 Java - Bali System (GWh)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Coal 40,766 47,223 46,304 47,130 50,209 54,134 61,440 66,546 71,516 80,111 88,975Hydro 4,231 4,105 5,342 6,168 6,181 6,059 6,007 6,776 7,410 7,332 7,524Gas 28,492 28,730 31,353 34,948 41,319 47,793 51,438 55,789 61,382 65,646 70,840Geothermal 2,829 3,300 5,891 8,136 8,149 8,500 8,448 9,217 9,851 9,773 9,965BBM (Refined Fuel Oil) 17,347 16,839 18,383 19,298 19,003 18,778 18,929 19,797 20,731 20,345 20,897Uranium 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2 Whole Indonesia (GWh)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Coal 45,472 52,471 53,198 57,184 63,949 71,080 79,513 86,548 93,915 104,452 116,458Hydro 7,854 8,252 10,061 10,699 10,482 10,150 11,007 12,583 13,448 14,717 15,317Gas 35,427 36,169 39,514 44,501 52,486 60,529 65,194 70,754 77,744 83,142 90,183Geothermal 2,969 3,461 6,091 8,335 8,471 9,619 9,966 10,735 12,043 11,966 12,219 BBM (Refined Fuel Oil) 26,442 26,300 27,739 28,297 27,458 26,676 26,841 27,883 28,831 28,672 29,318Uranium 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Generation by Fuel O rigin (Java-Bali Region)

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Year

Gen

erat

ion

(GW

h)

Coal Hydro Gas Geothermal Oil Uranium

Generation by Fuel Origin (Whole Indonesia)

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Year

Gen

erat

ion

(GW

h)

Coal Hydro Gas Geothermal Oil Uranium

Source; KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL NOMOR: 1213 K/31/MEM/2005

TENTANG RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN NASIONAL 2005 - 2025 DEPARTMEN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL, JAKARTA, 25 April 2005

上記の表から同様に以下の点が観察される。

a) インドネシアの電力供給に寄与する主たる電源は石炭焚き火力発電所であり、次い

でガス焚き火力発電所となっている。他の燃料である油焚き、水力、HSD 焚き及び

地熱発電所は大きな伸びは期待されない。

b) 下図は 2000 年から 2004 年までの燃料消費量を示している。過去 5 年間で見ればガ

ス以外の燃料は消費量が増加もしくは横ばいなのに対し、ガスのみが消費量が減少

傾向となっている。過去 5 年間のガス消費量の減少傾向を勘案すると、前述で計画

されているガス焚き火力発電所の強化は関係官庁のよほどの努力が無い限り、その

実現が難しいのではと懸念される。



0

2,000,000

4,000,000

6,000,000

8,000,000

10,000,000

12,000,000

14,000,000

16,000,000

18,000,000

2000 2001 2002 2003 2004

Year

Coa

l: to

n, H

SD &

MFO

: Kilo

Lite

r

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

Gas

(M

MSC

F)

HSD MFO Coal Gas

Source; Statistik PLN 2004

Fuel Consumption

(2) 石炭火力発電所のクラッシュプログラム

PLNは 2006 年 5 月 22 日に向こう 3 年間で新設の石炭火力発電所を総計 1,000 MW建設

することを公表し、その内容はTable 2.1-4 の通り。これに関連し、大統領令第 71 号（チ

ーム結成）と第 72 号（プロジェクトリスト）が発布された。石炭火力発電所の建設は

エネルギーの多様化を進めるという目的であるが、新聞では現状の値段が高い油燃料の

削減と報じられており、ジャカルタポスト1によれば、「2010 年までに現在総発電容量の

30%を占める油焚き発電所を 5%まで削減し、大で 80%の燃料費用の削減が期待され

ている。」となっている。この新たなクラッシュプログラムに沿って、MEMRが国家電

源開発計画（2006 ~ 2026 年）の見直しを行い、2006 年 6 月 30 日に公表した。既存の油

焚き発電所は何らかの形でクラッシュプログラムの影響を受ける可能性が高い。

1 Jakarta post, July 21, 2006



Table 2.1-4 Announcement of Coal Fired Power Plant Projects

PT. PLN (PERSERO) ANNOUNCEMENT FOR THE DEVELOPMENT PROGRAM

OF COAL FIRED POWER PLANT PROJECTS

1. To improve the efficiency of National Oil utilization, PLN is required by the Government to accelerate the energy diversification by developing coal fired power plants with the total capacity up to 10,000 MW through-out Indonesia for the next 3 years.

2. The projects locations and size are as follows:

A. Coal Fired Steam Power Plant (CFSPP) in Jawa Island. No Name / Location Capacity (MW) Province

1 CFSPP Jabar Selatan 2 x 300 Jawa Barat 2 CFSPP Jatim Selatan, Pacitan 2 x 300 Jawa Timur 3 CFSPP Labuan 1 x 300 Jawa Barat 4 CFSPP Marunda 1 x 600 Jawa Barat 5 CFSPP Rembang 2 x 300 Jawa Tengah 6 CFSPP Suralaya Baru 2 x 660 Jawa Barat 7 CFSPP Teluk Naga 2 x 300 DKI Jakarta 8 CFSPP Jabar Utara 2 x 300 Jawa Barat 9 CFSPP Tanjung Awar-Awar 1 x 600 Jawa Timur

10 CFSPP Paiton Baru 2 x 660 Jawa Timur B. Coal Fired Steam Power Plant (CFSPP) outside Jawa Island.

No Name / Location Capacity (MW) Province 1 CFSPP Meulaboh 2 x 65 NAD 2 CFSPP Sibolga Baru 2 x 100 Sumatera Utara 3 CFSPP Sumbar Pesisir Selatan 2 x 100 Sumatera Barat 4 CFSPP Amurang Baru 2 x 25 Sulawesi Utara 5 CFSPP Tarahan Baru 2 x 100 Lampung 6 CFSPP Mantung 2 x 10 Bangka Belitung 7 CFSPP Air Anyer 2 x 10 Bangka Belitung 8 CFSPP Timika 2 x 7 Papua 9 CFSPP Bengkalis 2 x 7 Riau

10 CFSPP Selat Panjang 2 x 5 Riau 11 CFSPP Kendari 2 x 10 Sulawesi Tenggara 12 CFSPP Ende 2 x 7 Nusa Tenggara Timur 13 CFSPP Asam-Asam 2 x 65 Kalimantan Selatan 14 CFSPP Bone 2 x 15 Sulawesi Selatan

3. The projects are planned to be in operation latest by mid. 2009. Jakarta, 22 May 2006 ACTING DIRECTOR FOR GENERATION AND PRIMARY ENERGY PT PLN (Persero)

Source: Jakarta Post, 22 May 2006



2.1.2. 送変電設備拡張計画

(1) 今後 10 年間の拡張計画

今後 10 年間に必要とされる 500 kV の送電線及び変圧器の拡張計画について下表に示す。

送電線については合計 3,399 km の拡張、変電所においては 18,998 MVA 分の容量に相当

する変圧器が新設される予定である。

Expansion Plan of 500 kV Transmission Line (km)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

861 178 280 250 110 920 356 - - 444

Expansion Plan of 500 kV Transformer (MVA)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

3,498 3,000 - 1,000 500 2,500 2,000 2,000 1,500 3,000

Source; Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 2006-2015

なお、PLN の電力設備に関する 10 ヵ年計画がまとめられた Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 2006-2015 (RUPTL) によると今後 2007 年までの 2 年間に建設が計画され

ている送電線、変電所（変圧器増設含む）については、ほとんど資金も確保されている

が、2006 年にジャワ島中央部に建設予定である 500 kV Rancaekek 変電所新設及び連系に

伴う送電線新設、ジャワ島西部に位置する 500 kV Cibatu 変電所の変圧器増設などの計

画においては未だ建設資金の目処が立っていない状況である。 2008 年以降の案件においても、需要増加に対応するため、資金を確保しつつ、発電所と

並行して送変電設備の拡張を実施することが期待される。

次に第一次現地調査（2005 年 11 月）を通じて得られた情報をもとに、基幹系統におけ

る (2) 500 kV 南回り送電線、(3) ジャワスマトラ連系線プロジェクトの 2 つの送変電拡

張計画についてまとめる。

(2) 500kV 南回り送電線（変電所含む）

ジャワ島東部に集中している電源を、ジャカルタをはじめとする大の需要地である西

部に供給するためには、ジャワ・バリ系統における安定度の問題（3.3.1 章）を解消し、

信頼度を向上する必要がある。このため、Paiton 発電所から Kediri 変電所、Klaten 変電

所、Tasikmalaya 変電所を経由して、ジャカルタ南部に位置する Depok III 変電所に至る

までの 500 kV 南回り送電線が計画された (Figure 2.1-1)。このうち Paiton 発電所から

Klaten 変電所までは完成し、運用を開始している。

一方Klaten変電所からDepok III変電所の区間についてはまだ連系されていない。工事と



しては 9 割以上が完成しているが、用地事情の解決が遅れているDepok III変電所周辺の

送電線等が建設中である。現時点では 2006 年中に運開の予定である2。

(as of Nov.2005)

Figure 2.1-1 Southerly 500 kV Transmission Line

(3) ジャワ－スマトラ連系線プロジェクト

RUPTLによるとスマトラのMulut Tamgbangに 2010 年に 600 MW 2 台、2011 年に 600 MW 2 台の石炭火力を建設し、400 MWをスマトラ島内に供給し、残りの 2,000 MWをジャワ・

バリ系統に送電する計画がある。ジャワ島への供給方法においては現在計画されている

案の一つとして以下のような案がある。

1) 送電方式

直流双極方式により 500 kV で Mulut Tambang の電力をジャワ島の Depok 変電所ま

で送電する。

2) 送電線

送電線は 2012 年時点で 2,400 MW 送電対応に建設しておく。送電線の概要を下表

に示す。 Transmission Line of Java-Sumatera Interconnection Section Transmission Length (km)

South Sumatera Minemouth ~ Ketapang Overhead Line 400 Ketapang ~ Salira Submarine Cable 40 Salira ~ Depok III Overhead Line 200 more

Source; Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 2006-2015

3) 交直変換所

2011 年に 1,200 MW、2012 年に 1,200 MW と南スマトラでの発電所の増設に合わせ

て変換器の容量を増加させる。

2 南回り 500kV送電線は 2006 年 6 月に建設完了した。



なお本プロジェクトについては、用地取得が多く社会問題となる可能性があるほか、連

系後のジャワ側系統への影響を考慮する必要がある、といった課題があることを PLNは認識している。今後はジャワ島内の電源計画とも協調をとり、実現に向けてさらに検

討していく必要がある。

(4) ジャワ－バリ連系線プロジェクト

RUPTL によるとバリ島の供給力として既設発電所容量、新規発電所容量、ジャワ島か

らの供給容量のトータルで 2008 年には 874MW が確保される予定であるが、需要の伸び

が大きく将来的には需要量がこの供給量を上回る状況が予想されている。そのため供給力強化としてジャワ島の Paiton 変電所とバリ島の新設 Kapal 変電所間を

500kV で連系し、ジャワ島との連系を強化する計画がある。これにより 2015 年時点ま

でのバリ島の需要増加に対する供給力が確保できる計画となっている。今後は、本調査において調査団が提案している既設発電所のリパワリングなど、バリ島

内の電源計画、送電計画とも協調をとり、検討を進める必要がある。

バリ島北部の Celukan Bawang 石炭火力発電所（130 MW × 3 基）が 2009 年及び 2010 年

に運転開始予定で、同じバリ島東部の社会資本整備プロジェクトの一環である石炭火力

発電所（100 MW × 2 基）も 2012 年には運転開始予定である。従って、ジャワ・バリ連

系送電線の増強プロジェクトの実施はこれらの石炭火力発電所の運転開始後となる見

込みである。現在 PLN はバリ島の南の島の Nusa Penida での石炭火力発電所のプレ F/S を実施中であ

る。



2.2. 燃料供給計画の確認

2.2.1. 油燃料価格

火力発電所で使用されている MFO と HSD の 2003 年 2 月から 2006 年 4 月までの価格を

下図に示す。この図から分かるように世界の原油高に呼応して油燃料価格も 2005 年に

暴騰している。今

まで油の輸出国で

あった中国がその

急激な経済成長で

実質的な油輸入国

になった現在、暫

くの間油燃料価格

は高値で推移する

ものと思われる。

なお、2006 年 4 月

現在、油燃料価格

には補助金は含ま

れていない。

1,65

0 2,05

02,

050

2,03

01,

790

1,70

01,

710

1,88

01,

950

1,89

01,

990

2,05

02,

050

2,05

02,

050

2,05

02,

050

2,05

02,

050

2,05

02,

050

2,05

02,

050

2,05

02,

050

2,66

02,

660

5,24

05,

130

5,13

05,

780

5,94

05,

180

4,81

05,

020

4,90

04,

983

1,56

01,

600

1,60

01,

580

1,56

01,

560

1,57

01,

600

1,56

0 1,89

01,

560

1,56

01,

560

1,56

01,

560

1,59

01,

600

1,60

01,

600

1,60

01,

600

1,60

01,

600

1,60

01,

600

2,30

02,

300

2,90

0 3,15

03,

150

3,15

03,

810

3,87

03,

680

3,48

03,

380

3,60

33,

672

4,56

0

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

03.02.01

03.04.01

03.06.01

03.08.01

03.10.01

03.12.01

04.02.01

04.04.01

04.06.01

04.08.01

04.10.01

04.12.01

05.02.01

05.04.01

05.08.01

05.10.01

05.11.01

06.01.01

06.03.01

Date(yy/mm/dd)

Fuel

Pri

ce (R

p/L

iter)

HSD MFOSource: PERTAMINA Homepage

Figure 2.2-1 Trend of Fuel Prices for HSD and MFO 2.2.2. 天然ガス

対象となる 12 発電所現地調査の過程で、燃料問題、特にガス供給が現在の電力セクタ

ーで深刻な課題となっていることを痛感した。何故ならコンバインドサイクル発電所や

同ブロックの中には、ガスと HSD の二重燃焼焚きで当初設計されているものの、ガス

供給不足から運開当初から一度もガスを使っていない発電所があったからである。その

一方で 2.1.1 章では将来ガス焚き火力発電所の増強が計画されている。 Table 2.2-1 は 2006 年 8 月時点で PLN から提供されたジャワ・バリ地域の 2006 年から

2015 年までのガス需要・供給を示している。しかし、このガス需給計画は現状を反映し

ていない。例えば Muara Tawar のブロック 1 と 2, Grati, Pesanggaran, Pemaron, Gilimanukの発電所では 2006 年からガスが来ることになっているが、2006 年 7 月時点ではいずれ

の発電所も依然として油を使っている。発電所へのガス供給不足対策として PLN がで

きることは 2 案考えられる。一つは発電所へのガス供給を停止することであり、他の一

つは大統領直属の政府機関で、ガスに係る事業の指導・監督権限を有する BPMIGAS に

電力セクターへのガス割当量を増やすよう要求することである。セクション 2.2.3 に掲

げるガス供給強化の新たな努力に取り組んでいるが、現時点では当面 PLN は前者の選

択をせざるを得ないと思われる。なお、Table 2.2-1 は、ガス供給に関しては PLN の制御

外という理由からあくまでも参考資料である。



2.2.3. ジャワ・バリ地域発電所へのガス供給の新たな試み PT.Pertamina, PT. PGN Tbk, PT. PLN (Persero), Ditjen Migas, Ditjen LPE 及び BPMIGAS は

2006 年 2 月 23 日にジャワ・バリ地域の火力発電所へのガス供給強化を目的とした会議

を開催し、会議の中で以下の点の確認と各自の分担について合意した。

(1) 2007 年の第 1 四半期には、南スマトラのプルタミナから大 2 年間 Muara Bekasiに日量 100 mmscfd のガス供給を開始し、Muara Tawar 発電所で使われている年間約

百万キロリッターの油燃料と置き換える。プルタミナからのガス供給拡大の可能性

についても、プルタミナにそれだけの潜在能力があるので、配慮する ................................................................................................... (PGN, Pertamina 及び PLN) (2) 2007年及び 2008年には PGNから追加ガス日量 50 mmscfd を Muara Tawar 発電所へ

供給し、年間約百万キロリッターの油燃料と置き換える...................... (PGN と PLN) (3) Cilegon の LNG 基地開発を 2008 年もしくは 2009 年に完成させ、2010 年もしくは

2011 年から Tangguh から日量 400 mmscfd のガスを供給する。Bontang 及び海外から

の追加ガス供給も模索する ................................................................(BPMIGAS と PLN) (4) CNOCC から 2008 年に日量 40 mmscfd のガスを Cilegon 地区へ供給する可能性。

2006 年 3 月若しくは 4 月に確認 .......................................................(BPMIGAS と PLN) (5) Sulawesi の Matindok と Senoro から低の LNG を 2009 年にバリ系統に供給する可

能性。ガス供給量を含めて 2006 年の 5 月もしくは 6 月に確認 ....................................................................................................... (Pertamina と BPMIGAS) (6) 遅くとも 2006 年 2 月末までに上記の実現に向けた必要な協力チームを組織する ............................................................................................. (Ditjen Migas 及び Ditjen LPE)

2006 年 9 月現在、協力チームは 2006 年 6 月の省令により結成され、現在活動中である。



Table 2.2-1 Gas Demand and Supply Balance from 2006 to 2015 Capacity

(MW) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

PLTU Muara Karang 400 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45PLTGU Muara Karang 508 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70PLTGU Tanjung Priok 1,180 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145

PLTGU Muara Tawar I 640 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76PLTG Muara Tawar 280 18 18 18 76 76 76 76 76 76 76 76PLTG Muara Tawar II 858 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56

PLTGU Muara Karang Ext. 720 38 75 75 75 75 75 75 75 75PLTGU Muara Tawar II 255 27 27 27 27 27 27 27 27PLTGU Tanjung Priok Ext. 750 40 80 80 80 80 80 80 80PLTGU Culegon 750 40 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80

West Java 1 750 80 80 80 80 80 80 80 80West Java 2 750 80 80 80 80 80 80 80

450 490 528 770 890 890 890 890 890 890 890

PLTGU Tambak Lorok 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120PLTU Tambak Lorok 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23

143 143 143 143 143 143 143 143 143 143 143PLTGU Gresik 290 290 290 290 290 290 290 290 290 290 290PLTGU Grati 20 20 20 20 20 60 60 60 60 60 60PLTGU Gtati Extension 60 60 60 60 60 60LTGU Pasuruan (IPP) 60 60 60 60 60 60 60 60Sub Total Demand 310 310 310 370 370 470 470 470 470 470 470

903 943 981 1,283 1,403 1,503 1,503 1,503 1,503 1,503 1,503265 265 190 135 100 100 100 100 100 100 100

CNOOC (Chaina) signed 50 80 80 80 80 80 80 80 80 80LNG Terminal 158 342 598 598 598 598 598 598Pipe Line from South Sumatra 100 100 100 100 100 100 100 100 100Sub Total Supply 265 315 370 473 622 878 878 878 878 878 878Balance in JAWA BARAT -185 -175 -158 -297 -268 -12 -12 -12 -12 -12 -12Petronas (Malaysia) signed 120 145 145 145 145 110 77 55Sub Total Supply 120 145 145 145 145 110 77 55Balance in JAWA TENGAH -143 -143 -143 -23 2 2 2 2 -33 -66 -88KODECO (Korea) 100 100 100 86 70 55 40 27 KODECO Addition negotiation 15 20 25 30 35 40 0AMERADA HESS Schedule 1 signed 100 100 100 100 100 100 100 100 91 77AMERADA HESS Schedule 2 50 50 50 50 50 50 50 50 74

? 40 40 40Potential for EMP T/S 130 130 130 150 150 150 150 150Sub Total Supply 100 200 290 421 410 360 370 362 340 291 301Balance in JAWA TENGAH -210 -110 -20 51 40 -110 -100 -108 -130 -179 -169

-538 -428 -321 -269 -226 -120 -110 -118 -175 -257 -269

Gas

Sup

ply

(mm

scfd

)

BP ONWJ

SANTOS

Grand Balance in Java-Bali Region

JAW

A T

IMU

RJA

WA

BA

RA

TJA

WA

TEN

GA

Year

Existing Power Plant

Sub Total Demand

JAW

ATE

NG

AHG

as D

eman

d (m

msc

fd)

Grand Total Demand in Java-Bali Region

Contracted

Existing Power Plant

New Power Plant

JAW

A T

IMU

R

Plan Power Plant Project

Sub Total Demand

JAW

A B

AR

AT



2.3. PLN及び発電会社の財務状況の確認 2.3.1. PLN の財務状況

以下に PLN の過去 4 年間の損益計算書を以下に示す。

Table 2.3-1 Profit and Loss Statement of PLN

Year 2004 Year 2003 Year 2002 Year 2001

Revenue

Sale of electricity (Rp.) 58,232,002,384,555 49,809,637,097,889 39,018,461,721,493 28,275,982,649,678

Customer connection fees 387,082,924,469 342,256,833,433 302,307,820,340 265,857,730,605

Government subsidy 3,469,919,795,843 4,096,633,014,267 4,739,073,653,216 6,735,209,866,886

Others 184,056,742,945 182,250,855,819 123,510,049,750 82,907,269,363

Total Revenues 62,273,061,948,491 54,430,777,892,400 44,183,353,332,336 35,359,957,601,387

Operating Expenses

Fuel and lubricants 24,491,052,475,395 21,477,867,200,890 17,957,261,628,798 14,007,295,529,403

Purchased electricity 11,970,810,669,931 10,837,795,807,894 11,168,842,948,716 8,717,140,537,841

Maintenance 5,202,146,146,536 4,827,605,605,099 3,588,827,620,484 3,404,113,925,841

Personnel 5,619,384,262,234 6,533,182,170,671 2,583,289,595,495 2,630,359,602,830

Depreciation 9,547,554,658,124 12,745,047,489,459 15,626,762,571,070 2,086,329,980,623

Others 2,879,818,751,609 2,164,999,534,730 1,420,607,273,725 1,094,147,262,141

Total Operating Expenses 59,710,766,963,829 58,586,497,808,743 52,345,591,638,288 31,939,386,838,679

Income (Loss) from Operations 2,562,294,984,662 (4,155,719,916,343) (8,162,238,305,952) 3,420,570,762,708

Other Income (Charges)

Interest income 231,789,383,338 307,927,532,053 665,414,275,826 363,856,350,535

Interest expense and financial charges (4,485,927,611,880) (3,581,495,290,148) (2,152,231,840,512) (2,619,507,159,806)

interest on taxes payable on revaluation increment of property, plant and equipment assumed by the Government 4,659,383,947,976 - - -

Gain (loss) on foreign exchange - net (1,675,829,753,716) 1,010,385,428,406 2,725,596,125,676 (458,948,280,287)

Others - net 152,977,086,261 222,297,302,045 345,645,823,538 (139,826,909,462)

Other Charges - Net (1,117,606,948,021) (2,040,885,027,644) 1,584,424,384,528 (2,854,425,999,020)

Income (Loss) before Tax 1,444,688,036,641 (6,196,604,943,987) (6,577,813,921,424) 566,144,763,688

Tax Expense (3,184,503,325,000) (1,388,881,449,134) (1,814,785,272,530) (569,419,909,556)

Loss from Ordinary Activities (1,739,815,389,038) (7,585,486,484,113) (8,392,599,281,491) (3,275,230,723)

Extraordinary Item - Net of Tax (281,551,180,257) 1,685,404,064,580 2,333,041,074,720 183,393,988,135

Net Loss (2,021,366,569,295) (5,900,082,419,533) (6,059,558,206,771) 180,118,757,412

Source; PLN 年次報告書 2004 年度版

2004 年度の PLN の営業収益 (Income from Operations) は過去 2 年間の赤字から黒字に転

じている。それは、電力販売収入 (sale of electricity) が前年比 17%の伸びを示している

にもかかわらず発電コスト (Total operating expenses) が前年比 1.9%の増加に抑えられた

からである。発電コストの約 41%を占める燃料費については、High Speed Diesel Oil (HSD)を例に挙げれば、下表の通りで 2004 年の平均価格は Rp. 1,829.11/liter であり前年

比僅か 5%の上昇が見られただけである。しかし、インドネシアでは 2005 年に 3 月と 10



月の二度に渡って石油燃料の大幅な値上げが実施されていることから燃料費の増加が

PLN の財務状況を圧迫することは避けられない状況にある。

Energy Sales, Power Tariff, Fuel Price of PLN

Year 2004 Year 2003 Year 2002 Year 2001

Energy Sales (GWh) 100,097.47 90,440.95 87,088.74 84,520.38

Average Power Tariff (Rp./kWh) 581.75 550.74 448.03 334.55

Average Production Cost (Rp./kWh) 641.27 650.63 542.06 333.60

Average Fuel Price

- HSD (Rp./liter) 1,829.11 1,740.91 1,406.79 878.52

- IDO (Rp./liter) 1,694.11 1,705.10 1,331.77 797.01

- MFO (Rp./liter) 1,697.70 1,595.15 1,127.05 654.72

- Coal (Rp./kg) 230.75 230.82 219.75 199.60

- Natural Gas (Rp./MSCF) 21,258.05 21,550.40 23,496.92 26,073.78

Source; PLN 統計 2004 年度版

エネルギー鉱物資源省と国営電力会社 PLN が国会に提出した 2006 年度の電力供給基本

コストが 1 kW 時当たり 664 ルピアから 843 ルピアに 27%拡大したことが明らかになっ

た。2 倍超の値上げ幅となった 2005 年 10 月の石油燃料価格改定を受け、同社の石油燃

料調達予算枠は 21 兆 9,400 億ルピアから 1.9 倍の 41 兆 9,400 億ルピアに増大したことが

主因である。2006 年度の電力供給基本コストの見直しに用いた各種石油燃料 1 リットル

当たり価格の指標は、今年 1,650 ルピアから 2,200 ルピアに値上げされたディーゼル油 (HSD) が 4,746 ルピア、1,650 ルピアから 2,300 ルピアに値上げされた産業用ディーゼル

油 (IDO) が来年は 4,538 ルピア、1,560 ルピアから 2,600 ルピアに値上げされた船舶燃

料 (MFO) は 2,728 ルピアに設定されている。PLN のエディ社長は石油燃料価格に関連

した電力コストの増大は同社の統制が及ぶ範囲ではないとした上で、収入が固定された

まま費用が増大すれば補てんが必要になるのは明確と述べて電力料金への転嫁の必要

性を指摘した（2005 年 11 月 15 日付けメディア・インドネシア）。この様な状況の中で

は、たとえ燃料補助金の投入もしくは電力料金の値上げが実施されたとしても PLN の

財務状況の改善は困難であると考えられる。尚、2005 年度の PLN 向け石油補助金は 12兆 5,000 億ルピア。2006 年度の同補助金は 17 兆ルピアが承認されている。

2.3.2. PJB の財務状況

下表に PJB の損益計算書を示す。

PJB の 2004 年の営業利益 (Income from Operation) は電力販売収入が前年並みであった

のに対し、燃料費の高騰により 2003 年を下回った。ただしその他の費用 (Other Expenses) で 442 B.Rp の収入があったため、税引き後利益は 2003 年を上回った。2005 年の二度の

燃料高騰が PJB の財務状況に及ぼす影響に注意が必要である。



Table 2.3-2 Profit and Loss Statement of PJB

Description (in Billion Rp.) 2004 2003

Revenues

Sales of electricity 10,978 10,739

Other operating income 50 57

Total Revenues 11,029 10,797

Operating Expenses

Fuel 7,188 6,135

Depreciation 1,802 2,200

Maintenance 745 654

Personnel 328 337

Other expenses 150 100

Total Operating Expenses 10,214 9,427

Income from Operations 814 1,369

Other Expenses 442 (635)

Income before Tax 1,256 734

Tax Expense (524) (225)

Income before Minority Interest in Net Income of Consolidated Subsidiaries

732 508

Minority Interest in Net Income of Consolidated Subsidiaries

0.3 (0.2)

Net Income 732 508

Source; PJB 年次報告書 2004 年度版

2.3.3. Indonesia Power の財務状況

下表に Indonesia Power (IP)の損益計算書を示す。

IP の 2003 年及び 2004 年の損益計算書を下表に示す。2005 年財務状況報告書は終報

告書作成時点では未完成であった。2004 年について言えば、営業利益 (Income from Operation) は 2,888 B.Rp.と 2003 年の実績を上回った。PJB 同様 2005 年の二度の燃料高

騰が IP の財務状況に及ぼす影響に注意が必要である。



Table 2.3-3 Profit and Loss Statement of IP

Description (in Billion Rp.) 2004 2003

Revenues

Sales of electricity 16,337 15,621

Other operating income 159 83

Total Revenues 16,537 15,704

Operating Expenses

Fuel 9,748 8,670

Depreciation 2,123 2,295

Maintenance 1,264 1,380

Employee Affairs 583 474

Others 200 182

Total Operating Expenses 13,649 13,001

Income from Operations 2,888 2,703

Other Income (Charges)

Repayment of tax due to revaluation of plant asset 1,788 -

Interest income 15 16

Penalty income 4 2

Income (loss) for foreign exchange rate (22) 16

Interest expense (1,241) (1,059)

Others-net (17) 15

Income before Tax Expense and Minority Interesting Net Income of Consolidated Subsidiaries

3,414 1,693

Tax Expense (1,008) (521)

Income before Minority Interest in Net Income of Consolidated Subsidiaries

2,406 1,172

Minority Interest Net Income of Consolidated Subsidiaries

0 1

Net Income 2,406 1,174

Source; Annual Report of Indonesia Power Income Statement provided on July 17, 2006



2.4. 技術移転に関する情報収集・整理 2.4.1. 火力発電所

第一次現地調査において、インドネシアの火力発電所に係る余寿命診断は日本で行って

いる余寿命診断と異なっていることが判明した。日本では 20年以上使用する発電所が、

安全に使用できるか、2 年に 1 回の定期検査を 4 年に 1 回行ってもよいかのチェックに

使用するのに対し、インドネシアの余寿命診断は日本で行われている、定期検査の設備

診断に相当するものが大半あった。また日本では国で定められた技術基準があり、減肉

などは問題が起こる前に取り替えを行っているため、発電停止が少ないものと考える。 Table 2.4-1 に一般汽力 (PLTU) の現状をとりまとめた。これによれば今まで蒸気漏れで問題のあったボイラーチューブは取替えが既に進んで

おり、今後大きな問題にならないと考える。以下にそれぞれボイラー、タービン、発電

機の問題点を述べる。 1) ボイラーについては既に LITBANG（PLN の研究所）が彼等のやり方で、余寿命評

価を行っており、SH (Super Heater), RH (Re Heater), WW (Water Wall) Tube が減肉し

ている発電所を、順次更新している。石炭火力では Paiton 1, 2 号機が一箇所のチュ

ーブに集中して漏洩しており、その対策が必要と思われる。

2) タービン本体については現在まだインドネシア側として余寿命診断を実施してお

らず、メーカー側が診断 (Suralaya 2U) を実施している。 Gresik 4 号では復水器チューブの穴あきで海水リークが度々発生しており、海水の

Cl による影響と考えられるトラブルが低圧タービンの終段の損傷に見られる。 3) 発電機については固定子絶縁の劣化が Suralaya 2号でメーカーから報告されており、

当時の絶縁材から評価が必要である。ガスタービン及びコンバインドサイクルについては日本と同様の時間管理による検査

方法であり、特に変わるものは無かった。ただ当初ガス焚を考えていた発電所にガスが

来ず、S 分の多い HSD を燃料としているため、HRSG のチューブ腐蝕が見られる。



Table 2.4-1 Current Situation for Remaining Life Assessment and Performance Assessment Commissioning

OperatingTime Power Station

Unit Capacity

(MW) yy.mm 2006.2 base

Remaining Life Assessment &

Performance Assessment 取替状況

1 TU 400 1985.04 20Y10M

2 TU 400 1985.06 20Y 8M

3 TU 400 1989.02 17Y00M

4 TU 400 1989.11 16Y 9M

5 TU 600 1997.06 8Y 8M

6 TU 600 1997.09 8Y 5M

Suralaya

7 TU 600 1997.12 8Y 2M

Boiler Remaining Life Assessment (BRLA), No. 073.BKIT.007E.2004 Unit -1 UBP SURALAYA (2004, LITBANG) Life Extension for Suralaya, Preliminary Boiler Inspection for Unit 2 (1998.01, Babcock & Wilcox International, Inc.) Suralaya Steam Power Plant Unit-2,

・ 1uBo under repla. (SH, RH, ECO), 2005.11~12

・ 2UBo repla. finish, 2005.6 ~ 8

・ 2UT repla. by MHI (2004.9)

・ 2UG repla. by MELCO (2004.7)

3 TU 50.0 (1998) 6Y Bo, Cond’ 2003.3 ~ 2005.9Tanjung Priok

4 TU 50.0 2005.12 0Y 2M

1 TU 50.0 1978.09 27Y 5M

Life Time Assessment of Condenser Tube, Unit 3 A& B (2004.05, PT. Superintending Company of Indonesia Engineering and Transformation (SUCOFINDO)) Remaining Life Assessment Boiler Unit-2 PLTU Tambak Lorok UBP Semarang No. 056. BKIT. 097A. 2004 (2004.07, LITBANG) Remaining Life Assessment Boiler Unit-3 PLTU Tambak Lorok UBP Semarang No. 189.UPI.454A.2003 (2003.05, LMK)

・ 1UBo finish repla.

2 TU 50.0 1978.10 27Y 4M ・ 2UBo not yet repla.

Tambak Lorok

3 TU 200.0 1983.07 22Y 7M ・ 3UBo finish repla. Plan to gas using

1 TU (25.0) 1964.xx Remaining Life Assessment Boiler Unit-3 (ALSTOM)

2 TU (25.0) 1964.xx Tanjung Perak Harbor, Surabaya, Indonesia

3 TU 50.0 1978.04 27Y10M Perak Thermal Plant # 3 & 4 (ST －Rehabilitation MHI)

SH, WW, Burner, 2005.11 ~ 12

IP

Perak

4 TU 50.0 1978.07 27Y 7M Thermal Performance Test Report SH, WW, Burner 2005.9 ~ 10

1 TU 100.0 1979.02 27Y00M

2 TU 100.0 1979.02 27Y00M

3 TU 100.0 1979.06 26Y 8M

4 TU 200.0 1981.11 28Y 3M

Muara Karang

5 TU 200.0 1982.06 27Y 8M

Remaining Lfe Assessment of Boiler #4 & #5, No.189.BKIT.421A.2004 (2004, LITBANG)

Conversion to C.C and gas firing

1 TU 100.0 1981.08 24Y 6M

2 TU 100.0 1981.11 24Y 3M

3 TU 200.0 1988.03 17Y11M

Gresik

4 TU 200.0 1988.07 17Y 7M

Laporan Hasil Pengkajian Sisa Umur, Steam Bioler Power Plant Unit I, PT. PJB II UP. GRESIK (2004, PT SURVEYOR INDONESIA) Laporan Hasil Pengkajian Sisa Umur, Steam Bioler Power Plant Unit II, PT. PJB II UP. GRESIK (2004, PT SURVEYOR INDONESIA) Remaining Life Assessment, Boiler Pembangkit Listrik Unit 3, PLTU GRESIK (2004.08, PT SURVEYOR INDONESIA)

・ 1.2 UT blade finish repla.

・ 3UT blade under repla. (2005.9)

・ 4UT blade finish (2005.6 ~ 9)

・ 1, 2, 3, 4 UBo finish LRA

1 TU 400.0 1994.04 11Y10M

PJB

Paiton

2 TU 400.0 1993.11 12Y3M

Steam Turbine Inspection Report on Paiton Power Station Unit 1 and 2 (2004.08, Toshiba) Inspection Report Boiler Paiton Unit 1, 2 (2004.07, Toshiba) Boiler Remaining Life Assessment (BRLA) PLTU Paiton UNIT 1 (2005.9LITBANG)



(1) 余寿命診断について

当初考えていた日本における余寿命診断とインドネシアの余寿命診断は内容が異なっ

ているため、今回提案する寿命診断は以下のとおりとする。

a) ボイラーの SH, RH チューブ、蒸発管の減肉調査方法の内、減肉予測が出来る極値

統計法を使用した寿命予測

b) タービンロータの脆化劣化余寿命予測設備診断方法の紹介

c) 発電機固定子の絶縁劣化の設備診断方法の紹介

(2) 技術移転のためのトレーニング

技術移転のためのトレーニングは極値統計を使用した、ボイラーチューブ減肉予測、タ

ンク内腐蝕による減肉の予測手法を行う。

このための基礎となる統計手法演習、減肉計測箇所の特定等のトレーニングを行う。

(3) 今後の課題として

長期に使用する蒸気タービン、発電機があれば、今から余寿命診断の準備にかかること

も必要である。このため日本で行われている余寿命診断の論文の概要紹介を行う。

(4) その他日本で過去に問題となり解決している事例

• 効率が低下する原因となって問題となったボイラーチューブの水蒸気酸化スケール

の生成とその対策の紹介。 2.4.2. 水力発電所

第 1 次現地調査において 4 発電所（Saguling, Soedirman, Cirata, Sutami 発電所）および PLN研究開発部門 (LITBANG) での非破壊検査や発電機固定子絶縁診断技術とそれらを用

いた余寿命診断技術の現状と、余寿命診断技術移転の可能性について調査を行った。また、本調査で技術移転を考えているケーシング・ステーベーン、ランナ、および発電

機固定子コイルの余寿命診断手法についての概要を紹介するとともに、各所のニーズ調

査を実施した。現地調査結果は以下の通りである。

(1) Saguling 発電所

ランナ、ケーシング部の非破壊検査や、発電機固定子コイルの絶縁診断は実施されてい

ない。また余寿命診断も実施されていない。ランナは定期点検に合わせ適時溶接により補修しているが、溶接量の管理は実施されて

いない。



(2) Cirata 発電所

ランナ、ケーシング部の非破壊検査は実施されていない。発電機固定子コイルの絶縁診

断については定期点検に合わせ発電所自身で絶縁抵抗を測定し、LITBANG が tan δを測

定している。部分放電試験は計測機器が無いため実施していない。余寿命診断については実施されていない。

(3) Soedirman 発電所

ランナ、ケーシング部の非破壊検査は実施されていない。しかし、発電機固定子コイル

の絶縁診断については定期点検に合わせ絶縁抵抗測定、tan δのみを測定している。ランナは定期点検に合わせ適時溶接により補修しており、寸法管理も確実に実施されて

いるが溶接量の管理は実施されていない。なお、発電所より各機器の余寿命診断を実施したいが、方法がわからず困っており、是

非余寿命診断技術の技術移転を実施してほしいとの要望があった。

(4) Sutami 発電所

ランナ、ケーシング部の非破壊検査は実施されていない。発電機固定子コイルの絶縁診

断については定期点検に合わせ絶縁抵抗のみ測定している。ランナは定期点検に合わせ適時溶接により補修しており、寸法管理も確実に実施されて

いるが溶接量の管理は実施されていない。なお、2004 年に日本のメーカーにより水車、発電機、制御盤の現地調査が行われ、その

中でランナの非破壊検査および発電機固定子コイルの絶縁診断が実施されていた。そし

て、発電機固定子コイルにおいては絶縁診断結果をもとに余寿命診断が実施されていた。

(5) LITBANG

火力発電所設備での余寿命診断は既に実施しているが、水力発電所設備に関しては実施

していない。なお、本調査で技術移転を考えている水力の余寿命診断技術について興味を示し是非技

術移転を実施してほしいとの要望があった。また、日本における水力での余寿命診断の実例を早い機会に教えて欲しいとの要望を受

けた。調査結果よりインドネシアの水力発電所は非破壊検査や絶縁診断技術を活用した余寿

命診断は殆んど実施されていない。しかし、余寿命診断に対する関心は高く、その効果

と必要性については既に理解されおり、これらを老朽化が進んだ発電所に適用すること

は予防保全による重大事故防止に大いに期待できる。以上に示す現状を踏まえ、現段階では、今回の技術移転において、予防保全の考え方を

定着させることを目的とした、非破壊検査および発電機固定子絶縁診断等の検査技術を

用いる余寿命診断技術の移転を提案することとする。具体的な技術移転内容としては、



・ケーシング、ステーベーンの非破壊検査結果による余寿命診断手法・ランナの溶接補修量管理による余寿命診断手法・発電機固定子コイルの絶縁診断結果による余寿命診断手法が考えられる。何れも測定・試験用機材が必要となることから、調査団による現地実作

業での技術移転は考えていない。そこで調査団がこれまで国内で実施してきた測定・試

験結果、さらには新の研究報告を用いたレクチャーを行うことにより、今後インドネ

シアでの試験器材等のハード的条件が満たされ次第、試験・判定作業が可能となる程度

までのスキルアップを計画する。



2.5. JBIC輸出金融プロジェクトの状況 2.5.1. 輸出金融クレジットラインの設定

平成 16 年 11 月 26 日、国際協力銀行はインドネシア政府との間で 275 億円を限度とす

る円建ての輸出クレジットライン設定にかかる以下の契約内容に調印した。

1. 国際協力銀行（総裁：篠沢恭助）は、本日、インドネシア・ジャカルタにて、イ

ンドネシア共和国政府との間で、275 億円を限度とする円建ての輸出クレジットラ

イン設定にかかる契約に調印した。 2. 本クレジットラインの資金は、インドネシアにおいて必要性の高い、老朽化した既

存の発電設備に対する改修等のために日本から輸出される発電設備を購入するた

めの資金として利用される。また、当行は本クレジットラインを通じ、同国におけ

る電力の安定供給確保に貢献するとともに、同国に多数進出している日本企業の現

地での事業活動を支援することにより、日本企業のインドネシアでのビジネス機会

の拡大を一層支援していく。 3. インドネシアは、安定的な経済成長を支える柱として特に国内外からの投資促進を

重要課題としており、投資環境を整備する上で、安定的な電力供給の確保は必要不

可欠である。しかしながら、同国における電力需要の伸びは著しく、首都ジャカル

タを含むジャワ・バリ系統では、2010 年までに年平均 6.8%の伸び率が見込まれ、

深刻な電力不足に陥ることが懸念されており、本クレジットラインにはこのような

状況への対応策として大きな期待が寄せられている。 4. なお、当行はインドネシアの電力セクターに対して、従来より、輸出金融のみなら

ず円借款等の複数の融資ツールを用いて、多くのプロジェクトに対する支援を行っ

ている。また、このような融資による支援以外にも、当行は電力セクターにおいて、

インドネシアが取り組む問題解決・セクター改革についても、適切な方向に進むよ

う同国政府等と総合的な協議を行っているところである。

（注）輸出クレジットライン：輸出金融の一形態。日本からの設備等の輸出を促進するため、あらか

じめ一定金額の融資枠を設けておくもの

2.5.2. 輸出金融クレジットラインの条件

JBIC のウェブサイトによると、本件輸出金融の条件は下表の通りである。



Table 2.5-1 Loan Condition of JBIC Export Credit

ローン名称インドネシア電力セクター向け輸出金融クレジットライン

相手国インドネシア

借入人インドネシア共和国政府

現地担当部署インドネシア国営電力公社 P.T. Perusahaan Listrik Negara (Persero)(PLN)

融資総額 275 億円

未承認（未引出）額 275 億円

金利融資対象輸入契約の成約時における OECD ガイドライン金利（円 CIRR）

期間 CLA金額に応じ下記の通りとするが、具体的な償還方法は各CLA毎に決定する。

CLA 金額期間 1 以上 5 未満（億円） 5 年 5 以上 50 未満 8 年 50 以上 10 年

契約承認申請期限 2006 年 9 月 30 日

貸出実行期限各CLA毎に最終船積時期を勘案して設定する。ただし、ローン全体の最終貸出実

行期限は 2008 年 9 月 30 日

貸出方式 L/C スウィッチ方式、リインバース方式またはダイレクトペイメント方式

融資対象輸出入契約の要件

輸入者（転貸先）インドネシア国営電力公社 P.T. Perusahaan Listrik Negara (Persero)(PLN)

対象品目インドネシアにおける既存発電設備のリハビリ等電力事業実施のために PLN が本

邦から調達する機器及び役務（JBIC が認める範囲で第三国を含むことも可。）

契約金額（通貨）通貨：原則として円建円払（米ドル建米ドル払も可）

担当部課国際金融第１部第１班（03-5218-3413）

Source; 国際協力銀行ホームページ

2.5.3. 輸出金融クレジットライン手続きの現況輸出クレジットラインを利用するためには、まずインドネシア政府から国際協力銀行宛

に本ローンの対象となる輸出契約の写しを添えて、一般協定所定の輸出入契約承認・融

資承諾申請書 (Application for Approval of Contract and Loan) が送付されなければならな

い。しかしながら、第 1 次現地調査を実施した平成 17 年 11 月の時点においてはインド

ネシア政府から国際協力銀行に対して申請書は提出されていない。輸出金融クレジット

ラインの手続きの現況に関して PLN から聴取した結果は次の通りである。

(1) PLNから BAPPENASへは 2005年 8月頃に輸出金融クレジットラインの承認申請を

提出したが手続きが BAPPENAS で滞っている。BAPPENAS は当初輸出金融クレジ

ットラインの一般協定 (General Agreement) に基づき、PJB 及び Indonesia Power が提出した 13 発電所のリハビリ工事の提案に従って、輸出金融クレジットラインに

よるリハビリ工事の実施に同意していた。しかし、現段階に至って今回の輸出金融

クレジットラインの手続きがインドネシア政府の入札規則から逸脱していること



を理由に BAPPENAS が輸出金融クレジットラインの承認を保留している。 (2) 所定の手続きによれば、まず PLN がプロジェクトの計画を立案し BAPPENAS へ承

認申請を提出する。BAPPENAS 承認の後、財務省が予算配分を検討する。予算配

分が決定したら財務省が PLN に対して当該プロジェクトの入札手続の実施を指示

する。PLN は当該プロジェクトの入札を行い、落札者と契約交渉を実施するがこの

段階で落札者が提案した Export Credit の条件交渉が進められる。しかし、今回の

JBIC 輸出金融クレジットラインについては国際競争入札で落札者が決る前に資金

源 (JBIC) が決定していることから、この点でインドネシアの入札規則に規定され

ている国際入札の手順から逸脱しているため BAPPENAS の承認が得られない状況

となっている。 (3) 2004 年 11 月 26 日付けの第 1 次の輸出金融クレジットライン（第 1 次 ECL）に関

しては、ムアラカラン、スララヤ、サグリン、パイトンの 4 プロジェクトが候補に

挙がっているが、これら 4 案件だけで第 1 次 ECL 枠である 250 M US$を超過してい

るので、他のリハビリ案件は含められない。PLN は第 1 次 ECL に続いて第 2 次の

ECL を期待している。しかし、第 1 次 ECL の手続きが滞っている中、第 2 次 ECLに含めるべきリハビリ案件については全く決まっていないのが実情である。PLN は

今回の JICA 調査で新規リハビリ案件が発掘されるものと期待している。今後インドネシア政府内（特に BAPPENAS および財務省）での手続きの進捗状況を注

視する必要がある。

2.5.4. PLN の輸出金融クレジットライン案 2005 年 11 月の第 1 次現地調査において、PLN が開示した輸出クレジットライン案を有

していることが判明した。

(1) ムアラカラン火力発電所 4 号機および 5 号機出力： 422MW (2 × 211 MW) 当初運転開始年： 4 号機（1981 年）、5 号機（1982 年）当初サプライヤー：三菱重工推定工事費：フェーズ 1（112 百万米ドル）、フェーズ 2（36 百万米ドル）改修工事：空気予熱器の取替え他

(2) スララヤ火力発電所 1 号機 ~ 4 号機出力： 1,680MW (4 × 420MW) 当初運転開始年： 1号機（1984年）、2号機（1985年）、3号機（1988年）、4号機（1989年）当初サプライヤー：三菱重工推定工事費： 201 百万米ドル改修工事：加熱器及び再加熱器出口の取替え他



(3) パイトン火力発電所 1 号機および 2 号機出力： 806.25MW (2 × 403.25MW) 当初運転開始年： 1 号機（1994 年）、2 号機（1993 年）当初サプライヤー：アルストム、東芝推定工事費： 44 百万米ドル改修工事：ラビリンスの取替え及びボイラーの改造他

(4) サグリン水力発電所 1 号機～4 号機出力： 700MW (4 × 175MW) 当初運転開始年： 1 号機/2 号機（1985 年）、3/4 号機（1986 年）当初サプライヤー：東芝推定工事費： 23 百万米ドル改修工事：水車ランナー及び調速機の取替え他 Indonesia Power 社では、サグリン水力発電所のリハビリ工事を輸出クレジットライン利

用のパイロットプロジェクトとして位置付けており、技術的また財務的に成功裡に終わ

れば、Soedirman 水力でもこのスキームを適用したいと考えている。2006 年 7 月時点で

Suralaya と Muara Karang の推薦レターが BAPPENAS から財務省に提出された。また、

PLN からの情報によると、上記の第 1 次クレジットラインから予算的理由で除外された

Suralaya PLTU の 3, 4 号機及び Muara Karang PLTU の 4, 5 号機のリハビリ工事を次回の

JBIC 輸出金融案件として実施したいとのことであった。



2.6. 電力セクターに係る環境規制の確認

2.6.1. インドネシアにおける環境社会配慮の背景

インドネシア共和国憲法 (1945) は、環境権を規定しておらず、天然資源管理について

の一般条項、第 33 条に「そこに存在する土地、水、天然資源は国により支配され、国

民の福祉のために利用される」とされており、「国家にとって重要な、そして国民の生

命を脅かすような生産拠点は国家によって管理される」と規定されているのみである。インドネシアで初めて環境に関する総合的・統合的な法律は、1982 年の旧環境管理法で

ある。そこでは、①良好で健康的な生活をする権利とそれらを維持･保護する義務、②

環境管理プロセスへの参加の権利、③環境への重大な影響を及ぼすと考えられる行為へ

の評価、④汚染者の負担、⑤環境管理と保護のために許可システムを設置する権限、⑥

環境または公害被害者への補償と持続可能な環境の復元、などが盛り込まれている。ま

た、その第 16 条には環境影響評価を実施するための法的根拠が規定されている。その

後、環境関連の法律や規則が制定され、国内法は整備されている。

環境管理法は、1997 年に環境上持続可能な開発を創造することを目的として、①事業活

動による環境規制の強化、②環境汚染に対する罰則の強化、③環境紛争処理に関する規

定の強化など、の内容を盛り込んだ大幅な改定が行われた。

一方、1992 年の国連環境開発会議 (UNCED) にインドネシアは参加し、リオ会議で話し

合われたほとんどの国際条約に承認、署名、批准をしている3。

インドネシアにおける環境影響評価については、1993 年には複数の省庁に関わる事業活

動を審査する環境影響管理庁 (BAPEDAL) が発足され、環境影響評価制度が整備された。

その後、1997 年の新たな環境管理法の公布により、環境影響評価の規制が改正された。

さらに、2000 年には環境影響評価の審査事務の全てが BAPEDAL の環境影響評価委員会

で行われるようになった。また、地方分権化の流れに沿って、州政府もしくは地方自治

体の環境影響管理局 (BAPEDALDA) でも環境影響評価を実施・監督する権限を与えら

れた。また、行政区を跨ぐプロジェクトに対してはBAPEDALが監督することになっていたが、

現在 BAPEDAL は環境省 (MOE: Ministry of Environment) に統合されているため、この

ようなプロジェクトは MOE が監督している。 2.6.2. 環境社会配慮の制度および法的枠組み 2.6.2.1. 関連法規

本プロジェクトで提案された改修案を実行するにおいて、適用される環境影響評価に関

3 参照 “Global and Human Environment Forum, 1998”



するインドネシアの主要法規は、以下の通りである。

• 環境管理に関する法律（1997 年：法律第 23 号） Act of the Republic of Indonesia concerning Environmental Management (No.23, 1997)

• 環境影響評価に関する政令（1999 年：政令第 27 号） Government Regulation of the Republic of Indonesia concerning Environmental Impact

Assessment (No.27, 1999)

• EIA 報告書の評価指針に関する環境大臣令（2000 年：環境担当国務大臣令第 2 号） Decree of the State Minister for Environment of the Republic of Indonesia concerning

Guidelines for AMDAL Document Evaluation (Decree No.40, 2000)

• 環境影響評価プロセスにおける住民参加および情報開示に関する大臣令（2000 年：

環境影響管理庁長官令第 8 号） Decree of the State Minister for Environment of the Republic of Indonesia concerning

Community Involvement and Information Openness in the Process of Environmental Impacts Assessment (Decree No.8, 2000)

• 環境影響評価実施計画書の準備のためのガイドライン（2000 年：環境影響管理庁長

官令第 9 号） Decree of the State Minister for Environment of the Republic of Indonesia concerning

Guidelines for Preparation of Environmental Impacts Assessment Study (Decree No.9, 2000)

• 環境影響評価書の評価委員会システムのための指針の大臣令（2000 年：環境担当国

務大臣令第 40 号） Decree of the State Minister for Environment of the Republic of Indonesia concerning

Guidelines for Work System of Evaluator Committee for Environmental Impact Assessment (Decree No.40, 2000)

• 環境影響評価が必要とされる事業又は種類に関する大臣令（2001 年：環境大臣令第

17 号） Decree of the State Minister for Environment of the Republic of Indonesia concerning the

Types of Business and/or Activity Plans that are Required to be Completed with the Environmental Impact Assessment (Decree No.17, 2001)

なお、電力・エネルギー部門の責任機関であるエネルギー鉱物資源省 (MEMR) は、電

力・エネルギー部門の環境影響評価の実施方針を定めている（鉱業およびエネルギー開

発における環境管理に関する技術的ガイドライン：Decree of MEMR No.1457K/28/MEM/ 2000）。この指針では、どのような環境影響評価を行うのかを、事業のタイプ別に示している。

電力関係については下表に示した。これをみると、機器の交換のようなリハビリ工事や

改修工事については環境影響評価を行わないことになる。



Criteria about revise of AMDAL, RKL and RPL in Energy Sector Changing activity Previous AMDAL Revised AMDAL New AMDAL

Change of Location - Inside - Outside

×

× ×

×

Change of design - Significant change - Not significant change

×

× ×

× Change of capacity - Previous program - Improvement program

(smaller than previous

program) ×

(bigger than previous

program) (not significant impact)

(bigger than previous program or significant impact)

×

Change of material - Dangerous material (B3) - Not B3

× ×

× ×

Change of facilities - Significant - Not significant

× ×

× ×

Change of sampling or monitoring point or Management

× ×

Note: O means applicable and X means not applicable.

Source: Decree of MEMR No.1457K/28/MEM/2000

2.6.2.2. 本改修案における環境社会配慮の実行機関

インドネシアにおける環境社会配慮は、プロジェクトのオーナーが行うことになってお

り、本改修案を実行する場合は発電所を所有している電力会社が行うことになる。エネ

ルギー関係の責任機関である MEMR 内には部門ごとに環境担当の部署があり、電力関

係を担当している「Director General Electricity and Energy Utilization」では「Deputy Director of Electricity Environmental Protection」が環境担当である (Figure 2.6-1)。この部署の役割

は、電力事業者（電力会社や IPP）への指導およびアドバイスで、電力事業者が作成す

る KA-ANDAL や AMDAL を BAPEDAL や BAPEDALDA へ提出する際のコメントおよ

びアドバイスを行うことになっている。なお、発電所改修計画における F/S 段階の環境関係の窓口は、同じ電力担当部門の

「Deputy Director of Electricity Installation and Safety」となる。

2.6.3. 発電設備に係る環境影響評価

(1) 環境影響評価が必要な発電設備

インドネシアでは電力施設関連の影響評価は州政府、例えば西ジャワ州や中部ジャワ州

など、に属する AMDAL 評価委員会 (BAPEDALDA) が審査・承認する。ただし、プロ

ジェクトが 2 州に跨る場合には中央政府が AMDAL の審査・承認を行う。環境影響評価

が必要な事業かどうかは 2001 年環境大臣令第 17 号で定められており、火力発電所では

100MW 以上、水力発電書では高さ 15ｍ以上、または貯水面積 200ha 以上、または発電

規模 50MW 以上の事業が該当する。



(2) 環境影響評価手続き

環境影響評価事業の手続きは、まず事業者は、原則として新聞、地方の村等では役場の

掲示板を利用してプロジェクトの公表を行う。この時期は F/S の着手前である。その後、

関係コミュニティにプロジェクトや環境影響評価実施の説明をする。そのときのコメン

トを反映して、環境影響評価実施計画書 (KA-ANDAL) を作成し、再度、関係コミュニ

ティに説明して合意を得ることになる。合意が得られなければ KA-ANDAL は修正され

る。KA-ANDAL には、プロジェクトの概要、調査項目、調査範囲、調査方法、分析方

法などを記載する。

その後、事業者は KA-ANDAL を、環境影響評価事務局を通じて所轄官庁の承認機関（環

境省、州知事、市長のいずれか）に提出し、そこの環境影響評価委員会の承認を得る。

このときには必要に応じて KA-ANDAL の見直しが求められる場合もある（Figure 2.6-2参照）。

KA-ANDAL の承認を得た事業者は続いて、環境影響評価書 (AMDAL) だけでなく、環

境への影響を減少させるための活動や担当組織、予算などを記載した環境管理計画書

(RKL) と、環境変化を監視するための方法や取り組みについて記載した環境モニタリン

グ計画書 (RPL) を、環境影響評価事務局を通じて所轄官庁の承認機関に提出して承認

を得る（Figure 2.6-3 参照）。

一方、環境影響評価の実施を必要としない事業においても、ある一定以上の影響を生じ

る可能性のある事業については、環境管理計画書 (UKL)、環境モニタリング計画 (UPL)4

の提出が義務づけられている。UKLとUPLが必要かどうかは、BAPEDALDAの判断によ

る。さらに、UKLとUPLの提出を必要としない事業でもSPPLと呼ばれている簡略な書類

を提出することになっている。実際に、PJB社では 100MW以下の出力増強計画でのUKLとUPLだけの事例があった。

各々のプロジェクトで環境影響評価が必要になるかどうかは環境影響評価委員会が判

断することになる。しかし、工事を伴う場合では環境影響評価が必要でないとされても

環境管理計画の作成とモニタリングの実行という環境社会配慮は実施されることにな

っている。

また、発電所を運転・管理している PJB 社と IP 社とも ISO14001 を取得しており、その

一環として各発電所とも環境モニタリングを実行している。モニタリングは 3 ヶ月ごと

に行われ、発電所が稼動している限り続けられる。IP 本社では 2006 年 6 月以降からモ

ニタリング結果のデータベースが構築されている。

今回の「既設発電所の設備面に係わる改修計画」で提言しているリパワーリング計画に

ついて、MEMR の環境担当部門で確認したところ、初の建設時に将来の増設（出力増

加）を見込んで AMDAL を作成している場合には、修正 AMDAL で良く、そうでなけれ

4 インドネシアでは、環境影響評価 (AMDAL)に添付する環境管理計画書はRKLと略称し、環境モニタリング計画書はRPLと略

称しているが、AMDALが必要ないときの環境管理計画書はUKL,環境モニタリング計画書はUPLと略称を呼び分けている。



ば新たに環境影響評価書を作成する必要があるそうである。AMDAL の提出先は 2 つ以

上の州にまたがっていれば中央政府の環境省へ、そうでなければ州政府に提出する。

AMDAL の提出時期は F/S 終了時から作成を始め、出来れば D/D に入る前に承認を得る

ことが望ましいが、遅れても D/D の初期の段階までに提出し、承認を得ることが必要で

はないかとのことである（注：火力・水力発電所については州政府の BAPEDALDA が

規制機関である。従って、その事業では修正 AMDAL か新 AMDAL のどちらが必要にな

るかの判断は、BAPEDALDA による）。また、AMDAL 承認後 3 年を過ぎても、工事が

行われなかったときには、その AMDAL は無効となるそうであるが、政治的な都合（戦

闘状態など）で遅れる場合は、考慮してくれるようである。

PJB の環境チームに実際のプロジェクトについて確認したところ、修正 AMDAL の場合

は現在のモニタリング・データや環境管理計画を利用して作成し、作成開始から承認ま

で 3 ~ 4 ヶ月で十分とのとことであった。一方、新たに AMDAL を作成した場合は

AMDAL 作成から終案を提出するまで 6 ~ 9 ヶ月、そして承認を得るまで 4 ~ 6 ヶ月か

かるようで、1 ~ 1.5 年程度の期間とのことである。また、終案が出される 6 ~ 9 ヶ月

の間に公聴会 2 回実施して、周辺住民，NPO，NGO と合意書を取り交わしたとのこと

である。

2.6.4. 環境基準 2.6.4.1. 大気関係

火力発電所の大気に係る環境基準を Table 2.6-1 に示す。工場の排ガスに係る排出基準は、

業種別に分けられているので、ここでは石炭火力発電所を除く火力発電所の係るもので

ある (Table 2.6-2)。大気に係る環境基準は 1988 年に定められ、1999 年に改正されている。工場の排ガスに

係る排出基準は、1995 年に業種ごとに定められ、2000 年に改正されている。

2.6.4.2. 水質関係

地下水を除く陸水の水質に係る環境基準を Table 2.6-3 に、海水の水質に係る環境基準を

Table 2.6-4 に、全国レベルの一般工場の排水基準を Table 2.6-5 に示す。陸水の水質に係る環境基準は 1990 年に定められ、2001 年に改正されている。また、海

水の水質に係る環境基準は 2004 年に定められている。排水基準は 1991 年に 14 の特定

業種とそれ以外の業種をあわせて 15種類の全国レベルの工場排水基準が定められ、1995年には特定業種が 21 種類に拡大され、1999 年には規制項目が追加されるなどの改正が

された。

2004 年 8 月に出された海水の水質環境基準は、まだ統一された見解は出されていない。

環境省では取放水の水温差が 2°C 以内にするべきであるとの見解であるが、その達成は



難しいため、環境省と業者との間で論議が重ねられている。ただし、MEMR は「指定さ

れた海域に与える温排水の影響を規制された水温以下とする」という見解であり、この

基準が水質環境基準であることを考えると、ほぼ妥当なものであると思われる。 2004 年 12 月に作成された Grati 火力発電所 Block Ⅲの AMDAL のドラフトによると、

取放水時の水温差は 6.92°C として拡散計算をしている。放水後は、速やかに水温は減少

し、海面に出たところで 4°C 強、少し離れたところで 2.5°C 程度になると予測している。

AMDAL はこのまま提出されたようであるが、2005 年 3 月に東ジャワ州の BAPEDALDAに承認されている。この例をみるかぎり、地方の BAPEDALDA は MEMR の見解に近い

ようである。 2.6.4.3. その他

騒音に係る環境基準を Table 2.6-6 に、振動に係る環境基準を Table 2.6-7 に、悪臭に係る

環境基準を Table 2.6-8 に示す。これらの環境基準は 1996 年に定められている。

2.6.5. ステークホルダー

本プロジェクトでのステークホルダーは以下のとおりと思われる。 • 受益－被影響グループ（ジャワ島とバリ島の居住者全体） – ジャワ島とバリ島の住民とコミュニティ – ジャワ島とバリ島の地方政府 – 産業部門、商業部門、その他の民間部門 • 行政部門 – 責任機関：MEMR – 地方政府：ジャワ島とバリ島の各州政府 – 実施機関：PLN、PJB、IP – 環境行政機関：環境省 (MOE)とジャワ島とバリ島の各州の環境局(BAPEDALDA) • 支援機関：JICA




Figure 2.6-1(1) Organization Chart for Ministry Energy and Mineral Resources



Figure 2.6-1 (2) Organization Chart for MEMR (Environmental Section)

DIR

ECTO

R G

ENER

AL

ELEC

TRIC

ITY

AN

D E

NER

GY

U

TILI

ZATI

ON

Ir.

J.Pu

rwon

o, M

S.E.

E

DIR

ECTO

R O

F EL

ECTR

IC

POW

ER E

NG

INEE

RIN

G A

ND

EN

VIR

ON

MEN

T Ir.

John

ni S

iman

junt

ak

DEP

UTY

DIR

ECTO

R

OF

ELEC

TRIC

ITY

SA

TND

AR

DIZ

ATIO

N

Ir.

B.H

. Pas

arib

u, M

M

DEP

UTY

DIR

ECTO

R

OF

ELEC

TRIC

ITY

A

ND

SA

FETY

Ir. P

ahal

a Li

ngga

DEP

UTY

DIR

ECTO

R

OF

ELEC

TRIC

ITY

EN

VIR

ON

MEN

TAL

PRO

TECT

ION

Ir.

Elly

dar B

aher

DEP

UTY

DIR

ECTO

R

OF

ELEC

TRIC

ITY

EN

GIN

EER

S

Ir. A

rief I

ndar

to, M

M

DEP

UTY

DIR

ECTO

R

OF

SUPP

ORT

ING

B

USI

NES

S

Ir. S

ubya

ntor

o S.

, MT

SEC

TIO

N O

F EN

VIR

ON

MEN

TAL

PRO

TECT

ION

FO

R E

LEC

TRIC

ITY

PO

WER

PLA

NT

Ir.

Nin

i

SEC

TIO

N O

F EN

VIR

ON

MEN

TAL

PRO

TECT

ION

FO

R E

LEC

TRIC

ITY

TA

RA

NSM

ISSI

ON

LIN

E

Ir. A

gus S

ufiy

anto

(As o

f Aug

ust 3

, 200

6)



(Source: “INFO AMDAL”, May 2003 Edition :12th, MEMR)

Figure 2.6-2 Involvement Procedure for Public Process of AMDAL

Public Institution Initiator

Announcement of Business Plan and

Activity

Announcement of Preparation for Compilation

of AMDAL

Suggestion, Opinion, and Comments

Consultancy

Compilation of

KA - ANDAL

Assessment of KA -ANDAL by Commission

(Max. 75 days)

Suggestion, Opinion, and Comments

Compilation of ANDAL,

RKL, RPL

Assessment of ANDAL, RKL, RPL by Commission

(Max. 75 days)

Suggestion, Opinion,

and Comments

Eligibility Decision of Environment Head of

BAPEDALDA / Government



(Source: Kajima Corporation and Yachiyo Engineering, 2004)

Figure 2.6-3 Procedure for Implementation of Environmental Impact Assessment

Institution Evaluator Committee Initiator

Submit KA-ANDAL

Evaluation of KA-ANDAL

Decision of approval of KA-ANDAL

Instruction of Compiling

ANDAL, RKL, RPL

Assessment of ANDAL, RKL, RPL

Compilation of ANDAL,

RKL, RPL

Confirmation of submitting KA-ANDAL

Revise

Confirmation of submitting AMDAL, RKL, RPL

Revise Decision of approval of AMDAL, RKL, RPL

Eligibility Decision of the project

Approval of the project



Table 2.6-1 Ambient Air Quality Standards Items Averaging Time Limitation Values

SO2 1 hr 24 hrs 1 year

900 μg/Nm3 365 μg/Nm3

60 μg/Nm3

CO 1 hr 24 hrs

30,000μg/Nm3 10,000 μg/Nm3

NO2 1 hr 24 hrs 1 year

400 μg/Nm3 150 μg/Nm3 100 μg/Nm3

O3 1 hr 1 year

235 μg/Nm3 50 μg/Nm3

H 3 hrs 160 μg/Nm3

PM10 (Particle size < 10 μm) 24 hrs 150 μg/Nm3

PM2.5 (Particle size < 2.5 μm) 24 hrs 1 year


Soot and Dusts 24 hrs 1 year


Pb 24 hrs 1 year

2 μg/Nm3 1 μg/Nm3

Dust Fall 30 days 10 ton/km2/month (residential area) 20 ton/km2/month (industrial area)

Fluoride 24 hrs 90 days

0.5 μg/Nm3 3 μg/Nm3

Flour Indeks 24 hrs 40 μg/100 cm3 (Filter dimensions)

Chlorine & Clorine Dioxide 24 hrs 150 μg/Nm3

Sulphat Indeks 30 days 1 mgSO3/100 cm3

Table 2.6-2 Emission Gas Standards

Items Unit Limit Concentration

Soot and Dusts mg/m3 150

SO2 mg/m3 750

NO2 mg/m3 850

Opacity % 20 Notes: 1) Soot and dust concentration are converted based on an oxygen concentration of 3%. 2) Amounts of exhaust gas are amounts of dry gas at 25°C and under 1 atmospheric

pressure. 3) Opacity is measured in a practical method. It is converted based on the soot and

dust concentration. 4) The power station must satisfy the reference value on 95% of the days during three

months when the power station operates normally.



Table 2.6-3 Ambient Water Quality Standards Class

Items Unit I II III IV

Physical Items

Temperature °C ± 3 ± 3 ± 3 ± 3

DSS Mg/L 1000 1000 1000 2000

SS Mg/L 50 50 400 400

Chemical Items

PH mg/L 6 - 9 6 - 9 6 - 9 5 - 9

BOD mg/L 2 2 6 12

COD mg/L 10 25 50 100

DO mg/L 6 4 3 0

T-P mg/L 0.2 0.2 1 5

NO3-N mg/L 10 10 20 20

NH3-N mg/L 0.5 (-) (-) (-)

As mg/L 0.05 1 1 1

Co mg/L 1 (-) (-) (-)

Ba mg/L 1 (-) (-) (-)

B mg/L 1 1 1 1

Se mg/L 0.01 0.05 0.05 0.05

Cd mg/L 0.01 0.01 0.01 0.01

Cr6+ mg/L 0.05 0.05 0.05 1

Cu mg/L 0.02 0.02 0.02 0.2

Fe mg/L 0.3 (-) (-) (-)

Pb mg/L 0.03 0.03 0.03 1

Mn mg/L 0.1 (-) (-) (-)

Hg mg/L 0.001 0.002 0.002 0.005

Zn mg/L 0.05 0.05 0.05 2

Chloride mg/L 600 (-) (-)

Free Ammonia mg/L 0.02 0.02 0.02 (-)

Fluoride mg/L 0.5 1.5 1.5 (-)

NO2-N mg/L 0.6 0.06 0.06 (-)

Sulfated Compound mg/L 400 (-) (-) (-)

Effective Chlorine mg/L 0.03 0.03 0.03 (-)

H2S mg/L 0.002 0.002 0.002 (-)

Microorganisms

Fecal Coliform / 100 ml 100 1000 2000 2000

Total Coliform / 100 ml 1000 5000 10000 10000



Class Items Unit

I II III IV

Radioactive Materials

Total Beta-Ray Bq/L 0.1 0.1 0.1 0.1

Total Alpha-Ray Bq/L 1 1 1 1

Organic Materials

Oil μg/L 1000 1000 1000 (-)

Methlene Blue Active Substances μg/L 200 200 200 (-)

Phenol μg/L 1 1 1 (-)

BHC μg/L 210 210 210 (-)

Ardrin μg/L 17 (-) (-) (-)

Chlordane μg/L 3 (-) (-) (-)

DDT μg/L 2 2 2 2

Heptachlor μg/L 18 (-) (-) (-)

Lindane (γ-BHC) μg/L 56 (-) (-) (-)

Methoxychlor μg/L 35 (-) (-) (-)

Endrin μg/L 1 4 4 (-)

Toxaphene μg/L 5 (-) (-) (-)

Notes: 1) Class I covers the quality of water available for drinking without treatment. 2) Class II covers the quality of water available for raw water for drinking.

3) Class III covers the quality of water available for fisheries and livestock farming 4) Class IV covers the quality of water available for agriculture, small business in urban areas, industry, and

hydropower generation



Table 2.6-4 Ambient Sea Water Quality Standards Area

Biota Items Unit Port Recration Value Remarks Physical Items

Coler Pt.Co 30Transparency

m

>3 >6 >5(coral)- (mangrove)

>3 (sea-bed)

<10% (euphotic depth)

Odor null null naturalTurbidity NTU 5 <5SS

mg/L

80 20 20 (coral)80 (mangrove)

20 (sea-bed)Rubbish null null nullTemperature

℃

natural(< +2℃)

natural(< +2℃)

natural(< +2℃)

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

28-30 (seaweed bed)Oil content null null null Oil content

Chemical Items ｐH 6.5 - 8.5 7.0 - 8.5 7.0 - 8.5 < 0.2Salinity

natural

<5%(seasonal average)

natural<5%(seasonal

average)

natural<5%(seasonal

average)

33-34 (coral)34 (mangrove)

33-34 (seaweed bed)

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

BOD5 mg/L 10 20NH３-N mg/L 0.3 null 0.3PO4-P mg/L 0.015 0.015NO3－N mg/L 0.008 0.008, 0.002CN mg/L 0.5, 0.05 H2S mg/L 0.03 null 0.0002 Pesticide (0.01mg/L)Hydrocarbon mg/L 1Phenol mg/L 0.002 null 0.002PAH mg/L 0.003 0.003PCB mg/L 0.01 null 0.01Surfer mg/L MBAS 1 0.001 1Fat and Oil mg/L 5 1 1Pesticide mg/L null 0.01TBT mg/L 0.01 0.01

Heavy Metal Hg mg/L 0.003 0.002 0.001, 0.001Cr6+ mg/L 0.002 0.005, 0.05 As mg/L 0.025 0.012, 0.05 Cd mg/L 0.01 0.002 0.001, 0.002Cu mg/L 0.05 0.05 0.008, 0.005Pb mg/L 0.05 0.005 0.008, 0.005Zn mg/L 0.1 0.095 0.05, 0.015Ni mg/L 0.075 0.05

Microorganisms Fecal Coliform /100ml 200Total Coliform /100ml 1000 1000 1000Bacteria /100ml nullPlankton /100ml no bloom

Radioactive Materials Intensity of Radioactive Ray Bq/L 4 4



Table 2.6-5 Wastewater Standards Class Items Unit I II

Physical Items

Temperature °C 38 40

DSS mg/L 2000 4000

SS mg/L 200 400

Chemical Items

PH 6.0 - 9.0 6.0 - 9.0

Fe mg/L 5 10

Mn mg/L 2 5

Ba mg/L 2 3

Cu mg/L 2 3

Zn mg/L 5 10

Cr6+ mg/L 0.1 0.5

T-Cr mg/L 0.5 1

Cd mg/L 0.05 0.1

Hg mg/L 0.002 0.005

Pb mg/L 0.1 1

Sn mg/L 2 3

As mg/L 0.1 0.5

Se mg/L 0.05 0.5

Ni mg/L 0.2 0.5

Co mg/L 0.4 0.6

Cn mg/L 0.05 0.5

H2S mg/L 0.05 0.1

F mg/L 2 3

Cl2 mg/L 1 2

NH3-N mg/L 1 5

NO3-N mg/L 20 30

NO2-N mg/L 1 3

BOD5 mg/L 50 150

COD mg/L 100 300

Methylene Blue mg/L 5 10

Phenol mg/L 0.5 1

Oil from Organism mg/L 5 10

Mineral Oil mg/L 10 50

Radioactive Materials mg/L None None

Note: Class I covers plants with advanced facilities for drainage, Class II covers plants with simple facilities for drainage



Table 2.6-6 Noise Level Standards

Note: * By a regulation of Ministry of Communications

Table 2.6-7 Vibration Level Standards Vibration Level (*10-6m) Frequency

（Hz） No impact Affect Not Comfortable Significant 4 <100 100-500 500-1000 >1000 5 <80 80-350 350-1000 >1000

6.3 <70 70-275 275-1000 >1000 8 <50 50-160 160-500 >500

10 <37 37-120 120-300 >300 12.5 <32 32-90 90-220 >220 16 <25 25-60 60-120 >120 20 <20 20-40 40-85 >85 25 <17 17-30 30-50 >50

31.5 <12 12-20 20-30 >30 40 <9 9-15 15-20 >20 50 <8 8-12 12-15 >15 63 <3 6-9 9-12 >12

Table 2.6-8 Odor Standards Items Unit Value

Ammonia ppm 2Methyl Mercaptan ppm 0.002H2S ppm 0.02Methyl Sulfide ppm 0.01Vinyl Benzene ppm 0.1

Zone Noise Level dB(A)

Land Use Form Resident Area 55Commercial Zone 70Office 65Green Space 50Industrial Area 70Public Facilities 60Recreation 70Others

Airport * Station * Port 70 Cultural Facility 60Activity Form Hospital 55 School 55 Musalla 55

republic of the philippinespltu steam power plant poh planned outage hours rh re-heater rkl / ukl...

Documents