ベースライン排出係数の算出結果と算出根拠

（1）算出結果

前項で設定したケースのベースライン排出係数を表 2.2.1 に示す。導入を予定する高効 率発電所の設備容量によって、計算対象となる発電所が異なるため、②と③のケースにお

いては 600MW を導入する場合と800MW、1,000MW を導入する場合では計算値が異な

る（算出根拠については「（2）ケース毎の計算」を参照）。

表 2.2.1 ケース毎のベースライン排出係数

（tCO₂/MWh）

600MW 800MW 1,000MW

【ACM0013準拠ケース】

① ACM0013のOption 1ケース

② ACM0013のOption 2ケース 0.9043

【ACM0013条件緩和ケース】

③ 運開の新しい方から5プラントの平均（300MW～

500MW以上） 0.9189

④ 当該地域の総発電電力量の20％に相当するま での運開の新しい方からプラントの平均

⑤ 全プラントの平均（JAMARIグリッド）

【J-MRV適用ケース】

⑥ 当該国における全発電所の平均排出係数

⑦ 当該国における同種燃料の発電所の平均排出

係数

【その他ケース】

⑧

1.0890 0.891 1.0890

インドネシアに亜臨界を導入した場合の最高熱

効率 0.9128

0.9128 0.9146

0.9345 0.9520

（2）ケース毎の計算

排出係数を計算するにあたり、表2.1.3に示した2009年の運転状況データをサンプル母 集団として用いた。

表 2.2.2 サンプル母集団

designed Rated Coal

type FC (ton) NCV (kcal/kg) EG

(MWh)net μBL

(receive from PP)

μBL

(calcu -lation) Java Island

1 PLTU Suralaya #1 JAMALI 28-Apr-86 400 372 5,497 SB 1,505,040 4,902 1,908,810 - 22.3%

2 PLTU Suralaya #2 JAMALI 28-Apr-86 400 372 5,603 SB 1,517,109 4,902 2,080,320 - 24.1%

3 PLTU Suralaya #3 JAMALI 23-Sep-89 400 372 5,968 SB 1,268,339 4,902 2,078,390 - 28.8%

4 PLTU Suralaya #4 JAMALI 22-Dec-89 400 372 3,869 SB 966,098 4,902 1,343,810 - 24.4%

5 PLTU Suralaya #5 JAMALI 24-Mar-97 600 575 5,712 SB 2,304,190 4,816 3,069,590 - 23.8%

6 PLTU Suralaya #6 JAMALI 10-Sep-97 600 575 5,070 SB 1,921,392 4,816 2,731,640 - 25.4%

7 PLTU Suralaya #7 JAMALI 19-Dec-97 600 575 6,431 SB 2,149,443 4,816 3,026,700 - 25.2%

8 PLTU Paiton (PJB) #1 JAMALI 17-Apr-94 400 370 7,905 SB 1,511,350 4,997 2,643,056 29.9% 30.1%

9 PLTU Paiton (PJB) #2 JAMALI 24-Nov-93 400 370 8,274 SB 1,541,067 5,006 2,751,033 30.5% 30.7%

10 PLTU Paiton (Java Power) #5 JAMALI 04-Nov-00 610 610 8,133 SB 2,155,598 4,980 4,563,158 39.2% 36.6%

11 PLTU Paiton (Java Power) #6 JAMALI 15-Jul-00 610 610 8,038 SB 2,152,193 4,977 4,541,702 39.0% 36.5%

12 PLTU Paiton (Paiton Energy) #7 JAMALI 15-Mar-00 615 615 7,511 SB 2,214,936 5,077 4,407,543 - 33.7%

13 PLTU Paiton (Paiton Energy) #8 JAMALI 15-Jul-00 615 615 7,485 SB 2,290,481 5,077 4,571,583 - 33.8%

14 PLTU Cilacap #1 JAMALI 06-Apr-06 300 300 8,360 SB 1,030,348 4,300 1,948,091 - 37.8%

15 PLTU Cilacap #2 JAMALI 02-Sep-06 300 300 6,830 SB 868,923 4,300 1,548,265 - 35.7%

16 PLTU Tanjung Jati #1 JAMALI 01-Oct-06 710 661 7,398 B 1,788,780 5,612 3,991,340 34.2% 34.2%

17 PLTU Tanjung Jati #2 JAMALI 01-Nov-06 710 661 7,201 B 1,831,451 5,612 4,215,348 35.3% 35.3%

18 PLTU Banten #1 JAMALI 29-Oct-09 300 280 6,288 SB 1,114,666 4,200 1,528,306 - 28.1%

Sumatera Island

1 PLTU Bukit Asam #1 Sumatera 1987 65 65 6,848 B 253,616 5,029 327,911 - 22.1%

2 PLTU Bukit Asam #2 Sumatera 1987 65 65 8,100 B 306,598 5,029 438,551 - 24.5%

3 PLTU Bukit Asam #3 Sumatera 1994 65 62.5 8,353 B 254,373 5,029 417,262 - 28.1%

4 PLTU Bukit Asam #4 Sumatera 1994 65 64 8,477 B 254,373 5,029 409,008 - 27.5%

5 PLTU Ombilin #1 Sumatera Jul-96 100 100 6,217 B 267674 6,100 534,830 - 28.2%

6 PLTU Ombilin #2 Sumatera Nov-97 100 100 5,236 B 224,171 6,100 451,690 - 28.4%

7 PLTU Tarahan #3 Sumatera 26-Dec-07 100 100 7,334 SB 250,538 5,000 623,664 37.0% 42.8%

8 PLTU Tarahan #4 Sumatera 14-Dec-07 100 100 7,094 SB 224,661 5,000 599,417 37.0% 45.9%

9 PLTU Labuhan Angin #1 Sumatera 07-Nov-09 115 60-100 304 SB 28,964 4,500 41,765 35.7% 27.6%

Kalimantan Island

1 PLTU Asam-Asam #1 Kalselteng 28-Jul-00 65 64 8,589 L 365,516 4,300 474,092 29.0% 26.0%

2 PLTU Asam-Asam #2 Kalselteng 25-Oct-00 65 60 8,705 L 376,749 4,300 455,500 26.8% 24.2%

3 PLTU Embalut #1 Kaltim 30-Oct-08 25 22.5 - L 131,400 167,535 -

-4 PLTU Embalut #2 Kaltim Mar-09 25 22.5 - L 108,000 137,700 -

-Operating hours per year

No. Unit

Name of power plant No.

4,000 - 5,300

2009 Connected

grid

Construction date (commenceme

nt date of operation)

Capacity (MW)

注： アンダーライン付の斜文字の値は、計算値。Coal type：SB=Sub-Bituminious、B=Bituminious、L=Lignite、

FC：石炭使用量、NCV：低位発熱量、EG：発電量（送電端）、μ_BL：送電端効率 出所： PT CDM INDONESIA調査（表2.1.3より）

【ACM0013準拠ケース】

① ACM0013のOption 1ケース

当該地域で、導入が最も予想される技術、燃料による熱効率とする。

現在、超臨界圧、超々臨界圧石炭火力発電設備の導入が進められているが、現状に おいて電力価格が安価なことからPLNに対して補助金が出されている状況で、これら の石炭火力がBAUケースにおいてスムーズに普及されるのか（すなわち、燃料削減効 果のみで IPP も含め導入可能か否か、また、二国間クレジットによる効果なしで、コ スト上昇分を回収しきれるか）、は不明確である。このため、BAU において今後導入 が最も予想される石炭火力発電設備は亜臨界圧石炭火力発電設備であると考え、ここ では現在（2009年実績）稼働中の大型亜臨界圧石炭火力発電設備（600MW 級）のう ちの最高熱効率のプラントが導入されると想定する。

なお、ベースライン排出係数は、下記の式により計算される。

EFBL,CO2 ： ベースライン排出係数（tCO2/MWh）

EFFF,BL,CO2 ： ベースラインシナリオとして特定された化石燃料タイプの tCO2排出係数

（tCO2/GJ）

EFFF,CO2 ： プロジェクト及びベースラインのtCO2排出係数（tCO2/GJ）

ηBL ： ベースラインシナリオとして特定された発電技術のエネルギー効率

ここで、

EFFF,BL,CO2 ： 0.0928 tCO2/GJ（亜瀝青炭のCO2排出量原単位） ³⁰ EFFF,CO2 ： 0.0928 tCO2/GJ（亜瀝青炭のCO2排出量原単位） ³⁰

η_BL ： 36.6 ％（2009年稼働中石炭火力の最高熱効率）

よって、

EFBL,CO2 ＝ 0.9128 tCO2/MWh

② ACM0013のOption 2ケース

ACM0013のOption 2の方法論に基づいてサンプル集団を選択し、熱効率トップ15%

のプラントからベースライン排出係数を計算する。

a. サンプル集団

導入される高効率石炭火力発電設備は、600MW、800MW、1,000MW である。

ACM0013のOption 2では、「対象プロジェクトの定格容量との差が±50％であること」

とされているので、サンプル集団の設備容量は以下となる。

600MWの場合 ： 300MW ～ 900MW

800MWの場合 ： 400MW ～ 1,200MW

1,000MWの場合 ： 500MW ～ 1,500MW

ACM0013のOption 2では「過去5年以内に運転開始のこと」としているが、イン

ドネシア国内のプラントでは最低10件のサンプル集団を取ることができない。このた め、10件のサンプル数に達するまで過去にさかのぼることとした³¹。

600MW、800MW、1,000MWのサンプル集団は、表 2.2.3～表 2.2.5となる。ただ

し、インドネシアに500MW以上のプラントが９基しかないため、1,000MWのサンプ

30 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventory, Volume 2 Energy, Chapter 1, Table 1.4に示 される亜瀝青炭の95% confidence interval のLowerの数値。

31 ACM0013では、類似サンプル数が10件に満たない場合は、隣接するNon-AnnexⅠ国に対象範囲を広げ

ると規定されているが、本調査では二国間オフセットを前提としてインドネシアに適したベースラインを 検討していることから、他国に対象範囲を広げず過去に遡ることで類似サンプル10件を選定した。

ル集団の10件目は400MWとした。

また、「対象とするプロジェクトと同じ化石燃料カテゴリーを使用すること」とある。

今後インドネシアでは4,000kcal/kg前後の褐炭を発電所で使う方向で進められており、

過去に大型石炭火力発電プラントでの実績がない。このため、類似サンプルは既存の 石炭火力発電所のデータ（亜瀝青炭を主流とするデータ）を用いることとする。

表 2.2.3 10件のサンプル集団（600MW）

designed Rated Coal

type FC (ton)

NCV (kcal/kg)

NCV (GJ/ton)

EG (MWh)net

μBL

(receive from PP)

μBL

(calcu -lation) Java Island

18 PLTU Banten #1 29-Oct-09 300 280 6,288 SB 1,114,666 4,200 17.573 1,528,306 - 28.1%

17 PLTU Tanjung Jati #2 01-Nov-06 710 661 7,201 B 1,831,451 5,612 23.481 4,215,348 35.3% 35.3%

16 PLTU Tanjung Jati #1 01-Oct-06 710 661 7,398 B 1,788,780 5,612 23.481 3,991,340 34.2% 34.2%

15 PLTU Cilacap #2 02-Sep-06 300 300 6,830 ^SB 868,923 4,300 17.991 1,548,265 - 35.7%

14 PLTU Cilacap #1 06-Apr-06 300 300 8,360 ^SB 1,030,348 4,300 17.991 1,948,091 - 37.8%

10 PLTU Paiton (Java Power) #5 04-Nov-00 610 610 8,133 ^SB 2,155,598 4,980 20.836 4,563,158 39.2% 36.6%

11 PLTU Paiton (Java Power) #6 15-Jul-00 610 610 8,038 SB 2,152,193 4,977 20.824 4,541,702 39.0% 36.5%

13 PLTU Paiton (Paiton Energy) #8 15-Jul-00 615 615 7,485 ^SB 2,290,481 5,077 21.242 4,571,583 - 33.8%

12 PLTU Paiton (Paiton Energy) #7 15-Mar-00 615 615 7,511 SB 2,214,936 5,077 21.242 4,407,543 - 33.7%

7 PLTU Suralaya #7 19-Dec-97 600 575 6,431 SB 2,149,443 4,816 20.150 3,026,700 - 25.2%

6 PLTU Suralaya #6 10-Sep-97 600 575 5,070 SB 1,921,392 4,816 20.150 2,731,640 - 25.4%

5 PLTU Suralaya #5 24-Mar-97 600 575 5,712 SB 2,304,190 4,816 20.150 3,069,590 - 23.8%

8 PLTU Paiton (PJB) #1 17-Apr-94 400 370 7,905 SB 1,511,350 4,997 20.908 2,643,056 29.9% 30.1%

9 PLTU Paiton (PJB) #2 24-Nov-93 400 370 8,274 ^SB 1,541,067 5,006 20.947 2,751,033 30.5% 30.7%

4 PLTU Suralaya #4 22-Dec-89 400 372 3,869 SB 966,098 4,902 20.510 1,343,810 - 24.4%

3 PLTU Suralaya #3 23-Sep-89 400 372 5,968 SB 1,268,339 4,902 20.510 2,078,390 - 28.8%

1 PLTU Suralaya #1 28-Apr-86 400 372 5,497 SB 1,505,040 4,902 20.510 1,908,810 - 22.3%

2 PLTU Suralaya #2 28-Apr-86 400 372 5,603 SB 1,517,109 4,902 20.510 2,080,320 - 24.1%

Capacity (MW)

Operating hours per year Unit

No.

Construction date (commence -ment date of operation) Name of power plant

No.

2009

注： アンダーライン付の斜文字の値は、計算値。Coal type：SB=Sub-Bituminious、B=Bituminious

FC：石炭使用量、NCV：低位発熱量、EG：発電量（送電端）、μBL：送電端効率

出所： PT CDM INDONESIA調査（表2.2.2より）

表 2.2.4 10件のサンプル集団（800MW）

designed Rated Coal

type FC (ton)

NCV (kcal/kg)

NCV (GJ/ton)

EG (MWh)net

μBL

(receive from PP)

μBL

(calcu -lation) Java Island

17 PLTU Tanjung Jati #2 01-Nov-06 710 661 7,201 B 1,831,451 5,612 23.481 4,215,348 35.3% 35.3%

16 PLTU Tanjung Jati #1 01-Oct-06 710 661 7,398 B 1,788,780 5,612 23.481 3,991,340 34.2% 34.2%

10 PLTU Paiton (Java Power) #5 04-Nov-00 610 610 8,133 SB 2,155,598 4,980 20.836 4,563,158 39.2% 36.6%

11 PLTU Paiton (Java Power) #6 15-Jul-00 610 610 8,038 SB 2,152,193 4,977 20.824 4,541,702 39.0% 36.5%

13 PLTU Paiton (Paiton Energy) #8 15-Jul-00 615 615 7,485 SB 2,290,481 5,077 21.242 4,571,583 - 33.8%

12 PLTU Paiton (Paiton Energy) #7 15-Mar-00 615 615 7,511 ^SB 2,214,936 5,077 21.242 4,407,543 - 33.7%

7 PLTU Suralaya #7 19-Dec-97 600 575 6,431 SB 2,149,443 4,816 20.150 3,026,700 - 25.2%

6 PLTU Suralaya #6 10-Sep-97 600 575 5,070 SB 1,921,392 4,816 20.150 2,731,640 - 25.4%

5 PLTU Suralaya #5 24-Mar-97 600 575 5,712 SB 2,304,190 4,816 20.150 3,069,590 - 23.8%

8 PLTU Paiton (PJB) #1 17-Apr-94 400 370 7,905 SB 1,511,350 4,997 20.908 2,643,056 29.9% 30.1%

9 PLTU Paiton (PJB) #2 24-Nov-93 400 370 8,274 SB 1,541,067 5,006 20.947 2,751,033 30.5% 30.7%

4 PLTU Suralaya #4 22-Dec-89 400 372 3,869 SB 966,098 4,902 20.510 1,343,810 - 24.4%

3 PLTU Suralaya #3 23-Sep-89 400 372 5,968 SB 1,268,339 4,902 20.510 2,078,390 - 28.8%

1 PLTU Suralaya #1 28-Apr-86 400 372 5,497 SB 1,505,040 4,902 20.510 1,908,810 - 22.3%

2 PLTU Suralaya #2 28-Apr-86 400 372 5,603 SB 1,517,109 4,902 20.510 2,080,320 - 24.1%

Construction 2009 date (commence -ment date of operation)

Capacity (MW)

Operating hours per year

No. Name of power plant Unit

No.

注： アンダーライン付の斜文字の値は、計算値。Coal type：SB=Sub-Bituminious、B=Bituminious FC：石炭使用量、NCV：低位発熱量、EG：発電量（送電端）、μ_BL：送電端効率

出所： PT CDM INDONESIA調査（表2.2.2より）

表 2.2.5 10件のサンプル集団（1,000MW）

designed Rated Coal

type FC (ton)

NCV (kcal/kg)

NCV (GJ/ton)

EG (MWh)net

μBL

(receive from PP)

μBL

(calcu -lation) Java Island

17 PLTU Tanjung Jati #2 01-Nov-06 710 661 7,201 ^B 1,831,451 5,612 23.481 4,215,348 35.3% 35.3%

16 PLTU Tanjung Jati #1 01-Oct-06 710 661 7,398 B 1,788,780 5,612 23.481 3,991,340 34.2% 34.2%

10 PLTU Paiton (Java Power) #5 04-Nov-00 610 610 8,133 SB 2,155,598 4,980 20.836 4,563,158 39.2% 36.6%

11 PLTU Paiton (Java Power) #6 15-Jul-00 610 610 8,038 SB 2,152,193 4,977 20.824 4,541,702 39.0% 36.5%

13 PLTU Paiton (Paiton Energy) #8 15-Jul-00 615 615 7,485 ^SB 2,290,481 5,077 21.242 4,571,583 - 33.8%

12 PLTU Paiton (Paiton Energy) #7 15-Mar-00 615 615 7,511 ^SB 2,214,936 5,077 21.242 4,407,543 - 33.7%

7 PLTU Suralaya #7 19-Dec-97 600 575 6,431 SB 2,149,443 4,816 20.150 3,026,700 - 25.2%

6 PLTU Suralaya #6 10-Sep-97 600 575 5,070 SB 1,921,392 4,816 20.150 2,731,640 - 25.4%

5 PLTU Suralaya #5 24-Mar-97 600 575 5,712 SB 2,304,190 4,816 20.150 3,069,590 - 23.8%

8 PLTU Paiton (PJB) #1 17-Apr-94 400 370 7,905 SB 1,511,350 4,997 20.908 2,643,056 29.9% 30.1%

9 PLTU Paiton (PJB) #2 24-Nov-93 400 370 8,274 SB 1,541,067 5,006 20.947 2,751,033 30.5% 30.7%

4 PLTU Suralaya #4 22-Dec-89 400 372 3,869 SB 966,098 4,902 20.510 1,343,810 - 24.4%

3 PLTU Suralaya #3 23-Sep-89 400 372 5,968 SB 1,268,339 4,902 20.510 2,078,390 - 28.8%

1 PLTU Suralaya #1 28-Apr-86 400 372 5,497 SB 1,505,040 4,902 20.510 1,908,810 - 22.3%

2 PLTU Suralaya #2 28-Apr-86 400 372 5,603 SB 1,517,109 4,902 20.510 2,080,320 - 24.1%

Construction 2009 date (commence -ment date of operation)

Capacity (MW)

Operating hours per year

No. Name of power plant Unit

No.

注： アンダーライン付の斜文字の値は、計算値。Coal type：SB=Sub-Bituminious、B=Bituminious

FC：石炭使用量、NCV：低位発熱量、EG：発電量（送電端）、μBL：送電端効率

出所： PT CDM INDONESIA調査（表2.2.2より）

b. ベースライン排出係数の算出

ベースライン排出係数は、サンプル集団のうち、熱効率トップ 15%のプラントを選

択し、ACM0013のOption 2において定義する下記の式を用いて算出した。

EFBL,CO2 ： ベースライン排出係数（tCO2/MWh）

FCj： 選択された発電所jによって消費された燃料量（重量 or 体積単位）

NCVj ： 選択された効率発電所jによって消費された化石燃料の平均純発熱量（重量 or 体積当たりGJ）

EFFF,CO2 ： ベースラインのtCO2排出係数（tCO2/GJ）

EGj ： 選択された発電所jによって発電され、系統に供給された純電力量（MWh）

600MW、800MW、1,000MWの3つのケースのベースライン排出係数の計算に用い

る熱効率トップ15％に入るプラントは、表2.2.6～表2.2.8の上位からそれぞれ2プラ ントとなる。

ここで、

EFFF,BL,CO2 ： 0.0928 tCO2/TJ（亜瀝青炭のCO2排出量原単位）³²

よって、それぞれのケースにおけるベースライン排出係数は、以下のとおりである。

32 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventory, Volume 2 Energy, Chapter 1, Table 1.4に示 される亜瀝青炭の95% confidence interval のLowerの数値。

《600MW導入ケース》

EFBL,CO2 ＝ 0.9043 tCO2/MWh

表 2.2.6 熱効率トップ15％のプラント（600MW）

designed Rated Coal

type FC (ton)

NCV (kcal/kg)

NCV (GJ/ton)

EG (MWh)net

μBL

(receive from PP)

μBL

(calcu -lation)

14 PLTU Cilacap #1 06-Apr-06 300 300 8,360 SB 1,030,348 4,300 17.991 1,948,091 37.8%

10 PLTU Paiton (Java Power) #5 04-Nov-00 610 610 8,133 SB 2,155,598 4,980 20.836 4,563,158 39.2% 36.6%

11 PLTU Paiton (Java Power) #6 15-Jul-00 610 610 8,038 ^SB 2,152,193 4,977 20.824 4,541,702 39.0% 36.5%

15 PLTU Cilacap #2 02-Sep-06 300 300 6,830 ^SB 868,923 4,300 17.991 1,548,265 35.7%

17 PLTU Tanjung Jati #2 01-Nov-06 710 661 7,201 ^B 1,831,451 5,612 23.481 4,215,348 35.3% 35.3%

16 PLTU Tanjung Jati #1 01-Oct-06 710 661 7,398 ^B 1,788,780 5,612 23.481 3,991,340 34.2% 34.2%

13 PLTU Paiton (Paiton Energy) #8 15-Jul-00 615 615 7,485 SB 2,290,481 5,077 21.242 4,571,583 33.8%

12 PLTU Paiton (Paiton Energy) #7 15-Mar-00 615 615 7,511 ^SB 2,214,936 5,077 21.242 4,407,543 33.7%

18 PLTU Banten #1 29-Oct-09 300 280 6,288 SB 1,114,666 4,200 17.573 1,528,306 28.1%

7 PLTU Suralaya #7 19-Dec-97 600 575 6,431 SB 2,149,443 4,816 20.150 3,026,700 25.2%

No. Unit

Name of power plant No.

Operating hours per year Construction 2009

date (commence -ment date of operation)

Capacity (MW)

注： アンダーライン付の斜文字の値は、計算値。Coal type：SB=Sub-Bituminious、B=Bituminious

FC：石炭使用量、NCV：低位発熱量、EG：発電量（送電端）、μBL：送電端効率

出所： 表2.2.3を熱効率順に並べ替え

《800MW導入ケース》

EFBL,CO2 ＝ 0.9146 tCO2/MWh

表 2.2.7 熱効率トップ15％のプラント（800MW）

designed Rated Coal

type FC (ton)

NCV (kcal/kg)

NCV (GJ/ton)

EG (MWh)net

μBL

(receive from PP)

μBL

(calcu -lation) 10 PLTU Paiton (Java Power) #5 04-Nov-00 610 610 8,133 SB 2,155,598 4,980 20.836 4,563,158 39.2% 36.6%

11 PLTU Paiton (Java Power) #6 15-Jul-00 610 610 8,038 SB 2,152,193 4,977 20.824 4,541,702 39.0% 36.5%

17 PLTU Tanjung Jati #2 01-Nov-06 710 661 7,201 ^B 1,831,451 5,612 23.481 4,215,348 35.3% 35.3%

16 PLTU Tanjung Jati #1 01-Oct-06 710 661 7,398 ^B 1,788,780 5,612 23.481 3,991,340 34.2% 34.2%

13 PLTU Paiton (Paiton Energy) #8 15-Jul-00 615 615 7,485 SB 2,290,481 5,077 21.242 4,571,583 - 33.8%

12 PLTU Paiton (Paiton Energy) #7 15-Mar-00 615 615 7,511 SB 2,214,936 5,077 21.242 4,407,543 - 33.7%

8 PLTU Paiton (PJB) #1 17-Apr-94 400 370 7,905 SB 1,511,350 4,997 20.908 2,643,056 29.9% 30.1%

6 PLTU Suralaya #6 10-Sep-97 600 575 5,070 SB 1,921,392 4,816 20.150 2,731,640 - 25.4%

7 PLTU Suralaya #7 19-Dec-97 600 575 6,431 SB 2,149,443 4,816 20.150 3,026,700 - 25.2%

5 PLTU Suralaya #5 24-Mar-97 600 575 5,712 SB 2,304,190 4,816 20.150 3,069,590 - 23.8%

No. Unit

Name of power plant No.

Operating hours per year Construction

date (commence -ment date of operation)

Capacity (MW) 2009

注： アンダーライン付の斜文字の値は、計算値。Coal type：SB=Sub-Bituminious、B=Bituminious

FC：石炭使用量、NCV：低位発熱量、EG：発電量（送電端）、μBL：送電端効率

出所：表2.2.4を熱効率順に並べ替え

《1,000MW導入ケース》

EFBL,CO2 ＝ 0.9146 tCO2/MWh

表 2.2.8 熱効率トップ15％のプラント（1,000MW）

designed Rated Coal

type FC (ton)

NCV (kcal/kg)

NCV (GJ/ton)

EG (MWh)net

μBL

(receive from PP)

μBL

(calcu -lation) 10 PLTU Paiton (Java Power) #5 04-Nov-00 610 610 8,133 SB 2,155,598 4,980 20.836 4,563,158 39.2% 36.6%

11 PLTU Paiton (Java Power) #6 15-Jul-00 610 610 8,038 SB 2,152,193 4,977 20.824 4,541,702 39.0% 36.5%

17 PLTU Tanjung Jati #2 01-Nov-06 710 661 7,201 ^B 1,831,451 5,612 23.481 4,215,348 35.3% 35.3%

16 PLTU Tanjung Jati #1 01-Oct-06 710 661 7,398 ^B 1,788,780 5,612 23.481 3,991,340 34.2% 34.2%

13 PLTU Paiton (Paiton Energy) #8 15-Jul-00 615 615 7,485 SB 2,290,481 5,077 21.242 4,571,583 - 33.8%

12 PLTU Paiton (Paiton Energy) #7 15-Mar-00 615 615 7,511 SB 2,214,936 5,077 21.242 4,407,543 - 33.7%

8 PLTU Paiton (PJB) #1 17-Apr-94 400 370 7,905 SB 1,511,350 4,997 20.908 2,643,056 29.9% 30.1%

6 PLTU Suralaya #6 10-Sep-97 600 575 5,070 SB 1,921,392 4,816 20.150 2,731,640 - 25.4%

7 PLTU Suralaya #7 19-Dec-97 600 575 6,431 SB 2,149,443 4,816 20.150 3,026,700 - 25.2%

5 PLTU Suralaya #5 24-Mar-97 600 575 5,712 SB 2,304,190 4,816 20.150 3,069,590 - 23.8%

No. Unit

Name of power plant No.

Operating hours per year Construction

date (commence -ment date of operation)

Capacity (MW) 2009

注： アンダーライン付の斜文字の値は、計算値。Coal type：SB=Sub-Bituminious、B=Bituminious

FC：石炭使用量、NCV：低位発熱量、EG：発電量（送電端）、μBL：送電端効率

出所：表2.2.5を熱効率順に並べ替え

【ACM0013条件緩和ケース】

③ 運開の新しい方から5プラントの平均（300MW～500MW以上）

運開の新しい方から 5 プラントのベースライン排出係数を計算するが、ここでは、

ACM0013のOption 2におけるサンプル集団選定条件である「対象プロジェクトの定

格容量との差が±50％であること」を考慮し、運開の新しい方から 5 つのプラントを 選定する。すなわち、600MWの場合は300MW以上、800MWの場合は400MW以上、

1,000MWの場合は500MW以上のプラントを対象とする。

なお、ベースライン排出係数は、下記の式を用いて算出した（ACM0013のOption 2 と同式）。

EFBL,CO2 ： ベースライン排出係数（tCO2/MWh）

FCj： 選択された発電所jによって消費された燃料量（重量 or 体積単位）

NCVj ： 選択された発電所jによって消費された化石燃料の平均純発熱量（重量 or 体 積当たりGJ）

EFFF,CO2 ： ベースラインのtCO2排出係数（tCO2/GJ）

EGj ： 選択された効率発電所 j によって発電され、系統に供給された純電力量

（MWh）

ドキュメント内 平成22年度地球温暖化対策技術普及等推進事業,インドネシアにおける高効率石炭火力発電設備導入の可能性とその効果 (ページ 47-61)