3. 最適発電方式の選定
3.1. 燃 料
3.1.1. 利用可能な燃料
火力発電用として一般に使用されている燃料としては、重油，ディーゼル油，ナフ サ，天然ガス，液化天然ガスそして石炭があるが、本プロジェクト用としては、現 在では重油とディーゼル油が、近い将来にはこれに天然ガスの追加利用が考えられ る。
(1) 重油，ディーゼル油，ナフサ
カンボディアで最近消費されている商用エネルギー源は液体燃料で、それらは 皆輸入である。1995年にカンボディアではガソリン 36,000 トン（輸入液体燃料 の21.7%），灯油41,000トン (24.7%)，ディーゼル油40,000 トン (24.1%)，重油 46,000 トン (27.7%)，その他3,000トン (1.8%)を輸入した（国連 “Energy Statistics Yearbook 1988 ~ 1995”より)。
これらの輸入燃料のうち火力発電用としては、ディーゼル油と重油が燃料とし て利用可能である。IPP2 が主燃料として考えていたナフサは、シンガポールで 購入することが出来るが注、ディゼール油に比較して価格も高く、その上揮発性 が高く、取扱いに特別の注意を要するので、その優位性が少ない。1999年 12月 における百万BTU当りの価格はナフサ5ドル，ディーゼル油4.6 ドル，重油3.5 ドルである。
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注：IPP2の契約は2001年7月現在保留となっている。
カンボディアはこれらの燃料をシンガポール，タイおよびヴィエトナムより輸 入しており、その販売会社として ， ， ， ，
Sokimexが 5台持っているだけである。鉄道による輸送もシアヌークヴィル〜プ ノンペン間の路線からSokimex石油ターミナルに引込線があるので利用可能では あるが台車は皆古く、かなりの修理が必要となろう。容量は72 klである。
Sokimex石油ターミナルは、ガソリン，ディーゼル油および重油を取扱っている。
その荷揚装置からは Sokimexのほか SHELL，CALTEXそしてTELAに石油製品 が荷揚げされている。ここではナフサを取扱ったことはないが Sokimex は需要 さえあれば扱っても良いといっている。Sokimex の貯油タンクは重油用の 5,400 m3 × 3基（合計16,200 m3），ディーゼル用の 10,500 m3 × 1基および6,500 m3 × 3 基（合計49,500 m3 ）そしてガソリン用の2,000 m3 × 2基および1,030 m3 × 2基
（合計 72,000 m3）がある。合計 72,000 m3の総容量であったが、2000 年末には
更に25,000 m3 のタンクが1基完成した。現在更に同容量のタンクを3基追加す
る計画がある。これらの追加タンクはディーゼル用に使用される予定である。
また、2001年4月には46,000 DWT タンカーが接続可能な荷揚設備が完成した。
これにより既設の最大 5,000 DWT タンカー用の荷揚設備は廃止されることにな る。
この旧設備は Sokimexの1,500 DWTタンカー用の固定式荷揚設備とSokimexと
SHELL の共同で建設された 5,000 DWT 用の浮上式荷揚設備とがある。1,500
DWTおよび5,000 DWTタンカーからの荷揚時間はそれぞれ約6時間および12 ~
16時間である。
(2) 天然ガス
(a) カンボディア領域内での開発 (i) ガス開発の現状
現段階ではカンボディア領域内の商業ベースに乗る油やガス田の開発 は行われていない。
外国の 4 企業は 7 年に及ぶ探索作業で、カンボディア領海内の油やガ スの見込みのある場所で 9ヶ所の井戸を掘ったが、結局 1998年にすべ てカンボディアでの開発から手を引いた。それは、油やガスの埋蔵量 が少ない上、油の国際価格が下がりカンボディアでの開発が経済的に 成立たないと判断したためである。
オーストラリアの石油会社Woodside社は、1998年にカンボディア政府 と沖合の第5および第6ブロックの生産物割当契約 (PSC) を結び2次元 地震探査を実施（井戸掘りは行わず）したが、この鉱区ではガス／油 があまり期待できないため政府との契約を解除した。
2001年6月にカンボディア政府とWoodsideはKoah Tang，Koah Pring， Apsara，Poulo Wai，AngkorおよびDAを含む第1 ~ 4鉱区内に新しい区 域を設けて新たに開発合意に向けて協議中である（Fig.3.1-1 参照）。
Woodside 社は過去のデータからこの新鉱区での埋蔵ガス量を 2.7 TCF
と推定している。（Table 3.1-1参照）。
180 MWガスタービンコンバインドサイクル発電所のガス消費量は年間
およそ 10 BCFなので、一番大きな Angkor-1の区域で約 55年分あるこ
とになる。Woodside 社は、この地区での各井戸の平均生産量は約 3.5 BCF，寿命は2年と推定しており、その規模は比較的小さい。このこと は 25 年のプラント寿命中に、試掘井から生産井への井戸掘削成功率を 考慮すると、180 MW用には約100本の井戸が必要となることを意味す る。
契約発効後は Woodside 社は直ちに地震探査を開始し引続き探索井戸，
評価井戸そして生産井戸の掘削に入るとのことで、2001 年 8 月の段階 で、同社は 2002年の第 1四半期にまず 2 本の井戸を試掘し、その後 4 本を追加掘削し、2006年に生産を開始することを目論んでいる。
一般に、商業生産までにはFig.3.1-2に示す如く約4 ~ 5 年は必要となる。
CNPAはこの契約が 2001年 7月に発効されることを期待していたが、
しかし、将来のカンボディアでのガスの需要量と密接に関係する価格 設定の難しさのため契約は遅れつつある。数百万ドルもする井戸掘削，
プラットフォーム設置，パイプライン費用をガス価格で回収せねばな らず、もしガス消費量が少ないとガス価格を高騰させ、交渉が暗礁に
Table 3.1-1 Recoverable Gas Reserve
Field Natural Gas (BCF)
Koah Tang
Koah Tang Southwest Koah Tang Northeast
335 260 255 Total of Koah Tang Fields 850 Koah Pring East-1
Koah Pring East-2
137 91 Total of Koah Pring Fields 228 Koah Poulo Wai North
Koah Pulo Wai
150 260 Total of Koah Poulo Fields 410 Apsara 1
Angkor 1 Da 1
312 577 309 Total of Aspara, Ankor and Da Fields 1,198
Grand Total 2,686
(BCF : Billion cubic feet) (Source : CNPA)
Fig.3.1-1 Gas and Oil Blocks (Offshore) in Cambodia 100 km
6
5
7
4 3
2
Ⅳ 1
Ⅲ
Ⅱ
Ⅰ
■
Sihanoukville
● Koah Tang-1
● Koah Pring-1 Apsara-1 ● ● Devada-1 H-1 ● ● Poulo Wai-1
● Angkor-1 Bayon-1 ●
● Preah Kahn-1 DA-1 ●
● L-1
● B1-1 OVERLAPPING ZONE