実績の検証に連動する太陽光発電の資金調達契約
ノルウェーは、インドネシアの再生可能電力プロジェクトから、検証済みの排出削減量を最大1200万トン購入することで合意した。インドネシア当局者が示した価格を当てはめると、資金調達額は2億4000万ドルから4億8000万ドルに達する可能性がある。支払いは、承認を得たり建設を始めたりしただけではなく、プロジェクトが第三者による検証を受けた成果を上げることを条件とする。
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緩和成果購入契約（MOPA）は2026年11月11日、トルコのアンタルヤで開かれた国連気候変動枠組み条約第31回締約国会議（COP31）のインドネシア・パビリオンで署名された。インドネシア国営電力会社PT PLNが、ノルウェーを代表するグローバル・グリーン成長研究所（GGGI）と契約を結んだ。署名式には、ノルウェーのシグルン・オースランド気候・環境相とインドネシアのモー・ジュムフル・ヒダヤット環境相が立ち会った。
当初は浮体式太陽光発電に重点を置き、需要が大きい時間帯や日没後にも電力を供給できる蓄電池を組み合わせたプロジェクトを優先する。ノルウェー気候・環境省によると、インドネシアの電力の70％超を石炭が占める一方、太陽光と風力を合わせた割合は1％未満だ。
GGGIの合意発表によると、この契約は、パリ協定第6条2項を運用に移すインドネシア初のMOPAとなる。同制度により各国は排出削減で協力し、国際的な会計規則に基づいて生じたクレジットを移転できる。
実務上の狙いは、追加的なクリーン電力プロジェクトを資金面で実現可能にすることだ。事業者は電力販売で収入を得るほか、検証済みの排出削減量に応じた追加支払いを受ける。蓄電池や新たな送電網への接続などに多額の費用がかかるプロジェクトでは、この追加収入が資金調達を後押しする可能性がある。
ノルウェーが購入するもの
ノルウェーはインドネシアで生じた排出削減量を購入する。カーボンクレジットは、回避または削減された温室効果ガス排出量を測定したものだ。この合意の上限である1200万トンは、異なる温室効果ガスの温暖化への影響を比較する際に使われる共通単位、二酸化炭素換算で示されている。
追加的な再生可能電力によって、本来なら化石燃料から供給されていた電力を置き換えれば、インドネシアで排出削減量を生み出せる。削減量を測定し、審査して承認を得た後、国際移転緩和成果（ITMO）としてノルウェーに移転できる。
ノルウェーは、適用される会計規則に従い、移転された削減量を気候変動対策の目標達成に充てることができる。インドネシアは、同じ削減量が一国の目標にのみ計上されるよう、移転を記録しなければならない。物理的な効果は、よりクリーンな電力が送電網に供給されるインドネシアで生じる。移転された削減量をどの国が計上するかは、会計処理によって決まる。
GGGIによると、購入は、GGGIのカーボン取引ファシリティ内に設置されたノルウェー第6条気候行動基金の支援を受ける。移転はノルウェーの「世界排出削減イニシアチブ」に基づいて実施される。これらの枠組みにより、検証済み削減量を求めるノルウェーと、事業実施に追加収入を必要とするインドネシアのプロジェクトが結び付く。
発電事業者に届くインセンティブ
インドネシアの発電量連動型インセンティブ制度が、購入契約と個々の電力プロジェクトをつなぐ。GGGIは、同制度を、新たに追加されたクリーン電力が送電網に供給された実績に報いる仕組みと説明している。
通常の電力購入価格だけでは対象プロジェクトの採算が取れない場合、同制度は追加のインセンティブを支給する。これは特定の資金不足を補う仕組みだ。プロジェクトは技術的に実行可能で電力システムにも役立つ一方、発電した電力の販売収入が費用を賄い、投資家を呼び込むには不十分な場合がある。
独立系発電事業者は、財務、技術、地理的な基準を満たせば任意で申請できる。また、測定可能な排出削減、持続可能な開発へのプラスの効果、追加性を示す必要がある。追加性とは、この制度の支援によって、本来なら実現しなかった活動が促され、それによる排出削減がクレジットとして認められることを示すことだ。
インドネシア側の署名者はPLNだが、この制度を通じて要件を満たす独立系事業者も参加できる。最初は浮体式太陽光発電に重点を置くものの、GGGIによると、インセンティブ制度は再生可能エネルギー技術全般に適用できる。
浮体式太陽光発電と蓄電池を優先する理由
浮体式太陽光発電所では、水上の浮体構造物に設置した太陽光パネルを使う。他の太陽光発電所と同じく、日光が得られる時間帯に発電する。蓄電池を使えば電力の一部を貯めて後から供給でき、太陽光による直接発電の時間を過ぎても送電網に電力を供給できる。
GGGIによると、この制度は新たな再生可能発電と蓄電池を組み合わせ、電力需要のピーク時や夕方に供給するプロジェクトを優先する。こうした時間帯は送電網の排出量が最も多い。クリーン電力がシステムに供給された時に、どの電源を置き換えるかによって排出削減量が変わるため、供給のタイミングが重要となる。
オースランド気候相は、送電網の整備が限られている、新たな送電線が必要、大規模な蓄電施設が必要といった課題を抱える事業を「難しいプロジェクト」と説明している。発電によって化石燃料の使用を減らせるとしても、こうしたコストが銀行や投資家にとって魅力の乏しい事業にしてしまう可能性がある。
ノルウェー気候相は、GGGIの発表で電力供給の変化について次のように説明した。
インドネシアの排出量は急速に増加しています。ノルウェーとインドネシアの協力は、同国の電力を石炭ではなく、より多く太陽光発電で賄えるよう支援しています。これは、国際協力が排出削減と再生可能エネルギーへの移行加速の双方に貢献できることを示しています。
したがって、インドネシアの電力システムにとって、この制度は二つの課題を結び付ける。再生可能エネルギーによる発電を増やすことと、その電力を必要な時間帯に使えるようにすることだ。蓄電池には追加費用がかかる一方、日没後の需要にも太陽光電力を供給できる。
削減量の検証方法
デジタルのモニタリング・報告・検証システムで、発電量と送電網への供給量を記録する。プロジェクト運営者への炭素削減分の支払いに先立ち、独立監査人がデータを確認する。支払いは検証済みの実績に基づく。
測定の出発点となるのは発電量だ。排出削減量の算定には、クレジット対象の活動がなかった場合に発生したと推定される排出量、すなわちベースラインも必要となる。GGGIによると、この制度では変動型ベースラインを採用し、インドネシアの「国が決定する貢献（NDC）」のうち、国際支援に依存せず実施を約束する部分を基準とする。
変動型ベースラインは、関連する状況や国の公約の進展に応じて時間とともに変わり得る。周辺の電力システムがクリーンになるにつれ、一定量の再生可能電力に伴う排出削減量も変化する可能性があるため、これは重要だ。
国際移転を透明性をもって記録・追跡するため、インドネシアの炭素単位登録システム（SRUK）が活用される見通しだ。インドネシア環境保護庁長官も兼務するヒダヤット環境相は、政府の優先事項をGGGIの発表で次のように示した。
この協力によって信頼性の高い緩和成果がもたらされ、環境の健全性が保たれ、インドネシアの国としての気候変動対策目標に沿って実施されることを、私たちは最優先としています。
価格とスケジュールが意味するもの
インドネシア当局者は、二酸化炭素換算1トン当たり20～40ドルの価格を想定している。上限の1200万トンすべてをこの価格帯で購入した場合、取引額は2億4000万～4億8000万ドルとなる可能性がある。最終的な取引額はまだ確定していない。
実際の支払いは、対象プロジェクトが検証に合格する排出削減を実現し、契約に基づいて引き渡せるかどうかによる。購入上限は潜在的な取引量の最大値を定める一方、支払い可能な額は制度の実績によって決まる。
ノルウェー気候・環境省は、今後10年間にわたり購入を行うとしている。インドネシアの炭素ガバナンス局長、ハリョ・パンブディ氏によると、請求は2038年まで可能で、上限は同じく1200万トンとなる。今後最終決定される運用体制では、引き渡しと請求のスケジュールを明確にする必要がある。
GGGIは、この合意が第6条2項に基づく取引として、これまでで最大級の一つになると見込んでいる。事業者にとっての意義は、想定される炭素収入が資金調達の判断にどう織り込まれるか、またプロジェクトが適格性審査から監査を経た成果の引き渡しまで、どれだけ効率よく進むかに左右される。
2025年の枠組みから2026年の契約へ
今回の購入契約は、ブラジルのベレンで開催されたCOP30で署名された枠組み合意に続くものだ。インドネシア環境省は、2025年11月の発表でこの先行合意を記録しており、そこでは発電量連動型インセンティブ制度と、二酸化炭素換算1200万トンの取引量がすでに示されていた。
同省は当時、MOPAを2025年12月下旬に締結する見通しを示していた。GGGIによると、実際の購入契約は枠組み合意からほぼ1年後の2026年11月11日に署名された。この経緯から、協力の方針を定めてから購入契約に至るまでの期間が分かる。
- 2025年11月13日：PLNとGGGIがCOP30開催中のベレンで枠組み合意に署名。
- 2025年12月下旬：インドネシア環境省の発表では、この時期に購入契約へ署名する予定だった。
- 2026年11月11日：PLNとGGGIがアンタルヤのCOP31でMOPAに署名。
- 2038年まで：ハリョ・パンブディ氏によると、対象となる削減量について、取引量の上限を条件に請求を継続できる。
GGGIは今後、インドネシア当局、PLN、ノルウェー気候・環境省と協力し、実施体制と運用上の取り決めを整える。最初の検証済み削減量の引き渡しや支払いの時期は示されていない。
インドネシアの電力計画における位置付け
インドネシアは、より大規模な電力投資計画と並行して、炭素市場からの資金調達を目指している。PLNのスロソ・イスナンダル社長は、2025～2034年の電力供給事業計画で69.5ギガワットの設備容量を追加し、その76％を再生可能エネルギー、原子力、蓄電が占めるとしている。
インドネシア環境省の2025年の発表では、同じ76％を再生可能エネルギーと蓄電の割合としていた。公表された総量に基づくと、計画される設備容量の追加分のうち約52.8ギガワットに当たる。設備容量は、発電設備がある時点で供給できる電力の規模を示す。実際の発電量は稼働状況に左右され、太陽光の場合は日照にも依存する。
この炭素合意は、プラボウォ・スビアント大統領が提案する出力100ギガワットピークの太陽光発電計画に関連したクリーンエネルギー開発も支援する狙いだ。ギガワットピークは、標準試験条件下での太陽光パネルの定格出力を表す。対象プロジェクトは、引き続きインセンティブ制度の要件を満たし、検証済みの削減量を達成しなければならない。
スロソ氏によると、枠組み合意以降、約1.2ギガワット分の再生可能エネルギープロジェクトが稼働を始めたか、開所を控えている。PLNは、進めている事業として、ムンタリ・ヌサンタラII太陽光発電プロジェクト、ヌサンタラ風力発電プロジェクト、スラウェシ水力発電プロジェクトも挙げている。
PLNによると、COP31期間中にエネルギー転換に向けた29億4000万ドルの資金供与の確約を得たほか、さらに5億8700万ドル分が事務手続きの完了を待っている。ヒダヤット氏は、2030年までのインドネシアの気候変動対策草案に必要な資金を2810億ドルと見積もっている。政府資金に加え、企業や国際パートナーの参加を求める背景にはこうした事情がある。
森林保護を越えて広がる協力
ノルウェーとインドネシアの気候協力は、これまで森林保護と森林減少の抑制に大きく重点を置いてきた。インドネシア環境省によると、森林管理の成果に応じたノルウェーの拠出制度は、2025年11月までに最大2億6000万ドルを提供していた。今回の電力合意により、協力は技術と発電分野にも広がる。
2025年の環境省発表には、適応策、つまり気候変動の影響への対応を支援するため、ノルウェーが収益の5％を負担する約束も記されていた。インドネシアは、その資金を国家気候基金を通じて配分する案を示していた。これにより、排出削減に加え、炭素取引と国の気候変動対策の優先課題を結び付ける可能性も生まれる。
ハリョ・パンブディ氏によると、電力分野の協力が成功すれば、インドネシアは廃棄物管理や、場合によっては他の分野にも協力を広げる案を示している。目下の課題は、制度の運用体制を整え、対象プロジェクトを審査し、信頼性の高いモニタリングを確立するとともに、独立した審査を通過できる削減量を実現することだ。
GGGIのサンヒョプ・キム事務局長は、同機関の発表で、準備段階から実施段階への移行について次のように述べた。
第6条は準備から実施へと移行しています。この合意は、その移行に必要なものを明確に示しています。強い国内の推進力と、献身的なパートナーです。
発電事業者にとって、この合意はクリーン電力に連動する追加収入源となる可能性がある。インドネシアとノルウェーにとって、その運用にはプロジェクト融資、発電量の測定、国の炭素会計を組み合わせる必要がある。こうした実務上の取り組みによって、署名された約束が、支払いを伴う検証済みの排出削減として実現する。
要点
- PLNとGGGIは2026年11月11日、アンタルヤで開かれたCOP31で購入契約に署名した。GGGIはノルウェーを代表して契約を結んだ。
- ノルウェーは、インドネシアの再生可能電力プロジェクトから検証済みの排出削減量を最大1200万トン購入できる。
- 1トン当たり20～40ドルという想定価格では、上限まで購入した場合、取引額は2億4000万～4億8000万ドルとなる可能性がある。
- 当初は浮体式太陽光発電に重点を置き、電力需要のピーク時や夕方に供給する蓄電池併設のプロジェクトを優先する。
- 支払いは、実績の検証、独立監査、国際的な炭素会計規則に基づく削減量の引き渡しを条件とする。
- この合意は2025年11月の枠組み合意に続くもの。実施体制はなお整備中で、インドネシア当局者は請求期限を2038年としている。
