TETS 3

（1）プラント計画条件

（a）プラント形式

乾式70%、湿式30%（熱負荷比率）の冷却塔を新設する。

（b）プラント性能

・循環水量 ： 8,000m3/h

・冷却塔入口冷却水温度 ： 35〜40℃

・冷却塔出口冷却水温度 ： 13〜23℃

（c）設備取り合い点

・冷却水、電源等の取り合い点は発電設備境界とする。

（2）計画条件決定根拠

計画条件決定に当たっての基本的考え方は以下の通り。

・TETS 3は熱供給量が他のTETSと比較して非常に少なく、プラント性能は復水器

真空度に大きく依存しているが、夏季は気温上昇による冷却性能低下により、冬季 は冷却塔の凍結による冷却性能低下により発電出力の低下を招いている。

・夏季、冬季通じて安定した冷却性能を確保するためには、現状100％湿式となって いる冷却塔形式を乾式と湿式を組み合わせることにより性能確保を図る必要があ る。

・つまり、冬季の凍結防止のためには乾式の割合を高め、一方で夏季の性能低下を防 止するためには蒸発潜熱を利用できる湿式も利用可能な冷却塔形式として湿式

30％、乾式70％の冷却塔を新設する。

70 8.2.2 設備配置計画

石炭焚高性能超臨界圧 発電所  全体図

71

420ｔ/h  石炭焚ボイラ 全体図

72

8.3  プロジェクトの実施スケジュール

検討した設備の工事は大規模工事であるとともに、既設設備との連携が必要であること から工事に当たっては既設設備の停止なども必要になる。

このため、電力・熱の需給動向などを見極めながら工事を進める必要があり、すべての プロジェクトを同時に進行することはアルマティ市のエネルギー供給セキュリティ確保の 観点から危険が伴う。そのため、現地ニーズに基づきアルマティ TETS 2 の改修プロジェ クトを手始めに順次プロジェクトを進めていくこととして計画した。

実施スケジュールの例として超臨界圧発電設備、ならびにガスタービン複合発電設備新 設工事について記載した。

プロジェクトのスケジュールを表8.7〜8.8に示す。

なお、この工程には厳冬期の屋外作業中断については考慮していないので、実際のプロ ジェクト実施時には若干の工程延長が考えられる。

表8.7  プロジェクトスケジュール（ガスタービンコンバインドサイクル）

起 点 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 1 12 13 1 4 15 1 6 17 18 1 9 20 21 2 2 23 2 4 25 26 2 7 28 29 3 0 31 3 2 3 3 34 3 5 36 37 3 8 39 4 0 4 1 42 4 3 44 45 4 6 47 4 8

F C

FOB(Gas Treatment Facility)

N O .

Commissoning

Gas Treatment Facility

Erection

Commissoning       Manufucturing/

      Procurement Transportation

Civil 3

      Manufucturing/

      Procurement Transportation Civil 経 過 月 数

名   称

Power Facility

全  体  工  程

2

1 Project Development

Taking Over Initial Firing FOB (Power Facility)

Erection

74

表8.8  プロジェクトスケジュール（500MW 石炭焚高性能超臨界圧火力発電所）

75

表8.9  プロジェクトスケジュール（石炭焚高効率ボイラ）

76

8.4  プロジェクトのコスト概算

（1）プロジェクトコストの分類

プロジェクト推進にかかるコストを下記のとおりとする。

（a）設備費

（b）据付工事費

（c）試運転工事費

（d）土木建築工事費

（2）プロジェクトコスト

プロジェクトコストについては、市場価格の調査結果等を踏まえ想定したものである。

表8.10  想定費用

熱電併給所 設備 プロジェクト費用

TETS 1 ガスコンバインドタイププラント  出力：80MW 105 百万USD

・石炭焚ボイラ（既設へ蒸気投入）

蒸気条件：420t/h、560℃、140kg/cm²･ata 800 百万USD

TETS 2 ・石炭焚コンベンショナルタイププラント

出力：500MW

蒸気条件：566℃／566℃、246kg/cm²･ata

250 百万USD

TETS 3 ・冷却塔リプレイス 38 百万USD

8.5  財務分析 8.5.1  評価方法

本報告では、所用資金をカザフスタン国内の商業銀行や円借款より資金調達することを 前提としたプロジェクトのキャッシュ・フローより計算される内部収益率（Project IRR:

Project Internal Rate of Return）により財務分析を行う。

8.5.2  前提条件の設定

現地調査により得られた各種データ、および今後本プロジェクトを実施する場合におい て、最も可能性の高い想定シナリオをもとにした各種条件を以下のとおり設定していく。

8.5.2.1  一般事項

（1）通貨および交換レート

本分析では、基準通貨を米国ドル（USD）とし、その他の通貨は次の交換レートによ り換算されるものとする。

1USD = 133.0 KZT（カザフスタン・テンゲ）

1USD = 115.0 JPY（日本円）

なお、上記交換レートは2005年12月現在のものであり、今後の世界情勢の変化等によ り変動が想定されるが、本分析では上記の固定レートを採用する。

（2）価格水準

本分析の計算に使用する費用および価格は2005年12月時点の固定価格とし、その後 の価格上昇分は見込まないものとする。

（3）プロジェクト分析期間

プロジェクト分析期間は、国内火力プラントの一般的な運用年数である30年とする。

なお、会計年度は1月開始、12月締めとし、資金投入期間ならびに、設備使用開始年 は、以下のとおりとする。

表8.11  サイト別の資金投入期間と設備使用開始年

発電所名 資金投入期間 設備使用開始年

TETS 1 4、5年度 6年目

TETS 2 1-3年度 4年目

TETS 3 6年度 7年目

（4）既設設備の取り扱い

アルマティ TETS 全既存設備は耐用年数を超過しており、その資産価値は残存価値の みとする｡本分析においては、新設および増設部分の投資対効果について分析する。

（5）発電計画

本プロジェクトの発電所はベースロード対応であり、運転期間中は常時最大出力での 運転を基本とする。設備利用率は毎年70％とする。

なお、本プロジェクトによる増加電力量は以下に示す。

表8.12  プロジェクト実施によるサイト別の増加電力量

発電所名 プロジェクトによる増

加電力量(MWh/year) 電力量の増加要因

TETS 1 490,560 ・80MW発電設備新設

TETS 2 3,372,600 ・500MW発電設備新設

・追設ボイラによるタービン出力50MW増加

TETS 3 459,190 ・冷却塔の更新により設備利用率が 39.7％から

70％に向上

8.5.2.2  売上収入

売上収入は売電による収入とし、その他の収入は本分析では考えないこととする。単価 は次のように設定する。

売電価格 4.64 KZT/kWh

〔参考〕2004年の計画発電原価 計画発電原価   3.80 KZT/kWh

なお、上記の売電価格は2005年12月現在のものである。

8.5.2.3  営業費支出

（1）燃料費

現地調査結果より、燃料単価は、天然ガスを94.69 USD/ton (9,319.67KZT/1,000m³)、

石炭を13.03 USD/ton (1,732.86KZT/ton)とする。なお、上記燃料価格は2005年12月 現在のものである。年間の各TETSの燃料使用量は以下のとおりである。

表8.13  サイト別の年間使用燃料量 発電所名 使用燃料量（ｔ） 燃料種類

TETS 1 77,602 天然ガス

TETS 2 2,287,236 石炭

TETS 3 347,194 石炭

（2）工業用水費

単価は2004年実績より、次のように設定する。

単価 1.19 USD/MWh

（3）環境対策費

日本の実績をもとに次のように設定する。

・TETS 1〔ガス〕

設備価格の0.79%

・TETS 2〔石炭（エキバストゥズ炭）〕 設備価格の0.97%

（4）運転管理費

運転管理要員の月給を30,000KZTとし、それぞれの発電所要員を次の人数とする。

TETS 1 38人／月