２．製油所ボトムレス化の課題
PEC 技術企画部 馬場 重夫 鈴木 俊明 （株）新日石総研 岩田 昭１．調査の背景・目的
我が国における石油製品需要の中で電力向け C 重油は今後数年間で大幅に減少し、C 重 油全体の需要は 2002 年の 2,950 万 KL から 2010 年に 2,100 万 KL と大幅に減少すると想 定されている。これに対し、ガソリン・灯油・軽油・A 重油等については堅調な需要が想 定されている。 一方、これらの石油製品を生産するために必要な原油は、中国・米国・インド等の旺盛 な需要の中で軽質油の生産量が限られてきたため、相対的に重質原油の占める割合が増加 するとされており、我が国が入手可能な原油も徐々に重質化していくと想定されている。 この よう な製 品需 要の 軽質 化と 原油 の重 質化 の イン バラ ンス につ いて 対策 を講 じない と、我が国石油産業の使命である石油製品の安定供給に支障をきたすと考えられる。 この対策として色々な手法が考えられるが、重質油処理装置の導入により残渣油から軽 質油を生産し需要を満たす方法が中・長期的に見れば最も合理的であり、石油の効率的な 使用方法となる。対象となる重質油処理プロセスは多数あるが、世界的に普及しているプ ロセスは数種類に限られており、プロセスの得失を評価して日本の需給環境・製油所にと って最適なプロセスを決定することが本調査の一つの目的である。 さらに、その装置を導入する場合に製油所で注意すべき項目について考察するとともに、 選択した重質油処理装置を導入することが石油業界の収益にどのような影響を与えるのか、 全日本を１製油所と考えた LP モデルを使って評価することでボトムレス化における課題 整理を行った。 また、重質油処理装置導入のボトルネックになる可能性がある重質油処理装置から生産 される最終残渣の処理について、外販・発電燃料としての利用・分解残渣の共同処理の可 能性を検討し、今後の課題を整理した。２．調査の内容・結果
２．１ 燃料油内需予測 2004 年度∼2008 年度石油製品需要見通し 1）（経済産業省により策定：2004 年 3 月 26 日）をベースに 2010 年の油種毎の需要を想定した。 ガソリン ：6,200 万 KL ナフサ ：1,900 万 KL （参考値） 灯油・ジェット ：3,400 万 KL 軽油 ：3,100 万 KL A 重油 ：3,100 万 KL C 重油 ：2,100 万 KL 潤滑油ベースオイル ： 260 万 KL アスファルト ： 540 万 KL これを前提として重質油処理装置の必要能力の検討を進めた。２．２ 原油の需給状況 世界の原油の需要は徐々に増加しており、2004 年は中国・米国・インドを中心とした石 油燃料の需要増、イラクの混乱に見られるような中東からの供給の不安定さから価格の高 騰を招いた。年末には暖冬による需要不振・中国の急激な経済成長を抑制する政策の効果 等から価格は一時落ち着いたが2005 年に入ると価格は高騰し、そのレベルを保っている。 中国の需要増等の環境はこのまま継続すると予想され、原油の高価格は当面変化しないと 思われる。 図１にDubai 価格と軽重格差の推移を示す。 20 25 30 35 40 20 0 2-04 2-07 2-1 0 3-01 3 -0 4 3 -0 7 3 -1 0 4 -0 1 4 -0 4 4 -0 7 4 -1 0 Dubai 価格 軽重格差 D u b a iの 原 油 価 格 （$ /B ） 0 10 軽 重 格 差 （$ /B ） 年-月 5 20 25 30 35 40 20 0 2-04 2-07 2-1 0 3-01 3 -0 4 3 -0 7 3 -1 0 4 -0 1 4 -0 4 4 -0 7 4 -1 0 Dubai 価格 軽重格差 Dubai 価格 軽重格差 D u b a iの 原 油 価 格 （$ /B ） 0 10 軽 重 格 差 （$ /B ） 年-月 5 図１ Dubai 価格と軽重格差（１） ２．３ 過剰 C 重油の対策 余剰となるC 重油の対応策として、重質油処理装置を導入する以外の対策の可能性をま とめると次のようになる。 (a)バンカー重油として輸出の可能性 バンカー重油のマーケットは限られたマーケットであり、日本で過剰に生産された C 重油を消化できるほどの大きな市場ではない。 もともとバンカー重油は原油価格よりも安く、このようなマーケットに C 重油を大量 に出荷することは、緊急時における短期間の対策としては考えられるが、継続的な対策 としてバンカー重油の輸出増加で製品の需要変化に対応することはあり得ない。 (b)中国への輸出の可能性 中国は急激な経済発展のため、石炭の増産・鉄道輸送能力等、発電燃料の供給に課題 を抱えている。これを補完するために過渡期として発電燃料にC 重油を輸入しているが、 今後の見通しでは石油火力は2010 年までに 1/2 に削減される予測が出ており2)中国国内 の燃料供給の体制が整えば輸入C 重油を発電燃料として使用し続けることは考えられな い。 (c)C 重油の値下げによる国内での増販の可能性 燃料転換の候補である石炭・LNG の価格と C 重油の価格を比べると表１の通りであ る。この価格レベルでは石炭に燃料転換しようと考える需要家を C 重油の値下げで繋ぎ 止めることは不可能といえる。
表１ 2004 年 1∼3 月 電力会社燃料費 燃 料 燃料価格（円/千 Kcal） 一般炭 0.69 原油 2.32 LNG 2.07 C 重油 2.39 (d)C 重油の生産を国内需要に合わせ不足する輸送燃料等を輸入 C 重油の需要が 2010 年までに約 20%減少するとして、原油処理を 20%削減しその際 不足するガソリン・灯油・軽油・A 重油の国内需要の 20％を輸入する可能性については、 製品輸入量が概算で3,160 万 KL/年となり、石油製品の安定供給のために消費地精製主 義を掲げている我が国では考えにくい。 (e)過剰 C 重油中の残渣を全量発電燃料とし電力を販売 過剰となる C 重油をそのまま燃料として発電し、売電事業を行えば重質油分解装置は 不要となる。しかし電力市場の自由化が進み売電の単価が低く抑えられている現状では、 価格が高騰した原油からできるだけ多くの輸送用燃料を生産し、その残渣を燃料として 売電事業に参入することが高価な原油の輸入量を減らすことにつながり、石油の効率的 な利用法であると考えられる。 ２．４ 重質油処理技術の最新動向 ２．４．１ 技術開発の状況 新しい理論に基づいた重質油の処理方法が開発されているかどうかを調査したが、原油 価格の軽重格差が縮小した状況が長く続いたため、メジャー系石油企業では重質油処理技 術の研究開発は中断されている。現在重質油処理技術の開発を行っているのはベンチャー 企業のみである。 主なものはスラリー床の触媒を用いたプロセス･超臨界水を使用したプロセス開発であ るが、まだ開発段階である。特に超臨界水を用いたプロセスは温度・圧力が高いために装 置材料の選択を含めて実用化までにはまだまだ時間がかかると思われる。 ２．４．２ 現状で導入可能な重質油処理プロセス 現状で導入が考えられる重質油処理装置としてはDelayed Coker、Visbreaker が主流で ある。他には、SDA（Solvent De-Asphalting）が注目されている。 (a)SDA（Solvent De-Asphalting）3) SDA は ブ タ ン 等 の 溶 剤 を 使 っ て 減 圧 残 油 を さ ら に 留 出 油 に 相 当 す る DAO (De-Asphalted Oil)と残渣油である SDA ピッチに分離する装置であり、分解反応は起こ らない。DAO 中には触媒処理が困難なアスファルテンがほとんど含まれず、後続設備で の処理が容易になる。一方の SDA ピッチについてはガス化・ボイラー燃料として使う か、Delayed Coker の原料とするという用途がある。難点は減圧残油からさらに軽質留 分を分離した残油なので粘度が非常に高く、流体として取り扱うためには DAO の採取 量を制限するか、大量のカッターストックを必要とすることである。
(b)Delayed Coker Delayed Coker は熱分解装置の代表的なもので米国では大量に導入されている4)。 この装置は、減圧残油を加熱し、コークドラム内で重・縮合反応を起こし分解軽質留 分とコークスを生成させる。軽質留分が大量に生成するために減圧残油から70%程度の 留出油を得ることができる。難点は熱分解のためエネルギー消費が多いこと、留出油が 不飽和分を多量に含んでおり水添処理が必要なことである。また生成したコークスが固 体であるため設備費・運転費が多くかかる。このような難点はあるが、重質油処理装置 としての効果は大きく、今後の導入の可能性は大きいと考える。 生成したコークスは粉砕してボイラー燃料・ガス化の原料として使用する。 ２．４．３ 海外における重質油処理装置の現状 海外における重質油処理装置の現状を調査した結果をまとめると次のようになる。 ・重質油処理装置では Delayed Coker、Visbreaker が主流である。 ・最終残渣（コークス）は石炭以下の価格で販売している。 ・販売先で最終残渣から発電しているケースがある。 ・発電方式は BTG・IGCC 両者とも採用されているが、IGCC はまだ H2の供給等特殊 な目的がある場合に限って導入されている。 ・BTG 発電の排煙脱硫方式については、新しい技術として乾式脱硫法である Circulating Fluidized Bed Boiler 法がある。これは日本でも一部導入されており、排煙脱硫の方 式についても選択肢がある。 ２．５ 重質油処理装置の経済性 ２．５．１ LP の前提条件 コーカーあるいは SDA 装置を新設し、重質油対策とする経済性を、全日本を１製油所 と考えたLP モデルで試算した。 前提条件 ・製品需要：2010 年の想定内需を設定 ・装置能力：2004 年 4 月の石連の調査結果5) ・価格 ：1)原油；基準原油である Dubai の価格を 20$/Bl から 35$/Bl の間で 5$/Bl 毎に設定した。 2)製品；Dubai 価格をもとにしたトレンドから推定した。 3)コークス・SDA ピッチ；5,000¥/T とした。 4)その他；既設の装置の最大稼働率（Availability）も変数の一つとした。 Dubai の価格と軽重格差の過去２年間のトレンドは図１の通りである。また、Dubai 価 格を基準に軽重格差を表すと図２のようになる。軽重格差は重質油処理装置の導入の経済 性に大きく影響する要素であり、Dubai の価格を 20.0$/Bl から 35.0$/Bl まで変化させ軽 重格差によって重質油処理装置の収益性がどれだけ変化するかを求めた。
0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 40.00 Ｄｕｂａｉの原油価格（$/Bｌ） 軽 重 格 差 （$ /B ｌ） 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 40.00 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 40.00 Ｄｕｂａｉの原油価格（$/Bｌ） 軽 重 格 差 （$ /B ｌ） 図２ Dubai 価格と軽重格差（２） ２．５．２ 必要分解装置能力 LP では分解装置能力を大きくすると、それに見合っただけ重質な原油を処理するので、 予め、コーカー・SDA の必要能力を概算し設定した。 原子力発電の影響を除いた2003 年の C 重油内需想定 2,600 万 KL が 2010 年には 2,100 万KL に減少する。輸入・輸出量に変化はないとした。C 重油の量が 500 万 KL 減少する ことになり、この中にVR 分が 60%、300 万 KL 含まれる。この 300 万 KL の VR を処理 する重質油分解装置の能力は5 万 BD となる。 一方、日本の平均的な製油所の原油処理能力 13 万 BD から考えて、新設する重質油分 解装置能力は１基1 万 BD とした。これから新設基数は５基とした。 LP では全日本を１製油所と考えたので、5 万 BD のコーカー・SDA の新設を想定した。 ２．５．３ 重質油処理装置の経済性 図３に日本の 2010 年の燃料油内需を充足するためにコーカー・SDA を新設するケース の経済性を示す。 分 解 装 置 の 収 益 0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 20.0 25 30 35 （×10億円） Coker 50MBD Coker 100MBD SDA Solid SDA Liquid Dubaiの原油価格（$/B） 分 解 装 置 の 収 益 0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 20.0 25 30 35 （×10億円） Coker 50MBD Coker 100MBD SDA Solid SDA Liquid 分 解 装 置 の 収 益 0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 20.0 25 30 35 （×10億円） Coker 50MBD Coker 100MBD SDA Solid SDA Liquid Dubaiの原油価格（$/B） 図３ Dubai 価格と分解装置の経済性
設備の建設費は次の通りである。オフサイトの費用はサイト毎でないと算出できないが、 ごく概略の費用を用いた。 ・コーカー：10MBD 装置 90 億円 オフサイト 60 億円 合計 150 億円 20MBD 装置136 億円 オフサイト 91 億円 合計 227 億円 ・SDA ：10MBD 装置 30 億円 オフサイト 60 億円＊ 合計 90 億円 ＊ SDA ピッチを固体で扱うとしてコーカーのオフサイト費用と同額とした。 コーカー・SDA のケースとも、留出油の処理設備が必要であるが、該当する製油所には既 に備わっているものと想定した。 SDA ケースでピッチを高粘度の C 重油なみにカットバックして取り扱う場合はほとん ど経済 性が ない 結果 にな って いる が、 必要 とな る粘度 調整 剤の 量に 大き く影 響さ れる の で詳しく調査する必要がある。 今回の検討では、C 重油の余剰量を 500 万 KL とすると VR を処理する重質油分解装置 の必 要能 力は 50MBD となり、Dubai30$/Bl（軽重格差 3$/Bl 以上）の価格であれば Delayed Coker であれ、SDA であれ装置の新設が経済的に成立する結果となった。 ２．６ 最終残渣の処理 次に重質油処理装置から生産された最終残渣である石油コークス・SDA ピッチの利用法 について検討を行った。 (a)石油コークス販売の可能性 石油コークスは年間 400∼500 万 T 輸入されており、そのうち約 300 万 T はボイラー 用の燃料として使われている 6)。現状の石油コークスを燃料とするボイラーは重油ボイ ラーを改造したものである。そのためコークスの性状への制約がある。一番影響がある のは硫黄分が規制されることである。すなわちコーカーで処理する VR の元となる原油 を制限することになる。次に、石油コークスは非常に硬いものであるが、ボイラーで燃 料として使用するために粉砕しなければならない。この粉砕設備の制約からコークスの 硬さにも制約がある。他には、コーク中の金属含有量が原油によっては問題となる。 コー クス 性状 から の制 約 の他 にハ ンド リン グ設 備が 通常 の製 油所 には ない も のなの で注意を要する。 (b)SDA ピッチ（固体）の販売の可能性 SDA ピッチ（固体）を販売するには需要家を見つけることから始めなければならない。 SDA ピッチ（固体）は今まで日本のマーケットで販売されたことがなく、石油コークス の販売よりもさらに煩雑なものになると予想される。可能性としては SDA ピッチ（固 体）を燃料として使う条件で建設されたボイラーの燃料として販売することがあるが、 このような特殊な需要は存在しない。現実的には自社内の新設ボイラー等の燃料に使う ことなる。また固体なのでコークスの場合とほぼ同じハンドリングの設備が必要となる。 (c)SDA ピッチ（液体）の販売の可能性 SDA ピッチ（液体）の販売は超高粘度 C 重油の販売と考えればよい。しかし SDA ピ ッチを液体として取り扱えるまで軽油留分をブレンドして粘度調整しなければならず、 ボイ ラー 燃料 にま わさ ざる をえ ない 燃料 油を 極 力削 減し 輸送 燃料 の生 産を 増加 させよ
うとする考え方には反する。液体燃料として取り扱えるようにしても非常に粘度の高い 特殊な燃料油となるので、一般の需要家に販売することは不可能であり自所内の設備で 消費することを想定しなければならない。 ２．７ 最終残渣による発電 (a)石油コークスを燃料とする発電 輸入石油コークスを専焼とするボイラー・タービンによる発電設備が 2005 年７月、 新潟（フロンティア エネルギー新潟）で商業運転に入った７ ）。 ボイラーメーカーの説明では運転条件を調整することでベースロード発電所に求めら れる程度の負荷変動には対応できるとのことであった。このように石油コークス専焼の ボイラーが既に開発されており、発電に関して問題はないと考えられる。 次にIGCC によるガス化・発電というルートがある。8) これは石油コークスを高温で酸素と反応させ水素・CO を主成分としたガスを作り、 このガスを洗浄後ガスタービン・排熱ボイラーを使って発電する方法である。ガス化設 備はいくつかの種類が商業化されており、Shell 方式・Texaco 方式がよく知られている。 石油コークスだけでIGCC の運転が問題なくできるのかという疑問があるが、今回調査 した限りでは、負荷変動のない運転ではあるが石油コークスでの運転で支障があるとい う情報はなかった。スペインの Elcogas、アメリカの El Drado 製油所、Delaware 製油 所、Baytown 製油所が石油コークスを原料に IGCC を運転している。 IGCC にはさらに建設費の高さがある。表３に示したようにボイラー・タービンによ る発電とIGCC による発電ではその設備費に大きな差がある。IGCC は、発電効率は高 いが、ガス化炉に必要な酸素を空気の深冷分離から採取するため、深冷分離装置が消費 するエネルギーが大きく、現状では系外に送電できる電力はボイラー・タービン発電と ほとんど差がない。 表３ 発電設備の建設費 グロス発電能力 200MW 燃 料 BTG 発電建設費 IGCC 発電建設費 SDA ピッチ ・液体燃料 177 億円（184MW） 9,600 ¥/KW ・固体燃料 390 億円（156MW） 250,000 ¥/KW 石油コークス ・固体燃料 307 億円（184MW） 167,000 ¥/KW ・固体燃料 450 億円（147MW） 306,000 ¥/KW ＊（ ）内は送電端出力 (b)SDA ピッチ（固体）を燃料とする発電 SDA ピッチ（固体）は石油コークスと同様にボイラー・タービン発電と IGCC による 発電が考えられる。 ボイラー・タービンによる発電では燃料の粉砕設備がどのようなものになるかという 問題がある。粉砕という問題をクリアできれば、石油コークスよりは燃焼性がいいと予 想されるので問題点は少ないといえる。
(c)SDA ピッチ（液体）を燃料とする発電 この方法は基本的には高粘度 C 重油を燃料とした発電であるが、できるだけ粘度が高 いまま粘度調整剤の使用を少なくしてボイラーで使用したい。一般的にバーナー出口で 20~40CST であれば燃料が十分分散するので安定燃焼が行われるといわれている。 ボイ ラー での 安定 燃焼 を 保つ こと がで きれ ばタ ービ ンに よる 発電 で問 題に な ること はない。 (d)発電方式と発電単価 表３に示した発電設備の建設費にはオフサイトの設備費は含んでいない。既設の製油 所・発電所内に建設できればオフサイト設備を部分的に共用できるので設備費の削減に つながる。この建設費と次のような前提をおいて発電原価を試算した結果を表４に示す。 前提条件 発電能力；コーカー・SDA それぞれ 10MBD から留出する残渣を燃料とした能力。 建設費 ；１5 年の定額償却分を売電量に配分 燃料 ；5,000¥/T 運転費 ；石炭火力の数値を採用し、2.00¥/KWHr で同一とした 稼働率 ；ベース電源と考えて70%とした。 表４ コーカー・SDA 10MBD からの残渣を使用した発電コスト比較 燃料 発電方式 発電能力 送電端 燃料費 建設費 運転費 合計 BTG(液) 232MW 213MW 1.27 0.89 2.00 4.16¥/KWH SDA ピッチ IGCC 159MW 124MW 1.38 2.68 2.00 6.06¥/KWH BTG 110MW 99MW 1.39 2.10 2.00 5.49¥/KWH コークス IGCC 111MW 81MW 1.68 3.70 2.00 7.38¥/KWH 注：SDA ピッチを燃料とする BTG 発電は液体燃料、他は固体燃料での試算 IGCC の効率に関してはまだ改善の途上であり、特にガスタービン・高温ガス洗浄な どが効率向上のテーマとなっている。 表５にDOE が石炭 IGCC の開発目標として設定している数値を示す 9)。 現状から比べると相当野心的な開発目標であるが、ガスタービンの高温燃焼・高温ガ ス洗浄などが可能になれば効率向上の余地は残されており、達成の可能性があるのでは なかろうか。 表５ DOE 石炭 IGCC 開発目標 年 建設費 （US$/KW） 効率 （％） 2000 1,250 42 2010 1,000 52 2015 850 60
(e)電力販売の可能性 新規電源に求められる条件は、燃料の競争力・安定運転・立地条件である。 そこで分解残渣を燃料とした発電を考えると次のようになる。 ①競争力のある燃料か ・価格 ：分解残渣を石油コークス相当と考えるので燃料価格は通常石炭よりも 安くなり競争力を備えている。 ・供給安定性：分解残渣は製油所からの製品であり、燃料の供給安定性は問題ない。 ②安定運転の確保 →分解残渣を燃料とする発電は、BTG であればコークス専焼であってもベースロード 程度の負荷変動への追従は問題ないとされている。 →IGCC の場合、石油コークスを燃料とした IGCC 発電で問題があったとは調査先で 聞かなかったが、いずれも負荷変動のない 100％運転を継続しているところであっ た。このあたりは今後の課題として残る。 ③立地条件はいいか →製油所隣接地がコストから最適と思われるが、現実に即した計画を立てて、実現の 可能性を調査しなければならない。 →電力事業から見れば振替供給という制度もあり 50 サイクル・60 サイクルをまたが ない限り、立地に関しては解決できるテーマであると考えられる。 以上、自由化された電力市場における電源として分解残渣発電に新規参入の可能性に ついて概略評価を行ったが、分解残渣発電に決定的な欠陥はない。 ２．８ 分解残渣共同処理の可能性 装置規模によるメリットを得るために複数製油所の余剰となる VR 分をまとめて処理す る重質油処理装置を建設することが考えられる。しかし、原油価格が高騰し軽重格差がつ くと、分解装置の導入は採算が見込めると考える。また生産された留出油を、再度 VR を 出荷した製油所に転送することになれば、原料 VR 及び留出油の輸送費に多大なコストが 発生し、分解油の不安定さから問題を起こす。対策として重質油処理装置を新設した製油 所で留出油を全量処理するためには関連装置の大規模な増強が必要になる。 また、VR・留出油の評価についても難しい問題になる。このような問題が予想されるこ と、分解装置が採算にのるということから重質油処理装置は必要な製油所毎に導入すべき だと考える。 次に最終残渣の処理をどうするかであるが、石油コークスは国内のマーケットで制約は あるが販売できる可能性があることが分かった。 最終残渣から発電する場合、VR の処理量を 10MBD とした場合、SDA では 150∼230MW、 コーカーでは 100MW の規模になる。SDA の場合は一応の発電規模になるが、コーカーの 場合は発電所の規模としては小さい部類に属し、その結果建設費が割高となる。この対策 として複数の分解装置から生産された分解残渣を１箇所に集め、共同で発電する方が実現 の可能性が高い。もちろん分解残渣の輸送費という新たなコストが発生する。 重質油処理装置は必要な製油所が個別に建設するとして、分解残渣を集約し共同発電の 可能性について地域別に概略の考察を行うと、関東・関西地区に可能性がある。
３．まとめ
及び 今後の課題
石油産業の使命はエネルギー需要の 50％近くを賄う石油製品を安定的に供給すること であり、この使命を達成するためには今後予想される環境変化への対応に既存の装置能力 では不足する。そこで 2010 年を想定して、減少していく C 重油の需要と堅調な輸送用燃 料を主体とした軽質油の需要を満たすとともに、継続しておこる原油の重質化の対応とし て重質油処理装置を導入することを検討した。 その結果以下のことが分かった。 ○日本の石油製品需要からDelayed Coker・SDA がその主要な候補となる。 ○重質油処理装置の導入は経済的に成立すると思われる。原料 VR の転送・重質油処理装 置か ら生 産さ れた 留出 油の 転送 の問 題か ら残 渣 油の 処理 は製 油所 ごと に実 施す る方が 好ましいと考えられる。 ○重質油処理装置から生産されるコークスに関しては様々な制約はあるものの国内のマー ケットで販売できる可能性がある。SDA ピッチ（固体・液体）は新商品となり販売でき る可能性はほとんどなく、自社の設備で消費しなければならない。 ○コークス・SDA ピッチ（固体・液体）を燃料にした発電については、いずれも BTG・ IGCC の燃料として使用できると思われる。 ○装置の建設費から IGCC は水素・CO 等のガスの需要があるとか、地域の規制がある場 合とかに選択される装置であり、経済性からは BTG 発電の方が優先される。 ○分解残渣を燃料とした発電ビジネスは可能性が見込めるが、電力市場は自由化が進行し ており非常に競争の激しいマーケットになっている。発電規模のメリットを考えて分解 残渣の共同処理の可能性を追求しなければならない。 ○分解残渣の共同処理の候補地として関東エリア・関西エリアが考えられるが、地域・対 象製油所を特定した詳細な調査が必要である。 引用文献 1) 石油通信社編 平成 16 年度 石油資料 20-59 2) 張 継偉 深刻 中国の電力需給 IEEJ Feb 2004 3) Kellog Brown & Root, Inc, Petroleum Refining “ROSE”4) Oil & Gas Journal Nov.3, 2003 54-55
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