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1 平成 22 年度 東アジア低炭素化技術普及研究事業 ( クリーン コール テクノロジーの普及事業 ) 平成 23 年 3 月 ( 委託先 ) 財団法人日本エネルギー経済研究所

2 はじめに 埋蔵量が多く 他の化石燃料と比較して安価で安定的な供給が期待できる石炭は 今後とも必要不可欠なエネルギーである 近年 新興国において経済成長に伴いエネルギー需要が増大している 特に中国やインドを擁する東アジアにおいては エネルギー源として石炭を利用する割合が高く 石炭需要は今後も増加することが予想されている しかしながら 石炭は 他の化石燃料に比べ 単位当たりの CO2 排出量が大きく かつ SOx NOx 等の大気汚染物質が発生する このため 石炭利用に際しては 環境に配慮したクリーン コール テクノロジー (CCT) の導入 普及が課題となっている 特に 石炭需要の大幅な増加が見込まれる東アジアの国々においては 我が国の優れた CCT を導入することが 環境負荷低減と石炭需要抑制に大きく資することになる さらに 現在 利用が限定されている低品位炭のクリーンな利用を図ることは 石炭の安定供給につながることになる 本事業では 東アジア諸国等への我が国の CCT 普及を目的として 各国の多様な石炭利用の実態や将来の石炭需給を理解するとともに CCT の普及を阻害する障壁を取除くために必要な取組みを検討する さらに 関係各国との相互理解を深め CCT 普及に係わる政策のベストプラクティスを検討し その共有を行う この目的のために 本調査では 東アジア ASEAN 経済研究センター (ERIA) 関係国における 低品位炭利用技術の普及 と 高効率石炭火力発電所の普及 の 2 テーマの調査を実施している 本年度は ERIA 関係国の情報を収集 整理し その共有化を行うとともに 低品位炭利用技術及び高効率石炭火力発電所の普及を阻害する各国毎の政策 経済 技術的障壁について調査した さらに 低品位炭利用技術及び高効率石炭火力発電所の普及に係る課題について整理した 昨年度に引き続き 主要石炭利用国の専門家からなる検討委員会 ( ワーキンググループ ) を開催し 各国の CCT 普及に向けた取組みと課題を共有した ワーキンググループ参加者からは 調査テーマに関する各国の状況について 貴重な情報の提供が行われた この場を借りて 参加メンバーに対して謝意を表する 平成 23 年 3 月

3 目 次 1.ERIA 関係国における低品位炭利用技術の環境調和型利用に向けた調査 低品位炭利用技術に対する需要 ( ニーズ ) と政策目標 豪州 中国 インドネシア タイ 韓国 日本 低品位炭利用技術の普及を阻害する政策 経済 技術的障壁 政策的障壁 経済的障壁 技術的障壁 その他の障壁 ERIA 関係国における高効率石炭火力発電所による環境負荷の低減効果に向けた調査 高効率石炭火力発電所に対する各国のニーズと政策目標 豪州 中国 インド インドネシア 韓国 タイ カンボジア ラオス マレーシア ミャンマー ニュージーランド フィリピン シンガポール ベトナム 高効率石炭火力発電所の普及を阻害する政策 経済 技術的障壁 政策的障害 経済的障壁 i

4 2.2.3 技術的障壁 その他の障壁 低品位炭利用技術及び高効率石炭火力発電所の普及に向けての課題 低品位炭利用技術の普及に向けての課題 普及に向けての課題 普及に向けての取組みの方向性 高効率石炭火力発電技術の普及に向けての課題 普及に向けての課題 普及に向けての取組みの方向性 ERIA 関係国におけるエネルギー 石炭需要の展望 世界 アジアの一次エネルギー消費における石炭 地域別の一次エネルギー消費見通し エネルギー源別の一次エネルギー消費見通し 石炭消費見通し 世界 アジアの発電電力量における石炭 ERIA 関係主要国におけるエネルギー 石炭需要見通し 中国 インド その他主要国 ワーキンググループの開催 ワーキンググループメンバー ワーキンググループの開催 議事の概要 講演資料 ii

5 図目次 図 ETISによる技術開発... 3 図 褐炭の脱水プロセス... 7 図 褐炭の脱水とブリケットプロセス... 8 図 多段回転炉熱分解プロセス... 8 図 熱分解 ( 乾留 ) プロセス... 9 図 褐炭の熱分解プロセス... 9 図 インドネシアのランク別石炭資源量割合...11 図 インドネシア政府による石炭資源管理政策 図 タイにおける発電用石炭需要見通し 図 韓国のおける電源別設備能力及び発電量 (2008 年 ) 図 スチーム チューブ ドライヤ (STD) 図 コール イン チューブ (CIT) 図 UBC 実証プラント (600 トン / 日 ) 図 UBCプロセスのプロセスフロー 図 熱水改質スラリー製造 (HWT-cs) プロセスフロー 図 自己熱再生型バイオマス乾燥装置概念図 図 自己熱再生型バイオマス乾燥装置の物質収支及び熱収支 図 外熱ロータリーキルンの断面図と実験結果 図 低温乾留炉による半生コークスとブリケットの製造基本フロー 図 韓国のおける電源別設備能力及び発電量 (2008 年 ) 図 IGCCの全体フロー 図 韓国のおける電源別設備能力及び発電量 (2008 年 ) 図 石炭部分水素化熱分解 (ECOPRO) のプロセスフロー 図 ECOPRO(20 トン / 日 ) プラントの外観 図 TIGAR(6 トン / 日 ) プラントの外観 図 TIGARのガス化プロセスの概要 図 エコ コール タウンの概念図 図 豪州石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 図 豪州石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 図 豪州石炭火力発電所の蒸気条件 図 中国石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 図 中国石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 図 中国石炭火力発電所の蒸気条件 図 インド石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) iii

6 図 インド石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 図 インド石炭火力発電所の蒸気条件 図 インドネシア石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 図 インドネシア石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 図 インドネシア石炭火力発電所の蒸気条件 図 韓国石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 図 韓国石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 図 韓国石炭火力発電所の蒸気条件 図 Thailand Power Development Plan (PDP2010) 図 タイ石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 図 タイ石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 図 タイ石炭火力発電所の蒸気条件 図 マレーシア石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 図 マレーシア石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 図 マレーシア石炭火力発電所の蒸気条件 図 ミャンマー石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 図 ミャンマー石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 図 ニュージーランド石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 図 ニュージーランド石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 図 ニュージーランド石炭火力発電所の蒸気条件 図 フィリピン石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 図 フィリピン石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 図 フィリピン石炭火力発電所の蒸気条件 図 ベトナム石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 図 ベトナム石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 図 ベトナム石炭火力発電所の蒸気条件 図 世界の一次エネルギー消費 ( 地域別 ) 図 世界の一次エネルギー消費シェア 図 アジアの一次エネルギー消費 ( 地域別 ) 図 世界の一次エネルギー消費 ( レファレンスケースと技術進展ケースの比較 ) 95 図 アジアの一次エネルギー消費 ( レファレンスケースと技術進展ケースの比較 ) 図 世界の一次エネルギー消費 ( エネルギー源別 ) 図 アジアの一次エネルギー消費 ( エネルギー源別 ) 図 世界の石炭消費 ( 地域別 ) 図 アジアの石炭消費 ( 国別 地域別 ) iv

7 図 世界 アジアの石炭消費 ( 部門別 ) 図 世界の発電電力量 ( 電源別 ) 図 アジアの発電電力量 ( 電源別 ) 図 世界 アジアの電源構成 図 中国の一次エネルギー消費 図 中国の部門別の石炭消費 図 中国の電源構成 図 インドの一次エネルギー消費 図 インドの部門別の石炭消費 図 インドの発電量 発電電力量構成 図 インドネシアの一次エネルギー消費 図 インドネシアの発電電力量 図 タイの一次エネルギー消費 図 タイの発電電力量 図 マレーシアの一次エネルギー消費 図 マレーシアの発電電力量 図 ベトナムの一次エネルギー消費 図 ベトナムの発電電力量 図 豪州の一次エネルギー消費 図 豪州の発電電力量 図 韓国の一次エネルギー消費 図 韓国の発電電力量 v

8 表目次 表 中国における低品位炭の資源... 5 表 中国における褐炭の分類... 5 表 中国における褐炭の典型的な品質... 5 表 中国における褐炭の分布... 6 表 中国における近年の褐炭生産量の推移... 6 表 インドネシア国内炭利用量及び質にかかる 2010 年割当 表 インドネシアの開発 / 試験 / 実証中 / 商業化予定の低品位炭利用技術 表 タイにおける石炭及び石炭製品の供給 (2009 年 ) 表 タイの褐炭生産量及び消費量の推移 表 タイの石炭炭質 表 韓国における国別石炭輸入量の推移 表 韓国の石炭需要の実績と見通し 表 低品位炭利用調査 / 国別の障壁と考えられる項目の一覧表 表 中国における建設計画中の高効率石炭火力発電所 表 NTPCの建設中及び計画中の高効率石炭火力発電所 表 インドネシア石炭火力入札案件一覧 表 韓国における超々臨界圧石炭火力の建設計画 表 北京の電気料金 表 ニューデリーの電気料金 表 ジャカルタの電気料金 表 ソウルの電気料金 表 バンコクの電気料金 表 中国 3 大重電メーカーと技術供与企業 表 インド資源埋蔵量と石炭性状 表 高効率石炭火力発電の普及調査 / 国別の障壁と考えられる項目一覧表 vi

9 第 1 章 ERIA 関係国における低品位炭利用技術の環境調和型利用に向けた調査 - 1 -

10 1.ERIA 関係国における低品位炭利用技術の環境調和型利用に向けた調査 1.1 低品位炭利用技術に対する需要 ( ニーズ ) と政策目標 豪州 (1) 低品位炭の利用が想定される産業分野と利用状況豪州における低品位炭の大部分は 地場での発電用に利用されている 低品位炭の生産量及び消費量が最も多いのはビクトリア州で 同州では褐炭が年間 6,400 万 ~6,700 万トン生産されているが そのほとんどが発電用に使用されており 同州の発電量の約 85% が褐炭によるものである その他 年間 50,000~70,000 トンの褐炭がブリケット製造に利用されている 南オーストラリア州では Leigh Creek 炭田の低品位炭 ( 亜瀝青炭 ) が発電用に年間 300 万 ~400 万トン利用されており 同州の発電量の約 40% を占めている 西オーストラリア州では Collie 炭田の低品位炭 ( 亜瀝青炭 ) がコジェネレーション (300MW) による発電用燃料として使用されている (2) 低品位炭利用促進に向けた政策豪州における低品位炭利用促進に係る政策に関し 明確な政策があるのはビクトリア州のみである 同州政府は 褐炭のクリーンな利用を目指して低 CO2 排出技術開発を積極的に支援しており 2005 年に策定された Energy Technology Innovation Strategy(ETIS) スキームを通して 褐炭産業のために褐炭の共同研究開発プログラムの財政的支援を行ってきた 2009 年 Brown Coal Innovation Australia(BCIA) がビクトリア州政府の財政的支援の基に設立され 褐炭のクリーンな利用に係る研究開発プログラムを継続して進めている (3) 低品位炭利用技術の開発 導入状況と政府支援 低品位炭利用について関係する州における技術開発の状況は下記の通り ビクトリア州 1 開発状況 褐炭の直接液化 : 年代の初めに 日本と協力して液化技術の開発に取り組んだ 褐炭利用に係る共同研究 (Cooperative Research Centre: CRC): - パイロットプラントによる循環流動床燃焼 (CFBC) 試験 :1999~2000 年 - 加圧流動床によるガス化 : ビクトリア州電力庁 /HRL 社 - 2 -

11 - トランスポート リアクターによるガス化 :2003 年 褐炭からの DME 製造 : Monash Energy 社 ( 保留中 ) 褐炭から DME 製造についての評価 褐炭の乾燥 脱水 : Monash 大学 州電力庁 /HRL 社 褐炭 CRC Exergen RWE/International Power 他 酸素燃焼 (Oxy-fuel) の評価 : Monash 大学 ビクトリア州発電事業者 現在の取組み : - ビクトリア州政府 (ETIS BCIA Clean Coal Victoria) 及び発電事業者が協力して褐炭の利用技術開発に取り組んでいる 2 政府支援 ビクトリア州政府による褐炭利用のための技術開発に対する財政面での支援 - ETIS 1: 1 億 8,000 万豪ドル (2007 年 ~2010 年 6 月 ) - ETIS 2: 1 億 1,000 万豪ドル (2011 年から 6 年間 ) 炭素回収 貯留プロジェクト - BCIA: 1,600 万豪ドル (2010 年から 4 年間 ) ETIS の技術開発を図 に示す - HRL 社の IDGCC(Integrated Drying Gasification Combined Cycle) 実証プロジェクトに対し 連邦政府から 1 億豪ドルの資金が提供される見込み 出所 : ビクトリア州政府 Department of Primary Industry 資料 (2010 年 12 月 ) 図 ETIS による技術開発 - 3 -

12 南オーストラリア州 低品位炭ガス化の評価 : Bowmans 炭 Lochiel 炭 Kingston 炭 - 南オーストラリア州電力トラスト (Electricity Trust of South Australia) 褐炭 CRC Hybrid Energy Australia 社で実施 - 豪州 ドイツ及びアメリカでの試験 Kingston 炭による GTL の評価 Syngas Australia 社は褐炭を利用した CTL に関する FS を実施中 Lochiel 炭を用いた CFBC パイロットプラントによる試験 : 褐炭 CRC 炭層メタンガスのポテンシャル評価 西オーストラリア州 ガス化の評価 : Collie 炭 - 墳流床ガス化 Esperance 炭の直接液化 : 状況不明 (4) 技術保有国に対する要望 特になし (5) 我が国の普及へ向けた技術協力低品位炭の利用技術開発促進のため 日豪間で学生 研究者及び技術者の交流を強力に進めるべきであると共に 複数の国が係わる褐炭の利用技術 ( 乾燥 ガス化 水素利用 ) について 技術の提供が可能な日本企業や石炭業界が果たすことのできる役割は大きいとの期待が平成 23 年 1 月 27 日に開催された第 3 回 WG 会合にて豪州 WG メンバーから表明された 低品位炭利用技術開発について 日本とビクトリア州の間では JCOAL と一次産業省 (DPI) の間で褐炭に係る研究開発についての MOU また九州電力と DPI の間で IGCC プロセス及び発電に係る FS についての MOU が締結されており それぞれの技術交流や研究開発が進められている 中国 (1) 低品位炭の利用が想定される産業分野と利用状況 1) 中国における褐炭の概況低品位炭は 褐炭 (brown coal) と亜瀝青炭 (sub-bituminous coal) に分類される 中国の亜瀝青炭は 長炎炭 (long flame coal) 弱粘着炭(weakly caking coal) 及び非粘着炭 (non-caking coal) を含んでいる - 4 -

13 表 中国における低品位炭の資源 低品位炭 確定資源量 (10 億トン ) % 褐炭 長炎炭 不粘着炭 弱粘着炭 計 出所 : WG メンバー提供資料 今日 中国において 亜瀝青炭は ボイラ用燃料 化学品製造工程での主原料 及びその他多くの目的で使用されている 現状 亜瀝青炭の開発と利用に関する大きな問題はない 中国での最近の低品位炭の中心的な話題は 褐炭の開発とその利用である なお 中国では 褐炭は表 に示すように 2 つのタイプに分類されている 表 中国における褐炭の分類 記号 指標発熱量 daf(%) 透光率 (%) 高位発熱量 daf(mj/kg) 褐炭一号 HM1 > 37 0 ~ 30 - 褐炭二号 HM2 > 37 > 30 ~ 次に 中国の石炭化度の高い褐炭と低い褐炭について その典型的な品質を表 に 示す 褐炭 表 中国における褐炭の典型的な品質 全水分 (%) 揮発分 daf (%) 灰分 d (%) 全硫黄 d (%) 低位発熱量 daf (MJ/kg) 高ランク 33 ~ 35 ~47 18 ~ ~ ~ 15 低ランク 55 ~ 65 ~55 5 ~ ~ ~ 8 注 : daf - 無水無灰ベース d - 無水ベース出所 :WG メンバー提供資料 2) 褐炭の分布褐炭は主に 2 つの地域に分布している 1 つは内モンゴル自治区東部で もう一つは雲南省である 内モンゴル自治区東部には 78% の褐炭資源があり その多くは高い石炭化度の褐炭である 一方 雲南省には 12% の褐炭資源があり 相対的に石炭化度が低い なお 残りの 10% は 小規模の石炭層として これ以外の地域 黒龍江省 吉林省 遼寧省 山東省 広東省 海南省 広西自治区に分布している - 5 -

14 表 中国における褐炭の分布 地域 埋蔵量 ランク 内モンゴル自治区 褐炭埋蔵量の78% 高ランク褐炭 雲南省 褐炭資源量の12% 低ランク褐炭 その他地域 褐炭資源量の10% 大部分が高ランク褐炭 出所 : WG メンバー提供資料 3) 褐炭の生産量 褐炭は 1,300 億トンあるとされ その生産量は約 2 億トン / 年で ここ 1 2 年の伸び率 は 10~20% である 表 中国における近年の褐炭生産量の推移 年 生産量 ( 百万トン ) >200 出所 : WG メンバー提供資料 4) 低品位炭の利用の状況中国においては 褐炭のほとんどが発電用燃料として使用されている 褐炭を使用している発電プラントは 主に 内モンゴル東部 吉林省を含む東北地区 及び雲南省にある 少量の褐炭が 微量金属 ( 例えば ゲルマニウム (Ge)) の回収用 または褐炭ワックスのような他の化学品の製造用に使用されている また 最近は 褐炭は いくつかの発電所で 発電用燃料として そのまま または他の石炭とブレンドして使用されている (2) 低品位炭利用促進に向けた政策低品位炭の利用に関する政策に関しては 中央政府は褐炭のクリーンで高効率な開発と利用 ( 水添液化やガス化による燃料ガス 液体燃料 合成ガスの開発等 ) を促進している そのため 近年 中国の褐炭生産量は年々増加している 一方 地方政府は褐炭の所有者及び開発者に対し 現地で採炭された褐炭の少なくとも半分を様々な石炭化学品に転換 ( 改質 ) することを要望しているが 褐炭生産者は採炭した褐炭の一部を特に発電用石炭のブレンド用として需要家に直接販売することを望んでいる (3) 低品位炭利用技術の開発 導入状況と政府支援 1) 低品位炭利用技術の開発状況低品位炭の利用技術開発の状況に関しては いくつかの先進的な大規模石炭火力発電技術が最近導入されたり 国内で開発されてもいる - 6 -

15 一方 燃焼以外の褐炭利用技術の多くは まだ開発中であるが それらのいくつかは すでに商用デモンストレーションの段階にある 以下に 中国での褐炭利用に向けた開発中の技術とそのプロセス図を示す 褐炭の利用に向けた技術開発案件 - 水分を低減するための乾燥あるいは脱水の技術 - ガス 液体 固体を得るため熱分解技術 - 燃料油や化学品を得るための直接液化技術 - 合成ガス製造に向けた石炭ガス化技術 ( 目的 : 多くの下流製品 : メタン 水素 アンモニア メタノール ジメチールエーテル オレフィン ( ポリエチレン ポリプロピレン ) エチレングリコール等を得るため ) 各種技術のプロセス図 褐炭の乾燥と脱水の技術 出所 : WG メンバー提供資料 図 褐炭の脱水プロセス - 7 -

16 褐炭の乾燥 脱水 及びブリケット化の技術 出所 : WG メンバー提供資料 図 褐炭の脱水とブリケットプロセス ガス 液 固体を得る熱分解技術 出所 : WG メンバー提供資料 図 多段回転炉熱分解プロセス - 8 -

17 出所 : WG メンバー提供資料 図 熱分解 ( 乾留 ) プロセス 放 空 循环烟气 引风机 分料 提升机 除尘器 湿 煤 煤回转干燥器 干 热 筛 热半焦 半焦加热回转窑 空 半 焦 煤 半焦混料 热解器 分 燃烧器 鼓风机 分 N2 冷 却 半焦产品 伴热 除 尘 器 1 油水分离焦油洗涤冷却 出所 : WG メンバー提供資料 図 褐炭の熱分解プロセス - 9 -

18 2)R&D と技術導入に関する政策低品位炭の研究開発と技術導入は いろいろなレベルの政府機関により奨励されており 褐炭の改質及び転換技術のパイロットプラントや実証プロジェクトの研究開発プログラムを承認する特別な政策がある また これら政府機関は 企業が実施する褐炭の利用技術の研究開発 実証 普及のため 資金支援を次第に増やし 投資を奨励している状況である (4) 技術保有国に対する要望多くの進歩した大規模な褐炭のアップグレーディングや転換技術の開発は 大変緊急を要している そこで 褐炭の R&D と普及のためには 国内や海外との情報交換や技術協力の推進や強化を図るすべきとしている また 技術開発協力や設備の導入等に関しては 短期間に実施でき 成功の確率が高い 実績のあるものを要望している 具体的には 褐炭の乾燥 脱水 ブリケット化技術などが挙げられる (5) 我が国の普及へ向けた技術協力我が国の普及へ向けた技術協力に関しては クリーン コール技術 (CCT) 普及促進 研修事業も含めた石炭乾燥 脱水 ブリケット化技術 石炭液化技術 及び石炭ガス化関連での技術協力が 以前から進められている その中でも 今後は 特に褐炭転換設備のスケールアップ化や安全輸送 及び褐炭利用に向けた UBC 技術 CWM などの褐炭処理技術や環境保全関連での技術協力が求められると想定される インドネシア (1) 低品位炭の利用が想定される産業分野と利用状況 1) 石炭資源の状況インドネシアの石炭は資源量 1, 億トン 埋蔵量 億トン 生産量は 2.29 億トン (2008 年 ) でうち約 7 割を輸出している 石炭資源の大半はカリマンタンとスマトラ島に賦存しており その中で東カリマンタン州に埋蔵量全体の 34% 南カリマンタン州に 16% 南スマトラ州に 39% と この 3 地域にインドネシアの石炭埋蔵量の 90% がある インドネシアの石炭はそのほとんどが一般炭であるが 灰分 硫黄分が少ないという長所を有する ただし 石炭埋蔵量の中で瀝青炭及び亜瀝青炭が占める割合は 4 割足らずで 残りのほとんどは褐炭と言われている

19 出所 : JCOAL 内部資料 図 インドネシアのランク別石炭資源量割合 2) 低品位炭の利用状況と将来利用が想定される産業分野前項のとおり低品位炭を含む豊富な石炭資源を背景に 他の ERIA 諸国に比べインドネシアでは 低品位炭の利用が進んでいる エネルギー鉱物資源省石炭総局が関係業界にヒアリングしたところでは 現時点では電力での利用が主であるが 2012 年頃には現在低品位炭を利用していない肥料産業でも ( ガス化等により ) 利用が少しずつ進んでいく との予測がなされている また BPPT( 技術応用評価庁 ) にてヒアリングした際には 繊維 砂糖等の産業で CFB ボイラを用いて低品位炭を利用している例が複数ある との情報が得られた 後述するように改質等の利用技術がインドネシア国内で利用できる段階に至っていないため 低品位炭が自国の資源であるにもかかわらず 電力セクターを除き低品位炭の利用は十分に進んでいない しかし 今後 技術の商業化が進めば 関連産業での利用が拡大するものと予想される (2) 低品位炭利用技術の利用に向けた政策 1) 石炭資源開発及び供給にかかる関連法制度 政策石炭資源開発及び供給にかかるインドネシア政府の政策は 以下の諸法に具体化されている 憲法第 33 条 : 国土及び水 そしてそこに見出された天然資源は 国家が管理し 国民の最大利益の為に利用される 年法律 11 号 鉱業法 年法律 21 号 (CCC) から 1996 法律 75 号 CCoW への変更 Coal Cooperation Contractors(CCC) は 1993 年大統領令 21 号により制定された法律で その目的は海外からの投資を促進し 自由な開発競争による

20 魅力に溢れた石炭政策を作り上げることにある 特徴はインドネシア政府と海外を含めた民間企業が炭鉱開発に関して国と契約を結び 国がその開発の後押しをするところにある また 開発者は石炭生産量の 13.5% をインドネシア政府に納める義務を負うことになる Coal Contract of Work(CCoW) はそれまでの CCC の問題点を解決し さらに石炭開発を促すために 1996 年の大統領令 75 号によって制定された法律である 本法律ではロイヤルティとして 石炭会社の販売価格に対して税金がかけられるようになり 税金対象が石炭そのものではなく石炭を販売したか価格そのものに変わることとなった また 炭鉱を開発するにあたっての各段階 つまり 一般調査 探査 FS 建設 生産を実施するに当たっては 一括して一つの操業許可証済むようになり 手続きが簡素化促進されている 年法律第 22 号 地方分権法 1999 年 41 号 森林法 5 大統領規則 No.5/2006 年 ( 国家エネルギー政策 ) の第 2 条 : 国家エネルギー政策は エネルギー供給の安全保障を実現するための目的を持つ 2025 年 石炭はエネルギーミックスの 33%( 石炭液化を加えると 35%) を占める 年法律第 4 号 ( 新鉱業法 : 鉱物石炭鉱業法成立 ) 国内石炭供給義務 (DMO) 政策の拡大 細則 (2010 年 4 月施行 ) 主要 43 社に対し国内への石炭供給割当を義務付け ( 社ごとの割当は法律に明記していない ) 供給先セクターごとにカロリーを指定 ほとんどは低品位炭 石炭適正価格 (ICPR) 石炭から得られた国の収入の最適化をはかることを目的に制定された法律である 石炭取引に当たって生産者と消費者 ( 特に国内消費者 ) の参考価格と使用することができる ICPR は石炭価格を相対的に 統一化 することから国内の石炭供給と輸出の魅力を同じにする狙いがある ICPR はインドネシア石炭指標 (ICI) など国際的な石炭価格の指標を参考に決定される 政府は月刊平均石炭価格を公表し炭鉱保有者向けの基準として配布している 重要な中味 : 4 つの施行規則 - 鉱業及び炭鉱事業について (2010 年 2 月 1 日 :2010 大臣国規則 22 号 ): 事業者が鉱業を実施する場合の炭鉱事業全般の事項を制度化した法律であり 鉱業事業者の資格 鉱業地域の区別 鉱業運営権限などが定められている 鉱業活動に関わる政府権限 州政府の権限 県 市政府の権限の区分が整理されている

21 - 鉱区のリースについて (2010 年 2 月 1 日 :2010 大臣令規則 23 号 ): 事業者が鉱業始める場合の鉱区の取得方法 鉱業事業許可条件などを法制化した法律であり 事業者の権利義務などが定められている 鉱業事業許可 (IUP) 特別鉱業事業許可(WIUP) など鉱業ライセンスの内容が明確になった また 鉱業事業活動のための土地の使用の規定も定められている - 鉱業及び炭鉱事業の査察について : 事業者が鉱業始める場合の鉱区の取得方法 鉱業事業許可条件などを法制化した法律であり 事業者の権利義務などが定められている 鉱業事業許可 (IUP) 特別鉱業事業許可 (WIUP) など鉱業ライセンスの内容が明確になった また 鉱業事業活動のための土地の使用の規定も定められている - 採炭期間終了後の土地再生について : 鉱業事業活動終了後の採掘地域の再生 リクラメンション 環境対策などの規制が定められている 特に鉱物 石炭資源利用の最適化を目指し 自然環境と鉱業活動との調和が法制化の目的である 年鉱業大臣令 2010 年 4 月 19 日付 1604 K/30/MEM/2010 国内石炭供給義務 (DMO) 政策の細則として具体的な対応を定めている 産業ごとの供給割当を指定 供給義務を負う企業を指定 8 この他 品位によらず石炭資源は原炭のままでは輸出を許可しないとする ( プロセスし付加価値をつけなければならない ) 法規則を 2014 年の施行を目途に検討中 (2011 年 12 月鉱物資源 石炭総局談 ) 2) 低品位炭利用促進にかかる関連法制度 政策豪州と並ぶ主要産炭国かつ経済成長の著しい開発途上国であるインドネシアは ERIA 域内各国で唯一 低品位炭需給に関する明確かつ具体的な方針を打ち出している エネルギー 鉱物資源省は 複数の機会に品位別に石炭を有効利用する内容の石炭利用戦略を発表してきており ( 図 1.1.8) さらに前項 2010 年鉱業大臣令では石炭の供給についてセクター毎の供給割合を発熱量とともに細かく定めている ( 表 1.1.6) 同大臣令では 供給する石炭の一部を亜瀝青炭としている他は低品位炭としている また 需要側への供給割当だけでなく 割当量は定められていないものの 供給義務を負う石炭企業 ( 国有企業を含め 43 社 ) の一覧も大臣令に含まれている

22 高品位 (>6,100 kcal/kg) 輸出 石炭資源 中品位 (5,100 ~ 6,100 kcal/kg) 国内利用 改質 低品位 (<5,100 kcal/kg) 山元火力ガス化液化発電産業 出所 : エネルギー 鉱物資源省発表内容に基づく 図 インドネシア政府による石炭資源管理政策 表 インドネシア国内炭利用量及び質にかかる 2010 年割当 セクター / 企業 割当量 (100 万トン ) 総割当量に対する比率 単位発熱量 (kcal/kg) A 石炭火力発電所 1. PT PLN % 4,000 ~ 5, IPP % 4,000 ~ 5, PT FREEPORT INDONESIA % 5,650 ~ 6, PT NEWMONT NUSA TENGGARA % 5,900 B 冶金 ( コークス ) 1. PT INCO % 6, PT ANTAM Tbk % 6,000 C. セメント 肥料及び繊維 1. セメント % 4,000 ~ 6, 肥料 % 4,000 ~ 5, 繊維及び繊維製品 % 5,000 ~ 6,500 計 % 注 : PT FREEPORT INDONESIA は 米国の Freeport-McMoRan Copper & Gold Inc. のインドネシア子会社で パプア州において世界最大級の銅 金鉱山 (Grasberg 鉱山 ) を操業している PT NEWMONT NUSA TENGGARA は Nusa Tenggara Partnership and と PT Pukuafu Indah の J/V で 西ヌサ トゥンガラ州において銅 金鉱山 (Batu Hijau 鉱山 ) を操業している 両社とも自家発電用燃料として石炭を利用している 出所 :2010 年大臣令 ( エネルギー 鉱物資源省ウエブにて公開 ) より 最近 新鉱業法の下 大臣令にリストアップされた主要開発企業以外に 小規模の鉱区で低品位炭の開発を担う企業が出てきており これら企業が中国 インドを含む周辺諸国からの買い手が多い現状に乗じ 政府の方針に反して低品位炭を輸出する動きが活発化しているとの情報がある 2011 年 1 月に報道されたところでは インドネシア政府は前項 8で述べた法規則の内容について 2014 年から 5,600kcal/kg に達しない石炭の輸出を禁止する方向で検討中とのことで インドネシア石炭協会を中心とする業界に対する説明 ヒアリングも始まっている模様である

23 しかしながら 現時点で国内での利用が可能な改質技術が存在しないことから 業界の反発が強く 関係者の観測では 政府が企図するタイミングでの輸出制限策の施行は極めて困難とのことである なお 特に電力セクターで低品位炭利用が法制度整備に先立ち進んだこと 現状の主たる利用がプロセス ( 改質や転換など ) をしないものとなっていること及び利用技術のほとんどがインドネシアの関連産業で利用可能なレベルの経済性を確保できていないことから プロセスした上での低品位炭利用は進んでおらず これを促進する制度 政策の整備が急務となっている インドネシアにおいても 前述のとおり資源供給側からの低品位炭に関する政策策定は進んでいるが 具体的な利用促進策の実現に向けて目立った進捗はない しかしながら 表 に示すとおりサソール ( 南アフリカ ) が投資調整庁と MOU を結ぶなど個別技術単位での動きはあるため 今後ビジネスベースでの動きが各所で加速することにより逆に制度 政策の整備が進むことも期待できる (3) 低品位炭利用技術の開発 導入状況と政府支援低品位炭の利用技術については 平成 21 年度クリーン コール技術の普及事業 報告書で報告済のとおり複数の技術が開発中でパイロット / 実証段階にある 表 にインドネシアにおいて実施中の事業で 将来の商業化が期待される技術の概要を示す 表 インドネシアの開発 / 試験 / 実証中 / 商業化予定の低品位炭利用技術 技術名称 関係企業名 事業規模 利用石炭 特徴 進捗等 BCB(Binderless White Energy ( オーストラ 0.2t/h( 基本プロセス ) 南カリマンタン産低品位炭脱水時間が短いため亜瀝 Coal Briquetting) プロセス リア )/CSIRO Bayan 社 ( インドネシア ) 10t/h 100Mt/d( 商業機 ( 商業機 ) 試運転中 ) 青炭に向いている / 処理条件が穏和 UBC(Upgraded Brown Coal) 神戸製鋼 5t/d( パイロット ) 600t/d ( 実証 ;METI/JCOAL 事業 ) 南カリマンタン 処理条件が最も穏和 / 重質油の吸着による安定化 熱水改質 -cs 法 日揮 10,000t/y ( 実証 ;NEDO 事 業 ) オーストラリア褐炭 インドネシア亜瀝青炭 2 種 間接液化 Sasol( 南アフリカ ) 未発表 (2009 年に投資調整庁とSasol 社がMOUを締結済 ) インドネシア低品位炭 TIGAR IHI 双日 PT Pusri 経済産業省補助事業によ インドネシア低品位炭 り 年パイロット 事業実施中 出所 : JCOAL 内資料に基づく バイオマスの炭化にも利用可能 技術的に確立済 二塔式流動層ガス化炉により高水分炭への適応が可能 比較的低コスト (4) 技術保有国に対する要望 インドネシア政府関係機関の総意をまとめることは現時点で困難なため 個別の要望を 以下に挙げる エネルギー 鉱物資源省鉱物資源石炭総局 : ERIA の低品位炭調査結果をフィード バックしてもらい それを政策策定にも役立てたい

24 BPPT: UBC は非常によい技術であるが HGI 指数 1 が高く 脆い 粒度が細かす ぎて設備に影響する場合もあると考えられるため よりインドネシアの低品位炭及び利用の状況に即した脱水 乾燥技術が必要 そのために日本の支援を望みたい (5) 我が国の普及へ向けた技術協力政策的な後押しだけでなく価格面からも低品位炭 及び日本の協力に対する期待は高く 後述の障壁の克服と日本からの技術 資金協力を同時並行的に進めることにより 低品位炭利用技術の普及が期待できると考えられる タイ (1) 低品位炭の利用が想定される産業分野と利用状況 2009 年のタイにおける一次エネルギー供給は 原油 35% 天然ガス 25% 再生可能エネルギー 15% 石炭 11% 石油製品 8% コンデンセート 4% 他であった 一次エネルギーに占める石炭の内訳を表 に示す なお タイ国内で生産されている石炭は褐炭のみである 表 タイにおける石炭及び石炭製品の供給 (2009 年 ) ( 単位 : 1,000トン ) 石炭の種類 国内生産 輸入炭 合計 石油換算トン 無煙炭 瀝青炭 - 7,067 7,067 4,411 コークス ブリケット及びその他石炭 - 8,455 8,455 4,504 褐炭 17,786-17,786 4,801 合計 17,786 16,317 34,103 14,207 出所 : タイ王国エネルギー省 Thailand Energy Situation 2009 タイにおける褐炭の生産量及び消費量の推移を表 に示す 2009 年の褐炭生産量は 1,779 万トンで 総消費量 1,784 万トンのうち Mae Moh 発電所にて褐炭 1,585 万トン (88%) が消費され その発電量は総発電量の 18.9% を占めた 発電以外では セメント産業 タバコ産業等で消費されているが 発電以外の産業での褐炭消費量は減少傾向を示している 1 HGI 指数 : 石炭は粉砕し易いものと粉砕されにくいものがある この粉砕性の難易度を表示する方法として HGI 指数 (Hard Globe Index ハードグローブインデックス ) が用いられる 一定量の石炭を所定時間 粉砕にかけ 所定粒度以下の重量割合を その指数とする このため数字の大きいもの程粉砕されやすい石炭となる 通常は 50 前後で 40 以下は硬い 60 以上はもろいと判断される

25 表 タイの褐炭生産量及び消費量の推移 年 生産量 ( 単位 : 1,000トン ) 消費量発電セメントタバコその他計 ,001 15,825 2, , ,239 15,811 1, , ,982 16,408 1, , ,786 15,848 1, ,843 出所 : タイ王国エネルギー省 Thailand Energy Situation 2009 タイ国発電公社 (Electricity Generating Authority of Thailand: EGAT) が策定した 電力開発計画 (Power Development Plan)2010 によれば 2010 年の発電用総石炭需要は 1,950 万トンであるが 2030 年の石炭総需要は 3,350 万トンへと 年平均 2.7% で増加する計画となっている ただし 褐炭需要量については 2010 年から 2023 年までは概ね年間 1,500 万 ~1,700 万トンで推移するが 2024 年における 1,390 万トンから減少し始め 2030 年には 690 万トンへ大きく減少する計画となっている これは 褐炭を燃料とする既存の Mae Moh 発電所が順次 一般炭を燃料とする新設石炭火力発電所にリプレースされる計画に基づいている ( 百万トン ) 石炭 ( 輸入炭 ) 褐炭 出所 : Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT), Power Development Plan 2010 より作成 図 タイにおける発電用石炭需要見通し タイに賦存する石炭 ( 褐炭 ~ 瀝青炭 ) の一般的な炭質を表 に示す

26 表 タイの石炭炭質 Proximate Analysis Ultimate Analysis DAFB Coal Resources moistur e ARB Volatil e matter ADB Fixed carbon ADB Ash AD B Heating Value (kcal/kg) C H O N S Mae Moh , Ban Pu - Lam Phang (Sob Prab) , Lam Phoon (Lee) , Phra Yao (Chieng Muan) , Lanna - Lam Phoon (Lee) , 出所 : WG メンバー提供資料 (2) 低品位炭利用技術の利用に向けた政策タイでは 低品位炭利用に係る特段の政策は策定されていないが タイ政府エネルギー省代替エネルギー開発 省エネルギー局 (Department of Alternative Energy Development and Efficiency:DEDE) 及び関係機関がクリーンな石炭利用についてロードマップを作成中である (3) 低品位炭利用技術の開発 導入状況と政府支援 低品位炭利用技術の開発 導入状況 タイでは DEDE が下記の低品位炭利用技術に関する調査 研究を実施している クリーン コール技術 (CCT) に係る調査プロジェクト 年 : タイ産業界での適切な CCT に関する調査 年 : 関係産業における Coal Water Mixture(CWM) 利用に関する調査研究 年 : 関係産業における CWM に関する調査研究 - 今後の計画 : 褐炭の改質に関する調査 小規模石炭ボイラの調査と実証 ( 石炭とバイオマス ) 混焼に関する調査と実証 石炭ガス化プロトタイプ装置の調査研究 (2008 年 ) - 石炭ガス化技術の文献調査 - 石炭ガス化プロトタイプ装置の製造 - 特定産業での実証 : Unique Mining Services 社を起用

27 - 経済性 環境影響及び推進方法の評価 関連産業における CWM 利用に関する調査研究 (2007 年 ) - CWM 技術及びタイ産業界への適用性に関する調査 - CWM ボイラ プロトタイプ装置 ( 能力 :1 トン / 時 ) の製造 - 特定産業での実証 - 経済性 環境影響及び推進方法の評価 低品位炭利用技術の開発 導入に係る政府支援 低品位炭に関する研究開発に対して Energy Conservation Promotion Fund やその他の政府基金 ( 科学技術省 タイ研究ファンド等 ) の利用が可能である また 石炭利用に対する政府のインセンティブは下記の通り 税関連インセンティブ ( 投資庁 ) - 再生可能エネルギー及び省エネルギー活動に係るプロジェクトを優先 - 所得税の免税期間 8 年間 - 更に所得税の 50% 減税 5 年間 技術面での支援 : DEDE はエネルギー関連情報に関するワンストップ サービス センターを設立しており 関連情報の提供 ( 投資マニュアル 技術データの提供 質問への応答等 ) を行っている 政府のソフトローン ( 金利 4% 上限 5 千万バーツ / プロジェクト ) の提供 DEDE が設立した ESCOファンドの利用 再生可能エネルギー及び省エネルギー プロジェクトに対する民間投資を奨励するための支援 (4) 技術保有国に対する要望低品位炭利用に係る操業 保守 (O&M) 等の技術移転に対する支援 低品位炭利用技術プロトタイプに係る実証 ( 例 :IGCC) に対する支援 石炭利用に係るパブリック アクセプタンスに係る支援の要望が WG 会合にてタイ WG メンバーから出された (5) 我が国の普及へ向けた技術協力日本のタイとの石炭関連技術協力に関しては NEDO 事業 あるいは METI 事業として実施されている CCT 技術移転事業の中で タイを含めアジア諸国の若手技術者を対象に日本へ招聘し CCT に関する研修を実施しており 1996 年度以降 2009 年度までにタイから 155 名が招聘研修生に参加している また タイ石炭業界は タイ石炭業界の長期的な発展を目指して 業界を代表する組織 ( 仮称 :Center for Coal Utilization of Thailand) の設立を目指しており JCOAL が情報提供等で協力している

28 1.1.5 韓国 (1) 低品位炭の利用が想定される産業分野と利用状況 2008 年における韓国の発電設備容量は 72,491MW で 石炭火力 32.7% 天然ガス 24.8% 原子力 24.4% 石油 9.5% 水力 7.6% の構成比となっている 一方 総発電量は 422,355GWh で 電源別割合は石炭 41.1%(173,508GWh) 原子力 35.7%(150,958GWh) 天然ガス 17.9%(75,809GWh) 石油 3.7%(15,426GWh) 水力 1.3%(1,092GWh) であった 韓国は 2009 年において世界で第 3 番目の石炭輸入国である 韓国の国別石炭輸入量の推移を表 に示す 2009 年における石炭の総輸入量は 9,290 万トンで 豪州 (43.1%) インドネシア (33.3%) カナダ(8.3%) 中国(7.9%) ロシア(4.9%) の順である 728 5,562 1,092 5, % 1.3% 0.3% 6,867 17,716 15, % 7.6% 75, % 150, % 17.9% 35.7% 24.8% 17, % 41.1% 23, ,508 Total: 72,491 MW Total: 422,355 GWh Nuclear Coal Gas Oil Hydraulic Renewable 出所 : APEC Clean Fossil Energy Technical and Policy Seminar 2010, Fukuoka, Japan, October, 2010: Sung Chul Kim Project Leader, KEPCO Research Institute 図 韓国のおける電源別設備能力及び発電量 (2008 年 ) 表 韓国における国別石炭輸入量の推移 ( 単位 : 百万トン ) 年豪州カナダ中国アメリカロシアインドネシアその他合計 % 8.3% 7.9% 1.5% 4.9% 33.3% 1.1% 100% 出所 : APEC Clean Fossil Energy Technical and Policy Seminar 2010, Fukuoka, Japan, October, 2010: Sung Chul Kim Project Leader, KEPCO Research Institute 2009 年における石炭需要は 産業別に 発電用 6,630 万トン 鉄鋼用 1,900 万トン セメント用他 760 万トンであった 発電用の石炭消費量のうち 40% 近くの約 2,500 万ト ンの低品位炭がブレンド炭として使用されている 低品位炭は大部分がインドネシアから

29 輸入された亜瀝青炭で 品質は全水分約 25% 発熱量 5,300~5,500kcal/kg であるが 少 量の褐炭 ( 全水分 35% 発熱量 4,200kcal/kg) も輸入されている 表 韓国の石炭需要の実績と見通し ( 単位 : 百万トン ) 電力 鉄鋼 セメント 他 合計 出所 : APEC Clean Fossil Energy Technical and Policy Seminar 2010, Fukuoka, Japan, October, 2010: Sung Chul Kim Project Leader, KEPCO Research Institute 韓国電力研究院 (KEPCO Research Institute) によれば 2009 年 ~2022 年の間に新規石炭火力が 7 基 (6,240MW) 建設される計画があることから 発電用の石炭需要は今後も伸びる見通しである 因みに 2016 年における発電用石炭需要は 7,350 万トンと見込まれており 低品位炭の消費量も 3,000 万トン近くになるものと予想される (2) 低品位炭利用技術の利用に向けた政策韓国では 現在のところ低品位炭利用に係る特段の政策は策定されていないが 近年 政府知識経済部のエネルギー技術チームが低品位炭の輸入量の増加及び低品位炭利用技術に関心を示している エネルギーに係る研究開発の政策は 韓国エネルギー技術評価 企画院の管轄であるが 現時点で クリーン コール技術に係るプログラムは実施されていない なお 2008 年 2009 年には 産業界からの依頼により 低品位炭利用技術に係る 2~3 の研究開発プロジェクトが実施された (3) 低品位炭利用技術の開発 導入状況と政府支援 低品位炭利用技術の開発 導入状況 韓国の電力会社は 既存火力発電所における低品位炭利用のための操業ガイドラインを作成しており ブレンド比率 粒子サイズ 挿入ガス温度調整などが含まれている また 低品位炭を利用するためには 脱水 燃焼 転換の技術開発が必要であり 現在 韓国政府が実施中の研究開発プログラムでは 下記の改質及びガス化技術が開発されている 1 改質技術 : 流動床による乾燥技術 韓国エネルギー技術研究院 (Korean Institute of Energy Research:KIER) が計画しているマルチステップ流動床による乾燥技術の開発 2011 年 実証プラント (500 トン / 日 ) 建設

30 2013 年 商業プラント第 1 号 (3,000 トン / 日 ) を既存石炭火力発電所に建設予定 全水分 36% 発熱量 4,200kcal/kg の低品位炭を乾燥後に全水分 10% 発熱量 5,700kcal/kg にすることを目指す 2 ガス化 1)SK Energy 社 /KIER が開発中の低品位炭ガス化技術 CO2 排出量を削減するための 5 つの鍵となる技術開発 ( 効率的乾燥 触媒 部分酸化 合成ガスのシフト反応 CO2 利用 ) を目指している 2009 年 12 月 ラボスケール 2010 年 7 月 ベンチスケール (0.05 トン / 日 ) 2010 年 10 月 パイロットプラント (3 トン / 日 ) 2015 年 商業プラント第 1 号 (2,000 トン / 日 ) の建設予定 3 ガス化 2)KIER/Institute for Advanced Engineering(IAE) が開発中の低品位炭ガス化技術 KIER は 石炭ガス化に関する 10 年の経験 (1 トン / 日 スラリー フィード ) を保有し 低品位炭のガス化にも応用 IAE は 1999 年以来 3 トン / 日の石炭ガス化システムのプラントを開発 SK Energy 社と共同で低品位炭利用のための小型ガス化炉を開発 (4) 技術保有国に対する要望アジア地域への低品位炭利用技術の導入 普及には 多国間及び二国間の協力による研究開発が重要である また 韓国政府として 低品位炭利用技術開発のための二国間及び多国間が支援する国際協力プログラムを支援する用意もある (5) 我が国の普及へ向けた技術協力 現状では 低品位炭利用技術の普及に関して日本と韓国間の技術協力はなされていない 日本 (1) 低品位炭の利用が想定される産業分野と利用状況我が国において 石炭は 発電 鉄鋼 セメント 製紙工場等で使用されている 低品位炭については 発電 鉄鋼の高炉吹き込み燃料 (PCI) セメントキルンや製紙工場等の産業用ボイラの燃料用途としての利用が想定される 低品位炭は コークス原料としては単に脱水処理しただけではコークス化性がない 現状では コークス原料として使用する際には高価なバインダーが必要となり 用途としては適さないと考えられる 化学原料等として使用するためには 水素添加反応等の改質操作が必要となる 比較的発熱量の高い亜歴青炭はすでに輸入され 事業用及び産業用ボイラで使用されて

31 いるが 発熱量の低い高水分炭の利用はこれからの課題である 神戸製鋼所と JCOAL がインドネシアの南カリマンタンにおいて共同で運転している高水分炭の脱水実証プラント (600 トン / 日 ) から製造した脱水ブリケット (Upgraded Brown Coal, UBC) を日本に運搬し 事業用ボイラでの燃焼試験を実施している 通常使用している石炭に 20% 程度脱水ブリケットを混炭して使用する範囲では 特段の問題は発生しないことが確認されている 石炭価格が上昇傾向にある中で 脱水等の改質コストが見合えば 脱水ブリケットを日本に運搬して 事業用や産業用ボイラでの利用が進む可能性がある (2) 低品位炭利用技術の利用に向けた政策我が国は殆ど全量の石炭を輸入しており 昨今の世界的な石炭需要の増加の中で我が国の石炭の安定供給を確保するためには 産炭国での権益を確保することが重要となっている この状況の中で 石炭の生産国において 従来の亜瀝青炭 瀝青炭を中心とした石炭の利用が高水分の亜瀝青炭や褐炭等の低石炭化度炭 (Low Rank Coal:LRC) にまで拡大している 特に 豪州やインドネシア等の LRC の保有国では LRC の利用が重要な課題となっている 日本のエネルギー政策は 市場原理に基づくとともに 安定供給と環境に配慮したエネルギーの生産と消費を基本としている その中で エネルギー基本計画に基づく石炭政策は 二つの大きな柱で構成されている 第一に 国内と海外の石炭火力発電の低炭素化の推進であり 第二として日本に対する石炭資源の安定供給確保を掲げている その手段として石炭の自主開発比率の拡大をにらんだフロンティア開拓 産炭国協力の推進及び低品位炭の有効活用等を目指している低品位炭の有効活用としては 産炭国と協力して石炭のクリーン コール技術 (CCT) をベースにした利用技術を開発し 中でも褐炭や水分の多い亜瀝青炭等の LCR をガス化して SNG のようなクリーンエネルギーを製造することにより エネルギーの安定供給に資することが期待される なお LRC 利用技術の開発と導入を産炭国との協力の下に推進するために 政府として国際的な技術協力を図っており その実施にあたって補助金等のインセンティブが付与されている (3) 低品位炭利用技術の開発 導入状況と政府支援 LRC の利用に関する技術として以下があり 一部は上記 ( の考え方に基づいて 政府と して実用化を支援している 脱水 乾燥分野 1) スチーム チューブ ドライヤ (STD) 既に 半商業的に利用できる脱水技術として月島機械のスチームによるロータリードラ

32 イヤがある 水分が多い LRC を乾燥させて燃焼効率を高めるため 2010 年 12 月からインドネシアで採掘した LRC を日本に運び 火力発電所の燃料に適した石炭に乾燥させる実証実験を始めた LRC を入れた乾燥機を回転させながら 内部の管を通る蒸気の熱で LRC を乾燥させる 重量の 4~6 割を水分が占める LRC を乾燥させる速度や火力発電所から出る蒸気を熱源として使う方法などを検証 商業設備の第 1 弾としてインドネシアの電力会社インドネシアパワーがジャワ島西部で運営するスララヤ石炭火力発電所への納入を目指している 出所 : 月島機械ウェッブサイト ( より 図 スチーム チューブ ドライヤ (STD) 2) コール イン チューブ (CIT) 川崎重工はコークス炉原料炭の調湿用としてチューブ ドライヤを販売しており 既に 420 乾燥トン / 時の規模の商業機を国内製鉄会社に納入した実績がある 原料炭の水分量は褐炭や高水分の亜歴青炭と比べてかなり低いが ボイラ炭の微粉砕前の予備乾燥にも適用可能としている CIT ドライヤはスチームを熱源とし 多管式熱交換器の構造をした間接加熱型の乾燥機である 月島機械の STD がチューブ内に蒸気を通すのに対して CIT ドライヤは石炭をチューブ内に供給することから 乾燥条件がマイルドになる 自動化により原料石炭の水分と処理量を検知し 最適な乾燥条件 ( 回転数 蒸気圧力など ) を自動的に与える

33 出所 : 川崎重工ウェッブサイトより ( 図 コール イン チューブ (CIT) 3)UBC(Upgraded Brown Coal) プロセス UBC プロセスは 60% 以上の水分を含有する豪州褐炭の液化プロセスの前処理プロセスのスラリー脱水法に基づいて 神戸製鋼所により開発された蒸発法の改質技術であり 油中で脱水することを特徴とする 改質技術の中で処理条件が最も穏和であるとともに 脱水後に回収した蒸気の蒸発潜熱を熱源に利用することによりエネルギー消費量の削減を図ることや 重質油の吸着による改質炭の安定化を図ることで 従来の蒸発法の欠点を克服している 2006 年からインドネシアにおいて 600 トン / 日プラントの大型実証プラントの開発を行っている 図 UBC 実証プラント (600 トン / 日 )

34 プロセスは 図 に示す工程から構成されている 出所 : NEDO JCOAL 日本のクリーンコールテクノロジー 図 UBC プロセスのプロセスフロー a. スラリー調製工程 粉砕された原炭と軽質油 ( 循環溶剤 ) 及び少量の重質油 ( アスファルト等 ) を混合しス ラリー化する b. スラリー脱水工程 スラリーを加熱し石炭中の水分を油中で除去後 石炭表面等に重質油が吸着し 脱水 改質 安定化する c. 油分離 回収工程 改質後の石炭から軽質油を分離 回収し 回収油は循環する ( 改質炭は粉状で得られる ) d. 成型工程 粉状の改質炭を成型する ( 山元以外で使用する場合の輸送用のため 山元発電等の場合 には成型せずに直接利用することが可能 ) UBC 法の主な特徴は以下の通りである 脱水条件が穏和 (140~ kPa) なため化学反応が起こらない このため廃 水処理が容易 分離された水分 ( 蒸気 ) の潜熱を利用することによるエネルギー消費量の低減

35 アスファルト等の重質油が多孔質な低品位炭内部の細孔に吸着し石炭性状を安定化 し 自然発火性を抑制 石炭からの脱水後に 低品位炭内部の細孔へ吸着するため 比較的低い温度 圧力での操作が可能 LRC の改質は 主に脱水が中心であり石炭性状そのものの変化は少ない 改質により水分が大きく減少し発熱量が増加しているが 灰分 揮発分等は改質前後でほとんど変化しない これは 処理条件が穏和なため 熱分解反応や化学反応等が生じていないことによる また 自然発火性のある豪州ハンターバレー炭及びインドネシアの KPC 炭に比べ UBC は自然発火しにくい結果が示されている 日本へ UBC を輸送しての実炉による燃焼試験の結果は 20% 程度の混炭が可能であること NOx 濃度が瀝青炭に比べて低く 未燃分が少ないことから良好な燃え切り性を有していること 低 NOx 燃焼条件下でも未燃分をほとんど排出しないことなど 優れた特性を示した 4) 熱水改質コールスラリー (Hot Water Treating-Coal slurry, HWT-cs) 日揮は 石炭利用総合センター ( 現 石炭エネルギーセンター ) 及び日本 COM( 平成 14 年解散 ) とともに 低品位炭の改質技術 の開発を通産省石炭利用技術振興補助事業として 1991 年より 1996 年までの 5 年間に亘り共同で実施した この共同開発の初期段階において 低品位炭の改質方法としてエネルギー効率が良く 改質炭の利用方法としてのスラリー燃料 (CS:Coal Slurry) 化に適した熱水改質法 (HWT:Hot Water Treating) を低品位炭改質プロセスに選定した 1994 年には日本 COM 小名浜工場内に世界最大級の HWT 法改質パイロットプラント (6 トン / 日 ) を建設すると共に 豪州褐炭及びインドネシア亜瀝青炭 2 炭種の計 3 炭種を代表低品位炭として改質試験 スラリー化試験 燃焼試験 及びガス化試験を実施した 図 に HWT-cs の製造プロセスフローを示す 出所 : APEC クリーン化石燃料専門家会合 (EGCF) 福岡 2010 年 9 月 図 熱水改質スラリー製造 (HWT-cs) プロセスフロー

36 HWT 法は 300 の加圧熱水中で脱酸素 脱水作用 ( 水分を蒸発させずに熱水中に抽出させる ) によって 低品位炭の表面性状を親水性から疎水性に改質し さらに低品位炭の一部が分解されることによって発生するタール状物質が低品位炭内部の空隙を充填して内部へ水分が再吸湿しないようにして 高濃度の石炭スラリーを製造する 現在 褐炭を原料とした石炭スラリーをインドネシアで事業展開するためのデモプラント ( 年産 1 万トン規模 ) をインドネシアのジャカルタ近郊で建設中である 5) 石炭自己熱再生乾燥 2 従来は 褐炭等の脱水において 水の蒸発潜熱は回収されず全て廃棄されている そこで 東京大学と三菱重工は乾燥後低温となった蒸気を断熱圧縮することで 高温にアップグレードして乾燥用熱源として再利用し エクセルギー損失を低減させようとするプロセスを開発した ヒートポンプと比較して プロセス流体 ( つまり蒸気 ) 自身が熱源であり ヒートシンクであること また 昇温幅が熱交換に必要な 5~30K と小さいことから 従来のヒートポンプをはるかに凌駕する性能 (COP 換算で 20~30 以上 ) が得られ 従来の熱回収に比べてエネルギー消費が 1/5~1/20 になるとのことである 高水分のバイオマスに適用した例を図 に示す 出所 : エネルギーベストミックス研究会 2010 年 1 月 図 自己熱再生型バイオマス乾燥装置概念図

37 出所 : エネルギーベストミックス研究会 2010 年 1 月 図 自己熱再生型バイオマス乾燥装置の物質収支及び熱収支 LRC の利用技術 6) 石炭乾留ブリケット乾留ブリケットは 粒状に加工した石炭を乾留炉により乾留して石炭の揮発分を減らした半成コークスとした上で これに粘土 粘結材等の副原料を添加し 混ぜた後に一定の形状に押し固めたものである 石炭を燃焼させた場合に比べて 煤塵等の環境汚染物質の発生量が少ないことから 褐炭等の低品位炭を利用するには有効な技術である 乾留ブリケットの原料となる半成コークスの製造方法としては 外熱式ロータリーキルンによる方法と低温流動乾留炉による方法がある 外熱式ロータリーキルンについては モンゴルにおいて2010 年にNEDO 事業として 高品質の乾留ブリケットの製造協力 乾留ブリケットの品質管理基準構築支援 石炭乾留ガスの都市ガス化検討の共同研究の一環として日本製の実験乾留炉を設置した 乾留温度は800 で30 分程度熱処理することで35% 水分含有量の褐炭が1% に低減されるとのこと 商業段階における乾留炉 1 基当たりの最大生産量はレトルト ( 耐熱鋼管 ) の輸送制約から2.5~3トン / 時程度が最大となるとのことである 図 にツノ式外熱式ロータリーキルンの断面図を示す

38 出所 : NEDO 平成 19 年度国際石炭利用対策事業クリーン コール テクノロジー実証普及事業モンゴル国石炭改質 燃焼技術協力可能性調査 2009 年 3 月 図 外熱ロータリーキルンの断面図と実験結果 半成コークスのもう一つの製造方法である低温流動乾留炉は インドネシアとフィリピンにおいて NEDO のモデル事業として実施されており 商業的にも利用されている実績のある乾留炉である 図 に基本プロセスを示す 4 また 低温流動乾留炉の断面図を図 に示す 原料石炭 ( 表面水分 10% 以下 粒径 5~50mm) をロータリードライヤで予備乾燥する 乾燥に使用されたガスはマルチクロンにて除塵し大気へ放出する 出所 : NEDO JCOAL 日本のクリーンコールテクノロジー 図 低温乾留炉による半生コークスとブリケットの製造基本フロー

39 出所 : NEDO JCOAL 日本のクリーンコールテクノロジー 図 韓国のおける電源別設備能力及び発電量 (2008 年 ) 乾留工程では 内熱式低温流動乾留炉 ( 乾留温度 : 約 450 ) によって 揮発分約 20% の無煙半成コークスを製造する 乾留炉はシンプルな構造で 内部に目皿や攪拌機がないため運転やメンテナンスが容易である 半成コークス中に約 20% の揮発分を残留させ成型しやすいように品質をコントロールしている なお 成型工程では予め決められた配合量の無煙半成コークス及び副原料 ( 消石灰 粘土 ) を投入し充分な混合を行い 混合 粉砕された原料に粘結剤を添加すると同時に水分を添加して水分調整する 粘結剤 水分を添加された原料は粘結剤の混合を均一化すると共に粘度を高め 成型し易い状態にするため混練し 成型機でブリケットに成型された後 乾燥 冷却される 7) 二段噴流床ガス化炉二段噴流床ガス化炉は 石炭ガス化複合発電 (IGCC:Integrated coal Gasification Combined Cycle) システムで用いられている三菱重工のガス化炉である 化学品製造用としては 既に商用機と同等規模の石炭処理能力がある IGCCは石炭をガス化し ガス タービン コンバインド サイクル発電 (GTCC) と組み合わせることで 従来型石炭焚き火力に比べて発電効率を飛躍的に向上させる火力発電システムで 茨城県の勿来のクリーンパワー研究所に 25 万 kwの設備が経済省の補助のもとに設置され 2009 年から運転を開始した 5 全体のプロセスを図 に示す

40 出所 : 三菱重工ホームページ掲載情報 図 IGCC の全体フロー 三菱重工業の IGCC は 1,700 トン / 日の石炭を処理する空気吹き二段噴流床ガス化炉 乾式燃料供給システムにガス精製設備 ガスタービンを組み合わせた石炭利用高効率発電プラントである 石炭をガス化するガス化炉設備の構造を図 に示した 石炭がガス化されるガス化炉部と 発生したガスの温度を下げるSGC( ガス熱交換器 ) 部の 2 つで構成されており ガス化炉はガス化室と熱の供給を担う燃焼室で構成されている 6 出所 : NEDO JCOAL 日本のクリーンコールテクノロジー 図 韓国のおける電源別設備能力及び発電量 (2008 年 )

41 従来の超臨界圧微粉炭火力に比べ効率が 10~20% 向上し 同率の CO2 削減が可能となり 脱硫性能が微粉炭火力に優れるだけでなく 灰をスラグ化するため灰容積が約半分以下となる 灰は非溶出性なので取扱いが容易となるなど 環境面でも優れた性能を発揮する 今までに 2,000 時間以上の連続運転を達成し ガス化炉だけでなく システム全体の信頼性を証明した ガス化炉については 空気吹きのシステム構成の一部を変更することで 酸素吹きガス化炉としての転換も可能なことを既に実験的に確認しており 高水分 LRCへの適用も可能であるとのことである 7 8) 石炭部分水素化熱分解技術 (ECOPRO) ECOPROは 適度な加圧 (2~3MPa) 下において石炭の部分酸化反応と水素雰囲気下における熱分解反応を一つの炉で行うプロセスである このプロセスは軽質オイルを併産しつつ 化学原料や発電等への展開が容易な合成ガスを高効率に得ることを目的としている 2006 年度より石炭処理量 20 トン / 日規模のパイロットプラントの運転研究を開始し 実機 (1,000 トン / 日以上 ) における目標推算値のエネルギー効率 8 85% 以上を達成した 本技術の中枢は 部分酸化部 ( 下部 ) と改質部 ( 上部 ) の 2 室から成る高圧噴流層反応炉であり 部分酸化部からの高温ガス顕熱を改質部の石炭熱分解反応に活用することにより 高いエネルギー効率 ( 実機レベルで 85% 以上 ) を得ようとしている また 改質部に石炭と共に水素を吹き込むことにより BTX ナフタレンなどの軽質オイルが併産できる 図 に ECOPRO の基本フローを示した 石炭の受入 粉砕後 ロックホッパーと気流搬送により高圧反応炉へ微粉炭を供給する 石炭は上述した 2 室の反応炉でガス チャー オイルに転換され チャーはサイクロン等で またオイルはダイレクトクーラーやデカンターで分離回収された後 除塵 冷却された H2 と CO を主成分とする合成ガスが得られる 図 には 福岡県北九州市の新日本製鐵八幡製鐵所構内に設置したパイロットプラントの全景を示す 横 15m 奥行 10m 高さ 30m の架構内に 石炭供給設備 部分水素化熱分解反応器 チャー回収設備 ガス冷却設備が収められており 非常にコンパクトな設備となっている これまでに 1,000 時間レベルの長期連続運転を達成しプロセスの確証 ( エネルギー効率 プロセス運転性等 ) を行い 次期実証 実用化へ向けて大きく前進した 現在 実証プラントの建設と稼働に向けて国際共同実証事業で豪州連邦政府 ビクトリア州政府関係者と共同プレFSを実施する 本 FSではビクトリア州での事業化シナリオと実証設備の有効活用策の検討を行う エネルギー効率 =( 生成ガス熱量 + 生成オイル熱量 )/( 投入石炭熱量 - 生成チャー熱量 )

42 出所 : JCOAL Journal Vol.12 図 石炭部分水素化熱分解 (ECOPRO) のプロセスフロー 出所 : JCOAL Journal Vol.12 図 ECOPRO(20 トン / 日 ) プラントの外観 9)2 塔式循環流動層による褐炭ガス化 (TIGAR) 10 IHI の循環流動床ボイラをベースにしたガス化炉で 現在 6 トン / 日のパイロットプラント ( 図 ) を運転し その結果をもとに設備をさらに改造し運転している 今後インドネシアで実証プラントを運転することを計画している 図 にガス化プロセスの概要を示した プロセスの特長は 2 塔式流動層ガス化炉で 水蒸気ガス化により高カロリーガスを製造する ガス化温度は 850~950 で 残留チャーは燃焼炉へ供給する 燃焼炉は 空気吹き循環流動層炉でガス化炉からのチャーを燃焼する

43 出所 : 2006 年石炭技術会議 図 TIGAR(6 トン / 日 ) プラントの外観 出所 : NEDO JCOAL 日本のクリーンコールテクノロジー 図 TIGAR のガス化プロセスの概要 10) 低炭素 資源循環型炭鉱地域 ( エコ コール タウン ECT) 2011 年に中国は 32 億トンの石炭を生産し 本年 1 月に発表された中国通関統計では 2011 年に 1.7 億トンの石炭を輸入した 第 12 次 5 カ年計画はこれから全人代の承認を得て公表されるが 今までの非公式情報によると 国内生産を抑制する方向ではあるものの 生産量はさらに 36 億トンまで増産する計画である この中で 中国では採算性の悪く安全に問題のある中小規模の炭鉱を閉鎖して 大規模炭鉱の開発を行う方向にあり 大手石炭会社は単に採炭して販売するだけでなく 発電や石炭由来の化学品の製造による高付加価値化を目指しており 石炭化工コンビナートを各地に建設している これに対して 中国政府は 新規炭鉱の開発にあたって 省エネ 環境対策に配慮することを強く各石炭会社

44 に求めており 地域及び地球環境に係る政府の規制は第 12 次 5 カ年計画の中で益々厳しくなる傾向といえる 一方 我が国は 石化コンビナートを中心に 1969 年代の環境対策や 1970 年代の石油危機をきっかけに省エネに取り組んできており その後のリサイクル技術の開発導入等も図ってきた また 同時期に我が国の石炭利用分野である石炭火力発電やコークス製造の分野でも厳しい省エネ 環境対策 灰の有効利用等に取り組んできており 豊富な実績を残してきた そこで JCOAL はこれらの経験をもつ企業とともに 中国における低炭素 資源循環型の炭鉱地域 ( エコ コール タウン ECT) の実現に協力しており 中国側石炭企業のニーズに合わせて 我が国の CCT を最適に組み合わせて 運用システムともに提供するための基盤づくりに関与している また 今後 産炭国で低品位炭の開発が活発になる中で 山元において低品位炭を 2 次加工し 高付加価値化を求める傾向が強くなりつつある そうした場合 省エネ 環境 資源の循環に配慮した開発を我が国の CCT の実績を踏まえて構築できるよう ECT のマスタープランや FS による協力を進めている 出所 : JCOAL 作成 図 エコ コール タウンの概念図

45 (4) 技術保有国としての支援日本政府は石炭の安定供給と日本企業の CCT の海外普及を支援するために 補助金等の支出を通じて それぞれの各日本企業の活動を支援してきた 最近では 豪州ビクトリア褐炭での ECOPRO 実証プラントの FS を共同で実施することになっている他 インドネシアでも低品位炭改質 UBC の実証事業を完了し 新たに HWT-cs の実証事業を開始するなど 日本国内で開発した低品位炭利用技術を海外で実証することで産炭国の産業化も支援している 1.2 低品位炭利用技術の普及を阻害する政策 経済 技術的障壁 政策的障壁 (1) 豪州現時点では 豪州連邦及び各州で 環境税 ( 炭素税 ) は課せられていないが 連邦政府は排出量削減を目指して Carbon Pollution Reduction Scheme(CPRS) の導入を検討している もし CPRS が導入された場合 発電用に大量の褐炭を使用しているビクトリア州電力業界は大きな打撃を受けることになる しかしながら CPRS の導入が決まった場合 低排出技術開発の必要性に迫られることとなり 褐炭の利用技術開発が進むことが予想されるため CPRS の導入は必ずしも政策的障壁とは言えない (2) 中国政府は褐炭のクリーンで高効率な開発と利用を促進している その為 中国では褐炭の生産量は年々増加している 一方 地方政府は 現地で少なくとも採炭された褐炭の半分を利用して 様々な種類の化学品に転換するデベロッパーの進出を要望している 中国は褐炭利用を促進する方針を打ち出しており 褐炭の開発と利用に関して 中央政府や地方政府からの政策に関する障壁は殆どない状況である なお 現時点では 環境税 ( 炭素税 ) は課せられていないが 第 12 次 5 カ年計画期間での炭素税の導入が検討されている (3) インドネシア低品位炭の利用技術開発に関し 政府間ベースのプロジェクトでは機材等の免税措置があり また多くの海外からの支援を得て研究開発がおこなわれている 但し インセンティブとするにはあまりに限定された対象への対応 措置ではある 関係者により研究開発 - 実証 - 商業化の一連の流れがうまくいかず その背景には一定額以上の案件はすべて入札とする政府の規定がある との指摘がある なお インドネシアでは 現在 環境税 ( 炭素税 ) は課せられていない

46 (4) タイ低品位炭の利用技術開発に対するタイ政府の支援及びインセンティブ制度は存在するが 政府支援を求める申請を行う場合 申請から承認に至るまでのプロセスが複雑とのことである なお タイでは 現在 環境税 ( 炭素税 ) は課せられていない (5) 韓国韓国では 現在 環境税 ( 炭素税 ) は課せられていない 韓国政府は近い将来における炭素税の導入は考えていないものの 中長期的な観点では導入を検討する意向であることを表明している その他 低品位炭利用技術の普及に関する政策面での障害は無い (6) 日本日本では 現在 石炭に石油石炭税がかけられている 政府は 2011 年 10 月から 地球温暖化対策のための課税を上乗せして 石油石炭税を増税することを閣議決定している しかしながら これらの課税収入は 燃料安定供給対策やエネルギー需給構造高度化対策の財源となっており 低品位炭を含めた石炭の利用技術開発を目指した様々な技術開発プロジェクトに使用されていることから 石油石炭税の導入 増額は必ずしも政策的障壁とは言えない 経済的障壁 (1) 豪州ビクトリア州の褐炭は水分が高く (60~70%) 乾燥するのに時間がかかることから乾燥 脱水コストが高くなることが大きな障壁となっている また ビクトリア州の褐炭に含まれる水分の形態には特徴があり 乾燥させている間に次第に微粉化する性質もあることから この面でも処理費用がかかり高くなる (2) 中国褐炭の欠点は 高水分で発熱量が低いことである 内陸部で産出される褐炭をそのまま東部沿岸地区等に長距離を輸送するには自然発熱し易いという安全性の問題と共に輸送コストが高いという障壁がある 長距離を安全に輸送するために 褐炭を液体に転換する必要があるが この転換技術は脱水 乾燥プロセスを含めて開発途上にある また 上記に加え 褐炭の処理設備に多大な資本金が必要なこと 知的所有権とライセンス料がかかること 褐炭処理設備のエネルギー効率が低いこと等がある これらが 現状の経済的障壁とみられる

47 (3) インドネシア利用以前の障壁としては 豊富に賦存しているとは言え開発地域が内陸部の場合はインフラ投資が必要であり 現在の価格 ( 基本的には相対で決定 ) では公的融資が入らないと開発が困難であることが挙げられる 電力セクターにおいて進んでいる石炭火力発電の 10,000MW 新設計画 ( クラッシュ プログラム ) ではすべて中国企業が落札 その結果建設された設備で石炭のハンドリングあるいは燃料炭の品位を考慮していないことが原因と推測されるトラブルが多く起きている しかしながら 日本の利用技術 設備が高価なため 大幅赤字基調の PLN には選択肢がない 技術導入とともに公的融資の確保を進める必要がある 低品位炭利用技術開発の設備費用が高いため 技術保有国からの資金援助が必要となる (4) タイ一般に低品位炭利用設備は高価であるが 一部で安価な低品位炭利用設備はあるものの 操業面での能率が低いことが難点である また 低品位炭の設備製造者はタイ国内にはいないため 設備を利用する場合は高価な輸入品を購入する必要がある (5) 韓国現状 低品位炭は高水分のため既存の石炭火力発電所では直接使用ができないため 発電所おいて高品位炭と混炭されて使用されている 低品炭を単味で利用するためには 新たな設備改造投資費用と保全費用がかかる 既存のブリケット製造技術は BCB (Binderless Coal Briquette) と UBC があるが 現状では これらの技術の商業化には経済性に問題があり 利用技術の普及には至っていない (6) 日本脱水 乾燥技術を含め低品位炭利用技術のコストが高く 革新的な利用技術開発を進めることにより 更なるコスト低減が必要である 現状では 経済的な低品位炭利用技術が商業化されていないため 普及に向けた経済面での障害となっている 技術的障壁 (1) 豪州現状では 商業的 経済的 効率的な乾燥 脱水技術が開発されていない 特に 脱水及びガス化技術開発のためのパイロット試験及び実証試験への移行が望まれる 乾燥した褐炭は 非常に自然発熱し易い性質があり 輸送時の障害となる この自然発熱を抑制するため 褐炭のガス化による液体燃料の製造が重要となる 人材面で 褐炭利用技術開発に係る石炭科学者及び石炭利用技術者が不足していること また 技術開発の研究リーダーとなる技術者も減少しつつあることが今後の技術開発の促

48 進の障害となり得る また 障害とまでは言えないが 褐炭灰の有効利用についても検討が必要との意見もあ る (2) 中国近年 含有水分を減少させるための乾燥 主に液化物を得るための熱分解 CWM 化物 及び一般炭とのブレンド技術を含む褐炭のアップグレーディングや処理技術の開発に大きな関心が寄せられている 褐炭の主な長所は 高い反応性である そのため 近年 褐炭から燃料ガス 燃料油 化学製品を製造する技術の開発が注目されている その技術として水素化による直接液化 IGCC や多目的発電のための合成ガスを得る褐炭ガス化が注目されている しかし 中国では褐炭のアップグレーディングと転換技術の開発を大いに急ぎたいニーズはあるものの 技術面では商用規模での乾燥 / 脱水技術や熱分解技術の開発はまだ実現されてはいない 脱水した褐炭の輸送や大規模な褐炭転換技術は まだ実証段階にある (3) インドネシアインドネシアでは低品位炭の改質技術は商業化されていないが UBC 等商業化に極めて近い段階に達した技術もある インドネシア独自の技術はまだほとんどないが 既述の繊維 砂糖産業等で使われ始めた CFB ボイラのように日本 ( 川崎重工 ) の技術をローカライズして利用しているとの情報がある また サソール社との低品位炭ガス化プラントの商業化に向けた折衝で インドネシア側が技術情報を共有するよう要求したとの情報もあり 今後 技術移転への意欲が高まりを見せることが予想される なお インドネシアにおいて 石炭利用に係るエンジニア数自体は増加しているが 有能なエンジニアはやや不足している とのことである (4) タイタイでは 現在 国内の低品位炭が火力発電所で利用されているが それ以外の低品位炭利用技術を持たず プラントの O&M 専門家もいない また タイの産業界における低品位炭利用技術や国内低品位炭の炭質に対する信頼度が高くないことも低品位炭利用 普及の障壁となっている (5) 韓国低品位炭は高水分のため 既存の石炭火力発電所では設備改造をしない限り単味燃焼用には使用できない 現状では 高品位炭と混炭して使用している 民間企業が 低品位炭を利用するための脱水 乾燥技術を含めた低品位炭利用技術開発

49 状況を調査したものの 商業段階に達していないことが判明している (6) 日本脱水 乾燥技術は 現状では開発途上である 低品位炭は反応性が高い特徴を持っているが この反応性の抑制及びその性質を利用する技術 ( 燃焼性 ガス化及び炭化 ) の開発 高灰分炭や高硫黄 / 窒素炭の処理技術等の開発を進める必要がある 日本においては 低品位炭利用技術を含め技術の継承や技術開発を継続的に進めることが重要であり 若手研究者を対象とした育成プログラムが継続的に実施されていないことが障害と考えられる その他の障壁 (1) インドネシアインドネシアにおいては 試験段階から商業化に向けてステップを踏んで技術開発を進めるシステムが無いことも 障壁の一つと考えられる また インドネシアにおいては 低品位炭を含め石炭開発 生産のほとんどが露天掘りにより行われている 低品位炭を新たに生産するには 未開発地域を開発のため森林伐採が必要となり 環境面から開発が規制されるケースも生じる (2) タイタイにおける低品位炭利用に係る最大の障壁は パブリック アクセプタンスである この問題は Mae Moh 発電所からの排出物により地元住民に対し汚染被害が生じたことに起因しており 現在でも新規石炭火力建設に対する周辺住民及び NGO の反対運動が続いている 最近の反対運動の例を以下に示す Prachuab Khiri Khan 県 Boh Nok 褐炭火力建設計画に対する反対運動 (2004 年 9 月 ) Rayon 県 IRPC 褐炭火力発電所建設計画に対する反対運動 (2007 年 9 月 ) Cha Chuneng Sao 県石炭火力発電所建設計画に対する反対運動 (2010 年 9 月 ) Nakhon Sri Thammarat 県褐炭火力発電所建設計画に対する反対運動 (2010 年 10 月 )

50 表 低品位炭利用調査 / 国別の障壁と考えられる項目の一覧表 政策面経済面技術面その他 障壁 環境税 ( 炭素税 石炭石油税等 ) 知的財産権の保護 政府による技術開発支援 豪州 中国 インドネシア タイ 韓国 日本 環境税 ( 炭素税 ) は課せられてい 環境税 ( 炭素税 ) は課せられてい 環境税 ( 炭素税 ) は課せられてい 環境税 ( 炭素税 ) は課せられてい ない ない ない ない 但し 中央政府は 第 12 次 5ヵ年 政府は近い将来における炭素税 計画 ( ) の期間中に 炭素 の導入を考えていないが 中長期 税を導入することを検討中 的な観点では導入を検討する意向 であることを表明 連邦及び各州で環境税 ( 炭素税 ) は課税されていない 連邦政府は Carbon Pollution Reduction Scheme(CPRS: 炭素汚染削減スキーム ) の導入を検討している CPRSが導入された場合 発電に褐炭を利用している電力業界は大きな打撃を受ける 但し 褐炭利用継続には利用技術の開発促進が求められる 知財保護法 (Intellectual Property Law) あり ビクトリア州政府では積極的な技術開発支援あり 政策面での障壁はない 知財保護法 (Patent Law, Trademark Law, Copyright Law) あり 基礎研究に対する政府支援があるが パイロットプラントや実証プラント規模に対する政府の直接的な支援は無く 民間 ベースで取組みが行われている その他 - - コスト面 技術面の課題 エンジニアの不足及び育成 石炭利用に対する国民の理解 (PA) 低品位炭の褐炭には高水分 (60 ~70%) が含まれており 脱水 乾燥コストが高い 商業的 経済的 効率的な乾燥 脱水技術が開発されていない 特に 脱水及びガス化技術開発のためのパイロット試験及び実証試験への移行が望まれる 乾燥した褐炭は自然発熱し易い性質があり 輸送時の障害となる 自然発熱を抑制するため 褐炭のガス化による液体燃料の製造が重 褐炭利用技術開発に係る石炭科学者及び石炭利用技術者の不足 技術開発の研究リーダーとなる技術者の減少 - 輸送の安全性確保と輸送コストが高が問題 設備投資額が大きい 新技術を導入際して 高額なライセンス料が必要と 褐炭処理設備のエネルギー効率が低い 褐炭のアップグレーディングと転換技術の開発を大いに急ぎたいニーズはあるが 商用規模での乾燥 / 脱水技術や熱分解技術の開発は実現されてはいない 脱水した褐炭の輸送や大規模な褐炭転換技術は 実証段階 エンジニアの不足等 人材問題には言及がない その他 - - 知財保護法 (2000 年第 30 号営業秘密法以降 特許法等知財関連保護法が制定されている ) あり 研究開発- 実証 - 商業化 の一連の流れがうまくいかず その背景には一定額以上の案件はすべて入札とする政府の規定がある との指摘がある 政府間ベースのプロジェクトでは機材等の免税措置がある 開発地域が内陸部の場合はインフラ投資が必要で 公的融資が入らないと開発が困難 技術 / 設備の費用が高く 導入に際しては公的融資の確保 技術保有国からの資金援助が必要 低品位炭の改質技術は, 商業化されていない 海外から導入する技術は ローカライズする必要がある 知財保護法 (Patent Act 2522 (1979), Copyright Act 2537 (1994), Trademark Act 2534 (1991)) あり 政府の支援及びインセンティブ制度は存在するが 政府支援を求める申請を行う場合 申請から承認に至るまでのプロセスが複雑 低品位炭利用のための設備投資が高額である 一部の設備は安価であるものの 能率が低い タイ国内に 設備メーカーが無い 知財保護法あり - 現在 石炭に石油石炭税が課せられている 政府は2011 年 10 月から 地球温暖化対策のための課税を上乗せして 石油石炭税を増税することを閣議決定した 但し これらの課税収入は 燃料安定供給対策やエネルギー需給構造高度化対策の財源となり 石炭利用技術開発を含め様々な技術開発プロジェクトに使用される 知財保護法 ( 知的財産法 ) あり 火力発電以外の低品位炭利用技術を持たない 産業界の低品位炭利用技術及び低品位炭の品質に対する信頼度が低い エンジニア数自体は増加してい 火力発電以外のO&M 専門家がるが 有能なエンジニアはやや不足いない している 低品炭を単味で利用するために 脱水 乾燥コストが高く 更なるコは 新たな設備改造投資費用と保スト低減が必要 全費用がかかる ( 現在 低品位炭は 経済的な低品位炭利用技術が混炭して利用 ) 商業化されていない 既存のブリケット製造技術は BCB(bindeless coal briquette) と UBCがあるが 商業化するには経済性に問題があり 普及に至っていない 低品位炭は高水分のため 既存の石炭火力発電所では設備改造をしない限り単味燃焼用には使用できない 低品位炭を利用するための脱水 乾燥技術が商業段階に達していない エンジニアの不足等 人材問題には言及がない - 脱水 乾燥技術は 開発途上にある 低品位炭の反応性は高いが この反応性の抑制及び利用 ( 燃焼性 ガス化及び炭化 ) の開発が必要 高灰分炭や高硫黄 / 窒素炭の処理技術等の開発が必要 技術の継承 技術開発を継続的に進めるための若手研究者向けの育成プログラムが必要 特に問題無し 特に問題無し Mae Moh 褐炭火力発電所の公 害問題を経験しており 新規石炭火力建設に対する周辺住民及びNGO の反対が強い - - 試験段階から商業化に向け ス テップを踏んで技術開発を進めるシ ステムが無い 露天掘りによる炭鉱開発では森 林伐採が行われるので 環境面か らの規制があるある

51 第 2 章 ERIA 関係国における高効率石炭火力発電所による環境負荷の低減効果に向けた調査

52 2.ERIA 関係国における高効率石炭火力発電所による環境負荷の低減効果に向けた 調査 2.1 高効率石炭火力発電所に対する各国のニーズと政策目標本節では エネルギー消費量の増加が著しいアジア諸国において 高効率石炭火力発電所の導入を進めるための政策 高効率石炭火力発電に関する国産技術の有無と普及状況 及び今後の建設計画 そして国際協力 支援に対するニーズについて取り上げる また 本節の調査対象国は 豪州 中国 インド インドネシア 韓国 タイ カンボジア ラオス マレーシア ミャンマー ニュージーランド フィリピン シンガポール ベトナムの 14 ヵ国とする ここで 石炭火力が現存せず 将来の導入計画が確認できないブルネイは除外した なお これらの国の石炭火力発電所の現状を確認するため IEA Clean Coal Centre の 2010 年 11 月時点における Coal Power database を利用し 発電容量別 経過年数別 設備容量内訳 使用炭種 蒸気条件に関する各国の石炭火力発電所のデータを整理した 豪州 (1) 高効率石炭火力発電所建設促進政策超臨界圧 超々臨界圧の石炭火力に関して具体的な建設促進政策は存在しない CO2 回収 貯留 (CCS) や石炭のガス化技術について力を入れており CCS については すでに豪州ではパイロットプロジェクトから 中規模 大規模のデモンストレーションプロジェクトが行われている 政府は クリーンエネルギーイニシアティブとして 低炭素化に資する研究開発や実証試験に対して 45 億豪ドルの予算をつけている他 国内に豊富に賦存する石炭の有効利用に向けて 陸上 海洋を問わず CCS 関連技術の開発に対して様々な支援を実施している また 2011 年以降 同国では低炭素化政策の一環として 全ての新設発電所に対して排出目標値 (0.86 二酸化炭素トン /MWh) が義務付けられる 当該目標値は Best Practice の技術レベルに合わせて改定されることから 年々規制が強化される見通しとなっており こうした流れが 同国における高効率石炭火力及び CCS 技術の導入を加速させることが考えられる (2) 自国製高効率石炭火力発電所の有無と普及状況現在 豪州で超臨界圧を採用している発電所は Kogan Creek 発電所 (750MW) Millmerran 発電所 (840MW) Callide C 発電所 (900MW) Tarong North 発電所 (450MW) であるが 国産技術は有しておらず 海外メーカーのボイラ タービンを輸入している

53 (3) 新規高効率発電所の建設計画 現在 豪州が重視している高効率石炭火力発電技術 ( いずれも開発段階 ) は次の 4 点で ある 11 IGCC と CCS を組み合わせた事例として Wandoan 発電所において 400MW の 2016 年運転開始を目指したプロジェクトが計画されている 石炭乾燥ガス化複合サイクル (Integrated Drying Gasification Combined Cycle: IDGCC): 褐炭の産地であるビクトリア州ラトローブで Latrobe IDGCC Demo Plant が 400MW 規模で計画されている 酸素燃焼技術 (Oxyfuel Combustion): CS Energy( クイーンズランド州営電力 会社 ) や日本の電源開発 IHI 三井物産などがパートナーとなって進める Callide A 石炭火力発電所のプロジェクトは 空気中から窒素を取り除いた高濃度の酸素で石炭を燃焼させ 回収した CO2 を液化し ローリー車で枯渇ガス田まで輸送し 地下貯留するもので 2011 年半ばにも運転開始が予定されている 燃焼後回収 (Post Combustion Capture: PCC): Loy Lang Munmorah Tarong Hazelwood でパイロットプロジェクトが行われている (4) 国際協力 支援に対するニーズ 同国では 事業計画や発電所の建設 運転 保守管理といった分野は豊富な経験を有するものの 技術開発や主要機器の製造に関しては海外メーカーに依存せざるを得ない 参考 : 豪州石炭火力発電所の現状 基数 MW< MW MW MW 100MW 不明 経過年数 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 豪州石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 11 D. Harris (2009). Clean Coal Technology Promotion Research Project: Update on CCT in Australia. Working Group Meeting 発表資料

54 29% 4% 11% 2% 5% 24% 28% 28% 100MW MW MW MW 600MW< 38% 7% 24% 瀝青炭亜瀝青炭褐炭石炭混焼炭層メタン不明 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 豪州石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 600 7% 0% 10% 83% 超々臨界超臨界亜臨界不明 蒸気温度 ( ) 蒸気圧力 (MPa) 注 : 右図の円は基数を表す 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 豪州石炭火力発電所の蒸気条件 中国 (1) 高効率石炭火力発電所建設促進政策具体的な高効率石炭火力発電技術 ( 超臨界圧 / 超々臨界圧 ) 導入目標や促進支援策はないが 省エネ法により 環境負荷の低いクリーン電源からの発電電力量を優先的に売買することが規定されているため 同じ石炭火力でも超々臨界圧や超臨界圧の方が亜臨界圧のものよりも取引対象として優先順位が高くなる (2) 自国製高効率石炭火力発電所の有無と普及状況国策として 90 年代から国内の産業育成に力を入れてきたため 海外メーカーからの技術供与を受けた東方電気 ( 日立製作所 ) 上海電気( シーメンス アルストム ) ハルビン電気 ( 三菱重工業 東芝 ) などが 特殊鋼材やタービンローターなど一部を除いた大半を自国産技術でカバーしている 例えば 超々臨界圧であれば 1,000MW まで国産技術でま

55 かなうことが可能なレベルに達しており 2010 年 8 月時点で 27 機の 1,000MW 級超々臨 界圧が稼動している ただし 技術供与された基本設計には習熟しているものの 発電所や使用炭種に合わせて設計 製作する能力は不十分との指摘がある (3) 新規高効率発電所の建設計画現在中国において 新規で建設が計画されている高効率石炭火力発電所は 超臨界圧で合計 53 基 超々臨界圧で 30 基となっており 600MW 以上の大規模出力の発電所が大半を占める なお 亜臨界圧の建設中発電所は 300MW で 11 基となっている 表 中国における建設計画中の高効率石炭火力発電所 ( 基数 ) 超臨界圧 超々臨界圧 300MW MW 3 600MW MW MW 6 4 1,000MW 7 12 合計 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) (4) 国際協力 支援に対するニーズ中国は 大半の機器を自国産技術により製造できる上 発電所の建設についても豊富な経験を有する 一方で 高効率を中長期的に維持するためのオペレーション 保守管理手法といったソフト面での支援 協力が求められている 参考 : 中国石炭火力発電所の現状 基数 不明 600MW< MW MW MW 100MW 不明 経過年数 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 中国石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 )

56 11% 3% 19% 28% 28% 39% 100MW MW MW MW 600MW< 1% 1% 4% 7% 59% 瀝青炭無煙炭石炭混焼褐炭その他不明 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 中国石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 5% 28% 18% 49% 超々臨界超臨界亜臨界不明 蒸気温度 ( ) 蒸気圧力 (MPa) 注 : 右図の円は基数を表す 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 中国石炭火力発電所の蒸気条件 インド (1) 高効率石炭火力発電所建設促進政策インドでは 石炭火力発電所の建設に際して 超臨界圧技術の導入を推奨しているものの 必須条件とはしていない ただし 国内炭は優先順位をつけて需要家に割当が行われており 超臨界圧を含む高効率石炭火力発電所に対しては 優先度を高く設定していることから 事業者にとってのインセンティブになり得ると考えられる 経済の高成長に伴い 慢性的な電力不足が続く中 ウルトラメガパワープロジェクト (UMPP:Ultra Mega Power Project) が打ち出され 超臨界圧技術を用いることが明記されている 12 また 第 12 次 5 ヵ年計画 (2012~2017) では 低炭素成長戦略として述べられている 5 段階のアクションの 1 つとして 新設石炭火力の半数は超臨界圧 超々臨界圧 石炭ガス化を利用するとしている また 2010 年 2 月 インド火力発電開発公社 12 Ministry of Power, Government of India. Ultra Mega Power Projects

57 (NTPC) は 2016 年 ~17 年にかけて超々臨界圧を導入する計画を明らかにし 石炭火力 発電の効率改善への積極的な投資姿勢を示している 13 さらに 第 13 次 5 ヵ年計画 (2017 ~2022 年 ) では 新設石炭火力の全てに超臨界圧以上を採用する方針を打ち出している (2) 自国製高効率石炭火力発電所の有無と普及状況 2010 年末現在 インドでは既に 9 基の超臨界圧石炭火力が稼動しており ボイラやタービンといった主要機器については海外企業からの購入 または外資との合弁企業が納入している また Sipat 石炭火力発電所 (660MW 3 基 ) が 2011 年 3 月頃に NTPC 初となる超臨界圧ボイラを採用した発電所として運転開始する予定となっている 高効率石炭火力の国産技術に関しては 海外企業との合弁事業を通じて技術を習得しつつあるが 国内企業単独でボイラやタービンを製造する技術は有しておらず 一部の部品製造にとどまる (3) 新規高効率発電所の建設計画 インド火力発電開発公社 (NTPC) による超臨界圧を採用した石炭火力発電所の建設計 画は以下のとおりである 表 NTPC の建設中及び計画中の高効率石炭火力発電所 発電所名 出力 運転開始時期 備考 Sipat STPP Stage-1 660MW 3 Barh STPP Stage-1 660MW 年 建設中 Barh-Ⅱ, Bihar 660MW 2 Meja, Uttar Pradesh 660MW 2 Sholapur 660MW 2 Nebinagar 660MW 年 発注済み Mouda Ⅱ 660MW 2 Darlipali, Orisa 800MW 2 Lara, Chattisgarh 800MW 3 Kudgi, Karnataka 800MW 3 Gajmara, Orissa 800MW 2 Tanda-Ⅱ 660MW 年 計画 / 入札実施中 Talcher 660MW 2 Barethi 660MW 6 Dhurvan 660MW 2 出所 :WG メンバー提供資料 (4) 国際協力 支援に対するニーズ超臨界圧 / 超々臨界圧技術については 合弁事業を通じて技術の習得に努めているところである 今後は IGCC や酸素燃焼技術のような最先端の高効率発電や低炭素化に向けた CCS 技術についても 技術開発で先行する国との共同研究等を通じて自国に導入したい意 13 電気新聞 2010 年 2 月 15 日付け 建設地は選定されているようだが 明らかにされていない また 機器や設備の調達先については国内外を視野に入れて検討中とされている

58 向である また 既設火力の効率改善策として リノベーションによる設備更新や リプレースによる超臨界圧や超々臨界圧への転換といった設備の近代化についても 大きなニーズが存在する また インドの国内炭は灰分含有率が高いことから 灰処理技術 ( 建設資材としての再利用等 ) の情報共有についても大きな関心を寄せている 参考 : インド石炭火力発電所の現状 基数 不明 600MW< MW MW MW 100MW 不明 経過年数 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 インド石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 4% 7% 23% 25% 18% 46% 100MW MW MW MW 600MW< 45% 0.1% 4% 28% 瀝青炭褐炭石炭混焼その他不明 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 インド石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種

59 600 3% % 蒸気温度 ( ) % 超臨界 亜臨界 不明 蒸気圧力 (MPa) 注 : 右図の円は基数を表す 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 インド石炭火力発電所の蒸気条件 インドネシア (1) 高効率石炭火力発電所建設促進政策超臨界圧や超々臨界圧といった高効率石炭火力発電技術導入支援としての補助金や税優遇はない しかし インドネシアでは 2020 年までに CO2 排出量を現状から 26% 削減 ( エネルギー部門で 6% 削減 ) する目標を掲げており 地球温暖化問題と石炭資源節約から高効率石炭火力発電の普及を進めている このため 2008 年以降の大型石炭火力発電所の入札案件では 超臨界圧 / 超々臨界圧の採用が条件とされている なお インフラ設備の輸入に関しては非関税となっている (2) 自国製高効率石炭火力発電所の有無と普及状況現在 稼働中の高効率プラントは存在しないが 超臨界圧プラントが IPP により 2 件建設中である 自国産の高度な技術は有しておらず 斗山重工業 ( 韓国 ) がボイラ タービンを納入する Cirebon 1(660MW) が 2011 年に 三菱重工業が納入する Tanjung Enim Ⅲ (800MW) が 2012 年にそれぞれ運転開始を予定している (3) 新規高効率発電所の建設計画インドネシアでは 電力不足を解消するため 2006 年に石炭火力発電 10,000MW 分を建設する第 1 次クラッシュ プログラム ( 電力開発計画 ) を策定した ( 実施主体は国営電力会社 PLN) 当初は 2009 年に完成する予定であったが 金融危機等の影響で資金調達が計画どおり進まず 2014 年ごろまで遅延する見通しとなっている さらに 2010 年には 新たに第 2 次クラッシュ プログラム ( 合計 9,522MW) が策定され 石炭火力発電は合計で 3,391MW が新設される予定である

60 なお 第 1 次では全てのプロジェクトが石炭火力で占められていたが 第 2 次では地熱発電を約 4 割導入するなど インドネシアは再生可能エネルギーの開発にも力を入れている 近年 同国における入札案件では 以下に示すとおり 高効率発電技術の採用を条件として比較的大規模な石炭火力の建設が進められている 表 インドネシア石炭火力入札案件一覧 公告年 プラント 設備容量 条件 2006 Suralaya 1 625MW 亜臨界圧または超臨界圧 2006 Paiton 1 660MW 亜臨界圧または超臨界圧 2008 Adipala 1 660MW 超臨界圧 2008 Cirebon IPP 1 660MW 超臨界圧 Central Java IPP 2 1,000MW 超臨界圧または超々臨界圧 Indramayu 1 1,000MW 超々臨界圧 出所 :WG メンバー提供資料 Central Java IPP プロジェクトは 中部ジャワ州で国内炭の使用を前提とした 1,000MW 級の超臨界圧 / 超々臨界圧石炭火力 2 基を建設 操業から発電事業までを一括発注する内容となっており 東南アジアにおける最大級の IPP プロジェクトとして注目を集めている 発電された電力は PLN が長期契約で買い取る内容となっている インドネシア政府は 2011 年 4 月中旬に入札を実施する予定である (4) 国際協力 支援に対するニーズインドネシアでは 稼働中の高効率石炭火力が現存しないことから 運転 保守管理面での情報共有や技術者教育への関心が高いと見られる また 超臨界圧や超々臨界圧に関する技術の共同研究 開発についても強い関心がある PLN の石炭火力では多様な品質の石炭を受け入れざるを得ない状況にあり このことが発電効率を低下させる一因となっている したがって 石炭をブンレドすることで 燃焼させる石炭の品質を極力均質化させる技術が求められている 更に 今後は 4,000kcal/kg レベルの低品炭を国内で有効利用するための超臨界圧や超々臨界技術が必要となる

61 参考 : インドネシア石炭火力発電所の現状 基数 MW< MW MW MW 100MW 不明 経過年数 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 インドネシア石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 10% 0% 4% 12% 42% 31% 100MW MW MW MW 600MW< 55% 2% 27% 瀝青炭亜瀝青炭褐炭石炭混焼不明 17% 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 インドネシア石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 % 蒸気温度 ( ) % 亜臨界 450 不明 蒸気圧力 (MPa) 注 : 右図の円は基数を表す 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 インドネシア石炭火力発電所の蒸気条件

62 2.1.5 韓国 (1) 高効率石炭火力発電所建設促進政策韓国政府は 2010 年 12 月に第 5 次電力需給計画を策定しており CO2 排出量を削減するための主要政策として 原子力発電と再生可能エネルギーの割合を増加させる方針を打ち出している 石炭火力については相対的にシェアは低下するものの 2010 年の 24,205MW ( 全電源に占める比率 32.1%) から 2024 年には約 3 割増となる 31,445MW( 同 27.9%) に拡大する見通しとなっており 同国の電力供給に主要な役割を果たすことに変わりはないと言える そうした中 政府は石炭火力の高効率化に資する基礎技術の研究開発費の 70~90% を支援している また 政府のエネルギー担当機関である知識経済部は 低炭素化ならびに再生可能エネルギー関連産業を育成すべく グリーンエネルギー戦略ロードマップを 2009 年 5 月に策定し IGCC や CCS の基礎研究や実証試験に対して助成を行う方針を示している (2) 自国製高効率石炭火力発電所の有無と普及状況 同国では 2000 年代に入り斗山重工業が高効率石炭火力の建設で実績をあげており ボイラ タービンともに 高度な製造技術を有している (3) 新規高効率発電所の建設計画韓国の第 5 次電力需給計画では 2017 年までに 12 基 合計で 9,740MW の超々臨界圧石炭火力の建設が予定されており 2015 年に稼動予定の流動床ボイラを採用した発電所 3 基を合わせると 合計 15 基 12,090MW が追加される 表 韓国における超々臨界圧石炭火力の建設計画 プラント名 出力 運転開始予定 永興 5 号 870MW 2014 年 永興 6 号 870MW 2014 年 東海 1 号 500MW 2014 年 東海 2 号 500MW 2015 年 東部 1 号 500MW 2015 年 東部 2 号 500MW 2015 年 唐津 9 号 1,000MW 2015 年 唐津 10 号 1,000MW 2016 年 泰安 9 号 1,000MW 2016 年 泰安 10 号 1,000MW 2016 年 新保寧 1 号 1,000MW 2016 年 新保寧 2 号 1,000MW 2017 年 出所 :WG メンバー提供資料

63 (4) 国際協力 支援へのニーズ タービンやボイラといった主要機器に使用される素材及び石炭の燃焼技術 また CCS 技術等に関する共同研究について高いニーズが存在すると見られる 参考 : 韓国石炭火力発電所の現状 基数 MW< MW MW MW 100MW 不明 経過年数 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 韓国石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 18% 1% 6% 2% 17% 5% 5% 73% 100MW MW MW MW 600MW< 73% 無煙炭瀝青炭石炭混焼不明 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 韓国石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種

64 600 16% 13% 12% 59% 超々臨界超臨界亜臨界不明 蒸気温度 ( ) 蒸気圧力 (MPa) 注 : 右図の円は基数を表す 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 韓国石炭火力発電所の蒸気条件 タイ (1) 高効率石炭火力発電所建設促進政策タイは Thailand Power Development Plan (PDP2010) を発表し 現在発電能力向上のための取組みを行っている 同計画では 自国産の天然ガスを利用したガス コンバインド サイクル発電所やコジェネレーションの普及を推進する一方で エネルギー安全保障の観点から 電源を多様化するとともに自国産資源を有効活用すべく 石炭火力にも一定の価値を見出している 過去に発生した石炭火力による公害問題の影響から 今後予定されている石炭火力の新設については 発電効率の向上や 環境負荷低減のため 高効率発電技術の活用を進めていく方針を打ち出している GWh 360, , , , , , ,000 80,000 40,000 0 Diesel PDP2010 Renewable 6% 6% Heavy Oil 6% 6% Power Import 6% 19% 19% 6% Natural Gas 6% 18% 18% 6% Coal 6% 6% 18% 18% 17% 6% 17% Lignite 6% 6% 16% 17% Nuclear 6% 15% 6% 14% 6% 14% 39% Hydro 13% 5% 39% 13% 5% 8% 44% 5% 6% 43% 7% 45% 7% 7% 47% 46% 39% 48% 49% 54% 58% 59% 19% 21% 20% 68% 66% 64% 64% 64% 62% 59% 59% 16% 15% 14% 13% 17% 13% 13% 4% 3% 2% 8% 9% 10% 10% 11% 12% 11% 11% 10% 11% 7% 7% 6% 12% 5% 6% 4% 4% 7% 11% 11% 10% 10% 9% 9% 9% 8% 8% 8% 3% 6% 6% 6% 8% 11% 10% 10% 12% 11% 11% Yr 出所 :WG メンバー提供資料 図 Thailand Power Development Plan (PDP2010)

65 (2) 自国製高効率石炭火力発電所の有無と普及状況 2010 年末現在 稼働中の高効率石炭火力発電所はなく 国産技術も有していない (3) 新規高効率発電所の建設計画同国初の超臨界圧石炭火力となるGHECO-One 発電所 (660MW) が 2011 年中に運転開始となる予定である 同発電所はGDF Suezの子会社であるGlow Energy 社とHemaraj Land and Development 社による合弁会社により建設 運営され EGATに 25 年間に渡り電力卸売を行う なお 発電設備については 韓国の斗山重工業が受注している 今後 石炭火力を建設する場合は 超臨界圧や超々臨界圧が前提となるが 新規立地の石炭火力発電所建設は困難な状況であり 既存老朽石炭火力発電所のリプレース案件が中心となるものと見られる 例として 既存のMae Moh 発電所 4~7 号機 (150MW 4 基 ) を 600MW の超臨界圧にリプレースすることも計画している 14 また 中長期の計画として 2019 年 ~2030 年にかけ 超臨界圧または超々臨界圧を利用する 800MW 9 基の建設計画が存在する (4) 国際協力 支援に対するニーズクリーン コール技術の研究及び開発について 国際的な支援や共同研究の実施が望まれている また 高効率石炭火力の導入には高いコストを要するため ファイナンス面での支援についても強い要望がある 参考 : タイ石炭火力発電所の現状 基数 MW< MW MW MW 100MW 不明 経過年数 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 タイ石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 年 12 月 現地ヒアリング調査

66 1% 8% 29% 32% 0% 100MW MW MW MW 600MW< 42% 50% 褐炭 石炭混焼 不明 38% 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 タイ石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 % 蒸気温度 ( ) 亜臨界 % 不明 蒸気圧力 (MPa) 注 : 右図の円は基数を表す 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 タイ石炭火力発電所の蒸気条件 カンボジア (1) 高効率石炭火力発電所建設促進政策 高効率石炭火力の導入促進政策はない (2) 自国製高効率石炭火力発電所の有無と普及状況 超臨界圧 / 超々臨界圧に関する国産技術を有していない (3) 新規高効率発電所の建設計画 建設中 計画中の石炭火力発電所が複数存在するものの 現時点で 高効率石炭火力の 導入計画は存在しない

67 2.1.8 ラオス (1) 高効率石炭火力発電所建設促進政策国内炭は低品位であり 発電用に適していないことから石炭火力の開発よりも メコン川の豊富な水資源を利用した水力発電に力を入れている (2) 自国製高効率石炭火力発電所の有無と普及状況 超臨界圧 / 超々臨界圧に関する国産技術は有していない (3) 新規高効率発電所の建設計画 国産褐炭を利用する予定の建設中 計画中の石炭火力発電所が複数存在するものの 現 時点で 高効率石炭火力の導入計画は存在しない マレーシア (1) 高効率石炭火力発電所建設促進政策高値で輸出することができる天然ガスの国内消費を抑制し 輸出を拡大すべく石炭火力を電源選択肢の一つとしているが 高効率石炭火力の具体的な導入目標値はない また 小規模ガス火力 (90MW まで ) に対しては 政府が電力買取で支援を行っているが 石炭火力については特段の支援は存在しない (2) 自国製高効率石炭火力発電所の有無と普及状況 2010 年末現在 稼働中の高効率石炭火力発電所はなく 国産技術も有していない (3) 新規高効率発電所の建設計画同国最大の電力会社である国営 Tenaga Nasional Berhadは 同国マレー半島北部のペラ州に位置するマンジュン石炭火力発電所において超臨界圧または超々臨界圧を採用した 1,000MW 級の石炭火力を新規建設する予定である ( 運転開始時期等 詳細は不明 )

68 参考 : マレーシア石炭火力発電所の現状 基数 MW< MW MW MW 100MW 不明 経過年数 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 マレーシア石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 1% 0% 8% 14% 19% 14% 1% 77% 100MW MW MW MW 600MW< 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 66% 瀝青炭亜瀝青炭石炭混焼不明 図 マレーシア石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 % 蒸気温度 ( ) 亜臨界 不明 81% 蒸気圧力 (MPa) 注 : 右図の円は基数を表す 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 マレーシア石炭火力発電所の蒸気条件

69 ミャンマー (1) 高効率石炭火力発電所建設促進政策 高効率石炭火力の導入促進政策はない (2) 自国製高効率石炭火力発電所の有無と普及状況 超臨界圧 / 超々臨界圧に関する国産技術を有していない (3) 新規高効率発電所の建設計画 現時点で 高効率石炭火力の導入計画は存在しない 参考 : ミャンマー石炭火力発電所の現状 基数 MW< MW MW MW 100MW 不明 経過年数 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 ミャンマー石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 100MW 不明 100% 100% 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 ミャンマー石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 なお ミャンマー石炭火力発電所の蒸気条件は不明

70 ニュージーランド (1) 高効率石炭火力発電所建設促進政策 高効率石炭火力の導入促進政策はない (2) 自国製高効率石炭火力発電所の有無と普及状況 現在稼動中の石炭火力は全て亜臨界圧であり 自国製の技術も有していない (3) 新規高効率発電所の建設計画 現時点では高効率石炭火力の建設計画はない 参考 : ニュージーランド石炭火力発電所の現状 基数 MW< MW MW MW 100MW 不明 経過年数 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 ニュージーランド石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 100% MW 100% 瀝青炭 ガス混焼 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 ニュージーランド石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種

71 600 蒸気温度 ( ) 亜臨界 % 蒸気圧力 (MPa) 注 : 右図の円は基数を表す 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 ニュージーランド石炭火力発電所の蒸気条件 フィリピン (1) 高効率石炭火力発電所建設促進政策 高効率石炭火力の導入促進政策はない (2) 自国製高効率石炭火力発電所の有無と普及状況 超臨界圧 / 超々臨界圧に関する国産技術を有していない (3) 新規高効率発電所の建設計画 現時点で 高効率石炭火力の導入計画は存在しない 参考 : フィリピン石炭火力発電所の現状 基数 MW< MW MW MW 100MW 不明 経過年数 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 フィリピン石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 )

72 28% 10% 5% 19% 11% 46% 100MW MW MW MW 600MW< 19% 11% 51% 瀝青炭亜瀝青炭石炭混焼不明 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 フィリピン石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種 % % 450 亜臨界 不明 蒸気圧力 (MPa) 注 : 右図の円は基数を表す 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 フィリピン石炭火力発電所の蒸気条件 蒸気温度 ( ) シンガポール (1) 高効率石炭火力発電所建設促進政策 高効率石炭火力の導入促進政策はない (2) 自国製高効率石炭火力発電所の有無と普及状況 超臨界圧 / 超々臨界圧に関する国産技術を有していない (3) 新規高効率発電所の建設計画 現時点で 高効率石炭火力の導入計画は存在しない ベトナム (1) 高効率石炭火力発電所建設促進政策 最近の石炭火力 IPP の入札案件では インドネシアや豪州からの輸入炭の使用を前提と

73 している 国内炭と比較して倍以上のコストを要することから 燃料消費を抑制すべく超臨界圧の採用を政府ガイドラインとして定めている (2) 自国製高効率石炭火力発電所の有無と普及状況 超臨界圧 / 超々臨界圧に関する国産技術は有していない (3) 新規高効率発電所の建設計画電力需要が年率 10% 程度で成長する中 2013 年から 15 年頃にかけて 600MW クラスの超臨界圧石炭火力の導入が予定されている また 2011 年には第 7 次電源計画が承認される見通しで 2020 年までの新設分の多くが輸入炭を利用した超臨界圧を採用すると見られる 参考 : ベトナム石炭火力発電所の現状 基数 MW< MW MW MW 100MW 不明 経過年数 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 ベトナム石炭火力発電所 ( 発電容量別 経過年数別 ) 0% 0% 14% 24% 62% 24% 100MW MW 9% MW MW 3% 600MW< 3% 3% 58% 無煙炭半無煙炭瀝青炭褐炭石炭混焼不明 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 図 ベトナム石炭火力発電所の設備容量内訳と使用炭種

74 % % 450 亜臨界 不明 蒸気圧力 (MPa) 注 : 右図の円は基数を表す 出所 : IEA Clean Coal Centre のデータに基づき作成 (2010 年 11 月 ) 蒸気温度 ( ) 図 ベトナム石炭火力発電所の蒸気条件 2.2 高効率石炭火力発電所の普及を阻害する政策 経済 技術的障壁アジア諸国において 高効率石炭火力発電技術を普及する上での障壁及び課題について 高効率石炭火力発電技術導入国側 ( 高効率石炭火力発電技術を必要とする国 ) と高効率石炭火力発電技術支援国側 ( 高効率石炭火力発電技術を既に確立し 普及促進支援を行う国 ) の視点から それぞれ概観を述べる (1) 高効率石炭火力発電技術導入国からみた障壁 課題 1 点目は 当該国における石炭火力の位置付けである エネルギー政策において 中長期的な電力需給の動向 環境負荷低減 地球温暖化対策 エネルギーセキュリティ等の観点から 石炭火力発電に対してどのような施策を打ち出しているかが影響を及ぼす 高効率石炭火力技術の導入 拡大について きちんと政策に反映されていない場合 当然 高効率石炭火力発電技術普及の上で大きな障壁となる 2 点目は 当該国の環境規制である SOx や NOx 煤塵 CO2 など排出ガスの規制が緩ければ 排出ガスの削減効果の高い高効率石炭火力を導入するメリットが薄れてしまう ただし 規制が厳しすぎると 石炭火力自体の導入が困難になり 原子力発電や再生可能エネルギーの開発にシフトしていく したがって 高効率石炭火力発電技術普及の上では 電源構成に配慮した環境規制が非常に重要である 3 点目は 高効率石炭火力発電技術による省エネルギーの経済的メリットである 例えば 発電に供する石炭の価格が低い場合 高効率化による燃料費の削減が 従来型技術に比して割高な投資額に見合わないことが考えられる また 炭素税や排出権取引などによ

75 る炭素排出の経済的価値が定められておらず 高効率化による二酸化炭素の商業的な価値が不明確なことも 高効率発電技術の普及の障害となり得る 4 点目は 高効率石炭火力発電技術に関わる人材 ノウハウである 必要な人材やノウハウが不十分であれば 高効率発電設備の適切な建設 運用 保守は望めない 高効率発電設備の立地に先立って 人材育成やノウハウの伝授 蓄積が必要となることは言うまでもない 5 点目は 高効率石炭火力発電技術に関する研究開発である 例えば 低品位炭の高効率発電技術については 今後も継続して研究開発を行なう必要がある しかし 人材やノウハウ 資金などの面で 特定の企業や国が単独で研究開発を継続するには相当の困難が伴うことも想定され 不十分な研究開発も高効率石炭火力発電技術普及の障壁となる 6 点目は 導入国の技術に対するニーズと 支援国の技術シーズの不一致である 導入国の高効率石炭火力発電技術に対するニーズは 各国固有の事情を反映したユニークなものであり また支援国が有する技術も万能ではない そのため 両者を整合させるための技術の開発 提供が求められる 7 点目は 送電網等の電力インフラの整備状況である 高効率石炭火力発電所は 近年 1,000MW 級まで大型化が進んでいるが 大型電源を系統連携させるためには 送電網側でも相応の能力が要求される したがって 送電インフラの能力が不足している場合は 大型高効率石炭火力発電所を設置する上での障壁となる 8 点目は 石炭火力に対するパブリック アクセプタンス ( 国民理解 ) の問題である 石炭火力に起因する公害問題を経験した国等では 地元住民の反対活動が根強く 立地の選定にも苦慮している そのような場合は 石炭火力発電所自体の建設が進まず 高効率発電技術普及にも影響が生じる 高効率石炭火力発電技術支援国は 反対されている背景をきちんと理解した上で まずは導入国の政府や電力供給事業者と協力し 石炭火力に対する国民の理解や信頼を得る必要がある (2) 高効率石炭火力発電技術支援国からみた障壁 課題 1 点目は 投資判断のための電気料金水準である 電力供給事業者としては電気料金に見合った設備投資を行うのが一般的であり 高効率石炭火力発電所の建設投資を回収するためには 十分な電気料金が必要である 超臨界圧 / 超々臨界圧技術は 高い発電効率によって燃料や CO2 の削減効果が期待できる しかし 既存の亜臨界圧技術と比較すれば イニシャルコスト ( エンジニアリングコスト 機器コスト 建設コスト等を含む ) が高く 電気料金次第では投資が進まないといった状況も存在し得る 電気料金は各国の様々な政策が反映されたものであり 水準も多様である これらを短期的に見直すことは極めて難しいものの 電気料金の水準が支援国にとっては最大の参入

76 障壁となることを認識すべきであろう 逆に支援国の側からは ランニングコスト ( 燃料調達 維持管理コスト ) 設備の信頼性 運転 メンテナンスを含めたメリットについて総合的な評価が行なわれるよう 高効率石炭火力発電技術導入国を促していくことが求められる 2 点目は 外国資本の民間企業にとっての投資環境である 高効率石炭火力建設の実務を担うのは民間企業であり 経済成長が続くアジアは 彼らにとって魅力的な市場である しかし 外資に対する参入規制や 知的財産保護に関する法整備が不十分なことが 民間企業による活動の制約となる可能性がある 以上の障壁 課題を踏まえ WG メンバー国について 国別の状況を述べる (3) 国別のニーズと障壁 高効率石炭火力発電技術導入ニーズ / 支援メリットと そのリスク / 障壁を導入国 支援 国の視点から 国別に概要をまとめると 下記のとおりとなる 1 豪州 ニーズ / メリット障壁 / リスク CCT 導入国 ( 豪州 ) IGCC/CCS の共同プロジェクトの実施 超臨界圧発電所の建設 既存の石炭火力と比較し 投資コストが高い 新技術を導入するには電気料金の水準が低い CO 2 削減に対する商業価値がない 石炭火力への国民理解に課題 CCT 支援国 IGCC/CCS の技術提供や共同開発が可能 超臨界圧 / 超々臨界圧技術の市場規模が小さい 2 中国 ニーズ / メリット 障壁 / リスク CCT 導入国 ( 中国 ) 超臨界圧 / 超々臨界圧発電所の建設 海外へのプラント輸出 石炭資源の有効活用 技術の国産化 既存の石炭火力と比較し 投資コストが高い CCT 支援国 CCT の普及支援 合弁企業の設立 ライセンス使用料収入

77 3 インド ニーズ / メリット 障壁 / リスク CCT 導入国 ( インド ) 超臨界圧 / 超々臨界圧発電所の建設 経年火力のリノベーション 高灰分炭に適した IGCC 技術 CCS の導入 石炭灰の処理 ボイラや補機類の製造技術 既存の石炭火力と比較し 投資コストが高い 国内炭が超臨界圧 / 超々臨界圧技術に不向きである CCT 支援国 超臨界圧 / 超々臨界圧技術の市場規模が大きい 4 インドネシア ニーズ / メリット 障壁 / リスク CCT 導入国 ( インドネシア ) CCT 支援国 超臨界圧 / 超々臨界圧発電所の建設 市場規模が大きい 高効率石炭火力発電所を使用し 環境を保持 超臨界圧 / 超々臨界圧技術採用 することに関する成功体験の共有 の大型火力 (600MW 以上 ) が 超臨界圧 超々臨界圧技術に関する共同研究 多い 既存の石炭火力と比較し 投資コストが高い 運転技術の習得が必要 国内に多く賦存する低品位炭が利用可能な高効率石炭火力発電技術が求められている 高効率石炭火力発電設備の投資に見合う より高い電気料金が必要となる 島嶼地域では 大容量の発電設備が適さない CCT を導入するための支援策 ( 補助金 税優遇制度 ) が特にない PLN による電力買い取り価格が低いとの評価あり IPP プロジェクトでは用地取得も役務に含まれる場合があり 参入ハードルが高め 5 韓国 ニーズ / メリット 障壁 / リスク CCT 導入国 ( 韓国 ) 超臨界圧 / 超々臨界圧発電所の建設 主要機器 / 素材の開発 基礎技術の共有化 既存の石炭火力と比較し 投資コストが高い 低廉な電気料金水準 CCT 支援国 超臨界圧 / 超々臨界圧技術の市場が存在 6 タイ ニーズ / メリット 障壁 / リスク CCT 導入国 ( タイ ) CCT の研究開発に関する国際支援 金融支援 ( ソフトローン ) 超臨界圧 / 超々臨界圧発電所の建設 電源開発における石炭火力の優先順位が相対的に低い 大型発電所導入には送電網の強化が必要 既存の石炭火力と比較し 投資コストが高い 住民の反対から 石炭火力の新規建設が困難 CCT 支援国 投資環境としては良好 超臨界圧 / 超々臨界圧技術の市場規模が小さい

78 2.2.1 政策的障害 (1) 豪州豪州は 世界最大の石炭輸出国であり 電力の 8 割近くを石炭火力で発電している 石炭火力に関しては 当面 既存技術 ( 微粉炭方式 ) を利用した発電が主力となるが 2030 年以降 逐次 CCS 設置型の石炭火力プラントや再生可能エネルギーに置き換えられる見通しとなっている 豪州は CO2 回収 貯留 (CCS) や石炭のガス化技術に力を入れており 政府支援の元でプロジェクトが進行中であるほか 国際的な共同プロジェクトの実施に前向きな姿勢を示している こうした点からは 高効率石炭火力の普及に対する政策的な障壁はないと考えられる なお 現在 炭素税や炭素取引制度の導入を協議中であるが ガス火力など他電源との比較で石炭火力の負担が適度な場合は高効率石炭火力発電技術の普及要因となる一方 石炭火力の負担が過度になる場合は石炭火力そのものの利用を抑制することになる (2) 中国中国では 国策として超臨界圧 / 超々臨界圧技術を強力に推進し 高効率石炭火力発電所を急速に普及させている 同時に 100MW 以下の小規模発電所を大規模発電所にリプレースする 上大圧小 政策を進めることで 超臨界圧や超々臨界圧技術の需要を創出している 実際に中国では 今後 超臨界圧石炭火力発電所が 53 基 超々臨界圧石炭火力発電所が 30 基建設される予定である したがって 中国における政策面での障壁はないものと考えられる (3) インドインドでは 8~9%/ 年の経済成長を予測しており 電力需要は 220GW(2011 年 ) から 861GW(2031 年 ) へ増加する見通しを立てている その後も 電力需要は大きく伸びる見通しである 具体的な電力設備の追加計画として 第 11 次 5 ヵ年計画 ( ) で 78,700MW 第 12 次計画 ( ) で 100,000MW( 水力 :20,000MW 原子力: 3,400MW 火力: 残り容量 ) 第 13 次計画 ( ) で 102,000MW がある インドは電力政策基本方針として 超臨界圧などの高効率石炭火力発電技術の普及促進を掲げており 第 12 次計画期間中に新設する石炭火力の半分を超臨界圧以上とし 第 13 次計画期間中の新設石炭火力の全てを超臨界圧以上にするとしている これらの計画が順調に進めば 高効率石炭火力発電所はかなり普及すると考えられ インドにおいては 高効率石炭火力発電技術の普及に対する政策的障壁は特にない (4) インドネシア インドネシアでは 2006 年に石炭火力発電 10,000MW 分を建設する第 1 次クラッシュ プログラム ( 電力開発計画 ) さらに 2010 年には第 2 次クラッシュ プログラム ( 約 10,000MW

79 のうち石炭火力発電は 3,391MW) が策定され 石炭火力発電所の建設の促進を図っている また 地球温暖化問題と石炭資源節約から高効率石炭火力発電の普及を進めており 既に 2008 年以降の大型石炭火力発電所の入札案件では 超臨界圧 / 超々臨界圧の採用が条件とされている これらの点から 高効率石炭火力発電技術の普及に対する政策的障壁は特にないと考えられる なお 高効率石炭火力を導入するための金融支援策 ( 補助金 税優遇制度 ) は特にないが インフラ設備の輸入に関しては非関税となっている (5) 韓国韓国では CO2 を削減するための主要政策として 原子力発電と再生可能エネルギーの割合を増加させる方針を打ち出している しかし 韓国の第 5 次 ( ) 電力需給計画では 15 基 (12,090MW) の石炭火力建設が予定されており 今後石炭火力による発電割合は減少するものの 発電量自体は増加する見通しで 石炭が主力発電用燃料であることに変更はない 特に 超々臨界圧技術は 低発熱量炭の使用拡大と低発電コストを維持するため 今後も必要としている また 高効率石炭火力発電技術の研究開発を国家プロジェクトとして積極的に推進していることも特徴である したがって 韓国においては 高効率石炭火力発電技術の普及に対する政策的障壁は 特にないと考えられる (6) タイタイは Thailand Power Development Plan (PDP2010) を発表し 現在発電能力向上のための取組みを行っている タイは 自国で天然ガスを産出するため ガス火力発電が発電量の 68% を占めるが PDP2010 の方針によれば 発電用燃料の多様化が進んでいくものと思われる 石炭火力発電に関しては 発電効率の向上や環境負荷低減のため 今後高効率石炭火力発電技術の活用を進めていく方針を打ち出している 具体的には 2019~2030 年にかけて 超臨界圧または超々臨界圧技術を利用する 800MW の発電所 9 基を建設する計画であり 政策的には超々臨界圧技術を推進する方向にある ただし あくまでも天然ガス火力が主流であり 2020 年以降に原子力発電の導入を計画し さらに隣国からの電力輸入も増加させる見通しから 高効率石炭火力発電技術を含む石炭火力発電の取扱は相対的に低い 経済的障壁 (1) 豪州高効率石炭火力発電技術は 従来方式と比較して初期投資が割高であることが 普及の障壁となっている また 他国と比較して低廉な電気料金水準も新技術を導入する上での障壁となっている さらに 現状では CO2 削減に商業的な価値がないことも 高効率石炭

80 火力発電導入のインセンティブが働かない要因となっている (2) 中国中国側は 後述のとおり高効率石炭火力発電技術の国産化によるコストダウンを進めているが 既存技術を用いる石炭火力発電所と比較すれば高効率石炭火力発電所は まだ割高である しかし 小規模で効率の悪い石炭火力を廃止して大規模で高効率な発電設備を増やす ( いわゆる 上大圧小 政策 ) など 高効率石炭火力発電を普及させる政策的な後押しが存在するため 経済的な問題が障壁とならいと考えられる 参考 : 北京の電気料金 業務用電気料金 一般用電気料金 為替レート 表 北京の電気料金 米ドル 現地通過 ( 人民元 ) 備考 月額基本料 : なし 1kWh 料金 :0.08 月額基本料 : なし 1kWh 料金 :0.58 月額基本料 : なし 月額基本料 : なし 北京発展改革委員会 1kWh 料金 :0.07 1kWh 料金 : ト ル= 人民元 インターハ ンクレート (2010/1/15 付 ) 出所 : アジア主要都市 地域の投資関連コスト比較 ( 日本貿易振興機構 2010 年 4 月 ) (3) インド現状 NTPC は税引き後の売上高利益率が約 16% であり 火力発電所の建設に必要十分なキャッシュがある したがって ファイナンスの面での障壁はないと考えられる ただし 農業用など一部の電力料金は発電原価を下回る水準に設定されており 州政府が赤字を補填している例がある このような場合 州政府の投資余力に不足が生じることによって 初期投資額の大きな高効率石炭火力発電技術が敬遠される可能性がある 参考 : ニューデリーの電気料金 業務用電気料金 一般用電気料金 為替レート 表 ニューデリーの電気料金 米ドル 現地通過 ( イント ルヒ ー ) 備考 月額基本料 :1.10/kW 月額基本料 :50/kW BSES デリー社 1kWh 料金 : 1kWh 料金 : 4~9 月 :0.10 4~9 月 : ~3 月 : ~3 月 :4.52 月額基本料 :0.26/kW 月額基本料 :12/kW BSES デリー社 1kWh 料金 :0.06~0.11 1kWh 料金 :2.57~4.88 1ト ル=45.62 イント ルヒ ー インターハ ンクレート (2010/1/15 付 ) 出所 : アジア主要都市 地域の投資関連コスト比較 ( 日本貿易振興機構 2010 年 4 月 )

81 (4) インドネシア電気料金の低いことが 投資に供する資金の不足や IPP における低コスト発電技術の選択に際して影響を及ぼしている 電気料金は社会保障の観点から政策的に安価に据置いているが 高効率石炭火力の導入に際しては 割高なイニシャルコストが電気料金の値上げにつながると指摘している また 第 1 次クラッシュ プログラムは 当初 2009 年に完成する予定であったが 金融危機の影響 プロジェクトを受注した中国企業の資金調達 建設工事の遅れ等により 2014 年まで延期となっている このように 資金調達が原因となって計画が遅延する例が出ており ファイナンス面が障壁のひとつと考えられる 参考 : ジャカルタの電気料金 業務用電気料金 一般用電気料金 為替レート 表 ジャカルタの電気料金 米ドル 現地通過 ( ルピア ) 備考 月額基本料 :3.2 1kWh 料金 :0.05 月額基本料 :29,500 1kWh 料金 :475 PLN 月額基本料 :3.3 月額基本料 :30,500 PLN 1kWh 料金 :0.06 1kWh 料金 :530 1ト ル=9,205 ルピア インターハ ンクレート (2010/1/15 付 ) 出所 : アジア主要都市 地域の投資関連コスト比較 ( 日本貿易振興機構 2010 年 4 月 ) (5) 韓国 韓国では 電気料金の設定に政策が強く影響し 水準によってはコスト高な高効率石炭 火力発電技術の普及の障壁となる可能性がある 参考 : ソウルの電気料金 表 ソウルの電気料金 米ドル 現地通過 ( ウォン ) 備考 業務用電気料金 月額基本料 :3.87 月額基本料 :4,350 韓国電力公社 1kWh 料金 :0.05 1kWh 料金 :56.70 一般用電気料金 月額基本料 :4.69 月額基本料 :5,280 韓国電力公社 1kWh 料金 :0.06 1kWh 料金 :69.50 為替レート 1ト ル=1,125 ウォン インターハ ンクレート (2010/1/15 付 ) 出所 : アジア主要都市 地域の投資関連コスト比較 ( 日本貿易振興機構 2010 年 4 月 ) (6) タイ 高効率発電技術は従来型石炭火力と比して初期投資額が割高であり 発電所建設におけ る資金調達が障壁の一つとなり得る

82 参考 : バンコクの電気料金 表 バンコクの電気料金 米ドル 現地通過 ( バーツ ) 備考 業務用電気料金 月額基本料 :6.94 月額基本料 : 首都電力公団 1kWh 料金 :0.11 1kWh 料金 : 一般用電気料金 月額基本料 :1.24 月額基本料 :40.90 首都電力公団 1kWh 料金 : 1~150kWh: ~400: ~:0.09 1kWh 料金 : 1~150kWh: ~400: ~: 為替レート 1ト ル= バーツ インターハ ンクレート (2010/1/15 付 ) 出所 : アジア主要都市 地域の投資関連コスト比較 ( 日本貿易振興機構 2010 年 4 月 ) 技術的障壁 (1) 豪州大規模発電技術については 技術を海外から導入 または先進技術をキャッチアップする立場にあり 製造技術の面が比較的弱い 特に ボイラ 蒸気タービン 発電機 ポンプや制御盤等の製造が弱みとなっている 一方 プロジェクトの企画 立案 運転 保守体制においては 電力事業者やエンジニアリングで豊富な人材を有しており 豪州が強みとする分野である (2) 中国中国は 日本や欧米企業から高効率石炭火力発電に関わる技術供与を受け 技術の国産化を進めている その結果 1,000MW 規模の超々臨界圧石炭火力を自前で製作できるまで成長を遂げた 今後 中国はコスト競争力のある超臨界圧 超々臨界圧発電プラントを海外に輸出する予定であり アジア諸国において 高効率発電技術の普及を促進させる役割も担うと見られる 中国には ハルビン (Harbin) 上海(Shanghai) 東方(Dongfang) の 3 大重電メーカーが存在する 3 社とも 海外メーカーからの技術供与により 超臨界圧や超々臨界圧に対応するボイラ タービンの製造が可能となっている しかし 日本では発電所毎に設計を行うことが一般的であるに対し 中国では仕様を標準化することで大幅なコストダウンを図っている 表 中国 3 大重電メーカーと技術供与企業 ボイラ タービン 発電機 ハルビン 三菱重工 東芝 三菱重工 上海 アルストム シーメンス シーメンス 東方 日立製作所 日立製作所 日立製作所

83 このような状況から 技術供与された標準仕様のプラントが普及する段階では 特に障 壁はないと考えられる しかし 多様な石炭に対応する技術はこれからの課題であり また運転 保守管理といったソフト面での課題も残されている (3) インドインドは石炭産出国であり 豊富な埋蔵量を持つ ただし インドの石炭は 硫黄分は低いが 灰分が非常に高く 発熱量も低いという特徴がある したがって超臨界圧や超々臨界圧技術には不向きな石炭であり 高灰分炭の高効率発電技術を新たに開発する必要がある 自国の資源が有効に活用できないという意味では 障壁のひとつと考えられる なお ボイラやタービンなどの製造技術については 複数のメーカーが製造技術を有する海外企業と JV を設立し これらの製造技術を習得中である また 国によっては送電網の能力不足が大型の高効率石炭火力設置の障壁となる場合があるが インドでは大型火力の立地に伴う系統の強化は必要ないとしている 表 インド資源埋蔵量と石炭性状 資源 埋蔵量 石炭 2,530 億トン 褐炭 360 億トン ガス 38 兆立法フィート ウラン 61,000 トン トリウム 225,000 トン 水力 148,000MW( 能力換算 ) 再生可能エネルギー 183,000MW( 能力換算 ) 出所 :WG メンバー提供資料 <インドの石炭性状 > 高灰分(25-45%) 低硫黄分(<0.5%) 低熱量(3,000kcal/kg) (4) インドネシアインドネシアが高効率石炭火力発電技術を導入する上では 運転技術や複雑な設備の管理能力を習得する必要がある また PLN の石炭火力発電所では低品位炭の利用が進められており かつ多様な品質の石炭を受け入れている したがって こうした石炭の利用状況に合わせた高効率発電技術の開発が求められる さらには インドネシア固有の事情として 島嶼地域では電力需要が比較的小さく 1,000MW 級などの大型発電設備が適さない点を挙ることができる (5) 韓国韓国では 超臨界圧技術はすでに導入済みであり 今後超々臨界圧技術が採用される予定であるが 超臨界圧 超々臨界圧技術に関わる主要機器や素材の開発で弱みを残している

84 (6) タイ 800MW 以上の大型石炭火力発電所建設に際しては 送電網の強化が必要となることが指摘されている また 火力発電所の建設に関する計画 開発 建設 運転 メンテナンスなどについては高度な能力を持つ技術者を十分に有している一方 主要機器 ( ボイラ 蒸気タービン 発電機 ポンプ 調節機器など ) に関しては 国内に製造技術を保有していないため 直接製造に関わるエンジニアが不足していると推測される さらには 高効率石炭火力発電に関する技術開発が十分に行なわれていないことが指摘されている その他の障壁 なお その他として 石炭火力発電全般に係わる障壁について記す (1) 豪州 豪州では環境汚染に対する国民の評価が厳しく 高効率石炭火力発電技術に対する国民 理解の不足が普及の障壁となっている (2) 中国 特に指摘すべき事項はない (3) インド石炭火力を使用する上では CO2 排出が他の電源と比較して多い 高灰分の国内炭利用に由来する灰処理の問題 石炭を輸送する鉄道能力の問題がある 特に灰処理については 高効率石炭火力発電を導入しても石炭灰問題に関しては有効な解決策にはならないため 障壁のひとつとなる可能性は高い (4) インドネシア高効率石炭火力発電技術支援国にとっては IPP プロジェクトにおいて 用地取得も役務の提供範囲に含まれることがあり そのような場合は参入ハードルが高くなるとの意見があった (5) 韓国 特に指摘すべき事項はない

85 (6) タイタイでは 過去に EGAT の Mae Moh 発電所が引起した公害問題から 石炭火力に対する国民の反対が強い 以前 日本のトーメンと中部電力が石炭火力発電所を建設しようとした際に 地元住民の反対に遭い 建設許可が下りず ガス発電に変更を余儀なくされた このように 国民の環境に対する意識は高く 石炭火力発電所を新規に建設するのは難しい状況となっており 石炭火力に対する国民理解 ( パブリック アクセプタンス ) がタイにおける最も大きな障壁となっている 参考: 日本企業の支援事例 (1) 豪州 IHI は 電源開発 ( 以下 Jパワー ) 及び三井物産と 豪州クイーンズランド州のカライド (Callide) 石炭火力発電所で行われる日豪酸素燃焼 CCS 実証プロジェクトに参画するため 2008 年 3 月 20 日に日豪参加企業間 7 者で実証実験の実施母体となる JV 設立の協定書を締結した 本プロジェクトは 既設石炭火力発電所に酸素燃焼技術を導入し CCS 技術 (CO2 分離 回収 輸送 貯留 ) の一貫システムを検証する世界初の実証試験 プロジェクト費用総額は 2 億 6 百万豪ドル ( 約 200 億円 ) を予定している 豪州からは クイーンズランド州営電力会社 (CS Energy) エクストラータ社(Xstrata) シュルンベルジェ社 (Schlumberger) が参加するとともに 豪州石炭協会 (ACA) が設立した COAL 21 ファンドから資金が拠出される 酸素燃焼技術は 1974 年に日本で発案されたもので 予め空気から窒素を取り除いた後の高濃度の酸素で石炭を燃焼するため 排ガス中の二酸化炭素 (CO2) の分離回収が容易となる Jパワー IHI 及び三井物産は APPへの提案者である石炭エネルギーセンター (JCOAL) の協力を得て 本プロジェクトを通じて信頼に足るCCS 技術を実証し 世界的に関心の高まる地球温暖化問題に積極的に取り組むとしている 16 (2) インド インドにおいては 三菱重工 東芝 日立等がインド企業と合弁会社を設立 インド国 内に工場を建設し 技術移転を行いながら事業を展開している 1 三菱重工 17 三菱重工業は インドの独立発電業者 (IPP)2 社が建設する高効率の石炭火力発電所向けに 出力 660MW~700MW の超臨界圧 (SC) 石炭ボイラ及び蒸気タービンを各 5 基続けて受注した そのうち ラーセン アンド トウブロ社 (Larsen & Toubro 年 3 月 31 日 IHI プレスリリース 年 2 月 2 日 三菱重工 HP

86 Limited:L&T) 傘下の Nabha Power Limited がパンジャブ (Punjab) 州に建設している発電所向けの各 2 基は 2011 年半ばから納入を始め 一方の Sangam Power Generation Company Ltd. がウッタル プラデーシュ (Uttar Pradesh) 州に計画する発電所向けの各 3 基は 2011 年末頃に納入を開始する予定となっている 今回の受注は 2 件とも 三菱重工がインドの建設 重機最大手 L&T と 2007 年に設立した合弁会社 2 社を通じて成約した ボイラについては L&T-MHI ボイラ (L&T -MHI Boilers Private Limited) 蒸気タービンについては L&T-MHI タービン ジェネレーター (L&T-MHI Turbine Generators Private Limited) がそれぞれ担当し 三菱重工はボイラ耐圧部や蒸気タービンローター部分などの中核部品を 2 社に納入する 発電機の中核部品については三菱電機が担当する パンジャブ州のラジプーラ (Rajpura) に建設中の超臨界圧石炭火力発電所は パンジャブ州電力公社 (Punjab State Power Corporation Ltd.:PSPCL) の主導する電力開発プロジェクトに従って Nabha Power Limited が建設している 同社は L&T の子会社で PSPCL と電力売買契約を結んでいる 同発電所は 製造業の集積も急速に進む同州の東部一帯における電力需給逼迫の緩和を担う 一方 ウッタル プラデーシュ州のカルチャナ (Karchana) に開設される発電所は 同州が進めている電力開発プロジェクト案件の一つである Sangam Power Generation Company Ltd. は インドの財閥系企業ジェイピー (Jaypee) グループのジェイプラカッシュ電力会社 (Jaiprakash Power Ventures Ltd.:JPVL) 傘下の企業で 同州都のラクナウ (Lucknow) に本社を置いている L&T との合弁 2 社を通じた受注は 超臨界圧ボイラが 4 件 10 基 蒸気タービンが 5 件 12 基と好調で 両社の新設工場も本格稼働を始めている 三菱重工は今後も この合弁事業を通じて インドにおける高効率の石炭火力発電設備の受注活動を積極的に展開し 電力の安定供給と CO2 の排出抑制など環境改善に貢献していく としている 2 東芝 18 東芝は インド大手財閥エッサールグループから 同グループの独立発電事業者であるエッサール電力グジャラート社のサラヤ第 2 期超臨界圧石炭火力発電所 ( インド西部グジャラート州 ) 向け蒸気タービン発電設備を受注した 今回 東芝が受注した火力発電設備は 発電効率が高く環境負荷の低減にもつながる超臨界圧方式の出力 660MW 蒸気タービン発電設備 2 基で 2012 年に順次納入し 2013 年に順次運転を開始する予定である 東芝は 超臨界圧方式の蒸気タービン発電設備について 国内 65 基 海外 16 基の受注実績がある また インド市場ではウタルプラデッシュ電力庁アンパラ火力発電 年 1 月 12 日 東芝 HP

87 所向けに 500MW 蒸気タービン発電機 2 基や タタ電力ムンドラ火力発電所向けに超臨界圧方式の 800MW 蒸気タービン発電機 5 基の受注実績がある 今回の受注は これまでの実績や技術力 機器信頼性 短納期が評価されたものとしている 今後 東芝は 電力需要が急増しているインドにおける同種プロジェクトでの更なる受注を目指すとともに 超臨界圧火力発電所の建設需要が高いアジア市場などでも 火力発電設備の受注活動を強化することとしている 3 日立製作所 19 日立製作所と 子会社である Hitachi Power Europe GmbH( 本社 : ドイツ / 以下 日立パワーヨーロッパ社 ) は インドのエンジニアリング 重電機器製造会社である BGR Energy Systems Limited( 本社 : インドチェンナイ市 / 以下 BGR エナジーシステム社 ) と それぞれ 660MW~1,000MW クラスの超臨界圧火力発電用蒸気タービン 発電機とボイラの設計 製造 販売 サービスに関する合弁会社設立に合意した インドにおける蒸気タービン 発電機及びボイラを一括で提供できる体制を構築し インドでの事業拡大を図るのが狙いである BGR エナジーシステム社はインド国内で EPC 事業と発電設備製造の実績を保有し 発電所の建設を一括して取り纏める EPC 事業を積極的に展開中である 今後さらなる市場の伸張が見込まれるインド国内において 石炭火力発電用を中心とする蒸気タービン 発電機とボイラ事業を一貫して本格展開を図りたい日立グループと さらなる事業拡大に向けて海外メーカーからの技術移転によって製品競争力の強化をめざす BGR エナジーシステム社との意向が一致し 今回の合意に至った 今回の合意に基づき 日立及び日立パワーヨーロッパ社は それぞれ蒸気タービン 発電機及びボイラの製造 販売合弁会社を設立した 蒸気タービン 発電機の合弁会社は BGR エナジーシステム社が 74% 日立が 26% を出資し 名称は BGR Turbines Company Private Limited( 以下 BGR タービン社 ) となる見込みである ボイラの合弁会社は BGR エナジーシステム社が 70% 日立パワーヨーロッパ社が 30% を出資し 名称は BGR Boilers Company Private Limited( 以下 BGR ボイラ社 ) となる見込みである BGR タービン社及び BGR ボイラ社はともに 2010 年 8 月の設立を予定しており 今後 両社合わせて約 500 億円を設備投資し それぞれ新工場を建設する予定となっている 両工場ともに 2012 年の生産開始を予定しており 段階的に生産能力を高め 年間 3GW の生産体制とする計画である 2017 年度には BGR タービン社及び BGR ボイラ社合計で 1,000 億円規模の売上を目指している 年 8 月 6 日 日立製作所 HP

88 (3) タイ 2001 年 8 月 中部電力 トーメン 豊田通商 ( 株 ) の3 社は タイにおける IPP 事業 ヒンクルット石炭火力プロジェクト の参画を発表した 本プロジェクトは タイの首都バンコクから南西約 380 キロのプラチャップ キリカン県に 出力 1,400MW(700MW 2 基 ) の石炭火力発電所を建設 2002 年 4 月に発電所建設を開始し 2005 年 10 月に 1 号機 2006 年 1 月に 2 号機の運転を開始する計画であった 本プロジェクトでは タイ国営の電力事業者である タイ発送電公社 (EGAT) と 25 年間にわたる電力購入契約を締結 中部電力が保有する 石炭火力発電所の建設から運転保守に至るまでのノウハウ 技術が移転されることにより タイの環境負荷低減 経済発展にも資するものと考えられていた しかし 本プロジェクトは 現地住民の激しい抗議行動の結果 発電所の立地や発電用燃料の変更を余儀なくされ 中止に追い込まれた

89 政策面 表 高効率石炭火力発電の普及調査 / 国別の障壁と考えられる項目一覧表 障壁豪州中国インドインドネシア韓国タイ日本 ( 参考 ) 石炭ガス化技術やCCS 技術の 大型かつ高効率の石炭火力立 第 12 次 5か年計画では新設火 PLNによるIPPの入札案件では 電源開発計画において石炭火 電源開発における石炭火力の エネルギー安全保障の観点か開発を支援しており 高効率石炭地を推進しており 政策面での障力の半分を 第 13 次計画では全て超臨界圧以上を条件とするものも力の増加を予定しており 政策面重要度は低い ( 再生可能電源 電らは石炭火力に意義が見出される火力の普及に対する政策的な障壁はない を超臨界圧以上とする目標を設定出てきている 政策面での障壁はでの障壁はない 力輸入 ガス火力 原子力 石炭が 同時に電源の低炭素化を目指壁はないと考えられる しており 政策面での障壁はない ない CCTの研究開発を支援 火力の順 ) が 政策面での障壁はしており その観点では石炭火力ない に不利 環境税や排出権取引等 CO 2 排出抑制を強化する方向 省エネ対策 CO 2 NOx SOx 削減目標 規制 環境税若しくは石油 石炭税の有無 知的財産権の保護 経済面 コスト 電気料金水準 省エネ及び環境機材導入に向けた支援策 技術面 保守管理体制の構築の可能性 エンジニアの不足 その他 石炭火力対する理解度 電気集塵装置は 約 8 割の石炭 2006 年に5 大発電会社と国家電 大気汚染対策として 電気集塵 石炭火力発電所のうち4 割は電 脱硫装置 脱硝装置 電気集塵 ( 例 ) New GHECO-One 発電所で 発電所ごとに自治体と公害防火力発電所で設置 脱硝装置は 網の6 社に対して 脱硫設備の設器を設置している発電所は多い気集塵装置を設置 脱硫 脱硝装機の導入が進んでいる は NOx:56ppm SOx:53ppm 煤止協定等を締結 ( 例 )2009 年 7 月 3 割程度であるが 1980 年代以降置誓約書を提出させた が 脱硫 脱硝装置を備えている置を備えている発電所はまだ少な塵 :55mg/m 3 N 運転開始の磯子火力発電所新 2 号に建設された発電所は設置されて 2007 年 3 月に 既存石炭火力発発電所は僅かである い 機では NOx:13ppm SOx: いる割合が高い 電設備の二酸化硫黄排出抑制の 10ppm 煤塵:5mg/m 3 N 11 次 5か年計画 を発表 連邦及び各州で環境税は 課税されていない 新たに炭素税 炭素取引市場の導入を協議中 炭素税 ( 炭素税 ) は課せられて 炭素税 ( 炭素税 ) は課せられて 炭素税 ( 炭素税 ) は課せられて 炭素税 ( 炭素税 ) は課せられて 炭素税 ( 炭素税 ) は課せられて 現在 石炭に石油石炭税が課 いない いない いない いない いない せられている 石炭は700 円 / トンで課税 知財保護法 (Intellectual 知財保護法 ( Patent Law 知財保護法あり WTO 加盟国 知財保護法あり (2000 年第 30 知財保護法あり 知財保護法 (Patent Act 2522 知財保護法 ( 知的財産法 ) あ Property Law) あり Trademark Law Copyright Law) あであるインドはTRIPS 協定 ( 知的所号営業秘密法以降 特許法等知 ( 1979 ) Copyright Act 2537 り り 有権の貿易関連の側面に関する財関連保護法が制定されてい協定 ) に基づき 同協定と整合するる ) ように法改正を行っている ( 1994 ) Trademark Act 2534 (1991)) あり 様々な電源が卸電力市場で競 CCTを国産化 国内需要の創 農業用など一部の電力料金が 電源開発を推進する上で 資金 環境税や排出権取引など CO 2 電源開発を推進する上で 資金 石炭供給を輸入に依存してい 合する状態にあリ 電源選択にお出によりコストダウンが進展 発電原価を下回る水準に設定さ調達が課題となっている のコスト化が明確になり かつ負調達が課題となっている ることや 強い環境規制があることいてコストが重要な要素になる CCT 導入政策を進めており 経れ 州政府が赤字を補填している CCTの導入が電気料金の値上担が重過ぎると 石炭火力は不利から 経済性の問題が障壁となら 現時点ではCO 2 削減の商業的済性の問題が障壁となっていない例がある このような場合 投資余げにつながることを懸念 に ない 価値が不明確 ことが考えられる 力不足が生じ 初期投資額の大き 環境税や排出権取引などの導いCCTが敬遠される可能性があ入を検討中だが 他電源との比較る で石炭火力のコスト競争力が低下 する可能性がある 他国と比較して電気料金の水準が低い - 従来型技術に比して 高効率発電技術は初期投資額が大きく 資金調達が障壁となる 農業用など一部の電力料金は 国内の電力価格を抑制するた発電原価を下回る めに補助金を投入しており 電源開発に対する余力が不足 低廉な電力価格が投資の障壁となり得る 電気料金の水準が低い ( 電気料金の設定に政策が強く影響し 水準によってはコスト高な高効率石炭火力発電技術の普及の障壁となる可能性がある ) 高効率発電設備の国産製造技 製造技術は有するものの 運 国内炭 ( 低品位 高灰分 ) に適 高効率発電設備の国産製造技 高効率発電設備の国産製造技 高効率発電設備の国産製造技 現時点では世界最高水準の技術がない 転 保守に関する技術 エンジニした高効率発電技術の開発が必術がない 術を有する 術がない術を有するが その継承 発展がアが不足しており 高効率を維持要 多様な石炭をブレンドし 品質 素材技術などで弱みがある 技術開発が不十分 課題 することが難しいのではないか 海外企業とのJVによってボイを均質化する技術が必要 ラー タービンなどの製造技術を習得中 - 製造技術に弱み 人材も不足 環境汚染に対する国民の評価が厳しい 運転 保守技術に課題が残されている可能性がある 高灰分炭を利用するため 灰処理に課題が存在 鉄道の輸送能力が石炭供給のボトルネック 運転技術や複雑な設備の管理能力の習得が必要 運転 保守に関する技術 エンジニアが不足 島嶼部は電力需要が小さく 大型発電設備がなじまない 石炭火力発電に対して反対派 が存在するが 少数派である 製造に直接関わるエンジニアは不足と推測される 過去にMae Moh 発電所が引き 環境保護に対する意識が高ま起した公害問題から 石炭火力へり 石炭火力のイメージが悪い の反対が強い

90 第 3 章低品位炭利用技術及び高効率石炭火力発電所の普及に向けての課題

91 3. 低品位炭利用技術及び高効率石炭火力発電所の普及に向けての課題 3.1 低品位炭利用技術の普及に向けての課題著しい経済発展が進みつつある東アジア地域においては エネルギー需要が増大することが見込まれ 特に石炭に対する需要が急速に拡大するものと予想されている このような背景に基づき 石炭の需給バランスの緩和と環境対策から ERIA 域内に資源的にも豊富に存在する低品位炭を有効利用する重要性が増している 低品位炭を有効利用するため 様々な利用技術開発に向けての取組みがなされてはいるが 現状では 低品位炭の利用技術の導入 普及を阻害する障壁が存在する これらの障壁を国別に 政策面 経済面 技術面等に別けて第 1 章で記述したが ここでは低品位炭利用技術の普及に向けての課題について述べる 普及に向けての課題 (1) 政策面での課題低品位炭利用技術の中で最も重要な技術は脱水 乾燥であるが 現状では 商業的 経済的 効率的な脱水 乾燥技術は確立されていない この技術の商業化に向けた取組みに対する政府の支援が 非常に重要と考える 豪州や日本では低品位炭利用技術開発に向けて政府が積極的な財政的支援を行っているが 他の ERIA メンバー国においても低品位炭利用技術開発に対する政府の支援が望まれる また 低品位炭利用技術開発に向けた各国単独での取組みは重要ではあるが 単独での開発への取組みは予算面や保有技術等の面で制約があるため 技術開発をより効果的かつより迅速に進めるには二国間や多国間で協力して取り組むことが重要と考えられる 低品位炭の利用拡大は ERIA 域内のエネルギー安定供給に大きく寄与するため 低品位炭資源の保有国と利用技術保有国が協力して利用技術開発を進めることが重要である 多国間及び二国間の協力により技術開発を進める場合 当然ながら 利用技術保有国の知的財産権が保護されることが前提となる 知的財産権については国毎に既に関連する法令は施行されているが 技術保有国の知的財産権が技術移転を受ける国において厳格に保護されるのかどうかが課題となる (2) 経済面での課題低品位炭利用のための技術開発は まず脱水 乾燥技術の開発が最も重要であるが この脱水 乾燥技術を含め 低品位炭利用技術開発のための設備投資には多額の資金が必要となる 低品位炭には水分が多く含まれており 脱水 乾燥するためのコストが高く この脱水 乾燥コストの低減が低品位炭の改質技術の商業化に最も重要な要素となる 例えば イン

92 ドネシアにおいて日本の協力の下に実施されている UBC( 褐炭改質 ) プロジェクトでは 実証プラントによる低品位炭の利用技術開発が進められているが 現状では経済性の面で商業化できるまでには至っていない 現在 開発中の技術の実証と商業化を目指した取組みが今後の課題となる 経済性のある低品位炭の脱水 乾燥技術が確立されれば 低品位炭のガス化 液化等の転換技術の開発も進展していくことになる また インドネシアでは発熱量 3,500kcal/kg 程度の褐炭そのものが輸出されているが 高水分の低品位炭を長距離の陸上あるいは海上輸送することは単位エネルギー当たりでの輸送コストが高くつくことになる 低品位炭をそのまま輸入するのは インドネシア近隣周辺国に限定される 低品位炭の有効利用を促進するためには 輸送も考慮して 経済性のある効率的な脱水 乾燥技術の開発が重要と考えられる なお 低品位炭利用技術のコストについては 技術開発途上にある現状では定量的数値はない WG メンバーからは 石炭ガス化の設備コストについて あらゆる瀝青炭ガス化技術において少なくとも 3,000 米ドル /kw を超える と非常に高いことが言及された また 脱水 乾燥に係る設備コストについては 超臨界圧 超超臨界圧あるいは IGCC を含め 実証プロジェクトを実施することにより 初めて設備コストは予想できるものである とのことであった (3) 技術面での課題低品位炭利用技術については 混炭等による直接利用技術の他に 脱水 乾燥や CWM 等の流体化等の改質技術 ガス化や液化といった転換技術がある 低品位炭の利用を促進するために最も重要となる技術は 改質技術の中の脱水 乾燥技術である 現状では 商業的 経済的 効率的な脱水 乾燥技術の開発が実現していないため この脱水 乾燥技術の商業化が最優先課題となる 上述のように インドネシアでは UBC や BCB(Binderless Coal Briquetting) プロジェクトで改質技術の開発が進められているものの 商業化には至っていない また 低品位炭を脱水 乾燥した改質炭は非常に自然発熱し易い性質があり 海上輸送等による長距離輸送には不向きであることから ガス化による液体燃料を製造する転換技術が重要となる 現状の低品位炭のガス化技術開発はパイロット プラントによるものであるが 豪州ビクトリア州では褐炭を使用しての大規模な乾燥 ガス化の実証プロジェクト (IDGCC) が近い将来開始される見通しであり その成果が期待されている 低品位炭利用技術の開発を進める上で重要なのが人材の育成である 技術の継承や技術開発を継続的に進めるための若手技術者や研究リーダーを育成するためのプログラムが必要であり 二国間及び多国間における協力プロジェクトを実施する場合には 人材育成の観点から 若手技術者の参画が考慮されることが望まれる

93 (4) その他の課題今後の ERIA 地域におけるエネルギー需要の増大に対して 石炭は大きな役割を担うことが期待されている このエネルギー需要増に対応するため 同地域内においても低品位炭を含む石炭火力発電所の建設計画が作成されているが タイの例のように既存の石炭火力発電所の操業に伴う環境問題が生じたことにより 新規の石炭火力発電所建設に対して 建設予定地の周辺住民や NGO が反対運動を続けている国もある このような国では 一般市民向けに石炭に対する理解を深めてもらうためのパブリック アクセプタンス活動を地道に継続することが重要である 普及に向けての取組みの方向性以下に低品位炭利用 WG メンバー及びヒアリング調査により聴取した低品位炭利用技術の普及に向けた期待 要望を示す (1) 豪州低品位炭の利用技術開発に向けて 脱水及びガス化技術開発のためのパイロット試験及び実証試験への移行が早急に必要である 脱水及びガス化技術の実証試験が成功すれば 褐炭を利用した製品が輸出可能となり 新たな市場が生まれることとなる 国際協力が技術開発の鍵であり 複数の国が取り組んでいる技術 ( 乾燥 ガス化 水素利用 ) について 技術の提供が可能な日本企業や石炭業界が果たすことのできる役割は大きく 低品位炭の利用技術開発の促進のために日豪間で学生 研究者 及び技術者の交流を強力に進めることが重要である また 豪州における産業界の技術者も 大学が開催する研究会等へ参加することが奨励されるべきで また その逆に 石炭科学者 大学等の研究者が産業界にも関与することが奨励されるべきである (2) 中国先進的で大規模な褐炭改質及び転換 ( ガス化 液化 ) 技術が緊急に必要である また 褐炭利用の研究開発及び実証に向けた国内及び国際的な情報交換や技術協力を強化推進することが重要である 褐炭の乾燥 脱水技術に関して 以下の要望が出された 適正なコストで 3,500kcal/kg レベルの原炭を 5,000kcal/kg レベルに改質 低消費エネルギー型 5,000~10,000 トン / 日規模の乾燥 脱水技術 設備 未利用熱源 ( 低中温排熱など ) の適用技術 脱水後回収した水の処理 有効利用技術

94 (3) インドネシアインドネシアで低品位炭利用を促進するには 以下の対応が必要と考えられる 現在開発中の技術の実証と商業化を急ぐ 天然ガスと価格的に競争できない段階の石炭ガス化についてもモデルとなる産業化プロジェクトを官民合同で早急に進める 同時に制度 政策的障壁の検討を進め 税制等のインセンティブを制度化する ( 例えば 特定技術の利用についての補助金 減税措置等 ) 低品位炭利用技術の開発に向け 先進国との二国間及び広域的な多国間の国際協力を積極的に推進する (4) タイタイにおいては 石炭利用に対する地域住民の反対運動を解決するためのパブリック アクセプタンス活動を強化することが最も重要である 低品位炭利用のためのプロトタイプ装置による実証試験の実施が必要であると同時に 低品位炭利用に係る技術移転の国際的支援が必要である (5) 韓国アジア地域での低品位炭利用技術の導入 普及のために 多国間及び二国間の研究開発が必要である 韓国政府は KETEP( 韓国エネルギー資源技術評価企画院 ) 等が管轄する国際協プログラムを支援しており このプログラムを通して低品位炭利用技術を開発する多国間及び二国間の研究開発プロジェクトを支援していく用意がある (6) 日本 WG 会合において 低品位炭利用に係る技術的課題として 以下の事項を協力して検討することが提案された 低石炭化度炭 (LRC) の乾燥 脱水と安定化技術 特に 革新技術と後工程のリンクによるコスト削減 LRC の反応活性の制御と利用 例えば燃焼促進添加剤としての利用 マイルドなガス化条件の設定 炭化における 3 次元構造の積極的展開 高灰分炭に対応した電気集塵機の最適化と燃焼灰の利用技術開発 高硫黄炭 高窒素炭に対応した高負荷対応型脱硫 脱硝技術の開発 微量元素処理技術の開発 過酷環境下での水処理技術 ( 特に低温対応型 )

95 また 来年度の ERIA WG の協力内容として 以下が提案された LRC の性状に係る情報交換 ( 工業分析 元素分析 灰組成 また 脱水特性 反応性等を共通の分析手法で評価 ) 低炭素 資源循環型エコ コール タウンを形成するためのケーススタディの実施 ( 中国 豪州 インドネシア他 ) 乾燥 脱水 反応性制御 LRC と CCS 等の特定テーマについての国際ワークショップの開催 3.2 高効率石炭火力発電技術の普及に向けての課題アジアにおいては 他燃料と比較して技術的ハードルが低く かつコストの低い石炭火力が電力供給の主役となっている アジアの電力需要は拡大し続けることが見込まれており 天然ガスや原子力 再生可能エネルギーといった他燃料の導入が進展するものの 今後 20~30 年の時間軸では引続き石炭火力が電源の中核であり続ける可能性が高いと考えられる 一方 アジア諸国の経済を持続的に発展させていくうえでは エネルギーの安定供給とともに 環境への配慮が強く求められるようになっている こうした問題を同時解決する手段の一つが 石炭火力の高効率化である 超臨界圧 超々臨界圧に代表される高効率石炭火力発電技術は 一部の国では既に商業化された技術であり これらの導入を拡大することが期待されている しかしながら 高効率石炭火力発電技術の導入に際しては様々な課題が存在し その解決が求められている 普及に向けての課題 (1) 政策面での課題政策面では 当該国のエネルギー政策における石炭火力の位置付けが重要になる 将来の電源開発における位置付けが高ければ 高効率石炭火力発電技術の導入に向けた制度面 資金面での支援を得られる可能性が高まる 逆に 石炭火力の導入に消極的な場合は 十分な支援が得られず したがって高効率石炭火力発電技術の普及が進まないと考えられる 取扱いが難しいのが 環境規制である 後述のとおり 高効率石炭火力発電技術は経済面での課題を抱えている例があり 経済原理だけでは普及が進まない可能性がある それを補う可能性のある要素が 大気汚染の防止や二酸化炭素排出抑制といった環境規制である 強い環境規制のもとでは 電源の選択において 排出ガスの抑制に資する高効率石炭火力発電技術が選択される可能性が高まる ただし注意を要するのは 環境規制が強くなりすぎた場合は 石炭火力の環境負荷低減に要する費用が過大となり よりクリーンな天然ガス火力や原子力 再生可能エネルギーの選択可能性が高まる

96 (2) 経済面での課題経済面では 高効率石炭火力発電技術によって得られる経済的メリットの多寡が課題となる 発電の高効率化による燃料費の削減額が 高効率化による設備投資の増加額を下回る場合 投資に二の足を踏むことは容易に想像できる また 排出ガスの抑制に直接的な経済価値がないことも 高効率石炭火力発電技術普及の課題となり得る また 高効率石炭火力発電技術の投資に見合った収益を得ることが出来るか否かという観点から 電気料金の水準も重要な課題である 高効率石炭火力発電技術への投資を継続的に行なうためには 投資によって適切な収益を得られる環境を整備する必要がある 具体的には 卸あるいは小売電気料金の水準が コストを適切に反映したものであることが求められる ただし電気料金制度は 各国の多様な政策を反映したものであることから 多面的な判断を要する (3) 技術面での課題技術のハード面では 各国固有のニーズに応じた技術の開発が課題となる 利用する炭種が異なるなど 既存の高効率石炭火力技術がそのまま適用できない事例が存在する このような場合には 各国の事情に適した技術の開発が求められる また 大型の高効率石炭火力発電所の立地に際しては 送電網の強化が必要な場合もある 発電技術そのものに加え 送電網など周辺技術 / 環境の整備も課題となる ソフトの面からは 高効率発電技術に関わる人材 ノウハウの不足が課題となる 必要な人材やノウハウが不十分であれば 高効率発電設備の適切な建設 運用 保守は望めない 高効率発電設備の立地に先立って 人材育成やノウハウの伝授 蓄積が必要となることは言うまでもない (4) その他の課題その他には 石炭火力に対する国民理解の不足を課題として挙げる事ができる 多くの国で環境に対する国民の意識が高まっており 国民の理解が得られない場合は石炭火力の建設そのものが困難となり得る 国民理解を短期間で劇的に改善することは困難であり 地道であるが継続的な努力が求められる また 電源への投資を外国資本に依存する場合には 彼らにとっての投資環境の整備が課題となる 各種の参入規制や 知的財産権の保護など 高効率石炭火力建設の実務を担う民間企業の行動に制約を生じる可能性のある投資環境には留意しなければならない

97 3.2.2 普及に向けての取組みの方向性以下では 高効率石炭火力発電技術の普及に向けた今後の取組みについての期待 要望について 高効率石炭火力発電技術 WG ループメンバーから得た示唆を示す (1) 豪州 高効率石炭火力発電技術と CCS( 二酸化炭素回収貯留技術 ) の組合せに期待 効率及び信頼性の向上と コスト削減に向けた研究開発が必要 (2) 中国 石炭火力の効率向上が進展しているが 更なる向上が必要 高水分の石炭の利用技術 ( 乾燥技術 ) の開発が必要 (3) インド 国内炭の利用に際しては 灰の処理技術が課題 高灰分炭を利用した IGCC 技術の開発に期待 既存火力の改修 改良が重要 定期点検期間の短縮も必要 (3) インドネシア 高効率石炭火力発電技術は 運転 技術面での複雑さや 給水や燃料の品質管理 建設コストの高さなどが課題 高効率石炭火力発電技術導入の成功事例の共有が求められる 技術者の育成や 共同研究 / 開発が求められる 品質の異なる多様な石炭を均質化させる混炭技術や低品位炭を燃料とする超臨界圧 / 超々臨界圧技術が求められている (5) タイ 高効率石炭火力発電技術の開発に対する支援が求められる ソフトローンなど 資金面での支援が求められる 国民理解の向上に向けたノウハウの供給が求められる (6) 韓国 発電設備新設に関わる技術と経験や 既存発電設備の修理 改修 運転 保守に係る知見 ノウハウの協力が重要 省エネインセンティブの向上や研究開発費充足のため 電気料金の引上げが求められる

98 (7) 日本 省エネ 省 CO2 に向けたインセンティブの改善や 環境規制強化 効率基準の導入が求められる 技術移転や投資に対するリターンの不足や 発電所に必要なインフラ ( 港湾 工業用水 燃料 送電系統 ) の整備が課題 高効率石炭火力発電技術に適した運転 保守管理手法の習得が求められる 低品位炭の利用や 相手国のニーズに応じた技術支援の提供といった観点が重要 従来型技術と高効率石炭火力発電技術のコスト差が課題 関係各国はこれらの障壁を相互に理解したうえで 今後いかに克服していくかを検討していくことが求められている 障壁の克服においては 各国の主体による自助努力が前提となるのはもちろんであるが より効率的に障壁を克服していくためには 必要な国際協力を行うことも重要であろう また 国際協力を行うに際しては 活動に参加する全ての主体が利益を得ることができるような枠組みを構築することが 協力活動を継続的 かつ実効性の高いものとする上で重要な条件であることは言うまでもない より具体的には 高効率石炭火力技術の担い手の多くが民間企業であることを鑑みれば 協力事業によってそうした民間企業が適切な利益を得られるようにすることが必要である さらには 前述の整理でも明らかなとおり 政策や制度は高効率石炭火力技術の普及に大きな影響を及ぼすことから 各国政府間の対話や協力に向けた支援も求められよう では 具体的にどのような点に国際協力の可能性を見出すことができるであろうか 各国の専門家による意見交換においては 次のような点が示唆された 高効率石炭火力発電技術に関する情報の共有 マッチング 既存発電所の効率改善 維持に関する情報 技術の共有 IGCC などの技術開発に関する情報の共有 協力 低品位炭の性状や 石炭灰の処理 / 利用技術に関する情報 技術の共有 高効率発電技術に関わる人材の育成 国民理解の向上に向けたノウハウの共有 ファイナンス面での支援 これらは国際協力の可能性を示す一例であり 全てではない 今後 各国の専門家を交えた議論をさらに深めることで国際協力を具体化し 高効率石炭火力の普及に結び付けて いくことが求められる

99 第 4 章 ERIA 関係国におけるエネルギー 石炭需要の展望

100 4.ERIA 関係国におけるエネルギー 石炭需要の展望 本章では 2010 年 11 月に財団法人日本エネルギー経済研究所が発表した アジア / 世界エネルギーアウトルック 2010 に基づき 世界 アジア 及び ERIA 関係主要国の石炭需要見通しを検討する なお 本アウトルックでは レファレンスケース と 技術進展ケース の 2 つのケースを設定して試算を行っており 世界とアジアの一次エネルギー及び発電電力量見通しについては レファレンスケース とともに 技術進展ケース についても紹介する レファレンスケース では 現時点における経済 社会情勢を踏まえ 今後施行される確度の高い政策や 普及可能性の高い技術の展開を考慮に入れ エネルギー需給を予測している 一方で 技術進展ケース では 世界各国においてエネルギー安定供給確保 地球温暖化対策の強化に資する政策を実施し また 技術に関する国際協力や国際移転の促進を背景に 革新的技術の開発が加速し その普及が世界各国でより一層拡大するケースを想定して予測をしている 同ケースでは エネルギー効率がレファレンスケースよりも早いペースで改善され さらに原子力 太陽光発電など非化石エネルギーの導入が拡大すると想定している 技術進展ケースにおける技術の想定 環境規制や国家目標の導入 強化 環境税 排出量取引 再生可能エネルギー導入基準 補助金 助成制度 固定価格買取制度 省エネ基準 燃費基準 低炭素燃料基準 省エネ 環境ラベリング制度 国家的戦略 目標設定等 需要サイドの技術 産業部門セクトラルアプローチ等により最高効率水準 ( ベストプラクティス ) の産業プロセス技術 ( 鉄鋼 セメント 紙パルプ 石油精製 ) が世界的に普及 運輸部門クリーンエネルギー自動車 ( 低燃費自動車 ハイブリッド自動車 プライグインハイブリッド自動車 電気自動車 燃料電池自動車 ) の普及拡大 民生部門省エネ家電 ( 冷蔵庫 テレビ等 ) 高効率給湯器 ( ヒートポンプ等 ) 高効率空調機器 高効率照明の普及拡大 断熱強化 技術開発強化や国際的な技術協力の推進 研究開発投資の拡大 国際的な省エネ技術協力 ( 鉄鋼 セメント分野等 ) や省エネ基準制度の構築支援等 供給サイドの技術 再生可能エネルギー風力発電 太陽光発電 太陽熱発電 バイオマス発電 バイオ燃料の普及拡大 原子力導入促進原子力発電建設加速化 設備利用率向上 高効率火力発電技術超々臨界圧石炭火力 石炭 IGCC 石炭 IGFC 天然ガス MACC の普及拡大 二酸化炭素回収 貯留 (CCS) 発電部門 ( 石炭火力 ガス火力の新設 既設設備 ) 産業部門 ( 鉄鋼 セメント等大規模排出源 ) での導入拡大 石炭は 現状において世界の一次エネルギー消費量の 29% を 発電電力量の 41% を占め アジアでは一次エネルギー消費量の 53% 発電電力量の 60% を占めるというように 一次エネルギー供給 特に電力供給において重要な役割を果たしている 今後も石炭は 発電用燃料として 経済成長が著しいアジアを中心に需要の拡大が見込まれている

101 世界 アジアの一次エネルギー消費における石炭 地域別の一次エネルギー消費見通し世界の一次エネルギー消費は 2008 年から 2035 年まで年率 1.6% で増加し 2008 年の石油換算 113 億トンから 2035 年には同 173 億トンまで約 1.5 倍の規模に拡大する 2008 年から 2035 年までの世界のエネルギー消費増加量の約 9 割が 主に発展途上国を中心とする非 OECD 諸国によるものである また 特にアジア地域は世界のエネルギー消費増加量の約 6 割を占め 増加量の約 3 割は中国に由来する 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 石油換算百万トン 年平均伸び率 世界 2.0% 1.6% アジア 4.6% 2.5% 北米 0.9% 0.2% 37 億トン 億トン アジア 北米 欧州 OECD 欧州非 OECD 2030 中南米中東アフリカオセアニア 2035 世界 2008 年 113 億トン 2035 年 173 億トン (1.5 倍増 ) アジア 2008 年 37 億トン 2035 年 74 億トン (2.0 倍増 ) 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 図 世界の一次エネルギー消費 ( 地域別 ) 世界の一次エネルギー消費に占める非 OECD 諸国のシェアは 人口増加 経済成長に伴い 2008 年の 51% から 2035 年には 65% へ上昇する アジアのシェアは 2008 年の 34% から 2035 年には 43% へ 中国のシェアは 17% から 22% へとそれぞれ上昇する 中国は現在のところアメリカに次ぐ世界第 2 位のエネルギー消費国であるが 2014 年には現在のアメリカを超える また 着実な経済成長を背景として 2035 年までに中国 インドは世界の一次エネルギー消費の約 3 割を占める見通しである アジアの一次エネルギー消費は 2008 年から 2035 年まで年平均 2.5% で増加し 2008 年の石油換算 37 億トンから 2035 年には同 74 億トンへ 2.0 倍の規模にまで拡大する 特に中国 インド ベトナム タイ マレーシア インドネシア等における好調な経済成長を背景に急速な伸びが予測される 2008 年から 2035 年までのエネルギー消費増加分の約 20 本見通しでは 世界をアジア オセアニア 中東 欧州非 OECD( 旧ソ連諸国を含む ) 欧州 OECD アフリカ 北米 中南米に区分

102 5 割は 中国におけるエネルギー消費の増大に起因し インドは増分の約 2 割を占める 日本の一次エネルギー消費は増加せず 減少基調で推移する 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% OECD 非 OECD % 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 1 0% その他 欧州非 OECD 欧州 OECD 北米 他アジア アセアン 日本 インド 中国 OECD/ 非 OECD 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 地域別 図 世界の一次エネルギー消費シェア 8,000 6,000 4,000 2,000 0 石油換算百万トン 年平均伸び率中国インド日本韓国台湾シンガポール % 5.9% 1.3% 6.3% 4.9% 4.7% % 4.0% -0.1% 1.0% 0.8% 1.9% インドネシアマレーシアフィリピン タイ ベトナム他アジア 6.3% 7.1% 3.4% 7.6% 7.8% 4.2% 3.8% 2.8% 4.3% 3.0% 4.2% 4.0% 中国日本台湾マレーシアタイシンガポール他アジア インド韓国インドネシアフィリピンベトナム香港 13% 12% 51% 日本インド 中国 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 7% 18% 51% アジア 2008 年 37 億トン 2035 年 74 億トン (2.0 倍増 ) 中国 インド 2008 年 19 億トン 4.6 億トン 2035 年 38 億トン 13 億トン (2.0 倍増 ) (2.9 倍増 ) 図 アジアの一次エネルギー消費 ( 地域別 ) アジアの一次エネルギー消費に占める中国のシェアは 2008 年から 2035 年まで 51% とほぼ横ばいとなるが インドは 12% から 18% へ増加する 一方 経済の成熟化 人口減少に伴い 日本のアジアにおける一次エネルギー消費シェアは 2008 年の 13% から 2035 年には 7% へ低下し 中国 インドに次ぐ水準へ縮小する ただし 2035 年においても中国 インドなど発展途上国の一人当たりエネルギー消費は先進国を下回る 従って

103 年以降も経済発展に伴い 一人当たりエネルギー消費 ひいては国全体の一次エネルギー消費の増加ポテンシャルは大きい 一方 技術進展ケースでは 2035 年における世界全体の一次エネルギー消費はレファレンスケースと比べて 16% 削減の石油換算 144 億トンとなる 削減量同 28 億トンのうち 途上国が 69% アジアが 54% と大きな割合を占める また アジアの削減量同 15 億トンのうち中国が 59% インドが 23% を占める 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 図 世界の一次エネルギー消費 ( レファレンスケースと技術進展ケースの比較 ) 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 図 アジアの一次エネルギー消費 ( レファレンスケースと技術進展ケースの比較 )

104 4.1.2 エネルギー源別の一次エネルギー消費見通し一次エネルギー消費をエネルギー源別に見ると レファレンスケース 技術進展ケースともに 2035 年まで依然として石油が一次エネルギー消費の中で最大のシェアを占め 主要なエネルギー源であり続ける レファレンスケースでは 石炭 天然ガスも消費が拡大し 2035 年前後には石油 石炭 天然ガスのシェアはほぼ同水準になる見通しである 化石燃料 ( 石炭 石油 天然ガス ) は 2008 年から 2035 年の一次エネルギー消費増加量の約 8 割を占め 今後も主要なエネルギー源としての役割を担い続ける 化石燃料の中でも天然ガスの増加が最も大きく 一次エネルギー消費増加分の 31% を占め ついで石炭が 27% 石油が 21% のシェアを占め 原子力は 7% 水力は 3% 再生可能エネルギーは 11% を占める 化石燃料のシェアは 2008 年の 88% から 2035 年にレファレンスケースで 85% 技術進展ケースで 77% へ低下するものの 依然として主要なエネルギー源である 2035 年における技術進展ケースのエネルギー源別のシェアをレファレンスケースと比較すると 世界全体で 石油及び天然ガスには大きな差は見られないが 原子力 再生可能エネルギーはそれぞれ 4% 3% シェアを拡大する一方 石炭は 7% 減少する アジアでも同様の傾向が見られ 石炭のシェアは 10% 縮小する 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 石油換算百万トン 合計石炭石油天然ガス レファレンスケース 年平均伸び率 % 1.6% 2.2% 1.5% 1.0% 1.0% 2.7% 2.0% 石炭 29% 29% [22%] 化石燃料 88% 85% [77%] 原子力 6.3% 6.7% [11%] シェア08 年 35 年レファレンス [35 年技術進展 ] 石油 36% 31% [30%] 天然ガス 23% 26% [26%] 再生可能他 3.1% 5.7% [9.2%] 水力 2.4% 2.6% [3.1%] 実線 : レファレンスケース 点線 : 技術進展ケース 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 図 世界の一次エネルギー消費 ( エネルギー源別 )

105 実線 : レファレンスケース 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 点線 : 技術進展ケース 図 アジアの一次エネルギー消費 ( エネルギー源別 ) 石炭消費見通し世界の石炭消費量は 2008 年の石油換算 33 億トンから 2035 年には同 49 億トンへと年率 1.5% で増加する 地域別では アジアが世界における石炭消費の増加分の 8 割を占める 2035 年までの石炭消費増加量のうち先進国が 6% 途上国が 94% を占め 石炭消費は途上国を中心に増加する 世界の石炭消費に占める先進国のシェアは 2008 年の 34% から 2035 年には 25% へ減少し 途上国のシェアは 66% から 75% へ増加する 部門別に見ると 石炭は発電用 産業用 コークス製造用 民生用などに利用されているが 発電用燃料として多くの石炭が利用されている 2035 年に向けて石炭消費増加量の 86% が電力部門に投入されると見通しており 総石炭消費量に占める電力部門での石炭消費量は 2008 年の 63% から 2035 年には 70% に拡大する なお 世界の一次エネルギー消費に占める石炭のシェアは 2008 年から 2035 年まで 29% の横ばいで推移し 2035 年においても石油に次ぐ重要な燃料源であり続ける アジアの石炭消費は 2008 年の石油換算 20 億トンから 2035 年で同 33 億トンへ推移し 年率 1.9% で増加する 中国がアジアにおける石炭消費の増加分の約 5 割 インドが約 4 割を占める 部門別に見ると 石炭消費増加量のうち電力部門が 82% 産業部門が 6% その他転換 ( コークス製造用など ) が 10% を占め 発電部門での消費量は 2008 年の 53% から 2035 年には 65% まで拡大する 一次エネルギー消費に占める石炭のシェアは 2008 年の 53% から 2035 年には 45% まで減少するが 一次エネルギー供給源の中では最大のシェアを維持する 技術進展ケースにおいては 2035 年の世界の石炭需要は レファレンスケースに比較

106 して 36% 減少する すなわち 2035 年の石炭消費量はレファレンスケースで石油換算 49 億トンであるが 技術進展ケースでは同 31 億トンまで減少する アジアでも発電用途を中心に大幅に (37%) 減少し 同 21 億トンとなる 石炭需要の年平均増加率は レファレンスシナリオより 1.8 ポイント下がって 0.1% となる 石炭需要減少分は 主に発電部門において行われる この部門での石炭利用の減少は 石炭火力発電所の熱効率向上や他燃料への転換が背景となる 5000 石油換算百万トン 1, ~2035 年の増加量 8% 億トン その他 12% 81% 3000 欧州 13% % 5% 183 3% 11% 16% 北米アジア北米欧州その他 17% % アジア % 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 18 億トン (36%) 削減 2008 年 33 億石油換算トン (47 億石炭換算トン ) 2035 年レファレンス 49 億石油換算トン (70 億石炭換算トン ) 技術進展 31 億石油換算トン (45 億石炭換算トン ) 図 世界の石炭消費 ( 地域別 ) 石油換算百万トン 3000 年平均伸び率 中国 インド 日本 韓国 台湾 シンガポール % 5.9% 2.3% 5.6% 8.7% 1.2% % 3.9% -0.7% 0.9% -0.3% 2.6% インドネシアマレーシアフィリピン タイ ベトナム 他アジア 21.3% 21.5% 10.9% 13.3% 6.0% -0.4% 5.0% 4.6% 6.7% 4.6% 3.6% 3.4% 3% 12 億トン (37%) 削減 日本 2000 中国インドインド日本韓国台湾インドネシア 6% マレーシア フィリピン 13% タイ ベトナム シンガポール 香港 他アジア 技術進展 1000 中国 70% 61% 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 22% 2008 年 20 億石油換算トン (29 億石炭換算トン ) 2035 年レファレンス 33 億石油換算トン (47 億石炭換算トン ) 技術進展 21 億石油換算トン (30 億石炭換算トン ) 図 アジアの石炭消費 ( 国別 地域別 )

107 世界アジア 石油換算百万トン 石油換算百万トン 6,000 72% 3,500 66% 5,000 70% その他最終消費 3,000 64% 4,000 3,000 68% 66% 産業その他転換 2,500 2,000 1,500 62% 60% 58% 2,000 64% 発電 1,000 56% 1,000 62% 発電のシェア % % % 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 図 世界 アジアの石炭消費 ( 部門別 ) 4.2 世界 アジアの発電電力量における石炭電力需要の着実な増加を反映し 世界の発電量は 2008 年の 20.2 兆 kwh から年率 2.5% で増加し 2035 年には約 39 兆 kwh にまで増加する 2035 年までの発電量増加のうち 7 割強が途上国によるものである アジアの発電量は 2008 年の 6.8 兆 kwh から年率 3.5% で増加し 2035 年には約 17 兆 kwh にまで達する 2008 年における世界の発電量のうち石炭火力が占めるシェアは 41% と最大であり 残りが天然ガス火力 原子力 水力となっている 2035 年にかけての発電構成は 環境負荷低減等の観点から 天然ガス複合発電等の導入など 天然ガス火力へのシフトが進展する 天然ガス火力の発電量が全発電量に占めるシェアは 2008 年の 21% から 2035 年には 24% まで拡大する 石炭火力のシェアは 2008 年の 41% から 2035 年までほぼ横ばいで推移し 今後も最大の電力供給源としての役割を担う 特に中国 インドにおいては急速に伸びる電力需要に対し 石炭火力が主要な電源となる 石油火力のシェアは 特に先進諸国を中心に引き続き減少基調で推移する 原子力については エネルギーセキュリティの確保 地球温暖化対策の観点から アジア地域を中心に新規着工が見込まれるが 2035 年までの世界的な電力需要の増加をカバーできるほどの拡大は見込めず シェアは 2008 年の 14% から 2035 年には 11% へ若干減少する 再生可能エネルギー ( 水力除く ) は 国際的なエネルギー安定供給確保や地球温暖化対策の強化を背景に 風力を中心に導入が進み そのシェアは 2.8% から 5.5% へ増加する見通しである 今後アジアでは 生活水準の向上に伴い利便性の高い電力の消費が急増すると予測される この電力需要に対応するため 石油資源 天然ガス資源の温存やエネルギーセキュリティの観点から アジア域内において豊富に賦存する石炭による発電量が着実に増加する見通しである アジアの石炭火力のシェアは 主に中国 インド インドネシア等における利用拡大を背景として 2008 年の 60% から 2035 年の 58% とほぼ横ばいで推移し 最大の電力供給源としての役割を担う

108 18,000 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 TWh 合計 石炭 石油天然ガス レファレンスケース年平均伸び率 % 3.5% -1.4% 5.4% シェア08 年 35 年レファレンス [35 年技術進展 ] % 2.5% 1.2% 3.0% 石炭火力 41% 41% [29%] 天然ガス火力 21% 24% [23%] 水力 16% 13% [16%] 原子力 14% 11% [18%] 再生可能他 2.8% 5.6% [12%] 石油火力 5.5% 3.9% [2.6%] 実線 : レファレンスケース 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 点線 : 技術進展ケース 図 世界の発電電力量 ( 電源別 ) 12,000 10,000 8,000 6,000 TWh 合計石炭石油天然ガス レファレンスケース 年平均伸び率 % 3.5% 9.8% 3.3% -1.2% 0.1% 8.5% 4.3% 石炭火力 60% 57% [39%] シェア08 年 35 年レファレンス [35 年技術進展 ] 天然ガス火力 13% 16% [15%] 原子力 4, % 10% [19%] 水力 2,000 13% 10% [13%] 再生可能他 1.3% 4.1% [13%] 0 石油火力 % 2.0% [1.5%] 実線 : レファレンスケース 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 点線 : 技術進展ケース 図 アジアの発電電力量 ( 電源別 ) 世界とアジアの発電量構成の展望を見ると 石炭火力がほぼ一定シェアを維持する一方で 石油火力や水力が減少し 天然ガス火力が増加する 再生可能エネルギーも徐々に拡大する 原子力は アジアにおいて 2020 年にそのシェアを拡大し その後ほぼ一定で推移するが 世界全体でみると 2008 年の 14% から 2035 年には 11% に縮小する また 世界の石炭火力からの CO2 排出量は 2008 年の 82 億トンから 2035 年には 137 億トンへ 55 億トン増加し 世界の排出増加量の約 45% を占める 特に アジアの石炭火

109 力からの CO2 排出量は 2008 年の 42 億トンから 2035 年には 85 億トンへ 43 億トン増加し 世界の 2035 年までの排出増加量の約 35% を占める このため アジア途上国でのクリーン コール技術導入による石炭の高効率利用が重要な課題となる 技術進展ケースでは 2035 年における世界の電源構成は石炭 29% 天然ガス 23% 原子力 18% 水力 16% 再生可能エネルギー 12% 石油 3% と 原子力 再生可能エネルギー 水力のシェアが拡大し 石炭 石油のシェアが大幅に削減される アジアにおいても同様な傾向が見られ 石炭は 58% から 39% まで減少し 原子力 再生可能エネルギーは各々 8% シェアを拡大する レファレンスケース % 世界 石炭火力 41% アジア % 石炭火力石油火力 58% 水力 再生可能他 天然ガス火力 石油火力原子力 % 13% 11% 5.6% 3.9% 水力 原子力 再生可能他 天然ガス火力 % 11% 10% 3.7% 2.0% 技術進展ケース 60 % 世界 60 % アジア 石炭火力 石油火力 石炭火力 39% 30 29% 水力天然ガス火力 23% 20 原子力 18% 16% 石油火力 10 12% 再生可能他 2.6% 原子力 20 19% 水力天然ガス火力 15% 13% 10 12% 再生可能他 1.5% 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 図 世界 アジアの電源構成

110 4.3 ERIA 関係主要国におけるエネルギー 石炭需要見通し 中国 (1) 一次エネルギー需給の見通し中国の一次エネルギー消費は 2008 年の石油換算 19 億トンから 2035 年には同 38 億トンに増加する 27 年間の年平均伸び率は 2.5% で 約同 19 億トン増加する GDP あたりのエネルギー消費原単位は 57% 低下し 年率では約 3% の改善である 中国の一次エネルギー消費構造の特徴は石炭への依存が高いことにであり 2008 年の一次エネルギー需要の石炭依存度は 73% に達する 2035 年においても石炭が 発電部門における消費増大を背景に依然として主要なエネルギー源であることに変わりがなく 石炭はシェア 53% を維持する ただし 石炭消費の伸びは年率 1.3% にとどまり 消費の伸びは他の化石燃料に比較して小さい 特に粗鋼生産など産業用の石炭消費が鈍化するのが原因である そのため 石炭への依存度は 20% 低下する 石油については 経済発展 生活水準に伴う自動車保有台数の増加などにより着実に増加し シェアは 19% から 23% に上昇する 天然ガスの需要は民生用と発電用の増加で 2035 年にシェア約 11% に達する 石油換算百万トン 4,000 3,500 3,000 2,500 実績 2008~2035 年の増加量 % 28% % 2% 8% 34 11% 予測 18.6 億トン増 23% 再生可能等 (6%) 水力 (2%) 原子力 (5%) 天然ガス (11%) 石油 2,000 石炭石油 ガス原子力水力再生他 1,500 1,000 19% 53% 石炭 一次エネルギー 2008 年 19.3 億トン % 出所 :( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 2035 年 37.9 億トン (2.0 倍増 ) 図 中国の一次エネルギー消費 (2) 石炭需要見通し石炭消費は 2008 年の石油換算 14.1 億トンから 2035 年には同 20.1 億トンに増加する 27 年間で同 6.0 億トン増加するが これは発電用で同 5.2 億トン 熱供給で同 1.6 億トンの増加が主な要因である 一方で産業での石炭消費量は減少する 現在 石炭の 49% が発電用に消費されているが 2035 年には比率がさらに 61% に上昇する

111 石油換算百万トン 2,000 1,500 60% 50% その他最終消費 産業 1, % 30% その他転換 発電 発電のシェア % 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 図 中国の部門別の石炭消費 (3) 電源構成の見通し電力需要は堅調に推移する 発電量は 2008 年の 3,500TWh から 2035 年には 2.4 倍の 8,300TWh に達する 発電設備容量は 8.0 億 kw から 18.4 億 kw に増加する 発電電力量構成で見ると 石炭火力は 2008 年の 79% から 2035 年には 70% に低下し ガス火力のシェアが大きく伸び 原子力 新エネ発電も大きく伸びる 水力は資源と環境面から伸びが鈍化する 再生可能エネルギー発電として 2035 年には風力 9,000 万 kw 太陽光発電 500 万 kw バイオマス発電 4,400 万 kw が導入される見通しである 一方 原子力は 2020 年に 4,800 万 kw 2035 年には 8,800 万 kw が導入される TW 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 実績 2008~2035 年の増加量 3,062 63% % 9% 12% 8% 8% 予測 4,864TWh 増 再生可能等 (5%) 水力 (12%) 原子力 (8%) 天然ガス (6%) 石油 (0%) 4,000 石炭石油 ガス原子力水力再生他 3,000 2,000 17% 70% 石炭 発電電力量 2008 年 3,457TWh 1,000 79% 年 8,321TWh (2.4 倍増 ) 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 図 中国の電源構成

112 4.3.2 インド (1) 一次エネルギー需給の見通し急速な経済成長を背景にエネルギー消費が急増している 1990 年からの 18 年間で一次エネルギー消費は石油換算 1.9 億トンから同 4.6 億トンへと 2 倍以上拡大した 今後 2035 年に向けて年率 6.5% という経済の高成長によりエネルギー需要は増大する 2035 年の一次エネルギー消費は 2008 年の 2.9 倍の同 13.3 億トンにまで増加し 中国 アメリカに次ぐ世界第 3 位のエネルギー消費国となる 世界のエネルギー消費に占めるシェアは 現在の 3.9% から 7.2% にまで拡大する エネルギー源に見ると 現在主力の石炭は今後も重要なエネルギーであり続けものの そのシェアは 2 ポイント縮小する 石油のシェアも縮小し 代わって天然ガスのシェアが拡大する 原子力なども増加するものの 今後のエネルギー消費の増加分の 9 割が化石燃料によって賄われる 石油換算百万トン実績 1, ~2035 年の増加量 1, 予測 8.69 億トン増 再生可能等 (2%) 水力 (2%) 原子力 (5%) 天然ガス (12%) 1, % % % 7% 64 2% 2% % 石油 石炭石油 ガス原子力水力再生他 32% 55% 石炭 一次エネルギー 2008 年 4.6 億トン % 出所 :( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 2035 年 13.3 億トン (2.9 倍増 ) 図 インドの一次エネルギー消費 (2) 石炭需要見通し石炭は基幹エネルギーであり 2008 年の一次エネルギー消費の 57% を占めている 部門別には発電及び産業で主に消費されている 石炭消費量は 2008 年の石油換算 2.6 億トンが 2035 年には同 7.3 億トンとなり 増加量同 4.7 億トンはエネルギー源の中で最大となるが そのシェアは 55% にまで低下する 国内生産はインド石炭公社が中心的役割を果たしているが 高度な生産技術を持たないこと 生産性が低いこと 民間への開放が遅れていることなどから 消費量の急速な増大に対応するだけの増産は難しい そのため 今後も徐々に輸入炭のシェアが増してゆくと考えられる

113 石油換算百万トン % 84% 82% 80% 78% 76% 74% 72% その他最終消費産業その他転換発電発電のシェア % 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 図 インドの部門別の石炭消費 (3) 電源構成の見通しインドの電力需給バランスを見ると 急増する需要に供給が追いつかず 恒常的に供給不足となっている そのため 停電 電圧 周波数の変動により 安定的な電力供給の維持が重要な課題として位置付けられている 今後も供給不足が短期間のうちに解消することはないが 設備容量の拡充や技術的 経済的 ( 盗電 不正使用 ) 送配電損失の低減により徐々に需給バランスは改善してゆく 発電電力量は 2008 年の 830TWh から 2035 年には 4.5 倍増の 3,700TWh にまで増大する 増加分 2,900TWh は 現在の日本の発電量の 2 倍以上に相当する TW 4,000 3,500 3,000 実績 2008~2035 年の増加量 2,022 69% 予測 2,929TWh 増 再生可能等 (2%) 水力 (7%) 原子力 (7%) 天然ガス (13%) 2,500 2, % 23 石炭石油 402 8% 6% % 3% 76 ガス原子力水力再生他 石油 (2%) 1,500 1,000 発電電力量 2008 年 830TWh % 石炭 69% 年 3,759TWh (4.5 倍増 ) 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 図 インドの発電量 発電電力量構成

114 現在 発電電力量の 69% を賄っている石炭火力は 2035 年においても 69% を賄う見込みで 今後も基幹電源の役割を担う 一方で 2035 年に向けて急速な増加を見せるのが天然ガスと原子力である 計画委員会は 2031 年度に発電電力量の 20% をガスで賄うという目標を持っており 近年の相次ぐ洋上大規模ガス田の発見はその追い風となる 原子力は 米印原子力協力合意を受け 大型軽水炉を積極的に導入すると見られ 2035 年の設備容量は 3,600 万 kw にまで拡大する 設備利用率の向上効果もあわせ 2035 年における発電シェアは約 7% にまで拡大する その他主要国その他の ERIA 参加主要国として アセアン諸国のうち 4 ヵ国 ( インドネシア タイ マレーシア ベトナム ) 及び韓国 豪州をとりあげる インドネシア タイ マレーシア ベトナムでは経済発展に伴い 2035 年に向け一次エネルギー需要が急速に拡大し 化石エネルギー消費が増加する 国によって石炭 石油 ガスの消費量に特徴があるが 石炭 ガスは主に発電の燃料用に 石油はモータリゼーションにより拡大する インドネシア 一次エネルギー消費は 2008 年の石油換算 1.46 億トンから 2035 年に向け年平均伸び率 3.8% で増加する 2035 年には 2008 年の 2.7 倍の同 4.0 億トンにまで拡大する 一次エネルギー消費の増加量は同 2.55 億トンで うち石炭は増加分の 39% に当たる同 1 億トンの増加が見込まれる 現在の一次エネルギー消費は 石油のシェアが 42% と石油への依存度が高いが 今後 エネルギー供給の多様化が図られ 石炭 天然ガスの消費が増加する 2035 年の一次エネルギー消費に占める比率は 石炭が 34% 天然ガスが 28% 石油が 27% になる 国内石炭資源の有効利用を推進することから 石炭消費は発電部門と産業部門ともに増加する 石炭消費量は 2008 年の石油換算 3,700 万トンから 2035 年の同 1 億 3,700 万トンへと年率 5.0% で増加し 2008 年の 3.7 倍の規模に拡大する インドネシアの発電電力量は 経済発展に伴い 2008 年の 149TWh から 2035 年の 645TWh まで年率 5.6% で増加する 石炭火力による発電電力量は 2008 年の 61TWh から 2035 年の 270TWh まで年率 5.6% で増加する しかし 石炭火力の発電電力量に占めるシェアは 2008 年の 41% から 2035 年には 1 ポイント増の 42% にとどまる 一方 ガス火力による発電電力量は年率 9.5% 増加すると予測されており ガス火力のシェアは 2008 年の 17% から 2035 年の 45% に大きく拡大する その結果 石炭と天然ガスが電源供給の主役になる

115 石油換算百万トン実績 ~2035 年の増加量 予測 2.55 億トン増 再生可能等 (10%) 水力 (0.3%) % 47 19% 31% 0.0% 0.1% % 28% 天然ガス 200 石炭石油 ガス原子力水力再生他 27% 石油 % % 34% 石炭 25% 出所 :( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 一次エネルギー 2008 年 1.46 億トン 2035 年 4.00 億トン (2.7 倍増 ) 図 インドネシアの一次エネルギー消費 TWh 実績 2008~2035 年の増加量 % 42% 予測 495TWh 増 再生可能等 (10%) 水力 (2%) % 石炭石油 0.0% 0.8% 8% ガス原子力水力再生他 45% 天然ガス 石油 (3%) 発電電力量 2008 年 149TWh % 29% 42% 石炭 41% 出所 :( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 2035 年 645TWh (4.3 倍増 ) 図 インドネシアの発電電力量 タイ 一次エネルギー消費は 2008 年の石油換算 8,900 万トンから 2035 年に向け年平均伸び率 3.0% で増加する 2035 年には同 1.97 億トンと 2008 年の 2.2 倍に拡大する 一次エネルギー消費の増加量は同 1.08 億トンで うち石炭は 天然ガスの同 3,900 万トンに次ぐ 同 3,600 万トンが見込まれている 2008 年の一次エネルギー消費構成は石油が 46% を占め 石油中心の構成となっているが 国内天然ガス資源の利用促進により天然ガス消費が拡大するとともに エネルギー源の多様化から石炭消費も増加する 石炭の一次エネルギー消費に占める比率は 2008 年の 17% から 2035 年には 26% に上昇する

116 石炭消費量は 2008 年の石油換算 1,500 万トンから 2035 年の同 5,200 万トンへと年率 4.6% で増加し 2008 年の 3.4 倍に拡大する 分野別に石炭消費量をみると 発電部門では同 700 万トンから同 2,800 万トンに 産業部門では同 800 万トンから同 2,500 万トンに増加し 石炭消費に占める発電部門の比率は 2008 年の 48% から 54% に上昇する見通しである タイの石炭資源は褐炭が殆どであることから 今後の消費増加分は海外からの輸入炭で賄われることになる 石油換算百万トン 250 実績 予測 2008~2035 年の増加量 % 25 23% 39 36% 4% 5 0.0% 3% 億トン増 35% 再生可能等 (3%) 水力 (0.3%) 原子力 (2%) 天然ガス 石炭石油 ガス原子力水力再生他 % 33% 石油 50 46% 26% 石炭 17% 出所 :( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 一次エネルギー 2008 年 0.89 億トン 2035 年 1.97 億トン (2.2 倍増 ) 図 タイの一次エネルギー消費 タイの発電電力量は 2008 年の 152TWh から 2035 年の 442TWh まで年率 4.0% で増加する 2008 年時点での電源構成は 天然ガスが中心 ( 総発電電力量の 67% を占める ) であるが 今後 電源構成の多様化から石炭火力も増加する 石炭火力による発電電力量は 2008 年の 32TWh から 2035 年の 124TWh まで年率 5.2% で増加する 石炭火力のシェアは 2008 年の 21% から 2035 年には 28% まで上昇する 一方 天然ガス火力による発電電力量は年率 3.5% で増加し 2008 年の 102TWh から 2035 年の 256TWh にまで増加する

117 TWh % 2008~2035 年の増加量 0.1% 0.4 石炭石油 % 6.3% % 0.0 実績 9% 25 ガス原子力水力再生他 67% 予測 290TWh 増 58% 石油 (0.5%) 天然ガス % 28% 石炭 21% 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 図 タイの発電電力量 再生可能等 (8%) 水力 (1.6%) 原子力 (4.1%) 発電電力量 2008 年 152TWh 2035 年 442TWh (2.9 倍増 ) マレーシア 一次エネルギー消費は 2008 年の石油換算 7,000 万トンから 2035 年に向け年平均伸び率 2.8% で増加し 2035 年には同 1.48 億トンと 2008 年の 2.1 倍に拡大する 一次エネルギー消費の増加量は同 7,800 万トンで うち石炭は 天然ガスの同 3,400 万トンに次ぐ 同 2,300 万トンが見込まれている マレーシアでは天然ガスの輸出拡大に向け 石炭を主要電源の選択肢の一つとして開発を進めており 石炭火力が増加する これにより石炭の一次エネルギー消費に占める比率は 2008 年の 14% から 2035 年には 22% に上昇する 石油換算百万トン 実績 2008~2035 年の増加量 % 3% 29% 1% 1% 23% 予測 0.78 億トン増 46% 再生可能等 (0.6%) 水力 (1%) 原子力 (2%) 天然ガス 80 石炭石油 ガス原子力水力再生他 % 29% 石油 一次エネルギー 2008 年 0.70 億トン 20 37% 22% 石炭 14% 出所 :( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 2035 年 1.48 億トン (2.1 倍増 ) 図 マレーシアの一次エネルギー消費

118 石炭消費量は 2008 年の石油換算 950 万トンから 2035 年の同 3,200 万トンへと年率 4.6% で増加し 2008 年の 3.4 倍に拡大する 分野別に石炭消費量をみると 消費量の増加分のほとんどが発電部門での消費であり その量は 2008 年の同 800 万トンから 2035 年には同 3,000 万トンに増加する マレーシアでは石炭消費全体に占める発電部門の比率が 2008 年において 85% と高いが 2035 年にはさらに 9 ポイント上昇して 94% となる 石炭消費増加分は 海外からの輸入炭で賄われることになる マレーシアの発電電力量は 2008 年の 97TWh から 2035 年の 367TWh まで年率 5.0% で増加する 2008 年の電源構成は天然ガスを中心 ( 総発電電力量の 64% を占める ) としている 石炭火力による発電電力量は 2008 年の 26TWh から 2035 年の 138TWh まで年率 6.3% で増加し 石炭火力のシェアは 2008 年の 27% から 2035 年には 38% まで上昇する 一方 ガス火力からの発電電力量は年率 4.4% で増加し 2008 年の 62TWh から 3035 年の 198TWh まで増加する TWh 実績 2008~2035 年の増加量 % 50% 3.4% 3.4% -0.6% % 4.7 予測 270TWh 増 54% 再生可能等 (1.3%) 水力 (4.8%) 原子力 (2.5%) 天然ガス 200 石炭石油 ガス原子力水力再生他 石油 (0%) 発電電力量 2008 年 97TWh 50 64% 38% 石炭 27% 出所 :( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 2035 年 367TWh (3.8 倍増 ) 図 マレーシアの発電電力量 ベトナム 一次エネルギー消費は 2008 年の石油換算 3,500 万トンから 2035 年に向け年平均伸び率 4.2% で増加する 2035 年には 2008 年の 3 倍となる同 1.05 億トンに拡大する 一次エネルギー消費の増加量は同 1.08 億トンで うち石炭が同 1,900 万トンで 石油の同 2,400 万トンに次ぐ エネルギーソースの多様化が進み 一次エネルギー消費に占める石炭のシェアは 2008 年の 34% から 2035 年の 29% に低下する 石炭消費量は 2008 年の石油換算 1,200 万トンから 2035 年には同 3,000 万トンへと年

119 率 3.6% で増加し 2008 年の 2.6 倍に拡大する 分野別に石炭消費量をみると 発電部門での消費量は同 370 万トンから同 1,600 万トンに増加する 石炭消費全体に占める発電部門の比率は 2008 年の 32% から 2035 年には 52% へと大きく上昇する ベトナムは無煙炭の生産国であるが 国内無煙炭の供給力には限りがあるため 発電用燃料としての石炭の輸入が拡大する 石油換算百万トン 120 実績 予測 % 2008~2035 年の増加量 24 34% 石炭石油 8 6.8% 7.3% % 14% 10 ガス原子力水力再生他 18% 1.08 億トン増 14% 天然ガス 36% 20 41% 29% 石炭 34% 出所 : ( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 図 ベトナムの一次エネルギー消費 再生可能等 (10%) 水力 (7%) 原子力 (5%) 石油 一次エネルギー 2008 年 0.35 億トン 2035 年 1.05 億トン (3.0 倍増 ) ベトナムの発電電力量は 2008 年の 73TWh から 2035 年の 256TWh へと年率 4.8% で増加する見通しである 石炭火力のシェアは 2008 年の 21% から 2035 年の 29% へと着実に拡大する 石炭火力による発電電力量は 2008 年の 15TWh から 2035 年には 74TWh まで年率 6.1% で増加する 一方 2008 年において 42% と最大のシェアを占めた天然ガス火力は発電電力量を 2008 年の 30TWh から 2035 年の 75TWh へと年率 3.4% で増加させるが 2035 年にはシェアを 29% に低下させる 2008 年の電源構成では水力が 36% と石炭火力よりも高いシェアを示しているが 今後もこの傾向は維持される

120 TWh 300 実績 予測 2008~2035 年の増加量 % -0.2% 45 25% 10% % 0.8% TWh 増 33% 再生可能等 (0.6%) 水力 石炭 石油 ガス原子力水力再生他 原子力 (7.1%) 29% 天然ガス 100 石油 (0.5%) 36% 50 29% 石炭 42% 0 21% 出所 :( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 発電電力量 2008 年 73TWh 2035 年 256TWh (3.5 倍増 ) 図 ベトナムの発電電力量 豪州 一次エネルギー消費は 2008 年の石油換算 1.30 億トンから 2035 年に向け年平均伸び率 1.2% で増加し 2035 年には同 1.79 億トンに増加する 一次エネルギー消費の増加量は同 4,900 万トンで 内訳は天然ガスが同 3,600 万トンの増 再生可能エネルギー等が同 1,800 万トンの増で 石炭が同 330 万トンの減 石油が同 210 万トンの減と見込まれている 天然ガスの消費増加分が増加量全体の 7 割以上を占める 石油換算百万トン 200 実績 予測 2008~2035 年の増加量 億トン増 -7% -4% 74% 0.0% 0.1% 37% 140 石炭石油 ガス原子力水力再生他 % % 再生可能等 (14%) 水力 (0.6%) 原子力 (0%) 天然ガス 80 30% 21% 石油 % 20 30% 石炭 出所 :( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 一次エネルギー 2008 年 1.30 億トン 2035 年 1.79 億トン (1.4 倍増 ) 図 豪州の一次エネルギー消費

121 石炭消費量は 2008 年の石油換算 5,800 万トンから 2035 年の同 5,500 万トンに年率 0.2% で減少し 一次エネルギーにおける石炭のシェアも 2008 年の 45% から 2035 年には 30% に低下する なお 将来にわたり 石炭総消費量の 85% 以上が発電部門で燃料として消費される 豪州の発電電力量は 2008 年の 257TWh から 2035 年には 486TWh まで年率 2.4% で増加する見通しである 2008 年の電源構成では石炭のシェアが 77% と高くなっている しかし 2035 年に向けての発電電力量の増加分のうち石炭火力の増加量が 28TWh( 増加分の 12%) であるのに対し 天然ガス火力が 147TWh( 増加分の 64%) であることから 2035 年の電源構成では石炭火力のシェアは 46% まで低下する 一方で 天然ガス火力のシェアは 2008 年の 15% から 2035 年の 38% へと拡大する 石炭火力による発電電力量は 2008 年の 198TWh から 2035 年の 226TWh へと年率 0.5% で増加し 天然ガス火力による発電電力量は 2008 年の 39TWh から 2035 年には 186TWh まで年率 6.0% で増加する TWh 600 実績 予測 % ~2035 年の増加量 % 0.3% % 0.1% % 228TWh 増 再生可能等 (12%) 水力 (2.5%) 原子力 (0%) 300 石炭石油 ガス原子力水力再生他 38% 天然ガス 石油 (0.7%) % % 46% 石炭 出所 :( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 発電電力量 2008 年 257TWh 2035 年 486TWh (1.9 倍増 ) 図 豪州の発電電力量 韓国 一次エネルギー消費は 2008 年の石油換算 2.27 億トンから 2035 年に向け年平均伸び率 1.0% で増加し 2035 年には同 3.01 億トンに増加する 一次エネルギー消費の増加量は同 7,400 万トンで 内訳は原子力が同 2,600 万トン 石炭が同 1,800 万トン ガスが同 1,600 万トンと見込まれている 一次エネルギーに占める石炭のシェアは今後も 25% 以上を維持する 石炭消費量は 2008 年の石油換算 6,300 万トンから 2035 年の同 8,000 万トンへと年率 0.9% で増加する 現在 石炭総消費量の約 7 割が発電用燃料として消費されているが 2035 年に向けて発電部門での石炭消費量が増加するので 石炭総消費量に占める発電部

122 門のシェアは拡大する 石油換算百万トン 350 実績 予測 2008~2035 年の増加量 % 16 7% % 24% 5 21% 35% 億トン増 250 石炭石油 ガス原子力水力再生他 % 14% % 22% 16% 33% 再生可能等 (3%) 水力 (0.1%) 原子力 天然ガス 石油 一次エネルギー 2008 年 2.27 億トン 50 28% 27% 石炭 出所 :( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 2035 年 3.01 億トン (1.3 倍増 ) 図 韓国の一次エネルギー消費 Twh 実績 2008~2035 年の増加量 % 7.9% -5% 19 42% 0.3% 8.3% 石炭石油ガス原子力水力再生他 予測 238TWh 増 37% 再生可能等 (3%) 水力 (0.5%) 原子力 % 18% 天然ガス (15%) 石油 (0.5%) 発電電力量 2008 年 444TWh % 45% 石炭 出所 :( 財 ) 日本エネルギー経済研究所が予測 2035 年 682TWh (1.5 倍増 ) 図 韓国の発電電力量 韓国の発電電力量は 2008 年の 444TWh から 2035 年には 682TWh まで年率 1.6% で増加する 2008 年の電源構成では石炭火力が 43% 原子力が 34% 天然ガス火力が 18% であるが 将来に向けて原子力と石炭火力を主体とした電源供給を計画している このため 2035 年の電源構成は石炭火力が 45% 原子力が 37% 天然ガス火力が 15% となる見通しである 2008 年から 2035 年に向けた発電電力量の増加分の内訳は 石炭火力が 112TWh( 増加分の 47%) 原子力が 99TWh( 同 42%) 天然ガス火力が 19TWh( 同 8%) となる 石炭火力による発電電力量は 2008 年の 192TWh から 2035 年の 304TWh へと年

123 率 1.7% で増加し 原子力による発電電力量は同期間に 151TWh から 250TWh へと年率 1.9% で増加する

124 ワーキンググループの開催

125 ワーキンググループの開催 平成 21 年度において 主要石炭生産 消費国の専門家とのネットワークの構築と主要各国の情報の収集と共有化を図るために 石炭の有効かつ高効率利用の知見を有する各国の専門家からなるワーキンググループを設置した 本年度の調査では 第 3 回ワーキンググループ ( 3 rd International Conference on Clean Coal Technology in ERIA region ) を平成 23 年 1 月 27 日に東京で開催した 低品位炭利用ワーキンググループメンバー国 : 豪州 中国 インドネシア 日本 韓国 タイ高効率 低エミッション石炭火力普及ワーキンググループメンバー国 : 豪州 中国 インド インドネシア 日本 韓国 タイ 1. ワーキンググループメンバー WG for the Use of Low Rank Coal Resources List of WG Members Country Name Position/Organization Chair Japan Mr. Isao Mochida Professor, Kyushu University Australia China Indonesia Dr. Sankar Prasad Bhattacharya Dr. Xu Zhengang Mr. Slamet Suprapto Associate Professor, Monash University Director, Beijing Research Institute of Coal Chemistry China Coal Research Institute Senior Coal Researcher Research and Development Centre for Mineral and Coal Technology Japan Dr. Shiro Hori Professor, Kyushu University Member Japan Dr. Osamu Yamada Senior Research Scientist, Energy Technology Research Institute National Institute of Advanced Industrial Science and Technology (AIST) Japan Ph.D. Tohmei Takekawa Director, Head of Business Promotion Depertment Japan Coal Energy Center (JCOAL) Korea Dr. Sihyun Lee Chief of the Clean Fossil Energy Research Center Korea Institute of Energy Research Thailand Mr. Yaowateera Achawangkul Mechanical Engineer, Department of Alternative Energy Development and Efficiency (DEDE), Ministry of Energy

126 WG for the Promotion of High-Efficiency and Low-Emission Coal-Fired Power Plants Country Name Position/Organization Chair Japan Mr. Isao Mochida Professor, Kyushu University Australia Dr. David John Harris Theme Leader:Coal Utilisation Csiro Energy Technology China Mr. He Hongguang Director,Scientist,Fuel & Combustion Lab Thermal Power Research Institute India Mr. Narendra Kumar Srivastava General Manager NTPC Ltd. Member Indonesia Japan Mr. Mochamad Prayudianto Mr. Makoto Toyoma Senior Manager Power Plant Engineering, Engineering and Technology Division of PLN Head Office General Manager, Engineering Depertment, The Federation of Electric Power Companies (FEPC) Japan Ph.D. Tohmei Takekawa Director, Head of Business Promotion Depertment, Japan Coal Energy Center (JCOAL) Korea Dr. Chung Hwan Jeon Professor, Pusan National University Thailand Mr. Wichai Anantanasakul Chief, Coal Management Department Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT), Ministry of Energy 2. ワーキンググループの開催 以下の通り 第 3 回ワーキンググループを開催した 平成 22 年度ワーキンググループ 日時 :2010 年 1 月 27 日 9:30~16:55 場所 : 東京 三田共用会議所 議事次第 3 rd International Conference on Clean Coal Technology in ERIA region Venue: Mita Conference Hall Date: January 27, :30 ~ 16:55 9:15 ~ 9:30 Registration 9:30 ~ 9:35 Opening Remarks / Mr. Yoshitaka Watabe, METI 9:35 ~ 9:45 Opening Remarks / Prof. Isao Mochida, Kyushu University (Chairman) 9:45 ~ 9:55 Comprehensive Explanation of the Project / Mr. Koji Morita, IEEJ WG for the Use of Low Rank Coal Resources Report of study result 9:55 ~ 10:15 Issues around Low Rank Coal - Toward near-future introduction and

127 dissemination of low rank coal utilization technologies in ERIA region - / Mr. Haruo Inoue, JCOAL Presentation 10:15 ~ 10:25 Australian Low-rank Coals - Issues related to efficient utilisation technologies and barriers to their wider introduction - / Dr. Sankar Bhattacharya, Australia 10:25 ~ 10:35 Utilization of Brown Coal in China - for the WG on Utilization of Low Rank Coal - / Dr. Xu Zhengang, China 10:35 ~ 10:45 The Utilization of Low Rank Coal in Thailand / Mr. Yaowateera Achawangkul, Thailand (10:45 ~ 11:05 Coffee Break) 11:05 ~ 11:15 Low Rank Coal Utilization and R&D Status in Korea / Dr. Sihyun Lee, Korea 11:15 ~ 11:25 Activities in Japan for LRC utilization R&DD and dissemination / Dr. Tohmei Takekawa, Japan 11:25 ~ 12:05 / Discussion (including Q&A) Special Report 12:05 ~ 12:20 Coal Bank at AIST - Use of standard coal samples and database - / Dr. Osamu Yamada, AIST 12:20 ~ 12:35 The LRC utilization: impediments and solution / Prof. Shiro Hori, Kyushu University (12:35 ~ 14:00 Lunch) WG for the Promotion of High-Efficiency and Low-Emission Coal-Fired Power Plants Report of study result 14:00 ~ 14:20 Spreading CCT across the Asia -understanding challenges and finding opportunities- / Mr. Ichiro Kutani, IEEJ Presentation 14:20 ~ 14:30 High Efficiency, Low-Emissions Coal-Fired Power Generation Technology: Update on Australian Activities / Dr. David Harris, Australia 14:30 ~ 14:40 CCT Promotion on Coal-Fired Power Plants in China / Mr. He Hongguang, China 14:40 ~ 14:50 Energy, Sustainability and Beyond - Road Map for Low Carbon power sector - / Mr. N. K. Srivastava, India 14:50 ~ 15:00 The Challenge of Promoting SC & USC Coal Power Plant in Indonesia / Mr. Mochamad Prayudianto, Indonesia (15:00 ~ 15:20 Coffee Break) 15:20 ~ 15:30 The Promotion of High-Efficiency and Low-Emission Coal-Fired Power Plants in Thailand / Mr. Wichai Anantanasakul, Thailand 15:30 ~ 15:40 Current Status and Prospect of High Efficient Coal Power Plant in Korea / Dr. Chung Hwan Jeon, Korea

128 15:40 ~ 15:50 Current Status of Overseas Business of High Efficiency Power-Generating Technology in Japan / Mr. Makoto Toyoma, FEPC 15:50 ~ 16:30 Discussion (including Q&A) Special Report 16:30 ~ 16:50 Effective Utilization of Coal in the 21st Century - Coal Gasification & Utilization of Low Rank Coal - / Mr. Hashimoto Takao, MHI 16:50 ~ 16:55 Closing Remarks / Prof. Isao Mochida, Kyushu University (Chairman) ワーキンググループ参加メンバー List of Participants Country Name Position/Organization Chair Japan Mr. Isao Mochida Professor, Kyushu University WG for the Use of Low Rank Coal Resources Australia China Dr. Sankar Prasad Bhattacharya Dr. Xu Zhengang Associate Professor, Monash University Director, Beijing Research Institute of Coal Chemistry China Coal Research Institute Japan Dr. Shiro Hori Professor, Kyushu University Member Japan Dr. Osamu Yamada Senior Research Scientist, Energy Technology Research Institute National Institute of Advanced Industrial Science and Technology (AIST) Japan Ph.D. Tohmei Takekawa Director, Head of Business Promotion Depertment Japan Coal Energy Center (JCOAL) Korea Thailand Dr. Sihyun Lee Mr. Yaowateera Achawangkul Chief of the Clean Fossil Energy Research Center Korea Institute of Energy Research Mechanical Engineer, Department of Alternative Energy Development and Efficiency (DEDE), Ministry of Energy WG for the Promotion of High-Efficiency and Low-Emission Coal-Fired Power Plants Australia Dr. David John Harris Theme Leader:Coal Utilisation Csiro Energy Technology China Mr. He Hongguang Director,Scientist,Fuel & Combustion Lab Thermal Power Research Institute India Mr. Narendra Kumar Srivastava General Manager NTPC Ltd. Member Indonesia Japan Mr. Mochamad Prayudianto Mr. Makoto Toyoma Senior Manager Power Plant Engineering, Engineering and Technology Division of PLN Head Office General Manager, Engineering Depertment, The Federation of Electric Power Companies (FEPC) Japan Ph.D. Tohmei Takekawa Director, Head of Business Promotion Depertment, Japan Coal Energy Center (JCOAL) Korea Dr. Chung Hwan Jeon Professor, Pusan National University Thailand Mr. Wichai Anantanasakul Chief, Coal Management Department Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT), Ministry of Energy

129 3. 議事の概要 3.1 WG for the Use of Low Rank Coal Resources (1) WG メンバーからの報告 a. 調査結果 : Issues around Low Rank Coal - Toward near-future introduction and dissemination of low rank coal utilization technologies in ERIA region - / Mr. Haruo Inoue, JCOAL 1) 低品位炭の利用状況 低品位炭 ( 褐炭 亜瀝青炭 ) 資源を保有する豪州ビクトリア州 中国 ( 内モンゴル自治区 雲南省 ) インドネシア及びタイでは 主として地場での発電用に利用されている 韓国はインドネシアの亜瀝青炭を輸入し 発電用に利用している 日本も インドネシア炭を輸入しているが その一部は亜瀝青炭と考えられる 2) 政策 低品位炭利用及び利用技術開発を目指して 豪州ビクトリア州及び日本は明確な政策をとっている インドネシアは DMO にて 低品位炭の国内利用を優先 高品位炭を輸出する政策ととっている 中国中央政府は 低品位炭に関する特段の政策は無いものの 低品位炭を保有する省及び自治区ではクリーンで高効率な低品位炭利用技術開発を奨励している タイ及び韓国では 特に低品位炭利用に関する明確な政策はとられていない 3) 低品位炭の利用技術開発 低品位炭の利用方法としては 直接使用 改質 ( 脱水 乾燥 ブリケット製造 CWM) 及び転換 ( ガス化 液化 ) があるが 各国単独あるいは二国間の協力により技術開発が進められている 4) 障害 障壁 政策面での障壁に関し 特に環境税 ( 炭素税 ) は現時点で日本以外の国では設けられていないが 導入を検討している国もある 環境税の導入は利用技術開発が進む効果もある 低品位炭の利用技術開発に積極的な国もあれば 政府の支援が限られる国もある 経済面での障壁に関しては 低品位炭中の高水分により脱水 乾燥コストが高く 経済性のある改質及び転換技術に達していない インドネシアの低品位炭はそのまま輸出されている 技術面の障壁に関しては 低品位炭を効果的に脱水 乾燥あるいは転換する利用技術が確立されていない また 利用技術開発のための若手技術者の育成が重要である その他 タイのように 低品位炭を含め石炭利用に対する理解を深める活動の実施が重要な国もある

130 5) 低品位炭利用に向けた取組みと望ましい国際協力 豪州ビクトリア州及び日本は 低品位炭利用技術開発に積極的な支援を実施している 豪州 日本及びインドネシアは二国間や多国間協力による技術開発を行っている 低品位炭の利用技術開発を推進するためには 国内及び国際的な情報交換や研究開発の協力を強化する大いに望まれる 6) まとめ 低品位炭の需要増に伴い 効果的かつ経済性のある低品位炭利用技術の開発は 排出量を低減するためにも重要な課題となる 最も重要な低品位炭利用技術開発は 改質技術の中の脱水 乾燥技術である 各国は独自及び国際的な取組みで利用技術開発を進めているが 低品位炭利用技術開発を加速 促進すること また低品位炭利用の障害を克服するためには 国際的な協力を強化することが重要である b. 発表 : Australian Low-rank Coals - Issues related to efficient utilisation technologies and barriers to their wider introduction - / Dr. Sankar Bhattacharya, Australia 1) 豪州の低品位炭 ビクトリア州の低品位炭の資源量は Gippsland に 3,940 億トン Otway に 155 億トン Murray Basin に 195 億トンと推定され うち 330 億トンが経済性のある資源 現状 年間 6,400 万 ~6,700 万トンが発電用 ( 能力 6,555MW) に消費され コジェネ用ブリケット製造用に 50,000~70,00 トンが消費されている ビクトリア州の低品位炭利用技術開発に関しては 1980 年代の日本が参加した褐炭液化をはじめ 循環流動床パイロット テスト 加圧流動床ガス化技術 石炭脱水 乾燥 Oxy-fuel 評価等が実施されてきた 現在は ビクトリア州政府が ETIS BCIA Clean Coal ビクトリアを通して また発電会社が利用技術開発の努力をしている 南オーストラリア州には 未利用褐炭の Kingston 炭等の資源があり 亜瀝青炭の Leigh Creek 炭が発電用に年間 300 万 ~400 万トン使用されている 同州にある褐炭のガス化の評価や GTL の評価 循環流動床パイロット プラントでのテスト等が実施された 西オーストラリア州には Collie 炭田と Esperance 炭田に 13 億トンを超える資源量が推定されているが 現状 300MW コジェネ用に Collie 炭が使用されている Collie 炭のガス化評価等が実施された 低品位炭の利用技術開発には 効率的 商業規模で経済性のある乾燥技術の開発が鍵であり 政府の支援が不可欠である 墳流床ガス化の評価 実証 超超臨界 -pf の評価 新設設備による Oxy-pf の評価 Oxy- 循環流動床の評価が必要 CTL(DME メタノール ディーゼル ) 技術についても追及すべき

131 2) ビクトリア州の低品位炭 低品位炭利用に関する政策では 州政府による ETIS Clean Coal ビクトリア及び BCIA を通した基礎研究 大規模開発や CO2 貯蔵プロジェクトに対する支援や連邦政府による一部支援 一部の民間企業や発電会社のコミットがあるが 産業界主導の研究プロジェクトが欠如している 炭素税の導入は現状 はっきりしていない ビクトリア州の低品位炭は発電用に不可欠であり 今後も使用される 政策面の障害に関して 石炭利用に対する反感は常にあるが 限定されたもの 技術面に関する障害に関しては 乾燥及びガス化技術についてパイロット及び実証試験への移行が早急に望まれる 実証が成功することにより 褐炭製品の市場が新たに生まれる 国際協力が鍵であり 日本の技術 ( 乾燥 ガス化 水素利用 ) が大きな役割を果すことが可能で 上手く組織された 乾燥実証プロジェクト が早急に望まれる その他の障壁としては 日豪間の学生 研究者 技術陣の交流を促進すべきで また石炭科学者や石炭エンジニアの不足があるようにも思われ 産業界と大学研究者の交流 石炭科学者や大学等の研究者が産業界で経験を積むことも奨励されるべき c. 発表 : Utilization of Brown Coal in China - for the WG on Utilization of Low Rank Coal - / Dr. Xu Zhengang, China 1) 低品位炭の分類と利用分野 低品位炭は 褐炭と亜瀝青炭に分類される 中国の亜瀝青炭は 長炎炭と弱粘着炭及び非粘着炭を含んでいる また 中国では 褐炭は 水分や揮発分等で 2 つのタイプに分類されている 中国において 亜瀝青炭は いろいろな種類のボイラ用燃料 いろいろな化学品製造工程での主原料及びその他多くの目的で使用されている 中国での最近の低品位炭のホットな話題は 褐炭の開発とその利用である 2) 政策 低品位炭の利用の政策 - 中央政府は 褐炭をクリーンで高効率の開発と利用を促進している その為 近年は 中国の褐炭の生産量は年々増加している - 地方政府としては 褐炭のオーナーでデベロッパーが スポット的に採炭された少なくとも褐炭の半分をいろいろな石炭化学品に転換することを要望している - 褐炭のオーナーでデベロッパーは 採炭したそれなりの量の褐炭を特に発電用石炭ブレンド燃料として 彼ら自身のエンドユーザーに直接輸送することを望んでいる R&D と導入技術の政策 - 低品位炭の導入と開発は いろいろなレベルの政府機関により促進されている - 褐炭の品質向上と転換技術のパイロットプラントやデモンストレーションのプロジェクトのR&Dプログラムを承認する特別な政策がある

132 - 政府機関は 資金支援を次第に増やし 褐炭の利用技術のR&D デモンストレーションそして普及の為に 企業からの投資を次第に強化している 低品位炭 ( 褐炭 ) の利用状況 - 中国では 褐炭の多くは発電用燃料として使用されている 褐炭を使用している発電プラントは 主に 内モンゴル東部 吉林省を含む東北地区 及び雲南省にある - 少量の褐炭は いくつかの微量金属 ( 例えば ゲルマニウム (Ge)) の回収用 又は褐炭ワックスのような他の化学品の製造用に使用されている 3) 低品位炭の利用技術開発の状況 褐炭は いくつかの発電所で いろいろな種類の石炭ボイラでの燃焼用に そのまま 又は他の石炭とブレンドして燃料として使用されている いくつかの進んだ大規模石炭火力発電技術は 最近導入されるか 国内で開発さ れている 燃焼以外では 褐炭利用技術の多くは まだ開発中であるが それらのいくつかは ( 乾燥と脱水の技術 熱分解技術 直接液化技術 石炭ガス化技術 ) がすでに 商用デモンストレーションのステージにある 褐炭の開発中のプロセスとして 乾燥 脱水プロセス 乾燥 脱水プロセスにブリケット工程加えたプロセス キルン等での田断熱分解プロセス等が紹介された 4) 障壁と国際的支援 低品位炭利用技術の導入と普及に関するいくつかの障壁がある 政策的には環境規制 経済的には高い投資額 知的財産権とライセンス使用料 エネルギー効率など 技術的には乾燥 脱水技術が実用化されていないこと 脱水した褐炭の輸送と大型化がまだ実証中であることが障壁となっている 中国では 進歩した大きいスケールでの褐炭のアップグレーディングと転換 ( 改質 ) 技術は緊急的なニーズである 中国において 褐炭利用に関する R&D とその普及の為には 国内そして国際的な情報交換と技術協力の推進 強化を行っていく必要がある d. 発表 : The Utilization of Low Rank Coal in Thailand / Mr. Yaowateera Achawangkul, Thailand 1) タイでの石炭利用状況 タイでの一次エネルギー供給 (2009 年 ) の 11% が石炭で その 34% が自国で生産される褐炭である タイでの電源別発電量の割合 (2009 年 ) は天然ガス 74% 石炭 21% 水力他 5% で EGAT の電源開発計画によれば 2030 年までに新規の石炭火力発電所 ( 能力 800MW 8 基 ) が稼働予定 2) 低品位炭の政策 タイでは低品位炭利用に関する政策は無いが DEDE 他関係機関がクリーンな石炭利

133 用のロードマップを作成中 低品位炭の研究開発政策として 政府による各種基金が利用可能 また省エネ プロジェクトに対する税関連のインセンティブ制度等がある 3) 低品位炭利用技術の状況 DEDE は 2002 年以降クリーン コール テクノロジー (CCT) 調査や CWM 調査研究 石炭ガス化研究調査も実施している 4) 障害 障壁 タイにおける低品位炭利用に向けた主たる障壁はパブリック アクセプタンスであり 国内の褐炭及び石炭火力発電所建設に対する反対活動が行われている その他 低品位炭機器コストが高い等の経済面での障壁 低品位炭利用技術や炭質に対する信頼等の技術面での障壁 政府承認手続きの複雑さ等の政策面での障壁がある 5) 国際的な支援 タイでの低品位炭利用を促進するため 技術移転に対する支援 低品位炭利用の実証プロジェクトだけでなく 特にパブリック アクセプタンスの方法に対する支援を必要としている e. 発表 : Low Rank Coal Utilization and R&D Status in Korea / Dr. Sihyun Lee, Korea 1) 政策 低品位炭利用に関する特段の政府政策は無いが 低品位炭に対して需要が増えており 輸入炭 6,400 万トンのうち低品位炭は 2,500 万トンで 40% を占め その全量がインドネシアから輸入されている 韓国では CCT プログラムが無いが 2008 年及び 2009 年に低品位炭利用技術の研究開発プロジェクトが実施されたことがある 2) 低品位炭利用技術の状況 現状では 電力会社は混炭等による低品位炭利用のガイドラインを作成しているが 低品位炭利用拡大のためには 脱水 乾燥 燃焼及び転換技術の開発が必要となる 韓国政府による研究開発プログラムでは KIER による流動床乾燥技術開発と SKE/KIER 及び KIER/IAE による低品位炭ガス化技術開発を行っている 3) 障害 障壁 低品位炭利用技術の導入 普及に対する障壁に関し 政策面では特段の障壁は無い 経済面での障壁では 産業界は低品位炭利用技術の開発必要性を認識しておらず 低品位炭を利用するための設備改造費用が高いことから 低品位炭を直接使用したい意向 技術面に関する障壁に関しては 高水分のため既存発電所では直接使用ができないし まだ商業化した脱水 乾燥技術が存在しないことも確認済み

134 4) 国際的な支援 アジア地域での低品位炭利用技術の導入 普及には二国間及び多国間の協力が必要 韓国政府は 低品位炭利用技術開発のため 二国間及び多国間が支援する国際協力プログラムを支援する用意あり f. 発表 : Activities in Japan for LRC utilization R&DD and dissemination / Dr. Tohmei Takekawa, Japan 1) 第 2 回 WG での 低品位炭 グループの議論内容 第 2 回 WG までに 低品位炭の現状について共通認識が持たれた つまり 商業的には産出国内での流通に限られ 利用もその範囲であったものの これからの石炭需給動向からみて 特に低石炭化度炭 (LRC) をうまく利用していく必要性についての認識である WG メンバーは LRC の産炭国 ( 豪州 インドネシア ) 産炭国であり消費国( 中国 タイ ) 石炭の輸入に頼っている国( 日本 韓国 ) とそれぞれ立場が異なる中で LRC の研究開発 商業利用 環境規制 社会的受容性 あるいは政策的 経済的側面について 情報交換することの重要性が共通に認識された また 前回までに議論された低品位炭利用に係る論点としては 技術的側面 LRC の利用で引き起こされる環境問題 社会的受容性 政策的 財政的支援 若手技術者の育成等の重要性がある 2)LRC 利用に係る日本の政策 日本のエネルギー政策は市場原理に基づくとともに 安定供給と環境に配慮したエネルギーの生産と消費を基本としている その中で 新エネルギー政策に基づく石炭政策は 2つの大きな柱で構成されている 第一に 石炭火力発電においての低炭素システムの導入がある これは 国内の石炭火力の低炭素化に加えて海外の石炭火力の低炭素化にも貢献使用するものである 第二として 石炭資源の安定供給に向けた方策を支援することが挙げられる 特に 産炭国とのと協力して石炭の CCT をベースにした利用技術開発 共同実証がある 特に 褐炭や水分の多い亜瀝青炭等の LRC については ガス化して SNG のようなクリーンエネルギーを製造することにより 日本のエネルギー需給バランスを緩和することが期待されている LRC 利用技術の開発と導入を促進するために 海外での実証やフィジビリティスタディ等の技術協力を推進しており その実施にあたって補助金等のインセンティブが政府から付与される 3)LRC 利用技術の現状と JCOAL の活動 LRC の利用技術開発課題を整理するとともに 日本における利用技術の現状を述べ 政府の支援のもとに実施している実証事業等を紹介した 特に LRC のもっとも重要な課題である脱水 乾燥技術については さらなる実証が必要な側面もあるが商業的

135 に利用可能なスチーム チューブ ドライヤが紹介され 実証段階の UBC(Upgraded Brown Coal) や脱水とスラリー化を組み合わせた HWT-cs(Hot Water Treatment-Coal Slurry) を紹介した LRC の利用技術としては 産出国で LRC をそのまま利用することによる環境汚染を防止し 森林伐採を避けるための乾留ブリケットの製造技術について紹介した また LRC からの SNG 燃料油 化学品製造の根幹となるガス化技術について 既に商業的に利用可能な三菱重工の噴流床ガス化炉 JCOAL と実証事業を推進している新日鉄エンジニアリングの ECOPRO と IHI の TIGAR を紹介した さらに JCOAL が取り組んでいる低炭素 資源循環型炭鉱地域 ( エコ コール タウン ) の取組について紹介し LRC の総合利用を我が国が石化コンビナート等で培った省エネ 環境対策技術を各要素技術を最適に組み合わせて適用することの重要性について述べた 4) 技術提供国として克服すべき課題 日本側の発表の中で 低品位炭の利用に係る技術的課題として 以下を協力して検討していくことを提案した - LRC の乾燥 脱水と安定化技術 特に革新技術と後工程とのリンクによるコスト削減 - LRC の反応活性の制御と利用 例えば燃焼促進添加剤 マイルドガス化条件 炭化における 3 次元構造の発達 - 高灰分炭に対応した電気集塵機の最適化と燃焼灰の利用技術開発 - 高硫黄炭 高窒素炭に対応した高負荷対応脱硫 脱硝技術 - 微量元素処理技術 - 水処理技術 ( 特に低温対応型 ) また 商業ベースでの LRC 利用を促進するために以下の内容を提案した - 日本は石炭輸入国であり 輸入した石炭を利用する様々なシーズ技術を持っていることから 色々なクリーン コール技術を商業的あるいは共同実証等のレベルで産炭国に提供すること - 但し 設備費用や費用回収年限を所定の範囲に収めるために それぞれの LRC の性状 設備環境 ユーティリティインフラ 運転 保守管理の現状 市場環境に合わせて最適化を図る提案をすること - 資源探査と採炭から利用に至る最適な複合体の提案を市場性に合わせて協力して検討すること (LCA 的アプローチ エネルギーのカスケード型利用 エネルギー相互融通等 ) - 適切なビジネスパートナーと商習慣を理解した上での協力の構築 - 世界銀行 アジア開発銀行 国際協力銀行等の融資の手配での協調

136 5)ERIA WG における今後の協力に向けた提案 来年度の WG の協力として 以下の 3 項目を提案した - LRC の性状に係る情報の交換 ( 工業分析 元素分析 灰組成 また 脱水特性 反応性等を共通の分析手法で評価 ) - 低炭素 資源循環型 ECTを形成するためのケーススタディの実施 ( 中国 豪州 インドネシア他 ) - 乾燥 脱水 反応性制御 LRC と CCS 等の特定テーマについての国際ワークショップの開催 g. 特別講演 : Coal Bank at AIST - Use of standard coal samples and database - / Dr. Osamu Yamada, AIST 1) 石炭バンクについて AIST の石炭バンクは 1995 年の Brain-C プログラムで作成され 基礎科学や研究開発用に利用するためのデータベース 標準サンプルは不活性雰囲気で保管され CCT に関する研究開発ニーズのある大学 研究機関及び民間企業に標準サンプルを配布 その分析結果をデータベース化し 分析データをニーズに応じて提供している 日本への輸入炭の大部分について 分析データ ( 工業分析 元素分析 マセラル 灰組成 ) があり 標準サンプルは粒度別 (5mm 以下 1mm 以下 100mesh 以下 ) に 100g を窒素で密封して配布 褐炭から無煙炭まで 2011 年 1 月時点で 109 の石炭サンプル ( 豪 30 米 10 カナダ 2 コロンビア 2 インドネシア 22 南アフリカ 7 中国 21 ベトナム1 ヨーロッパ 1 ロシア 7 日本 5) 及び石炭灰 6 サンプルがある 低品位炭の利用に関連する石炭バンクのデータベースの利用については 低品位炭の評価 ( 酸素 水分 発熱量他 ) や発熱量の評価に利用できる 2) まとめ AIST 石炭バンクには 109 の石炭サンプルが保管されている 石炭サンプル及び分析データベースは 基礎研究のために利用可能 低品位炭の実際的な利用可能性について 石炭バンクのデータベースを利用し発熱量に基づき評価される これにより 利用可能な低品位炭が明確に示される h. 特別講演 : The LRC utilization: impediments and solution / Prof. Shiro Hori, Kyushu University 1) 低品位炭の直接燃焼 水分 40% の Wara 炭では高 Nox の排出 水分 60% の Loy Yang 炭では未燃分が高い等 低品位炭を燃焼する際には様々な問題 (Nox 上昇 未燃分増加 炎温度の低下等 ) が

137 生じるのを防ぐため 操業面での対策を取ることが必要 2) 低品位炭の改質 効果的な乾燥方法を検討するにしても 元々の水分レベル (40% あるいは 60% なのか ) から乾燥後の水分レベル (10% 20% あるいは 30%) の目標を決めることも必要 蒸気乾燥か排ガス乾燥かの乾燥方法も検討が必要 改質方法についても UBC( 乾燥 + 輸送用ブリケット ) や HWT( 乾燥 + 液体 ) のように石油代替燃料となるもの Dry fining( 乾燥 + 大気汚染物質 SO2 Hg Nox の除去 ) がある 3) 低品位炭の付加価値利用 低品位炭のガス化に関しては 最初に脱水し その後にガス化を行う ガス化生成物として 合成ガスは燃料 アンモニア ( 尿素 ) は肥料 メタノール (DME) は燃料代替 ( ディーゼル /LPG) 等になる 4) 石炭コンプレックス 石炭コンプレックスは低品位炭の多目的利用及び最も効果的な低品位炭利用と総コスト 利益の最適化を図るためのもので この石炭コンプレックスを検討する場合 プラント規模 石炭品位 乾燥方法 プラント操業面 石炭 天然ガス 化学品 電気等の価格についても比較検討が必要となる 既存石炭コンプレックス : - チェコ Vresova( 褐炭使用 ): 発電 + ブリケット製造 (2,000 トン / 日 ) 蒸気乾燥 +Lurgi ガス化 (1968 年 4,400 トン / 日 ) 火力 +ガス コンバインド サイクル (1996 年 400MW) 石炭コンプレックス スタディの例 : - インドネシアでのケース スタディ : 南スマトラの褐炭 ( 全水分 56%) を利用した化学コンプレックスの F/S - 豪ビクトリア州でのケース スタディ :Loy Yang 炭 ( 全水分 60% 灰分 1%) を使用した日豪褐炭プロジェクト (2010~2012) で 乾燥 ガス化 燃焼 改質や CCS-ready IGCC の概念設計も含むビクトリア州での褐炭コンプレックスの可能性を調査する F/S 5) まとめ 低品位炭の多目的利用を目指す 最も効果的な低品位炭利用と総コスト 利益の最適化を図る低品位炭の利用が重要 地場利用と国際市場を考慮して 適切な技術及び組み合わせの選択を行うこと

138 (2) 討議 討議開始に当たっての議長見解 低発熱量炭の難しさは 高含有の水分と酸素及び 特に乾燥での低安定性 ( 自然発火など ) にある 技術的には アップグレーディング 転換 ( 改質 ) 乾燥 ブリケッティング コーキング ガス化そして液化である 生産コストの削減が期待されている総合的なビジネスモデルは まだ確認はされていない 省エネは 通常 大規模な投資とコストを必要とする アップグレードした褐炭の輸送と取引では 設備のサイズを大きくすることによる価格の低減が期待されている モンゴルやビクトリアのような乾燥地域で水が強く要望されているように 低品位炭のアップグレーディングとビジネスモデル構築の為の更なるベーシックな科学が必要である エココールタウンと低品位炭開発 エココールタウンについて紹介する 巨大な投資であるが このコンセプトとこの全体を統合したシステムの確立に向けたプロジェクトが行なわれることを期待している この候補地域となる炭鉱には多くのメタンガスがあり 多くの石炭を産出し 且つ大きな石炭会社が石炭利用の開発をしている地域を考えている 石炭会社が電気品や化学品のような付加価値品を生産することに大変関心を持っている 同時に発生する多くの廃棄物の効率的な利用が環境面で大変必要となる 石油化学コンビナートで エネルギー又は廃棄物のリサイクルシステムについて多くの経験がある日本側は それらの開発で貢献できるし 何か低品位炭の開発計画の観点からの協力もできる 韓国での低品位炭の開発と利用 韓国には低品位炭関連の支援プログラムや石炭を扱う政策機関はないが 個々の企業は 低品位炭の利用の重要性を認識している 韓国の SKE/KIER 社は MTO プロセスに進む SNG のガス化プロセスに興味を持っている 2009 年に政府は低品位炭のガス化を含む政策運行プログラムをつくった SKE/KIER 社が3つのタイプのガス化炉 (KBR タイプ 移送タイプ ガス化炉 ) を設置している 2015 年には 商用プラントが設置される予定である POSCOは韓国の Pangyang 地域でSNGプロセスを導入し 低品位炭を使用している 韓国のエネルギー研究院と先進工学研究院が参加しているプロジェクト ( 流動床方式の乾燥技術開発他 ) に政府が財政支援をしている インドネシア低品位炭の輸入量は年々増加し その含有水分は 35~40% と非常に高い為 火力発電所で乾燥できる流動床方式の乾燥技術を開発している 流動床技術の開発理由は シンプルで 大変安価で 運転も比較的簡単なためである

139 韓国で多段流動床方式の乾燥機を開発した 高さは非常に低く 低品位炭の含有水分に応じて 調整したり 拡張したりできる 昨年末までに 同等スケールの流動床型乾燥機試験を終了した 排熱を石炭の乾燥に使用する為に 流動ガスとの熱交換の利用を考えている 韓国では 瀝青炭と褐炭の両方に関心がある ソ連から石炭と高水分の褐炭を輸入しているし 水分を減らす試験用に少量インドネシア褐炭も輸入している 豪州での低品位炭の開発と利用状況 ビクトリア褐炭の 1 つの課題には 褐炭を乾燥する加熱スチーム 乾燥機の流動化スチーム 及び流動化ガスのエネルギー回収がある RWE s WTA 社は 高水分褐炭でのスケールアップとコストが実証できていない ビクトリア褐炭は 水分の形態も重要な問題である スチーム流動床型乾燥機は 細孔の内部から水分を追い出し 平衡水分を下げている ビクトリア褐炭のもう 1 つの課題は 乾燥で水分を 60~65% から 12% に下げるのに 大変時間がかかること 且つその間に石炭が次第に微粉化していくこと そして多くの人は これを認識していないことである これらの課題は いわゆる北半球の褐炭を利用した流動床乾燥では直面しなかったものである これらの課題は 開発者の間で適切に言及されなかったため WTA の実証プロジェクトに 7,500 万ドルの資金が提供されたのにもかかわらず そのプロジェクトでは 1 ドルも使用されあう 先に進まなかった 褐炭には石炭固有の水分の形態や水分レベルの違いなどがあるため 全ての褐炭タイプに機能出来るような単一の流動床方式はない タイでの低品位炭の開発と利用状況 タイの石炭のような高灰分で 高硫黄で 高水分という 3 つの課題がある石炭に注目している 現在の技術でこのような石炭を使っていくべきである タイのエネルギー省は 低品位炭の調査と開発に関しての明確な CCT の戦略やロードマップを持っていない このため DEDE が CCT 研究予算を計上するけれども 内閣がこの予算を却下している 緊急で重要な問題としてパブリック アクセプタンスがある 低品位炭は高い CO2 を排出する石炭と全く同じと思われていることが パブリック アクセプタンスに影響を及ぼしている 内閣が予算を拒んでいる理由もここにある 低品位炭利用技術の開発目標 パブリック アクセプタンスを得る為に CCT の必要性と可能性を納得してもらう必要がある 横浜近郊に排気が非常にクリーンな石炭火力発電所が建設されたが 非常にクリーンと同時に高コストでもある 今後 クリーンさとコストの折り合いを付けられるようなプログラムを促進することも必要だろう 低品位炭開発の目標が問題である 低品位炭の利用拡大のモチベーションは 低品位

140 炭が低コストの燃料であることが大きいが 明らかに事前処理や CO2 低減などでも追加コストが掛かかる 採炭後の追加コストを受入れる為に 低品位炭に対する目標 ( コスト目標 排出目標 ) を知りたい ブラックコールのコストと同等かどうかに狙いを置いてはいるが 多くの研究では この目標が重要である 乾燥に係るコストとそれに付随する大量の CO2 排出のコストは避けられないので 低品位炭の利用にはよりコストが掛かると言わなければならない 高品位炭と比較して 低品位炭の目標をどうするのか思案しているのが実情である 低品位炭利用の開発目標には 国内使用国と石炭需要国の 2 つの答えがあろう 排出目標として 乾燥後でも 効率がブラックコールとは同じレベル達しないであろうと言える コスト面の数字はいろいろ出されているが はっきりしたコスト目標値はない 非常に定性的な数値としては 超臨界や超超臨界又は IGCC であろうと ブラックコールの数値に似たものとみている 排出目標や効率目標は 乾燥やガス化の実証試験が実際に成功するか否かによる ガス化に関する限り あらゆる瀝青炭ガス化技術は 3,000 ドル以上と非常に高い 乾燥コストについても 超臨界 超超臨界あるいは IGCC でどれ位になるのか分からない 実証プロジェクトを実施することにより 初めてコストは分かるものであろう 中国では 褐炭の特別な政策や特別な目標はない 主な理由は 未だ 実行可能な商用技術がない為である 十分な商業的技術を保有しているなら 何らかの目標は設けるべきである 韓国では 非常にシビアーに発電プラントの経済性と安全性を考えている 発電プラントでは 高水分の低品位炭は 多くの石炭を供給しなければならず ガス量は多くなり ガス量の損失が増加し 発電プラントの効率を維持できなくなる また 多くの酸素と水素を有しているので 燃焼時に多くの水が生成し 燃焼時に熱が消費される点も問題となる 低品位炭を使用する経済性を考慮する必要があるが 乾燥するための設備投資が必要であり 経済性がない 乾燥技術を開発しなければならない理由は何か 韓国の石炭火力発電所ではブレンディングの経験があり 課題もある 低品位炭の直接使用を考えるべきで ブレンディングに焦点を当てる方がより有益である 石炭のブレンディングは良い戦略だ 日本は インドネシアで褐炭のアップグレード プラント (1 日当たり 600 トン ) を運転し すでに日本に輸送する試験を行った また 商業プラントでの燃焼試験を行うため コンタクトをしている この一連の診断や試験をベースに 処理と輸送にどれくらいのコストとが必要かを計算することになる 輸送時に いかに自然発火を防止するかも重要な課題である

141 (3) 議長のまとめ 今後の社会のエネルギーセキュリティのために 低品位炭に何らかのインセンティブを与えることができれば その目標は達成しやすくなる 但し 特にオーストラリアなどは 褐炭だけでなく ブラックコールが豊富にあり 褐炭の利用技術を推進するか否かの選択は大変難しい 日本 韓国 中国 及びタイは 石炭の供給を受ける必要があり そこに私たちが協力して何らかの解決策を見出す理由がある 世界第 4 位の石炭産出国と同時に非常に大きな石炭消費国であるインドの石炭の多くは 灰分が高いが このような石炭の利用法を協力して開発する必要がある インド国内での利用を促進することは 国際的な共同プログラムには非常にいい対象である あまり明確でない定性的な目標しか出せないが 今後のエネルギーセキュリティのため 多様な石炭を受け入れるためのパブリック アクセプタンスも重要である 今回のワークショップのディスカッションを通して 来年 協力して進める幾つかのトピックを見出した 来年はこのワークショップの全メンバーで 次に何ができるかを議論したい 3.2 WG for the Promotion of High-Efficiency and Low-Emission Coal-Fired Power Plants (1) WG メンバーからの報告 a. 調査結果 : Spreading CCT across the Asia -understanding challenges and finding opportunities- / Mr. Ichiro Kutani, IEEJ 1) 石炭火力発電の現状 石炭は 主要な発電用燃料である ただし 使用する石炭の種類 ( 無煙炭 瀝青炭 亜瀝青炭 褐炭 ) は 各国で様々である 発電所の容量は MW 級が主力である一方 徐々に大容量化も進んでいる ( 特に インド 中国 インドネシア ) 蒸気条件としては 亜臨界圧の発電所が主流である一方 超臨界圧以上の導入も進んでいる ( 特に 中国 インド ) 2) 政策 ( 電力供給における石炭の役割 R&D 技術の輸出入) 石炭火力発電の役割は 各国で異なる 政策は 石炭資源の有無 電力需要の伸びの有無で 4 つのセグメントに分類できる 例えば 石炭資源国で需要の伸びも大きい中国 インドネシア等は国内炭を使用して石炭火力を主力としているのに対し 石炭資源がなく 電力需要の伸びも小さい日本や韓国は 燃料調達の多様化を進めている いくつかの国では CCT を促進するための政策を行っている ( 例 : 中国 小規模プラントを大容量にリプレース インド 新設する石炭火力発電所の半分に CCT

142 技術 (SC/USC/IGCC) を採用する ) USC/SC/IGCC の技術を持つ国 必要としている国それぞれが協力する機会はたくさんあると考えられる 3) 資源 能力 高効率の石炭火力を建設する過程 (1 研究開発 2 計画 3 資金調達 4 製造 5 建設 6 運転 保守 ) において 様々な能力が必要となるが 各国それぞれに異なる弱みがある 4) 障害 障壁 環境規制 ( 規制が緩ければ コストの高い高効率石炭火力を導入するメリットが薄れ 規制が厳しすぎると 石炭火力自体の導入が進まなくなる ) 石炭火力に対するパブリック アクセプタンスの問題 電気料金が相対的に低めに抑えられている USC/SC に対し 経験が少なく 外国からの技術移転が必要な状況 短期の視点では 高効率発電はコストアドバンテージを見つけるのが難しい 国内にある LRC(Low Rank Coal) を利用する必要性 5) 自国内 国際支援 自国の石炭火力に対する支援については 多くの国が有しているが 力の入れ具合は優先順位やエネルギー政策による 国際支援の必要性 ( 情報共有 技術移転 金融支援等 ) 6) まとめ 各国により状況は異なるものの CCT の必要性は共通認識である 一方 CCT をアジアに広めていくためには 様々な障壁が存在するのも事実 CCT に関する課題を理解し 解決に向けて前進していくことが重要 b. 発表 : High Efficiency, Low-Emissions Coal-Fired Power Generation Technology: Update on Australian Activities / Dr. David Harris, Australia 1) オーストラリアの石炭火力発電所 オーストラリアは 世界最大の石炭輸出国で 経済的にも石炭に大きく依存している 輸出量は 年度実績で 265 百万 t 金額にして 580 億 $ にものぼる また国内の発電電力量のうち 80% は石炭からである 一方で発電が GHG の原因の 35% を占め GHG 削減は大きな問題である 石炭火力発電所の設備能力は 31,000MW で およそ 29 基の発電所のうち 稼動年数が 25 年以下のものは 13 基のみである 2) オーストラリアにおけるクリーン コール技術の推進策 オーストラリアにおけるクリーン コール戦略 - 既存技術による効率性改善 : 発電所への A$400 億の投資

143 - 燃料転換 : 石炭 / バイオマスの混合燃料等による低炭素化 - 高効率技術の採用 - CO2 回収 貯蔵 (CCS):CCS について オーストラリアではパイロットプロジェクトから 中規模 大規模のデモンストレーションプロジェクトが行われている オーストラリアのエネルギー関連政策 - クリーンエネルギーイニシアティブ (45 億ドル ) - 研究開発及びデモンストレーションプログラム - CCS フラッグシッププログラム (20 億ドル ) - 低炭素化構想 (4 億ドル ) - 内陸 / 沖合 CCS 規制 など 3) 展望 550ppm シナリオにおいても 当面は 既存技術 ( 微粉炭方式 ) を利用した発電が主力となるが 2030 年以降 徐々に CCS 設置型の石炭火力プラントや再生可能エネルギーに置き換えられる見通しとなっている CCS について オーストラリアではパイロットプロジェクトから 中規模 大規模のデモンストレーションプロジェクトが行われている CCT-CCS は オーストラリアだけでなく国際的にも GHG 削減に重要な役割を果たす c. 発表 : CCT Promotion on Coal-Fired Power Plants in China / Mr. He Hongguang, China 1) 政策 第 12 次 5 ヵ年計画において 2015 年までの間に電力需要は 年率 8.5% で 6.27TkWh に拡大し 1.4TW の電源を設置する予測 非化石電源の比率の目標は 2015 年に 11% 以上 2020 年に 15% 以上 2015 年では風力を 90GW 太陽光を 5GW 従来型水力を 270GW 揚水式発電を 30GW 原子力を 39GW とする 2020 年では 原子力は 80GW とする 石炭火力については 高効率化及び環境負荷の抑制を進めており 2010 年 8 月時点で 27 基の 1000MW 級 USC が稼働中 300MW 以上の発電設備は 全石炭火力の 69.43% (2009 年 ) に拡大 2015 年の石炭消費原単位は 330g/kWh 原子力発電については 2010 年 9 月時点で 25 基 27.73GW が建設中であり 34 基 36.92GW が認可されている 第 11 次 5 ヵ年計画を通じて 上大圧小政策の下 71GW の小型設備が停止した 2) 支援 原子力発電や再生可能電源の開発に要する資金は それらを目的とした金融機関から融資を受けている 中国開発銀行の融資残高は 2,776 億元にもなる

144 d. 発表 : Energy, Sustainability and Beyond - Road Map for Low Carbon power sector - / Mr. N. K. Srivastava, India 1) インドの電力需給 発電容量は 167GW 2012 年までに 220GW 2032 年までに 861GW 2052 年までに 1,854GW の発電設備が必要 設備の内訳は 火力 :64% 水力:23% 再生可能エネルギー:10% 原子力:3% 第 11 次計画 ( ) において 78,700MW を目標に発電設備容量を追加する予定 第 12 次計画 ( ) では 100,000MW 第 13 次計画 ( ) では 102,000MW を追加する予定 2) インドのエネルギー戦略 インドの国内炭は現在も主力ソースであるが 沿岸部では輸入炭も適度に導入する 超臨界圧 (SC) プラントと CCT に力を入れていく ガス火力については 利便性と価格次第 ガスの輸入手段としては LNG またはパイプライン 高効率化の推進及び需要側の管理も大切な目標である 配電における IT やデータ管理の活用も行なう 3) 石炭火力に関わる問題 他燃料と比較して CO2 の放出量が多いことが問題である またインドの石炭は灰分が多く その処理が問題となる 石炭の輸送に鉄道を使用する場合 輸送能力にボトルネックが存在する 4)CCT のニーズ 超臨界 (SC) 超超臨界(USC) IGCC といった高効率技術の導入 開発が必要である また CO2 排出を抑制するために CCS 技術も必要 5) 高効率発電のためのドライバー 経済成長に伴って電力需要が拡大するため それを満たすために大容量の発電設備の追加が必要である タリフベースでの入札においては 電力公社としては 競争力確保のため 発電コストを削減しなければならない 環境及びクリーン技術に対する要請が高まっており CDM の機会が拡大している 燃料 土地 水の利用が 今後ますます難しくなる 6) 既存設備のアップグレード及び改良 微粉炭を使用する既存石炭火力の改修 改良が必要となっている 具体的には 蒸気条件の高温化や 超臨界 (SC) 超超臨界(USC) 技術の採用である

145 e. 発表 : The Challenge of Promoting SC & USC Coal Power Plant in Indonesia / Mr. Mochamad Prayudianto, Indonesia 1) インドネシアのエネルギー事情 インドネシアは人口 2 億 3,800 万人のうち ジャワ島に 58% スマトラ島に 21% が集中している 人口の増加 ( 年率 1.4%) と経済の急成長に伴い 電力の設備容量も 30GW ( 年率 7.3%) まで拡大している 需要の急増に対応すべく 10,000MWの大規模な電源開発計画 ( クラッシュプログラム ) が二度策定されており 第一次 (06~09 年 ) は石炭火力が 100% を占め 第二次 (10~14 年 ) では地熱発電が 33% 含まれるものの 石炭火力は 40% と依然として大きなウェイトを占めている 電力事業については インドネシア電力公社 (PLN) が エネルギー鉱物資源省の監督の下 中心的な役割を果たしている 同国で産出される石炭のうち 6 割超が低品位炭 主に輸出用に向けられる高品位炭は 1 割に満たない また 国内の発電用燃料として 2008 年時点で 46% を占める石炭だが 2018 年には約 4 割増となる 63% まで拡大する見通しになっている 2) インドネシアにおけるクリーン コール技術 (SC/USC) の状況 SC/USC の高効率性 環境負荷の低さは認めつつも 運転 技術面での複雑さや発電用水や燃料品位の管理 建設コストの高さなどが課題として認識されている 同国では SC/USC の導入に向けて 以下のとおり入札を実施した 公告年 プラント 設備容量 条件 2006 Suralaya 1 625MW 亜臨界圧または超臨界圧 2006 Paiton 1 660MW 亜臨界圧または超臨界圧 2008 Adipala 1 660MW 超臨界圧 2008 Cirebon IPP 1 660MW 超臨界圧 Central Java IPP 2 1,000MW 超臨界圧または超々臨界圧 Indramayu 1 1,000MW 超々臨界圧 3) その他 国際的な支援 協力の枠組みとして 1. 高効率石炭火力の導入支援 2.SC/USC ボイラ利用の奨励 3. 成功事例の共有 4. 技術者の教育や共同研究 開発の促進などが挙げられた f. 発表 : The Promotion of High-Efficiency and Low-Emission Coal-Fired Power Plants in Thailand / Mr. Wichai Anantanasakul, Thailand 1) 政策 エネルギー供給源多様化の観点から 石炭火力への期待がある 石炭火力の増加にともなって石炭需要が増えるが 国内生産は伸びないため 輸入が

146 拡大することを予測しており 輸入炭の比率は 2010 年の 8% から 2020 年に 21% に増加する見通しである 現在石炭火力は EGAT の MaeMohと BLPC 社の IPPがある また まもなく Gheco-One 社の IPP が運開する 将来的には 2014 年に IPP が CFB で 135MW 4 基を 2019 年から 2030 年にかけて EGAT が 800MW 9 基の石炭火力を建設する計画である 2) 石炭火力建設 運営能力 能力の点からは エンジニアリング 建設 運用 保守の面で十分なスキル ノウハウを持つ一方 ボイラなど装置 機器の調達を海外からの輸入に依存している 3) 障壁 パブリック アクセプタンスが最も大きな障壁である また 割高な投資額や 技術開発計画の不足 石炭輸入と関連するリスクマネジメントにも課題がある 4) 支援 タイ政府は石炭火力の開発計画を策定しており これが支援といえる また 電源開発基金を通じて 石炭火力を含む電源開発を支援している 石炭火力の新規建設に係る住民との対話や CCT の教育を行なっていることも支援の一つ 国際協力の観点からは CCT の技術開発に係る支援が必要 またソフトローンなど 資金面での支援も望まれる 逆にタイからは 石炭火力の計画や基本設計 建設工事監理 運転 保守に関するアドバイスを行なうことができる g. 発表 : Current Status and Prospect of High Efficient Coal Power Plant in Korea / Dr. Chung Hwan Jeon, Korea 1) 政策 韓国のエネルギー政策では CO2 削減に重点が置かれている 2010 年と 2024 年を比較すると 韓国の石炭火力発電の割合は減少するが 全体の容量は増加する なお 発電量で見れば 石炭火力での発電比率は 2010 年 (40.8%) 2024 年 (32%) となる 全体石炭原子力再生可能 2010 年 75,416MW 24,205MW(32.1%) 24.8% 2.8% 2024 年 112,593MW 31,445MW(27.9%) 31.9% 7.2% 韓国では 石炭が発電分野における燃料の主力であることに変更はない 今後の石炭火力発電所の建設計画は 2010~2024 年にかけて 12,090MW(15 基 予算 :8,903 百万ドル ) となっている

147 韓国の CCT に関する取組みとしては 高効率化 (1,000MW/USC) IGCC CCS CFB 低コスト化 施設の延命 等 2) 優位な点 優位な点は IGCC の開発を推進中であり SC 石炭火力発電技術を確立済みである点 弱い点は ターンキー EPC( 設計 調達 建設 ) の能力やブランド力である 3) 障壁 障害 発電所建設地点の確保 より具体的には 石炭火力に対する Public Acceptance の問題が障壁となっている CO2 排出の低減圧力が強まっており 石炭火力の割合低下 原子力発電所の比率増を目指す政策となっている 4) 支援 韓国政府は石炭火力発電所建設計画を策定しており これは国の支援の一つと言える また 経済面での支援を行なっており また研究開発の 70~90% を政府がサポートしている 国際協力という点では 新設プラントに関わる技術と経験や 既存プラントの修理 改修 運転 保守に係る知見 ノウハウの協力が重要であろう h. 発表 : Current Status of Overseas Business of High Efficiency Power-Generating Technology in Japan / Mr. Makoto Toyoma, FEPC 1) 日本の電力業界の国際協力について アジア太平洋パートナーシップにおけるピアレビュー活動を通じて 石炭火力発電所の運転 保守管理に関わる参加者間での技術 ノウハウの共有化 向上を図り 参加国の火力発電プラントへの展開による熱効率の維持 向上を目指している 2) 日本の電力会社による海外事業の事例 技術協力 : 中国電力 -Huaneng International Inc.( 中国 ) の USC に関する技術協力九州電力 - 山東黄台石炭火力発電所 ( 中国 ) 東北電力 - 韓国東西電力との石炭調達及び技術協力 コンサルティング : 台湾 ベトナム インド バングラデシュにて各電力会社が実施している 投資 : 中国 インドネシア フィリピン 豪州にて 各電力会社が IPP や現地企業の買収を通じて参画している 3) 海外事業の課題 政策 規制面では 省エネ 省 CO2 に向けたインセンティブの改善や NOx SOx 等の環境規制強化 効率基準の導入が求められる また 技術移転や投資に対するリターンの不足や CDM の取扱いの不確実性も懸念される さらには インフラの整備 : 港湾 工業用水 燃料 系統なども課題である

148 技術面では 亜臨界圧ボイラとの技術的な差異を考慮した SC/USC の運転 保守管理手法の発展が必要である 低品位炭の利用や 相手国のニーズに応じた技術支援の提供といった観点も重要 経済面では 亜臨界 SC USC のコスト差が課題である 輸出保険や政府保証の拡大によって 投資リスクの低減が求められる i. 特別講演 : Effective Utilization of Coal in the 21st Century - Coal Gasification & Utilization of Low Rank Coal - / Mr. Hashimoto Takao, MHI 1) 空気吹き IGCC の開発 空気吹き IGCC の開発は 現在 実証試験の最終段階にあり 商用化が近い USC と比較して CO2 及び灰の排出量 循環水量が少なく クリーンな発電技術である 1980 年代に開発に着手し 1990 年代に 200t/d のパイロットプラント 2000 年代半ばに勿来で 250MW の実証試験機を設置した 将来は 500MW 以上の商用期の建設を目指している 勿来の実証試験は 電力会社の出資によって設立されたクリーンコールパワー研究所が当たっている ガス化炉はドライフィード 2 段噴流床である 生成したガス中の COS は H2S や SO2 に転換し除去する ガスタービンは 低熱量のガスの燃焼に適したものとなっている 実証試験では 性能目標の大部分を達成し 良好な成績を収めた 日本では既に 1600 級のガスタービンが稼動しており ガスタービンの高温化によって 更なる高効率化が可能 空気吹き IGCC は 酸素吹きと比較すると高効率を達成することができる また ガス化炉は維持管理の容易さや 溶融灰の減量化が可能な構造となっている 更には 高コストではあるが CO2 の回収システムを組込むことも可能である 2) 更なる技術の開発 ガスタービンの高温化による 更なる高効率化が目標 世界に多く賦存する高水分の低品位炭の利用技術 すなわち乾燥技術の開発や 石炭ガス化ガスから DME などの液体燃料 基礎化学製品の合成技術に取組んでいる ガス化技術によって 発電及び化学の両分野への貢献が可能である (2) 討議 韓国の電気料金は日本の 1/3 料金レベルは省エネインセンティブのみならず 研究開発にも影響を及ぼす そのため 電気料金の引上げを考えており それが実現すれば R&D 特に乾燥技術 ガス化技術の開発にもより多くの資金を投じることができる また 韓国では昨年末に電源開発計画が発表されたが 2017 年までに 3 基以上の石炭

149 火力が建設される見通しとなっている 今後は既存石炭火力を有効活用しつつ 石炭のガス化も開発を進めていかなければならないと考える 中国は 今後も協力を進め 石炭火力のボイラ効率を向上させる必要がある 小型でありながら高効率の発電所もあれば 大型であっても効率性に問題を抱える発電所は存在する 内モンゴル自治区などで産出される褐炭は 水分が非常に高いことに起因している 高水分の石炭を活用するためには 乾燥プロセスが必要である 既設発電所で高い効率を維持するためには 運転 保守管理が重要となる APP については豪 加 中 印 日 韓 米 7 カ国が参加しているが インドネシアやタイも 同枠組みに参加することで情報共有化した方が良いと考える O&M における課題は国によって異なる インドでは石炭灰の投棄が環境破壊を引き起こし 社会問題となっている また 定期点検期間の短縮 ( 通常 6 ヶ月を要している ) も必要だと考えている O&M に関して 既存発電所の高効率も重要な課題であると考えている 中国では ボイラ効率はかなり高いものの 発電効率はそれほど高くない 設備の製造技術や運転は優れているが 設計に問題があると思われる 石炭火力は一度建設されると 30 年 40 年という長期に渡って利用することになる こうした既存火力の高効率化は重要である しかしながら こうした技術の提供が十分になされていない インドネシアの発表で 4 枚目のスライドに Not uniform とあるが 石炭の品位を指すのか それとも他の何かを意味しているのか 石炭の品位を指すとすれば 日々変化するのか また どの程度変動があるのか 一つの発電所に供給される石炭のソースが複数あり ソース毎に石炭の品質が異なる また 要求と異なる品質の石炭が入荷しても これを受けざるを得ない事情がある したがって 複数の品種を上手くブレンドし 燃焼させる石炭の品質を極力均質化させたいと考えている 石炭灰の処理については 多くの国が 炭種に応じた問題を抱えているであろう 日本では長く埋め立ての用に供してきた この分野で協力が可能ではないか そのためにも 各国が利用している石炭の品質を調査 整理する必要がある 中国では褐炭でその問題がある インドネシアでは 発電所から出る石炭灰をレンガとして再利用している IGCC の開発について 韓国は第 1 段階を終え これから第 2 段階に入る IGCC に関しては ガス化用燃料としてどのような品位の石炭を使用するか サンプルデータの蓄積 データベース化が重要であると考え コールバンク の有用性は高い JCOAL では 現時点で 109 のデータサンプルを所有しており データベースも充実している 他国が有するデータベースと 低品位炭のデータベースを作るに際して 先ずターゲットとする品質を定め その条

150 件に適合する性状を有する石炭を探すというアプローチを行なえば より効率的に作業を進めることが出来るのではないか 今や選炭プロセスにしても採掘にしても従来とは異なる方式を採っており 直接燃焼方式よりガス化に適した炭種を検証し 新たな仕様及び評価基準を検討する必要がある (3) 議長のまとめ 技術 特に脱水技術や運転 保守技術 灰処理技術 ガス化技術の開発ならびに APP のような技術評価の場や 技術交流 技術のマッチング 低品位炭のデータベースなどの形成が将来の発展には欠かせない 既存 新設火力ともに 運転 保守管理や改良による高効率化が重要である 灰処理については 古くて新しい問題であり 発電所立地の特殊性もあるが お互いの認識が必要であるとともに どういった解決策が適用し得るか考える必要がある 例えば IGCC に関するガス化技術といった 将来の社会利益となる新技術を如何に開発していくか 次年度以降の議論としたい また 低品位炭の利用及び高効率発電については 今後も協力して議論していく

151 4. 講演資料 <WG for the Use of Low Rank Coal> Study Result (1) Issues around Low Rank Coal - Toward near-future introduction and dissemination of low rank coal utilization technologies in ERIA region - Mr. Haruo Inoue, JCOAL, Japan Presentation (1) Australian Low-rank Coals - Issues related to efficient utilisation technologies and barriers to their wider introduction - Dr. Sankar Bhattacharya, Monash University, Australia Presentation (2) Utilization of Brown Coal in China - for the WG on Utilization of Low Rank Coal - Dr. Xu Zhengang, CCRI, China Presentation (3) The Utilization of Low Rank Coal in Thailand Mr. Yaowateera Achawangkul, DEDE, Ministry of Energy, Thailand Presentation (4) Low Rank Coal Utilization and R&D Status in Korea Dr. Sihyun Lee, KIER, Korea Presentation (5) Activities in Japan for LRC utilization R&DD and dissemination Dr. Tohmei Takekawa, JCOAL, Japan Special Report (1) Coal Bank at AIST - Use of standard coal samples and database - Dr. Osamu Yamada, AIST, Japan Special Report (2) The LRC utilization: impediments and solution Prof. Shiro Hori, Kyushu University, Japan

152 Study Result (1) Issues around Low Rank Coal Toward near-future introduction and dissemination of low rank coal utilization technologies in ERIA region Haruo Inoue Japan Coal Energy Center (JCOAL) January 27, 2011 at the 3 rd WG for Utilization of Low Rank Coal in Tokyo Outline 1. Current situation of Low Rank Coal Use 2. Policy on Low Rank Coal 3. Utilization Technology of LRC 4. Barriers / Obstacles - Policy aspect - Economic aspect - Technology aspect -Others 5. Efforts for LRC Utilization and Desired International Support 6. Summary Current Situation of Low Rank Coal Use 2. Policy on Low Rank Coal Australia China Indonesia Thailand Korea Japan Victoria: Brown Coal resources - Gippsland Basin 394 Bt (158 Bt in Latrobe Valley) Brown Coal production: appr. 65 Mt/a for power generation (85% of the State power generation ) - Moisture: 60-70%, S: 0.2~0.4% South Australia: Leigh Creek (sub-bituminous) resources Mt Coal production : 3~4 Mt/a for power generation (40% of the State power generation ) - Moisture: ~30%, S: ~3% Proven Brown Coal Resources: over 130 billion tons, mostly in Eastern Inner Mongolia and Yunnan Province - Moisture: 33~35% for Inner Mongolian brown coal, 55~65% for Yunnan brown coal Production (2009): about 200 million tons per annum at a grow rate of 10-20%. Mainly used for power generation. For expansion of Brown Coal utilization, efforts are being made from basic research to demonstration project aiming at value-addition such as gasification, chemical production, etc LRC resources (2009) : Low Class (< 5,100 kcal/kg) Bt (20%), Medium Class (5,100~6,100 kcal/kg) Bt (66%) Coal production (2009): 256 Mt (198 Mt for export and 56 Mt for domestic) Consumption for power generation: 36.6 Mt (31.1Mt of Coal CV > 5,100 kcal/kg, 5.5 Mt of Coal CV < 5,100 kcal/kg) As in the Energy Mix Target in 2025, domestic coal consumption will continue to grow. Lignite production: 18~20 Mt/a (17.8 Mt/a (2009)) - Moisture contents: appr. 35%, S: 2.5~4% Consumption of Lignite: 19.4 Mt/a for power generation(2009), 18.9% of total power generation EGAT assumes that coal consumption is to grow by 5% per year. Consumption: 25 Mt/a of low rank coal used for power generation (about 40% of total coal consumption) - Moisture contents: ~25%, CV: 5,300~5,800 kcal/kg (sub-bituminous) All of the low rank coal used in Korea is imported from Indonesia. Brown Coal is not imported to Japan at this stage. In 2009, Japan imported 31.3 Mt of coal from Indonesia (19.4% of the total import) and some portion of the import is believed to be sub-bituminous coal. 3 Australia China Indonesia Thailand Korea Japan 1) Victorian Government supports for development of low emmission technology of brown coal, which generate 85% of Victorian power generation. 2) Victorian Government sponsored Energy Technology Innovation Strategy, including Brown Coal R&D programs for collaborative research for the brown coal industry. Brown Coal Innovation Australia established by financial support of Victorian Government. 1) Central Government has no specific policy on LRC. 2) Provincial/Autonomous/Municipal Governments having LRC resources encourage the clean and high-efficient development and utilizationof of LRC. 3) Stricter environmental measures are considered in the 12th 5-Year Plan such as introduction of Carbon Tax adn Environmental Tax. 1) It is clearly defined under the recent Domestic Market Obligation (DMO) regulations that low rank coals are for domestic use while high rank ones are for export. 2) Effective utilization of low rank coals is not in the scope by and left to further consideration. 3) Energy Mix Target in 2025: taget share of coal is set at 33%, to be increased from the current share of coal at 15.3%. Coal liquefaction share of 2% included in the target. 1) No specific policy or obiligation for utilization of low rank coal 1) No specific policy or obiligation for utilization of low rank coal 1) The position of coal and LRC under the New Basic Energy Plan (June 2010) - Effective use of low quality coal by developing new and clean energy sources such as SNG is expected to contribute to relaxation of energy supply-demand in LRC producing countries, and also contribute to clean energy supply to Japan 2) Government is promoting the development of LRC utilization technologies through its financial supports and international technical cooperation (ex. Upgraded Brown Coal (UBC))

153 3. Utilization Technology of LRC 1 Brown coal is currently utilized mostly as a fuel for power generation (use as a boiler fuel) in the brown coal producing areas. Upgrading technology to enhance the calorific value of brown coal by drying/de-watering and conversion technology (gasification and liquefaction) are under development. Brown Coal Direct Utilization Upgrading Conversion Principal Use Gasification Liquefaction Syngas Combustion IGCC Methanation Ammonia Synthesis Methanol Synthesis Indirect Liquefaction Direct Liquefaction Heating Power Generation Upgrading Coal (UBC, Briquette) SNG Fertilizer Methanol Transportation Fuel 5 3. Utilization Technology of LRC 2 LRC utilization technologies are under development in each country. For instance, Technology Development Status Country Under development Australia Japan Korea Drying / de-watering Several large-scale demonstration projects are planned China or under contruction. A large-scale demonstration plant (1,000 t/d) Indonesia Upgraded Brown Coal (UBC) (UBC technology has been established.) (with technical cooperation of Japan) Upgrading Coal Upgrading Technology (CUT) Pilot Plant (150 t/d; discontinued) Indonesia Binderless Coal Briquetting (BCB) Commercial plant (1 million t/ y; no good progress) Indonesia (with technical cooperation of Australia) Coal Water Fuel Demonstration plant (10,000 t/y) under construction Indonesia (with technical cooperation of Japan) IDGCC Demonstration Project in final stages for commitment. Australia Gasification TIGAR Prototype Plant (50 t/d) under construction Indonesia (with technical cooperation of Japan) 1 t/d unit scaled-up to pilot plant (10 t/d) Korea Liquid fuel Testing with pilot plant completed Indonesia (with technical cooperation of Japan) Conversion Indonesia Direct method Demonstration plant planned (discontinued) (with technical cooperation of Japan) Liquefaction Indonesia (with technical cooperation of South Africa) Indirect method Application of existing technology China (with technical cooperation of South Africa) Australia Korea Circulating Fluidized Bed Combustion (CFBC) Under development Mine-mouth thermal Power generation Direct Utilization Application of existing technology Indonesia Mine-mouth thermal Power generation Application of existing technology China Air pollution prevention measures Application of existing technology Thailand 6 4. Barriers / Obstacles - Policy Aspect 1 Environmental Tax (Carbon Tax, etc.) Australia, China, Indonesia, Thailand, Korea: No Carton tax Introduction of Carbon tax considered: - Australia: Carbon Pollution Reduction Scheme - China : during 12 th 5-year Plan ( ) - Korea : from mid to long-term viewpoint Japan: Petroleum and Coal Tax ( 700/t-coal, a levy for global warming countermeasures to be added on from October 2011 and will reach 1,370/t-coal in April 2015) In Japan, the revenue from the above tax has been used for fuel supply stabilization and structural improvement of energy supplydemand measures including technology development projects such as coal utilization technology. Introduction of Carbon tax could facilitate development of technology to reduce CO2 emission Barriers / Obstacles - Policy Aspect 2 Support by Government for development of LRC technology Australia(Victoria) & Japan : positive support for from basic researches through demonstration projects(ex. UBC) Indonesia: promoting international cooperation China: support limited to basic researches (pilot & demonstration: mainly by private sector) Thailand & Korea: systematic support required for LRC technology development Others Japan: Construction of newly planned coal-fired power plants are to be approved if measures are taken to reduce as much as CO2 emission with the then highest available level of technologies such as IGCC, CCS, etc

154 4. Barriers / Obstacles - Economic Aspect 1 Issues Australia: Due to a high moisture content (>60%) of brown coal, drying cost is high. China: To ensure its advantage in the market, upgraded LRC should be competitive both in terms of calorific value and other factors including ash properties. Indonesia: - Infrastructure: a large capital investment required for development of inland LRC deposits - gasification: coal gas cannot compete with natural gas. - liquefaction: the only commercial technology is SASOL. - Even less sophisticated technologies may be costly for a country like Indonesia. - LRC with CV of ±3,500 kcal/ kg is also exported. 4. Barriers / Obstacles - Economic Aspect 2 Issues Korea: - Power companies try to use LRC as a blend fuel to save fuel cost rather than to develop new technology for LRC utilization, which requires additional capital cost. - Both briquette production technologies, i.e. White Energy's BCB (binderless coal briquette) and Kobelco's UBC, have not shown economic viability yet Barriers / Obstacles - Technology Aspect Issues Australia, China, Indonesia, Thailand, Korea and Japan: - Efficient, economic and commercial drying/de-watering technology for LRC has not been developed yet. China: Development of conversion technologies (gasification and liquefaction) and pyrolysis, CWM, etc. is required. (Facilitation of Poly-generation development) Indonesia: While UBC is a good technology, drying/de-watering technologies that well suit the characteristics of Indonesian LRC with higher HGI are required. Bringing-up of engineers Australia: Victoria is in need of well-trained young engineers in LRC utilization technology development. Also, the number of qualified engineers to be leaders in LRC technology development is also decreasing. Japan : Succession of technology and necessity of capacity building programs for young researchers are required to sustain 4. Barriers / Obstacles - Others Public acceptance for coal utilization Thailand: Objection by the local community and NGOs is persistent for any of newly planned coal-fired power plants, due to the serious environmental impacts once occurred around the Mae Moh Power Station. Technology Development System Indonesia: There lacks a system that exists in developed countries to facilitate a step-by-step development of technology from the R&D stage through commercialization. Environmental degradation Indonesia: Opencut coal mining development and operation causes deforestation. technology development

155 5. Efforts for LRC Utilization and Desired International Support 1 Australia(Victoria): - Victoria Government strongly supports for development of LRC utilization technology, by sponsoring the Energy Technology Innovation Strategy (ETIS) and by establishment of and financial support for Brown Coal Innovation Australia. - Collaborative research activities for the brown coal industry being carried out between research institute, university and power companies. - International cooperation programs for being carried out with Japan. Indonesia: - Internal: Clean Coal Technology Association is to be established in early 2011 to promote CCT development. - International cooperation: i) bilateral cooperation: Japan and Korea ii) multilateral/regional : ERIA and ASEAN Efforts for LRC Utilization and Desired International Support 2 China: Internal and international information exchange and technological collaboration should be enhanced and strengthened for R&DD of Brown Coal utilization. Thailand: - Government is attempting to operate the knowledge-transfer and dissemination about CCT activities to people. - Thai coal industry has been discussing to establish Center for Coal Utilization of Thailand for the long-term development of the Thai coal industry by tackling the coal industry-wide issues. Korea: - Support for multilateral and bilateral R&D is needed to introduction and dissemination of URC utilization technology in Asia region. - Korean Government have launched special purpose program to support international cooperation from Multilateral and bilateral cooperation is strongly suggested and Korea is willing to support R&D program to develop LRC utilization technology Efforts for LRC Utilization and Desired International Support 3 Japan: - has been conducting various bilateral projects for technology development of LRC utilization, including demonstration projects such as Upgraded Brown Coal (UBC) and Efficient Co-production with Coal Flash Partial Hydro-pyrolysis Technology(ECOPRO). - has been holding bilateral dialogues with coal-producing countries, and also bilateral and multilateral knowledge sharing workshops/ seminars regarding CCT R&D and its dissemination. 6. Summary Demand for LRC will continue to expand in the region with the energy demand increase. Development of Utilization Technology for LRC is very important to meet the efficient use of LRC and also to reduce emissions. The biggest challenge for LRC utilization is the development of economic and efficient upgrading technology, in particular, drying/dewatering technology. Each of WG member countries has been making efforts for utilization of LRC by itself and also through international cooperation. Further international cooperation will enhance and accelerate the development of LRC utilization technology, and will contribute to overcome barriers/obstacles for utilization of LRC

156 Thank you for your attention

157 Australian Low-rank Coals Issues related to efficient utilisation technologies and barriers to their wider introduction Sankar Bhattacharya Associate Professor Department of Chemical Engineering Presentation (1) Australian low-rank coals : Victorian Resources Victoria estimated resource Gippsland 394 billion tonne Otway 15.5 billion tonne Murray basin 19.5 billion tonne potentially economic at this stage 33 billion tonne Current usage million tonne/year for power generation 6555 MW capacity tonne /year for briquette production cogeneration Low cost - $0.5-$1/Gj delivered; HHV - ~25Mj/kg dry Low Rank Coal Working Group Meeting, Tokyo 27 January 2011 Low-energy and economic drying is key to their commercial use GDSE MJ/kg NDSE 6-13 MJ/kg Energy, Fuels and Reaction Engineering Research Group Our focus:scientific R&D for Practical Solutions Energy, Fuels and Reaction Engineering Research Group Our focus:scientific R&D for Practical Solutions Victorian low-rank coals : Development of technologies for efficient utilization Direct Coal Liquefaction early eighties BCLV with Japanese involvement CFBC pilot plant trials Lignite CRC, Pressurized Fluidized bed gasification SECV/HRL, Lignite CRC Transport Reactor gasification Lignite CRC, 2003 Coal to Diesel, Monash Energy (now on hold) Assessment for coal-to- DME production Coal Drying and Dewatering Monash University, SECV/HRL, Lignite CRC, Exergen, Several others, RWE/International Power Oxy-fuel assessment Monash University, Victorian Power Generators Australian low-rank coals : South Australian Resources South Australia estimated resource of unutilized lignites Kingston 985 million tonne Lochiel and Bowmans incomplete information Sedan and Anna 290 million tonne South Australia estimated resource of utilized low-rank coal Leigh Creek (sub-bitunminous) 985 million tonne Currently used for power generation 780 MW generation capacity 3-4 million tonne/year Current efforts Victorian government ETIS, BCIA, Clean Coal Victoria; Generators Energy, Fuels and Reaction Engineering Research Group Our focus:scientific R&D for Practical Solutions Energy, Fuels and Reaction Engineering Research Group Our focus:scientific R&D for Practical Solutions

158 South Australian low-rank coals : Development of technologies for efficient utilization assessment of gasification Bowmans, Lochiel, Kingston coals ETSA, Lignite CRC, Hybrid Energy Australia Trials in Australia, Germany, USA assessment of GTL from Kingston coal Syngas Australia CFBC pilot plant trials of Lochiel coal Lignite CRC Coal seam methane potential assessment Australian low-rank coals : Western Australian Resources Western Australia estimated resource Collie and Esperance incomplete information likely to be > 1.3 billion tonne Collie coal is used in the Mineral industry, cogeneration, 300 MW power station It is in between black coal and lignite Typical composition (% as received) Collie Esperance Ash % ~3-11 ~12 Moisture % ~25-30 ~60 NDSE MJ/kg ~15-20 ~8 Sulphur ~1.9 Chlorine ~9 Sodium ~6 Energy, Fuels and Reaction Engineering Research Group Our focus:scientific R&D for Practical Solutions Energy, Fuels and Reaction Engineering Research Group Our focus:scientific R&D for Practical Solutions Western Australian low-rank coals : Development of technologies for efficient utilization Assessment of gasification Collie coal Entrained flow gasification Direct CTL of Esperance coal status unknown Australian low-rank coals : Way Forward for Development of technologies for efficient utilization - 1 Drying is the Key efficient, commercial size and economic steam fluidized bed/wta, MHTD, MTE and others scaling-up still unresolved, as are problems with some of the residual matters produced there are some gaps in the fundamental information needs to be addressed Government support essential and being made available For some Victorian, SA and WA low-rank coals Effective cleaning of sodium and chlorine is also a major issue needs to be addressed Energy, Fuels and Reaction Engineering Research Group Our focus:scientific R&D for Practical Solutions Energy, Fuels and Reaction Engineering Research Group Our focus:scientific R&D for Practical Solutions

159 Australian low-rank coals : Way Forward for Development of technologies for efficient utilization - 2 Victorian low-rank coals : Status of policies for efficient utilization Assessment and demonstration of entrained flow gasification warranted Low ash and ash composition presents unique challenges Assessment of supercritical-pf is also required Oxy-pf assessment retrofitting the existing older units uneconomic, and technically difficult new-build should be explored Oxy-CFB assessment required Coal to liquids DME, Methanol, diesel should be explored CCS is the key Other uses to actively explore DCFC anodes, chemicals, activated carbon, filter aids, carbon fibres, metallurgical applications, graphite lubricants low ash brown coals could be ideal!!! Energy, Fuels and Reaction Engineering Research Group Our focus:scientific R&D for Practical Solutions Active encouragement from State government fundamental research, large scale development and CO2 storage ETIS, Clean Coal Victoria (formed 2009), BCIA Some efforts from the Commonwealth as well CO 2 tax no clear policies under the current political climate Some commitments exist from the private industry and Generators Lack of industry-led research projects extremely important to ensure research for practical applications, not just publications strong and real industry participation essential Government support is still the key at the stages in which the major technologies are at present Energy, Fuels and Reaction Engineering Research Group Our focus:scientific R&D for Practical Solutions Victorian low-rank coals..will remain the mainstay for power generation.. Whether we like it or not!! Victorian low-rank coals : any barriers for efficient utilization? Political some antipathy always exist, but not widely shared Regular engagement with general public on developments is essential to dispel misinformation Technical barriers urgent need to move to pilot and demonstration phase for some technologies in particular Drying and Gasification successful demonstration of the above two technologies will open up significant and new markets from brown coal-derived exportable products identified earlier international cooperation is the key Japanese multinational technology vendors (drying, gasification, hydrogen use) and coal association can play a major role a well coordinated drying demonstration project is very urgent Energy, Fuels and Reaction Engineering Research Group Our focus:scientific R&D for Practical Solutions Energy, Fuels and Reaction Engineering Research Group Our focus:scientific R&D for Practical Solutions

160 Victorian low-rank coals : other issues related to efficient utilization? Student and researcher and technical personnel exchange should be actively promoted between Japan and Australia Lack of coal scientists and coal engineers shortage looming Industry personnel should be encouraged to participate in university research workshops Similarly coal scientists, academics and researchers should be encouraged to spend time in industry Energy, Fuels and Reaction Engineering Research Group Our focus:scientific R&D for Practical Solutions

161 Presentation (2) Utilization of Brown Coal in China for the WG on Utilization of Low Rank Coal XU Zhengang Beijing Research Institute of Coal Chemistry China coal Research Institute IEEJ Working Group Meeting, Tokyo 27 January Introduction Low Rank Coal (LRC) is normally classified into brown coal and sub-bituminous coal Sub-bituminous coal In China includes long flame coal, weakly caking coal and non-caking coal Sub-bituminous coal is now broadly used for power generation as main fuels of various kinds of coal-fired boilers, chemical manufacture as main raw materials of different production processes and many other purposes in China There are currently no big problems with development and utilization of sub-bituminous coal The hot-spot of Low Rank Coal is currently the development and utilization of brown coal in China 2. Policy Policy on utilization of Low Rank Coal The central government encourages the clean and highefficient development and utilization of brown coal. So brown coal production in China will be increased year by year in the coming years The local governments require the brown coal owners and developers to convert brown coal to different kinds of coal chemical products at least using half of the mined coal on the spot The brown coal owners and developers, especially the ones from power sectors, want to transport a certain amount of mined brown coal to their own end users using brown coal directly as fuel of for coal blending 2. Policy (continued) Policy on R&D and import of technology Introduction and development of LRC technology is encouraged by the governments at different levels Special policy for approval of R&D program such as pilot plants and demonstration project of brown coal upgrading and conversion technologies Government gives more and more financial support and encourages more and more investment from enterprises for R&D, demonstration and deployment of brown coal utilization technologies

162 2. Policy (continued) Current situation of LRC utilization Most of brown coal is currently used as fuel for power generation in china. The power plants using brown coal are mainly located in Northeast China including Inner Mongolia, Heilongjiang and Jilin provinces Small amount of brown coal is used for recovery of some valuable trace metal elements such as germanium (Ge) or production of other chemicals such as brown coal wax The local governments which have brown coal resources are doing their best to attract the investment from all aspects for development and utilization of brown coal resources to stimulate the development of their own regional economy. A lot of large-scale coal mines, coal processing, coal upgrading and coal chemical projects are under construction, design or planning 3. Situation of LRC Utilization Technology Technology development and direction Currently some power plants use brown coal directly as fuel coal or blending coal with other coals for combustion in different kinds of coal-fired boilers. Some advanced largescale coal-fired power generation technologies have recently been imported or domestically developed For except combustion utilization of brown coal, most of the technologies are still under development, some of them are already in the stage of commercial demonstration: Drying or de-watering to decrease the moisture content Pyrolysis to get gaseous, liquid and solid products Direct liquefaction to produce fuel oils and chemicals Gasification to produce syn-gas for many kinds of down-stream products such as methane, hydrogen, ammonia, methanol, dimethyl ether, olefins (polyethylene and polypropylene), ethylene glycol and so on 3. Situation of LRC Utilization Technology (continued) Drying/Dewatering technology development (a) 3. Situation of LRC Utilization Technology (continued) Drying/Dewatering technology development (b)

163 3. Situation of LRC Utilization Technology (continued) Pyrolysis technology development (a) 3. Situation of LRC Utilization Technology (continued) Pyrolysis technology development (b) 3. Situation of LRC Utilization Technology (continued) Pyrolysis technology development (c) 湿煤 放空 空分 N 2 循环烟气 引风机 煤回转干燥器 半焦冷却 除尘器 干煤 半焦产品 热半焦混料器 伴热 热解器 筛分 除尘器 热半焦 1 1 洗涤冷却 半焦加热回转窑 燃烧器 鼓风机 油水分离 焦油 分料器 提升机 4. Barriers and International Support There are currently some barriers to introduction and dissemination of LRC utilization technology Policy aspect: environmental restrictions and limits Economical aspect: high capital cost, intellectual property rights/license fees and energy efficiency etc Technological aspect: commercial drying/dewatering and pyrolysis technologies are not available, transportation of dewatered brown coal (briquetting?) and some large-scale conversion projects are under demonstration etc Advanced large-scale brown coal upgrading and conversion technologies are very urgently needed in China. So more domestic and international information exchange and technological collaboration should be enhanced & strengthened for R&D and D of brown coal utilization in China

164 Presentation (3) Contents The Utilization of Low Rank Coal in Thailand 1 2 Overview of Coal Utilization in Thailand Policy on Low Rank Coal Mr. Yaowateera Achawangkul Mechanical Engineer Department of Alternative Energy Development and Efficiency 3 Situation of LRC Utilization Technology For Working Group on Utilization of Low Rank Coal 4 Barriers and Obstacles 27 th January 2011, Tokyo, Japan 1 5 International Support Requirement 2 Domestic Primary Energy Supply in 2009 Unit : ktoe Natural Gas; 34,819; 25% Natural Gasoline; 109; 0% Petroleum Products; 10,213; 8% 1. Overview of Coal Utilization in Thailand Condensate; 4,932; 4% Crude Oil; 47,733; 35% Electricity; 1,661; 1% Renewable Energy; 19,578; 15% Lignite, 4801 Anthracite, 484 Bituminous, 4411 Coal; 14,207; 11% Briquette and Other Coal, 4504 Coke, 7 *Ref : Thailand Energy Situation Report

165 Import of Coal in 2009 Unit : ktoe Natural Gas; 97,595; 74% LRC for Electricity Generation Unit : GWh Bituminous; 4,411; 43% Anthracite; 504; 5% Coke; 77; 1% Briquette and Other Coal; 5,278; 51% 120, ,000 80,000 Coal; 28,020; 21% 85,703 86,339 88,166 Hydro; 7,148; 5% 94,549 97, % of total imported energy was coal (Total imported energy : 61,953 ktoe) Lignite utilization used domestic Lignite only (No imported Lignite) 5 GWh 60,000 40,000 20, ,334 22,051 28,716 29,480 28, Year LRC NG 6 Forecasting of Coal Demand in Future LRC Analysis In 2021: Total Demand = 48 million tons (Industry: 19.7; Electricity: 28.3) 60,000 Projection Proximate Analysis Ultimate Analysis DAFB Coal Demand ('000 tons) 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 Total Electricity Industry Coal Resources Mae Moh Ban Pu - Lam Phang (Sob Prab) - Lam Phoon (Lee) moistur e ARB Volatil e matter ADB Fixed carbon ADB Ash AD B Heating Value (kcal/kg) 2,700 5,200 4,700 C H O N S Year - Phra Yao (Chieng Muan) Lanna , From Power Development Plan (PDP) 2010, 800 MW x 8 Coal-fired power plant with total capacity of 6,400 MW will be operated within Lam Phoon (Lee) , Ref. : PDP 2010 ( ), EGAT,

166 Policy on Low Rank Coal 1.1 Policy on Utilization of Low Rank Coal in Thailand 2. Policy on Low Rank Coal There is no policy on Utilization of Low Rank Coal DEDE and other concerning organization are preparing a roadmap for clean coal utilization 1.2 Policy on R&D of Low Rank Coal Energy Conservation Promotion Fund is available for R&D on LRC technology Other Government Funds (NSTDA, TRF, ) Policy on Low Rank Coal Incentives for Coal Utilization by Government 1. Tax Incentives (Board of Investment-BoI) RE & EE top priority list Max. Privileges 8yr Income Tax Holiday plus extra 5 y. (9 th -13 th yr) 50% tax reduction 2. Technical Assistances Tech. Catalog, 1-Stop Service 3. Situation of LRC Utilization Technology 3. Gov.Soft Loans (4% interest rate,50 million baht/project) 4. Co-Investing Scheme ESCO Fund 2 Fund Managers

167 DEDE s Projects on Clean Coal Technology Study Study Study of Study and and of Research Appropriate Research for for Coal Coal Appropriate Water Water Mixture Mixture Clean Clean Coal Coal Utilization Utilization in in Technology Technology in in Proper Proper Industry, Industry, Thai Thai Industry Industry, DEDE, DEDE DEDE DEDE Study Study and and Research Research for for Coal Coal Water Water Mixture Mixture Study Study for for Brown Brown Coal Coal Upgrading Utilization Utilization in in Study Study and and Demonstrate small small Proper Proper Industry, Industry, coal-fired DEDE boiler boiler DEDE Study Study and and Demonstrate for for Cofirinfiring (coal (coal and and biomass) for for energy energy Co- generation DEDE s Projects on Clean Coal Technology Study and Research for Prototype of Coal Gasification (2008) -Study and literature review for coal gasification technology -Establish the prototype of coal gasification - Demonstrate in selected industry : Unique Mining Services, PLC. -Evaluate for economic, environmental impact and methodology for promotion DEDE s Projects on Clean Coal Technology Study and Research for Coal Water Mixture Utilization in Proper Industry (2007) -Study for CWM technology and application which proper for Thai industry -Establish the prototype of CWM boiler (capacity 1 ton-steam / hr) -Demonstrate in selected industry -Evaluate for economic, environmental impact and methodology for promotion 4. Barriers and Obstacles

168 Barriers and Obstacles Barriers and Obstacles Main barrier and obstacle for LRC Promotion in Thailand is Public Acceptance IRPC IRPC Coal-fired Coal-fired Power Power Plant Plant Resistance Resistance Rayong Rayong September September,, Coal-fired Coal-fired Power Power Plant Plant Resistance Resistance Cha Cha Chueng Chueng Sao Sao September September,, Boh Boh Nok Nok Lignite Lignite Power Power Plant Plant Resistance Resistance Prachuab Prachuab Khiri Khiri Khan Khan September September,, Lignite Lignite Power Power Plant Plant Resistance Resistance Nakhon Nakhon Sri Sri Thammarat Thammarat October October,, Barriers and Obstacles Other Barriers and Obstacles Barriers on Economic LRC equipments cost are too high Some equipment has low price but low efficiency Lack in domestic equipment producer Barriers on Technology Lack in LRC technology or O&M expert Confidence of industry s owner in technology and LRC quality 5. International Support Barriers on Policy and Regulation Complicatedness in government approval process

169 International Support To promote LRC utilization, Thailand need more : Technology Transfer Support (O&M on LRC utilization system) Demonstration on LRC Prototype (e.g. IGCC) Procedures for solving Public Resistance

170 Presentation (4) Biggest 10 in Coal Low Rank Coal Utilization and R&D Status in Korea for the WG on Utilization of Low Rank Coal Dr. Sihyun LEE Chief, Clean Fossil Energy Research Center (CFERC) Korea Institute of Energy Research (KIER) Biggest 10 in Coal 2009 Reserve, % Production, % Consumption, % USA 28.9 China 45.6 China 46.9 RF 19.0 USA 15.8 USA 15.2 China 13.9 Australia 6.7 EU 8.0 Australia 9.2 India 6.2 India 7.5 India 7.1 EU 4.6 Japan 3.3 Ukraine 4.1 Indonesia 4.6 S. Africa 3.0 Kazakhstan 3.8 S. Africa 4.1 RF 2.5 S. Africa 3.7 RF 4.1 Germany 2.2 EU 3.6 Poland 1.7 S. Korea 2.1 Poland 0.9 Kazakhstan 1.5 Poland Korea: 2 nd biggest coal importing country (Japan; 1 st, Taiwan ;3 rd ) 1. Policy 1. Policy: Coal Demand in Korea Policy on utilization of Low Rank Coal No governmental institute took charge of the coal policy in Korea Energy Technology Team in MKE, recently, are concerned about increasing amounts of importing LRC and interested in the development of LRC utilization technology No specific policy for the utilization of LRC until now Due to the recent high coal (high rank coal) prices, demand of the LRC usage increase in industry side Coal prices: $50/ton (2006) $120/ton (2010, CIF Korea West) LRC shares 40% of the total amounts of coal used for power generation in 2010 Total amounts of coal used for power generation are 64Mt in 2010, among these amounts 25Mt are LRC Thermal Coal Gross calorific value (as received) : 5,830 kcal/kg Thermal efficiency : 41% Steel Mill Industry Source: JH Jang, APEC-EGCFE seminar, , Incheon Korea

171 1. Policy Policy on R&D and import / export of technology. KETEP* manage energy technology evaluation, planning and support program, but no CCT program in Korea A few R&D project for development of LRC utilization technology are executed at the request of industry in 2008 and 2009 Industry are ready to import technology if it achieves commercial value, but no outstanding technology for LRC utilization come out until yet Upgrading technology such as BCB and UBC have shown commercial and demonstration plant last year (2010), but not successful to draw interest from coal miners and related energy company *KETEP: Korea Institute of Energy Technology Evaluation and Planning 1. Policy Current situation of LRC usage 25Mt/y of LRC used for power generation in Korea, share 40% of the total thermal coal consumption 5Mt/y of LRC used as a fuel for CHP in fluidized bed combustor All of the LRC used in Korea imported from Indonesia, its grade decrease gradually year by year Characteristics of imported low rank coal: moisture contents ~25%, calorific value 5,300~5,800kcal/kg Design basis of calorific value for 500MW power plant in Korea are 6,080kcal/kg, so decrease of coal quality cause severe operational problems Power generation company wants to use LRC directly as a blend fuel to save fuel cost, but many problems occurred due to the lower temperature in downstream, overloading of facility and slagging problems etc 2. Situation of LRC Utilization Technology 2-1. Fluidized bed drying technology (KIER) Technology development Power generation company make out operation guideline for the LRC usage in existing plant such as blend ratio, particle size and inlet gas temperature adjustment etc Basically, it is necessary to develop dehydration, combustion and conversion technology Two technologies have been developed under the framework of government R&D program (request by industry) Upgrading Fluidized bed drying technology Gasification LRC gasification by transport type gasifier Model of multi-step fluidized bed dryer Before Drying (36% of moisture content) Key tech. - Multi-step fluidization Plan -Demonstration plant (500tpd), st commercial plant (3,000tpd in thermal power plant), 2013 After Drying (10% of moisture content)

172 2-2. LRC gasification (SKE/KIER) SKE is developing a innovative gasification technology (Green Coal) 2-2. (cont.) LRC gasification (SKE/KIER) Developing 5 key technologies to reduce CO2 emission Application of key technologies to Bench (0.05tpd) Pilot Construction, Start-Up and Improvement (2010) -1 st commercial plant (2,000tpd) will be installed in LRC gasification (KIER & IAE) LRC gasification KIER: 10 years of experience for coal gasification (1tpd, slurry feeding), now applied to LRC gasification IAE: Development of 3tpd coal gasification system since 1999, now develop compact gasifier for LRC utilization with SKE 3. Barriers / Obstacles Barriers/Obstacles to the introduction and dissemination of LRC Utilization Technologies in Korea Policy aspect: no specific barriers or obstacles Economical aspect: Industry understand the importance of LRC, but does not aware of importance of technology development such as upgrading, industry wants to use LRC directly because high capital cost and maintenance cost for additional facility Technological aspect: due to high moisture contents, LRC cannot be used directly to existing 500MW power generation plant Companies in Korea have surveyed drying and dewatering technologies, but there are no proven commercial technology until yet 1tpd gasification unit (KIER) Being scaled-up to 10ton/day 3tpd coal gasification system Institute for Advanced Engineering

173 4. International Support Multilateral or bilateral R&D is needed to introduction and dissemination of LRC utilization technology in Asia region Korean government willing to support international cooperation For instance; International Cooperation Program managed by KETEP The program will support multilateral or bilateral R&D program to develop LRC utilization technology (Planning; March 2011, Executing; June 2011) Thank You!

174 Presentation (5) Contents Activities in Japan for LRC utilization R&DD and dissemination 27 th January, rd ERIA WG meeting in Tokyo JCOAL Tohmei Takekawa 1. Discussion on LRC in 2 nd WG meeting in Jakarta 2. Japan s Policy on utilization of Low Rank Coal 3. Situation of LRC utilization technology and JCOAL activity for international cooperation 4. Items to be overcome as a technology provider for LRC utilization 5. Proposal for further cooperation of LRC in ERIA working group 1. Discussion on LRC in 2 nd WG meeting in Jakarta on 3 rd March, 2010 (1/2) Classification of LRC and the present situation of trade and utilization Necessity of LRC utilization Classification of countries; LRC producing countries(australia, Indonesia), LRC producing and consuming countries(china, Thailand), coal import countries(japan, Korea) WG members exchanged their information about their experience in the research, development, commercialization and practices, environmental regulation, issues of social acceptance and their political and economical principles. Discussion on LRC in 2 nd WG meeting in Jakarta on 3 rd March, 2010 (2/2) Topics discussed and should be continued to discuss (1) Technical issues a. Drying/Dewatering, Stabilization of the properties b. Efficient combustion to overcome the high reactivity of brown coal c. Oxygen combustion for CCS d. Ash slugging and estimation unburn char for ash use (2) Pollution caused by use of LRC a. Air pollution; SOx, NOx and particulates b. Ash for efficient use c. Trace elements d. Waste water e. CO2 evolution must be discussed for future (3) Social issues a. Acceptance of society with coal b. Funding to efficient use of brown coal. Nation policy of LRC use (4) Education and Training a. Young human resource must be attracted to the LRC community

175 2. Japanese Policy on utilization of Low Rank Coal Japan s energy policy is based on market principles, but at the same time it seeks to ensure a stable supply of and the environmentally friendly production and consumption of energy. The position of coal and LRC on the New Basic Energy Plan (Clean Coal Day in Japan 2010 International Symposium, Sept. 2010) 1. Shift to low carbon systems in coal burning power generation 1Further shift to low carbon systems in coal fired power generation in Japan 2Low carbon shift to systems in overseas coal fired power generation 2. Measures for ensuring stable supply of coal resource 1 Frontier development and closer cooperation with coal producing countries] 2Effective use of low quality coal for developing the new and clean energy sources (Particularly, effective use of LRC by producing clean energy such as SNG is expected to contribute to relaxation of energy demand and supply in LRC producing countries, in future, also contribute to energy supply to Japan. Policy on promotion of LRC utilization : the government is promoting international technical cooperation at the same time as giving incentive (government finance support etc) to the development of LRC utilization technology. Policy on R&D and import / export of technology. Policy on introduction and development of LRC technologies: Government funding schemes for the development of LRC processing technologies.(ex. Upgraded Brown Coal(UBC), Measures for Support by Government: Various subsidies to promote R&DD and FS study, Policy dialogues with LRC producing countries to promote international cooperation. 3. Situation of LRC Utilization Technologies in Japan Drying/Dewatering Commercially available techs: Coal in Tube (KHI), Steam tube dryer (Tsukishima) Demonstration: Upgraded Brown Coal (UBC, KOBELCO), Hot Water Treatment Coal Slurry (HWT cs, JGC) Pilot Plant /Bench scale :MHI/Tokyo Univ., Kyushu Univ./Kyushu Electric. Briquetting/Slurry Commercially available technologies HWT cs Combustion Commercially available: Ultra Super Critical coal fired power generation, renovation of existing power plants (MHI, Hitachi, Toshiba, IHI) Control system: Combustion simulation (IDEMITSU), Model Drive PID(TMEIC) Gasification/ Methanation (SNG)/Hydrogen /DME Commercially available: Gasifier (MHI), DME Demonstration :ECOPRO (Nippon Steel Eng.) Pilot Plant: TIGAR (IHI) Feasibility Study: SNG production (Osaka gas), Hydrogen production (KHI) R&D: Methanation catalyst (Osaka gas) Carbonization R&D: Coke Making Upgraded Brown Coal (UBC)in Kalimantan Indonesia Hot Water Treatment Coal Slurry (HWT CS) HWT Upgrading 330 deg C/15MPa Deoxidization Dehydration Slurrification Dehydration Pulverization Mixing with dispersant Capacity: 600t/d-product basis (1000t/d-feed basis) Location: Satui, South Kalimantan Coal run: October 08~August 10 Demonstration Project ( ) Establishment of commercially viable technology in terms of reliability of scale up & durability etc. Confirmation of financial and economic feasibility Marketing based on providing the bulk sample (5000~10000 tons) Source :APEC Clean Fossil Energy Technical and Policy Seminar Oct Fukuoka

176 Gasification: ECOPRO pilot plant and future plan Gasification: TIGAR pilot plant and future plan (Twin IHI Gasifier) Lower CAPEX and simple O&M Lower pressure and lower temperature in operating condition Small air separation unit (oxygen) plant High reliability and availability Based on mature fluidized bed technologies Multi fuel application Low rank coal, biomass and wastes and their co utilization Co production Variable change of ratio of syngas to power generation 3,000t/d plant image Energy conservative, environmentally friendly and resource recycling colliery region (Eco Coal Town (ECT)) To realize energy conservative, environmentally friendly and resource recycling colliery region (Eco Coal Town (ECT)), China National Coal Association (CNCA) and JCOAL agreed to promote matching of Clean Coal Technology (CCT) needs&seeds among private sectors. CCT system integration is expected to be introduced through feasibility study which will be supported by both governments and companies. Transmitting to East O2 IGCC A/S Slug AIR Dry type De-Nox & De-SOx Sulfuric acid Ammonium hydrogen sulfate Ammonium sulfate Active Coke Lime Coal Mines Preparation Coal-fired PP Ash Wet-DeSOx Waste water treatment from De-Sox equipment Sealing Gypsum Waste use cement manufacturing Fly ash & slug processing technologies for roadbed material and concrete mixture, etc. Slug VAM (E)CM M (E)CBM Coal CFB waste coal PP gasifier & Coal based Ash chemicals Sludge Coke, Tar, Naphthalene BTX Sulfuric Acid SNG LNG H2 Ammonia, Waste water Paraffin GTL Methanol, DME treatment MTO MTP Acetic Acid Automobil e fuel Town Gas cogeneration Biomass Methane Gas control system Regional heat supply center Hotel Small Cogeneration VAM Gas turbine Methane Condenser MP Holder Waste heat boiler CMM Gas engine cogeneration Heat pump Combined cycle & Cogeneration Promotion of CCT business matching by JCOAL Counter part Gov. Incl. International Framework International Org. Government Industry association Private sectors Policy dialogue Joint statement MOU, Agreement Individual business agreement Japanese Gov. JCOAL Private sectors METI NEDO JBIC JICA Counterpart Govs (Incl. CDM Bilateral carbon offset mechanism) GCCSI WB ADB funds Support, Subsidies, entrustment Cooperation Joint venture

177 4.1 Items to be overcome as a technology provider for LRC utilization(2/2) Specific Technologies Drying/dewatering and stability technologies further cost reduction through innovative technology and integration and linking with latter utilization/processing technologies Prevention and utilization of high reactivity of LRC; combustion (ex. additive to promote combustion), gasification (mild reaction condition )and carbonization (developing porous and Sp3 structure, coke/binder) Technologies to process high ash content coals; optimization of EP and R&D for utilization Technologies to process high sulfur/nitrogen coals ; heavy duty desulfurisation and de nitration Trace element processing technologies Water treatment technologies (low temperature) 4.2 Items to be overcome as a technology provider for LRC utilization (1/2) To realize commercially viable LRC utilizaton As a coal import country and a technology (seed) provider, we can contribute to provide various Clean Coal Technologies (CCT) either in commercially viable and R&DD stage. It is necessary to meet target CAPEX and subsequent payback period through optimizing following items; Individual property of LRC, Climate Available utilities and infrastructure Operation policy including fluctuation of lord acceptable operation manual Maintenance policy (Risk base maintenance, RBM) acceptable maintenance manual Proposal of optimized system by means of integration of unit processes including LRC mining, processing and accessing to the market (LCA approach, From Energy Cascading Utilization to Exergy Recuperation based on the experience in petrochemical complex, etc ) CCS ready system It is also necessary to meet market size and structure, exploring adequate business partners, to meet historical business procedure and habit (not EPC) Introduction of bilateral and international funding scheme (Loans from WB, ADB, JBIC, KfW. CDM and bilateral carbon offset mechanism) 5. Proposal for further cooperation in ERIA working group Sharing individual LRC property information including basic properties (Proximate and ultimate analysis, ash composition), dewatering characteristics and assessment of reactivity in common evaluation methods Case study in model LRC colliery regions to realize low carbon resource recycling Eco LRC colliery regions (China, Australia, Indonesia and etc) Coordinating international workshop regarding focused and specific topics to utilize LRC ( ex. Drying / dewatering, Prevention and utilization of the reactivity of LRC, CCS and LRC) Thank you!

178 Coal Bank at AIST -Use of standard coal samples and database - Osamu Yamada Energy Technology Research Institute National Institute of Advanced Industrial Science and Technology(AIST) 16-1 Onogawa, Tsukuba, Ibaraki Japan Phone Fax coalbank@m.aist.go.jp Special Report (1) Coal Bank To promote systematic research by using standard samples To perform experiments and research by using common standard coal samples and effectively use the results for discussion among researchers in the common field. To maintain coal database systematically for use of basic science and R&D. Created in 1995 for Brain-C program and jointly operated by JCOAL and AIST. Function Storage of standard coal samples in inert atmosphere, which have been finely crushed, filled and packed under oxygen free atmosphere. Distribution of standard samples for research and development on CCT to universities, national laboratories, and private companies accordingly to their needs. Analysis of general properties, collection of the analytical results in a data base, and supply of the data in accordance with needs. Coal as received -50mm Coarse crusher Sample preparation -5mm Reduction or Medium crusher -1mm Operated in nitrogen atmosphere Pulverizer -100mesh Laminated package(ca.100g)

179 Tools Features of samples Coarse crusher Medium crusher Pulverizer in glove box Coals available in Japan(mostly imported) With detailed analyses(coal database) Proximate, ultimate, macerals, and ash properties Form of sample supply Particle size: -5mm, -1mm, and -100 mesh Sample size: 100g, sealed in laminated package with N 2 Distribution to research organizations Brain-C follow-up and STEP-CCT Identified by SS numbers Automated laminate packaging machine Laminate package Current status From brown coal to anthracite 109 coals as of January Australia, 10 USA, 3 Canada, 2 Columbia 22 Indonesia, 7 South Africa, 21 China 1 Vietnam, 1 EU, 7 Russia, 5 Japan 6 ash samples Supported by STEP-CCT Project (METI/NEDO) SS coals on van Krevelen s diagram H/C Atomic ratio Removal of CO 2 H 2 O CH 4 VII VI V III IV O/C Atomic ratio I CO 2 II H 2 O CH VIII 0.2 To be extended I. Wood II. Cellulose III. Lignin IV. Peat V. Brown coal VI. Subbituminous coal VII. Bituminous coal VIII. Anthracite

180 Use of Coal Bank database Evaluation on utilization of low rank coals Oxygen containing functional groups Moisture Heating value etc. Evaluation of Heating Value Heat of formation, h f, is calculated for Coal Bank sample coals using the database -h f = h coal -h C -0.5mh H2-0.5nh O2 h O2 = 0 (kcal/mol) 生成エンタルピー hf (kcal/mol) (kcal/mol) 炭素量 ~75% ~75% 75%~80% 80%~85% 85%~90% 90%~ 炭素量 C% (C% (daf) daf) Relationship between heat of formation and coal rank(c%) Values of h f of lignite and sub-bituminous coal are ranging from -5 to -35 kcal/mol. h f may lower the h coal effectively from the heat expected from carbon and hydrogen contents of coal. Summary 生成エンタルピー hf (kcal/mol) (kcal/mol) 5 Available LRCs 炭素量 ~75% ~75% 75%~80% 75%~80% 80%~85% 80%~85% 85%~90% -5 90%~ 85%~90% 推定 90%~ 全体 O/C Relationship between heat of formation and O/C ratio In AIST Coal Bank, 109 coal samples are stored under inert atmosphere. Coal samples and analytical database are available for basic research. Availability of low rank coal(lrc) to actual use are evaluated based on heating value by the use of Coal Bank database. Available LRCs are clearly indicated

181 Special Report (2) LRC utilization The LRC utilization: impediments and solution SHIRO HORI Kyushu University ERIA CCT WG, Tokyo, How to use 2. Direct combustion 2.1 Without treatment: improve operation to prevent problems 2.2 Drying to improve burning condition 3. Upgrading method 3.1 For transportation: UBC, HWT, 3.2 Environment friendly : dry fining 4. Value added 4.1 Gasification 5. Complex 5.1 Case in Vresova,Czech Republic 5.2 Case study in Indonesia 5.3 Study in Australia LRC: Direct use without treatment Phenomenon Delay of oxygen consumption/decrease of flame temperature Effects Nox emission/carbon concentration in unburned combustible Effects depend on moisture and ash content Case1; moisture 40%(Wara),high Nox, case2:60%(loyyang),high unburned combustible (Makino et al,2002) measure:operation technique

182 LRC: Drying Most effective drying? Merit: Input energy Vs Benefit What level?40%,or60%, to 10%,or 20%, 30% Method: steam dryer, flue gas drying Steam dryer; many operation example Drying by flue gas recirculation; Case: LoyYang power plant(australia): LRC: Upgrade method Purpose of upgrading? UBC: drying + briquetting for transportation HWT: drying + liquid type, as a substitute for oil Dry fining: drying (37% 27%) + removing of SO2, Hg, Nox for reduction of air pollution Gasification; LRC: Value added use Step1: dewatering, step2: gasification Who is user? SNG fuel Ammonia(urea) fertilizer, Methanol(DME) substitute for fuel(diesel/lpg) Tar(phenol) Coal complex Multipurpose LRC utilization Maximum effectiveness of LRC utilization, optimize total cost and benefit Factor for consideration Size of plant; Quality of coal, drying method; Availability of plant; operation patters Calculation (Makino,2009): cost 1(availability80%) 1.4(50%) Compare price of coal, natural gas, chemical, electricity

183 Case in Vresova,Czech Lignite; Thermal power plant + briquetting (for local use),~2000t/d Steam dryer + Lurgi gasification plant 13 unit 2, 1968,4400t/d Thermal + gas combined cycle, 400MW,1996 Product; SNG>>Urea,Phenol(Tar)> >syngas for IGCC Case study in Indonesia Purpose: Feasibility study of various utilization of the LRC Target coal: Lignite in South Sumatra; 56% moisture, dried 20% by steam,6%ash Concept: Chemical complex for production of chemicals including clean fuel and SNG, as well as power generation Source: Onozaki(2010),original study NEDO(2010) Case study in Victoria, Australia Objective: The high level utilization of Victorian coal in order to develop new industries in Victoria and secure the energy resource. Target coal Loy Yang, moisture content~60%,ash~1%, Research component: Drying, gasification, combustion, upgrading Considering elemental technology of IGCC including drying brown coal Designing the concept of the process of CCS ready IGCC Studying the possibility of a brown coal complex in Victoria Feasibility study of Victoria Japan energy & chemical complex based on Victorian brown coal Victorian brown coal-derived energy & chemical complex Research period 2010~2012 Japan J-coal KEPCO Feasibility study of Victorian brown coal project Research of the process of IGCC and feasibility study of power generation Australia (Counterpart) Victoria State Government Funding Kyushu University Research of elemental technologies based on Victorian brown coal Funding Monash University

184 summary Multi purpose LRC utilization Maximum effectiveness of LRC utilization, and optimize total cost and benefit Select suitable technology and combination, considering local use and international markets Acknowledgment Author is grateful to Makino,Takekawa (Jcoal),Makino(CREIPI), Hanawa, Onozaki(IAE), Harada(KEPCO), Matsushita(KU), and other business persons for providing the data and their insight Reference Onozaki(2010) Concept of chemical complex for low rank coal, The Institute of Applied Energy. Makino(2009) Future cost perspective of coal power plant, J coal journal Makino et al(2002) Emission characteristics of Nox and unburned carbon in fly ash of sub bituminous coal combustion, JSME international Journal

185 < WG for the Promotion of High-Efficiency Coal-Fired Power Plants > Study Result (2) Presentation (6) Presentation (7) Presentation (8) Presentation (9) Presentation (10) Presentation (11) Presentation (12) Spreading CCT across the Asia -understanding challenges and finding opportunities- Mr. Ichiro Kutani, IEEJ, Japan High Efficiency, Low-Emissions Coal-Fired Power Generation Technology: Update on Australian Activities Dr. David Harris, CSIRO, Australia CCT Promotion on Coal-Fired Power Plants in China Mr. He Hongguang, TPRI, China Energy, Sustainability and Beyond - Road Map for Low Carbon power sector - Mr. N. K. Srivastava, NTPC, India The Challenge of Promoting SC & USC Coal Power Plant in Indonesia Mr. Mochamad Prayudianto, PLN, Indonesia The Promotion of High-Efficiency and Low-Emission Coal-Fired Power Plants in Thailand Mr. Wichai Anantanasakul, EGAT, Thailand Current Status and Prospect of High Efficient Coal Power Plant in Korea Prof. Chung-Hwan Jeon, Pusan National University, Korea Current Status of Overseas Business of High Efficiency Power-Generating Technology in Japan Mr. Makoto Toyoma, FEPC, Japan Special Report (3) Effective Utilization of Coal in the 21st Century - Coal Gasification & Utilization of Low Rank Coal - Mr. Takao Hashimoto, MHI, Japan

186 Study Result (2) Outline 1. Current situation of coal-fired power generation Spreading CCT across the Asia understanding challenges and finding opportunities WG for promotion of high-efficiency coal-fired power plant 3rd WG in Tokyo Jan 27, 2011 Ichiro KUTANI IEEJ 1 2. Policy - on role of coal in power supply - on R&D, import / export of technology 3. Resource / capability 4. Barrier / obstacle 5. National and international support 6. Summary 2 1. Current situation of coal-fired power generation 1. Current situation of coal-fired power generation Generated electricity by fuel Coal is one of a major resource of power generation. Source: IEA, Energy Balance 2010 Plant by fuel Fuel type is widely differ by each country. Share of Anthracite / bituminous coal was slightly decreased than previous year. World Thailand Japan Indonesia Korea India Australia China Japan Korea China Australia India Indonesia Thailand 21% 24% 23% 4% 12% 27% 2% 41% 41% 43% 7% 69% 66% 27% 77% 79% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Coal Oil Natural Gas Nuclear Hydro Others 82% 78% 28% 24% 4% 4% 50% 42% 38% 54% 45% 5% 7% 29% 17% 11% 8% 8% Plant by Capacity In many countries, majority is MW plant. Share of higher capacity power plant is gradually rising. Notably in India, China and Indonesia. Plant by Steam Condition In many countries, majority is sub-critical plant. Share of higher condition power plant is gradually rising. Notable in China and India. Japan Indonesia Australia Thailand Korea China India Japan Korea China Australia India Thailand Indonesia 4% 11% 18% 29% 29% 25% 42% 53% 28% 28% 17% 38% 73% 46% 38% 19% 28% 31% 14% 32% 18% 19% 11% 11% 10% 4% 1% 2% 1% 6% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 5% 3% 12% 10% 601MW< MW MW MW <100MW 29% 44% 18% 42% 57% 59% 89% 49% 83% 58% 14% 16% 39% 28% 13% 7% 13% 11% 3% 3% 7% Source: IEA, CoalPower as of Nov % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% anthracite/bituminous sub bituminous lignite dual-fuel Others, n.s. 3 Source: IEA, CoalPower as of Nov % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% USC SC sub-c n.s

187 2. Policy - role of coal in power supply Role of coal fired power plant is differ by each country which depends on resource and electricity demand. have much coal resource have less coal resource rapid increase of elec. demand (developing country) - large demand for power development - effective use of domestic coal - coal power plays a major role - large demand for power development - diversify power supply source What is a common ground? Necessity for a cleaner use of coal slow increase of elec. demand (developed country) - less demand for power development - effective use of domestic coal - coal power plays a major role - less demand for power development - diversify power supply source 5 2. Policy - role of coal in power supply Some country has adopt the policy to promote CCT. Australia Improve efficiency of existing plant. emission standard for new power plant with reference to BAT China Policy to replace small power plant to large one. (11 th 5 years plan) Optimized development of coal-fired power (12 th 5 years plan) India Half of the new coal-fired power plants coming up to use CCT, e.g. SC, USC and IGCC (12 th 5 years plan) Indonesia Share of coal in power supply will increase to 63% in 2018 (46% in 2008) Fast Track 1: 10,000MW - 100% coal, Fast Track 2: 10,000MW - 40% coal Japan Coal will be utilized in an appropriate manner through the establishment of low emission technologies, such as CCS and IGCC Korea Thailand Coal will still play a leading role in Power Generation in the future. USC is a key to use low calorie coal and to maintain electricity cost low. When newly constructing coal-fired power, it s inevitable to employ CCT Policy - R&D, import / export of technology 2. Policy - R&D, import / export of technology Every country promote introducing / developing highefficiency power generating tech. based on their tech. level Australia China Developing lignite dehydrate, IGCC (with CCS) tech. Improve efficiency of existing plant. Disseminating USC & SC tech. inside and outside the country Developing lignite dehydrate / carbonize, IGCC (with CCS) tech. USC/SC tech. have the tech. -seek for deploying own tech. - developing more advanced tech. (A-USC) need the tech. - efficient use of domestic coal - seek for introducing tech. India Indonesia Japan Introducing USC & SC tech. with foreign cooperation Developing IGCC tech. Improve efficiency of existing plant. Introducing and disseminating USC & SC tech. with foreign cooperation Disseminating USC & SC tech. outside the country Developing A-USC and IGCC tech. IGCC tech. (under development) - developing unique tech. - Seek for international cooperation Korea Disseminating USC & SC tech. outside the country Developing variety of CCT. many opportunities for a cooperation exist Thailand Introducing and disseminating USC & SC tech. with foreign cooperation Developing IGCC tech. using domestic coal with foreign cooperation

188 3. Resource / capability Various resources / capability is required when constructing high-efficiency coal power plant, and its situation is different by each country. some has a weakness in; technology development R & D planning, design financing manufacturing construction work O & M risk management of coal import. detail design, like; Process design Mechanical design Control concept manufacturing, like; Boiler, turbine, generator Major pump, control valve, alloyed pipe, etc. 4. Barrier / obstacle 1 Various challenges lie ahead before spreading CCT in Asia. Environment restriction (air pollution, CO2) act on both side. Loose regulation may dis-incentivize the investment on high-efficient but costly coal power plant. While too much stringent regulation will let the coal power plant withdraw from the market. Balance between to minimize emission and to diversify energy supply is important. Lack of public acceptance on coal power plant. Rising awareness on environment issue. Insufficient information on the necessity of coal power plant. Difficult to obtain consensus on newly constructing coal power plant Barrier / obstacle 2 Low electricity price. In a competitive market, electricity price is a barrier to new tech. In some case, elec. selling price is less than its cost. Thus, lack of sufficient money for investment in some entity who bears unrecoverable cost. Though it s difficult to improve pricing policy in a short period, since electricity price should harmonize with many kind of political and social affairs such as level of people s income, industrial policy, social security and so on, we should recognize the issue. Insufficient technological capability Little experience in USC/SC technology including O&M. Technology transfer from foreign companies. Need a capacity building. 4. Barrier / obstacle 3 Difficult to find its economical advantage in a short term. Important to evaluate its long term life cycle cost. Higher capital cost than conventional technology. Additional cost for importing high rank coal. Smaller cost reduction by employing high efficient tech. because of low fuel (coal) price. Financial support may ease the barrier in some extent. Required to utilize low rank coal (LRC). Doesn t have high rank coal (HRC), or HRC is for an export. Rational from the view point of energy security. Need to develop high efficient LRC combustion technology

189 5. National and international support Many countries have, but its amount is depends on priority of entire national energy policy. Government led R&D program Direct / indirect financial support etc. Need for a international cooperation Sharing information Cooperative R&D program Technology transfer Financial support etc. 6. Summary Each country has their own situation, but necessity for a CCT is their common ground. However, at the same time, many challenges lie ahead before widely spreading CCT in Asia. Diverseness of Asian countries creates opportunities for a new cooperation. It s important to understand challenges and to act toward the solution. Today s discussion point! Annex. Australia 40 number Age 650 Steam condition MW< MW MW MW 100MW temp. ( ) Any comments and suggestions are more than welcome! n.s. age pressure(mpa) 2% 5% 24% bituminous s-bituminous lignite dual fuel CBM n.s. 29% 4% 11% 100MW MW MW MW 600MW< 7% 10% USC SC sub-c n.s. 38% Fuel Capacity Technology 7% 28% 24% 28% 83% 15 Source: IEA, CoalPower as of Nov

190 Annex. China Annex. India number 450 Age 650 Steam condition number 450 Age 650 Steam condition n.s. 600MW< MW MW MW 100MW temp. ( ) n.s. 600MW< MW MW MW 100MW temp. ( ) % 4% 1% 0 28% 7% n.s. 59% bituminous anthracite lignite dual fuel other n.s. 11% 3% Fuel 28% Capacity Technology 39% 19% age 100MW MW MW MW 600MW< pressure (MPa) 5% 28% 18% 49% USC SC sub-c n.s. 0 45% n.s. 4% 0% 23% 25% 4% Fuel Capacity Technology 28% bituminous lignite dual fuel other n.s. 7% 46% age 18% 100MW MW MW MW 600MW< % pressure (MPa) 3% 58% SC sub-c n.s. Source: IEA, CoalPower as of Nov Source: IEA, CoalPower as of Nov Annex. Indonesia Annex. Japan 20 number Age 650 Steam condition 40 number Age 650 Steam condition MW< MW MW MW 100MW temp. ( ) MW< MW MW MW 100MW temp. ( ) n.s. age pressure(mpa) n.s. age pressure (MPa) 55% 4% 12% 2% 42% Fuel Capacity 31% Technology 58% 27% bituminous s-bituminous lignite dual fuel n.s. 17% 10% 100MW MW MW MW 600MW< 42% USC SC sub-c n.s. 1% 7% 11% 81% bituminous lignite dual fuel n.s. 53% 3% 11% 19% 14% 100MW MW MW MW 600MW< Fuel Capacity Technology 14% 13% 44% 29% USC SC sub-c n.s. Source: IEA, CoalPower as of Nov Source: IEA, CoalPower as of Nov

191 Annex. Korea Annex. Thailand 20 number Age 650 Steam condition 20 number Age 650 Steam condition MW< MW MW MW 100MW temp. ( ) MW< MW MW MW 100MW temp. ( ) n.a n.s age pressure (MPa) age pressure (MPa) 17% 5% anthracite bituminous dual fuel n.s. 18% 1% 6% 2% 100MW MW MW MW 600MW< 13% 12% USC SC sub-c n.s. 8% lignite dual fuel n.s. 1% 100MW MW MW MW 600MW< 11% USC SC sub-c n.s. 5% 16% 29% 32% Fuel Capacity Technology 42% Fuel 50% Capacity Technology 73% 73% 59% 38% 89% Source: IEA, CoalPower as of Nov Source: IEA, CoalPower as of Nov

192 Presentation (6) High Efficiency, Low-Emissions Coal- Fired Power Generation Technology: Update on Australian Activities Outline Coal-Fired Power Plant in Australia. Role of coal-fired power generation in Australia s electricity supply Current technology profile Future demand scenario Implementation of Clean Coal Technology in Australia National policy on coal-fired power generation and CCT Clean Coal technology strategies Challenges for implementation Way forward Pilot and demonstration programs National and international cooperation and partnerships Dr David Harris Theme Leader, Coal Utilisation CSIRO Advanced Coal Technology Working Group Meetings Tokyo, Japan 27 January, 2011 Coal and Australia Australian Coal Fired Power Plant Australia is the world s largest exporter of coal ~265Mt in Coal is Australia s largest export ~$58B in $18B thermal coal Percent Electricity generation by fuel (2006) Total coal-fired capacity approx 31,000MW Approx 29 plants 13 plants<25 years old Capacity (MW) ~80% of Australia s electricity derives from coal 57% black coal 0 Black coal Brown coal Gas Hydro Oil Renewables >50 Age (Years) Electricity generation contributes ~35% of total GHG emissions

193 Clean Coal Strategies Technology efficiency impact on CO 2 emissions Improve efficiency of existing technology > A$40 billion invested in PF power stations Existing infrastructure has >30 years of operation life remaining Desirable to retrofit improved technology add-ons Address life-cycle emissions Mining, preparation, utilisation Fuel Switching Fuel blends, coal preparation strategies reduce greenhouse & particulate emissions enable coal use in advanced systems (UCC etc) Co-firing coal/biomass etc Adoption of high efficiency technologies Coal performance in advanced power technologies Cost and reliability demonstrations required Carbon sequestration CO 2 capture from existing and new technologies Long term sequestration Tonnes CO 2 per MWh (Electrical) Current Australian technology Brown coal pulverised fuel Black coal pulverised fuel Brown coal Integrated Drying Gasification Combined Cycle Open cycle gas turbine In use Future Super/ultra critical pulverised fuel Black coal Integrated Gasification Combined Cycle Integrated gasification fuel cell DICE Combined cycle gas turbine Thermal efficiency % DCFC Low Emissions Power Generation Electricity generation technology share (550ppm scenario) Post-combustion capture Energy Conversion Capture of CO 2 Energy / Power Source: CSIRO projection Hot fractured rocks Solar photovoltaics Solar thermal Wind Biomass ASU Oxy-fuel combustion 300 Gas peak TWh 250 Gas CCS Coal Gasification Energy Conversion Capture of CO 2 Pre-combustion decarbonisation Syngas (CO+H 2 ) CO Shift CO 2 /H 2 separation Source: adapted from IEA Clean Coal Centre Storage/Use of CO 2 Energy / Power or H 2 / CO 200 Gas combined cycle Black coal CCS 150 Black coal pf 100 Brown coal CCS 50 Brown coal pf 0 Hydro Australian power demand increasing Challenge to meet emissions targets requires extensive application of CCT-CCS and renewables

194 Key factors for coal based power in Australia 1. Policy: Australian Government Initiatives Exports and domestic use of coal in electricity generation are likely to be strongly influenced by: increasing electricity demand in non-oecd economies associated with economic growth global and domestic emissions reduction policies cost and rate of deployment of new low emissions technologies (e.g. carbon capture and storage) competition and substitution from other forms of energy including gas, nuclear, wind, geothermal and solar. Government and industry initiatives likely to play an important role in the development and commercial deployment of new low emissions technologies: Global Carbon Capture & Storage Institute Carbon Capture & Storage Flagships program Coal21 program Australian Government CCS initiatives include a range of policies and programs to accelerate deployment of low emissions power technologies including: Clean Energy Initiative ($4.5B) Research, Development and Demonstration programs CCS Flagships Program ($2B) National Low Emissions Coal Initiative ($400M) National Carbon Mapping and Infrastructure Plan Carbon Storage Taskforce Offshore CCS legislation State CO 2 storage legislation Global CCS Institute (GCCSI - $100M pa) Low Emissions Technology Demonstration Fund Complementary programs for renewable energy Coal to remain important in Australia's power supply Australian coal fired electricity projects The future position of coal will be strongly influenced by the cost of electricity from renewable energy sources compared with the cost of new low-emission coal technologies Coal s contribution to Australia s electricity generation is projected to decrease to around 43% in Increasing contributions from gas and renewables Despite overall % of coal power to decrease by 2030, new coal-fired capacity is planned (total demand is growing, old plant retiring?) 2 coal fired power plants planned in Australia (2009) NSW, WA 6 plants (black coal) and 2 plants (brown coal) at less advanced project development stages Source; ABARE 2010 Project Company Location Status Startup Capacity Capital Advanced projects (Black Coal) Bluewaters 2 Griffin Collie WA construction MW $400M Eraring Eraring Newcastle NSW committed MW $245M Early stage projects (Black Coal) Bluewaters 3 & 4 Griffin Collie WA EIS MW na Coolimba Aviva Eneabba WA EIS MW $1B Wandoan Wandoan power Surat Qld Prefeasibility MW na ZeroGen ZeroGen Qld Feasibility MW $>3B Arckaringa 1 & 2 Altona SA Feasibility MW $520M Arckaringa 3 Altona SA Feasibility na 280MW na Brown Coal FuturGas Strike oil Kingston SA Prefeasibility MW na HRL IDGCC HRL / Harbin Latrobe Valley Vic feasibility 2013 ~550MW $750M Source; ABARE

195 Emissions standards for new coal-fired power stations CCS Flagship Program Australian Government discussion paper July 2010 From 2011, all new power stations must meet emission standards with reference to best practice technology Starting point = 0.86 tonnes CO 2 /MWh Standards to be revised as technology improves Best practice standards for different technology classes still to be defined Must be capable of retro-fitting CCS and will be required to fit CCS when commercially viable CO 2 capture and storage technologies and sites to be identified and assessed CCS to be fitted within 5 years of proven commercial scale demonstration CCS implementation may be staged as commercial demonstrations proceed Draft legislation to be developed during 2011 Source: Australian Government, Department of Resources Energy and Tourism, $A2.0 billion from federal government to build 2-4 industrial-scale CO 2 capture and storage projects in Australia support the non-commercial costs of demonstrating and deploying largescale integrated CCS projects part of a portfolio of CCS projects to underpin widespread commercial deployment. Projects shortlisted in 2010 and final decision made mid Strong Industry Participation Eg: COAL21 Fund $A1B over 10 years from coal industry for investment in demonstration and commercialisation of CCT-CCS National Low Emissions Coal Initiative (NLECI) Additional $400M to support storage demonstrations, R&D program, CO 2 transport studies ANLECR&D program $A150M coal industry and Federal government partnership Support and facilitate early demonstration program Australian Pilot and Demonstration Projects Pilot Projects Otway CO 2 sequestration project (Vic) PCC Pilots -Loy Lang, Munmorah, Tarong, Hazelwood Medium Scale Demonstrations Proposed PCC demonstration projects for brown coal and black coal Oxyfuel retrofit at Callide A (Qld) - 30MW (CS Energy, IHI, JCOAL, JPower partners) Large Scale CCS Flagships Program Proposals for two black coal IGCC-CCS projects in Queensland ZeroGen (~530MW, Stanwell Corp, MC, MHI) * *Dec Qld Govt passed ZeroGen project to Australian Coal Association 2015 target unachievable due to high cost projections & difficulties defining local CO 2 storage sites Wandoan (~400MW, GE, Stanwell Corp, Xstrata Coal) Two CO 2 storage proposals (Vic, WA) Brown coal IDGCC project in Victoria (HRL, ~550MW) Commercial projects, eg Gorgon LNG with CO 2 storage, coal-chemical gasification projects (WA, Vic, other) eg Perdamon Chemical and Fertilisers Pty Ltd (Collie, WA) Active and proposed CCS projects in Australia Source; Geoscience Australia

196 2. Resource / capability 3. Barriers to new technology Resources and capabilities: strengths and weaknesses technology development - relatively weak. Australia is a technology buyer/follower for large scale plant. Demonstrated capacity for local adaption & optimisation project planning, design strong. Experienced utility operators and engineering sector financing relatively mature, national electricity market encourages competitive projects manufacturing (boiler, steam turbine, generator, component like pumps, control devices, etc) weak. Australia is a technology buyer/follower for large scale plant construction work strong. High demand (& costs) in mining and infrastructure sectors operation, maintenance strong. Experienced utility operators. Barriers to widely adopting high efficient coal fired power plant higher investment cost than conventional technology Capital cost seen as critical barrier low electricity prices are a commercial barrier to new technologies Infrastructure prices increasing (generation, distribution & retail supply separated) no commercial value on CO 2 reductions (carbon tax, carbon trading policies under discussion) Cost and capacity of CO 2 storage uncertain value of increasing efficiencies not clear in technology debates Current pc plant not fitted with SOx, NOx reduction technologies Low S coal, dispersed plants Creates additional incremental cost for CCS retrofit public acceptance for coal fired power plant confusion in discussion of clean coal technologies CBM, UCG, IGCC, PCC, Oxyfuel, CCS Electricity price in Australia Australia has relatively low electricity prices Residential prices increasing more strongly than industrial. 4. International Policy Context and Influences Australia is an active participant in international initiatives Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF) International Energy Agency (IEA) Asia Pacific Partnership on Clean Development and Climate (APP) Asia Pacific Economic Cooperation (APEC) Global Carbon Capture and Storage Institute (GCCSI) G8/G20/Major Economies Forum Complementary formal and informal bilateral relationships. Key outcomes include: Concerted international action on CCS International support for demonstration projects in Australia Australian participation in international projects Source; ABARE

197 What s next? CCT-CCS will play a key role in Australia and internationally in achieving long term greenhouse abatement targets. Australia has a wide range of measures to accelerate the development and deployment of low emissions coal technologies in Australia and internationally First demonstration projects are needed to show that CCT-CCS technology works Identify commercial and technical issues for large scale deployment R&D challenges to increase efficiency, improve reliability and reduce costs There are still major challenges if CCS is to be available for widespread deployment from 2020 Coordination and critical mass are essential Thank you David Harris CSIRO Energy Technology Theme Leader, Coal Utilisation: CSIRO Advanced Coal Technology Phone: +61 (7) David.Harris@csiro.au Web:

198 CCT Promotion on Coal Fired Power Plants in China WG for promotion of high-efficiency coal fired power plant He Hongguang Fuel & Combustion Lab. Thermal Power Research Institute P.R.China Tokoy January 27,2011 Presentation (7) Policy on future electricity supply and expected role of coal in China During 12 5 period, China's entire society electricity consumption yearly average will grow about 8.5%, amount to 6.27 trillion kilowatt hours in By the end of 2015, the electric power equipment will installed about 1.4 billion kilowatts. 3/8/ 规划研究报告 2 Policy on future electricity supply and expected role of coal in China Non fossil energy consumption accounts for a share of primary energy consumption more than 11% by the end of 2015 Energy restructuring on basic approach in China is : Give priority to the development of hydroelectricity Optimized development of coal fired power Policy on future electricity supply and expected role of coal in China To devote major efforts to developing nuclear power To promote new energy power actively To moderate developing natural gas centralized power generation To develop distributed generation and suiting local conditions. 3/8/ /8/

199 TARGET OF NATIONAL GENERATING EQUIPMENT CAPACITY By the end of 2015, non fossil power equipment will be installed Wind power reaches 90 million kilowatt Photovoltaic power reaches 5 million kilowatt Conventional hydropower reaches 270 millionkilowatt Pumped storage reaches 30 million kilowatt Nuclear power reaches 39 million kilowatt TARGET OF NATIONAL GENERATING EQUIPMENT CAPACITY By the end of 2020, Non fossil energy will be a proportion of total primary energy consumption is 15% in China Nuclear power capacity will reach 80 millionkilowatt by the end of /8/ /8/ NATIONAL GENERATING EQUIPMENT CAPACITY NATIONAL SCALE ELECTRICITY PRODUCTION National generating equipment capacity unit MkW Among: Hydropower MkW Thermal Power MkW Nuclear Power MkW Wind Power MkW unit The national scale electricity Bkwh production in all Among: Hydro power Bkwh Thermal Power Bkwh Nuclear Power Bkwh Wind Power Bkwh /8/ /8/

200 High efficient coal power plant Coal fired power units have been developed in high parameter, large capacity for high efficient and environmental protection By the end of August, in 2010, 27 units have been operated which are 1,000 MW ultra supercritical unit 300 MW and above coal fired power units account for the proportion of coal fired power units to be 69.43% in Nuclear Power Up to September 2010, the State Council has approved the 34 nuclear power units, the capacity is million kilowatt, 25 units have been constructing with million kilowatts. 3/8/ /8/ Nuclear Power Daya Bay nuclear power engineering project costs nearly 2000 USD/kW ling'ao nuclear power station reduced to $ 1800/kW ling'ao nuclear power station II down to $ 1550/kW Yangjiang nuclear power station project cost will drop to $ 1277/kW. Nuclear Power The CPR1000 technology has been used at ling'ao nuclear power station II Exploration of improving 1000 MW pressurized water reactor nuclear power technology in China 3/8/ /8/

201 Construction big and out small policies During Eleventh five year, 71 million kilowatts small fossil units have been shut down already, there is substantive progress in energy consumption China's energy consumption China's energy consumption was 3.1 billion tons(standard) in 2009 With the previous 6.3%,China's energy consumption reaches 3.23 billion tons in 2010 In the next 10 years, China's energy demand continues to increase 2.0 billion tons. 3/8/ /8/ Funding of nuclear power and new energy development Development of nuclear power to solve the problem of power supply and demand, and can adjust energy structure, reduce carbon emissions, is response to climate change which is one of the important choices. Funding would be provided by financial institutions for nuclear power and new energy development. It is understood that China Development Bank in recent years with the investment, financing, and other means, in the new energy loans accumulated over billion yuan. 3/8/ Energy structure determines larger proportion of coal fired power plant in quite a long period of time will not change significantly in China, running in peak load, load factor, coal quality, and many other factors, the level of overall declines significantly further coal consumption of space will become smaller and smaller, or even likely to increase. National standard coal consumption is expected to drop to around 330 g/kwh in /8/

202 3/8/

203 Presentation (8) 2 1 Energy, Sustainability and Beyond Road Map for Low Carbon power sector BY N.K.SRIVASTAVA GEN.MANAGER-R&M-ENGG. NTPC-INDIA nksrivastava@ntpceoc.co.in Outlook on Power Sector In INDIA The Driver for sustainable growth of the Economy World -Electricity Generation scenario India - Installed Power generation capacity Twh Twh 1 TWh(Terawatthours) = KWh(Kilowatthours) World Electricity Generation Dominated by Fossil Fuels Source: IEA Status as on Installed capacity : 167 GW RES :Renewable Energy Sources Source : CEA

204 Per Capita Consumption in India kwh/year Growth Pattern KWh as in October Source: CEA (Projected) Electric Power- Demand projections-india Installed Capacity Reqd (GW) GW GW(gigawatt) = 1O 6 KW(kilowatt) 6 Year Source : Central Electricity Authority (CEA), India The task ahead India s growing economy requires adequate supply of energy. Per capita consumption of electricity of 733 Kwh is lower than world average of 2200 Kwh Energy deficit ~ (-7%) & Peak Demand Deficit ~(-9.4%) T&D Losses ~ 25 to 50% India s installed electric power generation would have to increase to 861 GW by 2030 to sustain economic growth of 8-9%. 7 Outlook on power sector 8 India s GDP Growth at 8.5 %in FY 10and 8.75 % infy11.(imf) Infrastructure would be the important Growth driver. India experiences a peak power deficit of around 9.69 % at the end of 2012 and 10.3 % at the end of (Source : EPS 17 th Committee Report -GOI) The Govt. of India has set a capacity addition target of 78,700 MW in the XI Plan period ( ). Likely target for addition of MW during (12th plan) comprising MW Hydro, 3400 Nuclear, balance thermal) and MW during (13th five year plan). Government of India is working on short and long term measures to remove the bottlenecks for capacity addition in power sector. For High economic Growth High level performance of Energy sector is most vital. India cannot afford to disregard any energy source for power generation. The funds requirement therefore will continue to be tremendous

205 Fund requirement for the sector 9 India s infrastructure requires around US$ 494 billion, to sustain a 9% GDP growth rate during 11th Plan ( to ) Planning Commission USD 200 Billion required by Power Sector alone during this period USD 250 Billion plus, required by Power Sector during the 12th Plan period ( ) Aggregate USD 450 Billion plus, required by Considering 70:30 Debt Equity Ratio, the equity component works out to around USD 135 Billion and debt component of around USD 315 Billion The Energy Strategy of India Full development of hydro potential, irrespective of size. Domestic coal to remain primary source. Emphasis on Super Critical Plants and Clean Coal Technologies. Import of coal on moderate scale for coastal locations. Use of gas dependent on availability and price. Import of gas LNG terminals. Gas pipelines from Western and Central Asia. Emphasis on Alternate Sources of Energy Thrust on Energy Efficiency and Demand Side Management Emphasis on IT / Data Management in Distribution Focus on Open Access, Merchant Power Plants and enhancing Equipment Building Capability 10 COAL LIGNITE GAS URANIUM THORIUM HYDRO India s Energy Resource Base Resource RENEWABLES 11 Estimated Reserves 253 Billion Tonnes 36 Billion Tonnes 38 Trillion Cubic Feet 61,000 Tonnes 2,25,000 Tonnes 1,48,000 MW(Potential) 1,83,000 MW(Potential) Coal is the prime source of power Generation in India. Consumption of Coal will continue to Grow in India but the Efficiency of operation will increase considerably. 11 Coal Based Power Status and Challenges Indian Coal Quality High ash content (25-45%) Low sulphur (< 0.5%) Low calorific value~3000kcal/kg 12 Issues with Coal based Power CO 2 emissions Ash disposal Coal transportation bottleneck through rail Need for Clean Coal Technologies Supercritical/Ultrasupercritical Integrated Gasification Combined Cycle Carbon Capture & Sequesterization

206 13 BRIEF ABOUT NTPC KOLDAM (800 MW) LOHARINAG PALA (600 MW) RUPSIABAGAR DADRI KHASIABARA (260MW) (817 MW) LATA TAPOVAN FARIDABAD (162 MW) (430 MW) BTPS NCTPP TAPOVAN VISHNUGAD (705 MW) (840 MW) (520 MW) TANDA (440 UNCHAHAR MW) AURAIYA (840 MW) KAHALGAON RAMMAM III (652 MW) (840 MW) (90 MW) BONGAIGAON ANTA (750 MW) (413 MW) SINGRAULI RIHAND (2,000 MW) (2,000 MW) BARH FARAKKA VINDHYACHAL (1,600 MW) GANDHAR (2,260 MW) (648 MW) KORBA KAWAS (2,100 MW) TALCHER KANIHA (645 MW) (3,000 MW) SIPAT TALCHER Thermal MAUDA (460 MW) ((1000 MW) RAMAGUNDAM RGPPL (2,600 MW) (1480 MW) SIMHADRI (1,000 MW) THERMAL POWER STATION HYDRO POWER PROJECTS GAS POWER STATIONS ONGOING PROJECTS KAYAMKULAM (350 MW) NTPC-Our Pan India Presence VALLUR ((1000 MW) 14 Generating Facilities No of plants Capacity MW NTPC Owned Coal Gas/Liquid fuel Total Owned by JVs Coal & Gas Total Regional Spread of Generating Facilities Region Coal Gas Total Northern Western Southern Eastern JVs Total NTPC-Growth so far NTPC-Capacity addition targets for ~75 GW ~128 GW 2010 ~32GW Coal Gas Nuclear Hydro Renewables

207 Super Critical Technology in NTPC 17 NTPC adopted supercritical technology for unit size over 500 MW in steps as under: PLANTS IN ADVANCE STAGE OF CONSTRUCTION 3 x 660 MW Sipat STPP Stage-I 3 x 660 MW Barh STPP Stage-I UPCOMING PLANTS Barh-II, Bihar 2x660 MW (Order Placed) Darlipali, Orissa 2x800 MW Lara, Chattisgarh 3x800 MW Kudgi, Karnataka 2x800 MW Gajmara,Orissa - 2x800 MW Tanda-II, Uttar Pradesh - 2x660 MW Meja, Uttar Pradesh - 2x660 MW Sholapur 2x660 MW. New Nabinagar-3x660 MW. Mouda - 2x 660 MW 18 CLEAN COAL TECHNOLOGY 2011/03/08 17 Key Movers for Clean Coal Technology Clean Coal Technology 19 Growth in world Economy and Energy demand- particularly in developing countries. The Global concern for reduction in emission of green house gases (GHG) especially CO2 emissions. Tightening Environmental regulations. Commitment to contain CO2 emission to combat global warming. Reduction in green house gas emission has become a sellable commodity in the form of Carbon Credits. Super critical and Ultra supercritical technology. IGCC. Efficiency Improvement of ageing power plants. Carbon Capture and Storage

208 AVENUES FOR EFFICIENCY IMPROVEMENT 21 Efficiency Improvement 22 Up gradation and refinement of present technology Pulverized Coal Power Plants Higher steam parameters Supercritical and Ultra Supercritical Improvement in cycle configuration and turbine technology Reduction in auxiliary power consumption Combined Cycle Power Plants Advanced class gas turbine Renovation &Modernization and up-rating New Technologies Integrated Gasification and Combined Cycle Oxy-fuel Combustion Efficiency Improvement % % GHG Reductions 23 Global Efficiency Improvement Efforts 24 Source: DTI Best practice brochure

209 Energy Efficient R&M 25 R&M of existing old units Primarily aimed at generation sustenance and to over come problems due to : Generic Defects Design Deficiencies/Modifications Non-availability of spares due to obsolescence of equipments/components. Inadequacies arising due to poor quality of coal. Stringent environmental regulations. Safety Requirements. Age POTENTIAL CANDIDATE PLANTS FOR R&M Total No.of Units /210 MW LMZ Units 66 * 2units<15 years 200/210 MW KWU Units 98* 41 units <15 years 500 MW Units 40* 22 units<15 years No.of Units as Potential Candidates. >15 &< 25years > 25 years Change of focus from Generation Maximization to Performance optimization with Efficiency enhancement and uprating. Large portion of existing capacity (15000 MW) can be considered for R&M on priority basis at an Investment Requirement of the order of US 6 billion $. Integrated Gasification Combined Cycle The Benefits 27 High efficiency ~ % Potential for achieving even higher efficiency ~ Using advanced class Gas Turbines( Up to 50 %) Potential for Green House Gas(GHG) Reduction Low Emissions Low water consumption: Since 2/3 of power is generated from Gas Turbine Integrated Gasification Combined Cycle Challenges 28 Experience worldwide with high ash coal in few units No large IGCC units in operation with fluidised bed gasifier considered suitable for Indian coals Cost not competitive with pulverised coal technology India pursuing demo project of 100 MW- Feasibility study done by Nexant USA through USAID MOU signed between APGENCO and BHEL for setting up 125 MW IGCC Plant

210 Possible Areas of Co-operation in the field of IGCC Collaborative development of Indian coal specific Gasifiers for: - Better carbon conversion - Improved syngas efficiency Likely Areas of Co-operation Collaborative Component-level R&D for reliable IGCC plant such as: - Cold/ Hot gas clean-up system - Gasifier refractories - Syngas coolers - Lock hopper design etc. Development of proper Control System for integrated gasifier and power island operation in the grid. Possible Areas of Co-operation in the field of USC Possible Areas of Co-operation in the field of Energy Efficient R&M Development of Materials for use at USC steam parameters particularly above 650 deg C. India/ NTPC may join the efforts of organizations from developed countries for collaborative development of advanced materials for USC for 650/ 700 deg C steam temperatures and higher pressures. Collaboration on development of innovative plant design/ layouts to reduce material costs. Interaction with Utilities, suppliers and consultants who have experience in USC. Renovation Of Existing Plant : Interaction and knowledge sharing on identified areas Such as Turbine Efficiency Improvement. Combustion Optimization. Reduction in Aux.Power Consumption. Pulveriser Capacity enhancement. Reduction of Emission Level. Exposure to Advanced technologies. Operation and Maintenance : Exposure to latest international O & M practices

211 Challenges to Low- Emission Coal Technology 33 Low emissions coal technology is in budding stage in India at present. Even technology on the mature end such as supercritical and ultra-supercritical power plants and already in commercial use internationally, remain in infant stage. There are many reasons for the slow spread of low emissions coal technology spread in India: Intellectual property rights and patents : In some cases, parts of the technology needed to successfully implement low emissions coal solutions are proprietary and protected by strong international patents. Thus, licensing fees can be prohibitively expensive. Patent restrictions also often hamper the ability of host countries to adapt and innovate to imported technology. Challenges to Low- Emission Coal Technology( Contd.) 34 Insufficient technology adaptation : It is often the case that solutions cannot be transplanted from one situation to another. Technology needs to be adapted to local conditions, and the research and engineering for this needs to come from the host country. In the absence of such efforts, directly importing and attempting to use technology solutions can lead to failure. Lack of indigenous capacity : Even if the technology itself is available, there may be a shortage of trained manpower in the country that are needed to operate this new technology and conduct maintenance and repairs. If training services and maintenance require support from suppliers outside the country, costs can often become unmanageable. Insufficiently skilled operating staff can lead to operating faults and reduced efficiencies. Lastly, shortcomings in the in-house ability of companies to regularly carry out technology assessments can also prove to be problematic. Challenges to Low- Emission Coal Technology( Contd.) 35 Lack of enabling frameworks : Technology transfer and diffusion require the presence of institutions to share knowledge internationally, and mechanisms for contact between different parties. Tools such as information clearing-houses, knowledge databases and the growth of industry associations also aid technology transfer. These measures also serve to reduce high transaction costs (in terms of money or time), which are a big barrier when sourcing technology from outside the country. Government policy and incentives : Low emissions coal technologies (and other environmentally sustainable technologies) would diffuse faster in the presence of the adequate motivating factors, such as financial incentives rewarding efficiency and clean power generation; well implemented regulations at different points in the supply chain; increasing awareness through measures such as labeling of products or green ratings given to companies; fostering national innovation through the establishment of research centers, potentially in partnership with the private sector; and funding of demonstration projects. Challenges to Low- Emission Coal Technology( Contd.) 36 Risk appetite : Utilities and power companies (especially those in the public sector) may be very conservative in their willingness to take on the perceived risks in new technology (even if it is in use elsewhere). Insufficient in-house capabilities to assess technology options, along with the lack of this expertise elsewhere only serve to increase risk aversion. Financing problems : Low emissions coal technologies often require significant capital. It can be difficult for companies to raise sufficient funds, and financing institutions that lack the know-how to assess capital requests for technology up-gradation exacerbates this problem. Thus risk aversion on the part of financial institutions can stall attempts to implement new technologies. Demonstration projects have a role to play in reducing the perceived risk for both utilities and financial institutions

212 Challenges to Low- Emission Coal Technology( Contd.) MITIGATION : 37 The challenges mentioned above can be mitigated through combination of one or more of the following : Twinning arrangement with Leading industrialized countries for exposure to new technologies. Financial incentive for adoption of Low Emission Coal technology. New Government policy initiative on Climate change. Encourage in-house research. Regional cooperation on experience sharing and technology transfer. Developing countries must be a part of Global energy technology revolution. 38 India's emissions intensity is already lower than other emerging economies, and it had decreased 17.6 per cent between 1990 and /03/08 GOVERNMENTAL ACTION PLAN ON CLIMATE CHANGE Govt.of India has announced that India can reduce its emission intensity by per cent by 2020 from the 2005 level. Nevertheless will not accept a legally binding emission reduction cut and it will not accept a peaking date on its emissions. Govt.of India has announced that the 12th Five Year Plan which starts in 2012 will be based on a low-carbon growth strategy. Outlines a five-step plan of action: 1)Mandatory fuel efficiency standards for all vehicles by December )A building code that encouraged energy conservation, with a recommendation to local Governments to make this mandatory. 3) Regular monitoring of the state of the forests, which now absorbed about 10 per cent of India's greenhouse gas emissions. 4) Half of the new coal based power plants coming up to use clean coal technologies -- super critical, ultra super critical and coal gasification Way Forward 39 Avenues to deliver Low Carbon: Through intelligent and efficient electricity generation, transmission distribution and use. With intelligent electricity use as the driver for secure, low carbon energy future. At a long term total energy cost than under a business as usual scenario. Provided that policy action, according to national circumstances, is taken to incentivise very substantial investment in : Large scale uptake of renewable energies, deployment of carbon capture & storage technologies and Nuclear power. Smart Grids and Net work. Roll out of electric Road vehicles, and other efficient electrotechnologies. Wide spread Energy efficiency in our economy and society. 40 Thank You

213 PT PLN (Persero) THE CHALLENGE OF PROMOTING SC & USC COAL POWER PLANT IN INDONESIA WG for promotion of high efficiency coal fired power plant Tokyo, January 27, 2011 Mochamad Prayudianto PT PLN (Persero) Electricity for a Better life Presentation (9) PT PLN (Persero) GEOGRAPHY OF INDONESIA POPULATION 238 Million (2010) 1.4% rate 1. JAVA = 58% 2. SUMATERA = 21% 3. SULAWESI = 7% 4. KALIMANTAN = 6% 5. NTT & NTB= 6% 6. PAPUA & MALUKU = 3% Electricity for a Better life INSTALLED CAPACITY 30 GW (2010) 7.3% rate 1. JAVA = 75% 2. SUMATERA = 16% 3. SULAWESI = 4% 4. KALIMANTAN = 3.5% 5. NTT & NTB = 0.5% 6. PAPUA & MALUKU = 1.2% PT PLN (Persero) POLICY OF ENERGY IN INDONESIA RUKN ( ) RUPTL ( ) PRESIDENTIAL DECREE MINISTER DECREE LAW No.30 : ENERGY RUKN: General Planning of Nasional Electricity RUPTL: PLN Planning of providing electric Power GOV SUPPORT TAX IMPORT DUTY GOV GUARANTEE Electricity for a Better life FAST TRACK 1 10,000 MW 100% coal FAST TRACK 2 10,000 MW 40% coal 33% geothermal REGULER PT PLN (Persero) COAL CONDITION IN INDONESIA RESOURCE > 100 Billion ton RESERVE >13 Billion ton LRC > 60 % MRC >20 % HRC < 10 % (As received) Electricity for a Better life CONDITION Not uniform Most LRC High moisture Sulfur content Export Good quality

214 PT PLN (Persero) ENVIRONMENTAL ISSUE IN INDONESIA MINISTER DECREE NOX SOX PARTICULATE TARGET 26% CO2 EMISSION REDUCTION IN % FROM ENERGY SECTOR 17% RENEWABLE ENERGY IN % NEW & RENEWABLE ENERGY IN 2025 PT PLN (Persero) LNG 0% PROJECTION OF ELECTRICITY PRODUCTION BY FUEL BATUBARA 46% GAS 17% COAL 2008 MFO 9% HYDRO 7% PUMPED STORAGE 0% HSD 16% GEOTHERMAL 5% NUCLEAR 0% BATUBARA 63% 2018 LNG 2% HYDRO 6% PUMPED STORAGE 1% GEOTHERMAL 12% HSD 1% MFO 0% GAS 15% NUCLEAR 0% Electricity for a Better life Electricity for a Better life PT PLN (Persero) CONCERNS ON SC/USC TECHNOLOGY BENEFIT HIGH EFFICIENCY LOW EMISSION CHALLENGE OPERATIONAL TECHNICAL COMPLEXITY HIGH LEVEL OF WATER PURITY FUEL FLEXIBILITY HIGHER EPC COST HIGH GRADE MATERIAL LOCAL CONTENT UNIT SIZE PT PLN (Persero) SUPER/ ULTRA SUPER CRITICAL BOILER COAL POWER PLANT IN INDONESIA 2006 : SURALAYA 1 X 625 MW, OPEN FOR SUBCRITICAL OR SUPER CRITICAL 2006 : PAITON 1 X 660 MW, OPEN FOR SUBCRITICAL OR SUPER CRITICAL 2008 : ADIPALA 1 X 660 MW SUPER CRITICAL 2008 : CIREBON IPP 1 X 660 MW SUPER CRITICAL 2010 : CENTRAL JAVA IPP 2 X 1000 MW : OPEN FOR SUPER CRITICAL OR ULTRA SUPER CRITICAL : INDRAMAYU 1 X 1000 MW : ULTRA SUPER CRITICAL Electricity for a Better life Electricity for a Better life

215 PT PLN (Persero) INTERNATIONAL SUPPORT SUPPORTING TO USE HIGHER EFFICIENT POWER PLANT PROVIDE GREATER ENCOURANGEMENT FOR THE USE OF UC AND USC BOILER SHARING EXPERIENCE OF THE SUCCEED OF IMPLEMENTING HIGH EFFICIENCY PLANT AND PRESERVING THE ENVIRONMENT PROMOTING OF TRAINING, JOINT RESEARCH AND DEVELOPMENT OF UC AND USC Electricity for a Better life PT PLN (Persero) EXAMPLE OF LOW RANK COAL USED FOR USC BOILER Gross Calorific Value (ar) : 3,800 to 4,300 kcal/kg Typical GAR 4,000 kcal/kg Total Moisture (ar) : 23 to 42 % Ash Content (ar) : 2.0 to 8.0 % Sulfur Content (daf): 0.1 to 0.35 % Electricity for a Better life PT PLN (Persero) THANK YOU Electricity for a Better life

216 The Promotion of High-Efficiency and Low-Emission Coal-Fired Power Plants in Thailand Presented by Thailand EGAT - Thailand Presentation (10) Tokyo, Japan 27 th January 2011 Government Policy Policy on future electricity supply and expected role of coal Set up and implement the Thailand Power Development Plan (PDP 2010) in order to diversify energy or fuel type Increase the percentage share of coal requirement in power generation Diversify energy sources or fuel type in order to secure power supply Promote the use of CCT in power sector in order to improve the operating efficiency and reduce the environmental impacts Policy on R&D, import / export of technology. The policy on R&D supporting CCT is not clear due to lack of knowledge and experience. Import CCT mainly in power sector Compare and evaluate the suitable and latest CCT such as SC or USC High-efficiency coal power plant Current situation (latest date on number, capacity, etc) Future perspective: policy target (xxgw in 20xx, specific project, etc) Presented at The Kick Off Meeting of Project #7 Vietnam 19 Oct 2010 Prepared by Electricity Generating Authority of Thailand 1 Presented at The Kick Off Meeting of Project #7 Vietnam 19 Oct 2010 Prepared by Electricity Generating Authority of Thailand 2 Percentage Share of Energy Requirement (by Fuel Type) COAL-FIRED POWER PLANT PROJECT IN THAILAND GWh 360, , , , , , ,000 80,000 40,000 0 Diesel Renewable Heavy Oil Power Import Natural Gas Coal Lignite Nuclear Hydro 7% 5% 7% 5% 5% 6% 7% 6% 8% 6% 6% 13% 13% PDP2010 6% 6% 14% 6% 14% 15% 54% 6% 6% % 48% 47% 46% 45% 43% 44% 39% 39% 39% 13% 13% 15% 58% 21% 20% 59% 19% 68% 66% 64% 64% 64% 62% 59% 59% 16% 14% 13% 17% 5% 4% 4% 4% 3% 2% 12% 8% 9% 10% 10% 11% 12% 11% 11% 10% 11% 6% 7% 7% 6% 6% 6% 6% 7% 11% 11% 10% 10% 9% 9% 9% 8% 8% 8% 3% 8% 11% 10% 10% 12% 11% 11% 6% 16% 17% 17% 6% 17% 6% 6% 18% 18% 6% 6% 18% 18% 6% 6% 19% 19% Yr Item Owner EGAT IPP (BLCP) IPP (Gheco-One) IPP (NPS) EGAT Capacity (x MW.) 4 X X X X X X 800 Coal Type Lignite (domestic 15mtpa) Bituminous (imported 4mtpa) Sub-bituminous (imported 2mtpa) Sub-bituminous (imported 2mtpa) Sub-bituminous (imported 22.5mtpa) Based on Thailand Power Development Plan Technology Conventional pulverized Conventional pulverized Super Critical pulverized Circulating Fluidized Bed Super Critical or Ultra Super Critical pulverized Status Operation Operation Underconstruction Under- Approval by community Under- Approval by community Year of Operation Since to 2030 Presented at The Kick Off Meeting of Project #7 Vietnam 19 Oct 2010 Prepared by Electricity Generating Authority of Thailand 3 Presented at The Kick Off Meeting of Project #7 Vietnam 19 Oct 2010 Prepared by Electricity Generating Authority of Thailand

217 Resource / capability of EGAT What kind of resource or capability is superiority enough / immature in your country? EGAT as a state enterprise and a main electricity generator in Thailand possesses the following resources or capabilities: Highly skilled engineering professionals on thermal plant conceptual and detailed design Highly skilled professionals on project planning and developing as well as thermal plant construction, operation & maintenance Immature factor: Rely and import mainly on foreign technologies of CCT and main equipment (boiler, steam turbine, generator, and components like pumps, control devices, etc.) Barrier / obstacle What is a barrier (what should be changed) to widely adopting high-efficiency coal-fired power plant? Lack of public acceptance for coal-fired power plant Higher investment cost than conventional technology Lack of research and development for CCT project in Thailand Lack of knowledge and experience for imported coal supply and risk management Presented at The Kick Off Meeting of Project #7 Vietnam 19 Oct 2010 Prepared by Electricity Generating Authority of Thailand 5 Presented at The Kick Off Meeting of Project #7 Vietnam 19 Oct 2010 Prepared by Electricity Generating Authority of Thailand 6 Thai government support Requirement for international support What kind of support is provided by the government for high efficiency coal-fired power plant? Set up and approve the clean coal fired power plant project (9 x 800 MW) in Thailand according to the Power Development Plan (PDP 2010) Set up the energy tax via the electricity development fund (0.02 THB/kWh for coal-fired power plant) Set up the committee and objective for the fund utilization Promote public participation in coal-fired power plant projects in order to reduce conflict Educate the public about CCT and related topics What kind of international support is required / suitable for your country? Requirement for international support or cooperation for research and development in CCT Requirement for financing support such as soft loan due to high investment cost What kind of support can your country provide for Asia region? To advise on project planning & developing, conceptual design, construction management, operation & maintenance for a coal-fired power plant project Presented at The Kick Off Meeting of Project #7 Vietnam 19 Oct 2010 Prepared by Electricity Generating Authority of Thailand 7 Presented at The Kick Off Meeting of Project #7 Vietnam 19 Oct 2010 Prepared by Electricity Generating Authority of Thailand

218 ESTIMATED ANNUAL COAL CONSUMPTION (FOR EGAT NEW COAL-FIRED POWER PLANTS) COAL SUPPLY MANAGEMENT FOR NEW COAL-FIRED POWER PLANTS FY Capacity (x MW) x x x x x x x 800 Consumption (Million MT) Note: use sub-bituminous coal with calorific value of 5,500 kcal/kg (gar) Presented at The Kick Off Meeting of Project #7 Vietnam 19 Oct 2010 Prepared by Electricity Generating Authority of Thailand 9 Presented at The Kick Off Meeting of Project #7 Vietnam 19 Oct 2010 Prepared by Electricity Generating Authority of Thailand 10 Together we can Presented at The Kick Off Meeting of Project #7 Vietnam 19 Oct 2010 Prepared by Electricity Generating Authority of Thailand

219 3 WG meeting for promotion of high-efficiency coal-fired power plant Presentation (11) Outline 3 Current Status and Prospect of High Efficient Coal Power Plant in Korea Prof. Chung-Hwan Jeon Pusan National University Pusan Clean Coal Center Republic of KOREA Tokyo, Japan Jan Policy on Future Electricity Supply and Expected Role of Coal Policy Priority to CO 2 Reduction Share of coal in power generation will be relatively decreased by 2024 Total Capacity 75416MW (2010) 112,593MW(2024) Coal Share : 32.1%(2010) 27.9%(2024) 24,205MW(2010) 31,445MW(2024)» But Capacity of Coal will be still increased Nuclear Share : 24.8%(2010) 31.9%(2024) Renewable Share : 2.8%(2010) 7.2%(2024) Power Generation Share Total Power Generation 480,740GWh(2010) 608,591GWh(2024) Coal Share : 40.8%(2010) 32%(2024) Coal will still play a leading role in Power Generation in the future USC technology will be implemented to expand low calorie coal usage and to maintain electricity generation cost low

220 3 Power Plant Construction Plan (2010~2024) Plant The 3 rd ( ) The 4 th ( ) The 5 th ( ) Budget - US $ 5708 M US $ 8,903 M Coal Capacity 9980MW (15 Units) 9480MW (12 Units) 12,090MW (15 Units) Budget - US $ M US $ 26,716 M Nuclear Capacity 9600MW (8 Units) 15,200MW(12 Units) 18,200MW(14 Units) 3 Policy on R&D, Import/Export of Technology R&D Focus Enhancement of Efficiency CCT Low CO2 Emission : IGCC, CCS, CFB, Oxyfuel Low Cost Extension of Facility Life Time High Value Added Technology Development Future Growth Momentum Challenge to Risk Taking Tech. HE-CF & CCT Year 1000MW USC System Design Technology Development Manufacturing & Demo. Target Technology and Time Line Automatic Operation System Development Change of of Power Generation Capacity (Yr. (Yr Yr. Yr. 2024) Coal-fired Power Plant :: 32.1% 27.9% Nuclear Power Plant :: 24.8% 31.9% Source: MKE (The 5 th Electricity Supply and Demand Basic Scheme Dec. 2010) CFB IGCC Carbon Capture Post Combustion (Dry) OxyFuel 100MW Demo. 300MW grade MW Grade Design HE-Clean CFB Demo. & Commercialization Optimized Operation HE-Clean CFB Demo MW Grade Design & Commercialization 10MW Demo 500MW Demo 500MW Deploy Detailed Desing Construction Demonstration Current Status of Capacity and Generation Future Prospect of HE-CF Power Plant by % - Total Power Generation Capacity : 73,470 MW - Total Power Generation : 433,604 GWh 25.5% Capacity 32.9% 6.1% (7.5%) (1.6% ) End of Yr Now 34.1% 17.9% Electricity Generation 2.8% (1.3%) 44.9% (0.4% ) Nuclear (sub)bituminous LNG & Combined Oil Hydraulic Renewable Source: Yearbook of energy statistics Year 2014 Plant Younghung Younghung Unit # #5 #6 Donghae #1 Donghae #2 Dongbu #1 Dongbu # Yeosu #1 Samchuk #1 Samchuk #2 Dangjin #9 Dangjin #10 Taean # Taean #10 New Boryung # New Boryung #2 1,000 Capacity [MW] STX/Dongseo 500 STX/Dongseo 500 Dongbu 500 Dongbu 350 CFB 1,000 CFB 1,000 CFB 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 Korea Energy Economics Institute Total 15 12,090 Contribution of Coal fired Power Plants in Capacity : 32.9% of total power generation in 2008 Contribution of Coal fired Power Plants in Generation : 44.9% of total power generation in 2008 Ultra Super Critical Condition : 12 Units CFB : 3 Units Source: MKE (The 5 th Electricity Supply and Demand Basic Scheme Published in Dec. 2010)

221 3 3 Superiority of Resource/Capability Fund Raising and Aid by Government Law (Since 2001) Preparation of Industrial Technology Standard for Electric Power Generation Facility (KEPIC) Operation and Maintenance Evaluation World Top level frequency, Loading rate High Quality of Manufacturing Technology Completion of Technology Development of HE Power Generation Facilities for Next Generation Ongoing CCT Projects IGCC/Oxyfuel/Carbon Capture Demonstration Project Super Critical Power Plant Technology Completion of Development Immatureness in Resource/Capability 3 3 Weak in Turnkey EPC (Engineering, Procurement, Construction) Capability Low Brand Power Weak in Fundamental Technology Core Material Development Fundamental Design Competency Large-Scale Gas Turbine Technology Certification RAM (Reliability, Availability, Maintainability)

222 3 Barriers to adopting HE-CF Power Plant Challenge and Countermeasure on Implementation of HE & LE power generation technology 3 Securing Plant Construction Site Disgust against Public Acceptance for Coal Power Plant Policy National Energy Security Distribution of Energy Resource CO 2 Reduction Pressure Share of Coal Power Plant will be decreased Future Energy Demand will be met by Increase of Nuclear Power Plants Electric Power Rate system Ignored Electricity Production Cost Strongly have been affected by Policy Aspect Challenge Countermeasure Technical Economical Social Regulatory Core Parts Development Advanced Material Development Fundamental Technology Raising initial resource of revenue Local discontent Intensified regulation for low emission Pressure on CO2 Reduction R&D Fund by law (Since 2001) Technology cooperation Government Support Environmental Assessment Persuasion Supporting Program Enhancement of Operation tech. & combustion technology Government Support for HE-CF Power Plant 3 3 Direct Increase of Number of HE-CF Power Plants in the 5th Electricity Supply and Demand Basic Scheme 2010 The 4 th Plan ( ) The 5 th Plan ( ) US $ 5708 M 9480MW (12 Units) US $ 8,903 M 12,090MW (15 Units) Indirect Fund Raising by law since 2001 Electric Power Industry Foundation Aid Fund Budget for Yr.2011: US$1, M Expenditure of Fund (Relating to HE-CF Power Plant) Fundamental Technology Development Program Development of HE-EF Clean Power technology Supporting program for residents near power plant sites by law HRD Project Operation Adopting Sliding-Scale Fuel Surcharge System into Electricity Billing System(2011)

223 3 Government Support for HE-CF Power Plant Expansion of Government initiative R&D Projects Focusing on Development of Fundamental Technology 2372 Projects (2001~2009) Commercialization of technology Supporting Up to 70~90% of Whole R&D Projects Budget Establishment of Green Energy Strategy Roadmap Proclamation of Low CO 2, Green Growth as New National Development Paradigm (2008) Environment friendly Economic Growth Establishment of Green Energy Strategy Roadmap (May,2009) Designation of 203 Core Items in 15 Technology Division Investment (US$123.67M for 5years) Domestic CO2 Storage Potential Survey (2010-) Study of CO2 Recycling CO2 Capture Demonstration» 10MW grade Demo. By 2015» 300~500MW grade Demo, Support (2015-) : Enterprise consortium initiative CCS R&D and Demonstration KEPCO Investment Plan for Green technology including CCS by 2020 US$ 2.495B Establishment of Korea Institute of Energy Technology Evaluation and Planning (May, 2009) developing and implementing effective national R&D strategies and programs in innovative energy technologies Area of international cooperation in CF power plant 3 Renovation New Plant Retention & Sharable Operation & Maintenance Needs of Technology and Experience in Development of Materials and Core Parts Fundamental Research in Coal Combustion CCS & CCT Demo. Plant Operation Retention of Technology and Experience in Construction of New Plant System Design : Facility Manufacture: Capable of World class Design/Manufacture/Operation Renovation of Plants Changeover to IGCC/CFB/Oxyfuel/Applying CCS Exclusive Sub-Bituminous firing Operation & Maintenance Education Operation : GENCO Maintenance 3 3 Thank you for your Attention

224 3 Prospect of CO 2 Emission Total Volume of CO 2 emission is expected to be increased. CO 2 Emission Share from Power Sector will be decreased. 3 Comparison of Electricity Whole Sale Price 45% level of Avg. Price of OECD Nations in 2008 KEPIC (Korea Electric Power Industry Code) CO2 Capture Technology 3 3 Developed by KEPCO and KEA Since 1992 Now in the 5 th phase (2006~2010) Industrial Technology Standard for Electric Power Generation Facility Integrated technical guideline which covers Design, Manufacturing, Test, Inspection Post Combustion CO 2 Capture Technology World Top level in terms of Scale and Operating Hour Development of Sodium-based Dry Sorbent for CO 2 Absorption/Regeneration (2002~2006) 0.5MW Scale Dry CO 2 Capture Process Operation Developed Optimizing Technology of Components Evaluation of Absorbent Performance Demonstration Project (2010~2014) 10MW Scale

225 3 Efforts to Overcome Barriers to adopting HE-CF Power Plant Effort to overcome Lack of Public Acceptance for Coal Power Plant Operating Various Supporting Program for Residents near power plant sites Income Growth Program Residents and Community Warfare Supporting Project Enterprise Lure Program Education Program Budget US$90.44M (2009), US$95M (2010) Effect Expanding Facilities 49,632MW (2001) 73,470MW(2009) Securing New Plant Sites 3 HRD Project for Electric Power HRD Project for Electric Power Sector To Reinforce Competence of Electric Power Industry US$ 2.27M/year High-Quality HRD Project Supporting Academic Activity for Ph.D and M.S. Degree Candidates and Scholarship Program US$ 12.4M/year HRD for Industry field Engineer Prospect of New Professional HR Demand for Energy/Resource (Yr.07~Yr.15) Source: Electric Power Infrastructure Center, 2010 Business Information) New HR Demand (persons) Thermal Electric Power 26,600 Nuclear 3,100 Renewable 2,400 Resource Exploitation 3,500 GHG Reduction 2,400 Energy Efficiency Enhancement 7,200 3 Development Scheme of Electric Power Industry frame (Aug. 2010) To cope with Climate Change, To Enter Global Market Maintaining Present Electric Power Industry Frame Designation of Shift 5 Major Thermal Power companies and 1 hydraulic and Nuclear Power company to Market-Oriented public enterprise Adopting Sliding-Scale Fuel Surcharge System into Electricity Billing System(2011)

226 Contents Presentation (12) 1 2 Current Status of Overseas Business of High Efficiency Power-Generating Technology in Japan 27 th Jan 2011 Makoto Toyoma The Federation of Electric Power Companies of Japan 1. Global Cooperation of Japanese Electric Utility Industry 1-1 APP (Asia Pacific Partnership) 2. Overseas Business of Japanese power companies 2-1 Technology Cooperation 2-2 Consulting 2-3 Investment 3. Challenges of Overseas Business Federation of Electric Power Companies Federation of Electric Power Companies 3 What is APP? APP (Asia Pacific Partnership) ASIA-PACIFIC PARTNERSHIP on Clean Development & Climate was initiated by USA Participated by Australia, Canada, China, India, Japan, Korea & USA. Focus on increased energy needs, energy security and climate change in Asia-Pacific region Accelerate deployment, transfer & diffusion of cleaner, more efficient technologies in order to reduce GHGs. Is consistent with and contributes to Partners efforts under UNFCCC while complementing the Kyoto Protocol (UNFCCC: United Nations Framework Convention on Climate Change) Federation of Electric Power Companies Federation of Electric Power Companies

227 Further improvement of thermal efficiency of thermal power plants 5 Measures for existing thermal power plants 6 Thermal Efficiency (LHV) Country-by-country trends of coal-fired plants thermal efficiency 43% 41% 39% U.K./Ireland 37% 35% 33% 31% 29% 27% 25% France U.S. 米国 Korea Northern Europe India China Thermal efficiency of Japan s coal-fired power plants is at the highest level in the world Japan Germany Australia 23% Source: INTERNATIONAL COMPARISON OF FOSSILE POWER EFFICIENCY AND CO2 INTENSITY(2008) (ECOFYS) Fiscal Year Federation of Electric Power Companies Thermal Efficiency Coal-fired Plant (Site A) 2. Efficiency Difference by Vintage, Technology, Coal Property, Operation Mode, etc. Designed Efficiency 1. Efficiency Degradation Coal-fired Plant (Site B) It is possible to reduce the deviation from the designed efficiency Thermal efficiency has declined over 20 years Years since Commissioning Federation of Electric Power Companies APP Peer Review (Asia Pacific Partnership) 7 8 Currently implementing peer reviews under APP activities to increase thermal efficiency in existing coal-fired thermal power plants Best practices of operational improvement for immediate effects without the need for large-scale modification Trial@USA(Oct. 2006) Approx. 50 paticipants Japan(Apr. 2007) Approx. 50 paticipants India(Feb. 2008) Approx. 80 paticipants USA(Apr. 2008) Approx. 80 paticipants Australia(Jun. 2008) Approx. 50 paticipants Korea(Jul. 2009) Approx. 100 paticipants Specific Contribution of Japan s s Electric Industries Green Handbook Instructions of day-to-day operation and maintenance technologies and practices of coalfired power plants. Check List and Review Sheets First used in efficiency improvement proposal in India Review of 1st Round Peer Review (Japan India USA Australia Korea) Results of 1st Peer Review Challenges of 1st Peer Review Estimate the CO2 reduction potential as 120 million Ton-CO2/year (1% recovery in thermal efficiency among all APP Participating countries) Federation of Electric Power Companies Federation of Electric Power Companies

228 Results of 1 st Peer Review (1) 9 Results of 1 st Peer Review (2) 10 Sharing Best Practice Estimate effect of thermal efficiency improvement India USA Australia Korea Host Country USA Australia Korea Boiler outlet O2 reduction will reduce the fan loads such as FDF, IDF, and PAF. RH spray reduction and boiler combustion tuning will increase turbine efficiency Steam temperature is deviated SH/RH spray flows are relatively high AH air leakage Turbine efficiency is reducing Condenser vacuum degradation (Ball cleaning is recommended) Common challenges (Weak Points) are identified (Boiler) Steam temperature deviation, SH/RH spray flows, AH air leakage, water treatment (Turbine) Condenser vacuum, Turbine internal efficiency SH/ RH spray flows need to be monitored AH air leakage Condenser vacuum degradation (Ball cleaning is recommended) Oxygen Treatment -ph might potentially be low Scale accumulation at SH tubes Boiler outlet temp. ctrl improvement HP turbine internal efficiency reduced. AH clogging (Online jet cleaning might be one of the options) Improvement Item Thermal efficiency improvement CO2 reduction potential Boiler temp. control SH/RH spray flow adjustment AH air leakage Turbine efficiency 1.0~1.5% 90,000t-CO2/year Condenser vacuum improvement with scheduled condenser cleaning 0.5% 24,000t-CO2/year SH tube replacement Boiler outlet temp. ctrl. improvement Turbine internal efficiency 0.6% 58,000t-CO2/year Peer Review Tool Kits have been approved as an official text of the peer review activities. Federation of Electric Power Companies Federation of Electric Power Companies 11 Challenges of 1 st 12 Peer Review Confirm the establishment of activity in the host country Follow-up activities for a power station, company and country which has been Peer Reviewed Quantitative Evaluation of the improvements Proposal for next Peer Review Significance to continue the Peer Review Future direction of the Peer Review The possibility to widen its target Possibility for its future evolution (Governmental support) Host power station Peer Review Quantitative Evaluation Improvement Federation of Electric Power Companies Federation of Electric Power Companies

229 Significance to continue the Peer Review 13 Future direction of the Peer Review (1) 14 Useful and effective activity for public-private partnership Sharing the Best Practices+CO2 reduction potential (existing method) Focused review based on the common challenges. Set up practical O&M menu with needs as review theme. Evaluate actual effects of the improvement quantitatively. Effective as Sectoral Approach application for other sites Host power station [Challenges] Establishment of activity and Quantitative Evaluation Quantitative Evaluation Federation of Electric Power Companies Peer Review Improvement Federation of Electric Power Companies Future direction of the Peer Review (2) 15 Future direction of the Peer Review (3) 16 The possibility to widen its target Widen its target to Asian countries with high expectations for O&M. Cooperation with International Electricity Partnership (IEP) Japanese government and industry are considering setting up a backup (financial, technical) scheme, if the host power station requires additional diagnoses or equipment improvements after the Peer Review. Scheme Provided recommendation from Peer Review team Japanese Government And Industry Support under the Hatoyama Initiative Technical assistance from Japanese company Equipment diagnosis, Equipment, Operational improvements CO2 reduction Achievement improvements Host Power Station Get know-how for improvements Energy saving (fuel cost) CO2 reduction Both Host Country and Japan (Government/Industry) will benefit Federation of Electric Power Companies Federation of Electric Power Companies

230 (Reference) Transition of APP into IPEEC / GSEP Asia-Pacific Partnership on Clean Development and Climate(APP) Cabinet ministers meeting (Co-Chair: Host country +USA) Chair Co-Chair Policy and Implementation Committee (Chair USA) Secretariat :U.S. Department of State Steel Japan India Cement Japan Canada At the Clean Energy Ministerial in Washington, D.C., on July 20 th, government and corporate leaders announced a new public private partnership, Global Superior Energy Performance(GSEP). Power Generation and Transmission USA China Cleaner Fossil Energy Australia <China > Aluminum Australia < USA> IPEEC Policy Committee (Chair USA) Secretariat: IPEEC(Paris) Renewable Energy and Distributed Generation Canada < Australia > International Partnership for Energy Efficiency Cooperation (IPEEC) IPEEC Executive Committee (Chair Japan ) Coal Mining USA < India > Buildings and Appliances Korea < USA > Some TF would be under IPEEC in future, while other international frameworks can be to consider. 2 Overseas Business of Japanese power companies Steel Japan India Global Superior Energy Performance (GSEP) Partnership Steel Cement Power Japan Canada Power Generation Certification and Generation Transmission USA and (Buildings) Transmission China etc USA 他のタスクグループ ( 現在他のタスクグループ 6 ) Existing Task Groups ( 現在 6グループ ) (six groups at present. ) Under exam adjustment Under exam adjustment Under exam adjustment Federation of Electric Power Companies Federation of Electric Power Companies Overseas Business of Japanese power companies (1) 19 Overseas Business of Japanese power companies (2) 20 Completed and ongoing overseas business for coal-fired power plants in Asia and Australia by Japanese power companies are divided into 3 classifications: Technology Cooperation, Consulting and Investment 2-2 Consulting N o T 1 T 2 T Technology Cooperation Country China China Korea Company Chugoku Electric Power Co., Inc. Kyushu Electric Power Co., Inc. Tohoku Electric Power Co., Inc. Project Name Technical cooperation contract with Huaneng Power International Inc. ( 华能国际电力股份有限公司 ) MOU with the technology exchange with Shan Dong huang tai ( 山東黄台 ) coal-fired power plant Technology exchange agreement with Korea East-West Power Co., Ltd. Summary Technical cooperation of the USC with creation and provision of technical documents Technology cooperation for electrical industry of its management, technical issue, corporate culture, joint project and joint research Mutual cooperation of coal procurement and power-generating technology etc. Period 2009/10~ 2012/3 1992/4~ 2002/12 N o C 1 C 2 C 3 C 4 C 5 C 6 C 7 Country Taiwan Taiwan Vietnam India India Taiwan Bangladesh Company Chubu Electric Power Co., Inc. Kyushu Electric Power Co., Inc. Electric Power Development Co., Ltd. Chugoku Electric Power Co., Inc. Kyushu Electric Power Co., Inc. Electric Power Development Co., Ltd. Electric Power Development Co., Ltd. Chubu Electric Power Co., Inc. Tokyo Electric Power Co., Inc. Project Name Design support of Dalin ( 大林 ) coal-fired power plant Consulting of Shenao ( 深澳 ) thermal power plant construction Nghi Son (1) Thermal Power Project Investigation of the operation improvements plan for the thermal power plant (JICA) Extend plan of Bakreswar coal-fired power plant Changgong ( 彰工 ) coal-fired power plant Investigation for the Master-plan of the coal-fired power plant (JICA) Summary Design support of the replacement of unit1 & 2 Consulting of the replacement plan Construction of the Coal-fired thermal power plant (300MWx2) Proposal of Operation improvements and technical transfer for existing coal-fired power plant of NTPC Extend of the unit4 and 5 (210MWx2) Technical support for construction of power plant Draw up Master-plan of optimum power development, grid and coal-fired power plant site Period 2010/5~ 2016/ /1~ 2015/7 2008/4~ 2014/ /12~ 2010/ /5~ 2010/9 2004/12~ 2015/7 2009/9~ 2011/2 Federation of Electric Power Companies Federation of Electric Power Companies

231 Overseas Business of Japanese power companies (3) N o I 1 I 2 I 3 I 4 I 5 I 6 I 7 I Investment Country China China China Indonesia Indonesia Philippines Australia Australia Company Electric Power Development Co.,Ltd. Electric Power Development Co.,Ltd. Chugoku Electric Power Co., Inc. Electric Power Development Co.,Ltd. Tokyo Electric Power Co., Inc. Tokyo Electric Power Co., Inc. Tokyo Electric Power Co., Inc. Tokyo Electric Power Co., Inc. Tohoku Electric Power Co., Inc. Project Name Spoil tip burned thermal power Project ( 天石 ) Gemeng ( 格盟 )coal-fired power plant Project XINCHANG ( 新昌 ) coal-fired power plant Project Paiton1 coal-fired power plant Project Paiton3 coal-fired power plant Project TeaM Energy Project Loy Yang A Project Millmerran coal-fired power plant IPP Project Summary Thermal power project fueled by Spoil tip, low-rank-coal (50MW) Acquisition of the Gemeng International Energy Co.Ltd.( 格盟国際能源有限公司 ) which owned 10 power company (total amount:4300mw) Participation of high efficiency coal-fired power plant project (1,320MW) Coal-fired, 6150MWx2, COD: 1999 Coal-fired, 8150MWx1, COD:2012(planed) Inheritance of IPP project in Philippines Acquisition of Loy Yang A coal-fired power plant (2200MW) and Loy Yang coal pit Coal-fired, Power output: 420MWx2, COD:2003 Period 2000/ / /plan 2008/8~ 2007/6~ 2004/4~ 2003~ /11~ Federation of Electric Power Companies Technology Cooperation: Chugoku Electric Power Co., Inc. 22 Technical cooperation with Huaneng Power International Inc, Partner: China Power Company: Huaneng Power International Inc ( 华能国际电力股份有限公司 ) Power Output: 1,000MWx4 etc. Contract detail: Technology cooperation contract for O&M etc. of the USC coal-fired power plant. Period:Oct Mar 2012 Summary: 1. Creation and provision of technical documents as the following - Case study of the USC power plant and its countermeasures - Effort for maintenance of reliability and improvement of the USC power plant s - Inspection manual of the USC power plant etc. 2. Organize communications of the association for the above technical cooperation items Source: Chugoku Electric Power Co.,Inc., HP Federation of Electric Power Companies Technology Cooperation: Kyushu Electric Power Co., Inc. Efficiency improvement project at Huang Tai power plant Partner: China Plant Name: Huang tai ( 黄台 ) coal-fired power plant unit 7 Since: Apr Power Output: 300MW Annual Power Generation: 1900GWh Fuel: Domestic coal Steam Condition: Subcritical COD: Nov/1987 Manufacture: Boiler MHI (Mitsubishi Heavy Industries) Turbine - Dongfang Turbine Co., Ltd. ( 東方汽輸機場製 ) Before After Result Thermal Efficiency (%) Fuel Consumption (Mt/year) Fuel Cost (million yen/year) CO2 emission (Mt-CO2/year) Source: Kyushu Electric Power Co.,Inc., HP Federation of Electric Power Companies Consulting: Chubu Electric Power Co., Inc. Design support of the coal-fired power plant Partner: Taiwan Plant Name: Dalin ( 大林 ) coal-fired power plant unit1 and 2. Period: Mar Dec.2016 Power Output: 800MW 2 Steam Condition: USC Scheduled COD: Unit , Unit Source: Chubu Electric Power Co.,Inc., HP 24 Federation of Electric Power Companies

232 Consulting: Chugoku, Kyushu, J-Power Investigation of the operation improvements plan Name: Investigation of the operation improvements plan for the thermal power plant in India Period: Dec.2008 Oct.2010 (23month) Summary: Diagnosis of equipment and performance for existing coal-fired power plant of NTPC. From its results, introduce advanced Japanese efficiency, technology and operational improvements, and propose most suitable plan. And try technical transfer to Indian engineer through this consulting. Contents 1. Analyze performance and degradation for coal-fired plant of NTPC 2. Performance diagnosis (measurement of Boiler and Turbine efficiency) 3. Equipment diagnosis (remaining life assessment, damage, defect) 4. Proposal, implementation and review of the improvement plans. 5. Consideration of plant maintenance review and improvements 6. Economical and financial analysis Source: Chugoku Electric Power Co.,Inc., HP 7. Assist adoption of CDM Kyusyu Electric Power Co.,Inc., HP 8. Technical transfer to the other NTPC engineers Electric Power Development Co.,Ltd.HP 25 Federation of Electric Power Companies Investment: Tokyo Electric Power Co., Inc. Indonesia Paiton 1, 3 Coal-fired Project (Tokyo) Partner: Indonesia Plant Name: Paiton 1, Paiton 3 Since: Unit1 -- Nov.2005, Unit3 -- Aug.2008 Power Output: 1,230MW (615MWx2), 815MW (815MWx1) Fuel: Sub bituminous Coal COD: Unit , Unit (Scheduled) Source: Tokyo Electric Power Co.,Inc., HP 26 2 units of the right side of the picture are Paiton 1 power station Federation of Electric Power Companies Investment: Tokyo Electric Power Co., Inc. Australia Loy Yang A Project Partner:Australia Plant Name:Loy Yang A Since: Apr Power Output :2200MW Fuel:Brown Coal COD:1984~ Challenges of Overseas Business 28 Melbourne Loy Yang A power station Source: Tokyo Electric Power Co.,Inc., HP Federation of Electric Power Companies Federation of Electric Power Companies

233 Challenges of Overseas Business (1) Challenges of Overseas Business (2) Political and Regulatory Challenges - To improve the incentive of energy saving, CO2 emission reduction - To enhance the global warming and environmental (NOx, SOx, etc.) policy - To introduce the efficiency standard (BAT: Best Available Technology) - Lack of returns for technical transfer and investment, uncertain CDM institution (improvement of CDM institution, Bilateral credit such as CO2 reduction credit) - Guaranteed power purchase agreement (PPA), fuel purchase agreement etc. - The protection of intellectual property rights - Infrastructure building (port, water supply, fuel, transmission line) Technical Challenges - Required advanced O&M for supercritical and ultra supercritical boiler compared with subcritical boiler due to its technical contrast. - Lack of understanding of performance retention technique through the O&M - Required usage of low-rank-coal due to trade, industry and energy policy. - Provision of the technical assistance to suit needs of the partner country. Economical Challenges - Cost gap between subcritical, supercritical and ultra supercritical boilers. - To reduce investment risk to expand coverage of export insurance and government guarantee. Federation of Electric Power Companies Federation of Electric Power Companies 31 Thank you for Listening Asia-Pacific Partnership web-site Federation of Electric Power Companies of Japan Checklist & Review Sheets are available. ---Your inputs are welcome for further development. Federation of Electric Power Companies

234 3rd International Conference on Clean Coal Technology in ERIA Region Effective Utilization of Coal in the 21 st Century - Coal Gasification & Utilization of Low Rank Coal - January 27,, 2011 Takao Hashimoto General Manager, IGCC & Gasification Special Report (3) Contents Preface 1. Air-blown IGCC Developed in JAPAN MW Nakoso Demonstration Plant 1-2 Futures of air blown IGCC developed in Japan 2.Challenge to Next Innovation Activities 2-11 Improvement of Thermal Efficiency 2-22 Utilization of Low Rank Coal 1 Photo : 250MW IGCC Demonstration Japan IGCC : Integrated coal Gasification Combined Cycle 2010 MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. Preface Clean Use of Coal is Essential to Keep 3E* in balance *3E : Energy Security, Environmental Protection & Sustainable Economic Growth Carbon rich fuel Coal Hydrogen rich fuel Stable supply and stable price zone of COAL is wide. Clean Use of Abundant Coal Resource Development of CCT is Important Shift to Natural Gas promotion of nuclear energy and advanced use of renewable energy CCT:Clean Coal Technology 2010 MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. 2 Preface C O2 ca pt ur e CCT Roadmap for High Efficiency Power Plant in Japan Practical timeframe estimated by MHI Efficiency improvement Item USC (600 ) Material development 700-1,000MW ( ) PDU Pilot Nakoso 2t/d 200t/d Commercial MW IGCC demo unit 250MW Commercial (Europe & U.S.A.) 600MW Demo (Europe & U.S.A.) 300MW Material Field development Demo unit demo Commercial 600-1,000MW A-USC (700 ) Material development Field demo Demo unit (Germany) Commercial (Germany) 500MW Commercial chemical use (2,700) IGCC fuel gas Demo (domestic) (Pre-combustion) FS/FEED Demo Commercial 700MW (10,000) (Australia, etc.) Basic research Demonstration Commercial phase Coal boiler flue gas Pilot (10) (Post-combustion) Underlined data indicates technology trends overseas Field demo Commercial (3,000-5,000) Oxy-fuel (oxygen Figures combustion) in parenthesis indicate CO2 capture and isolation volume (ton-co2/day). FEED: Front End Engineering Design Field demo Integrated coal Gasification C/C 2010 MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved

235 Advantages of Air-Blown IGCC Achieve Higher Efficiency and Less Emission % Plant Efficiency USC: Ultra Super Critical CO 2 Coal fired 600 USC Plant =100% Ash (volume) Emission Circulating Water 2010 MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. 4 1.Air-blown IGCC Developed in JAPAN Development history of Air-blown Gasification Technology & IGCC Fuel Capacity (ton/day) 10,000 5,000 1, t/d Pilot Plant 2t/d PDU (1980 s) X100 X9 250MW & 2,000t(ar)/d Demo. Plant CCP 500MW or More Commercial Plant Successful operation - National Project in Japan - Ensures Quality & Performance Pilot Test Plant (24t/d Nagasaki) A 24ton/day pilot test plant has been built in our Nagasaki 1 R&D center for supporting the smooth start-up and operation 2000 of the demonstration plant PDU:Process Development Unit (1990 s) 2010 MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved MW IGCC Demonstration Project Provided METI 30% Subsidy 70% Contribution Clean Coal Power R&D Co., Ltd. MHI Ministry of Economy, Trade and Industry Joint Project Agreement Researchers Hokkaido EPCo. Tohoku EPCo. Tokyo EPCo. Chubu EPCo. Hokuriku EPCo. Kansai EPCo. Chugoku EPCo. Shikoku EPCo. Kyushu EPCo. J-Power CRIEPI Single Point Responsibility (EPC Turn-Key Contract) HRSG GT / ST Gasifier Gas Clean-Up Design Construction (36( 36M) Operation 5,000hrs. long-term durability test successfully completed. Cumulative operating hours exceed 9,000hrs. We are ready for commercial IGCC plant MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. 6 Air blown IGCC with highest plant efficiency 250MW IGCC Demonstration Plant Specification Gasifier Gas Clean-up Gas Turbine Coal feed 2,000t/day (ar basis) Plant Efficiency 42%(LHV, Net) Emission (16%O2, dry) Dry feed, Air Blown, Two-Staged Entrained Bed MDEA (Methyl Di-Ethanol Amine ) D-type Gasification / Gas Treatment Island (1,250 Class) SOx : 8ppmV NOx : 5ppmV (w/scr) Dust : 4mg/m 3 N Coal Air Gasifier Heat Gas Treatment Exchanger Pulverizer Hopper N2 O2 ASU Recycled Char Power Block (Equivalent to General NGCC Plant) Stack MHI Supplied All the Key Components under Single Point Responsibility. Slag Hopper Air Gas Turbine Compressor Ambient Air Steam Turbine Cooling Water 2010 MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. 7 Heat Recovery Steam Generator Generator Transformer System integration is the Key

236 Gasifier for Demonstration Plant 8 Gas Clean-up System for 250MW IGCC Demonstration Plant 9 Coal GASIFIER High Temp. Filter Product Fabrication in MHI Workshop COS Converter No.1 Washing Column No.2 Washing Column H2S Absorber COS (Carbonyl Sulfide) is catalytically converted to H2S(Hydrogen Sulfide) H2S is absorbed by amine sorbent and stripped H2S is oxidized to SO2 SO2 is converted to gypsum as a by-product. From Gasifier (mainly consists of CO, CO2, H2, N2, H2S, COS) Gas Clean-up System Air H2S Oxydizer man COS Converter Sulfur Recovery To G/T (mainly consists of CO H2 N2) Washing Column H2S Absorber H2S Stripper Gypsum Assembling of Gasifier Pressure Vessel 2010 MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. Gas Turbine for IGCC Demonstration Plant M701DA in Takasago Machinery Works Power Block Gas Turbine M701DA (1,250 class) Steam Turbine Tandem Compound Double Exhaust, Condensing Reheat (TC2F-30) Steam Condition 11.8MPa/538/538 Heat RecoverySteam Generator Dual Pressure Reheat Type GT High Plant Efficiency by High Temp. GT High Reliability from Abundant Low BTU Gas Firing GTs Air M ST HRSG ~ MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. 250MW IGCC Demonstration Project - Targets & Accomplishments - IGCC has been successfully achieving the operation targets. Output Performance Efficiency(net) Carbon Conversion Emission Operation Flexibility Reliability SOx NOx Dust Coal Kinds Start-up Time Minimum Load Ramping Rate Long-term Continuous Operation Long-Term Reliability Run Targets 250MW >42.0%net (LHV) >99.9% <8ppm <5ppm <4mg/m3N Bituminous Sub-bituminous <18hrs 50% 3%/min 2,000hrs 5,000hrs Past Achievements 250MW 42.9% >99.9% 1.0ppm 3.4ppm <0.1mg/m3N Chinese, PRB & Indonesian 15hrs 50% 2.4%/min 2,039hrs 5,000hrs Plan in Excellent Performance! 50 DesignPerformance 42.9% Net Efficiency (%-LHV) SOx (ppmv) Expanding 1.0ppm Maximizing 3.4ppm NOx (ppmv) Dust (mg/m3n) mg/m3N 2010 MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved

237 1-2 Features of Air-Blown IGCC Highest Plant Efficiency Because of Air-Blown Gasifier for IGCC High Plant Efficiency by G Type High Temp. GT and High Reliability from Abundant Low Calorie Gas Firing GT Gross Thermal Efficiency (LHV%) Highest Plant Efficiency USC(coal) IGCC 1,700 o C GT Jtype GT (1,600 ) Hot gas Clean-up System G type GT (1,500 ) MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. Features of Air-Blown IGCC Air-blown Lower auxiliary power (Large Capacity ASU units are not necessary) Dry coal feed Lower heat loss than slurry feed Highest efficiency Plant Efficiency Japanese IGCC technology Gross Auxiliary Power 48% Net MHI Air-Blown IGCC +3%(abs.) +5%(abs.) 45% USA/EU s s IGCC technology O2-Blown IGCC (Dry Feed) 43% O2-Blown IGCC (Slurry Feed) 42% USC Boiler MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. Features of Air-Blown Gasifier 14 Advantage in Slag Treatment 15 Flexibility for Variety of Coal Including Brown Coal and Lignite Because of 2-Staged Dry Coal Feed and Fine Coal Pulverizing System Higher Reliability & Easier Maintainability with Membrane Waterwall Configuration Molten Slag discharged through the slag hole into the water Gasifier Slag Hole Slag Water Bath Surface Camera Combustor [%] Slag Camera Slag Water Bath Ash pond area ratio [%] 灰捨て場面積比 石炭焚 PC Boiler フライアッシュ Fly Ash IGCCスラグ Gasifier Slag Unburned Carbon 3~5% <0.1% Effective Utilization of By-Product like Discharged Molten Slag, Recovered Sulfur, etc MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. PC Boiler Fly Ash (Powder) Volume 100% Gasifier Molten Slag (Glassy Granular) Volume 40% Advantage Lower Slag Volume Lower Unburned Carbon Utilized as Industrial Material No Leaching from Slag All Verified in Demo. Plant 2010 MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved

238 IGCC Commercial Plant is Ready - Typical Expected Performance - Gross Efficiency (LHV %) MW Demo. Plant 48% 600MW 50Hz Hz 60Hz 701DA (1,250 ) Comm. Plants 53% 53% 701G 501G (1,500 ) (1,500 ) MW MW Gross Output Coal Item Frequency Output Gross Net Gasifier Oxidizer Coal Feed Acid Gas Clean-up Gas Turbine Plant Efficiency w/o CO2 Cap. (LHV) Specification Bituminous Coal 50Hz 600MW 540MW 60Hz 500MW 450MW Wet MDEA w/o CO2 Cap. M701G 1 (1 on 1) Air Dry M501G 1 (1 on 1) 53%(gross) 48%(net) Note: Plant efficiency depends on site conditions including coal properties. Emission and acid gas clean-up process depend on the regional regulation MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. IGCC System Configuration with CO2 Capture (Pre Combustion) CO+H2O CO2+H2 Coal N2 O2 Air-Blown Gasifier ASU- N2 Air Air for Gasifier Steam CO Shift (Sour Sift) Air Booster SRU AGR Combustor GT Sulfur CO2 CO2 Underground Storage CO2 Comp Comp Out of Scope CO2 Pipe Line Air G Sequestration H2 Rich Syngas ST HRSG MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. G IGCC + CCS Feasibility Study of CCS with IGCC demo. plant Japan CCS Co., Ltd. started a Feasibility Study on a Total System from Electric Power Generation to CO2 Storage, as a part of the Innovative Zero Emission Coal Gasification Electric Power Project funded by NEDO in Japan CCS Co., Ltd., founded in 2008 upon investment from 29 companies, including electric utility companies and oil companies. Feasibility Study for CCS demonstration system CO2 Capture at Nakoso IGCC site and Strage in Iwaki-oki Gas field. NAKOSO IGCC Source: Japan CCS CO., Ltd. RITE CCS Workshop MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. 2.Challenge to Next Innovation Activities 2-11 Improvement of Thermal Efficiency Gross Thermal Efficiency (LHV%) NGCC (Natural Gas) USC(coal) Ultra High temp. GT (1,700 o C) Jtype GT (1,600 ) IGCC Jtype GT 1,700 o C GT IGCC: Integrated Gasification Combined Cycle IGFC: IGCC+SOFC(Solid Oxide Fuel Cell) IGFC (IGCC+SOFC) 2020 Hot gas Clean-up System G type GT CHALLENGE Commercialization of IGCC Cost reduction of IGCC Significant efficiency improve (Apply 1700 GT, IGFC) 2010 MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved

239 Challenge to Next Innovation Activities 2-22 Utilization of Low Rank Coal 20 Roadmap of high efficiency Pre-drying System 21 Source : WEC Survey of Energy Resources 2008 BP Statistical Review of World Energy 2008 Russia (157.0 bil. ton) Canada (6.6 bil. ton) Commercial Plant with Lignite & Brown Coal Drying Coal Drying System Brown Coal Firing Power Station Other Africa (0.2 bil. ton) South Africa (48.0 bil.. ton) Europe (78.1 bil. ton) India (56.5 bil. ton) China (114.5 bil.. ton) Indonesia (4.3 bil. ton) Other Asia (41.9 bil. ton) Australia (76.6 bil. ton) High Moist. Coal : 41.2 bil.ton - Scenario of utilization - Brown Coal/Lignite Sub-Bit. Bit. World Total (844.1 bil. ton) Expanding by MHI technology Present Applicability U.S.A (242.7 bil. ton) Colombia (7.0 bil. ton) Other South America (9.3 bil. ton) Commercial Plant IGCC or DME (11,000 t/d class) FS FEED Pre-Drying Mine-mouth IGCC + CHALLENGE Effective Utilization of Highly Moistened Coal with Pre-Drying Mine-mouth Synfuel/Chemical Production Pre-Drying Gasifier + + Synthesis (or other Chemical) Plant Coal Countries side Japan side Demo Plant (~200 t/d) Design/Manufacture Test Design/Manufacture PDU test (Approx t/d) National Project of METI Test Elemental test GTCC Synfuel NH3, etc MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, Diesel Engine LTD. All rights reserved MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. Utilization of Lignite & Brown coal for Power Plant Boiler (600MW) Challenge to IGCC for Low Rank Coal (Base) 52m ( ベース ) Bituminous (Base) 15m ( ベース ) 17m ( ベース (Base) ) 251m2 Base ( ベース ) 55m ( 1.06) Lignite/Brown Coal 19m ( 1.24) 21m ( 1.26) 392m2 ( 1.56) Gasifier has advantage compared to Lignite / Brown coal firing boiler. 22 Volume 1.9 Times Utilization of Lignite & Brown coal for SNG & DME etc Lignite Mine Mine Mouth DME :Dimethyl ether (CH3OCH3) - SNG & DME Supply Chain from Low Rank Coal - Utilizing Low Rank Coal Maritime Transportation (DME SNG) SNG:Substitute Natural Gas Assuring Clean Alternative Energy (Liquid/Gas Fuel) Japan Transportation Residence Power Plant SNG & CTL plant Productions of Synthetic Fuel Transportation Fuel Utilization 23 Fuel Production Flow by Coal Gasification Fuel Utilization Diesel Engine Gasifier for M701G (600MW) 43m ( ベース (Base) ) 55m ( ベース (Base) ) Φ6.0m (Base) ( ベース ) 43m ( ベース (Base) ) 55m ( ベース ) (Base) Φ6.2m ( 1.03) Base Coal Gasification Gas CleanUp Synthesis Synthetic Process can be constructed based on MHI s Experiences Possibility of CO2 absorption plant Synthetic Fuel Boiler Gas Turbine 2010 MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. Other merits for Japan; Optimizing energy security portfolio by utilizing oil alternative fuel, Application of abundant coal reserves by international cooperation with coal producing countries and, Checking for rising LPG and LNG prices by using DME MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved

240 Clean Coal Technology Gasification & Utilization of Low rank coal Gasification Technology developed in Japan can contribute to Both of the Power Generation and the Chemical Industries in ERIA Region. <Power(*1)> IGCC Highest Plant Efficiency Economical Merits Bituminous coal & Lignite, Brown Coal <Chemical (*2) > SNG CTL DME Plant Chemical Plant (NH3,Uera ) High gasification efficiency Low Utility Consumption Bituminous coal & Lignite, Brown Coal Integrated coal Gasification C/C Chemical (Methanol) Plant Coal Coal Oxidizer (Air or O2) Reducto (Gasification) r Combustor (Combustio n) 24 Water Note ; *1 :Air-blown: *2 :Oxygen-blown Char Slag 2010 MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. CCT International Corporation Utilization of CCT in ERIA Region Japanese technological support; participation in CCT projects High-efficiency Coal-fired Power Technologies (USC/IGCC) CO2 Reduction Japanese CCT Environmental technologies (flue gas and coal ash handling, CCS, etc.) Synthetic fuel(dme/sng etc) from Low Rank Coal Coal gasification Low Carbon Fuel with CCS Purification/fuel synthesis CO2 Reduction Effective application of coal and advanced technology development in Japan 25 CCT in coal mine Australia (ZeroGen, Brown Coal) Indonesia (LCR) China (LCS,Power Plant Business) India USA/Canada EU etc 2010 MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. Conclusion 1. IGCC and coal gasification is the key technology for the effective utilization of coal in the 21 st century. A lot of merits in economy and in emission 2. Accumulated knowledge and lesson learnt have been enhancing quality and reliability of the system and components. 250MW Demonstration Plant in successful operation 3. Commercial plants are ready for serving with proven technology MW class plants applying MHI s s standard IGCC Air blown with G type gas turbine 4. Coal gasification has a brilliant future for innovating. Expanding to utilize lower grade (more highly moistened) coal Alternative fuel production from coal will contribute for both countries c from the view point of energy security and economy. 26 Mitsubishi s s Contribution for Energy and Environment Solutions MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved. Thank you!! 2010 MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES, LTD. All rights reserved

241 References Reference (1) Reference (2) Reference (3) Study on Environmentally Conscious Use of Low Rank Coal Resources in Indonesia Mr. Slamet Suprapto, tekmira, Indonesia Asia / World Energy Outlook 2010, IEEJ, Japan Discussion Point (Draft by the Secretariat) / 3 rd International Conference on Clean Coal Technology in ERIA Region

242 Reference (1) By: Slamet Suprapto Research and Development Centre for Mineral and Coal Technology (RDCMCT-tekMIRA) Research and Development Agency for Energy and Mineral Resource Ministry of Energy and Mineral Resources THE REPUBLIC OF INDONESIA Tokyo, January 27, 2011 Directorate General for New, Renewable Energies and Energy Conservation Directorate General for Oil and Gas Objective: To increase the share of coal (LRC) for domestic energy supply To increase added value of Low Rank Coal To develop Clean Coal Technology Instrument: Establishment of Directorate General for New, Renewable Energies and Energy Conservation Promotion of new energy policy direction: Vision 25/25 Preparation of regulation on added value of Low Rank Coal Source: Law No. 30/2007 about Energy Law No. 4/2009 about Mineral and Coal Mining Presidential Decree No. 5/2006 about National Energy Policy Blueprint of Energy Management MINISTRY OF ENERGY AND MINERAL RESOURCES R&D Centre for Oil & Gas Technology Secretary General R&D Centre for Mineral & Coal Technology Directorate General for Electricity R&D Centre for Marine Geology Directorate General for Mineral and Coal Agency for Training and Education Geological Agency R & D Agency for Energy and Mineral Resources Secretary of Agency R&D Centre for Electricity & New Energy

243 New and Renewable Energies (NRE) Non-Renewable Energy Source: Law No. 30/2007 New Energy Renewable Energy Oil Gas Coal (as direct/solid fuel) Nuclear Coal Bed Methane (CBM) Gas from coal gasification Synthetic oil from coal Hydrogen Geothermal Hydro power Bio energy Solar energy Wind power Wave power Energy Mix 2025 ( BaU Scenario) Micro Hydro, 0.1% Hydro, 1.9% Geothermal,,1.1% Oil, 41.7% Gas, 20.6% Coal, 34.6% Current Status of Energy Mix Geothermal, 1.32% Oil, 51.66% OPTIMIZATION OF ENERY MANAGEMENT Hydro Power, 3.11% Gas, 28.57%, Coal, 15.34% Gas, 30% Coal, 33% Energy Mix 2025 (Pres. Decree No.5/2006) Oil, 20 % NRE, 17% Biofuels, 5% Geothermal, 5% Biomass, Nuclear, Hydro Solar, Wind, CBM, 5% Coal Liquefaction, 2% Policy on introduction and development of LRC technology -. To push R & D on Coal Upgrading and Clean Coal Technology -. To establish Center for Coal Utilization Technology BOE 41.7% 20.6% 20% 30% 20% 23% Measures for Support by Government -. R & D Cooperation with developed countries (e.g. Japan: Coal liquefaction, coal gasification, UBC, CWM; Korea: coal briquette) -. Establishment of Center for Coal utilization Technology (Cirebon, West Java) -. Regulation on tax exemption in connection with the importation of equipment and facilities for Government to Government R&D cooperation 43.9% 21% 30.7% 4.4% Current condition (2010) 34.6% 3.1% 33% 17% % 25% VISION 25/25 Source: National Energy Council; Blueprint of Energy Management No detail data of low rank coal usage, but LRC coal has been used for power plant and export Total production 283 M tons, export 230 M tons, domestic usage 53 M tons (power plant 79%, cement industries 10.10%, steel industries 4.30%, others 6.60%)

244 Source: Indonesian Coal Mining Association, 2010 Source: Indonesian Coal Mining Association, 2008 Coal Upgrading Upgrading Brown Coal (UBC): tekmira Japan/Kobe Steel, finalization (operation) of Demo Plant (1,000 t/d) in South Kalimantan. Coal Upgrading Technology (CUT): Developed by Bandung Institute of Technology (ITB), pilot plant of 150 t/d in South Kalimantan, not continued Binderless Coal Briquetting (BCB): PT Gunung Bayan (Private Company) Australia/White Energy, projected to commercial plant of 1 million t/d in 2009 in East Kalimantan, but no good progress Coal Water Mixture (CWM): tekmira Japan/JGC, construction of Demo Plant of 10,000 t/y in West Java, in progress Coal Gasification Syngas production using TIGAR technology for fertilizer plant: tekmira/pt PUSRI Japan/IHI, construction of Prototype Plant of 50 tpd in West Java Coal Liquefaction Direct liquefaction (BCL): tekmira Japan/Kobe Steel, planned to develop Demo Plant, not continued. Indirect liquefaction (South Africa): development of Commercial Plant, under negotiation