JICA事業

9 インドネシア国9.インドネシア国

クリーンコールテクノロジー（CCT）クリ ンコ ルテクノロジ （CCT）導入促進プロジェクト

平成24年7月26日

事業化推進部1

事業化推進部

背景（エネルギー、電力需要予測）

GDP(IDR Tn)3 943

Growing energy demand (CAGR)

1,500.0

1000

2000

3000

4000

2,177

3,9436.1% Energy Demand (Mil BOE)

1,316

7.1%

500.0

1,000.0

Growing Population (CAGR)

0

1000

2009 2011 2013 2015 2017 2019712

0.0

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

240

260

Growing Population (CAGR)Population (Mn)

256

231

1.1%

R idl i d d f l t i it (CAGR)

200

220

2009 2011 2013 2015 2017 2019334 4

Electricity Sales (TWh)+145%

Rapidly growing demand for electricity (CAGR)

Growing usage of electricity (CAGR)300

400

9.4%

334.4

100%

Electrification ratio

65%91%3.4%

0

100

200

136.6

0%

25%

50%

75% 65%

0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 20192009 2011 2013 2015 2017 2019

背景（エネルギー政策：油から石炭へ）

1400

1600

1800

Total Oil Supply (CAGR) (Thousand Barrels Per Day)

- 4%2010 20252010 2025Target of Energy MIX to 2050

600

800

1000

1200

1400 4%

NRE5 7

NRE25

NRE5 7

NRE25

0

200

400

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Gross Natural Gas Production (CAGR)

2030 20505,7

2030 20505,7

3000

3100

3200

(Billion Cubic Feet)

+1%

NRE40

NRE30,9

NRE40

NRE30,9NRE30,9

Projection of PLN Primary Energy Mix

2600

2700

2800

2900

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 RE 22 %

OIL2 %

RE 22 %

OIL2 %

Projection of PLN Primary Energy Mix

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

300000

350000

Total Primary Coal Production (CAGR) (Thousand Short Tons)

RE 12 %

OIL36 %

GAS18 %

RE 22 %

RE 12 %

OIL36 %

GAS18 %

RE 22 %

100000

150000

200000

250000

300000

+16%

COAL

GAS17 %

COAL58 %COAL

GAS17 %

COAL58 %

30

50000

100000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Source: International Energy Statistics, EIA2008 2019

35 %

2008 2019

35 %

背景（電力需要予測 2011-2020）

55 TWh

IB : 10 2%

24 TWh

IB : 10,2%

IT : 10,8%

13 TWh31 TWh

IT : 10,8%

125 TWh

241 TWh

JB : 7,8%

2011 2020

背景（電力開発計画(ジャワｰバリ：2011-2020)

39%55,000 PLTN

MWReserve margin

43%41%

39%50,000 PLTG PLN PLTG IPP

PLTGU PLN PLTGU IPP

PLTU PLN Baru PLTU PLN

PLTU IPP PLTP PLN

PS hydroGT

Gas GTCC``

39%

43%

40,000

45,000 PLTU IPP PLTP PLN

PLTP IPP Kapasitas Terpasang

PEAK DEMAND FORECAST Reserve Margin Normal Coal PLN

Gas GTCC

41% 34%30%

31%35,000

,

31%

41%30,000

Coal IPPCoal PLN (FTP1)

20 000

25,000

Geothemal

Coal PLN (FTP1)

15,000

20,000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Existing capacity

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

5

背景（電力の石炭消費量予測 2011～ 2020）million tons

120

140

Historical Projection 126

80

100

120

40

60

4230

0

20

2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

30

2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

Million Tons

140

Million Tons

140

Million Tons

140

Million tons

35

Million tons

35

2011年の石炭火力発電の炭種 石炭火力発電の炭種別予測

80

100

120

Medium rank

126

80

100

120

Medium rank80

100

120

Medium rank

126

20

25

30

low20

25

30

low

20

40

60

Low rank42

20

40

60

Low rank

20

40

60

Low rank42

0

5

10

15

medium0

5

10

15

medium

6

0

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Low Rank Medium High

0

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Low Rank Medium High

0

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Low Rank Medium High

2011

Low Rank Medium High

Low: < 5100, Medium: 5100-6100, High: >6100 kcal/kg

2011

Low Rank Medium High

Low: < 5100, Medium: 5100-6100, High: >6100 kcal/kg

背景まとめ、取組む課題

石炭利用での課題石炭利用の利点・優位性

豊富な資源石油、天然ガスの生産量は減少傾向石炭は増産

温暖化ガス（GHG)排出石炭は一次エネルギー燃料で最もCO２排出量が多い石炭は増産

電力における低コスト燃料

出量が多いインドネシアはGHG排出量を2020年までにBAU比で26%削減

電 おけ 低 燃料石炭は発電での最も経済的な燃料インドネシアには豊富な石炭資源

Low rank coalインドネシアの石炭で最も多い資源発電での高効率化が必要

インドネシアのCCTロードマップ作成において、下記の課題を考慮した調査・検討

• 低品位炭の利用

• CO2排出量削減のため、CCT導入による石炭火力発電の高効率化

本事業目的およびスケジュール

目的高効率石炭火力発電技術の導入ロードマップの作成CCTモデル石炭火力発電の検討（プレFSの実施）我が国の石炭火力発電技術の移転と人材育成我が国の石炭火力発電技術の移転と人材育成

調査団成 （３社共同企業体）中部電力：総括、電力開発計画、系統解析、土木、経済財務分析、環境社会配慮中部電力：総括、電力開発計画、系統解析、土木、経済財務分析、環境社会配慮JPOWER：電力開発計画、プレFSJCOAL ：石炭政策・調達、気候変動、人材育成、業務調整

調査スケジュール

Period2011 2012

4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7Period

2011 2012

4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7

Study stage

Work in

Study stage

Work in

Basic Study Pre‐FS for CCT Model Power Plant

CCT Roadmap

Basic Study Pre‐FS for CCT Model Power Plant

CCT Roadmap

Basic Study Pre‐FS for CCT Model Power Plant

CCT Roadmap

IndonesiaSteering Committee

Seminar・Site Reconnaissance St d

IndonesiaSteering Committee

Seminar・Site Reconnaissance St d

1st Seminar2nd SHM

1st  Steering Committee Wrap‐up meeting

Site Site Reconnaissance StudyStudy

1st SHM2nd 2nd Steering Committee

Contract

3rd 3rd Steering Committee2nd Seminar

3rd SHM1st Seminar

2nd SHM

1st  Steering Committee Wrap‐up meeting

Site Site Reconnaissance StudyStudy

1st SHM2nd 2nd Steering Committee

Contract

3rd 3rd Steering Committee2nd Seminar

3rd SHM1st Seminar

2nd SHM

1st  Steering Committee Wrap‐up meeting

Site Site Reconnaissance StudyStudy

1st SHM2nd 2nd Steering Committee

Contract

3rd 3rd Steering Committee1st  Steering Committee Wrap‐up meeting

Site Site Reconnaissance StudyStudy

1st SHM2nd 2nd Steering Committee

Contract

3rd 3rd Steering Committee2nd Seminar

3rd SHM

Study・Environmental and Social ConsiderationStudy・Potential Study

CP Training

Study・Environmental and Social ConsiderationStudy・Potential Study

CP Training

IEE studyContract

Potential StudyContract

IEE studyContract

Potential StudyContract

IEE studyContract

Potential StudyContract

IEE studyContract

Potential StudyContract

CP Training

Outcome

CP Training

Outcome Inception Draft Final (June 2012)2012)Final (July 2012)2012)

InterimRoadmap Pre‐FS

Inception Draft Final (June 2012)2012)Final (July 2012)2012)

InterimRoadmap Pre‐FS

Inception Draft Final (June 2012)2012)Final (July 2012)2012)

InterimRoadmap Pre‐FS

Inception Draft Final (June 2012)2012)Final (July 2012)2012)

InterimRoadmap Pre‐FS

CCTロードマップの作成

石炭火力発電へのCCT導入

USC IGCCUSC IGCC

低発電コスト、低GHG排出量が達成可能な完成した技術

発電コスト、GHG排出量が低く、LRCの利用が可能な今後期待できる技術能な完成した技術

• 商業化技術として世界的に導入済み灰融点が高いLRCに利用可能

利用が可能な今後期待できる技術

• 2020年初め頃には商業化低灰融点のLRCには効果的• 灰融点が高いLRCに利用可能

• SCより経済的に優位• SCより低いGHG排出量

• 低灰融点のLRCには効果的• SC、USCより経済的• SC、USCより低いGHG排出量

インドネシアへのUSC、IGCC導入の目標

USC：次期石炭火力発電への導入 (2017)

IGCC：世界の開発状況から、2025年頃には導入

第 商業機 導 ず 商業 実証後 導（PLN:第１商業機は導入せず、商業化の実証後に導入）

CCTロードマップの作成

GHG Target GHG △26% Energy Mix (Coal 33%)

2010 2015 2020 2025

Promotion of CCT

SCEfficiency 35-40%

USCof CCT

PLN (MW) 660 0 1000 600 600 1000

USC Efficiency around 42% IGCC

45-49%

PLN (MW) 660 0 1000 600 600 10003000 2000 3000 2000 3000

IPP (MW) 1660 2860 2200 2200 0 0

COD COD

Coal Fired PowerPlant

1000MW Indramayu（USC） U-1

1000MW Indramayu（USC） U-2

3000MW or 2000MW New Power Plant（USC） Each Year

COD

COD

COD

Power Plant (USC&IGCC) 1000MW Model Plant （USC） U-1

1000MW Class IGCC x 3COD

2 X1000MW Central Jawa（USC）COD

Training Introduction of CCTIntroduction of USC

O & M On-the-Job TrainingIntroduction of IGCC/A-USCO & M On-the-Job Training

SC: Super Critical USC: Ultra Super Critical IGCC: Integrated coal Gasification Combine Cycle COD: Commercial Operation Date

プレFS（概要）

作成されたロードマップに基づき、モデル発電所の前提条件を下記に設定

燃料 炭 低 位炭(1) 燃料: 石炭（低品位炭：3,700kcal/kg ～ 4,300kcal/kg）エネルギー戦略、燃料価格、供給安定性に基づく

(2) 蒸気条件: 超々臨界(USC)高効率、実績多、高経済効率、GHG削減大.高効率、実績多、高経済効率、GHG削減大.

(3) 容量: 1,000MW x 1unit1000MWの２号機も考慮

(4) 運開 (COD) 2021年頃(4) 運開 (COD): 2021年頃

電力需要・開発計画の検討結果より

(5) モデル石炭火力発電所のサイト選定: Java Island他地域も検討したが、送電系統容量から問題があり、ジャワ島を選定他地域も検討 、送電系統容量 問題 あり、ジャ 島を選定

プレFS（モデル発電所地点）

モデル発電所計画地点は、PLNがRUPTL(2011～2020)で計画している新規開発地点、リプレース候補地及び増設候補地の１１ヵ所から 電力需給状況 技術面 環境 社会面及び経済性を勘案し １ヵ所を選定

Suralaya Muara Gembong Tanjung Pakis

増設候補地の１１ヵ所から、電力需給状況、技術面、環境・社会面及び経済性を勘案し、１ヵ所を選定。

Suralaya Muara Gembong Tanjung Pakis

Tanjung Sedari

Tanjung Jati BTanjung Jati B

GresikTanjung Perak

BojonegaraTanjung Puyut BojonegaraMuara Karang

Paiton

まとめ

インドネシアのCCT導入ロードマップを作成インドネシアの 導入 ド ッ を作成

2016年以降USC、2025年頃IGCCの導入

USCのモデル発電所のプレFSを実施USCの デル発電所のプレFSを実施

1000MW級USC石炭火力発電所を検討

CCT導入、技術移転のため、政策担当者（各省庁かCCT導入、技術移転のため、政策担当者（各省庁から10名）、発電技術者（PLN10名）の招聘研修および現地セミナー（２回）を実施現地セミナ （２回）を実施