収益性に苦しむ再生可能エネルギー

　再生可能エネルギー開発が思う様に進んでいない。２０２３年時点で発電のエネルギーミックスに占める再生可能エネルギーの割合は13・１％に留まり、同年目標である17・９％に対し大幅に遅れている。２０１４年の国家エネルギー政策（ＮＥＰ）では、25年までに再生可能性エネルギーの利用割合を23％、30年には26％を目標としていた。しかし、25年の目標達成はもはや難しく、ＮＥＰ改定案では、25年目標を17～19％に引き下げると見られている。
　地形多様性を持つインドネシアは、太陽光、風力、水力、潮力、バイオガス、地熱発電など大きな可能性を秘めている。国家エネルギー評議会の試算では、太陽光が最もポテンシャルが高く３２９４ギガワット（ＧＷ）、次いで風力１５５ＧＷ、水力９５ＧＷ、潮力６３ＧＷ、バイオガス５７ＧＷ、地熱２３ＧＷと総量３６８７ＧＷの発電能力があるとしている。しかし、23年末時点では、わずか14・７ＧＷ（０・４％）しか開発を実現できていない。
　開発目標と実績の差はコロナによる経済低迷の影響もあるが、電力需要の計算において年率7～8％の経済成長を前提としていることが大きな要因と考えられる。その結果、国営電力会社ＰＬＮでは２０２３年時点で、総発電能力７・２万メガワット（ＭＧＷ）に対し、ピーク時負荷は５・８万ＭＧＷと設備過剰になってしまった。ＰＬＮとしては独立系発電事業者（ＩＰＰ）から再生可能エネルギー電力を買電する意欲が沸かない状況となっている。
　ＩＰＰ事業者の収益性も課題だ。ＩＰＰ事業者からＰＬＮへの売電価格は固定価格買取制度（ＦＩＴ制度）にて決定される。ただし、インドネシアのＦＩＴ価格は他ＡＳＥＡＮと比して低い水準に留まる。例えば、太陽光発電のＦＩＴ価格はＵＳＤ５・90セント／ｋＷｈであり、一人当たりＧＤＰが同水準のフィリピン・ベトナムよりも低い（各ＵＳＤ７・60セント／ｋＷｈ、ＵＳＤ７・09セント／ｋＷｈ）。20年インドネシアにてグリーン電力証書（ＲＥＣ）が導入された。当初、ＩＰＰ事業者はＲＥＣによる収益アップを期待していたが、ＰＬＮのみが販売可能であり、その収益はＩＰＰに直接落ちないスキームであった。
　発電コストの高さも収益を圧迫する。エネルギー研究機関のＩＥＳＲによると、インドネシアにおける平準化電気料金（ＬＣＯＥ）は石炭火力でＵＳＤ５・68～８・71セント／ｋＷｈである一方、太陽光はＵＳＤ５・79～９・76セント／ｋＷｈ、風力８・36～11・31セント／ｋＷｈとコスト高となっている。
　それらの課題に対し、インドネシア政府は再生可能エネルギーの普及に向けた各種インセンティブを提供。タックスホリデー（５～20年間の法人税免税など）、タックスアロケーション（投資総額の最大30％を６年間課税所得より減額など）、ＶＡＴ免税（特定機器の輸入ＶＡＴ減免など）、輸入関税免除（現地非製造機器の輸入関税免除）など、様々な税制優遇を講じた。
　しかし、全体感を改めて整理すると、発電能力過剰に加え、他ＡＳＥＡＮ諸国より低いＦＩＴ価格、収益貢献のないＲＥＣ制度、化石燃料より高い発電コストなど、再生エネルギーを推進するには構造的な課題が存在する。承認プロセスに時間を要するという以前の問題として、投資対効果を見込みにくいという根本的な問題に直面している。インドネシアには豊富な再生エネルギーのポテンシャルが存在する。それら自然資源を有効活用するためにも、ＦＩＴ価格の改定、税制優遇など、再生可能エネルギーを担うＩＰＰ事業者の収益性向上に資する更なる一手を期待したい。（三菱ＵＦＪリサーチ＆コンサルティング・インドネシア現地法人社長　中島　猛）