Fig. 4.6.2-1 Login Menu of Geothermal Resource Databeseopen_jicareport.jica.go.jp/pdf/11864535_03.pdf · Fig. 4.6.2-1 Login Menu of Geothermal Resource Databese Fig. 4.6.2-2 Main

4-98

Fig. 4.6.2-1 Login Menu of Geothermal Resource Databese

Fig. 4.6.2-2 Main Menu of Geothermal Resource Databese

4-99

Fig. 4.6.2-3 Window for Geophysics of Geothermal Resource Databese

Fig. 4.6.2-4 Window for Geology of Geothermal Resource Databese

4-100

Fig. 4.6.2-5 Window for Geochemistry of Geothermal Resource Databese

Fig. 4.6.2-6 Window for Drilling Information of Geothermal Resource Databese

4-101

Fig. 4.6.2-7 Added Function by JICA Team for Drilling Information

Fig. 4.6.2-8 Added Function by JICA Team for Geothermal Resource Evaluation

4-102

Table. 4.7.1-1 Estimate of Geothermal Resource Potential by Stored Heat Method with Monte Carlo analysis

Min. Most Likely Max. Min. Most Likely Max. Min. Most Likely Max. Min. Most Likely Max. Min. Most Likely Max. Min. Most Likely Max.

Aceh 1 IBOIH - JABOI 3.4 5.1 6.8 180 250 290 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 10-20 PossibleAceh 2 LHO PRIA LAOTAceh 3 SEULAWAH AGAM 118 177 236 180 250 280 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 560-1,380 PossibleAceh 4 G. GEUREUDONGAceh 5 G. KEMBAR

SumUta 6 G. SINABUNGSumUta 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK InstalledSumUta 8 SARULA Ready to developSumUta 9 SIBUAL BUALI 7.1 10.65 14.2 220 270 310 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 60-115 ProvenSumUta 10 S. MERAPI - SAMPURAGA 89 133.5 178 190 250 290 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 500-1,120 PossibleSumUta 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBASumUta 12 SIMBOLON - SAMOSIR

41 61.5 82 180 240 270 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 160-420 Possible39.3 58.95 78.6 180 240 270 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 160-400 Hypothesis (Schl. ?)

SumBar 14 G. TALANG 3.4 5.1 6.8 180 250 290 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 15-40 Possible2 3 4 210 250 290 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 10-25 Proven

2.5 3.75 5 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 15-30 PossibleJambi 16 SUNGAI TENANG 33.8 77.1 138Jambi 17 SUNGAI PENUH 69 103.5 138 200 250 290 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 420-900 PossibleJambi 18 SUNGAI BETUNGJambi 19 AIR DIKITJambi 20 G. KACA

Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS 128 192 256 180 250 290 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 640-1,580 PossibleBengkulu 22 TAMBANG SAWAH 60.6 90.9 121.2 210 230 250 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 300-560 PossibleBengkulu 23 BUKIT DAUN 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 180SumSel 24 MARGA BAYUR 21 31.5 42 180 230 270 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 80-200 PossibleSumSel 25 LUMUT BALAI 70 105 140 230 270 300 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 600-1,140 PossibleSumSel 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT

Lampung 27 ULUBELU 50 75 100 200 270 330 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 380-860 PossibleLampung 28 SUOH ANTATAI 77.6 116.4 155.2 230 270 300 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 680-1,280 PossibleLampung 29 G. SEKINCAU 37.3 55.95 74.6 220 260 300 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 280-540 PossibleLampung 30 RAJABASA 20.1 30.15 40.2 200 250 280 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 120-250 PossibleLampung 31 WAI RATAI 18.8 28.2 37.6 220 250 290 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 135-260 PossibleJavaBar 32 KAMOJANG InstralledJavaBar 33 G. SALAK InstralledJavaBar 34 DARAJAT InstralledJavaBar 35 CISOLOK - CISUKARAME 50.4 75.6 100.8 180 250 280 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 240-580 PossibleJavaBar 36 G. PATUHA Ready to developJavaBar 37 G. WAYANG - WINDU InstralledJavaBar 38 G. KARAHA Ready to developJavaBar 39 G. TELAGABODAS Ready to developJavaBar 40 TANGKUBANPERAHU 3.4 5.1 6.8 180 230 270 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 10-30 PossibleBanten 41 BATUKUWUNGBanten 42 CITAMAN - G. KARANG 4 6 8 180 230 270 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 15-35 PossibleBanten 43 G. ENDUT

JavaTen 44 DIENG InstralledJavaTen 45 MANGUNANJavaTen 46 TELOMOYO 15.1 22.65 30.2 190 230 250 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 60-125JavaTen 47 UNGARAN 24.5 36.75 49 180 250 320 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 140-355 PossibleJavaTen 48 G. SLAMETJavaTim 49 G. ARJUNO - WELIRANGJavaTim 50 WILIS / NGEBEL 20.8 31.2 41.6 190 250 300 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 120-280 PossibleJavaTim 51 IJEN 21.2 31.8 42.4 180 230 270 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 80-200 Possible

Bali 52 BEDUGUL 51.1 76.65 102.2 250 285 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 460-820 ProvenNTB 53 HU'U DAHA 30.4 45.6 60.8 180 230 270 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 115-290 PossibleNTT 54 WAI SANO 9.1 13.65 18.2 200 250 270 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 50-105 PossibleNTT 55 ULUMBU 17 25.5 34 220 250 300 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 125-250 ProvenNTT 56 BENA - MATALOKO 3 4.5 6 190 230 300 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 15-35 ProvenNTT 57 SOKORIA - MUTUBUSA 16.4 24.6 32.8 180 250 320 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 90-235 PossibleNTT 58 OKA - LARANTUKA 23.9 35.85 47.8 180 230 270 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 90-230 PossibleNTT 59 ILI LABALEKENNTT 60 ATADEI 14.9 22.35 29.8 180 230 270 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 55-140 Possible

SulUta 61 LAHENDONG InstralledSulUta 62 KOTAMOBAGU 30 45 60 180 250 300 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 155-390 PossibleSulUta 63 TOMPASO 39.9 59.85 79.8 200 250 320 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 260-600 PossibleSulTen 64 BORA 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180SulTen 65 MERANA 63.3 94.95 126.6 180 230 270 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 240-600 PossibleSulSel 66 BITUANGSul SE 67 LAINEAMalUta 68 TONGA WAYANAMaluku 69 TULEHU 4.4 6.6 8.8 180 230 270 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 15-40 PossibleMalUta 70 JAILOLO 44.3 66.45 88.6 190 240 280 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 220-500 Hypothesis SumUta 71 SIPAHOLON-TARUTUNG 14.2 21.3 28.4 180 230 270 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 55-135 PossibleJavaTim 72 Iyang Agropuro

Golontaro 73 SUWAWA-GOLONTALO 33.9 50.85 67.8 180 230 270 2,400 2450 2600 5 10 20 0.8 0.9 0.95 11 12 13 2.5*Porosity 30 90 180 130-325 Possible

MUARALABUH

LEMPUR / KERINCI

SumBar 13

Jambi 15

Rock Porosity (%)Names of the 70 fields in thisSurveyNo Temperature(oC)Region Rock Density (kg/m3) Rock Specific heat (kJ/kg oC)Reservoir Volume ( x 10 9 m3) Remarks

Conversion Efficiency (%) AbandonmentTemperature (oC)

Range of ResourcePotential (MWe)Plant Life (year) Load Factor

(%)Recovey Factor

(%)

4-103

Table. 4.7.2-1 Reservoir Properties and Single Well Productivity

No. Class

Feed Zone ( m )

ProductionCasing ( m )

Reservoir Press.(kg/cm2 Abs)

ReservoitTemp. (℃）

Permeability-ThicknessProducts(kh:darcy-m)

WellheadPress.(ata)

SteamFlow Rate(t/h)

WaterFlow Rate(t/h)

P1-T1 1000 700 70 210 5 4 25 1532 P1-T2 1000 700 230 5 4 48 2133 P1-T3 1000 700 250 5 8 49 2264 P1-T4 1000 700 270 5 8 71 2405 P2-T1 1500 1000 100 210 4 4 14 866 P2-T2 1500 1000 230 4 4 37 1647 P2-T3 1500 1000 250 4 8 41 1868 P2-T4 1500 1000 270 4 8 65 2249 P2-T5 1500 1000 290 4 12 75 227

10 P2-T6 1500 1000 300 4 12 86 22511 P3-T1 2000 1500 150 210 3 4 16 9712 P3-T2 2000 1500 230 3 4 37 16613 P3-T3 2000 1500 250 3 8 42 19114 P3-T4 2000 1500 270 3 8 70 24015 P3-T5 2000 1500 290 3 12 86 26216 P3-T6 2000 1500 310 3 12 114 26617 P4-T1 2500 2000 200 210 2 4 15 9218 P4-T2 2500 2000 230 2 4 34 15319 P4-T3 2500 2000 250 2 8 39 17620 P4-T4 2500 2000 270 2 8 65 22221 P4-T5 2500 2000 290 2 12 80 24722 P4-T6 2500 2000 310 2 12 113 26723 P5-T1 3000 2500 250 210 1 4 22 13524 P5-T2 3000 2500 230 1 4 39 17225 P5-T3 3000 2500 250 1 8 42 19426 P5-T4 3000 2500 270 1 8 66 22627 P5-T5 3000 2500 290 1 12 80 24728 P5-T6 3000 2500 310 1 12 112 265

Total FlowRate(t/h)

Enthalpy(kcal/kg)

TurbineInlet Press.(ata)

TurbineInlet Steam(t/h)

reinjectionWater (t/h)

Power Outputby the PrimarySteam (kW)

Power Output(MW)

178 215 2 32 150 3000 3261 237 2 58 200 5500 6275 259 6 55 220 7300 7311 283 6 77 230 10100 10100 215 2 18 80 1700 2201 237 2 45 160 4200 4227 259 6 45 180 6000 6289 283 6 71 220 9400 9302 308 10 79 220 11800 12311 321 10 90 220 13400 13113 216 2 20 90 1900 2203 237 2 45 160 4300 4233 259 6 47 190 6200 6310 283 6 76 230 10100 10348 307 10 90 260 13500 14380 333 10 119 260 17800 18107 216 2 19 90 1800 2187 238 2 42 150 4000 4215 260 6 43 170 5700 6287 282 6 70 220 9300 9327 306 10 85 240 12600 13380 332 10 118 260 17700 18157 217 2 29 130 2700 3211 238 2 47 160 4500 5236 260 6 47 190 6300 6292 283 6 71 220 9500 10327 306 10 84 240 12600 13377 331 10 117 260 17400 17

4-104

Table. 4.7.2-2 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

4-105

Table 4.8.1-1 Criteria for Area Classification

Stage of Development

RE: Unexplored or regional reconnaissace only

S1:

Local surface exploration done - this may include geology and geochemistry, butstill lack of sub-surface information (underground structure and resistivitydistribution)

S2:

Detailed surface exploration done - this comprises activities of geology,geochemistry, geophysics (gravity, resistivity and/or other survices) and/ortemperature gradient drilling

F1:

Pre-feasibility studies done - it is confirmed or disproved that a commerciallyexploitable reservoir is likely to exist by deep drilling well(s) and/or somereasonable information.

F2:

Feasibility studies done (complete) - this comprises several well drilling and testingwith sufficient outcome to confirm commercially viable development of somespecific MW

OP: Power plant in operation

4-106

Table 4.8.2-1 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)

4-107

Table 4.8.2-2 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)

4-108

Table 4.8.2-3 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)

第５章電力セクター調査

5-1

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

５.１.１電力需給の現状

地熱開発マスタープラン作成の資料とするために電力需給状況を調査した。収集した情報から

2004 年の状況に基づき需給状態をまとめた。この電力需要（販売電力量）は 100,097GWh であり、

最大需要電力は 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. 5.1.1-1）。また、販売電力量の内訳は、家庭用 38,588GWh

（38.6%）、産業用 40,324GWh（40.3%）、商業用 15,258GWh（15.2%）、官公庁用 1,645GWh（1.6%）、

公共用 2,238GWh（2.2%）、外灯用 2,045GWh（2.0%）となっている（Fig. 5.1.1-.2）。

インドネシアの国家電力系統は、連携された電力系統と孤立した電力系統との二つに分類する

ことが可能である。Java-Madura-Bali 系統および Sumatra 系統は、既に十分に開発が進められ、高

圧・超高圧送電網により連系された電力系統を形成している。この２系統以外の電力系統は相対

的に開発が遅れており、各系統の連携は不十分である。これらの電力系統はサブ系統とそれぞれ

切り離されたより小さなサブ系統から構成されおり、独立・孤立した地域が依然として多く存在

する。発電設備の系統別分布をみると Java- Madura -Bali 系統に 15,908MW（72.7%）の設備が集中

し、ついで Sumatra 系統に 3,352MW（15.3%）の設備が存在し、両系統で全体の 88%を占めてい

る（Table 5.1.1-1）。

本節では、地熱開発マスタープラン作成に必要な地域・州ごとの電力事情を展望する。

（１）スマトラ島

（a）アチェ州

2004年の最大電力は 210MW、発電電力量は 748GWhであった。この負荷の 50%程度がKitlur

Sumbag Unit（スマトラ北部発電供給ユニット）により 150kV 送電網を通じて供給されており、

残りは同州全域に分散する孤立電源から供給されている。2004年の販売電力量は 708GWhで、

その内訳は家庭用が 472GWh(66.6%)、商業用 83GWh(11.7%)、産業用 49GWh(6.8%)、公共用

105GWh(14.7%)であった。同州の 2004 年の電化率は 56.4%に達したところである。

（b）北スマトラ州

2004 年の最大電力は 926MW、発電電力量は 4,870GWh であった。ほぼ全て(99.1%)の負荷

は 150kV 送電網を通じて Kitlur Sumbag Unit により供給され、残りを Nias, Tello, Sembilan の

各島に存在する孤立電源が供給している。2004 年の販売電量は 4,526GWh で、その内訳は家

庭用が 1,951GWh(43.1%)、商業用 578GWh(12.7%)、産業用 1,652GWh(36.4%〉、公共用


（c）西スマトラ州

2004 年の最大電力は 295MW、発電電力量は 1,676GWh であった。90%程度の負荷は 150kV

送電網を通じて Kitular Sumbag Sel（スマトラ南部発電供給ユニット）により供給され、残り

5-2

を同州全域に存在する孤立電源が供給している。2004 年の販売電力量は 1,467GWh で、その

内訳は家庭用が 631GWh(43.0%)、商業用 132GWh(8.9%〉、産業用 591GWh(40.2%〉、公共用


（d）リアウ州

2004 年の最大電力は 322MW、発電電力量は 1,654GWh であった。55%程度の負荷は 150kV

送電網を通じて Kitlur Sumbag Unit により供給され、残りを同州全域に存在する孤立電源が供

給している。2004 年の販売電力量は 1,428GWh で、その内訳は家庭用が 872GWh(61.1%)、商

業用 313GWh(21.9%)、産業用 139GWh(9.7%)、公共用 104GWh(7.3%〉であった。同州の 2004

年の電化率は 38.9%に達したところである。

（e）ジャンビ州

南スマトラ、ジャンビおよびベンクール州は 150kV 送電網を通じて良好に連系されており、

南部スマトラージャンビーベンクール (S2JB) 系統地域をなしていることから、ジャンビ州

の電力事情は、S2JB の全体的な電力事情として表現される。2004 年、S2JB 地域の最大電力

は 472MW、発電電力量は 118GWh、電化率は 39.8%であった。この負荷の 90%程度は 150kV

送電網を通じて Kitlur Suｍbag Unit により供給され、残りは S2JB 全域に存在する孤立電源が

供給している。2004 年の販売電力量は 471GWh で、その内訳は家庭用が 291GWh(61.8%)、商

業用 77GWh(16.3%)、産業用 70GWh(14.9%)、公共用 33GWh(7.0%)であった。

（f）南スマトラ州

南スマトラ、ジャンビおよびベンクール州は、150kV 送電網を通じて良好に連系されてお

り、南部スマトラージャンビーベンクール (S2JB)系統地域をなしている。2004 年の販売電力

量は 1,448GWh で、その内訳は家庭用が 766GWh(52.9%)、商業用 192GWh(13.3%)、産業用

381GWh(26.3%)、公共用 108GWh(7.5%)であった。

（g）ベンクール州

南スマトラ、ジャンビおよびベンクール州は、150kV 送電網を通じて良好に連携されてお

り、南部スマトラージャンビーベンクール (S2JB)系統地域をなしている。このため、ベンク

ール州の電力事情は S2JB の電力事情として表現されている。2004 年の販売電力量は 227GWh

で、その内訳は家庭用が 163GWh(71.8%)、商業用 30GWh(13.2%)、産業用 15GWh(6.5%)、公

共用 20GWh(8.5%)であった。

（h）ランプーン州

2004 年の最大電力は 306MW、発電電力量は 1,370GWh であった。 99%程度の負荷は 150kV

送電網を通じて Kitlur Suｍbag Sel により供給され、残りを同州全域に存在する孤立電源が供

給している。2004 年の販売電力量は 1,207GWh で、その内訳は家庭用が 719GWh(59.5%)、商

業用 161GWh(13.3%)、産業用 227GWh(18.8%〉、公共用 100GWh(8.2%)であった。同州の電化

率は 37.1%に達したところである。

（i）バンカービリトン諸島

2004 年の最大電力は 60MW、発電電力量は 273GWh であった。全て負荷は同州全域に存在

する孤立電源が供給している。2004 年の販売電力量は 234GWh で、その内訳は家庭用が

5-3

173GWh(73.9%)、商業用 25GWh(10.6%)、産業用 23GWh(9.7%〉、公共用 13GWh(5.6%)であっ

た。同州の電化率は 53.1%に達したところである。

（j）バタム島

2004 年の最大電力は 31.8MW、発電電力量は 838GWh であった。全ての負荷は PT. PLN

Batam の電源により供給され、一部地域は 150kV 送電網を通じて連係されている。一方、Muka

Kuning Industrial Park 地区の産業用電力需要に関しては、総発電容量が 166MW に達する自家

用発電設備を有する PT Batamindo により供給されている。2004 年の PT PLN Batam の販売電

力量は 662GWh で、その内訳は家庭用が 199GWh(30.0%)、商業用 317GWh(47.9%)、産業用

110GWh(16.6%)、公共用 35GWh(5.3%)であった。同地域の電化率は 67%に達したところであ

る。

（２）ジャワ島およびバリ島

Java、Madura および Bali 島は既に系統連系されており、本系統の電力需要は 92,634GWh の発

電電力量を有する全 JAMALI (Java, Madura, Bali の略称)の電源から供給されている。Java 島およ

び Bali 州における電力消費の詳細を以下に示す。

（a）バリ州

2004 年の最大電力は 389MW であった。うち 40%(200MW)は Java 島の電力系統から 150kV

送電線海底ケーブルを通じて供給され、残りは Pesanggarahan 発電ユニット(150MW)と

Giiimanuk ガスタービン発電所(100MW)により供給されている。2004 年の販売電力量は

1,896GWh で、その内訳は家庭用が 838GWh(44.2%)、商業用 879GWh(46.3%)、産業用

76GWh(4.0%)、公共用 102GWh(5.3%)であった。同州の 2004 年の電化率は 76.6%に達したと

ころである。

（b）東ジャワ州

2004 年の最大電力は 3,107MW であった。同州の電力需要は Java-Madura-Bali (JAMALI)

連系系統からの送電で賄われており、主要な供給者は超高圧送電線網(500kV)と高圧送電線網

(150kV、70kV)を通して送電している。他に中圧送電線網を通じた小規模な Wonorejo-PJB 水

力発電所および自家用発電所（ディーゼルやミニ水力が中心〉、賃借による発電所が存在する。

2004 年の販売電力量は 16,421GWh で、その内訳は家庭用が 5,887GWh(35.8%〉、商業用

1,717GWh(10.4%)、産業用 7,946GWh(48.3%)、公共用 872GWh(5.3%)であった。同州の 2004

年の電化率は 59.1%に達したところである。

（c）中部ジャワ州およびジョグジャカルタ特別州

2004 年の最大電力は 2,220MW であった。同州の主な供給は、Tambakbrok 汽力発電所、Mrica

水力発電所と 500kVおよび 150kVの JAMALI連系送電網を通じて送電される他の発電所によ

って賄われる。2004 年の販売電力量は 10,843GWh で、その内訳は家庭用が 5,384GWh(49.7%〉、

商業用 1,056GWh(9.7%)、産業胴 3,457GWh(31.9%)、公共用 946GWh(8.7%)であった。同州の

2004 年の電化率は 81.3%に達したところである

（d）西ジャワ州およびバンテン州

2004 年の最大電力は 4,682MW であった。同地域の電力需要は Java-Madura-Bali (JAMALI)

5-4


(150kV、70kV)を通して送電している。他に中圧送電線網を通じた小規模な電源や自家用発電

所、賃借による発電所が存在する。2004 年の販売電力量は 27,279GWh で、その内訳は家庭用

が 8,402GWh(29.7%) 、商業用 1,721GWh(6.3%) 、産業用 16,762GWh(61.4%) 、公共用


（e）ジャカルタ特別州およびタンゲラン

2004 年の最大電力は 3,912MW であった。同地域の電力需要は Java-Madura-Bali (JAMALI)


(150kV、70kV)を通して送電している。2004 年の販売電力量は 23,333GWh で,その内訳は家庭

用が 7,767GWh(33.3%)、商業用 6,436GWh(27.5%)、産業用 7,526GWh(32.3%)、公共用

1,571GWh(6.7%)であった。同州の 2004 年の電化率は 81.3%に達したところである。

（３）カリマンタン島

（a）東カリマンタン州

2004 年の最大電力は 245MW、発電電力量は 1,420GWh であった。負荷の 80%程度は 150kV

送電網を通じて Mahakam 電力系統から供給し、残りは同州に存在する孤立電源が供給してい

る。2004 年の販売電力量は 1,214GWh で、その内訳は家庭用が 658GWh(54.2%)、商業用

260GWh(21.4%)、産業用 184GWh(15.1%〉、公共用 112GWh(9.2%)であった。同州の 2004 年の

電化率は 49.6%に達したところである。

（b）中部カリマンタン州およぴ南カリマンタン州

中部 Kalimantan 州と南 Kalimantan 州は 150kV 送電線で連系されており、PT. PLN(Persero)

は同 2 州を南・中部 Kalimantan(Wilayah Kalselteng)地域というひとつのサービス地域としてま

とめているため、中部 Kalimantan 州の電力事情は Kalseiteng(南・中部 Kalimantan)地域の電力

事情を表現しており、2004 年の最大電力は 289MW、発電電力量は 1,552GWh、電化率は 52.9%

であった。負荷の 80%は 150kV 送電線を通じて Balrito-Banua Lima 電力系統が供給しており、

残りは孤立電源が供給している。2004 年の販売電力量は 1,251GWh で、その内訳は家庭用が

722GWh(57.7%)、商業用 165GWh(13.2%)、産業用 255GWh(20.3%〉、公共用 109GWh(8.7%)で

あった。

（c）西カリマンタン州

2004 年の最大電力は 196MW、発電電力量は 989GWh である.そのうち約 60%は 150kV 送電

線を通じて Kapuas 電力系統の電源が供給しており、残りは孤立電源が供給している。2004

年の販売電力量は 800GWhで、その内訳は家庭用が 479GWh(59.8%)、商業用 159GWh(19.8%)、

産業用 83GWh(10.3%)、公共用 79GWh(9.9%)であった。同州の 2004 年の電化率は 44.5%に達

したところである。

（４）スラウェシ島

（a）北スラウェシ州

北 Sulawesi 州、中部 Sulawesi 州と Gorontalo 州を PT.PLN は北・中部 Sulawesi、Gorontalo

5-5

（Wilayah Suluttenggo）地域として一つのサービス地域にまとめている。Suluttenggo 地域の

2004 年の最大電力は 242.0MW、発電電力量は 1,125GWh、電化率は 47.1%であった。負荷の

約 60%は 70kV、150kV 送電線を通じて Minahasa 電力系統により供給されており、残りを

Suluttenggo地域に存在している孤立電源が供給している。2004年の販売電力量は 553GWhで、

その内訳は家庭用が 326GWh(59.0%)、商業用 108GWh(19.5%)、産業用 63GWh(11.4%〉、公共

用 56GWh(10.1%)であった。

（b）中部スラウェシ州

2004 年の販売電力量は 293GWh で、その内訳は家庭用が 200GWh(68.3%)、商業用

41GWh(14.0%)、産業用 15GWh(5.1%)、公共用 36GWh(12.3%)であった。

（c）ゴロンタロ州

2004 年の販売電力量は 107GWh で、その内訳は家庭用が 68GWh(63.6%)、商業用

12GWh(11.2%)、産業用 11GWh(10.3%)、公共用 14GWh(13.1%)であった。

（d）南スラウェシ州および東南スラウェシ州

南 Sulawesi 州と東南 Sulawesi 州とは 150kV の送電線で連係されており、PT.PLN は同 2 州

を南・東南 Sulawesi（Wilayah Sulseltra）地域として一つのサービス地域にまとめている。2004

年の最大電力は 490MW、発電電力量は 2,485GWh、電化率は 53.8%であった。負荷の約 85%

は 150kV 送電線を通じて Makassar 電力系統により供給されており、残りを Sulseltra 地域に存

在している孤立電源が供給している。2004 年の販売電力量は 2,066GWh で、その内訳は家庭

用が 1,094GWh(52.7%)、商業用 267GWh(12.9%)、産業用 529GWh(25.5%)、公共用 183GWh(8.8%)

であった。

（５）ヌサテンガラ諸島

（a）西ヌサテンガラ州

2004 年の最大電力は 105MW、発電電力量は 423GWh であった。全負荷は孤立電源から供

給されている。2004 年の販売電力量は 400GWh で、その内訳は家庭用が 293GWh(73.3%)、商

業用 66GWh(16.4%)、産業用 8GWh(1.8%〉、公共用 34GWh(8.4%)であった。同州の電化率は

2004 年に 28.1%に達したところである。

（b）東ヌサテンガラ州

2004 年の最大電力は 62MW、発電電力量は 263GWh であった。全負荷は同地域の孤立電源

供給されている。2004 年の販売電力量は 227GWh で、その内訳は家庭用が 150GWh(66.1%)、

商業用 40GWh(17.5%)、産業用 3GWh(1.4%)、公共用 34GWh(14.8%)であった。同州の電化率

は 2004 年に 22.5%に達したところである。

（６）マルク島

Maluku 島は Maluku 州と北 Maluku 州に別れたが、PT PLN(Persero)のサービスはひとつの地域

である Maiuku 地域となっている。2004 年の最大電力は 78MW、発電電力量は 305GWh であっ

た。全ての負荷は同地域の孤立電源から供給されている。2004 年の販売電力量は 270GWh で、

その内訳は家庭用が 182GWh(67.3%)、商業用 44GWh(16.3%)、産業用 6GWh(2.2%)、公共用

5-6

38GWh(14.1%)であった。同州の電化率は 2004 年に 50.6%に達したところである。

（７）パプア

2004 年の最大電力は 90MW、発電電力量は 465GWh であった。全負荷は同地域の孤立電源か

ら供給されている。2004 年の販売電力量は 398GWh で、その内訳は家庭用が 250GWh(62.8%)、

商業用 94GWh(23.3%)、産業用 6GWh(1.5%)、公共用 48GWh(12%)であった。同州の電化率は 2004

年に 28.3%に達したところである。

５.１.２今後の電力需要見通し

地熱開発マスタープラン作成のためには、電力需要側から要請される地熱開発期待量を検討す

る必要がある。これは電力系統別に検討することが必要であり、この前提として今後の電力需要

を想定する必要がある。エネルギー鉱物資源省では国家電力総合計画（RUKN）を毎年策定して

いる。ここでは、2005 年の国家電力総合計画の電力需要想定をベースに検討を行う1。

（１）電力需要想定の前提

国家電力総合計画（2005 年）では、次の通り、今後の経済成長率を国全体で年平均 6.5%と想

定している（Table 5.1.2-1）。また、人口増加率は国全体で年 0.9%、Java-Bali 島で年 0.8%、Java-Bali

島以外で年 1.1%と想定している。また、今後の各地域別の電化率は Table 5.1.2-2 のとおり想定

している。

電力需要想定の前提 Annual GDP Growth Annual Population Growth All Indonesia Java- Bali Out of Java-Bali

6.5%

0.9% 0.8% 1.1%

（２）全国の電力需要想定

これらの前提を基に国家電力総合計画（2005 年）では、インドネシア全国の電力需要量は 2020

年には 322,000GWh（2004 年からの平均年増加率 7.3%）、2025 年には 450,000GWh（同 7.2%）

に達すると想定している。また、最大電力需要は 2020 年には 58,100MW（2004 年からの平均年

増加率 6.9%）、2025 年には 79,900MW（同 6.8%）に達すると想定している(Fig. 5.1.2-1)。このよ

うな需要の増加に対し、発電設備は全国で 2020 年で 73,200MW、2025 年には 99,400MW が必要

になるものと想定されている。「地熱開発 Road Map」は 2025 年を目標年とし、2012 年、2016

年および 2020 年を中間年としているので、これらの中間年の各需要想定も Table 5.1.2-3 に示す。

また、地域別の電力需要は次節の通り想定している。

1 2007 年 6 月時点での最新の国家電力総合計画(RUKN)は 2006 年版であるが、①2005 年版と 2006 年版ではそ

れほど大きな相違がないこと、②2006 年版には電源構成のデータが表示されていないこと、などから、2005 年

版を基に検討を行った。

5-7

（３）地域別の電力需要想定

（a）アチェ州

2005～2025 年の電力需要は年平均 5.2%増加すると仮定し、電化率は 2020 年に 100%に達す

ると想定される。これより 2025 年の電力需要は 1,800GWh に達すると想定されている。

（b）北スマトラ州

2005～2025 年の人口増加は年平均 0.89%と仮定し、同時期の経済成長は年 8.5%と想定して

いる。また、電化率は 2020 年に 100%に達することが期待されている。2005～2025 年の電力

需要は年平均 7%増加すると予測され、2025 年の電力需要は 18,000GWh に達すると想定され

ている。

（c）西スマトラ州


いる。電化率は 2020 年に 100%に達することが期待されている。2005～2025 年の電力需要は

年平均 6%増加すると予測され、2025 年の電力需要は 5,500GWh に達すると想定されている。

（d）リアウ州


いる。電化率は 2020 年に 100%に達することが期待されている。2005～2025 年の電力需要は

年平均 13%増加すると予測され、2025 年の電力需要は 13,000GWh に達すると想定されてい

る。

（e） S2JB の電力(南 Sumatra、Jambi、Bengkulu)

S2JB の 2005-2025 年における経済成長を 8%、人口増加を 0.89%と仮定している。電力需要

は年平均 7%で増加し、2025 年の電力需要は 9,500GWh に達すると見られている。

（f）ランプーン州

2005 年～2025 年の経済成長は 5%、人口増加は年平均 0.89%と想定されている。同時期の

電力需要は年平均 7%で増加すると予測され、2025 年の電化率は 100%に達すると想定されて

いる。

（g）スマトラ系統

近いうちに Sumatra 系統は統合されることから、最大電力に対する必要予備率（リザーブ

マージン）を 2005～2010 年では 40%、2011～2015 年では 35%、2016-2025 年では 20-30%と

想定している。前記の各州の電力需要想定を前提にして、2025 年には同系統で 12,700MW の

発電設備が必要と想定されている。

（h）バンカービリトン諸島

今後の経済成長率は年平均 7.5%と想定し、2005～2025 年の電力需要は年平均 6.4%で増加

するものと予測されている。2025 年には最大電力は 143MW に達すると見られている。

（i）バタム島

2005～2025 年の電力需要は年平均 9.5%増加すると想定されている。2025 年の最大電力は

5-8

770MW に達すると想定されている。必要予備率を 2005～2010 年 40%、2011～2025 年は 30%

と仮定した場合、2025 年までに 1,000MW の発電設備が必要とされている。

（j） Java-Madura-Bali 系統

2005～2025 年の人口増加率を年 0.9%、地域の経済成長率を年 6.2%とし、2025 年の電化率

は 93%に達すると想定している。2005-2025 年の電力需要増加は年平均 7.2%でその内訳は家

庭用 4%、商業用 10%、公共用 2.5%、産業用が 8%となり、2025 年末には Java-Madura-Bali

の電力消費は 348,000GWh に達すると想定されている。本系統では、Java、Madura、Bali 島

の全州に 500kV 送電系統により供給している。また、Java 島から Bali 州への連系は、150kV

の海底ケーブルで接続されており、Madura についても同様に送電されている。2025 年までの

負荷(最大電力)の増加率は、年平均 7.2%と想定されている。同系統の負荷率を 74%、2025 年

の総損失を 13%と仮定すると、2025 年までの最大電力は 59,100MW に達すると想定されてい

る。この電力需要を満たすために、系統の必要予備率を 2005 年から 2015 年までは 30～35%、

2016 年～2025 年には 15～25%と仮定すると、2025 年には 72,700MW の発電設備が必要とさ

れる。なお、Java 島および Sumatra 島の系統信頼性を向上させるために両系統を海底ケーブ

ル(2,100MW)で連系する計画が検討されている。

（k）西カリマンタン州

2025 年までの人口増加率は年平均 0.89%、経済成長は 7.4%と見られている。電化率は 2025

年までに 99%に達すると想定されている。電力需要増加は年 4.3%、最大電力は 2025 年に

402MW に達すると想定されている。必要予備率を 2025 年まで 40～45%とすると 2025 年には

603MW の電源が必要とされる。

（l）東カリマンタン州

今後の人口増加は年平均 0.89%、経済成長は 7.6%と想定されている。これにより 2005～2025

年の電力需要増加は年平均 10%と想定されている。2025 年の最大電力は 1,928MW に達する

と想定されている。必要予備率を 30～40%とすると 2025 年には 2,700MW の電源が必要であ

る。

（m）カリマンタン中南部系統（中部 Kalimantan 州および南 Kalimantan 州）

2025 年までに同系統は急速に発展するものと見られている。需要増加は年 7%、2025 年の

最大電力は 2,045MW に達すると想定されている。必要予備率を 25～45%とした場合、2025

年の電力需要を満たすためには系統の総容量が 2,7 60MW に達することが期待されている。

（n）スラウェシ北中部系統（北 Sulawesi 州、中部 Sulawesi 州および Gorontalo 州）

3 州の電力が統合された場合、電力需要増加は年 9%、最大電力は 2015 年に 787MW、2025

年に 1,336MW に達すると見られている。必要予備率を 23～40%とした場合、2025 年に必要

な発電設備は 1,938MW に達していることが期待される。

（o）スラウェシ南東部系統（南 Sulawesi 州、東南 Suiawesi 州）

2 州の電力需要増加は年平均 6.7%、最大電力は 2025 年には 2,031MW に達すると見られて

いる。必要予備率を 20～45%と仮定すると 2025 年には発電設備容量は 2,743MW に達するこ

とが期待されている。

5-9

（p）西ヌサテンガラ州

2025 年までの人口増加は年平均 0.8%、地域経済成長率は年 7%と想定されている。2025 年

までに最大電力は 568MW に達すると想定される。同地域の電力需要は 2025 年には必要予備

率を 20～45%とすると 795MW が必要となると見られている。

（q）東ヌサテンガラ州

最大電力は段階的に増加し、2025 年に 313MW になると想定されている。2025 年に必要な

電力設備量は、必要予備率を 20～50%とすると 439MW に達すると想定されている。

（r）マルク州および北マルク州

2 州の電力需要は年平均 6%の増加があると想定されており、最大電力は 2025 年には

184MW に達するとみられている。必要予備率を 30～40%と仮定すると 2025 年には発電設備

容量は 257MW に達することが期待されている。

（s）パプア

電力需要は年平均 8%の増加があると想定されており、最大電力は 2025 年には 376MW に

達するとみられている。必要予備率を 25～55%と仮定すると 2025 年には発電設備容量は

582MW に達することが期待されている。

以上の各系統のうち、地熱資源量の豊富な地域の系統係る電力需要見通しを Table 5.1.2-4 に示

す。

（４）地熱開発量の制約

地熱発電は地下からの蒸気の噴気を利用して行う発電である。従って、火力発電のように蒸

気量を人為的に制御することは困難である。このため、地熱発電は一般に出力変動を行わない

ベースロード供給力として用いられている。このような制約から系統の最低需要電力以上の供

給力を開発することは適切ではない。インドネシアの電力需要特性によると、最低需要電力は

ピーク需要電力の概ね 40%程度で推移している。このため、この傾向が今後とも継続するもの

と考え、各系統において前述のピーク需要の 40%を地熱開発量の制約値と考えた（Table 5.1.2-4）。

５.２地熱発電所建設時に必要な送変電設備

５.２.１各系統送電線網の現状と建設計画

インドネシアは島ごとに電力系統整備の状況が大きく異なっている。送電に適用されている電

圧は 500kV、275kV（設計：現状 150kV 運用）、150kV、70kV で、配電には 20kV が使われている。

ジャワ島は人口が集中しており、最も電力系統が発達している。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では都市を中心とする系統が分断された形で点在して

いる。これらの系統でも電力供給範囲は少しずつ広がっている。

73 地熱開発有望地域は、インドネシアのカリマンタン島、パプアを除く各地に点在しているが、

その大半はスマトラ島、ジャワ島に集中している。開発候補地点が存在する地域の電力系統を、

連系系統と孤立系統に分類できる。連系系統はスマトラ系統、ジャワ－バリ系統、スラウェシ島

（北東部ミナハサ系統、南西部系統）であり、それ以外のヌサテンガラ諸島、マルク諸島などの

離島では主に 20kV 配電線を使用した孤立系統である。連系系統では各島使用電圧の違いがあり、

5-10

送電線建設計画はそれぞれに特徴がある。電力系統計画については、エネルギー鉱物資源省の国

家電力総合計画（RUKN）に基づき、PT PLN で毎年策定される電力供給事業計画（RUPTL：

2006-2015 年）を参考にした。（Table 5.2.1-1、Table 5.2.1-2）

（１）スマトラ系統

スマトラ島は電力系統が整備されており、送電線は 275kV（設計：150kV 運用）、150kV であ

り、一部 70kV もある。スマトラ島は電力需要増加に伴って、北部での供給力不足に問題があ

り、150kV で南北連系されたが（Fig. 5.2.1-1）、まだ送電容量が小さく、275kV 基幹送電線での

島内南北連系が大きな課題になっている。

（２）ジャワ－バリ系統

ジャワ－バリ系統はインドネシアで最も電力系統が整備されており、送電電圧には 500kV、

150kV、70kV が使用されている。スマトラ系統の 275kV はない。2006 年にジャワ島の東西を結

ぶ 500kV 南回り送電線が北回りに加えて開通したため、ジャワ－バリ系統の系統安定度が大い

に高まった。（Fig. 5.2.1-2）

（３）スラウェシ島

スラウェシ島は電力系統がまだ十分整備されておらず、北東部ミナハサ系統とマカッサルを

中心とする南西部系統のみが電力系統を構成している。送電電圧には 150kV、70kV が使用され

ている。（Fig. 5.2.1-3）

（４）その他離島

（a）ヌサテンガラ諸島

主にディーゼル発電が使われ、20kV 配電線で一部の地域へ電力供給が行われている。

（b）マルク諸島

主にディーゼル発電が使われ、20kV 配電線で一部の地域へ電力供給が行われている。

５.２.２地熱発電所建設時に必要な送変電設備

73 地熱開発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）に直接つないで送ることができる。電力系統が確立しているスマトラ系統、ジャワ－バリ

系統、スラウェシ島（北東部ミナハサ系統、南西部系統）では送電線へ接続され、これ以外の小

さな離島では地熱発電容量が小さいために、配電線への接続となる。電力系統接続については、

各地熱発電の発電容量、送電線建設費用および建設後における系統運用面の利便性などを考慮し

て、個別に各電力系統への接続地点や接続方法を検討した。その各系統の特徴は以下のとおりで、

73 地熱有望地点の個別接続方法を一覧表にまとめた（Table 5.2.2-1）。さらに詳細な情報は送電線

データベースに掲載した。

（１）スマトラ系統

スマトラ島は電力系統の整備が進んでおり、32 箇所の地熱候補地点からの電力輸送はスマト

ラ島北端のアチェ州のサバン島２箇所を除き 150kV 送電線で最寄変電所（発電所）への引込ま

たは直接既設送電線へのπ接続で対応する。ただし、北スマトラの４候補地点は将来的に使用

5-11

が予定されている 275kV 電力系統へ接続される。（Fig. 5.2.2-1～8）

（２）ジャワ－バリ系統

ジャワ－バリ系統の送電電圧は 500kV、150kV、70kV だが、22 箇所地熱発電候補地点から

150kV 送電線（１箇所のみ 70kV）で最寄変電所（発電所）への引込または直接既設送電線への

π接続を行う。（Fig. 5.2.2-9～13）

（３）スラウェシ島

スラウェシ島の送電電圧は 150kV、70kV が使用されており、８箇所の地熱発電候補地点から

スラウェシ島北東部ミナハサ電力系統または南西部系統へは 150kV または 70kV 送電線で最寄

変電所（発電所）への引込を行う。（Fig. 5.2.2-14～15）

（４）その他離島

（a）サテンガラ諸島

8 箇所の地熱発電候補地点は周辺電力需要が比較的小さいため、基本的に 20kV 既設配電線

への接続を行いベース電源として利用される。ただし、ヌサテンガラ諸島では 2008 年以降に

150kV および 70kV 送電線の一部導入も計画されている。

（b）マルク諸島

8箇所の地熱発電候補地点は周辺の電力需要が比較的小さいため 20kV既設配電線への接続

を行い、基本的にベース電源として利用されることになる。

5-12

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

Energy Demand by Type of Customers (2004)

Social, 2,238 GWh

Gov. Office, 1,645 GWh

Street Light, 2,045 GWh

Business, 15,258 GWh

Industrial, 40,324 GWh

Residentia ,38,588 GWh

100,097 GWh

（Source）PLN Statistics (2004)

Fig. 5.1.1-1 Installed Power Plant Capacity (2004)

Fig. 5.1.1-2 Energy Demand by Type of Customers (2004)

5-13

(MW)

Region Hydro Steam Gas Turbine CombinedCycle Geothermal Diesel Gas Oil

Sumetra 566 745 377 818 2 844 0 3,352 15.3%Jawa-Bali 2,409 6,000 927 5,683 785 103 0 15,908 72.7%Sulawesi & Golontaro 61 0 0 0 20 263 0 344 1.6%S Sulawesi 129 25 123 0 0 187 0 464 2.1%NTB 0 0 0 0 0 147 0 148 0.7%NTT 0 0 0 0 0 128 0 128 0.6%Maruku 0 0 0 0 0 170 0 170 0.8% sub total 3,166 6,770 1,427 6,501 807 1,841 0 20,512 93.7%Banka 0 0 0 0 0 85 0 85 0.4%Batam 0 0 0 0 0 157 12 169 0.8%W Kalimantan 0 0 34 0 0 206 0 240 1.1%E Kalimantan 0 0 0 60 0 276 0 336 1.5%S Kalimantan 30 130 21 0 0 215 0 396 1.8%Papua 3 0 0 0 0 141 0 144 0.7% sub Total 33 130 55 60 0 1,080 12 1,370 6.3%TOTAL 3,199 6,900 1,482 6,561 807 2,921 12 21,882 100.0%

14.6% 31.5% 6.8% 30.0% 3.7% 13.4% 0.1% 100.0%(Source: PLN Statistics 2004, Pertamina Materials)

Total

No. Area 2010 2015 2020 20251 NAD 76 85 100 1002 North Sumatra 84 96 100 1003 West Sumatra 81 95 100 1004 Riau 52 60 75 1005 South Sumatra, Jambi, Bengkulu 56 70 80 956 Lampung 60 80 91 1007 Bangka Belitung 78 90 100 1008 Batam 100 100 100 1009 Jawa-Madura-Bali 71 85 100 10010 East Kalimantan 75 94 100 10011 South & Central Kalimantan 66 79 96 10012 West Kalimantan 65 81 93 9913 North & Central Sulawesi, Gorontalo 57 68 88 9514 South & South East Sulawesi 57 61 80 9615 West Nusa Tenggara 36 45 70 8516 East Nusa Tenggara 32 42 69 8417 Maluku & North Maluku 73 91 100 10018 Papua 37 48 75 90 All Indonesia Total 69 76 90 93

Table 5.1.1-1 Installed Power Plant Capacity (2004)

Table 5.1.2-1 Premise of Electric Power Demand Projection

Table 5.1.2-2 Assumption of Electrification

(Source) RUKN (2005)

Annual GDP Growth Annual Population Growth All Indonesia Java- Bali Out of Java-Bali

6.5%

0.9% 0.8% 1.1%

5-14

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

Year Unit 2004（Actual) 2012 2016 2020 2025

Energy Demand GWh 100,097 164,609 243,460 322,278 450,101　　Average Annual Growth (from 2004）－ 5.9% 7.4% 7.3% 7.2%Energy Production GWh 120,161 202,510 274,724 364,385 510,142Peak Power Demand MW 18,896 32,991 44,143 58,118 79,920　　Average Annual Growth (from 2004）－ 6.5% 6.8% 6.9% 6.8%Required Installed Capacity MW 21,470 43,282 55,539 73,233 99,438

(Source) RUKN (2005) Fig. 5.1.2-1 Projection of Electric Power Demand (All Indonesia)

Table 5.1.2-3 Projection of Electric Power Demand (All Indonesia)

(Source) RUKN (2005)

5-15

Sumatra System Demand & Supply Balance TableＩｔｅｍ Unit 2004(Act.) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Energy Demand GWh 12,436 12,222 13,197 14,260 15,421 16,692 18,088 19,474 20,997 22,667 24,502 26,521 28,827 31,045 33,306 35,718 38,333 41,070 43,989 47,099 50415 53,950

Growth － - 8.0% 8.0% 8.1% 8.1% 8.2% 8.1% 8.0% 8.0% 8.0% 8.1% 8.1% 8.1% 8.0% 8.0% 7.9% 7.9% 7.8% 7.8% 7.7% 7.7%Energy Generation GWｈ 10,436 13,713 14,807 16,000 17,303 18,728 20,294 21,849 23,559 25,432 27,492 29,756 32,056 34,522 37,036 39,718 42,627 45,464 48,695 52,138 55,809 59,722Peak Power Demand ＭＷ 2,531 2,485 2,683 2,899 3,086 3,340 3,564 3,837 4,137 4,399 4,755 5,147 5,545 5,971 6,406 6,870 7,263 7,746 8,297 8,883 9,509 10,176 Growth － - 8.0% 8.0% 7.5% 7.7% 7.5% 7.5% 7.6% 7.4% 7.5% 7.6% 7.6% 7.6% 7.6% 7.5% 7.4% 7.4% 7.3% 7.3% 7.3% 7.3%Minimum Demand (*) ＭＷ - 994 1,073 1,160 1,234 1,336 1,426 3,635 3,755 3,860 4,002 4,159 4,318 4,488 4,662 4,848 5,005 5,198 5,419 5,653 5,904 6,170(*) Minimum demand is assumed as 40% of peak power demand.(*) Transmission line between Sumatra and Java is considered after 2011.

Java-Madura-Bali System Demand & Supply Balance TableＩｔｅｍ Unit 2004(Act.) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Energy Demand GWh 79,772 81,150 87,095 93,779 101,166 109,269 118,418 128,131 138,576 149,861 162,085 175,350 189,013 203,243 218,143 233,814 250,114 267,400 285,756 305,275 326065 348,239

Growth － - 7.3% 7.5% 7.6% 7.7% 7.9% 7.9% 7.9% 8.0% 8.0% 8.0% 8.0% 8.0% 7.9% 7.9% 7.8% 7.7% 7.7% 7.6% 7.6% 7.6%Energy Generation GWｈ 92,634 93,665 100,196 107,274 115,680 124,861 135,264 146,262 158,125 170,889 183,208 198,201 213,585 229,665 246,501 264,210 282,628 302,162 322,904 344,961 368,453 393,511Peak Power Demand ＭＷ 14,310 14,851 15,886 17,008 18,090 19,525 21,152 22,563 24,393 26,362 28,262 30,575 32,509 34,957 37,519 40,215 43,018 45,386 48,502 51,815 55,343 59,107 Growth － - 7.0% 7.0% 6.8% 7.1% 7.3% 7.2% 7.3% 7.4% 7.4% 7.5% 7.4% 7.4% 7.4% 7.4% 7.3% 7.2% 7.2% 7.2% 7.2% 7.2%Minimum Demand (*) ＭＷ - 5,940 6,354 6,803 7,236 7,810 8,461 6,925 7,657 8,445 9,205 10,130 10,904 11,883 12,908 13,986 15,107 16,054 17,301 18,626 20,037 21,543(*) Minimum demand is assumed as 40% of peak power demand.(*) Transmission line between Sumatra and Java is considered after 2011.

North / Central Sulawesi & Gorontalo Demand & Supply Balance TableＩｔｅｍ Unit 2004(Act.) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Energy Demand GWh 952 914 968 1,035 1,114 1,206 1,313 1,429 1,562 1,711 1,880 2,069 2,271 2,495 2,742 3,017 3,314 3,646 4,015 4,426 4883 5,393

Growth － - 5.9% 6.4% 6.8% 7.2% 7.5% 7.7% 8.0% 8.2% 8.3% 8.5% 8.6% 8.7% 8.8% 8.9% 9.0% 9.0% 9.1% 9.2% 9.2% 9.3%Energy Generation GWｈ 1,125 1,007 1,064 1,132 1,219 1,319 1,436 1,564 1,708 1,872 2,056 2,264 2,507 2,779 3,083 3,421 3,791 4,207 4,673 5,196 5,782 6,439Peak Power Demand ＭＷ 242 225 238 253 268 290 315 337 368 403 435 470 520 577 640 710 787 873 970 1,078 1,200 1,336 Growth － - 5.8% 6.0% 6.0% 6.6% 7.0% 7.0% 7.3% 7.6% 7.6% 7.6% 7.9% 8.2% 8.4% 8.6% 8.7% 8.8% 9.0% 9.1% 9.2% 9.3%Minimum Demand (*) ＭＷ - 90 95 101 107 116 126 135 147 161 174 188 208 231 256 284 315 349 388 431 480 534(*) Minimum demand is assumed as 40% of peak power demand.

South & South East Sulawesi SysDemand & Supply Balance TableＩｔｅｍ Unit 2004(Act.) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Energy Demand GWh 2,066 2,346 2,544 2,758 2,987 3,233 3,505 3,756 4,023 4,308 4,611 4,934 5,323 5,628 5,950 6,289 6,610 6,966 7,341 7,738 8158 8,603

Growth － - 8.4% 8.4% 8.4% 8.3% 8.4% 8.2% 8.0% 7.9% 7.8% 7.7% 7.7% 7.6% 7.4% 7.3% 7.1% 7.0% 6.9% 6.9% 6.8% 6.7%Energy Generation GWｈ 2,485 2,735 2,829 3,176 3,400 3,683 3,993 4,279 4,583 4,911 5,252 5,621 6,177 6,524 6,956 7,415 7,860 8,353 8,877 9,434 10,027 10,660Peak Power Demand ＭＷ 490 549 585 630 672 724 780 832 887 945 1,006 1,071 1,166 1,243 1,326 1,413 1,498 1,592 1,692 1,798 1,911 2,031 Growth － - 6.6% 7.1% 7.0% 7.2% 7.3% 7.2% 7.1% 7.0% 7.0% 6.9% 7.1% 7.0% 7.0% 7.0% 6.9% 6.9% 6.8% 6.8% 6.8% 6.8%Minimum Demand (*) ＭＷ - 220 234 252 269 290 312 333 355 378 402 428 466 497 530 565 599 637 677 719 764 812(*) Minimum demand is assumed as 40% of peak power demand.

NTB System Demand & Supply Balance TableＩｔｅｍ Unit 2004(Act.) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Energy Demand GWh 400 438 482 533 590 652 721 791 868 953 1,036 1,126 1,215 1,312 1,416 1,529 1,639 1,753 1,876 2,008 2149 2,300

Growth － - 10.0% 10.3% 10.4% 10.5% 10.5% 10.4% 10.3% 10.2% 10.0% 9.9% 9.7% 9.6% 9.4% 9.3% 9.2% 9.1% 8.9% 8.8% 8.7% 8.6%Energy Generation GWｈ 423 486 535 591 654 724 800 878 964 1,058 1,150 1,250 1,361 1,482 1,615 1,758 1,901 2,051 2,214 2,389 2,579 2,783Peak Power Demand ＭＷ 105 121 132 146 162 179 198 218 239 262 285 310 331 353 376 402 426 451 477 505 535 568 Growth － - 9.1% 9.8% 10.2% 10.3% 10.4% 10.3% 10.2% 10.1% 10.0% 9.9% 9.6% 9.3% 9.1% 9.0% 8.8% 8.6% 8.4% 8.3% 8.1% 8.0%Minimum Demand (*) ＭＷ - 48 53 58 65 72 79 87 96 105 114 124 132 141 150 161 170 180 191 202 214 227(*) Minimum demand is assumed as 40% of peak power demand.

NTT System Ｉｔｅｍ Unit 2004(Act.) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Energy Demand GWh 227 255 280 309 340 375 414 453 496 543 589 640 678 718 762 808 859 934 1,016 1,107 1207 1,316

Growth － - 9.8% 10.1% 10.1% 10.1% 10.2% 10.1% 10.0% 9.9% 9.7% 9.6% 9.3% 9.0% 8.8% 8.6% 8.4% 8.5% 8.5% 8.5% 8.5% 8.6%Energy Generation GWｈ 263 283 311 343 378 417 460 503 550 602 654 710 759 811 868 929 996 1,092 1,199 1,317 1,448 1,592Peak Power Demand ＭＷ 62 67 74 82 90 99 109 120 131 143 155 169 177 185 194 204 214 231 249 269 290 313 Growth － - 9.6% 10.0% 10.0% 10.1% 10.2% 10.0% 9.9% 9.9% 9.7% 9.6% 9.2% 8.8% 8.5% 8.2% 8.0% 8.0% 8.0% 8.0% 8.0% 8.0%Minimum Demand (*) ＭＷ - 27 30 33 36 40 44 48 52 57 62 68 71 74 78 82 86 92 100 107 116 125(*) Minimum demand is assumed as 40% of peak power demand.

Maluku & N. Muluku System Ｉｔｅｍ Unit 2004(Act.) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Energy Demand GWh 270 238 252 267 283 300 318 335 353 372 392 413 441 470 502 536 571 610 652 697 745 796

Growth － - 5.9% 5.9% 5.9% 6.0% 6.0% 5.9% 5.8% 5.7% 5.7% 5.7% 5.8% 5.8% 5.9% 6.0% 6.0% 6.1% 6.1% 6.2% 6.2% 6.2%Energy Generation GWｈ 305 270 285 302 319 337 357 375 394 414 435 457 488 520 555 593 633 676 722 771 824 881Peak Power Demand ＭＷ 78 57 60 64 67 71 76 79 83 87 91 95 102 109 116 124 132 141 151 161 172 184 Growth － - 5.3% 6.0% 5.5% 5.6% 5.9% 5.6% 5.5% 5.4% 5.3% 5.2% 5.4% 5.6% 5.6% 5.7% 5.8% 5.8% 5.9% 5.9% 6.0% 6.0%Minimum Demand (*) ＭＷ - 23 24 26 27 28 30 32 33 35 36 38 41 44 46 50 53 56 60 64 69 74(*) Minimum demand is assumed as 40% of peak power demand.

Table 5.1.2-4 Electric Power Demand Outlook by Region (Regions affluent with geothermal resources)

5-16

Fig. 5.2.1-1 Power System in Sumatra

Table 5.2.1-2 Transmission Line Expansion Plan (Year 2006-2014)

送電線(kms) 変電設備(MVA)ジャワ－バリ

500kV 3,578 16,000150kV 11,386 28,18970kV 3,764 2,917

スマトラ275kV150kV 4,361 7,43170kV 310 334

スラウェシ150kV 1,044 85670kV 420 470

カリマンタン150kV 1,120 79070kV 123 82

合計 26,106 57,069注）ジャワ－バリ以外は2004年データ

年 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 合計ジャワ－バリ

500kV 861 178 280 250 110 920 356 2,955150kV 2,020 1,280 207 99 222 355 438 210 316 5,14770kV 702 58 218 64 26 22 172 1,262

スマトラ275kV 1,502 482 20 2,004150kV 399 1,549 1,019 1,367 1,127 233 841 45 6,580

スラウェシ150kV 778 92 704 320 270 1,186 3,35070kV 106 76 77 98 40 397

カリマンタン275kV 396 396150kV 479 952 16 348 130 172 2,09770kV 40 40

東インドネシア150kV 60 42 60 16270kV 50 50

合計 5,385 3,233 3,635 2,270 3,741 2,864 2,315 277 508 24,228

5-17

Fig. 5.2.1-1 Power System in Sumatra

Fig. 5.2.1-2 Java-Bali Power System

5-18

Table 5.2.2-1 Prospective Connection between Geothermal Power Sites and Existing/Planned Power Grid

T/L Distance

kV km S/S S/SAceh 1 IBOIH - JABOI 20 5 D/L Distribution LineAceh 2 LHO PRIA LAOT 20 3 D/L Distribution LineAceh 3 SEULAWAH AGAM 150 4 2P Sigli Banda AcehAceh 4 G. GEUREUDONG 150 11 TakengonAceh 5 G. KEMBAR 150 59 Kuta Cane

SumUta 6 G. SINABUNG 150 38 2P Pematang Siantar Tebing TinggiSumUta 7 LAU DEBUK-DEBUK / SIBAYAK 150 6 BrastagiSumUta 8 SARULA 275 16 Sarulla planned S/SSumUta 9 SIBUAL BUALI =SARULA 275 26 Padang SidempuanSumUta 10 S. MERAPI - SAMPURAGA 275 23 2P Payakumbuh Padang SidempuanSumUta 11 PUSUK BUKIT - DANAU TOBA 150 18 2P Tarutung TeleSumUta 12 SIMBOLON - SAMOSIR 150 3 SimangkokSumBar 13 MUARALABUH 150 7 Kambang planned S/SSumBar 14 G. TALANG 150 7 IndarungJambi 15 LEMPUR / KERINCI 150 32 Sungal Penuh planned S/SJambi 16 SUNGAI TENANG 150 83 BangkoJambi 17 SUNGAI PENUH 150 5 Sungai Penuh planned S/SJambi 18 SUNGAI BETUNG 150 32 Sungai Penuh planned S/SJambi 19 AIR DIKIT 150 35 #15Lempur/KerinciJambi 20 G. KACA 150 29 Sungai Penuh planned S/S

Bengkulu 21 B. GEDUNG HULU LAIS 150 69 Lubuk LinggauBengkulu 22 TAMBANG SAWAH 150 19 #21B. G. Hulu LaisBengkulu 23 BUKIT DAUN 150 14 1P #21 B.G. Hulu Lais Lubuk LinggauSumSel 24 MARGA BAYUR 150 29 #26R. Dadap-SegamitSumSel 25 LUMUT BALAI 150 50 LahatSumSel 26 RANTAU DADAP - SEGAMIT 150 25 #25 Lumut Balai

Lampung 27 ULUBELU 150 19 1P Batutegi Pagelaran planned T/LLampung 28 SUOH ANTATAI 150 18 #29 SekincauLampung 29 G. SEKINCAU 150 19 BesaiLampung 30 RAJABASA 150 8 KaliandaLampung 31 WAI RATAI 150 16 1P Gedong Taan Teluk Betung planned T/LJavaBar 32 KAMOJANG 150 10 Kamojang Existing P/SJavaBar 33 G. SALAK 150 1 G. Salak Existing P/SJavaBar 34 DARAJAT 150 3 Darajat Existing P/SJavaBar 35 CISOLOK - CISUKARAME 150 4 1P Pelabuhan Ratu Saketi planned T/LJavaBar 36 G. PATUHA 150 19 G.Patuha planned T/LJavaBar 37 G. WAYANG - WINDU 150 15 2P Bandung Selatan Kamojang planned T/LJavaBar 38 G. KARAHA 150 8 MalangbongJavaBar 39 G. TELAGABODAS 150 10 #38 G. Karaha

Names of the 73 fields in thisSurveyNoRegion Connected S/S or

T/L (P connection)Transmission line between

Remarks on T/L

JavaBar 40 TANGKUBANPERAHU 150 16 2P Bandung Utara Ujung BerungBanten 41 BATUKUWUNG 70 6 SerangBanten 42 CITAMAN - G. KARANG 150 8 1P Menes Rangkas Bitung planned new 150kV R. BitungS/S

Banten 43 G. ENDUT 150 13 2P Pelabuhan Ratu Saketi planned T/LJavaTen 44 DIENG 150 4 Dieng Existing P/SJavaTen 45 MANGUNAN 150 19 Dieng Existing P/SJavaTen 46 TELOMOYO 150 19 1P Sangrahan BawenJavaTen 47 UNGARAN 150 2 1P Ungaran BawenJavaTen 48 G. SLAMET 150 20 BamiayuJavaTim 49 G. ARJUNO - WELIRANG 150 3 LawangJavaTim 50 WILIS / NGEBEL 150 5 1P Kadiri Baru Manis RajoJavaTim 51 IJEN 150 5 1P Situ Bondo Banyuwangi

Bali 52 BEDUGUL 150 6 Batu RitiNTB 53 HU'U DAHA 20 15 D/L Distribution LineNTT 54 WAI SANO 20 17 D/L Distribution LineNTT 55 ULUMBU 20 14 D/L Distribution LineNTT 56 BENA - MATALOKO 20 8 D/L Distribution LineNTT 57 SOKORIA - MUTUBUSA 20 20 D/L Distribution LineNTT 58 OKA - LARANTUKA 20 10 D/L Distribution LineNTT 59 ILI LABALEKEN 20 15 D/L Distribution LineNTT 60 ATADEI 20 12 D/L Distribution Line

SulUta 61 LAHENDONG 150 4 LahendongSulUta 62 KOTAMOBAGU 150 2 KotamobuguSulUta 63 TOMPASO 150 17 KawangkoanSulTen 64 BORA 70 16 PaluSulTen 65 MERANA 70 94 PaluSulSel 66 BITUANG 150 4 MakaleSul SE 67 LAINEA 150 53 KendariMalUta 68 TONGA WAYANA 20 37 D/L Distribution LineMaluku 69 TULEHU 20 12 D/L Distribution LineMalUta 70 JAILOLO 20 14 D/L Distribution LineSumUta 71 SIPAHOLON-TARUTUNG 275 19 Sarulla planned S/SJavaTim 72 IYANG AGROPURO 150 26 Paiton P/SGolontaro 73 SUWAWA-GORONTALO 70 24 Gorontalo

5-19

Fig. 5.2.2-1 Power System Planning in Nanggroe AcheDarussalam (NAD)

Fig. 5.2.2-2 Power System Planning in North Sumatra

5-20

Fig. 5.2.2-3 Power System Planning in West Sumatra

Fig. 5.2.2-4 Power System Planning in Riau

5-21

Fig. 5.2.2-5 Power System Planning in Jambi

Fig. 5.2.2-6 Power System Planning in South Sumatra

5-22

Fig. 5.2.2-7 Power System Planning in Bengkulu

Fig. 5.2.2-8 Power System Planning in Lampung

5-23

Fig. 5.2.2-9 Power System in Jakarta & Banten（Region-Ⅰ）

Fig. 5.2.2-10 Power System in West Java（Region-Ⅱ）

5-24

Fig. 5.2.2-11 Power System in Central Java & Daerah Istimewa Yogyakarta (DIY) （Region-Ⅲ）

Fig. 5.2.2-12 Power System in West Java（Region-Ⅳ）

5-25

Fig. 5.2.2-13 Power System in Bali

Fig. 5.2.2-14 Minahasa Power System in Northeast Sulawesi

5-26

Fig. 5.2.2-15 Single Line diagram in Southwest Sulawesi

第６章自然・社会環境調査

6-1

第６章自然・社会環境調査

６.１環境アセスメントシステム

インドネシアでは 1978 年に環境行政を扱う開発環境省（PPLH）が設置された。これを背景に

1982 年には国家の環境政策の内容を法律として示した環境管理のための基本規定に関する法律

（環境管理基本法）（No.４）が制定された。同年には開発環境省が改組され人口環境省（KLH）

が設置された。KLH の機能を強化するため 1990 年の大統領令 No.23 に基づき環境行政実施機関

として環境管理庁（BAPEDAL）が発足した。1993 年３月には人口環境省が分割され環境省（LH）

が設置された。大統領令 No.77/1994 により BEPEDAL の大幅な組織改正と機能強化が図られ、環

境保全対策や公害対策を実施する仕組みが整備された。一方、地方においては、環境管理基本法

第 18 条第３項により、各州政府が地方の生活環境保全について、国の方針に基づき実施する権限

を有するとされており、その役割を各週の環境局が担っている。

環境影響評価の実施権限は当該事業を所轄する中央官庁や全国の州・特別行政区に与えられ、

事前のスクリーニングや環境影響評価書の内容を審査するための「環境影響評価委員会」が設置

されている。また、所轄官庁が複数にまたがるような事業の環境影響評価を実施するために「包

括的な環境影響委員会」も設置されている。BEPEDAL は環境影響調査の全体的な調整の役割の

ため監督権限を持っている。

環境管理基本法の第 16 条には「環境に著しい影響を及ぼす可能性のある事業は、環境影響調査

を実施しなけれなばらない」と境影響評価を実施するための法的根拠が示されており、これを受

け、環境影響評価に係わる政令 No. 29/1986 が公布された。しかし、種々の開発の結果を考慮して

環境影響評価に関する政令 No. 51/1993 が改正し制定された。

インドネシア国では環境影響評価は、Analysis Mengenai Dampak Lingkungan（以下 AMDAL と略

す）と呼ばれている。影響や活動の範囲に応じて３種類に分類されている。

AMDAL Kawasan; 事業活動や重大な影響が、１自治体内であるもの

AMDAL KegiatanTerpadu/Multisektoral; 統合事業の活動や重大な影響が、複数自治体にま

たがるもの

AMDAL Regional; 事業活動や重大な影響が、複数自治体にまたがる開発計画区域にある

もの

重大な影響とは、環境の基本的な変化であり、影響される人数、範囲、時間、深度等６種類の

要素を考慮して、環境省大臣令 No.56/1994 にて決められている。

重大な影響をもたらす恐れのある事業活動としては、地形改変、再生・非再生自然資源の開発、

文化社会環境に影響する活動など 14 業種が考慮されている。詳細には AMDAL を提出すべき事業

活動と規模を定めた環境省令 No. 11/1994 が発布されたが、対象業種規模については、環境省令

No. 17/2001（対象業種；14 分野、84 業種）にて改定されている。環境影響評価書は、Analisis Dampak

Lingkungan（以下 ANDAL と略す）と呼ばれ、重大な影響についての詳細で掘り下げられた研究

書である。

また、提案事業活動による重大な影響を管理したり、モニターしたりするための計画の作成が

求められている。

環境管理計画 (Rencana Pengelolaan Lingkungan Hidup) --- RKL と呼ぶ

6-2

環境モニタリング計画 (Rencana Pemantauan Lingkungan Hidup) --- RPL と呼ぶ

AMDAL に係わる政令 No. 27/1999 にて「AMDAL が義務付けられない業種活動を行うものに

UKL（環境管理活動 Upaya Pengelolaan Lingkungan）と UPL（環境モニタリング活動 Upaya

Pemantauan Lingkungan）の提出させる」ことが決定し、その実施要領に係わるガイドラインが環

境省令 No. 86/2002 として発行された。

６.２環境関連法

６.２.１大気質

大気質に係わる環境基準で地熱開発と関係の深い硫化水素の基準は Table 6.2.1-1 のとおりであ

る。

Table 6.2.1-1 Environment Quality Standards for Air Pollution

Item Measuring condition Standard value (ppm)

Hydrogen sulfide (H2S) Value of 30 min. 0.03

(= 42 μg/m3) Source: Enclosure III, Decree of State Minister of Population and Environment Number: KEP – 02 / MENKLH / I / 1988 Date: January 19, 1988

硫化水素に係わる固定発生源からの排出規制値は、1995 年に改定され、新規の地熱発電所（2000

年１月１日以降運転開始）からの排出規制を Table 6.2.1-2 に示す。

Table 6.2.1-2 Gas Exhaust Standard (Stationary Source)

Item Unit Standard value

Hydrogen sulfide (H2S)

(Total Reduced Sulfur) mg/ m3

35

(approx. 25ppm) Source : KEPUTUSAN, MENTERI NEGARA LINGKUNGAN HIDUP Number : KEP. 13 / MENLH/ 3 / 1995 TENTANG, BAKU MUTU EMISI SUMBER TIDAK BERGERAK

６.２.２水質

地熱開発に関係する水質の環境基準を Table 6.2.2-1 に示す。

Table 6.2.2-1 Environmental Quality Standard for Water (Drinking Water Usage)

No. Item Unit Maximum concentration Remark

1. Odor - - No odor 2. Total Dissolved Solid

Substances (TDS) mg/l 1,000

3. Turbidity NTU Scale 5 4. Taste - No taste 5. Temperature ℃ Atmosphere temp. ±3℃ 6. Color TCU Scale 15 7. Arsenic mg/l 0.05 8. Chloride mg/l 250 9. PH 6.5 – 8.5 Mini－Max 10. Sulfide as H2S mg/l 0.05 Source: PERATURAN PEMERINTAHREPUBLIK INDONESIA Number: 20, 1990

6-3

地熱プロジェクト開発における排水規制は政令 No.20/1990 では明確でなかったので、見直され

た環境大臣令 Kep-42/MENLH/10/1996 が発布された。それによると地熱開発・生産からの排水基

準を Table 6.2.2-2 に示す。

Table 6.2.2-2 Quality Standards of Liquid Waste

Item unit maximum

Dissolved sulphide acid (as H2S) mg/l 1

Dissolved ammonia (as NH3) mg/l 10

Mercury mg/l 0.005

Arsenic mg/l 0.5

Temperature ℃ 45

PH － 5.0－9.0 Source: Attachment �, KEP – 42 / MENLH / 10 / 1996 Date: October 9, 1996

６.２.３騒音

騒音に係わる環境基準を Table 6.2.3-1 に示す。

Table 6.2.3-1 Standards of Noise Level Items dB (A) a. Area Usage 1. Residential 55 2. Commercial 70 3. Office and Trade 65 4. Open Green Area 50 5. Industry 70 6. Government and Public facility 60 7. Recreation (Resort) 70 8. Special - Airport - Train station - Shipyard 70 - National Port 60 b. Activity Area 1. Hospital 55 2. School 55 3. Place for pray / Church / Temple / Mosque 55

Source : LAMPIRAN I; DEPUTUSAN MENTERI NEGARALINGKUNGAN HIDUP Number : KEP – 48 / MENLH / 11 /1996 Date : 25 NOVEMBER 1996

発生源よりの騒音対策を Table 6.2.3-2 に示す値以下か、若しくは暗騒音から最大３dB(A)以内ま

での上昇に抑えなければならない。測定はプロジェクトの境界線で行う。

6-4

Table 6.2.3-2 Standards of Noise Level at Source Maximum allowable log Equivalent (hourly measurements), in dB (A) Receptor

Day (07:00 – 22:00)

Night (22:00 – 07:00)

Residential, Institutional, 55 45 Educational Industrial, Commercial 70 70

６.２.４環境影響評価の対象

環境省令 No. 17/2001 によると地熱発電所については、出力が 55MW 未満の地熱発電所は環境

影響評価の対象となっていないが、55MW 未満の地熱発電所であっても保護地域に立地する場合

には環境影響評価を義務付けられている。環境省令 No. 11/1994 による保護地域の例は以下の通り。

なお、本マスタープラン調査は環境影響評価の対象となっていない。

保護地域：森林保護地域水源地域海岸河川岸湖沼・貯水池周辺地域

自然保護地域海洋および淡水保護地域ﾏﾝｸﾞﾛｰﾌﾞ地域国立公園

ﾚｸﾚｰｼｮﾝ公園文化遺跡科学的研究地域自然災害の恐れがある地域

森林法 No. 41/1999 によると同国の森林地域は保全林（Hutan Consavasi）、保護林（Hutan Lindung）、

生産林（Hutan Producsi）に分けられる（Table 6.2.4-1）。保全林は動植物の種やエコシステムの

保全目的の森林である。保護林は生活環境維持、水理、洪水や浸食の防止、土壌の肥沃維持のた

めの森林である。生産林は主に森林生産物の持続的促進のための森林ある。

6-5

Table 6.2.4-1 Classification of Forest Area

６.３事業実施による環境影響の検討

６.３.１環境影響の予測

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 6.3.1-1 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、非凝縮性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。社会関係資本、貧困層、被害と利害の偏在や地域内の利害対立についての影響は現

段階では予想が困難であるが、計画・開発可能調査（F/S）段階に進んで事業規模わかれば、次の

建設段階前までに実施が義務づけられている影響評価により、明らかになる。

Forest Area (Kawasan Hutan) Conservation Forest (Hutan Consavasi) Sanctuary Reserve area (Kawasan suaka alam) Strict Nature Reserve (CA: Cagar Alam) Wildlife Sanctuary (SM: Suaka Margasatwa) Nature conservation area (Kawasan pelestarian alam) National Park (TN: Taman Nasional) Grand Forest Park (THR: Taman Hutan Raya) Nature Recreation Park (TWA: Taman Wisata Alam) Game Hunting Park (TB: Taman Buru) Protection Forest (Hutan Lindung) Production forest (Hutan produksi) Permanent production forest (HP: Hutan Produksi Tetap) Limited production forest (HPT: Hutan Produksi Terbatas) Convertible production forest (Hutan Produksi yang dapat dikonversi)

6-6

Table. 6.3.1-1 Scoping of Environmental and Social Considerrations

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

Geographycal 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 +A Involuntary resettlement -A -B -A Local economy such as employment and livelihood etc. +A +B +A +A Land use and utilization of local resources +B +B +B +B Social institutions such as social infrastructure and localdecision-making institutions

C C

Existing social infrastructures and services ＋B +B +B

The poor, indigenous of 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 etc.

+ : 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

6-7

以下に予測される負の影響とその緩和対策を述べる。

（１）大気質

地熱井から噴出した蒸気中には硫化水素が含まれる。調査や建設段階において、坑井テスト

の際に放出される硫化水素の濃度が濃い場合は周辺環境への影響が心配されるが、噴出は短期

間で限定的なため、影響は小さいものと予想される。また、運転段階では調査、建設段階に比

べて、多くの蒸気が消費されるため、硫化水素の量が増えるが、この硫化水素は復水器から抽

出され冷却塔の頂上に送られ、そこで大量の冷却塔排気（空気）で希釈され、上空の大気中に

拡散される。これにより大気中の硫化水素濃度は十分に低減され、周辺環境への影響を小さく

なる。

（２）水質

地熱水にはヒ素が含まれていることが多い。そこで、調査、建設や運転段階において、地熱

井から産出された熱水は、セパレータで蒸気と分離された後、全て還元井で地下の深部へ還元

する。掘削汚泥水を含むスラッジは、重質液ポンプによって固形物廃棄ピットに汲み上げられ、

そこで風乾によりソリッドケーキとする。発電所の近くに、このソリッドケーキの埋め立て処

分場を選定する。この場所はスラッジの浸透や飲料水の汚染を防止するために、周辺の土壌と

隔離された構造とする。

運転段階において、オイルを使用するエリア（タービンオイル、ガレージ）の排水は、油分

離槽で油分を除去した後、排水槽から還元井に送水する。付属建物と発電所建屋の衛生関係の

排水は、浄化槽にて浄化した後、放流する。

（３）土壌

還元設備が未完成である調査、建設段階においては、地熱水が周辺に漏れて、土壌汚染につ

ながることが懸念される。調査、建設段階において還元設備が十分でない場合、一時的な噴出

のための十分な大きさの熱水ピットを準備し、防水シート囲み漏れのないようにする。

運転段階では、発電機の潤滑油、変圧器オイルの流出に耐えられる容量のピットも設置する。

薬品タンクは築堤壁で周囲を囲む。

（４）廃棄物

調査、建設段階における地熱井掘削により生じた掘削汚泥水を含むスラッジは、重質液ポン

プによって固形物廃棄ピットに汲み上げられ、そこで風乾によりソリッドケーキとする。発電

所の近くに、このソリッドケーキの埋め立て処分場を選定する。この場所はスラッジの浸透や

飲料水の汚染を防止するために、周辺の土壌と隔離された構造とする。冷却塔スラッジは、請

負者が環境への影響を与えない効果的な対策として立証されている排出物処理方法で処理する。

（５）騒音・振動

調査、建設段階において、坑井掘削時に騒音が発生する。必要に応じて防音シートで掘削リ

グを覆う。運転段階では、冷却塔のファンから騒音が発生する。冷却塔は設計段階から騒音の

少ない設計を行う。

（６）地盤沈下

運転段階において、長く地熱流体の採取をつづけると地盤沈下のおそれがある。これを防ぐ

6-8

ため、多くの地熱発電所は熱水の還元を行っている。

（７）悪臭

地熱開発において予測される悪臭は硫化水素によるものである。対策は大気質と同様である。

（８）地形

調査段階において、調査井掘削のための基地と取付け道路の工事のため地形が変わるおそれ

があるが、規模は小さい。建設段階において、生産還元設備、配管、発電所建設のために地形

が大きく変わる可能性がある。設計の際に配管長を短く、発電所をコンパクトに設計する。ま

た、地形の変更が少ないレイアウトを考える。また、工事完成後、雨水による浸食を避けるた

め植栽を行う。

（９）生物・生態系

生物・生態系は調査段階では影響範囲が小さいが、建設、運転段階になると影響が大きくな

る可能性がある。調査段階では希少動植物の存在が予想される場合には、所在を特定し、調査

中の影響の有無をモニタリングする。建設段階では建設に先立って、動植物や生態系の調査を

行い、建設や運転による影響を予想し、場合によっては開発計画の見直しを行う。

また、熱水や冷却塔オーバーフロー水は地下に還元するため、これらによる地表水や浅い井

戸水への影響をなくし、生態系への影響を避ける。

（１０）水利用

調査、建設段階では坑井掘削に、運転段階では復水器と冷却塔の循環水を河川から採取する。

採取する河川の水量が少なく、生活水として使われている場合は影響が大きい。採取可能な水

量が少ない場合は調査段階において、掘削前に水量調査を行い、関係者の了解を得た上で取水

を行う。また、計画的な取水を行い、水量の変動が大きくならないようにする。

（１１）事故

調査、建設、運転段階共に交通量の増加に伴う事故が懸念される。交通法令の遵守、交通安

全の啓発に努め、事故の防止に努める。

（１２）非自発的住民移転

調査段階における調査井掘削のための基地や道路造成を行うが、傾斜井を掘削することによ

って住民移転を避けることができる。建設段階では生産井、還元井の掘削基地、道路、地上配

管、発電所建屋とうの建設による住民移転の可能性がある。これについては傾斜井利用による

掘削基地の集約に努め、地上配管や発電所建屋はコンパクトな配置になるよう設計する。もし、

住民移転が必要なら十分な話合いを行い、了解を得る。

6-9

６.４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

タープラン段階における IEE 調査を実施し予測・評価を行った。

６.４.１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データベースに反映させる。

本調査では以下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。

＜社会環境＞

(1) 人口、居住者の数とその分布

(2) 地熱開発による住民の移動の必要性、移転者数、移転計画または補償制度、

その地域で行われた過去の移転

(2) 学校、病院、宗教施設の数とその分布

(3) 地熱開発によって分断される可能性のあるコミュニテイ

(4) 開発範囲にある歴史的遺構、文化資産、マイノリティコミュニティ

(5) 水の使用状況（飲料水、かんがい水）

(6) プロジェクトエリアにおける経済活動の統計的データ

(7) プロジェクトエリアの土地利用状況、土地の所有者

＜自然環境＞

(1) プロジェクトエリアの動植物相、保護動植物

(2) 耕作状況

(3) 国立公園、保護林

(4) 観光や宗教上重要と考えられる景勝地

＜汚染、騒音、振動、地盤沈下＞

(1) 発電設備から排出される現在の水質

(2) 現在の騒音状況

(3) 待機室の状況

(4) 騒音・振動の状況

＜その他＞

(1) 住民の汚染に対する不満

6-10

(2) 地熱発電開発に関する反対活動

(3) 気候状況（風、降雨等）

App. 6.2.1-1 および App. 6.2.1-2 に集約した調査結果を示す。

６.４.２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。

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。

（１）許認可・説明

（a） EIA - 環境影響評価報告書（EIA レポート)等は作成済みか。

（b）地域住民への説明

- プロジェクトの内容および影響について、情報公開を含めて地域住民に適切な説明を行

い、理解を得るか。

- 住民および所管官庁からのコメントに対して適切に対応されるか。

（２）汚染対策

（a）大気質

- 地熱発電所から排出される硫化水素等の大気汚染物質は、当該国の基準を満足するか。

硫化水素による周辺植生等への影響は生じないか。

（b）水質

- 発電施設等からの排水（温排水を含む）は当該国の排出基準を満足するか。また、排出

により環境基準を下回る区間が生じないか。

- 地熱発電の場合、地熱利用に起因するヒ素、水銀等の水質汚染は生じないか。汚染が生

じうる場合、対策は用意されるか。

- 廃棄物処分場からの浸出水は当該国の排出基準、環境基準を満足するか。浸出水により

土壌・地下水、海洋等を汚染しない対策がなされるか。

（c）廃棄物

- 施設稼働に伴って発生する廃棄物は当該国の基準に従って適切に処理・処分されるか

（d）土壌汚染

- サイトの土壌は、過去に汚染されたことがないか。また、土壌を汚染しない対策がなさ

れるか。

6-11

（e）騒音・振動

- 騒音、振動は当該国の基準を満足するか。

（f）地盤沈下

- 大量の地下水汲み上げ、または地熱発電における蒸気の採取により地盤沈下は生じない

か。

（g）悪臭

- 悪臭源はないか。悪臭防止の対策はとられるか。

（３）自然環境

（a）保護区

- サイトは当該国の法律・国際条約等に定められた保護区内に立地していないか。プロジ

ェクトが保護区に影響を与えないか。

（b）生態系

- サイトは原生林、熱帯の自然林、生態学的に重要な生息地（珊瑚礁、マングローブ湿地、

干潟等）を含まないか。

- サイトは当該国の法律・国際条約等で保護が必要とされる貴重種の生息地を含まないか。

- 生態系への重大な影響が懸念される場合、生態系への影響を減らす対策はなされるか。

（c）水象

- 堰等の構造物の設置による水系の変化に伴い、地表水・地下水の流れに悪影響を及ぼさ

ないか。

（d）地形・地質

- プロジェクトにより計画地周辺の地形・地質構造が大規模に改変されないか。（特に流れ

込み式水力発電、地熱発電）

（４）社会環境

（a）住民移転

- プロジェクトの実施に伴い非自発的住民移転は生じないか。生じる場合は、移転による

影響を最小限とする努力がなされるか。

- 移転する住民に対し、移転前に移転・補償に関する適切な説明が行われるか。

- 住民移転のための調査がなされ、正当な補償、移転後の生活基盤の回復を含む移転計画

が立てられるか。

- 移転住民のうち特に女性、子供、老人、貧困層、少数民族・先住民族等の社会的弱者に

適切な配慮がなされた計画か。

- 移転住民について移転前の合意は得られるか。

- 住民移転を適切に実施するための体制は整えられるか。十分な実施能力と予算措置が講

じられるか。

- 移転による影響のモニタリングが計画されるか。"

6-12

（b）生活・生計

- プロジェクトによる住民の生活への悪影響はないか。必要な場合は影響を緩和する配慮

が行われるか。

- プロジェクトによる取水（地表水、地下水）や排水の放流が、既存の水利用、水域利用

に影響を及ぼさないか。

（c）文化遺産

- プロジェクトにより、考古学的、歴史的、文化的、宗教的に貴重な遺産、史跡等を損な

わないか。また、当該国の国内法上定められた措置が考慮されるか。

（d）景観

- 特に配慮すべき景観への悪影響はないか。必要な対策は取られるか。

（e）少数民族、先住民族

- 当該国の少数民族、先住民族の権利に関する法律が守られるか。

- 少数民族、先住民族の文化、生活様式への影響を軽減する配慮がなされるか。

（５）その他

（a）工事中の影響

- 工事中の汚染（騒音、振動、濁水、粉塵、排ガス、廃棄物等）に対して緩和策が用意さ

れるか。

- 工事により自然環境（生態系）に悪影響を及ぼさないか。また、影響に対する緩和策が

用意されるか。

- 工事により社会環境に悪影響を及ぼさないか。また、影響に対する緩和策が用意される

か。

- 必要に応じ、作業員等のプロジェクト関係者に対して安全教育（交通安全・公衆衛生等）

を行うか。

（b）モニタリング

- 上記の環境項目のうち、影響が考えられる項目に対して、事業者のモニタリングが計

画・実施されているか。

- 当該計画の項目、方法、頻度等は適切なものと判断されるか。

- 事業者のモニタリング体制（組織、人員、機材、予算等とそれらの継続性）は確立して

いるか。

- 事業者から所管官庁等への報告の方法、頻度等は規定されているか。

これらの検討結果を App. 6.2.2-1 に示す。

第７章マスタープラン策定

7-1

第７章マスタープラン策定

前章までに述べたインドネシア国内の地熱開発有望地域に関する地熱資源、電力セクター、自

然・社会環境についての調査結果に基づき、1) 地熱開発データベース、2) 地熱地域ごとの開発優

先順位づけ、3) 実行計画から構成される地熱開発マスタープランを策定した。

７.１地熱開発マスタープラン

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。各種データの集積により構築した地熱開発データベースに関しては、将来

の公開方法や運用管理の方法とともに次節に述べる。

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。各有望地

域において想定される地熱発電開発事業に関しては、主に第 4～6 章に述べた地熱資源、自然・社

会環境、電力需給・送電についての調査・検討結果に加え、後述する想定される地熱開発事業の

経済性に基づき評価した。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。詳細

な評価の方法と結果は次節以下に述べる。

（１）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に関しては、その計画を有す

る開発者（主に PERTAMINA）からの聴取により確認し、その開発計画を優先とすることと

した。また、現時点では明確な計画は無くとも、既開発地点での増設計画は、新期地点での開

発よりもリスクが少なく経済的な開発ができる可能性が高いことから、既開発地点で将来想定

される計画も優先することとした。

（２）地熱資源評価

インドネシア国内の各地熱開発有望地域について、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、そのランクを開発優先順位に対応させた。ま

た、本調査およびインドネシア側による資源量試算の結果から、開発可能と考えられる資源量

の推定を行った。

（３）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。

（４）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

7-2

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。

（５）地熱発電開発の経済性評価

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経済性を評価し

た。経済性の指標としては財務的内部収益率（FIRR：Financial Internal Rate of Return）を適用し

た。発電開発の優先順位付けは、地熱貯留層の存在確度のランクを優先し、同ランクが同じ地

域について経済性に基づく優先順位を決定した。

（６）必要な送電線距離

発電所建設に係る送電線の建設は原則として PLN の所掌範囲であるため、発電所建設事業に

おいて送電線の建設費用は直接的には事業の経済性に影響しないが、全体としてみれば必要と

される送電線の敷設が長距離になれば事業実施の障害となりえる。したがって、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。

（７）開発優先順位と開発規模の決定

以上（１）～（６）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。

（８）各地域での地熱開発計画

決定された開発規模に基づき、各地域の地熱開発計画を策定した。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。

（９）地熱開発マスタープラン（地熱開発シナリオ）

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。開発のタイミングについ

ては、資源的有望性や発電事業の経済性に加え、その地域が属する電力系統での想定需要も考

慮して想定した。なお、マスタープラン達成のために必要な政策・活動等については第 8 章お

よび第 9 章に述べた。

（１０）地熱開発マスタープランに適合した電源開発計画

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。その検討では、エネルギーミックスや他電源との特性の違いに基づく

役割などについて考察した。

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確認した、2007 年 6 月現在の実質

的な開発・増設の計画を Table 7.1.2-1 に示す。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である。そ

の他の 2 地域（Ulumbu および Mataloko）での開発は、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。

7-3

以上の現有する開発・増設計画は、既開発もしくは資源調査が進んでいる地域でのものであり、

資源的リスクが少なく、且つ経済性が比較的高いと期待されるものである。したがって、開発計

画としては、他の地域での計画よりも優先して実行されるべきものとみなされる。

また、現時点では明確な計画は無くとも、既開発地点での増設計画は、新期地点での開発より

もリスクが少なく経済的な開発ができる可能性が高いことから、既開発地点で将来想定される計

画も優先することとした。このような地域としては Salak 地点が挙げられる。

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

開発有望地域 73 地域（インドネシア側からの提案により当初計画の 70 地点に 3 地点を追加）

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（50 地域の

うち 1 地域は概略の資源量が評価できたのみ；第 4 章参照）。

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確度により

評価した。その確度については以下の 4 種に区分した。

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。

各地域に関する分類の結果を、後述する資源量の推定結果とともに Table 7.1.3-1 に示す。ま

た、地方ごとでの各区分の地域数は以下のようになった。

地熱貯留層存在確度の分類地方

1 2 3 Low NE

スマトラ 5 8 6 1 12

ジャワ－バリ 9 3 2 2 6

ヌサ・テンガラ 2 1 4 0 1

スラウェシ 1 2 2 0 3

マルク 0 0 2 0 1

17 14 16 3 23 合計地域数

50 23

7-4

（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。本調査により算出された資源量（第 4 章）だけでなく、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。

各地域についての資源量推定のためのデータおよび資源量結果を Table 7.1.3-1 に示す。また、

推定された資源量を示した各地域（50 地域）の位置図を Fig. 7.1.3-1 に示す。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 5,040 5,955

ジャワ－バリ 835 785 2,250 3,870

ヌサ・テンガラ 0 9 562 570

スラウェシ 20 140 770 930

マルク 0 0 80 80

合計量（MW） 857 1,847 8,702 11,405

なお、本調査で資源量を推定できた 50 地域以外の地域での資源量については、調査データが

不十分なため確度の高い資源量の推定は不可能であるが、インドネシア政府（CGR-MEMR）が

推定している概略の資源量から、以下のような計算により「低限開発が可能と想定される資

源量」を求めた。

低限の開発可能量（MW）＝ 1 ×（"Identified" 資源量）

＋ 0.2 ×（"Hypothetical" 資源量）＋ 0.1×（"Speculative" 資源量）

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（Table 7.1.3-2）。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（Table 7.1.3-3）。

７.１.４自然・社会環境評価（国立公園による制約）

本マスタープラン調査で計画される地熱発電開発事業では、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、非凝縮性ガスの排出に

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。

初期環境調査およびその結果を基に行った 18 地域の環境予測・評価では、現段階で判別可能な

開発優先順位に影響する項目として、開発有望地域の居住状況と保護区の地理的関係が挙げられ

る。このうち居住状況についての影響は小さいと予測されたため、保護区（国立公園）について

7-5

の影響を考慮することとした。

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。

坑井調査および地表調査から推定される地熱貯留層の範囲のうち、国立公園に指定されている

範囲の割合を概略把握し、7.1.3 項に述べた資源量のうち国立公園に指定されていない範囲での開

発が可能な開発規模を想定した。推定される貯留層範囲のうちの国立公園指定地域の割合と、国

立公園に指定されていない地域で開発が可能な資源量を Table 7.1.4-1 に示す。資源量を推定でき

た地域のうち、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

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。

各電力系統における将来の電力需要については、第 5 章において述べたように、国家電力総合

計画（RUKN：2005 年版）に基づいた。地熱発電による発生電力の需要は主にベースロードであ

るため、RUKN に示された将来のピーク需要に応じて、その 40%が低（ベースロード）の需要

と想定して各系統での地熱電力需要の上限を設定した。上限となる低需要は 2025 年時点のもの

を用いた。各地域の想定される 2025 年の低需要とそれにより制限される開発可能な資源量を

Table 7.1.5-1 に示す。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

スマトラおよびジャワ－バリにおいては、電力需要が大きいため、需要による開発量の制限を

7-6

受けた地域は、スマトラ北端の離島（Sabang 島）にある Iboih-Jaboi だけであった。なお、スマト

ラ－ジャワ間については、2012 年に海底ケーブルにより系統連結されることを想定した。その他

のヌサ・テンガラおよびマルクの離島地域はかなりの開発量の制限を受けた。また、北スラウェ

シ系統においてもやや制限を受けることとなった。

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地熱発電開発の経済性評価

第 4 章にて有効なデータの得られた 49 地域について、前項までに評価された各地域の開発規模

および地熱資源特性を基に発電事業の経済性評価を行った。評価方法は第 8 章のモデル発電所の

経済性モデルで詳述するが、概略は次のとおりである。

まず、各地域での開発量（発電所出力）は 2025 年までに開発可能と考えられる量とした（7.1.5

参照）。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。開発期間は第 8 章に示すモ

デル発電所と同様に、全体で 8 年要するものと一律に仮定し、抗井掘削の成功率も同様に調査段

階 50%、開発段階 70%,建設段階 80%と仮定して必要な抗井本数を算出した。生産井の坑内径は、

一律に標準的なサイズのもの（終段掘削径 8-1/2 インチ：Standard Hole）を想定した。抗井掘削

費は抗井深度に掘削単価（1,500 US$/m）を乗じて求めた。発電所建設費はモデル発電所建設費

（55MW、136 M-US$）を参考に規模によるスケールメリットを考慮した。さらに、資金調達条件

もモデル発電所と同様に、調査段階、開発段階は自己資金によるものとし、建設段階において一

般金融機関からの融資が得られるものとした。その際、金利は国際調達を考慮して年 8.5%で調達

するものと仮定した。

これらの前提の元で、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。また、買電価格が増

加した場合の感度分析も行った。これらの結果は、App. 7.1.6-1 に示すとおりである。

Table 7.1.6-1 には、既存の開発・増設計画や資源的有望性により開発の優先順位付けをした上で、

発電事業の収益性によっても優先順位付けした結果を示す。優先順位付けは、地熱貯留層の存在

確度のランクを優先し、同ランクが同じ地域について収益性に基づく優先順位を決定した。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

発電所建設に係る送電線の建設は原則として PLN の所掌範囲であるため、発電所建設事業にお

いて送電線の建設費用は直接的には事業の経済性に影響しないが、全体としてみれば必要とされ

る送電線の敷設が長距離になれば事業実施の障害となりえる。したがって、経済性評価の補足と

して、（送電線建設を除く）発電事業の経済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。

各地域で将来の地熱発電所建設時に建設が必要となる送電線（又は配電線）の概略の距離を、

7-7

試算された事業の収益性とともに Table 7.1.6-1 に示した（詳細は第 5 章参照）。ただし、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

在している地域およ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。

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 については順位を下げた。

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。

開発優先順位については、主に既存計画や資源的有望性、発電事業の経済性から決定した。決

定した優先順位は「開発ランク」として Table 7.1.6-1 に併せて示した。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。Table 7.1.6-1

では、同一ランクに分類される地域でも、資源的有望性および経済性に基づく順番に並べた。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。

開発規模については、推定資源量と国立公園範囲および系統での電力需要により決定した（7.1.5

参照）。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（7.1.3

参照）。

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、

開発ランク B・C・L の地域について Table 7.1.9-1 に、開発ランク A の地域について Table 7.1.9-2

に示す。

（１）開発計画内容（ランク B・C・Lの地域のみ）

開発が可能な資源規模や電力需要を考慮して、推奨される発電方式や発電ユニット数を示し

た。発電方式は、ほとんどの地域において一般的な復水式（Condensing）が想定されるが、小

規模開発や負荷調整が期待される地域では背圧式（Back-Pressure）、低エンタルピーの地熱流体

しか期待できない地域ではバイナリー方式（Binary）も想定される。

発電ユニット数については、その地域が属する電力系統の大きさを考慮し、単一ユニットが

停止した場合の系統への影響が著しいものとならないよう検討した。

必要坑井の本数は、その地域の資源特性から推定される生産井 1 本当たりの噴出蒸気量・熱

水量に基づき想定した。生産井は標準的な坑内径の坑井（Standard Hole）での本数を想定した。

7-8

（２）開発手順・スケジュール

開発の手順・スケジュールは、予備調査段階（Preliminary Survey Stage）、調査段階（Exploration

Stage）、開発段階（Exploitation Stage）そして発電段階（Electric Generation Stage）からなる。

予備調査段階では地熱資源量の推定や調査井掘削有望地点の選定のため、政府関係機関ある

いは地熱開発事業者により、地質調査、地化学調査および物理探査（電磁法探査）が実施され

る。この調査によって、概略の地熱資源規模、地熱貯留層の賦存深度が把握され、発電事業者

決定のための入札に必要な低限度の情報が収集される。また、この調査結果は調査段階にお

ける調査井掘削位置の選定にも利用される。予備調査が終わった地域は、入札により発電事業

者が選定される。

調査段階以降は発電事業者により実施される。調査段階では、まず、取付け道路や坑井基地

の造成が行われ、調査井が掘削される。掘削された調査井では各種の坑井試験が行われる。そ

れらのデータを参照して行われる地熱貯留層シミュレーションの結果から、開発可能な地熱資

源が評価される。

開発段階では、地熱発電所の建設規模に応じた環境影響評価が行われる。環境モニタリング

計画、環境管理計画および環境影響調査書（出力 55MW 以上の地熱発電所のみ）が受理された

後に、本格的な敷地造成、生産井・還元性の掘削とその試験、地上配管設備の建設および発電

所の建設が行われる。送電線の建設は原則として PLN の責任範疇となる。開発は開発可能な地

熱資源量に達するまで継続される。

発電段階では建設された地熱発電所の維持管理が行われる。

各段階の標準的な実施期間を Table 7.1.9-3 に示すように設定した。予備調査段階では地表調

査に 1 年、入札に 1 年、調査段階では調査井掘削と坑井調査に 2.5 年、開発段階では環境影響

調査に 1 年、敷地造成に 1 年、坑井 1 本に要する掘削期間は深度によって異なり 1.5～3 ヶ月、

坑井試験は1本あたり3ヶ月としている。地上配管設備の建設期間は発電所の出力によって異な

り、10～110MW で 18～24 ヶ月、発電所の建設期間も発電所の出力によって異なり、10～110MW

で 24～30 ヶ月としている。

各地域の中には、予備調査や調査井掘削、あるいは地熱発電所が運転されている地域もある

ため、地域によっては予備調査段階や調査段階が省略される場合がある。また、開発計画は、

開発可能量が短時間で事業化されるように作成している。

（３）開発コスト

各地域において想定される地熱発電開発の、調査段階から発電所建設までのコストを App.

7.1.9-1 に示す。この開発コストは、7.1.6 の経済性評価に利用された。

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。

Table 7.1.6-1 に示した既存の開発計画や資源評価、国立公園・電力需要に基づく制限、発電事業

7-9

の経済性から決定された開発優先順位および開発可能な資源量と、Table 7.1.9-2 および Table

7.1.9-3 に示した各地域での発電開発計画に基づき、インドネシア全国の 2025 年までの地熱発電開

発計画を策定した。本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。

開発を「速」で進めた場合のマスタープランを Table 7.1.10-1 に示す。開発ランク A の地域に

関しては、現有の開発計画に加え、その後の増設を 2025 年まで連続的に継続する。開発ランク B

および C の地域の多くは、約 1 年間の予備調査・準備期間を経て、2009 年に Working Area の入札

を行うことを想定した。Lempur/Kerinci については、坑井掘削により既に貯留層が確認されてお

り、早期の入札が可能であろう。Suwawa-Gorontalo については、ミナハサ系統における電力需要

からの制限があるため、入札時期を遅らせることを想定した。ランク L の地域については、資源

的リスクが大きく、規模の大きな開発ができる可能性も低いため、開発が 2025 年までに完了する

ようなタイミングとした。ランク N の地域については、ランク A、B、C、L の開発では 9,500MW

に不足する 424MW の開発を想定した。ランク N の地域は、各地域の開発可能な資源量はまだ明

確には推定できないが、合計では 1,050MW 以上の開発が可能と考えられる（7.1.3 参照）。ランク

N の地域では、今後のさらなる資源調査が必要であり、現時点ではまだ資源リスクが大きいこと

から、開発完了のタイミングは 2025 年とした。

以上のように「速」の開発を想定したマスタープランでは、まだやや余裕を持って 2025 年で

の 9,500MW 開発を達成することが可能である。一方、この「速」のケースでは、23 地域もの

多数の地域をほぼ同時に入札に掛ける必要があり、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。そこで、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 7.1.10-2 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。このケースにおいても、2025 年までに開発できる発電容量は「速」ケース

と同じであり、9,500MW 開発達成に支障は生じない。Fig. 7.1.10-1 のグラフによる比較でも、大

局的には「速」ケースとほぼ同様の開発ペースとなる。より多くの開発を目指すためには、よ

り多くの地域での早期開発着手が望まれることは当然であるが、堅実に「現実的」な目標に向か

って計画を実現していくことも重要ではないかと考えられる。

「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 7.1.10-3 および Table

7.1.10-4 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 の開発

を想定した。全国の 2025 年までの開発量のグラフを Fig. 7.1.10-2 に、各地域（系統）ごとの開発

量のグラフを Fig. 7.1.10-3 に示す。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。

繰り返しとなるが、以上に述べたマスタープランは、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。その実現のために必要なインドネシア政府の今

7-10

後の活動や政策支援に関しては第 8 章および第 9 章に述べる。

７.１.１１地熱開発マスタープランに適合した電源開発計画

（１）エネルギーミックス達成のための電源開発計画の検討

「国家電力総合計画（RUKN）（2005 年）」は第 5 章に述べた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。これは計画策定に当たっての一つの考え方である。しかしながら、この場合、

汽力発電（燃料は主に石炭）が今後の電源開発の中心となり、2025 年で地熱は電力のうちの 3.7%

しか占めないという結果になっている。その結果、地熱は 1 次エネルギーのうちの 1.2％程度し

か供給しないものと想定される（注：2025 年の電力化率を 34%と想定）。従ってこの場合、「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 7.1.11-1～7.1.11-2、Fig. 7.1.11-1～7.1.11-3）。

これに対し、第 5 章に述べた電力需要見通しを前提とし、かつ、前述の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しておく必要がある。こ

の場合、「国家電力総合計画（RUKN）（2005 年）」の基本哲学とは異なり、「国家エネルギー政

策に関する大統領令（2006 年第５号）」に示された“エネルギーミックスの達成”を基本哲学

として検討を行うこととする。

（２）各電源の経済性と役割

電源計画の策定に当たっては、はじめに各電源の経済性と役割を検討する必要がある。この

場合、大規模系統と小規模の系統では、投入できる発電設備の規模に制約があるため、各電源

の経済性は異なってくる。ここでは、Table 7.1.11-3 に示す各電源の仕様を基に必要な売電価格

を算出したところ、Table 7.1.11-4、Fig. 7.1.11-4 の結果が得られた。この売電価格は、投資に対

し 15%の期待収益が確保できる売電価格として算出されている。この売電価格は固定費用と可

変費用とに分解でき、固定費用は、初期投資費用、追加投資費用、維持管理費、利子、期待投

資収益からなり、可変費用は燃料費である。このため、各電源の売電価格は設備利用率により

変動する。

ところで、ジャワ－バリ系統は 2004 年時点において 14,310ＭＷのピーク需要を擁する極端に

大規模な系統であり、次いでスマトラ系統が 2,530MW のピーク需要を擁する大規模系統である。

残る系統はいずれも 500MW 以下の小規模系統である。ジャワ－バリ系統やスマトラ系統のよ

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。従ってこれらクラス

での電源の経済性が検討される。Fig. 7.1.11-5 は大規模系統の例としてジャワ－バリ系統の正規

化負荷持続曲線と、Fig. 7.1.11-6 は小規模系統の例として北スラウェシ州のミナハサ系統の正規

化負荷持続曲線と、各電源の稼働率による経済性特性とを示したものである。

ジャワ－バリ系統においては石炭火力は 600MW 級の新式大型発電設備の導入が可能であ

る。このため、設備利用率 40%以上の運転領域において経済性に優れる。設備利用率 40%以下

の領域においては、ガスコンバインドサイクル方式火力が優れることになる。このため、設備

利用率 40%以下のピーク電源としては、ガスコンバインドサイクル方式火力を充て、ミドル電

7-11

源、ベース電源としては石炭火力を充てることが適切であることが分かる。また、技術面から

見てもガスコンバインドサイクル方式火力は起動特性、負荷追従性などに優れるため、ピーク

電源として用いることが適切である。負荷曲線の形態からピーク電源は約 30%、ミドル電源は

約 30%、ベース電源は約 40%程度の構成になると見られる。なお、このような大規模系統にお

いては残念ながら地熱は新式大型石炭火力の経済性に比肩するところまでは至っていない。

このため、コスト小を目指す観点からはベース電源には石炭火力を用いることになるが、他

方、電源の多様化を目指す観点からは地熱をベース電源として投入することになる。この場合、

石炭火力はベース電源およびミドル電源として運用されることになる。

小規模系統になると石炭火力も規模が小さくなり規模の経済性が享受できなくなる。このた

め、地熱も石炭火力に対し経済性が発揮される。同様の分析により、設備利用率 95%以上のベ

ース電源としては地熱がも経済的であることが分かる。このため、ベース電源には地熱を積

極的に利用し、石炭火力はミドル電源として利用することになる。負荷形態を考慮すると各電

源構成は、ピーク電源約 40%、ミドル電源約 20%、ベース電源約 40%と考えられる。

（３）地熱開発マスタープランに対応した電源開発計画

これらを踏まえ、各系統別にピーク電源、ミドル電源、ベース電源の比率を考慮し、地熱発

電が投入された場合、どの電源が代替されるかの検討を行った。この結果、ほとんどの系統に

おいて、地熱発電が石炭火力を代替するという結果になった（Table 7.1.11-5）。

また、この結果、2025 年の電源構成は Table. 7.1.11-6 および Fig. 7.1.11-7～7.1.11-10 に示すよ

うに想定され、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 2025 年には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

のと考えられる。

地熱開発マスタープランに対応した系統別電源開発計画は Table 7.1.11-7～7.1.11-13 に示すと

おりである。

7-12

７.２地熱開発データベース

７.２.１概要

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。地熱開発に必要な情報とは、①地熱資源、②社会/環境、③送

電線計画等に関するものである。すなわち、地熱資源に関する情報だけでなく、開発有望地域

をとりまく社会/環境（森林などの環境保護区を含む）や、周辺の送電線の設置状況等を合わ

せて検討することが重要であり、こうした情報を管理・統括するデータベースの構築が望まれ

る。そこで、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、CGR 情報管理室のサーバーにインスト

ールした。

このデータベースには、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。

７.２.２内容

地熱開発データベースの入力画面の例を Fig. 7.2.2-1～7.2.2-12.に示す。ログインすると、イ

ンドネシア全図が示され、その左のコラムには地熱開発データベースの目的・概要が表示され

る。画面下段には、①地熱資源、②政策および社会・環境、③電力需要・送電線の選択コラム

があり、それぞれのコラムにはインドネシア全体の地熱開発に関する関連情報が記載されてい

る。

インドネシア全図は、さらにスマトラ島、ジャワ島、スラウェシ島、ヌサテンガラ諸島の４

つの地図に拡大でき、さらに各島には地熱開発有望地域が赤いサークルで示されている。この

赤いサークルをクリックすると、各地域の詳細情報が記載された画面に移行する。この画面に

も、下段に①地熱資源、②社会・環境、③送電線を選択するコラムがあり、それぞれの詳細情

報が示される。地熱資源については、a 地熱構造モデル、b.地化学状況、c.坑井、d.地熱資源量

および地熱構造モデル図が、社会・環境については、a 社会・経済情勢、b 地熱開発に対する

地域住民の反応、c.周辺の希少動植物、d.気象、および土地利用図が、送電線については、a

送電圧、b.送電線までの距離、c 接続方法、d.その他、および送電系線図等がそれぞれ記載さ

れている。地熱開発データベースが管理する情報を Table 7.2.2-1 に示す。

なお、各有望地域については、本調査によって収集した 73 地域の情報を暫定的に入力し、

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。地熱開発データベースの取扱い説明書は資料として報告書巻末に添付する。

7-13

７.３ CDM 事業化の可能性

地熱発電は他の電源に比べてライフサイクルにおける CO2 排出量が少ないといわれている

（CRIEPI,2000）。たとえば、石炭発電は地熱発電に比べて 65 倍の CO2を排出する（Fig. 7.3-1）。

インドネシア国で 2025 年までの目標とされている 9500MW の地熱発電所から排出される CO2 の

量は 150MW の石炭発電所から排出される CO2の量と同等である。

また、地熱発電所は稼働率が高く、他の再生可能エネルギーより大きな電力を発生する。した

がって、大きな CO2 削減効果が期待できるため、CDM 事業として魅力的である。

本節では、今後 2025 年までに開発可能な資源量からインドネシア国における地熱発電の CO2

排出量の削減効果を試算した。また、地熱発電が CDM 事業として実施されることによって、同

国の地熱開発促進に寄与するため、モデル的な PDD（Project Design Document）を示した。

Source: Modify Denchuken News No.338 (CRIEPI,2000）

Fig. 7.3-1 CO2 Emission by Power Source

７.３.１インドネシアにおける CDM のポテンシャル

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、以下のように石油代替と仮定して排出係数を想定し、

削減可能量を推定した。

CO2 換算量（排出係数）= 代替エネルギー効果の原油換算量(ktoe/y) ×42.62×20×0.99×44/12

0.130

0.088

0.408

0.478

0.704

0.887

0.038

0.053

0.011

0.015

0.022

0.029

0.111

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Mini Hydro

Geothermal

Nuclear

Wind

Solar

LNG Combined

LNG Thermal

Oil Thermal

Coal Thermal

Pow

er S

ourc

e

CO2 Emission Factor (t-CO2/MWh)

Facility/OperationFuel for Power Generation

0.975

0.608

0.742

0.519

7-14

① 石油代替省効果（原油換算 ktoe/y）

原油の熱量 10,000 kcal/kg

電力の熱量換算 2,646 kcal/kWh

② エネルギー単位（熱量：TJ）への換算

換算係数 42.62 TJ/kt

③ 炭素排出原単位への換算

炭素排出原単位 20 tC/TJ

④ 不完全燃焼分の補正

炭素の酸化比率係数 0.99

⑤ CO2への換算

分子量比 44/22

以上から CO2換算量（排出係数）は、0.819(t-co2/MWh)となる。各地点の年間削減量は,地熱発電

所の稼働率を 85%として、年間発電量を求め、以下の式から推定した。

年間発電量(MWh/year) = 開発可能量(MW) × 24(h/day) × 365 (day) × 稼働率(%)

年間削減量(kt-co2//year) ＝排出係数(t-co2/MWh) ×年間発電量(MWh/year)

計算結果を Table 7.3.1-1 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、50,122(kt-co2/year)の削減効果が期待される。

Table 7.1.10-2 によると 2012 年、2016 年、2020 年および 2025 年の増設分はそれぞれ 1117MW、

2077MW、4994MW および 8219MW となる。これらの地熱発電所が CDM 事業として実施される

と、クレジット CER（Certified Emission Reduction）の取引が 10（US$/t-CO2）のときそれぞれ、

68、127、305 および 501（Mil.US$/year）の収益が期待される(Fig. 7.3.1-1)。

7-15

Table 7.3.1-1 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

7-16

Fig. 7.3.1-1 Profit by CER’s Sales

７.３.２インドネシアの地熱発電を CDM として実施するための標準的 PDD について

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 CER の取引が 10（US$/t-CO2）となる場合、電力に換算すると約 0.8(cent/kW)の収益

が得られることになる（Fig. 7.3.2-1）。これは、地熱発電開発のインセンティブのひとつになる。

Fig. 7.3.2-1 CER’s Price

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22CER's Unit Price (US$/t-CO2)

Prof

it by

CER

's Sa

les (

Mil.

US$

/yea

r)

Year 2012 (1117MW)Year 2016 (2077MW)Year 2020 (4994MW)Year 2025 (8219MW)

0.16

0.33

0.49

0.66

0.82

0.98

1.15

1.31

1.47

1.64

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22CER's Unit Price (US$/t-CO2)

CER

's U

nit P

rice

(cen

t/kW

h (E

miss

ion

Fact

or 0

.819

t-CO

2/kW

h)

7-17

インドネシアでは Darajat�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 地点の 55MW 地熱発電とフローレス島 Sukoria 地点 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 を添付資料に示す。

（１） PDD への記入項目

CDM プロジェクトを開発しようとするプロジェクト参加者は、まずプロジェクト設計書

（PDD）を完成させ、有効化審査および登録を行うためにそれを提出しなければならない。PDD

では、ベースライン方法論およびモニタリング方法論の適用方法とともにプロジェクト活動に

ついて記載する。PDD 様式の書き方に関する詳細な説明や、CDM 関連用語集には CDM にお

いて使用される重要用語の解説などが記載されている「PDD と NM を作成するためのガイド

ライン」についても新版を参照することが推奨される。この PDD 様式およびガイドライン

については以下のサイトからダウンロード可能である：

http://cdm.unfccc.int/Reference/Documents

また、日本語の PDD の作成のための解説については、経済産業省の CDM/JI 標準教材

Version2.0 が以下のサイトからダウンロード可能であり、

http://www.meti.go.jp/policy/global_environment/index.html

財団法人地球環境センターの CDM/J 事業調査事業実施マニュアル 2006 は以下のサイトからダ

ウンロード可能である。

http://gec.jp/gec/gec.nsf/jp/Publications-Others-CDM-Manual

2006 年７月 28 日以降で有効になったバーション 03 による記入項目は以下の通り。

A. プロジェクト活動の概要

A.1. プロジェクト活動の名称

A.2. プロジェクト活動の内容

A.3. プロジェクト参加者

A.4. プロジェクト活動の専門的記述

A.4.1. プロジェクト活動の場所

A.4.1.1. ホスト国

A.4.1.2. 地域/州/地方等

A.4.1.3. 市/町/村等

A.4.1.4. 実施場所の詳細（プロジェクト活動の場所を特定できる情報を含む）

A.4.2. プロジェクト活動の種類

A.4.3. プロジェクト活動で採用する技術

A.4.4. 選択したクレジット期間における推定排出削減量

A.4.5.プロジェクト活動に対する公的資金

B. ベースラインおよびモニタリング方法論の適用

7-18

B.1. プロジェクト活動に適用した承認済みベースライン方法論の名称および出典

B.2. その方法論を選択した理由と当該プロジェクト活動への適用理由

B.3. プロジェクト境界内の排出源および排出ガスについての記述

B.4. ベースライン・シナリオの特定方法および特定されたベースラインシナリオについて

の記述

B.5. 登録されたCDMプロジェクト活動がなかった場合と比べ、GHG排出量がどのように削

減されるのかについての記述（追加性の評価・実証）

B.6. 排出削減量

B.6.1. 方法論選択についての説明

B.6.2. 有効化審査時に入手可能なデータおよびパラメータ

B.6.3. 排出削減量の事前計算

B.6.4. 排出削減量の事前推定に関する要約

B.7. モニタリング方法論の適用およびモニタリング計画の記述

B.7.1 モニタリングを行うデータおよびパラメータ

B.7.2 モニタリング計画についての記述

B.8. ベースラインおよびモニタリング方法論の適用を完成させた日付および責任者/責任

機関の名前

C. プロジェクト活動期間/クレジット期間

C.1. プロジェクト活動期間

C.1.1. プロジェクト活動開始日

C.1.2. 想定されるプロジェクト活動の耐用年数

C.2. クレジット期間の選択および関連情報

C.2.1. 更新可能なクレジット期間

C.2.1.1. 第1期クレジット期間の開始日

C.2.1.2. 第1期クレジット期間の長さ

C.2.2. 固定クレジット期間

C.2.2.1. 開始日

C.2.2.2. 長さ

D. 環境への影響

D.1. 環境への影響（国外への影響含む）について分析した文書

D.2. ホスト国又はプロジェクト参加者によって、環境への影響が大きいと判断された場合、

環境影響評価（ホスト国で求められる手順に従ったもの）の結果および全関連文書を

提出すること

E. 利害関係者のコメント

E.1. 地元の利害関係者のコメント受付・集計方法の概要

E.2. 受け取ったコメントの概要

E.3. 受け取ったコメントへの対応についての報告

別紙1. プロジェクト参加者の連絡先

別紙2. 公的資金の情報

7-19

別紙3. ベースラインの情報

別紙4. モニタリングの情報

セクション A では、プロジェクト活動の概要について述べる。ここは、PDD の記載内容の重

要事項を全て包含する項目であり、CDM プロジェクトの全体像をコンパクトに示す役割を担

う。

セクション B ではベースラインおよびモニタリング方法論の適用について述べる。ここは、

PDD においても重要なベースラインシナリオの設定や追加性、排出削減量、モニタリング方

法論の適用および計画に関して記述する項目である。

既に承認されているベースライン方法論、もしくはプロジェクトと一緒に提案する新ベース

ライン方法論に則って、プロジェクトの追加性、ベースラインシナリオ、プロジェクトバウン

ダリーについて説明する。また、本プロジェクトに適用できる方法論の有無については、CDM

理事会のホームページにある承認されたベースライン方法論のリストおよび承認方法論の中で

示されている適用可能条件などで確認する必要がある。本プロジェクトに適用可能な方法論が

ない場合には、新方法論を提案しなければならない。

GHG 排出削減量を推定するために、必要な計算式を記述するとともに、その式を用いて GHG

排出削減量を示す。なお、ここで示される GHG 排出削減量はプロジェクト設計書作成段階に

おける推定値であるため、実際に発行される CER は、モニタリング結果を踏まえて計算する

必要があり、DOE による認証を受けた上で決定されることとなる。

プロジェクト参加者は、どのようなデータを、どのような質（Accuracy, Comparability,

Completeness, Validity）で収集するのかについては、適用するモニタリング方法論のガイダンス

を考慮し、決定する。モニタリング計画は、Annex4 に記載する。モニタリング計画は、以下を

行うのに必要な全ての関連データの収集・保管に関する詳細な情報を提供する必要がある。

・プロジェクトバウンダリーの中で発生する排出量の推計や測定

・ベースラインの同定

・プロジェクトバウンダリー外における増加する排出量の特定

モニタリング計画は、承認されたモニタリングで定義されている指示やステップに従って

記述する。プロジェクト参加者は、登録されたモニタリング計画を実施し、モニタリング報告

書によりデータを提出する。モニタリングされるデータは、クレジット期間の終了後 2 年間、

もしくはプロジェクト活動の CER が後に発行されてから 2 年間のうち、遅い日付まで保持

しなければならないと規定されている点に留意する必要がある。

セクション C ではプロジェクトの活動期間・クレジット期間について記述する。CDM プロ

ジェクト活動のクレジット期間とは、CER が発行される期間であり、DOE によってベースラ

インからの排出削減量が検証・認証の対象となる期間である。CDM プロジェクト活動によっ

て初の排出削減量が発生する日付以降に、クレジット期間の開始日を設定する。当然ながら、

クレジット期間は、プロジェクト活動の運営寿命を超えて設定されてはならない。

クレジット期間は、原則としてCDM プロジェクト活動を登録した日付以降から開始する。PDD

の中で、プロジェクト実施者は、以下の2つのアプローチから選択することになる。選定に当た

っては、プロジェクト寿命を考慮して設定を行うものであるが、これはプロジェクトの事業性

やリスクに大きく関わる事項である。

7-20

1. 更新可能なクレジット期間（Renewable crediting period）

大7 年で、多2 回まで更新可能（計21 年）。但し、更新に当たっては、DOE がベー

スラインの有効性もしくは新たなベースラインの使用につき判断を行い、CDM 理事会に

対して通知することが必要である。

2. 固定クレジット期間（Fixed crediting period）

大10 年で更新なし。

セクション D では当該プロジェクトの実施地点およびその周辺への環境影響分析について記

述する。環境影響分析の結果、環境への影響が大きい（signifcant）とホスト国又はプロジェク

ト関係者が判断した場合、ホスト国の国内制度に則って環境影響評価を行い、その結果も添付

する必要がある。

セクション E は利害関係者のコメントを収集し、受理したコメントに対して、どのように対

応したかについて記載する。

（２） PDD 作成のための補足説明

以下には PDD を作成するインドネシアの地熱発電プロジェクト参加者の参考になるような

補足的な項目について記述する。

（a）プロジェクト活動

プロジェクト活動の名称には「地熱発電プロジェクト」を含める。

適用される地熱発電技術としては以下のものがある。

背圧式蒸気タービン発電

復水式蒸気タービン発電（シングルフラッシュまたはダブルフラッシュ方式）

バイナリー式地熱発電

トータルフロー発電

これらについては図や写真を使いわかりやすく記述する。

プロジェクトのカテゴリーはスコープ１：エネルギー産業（再生可能・非再生可能エネル

ギー源）である。

ODA の供与と CDM の直接的な連携は規定で禁止されているが、途上国側との ODA 供与

交渉の中で、結果として CDM 対象案件が採用された場合は例外となる。（ODA 資金による

事業であるにもかかわらず、国際協力銀行のエジプト向け円借款案件である風力発電事業が

2007 年６月 22 日の CDM 理事会で CDM 事業として承認された。これは、インドネシアにお

いて地熱発電を促進させるインセンティブとして CDM を利用したとしても、結果的に ODA

の資金を使ことにより開発可能となる事業であれば問題ないことを示している。）

（b）方法論の選択（PDD セクション B.1、B.2）

地熱発電事業に適用可能なベースライン方法論は以下の通りである。

＜ACM0002 ver.6＞

Consolidated methodology for grid-connected electricity generation from renewable sources

再生可能資源を利用したグリッド接続に関する統合方法論

【適用条件】

7-21

以下の条件を満たす、グリッド接続の再生可能エネルギープロジェクト

＊以下のエネルギー源からの電力容量の増加に適用可能

・流込式水力発電、貯水池量が増加しない水力発電

・出力密度（発電能力を満水時の貯水池の表面積で割ったもの）が4W/m2 を超える貯

水池を伴う新規水力発電

・風力

・地熱

・太陽光

・波力、潮力

＊プロジェクトサイトでの化石燃料から再生可能エネルギーへの燃料転換を伴うプロジェ

クト活動には適用できない。

＊関連するグリッド電源の地理的バウンダリーおよびシステムバウンダリーが明確に特定

でき、グリッドの特性情報が入手可能である

＜AM0019 ver.2＞

Renewable energy project activities replacing part of the electricity production of one single

fossil-fuel-fired power plant that stands alone or supplies electricity to a grid, excluding biomass

projects

電力グリッド接続又は非接続の単一の化石燃料発電所による発電量の一部を代替する再生

可能エネルギープロジェクト

【適用条件】

以下の条件を満たす、再生可能エネルギーによる発電プロジェクトに適用可能

＊提案されたプロジェクトが、排出ゼロの再生可能エネルギー（風力、地熱、太陽光、流

れ込み式水力、波力、潮力）による発電プロジェクトであり、特定された個々の発電所

からの電力を代替すること

＊出力密度（発電能力を満水時の貯水池の表面積で割ったもの）が 4W/m2 を超える貯水

池を伴う新規水力発電

＊ベースラインシナリオにおける、個々の特定された発電所が、クレジット期間中の電力

需要の増加に対応できる発電容量を持つこと

＜AM0026 ver.2＞

Zero-emissions grid-connected electricity generation from renewable sources in Chile or in

countries with merit order based dispatch grid

チリ、もしくは、電力供給グリッドに基づいたメリットオーダーの国々における、再生可

能資源によるゼロエミッショングリッド接続発電

【適用条件】

以下の状態にある追加的電力能力に適用可能

1) 以下のタイプの再生可能エネルギーによる電力発生

・流込式水力発電および貯水池量が増加しない水力発電

・出力密度（発電能力を満水時の貯水池の表面積で割ったもの）が4W/m2 を超える貯

7-22

水池を伴う新規水力発電

・風力

・太陽光

・地熱

・波力

2) チリの中央電力グリッドに接続するプロジェクトでチリ電力規制の法的義務を満たす

プロジェクト、又は

3) チリ以外の国で実施されるプロジェクトで、電力発生と電力供給に関する規制枠組みが

あり、以下の条件に一致するもの

・低限界費用に基づいたシステムの適運営に対し、特定できる独立した組織に責

任があること

・限界費用に基づいたメリットの大きい順番のデータが、システム運営の責任者によ

って公であること

・システムの各発電源からの燃料消費のデータが、公であること

・情報が得られれば、その他の理由（安全性、グリッド安定など）によって電力供給

される発電所はマージナルの発電所とはみなさない

この方法論は、以下の条件に適用できない。

＊プロジェクトサイトにおいて、化石燃料から再生可能エネルギーへの代替を行う場合

＊ベースラインが化石燃料使用維持である場合

＜小規模 CDM の承認済み方法論＞

タイプ I：再生可能エネルギープロジェクト大出力（プラントの設備容量）が 15MW 以

下のもの。想定されるものとして、太陽光・太陽熱、風力、ハイブリッドシステム、バイオ

ガス、水力、地熱、廃棄物等に関するプロジェクトがあげられる。

AMS I.A (ver10) 利用者による発電

AMS I.D (ver 11)グリッド接続の再生可能発電

（c）プロジェクトバウンダリー（PDD セクション B.3）

プロジェクトバウンダリーとは、「プロジェクト参加者が管理可能で、重要かつ CDM プロ

ジェクト活動に起因する、温室効果ガス排出源に関する全ての人為的な排出を包含する」と

定義されている。

インドネシアでは CDM 事業として地熱発電 IPP 事業が想定される。この場合、原則とし

て送電線の建設は PLN の責任において実施され、IPP 事業者と PLN の取り合い点は PLN が

建設する変電所の入口である。したがって、CDM 事業のプロジェクトバウンダリーは地熱蒸

気生産・還元、発電から PLN 変電所までの送電となる。

（d）ベースラインの特定（PDD セクション B.4）

CDM におけるベースラインシナリオは、「提案するプロジェクトが無かった場合に排出さ

れていたであろう温室効果ガスを合理的に表すシナリオ」であるが、承認済み方法論でシナ

リオは特定されているものもある。たとえば、ACM0002 におけるベースラインシナリオは、

「既存の発電設備に変更を加えたり改造したりしないプロジェクト活動のベースラインシナ

7-23

リオとしては、CDM プロジェクトによって系統に供給された電力は、系統接続している発

電所の稼動および新たな電源として追加される発電所によって供給されていたとする」であ

る。小規模 CDM についてもベースラインシナリオは方法論に述べられており、方法論に基

づきベースライン排出量の算定を行えばよい。

（e）追加性（PDD セクション B.5）

プロジェクト参加者は当該プロジェクト活動の追加性を立証するために、プロジェクト活

動に適用されるベースライン方法論の規定に従わなければならない。多くの承認方法論は EB

によって承認された「追加性の証明と評価のためのツール 7」（追加性ツール）を引用してい

る。

ステップ 1. 現行の法制度に準拠するプロジェクト代替シナリオの同定

サブステップ 1a

プロジェクト実施者あるいは類似プロジェクトの実施者（提案されるプロジェクト活動と同

等の生産・サービスを行う）にとって現実的で信憑性のある代替シナリオを特定する。そのよ

うな代替シナリオは以下のものを含む。

・現状が継続するシナリオ

・提案されるプロジェクトが CDM プロジェクト活動として実施されないシナリオ

・プロジェクト活動に対して、妥当性があり信憑性のある他のすべての代替シナリオ（ディ

ーゼル発電、石油発電、石炭発電など）

サブステップ 1b

関連する法規制の実行：

• サブステップ 1a で特定された代替シナリオは、代替シナリオは、適用される法律・規制を

遵守していることが必要。（このサブステップは、法的強制力を持たない国あるいは地方

の政策については考慮していない）。

PLN の電力開発計画（RUPTL）を利用し、この中で記述されている電源を代替シナリオに用

いれば妥当な代替シナリオとなる。

ステップ 2. 投資分析

提案するプロジェクトについて、CER の販売収入がなければ、ステップ１で特定された少な

くとも 1 つの代替シナリオと比べて、経済的又は財務的に魅力が劣ることを示す。

サブステップ 2a：適切な分析方法の決定

提案するプロジェクトに、CER 以外の収入がない場合、簡易コスト分析を適用する（オプシ

ョン I）。その他の場合には、投資比較分析（オプション II）又はベンチマーク分析（オプショ

ン III）を適用する。インドネシアにおける地熱発電の場合、売電による収入があるのでオプシ

ョン II 又はオプション III を適用する。

サブステップ2b

7-24

オプションI. 簡易コスト分析：CDMプロジェクトのコストを示した上で、当該プロジェクトが

CER収入以外には経済的な便益がないことを示す。

オプションII. 投資分析：プロジェクトのタイプや意志決定の要因から見て、も適切な財務指標

（IRR、NPV、費用便益率、サービス当たりの単価等）を特定する

オプションIII. ベンチマーク分析の適用：財務指標と関連するベンチマーク値を特定する。ベン

チマークは、政府債権の利回り、資金調達コストと必要な資本配当、企業の内部

ベンチマーク等から求めることができる。

サイドステップ2c. 財務指標の計算と比較（オプションII およびIIIについてのみ適用可能）

CDM-PDD の中に、提案するプロジェクトの財務指標（CER 収入は除く）と、以下を明確に

比較する。

オプション II を採用した場合には代替シナリオの財務指標。もよい指標が代替シナリオの

中にあった場合、提案するプロジェクトは財務的に見ても魅力的であるとは見なされない

オプション III を採用した場合には、ベンチマーク値。提案するプロジェクトの財務指標がベ

ンチマークよりも劣っている（例：IRR が低い）場合、提案するそのプロジェクトは財務的に

見ても魅力的であるとは見なされない

サブステップ2d：感度分析（オプションII およびIIIについてのみ適用可能）

結論が確実で合理的であることを示すために感度分析を行う

インドネシアにおいては、オプション II で石炭発電との収益性の比較から地熱発電が魅力的

でないことを証明できる可能性が高い。また、オプション III については、ベンチマークを IPP

事業者のプロジェクト収益性の社内基準において、CDM なしではその基準を下回ることを示す

ことで可能である。

ステップ3. 障壁分析

提案するプロジェクトの実施を阻害する障壁（ただしその障壁は、少なくとも１つの代替シ

ナリオは阻害しない）を特定する。

サブステップ3a：提案するプロジェクトの実施を阻害する障壁の特定

提案するプロジェクトが CDM として登録されない場合、そのプロジェクトの実施を阻害する

現実的かつ信頼性のある障壁があることを示す。それらの障壁としては、例えば投資障壁（ス

テップ２の経済的/財務的障壁を除く）、技術的障壁、一般的な慣行に伴う障壁等が挙げられる。

それらの障壁が存在しかつ重大であることについて、透明性のある、文書による証拠を提出

し、その証拠の保守的な解釈によって示す

以下インドネシアの地熱発電について述べる。

投資障壁：

インドネシアでは 2003 年以前は国有企業である PERTAMINA と PLN が独占的に地熱発電開

7-25

発を行ってきており、民間企業が参入するためには JOC（Joint Operating Contract）や ESC(Energy

Sales Contract)を結ぶ必要があった。2003 年の地熱法の制定により、民間参加が可能になったが、

実施規則が定まっていないため、民間参入の環境が整っていない状況にある。その結果 2003 年

から現在に至るまで新たな地熱プロジェクトは動いていない。

また、電力の買い取りは唯一 PLN だけであり、自由競争になっていない。国策として電力価

格が低く抑えられているために IPP の売電価格も低い状態が続いている。

さらに、地熱発電は石炭発電に比べて発電コストが高い。

技術障壁：

地熱発電では地下資源開発のリスクがある。石油や石炭火力発電では、資金があれば燃料を

調達できるので発電事業の実施が可能であるが、地熱発電は地熱井掘削に投資しても、予定し

た蒸気量が得られない場合がある。とくに、新規開発地点においてはこのリスクは大きい。

また、地熱発電のための蒸気は地熱井から供給されるため、石炭火力発電等に比べて建設可

能な場所の制約がある。

さらに、地熱井は時間の経過と共に蒸気噴出量が減っていく場合があり、定格出力を維持し

ていくためには補充地熱井の掘削が必要となる。

一般的な慣行に伴う障壁：

国家エネルギー政策に関する大統領令 No.5/2006 において１次エネルギーとしての石炭の利

用を現在の 14%から 2025 年には 33%にするとしている。また、インドネシア政府はクラッシュ

プログラムとして 2010 年までに 10,000MW の石炭火力発電の計画を持っている。インドネシア

政府の優先的１次エネルギーは石炭であることは明確であり、それに比較して、地熱発電を含

む再生可能エネルギーの優先度は低い。

サイドステップ 3b 特定された障壁が、少なくとも１つの代替シナリオ（提案するプロジェク

トは除く）は阻害しないことを示す

特定された障壁の代替シナリオ対する影響が提案するプロジェクトに対するものと比べて小

さいことを説明する。

ステップ 4．普及度分析

提案するプロジェクト類が、関連する部門・地域で、既にどの程度普及しているかを分析し、

ここまでの追加性テストを補完する。この分析は投資分析（ステップ 2）と障壁分析（ステッ

プ 3）の信頼性を確認することにもなる。

サブステップ 4a：提案するプロジェクトに類似する他の事例の分析

これまで実施された又は今実施されている、提案するプロジェクトの類似事例を挙げる（た

だし他の CDM プロジェクトは対象外）。

サブステップ 4b：実現しつつある類似事例の検討

類似事例が特定された場合、それらの事例の存在と、提案するプロジェクトが財務的に魅力

7-26

がないこと又は障壁があることが矛盾しないことを示すことが必要である。

現在、インドネシアでは 857MW の地熱発電所が稼働しているが、国有企業が ODA 資金で建

設したものおよび 1998 年以前の IPP により建設されたものがあるが、IPP の場合、売電価格が

現在より高かった。現在のインドネシアの法的、経済的枠組みの中で建設された地熱発電所は

ないと思われる。

小規模 CDM の追加性の証明

小規模 CDM において追加性を証明するためには、プロジェクト実施について投資障壁、技

術障壁、一般的な慣行に伴う障壁あるいはその他の障壁のうち 1 つ以上あればよい。

（f）削減量の計算（PDD セクション B.6）

ACM0002 の場合

＜排出削減量＞

ERy = BEy － PEy － Ly

ERy：プロジェクトによる y 年の温室効果ガス排出削減量[t-CO2/MWh]

BEy：y 年のベースライン排出量[t-CO2/MWh]

PEy：y 年のプロジェクト排出量[t-CO2/MWh]

Ly：y 年のリーケージ排出量[t-CO2/MWh]

＜ベースライン排出量＞

BEy = EFy × EGy

BEy：y 年のベースライン排出量[t-CO2/MWh]

EFy：ベースラインにおける排出係数[t-CO2/MWh]

EGy：y 年にプロジェクトによって系統に供給された電力量[MWh]

＜ベースライン排出係数＞

ベースライン排出係数は、以下の式で算定されるコンバイドマージン（CM）排出係数を使

用する。

EFy = wOM × EFOM,y + wBM × EFBM,y

EFy ：ベースライン排出係数[t-CO2/MWh]

＜コンバイドマージン（CM）排出係数＞

EFOM,y：オペレーティングマージン（OM）排出係数[t-CO2/MWh]

EFBM,y：ビルドマージン（BM）排出係数[t-CO2/MWh]

wOM と wBM は OM、BM の比率であり、原則 50%（wOM= wBM= 0.5）である。この比

率をかえることも可能であるが、その場合には異なる比率を正当化する根拠を示すことが必

要であり CDM 理事会によって精査される。

＜ビルドマージン（BM）排出係数＞

7-27

プロジェクト参加者は、計算対象とする発電所について、以下の２つの選択肢のうち年間

発電電力量の合計値が大きくなる方を選択しなければならない。

・近５年間に建設された発電所

・近建設され新たに系統に加わった発電所で、系統における電力量の 20％を占める発

電所(20%が、あるプラントの設備容量の一部分となる場合、そのプラント全体を計算

に含める)

EFBM,y は計算対象とする発電所からの CO2排出量[t-CO2] を、それらの発電所から系統に

供給された電力量[MWh] で除して求める。

プロジェクト参加者は、以下の２つの選択肢から１つを選択し、クレジット期間中へ変更

できない。

・オプション 1. PDD の提出時に入手可能な、既に建設されている発電所に関する新情

報に基づいて、EFBM,y を事前（ex ante）に計算する

・オプション 2. 第１約束期間については、実際のデータに基づいて事後的（ex post）に

毎年更新する。その後の約束期間については上記オプション１に従って事前（ex ante）

に計算する。

＜オペレーティングマージン（OM）排出係数＞

オペレーティングマージンは、現在、グリッドに連結されている発電施設の電力を代替す

る考え方である。

本方法論では、OM は、

・ Simple OM： CDMプロジェクトによる発電は、毎時の供給電力量において後の 10％

の電力を供給した発電所からの電力を代替するという考え方

・ Simple adjusted OM： CDM プロジェクトによる発電は、低コスト/必須運転（must run）

発電所からの電力を除いて、系統に接続しているその他の発電所からの電力を平均的

に代替するという考え方

・ Dispatch Data Analysis OM： CDM プロジェクトによる発電は、「低コスト/必須運転

（must run）発電所からの電力」と「それ以外の発電所からの電力」を、λ：（１－λ）

の割合で代替するという考え方

・ Average OM： CDM プロジェクトによる発電は、系統に接続している全ての発電所か

らの電力を平均的に代替するという考え方の 4 つの手法が示され、適用する手法を選択することとしている。

以上からコンバインド・マージン排出係数計算のためのオペレーティング・マージン排出

係数とビルド・マージン排出係数の比率はそれぞれ 0.5 とし、オペレーティング・マージン

排出係数は簡易 OM により算出する。なぜなら、PLN によりディスパッチデータが公表され

ていなく、ディスパッチ・データ分析 OM は算出できないためである。また、低コスト・必

須運転発電所の比率が 50%以下であることを PLN の統計から示しておかなければならない。

ビルド・マージン排出量の計算は、直近建設された５基の発電所、近建設され、新たに系

統に加わった発電所で、系統における電力量の 20％を占める発電のどちらか発電量の多い方

を PLN の統計データから選ぶ。

7-28

AMS I.D の場合

・設備容量、稼働率によって異なるが、200KW 以上の小規模地熱発電には排出係数は

0.8(t-co2/MWh)を用いる。

（g）プロジェクト活動による GHG 排出

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

いる場合が多い。こ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. 7.3.2-2 に地熱井蒸気中の CO2の濃度と排出量の関係を示す。こ

れは、蒸気の電力変換効率を 7tonne/MWh とし、横軸に CO2 の濃度（重量％）、縦軸に CO2

排出量（t-CO2/MWh）で示している。参考に Sumbagsel グリッドなどの排出係数を記入して

いる。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。

7-29

Fig. 7.3.2-2 CO2 Emission by Steam Production

（h）モニタリング方法論の適用

PDD のセクション B.7 ではモニタリング方法論および計画の適用について記述する。ベー

スラインシナリオと実際のプロジェクト排出量の差が CER として請求されるため、詳細で

かつ現実的なモニタリング計画をたてることは非常に重要である。

地熱発電におけるモニタリング項目は以下の項目を含む。

・電力系統に供給した電力量（MWh）

・生産した蒸気量（発電および試験時）（tonne）

・生産した蒸気中に含まれる不凝結ガス中の CO2、CH4 (t-CO2/t-steam、t-CH4/t-steam)

・車両等で使用した化石燃料（重量または体積）

（i）環境影響評価と利害関係者からのコメント

プロジェクト参加者は越境影響も含めた環境影響の分析に関する書類を添付することが要

求されている。

インドネシアでは、設備容量 55MW 以上の地熱発電所において環境影響評価（AMDAL）

を実施し、環境影響評価書（ANDAL）、環境管理計画（RKL）、環境モニタリング計画（RPL）

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

7-30

を作成することが法律で義務づけられている。また、55MW以下の地熱発電所についてもRKL

とRPLは作成しなければならない。これらに述べられている項目を本セクションで記述する。