• 社会のエネルギー・トランジションの流れの中、残存可採埋蔵量も大きいと見られるインドネシアの天然ガス開発には、国内外から期待が寄せられているが、最近、インドネシア政府は生産量増加を早期に達成すべく、新規プロジェクトの開発加速、既存プロジェクトの増産、及び国内需要を注視し、状況により国外へ出荷予定であった天然ガスを国内へ振り分けさせるといった政策的な動きが目立つ。背景や関連情報と合わせ、現在のインドネシア・ガス開発の事業環境について概況を紹介する。
• 併せて、一時は多くの新規事業が組成し、盛り上がりを見せたCCSの社会実装に向けた動きは、着々と進む規則整備の進捗と共に、より実践的なフェーズに進んでいる事業もある一方で、事業化においては公的支援や、排出国からのCO2受け入れといったさらなる動機づけが必要で、調査段階から先に進めていない事業も多く、全体として状況は落ち着いてきたように見えている。

2024年10月、インドネシアでは10年ぶりの大統領交代があり、プラボウォ・スビアント大統領就任に伴い、省庁の再編もあった。それから1年近くが経ついま、石油ガス上流・CCS事業環境に関しては様相の変化が感じられる。INPEXが主導し開発準備中のマセラ鉱区（アバディLNGプロジェクト）、2023年にイタリア・Eni他が発見した大型のガス構造を含むノース・ガナル鉱区、Harbor Energy、bp、Mubadala Energyらが探鉱してきたアンダマン鉱区群などの大型ガス開発事業の立ち上げ準備が進行しているが、その最中、インドネシア新政府は、自国で生産した油・ガスを国内に優先的に供給したい意向を強調し続けている。特に国外輸出に関しては、既存長期売買契約に基づき継続しているものの、国内での需要を慎重に確認しながら輸出許可を出す状況となっている。現在、日本向けに出荷している3つのLNG事業（タングー、ドンギスノロ、ボンタン）において、2025年分から、政府による輸出許可がより短期間の単位（2024年までは1年単位、徐々に短くなり直近では1か月単位に短縮されている）で発行されるようになり、かつそのタイミングも対象期間の直前に変わってきているようだ。今後さらにインドネシア国内のガス需要が増加したり、さらに資源ナショナリズムが強まり、資源を国外へ輸出することをより不安定化させる政策が打ち出されたりしないか、日本へのエネルギー安定供給を使命とするJOGMECとしても関心の強い所である。実際に、これまでに既に、契約上の出荷先国（シンガポールなど）に行くはずのLNGカーゴが、インドネシア国内に仕向けられるケースも出てきている[1]。LNGに限らず、パイプラインガスの輸出に関しても、2026年の生産開始を見込む、ナトゥナ海西部のドゥユン鉱区について、Conrad Asia EnergyはPGN及びシンガポールのSembcorpとガス販売契約（GSA）を結んでいたにも関わらず、インドネシアのエネルギー鉱物資源省からの指令を受け、ナトゥナ海西部エリア最大の未開発ガス田と言われるマコガス田からの生産ガスの全量を、国内（バタム島）に供給すべく国営電力会社PLNのグループ会社が購入することとする旨の報道がなされた[2]。

天然ガスは、アジアを中心とする多くの国々でネット・ゼロ社会に向かう途上の「トランジション燃料」と位置づけられ、注目されている。日本の経済産業省が東南アジア諸国支援の脱炭素化を支援するAsia Zero Emission Committee（AZEC）においても、ガス田開発・LNG事業は対象プロジェクトに含まれている。日本にとっての天然ガスは、2025年2月に閣議決定された第7次エネルギー基本計画では、変動制の再生可能エネルギーの調整電源の役割を果たすこと、石炭からの燃料の天然ガスシフトにより環境負荷低減に寄与すること、LNGインフラも低排出ガス開発に転用できること等に触れ、カーボンニュートラル実現後も天然ガスは重要なエネルギー源である旨が記載されている。また、様々な情勢変化のもとでも石油天然ガスの安定供給を確保するため、日本企業が直接開発・生産に携わる上流権益確保・国内資源開発による自主開発を進めることが極めて重要であり、自主開発比率を2030年に50%以上、2040年に60%以上に引き上げることを目指すことが述べられている[3]。

財務省貿易統計に基づくと、2024年の日本のLNG輸入量約6,589万トンのうち、インドネシアからは約313万トン（約5%）で国別順位は7位となる。この数字から、日本におけるインドネシア・天然ガスのインパクトは、イメージよりも限定的かもしれないが、長い間、インドネシアは日本にとって、原油では数少ない中東以外の輸入先であり続け、LNGでは1990年代後半から2007年まで、最大の輸入先であった。インドネシアの天然ガス国内供給強化の動き、ネット・ゼロにおける移行期のエネルギーとしての天然ガスへの注目、インドネシアの天然ガス供給者としての地位の縮小を見ると、長年のパートナーシップを通じ培ってきた資源エネルギー分野におけるインドネシアと日本の関係が、何か新しい形に移行しつつあるように見受けられる。

インドネシアの人口は2024年時点で約2億8,100万人と、インド、中国、米国に次いで世界4位である。人口増加率は2019年以降0～1%の間で推移しており、2024年は0.8%であった[4]。増加率としては小さく見えるが、年齢層上の分布では若年層が比較的多いため、人口増加は当面続き、それとともにエネルギー消費量も増え続けると見られている。

インドネシアは2025年1月、BRICSに正式に加盟した。米国への依存を和らげ協力先を多極化する効果や、加盟国間での協力・投資支援が可能になることで石油ガス部門へも好影響が見込まれている。2025年6月にはインドネシアとEUの間で包括的経済連携協定の政治合意がなされ、80%の品目に対する関税撤廃等がなされることが決まり、一方、世界的に注目されているドナルド・トランプ第二次政権下における米国から各国への関税強化に関しては、2025年7月、インドネシアからの輸出品に対する米国の輸入関税は19%とされた。これは、米国に対して貿易赤字のシンガポールを除くと東南アジア諸国でも最低水準である。一方、米国からの輸出品に対してはインドネシアの関税率は0%となり、合わせて発表された情報として、インドネシアは今後、150億ドル相当の米国産エネルギーを購入すること等が条件として合意されている模様で、エネルギー・鉱業分野を含むインドネシアの国内産業が競争圧力にさらされることを心配する声もある。なお、インドネシアの名目GDPは1兆3963億米ドルで世界16位、一人あたりGDPは4,958USDで世界121位であった。2024年の実質GDPは2023年比で+5.03%で、前年の+5.05%からわずかながら鈍化している。プラボウォ大統領は選挙公約「Asta Cita（アスタ・チタ／「8つの理想」の意）」において、エネルギー自給の達成等とともに、2029年の退任までに経済成長率8%とすることも目標として挙げている。

図1はインドネシアの1次エネルギー消費量の推移（2019年から2024年）と、2024年の1次エネルギー構成比である。2024年の1次エネルギー構成比は、石油29%、石炭40%、ガス16%、再エネ15%であった。ガスの重要度が増していると言っても、まだまだ石炭、石油への依存が強い国である。

インドネシアはガス田開発の加速に取り組んでいる。政府は、ガスが賦存する可能性があるインドネシアの堆積盆は128あり、その約半分65が未探査であると紹介している。（2024年10月時点／エネルギー鉱物資源省）。現在進行中または完了後未入札の段階の政府との共同探鉱スタディの数は、史上最も多い37件となっている。さらに最近、2028年までに段階的にコントラクターを募集予定であった油ガス探鉱鉱区75箇所は、2025年10月から一斉に募集する方針へと変更し、更なる早期増産策とすることを明らかにしている。

イタリア・Eniとインドネシア・Agra Energiが東カリマンタン沖にて2023年10月に探鉱井「ゲン・ノース‑1」での発見によりに推定したガス埋蔵量は5 TCFとされ、そのエリアを含むノース・ガナル鉱区の開発は、2025年内の最終投資決定（FID）、2027年後半の商業生産開始を見込む。日本のINPEXが進めるマセラ鉱区のアバディLNGプロジェクトは、2025年8月にFEED（基本設計）を正式に開始し、年間950万トンのLNG及び日量150MMSCFの国内向けパイプラインガス生産に向け開発準備中であるが、報道によると、インドネシア政府からはFID及び生産開始を急ぐことを求められているようだ。Harbour Energyがオペレーターのアチェ州・アンダマン沖のガス鉱区、アンダマンII鉱区（推定埋蔵量5TCF[5]）、南アンダマン鉱区（同8TCF[6]）は開発計画を政府に提出済みで、生産開始は2028年を目指している。

これら以外にも、インドネシア政府は探鉱や既存油ガス田での増産に力を入れており、2025年は開発井904本、探鉱井40本の掘削を予定している[7]。

インドネシアの石油・ガス開発事業のうち、最近注目されるものを図2にて地図上に紹介している。ここに示すものは全事業のうち一部であり、本稿で触れるものを中心に選定した。

近年、インドネシアでの探鉱は外資含む企業に魅力を見出されており、Total Energiesによる西パプア州ボバラ鉱区（オペレーターはペトロナス子会社）での探鉱事業への参画が今年6月に発表された他、Chevron（2021年末にスマトラ島リアウ州ロカン鉱区から、2023年に東カリマンタン沖大水深開発プロジェクトから撤退）、Shell（2023年にマセラ鉱区から撤退）といった、一度インドネシアでの活動を終えたメジャー企業が、再参入を模索しているとの報道も出ている。日本のE&P企業も数年前と比べ、インドネシアのガス開発事業への関心を強めていると見られ、2025年5月に公表されたインドネシア探鉱鉱区の入札結果には日系企業の名前も目立った。西パプア州、タングーLNG事業の近隣鉱区、Gaea、Gaea IIには同事業にも出資する日本企業（三菱商事、INPEX、LNG Japan（双日、住友商事出資）、三井物産、EneosXplora）がEnQuest、bpらと共に参画し、東ジャワ沖のセルパン鉱区にはINPEXがPETRONAS Carigali、SK Earthonと参入した。JAPEXは2025年5月、Energi Mega Persada（EMP）が権益を保有する北スマトラ州グバン鉱区への参入を発表。同鉱区では、既発見未開発のスチャンガンガス田の開発にも取り組む。また同時に、同じEMPがパートナーで、2006年以来参画していた東ジャワ沖のカンゲアン鉱区から撤退することも発表した。

一方で、2025年6月以降、スペインのRepsolがスマトラ南部のコリード鉱区、サカケマン鉱区、サウス・サカケマン鉱区の権益をMedco Energiに売却し、インドネシア上流事業から撤退することが報道された（なお、2028年生産開始を目標としているサカケマン鉱区には日本の三井エネルギー資源開発（MOECO）も参画し、生産ガスからCO2を分離回収して近隣のコリード鉱区内に地下貯留する計画を持つ、いま注目のプロジェクトの一つ）。それ以外にも、東カリマンタン沖のノース・ガナル鉱区のEniやAgra Energiが権益の売却も視野に入れている旨の情報や、直近9月にナトゥナ海沖のツナ鉱区からの撤退の発表があったHarbour Energyのアチェ州沖、アンダマンプロジェクトの権益に関心を持っている企業があるといった未確定の情報が報道されているように、インドネシアに積極的に参入する企業ばかりではなく、資産売却のタイミングを見極めている企業もある点は注目に値する。

インドネシアの天然ガス・ポテンシャルが注目を浴びている背景には、世界のガス需要が増加する見通しであること、インドネシアにポテンシャルのある鉱区が見出されていることがあるのは言うまでもないが、インドネシア政府も探鉱・開発事業をより魅力的にする努力を行ってきている。具体的には、政府との生産物分与契約（PSC）のうち、コスト回収制度に続いて導入され、2019年から2025年5月時点までに46事業で締結されたGross Split制度は、コスト回収制度と違って生産物の取り分が操業に要するコストの多寡に依らないためコストの申告・承認プロセスが省略でき、企業側の生産物取り分としては、石油で47%（政府53%）、ガスで49%（政府51%）が基本として与えられ、さらにリスクや既存インフラの有無等により取り分の上乗せもある（注：コスト回収法におけるコスト回収分は課税対象外であったのに対し、Gross Split法における企業取り分は課税対象となる等、注意が必要な違いもある）。また、SKK Migasによれば[8]、そのGross Split法の税制を定めた政府規則2017年第53号（GR53）はさらに見直されており、開発段階における間接税制の改訂、インセンティブの明確化、財務省を介さずにエネルギー鉱物資源省とSKK Migasで価格承認手続きを完結、その他手続きの簡素化などにより、上流分野への投資促進に繋げようとしている。2001年に施行されて以来、改正の議論が続いている石油・ガス法については、最終化時期は未定であるものの、最近、改正案が議会に提出され協議が続いているようだ。

図3はそれぞれ、1966年以降の石油天然ガス生産量（日量換算）の推移である。原油は2000年頃、天然ガスは2010年頃をピークに減退傾向にあることが見て取れる。それに対抗すべく、特に近年は、政府の増産の方針の下、探鉱、既存フィールドでの追加掘削に注力している。また、インドネシア最大級の石油鉱床、スマトラ島中部のロカン鉱区（オペレーターはPertamina子会社）を筆頭に、ガスやケミカル、水蒸気を用いた原油増進回収法（Enhanced Oil Recovery; EOR)、フラクチャリングといった生産性向上技術を展開している。今年、2025年には、インドネシア最大級の陸上油田、バニュ・ウリップ（チェプ鉱区。オペレーターはExxonMobil子会社）でも政府の増産の要請に対応し、追加坑井掘削により従来の生産量約日量15万バレルから18万バレルへと大幅な増産を達成している。

天然ガスについては2022年以降を見れば生産ペースは上向きとなっており、今後も、マルク州のアバディLNGプロジェクト、東カリマンタン沖大水深開発（ノース・ガナル鉱区等）、アチェ州沖のアンダマン鉱区群開発といった大型ガス開発プロジェクトの開始が控えている。

（図3）1966年以降の石油天然ガス生産量（日量換算）の推移
（出所：SKK Migas Annual Report 2023 [9]）

インドネシアは、石油については2004年以降、輸入量が輸出量よりも多い純輸入国（2024年の石油自給率は消費量に対し約36%）であるが、天然ガスについてはその逆の純輸出国となっている。しかし、インドネシア国内のガス需要は今後、さらに増えていくと見られ、コンサルタント会社Wood Mackenzieは2024年3月時点で、インドネシアが2040年代初頭までに純輸入国へと変わると予測している[10]。

図4はインドネシアの年間LNG生産量、輸出量、国内供給量の推移（2014～2024年）である。2021年頃までボンタンLNGやアルンLNGへの供給源となるガス田の減退により、生産量が落ちてきていたが、2023年以降の回復は、タングーLNG液化プラントの第3系列（製造量年間380万トン）稼働開始の影響が大きい。国内供給量は劇的な増加ではないものの、着々と伸びている。

インドネシア政府は石油天然ガスの開発加速に資するべく、投資環境改善に取り組んでいる一方で、同事業に関連する政策の中で、以下2-4-1.～2-4-4.に挙げるように、インドネシア自身の経済及びエネルギーセキュリティ確保を目的とするものも存在している。天然ガス上流への参画企業にとっては経済性や、事業を進める上でのプロセスに影響する可能性があるものもあり、注意が必要である。

2-4-1.　特定ガス価格政策

インドネシア政府は、国内産業の競争力に対する支援のため、生産されたガスのインドネシア国内販売価格に関しては、大統領令2016年40号で規定され、大統領令2020年121号で改正・具体化された「特定ガス価格（HGBT：Harga Gas Bumi Tertentu）政策」が導入されている。これは、肥料、石油化学、鉄鋼、セラミック、ガラス、オレオケミカル（Oleochemical：植物油や動物脂肪など天然の油脂から作られる化学製品）、発電、ゴム手袋（2022年に追加）の8業種における下流最終消費家に対し、ガス価格の上限を6USD/MMBTUとするもので、2025年1月以降はそれが燃料ガスで7USD/MMBTU、原料ガスで6.5USD/MMBTUとわずかながら引き上げられた。対象業種とガス供給者が売買契約締結済みの場合は、ガス供給者（開発会社）が政府と結ぶPSCの生産物分配において政府取り分が調整されることにより価格差が補填されるが、いったん既存契約が切れれば、その更新に際しては取り分調整による補填も終了となる可能性があり、ガス開発事業の収益に影響し得る政策である（同政策は2025年1月から5年間有効で、毎年または必要に応じ、随時評価されることとなっている）。なお、2024年にFree-On-Board方式（売主が積出港で船に積み込むまで責任を負い、輸送料や保険料は含まない）で国外へ販売したLNGの平均価格は1トン当たり10.37USDであったように、上記の国内販売価格よりも高いのが通常である[11]。

2-4-2.　国内供給義務率

インドネシアは国内エネルギー安全保障、及び国内ガス需要を満たすべく、2024年7月、ジョコ・ウィドド大統領（当時）が、国内で生産した天然ガスの国内供給義務率（DMO：Domestic Market Obligation）をそれまでの25%から60%に引き上げる政令の草案を承認した。ただし全ての事業で一律でこの割合の遵守が求められるというより、実際は事業ごとに求められる割合にばらつきがあるようである。また、政府が国内需要を注意深く確認しているため、その状況により、予定していた量の国外輸出が承認されないケースもあるようだ。一ガス開発事業者にとっては政府との関係等により、実質的に販売先を任意で決めらない状況が出てきていると言えるため、事業の商業性確保の上で課題となっている。

2-4-3.　国内調達率強化政策と、SKK Migasガイドライン下における運用緩和

インドネシアでは、石油ガス上流に限らず多分野で、物品やサービスの国内調達率（TKDN：Tingkat Komponen Dalam Negeri）の強化政策が進められているが、石油天然ガス開発分野では、開発加速の方針に対応すべく調達手続きの簡素化、効率化が図られている。SKK Migasが、インドネシアの生産物分与契約を対象に定めている、物品・サービス調達に関するガイドライン「PTK-007」が改訂や実施細則の整備を経て、2024年11月には最新版（第5版）が正式に運用されるようになった。

2-4-4.　外貨国内口座入金義務

インドネシア政府は2023年8月から、天然資源輸出収益のうち少なくとも30%を3か月間国内口座に預けることを義務付けている。2025年には新たに、輸出収益の100%を1年間国内に保持する制度が導入されたが、石油ガス部門は対象外であり、同部門については従来どおり「30%を3か月間」の規制が適用されている。このため、一部事業者には資金繰りや運用面での制約が生じる可能性があり、また今後も政府の意向によって、さらに不利な変更が生じないか不安を感じた関係者も多かったのではないかと推察される。

2025年になって、バタムをはじめジャカルタや西ジャワなどの複数地域でガス供給不足に伴う価格高騰が発生し、工業用ガスは一部で16USD/MMBTUを超える水準に達した[12]。特にHGBT政策の対象外となっているガス消費家に負担と先行きへの不安感をもたらすようになった。このガス不足は、ポテンシャルの高いガス田はあるものの需要地との間で地理的隔たりのあるインドネシアのガスサプライチェーンが十分でないこと、主要ガス田で生産減退が起こり、既存パイプラインを通じた国内へのガス供給が減少し、ガスの圧縮・再ガス化等の高コストな工程を伴うLNGの割合が増えていること、社会のエネルギー・トランジションの流れもあり天然ガスの用途が広がってきている（例：火力発電燃料の石炭からガスへのシフト）こと等が要因となっていると言われる。

ガスの生産能力が比較的高いジャワ島東部と、ジャカルタを中心とした消費地、ジャワ島西部をつなぐパイプラインは、現状、チレボン～スマラン間で分断されている。それを結ぶCisemプロジェクト第2段階（245km分。第1段階は60km分で既に完成）が2026年4月完工予定、流量規模は日量約223MMSCFとされている。また、スマトラ島中部リアウ州ドゥマイ～北スマトラ州セイ・マンケイ間428kmを結ぶDUSEMプロジェクトは実用可能性評価の段階である。

西ジャワ周辺のLNG受け入れ施設には、南スマトラのランプーン浮体式LNG貯蔵・再ガス化設備（FSRU；Floating Storage and Regasification Units）、ヌサンタラ・リガス・サトゥFSRU、ジャワ1発電所向けFSRUがあるが、主に発電用途であり、一般市場に供給されるLNG量は限定的で、さらに将来的にLNG受入ターミナル、FSRUの活用がどのように進むか注目される。図5に、スマトラ・ジャワ地域のガスインフラを示す。

ガス供給量の長期見通しを図6に示す。既存の事業の安定生産に加え、東カリマンタンのクテイ盆地ノース・ガナル鉱区（ゲン・ノースガス田等）含む大水深開発プロジェクト、アチェ沖のアンダマン鉱区群、マルク沖のアバディLNGプロジェクトの生産開始が重要な役割を果たすと考えられている。

近年、インドネシアの天然ガスが国内外から注目される中、インドネシア政府は開発の加速に資するべく、企業にとって魅力的な制度作りに取り組み続けている。一方で、国内への優先出荷や国内産業、経済に資する制度が導入される動きもあり、投資環境として安定感を欠く面も見受けられる。現在、調査段階のものも含めて多くのガス探鉱・開発事業が存在している一方で、企業によっては参入ばかりでなく、権益売却を視野に入れていたり、ひいてはインドネシア上流分野から撤退しようとしたりする動きも見られる点は注目に値する。

マルク州沖アバディLNGプロジェクト、東カリマンタン沖大水深開発、アチェ沖アンダマン鉱区群開発など、多くの埋蔵量が期待される新規事業が計画中であるが、日本へのガス供給につながるためには、ガス液化プラントが利用でき、また、インドネシア政府の国内供給優先の姿勢から、国内のエネルギー需要が安定して満たされていることが必要となってきている。

インドネシアのCCS事業環境整備状況に向けた状況については2024年8月付記事[13]で報告して以降、約1年で大きな話題を呼んだニュースは少なかった。しかし、政府はなすべき準備を着実に進めている印象である。

2024年10月、政権交代に伴い、CCS関連の担当省庁の新設や廃止、変更があった。プラボウォ大統領就任後も、インドネシア政府はCCSを重要視しており、他国からもビジネスとしてCO2を受け入れ、CCSハブとしての役割を担いたいことを強調している点は変わっていない。

省庁再編については、具体的には、大統領の交代と同時期に、CO2の越境輸送を主管していた海事投資調整府が廃止され、その機能の多くが既存の経済調整府、インフラ調整府、及び新設の食料調整府等に移された。CO2越境輸送自体は、経済調整府及びその調整下のエネルギー鉱物資源省等、複数の省庁が関与していると考えられている。

カーボンクレジットの管轄をしていた環境林業省は無くなり、環境省・林業省が設立し、その体制上の上部に食料調整府が設置された。政権交代前の体制では、カーボンクレジットを主管していた当時の環境林業省が、NDC（Nationally Determined Contribution、国が決定する温室効果ガスの削減目標量）達成を重視し、クレジットの海外移転には消極的な姿勢であったため、日本のJCM（Joint Crediting Mechanism：日本政府や日本企業の出資に対して、その成果であるCO2削減量の一部をカーボンクレジットとして日本に移転する二国間クレジット制度）適用を目指す事業も停滞したが、政権交代以降、その方針は軟化したと言われており、日本政府との間でも、CCS/CCUS事業に関しJCMを行うための規則作りの協議も進展している（例：JCMの合同委員会にて、JCMを実施するための改定規則及びガイドライン類等の採択や二酸化炭素回収・貯留（CCS）及び二酸化炭素回収・有効利用・貯留（CCUS）事業に関するガイドライン類を新たに採択している（2024年12月）[14]）。

インドネシアのCCSの規則整備状況を表1にまとめる。2024年1月に施行されたCCS大統領令2024年第14号の下で、石油・ガス開発の操業に関する契約の鉱区外に位置する炭素貯留許可区域を定め、入札や限定選抜、探査/貯留操業/輸送ライセンスの付与、事業実施等について規定した「炭素貯留許可区域におけるCCSに関するインドネシア・エネルギー鉱物資源大臣令（2024年第16号）」（以下、CCSエネ鉱省大臣令2024年第16号）が2024年12月20日に出され、PSC鉱区外の炭素貯留許可区域を対象に事業するための手順が定められ、申請できるようになった。インドネシアでCCS事業を計画するいくつかの事業体から既にライセンス申請がなされたようだ。CO2越境輸送に関しては、CCS大統領令2024年第14号にて、越境輸送中に、インドネシアの関税領域にて漏洩したCO2はインドネシアの排出量インベントリに加算されないとしていたことが、IPCCのガイドラインに反するとの指摘が出ていた所、CCSエネ鉱省大臣令2024年第16号では、「漏出による排出量の調整の責任及び仕組みに関する規定は、法令及び／又は炭素排出国と引受国との間の二国間協定において定めるものとする」との記載もあり、二国間協議でも交渉の余地が残るとも取れる書き振りとなっている。

さらに政府は、CCSを独立した経済活動として位置づけるため、投資・下流化省を中心に、事業ライセンスの基盤となるKBLI（インドネシア標準産業分類）にCCS専用コード（炭素回収、炭素貯留等）を新設し、ライセンス制度に反映させる準備を進めている。また、CCS活動に対しては政府への手数料支払いを義務付ける規則[15]が整備され、2025年4月に施行された。

また、CO2越境輸送に関しては、インドネシア政府は、2025年6月にシンガポールとMOUを締結し、必要な二国間協定締結に向け協議を進めていくことに合意している。また、韓国とも対話を続けていると言われている。

2024年8月付記事13公開時点で公表されていたCCS/CCUS事業の数は15件であったが、インドネシアのCCS事業化を促進するシンクタンクIndonesia CCS Center は2025年6月時点で、日本の丸紅、JAPEXも参画する、リマウフィールド帯水層にバイオマス由来CO2の貯留を見込むCCS事業、韓国のPOSCOが参画する北西ジャワ沖のCCS事業、Medco Energi、ExxonMobil等のナツナ海南部B鉱区CCSハブ事業等を加えて紹介するようになった。

主要プロジェクトの動きとしては、2024年11月、bpがオペレーターを務め日本企業6社とJOGMECが出資するタングーLNGプロジェクトにおいてCO2圧入によるガス増進回収を含む拡張開発計画のFIDがあった。2030年圧入開始を目標とし、予算は約70億USD規模と公表している。西ジャワでExxon Mobilとプルタミナが開発中のスンダ・アスリCCSハブに関しては、150億ドル規模の投資となる（石油化学プラントとCCSハブの合計額。CCSハブは20億ドル程度）との報道があった。

一方で、依然として大きな課題と思われることは、大きなコストのかかるCCS/CCUS 事業を実際に始めるための政策や補助制度が依然不足していることである。公的補助無しに電力分野や製造分野が負担を負えば、一般市民を含めたエンドユーザーにしわ寄せが生じてしまい、現実的ではない。

インドネシアの排出権取引制度は2025年現在、石炭火力発電事業で義務化されているが、そのペナルティに当たる炭素税はまだ1.8USD/CO2トンであり、CCS事業のコスト（例：豪州のゴーゴンCCS事業の2024年9月時点の直近2年間の平均コストは約138USD/CO2トン）を負担するよりも炭素税を支払った方が安価で、事業を前に進める動機付けはされづらい状況が続いている。2024年12月にFIDを発表したタングーLNG事業では、PSC下で、ウバダリフィールドの新規開発、コンプレッサー設置、CO2圧入によるガス増進回収（CCUS）と、セットでの投資決定となっており、CCS単独での投資判断とはなっていない。

インドネシア国内で企業のCCS事業を支援する強力な制度はなく、温室効果ガスの排出国としてCO2越境輸送の受入先候補である日本、シンガポール、韓国等の投資や支援に対する期待は続いている。日本は、国内からの排出CO2を地下貯留するためのバリューチェーン構築のための適用可能性調査を政府が補助する「先進的CCS事業」の令和6年度採択9案件の中に、インドネシアを貯留先とするものは含まれなかった（国外貯留候補国:マレーシア3案件、大洋州1案件）が、インドネシアで事業を計画する企業の中には、先進的CCS事業に続く日本政府による追加の支援策（価格差支援等）に期待をもっている所もあるようだ。なお、この先進的CCS事業でも、各案件のステージが進むにつれて予算規模が大幅に大きくなったり、具体的な法整備が必要になったりすることで優先度の考慮が必要になっており、具体的には日本は、CO2のパイプライン輸送による国内貯留を目指す案件を、船舶輸送による国内・国外貯留を目指す案件よりも急ぐ方針となっている。

前出のスンダ・アスリCCSハブは、シンガポール・ジュロン島の設備からのCO2を集積回収するExxonとシェルのコンソーシアム「S-hub」の貯留地候補とも報道されており、その貯留先及び事業者の公募は10月までと言われている。「S-hub」は、シンガポール経済開発庁（EDB）と協働し、支援を受けて取り組んでおり、それによりCO2回収実現に向かっている。

また、日本政府や日本企業の出資に対して、その成果であるCO2削減量の一部をカーボンクレジットとして日本に移転する、前出のJCMの利用可能性については、インドネシア・日本の両側から、関心の声が継続的に聞かれている。日本でも取引義務ありの排出量取引制度「GX-ETS」が2026年に開始し、排出削減の価値が高まるかもしれない。そういった流れの中で、インドネシアでのCCS事業に関与する機運が高まるかもしれない。

インドネシアを含む貯留候補国がCCS事業立ち上げに向かういま、排出国側である先進国の公的支援を受けた事業の貯留を担い、実績を作ることで投資に弾みをつけることは重要となりそうだ。

インドネシア政府は資源エネルギーの増産を強く追及し、開発企業もそれに追随することを求められている様子から、事業環境としては不安定さを感じさると言わざるを得ず、企業にとって参入をためらう要因になりかねない。また政府は、ガスの自国への優先供給に加え、近い将来のLNG輸出停止についてもたびたび言及しており、出資する外資企業及び輸入を期待する国々にとっては安心できる資源国ではなくなりつつあるのではないか。

インドネシア政府が国内エネルギー需要の充足がLNG輸出の条件と考えるならば、インドネシアのあらゆるエネルギー開発事業がうまく進捗することが、間接的にLNG調達に資すると言える。AZECによる排出削減の取り組みを含め、エネルギー関連事業に参画・協力する日本機関の投資や財政、技術面の支援は、今後さらに意義（従来は不要な心配であったかもしれないが）のあるものとなるだろう。

インドネシアでのCCS事業化に向けては、スタディ段階の事業が多い中、商業段階に進むにはコストが必要で、低収入層も多い市民全体に経済的負担を負わせることは難しい。国内外の政策や体制変更もある中、排出国から貯留国への的確な投資・財政支援の必要性がより浮き彫りになってきている。

以上

（この報告は2025年10月14日時点のものです）