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火力発電所における低品位炭利用の高効率化調査

平成２ ２ 年度地球温暖化対策技術普及等推進事業（ 第二次）

イ ン ド ネシア共和国

「 火力発電所における 低品位炭利用の高効率化」

報告書

平成 23 年 3 月 31 日

双日株式会社

本文目次 本文目次・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1 図目次・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・4 表目次・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・5 まえがき・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・8 第1章 要約・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・9 1.1 序・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・9 1.2 目的と事業概要・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・9 1.3 日本とインドネシアの関係・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・10 1.4 石炭火力発電所の炭酸ガス削減の背景・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・11 1.5 スチーム・チューブ・ドライア(STD)によるインドネシア低品位炭乾燥・・・・・・・・・・・・14 1.6 石炭性状総合評価システム(C-QUENS)による低品位炭乾燥効果試算・・・・・・・・・・・・・・16 1.7 事業性・経済性・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・20 1.8 2 国間オフセットメカニズムのファイナンス検討・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・23 1.9 方法論の検討・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・24 1.10 インドネシア政府の 2 国間オフセットメカニズム対応・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 25 1.11 今後の課題・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・25 第2章 プロジェクト実施国の現状・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・26 2.1 インドネシアの概況・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・26 2.2 インドネシア政府の温暖化対策・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・27 2.2.1 インドネシアの気候変動緩和に関する国家政策・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・27 2.2.2 エネルギー及び炭素の価格設定・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・31 2.2.3 気候政策の再構築・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・32 2.2.4 電力部門に於ける温暖化ガス削減政策・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・32 2.2.5 温暖化ガス削減の可能性とコスト・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・33 2.3 インドネシアの電力事情・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・35 2.3.1 電力概要・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・35 2.3.2 電気事業の概要・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・41 2.3.3 国営電力会社 PT. PLN (Persero)・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・42 2.3.4 電力法・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・42 2.3.5 電力開発計画・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・43 2.3.6 クラッシュ（非石油燃料発電所開発加速）プログラム・・・・・・・・・・・・・・・・・・・44 2.3.7 電力需給・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・45 2.4 インドネシアのエネルギー政策・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・48 2.5 インドネシアの石炭事情・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・52 2.5.1 石炭資源・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・52

2.5.3 石炭需要・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・54 2.5.4 石炭輸出・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・56 2.5.5 石炭価格・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・57 2.6 インドネシアの CDM 現状・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・59 第3章 事業内容・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・74 3.1 事業の目的・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・74 3.2 事業内容・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・74 3.3 実施内容・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・75 3.4 実施体制及び事業スケジュール・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・76 第4章 低品位炭乾燥技術・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・76 4.1 スチーム・チューブ・ドライヤの概要・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・76 4.1.1 特徴・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・76 4.1.2 構造・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・77 4.1.3 実績・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・78 4.2 インドネシア褐炭乾燥試験結果・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・79 4.2.1 テスト概要・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・79 4.2.2 STD バッチ試験・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・79 4.2.3 STD 連続試験・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・82 4.3 スチーム・チューブ・ドライヤ商業設備検討・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・86 4.3.1 適用発電所・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・87 4.3.2 前提条件・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・87 4.3.3 商業設備概要・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・87 4.4 スチーム・チューブ・ドライヤ設備コスト試算・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・91 4.4.1 設備コスト試算・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・91 4.5 発電所使用炭種の高水分化に対する STD 乾燥システム効果検討・・・・・・・・・・・・・・・・93 4.5.1 前提条件・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・93 4.5.2 商業設備概要・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・93 4.5.3 スチーム・チューブ・ドライヤ設備コスト試算・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・95 第5章 スララヤ発電所の状況・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・96 5.1 スララヤ発電所の概要・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・96 5.2 燃料仕様及び現状使用石炭・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・98 5.3 現地調査結果・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・98 第6章 燃料低品位炭乾燥の効果試算・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・100 6.1 石炭性状総合評価システムの概要・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・100 6.2 試算条件・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・105 6.3 試算結果・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・110

第7章 方法論の検討・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・119 7.1 方法論候補の検討・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・119 7.2 排出量削減の試算‐AM0011 を基にした場合‐・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・121 7.2.1 方法論の定義・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・122 7.2.2 ベースライン排出量・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・124 7.2.3 プロジェクト排出量・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・128 7.2.4 リーケージ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・129 7.2.5 排出量の削減・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・129 7.2.6 排出量削減の試算・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・129 7.3 排出量削減の試算‐AM0061 を基にした場合‐・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・133 7.3.1 方法論の定義・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・134 7.3.2 ベースライン排出量・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・135 7.3.3 プロジェクト排出量・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・146 7.3.4 リーケージ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・147 7.3.5 排出量の削減・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・147 7.3.6 排出量削減の試算・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・147 7.4 方法論検討結果、方法論策定の課題・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・151 第8章 ファイナンス検討・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・152 8.1 国際協力銀行（JBIC）の金融ツール・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・152 8.1.1 輸出金融・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・152 8.1.2 投資金融・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・154 8.1.3 事業開発等金融（アンタイド・ローン）・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・156 8.1.4 地球環境保全業務（Green）・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・156 8.2 日本貿易保険（NEXI）のツール・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・159 8.2.1 日本貿易保険の概要・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・159 8.2.2 地球環境保険・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・160 8.3 二国間オフセットメカニズムへのファイナンス・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・162 第9章 事業性・経済性評価・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・163 第10章 インドネシア政府の二国間オフセットメカニズム対応・・・・・・・・・・・・・・・・・・167 10.1 インドネシア政府の考え（科学技術評価応用庁の調査結果）・・・・・・・・・・・・・・・・167 10.2 温暖化ガス削減関係者からの聴取結果 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・168 第11章 今後の課題・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・170 11.1 石炭性状総合評価システムの方法論ツール化・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・170 11.2 石炭性状総合評価システムの精度向上・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・170

11.4 乾燥炭の発電適用性・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・171 11.5 STD と発電所との統合に関する C-QUENS 改善・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・171 第 12 章 要約英文(English Summary)・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・175 図目次 図 1-2-1 STD 構造図 図 1-5-1 STD 連続試験装置のフロー図 図 1-5-2 石炭火力発電所への STD 適用フロー 図 1-6-1 各発電容量と燃料石炭を STD で水分 10％に乾燥した場合の CO2 削減量 図 1-8-1 JBIC 輸出金融スキーム 図 1-8-2 2 国間オフセットメカニズムのスキーム案 図 2-1-1 インドネシアの地図 図 2-2-1-1 通常予想されるインドネシアの GHG 排出量（CO2 換算百万トン） 図 2-2-4-1 2030 年までの電力部門の温暖化ガス排出量 図 2-2-5-1 クリーン・コール・テクノロジーによる温暖化ガス削減予測 図 2-3-2-1 インドネシアの電気事業の枠組 図 2-3-7-1 ジャワバリ地域の電源と送電系統の概要 図 2-3-7-2 インドネシアの電力供給量とピークロード 図 2-3-8-3 インドネシアの電力需要予測 図 2-4-1 インドネシアにおける原油とコンデンセート油の生産、および国内の石油消費 図 2-4-2 エネルギー供給見通し（2005 年→2025 年） 図 2-5-1-1 インドネシアの石炭可採埋蔵量の炭種別割合 図 2-5-3-1 インドネシアの石炭消費量予測と PLN 発電向け石炭消費予測 図 2-5-5-1 インドネシアの石炭基準価格（FOB）の推移 図 2-6-1 インドネシアの温暖化ガス排出量（CO2 換算 百万トン） 図 2-6-2 インドネシアに於ける化石燃料からの炭酸ガス発生量予測 図 2-6-3 世界のエネルギー起源 CO2 排出量（2008） 図 2-6-4 国別一人当たりのエネルギー起源 CO2 排出量（2008） 図 2-6-5 イ ン ド ネ シ ア の CDM 国 会 委 員 会 の 構 造 図 2-6-6 イ ン ド ネ シ ア の CDM 承 認 手 続 き 図 2-6-7 関 係 国 別 登 録 78 件 の 国 別 数 [既 存 投 資 国 別 ] 図 2-6-8 関 係 国 別 排 出 削 減 量 予 測 [既 存 投 資 国 別 ](1,159 万 ト ン CO2/年 ) 図 2-6-8 セ ク ト ラ ル ・ ス コ ー プ 別 登 録 72 件 の 割 合 図 2-6-9 セ ク ト ラ ル ・ ス コ ー プ 別 排 出 削 減 量 予 測 (709 万 ト ン CO2/年 ) 図 2-6-10 セ ク タ ー 別 登 録 61 件 の 割 合 図 2-6-11 セ ク タ ー 別 排 出 削 減 量 予 測 (636 万 ト ン CO2/年 ) 図 2-6-12 プ ロ ジ ェ ク ト 規 模 別 登 録 61 件 図 3-2-1 STD を褐炭火力の予備乾燥用に設置した場合（CO2削減と経済性検討ケース） 図 4-2-1 STD 構造図 図 4-2-2-1 STD バッチテスト機 図 4-2-2-2 STD バッチテストフロー図 図 4-2-2-3 STD バッチテスト結果（A-Coal） 図 4-2-2-4 STD バッチテスト結果（B-Coal） 図 4-2-3-1 STD 連続テスト機

図 4-2-3-2 STD 連続テストフロー 図 4-2-3-3 STD 連続テスト結果（A-Coal） 図 4-2-3-4 STD 連続テスト結果（B-Coal） 図 4-3-2-1 石炭火力発電所への STD 適用フロー 図 4-3-3-1 STD 乾燥システムフロー 図 4-3-3-2 STD 乾燥プロットプラン(φ4.2m×L32m,2Line 参考図) 図 6-1-1 C-QUENS によるプラント性能および経済性の予測スキーム 図 6-1-2 C-QUENS による給炭量の計算スキーム 図 6-1-3 C-QUENS による所内動力の計算スキーム 図 6-1-4 600MWe 発電プラントの石炭発熱量と給炭量（乾炭消費率）の関係 図 6-1-5 火炉收熱割合を考慮した場合の実績値と C-QUENS 予測値の比較 図 6-3-1 STD 導入有無によるユニット別給炭量の比較（既存燃料） 図 6-3-2 STD 導入時のユニット別送電端発電効率上昇ポイントの比較（既存燃料） 図 6-3-3 STD 導入時のユニット別送電端発電効率上昇ポイントの比較（既存燃料） 図 6-3-4 STD 導入有無によるユニット別給炭量の比較(B-Coal) 図 6-3-5 STD 導入時のユニット別送電端発電効率上昇ポイントの比較（B-Coal） 図 6-3-6 STD 導入時のユニット別送電端発電効率上昇ポイントの比較（B-Coal） 図 6-3-7 各発電規模における STD 導入による石炭削減 図 6-3-8 各発電規模における STD 導入による CO2 削減量 図 7-2-1-1 ACM0011 に基く事業バウンダリー 図 7-3-1-1 ACM0061 に基く事業バウンダリー 図 7-3-2-1 発電量と排出係数 図 7-3-2-2 単純補正 OM のためのラムダの計算 図 8-1-1-1 輸出金融スキーム 図 8-1-2-1 投資金融のスキーム 図 8-1-3-1 事業開発等金融のスキーム 図 8-2-2-1 地球環境保全制度のスキーム 図 8-3-1 二国間オフセットメカニズムのスキーム案 表目次 表 1-4-1 インドネシアの温暖化ガス排出源と排出量（CO2 換算 百万トン） 表 1-4-2 PLN の石炭火力発電所 表 1-4-3 IPP の石炭火力発電所 表 1-4-4 PLN の発電用石炭消費予測 表 1-5-1 各発電所ユニットへの STD 導入内容 表 1-6-1 各発電所ユニットへの STD 導入効果（現状ケース） 表 1-6-2 各発電所ユニットへの STD 導入効果（高水分炭ケース） 表 1-7-1 ラブアン発電所ユニット 1 とスララヤ発電所ユニット 2 の経済性概観 表 1-7-2 スララヤ発電所ユニット 7 と 8 の経済性概観 表 1-7-3 経済性前提条件 表 1-7-4 ラブアン発電所ユニット 1 とスララヤ発電所ユニット 2 の経済性計算結果 表 1-7-5 スララヤ発電所ユニット 7 と 8 の経済性計算結果 表 1-7-6 PLN 石炭火力への STD 導入効果試算結果 表 1-7-7 IPP 石炭火力への STD 導入効果試算結果 表 2-2-1-1 2000 年の GHG 排出及び除去（単位：x1,000 トン） 表 2-3-1-1 稼働中の大型石炭火力発電所リスト

表 2-3-1-3 インドネシアの石炭火力発電所一覧 表 2-3-1-4 PLN と IPP の石炭火力発電所一覧 表 2-3-1-5 PLN の石炭火力発電所一覧 表 2-3-1-6 IPP の石炭火力発電所一覧 表 2-3-3-1 PLN の子会社 表 2-3-3-2 各地域の発・送・配電、顧客サービスの概要 表 2-3-4-1 新電力法の比較（変更事項） 表 2-3-5-1 RUKN（2008 年版）と RUPTL の概要(2010 年版) 表 2-3-6-1 第 1 次クラッシュプログラムと第 2 次クラッシュプログラムの比較 表 2-3-6-2 インドネシア全体の電力開発計画 表 2-3-7-1 電力設備の概要（2009 年） 表 2-3-8-2 ジャワバリ地域の需給バランス 表 2-4-1 大統領令 No.5/2006 国家エネルギー政策の目標 表 2-4-2 エネルギーミックスの概要 表 2-5-1-1 地域別石炭埋蔵量 表 2-5-1-2 品質別石炭埋蔵量 表 2-5-2-1 石炭生産量推移 表 2-5-3-1 石炭需要推移 表 2-5-3-2 大型石炭火力発電所の石炭消費量 表 2-5-3-3 PLN の発電用石炭消費予測 表 2-6-1 インドネシアの温暖化排出源と量（CO2 換算 百万トン） 表 2-5-5-1 HBA をベースに算出された各石炭銘柄の公定価格推移 表 2-6-1 インドネシアの温暖化排出源と量（CO2 換算 百万トン） 表 2-6-2 インドネシアの CDM 関連国内制度整備の歴史 表 2-6-3 国連 CDM 理事会登録済みインドネシアプロジェクト一覧（更新日：2011 年 3 月 2 日） 表 4-2-2-1 石炭サンプル特性 表 4-2-3-1 石炭サンプル特性 表 4-2-3-2 連続テスト結果 表 4-2-3-3 石炭特性、組成分析の変化 表 4-3-3-1 スララヤ発電所の必要 STD サイズ及び乾燥システムのユーティリティ消費量 表 4-3-3-2 ラブアン発電所の必要 STD サイズ及び乾燥システムのユーティリティ消費量 表 4-4-1-1 スララヤ発電所の STD 乾燥システム概算コスト 表 4-4-1-2 ラブアン発電所の STD 乾燥システム概算コスト 表 4-5-2-1 スララヤ発電所の STD 必要基数及び乾燥システムのユーティリティ消費量 (高水分炭への切替) 表 4-5-2-2 ラブアン発電所の STD 必要基数及び乾燥システムのユーティリティ消費量 (高水分炭への切替) 表 4-5-3-1 スララヤ発電所の STD 乾燥システム概算コスト(高水分炭への切り替え) 表 4-5-3-2 ラブアン発電所の STD 乾燥システム概算コスト 表 5-1-1 スララヤ発電所設備概要 表 5-2-1 スララヤ発電所の運用状況 表 5-2-2 スララヤ発電所の各炭種の消費量（2010 年） 表 5-2-3 スララヤ発電所の各炭種の性状 表 6-1-1 C-QUENS 予測値とプラント実績値の比較および誤差 表 6-2-1 評価対象とした発電プラント 表 6-2-2 スララヤ発電所各ユニットについてのシミュレーション用データセット 表 6-2-3 ラブアン発電所ユニット１についてのシミュレーション用データセット 表 6-2-4 スララヤ発電所各ユニットについてのシミュレーション用データセット 表 6-2-5 ラブアン発電所ユニット１についてのシミュレーション用データセット 表 6-3-1 ４つの発電プラントにおけるプラント性能のシミュレーション結果

表 6-3-2 各ユニットにおける STD 導入の効果 表 6-3-3 ４つの発電プラントにおけるプラント性能のシミュレーション結果 表 6-3-4 各ユニットにおける STD 導入の効果 表 6-3-5 各発電規模における STD 導入の効果 表 7-1-1 本事業の方法論策定のベールとなる既存方法論候補 表 7-2-1 ACM0011 に基く検討課題 表 7-2-1-1 排出源と排出ガス、事業バウンダリーへの包含の区別 表 7-3-1 ACM0061 に基く検討課題 表 7-3-1-1 排出源と排出ガス、事業バウンダリーへの包含の区別 表 8-4-1-1 地球環境保全業務の対象事業 表 9-1 各ユニットの排出権 US$20/t の場合の経済性概観 表 9-2 各ユニットの排出権 US$30/t の場合の経済性概観 表 9-3 水分 44％の褐炭燃料における各ユニットの排出権 US$20/t の場合の経済性概観 表 9-4 経済性試算の前提条件 表 9-5 経済性検討結果 表 9-6 PLN 石炭火力発電所への STD 導入基数試算 表 9-7 IPP 石炭火力発電所への STD 導入基数試算 表 11-5-1 スララヤ発電所の予備検討結果 表 11-5-2 ラブアン発電所の予備検討結果 表 11-5-3 スララヤ発電所の予備検討結果（高水分炭への切替） 表 11-5-4 ラブアン発電所の予備乾燥結果（高水分炭への切替） 表 11-5-5 各ユニット現状への STD 導入の経済性概観（CO2 クレジット US$10/t）

表 11-5-6 各ユニット B-Coal を STD で乾燥する場合の経済性概観（CO2 クレジット US$10/t） 表 11-5-7 経済性検討結果

ま え が き

本報告書は、経済産業省の平成 22 年度「地球温暖化対策技術普及等推進事業（第二次）」について双日株 式会社が受託した「インドネシア火力発電所における低品位炭利用の高効率化」の成果をとりまとめたも のです。 気候変動問題の解決に向け、我が国は、海外での温室効果ガス排出削減に貢献できる優れた技術や製品を 多く持っています。しかし、現在、技術や製品の普及を通じた途上国での貢献を唯一制度的に後押しする 「クリーン開発メカニズム（以下、「CDM」という。）」は、審査プロセスに長い時間がかかり不安定性が高 いことに加え、我が国が得意とする省エネルギー製品（自動車、家電等）、原子力発電、高効率石炭火力 等に対する適用がほとんどなく、我が国の技術・製品を通じた貢献を後押しするには不十分です。 2009 年末の第 15 回気候変動枠組み条約締約国会合(COP15)で策定されたコペンハーゲン合意は、先進国 の排出総量についての目標を各国それぞれのやり方で設定することを認めるものです。経済産業省では、 こうした機会を捉え、現行のＣＤＭの下では国際的に十分に評価がなされていない技術(原子力、CCS、石 炭火力等)を広く対象に含める形で、我が国が世界に誇るクリーン技術や製品、インフラ、生産設備など の提供を行った企業の貢献を適切に評価し、その貢献を我が国の排出削減量として換算することを可能と する新たな仕組みを、2 国間もしくは多国間の合意を通じて構築していくことを目指しています。 本調査を通じ、我が国の優れた技術・製品を活かした、途上国との具体的な排出削減プロジェクトの発掘 とその形成の促進を行うとともに、技術の普及・移転の実施や貢献の評価手法の確立、プロジェクトの実 施に向けたファイナンス面その他の制度構築のあり方を検討する材料を早期に洗い出し、2 国間若しくは 多国間の合意を通じた新たな枠組みの構築に役立ててゆきます。 本報告が上記枠組み構築実現の一助となり、加えて我が国関係者の参考になることを希望します。 平成 23 年 3 月 双日株式会社

第1章 要約 1.1 序 本要約は、経済産業省の平成 22 年度「地球温暖化対策技術普及等推進事業（第二次）」について双日株式 会社が受託した「インドネシア火力発電所における低品位炭利用の高効率化」調査の成果をとりまとめた ものです。 気候変動問題の解決に向け、我が国は、海外での温室効果ガス排出削減に貢献できる優れた技術や製品を 多く持っています。しかし、現在、技術や製品の普及を通じた途上国での貢献を唯一制度的に後押しする 「クリーン開発メカニズム（以下、「CDM」という。）」は、審査プロセスに長い時間がかかり不安定性が高 いことに加え、我が国が得意とする省エネルギー製品（自動車、家電等）、原子力発電、高効率石炭火力 等に対する適用がほとんどなく、我が国の技術・製品を通じた貢献を後押しするには不十分です。 2009 年末の第 15 回気候変動枠組み条約締約国会合(COP15)で策定されたコペンハーゲン合意は、先進国 の排出総量についての目標を各国それぞれのやり方で設定することを認めるものです。経済産業省では、 こうした機会を捉え、現行のＣＤＭの下では国際的に十分に評価がなされていない技術(原子力、CCS、石 炭火力等)を広く対象に含める形で、我が国が世界に誇るクリーン技術や製品、インフラ、生産設備など の提供を行った企業の貢献を適切に評価し、その貢献を我が国の排出削減量として換算することを可能と する新たな仕組みを、2 国間もしくは多国間の合意を通じて構築していくことを目指しています。 本調査を通じ、我が国の優れた技術・製品を活かした、途上国との具体的な排出削減プロジェクトの発掘 とその形成の促進を行うとともに、技術の普及・移転の実施や貢献の評価手法の確立、プロジェクトの実 施に向けたファイナンス面その他の制度構築のあり方を検討する材料を早期に洗い出し、2 国間若しくは 多国間の合意を通じた新たな枠組みの構築に役立ててゆきます。 本調査が上記枠組み構築実現の一助となり、加えて我が国関係者の参考になることを希望します。 1.2 目的と事業概要 インドネシアでは旺盛な電力需要を賄うために、自国に豊富に賦存する褐炭(水分 35％以上、発熱量 4,200kcal/kg 以下)や亜瀝青炭(水分 20～35％、発熱量が 4,200～5,800kcal/kg)と言われる水分が高く発熱 量の低い低品位炭を燃料にした火力発電所による電力供給が進んでいる。低品位炭は安価な燃料ながら、低 品位炭を用いた従来型の火力発電所の発電効率は水分が少なく発熱量の高い瀝青炭（水分 20％以下、発熱量 5,800kcal/kg 以上）と比べ低く、発電量当たりの炭酸ガス発生量が多い。日本の優れたエネルギー技術である 月島機械株式会社の蒸気間接加熱型石炭乾燥機（「スチーム・チューブ・ドライヤ:STD」）は、石炭火力発電所に おいて利用が限られる低圧蒸気を加熱源に利用することができ、低品位炭火力発電所に設置して低品位炭を 予備乾燥することで燃費の改善による炭酸ガス発生の削減が期待される。図 1-2-1 に STD の構造を示す。

また、日本の優れた石炭火力発電所診断技術である岐阜大学の「石炭性状総合評価システム(C-QUENS)」は、 様々な石炭火力発電所における様々な石炭の発電特性や経済性を予測することができる。本事業の概要を下 記する。 1)STD のインドネシア低品位炭乾燥への技術適合性を検証する。 2)低品位炭火力発電所に STD を設置した場合の燃費改善、炭酸ガス削減と経済性を C-QUENS を用いて検討す る。 3)インドネシアの国営電力会社(PLN)の子会社であるインドネシア・パワー社が保有するインドネシア最大の石 炭火力発電所であるスララヤ発電所を対象に STD 導入プロジェクトの事業性評価、必要なファイナンス等スキー ムを検討する。 4)炭酸ガス削減の方法論の特定及び同方法論を用いた削減見込量の推定を行う。 5)2009 年 12 月の COP15 での「コペンハーゲン合意」で認められた「2 国間オフセットメカニズム」の適用性も検討 する。 6)インドネシアの低品位炭火力発電所の燃費改善による炭酸ガス削減のために「スチーム・チューブ・ドライヤ」 設置の普及を図る。 1.3 日本とインドネシアの関係 インドネシアは 1997 年 7 月に発生したアジア通貨危機によって、1998 年の GDP 成長率はマイナス 13％に まで落ち込んだが、各種改革の実施と好調な国内個人消費により、GDP 成長率は、2003 年から 2008 年ま で、4％～6％前後で推移した。2009 年は、世界金融・経済危機の影響を受けたものの、政府の金融安定 化策・景気刺激策や堅調な国内消費により、世界的にも比較的高い 4.5％を達成した。2010 年も堅調な成 長を維持し、通年で 6.1％の成長を実現した。失業率は改善されつつあるも引き続き雇用対策が課題。2008 年後半の経済危機はあったものの、完全失業率は 2009 年 2 月の 8.14％から 2010 年 8 月に 7.14％改善し ている。ただし、毎年 250 万人が新規に労働市場に参入すると試算されており、それを吸収する雇用を創 出するためには年率 6～7％の経済成長が必要とされている。1 人あたり名目 GDP は 2010 年に 3,005 ドル 図 1-2-1 STD 構造図 乾燥炭 ドレン 蒸気 排気ガス キャリアガス 低品位炭

と 3,000 ドルを突破した。今後も中長期的な成長が見込まれる。2010 年のインドネシアの対日輸出は 2 兆 4,629 億円、対日輸入は 1 兆 3,935 億円であり、日本の大幅な輸入超。日本のエネルギー輸入に占める インドネシアの割合は 2009 年が液化天然ガス：20％（第 1 位）、石炭：19％（第 2 位）、原油：2％（第 8 位）でインドネシアは日本にとって重要なエネルギー供給国である。 インドネシアは東南アジア最大の産油国で、1962 年に OPEC(石油輸出国機構)に加盟、経済の拡大に伴い ガソリンはじめとする石油消費量は急増している。2004 年に初めて、原油の輸入量が輸出量を上回る純 輸入国となり 2009 年に OPEC を脱退している。将来的に新規油田開発による原油の輸出余力を回復できた 場合は OPEC に再加盟する可能性がある。日本とインドネシアは経済上緊密な関係を維持している。 投資については、2010 年の直接投資実現額は、228.6 億ドル（前年同期比 52.2％増）。うち、外国直接投 資実現額は 162.1 億ドル（前年比 54.2％増）。2009 年は世界的な景気後退もあり、外国投資が減少したが、 2010 年は堅調な経済への注目もあり、大幅に外国投資が増加した。日本からインドネシアへの民間直接 投資については、2010 年は実現ベースで 7.1 億ドル（前年比 54.4％増）で、第 4 位であった。これらの 直接投資により設立されたインドネシアにおける日系企業は約 1,300 社超に上り、日系企業によるインド ネシア人雇用者の数は約 32 万人と言われている。インドネシアにおける在留邦人数は 2009 年 10 月現在 11,263 人、在日インドネシア人数は 2009 年末現在で 25,546 人。 日本とインドネシアは、2008 年に経済連携協定(EPA)が発効、2010 年 12 月に「首都圏投資促進特別地域」 の協力覚書に署名し、両国で協力して環境整備、インフラ整備を行うことで一致した。日本は長年に亘り インドネシアに対する最大の政府開発援助（ODA）供与国。2009 年の日本からの援助実績は無償資金協力 34.4 億円、有償資金協力 1,139 億円、技術協力 79.9 億円（JICA 経費実績ベース）。 日本とインドネシアは、2010 年 10 月に関係閣僚により第 1 回閣僚級経済協議、2011 年 2 月に第 1 回閣僚 級戦略対話を開催している。 日本とインドネシアは政治経済上緊密な関係を維持している。 1.4 石炭火力発電所の炭酸ガス削減の背景 1)インドネシアの温暖化対策 インドネシアの温暖効果ガス（GHG）排出量は、森林喪失と泥炭地荒廃が主要因で、2005 年に CO2 換算で 21 億トンに達し、2030 年にはこのまま対策を打たないと 33 億トンに達すると予測されている。表 1-4-1 にインドネシアの温暖化ガス排出源と排出量を示す。2005 年から2030 年にインドネシアの電力需要は9％ で増加し、2030 年には 8 倍になると予想される。これは、年率 6％を超える急激な経済成長によるもので、 2009 年の総発電容量は 3,000 万 KW で電化率 66％が 2019 年には 5,500 万 KW で電化率 91％に引き上げる 電力開発が計画されている。過去 10 年に亘り、インドネシアのエネルギー部門の GHG 排出量は急上昇し ている。これは主に石炭火力への依存が増えたことが原因である。インドネシアの電力部門からの GHG 排出量は 2005 年の CO2 換算 1 億 1 千万トンから 2030 年には 8 億 1 千万トンへと 7 倍に増加し、排出源で 泥炭地を抜き森林喪失の次となる。温暖化対策では石炭火力からの CO2 を削減することが重要となる。イ ンドネシア政府は 2008 年に国家気象変動委員会(National Council of Climate Change:DNPI)を設立して 温暖化対策を進めている。政策の要点は以下である。

1)化石燃料に対して炭素税の賦課を検討、併せエネルギー補助金撤廃も検討。この政策と国際炭素マーケ ットの活用を組み合わせ、適切な基準に基づいた損失の無い目標設定を協議する。

2)エネルギー効率改善及び例えば地熱に対する政策のような低排出技術の開発を促進するような補完的 な法案の導入。 3)分野毎の目標設定・クレジットと言った新メカニズムを持つ新しく裾野の広い炭素市場メカニズムの創 設を支援。新たな追加的国際公的基金の支援。インドネシアの排出減に対する適切な対価の確保。 4)財務省による気候政策分析力の強化。政府内、特に経済関係省庁間の政策協調及び気候変動政策に関連 する幅の広い枠組みの見直し。 CO2 が 1 トン当たり 30 ドルと設定すると、インドネシアの化石燃料からの排出を通常の経済活動を変え ることなく 24％程度減らすことができると試算している。 表 1-4-1 インドネシアの温暖化ガス排出源と排出量（CO2 換算 百万トン） 年 2005 2020 2030 建物 23 31 36 セメント 23 45 75 石油・ガス 96 103 105 農業 129 143 151 運輸 60 222 442 電力 110 370 810 森林破壊 760 650 590 泥炭地 850 970 1050 合計 2,051 2,534 3,259 出典：インドネシア国家気候変動委員会(DNPI)2010 2)インドネシアの電力事情 インドネシアの総発電容量は 2009 年が 2,937 万 KW で内石炭火力が 1,180 万 KW と 4 割を占める。急伸す る電力需要を満たすと共に、コストのかさむ石油を燃料とする発電所への依存度を低減し、石油以外の燃 料使用促進を目指し、インドネシア政府は 2006 年に第 1 次 1,000 万 KW 石炭火力発電所増強計画（クラッ シュ・プログラム）を発表、PLN(国営電力会社)が 33 件の石炭火力発電所を建設中で、2013 年には全て の発電所の建設が終了し 1,000 万 KW の増強を完了する。 インドネシア政府は第 1 次クラッシュ・プログラムに続くエネルギー政策として、2010 年 1 月に第 2 次 1,000 万 KW 発電所建設計画（クラッシュ・プログラム）に関する大統領令を発布。大統領令では、発電 燃料を再生エネルギーと石炭、ガスに限定。また、部分的に IPP（独立発電事業者）と協力することも盛 り込み、2014 年までの 5 年間で約 1,000 万 KW の発電能力増強を計画。全増強分 1,067.7 万 KW のうち、 PLN が 641.5 万 KW 分、IPP が 426.2 万 KW 分の発電所を建設し、必要となる投資額はそれぞれ、76 億 5 百 万ドル、84 億 5 千万ドルと算出。発電燃料別の内訳は、石炭が 429.4 万 KW、地熱が 358.3 万 KW、ガスが 162.6 万 KW となったほか、小型水力発電所は 117.4 万 KW。 インドネシアは「2020 年までに温室効果ガス排出を特段の対策をとらなかった場合に比べて 26％削減す る」と高い削減目標を掲げており、クリーンエネルギー開発と石炭火力発電所の高効率化はその大きな役 割を担うことになる。 表 1-4-2 に PLN の石炭火力発電所、表 1-4-3 に IPP の石炭火力発電所の発電容量、基数と合計発電容量を

示す。インドネシアの石炭火力発電所の発電設備容量は、現在稼働中の PLN 所轄分が 790 万 KW、IPP が 451 万 KW、合計 1,241 万 KW。稼働中、建設中、計画中の PLN の石炭火力総発電容量は 1,484 万ＫＷ、IPP の石炭火力総発電容量は 1,643 万ＫＷ、両方の合計は 3,127 万 KW となっている。 表 1-4-2 PLN の石炭火力発電所 表 1-4-3 IPP の石炭火力発電所 3)インドネシアの石炭事情 エネルギー鉱物資源省の 2009 年統計によれば、石炭の総資源量は 1,049 億トン、可採埋蔵量は 211 億ト ンと見積もられている。資源の炭種別では瀝青炭（水分 20%以下、発熱量 5,800kca/kg 以上）が 12%、亜 瀝青炭水分（20～35％、発熱量 4,200～5,800kcal/kg）が 67%、褐炭（水分 35％以上、発熱量 4,200kcal/kg 以下）が 20%と亜瀝青炭と褐炭の低品位炭が、資源量の 87 %を占めている。 インドネシアの石炭生産量は、2009 年は 2 億 5,400 万トンと世界第 6 位の生産量となり、アジア環太平 洋地域ではオーストラリアを追い越し第 1 位の石炭産出国となった。用途のほとんどが電力用で、2025 年には 4 億トンの生産が予想されている。 インドネシアの国内石炭需要は 2009 年に 5,630 万トンに達し、2011 年には 7,900 万トンが見込まれてい る。国内需要は電力、セメント、一般産業の 3 つの分野に分けられる。電力は国内需要の 65％を占め、 今後の新規建設の火力発電所計画に伴い、大幅に需要が伸びる見通しである。PLN の発電所向け石炭消費 予測では、2010 年の瀝青炭消費は 490 万トン、亜瀝青炭 2,770 万トン、褐炭 820 万トンが第 2 次クラッ シュプログラムが完了予定の 2014 年（PLN 総発電量 1,485 万 KW）には瀝青炭消費は 890 万トン、亜瀝青 ST 全発電所 発電容量（MW) 基数 合計（MW) 基数 合計（MW) 基数 合計（MW) 合計（MW) 660 1 660 1 660 1,320 625 1 625 625 600 3 1,800 1 600 2,400 400 6 2,400 2,400 350 3 1,050 1,050 330 1 330 2 660 990 315 3 945 4 1,260 2,205 300 2 600 2 600 1,200 <300 14 542 44 1,944 31 171 2,657 合計 31 7,902 57 6,774 31 171 14,847 稼働中 建設中 計画中(～2014) IPP 全発電所 発電容量（MW) 基数 合計（MW) 基数 合計（MW) 基数 合計（MW) 合計（MW) 1,000 2 2,000 2,000 815 1 815 815 660 3 1,980 1 660 1 660 3,300 650 2 1,300 1,300 615 2 1,230 1,230 400 2 800 800 300 4 1,200 1,200 <300 0 0 36 1,447 117 4,347 5,794 合計 7 4,510 38 2,922 126 9,007 16,439 稼働中 建設中 計画中(～2019)

である。表 1-4-4 に PLN の発電用石炭消費予測を示す。 表 1-4-4 PLN の発電用石炭消費予測 外貨収入源としての石炭輸出の重要性を考えると、国内発電用に輸出に向かない豊富に賦存する低品位炭 を利用することはインドネシアにとって望ましい選択肢となる。国内発電用の石炭を確保するためエネル ギー・鉱物資源大臣は、2009 年 12 月に、国内供給義務(DMO)に関する法令を発布した。2011 年の石炭国 内供給義務は 7,897 万トンになる。2011 年のインドネシア石炭生産量見通しが 3 億 2,665 万トンと予想 されているため、国内供給比率は 24.2%となる。産業別の供給先は、国営電力 PLN 向けが 6,628 万トン、 IPP が 897 万トン、その他が 372 万トンである。 石炭年間輸出量は 2010 年に 2 億 4 千万トンに達した、前年の 2 億 148 万トンから 19%(3,868 万トン)増で あった。輸出先第 1 位は中国向けで、6,169 万トンとなった。前年の 3,347 万トンからほぼ倍増である。 輸出先第 2 位はインド向けで、2010 年実績は 3,721 万トンとなった。2008 年の 2,295 万トン、2009 年の 3,226 万トンから増加を続けている。第 3 位は韓国で、3,540 万トン。日本は第 4 位で 2,998 万トンであ った。日本は 3,000 万トン前後で推移しているが、アジア各国の需要が伸びているためインドネシア炭輸 出先に占める割合は減少を続けている。2010 年 4 月、PLN 社がインドネシア政府に対して低品位炭 （4,200kcal/kg 未満の石炭）の輸出を禁じるよう要請した。インドネシア政府は、2014 年に低品位炭輸 出禁止令を発布する意向を示している。 STD を発電所に導入し、褐炭を乾燥して発熱量をアップして燃料として使うことは、燃料を瀝青炭や亜瀝 青炭から褐炭に切り替え、瀝青炭や亜瀝青炭を輸出に振り向けることを可能とする。STD が国内発電燃料 の確保と低品位炭輸出制限を同時に達成することが期待される。 1.5 STD によるインドネシア低品位炭乾燥 1)STD 適用性試験 STD の適用性及び実機へのスケールアップデータ採取を目的として、インドネシアの東カリマンタン産 A-Coal（水分 31.6％、発熱量 4,407kcal/kg）と B-Coal（水分 43.6％、発熱量 3,500kacl/kg）を用いて 月島機械にて STD バッチテスト・連続テストを実施した。図 1-5-1 に STD 連続試験装置の概要を示す。 石炭発熱量 合計 (kcal/kg) 2010 2011 2012 2013 2014 4,200 8.2 25.8 32.2 35.4 44.3 145.9 5,100 27.7 28.7 36.9 43.2 42.1 178.6 6,100 4.9 4.9 8.9 8.9 8.9 36.5 Total 40.8 59.4 78.0 87.5 95.3 361.0 出典：国営電力会社（PLN)2010年5月 石炭消費予測（百万トン）

図 1-5-1 STD 連続試験装置のフロー図 バッチテスト、連続テストの双方の結果を踏まえて、A-Coal と B-Coal を STD で乾燥した場合、乾燥目標 水分値約 10wt%に対して、約 5wt%まで乾燥可能であること、適正な乾燥速度が得られていること、乾燥後 石炭の性状に変化が無いこと、STD のチューブや胴体着等の問題もないことから、STD の適用は可能であ ることを確認した。 2)STD 商業装置と建設費 STD 乾燥テストの結果に基づき、インドネシアの大型石炭火力であるスラヤヤ発電所の 2 号機(40 万 KW)、 7 号機(60 万 KW)、8 号機(62.5 万 KW)及びラブアン発電所の 1 号機(30 万 KW)を対象にして STD を適用した 乾燥システムの商業設備の検討を実施した。STD 乾燥システムのプロセスフォロー図と配置図を作成、STD 必要基数及び乾燥システムのユーティリティ条件と消費量を概算すると共に、設備費の検討を行った。図 1-5-2 に石炭火力発電所への STD 適用フローを示す。 排気 原料 PG PG TR TR TI TI TI TR TR TR 3.1m2 _{STD連続 機} AIR 乾燥品 TI

図 1-5-2 石炭火力発電所への STD 適用フロー 現在の燃料石炭の水分はスラヤヤ発電所の 2 号機(40 万 KW)が 25.5％（発熱量 5,025kca/kg）、7 号機(60 万 KW)が 25.1％（発熱量 5,096kcal/g）。スララヤ 8 号機(62.5 万 KW)とびラブアン発電所の 1 号機(30 万 KW)は A-Coal を燃料にしているため、乾燥試験に供した A-Coal の性状である水分 31.6％（発熱量 4,407kcal/g）を代表値とした。将来安価な高水分炭の調達を想定し、販売されており、乾燥試験に供し た水分 43.6wt%（発熱量 3,483kcal/kg）の B-Coal を燃料とした場合の其々の燃料石炭を水分 10％に乾燥 する際の STD の仕様と必要台数、保全費用と設備費を積算した。表 1-5－1 に結果を示す。 表 1-5-1 各発電所ユニットへの STD STD の現状最大規模は 1 基が内径 4.2m で長さ 39m、乾燥する石炭の蒸発水量が多くなると STD の台数が増 す。つまり、乾燥する石炭の水分が高くなれば、また発電容量が大きくなれば STD の必要台数が増すこと になる。 1.6 C-QUENS による低品位炭乾燥効果試算

石炭性状総合評価システム（Coal Quality Evaluation System: C-QUENS）は、微粉炭火力発電プラント の性能や経済性に及ぼす炭種の影響を定量的に予測するために開発されたプログラムである。現状の燃料 石炭を乾燥して水分 10%にした場合ならびに将来調達が予想される更に低品位の褐炭である B-Coal（水分 43.6％）を燃料にしたと仮定して、スララヤ発電所ユニット 2、7、8 およびラブアン発電所ユニット１に ついて、発電所の仕様と STD を導入した場合に必要な蒸気条件と所要動力の値を C-QUENS に入力しプラン ト性能をシミュレーションした。尚、C-QUENS には従来 STD の熱源蒸気となるタービンの低圧蒸気抜き出 発電所ユニット 発電容量（MW) 乾燥（石炭水分％） 31.6→10 43.6→10 25.5→10 43.6→10 25.1→10 43.6→10 31.6→10 43.6→10 STD必要基数 1 2 1 3 2 4 2 4 STD建設費(US万ドル) 2,170 4,260 2,160 6,390 4,130 8,480 4,260 8,480 STD年間保全費(US万$ドル) 25 50 25 75 50 100 50 100

ラブアンUnit1 スララヤUnit2 スララヤUnit7 スララヤUnit8

300 400 600 625 既設発電所プロセス STD 乾燥システム追加・改造範囲 凝縮器 低品位炭 粉砕機 STD バグフィルタ ボイラ 微粉砕機 タービン・ 発電機 キャリアガス(大気) 低圧蒸気 排気ガス 空気 燃焼排ガス 石炭 蒸気 ボイラ供給水、ドレン キャリアガス、排気ガス 空気、燃焼排ガス ドレン

しは想定されていたが、今回の試算では STD の熱源として使われた低圧蒸気が凝縮した水をタービンの復 水ラインに戻す熱利用の最適化を考慮して結果を修正している。 1)現状の燃料石炭を STD で乾燥した場合 表 1-6-1 に既存燃料石炭における各発電所ユニットへの STD 導入効果試算結果を示す。STD 導入により燃 料中水分を減少させたことでボイラ効率が大きく上昇する。また，ボイラスケール（発電量）が大きくな るほど石炭消費量は多くなるため、燃料中水分による熱損失も比例的に大きくなる。したがって、発電量 の多いプラントほど、STD 導入によるボイラ効率上昇効果は大きくなる。また、燃料石炭の水分が多いほ ど、ボイラに持ち込まれる水分が多くなり熱損失も多く、乾燥によるボイラ効率上昇効果は大きくなる。 STD 乾燥システムの電力消費量増加分は、石炭乾燥による石炭の粉砕性向上による既設の微粉砕機の動力 減による消費電力の削減やボイラ投入燃料の実量減による燃焼空気削減や燃焼排ガス削減によるファン 動力減による消費電力の削減と相殺すると試算された。また、低圧タービンから抽気した低圧蒸気が STD の熱源として潜熱を放出し凝縮した高温の水をタービンの復水ラインに戻しボイラ給水を加熱すると、低 圧タービンからの復水加熱蒸気が節約できる。 発電端効率はラブアン Unit1（30 万 KW、石炭水分 31.6%）で 0.67 ポイント、スララヤ Unit2(40 万 KW、 石炭水分 25.5%)で 0.15 ポイント、スララヤ Unit7(60 万 KW、石炭水分 25.1%)で 0.85 ポイント、スララ ヤ Unit8(62.5 万 KW、水分 31.6%)で 1.06 ポイントの上昇が試算された。CO₂発生量は、燃料石炭消費量に 依存するが、STD 導入によって石炭消費量は減少するため CO2発生量は低減する。 年間の運転時間を 8,000 時間（333 日）と仮定すると、年間の石炭消費削減量は、ラブアン Unit1 で 24,800 トン、スララヤ Unit2 で 5,600 トン、スララヤ Unit7 で 47,200 トン、スララヤ Unit8 で 72,000 トンと試 算された。

このように、石炭消費量、送電端効率、CO2発生量は STD 導入により改善され、年間の CO2 削減量はラブ アン Unit1 で 41,600 トン、スララヤ Unit2 で 12,000 トン、スララヤ Unit7 で 95,200 トン、スララヤ Unit8 で 123,200 トンと試算された。

表 1-6-1 各発電所ユニットへの STD 導入効果（現状ケース） 2)将来調達が予想される B-Coal を STD で乾燥した場合 表 1-6-2 に B-Coal を燃料とした場合の各発電所ユニットへの STD 導入効果試算結果を示す。発電端効率 はラブアン Unit1（30 万 KW、石炭水分 43.6%）で 1.26 ポイント、スララヤ Unit2(40 万 KW、石炭水分 43.6%) で 0.9 ポイント、スララヤ Unit7(60 万 KW、石炭水分 43.6%)で 1.57 ポイント、スララヤ Unit8(62.5 万 KW、水分 43.6%)で 1.50 ポイントの上昇が試算された。 燃料石炭の水分が高い程、乾燥効果は大きいことがわかる。 年間の運転時間を 8,000 時間（333 日）と仮定すると、年間の石炭消費削減量は、ラブアン Unit1 で 62,400 トン、スララヤ Unit2 で 59,200 トン、スララヤ Unit7 で 140,800 トン、スララヤ Unit8 で 138,400 トン と試算された。年間の CO2 削減量はラブアン Unit1 で 86,400 トン、スララヤ Unit2 で 80,800 トン、スラ ラヤ Unit7 で 193,600 トン、スララヤ Unit8 で 190,400 トンと試算された。スララヤ Unit2 が発電規模の 少ないラブアン Unit1 よる削減量が少ない理由は、スララヤ Unit2 のボイラ効率が低いためである。同様 にスララヤ Unit8 のボイラ効率が低いためスララヤ Unit7 より削減量が少ない。 発電所ユニット番号 発電容量(MW) 石炭水分（％） 31.6 25.5 25.1 31.6 乾燥炭水分（％） - 10 - 10 - 10 - 10 石炭発熱量(Kcal/Kg) 4,407 5,799 5,025 6,066 5,096 6,122 4,407 5,799 STD導入効果 発電端効率（％） 35.40 36.07 36.04 36.19 37.61 38.46 37.21 38.27 発電端効率向上（ポイント） - 0.67 - 0.15 - 0.85 - 1.06 石炭消費量(t/h) 165.4 162.3 184.3 183.6 269.2 263.3 327.8 318.8 石炭削減量(t/h) - 3.1 - 0.7 - 5.9 - 9.0 CO2発生量(t/h) 281.1 275.9 357.5 356.0 536.1 524.2 557.3 541.9 CO2削減量(t/h) - 5.2 - 1.5 - 11.9 - 15.4 STD条件 STD必要台数 - 1 - 1 - 2 - 2 必要蒸気条件 熱源蒸気温度（℃） - 177 - 175 - 186 - 184 熱源蒸気圧力（MpaG） - 0.83 - 0.82 - 1.04 - 1.00 熱源蒸気量(t/h) - 46.1 - 38.1 - 27.2x2 - 43.8x2 返送ドレン（凝縮水）条件 温度（℃） - 136 - 138 - 150 - 146 圧力(MpaG) - 0.83 - 0.82 - 1.04 - 1.00 流量(t/h) - 46.1 - 38.1 - 27.2x2 - 43.8x2 用益 電力(KW) - 620 - 620 - 340x2 - 570x2 窒素ガス-圧0.6MpaG-(Nm3/h) - 360 - 390 - 200x2 - 350x2 計装空気-圧0.5MpaG-(Nm3/h) - 180 - 180 - 180x2 - 180x2 建設費(US$) - 21,700,000 - 21,600,000 - 41,300,000 - 42,600,000 年間保全費(US$/y) - 250,000 - 250,000 - 500,000 - 500,000 経済性概算 年間稼働時間 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 年間石炭削減量(t/y) 24,800 5,600 47,200 72,000 年間CO2削減量(t/y) 41,600 12,000 95,200 123,200 石炭調達価格(CIF US$/t) 73.23 73.23 80.39 80.39 78.26 78.26 73.23 73.23 CO2クレジット価格(US$/t) 30 30 30 30 年間石炭費用削減(US$/y) 1,816,104 450,184 3,693,872 5,272,560 年間CO2クレジット販売価格(US$/y) 1,248,000 360,000 2,856,000 3,696,000 年間利益(US$/y) 3,064,104 810,184 6,549,872 8,968,560 年間運転費用(US$/y) 450,000 450,000 700,000 700,000 STD建設費償却年数 8.3 60.0 7.1 5.2

ラブアンUnit1 スララヤUnit2 スララヤUnit7 スララヤUnit8

表 6-2 各発電所ユニットへの STD 導入効果（高水分炭ケース） ラブアン発電所のボイラ効率を基に各発電容量と各水分の燃料石炭を STD で乾燥して水分 10％にした場 合の CO2 削減効果を図 1-6-1 に示す。 発電所ユニット番号 発電容量(MW) 石炭水分（％） 43.6 43.6 43.6 43.6 乾燥炭水分（％） - 10 - 10 - 10 - 10 石炭発熱量(Kcal/Kg) 3,483 5,558 3,483 5,558 3,483 5,558 3,483 5,558 STD導入効果 発電端効率（％） 33.97 35.23 34.16 35.06 35.64 37.21 35.82 37.32 発電端効率向上（ポイント） - 1.26 - 0.9 - 1.57 - 1.5 石炭消費量(t/h) 218.0 210.2 289.1 281.7 415.7 398.1 430.8 413.5 石炭削減量(t/h) - 7.8 - 7.4 - 17.6 - 17.3 CO2発生量(t/h) 300.1 289.3 397.8 387.7 572.1 547.9 592.9 569.1 CO2削減量(t/h) - 10.8 - 10.1 - 24.2 - 23.8 STD条件 STD必要台数 - 2 - 3 - 4 - 4 必要蒸気条件 熱源蒸気温度（℃） - 177 - 135 - 186 - 184 熱源蒸気圧力（MpaG） - 0.83 - 0.82 - 1.04 - 1.00 熱源蒸気量(t/h) - 44.3X2 - 38.9X3 - 41.9X4 - 42.3X4 返送ドレン（凝縮水）条件 温度（℃） - 134 - 135 - 147 - 144 圧力(MpaG) - 0.83 - 0.82 - 1.04 - 1.00 流量(t/h) - 44.3x2 - 38.9x3 - 41.9x4 - 42.3x4 用益 電力(KW) - 580x2 - 320x3 - 520x4 - 550x4 窒素ガス-圧0.6MpaG-(Nm3/h) 360x2 130x3 340x4 350x4 計装空気-圧0.5MpaG-(Nm3/h) 180x2 180x3 180x4 180x4 建設費(US$) - 42,600,000 - 63,900,000 - 84,800,000 - 85,200,000 年間保全費(US$/y) - 500,000 - 750,000 - 1,000,000 - 1,000,000 経済性概算 年間稼働時間 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 年間石炭削減量（t/y) 62,400 59,200 140,800 138,400 年間CO2削減量（t/y) 86,400 80,800 193,600 190,400 石炭調達価格(CIF US$/t) 59.4 59.4 59.4 59.4 59.4 59.4 59.4 59.4 CO2クレジット価格(US$/t) 0 0 0 0 年間石炭費用削減(US$/y) 3,706,560 3,516,480 8,363,520 8,220,960 年間CO2クレジット販売価格(US$/y) 0 0 0 0 0 0 0 年間利益(US$/y) 3,706,560 3,516,480 8,363,520 8,220,960 年間運転費用(US$/y) 700,000 950,000 1,200,000 1,200,000 STD建設費償却年数 14.2 24.9 11.8 12.1

ラブアンUnit1 スララヤUnit2 スララヤUnit7 スララヤNit8

図 1-6-1 各発電容量と燃料石炭を STD で水分 10％に乾燥した場合の CO2 削減量 1.7 事業性・経済性 スラヤヤ発電所のユニット 2（40 万 KW）、ユニット 7（60 万 KW）、ユニット 8（62.5 万 KW）およびラブア ン発電所のユニット 1 のそれぞれについて経済性評価を行った。石炭消費量削減による年間石炭調達費削 減と CO2 クレジット年間販売価格の合計から年間運転コストを引いた値で STD 建設費を割った STD 建設償 却年を試算したラブアン発電所ユニット 1 とスララヤ発電所ユニット 2 の経済性概観を表 1-7-1 にスララ ヤ発電所ユニット７と 8 の経済性概観を表 1-7-2 に示す。 表 1-7-1 ラブアン発電所ユニット 1 とスララヤ発電所ユニット 2 の経済性概観 表 1-7-2 スララヤ発電所ユニット 7 と 8 の経済性概観 経済性概観から石炭の水分が 25％で発電規模が 400MW では経済性が乏しいため、これ以外のケースに関 し、経済性計算前提条件の表 1-7-3 を用い経済計算した。表 1-7-4 にラブアン発電所ユニット 1 とスララ 0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 300 400 500 600 700

年

間

CO2

削減

量（ト

ン

）

発電規模（

MW)

石炭水分44% 石炭水分32% 石炭水分26% 発電所ユニット番号 発電容量（MW) 石炭乾燥（石炭水分%) STD必要基数 STD建設費（US$) CO2クレジット価格(US/t) 0 10 20 30 0 10 20 30 0 10 20 30 0 10 20 30 STD建設費償却年数 16 12 10 8 14 11 9 8 342 126 77 25 19 15 13 21,700,000 42,600,000 スララヤ(Suralaya)ユニット2 400 25.5→10 43.6→10 1 3 21,600,000 63,900,000 ラブアン(Labuhan)ユニット1 300 31.6→10 43.6→10 1 2 発電所ユニット番号 発電容量（MW) 石炭乾燥（石炭水分%) STD必要基数 STD建設費（US$) CO2クレジット価格(US/t) 0 10 20 30 0 10 20 30 0 10 20 30 0 10 20 30 STD建設費償却年数 16 12 10 8 12 9 8 7 11 8 7 6 12 10 8 7 41,300,000 84,800,000 スララヤ(Suralaya)ユニット8 625 31.6→10 43.6→10 2 4 42,600,000 85,200,000 スララヤ(Suralaya)ユニット7 600 25.1→10 43.6→10 2 4

ヤ発電所ユニット 2 の計算結果、表 1-7-5 にスララヤ発電所ユニット 7 と 8 の経済性計算結果を示す。

表 1-7-3 経済性前提条件

表 1-7-4 ラブアン発電所ユニット 1 とスララヤ発電所ユニット 2 の経済性計算結果

表 1-7-5 スララヤ発電所ユニット 7 と 8 の経済性計算結果

発電容量が 300MW の場合、現状 31.6％水分炭の調達価格が現状の US$73.23/t の場合は CO2 クレジットが US$30/t となると 15 年目に IRR が 9.7％となる。44％水分炭の調達価格が現状の 59.4/t の場合は CO2 ク レジットが US$30/t の場合に 15 年目に IRR が 10.6％となる。

発電容量が 400MW の場合、ボイラ効率が低いので、更に高い水分 43.6％の褐炭を利用したとしても調達 価格が現状の 59.4/t では CO2 クレジットが US$30/t で 15 年目に IRR が 8.7％に達する。

発電容量が 600MW の場合、現状 25％水分炭の調達価格が現状の US$78.26/t の場合は CO2 クレジットが US$20/t となると 15 年目に IRR が 6.3％、CO2 クレジットが US$30/t となると 15 年目に IRR が 9.2％とな る。43.6％水分炭の調達価格が現状の US$59.4/t の場合は CO2 クレジットが US$20/t となると 15 年目に IRR が 10.1％、CO2 クレジットが US$30/t となると 15 年目に IRR が 13.0％となる。

発電容量が 625MW の場合、現状 31.6％水分炭の調達価格が現状の US$73.23/t の場合は CO2 クレジットが US$10/t となると 15 年目に IRR が 8.5％、CO2 クレジットが US$20/t となると 15 年目に IRR が 12％、CO2 クレジットが US$30/t となると 15 年目に IRR が 15.3％となるとなる。44％水分炭の調達価格が現状の US$59.4/t の場合は CO2 クレジットが US$30/t となっても 15 年目に IRR が 12.6％になるにすぎない。石 炭水分が 31.6％と 43.6％の場合で水分の多い方が IRR が低くなるのは、水分が高くなると水分 10％まで

JBIC借入/自己資金

85/15

JBIC借入年間金利（％）

1.9

建設期間

2年

事業期間（建設期間含む）

17年

減価償却（償却年）

定率法（15年）

残存簿価（％）

14.20

為替

US$1=80円

発電ユニット 発電容量（MW) 石炭乾燥（水分％） 石炭調達価格(US$/トン） CO2クレジット価格（US$/トン） 0 10 20 30 0 10 20 30 0 10 20 30 内部利益率（IRR%） 稼働10年目 1.86 5.03 2.77 6.04 0.52 3.76 稼働15年目 1.01 4.22 7.10 9.76 1.56 4.88 7.86 10.61 - 3.02 5.91 8.70 73.23 59.4 59.4 ラブアンUnit1 スララヤUnit2 300 400 31.6→10 43.6→10 43.6→10 発電ユニット 発電容量（MW) 石炭乾燥（水分％） 石炭調達価格(US$/トン） CO2クレジット価格（US$/トン） 0 10 20 30 0 10 20 30 0 10 20 30 0 10 20 30 内部利益率（IRR%） 稼働10年目 0.90 4.40 1.71 5.47 8.93 3.62 7.7 11.5 1.27 4.99 8.41 稼働15年目 - 3.90 7.10 9.23 2.66 6.98 10.14 13.07 4.79 8.58 12.02 15.2 3.16 6.61 9.73 12.6 78.26 59.4 73.23 59.4 スララヤUnit7 スララヤUnit8 600 625 25.1→10 43.6→10 31.6→10 43.6→10

果が低くなるためと考えられる。

CO2 クレジットが US$20～30/t で IRR が 10％以上になり、STD 導入が促進されると試算された。低品位炭 火力発電所への STD 導入は、発電所の稼働率、石炭の水分と乾燥目標による発電効率の改善、STD の必要 基数に違いが生じるため、最適経済性を基に検討する必要があることが示唆された。 2019 年までに稼働する PLN と IPP の 300MW 以上の石炭火力発電所の発電容量と基数に基き、水分 32％と 44％の石炭を其々燃料とした場合、各石炭を水分 10％まで STD で乾燥した場合の年間 CO2 削減量と必要 な STD 最大機種の基数を試算した結果を表 1-7-6 と表 1-7-7 に示す。 表 1-7-6 PLN 石炭火力への STD 導入効果試算結果 表 1-7-7 IPP 石炭火力への STD 導入効果試算結果 年間の CO2 削減量は水分 32％の石炭を 10％に乾燥した場合、PLN が合計 202 万トン、IPP が合計 204 万ト ンで総計 406 万トンと試算され、CO2 クレジット価格が US$10/t なら年間 4,060 万ドルになり CO2 クレジ ット価格が US$30/t なら 1 億 2,180 万ドルとなる。水分 44％の石炭を 10％に乾燥した場合、PLN が合計 357 万トン、IPP が合計 320 万トンで総計 677 万トンと試算され、CO2 クレジット価格が US$10/t なら年 間 6,770 万ドルになり CO2 クレジット価格が US$30/t なら 2 億 310 万ドルとなる。必要な STD の基数は 155 基と試算され、総建設費は約 33 億ドルが予想される。 STD 発電容量（MW) 基数 合計発電容量（MW) 石炭水分32→10％ 石炭水分44→10％ 基数 660 2 1,320 261,360 399,166 8 625 1 625 121,979 188,495 4 600 4 2,400 463,056 722,300 14 400 6 2,400 396,264 703,290 18 350 3 1,050 160,842 304,125 6 330 3 990 145,926 285,117 6 315 7 2,205 314,391 632,009 14 300 4 1,200 164,736 342,140 8 合計 30 12,190 2,028,554 3,576,642 78 PLN（～2014年） 年間CO2削減量（トン） 注：発電所の年間稼働時間は7,920時間（330日）を基準とした STD 発電容量（MW) 基数 合計発電量（MW) 石炭水分32→10％ 石炭水分44→10％ 基数 1,000 2 2,000 430,408 614,590 14 815 1 815 169,213 248,687 6 660 5 3,300 653,400 997,915 25 650 2 1,300 256,388 392,830 10 615 2 1,230 238,986 370,654 8 400 2 800 132,088 234,430 6 300 4 1,200 164,736 342,140 8 合計 18 10,645 2,045,219 3,201,246 77 注：発電所の年間稼働時間は7,920時間（330日）を基準とした IPP(～2019年） 年間CO2削減量（トン）

1.8 2 国間オフセットメカニズムのファイナンス検討 本事業は日本から技術・設備等の輸出する案件ゆえ、国際協力銀行（JBIC）の有する輸出金融を利用する ことが出来る。輸出金融には、日本の輸出者に対する融資（サプライヤーズ・クレジット）、外国の輸入 者（または外国の金融機関）に対する融資（バイヤーズ・クレジット（バンク・ローン））がある。図 1-8-1 に輸出金融スキームを示す。 図 1-8-1 JBIC 輸出金融スキーム JBIC は、通常一般の金融機関(通常は申込み企業の取引先金融機関)と協調して必要な資金を融資する。 融資金額は、OECD 公的輸出信用アレンジメントに基づき決定する。原則として、融資金額は、輸出契約 金額、技術提供契約金額の範囲内で、頭金部分を除いた金額となる。ローカル・コストは、原則、融資対 象に含めることは出来ないが、頭金(最大 30%)の範囲内で融資対象に含めることは可能。原則として、融 資割合の上限は 6 割。金利は、OECD 公的輸出信用アレンジメントに基づき決定される。原則として、成 約時の市場貸出基準金利（Commercial Interest Reference Rate: CIRR）となる。契約時金利固定（円 CIRR）は償還期間 5 年以下で 1.35%、償還期間 5 年超 8.5 年以下が 1.58%、償還期間 8.5 年超で 1.87%と なる。成約前固定の場合は金利固定時 CIRR+0.2%となる。 2 国間オフセットメカニズムの下で、インドネシアの石炭火力発電所に低品位炭の乾燥機を導入する場合 のファイナンスに関し、既存の JBIC 輸出金融や環境保全事業への公的融資スキームに基づきより簡素化 した制度を検討した。図 1-8-2 に 2 国間オフセットメカニズムのスキーム案を示す。 日本政府がインドネシア政府と 2 国間オフセットメカニズム契約の枠組みに、JBIC からインドネシアの 金融機関経由で無く、直接 STD 導入する発電事業者にバイヤーズクレジットで融資できるようにする。CO2 削減の認証は、新方法論のツールに C-QUENS を用い、インドネシア内の認証機関を設置する。排出権は全 量定額で日本政府が引き取り、JBIC が管理して国内の排出権取引市場で国内限定で売却し、売却代金は JBIC の資金管理口座に入金される。国内排出権市場で排出権を販売することで、国内に排出権を供給す る一方、社会負担の軽減を図る。JBIC は排出権を担保の一部として、資金を管理し、融資の分割返済の 際に排出権価格を返済額に組み入れ、融資を受けた相手先は排出権に一切タッチすることなく、炭酸ガス 削減の金銭的メリットを享受する。日本政府は買取価格と国内販売価格の差損を補填することで負担が軽 減できるので、全量買取価格を高めに設定して、日本の技術の導入優遇策とする。排出権全量固定価格で の買取を武器に日本の優れた省エネ技術の輸出を後押しすることができる。 STD 導入事業 輸出者 （本邦企業） 輸出 国際協力銀行 (JBIC) 輸入者 プロジェクト実施 外国の 金融機関 輸出金融 融資

図 1-8-2 2 国間オフセットメカニズムのスキーム案 1.9 方法論の検討 ACM0011（既存発電所における、石炭/石油から天然ガスへの燃料転換のための統合方法論）と、AM0061 （既存発電設備の修復/エネルギー効率改善に関する方法論）の二つの方法論について、スララヤ発電所2 号機でのSTD導入事業実施後の想定値を、同条件で試算すると、前者の年間排出削減量は123,262トン、後 者はマイナス22,300トンと、大きな違いが生じた。これは、発電所のエネルギー効率のベースラインの設 定にあたり、ACM0011は過去3年間の実績値の平均を用い、AM0061は保守的な観点から、過去5年間のエネ ルギー効率の実績値のなかのもっとも高い値を、ベースラインに設定することに起因している。 現在のCDM方法論は、環境への十全性やクレジットとしての信頼性を高めるために、非常に保守的、つま り厳格な考え方で、排出量を算定している。それゆえに、そもそも僅か数パーセントの削減達成をめざす、 本件のような事業では、現実には削減していても、その方法論が持つ基準の取り方ひとつで、削減量が認 められないこともありうる。 本事業は、現在使用している水分の高い石炭を乾燥させれば、単位発熱量が上がり、その結果石炭の使用 量が減り、CO2削減につながるという、明快な事業である。しかも、発電所なので、石炭の使用量は膨大 で、大量のCO2を削減することができる。二国間制度という枠組みの中では、このような事業には既存方 法論の柔軟な適用、あるいは、より簡易な方法論の新規開発が求められていると考える。 「石炭性状総合評価システム」は、石炭の性状と発電施設の性能から、CO2の排出量をシミュレーション できる。スチームドライヤーを使った乾燥前後の石炭性状データがあれば、過去の数年分のデータを準備 する必要がないし、過去に使った石炭の排出係数をデフォルト値で推定するよりも正確な結果を得ること も可能になる。データがそろわないことの多い途上国での事業では、有用な排出量削減算定ツールになる。 この総合評価システムの課題を挙げると、一つは、現在±10％程度の誤差があるシミュレーション精度の