4月 11, 2025 • インドネシア • by Erika Okada

インドネシアのエネルギー関連ビジネス徹底解説：市場動向・政策・参入機会

インドネシアは2億8,000万人以上の人口を抱える東南アジア最大の市場であり、エネルギー需要も急増しています。経済成長に伴い電力消費量や燃料需要が伸びる一方、政府はエネルギー安全保障と気候変動対策のバランスを取るべく各種政策を展開しています。本記事では、インドネシアに進出中または進出を検討している日本人・欧米人の経営者やマネージャーの方々に向けて、インドネシアのエネルギー関連ビジネスの現状と将来展望を再生可能エネルギー、石油・ガス、電力インフラ、政府の政策・優遇措置、参入機会と競争状況といった観点から読みやすく解説します。

インドネシアのエネルギー市場概況

インドネシアのエネルギー供給は依然として化石燃料に大きく依存しています。2023年時点の一次エネルギー源の構成は、石炭が約40.5%、石油が約30.2%と大半を占め、天然ガスが約16.3%、再生可能エネルギー（EBT＝Energi Baru Terbarukan）が約13.1%にとどまります。政府は2025年までに再生可能エネルギー比率を23%に引き上げる目標を掲げていますが、現状は目標17.9%（2023年時点）にも届かず、「更なる取り組みが必要」とエネルギー鉱物資源省（ESDM）は認めています。

化石燃料依存の背景と現状

この化石燃料偏重の背景には、インドネシアが資源国である事情があります。例えば石炭は世界有数の生産量・埋蔵量を誇り、2023年の石炭生産量は7億75百万トンに達し前年比12.8%増の過去最高を記録しました。そのうち約2/3の5億18百万トンが輸出に回され、国内消費は2億13百万トン（政府割当の対国内供給量DMO目標177百万トンを超過）となっています。

一方、石油は2000年代以降生産が減少に転じ、国内需要を満たせなくなっています。現在の原油生産量は日量約60万バレルに過ぎませんが、国内石油需要は約160万バレル/日に達しており、大量の輸入に頼っているのが実情です。天然ガス生産は日量約60億立方フィート規模で推移し安定供給されていますが、こちらも需要増に対応して長期的な増産が求められています。

電力需要の推移と供給状況

電力需要も年々増加しており、2023年の一人当たり電力消費量は1,337 kWh（前年比14%増）と報告されています。国営電力会社PLNによれば、2023年の総発電供給量は約323,300 GWhで、このうち約57%をPLN自社（主に石炭火力）で発電し、43%を独立発電事業者（IPP）などからの購入で賄いました。

長年にわたり電力供給力が需要を上回る「オーバーサプライ」状態が続いてきましたが、その差は徐々に縮小しています。ジャワ・バリ系統では余剰容量が2022年末の7GWから2023年末には4GWまで縮小したとされ、政府は「近い将来余剰状態は解消に向かう」との見通しを示しています。一方で過剰供給は依然存在し、特に再生エネ導入をPLNが渋る要因にもなっているため注意が必要です。

再生可能エネルギー（太陽光・風力・地熱など）の現状

政府は再生可能エネルギー（EBT）の拡大をエネルギー政策の柱に据えています。前述のように2025年23%というエネルギーミックス目標を掲げ、実現に向けた様々な施策を展開中です。しかし現状の進捗は目標に届いておらず、2023年時点の再エネ電源の累積導入容量は約13,155MW（13.2GW）にとどまりました。

再生可能エネルギーの種類別導入状況

内訳を見ると、水力発電が6,784MW（全体の約52%）と過半を占め、以下バイオマス発電3,195MW（24%）、地熱発電2,418MW（18%）と続きます。太陽光発電は573.8MW、風力は154.3MWと大規模導入が始まったばかりの水準です。

太陽光発電の新展開と課題

明るい話題として東南アジア最大の太陽光発電所「チラタ湖上メガソーラー（容量192MW）」が2023年11月に稼働開始しました。このプロジェクトはインドネシア初の大規模水上太陽光発電であり、国営企業PLN子会社とアラブ首長国連邦（UAE）の企業が共同で開発したものです。さらに政府は民生分野での太陽光利用拡大策として「屋上太陽光（PLTS Atap）プログラム」を推進し、2025年までに累計3.6GWの屋上設置を目標に掲げています。もっとも、電力系統側の受け入れ余力や買取制度の整備不足により普及は限定的で、PLNも電力余剰下では新規再エネ電源の追加に慎重な姿勢を見せています。

地熱発電のポテンシャルと現状

インドネシアが特に潜在力を有する再エネ分野が地熱発電（Geothermal）です。同国は環太平洋火山帯に位置し、世界第2位規模（推定総ポテンシャル約29GWとも）の地熱資源が存在します。そのうち約2.4GWが既に開発されていますが、依然大きな余地が残っています。国営Pertamina子会社のPertamina Geothermal Energy (PGE)や国内外ジョイントベンチャーによる地熱発電所開発が各地で進められており、日本企業も技術提供や出資で深く関与しています。また、バイオマス発電や廃棄物発電も地方自治体・民間連携で進展しつつあり、火力発電所でのバイオマス混焼（石炭への木質ペレット混焼）も政府が推進するプロジェクトの一つです。

海外企業への参入機会

再エネ分野への海外からの参入機会は今後拡大が期待されます。政府は「エネルギー移行加速基金（JETP）」として先進国から約200億ドルの支援枠組みを得ており、これを活用して石炭火力の早期リタイアや送電網整備、再エネ導入加速を図る方針です。送電インフラ拡充やグリッドへの統合という課題はあるものの、インドネシア全土（特に離島地域）の未電化解消やディーゼル発電の再エネ代替ニーズも高まっており、新たなビジネスチャンスも生まれています。

インドネシアの石油・ガス産業の動向

インドネシアの石油生産は年々低下傾向にあり、1990年代にはOPEC加盟国だったものの現在は純輸入国となっています。そのため、原油・燃料の輸入額増大が経常収支や財政に与える影響が大きく、エネルギー安全保障上の課題となっています。

原油・石油製品の需要超過と上流投資ニーズ

政府と上流規制機関SKK Migas（石油ガス上流活動特別作業部会）は、生産減退に歯止めをかけるため2030年までに原油生産日量100万バレルという目標を一時掲げていました。しかし既存油田の成熟化や探鉱停滞により達成が困難となり、2025年時点では目標を日量80万～90万バレル程度に下方修正する動きがあります。

実際、2020年の日量70.8万バレルから2021年65.9万、2022年61.2万、2023年は60.6万バレル/日と減少が続いており、2024年中頃には一時57.8万バレル/日まで落ち込んだことが報告されています。このため政府は既存油田での増進回収法（EOR）の導入、新規探鉱のインセンティブ強化など総力戦で増産に挑んでいます。

一方で、国内の石油需要は経済成長・自動車普及に伴い年率数％で増加しています。ガソリンやディーゼル燃料を中心に2023年の石油消費量は日量160万バレル規模に達し、国内生産の約3倍にも上ります。この需給ギャップを背景に、インドネシアの燃料輸入額は年間数十億ドル規模となり貿易収支の赤字要因となっています。

政府は燃料自給率向上に向け、国営石油会社プルタミナ(Pertamina)主導で製油所の大規模改修・新設プロジェクト（「RDMP」「GRR計画」）を推進しており、これらには日本企業を含む海外技術・資本も参画しています。またバイオ燃料の普及にも力を入れており、パーム油由来のバイオディーゼル混合比率を2023年にB30からB35（軽油35%相当をバイオ由来で代替）へ引き上げました。この「B35」政策は、燃料輸入削減とパーム産業振興を両立する戦略として国内で位置付けられています。

石油上流開発分野における外資参入機会

石油の上流開発分野では、外国企業に広く門戸が開放されています。インドネシアはPSC（Production Sharing Contract：生産分与契約）方式を採用しており、政府と契約を結んだ事業者が原油・ガスの一定割合を生産分与として受け取る仕組みです。近年は従来のコスト回収型PSCに加え、企業裁量が大きい「Gross Split方式PSC」も導入し契約条件の柔軟化が図られました。エネルギー省は探鉱ブロックの国際入札を毎年実施しており、2025年までに計60ブロックを公募にかける計画を表明しています。

メジャー企業ではシェブロンやシェルが一部大型鉱区から撤退する一方、インドネシア地場資本や他の海外事業者による権益取得が進んでいます。例えば米国シェブロンから国営Pertaminaがロカン油田（かつての最大陸上油田）を引き継いだケースや、マハカム鉱区を仏トタル社からPertaminaが継承したケースなど、国家油会社が存在感を増しています。ただし依然として海外企業の技術・資本なくして大規模新規発見は望めないとの認識から、官民双方で海外との協業機会は豊富です。

石油下流（製品販売・小売）市場の自由化状況

下流（製品販売・小売）分野では、長年Pertaminaの独占状態でしたが、近年一部自由化が進み外資系石油会社も燃料小売市場に参入しています。シェルやBP、トタルなどは都市部を中心にガソリンスタンド網を展開しています。ただし、政府が補助金付き燃料をPertamina経由で供給しているため、外資系は主に高オクタン価ガソリンなど非補助金製品の販売に注力しています。このように流通面での参入機会もあるものの、市場環境として価格規制や補助金政策の影響を強く受ける点には留意が必要です。

インドネシアの天然ガス：安定生産と新プロジェクト

天然ガス：安定生産と新プロジェクト

天然ガスはインドネシアエネルギーの重要な柱であり、産出量の約60%を国内で消費し、残りは液化天然ガス(LNG)やパイプラインガスとして輸出されています。近年は国内発電や産業向け需要増に伴い輸出比率が低下傾向にありますが、それでもなお世界有数のLNG輸出国の一つです。2023年のガス生産は日量約59.6億立方フィートで比較的安定して推移しました。政府は2030年に日量120億立方フィート（12 BSCFD）のガス生産を目標として掲げ、新ガス田開発に期待を寄せています。

天然ガスの主な生産地域と新規プロジェクト

主なガス生産地域は、東カリマンタン、パプア、南スマトラ、ナトゥナ沖合などです。近年の注目プロジェクトとして、パプア州の「タングーLNG トレイン3」が2023年末に生産開始し、年間380万トンのLNG増産が実現しました。また、大型ガス田「マセル（Masela）」ブロックの開発計画も進展しています。

天然ガスの国内利用促進策とビジネスチャンス

ガスの国内利用促進策として、政府は工業向けガス料金の値下げ政策を実施しています。また、都市ガス・発電所用の小規模LNG受入設備やガスパイプライン網の整備も推進されています。地理的制約からパイプラインが届かない離島・遠隔地では、「仮想パイプライン」ビジネスも成長しつつあり、日本企業が技術供与する事例もあります。

海外事業者にとって、インドネシアの天然ガス分野は上流（探鉱・開発）だけでなく中流・下流にもビジネスチャンスがあります。政府もガス利用拡大を掲げ、外資投資に対する規制緩和やインセンティブを通じて協力を求めています。

インドネシア政府の政策・優遇措置

インドネシア新大統領プラボウォ・スビアントの大統領までの道のりと暗い闇

エネルギー政策の方向性

インドネシア政府はエネルギー分野の最上位計画として「国家エネルギー政策 (KEN)」および「国家エネルギー総合計画 (RUEN)」を策定しています。政府規則2014年第79号(PP 79/2014)に基づき、エネルギー自給率向上と持続可能性の両立が掲げられており、前述の一次エネルギーミックス目標23%再エネ（2025年）や将来的な2060年までのカーボンニュートラル達成目標が示されています。

電力部門に関してはPLNが「長期供給計画 (RUPTL)」を公表しており、最新のRUPTLでは今後の追加発電容量の約半分以上を再生可能エネルギー由来とする方針が打ち出されています。これは「グリーンRUPTL」とも称され、石炭火力新設を抑制する転換点となりました。

実際、政府は新規の石炭火力発電所建設許可を原則停止しています（例外は既契約案件や製錬所向け自家発など）。2022年制定の大統領令第112号(Perpres 112/2022)では、再エネ発電の導入加速措置とともに石炭火力への新規投資抑制が明記されました。この大統領令112号は再エネ事業者への各種インセンティブ規定も含んでおり、後述する税制優遇策の根拠ともなっています。さらに国際的な支援枠組みとしてJETP（公正なエネルギー移行パートナーシップ）が2022年に締結され、インドネシアの石炭依存からの転換に追い風となっています。

一方で、野心的な再生可能エネルギー促進法の整備は遅れています。長年審議中の「新エネルギー・再生可能エネルギー法案 (RUU EBET)」は、発電網の開放（パワー・ホイーリング）条項を巡る省庁間対立などから2024年の政権・議会交代時までに成立せず持ち越しとなりました。法制面の不確実性は民間投資家にとってリスク要因ですが、政府は法律が無くとも既存の政省令で必要な施策は実行可能との立場を取っています。例えば再エネ電力の調達価格については、上述の大統領令112号に基づき技術毎の上限価格（指標価格）が設定され、PLNによる買電条件が明確化されました。また地熱資源の開発についても別途地熱法が整備され、許認可手続の簡素化や政府による探査リスク補填策（政府が先行探査してリスク低減）などが講じられています。

気候変動対策（カーボンプライシング）の導入状況

気候変動対策としては、カーボンプライシング（炭素税・排出量取引）の導入も進められています。インドネシアは2021年に炭素税制度を法制化しましたが、経済への影響を考慮し施行を繰り返し延期してきました。最新の計画では2025年に炭素税を開始するとしていますが、その税率はCO2換算1トン当たり約2ドル（Rp30/kgCO2e）と低水準に抑えられる見通しです。

しかし別途自主的な排出量取引制度が2023年より動き出しており、金融当局OJKの主導で炭素取引所(Carbon Exchange)が創設されました。初取引は2023年9月に開始され、2025年2月末時点で取引量約157.8万トンCO2、取引額約7,725億ルピアに達するなど徐々に市場が形成されています。将来的に排出削減プロジェクトから生まれるカーボンクレジットが新たな収益源となる可能性もあり、再生エネ事業者などにとってプラス要因となるでしょう。

税制優遇・インセンティブ制度

インドネシア政府はエネルギー分野への投資誘致のため、各種の税制優遇措置や補助制度を整備しています。特に再生可能エネルギー事業は「優先分野」と位置付けられ、以下のようなインセンティブが利用可能です：

法人税の優遇：再エネ発電事業は一定要件下でタックスアローワンス（所得控除）やタックスホリデー（最長20年間の法人税免除）の適用対象となります。大規模投資案件では税率ゼロの恩恵を長期間受けられるケースもあります。
輸入関税・付加価値税の免除：発電設備や部品の輸入に際し、関税や輸入VATの免除措置が認められます。ほとんど生産がない太陽光パネルや風力タービン等も、この免税によって低コスト調達が可能です。
固定資産税の軽減：発電所用地などにかかる土地・建物税（PBB）について減免措置があります。特に開発初期の地熱資源エリアでは探査期間中のPBB免除が適用されるなど、先行投資負担の軽減が図られています。
補助金・融資保証：地熱開発については政府による補助金交付や債務保証スキームが用意されています。また再エネ事業全般で、国営インフラ保証基金（IIGF）によるPLNとのPPA履行保証や、国営銀行による低利融資プログラムなどが利用可能です。

石油ガス上流では輸出入税やVATの免除（PSC契約者に対する標準的優遇）や、一定期間の法人税免除措置（タックスホリデー）が大型案件向けに認められています。また産業省・投資省（BKPM）は国家戦略プロジェクトに認定されたインフラ事業へ様々な許認可の迅速化や行政サポートを提供しています。近年導入されたオンライン単一窓口(OSS)による手続き簡素化も、発電事業のライセンス取得期間短縮に寄与しています。

総じて、インドネシアは他国と比べてもエネルギー投資に対するインセンティブが豊富です。こうした制度を上手く活用することで、投資回収期間の短縮やリスク低減が期待できます。ただし適用要件や手続きが複雑な場合もあるため、進出に際しては現地の専門家と連携し最新情報を収集することが重要です。

まとめ

インドネシアはエネルギー需要が年々増加する中で、再生可能エネルギーの導入促進や化石燃料依存の軽減を図る政策を強化しています。石炭、石油、天然ガスの各資源に依然として大きく依存している現状に対し、政府は「2025年までに再エネ比率23%」や「2060年カーボンニュートラル達成」を目標に掲げています。

再エネ分野では水力・バイオマス・地熱が主軸となっており、太陽光・風力などの新規導入も始まりつつあります。また、石油・天然ガス産業でも外資企業との協業が活発で、探鉱・開発・小売の各段階にビジネス機会が存在しています。さらに、エネルギー分野への投資促進のため、税制優遇・融資支援・補助金などの制度が整備されており、外国企業にとっては魅力的な市場環境といえるでしょう。

ただし、政策の整備や制度の運用には未確定要素も多く、進出に際しては慎重な情報収集と専門家との連携が不可欠です。今後もエネルギー転換の進展に注目しつつ、持続可能で実行可能なビジネスモデルを構築することが鍵となります。

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