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円借款・民活インフラ案件形成等調査)ベトナム：バクリュウ
平成 26 年度 エネルギー需給緩和型インフラ・システム普及等促進事業 （円借款・民活インフラ案件形成等調査） ベトナム：バクリュウ超々臨界圧石炭火力発電所開発可能性調査報告書 平成 27 年 2 月 経 済 産 業 省 新 日 本 有 限 責 任 監 査 法 人 独立行政法人日本貿易振興機構 委託先： 九州電力株式会社 まえがき 本報告書は、経済産業省から九州電力株式会社が平成 26 年度の事業として受託した「平成 26 年度エ ネルギー需給緩和型インフラ・システム普及等促進事業（円借款・民活インフラ案件形成等調査）」の 成果をとりまとめたものです。 本調査「ベトナム：バクリュウ超々臨界圧石炭火力発電所開発可能性調査」は、ベトナム南部エリア における電力供給不足の懸念という固有の問題を解決するために、約 2,500 億円規模の総事業費をかけ て、我が国の優れた高効率技術を活用した大規模な輸入石炭火力発電所をバクリュウ省に建設するプロ ジェクトの実現可能性を調査したものです。 本報告が上記プロジェクト実現の一助となり、加えて我が国関係者の方々のご参考になることを希望 します。 平成 27 年 2 月 九州電力株式会社 プロジェクト地図 中国 ハノイ ラオス ベトナム タイ カンボジア ホーチミン ホーチミン デュエンハイコール ターミナル予定地 バクリュウ発電所 0km 出典：調査団作成 50km 100km 略語表 略語 BC 正式名称 日本語訳 Buyer's Credit バイヤーズクレジット BOT Build, Operate and Transfer 民間企業によって建設及 び運営され、事業終了後 に公共機関等へ移転され る事業方式 B/C Benefit Cost Ratio 費用便益比率 ℃ Degree Celsius セ氏度 CO2 Carbon Dioxide 二酸化炭素 COD Commercial Operational Date 商業運転開始日 CIRR Commercial Interest Reference Rate 市場貸出基準金利 DONRE Department of Natural Resources and Environment 地方省天然資源環境部 DWT Dead Weight Tonnage 載貨重量トン数 EHS Environmental, Health and Safety Guidelines 環境健康安全ガイドラ イン EIA Environmental Impact Assessment 環境影響評価 EIRR Economic Internal Rate of Return 経済的内部収益率 EPC Engineering, Procurement and Construction 設計・調達・工事 ERAV Electricity Regulatory Authority of Vietnam 電力規制庁 EVN Vietnam Electricity ベトナム電力公社 FIRR Financial Internal Rate of Return 財務的内部収益率 g Gram グラム GDE General Directorate of Energy エネルギー総局 GDP Gross Domestic Product 国内総生産 EVNGenco2 EVN Power Generation Corporation 2 第二発電会社 GW Giga Watt (1GW = 1,000,000 kilo Watt) ギガワット GWh Giga Watt hour (1GWh = 1,000,000 kilo Watt hour) ギガワット時 ha ヘクタール IE Hectare (1ha = 100a = 10,000 m ) Institute of Energy IFC International Finance Corporation 国際金融公社 IPP Independent Power Producer 独立発電事業者 JBIC Japan Bank for International Cooperation 国際協力銀行 JETRO Japan External Trade Organization 日本貿易振興機構 JICA Japan International Cooperation Agency 国際協力機構 km kilo meter (1km = 1,000 meter) キロメートル 2 2 2 エネルギー研究所 2 km kt square kilo meter (1km = 1,000,000 m ) kilo ton (1kt = 1,000 ton) 平方キロメートル kW kilo Watt (1kW = 1,000 Watt) キロワット kWh kilo Watt hour (1kWh = 1,000 Wh) キロワット時 m meter メートル Cubic meter 立方メートル Ministry of Finance 財務省 3 m MOF キロトン 略語 正式名称 日本語訳 MOIT Ministry of Industry and Trade 商工省 MONRE Ministry of Natural Resources and Environment 天然資源環境省 MPI Ministry of planning and Investment 投資計画省 PDP7 Master Plan for national electricity development in period 2011-2020 with the vision to 2030 (called Master Plan VII) 第7次国家電力開発計画 NO2 Nitrogen Dioxide 二酸化窒素 NOx Nitrogen Oxides 窒素酸化物 NPV Net Present Value 正味現在価値 O&M Operation and Maintenance 運転及び保守 ODA Official Development Assistance 政府開発援助 PM Particle Matter 粒子状物質 PM10 Particle Matter under 10μm 粒子径10μm以下微粒子 PM2.5 Particle Matter under 2.5μm 粒子径2.5μm以下微粒子 PPA Power Purchase Agreement 電力売買契約 PPP Public Private Partnership 官民パートナーシップ PVN Petro Vietnam ベトナム石油ガス公社 SC Super Critical 超臨界圧 SO2 Sulfur Dioxide 二酸化硫黄 Sox Sulfur Oxides 硫黄酸化物 USC Ultra Super Critical 超々臨界圧 US¢ United State Cent 米国セント US$ United State dollar 米国ドル V Voltage 電圧 VAT Value Added Tax 付加価値税 VINACOMIN Vietnam National Coal - Mineral Industries Holding Corporation Limited ベトナム石炭・鉱物鉱 業公社 目次 まえがき プロジェクト地図 略語表 目次 要約 (1) プロジェクトの背景・必要性 ······················································· 要-1 (2) プロジェクトの内容決定に関する基本方針 ··········································· 要-2 (3) プロジェクトの概要 ······························································· 要-3 1) プロジェクトの内容及び技術的側面の検討 ··········································· 要-3 2) 建設費 ··········································································· 要-6 3) 予備的な財務・経済分析 ··························································· 要-8 4) 環境社会的側面の検討 ···························································· 要-10 (4) 実施スケジュール ································································ 要-12 (5) 実施に関するフィージビリティ ···················································· 要-12 (6) 我が国企業の技術面等での優位性 ·················································· 要-13 (7) 事業実施地点図 ·································································· 要-14 第１章 相手国、セクター等の概要 (1) 相手国の経済・財政状況 ···························································· 1-1 1) ベトナムの一般情勢 ································································ 1-1 2) 経済概況 ·········································································· 1-1 3) 産業構造 ·········································································· 1-2 4) 財政収支 ·········································································· 1-3 5) 海外直接投資 ······································································ 1-3 6) インフラ政策 ······································································ 1-4 (2) プロジェクトの対象セクターの概要 ·················································· 1-5 1) 電力セクターの構成 ································································ 1-5 a) 商工省 ··········································································· 1-5 b) 電力規制庁 ······································································· 1-6 c) エネルギー研究所 ································································· 1-6 d) 資源環境省 ······································································· 1-6 e) 財務省 ··········································································· 1-6 f) 投資計画省 ······································································· 1-6 g) ベトナム国家銀行 ································································· 1-7 h) 地方人民委員会 ··································································· 1-7 2) 電気事業者 ········································································ 1-7 a) ベトナム石炭・鉱物鉱業公社 ······················································· 1-8 b) ベトナム石油ガス公社 ····························································· 1-8 3) ベトナムの電力事情 ······························································· 1-13 a) 電力需要 ········································································ 1-13 b) 電源構成 ········································································ 1-13 c) 送配電損失 ······································································ 1-15 d) 電化率 ·········································································· 1-16 (3) 対象地域の状況 ··································································· 1-17 1) 地理と行政区分 ··································································· 1-17 2) 土地利用 ········································································· 1-18 3) 人口 ············································································· 1-18 4) 産業 ············································································· 1-18 5) 資源 ············································································· 1-18 第2章 調査方法 (1) 調査内容 ·········································································· 2-1 1) 技術的項目の調査・検討 ···························································· 2-1 2) 環境社会的側面の調査・検討 ························································ 2-1 3) 財務的・経済的実行可能性の調査・検討 ·············································· 2-1 4) 案件実現に向けたアクションプランと課題の取りまとめ ································ 2-1 (2) 調査方法・体制 ···································································· 2-2 1) 調査方法 ·········································································· 2-2 2) 調査体制 ·········································································· 2-2 (3) 調査スケジュール ·································································· 2-3 1) 全体スケジュール ·································································· 2-3 2) 現地調査実績 ······································································ 2-4 a) 第 1 回現地調査 ··································································· 2-4 b) 第 2 回現地調査 ··································································· 2-5 c) 第 3 回現地調査 ··································································· 2-6 第3章 プロジェクトの内容及び技術的側面の検討 (1) プロジェクトの背景・必要性等 ····················································· 3-1 1) プロジェクトの背景 ······························································· 3-1 2) PDP7 での需要予測と建設計画 ······················································ 3-1 3) PDP7 における問題点考察 ·························································· 3-9 4) プロジェクトの範囲及び受益者 ···················································· 3-10 5) プロジェクトを実施した場合の効果・影響 ·········································· 3-10 6) 他の選択肢との比較 ······························································ 3-10 (2) エネルギーの利用の高度化及び合理化について ······································· 3-11 1) ベトナム石炭火力におけるこれまでの採用技術 ······································· 3-11 2) 本プロジェクトにおける採用技術 ··················································· 3-11 3) エネルギー利用の高度化および合理化 ··············································· 3-11 (3) プロジェクトの内容等決定に必要な各種検討 ········································· 3-13 1) 需要予測 ········································································· 3-13 2) プロジェクト内容を検討・決定する際に必要な問題点の把握分析 ······················· 3-14 a) 発電所予定地の状況 ······························································ 3-14 b) プラント用水調達方法 ···························································· 3-18 c) 送電系統の状況および開発計画 ···················································· 3-24 d) 石炭調達方法 ···································································· 3-35 e) プラント蒸気条件 ································································ 3-38 f) 候補となる石炭の燃料性状 ························································ 3-38 g) 環境負荷 ········································································ 3-40 h) 資金調達方法 ···································································· 3-40 3) 技術的手法の検討 ································································· 3-40 a) 発電方式 ········································································ 3-40 b) 脱硫装置の型式 ·································································· 3-41 c) 石炭受入設備の規模 ······························································ 3-41 (4) プロジェクトの計画概要 ··························································· 3-42 1) プロジェクト内容決定の基本方針 ··················································· 3-42 a) プロジェクト実施機関の想定 ······················································ 3-42 b) プロジェクト実施時期の想定 ······················································ 3-42 c) 設備容量の設定 ·································································· 3-42 d) 電力系統への接続想定 ···························································· 3-42 e) 石炭調達方法の想定 ······························································ 3-44 f) プラント用水調達方法の想定 ······················································ 3-44 g) アクセス経路およびプラント建材調達の想定 ········································ 3-44 h) 建設工事用電源の調達 ···························································· 3-45 2) 概念設計および適用設備の仕様 ····················································· 3-45 a) サイトレイアウト案 ······························································ 3-45 b) ボイラおよびボイラ補機 ·························································· 3-47 c) 蒸気タービンおよびタービン補機 ·················································· 3-48 d) 電気設備 ········································································ 3-50 e) 制御装置 ········································································ 3-52 f) 環境設備 ········································································ 3-56 g) 発電所用水設備 ·································································· 3-59 h) 揚運炭設備 ······································································ 3-62 i) 土木建築設備 ···································································· 3-65 3) 提案プロジェクトの内容 ··························································· 3-75 a) 発電所予定地 ···································································· 3-75 b) 発電所主要計画概要 ······························································ 3-75 4) 提案技術・システムを採用するにあたっての課題および解決策 ························· 3-76 a) 石炭調達方法 ···································································· 3-76 b) 港湾設備開発に伴う海洋土木工事規模 ·············································· 3-76 c) プラント用水の調達方法 ·························································· 3-76 d) 送電線開発計画のスケジュール ···················································· 3-76 e) 発電所予定地周辺のマングローブ林保護策 ·········································· 3-76 f) 発電所予定地までのアクセス道路等の整備 ·········································· 3-77 g) 貫流ボイラ等、超臨界圧および超々臨界圧プラント運用に関する運転、保守経験不足 ···· 3-77 第 4 章 環境社会的側面の検討 (1) 環境社会面における現状分析 ························································ 4-1 1) 対象地の位置 ······································································ 4-1 2) 自然環境 ·········································································· 4-2 a) 気象状況 ········································································· 4-2 b) 地形、地質 ······································································· 4-4 c) 河川水 ··········································································· 4-5 d) 海水 ············································································· 4-6 e) 生態系の状況 ····································································· 4-7 3) 社会環境 ·········································································· 4-9 a) Dong Hai 地区土地利用 ···························································· 4-9 b) 民族 ············································································· 4-9 c) 社会インフラ ···································································· 4-10 d) 将来予測 ········································································ 4-11 (2) プロジェクトの実施に伴う環境改善効果 ············································ 4-12 1) 大気質の環境緩和策 ······························································· 4-12 a) 硫黄酸化物 ······································································· 4-9 b) 窒素酸化物 ······································································· 4-9 c) 粒子状物質 ······································································ 4-10 d) プロジェクトにおける環境関連基準値 ·············································· 4-11 2) 大気汚染物質の拡散予測 ··························································· 4-13 a) 方法論 ·········································································· 4-13 b) 算定条件 ········································································ 4-13 c) 計算結果 ········································································ 4-15 3) 生態系の環境緩和策 ······························································· 4-18 a) 防波堤外側（海側）マングローブの状況 ············································ 4-18 b) 防波堤内側（陸側）マングローブの状況 ············································ 4-18 c) マングローブ育成状況を踏まえた環境配慮 ·········································· 4-19 (3) プロジェクトの実施に伴う環境社会面への影響 ······································· 4-22 1) JICA ガイドライン ································································ 4-22 2) 本プロジェクトの環境配慮確認結果 ················································· 4-22 (4) 相手国の環境社会配慮関連法規の概要およびそのクリアに必要な措置 ··················· 4-34 1) ベトナムの環境行政 ······························································· 4-34 2) ベトナムの環境法規の概要 ························································· 4-34 a) 環境アセスメント関係法令 ························································ 4-34 b) 火力発電プロジェクトに適用される大気に関する環境関連基準 ························ 4-36 c) 火力発電プロジェクトに適用される水質に関する環境関連基準 ························ 4-38 d) 火力発電プロジェクトに適用される廃棄物に関する環境関連基準 ······················ 4-47 e) 火力発電プロジェクトに適用される騒音に関する環境関連基準 ························ 4-47 f) 火力発電プロジェクトに適用される振動に関する環境関連基準 ························ 4-48 3) ベトナム国における環境影響評価（EIA）の概要 ······································ 4-49 a) 環境影響評価を実施する対象事業 ················································· 4-49 b) 環境影響評価の実施 ····························································· 4-49 c) 環境影響評価報告書の再作成 ······················································ 4-49 d) 環境影響の評価報告書の主要内容 ················································· 4-49 e) 環境影響評価報告書の審査権限 ··················································· 4-50 f) 環境影響評価報告書の審査 ······················································· 4-50 g) 環境影響評価報告書の承認 ························································ 4-50 h) 環境影響評価報告書を承認した後の事業者の責任 ··································· 4-50 i) 事業を運営する前の事業者の責任 ················································· 4-50 j) 環境影響評価報告書の承認機関の責任 ·············································· 4-50 4) 本プロジェクト実施に伴う環境・社会面への影響 ····································· 4-52 (5) プロジェクト実現のために当該国（実施機関その他関連機関）が成すべき事項 ··········· 4-54 第5章 財務的・経済的実行可能性 (1) 事業費の積算 ······································································ 5-1 1) 建設費 ············································································ 5-1 2) ランニングコスト ·································································· 5-4 (2) 予備的な財務・経済分析の結果概要 ·················································· 5-4 1) 経済的分析 ········································································ 5-4 a) 前提条件 ········································································· 5-5 b) 算定結果 ········································································· 5-6 3) 財務的分析 ········································································ 5-6 a) 融資条件 ········································································· 5-6 b) 算定結果 ········································································· 5-8 c) 想定売電価格 ····································································· 5-9 第6章 プロジェクトの実施スケジュール (1) 修正 PDP7 承認 ····································································· 6-1 (2) 事業化可能性調査 ·································································· 6-1 (3) 環境社会影響評価 ·································································· 6-1 (4) ファイナンス組成 ·································································· 6-1 (5) 許認可取得 ········································································ 6-1 (6) コンサルタント選定 ································································ 6-2 (7) インフラ建設・サイト工事 ·························································· 6-2 (8) EPC 入札 ·········································································· 6-2 (9) 建設・据付工事 ···································································· 6-2 (10) 海域工事 ········································································· 6-2 第7章 相手国実施機関の実施能力 (1) 相手国実施機関の概要 ······························································ 7-1 1) ベトナム電力グループ ······························································ 7-1 2) EVN の財務状況 ···································································· 7-2 (2) 相手国におけるプロジェクト実施のための組織体制 ···································· 7-3 (3) 相手国実施機関の能力評価と対応策 ·················································· 7-5 第8章 我が国企業の技術面等での優位性 (1) 想定される我が国企業の参画形態 ···················································· 8-1 (2) 当該プロジェクト実施に際しての我が国企業の優位性 ·································· 8-2 1) 技術面での優位性 ·································································· 8-2 2) 経済面での優位性 ·································································· 8-2 (3) 我が国企業の受注を促進するために必要な施策 ········································ 8-3 第9章 プロジェクトの資金調達の見通し (1) 資金ソース及び資金調達計画の検討 ·················································· 9-1 (2) 資金調達の実現可能性 ······························································ 9-2 (3) キャッシュフロー分析 ······························································ 9-3 1) 売電価格の感度分析 ································································ 9-3 2) 建設費の感度分析 ·································································· 9-3 3) 石炭価格の感度分析 ································································ 9-4 4) 運転時間の感度分析 ································································ 9-4 5) 変動要因の影響度合い ······························································ 9-5 6) 超臨界圧発電と超々臨界圧発電の効率差 ·············································· 9-6 (4) 相手国政府・機関の資金調達に関する考え方 ·········································· 9-7 (5) IPP/BOT 方式の経済性評価 ·························································· 9-8 第 10 章 案件実現に向けたアクションプランと課題 (1) 当該プロジェクトの実施に向けた取り組み状況 ······································· 10-1 (2) 当該プロジェクトの実現に向けた相手国の関係官庁・実施機関の取り組み状況 ··········· 10-2 1) EVNGenco2 ········································································ 10-2 2) EVN ·············································································· 10-2 3) MOIT ············································································· 10-2 (3) 相手国の法的・財務的制約の有無 ··················································· 10-3 1) 法的制約 ········································································· 10-3 2) 財務的制約 ······································································· 10-3 (4) 追加的な詳細分析の要否 ··························································· 10-3 要 約 (1)プロジェクトの背景・必要性 ベトナムの経済成長率は IMF の 2014 年 10 月時点の統計によると 5.5%と、過去 10 年の平均値 6.4%と 比較すると若干伸び悩んでいるものの、電力需要については引き続き 10%以上の高い伸びが続いており、 今後もその傾向は続くと見られている。この需要を満たすため、2011 年 7 月 21 日にベトナム商工省 （MOIT）が公布した第 7 次国家電力開発計画 No.1208/QD-TTg（以下、PDP7）に基づいて電源開発を行っ てきた。本計画によると 2015 年までに 40,000MW、2020 年までに 75,000MW、2030 年までに 138,000MW の発電容量まで開発される予定となっており、そのうち石炭火力について、2015 年までに 15,000MW（構 成率 35%）、2020 年までに 36,000MW（構成率 48%）、2030 年までに 72,000MW（構成率 52%）を開発するこ とが目標となっている。 PDP7 が公布されて以降、EVN やその他国営企業等が実施する IPP のみならず、外資が参画する BOT 案 件など主に石炭火力案件の開発が数多く手がけられたが、電力事業者の資金力の問題、中国などの EPC コントラクターの施工管理能力不足などから、特に大型石炭火力案件は予定通りに運転開始できていな いのが現状である。 更に 2014 年 5 月に中国がベトナムの領海内でオイル掘削用のリグを無断で建設したことが発端とな り発生した暴動などを受けて、一斉に中国投資家や中国の EPC コントラクターなどが撤退をし、建設中 の石炭火力の多くが一時建設停止となるなど、今後の電源開発に大きなリスクを抱えることになった。 また石炭火力のみならず、ガス火力案件についても南部オモン発電コンプレックス向けのガスとして 期待されていたカマウ省沖合のブロック B ガス田のオペレータであったシェブロン（米国）が 2013 年 撤退を表明したことにより、3,000MW 相当の電源開発の見通しが立たなくなった。 このような状況を受け、特に 2017 年以降の南部における電力需給が逼迫することが懸念されており、 ベトナム政府は首相決定文書 No.2414（2013 年 11 月）を発出し、ビントゥアン省ビンタン 4 石炭火力 （1200MW）、ソックチャン省ロンフー1 石炭火力（1200MW）、チャビン省デュエンハイ 3 増設石炭火力 （660MW）を緊急優先開発案件と指定し、EPC コントラクター選定に関して入札を行うことなく決定する ことなどを特例的に認め、早期の電源開発を行うこととした。 バクリュウ石炭火力プロジェクトは、上述のように今後も案件開発が遅れる懸念があることから、 PDP7 での運転開始予定時期であった 2028 年よりも前倒しで開発する必要がある案件として、2013 年末 頃から注目されている案件である。 本プロジェクトはベトナム南部バクリュウ省ドンハイ地区で計画されている総出力 3,600MW の発電コ ンプレックスのフェーズ 1（1,200MW）で、その範囲は石炭火力発電所及び石炭輸送用の港湾設備及び取 放水設備である。完成されれば商業都市ホーチミン市電力需要家向けのみならず、バクリュウ省を中心 としたベトナム南部地域の電力需要家への電力供給により、エネルギーセキュリティの向上につながる ことが期待されている。 また、バクリュウ省人民委員会によるとバクリュウ石炭火力発電所建設を通して、周辺道路網の整備 や工業団地の誘致なども進めていくこととしており、同省における雇用創出も期待されている。 本プロジェクトは輸入炭を活用した石炭火力で計画されているため、我が国が誇る環境配慮型石炭火 力技術を活用し、ベトナムで初となる超々臨界圧技術の採用を提案していくことで、電力不足の解消に 資するだけでなく、超臨界圧以上の石炭使用量の削減、環境負荷の低減を図ることが可能となる。 要-1 また、本プロジェクトにおいて超々臨界圧技術を採用することで、今後民間資金や他のドナー資金を 呼びこむきっかけとなり、ベトナムにおける本格的な超々臨界圧技術の普及が進むことが期待される。 (2)プロジェクトの内容決定に関する基本方針 ベトナムでは主に東北部クァンニン地域で産出される良質な無煙炭を日本や韓国等に輸出し、その選 炭過程で得られる低品位の無煙炭を使用した亜臨界石炭火力、または紅河デルタ炭田で産出される亜瀝 青炭を活用した亜臨界圧石炭火力がこれまでの主流であった。 しかしながら、これらの石炭火力の効率は 30%前後と低く、環境負荷低減の観点及び露天掘りから坑 内掘りへの変更に伴う採炭コスト上昇により今後国内炭活用が難しくなることから、近年では特に中部 以南において、輸入炭を活用した超臨界圧石炭火力の計画が増えている。 ベトナム政府側は、超々臨界圧石炭火力の採用については 2020 年以降の案件として検討を始めてお り、実施主体者と見込まれる EVNGenco2 も超々臨界圧の採用を検討したいとの意向を表明している。ま た、親会社である EVN もベトナム初の超々臨界圧採用は EVN が実施したいとの意向があり、修正 PDP7 内で投資家としての正式承認が得られれば、投資レポート（詳細 FS）を実施し、価格や実施タイミング を勘案して、超々臨界の採用を決定したいとのことであった。これまで日本政府が支援してきたベトナ ムの超々臨界圧技術採用に向けた各種調査のおかげもあり、現地における超々臨界圧の認知度・必要性 は着実に高まっている。 従い、本調査においては超臨界圧と超々臨界圧の両方について、技術面・経済面での比較検討を行う こととする。また、現在、亜臨界及び超臨界圧ではベトナムにおいて主流となっている 600MW 機に加え て、超々臨界圧を採用した際のスケールメリットを最大限享受できる 1,000MW 機の採用についても比較 検討を行う。 石炭供給に関しては、本プロジェクトは輸入炭で計画されているが、バクリュウ地点はメコンデルタ 地域であり、大型石炭船が停泊するための港湾を整備するのは困難である。現在、近隣のチャビン省で JICA の資金を活用した PPP 案件 FS 調査が進められているコールターミナル計画があることから、同タ ーミナルを活用した 10,000DWT の内航船輸送と、直接外洋からバクリュウに乗り入れる 30,000DWT の外 航船を使用したケースとの比較検討を行う。 ファイナンスに関しては、バクリュウ 1 の事業実施主体が EVNGenco2 となる予定であることから、バ イヤーズクレジット（BC）、円借款等を活用した開発、および IPP/BOT による開発の可能性についての 検討を行う。 発電所が立地するエリアにはマングローブの自生を確認しており、当初計画案ではマングローブ上に 貯炭場及び灰捨場が計画されていたことから、マングローブ林の開発を極力減らすべく、内陸側にサイ トを移設した計画図を作成し、ベトナム政府、バクリュウ省人民委員会、EVN、EVNGenco2 等からの助言 も得ながら、適切なレイアウトを決定する。 送電線については、サイト予定地から 124km 離れた Thot Not 変電所へ、2 回線の 500kV 送電線で接続 要-2 する予定であるが、送電線用地買収及び建設工事を円滑に行うため、送電線が通過する省を最小限にす る必要がある。詳細な送電線計画については、修正 PDP7 が承認された後、これに併せて改訂すること になるが、本調査ではカントー市、ハウザン省、バクリュウ省間を接続することとする。 (3)プロジェクトの概要 1) プロジェクトの内容及び技術的側面の検討 本プロジェクトは、海外炭利用を前提とした超臨界圧もしくは超々臨界圧石炭火力発電所を計画する ものであり、これによりベトナム国内の電力需給の緩和、特にベトナム南部地域における電力供給に貢 献するほか、ベトナム全体のエネルギーセキュリティ向上への寄与を目的とするものである。 本プロジェクトでの技術的側面の検討では、まず海外炭による石炭火力発電所を想定することから、 以下の石炭性状を満たす海外炭の利用を想定し、発電所計画を行うものとする。 表 1 本プロジェクトでの使用が想定される石炭性状レンジ 石炭性状クライテリア 許容 許容不可 湿分 8∼16 % ＞ 16 % 固有水分 3∼10 % ＞ 10 % 5980 ∼ 6554 kcal/kg ＜ 5980 kcal/kg 灰分（恒湿ベース） 4∼16 % ＞ 16 % 揮発分（恒湿ベース） 36∼42 % ＜ 36 % or ＞42 % 硫黄（恒湿ベース） 0.4∼1.4 % ＞ 1.4 % 灰中 MgO+Na2O 1.5∼4.0 % ＜ 1.0 %, ＞ 4.0 % 灰中 K2O 1.0∼2.0 % ＜ 0.6 %, ＞ 2.0 % 灰中 SiO2/Al2O3 比 ＜ 2.5 ＞ 3 HGI ＞ 50 ＜ 45 灰溶融点 ＞ 1250 ℃ ＜ 1200 ℃ 石炭粒径 ＜50 ㎜：100 %、＜1 ㎜：＜15 % ＜1 ㎜：＞ 15 % 発熱量（恒湿ベース） 出典：調査団作成 要-3 そして発電設備計画に関しては、超臨界圧もしくは超々臨界圧プラントの導入を視野に、以下の諸条 件の想定の下、発電所に必要となる各種設備計画およびレイアウト検討を行うものとする。 表 2 発電設備に関する諸条件の想定 燃料調達 送電線接続 プラント構成 蒸気条件 海外炭（インドネシア、オーストラリア、ロシア等）を海運にて輸入 500kV 系統、もしくは 500kV および 220kV 系統に接続 600MW 規模の超臨界圧 600MW 規模の超々臨界圧 1,000MW 規模の超々臨界圧 プラント×2 基 プラント×2 基 プラント×1 基 ×3 フェーズ ×3 フェーズ ×3 フェーズ 主蒸気：24.1MpaA, 主蒸気：24.1MpaA, 593℃ 566℃ 再熱蒸気温度：593℃ 再熱蒸気温度：566℃ プラント熱効率 (HHV、発電端) プラント冷却水 ボイラ型式 タービン型式 41.08 % 41.88 % 41.96 % 近隣の海水を調達 超臨界圧変圧運転貫流ボイラ放射再熱形 串型 3 車室 4 流排気式 串型 4 車室 4 流排気式 再熱再生式 再熱再生式 出典：調査団作成 要-4 今回実施した調査および検討の結果、1 フェーズあたり 600MW 規模の超々臨界圧プラント×2 基で構 成した場合の発電所レイアウト計画（3 フェーズ分）は、以下のとおりである。 図 1 １フェーズあたり 600MW 規模×2 基で構成する超々臨界圧石炭火力発電所のレイアウト計画 サイトレイアウト（3 フェーズ分） 30,000DWT 案 10,000DWT 案 発電設備構成 1 フェーズ分の設備構成 出典：調査団作成 要-5 2) 建設費 ベトナム及び東南アジア諸国における最近の類似石炭火力発電所の契約金額を参考にして積算した。 なお、今回の調査対象であるフェーズ１において発電所全体の共用設備（変電所、港湾、土地整備等） を整備する計画であり、フェーズ１の費用は類似案件と比較して割高になっている。 表 3 バクリュウ発電所（フェーズ１）建設費概算 【石炭船 30,000DWT の場合】 （百万 US$） ケース１ ケース２ ケース３ 項目 600MW×2 600MW×2 1000MW×1 SC USC USC 1 ボイラ及び排煙脱硫装置 635 646 523 2 蒸気タービン及び発電機 455 461 373 3 その他機器及び土木建築工事 658 658 501 4 港湾設備 257 257 257 5 変電所 22 22 19 6 土地収用、造成、補償 82 82 82 7 コンサルタント費用・管理費 54 54 53 8 予備費 216 218 181 2,379 2,398 1,987 9 合 計 出典：調査団作成 表 4 バクリュウ発電所（フェーズ１）建設費概算 項目 【石炭船 10,000DWT の場合】 （百万 US$） ケース４ ケース５ ケース６ 600MW×2 600MW×2 1000MW×1 SC USC USC 1 ボイラ及び排煙脱硫装置 635 646 523 2 蒸気タービン及び発電機 455 461 373 3 その他機器及び土木建築工事 658 658 501 4 港湾設備 152 152 152 5 変電所 22 22 19 6 土地収用、造成、補償 94 94 94 7 コンサルタント費用・管理費 46 46 45 8 予備費 206 208 171 2,268 2,287 1,876 9 合 計 出典：調査団作成 要-6 ここで、ケース２の外貨・内貨内訳を表 5 に示す。その他のケースについても外貨・内貨の割合はほ ぼ同じとなる。 表 5 外貨・内貨内訳【ケース２：SC 600MW×2 基 30,000DWT】 項目 外貨分 内貨分 合計 （百万 US$） （10 億 VND） （百万 US$） 1 ボイラ及び排煙脱硫装置 483 3,470 646 2 蒸気タービン及び発電機 376 1,804 461 3 その他機器及び土木建築工事 457 4,273 658 4 港湾設備 39 4,639 257 5 変電所 16 142 22 6 土地収用、造成、補償 0 1,734 82 7 コンサルタント費用・管理費 43 239 54 8 予備費 141 1,630 218 1,554 17,930 2,398 9 合 計 US$1＝VND21,246 で換算 出典：調査団作成 要-7 3) 予備的な財務・経済分析 今回の予備的な財務・経済分析に当たっては、ベトナムにおける発電事業の経済財務分析手法を規定 している政令（Decision 2014/2007/QD-BCN）に基づき財務・経済分析を行うこととした。最初に経済 的内部収益率（Economic Internal Rate of Return, EIRR）等の経済的分析を行い、財務的内部収益率 （Financial Internal Rate of Return, FIRR）の計算を行った。 算定に当たり採用した主な前提条件は以下のとおりである。 表 6 主な前提条件 項目 値 備考 海外輸入炭を使用すること及びフェーズ１において発 売電単価 US¢9.1/kWh 電所全体の共用設備を整備することを考慮し、他の石炭 発電所案件より高めの値を使用 運転時間 6,500 時間/年 Decision 2014/2007/QD-BCN に規定 発電効率 (SC) 41.08% 想定仕様及び想定使用石炭性状より算出 発電効率 (600MW USC) 41.88% 想定仕様及び想定使用石炭性状より算出 発電効率 (1000MW USC) 41.96% 想定仕様及び想定使用石炭性状より算出 所内比 7.8% 類似案件の値を使用 エスカレ率 N.A. Decision 2014/2007/QD-BCN に基づき考慮しない 利子率 (BC) 2.19% 償還期間 (BC) 12 年 発電ﾌﾟﾗﾝﾄに対する最長償還期間を適用 利子率 (円借款) 1.40% ベトナム向け一般条件を適用 償還期間 (円借款) 30 年 ベトナム向け一般条件を適用 割引率 Debt Equity 比率 10% 7 : 3 ベトナム向け円建て金利を現時点で試算した場合 （ CIRR 1.24% + ﾘｽｸﾌﾟﾚﾐｱﾑ 0.95% ) Decision 2014/2007/QD-BCN に規定 類似案件の値を使用 出典：調査団作成 要-8 a) 経済的分析 本条件で算出した結果を表に示す。 いずれのケースでも、EIRR は政令が定めるハードルレート 10%を超えており、また、費用便益比率は 1 を超え NPV もプラスとなっているため本プロジェクトは経済的に価値があると判断できる。 また、30,000DWT と 10,000DWT の場合を比較すると、10,000DWT では建設費及び定期的な浚渫費用が 安価となるため、EIRR は上昇する。 表 7 EIRR、NPV 及び B/C ケース１ ケース２ ケース３ ケース４ ケース５ ケース６ 600MWx2 600MWx2 1,000MWx1 600MWx2 600MWx2 1,000MWx1 SC USC USC SC USC USC 30,000DWT 経済的内部収益率 (EIRR) 費用便益比率 (B/C) 正味現在価値 (NPV) 10,000DWT 10.01% 10.11% 10.27% 10.53% 10.63% 10.91% 1.00 1.00 1.01 1.02 1.03 1.04 2 23 47 104 125 150 出典：調査団作成 b) 財務的分析 ベトナムの 10 年国債利回りは 2014 年 12 月末時点では 7.2%となっている。10 年国債利回りをハード ルレートと見なすと、いずれのケースでも FIRR はこれを上回っており財務的観点から実施可能とみな される。 表 8 FIRR 及び NPV【石炭船 30,000DWT の場合】 財務的内部収益率 (FIRR) 正味現在価値 (NPV) ケース１ ケース２ ケース３ ケース２' ケース３' 600MW×2 600MW×2 1000MW×1 600MW×2 1000MW×1 SC USC USC USC USC BC BC BC 円借款 円借款 15.47% 15.68% 16.03% 23.86% 24.24% 484 507 447 906 777 出典：調査団作成 要-9 表 9 FIRR 及び NPV【石炭船 10,000DWT の場合】 ケース４ ケース５ ケース６ ケース５' ケース６' 600MW×2 600MW×2 1000MW×1 600MW×2 1000MW×1 SC USC USC USC USC BC BC BC 円借款 円借款 16.58% 16.79% 17.41% 25.06% 25.70% 558 581 520 961 832 財務的内部収益率 (FIRR) 正味現在価値 (NPV) 出典：調査団作成 4) 環境社会的側面の検討 a) 生態系への影響（マングローブ伐採） プロジェクトサイトの海岸沿いにマングローブ湿地が存在するが、特別な保護エリアには指定されて いない。ただし、世界銀行セーフガードでは、マングローブは自然生息地に該当。自然生息地はカテゴ リーA と B に分けられ、カテゴリーA で重要な自然生息地の重大な転換や劣化を伴うと判断された場合、 融資は認められない。カテゴリーB で重要性が高くないと判断され、他に代替案が無く、当該プロジェ クトからの全体的便益が環境コストを大幅に上回ると判断された場合、適切な緩和策を盛り込むことを 条件に融資が認められる。 これを念頭に、環境影響を最小に抑制するため、通常であれば海岸に面して設置するサイト配置を陸 側へ移動させる緩和策を提案している。マングローブを含む自然林は、バクリュウ人民委員会が管理し ているが、20ha を超える森林開発については土地利用変更の届出をして総理大臣の承認を得る必要があ る。地域開発の管理元のバクリュウ省人民委員会と確認しながら進める必要あり。 なお、バクリュウ人民委員会も、マングローブ保護のため、サイト配置を陸側へ移動させる提案に関 しては好意的であった。 b) 生態系への影響（温排水） プラント運転中は大量の冷却水排水を海へ放水することとなるが、温排水の温度上昇が生態系へ与え る影響を EIA 段階より継続的に調査していく必要がある。 c) 汚染対策（大気） 現時点では、周辺に大気汚染源となるような大きな工場は存在していない。 建設期間中の車両運搬による大気汚染、運転期間中の煙突排ガス、揚運炭設備からの炭じんや灰処分場 からの粉じんのレベルの抑制策を適切に実施していく必要がある。 d) 汚染対策（水質） 北側及び西側は、エビ養殖の開発が進んでいる。エビ養殖のためには、殺虫剤や除草剤の使用並びに 定期的に水を空にして石灰で消毒をすることから、大量の汚染水が発生し、それらは防波堤外側（海側） 要-10 へ排水される。 また、住民の話では、最近、上流側の工場からの排水の影響で、引込み水の水質が悪化しており、近 年エビの収穫量が減少傾向であるが、怒りを誰にぶつけて良いか判らないでいる状況とのこと。よって、 プラント開発の際には、プロジェクト事業者が水質悪化の犯人とされないように、事前の水質調査を人 民委員会とも協調をとってオープンな形で確実に実施していくことが重要となる。 e) 汚染対策（騒音） 発電所付近での騒音の測定結果は入手できていないが、近隣に大規模な発生源はなないことを現地調 査で確認している。発電所の東側川沿いには居住地域があることから、現在の敷地境界付近の騒音レベ ルを確認しながら評価を行なう必要がある。場合によって夜間作業の低減、隣接地域において部分的な 防音壁の設置等の対策が必要となる。 f) 汚染対策（廃棄物） 本プロジェクトでは、運転に伴い石炭灰や石膏が発生する。石炭灰は処分場までスラリー方式で排出 する予定としており、処分場の容量的には十分と思われるが、本プロジェクトでは石炭灰や石膏のレン ガ等への再利用による廃棄物量削減も予定しており、灰捨場のさらなる面積縮小を目指して、今後検討 する必要がある。 g) 社会環境（住民移転） サイト建設にあたり、移転の影響を受ける住民は、川沿いに集中。川沿い以外では、エビ監視小屋が 点在。また、バイクで通行する人達用の休憩所として生計を立てているような民家が点在する程度。こ のエリアについては正確な人口統計が無いが、サイト調査による概算では、本プロジェクトによって生 じる住民移転は、30,000DWT ケースで 30 世帯（約 120 人）、10,000DWT ケースで 140 世帯（約 560 人） 程度となる。10,000DWT ケースで影響が大きくなるのは川沿いエリアの開発を伴うためである。 多くの 住民がエビ養殖や塩田関連の仕事に従事しているため、建設に先立ってサイトを整地する際には、住居 移転に伴う職業補償も必要となる。EIA の段階で詳細な検討が必要。 h) 社会環境（労働環境） サイト周辺は井戸を掘っても海水しか出ないため、飲料水の確保も困難な貧しい地域。建設中の大量 の作業員及び、現地住民雇用も含めた運開後の運転員の衣食住環境に関して、周囲のインフラを整備す る必要あり。特にけがや病気の際の病院の確保が重要。 要-11 (4) 実施スケジュール 図 2 にプロジェクト実施スケジュールを示す。 図 2 プロジェクト実施スケジュール 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 修正 PDP7 承認 サイトマスタープラン 事業化可能性調査（FS） 環境社会影響評価 ファイナンス組成 許認可取得 コンサルタント選定 インフラ建設・サイト工事 EPC 入札 Unit1 Unit2 建設・据付工事 海域工事（浚渫・堤防等） 出典：調査団作成 (5) 実施に関するフィージビリティ 本調査の結果、超臨界圧技術を採用した場合は、円借款支援対象から外れるため、BC の活用が望まし いが、超々臨界圧技術を採用した場合は、いずれのファイナンスケースにおいても実施に向けたフィー ジビリティがあることが分かった。また、石炭の価格が本調査での想定以上に上昇するケースにおいて は超臨界圧ではフィージビリティがでないことも確認した。今後行われる詳細 FS により、詳細レイア ウト、プロジェクトコスト精査、輸入炭適用炭種、石炭供給方法等に関して詳細設計を行い、環境社会 影響評価も実施しつつファイナンス条件を判断することが望ましい。 なお、現在 EVN はベトナム初の超々 臨界圧は自社で実施したい意向があり、円借款を活用したいとの意見もある。 運開開始予定については、現在修正中の PDP7 に於いて、当初計画されていた 2028 年から 2023 年に前 倒しされるベースで計画されていることを確認した。本タイミングについては、円借款及び BC いずれ のファイナンスケースで想定しても余裕のあるスケジュール感であり、またベトナム側にとっても、超 臨界圧石炭火力が運転を開始する 2018 年頃から 5 年程度の運用ノウハウも積み上げた後の案件となる ため、超々臨界を採用しやすい状況ではある。EVNGenco2 は修正 PDP7 が承認され次第、詳細 FS 及び環 境社会影響評価を実施したいと考えている。なお、今のところ修正 PDP7 の政府承認タイミングは 2015 年第 2 四半期以降と見られている。 EVNGenco2 の財務状況については、2012 年 6 月に発足したばかりの EVN の独立採算企業ということも あり、現在は厳しいが、経営の効率化及び ADB が行う Genco 支援のローンプログラムのおかげもあり、 要-12 2016∼17 年頃からは回復すると見られている。 また、外銀、邦銀含め、地場銀行なども引き続き EVN や PVN 等の国営大企業に対する貸出意欲は大き く、政府保証を含む公債のレベルも適切に保たれていることから、ファイナンス組成は可能であると考 えられる。 超臨界及び超々臨界を採用した場合の EVNGenco2 の運営能力については、既に亜臨界圧石炭火力の経 験を有しており、また自社が保有するファーライ石炭火力発電所においては、他発電事業者の新規石炭 火力建設に対しての O&M トレーニングを行うなど、ベトナム石炭火力の O&M 教育の中心的な役割も果た していることから、特に問題はないと考えられる。ただし、超臨界や超々臨界は亜臨界とは技術面・運 用面で異なるため、メーカ研修やその他ドナーなどからの O&M 支援があることが望ましい。 サイトロケーションについては、立地自治体であるバクリュウ省人民委員会の全面的なバックアップ 及び EVNGenco2 と人民委員会との良好な関係があり、特段の問題はない。マングローブの保護について は移設案をベースに交渉し、炭塵飛散防止やフライアッシュ飛散防止の効果も得られることから、基本 的には合意を得ている。 ただし、詳細 FS では詳細なレイアウト設計に基づいた用地買収コストの算定、住民移転数の確認等を 行い、評価を行う必要がある。 また、メコンデルタ地域でもあるため、土木工事、海域工事が通常以上に必要とされるため、経済性 評価も重要なポイントとなる。 送電線計画については、修正 PDP7 が承認された後、これに併せて改訂することになるが、担当する NPT によると、鉄塔建設は容易であるが、用地買収に時間を要することが多いので、早めに計画をすること が望ましいことを確認した。また、同ファイナンスについては、ADB が関心を示していることを確認し た。現在 ADB は NPT に対して 730 万米ドルを上限としたクレジットラインを供与しており、2020 年まで としている期限についても 2∼3 年程度延長することも検討しているため、同資金の活用も視野に詳細 FS では検討する必要がある。 (6) 我が国企業の技術面等での優位性 1) 技術面での優位性 エネルギー自給率の低い日本では、燃料供給を海外からの輸入に頼らざるを得ない状況から、エネル ギーの高効率利用に対する関心が高く、高効率火力発電に関する技術開発が行われてきた。また近年で は、世界的な地球温暖化に対する関心の高まりもあり、石炭火力発電から排出される CO2 や NOx、Sox、 ばいじん等環境負荷の低減に向け、超々臨界圧発電技術のほか、排煙脱硫装置や電気集塵器等、環境対 策技術の開発も継続されている。 こういった技術開発の結果、現在の日本の火力発電技術および製品は世界的に高い水準にあり、経済 的にも環境的にも優位性のある分野となっているため、日本の重電メーカの採用はベトナムにとって魅 力ある選択肢となり得る。また発電所建設技術においても、日本の重電メーカは建設工事におけるスケ ジュール管理面において優位性を持っており、特にベトナムのような電力需給が逼迫している状況下で は、長期間に亘る建設工事をスケジュールとおりに遂行できる能力は極めて重要となる。 要-13 加えて、石炭火力発電所の運用保守技術面においても、日本の電力会社は豊富な石炭火力発電所の技 術的知見や超臨界、超々臨界圧発電所の運用経験、また資源の有効利用を目的とした石炭灰有効活用技 術等を保有しており、重電メーカと併せた石炭火力発電運用に関する総合的な技術力は他国に対して優 位性を持つものと考えられる。 2) 経済面での優位性 国際競争力において我が国企業が優位性を発揮するためにはハード・インフラ単体での供給のみなら ず、優れた技術、ファイナンス、O&M 等を組み合わせたパッケージ型インフラ輸出を官民が連携して促 進することが重要である。開発途上国におけるインフラプロジェクトは、プロジェクトの資金が大きく なる傾向にあるが、我が国民間企業の活動と JBIC（BC、投資金融）、JICA（円借款）等の公的機関との 連携は、本邦民間企業の活動にて生じるコストを軽減する。 公的機関との連携という観点では、米国のオバマ大統領は 2013 年 6 月「Climate Action Plan：気 候行動計画」を公表し、海外の石炭火力発電所の新設に対する公的資金支援の終了を宣言した。更に、 他国や国際開発金融機関に対しても早急に類似の措置を取るように同意を求めており、欧米の公的機関 においては、石炭火力発電所への公的融資支援を制限する動きが広がった。 一方で、我が国の方針としては、今後とも石炭火力の導入が必要とされる場合には、その高効率化及 び低炭素化を図ることに貢献していくこととし、石炭火力発電所を含むインフラシステム輸出支援と戦 略的な経済協力を謳っている。実際にベトナムにおいても、米国輸出入銀行が融資を中止した新規石炭 火力案件に対し、後に JBIC が融資を実施したという事例もある。 また、海外取引へのファイナンス支援では、必要資金の出資や融資だけではなく、非常リスクを公的 機関が負うことにより、官民が協調・役割分担することも重要であり、NEXI の貿易保険はインフラシ ステム輸出を推進する上で重要な機能を果たしている。 要-14 (7) 事業実施地点図 図 3 バクリュウ石炭火力発電所位置図 中国 ハノイ ラオス ベトナム タイ カンボジア ホーチミン ホーチミン デュエンハイコール ターミナル予定地 バクリュウ発電所 0km 出典：調査団作成 要-15 50km 100km 第1章 相手国、セクター等の概要 (1) 相手国の経済・財政状況 1) ベトナムの一般情勢 ベトナムの正式名称はベトナム社会主義共和国（Socialist Republic of Viet Nam）であり、国名の ベトナムとは中国語における「越南（南方に建てた越の国）」に由来している。ベトナムは東南アジア のインドシナ半島東岸にある南北約 1,650km、東西約 600km の南北に長い国である。インドシナ半島の 太平洋岸に平行して南北に伸びるチュオンソン山脈の東側に国土の大半が属するため、東西の幅は最 も狭い部分でわずか 50km である。北を中国と、西をラオス、カンボジアと国境を接し、南東は南シナ 海に面している。 面積は約 33 万 km2 であり、日本の総面積から九州を除いた広さにほぼ等しい。地方行政区画は 5 つ の中央直轄市であるハノイ（Hanoi）、ホーチミン（Ho Chi Minh）、ダナン（Da Nang）、ハイフォン（Hai Phong）、カントー（Can Tho）と 58 の省に分けられる。 歴史の大部分は外部勢力による再三にわたる侵略と支配であり、ベトナムがようやく独立と国家統一 を手にしたのは、わずか 38 年前の 1976 年であった。1987 年以降は、市場経済化による経済発展を推進 し、また WTO や ASEAN、APEC に加盟するなど、国際市場とも積極的に関係強化を進めている。ベトナム の人口は約 9,170 万人（2013 年時点）で、ASEAN 加盟国の中ではインドネシア、フィリピンに次いで 3 番目に多い。 2) 経済概況 1986 年に「ドイモイ」 （刷新）政策を打ち出し、1990 年代以降は経済成長が加速、90 年代中頃には 9%台の高成長を達成した。しかし、1997 年に発生したアジア通貨危機の影響で外国投資が急減し、1999 年の経済成長率は 4.8%にまで低下した。これを受け、ベトナム政府は 2000 年以降、「社会経済開発 10 ヵ年戦略」をベースに、10 年間で GDP を倍増、工業セクターを GDP シェアの 40%以上とすることなどを 目標とした。経済成長優先の国家運営を行った結果、2000 年から 2007 年にかけ、実質 GDP 成長率が 7% 超の高成長を維持していたが、貿易赤字拡大とこれに伴う外貨準備高の減少や、通貨の下落と物価上昇 によって、2008 年以降は成長率は 5∼6%へと鈍化した。 表 1-1 至近の GDP 及びインフレ率の推移 単位 2008年 2009年 2010年 2011年 2012年 2013年 ％ 5.7 5.4 6.4 6.2 5.3 5.4 100万USD 91,094 97,180 106,427 123,679 155,820 171,222 一人当たりGDP USD 1,154 1,181 1,297 1,532 1,753 1,902 インフレ率 ％ 23.1 6.7 9.2 18.7 9.1 6.6 失業率 ％ 4.7 4.6 4.3 3.6 3.2 3.6 為替レート（期末値） VND／USD 16,977 17,941 18,932 20,828 20,828 21,036 対外債務残高 100万USD 26,488 33,085 49,343 57,841 44,900 49,100 ％ 32.4 41.6 42.2 41.5 41.1 40.4 実質GDP成長率 名目GDP総額 対外債務（対GDP比） 出典：IMF World Economic Outlook Database October 2014 及び JETRO 資料を基に調査団作成 1-1 2011 年にベトナム政府は、国家の高成長路線からインフレ抑制を重視する政策へ変更する決議案を発 表。また、同年以降、世界的なスマートフォン需要の増加によって輸出が急増し、国外からの直接投資 が回復したことで経済が安定、インフレ高騰も収束した。2012 年以降、政府は政策金利引き下げを実施 するなど、金融緩和の方向に転じた。海外直接投資で進出した外資系企業による輸出も大きく影響し、 外貨準備高も大幅に増加した。2013 年は物価上昇率が過去 10 年間で最低の水準となり、インフレ圧力 は低下している。 表 1-2 貿易額の推移 単位 2008年 2009年 2010年 2011年 2012年 2013年 輸出総額 100万USD 62,685 57,096 72,191 96,906 114,631 132,135 輸入総額 100万USD 80,714 69,949 84,801 106,750 114,347 132,125 貿易収支 100万USD -18,029 -12,853 -12,610 -9,844 284 9 外貨準備高 100万USD 23,890 16,447 12,467 13,539 25,573 25,894 出典：JETRO 3) 産業構造 ベトナムは 1980 年代までは伝統的に農業を基幹産業としてきたが、1986 年から実施されたドイモイ 政策による市場経済の導入以降、GDP 構成比では第 1 次産業（農林水産業）のシェアが低下し、第 2 次 産業（工業・建設業）及び第 3 次産業（サービス業）のシェアが拡大している。しかし、現在も農業部 門の就業人口が全体の 5 割と高い比率となっている。 表 1-3 至近の主要経済活動別の GDP 推移 2008年 2009年 2010年 2011年 2012年 2013年 20.4% 19.2% 18.9% 20.1% 19.7% 18.4% 9.1% 9.1% 10.0% 10.3% 11.9% 11.5% 18.6% 18.3% 18.0% 18.0% 17.4% 17.5% 電気、ガス、熱供給 3.0% 3.4% 3.3% 3.2% 3.2% 3.5% 水道、廃棄物・下水処理 0.5% 0.4% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 建設業 5.9% 6.1% 6.4% 5.9% 5.6% 5.3% 12.9% 13.3% 13.2% 13.1% 13.1% 13.4% 運輸・倉庫業 3.1% 3.1% 3.0% 3.0% 3.0% 3.0% 宿泊・飲食業 3.5% 3.7% 3.7% 3.8% 3.8% 3.9% 通信業 1.1% 1.1% 1.1% 0.9% 0.8% 0.8% 不動産業 6.4% 6.4% 6.2% 6.0% 5.6% 5.4% 15.5% 15.9% 15.7% 15.3% 15.5% 16.9% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 農林水産業 鉱業、採石業 製造業 卸売業、小売業、修理業 その他 合計 出典：JETRO 資料を基に調査団作成 1-2 4) 財政収支 社会インフラなどへの開発投資が必要なベトナム政府の財政収支は 1990 年代末以降、慢性的な赤字 となっている。財政支出拡大の要因として、急速な経済発展に伴うインフラ整備など、財政需要の増加 が指摘されている。 表 1-4 至近の財政収支 単位 2008年 2009年 2010年 2011年 2012年 2013年 歳入 10億VND 429,523 462,877 588,234 719,403 733,446 820,954 歳出 10億VND 437,416 571,807 647,711 748,897 954,229 1,021,243 財政収支 10億VND -7,893 -108,930 -59,477 -29,494 -220,783 -200,289 出典：IMF World Economic Outlook Database October 2014 5)海外直接投資 ベトナムへの直接投資は、外国投資法の制定（1988 年）、米国の経済制裁解除（1992 年）などを契機 として順調に増加し、途中、アジア通貨危機などの影響を受け減少したこともあったが、WTO への加盟 （2007 年）後の 2008 年には認可ベースで 717 億 US$、実行ベースで 115 億 US$と過去最大となった。し かし、リーマンショックの影響を受けて 2009 年以降はおおよそ同程度で推移し、2013 年の海外からの 対ベトナム直接投資額は認可ベースで 224 億 US$、実行ベースで 115 億 US$となった。 表 1-5 海外直接投資額 2008年 2009年 2010年 2011年 2012年 2013年 100万USD 71,727 23,108 19,887 15,619 16,348 22,352 投資実行額 100万USD 11,500 10,000 11,000 11,000 10,047 11,500 件数 1,171件 1,208件 1,237件 1,191件 1,287件 1,530件 認可額 出典：ベトナム統計局 6) インフラ政策 ベトナム投資環境においては、インフラ未整備が大きな課題となっており、進出外資企業をはじめ諸 外国からも速やかな開発が強く望まれている 。しかし、ベトナム政府の資金は限られており、今後、 民間企業によるインフラ案件への投資が不可欠である。2010 年 11 月、ベトナム政府は官民が連携して 行う投資に関する規定として、PPP 案件に関する適用条件について定めた Decree71（PPP 法）を発効し た。 外資企業もベトナムでのインフラビジネスのポテンシャルに大きな期待を寄せており、この PPP 法に よって、民間投資にはずみがつくかと思われた。しかし、同法によれば、「外資の投資者（民間）が公 開入札で選定される」など、民間事業主に対する制約が多く、課題とみなされている。 1-3 PPP 法 が 発 効 さ れ る 以 前 か ら 、 民 間 企 業 が イ ン フ ラ ビ ジ ネ ス を 行 う ス キ ー ム と し て 、 BOT (build-operate-transfer)、BT(build-transfer) など様々な形態が導入されているが、インフラ事業 のみによって民間企業にメリットが出る案件は僅かである。理由としては、①公共料金が近隣国に比べ て安いこと、②許認可・諸手続き・法解釈の不透明さが挙げられる。また、外資企業のファイナンスの 問題として、政府保証がつかない案件はリスクが高く、外資企業の参加は難しいのが現実である。 特に現在のベトナムにとって重要なインフラ事業は電源開発である。2009 年より夏場の計画停電が 頻発し、製造業へも多大な影響が出ている。このまま、電力の安定供給ができない状況が続けば、これ まで堅調であった外国投資を停滞させることにもなりかねない。電源開発の更なる推進のため、ベトナ ムの発電事業には、EVN（ベトナム電力公社）に加え、国内企業（IPP）や外資企業（BOT）の参加が認 められている。 主要電源は、水力から石炭へ移り、地方部では小水力への投資が中心となる見通しである。一部、再 生可能エネルギー（特に風力発電）への投資も見られるが、政府から拠出される補助金レベルが低く、 採算をとるのはまだ難しい 。 2011 年の共産党全国大会では、「2010−2020 社会経済発展戦略」が採択され、今後、毎年の成長率 が 7∼8%、2020 年には一人当たり年所得が 3,000US$という目標が設定されている。本目標を達成するた めには、年間 100 億 US$を超える貿易赤字の解消が不可欠であり、引き続き、投資環境を良好にするた めの努力が求められる。その一つとして、電力、港湾、道路、鉄道、上下水道などのインフラ整備は大 変重要であり、ベトナム政府にとっては、インフラビジネスに関わる外国投資家に対して、魅力のある ビジネス環境を提供していくことが急務となっている。 図 1-1 各インフラ分野の投資額推移 出所: Business Monitor International Vietnam Infrastructure Report 1-4 (2) プロジェクトの対象セクターの概要 1) 電力セクターの構成 図 1-1 に電力関係の主要な関係機関の関連図を示す。 図 1-2 電力セクター関連図 ベトナム首相府 投資計画省 （MPI） 商工省 （MOIT） シンクタンク 財務省 (MOF) 天然資源環境省 （MONRE） エネルギー 総局（GDE） 規制機関 エネルギー 研究所 （IE） 管轄 ベトナム 電力規制局 （ERAV） 市場規制 EVN PVN VINACOMIN その他 IPP 事業者 需要家 （電気事業者） 出典：調査団作成 a) 商工省（MOIT: Ministry of Industry and Trade） 商工省（MOIT）は、2007 年 7 月に電力・エネルギー分野の規制・監督をしていた工業省と商業省が統 合したもので、そのため、前身の工業省から業務を引き継ぎ、各産業に加え、電力･エネルギー分野を 管轄している。主要な業務は以下のとおりである。 ① 管轄下の産業に関する｢法令･規制｣、｢国家開発戦略計画｣、｢マスタープラン｣の策定 ② ｢法令･規制｣、｢戦略計画｣、｢マスタープラン｣の実施･監督 ③ 電源開発計画や電力料金など、管轄下の産業に関する許認可 なお、電力分野に関する主な業務は以下の通りである。 1-5 ① 電力設備の運転・保守、給電に関する規制 ② 電力料金の認可 ③ 投資を促進するためのプロジェクト（マスタープランに従ったプロジェクト）の公表 ④ 省や直轄都市が作成する「電力マスタープラン」の承認 b) 電力規制庁 (ERAV: Electricity Regulatory Authority of Vietnam) 電力規制庁は、電力セクターにおけるマネジメントについて商工省（MOIT）を補佐するため、2005 年 11 月に設立されたものであり、電力市場の規制及び電力料金の規制などを実施している。 c) エネルギー研究所（IE: Institute of Energy） エネルギー研究所の管轄は、1995 年にエネルギー省から現在のベトナム電力公社（EVN:Vietnam Electricity）に代わり、2007 年から商工省の管轄となっている。従来と同様にエネルギー政策の立案 や全国・地域レベルの電源開発計画の策定を行う他、電力設備・機器などに関する調査・研究を担当し ている。第 7 次国家電力開発計画（PDP7:Power Development Plan 7）の策定支援も行っている。 d) 天然資源環境省 (MONRE: Ministry of Natural Resources and Environment) 資源環境省は、2002 年に環境公害問題への対処を強化すること及び多岐にわたる環境行政の一元化を 目的に環境に関する政府組織を再編することにより発足した組織であり、環境に関する業務、環境規制 の策定に加えて、鉱物資源の探査・開発に対する許可、天然資源分野の監督・検査、天然資源におる科 学技術開発の責任も有している。 e) 財務省 (MOF: Ministry of Finance) 財務省は、国家財政や国家予算の管理に加え、輸出信用に関する政府保証の調整、開発援助基金（DAF: Development Assistance Fund）を通じた資格者への公的融資などを実施している。 f) 投資計画省 (MPI: Ministry of planning and Investment) 投資計画省は、｢国家開発計画｣や投資分野における管理責任を負っており、具体的には以下の業務を 実施している。 ① 「国家戦略｣や｢社会･経済開発計画｣（長期計画、5 ヵ年計画、年間計画等）を策定 ② 戦略や計画に基づく、施策の実施や関係組織の指導監督 ③ 「社会･経済開発計画」の実施状況の報告（政府に対する報告） ④ 「地方人民政府の窓口｣として、各省を調整 ⑤ 開発計画に従い、省庁や地方への投資資金を配分 ⑥ 国内外の投資に関する募集計画の策定と提示 ⑦ 国内外の投資に関する投資効果を財務省など他機関と調整 ⑧ 政府や首相の決定権限に基づき、国内外のプロジェクトに許認可を付与 ⑨ ODA に関する調整、管理を行い、必要に応じて首相の承認を得る。 1-6 g) ベトナム国家銀行（SBV: State Bank of Vietnam） ベトナム国家銀行は外貨割り当て制度を管理するとともに、外国為替にかかる兌換保証などを実施し ている。なお、国家援助に関する金融担当機関である。 h) 地方人民委員会（PPCs: Provincial Peoples Committees） 中央政府により委譲された全ての政府の権限を含め、統合的に地方政府を管理する。 2) 電気事業者 ベトナムでは政府の電力政策によって、電力セクターを統合し、発電･送電･配電を一貫して運用する 国営企業として EVN が設立されている。但し、発電事業者は EVN とは別に IPP/BOT 事業者が存在し、2013 年末時点で、総発電設備容量 3,059 万 kW に占める EVN グループの割合は約 60％である。 IPP/BOT 事業者には 100％外国資本、外国資本と国内資本の組み合わせ、100％国内資本の形式がある。 100％国内資本で発電事業に参入している代表的な IPP 事業者として、ベトナム石炭・鉱物鉱業公社 （VINACOMIN）とベトナム石油ガス公社（PVN）が挙げられる。 図 1-3 事業者別の電力容量 出典：EVN Annual Report 2012-2013 1-7 a) ベトナム石炭・鉱物鉱業公社（VINACOMIN: Vietnam National Coal - Mineral Industries Holding Corporation Limited） 100%政府が保有する石炭および鉱物の開発会社であり、国内で 54 の炭鉱を運用し、国内石炭生産量 の 95%超を占める。前身は「Vietnam Coal 会社」であり、2005 年に「Vietnam Mineral 会社」を買収 することで現在の形になった。93 もの会社でグループが構成されており、従業員数は 13 万 4,000 人 に上る。子会社の一つに、IPP プロジェクトを実施する「VINACOMIN Power」が存在する。 b) ベトナム石油ガス公社（PVN：Petro Vietnam） 100%政府が保有する国内最大のエネルギー企業。正式名は「Holding Company- Petro Vietnam Oil and Gas Group」であるが国際的には「Petro Vietnam（PVN）」で知られる。 ハノイに本店を構え、油田探索や石油精製、石油製品の輸出入のほか、不動産や発電プロジェクトへ の投資など、その業務範囲は多岐にわたる。 表 1-6 に 2013 年時点の発電設備一覧を示す。 表 1-6 発電設備一覧（2013 末時点） No Power Plant A Total installed capacity I Number of Units Installed Owner Capacity (MW) 30,597 Under EVN's direct 6,502 management Hydropower 6,502 1 Hoa Binh 8x240 1,920 EVN 2 Son La 6x400 2,400 EVN 3 Tuyen Quang 3x114 342 EVN 4 Ialy 4x180 720 EVN 5 Se San 3 2x130 260 EVN 6 Pleikrong 2x50 100 EVN 7 Se San 4 3x120 360 EVN 8 Tri An 4x100 400 EVN II EVN Genco1 4,505 a Hydropower 1,965 1 Ban Ve 2x160 320 EVN GENCO1 2 Song Tranh 2 2x95 190 EVN GENCO1 3 Dai Ninh 2x150 300 EVN GENCO1 4 Dong Nai 3 2x90 180 EVN GENCO1 5 Dong Nai 4 2x170 340 EVN GENCO1 6 Da Nhim 4x40 160 Joint Stocks Co. with 1-8 EVNGENCO1's shares Joint Stocks Co. with 7 Ham Thuan 2x150 300 EVNGENCO1's shares Joint Stocks Co. with 8 Da Mi 2x87.5 175 EVNGENCO1's shares b Coal-fired power 2,540 1 Uong Bi 2x55 110 EVN GENCO1 2 Uong Bi (extension) 300 300 EVN GENCO1 3 Uong Bi (extension 2) 330 330 EVN GENCO1 4 Quang Ninh 1 2x300 600 Joint Stocks Co. with EVNGENCO1's shares Joint Stocks Co. with 5 Quang Ninh 2 2x300 600 EVNGENCO1's shares 6 Nghi Son 1 2x300 600 EVN GENCO1 III EVN Genco2 a Hydropower 1 Quang Tri 2x32 64 EVN GENCO2 2 Song Ba Ha 2x110 220 EVN GENCO2 3 An Khe-Kanak 2x80+2x6.5 173 EVN GENCO2 4 A Vuong 2x105 210 3,549 817 Joint Stocks Co. with EVNGENCO2's shares Joint Stocks Co. with 5 Thac Mo 2x75 150 EVNGENCO2's shares b Coal-fired power 1 Pha Lai 1 1,940 Joint Stocks Co. with 4x110 440 EVNGENCO2's shares Joint Stocks Co. with 2 Pha Lai 2 2x300 600 EVNGENCO2's shares Joint Stocks Co. with 3 Hai Phong 1 2x300 600 EVNGENCO2's shares Joint Stocks Co. with 4 Hai Phong 2 1x300 300 EVNGENCO2's shares c FO-fired Thermal Power 528 1 Thu Duc 2x66+1x33 165 EVN GENCO2 2 Can Tho 1x33 33 EVN GENCO2 3 O Mon 1.1 1x330 330 EVN GENCO2 d DO-fired Gas turbine 1 Thu Duc 264 23.5+15+2x37.5 1-9 114 EVN GENCO2 2 Can Tho 4x37.5 150 EVN GENCO2 IV EVN Genco3 4,013 a Hydropower 1,062 1 Ban Chat 2x110 220 EVN GENCO3 2 Buon Kuop 2x140 280 EVN GENCO3 3 Buon Tua Srah 2x43 86 EVN GENCO3 4 Srepok 3 2x110 220 EVN GENCO3 5 Thac Ba 3x40 120 Joint Stocks Co. with EVNGENCO3's shares Joint Stocks Co. with 6 Vinh Son 2x33 66 EVNGENCO3's shares Joint Stocks Co. with 7 Song Hinh 2x35 70 EVNGENCO3's shares b Coal-fired power 1 Ninh Binh 100 Joint Stocks Co. with 4x25 100 EVNGENCO3's shares c Gas turbine 1 Phu My 2.1 2,851 2x144+164 896 EVN GENCO3 +2x138+168 2 Phu My 1 3x239+391 1,108 EVN GENCO3 3 Phu My 4 2x145+168 458 EVN GENCO3 4 Ba Ria 2x23.4+6x37.5+58+59 389 Joint Stocks Co. with EVNGENCO3's shares B OTHER INVESTOR 12,028 I Hydropower (≥ 30 MW) 2,990 1 Cua Dat 2 2x48.5 97 Domestic investor Nam Chien 2 2x16 32 Domestic investor 3 Thai An 2x41 82 Domestic investor 4 Su Pan 3x11.5 35 Domestic investor 5 Huong Son 2x16.5 33 Domestic investor 6 A Luoi 2x85 170 Domestic investor 7 Bac Ha 2x45 90 Domestic investor 8 Nho Que 3 2x55 110 Domestic investor 9 Ba Thuoc 40+80 80 Domestic investor 10 Muong Hum 32 32 Domestic investor 11 Chiem Hoa 3x16 48 Domestic investor 12 Ta Co (Nam Cong 2) 30 30 Domestic investor 13 Nam Phang 2x18 36 Domestic investor 14 Nam Chien 1 2x100 200 Domestic investor 1-10 15 Khe Bo 2x50 100 Domestic investor 16 Hua Na 2x90 180 Petro VN 17 Ta Thang 2x30 60 Domestic investor 18 Van Chan 3x19 57 Domestic investor 19 Sesan 3A 2x54 108 Domestic investor 20 Song Con 2 3x20+3 63 Domestic investor 21 Srepok 4 2x40 80 Domestic investor 22 Krong H'nang 2x32 64 Domestic investor 23 Huong Dien 3x27 81 Domestic investor 24 Bac Binh 2x16.5 33 Domestic investor 25 Binh Dien 2x22 44 Domestic investor 26 Za Hung 2x15 30 Domestic investor 27 Dak Psi 4 3x10 30 Domestic investor 28 Se San 4A 3x21 63 Domestic investor 29 Dak R'tih 2x41+2x31 144 Domestic investor 30 Dak Mi 4 2x74+2x21 190 Domestic investor 31 Song Bung 5 2x28.5 57 Domestic investor 32 Song Bung 4A 2x24.5 49 Domestic investor 33 Srepok 4A 1x32 32 Domestic investor 34 Can Don 2x38.8 78 Domestic investor 35 Srokphumieng 2x25.5 51 Domestic investor 36 Da Dang 2x17 34 Domestic investor 37 Dam Bri 1x37.5 37.5 Domestic investor 38 Xekaman 3 (Laos) 2x125 250 Domestic investor II 1 Small Hydropower 1,589 (<30MW) Small Hydropower in the North 820 Domestic investor 657 Domestic investor 112 Domestic investor Small Hydropower in the 2 Central 3 Small Hydropower in the South III Coal-fired power 1 Na Duong 2x55 110 VN Coal & Mineral Co. 2 Cao Ngan 2x57.5 115 VN Coal & Mineral Co. 3 Son Dong 2x110 220 VN Coal & Mineral Co. 4 Cam Pha I 1x330 330 VN Coal & Mineral Co. 5 Cam Pha II 1x330 330 VN Coal & Mineral Co. 6 Mao Khe 2x220 440 VN Coal & Mineral Co. 7 Vung Ang 1 1x623 623 Petro VN 8 Formosa 2x155 310 Foreign investor 2,478 1-11 IV Oil fired Power 522 1 Amata 2x6.5 13 Foreign investor 2 Hiep Phuoc 3x125 375 Foreign investor 3 Dung Quat Oil Filter 104 104 Domestic investor 4 Bauxite Aluminum Manufactory 30 30 Domestic investor Gas-turbine, Gas V Thermal 4,316 Power 1 Phu My 3 733 Foreign investor 2 Phu My 2.2 733 Foreign investor 3 Ca Mau 1 771 Petro VN 4 Ca Mau 2 771 Petro VN 5 Nhon Trach 1 465 Petro VN 6 Nhon Trach 2 750 Petro VN 7 Vedan 72 Foreign investor 8 Dam Phu My 21 Foreign investor VI Wind power and others 1 Tuy Phong 2 133 20x1.5 30 Domestic investor Phu Qui 3x2 6 Domestic investor 3 Bac Lieu 10x1.6 16 Domestic investor 4 Gia Lai Sugar 12 12 Domestic investor 5 Ayun Pa Sugar 19.5 20 Domestic investor 6 Ninh Hoa Bagasses 8.3 8 Domestic investor 7 Cam Ranh Bagasses 11.2 11 Domestic investor 8 Soc Trang Sugar 6 6 Domestic investor 9 Bourbon 2x12 24 Foreign investor 出典：EVN Annual Report 2012-2013 1-12 3) ベトナムの電力事情 a) 電力需要 ベトナムのように急速に発展している段階では、電力需要は経済成長率以上に高い伸びを示すのが一 般的であり、電力消費は毎年 10％以上と非常に高い伸びを見せている。電力消費の約 50％を占める工 業・建設分野は、今後沿岸沿いを中心に予定されている高炉製鉄所やインフラ整備に不可欠なセメント 工業などを中心に消費は伸びていくと見られる。また、民生分野は全体の消費の約 40％を占めるが、エ アコンなどの家電製品が地方でも普及した場合、消費は大きく伸びると考えられる。こうした高い電力 需要増加率に見合うよう急ピッチな電源開発が求められる。 図 1-4 発電電力量の推移 出典：JETRO b) 電源構成 電力需要は図 1-5 に 2013 年時点のベトナムの電源設備の構成費比率を示す。水力発電設備が発電設 備容量の約半分を占めるなど、水力に多く依存している状況である。 1-13 図 1-5 発電設備容量（2013 年末） 出典：EVN Annual Report 2012-2013 ベトナムの高い電力需要増加率に見合うため、PDP7 では、発電設備容量を 2013 年の 3,059 万 kW から 2030 年には５倍近い１億 4,680 万 kW に増やす計画である。年率約 10％の急ピッチでふやすとともに、 電源構成も図のように、水力中心から石炭が過半を占めるような発電ミックスを目指している。また、 2030 年までには新たな電源として原子力が加わることになる。 図 1-6 電力需要及び発電容量の予想 出典：PDP7 1-14 c) 送配電損失 EVN では基幹系統をはじめとする送配電電圧の昇圧や系統整備、設備基準の整備、設備更新などによ り損失は年々低減し、最近は 9%を下回る損失となっている。 図 1-7 送配電損失の推移 出典：EVN Annual Report 2012-2013 ベトナムは南北に約 2,300 ㎞と細長い地形であり、500kV の送電線２系統で 20 カ所以上の変電所を介 して送受電を行い北部・中部・南部で電力を融通し合っているが、改善しているとはいえ約 9%の送電ロ スがあるため、各エリアごとに需給バランスをとり、供給を行うことが望ましい。 1-15 d) 電化率 ベトナムの地方電化は 1990 年代に急速に推し進められ、1996 年 50.6％であった世帯電化率は 2009 年には 95.0％にまで向上した。主な要因として EVN の設立で電化が推進されたこと、World Bank など 世界各国からの電化支援を受けたこと挙げられる。また、ベトナムでは離島が少ないこと、人口が都市 部に集中していることなど地形的な特色も有利に働いたと考えられる。 図 1-8 電化率の推移 出典：EVN Annual Report 2012-2013 1-16 (3) 対象地域の状況 1) 地理と行政区分 バクリュウ（Bac Lieu）省は、ホーチミン市から南西へ約 280 キロ、メコンデルタ地区に位置して おり、北にカントー市とソクチャン省、南に東海、西をキエンザン省とカマウ省と隣接している。年 間平均気温は 26℃で気候も非常に安定しており、植林や農業に適した広大な土地を有している。バク リュウ省の行政区分は、１市 6 県（州都のバクリュウ市、ホアビン県、ドンハイ県、ザーライ県、ホ ンザン県、フォックロン県、ヴィンロイ県）からなっており、総面積は約 246,900 ヘクタールである。 図 1-9 バクリュウ省地図 出典：調査団作成 1-17 2) 土地利用 バクリュウ省の総面積約 246,900 ヘクタールの内、農地利用が約 102,900 ヘクタール（41.6%）、森林 用地が約 4,700 ヘクタール（1.9%）、住宅用地が約 4,300 ヘクタール（1.7%）、その他の特殊利用地が約 11,000ha（4.5%）である。土地の大部分が農地利用に適しており、年間約 98,295 ヘクタールの土地が 水田や工芸作物栽培の為に開拓されている。 3) 人口 バクリュウ省はクメール族や華僑など、20 の少数民族に分かれている。総人口は 2013 年時点で 876.8 千人であり、人口密度は 355 人/k ㎡である。2005 年から 2013 年までの人口増加率は平均で約 1.0%であ り、ベトナム全体の人口増加率とほぼ同等である。 表 1-7 バクリュウ省の人口推移 年 1995 2000 2005 2009 2010 2011 2012 2013 人口 709,500 749,700 812,800 856,800 863,300 873,300 873,400 876,800 出典：ベトナム統計総局 4) 産業 2012 年の統計を見ると、バクリュウ省の産業の中心は農業であり、GDP の約 51.39％を占めている。次 いで製造業が 24.58％、サービス業が 24.03％となっている。豊富な水資源を有するバクリュウ省では 水産物加工業が主要産業となっており、生産量は年間約 40,000 トンである。 5) 資源 バクリュウ省は、メコンデルタ地区で最大の塩の生産地である。4,000 ヘクタールもある塩沼からは、 年間約 120,000 トンもの塩が産出されている。56 キロにも及ぶ海岸線と 40,000 k ㎡もの広大な漁地が あり、エビやイカ、牡蠣など、年間約 240,000 トンの海産物を水揚げしている。 1-18 第2章 調査方法 (1) 調査内容 本調査においては、ベトナム国当該地域における石炭火力発電所建設を目的として、海外炭の利用に 向けた石炭受入設備や送電線接続計画等、発電所運営上必要となるインフラ設備計画の調査と妥当性検 討を行うとともに、建設予定地の地盤や環境、周辺住民の状況等、発電所の建設／運営上考慮すべき建 設予定地の状況調査と必要な対策検討を行う。そして、これらの調査検討結果を基に、超々臨界圧プラ ントの導入を視野に発電設備の概念設計と我が国企業の技術面での優位性及びプロジェクトスケジュ ールを検討し、発電所建設及び運営に係る財務的・経済的評価を実施した上で、その実施可能性につい て評価を行うもの。 なお本件では、プロジェクトのファイナンス組成を検討する上で、株式会社国際協力銀行（ＪＢＩＣ） のバイヤーズクレジットの活用等を視野に、環境社会面への配慮・対策等、本プロジェクトへの実施に あたって必要と考えられる項目について整理・検討を実施する。 1) 技術的項目の調査・検討 カウンターパート発行の関連文書や関係機関への聞き取り等現地調査により情報収集を行い、当社所 有の超臨界／超々臨界圧プラントの実績をベースに、技術的妥当性等の調査・検討を実施。 ・石炭火力発電所開発に向けた当該建設予定地の状況調査（土壌・環境・気象等） ・海外炭利用による燃料調達計画の妥当性調査 ・海外炭利用による石炭受入設備計画（港湾等）調査 ・その他の必要インフラ設備計画（水、灰処理、冷却水、送電線等）調査 ・超臨界／超々臨界圧発電設備の概念設計及び建設スケジュール調査・検討 等 2) 環境社会的側面の調査・検討 カウンターパート発行の関連文書や関係機関への聞き取り等現地調査により情報収集を行い、プロジ ェクトを進める上での課題抽出及び解決策の検討を実施。 ・ベトナムの環境社会配慮に関連する法規・基準等調査 ・当該発電所運営による環境改善効果及び環境社会面への影響調査 ・案件実施を検討する上で必要となる環境社会配慮の課題及び解決策調査 等 3) 財務的・経済的実行可能性の調査・検討 技術的及び環境社会的側面の検討結果を基に、当該プロジェクトに係る財務・経済性分析等を実施。 ・発電所建設・運営に係る事業費算定及び財務モデルの検討 ・予備的な財務・経済分析 等 4) 案件実現に向けたアクションプランと課題の取りまとめ 上記検討結果を基に、本調査結果及び次期本格案件形成調査に向けた提言項目等について整理。 ・超々臨界圧石炭火力技術導入の実現可能性 ・案件実現に向けた今後のアクションプラン 2-1 (2) 調査方法・体制 1) 調査方法 本調査は平成 26 年 10 月 9 日から平成 27 年 2 月末にかけて実施され、現地作業は計３ 回実施し関係 機関との協議、既存資料収集、発電所開発にかかる法制度や体制の確認、および建設予定地の調査など を行った。国内作業では収集資料の整理・分析、発電施設の概略設計、概略事業費算出を行い、事業実 施計画を策定した。また、これらの結果をもとに報告書の執筆を行った。 2) 調査体制 本調査の実施体制を下図に示す。 図 2-1 調査団の実施体制 【◎プロマネ】：三原 道生 国際事業本部 海外事業担当 副部長 兼 技術グループ長 （本調査研究における役割） ・プロジェクト総括 【◎技術担当】：安立 芳郎 国際事業本部 海外事業技術グループ ・技術総括（機械） ・石炭火力発電所技術・計画全般調査／現地調査 及びまとめ 【◎経済・財務分析担当】：丸田 康弘 国際事業本部 海外事業開発グループ ・事業費の積算、財務分析 ・現地調査／現状分析／まとめ 【◎環境・社会分析担当】：山根 徳英 地域共生本部 環境計画グループ 副長 ・環境影響評価 ・社会配慮分析 【技術・経済分析副】：飯田 猛 国際事業本部 海外事業開発グループ 副長 ・サブリーダー（技術・財務補佐） ・石炭火力発電所技術・計画／現地調査／まとめ 【技術担当（化学）】：永沼 孝之 国際事業本部 海外事業技術グループ ・水質・環境設備関係 ・情報収集・分析 【土木担当】 ：石丸 英伸 技術本部 火力・技術グループ ・土木関係情報収集／分析 課長 【土木担当】 ：ゴック ハー トゥアン （Ｎｇｏｃ Ｈａ Ｔｕａｎ） 技術本部 火力・技術グループ ・土木関係情報収集／分析 出典：調査団作成 2-2 課長 (3) 調査スケジュール 1) 全体スケジュール 調査全体スケジュールは以下の通り。 図 2-2 調査スケジュール 平成２６年 ９月 １０月 平成２７年 １１月 １２月 １月 ２月 （国内作業） ①カウンターパート作成の関連文書等 による情報収集他 ②必要インフラ及び発電設備等の計画 及び財務モデルの構築・検討他 ドラフト報告 ③追加検討/結果取り纏め等 ④レポート修正等の国内整理作業及び 最終報告 報告 （現地調査） ①関連機関への聞き取り等現地調査 （第１回調査） ②検討結果を踏まえた追加情報調査他 （第２回調査） ③現地カウンターパートへの調査検討 結果説明 出典：調査団作成 2-3 2) 現地調査実績 a) 第 1 回現地調査（平成 26 年 10 月 20 日∼31 日） 現地関係機関への調査概要及びスケジュール説明を実施するとともに、サイト予定地調査を行った。 表 2-1 第 1 回現地調査スケジュール 日数 月日 調査団行動 1 10 月 20 日 ・移動（三原、安立、丸田、山根、飯田、石丸、ハー）福岡→ホーチミン 2 10 月 21 日 ・PECC2 との打合せ ・移動（三原、飯田）ホーチミン→ハノイ 3 10 月 22 日 ・関係機関（MOIT、IE、JETRO）訪問 ・PECC2 との打合せ 4 10 月 23 日 ・関係機関（NPT、VInacomin、JICA）訪問 ・PECC2 との打合せ ・関係機関（TEDI、EVN、JBIC、日本大使館等）訪問 5 10 月 24 日 ・移動（三原、飯田）ハノイ→ホーチミン ・PECC2 との打合せ 6 10 月 25 日 ・資料整備 7 10 月 26 日 ・資料整備 8 10 月 27 日 ・移動（三原、飯田、安立、丸田、ハー、石丸、山根）ホーチミン→カントー ・関係機関（GENCO2）訪問 ・移動（三原、丸田、山根、石丸、ハー）カントー→バクリュウ 9 10 月 28 日 ・サイト調査、関係機関（バクリュウ人民委員会）訪問 ・移動（三原、丸田、山根、石丸、ハー）バクリュウ→カマウ ・移動（三原、丸田、山根、石丸、ハー）カマウ→ホーチミン 10 10 月 29 日 11 10 月 30 日 ・PECC2 との打合せ 12 10 月 31 日 ・移動（三原、安立、丸田、山根、飯田、石丸、ハー）ホーチミン→福岡 ・PECC2 との打合せ 出典：調査団作成 2-4 b) 第 2 回現地調査（平成 26 年 12 月 3 日∼13 日） 現地関係機関への状況報告及び情報収集を行うとともに、サイト予定地の調査を再度行い、マングロ ーブ保護に関する移設案の確認を行った。 表 2-2 第 2 回現地調査スケジュール 日数 月日 1 12 月 3 日 2 12 月 4 日 調査団行動 ・移動（丸田、飯田）福岡→ハノイ ・関係機関（JBIC、JETRO、住友商事）訪問 ・移動（安立、山根）福岡→ホーチミン ・関係機関（IE、GENCO2）訪問 ・移動（丸田、飯田）ハノイ→ホーチミン 3 12 月 5 日 ・移動（安立、山根）ホーチミン→カントー ・関係機関（GENCO2）訪問 ・移動（安立、山根）カントー→ホーチミン 4 12 月 6 日 5 12 月 7 日 6 12 月 8 日 ・資料整備 ・資料整備 ・移動（石丸、ハー）福岡→ホーチミン ・PECC2 との打合せ ・移動（三原、安立、丸田、山根、飯田、石丸、ハー）ホーチミン→カントー ・移動（三原、安立、丸田、山根、飯田、石丸、ハー）カントー→バクリュウ 7 12 月 9 日 ・サイト調査 ・移動（飯田）バクリュウ→カントー ・移動（飯田）カントー→ハノイ ・関係機関（ADB）訪問 8 12 月 10 日 ・移動（飯田）ハノイ→ホーチミン ・サイト調査 ・移動（三原、安立、丸田、山根、石丸、ハー）バクリュウ→カントー ・移動（三原、安立、丸田、山根、石丸、ハー）カントー→ホーチミン 9 12 月 11 日 10 12 月 12 日 ・PECC2 との打合せ 11 12 月 13 日 ・移動（三原、安立、丸田、山根、飯田、石丸、ハー）ホーチミン→福岡 ・PECC2 との打合せ 出典：調査団作成 2-5 c) 第 3 回現地調査（平成 27 年 2 月 8 日∼14 日） 現地関係機関へ本調査結果について報告を行った。 表 2-3 第 3 回現地調査スケジュール 日数 月日 調査団行動 1 2月8日 ・移動（三原、安立、飯田、ハー）福岡→ハノイ 2 2月9日 ・関係機関（IE、GDE、EVN、日本大使館）訪問 3 2 月 10 日 ・移動（三原、安立、飯田、ハー）ハノイ→ホーチミン ・移動（三原、安立、飯田、ハー）ホーチミン→カマウ 4 2 月 11 日 ・関係機関（バクリュウ人民委員会）訪問 ・移動（三原、安立、飯田、ハー）バクリュウ→カントー 5 2 月 12 日 6 2 月 13 日 7 2 月 14 日 ・関係機関（GENCO2）訪問 ・移動（三原、安立、飯田、ハー）カントー→ホーチミン ・PECC2 との打合せ ・移動（三原、安立、飯田、ハー）ホーチミン→福岡 ・移動（三原、安立、飯田、ハー）ホーチミン→福岡 出典：調査団作成 2-6 第3章 プロジェクトの内容及び技術的側面の検討 (1)プロジェクトの背景・必要性等 1)プロジェクトの背景 ベトナムの経済成長率は IMF の 2014 年 10 月時点の統計によると 5.5%と、過去 10 年の平均値 6.4% と比較すると鈍化していきているものの、電力需要については引き続き 10%以上の高い伸びが続いて おり、今後もその傾向は続くと見られている。この需要を満たすため、2011 年 7 月 21 日にベトナム 商工省（MOIT）が公布した第 7 次国家電力開発計画 No.1208/QD-TTg（以下、PDP7）に基づいて電源開 発を行ってきた。 本計画によると 2015 年までに 40,000MW、2020 年までに 75,000MW、2030 年までに 138,000MW の発電 容量まで開発される予定となっている。ちなみに 2013 年末時点の発電容量は 30,593MW である。 また設備構成率でみると、2013 年末時点では水力が 48.78%、石炭火力が 23.07%、ガス火力が 24.29%、 石油火力が 3.43%となっており、依然として水力資源に偏った開発を行っていることが分かる。 そのため、PDP7 では今後石炭火力の比率を上げるべく、2015 年までに 15,000MW（構成率 35%）、 2020 年までに 36,000MW（構成率 48%）、2030 年までに 72,000MW（構成率 52%）を目標としてお り、2020 年に南部ニントゥアン省においてベトナム初の原子力発電所の運転開始を計画している。 一方、バクリュウ石炭火力案件については PDP7 の中では 2028 年運転開始で掲載され、将来の超 臨界圧石炭火力プロジェクトとして MOIT 内で初歩的なスタディがなされているのみであり、PDP7 公布当時では投資家も選定されていない状況であった。 2)PDP7 での需要予測と建設計画 最近の電力需要の伸びを図 3-1 に示す。 図 3-1 電力需要の伸び率（2007∼2013 年） 出典：EVN Annual Report 2012-2013 3-1 2007 年から 2013 年までの平均伸び率は 12.27％であるが、PDP7 では 2010 年以前の伸び率を参考に して 14%の伸び率の需要予測を基に建設計画が作成された。 （図 3-2 及び 3-3 参照） 表 3-1 PDP7 で公表された建設計画（2011∼2020 年） Install Capacity No. Plant name (MW) Projects operated in 2011 4187 Investor 1 Son La # 2,3,4 Hydro power Plant (HPP) 1200 EVN 2 Nam Chien #1 HPP 100 Song Da Corp. 3 Na Le (Bac Ha) #1,2 HPP 90 LICOGI 4 Ngoi Phat HPP 72 IPP Central HydroPower joint stock 5 A Luoi #1,2 HPP 170 company 6 Song Tranh 2 #2 HPP 95 EVN 7 An Khe- Kanak HPP 173 EVN Se San 4A HYDRO POWER JOINT 8 Se San 4A HPP 63 STOCK COMPANY 9 Dak My 4 HPP 190 IDICO VIET LAO POWER JOINT STOCK 10 Se Kaman 3 (Laos) HPP 250 COMPANY CONSTRUCTION CORPORATION 11 Dak Rtih HPP 144 NO.1 12 Dong Nai 3 # 2 HPP 90 EVN 13 Dong Nai 4 # 1 HPP 170 EVN 14 Uong Bi MR#2 Thermal Power Plant (TPP) 300 EVN 15 Cam Pha II TPP 300 TKV 16 Nhon Trach 2 combined gas turbine 750 PVN Wind Power + Renewable Energy 30 To be operated in 2012 2805 1 Son La #5, 5 HPP 800 EVN 2 Dong Nai 4#2 HPP 170 EVN 3 Nam Chien #2 HPP 100 Song Da Corp. 4 Ban Chat #1,2 HPP 220 EVN HUA NA HYDROPOWER JOINT 5 Hua Na 1,2 HPP 180 STOCK COMPANY BITEXCO JOINT STOCK 6 Nho Que 3 #1,2 HPP 110 3-2 COMPANY 7 Khe Bo #1,2 HPP 100 VNPD 8 Ba Thuoc II #1,2 HPP 80 IPP 9 Dong Nai 2 HPP 70 IPP 10 Dam Bri HPP 75 IPP AN KHANH ELECTRICITY JOINT 11 An Khanh I# 1 TPP 50 STOCK COMPANY 12 Vung Ang I #1 TPP 600 PVN HUNG NGHIEP FORMOSA CO., 13 Formosa # 2 TPP 150 Wind Power + Renewable Energy 100 LTD 2105 To be operated in 2013 1 Nam Na 2 HPP 66 IPP 2 Dak Rinh #1,2 HPP 125 PVN BUON DON HYDRO POWER 3 Sre Pok 4A HPP 64 JOINT STOCK COMPANY 4 Hai Phong II # 1 TPP 300 EVN 5 Mao Khe #1,2 TPP 440 TKV AN KHANH ELECTRICITY JOINT 6 An Khanh I# 2 TPP 50 STOCK COMPANY 7 Vung Ang I #2 TPP 600 PVN 8 Nghi Son I#1 TPP 300 EVN 9 Nong Son TPP 30 TKV Wind Power + Renewable Energy 130 To be operated in 2014 1 4279 Nam Na 3 HPP 84 IPP BINH MINH CONSTRUCTION&TOURISM 2 Yen Son HPP 70 JOINT STOCK COMPANY VINH SON - SONG HINH HYDROPOWER JOINT STOCK 3 Thuong Kontum #1,2 HPP 220 COMPANY THIEN TAN HYDROPOWER 4 Dak Re HPP 60 JOINT STOCK COMPANY 5 Nam No (Laos) HPP 95 IPP 6 Hai Phong 2 # 2 TPP 300 EVN 7 Nghi Son I#2 TPP 300 EVN 8 Thai Binh II#1 TPP 600 PVN 9 Quang Ninh II#1 TPP 300 EVN 10 Vinh Tan II#1,2 TPP 1200 EVN 3-3 11 O Mon I#2 TPP 330 EVN 12 Duyen Hai I#1 HPP 600 EVN Wind Power + Renewable Energy 120 6540 To be operated in 2015 1 Huoi Quang #1,2 HPP 520 EVN 2 Dong Nai 5 HPP 145 TKV 3 Dong Nai 6 HPP 135 DUC LONG GIA LAI COMPANY VIET LAO POWER JOINT STOCK 4 Se Ka man 1 (Laos) HPP 290 COMPANY 5 Quang Ninh II#2 TPP 300 EVN 6 Thai Binh II#2 TPP 600 PVN 7 Mong Duong II #1,2 TPP 51200 AES/BOT 8 Luc Nam #1 TPP 50 IPP 9 Duyen Hai IIII#1 TPP 600 EVN 10 Long Phu I#1 TPP 600 PVN 11 Duyen Hai I #2 TPP 600 EVN 12 O Mon III combined gas turbine 750 EVN CONG THANH ELECTRICITY 13 Cong Thanh #1,2 TPP 600 Wind Power + Renewable Energy 150 To be operated in 2016 JOINSTOCK COMPANY 7136 1 Lai Chau #1 HPP 400 EVN 2 Trung Son #1,2 HPP 260 EVN 3 Song Bung 4 HPP 156 EVN 4 Song Bung 2 HPP 0 EVN 5 Dak My 2 HPP 98 IPP 6 Dong Nai 6A HPP 106 DUC LONG GIA LAI COMPANY 7 Hoi Xuan HPP 102 IPP 8 Se Kaman 4 (Laos) HPP 64 BOT 9 Ha Se San 2 (Campodia 50%) HPP 200 EVN-BOT 10 Mong Duong I #1 TPP 500 EVN 11 Thai Binh I#1 TPP 300 EVN 12 Hai Duong #1 TPP 600 JAK RESOURSE - MALAYSIA/BOT AN KHANH ELECTRICITY JOINT 13 An Khanh II#1 TPP 150 STOCK COMPANY 14 Long Phu I#2TPP 600 PVN 15 Vinh Tan I#1,2 TPP 1200 CSG/BOT 16 Duyen Hai III#2 TPP 600 EVN 17 O Mon IV combined gas turbine 750 EVN 3-4 18 O Mon II combined gas turbine 750 Wind Power + Renewable Energy 200 To be operated in 2017 1 Lai Chau #2,3 HPP 2 Se Kong 3A,3B HPP BOT 6775 800 EVN 105+100 Song Da Corp. THANG LONG POWER PLANT 3 Thang Long #1 TPP 300 JOINT STOCK COMPANY 4 Mong Duong I#2 TPP 500 EVN 5 Thai Binh I#2 TPP 300 EVN 6 Hai Duong #2 TPP 600 JAK RESOURSE - MALAYSIA/BOT 7 Nghi Son II#1,2 TPP 1200 BOT AN KHANH ELECTRICITY JOINT 8 An Khanh II#2 TPP 150 STOCK COMPANY 9 Van Phong I#1 TPP 660 SUMITOMO - HANOICO/BOT 10 Vinh Tan VI #1 TPP 600 EVN 11 Vinh Tan III #1 TPP 660 VTEC 3/BOT 12 Song Hau I#1 TPP 600 PVN Wind Power + Renewable Energy 200 To be operated in 2018 7842 1 Bao Lam HPP 120 Song Da Corp. 2 Nam Sum 1 ( Laos) HPP 90 SAIGON INVEST 3 Se Kong (Laos) HPP 192 EVN-BOT 4 Na Duong II#1,2 TPP 100 TKV 5 Luc Nam #2 TPP 50 IPP 6 Vung Ang II#1 TPP 600 VAPCO/BOT 7 Quang Trach I #1 TPP 600 PVN 8 Nam Dinh I #1 TPP 600 TAIKWANG - KOREA/BOT 9 Van Phong I#2 TPP 660 SUMITOMO - HANOICO/BOT 10 Song Hau I#2 TPP 600 PVN 11 Son My #1,2,3 combined gas turbines 1170 (IP-SOJITZ-PACIFIC)/BOT 12 Duyen Hai II#1 TPP 600 JANAKUASA/BOT 13 Vinh Tan III#2 TPP 660 VTEC 3/BOT 14 Vinh Tan VI #2 TPP 600 EVN 15 Import from China 1000 Depend of import negotiation Wind Power + Renewable Energy 200 IPP To be operated in 2019 7015 1 Bac Ai #1 HPP pump storage 300 EVN 2 Dong Phu Yen #1 HPP pump storage 300 XUAN THIEN COMPANY 3 Nam Sum 3 (Laos) HPP 196 SAIGON INVEST 3-5 4 Vinh Son II HPP 80 IPP 5 Vung Ang II#2 TPP 600 VAPCO/BOT 6 Quang Trach I #2 TPP 600 PVN 7 Nam Dinh I #2 TPP 600 TAIKWANG - KOREA/BOT THANG LONG POWER PLANT 8 Thang Long #2 TPP 300 JOINT STOCK COMPANY 9 Quang Tri #1 TPP 600 IPP/BOT 10 Duyen Hai II#2 TPP 600 JANAKUASA/BOT 11 Duyen Hai III#3 (MR) TPP 600 EVN 12 Kien Luong 1#1 TPP 600 TAN TAO 13 Son my 1#14,5 combined gas turbines 780 (IP-SOJITZ-PACIFIC)/BOT Hiep Phuoc TPP stops working -375 Import from China 1000 Depend of import negotiation Wind Power + Renewable Energy 230 IPP 14 To be operated in 2020 5610 1 Dong Phu Yen #2,3 HPP pump storage 600 XUAN THIEN COMPANY 2 Bac Ai #2,3 HPP pump storage 600 EVN 3 Nam Mo I (Nam Kan-Laos) HPP 72 EVNI 4 Quang Tri #2 HPP 600 IPP/BOT M.Trung #1 (Quang Tri or Quang Ngai) 5 TBKHH 450 6 Ninh Thuan I# 1 Nuclear Power Plant (NPP) 1000 EVN 7 Ninh Thuan II# 1 Nuclear Power Plant (NPP) 1000 EVN 8 Vinh Tan III#3 TPP 660 VTEC 3/BOT 9 Kien Luong I#2 TPP 600 TAN TAO Thu Duc TPP stops working -272 Wind Power + Renewable Energy 300 出典：第 7 次国家電力開発計画 No.1208/QD-TTg（2011 年 7 月 21 日）より調査団作成） 表 3-2 PDP7 で公表された建設計画（2021∼2030 年） Install Capacity No. Plant name (MW) To be operated in 2021 5925 Investor 1 Dong Phu Yen #4 pump storage HPP 300 XUAN THIEN COMPANY 2 Bac Ai #4 pump storage HPP 300 EVN 3 Ha Se San 1 (Cambodia) HPP 90 EVNI 3-6 4 Sekong (Cambodia) HPP 150 EVNI 5 Hai Phong III#1 TPP 600 TKV 6 Van Phong II#1 TPP 660 7 Son My II#1,2 combined gas turbines 780 8 Ninh Thuan I#2 nuclear PP 1000 9 Ninh Thuan II#2 nuclear PP 1000 10 Imported from China 1000 Ninh Binh I TPP stops working -100 Uong Bi I TPP stops working -105 Can Tho TPP stops working -150 Wind Power + Renewable Energy 400 To be operated in 2022 5750 1 Nam Theun I (Laos) HPP 400 EVN-BOT 2 Hai Phong III#2 TPP 600 TKV 3 Cam Pha III#1,2 TPP 270 TKV 4 Quynh Lap I #1 600 TKV 5 Long Phu II#1 TPP 600 SONG DA CORP 6 Van Phong II#2 TPP 660 7 Son My II#3,4,5 combined gas turbines 1170 8 No. III#1 nuclear PP 1000 Wind Power + Renewable Energy 450 To be operated in 2023 EVN 4530 1 Ha Se San 3 (Cambodia) HPP 180 2 Quang Trach II#1 TPP 600 3 Quynh Lap I #2 600 BOT TKV Central #2 (Quang Tri or Quang Ngai) 4 combined gas turbine 450 5 Kien Luong II#1 TPP 600 6 Long Phu II#2 TPP 600 SONG DA CORP 7 No. III#2 nuclear PP 1000 EVN Wind Power + Renewable Energy 500 To be operated in 2024 4600 1 Northen II#1 pump storage HPP 300 2 Don Duong #1,2 pump storage HPP 600 3 Quang Trach II#2 TPP 600 4 Phu Tho #1 TPP 300 Central #3 (Quang Tri or Quang Ngai) 5 combined gas turbine 450 6 Long An #1,2 TPP 1200 3-7 EVN 7 Kien Luong II#2 TPP 600 Wind Power + Renewable Energy 550 To be operated in 2025 6100 1 Northen II#2 pump storage HPP 300 2 Don Duong #3,4 pump storage HPP 600 EVN 3 Hai Phong III#3 TPP 1200 TKV 4 Nam Dinh II#1 TPP 600 BOT 5 Phu Tho #2 TPP 300 6 Long Phu III#1 TPP 1000 7 Southern #1,2 combined gas turbines 1500 Wind Power + Renewable Energy 600 To be operated in 2026 PVN 5550 1 Northen II#3 pump storage HPP 300 2 Vung Ang III#1 TPP 600 BOT 3 Nam Dinh II#2 TPP 600 BOT 4 Bac Giang #1 TPP 300 5 Binh Dinh I#1 coal TPP 600 6 Long Phu III#2 TPP 1000 7 No. IV#1 nuclear PP 1000 8 HPP imported from Laos 550 Wind Power + Renewable Energy 600 To be operated in 2027 PVN 6350 1 Vung Ang III#2,3 TPP 1200 2 Bac Giang #2 TPP 300 3 Kien Luong III #1 TPP 1000 4 Song Hau II #1 TPP 1000 5 Binh Dinh I#2 coal TPP 600 6 NuclearPP No. IV#2 1000 7 HPP imported from Laos 550 Wind Power + Renewable Energy 700 To be operated in 2028 BOT 7450 1 Ninh Son pump storage HPP #1 300 2 Vung Ang III #4 TPP 600 3 Quynh Lap II#1,2 TPP 1200 4 Song Hau II #2 TPP 1000 5 Kien Luong III #2 TPP 1000 6 Bac Lieu coal TPP #1,2 1200 7 Central nuclearPP I #1 1350 Wind Power + Renewable Energy 800 3-8 BOT To be operated in 2029 9950 1 Ninh Son pump storage HPP #2,3 600 2 Yen Hung #1,2 TPP 1200 3 Uong Bi III #1,2 TPP 1200 4 Song Hau III #1,2 2000 5 Binh Dinh coal TPP #1,2 2000 6 An Giang coal TPP #1,2 2000 Wind Power + Renewable Energy 950 To be operated in 2030 9800 1 Ninh Son pump storage HPP #4 300 2 Northen coal TPP 1000MW #1,2 2000 3 Southen coal TPP 1000MW#1,2,3,4,5 5000 4 Central nuclearPP I#2 1350 Wind Power + Renewable Energy 1150 出典：第 7 次国家電力開発計画 No.1208/QD-TTg（2011 年 7 月 21 日）より調査団作成 現時点では将来の需要想定を 10%程度と見込んでおり、PDP7 どおりのスケジュールで運転開始できれ ば安定供給が見込まれていた。 3)PDP7 における問題点考察 PDP7 が公布されて以降、EVN や国営企業が実施する IPP のみならず、外資が参画する BOT 案件など 主に石炭火力案件の開発が数多く手がけられたが、電力事業者の資金力の問題、中国などの EPC コン トラクターの施工管理能力不足などから、主に 600MW の大型石炭火力案件は予定通りに運転開始でき ていない。具体的には、国際競争入札により投資家選定された中北部タインホア省のギソン 2 石炭火 力（600MW×2 基）も入札後のベトナム政府との交渉が難航しており、入札から 2 年以上経っても PPA が締結されていない。南部ソックチャン省ロンフー1 石炭火力（PVN が開発中）についても 2013 年 12 月に契約した EPC コントラクターとの協議において、保証金が支払えないなど、交渉が難航しており、 当初運転開始予定よりも大幅に遅れる見込みである。その他の大型石炭火力についても、予定通りに 開発・建設が進んでいない案件が多々見受けられる。 更に 2014 年 5 月に中国がベトナムの領海内でオイル掘削用のリグを無断で建設したことが発端とな り発生した暴動などを受けて、一斉に中国投資家や中国の EPC コントラクターなどが撤退をするなど、 中越問題が起きたことで、中国企業が受注し建設中の石炭火力の多くが一時建設停止となるなど、今 後の電源開発に大きなリスクを抱えることになった。 また石炭火力のみならず、ガス火力案件についても南部オモン発電コンプレックス向けのガスとし て期待されていたブロック B ガス田のオペレータであったシェブロン（米国）がペトロベトナムとの 価格交渉やベトナム政府からの兌換保証の問題から撤退を表明し、3,000MW 相当の電源開発の見通し が立たなくなった。 このような状況を受け、特に 2017 年以降の南部における電力需給が逼迫する見込みとなっており、 ベトナム政府は首相決定文書 No.2414（2013 年 11 月）を発出し、ビントゥアン省ビンタン 4 石炭火力 3-9 （EVNGenco3 が開発：1200MW）、ソックチャン省ロンフー1 石炭火力（PVN が開発：1200MW）、チャビン 省デュエンハイ 3 増設石炭火力（EVNGenco1 が開発：660MW）を緊急優先開発案件と指定し、EPC コン トラクター選定に関して入札を行うことなく決定することなどを認め、早期の電源開発を行うことと した。 4)プロジェクトの範囲及び受益者 バクリュウ石炭火力プロジェクトは、上述のように今後案件開発が遅れる懸念があることから、PDP7 公布時点での運転開始予定時期である 2028 年よりも前倒しで開発する必要がある案件として、2013 年末頃から注目されている案件である。 本プロジェクトはベトナム南部バクリュウ省ドンホイ地区で計画されている総出力 3,600MW の発電 コンプレックスのフェーズ 1（1,200MW）で、その範囲は石炭火力発電所建設、石炭輸送用の港湾設備 建設及び取放水設備建設である。完成されれば商業都市ホーチミン市の電力需要家のみならず、バク リュウ省を中心としたベトナム南部地域の電力需要家への電力供給により、エネルギーセキュリティ の向上につながることが期待されている。 また、バクリュウ省人民委員会によるとバクリュウ石炭火力発電所建設を通して、周辺道路網の整 備や工業団地の誘致なども進めていくこととしており、ベトナム南部地域の雇用創出も期待されてい る。 5)プロジェクトを実施した場合の効果・影響 本プロジェクトは輸入炭を活用した石炭火力として計画されているため、我が国が誇る環境配慮型 石炭火力技術を活用し、ベトナムで初となる超々臨界圧技術の採用を提案していくことで、電力不足 の解消に資するだけでなく、超臨界圧以上の石炭使用量の低減、環境負荷の低減を図ることができる。 ベトナム国内で初の超臨界圧石炭火力の運転開始時期は、上述の緊急優先開発案件の効果もあり、 2018 年頃から開始される予定であるため、本プロジェクトは超臨界圧の保守運営経験を 5 年程度詰む ことができる 2023 年頃を見込んでおり、運営事業者の人材教育も計画的に行えるタイミングで計画し ている。 また、本プロジェクトにおいて超々臨界圧技術を採用することで、今後民間資金や他のドナー資金 を呼びこむきっかけとなり、本格的な超々臨界圧技術の普及が進むことが期待される。 6)他の選択肢との比較 現在ベトナムでは、これまでは主に水力発電に頼った電源開発を行ってきたが、例年 4 月から 5 月に かけて渇水による発電不足が懸念されていることから、火力発電の拡充を図っているところである。 火力発電と言えば、主にガス火力か石炭火力となるが、ガス火力については国内ガス田の開発には、 開発する事業者との長期にわたる交渉が必要となる。また、LNG 火力も計画されているが、電気料金 が安いベトナムにおいて LNG を輸入することには慎重な動きもあり、中長期的に検討していくべき案 件と言える。 石炭火力については、北部には国内で採掘される石炭を活用した亜臨界圧石炭火力発電所が多くある が、主に露天掘りで開発していたエリアの石炭が枯渇し、坑内掘りに切り替えていることから、採炭 コストが上昇し、現在では同程度の品質の海外炭と比較しても国内炭価格が上昇していることなどか ら、北部での国内炭を活用した石炭火力には限界がある。また、ベトナムは上述の理由から、2016 年 3-10 頃には石炭輸入国になる予定である。従って、今後の急増する電力需要を満たす電源開発を行うには、 輸入炭を活用した石炭火力開発を行うことが最も望ましいと考えられる。 PDP7 では南部においても多くの輸入炭を活用した石炭火力発電所が計画されているものの、スケジ ュール通りの開発ができていない。しかしながら、本プロジェクトの運営事業者は最終的に電力需給 の責任を負うことになる EVN となる見込みであることから、超々臨界圧技術を採用し、日本からの資 金を活用することで、スケジュールに沿った運転開始を目指すことが可能であると考えられる。 (2)エネルギーの利用の高度化及び合理化について 1)ベトナム石炭火力におけるこれまでの採用技術 ベトナムでは主に東北部クァンニン地域で産出される良質な無煙炭を日本や韓国等に輸出し、その 選炭過程で得られる低品位の無煙炭を使用した亜臨界石炭火力、または紅河デルタ炭田で産出される 亜瀝青炭を活用した亜臨界圧石炭火力がこれまでの主流であった。 ボイラー出力レンジとしては、1 ユニットあたり 110MW、300MW、600MW と拡大化してきており、現 在は 600MW 容量が主流となっている。中北部ハティン省ブンアン 1 石炭火力や、北部タイビン省タイ ビン 2 石炭火力などの亜臨界圧石炭火力がこれにあたる。 しかしながら、これらの石炭火力の効率は 30%程度と低く、環境負荷低減の観点及び国内炭活用が 今後難しくなることから、近年では特に中部以南において、輸入炭を活用した超臨界圧石炭火力の計 画が増えてきており、中南部ビントゥアン省ビンタン 4 石炭火力や、南部チャビン省デュエンハイ 3 石炭火力などは、600MW 容量を 2 基備えた超臨界圧石炭火力での建設が進められている。これらベト ナム初の超臨界圧石炭火力発電所は 2017∼18 年頃からの運転開始が予定されており、亜臨界圧から超 臨界圧への技術的・運用的な違いに関して実績を積むことができることとなる。 2)本プロジェクトにおける採用技術 本プロジェクトにおいても同様に、輸入炭を活用した石炭火力発電所として、PDP7 発効時点におい ても計画されていたが、超臨界圧もしくは超々臨界圧のいずれを採用するかについての検討は進めら れていなかった。 しかしながら、昨今の超臨界圧石炭火力は 2020 年前後の運転開始予定と集中しており、ベトナム政 府側としても、超々臨界圧石炭火力の採用については 2020 年以降の案件として検討を始めている。現 地調査における聞き取りでも、GDE は超々臨界圧を真剣に検討している姿勢が見られ、本調査にて提 出される超臨界と超々臨界との比較検討を期待している。また、EVN もベトナム初の超々臨界圧採用 は EVN が実施したいとの意向があり、修正 PDP7 での投資家としての正式承認が得られれば投資レポー ト（詳細 FS）を実施し、価格や実施タイミングを勘案して、超々臨界の採用を決定したいとの意向が ある。これまでの日本政府が支援するベトナムにおける超々臨界圧技術採用に向けた調査のおかげも あり、現地における超々臨界圧の認知度・必要性は高まっている。 3)エネルギー利用の高度化および合理化 本プロジェクトによる直接的効果としては、フェーズ 1 について日本資金を活用した超々臨界圧技 術で実現できれば、高効率で安定的な電力供給が実現し、特に南部地域の電力不足を解消するだけで なく、その後のフェーズで予定されている IPP／BOT 案件もしくはその他地点での超々臨界圧採用が一 3-11 気に加速する可能性がある。また、それによるベトナム人エンジニアの超々臨界圧火力発電所運用レ ベル・ノウハウの向上も見込まれる。 間接的効果としては、輸入炭を活用した高効率火力を推進により、現在電力向けに使用される国内 炭用いた亜臨界圧火力と比べ、国内炭の消費を抑制し、輸出を確保することで国益を得ることもでき る。また、石炭調達先の多様化により、不安定な水力発電への過度な依存から脱却し、ベトナム国全 体のエネルギーセキュリティーの向上が期待される。 3-12 (3) プロジェクトの内容等決定に必要な各種検討 1) 需要予測 著しい経済成長に伴う電力需要の増加に対応するため、ベトナム政府は 2011 年に PDP７を公布した。 その中では 2030 年までの電力需要の予測が行われている。現在は PDP7 の改定作業が進められている が、現時点における 2030 年までの電力需給予測を下表に示す。 下表に示すとおり、ベトナム全体としては電力は足りているが、本プロジェクトが建設される南部 地域を見ると 2030 年まで慢性的な電力不足に陥っており、北部・中部地域からの送電が必要となって いる。ベトナムは南北に非常に長い国で、送電ロスも大きいため各エリア内で需給バランスを保つこ とが望ましい。また、乾季の水力発電所出力の低下や、南部地域の他発電所の開発遅延や事故停止等 を考慮すると、本プロジェクトの着実な開発が望まれる。 表 3-3 電力量需要供給予測（GWh） No. Year 2015 2020 2025 2030 Northern region A Power generation 89,325 150,081 189,212 240,504 B Load Demand 62,527 106,471 162,607 232,733 C Redundancy(+) / Shortage(-) (GWh) 26,799 43,609 26,605 7,771 Central region A Power generation 21,147 32,548 77,058 104,696 B Load Demand 15,310 25,718 39,606 58,685 C Redundancy(+) / Shortage(-) (GWh) 5,836 6,830 37,453 46,012 Southern region A Power generation 71,042 117,200 185,815 268,860 B Load Demand 80,634 130,225 191,324 268,867 C Redundancy(+) / Shortage(-) (GWh) -9,592 -13,024 -5,510 -8 3-13 No. Year 2015 2020 2025 2030 Whole Country A Power generation 181,514 299,829 452,085 614,060 B Load Demand 158,471 262,414 393,537 560,285 C Redundancy(+) / Shortage(-) (GWh) 23,043 37,415 58,548 53,775 393,537 560,285 Balance A Load Demand 158,471 B Redundancy(+) / Shortage(-) (GWh) 23,043 37,415 58,548 Storage ratio (%) 14.3% 14.9% 14.5% 262,414 53,775 9.6% 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 2) プロジェクト内容を検討・決定する際に必要な問題点の把握分析 a) 発電所予定地の状況 a-1) 地勢、地形 発電所サイトがあるバクリュウ省は、ベトナム南部のメコンデルタに位置しており、地形は主に平 坦で、平均高さは海抜 0.8ｍである。また、内陸部の標高は、海岸部より低い箇所があり、以下のと おり主に２つに分割される。 −国道１A 線の南側は北側より標高が高く、平均で 0.4m∼0.8m である。繋がりのない砂丘が多くあり、 地形は海から陸へ傾斜している。 −国道 1A 線の北側の平均標高は、0.2m∼0.3m である。省全体の平均勾配は 1∼1.5cm/㎞である。 発電所サイトは、海岸線沿い及び一部陸域まで続くマングローブ林と、海老の養殖場や塩田等で形 成されている。また、省の北から南に走る多くの大きな水路があり、河川や水路からの水は、Ganh Hao、 Cai Cung などの河口へ注いでいる。 a-2) 地質 同地点では、2010 年に行われた初期調査で、以下５地点においてボーリング調査が実施されている。 以下に掘進長とボーリング地点を示す。また、地点については、想定される設備の位置を記載してい る。 3-14 表 3-4 既設ボーリング地点 NO. 掘進長(m) 地 点 BL-1 50.0 貯炭場 BL-2 80.0 開閉所 BL-3 80.0 発電所敷地 BL-4 50.0 取水口 BL-5 40.0 灰捨場 合計 300.0 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 これらのボーリングデータによると当地点の地層は、大きく 4 層に分類される。以下に各層の概要 を示す。 第１層は、埋め戻し土であり、草根混じりの柔らかい粘土で構成されている。この層は、厚さが 0.7 ∼1.7m の薄層である。N 値は、0 ないし１であり強度が極めて小さい。 第２層は、海・沼の堆積物であり、茶灰・黒灰の粘土、腐植土、泥炭等で構成されている。この層 は、厚さが 24∼30ｍ程度である。N 値は、深さ 20∼30m 程度まで 5 以下と小さく、第３層との境界付 近で 16∼22 と大きくなっている。 第３層は海の堆積物であり、黄褐色、茶の中位から硬い粘土、細かい砂等で構成されている。この 層は、厚さが 12∼24m 程度である。N 値は、19∼49 とばらついているが,25∼30 程度で安定している。 第４層も海の堆積物であり、緑茶、黄色の硬い、細かい砂等で構成されている。この層は、厚さは、 断定できない。N 値は 19∼37 でばらついているものの概ね 30 以上である。 なお、地下水位は 0.3∼1.2ｍと非常に高い。 a-3) 気温 表 3-5 気温（℃） 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10 月 11 月 12 月 通年 平均 25.3 26.0 27.3 28.5 28.3 27.5 27.1 26.9 26.7 26.6 26.5 25.5 26.8 最高 34.3 33.3 34.6 36.7 36.5 35.7 33.6 33.7 34.2 33.3 32.6 32.5 36.7 最低 17.1 18.3 18.8 21.4 22.0 21.7 21.4 21.4 21.8 21.7 19.0 16.4 16.4 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 a-4) 気圧 表 3-6 気圧(mmbar) 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10 月 11 月 12 月 通年 平均 1012 1011 1010 1009 1008 1008 1008 1008 1009 1038 1010 1011 1012 最高 1018 1017 1020 1014 1013 1013 1014 1014 1014 1015 1016 1017 1020 3-15 最低 1006 1004 1004 974 1003 971 1003 1003 972 1004 973 1005 971 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 a-5) 相対湿度 表 3-7 相対湿度(%) 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10 月 11 月 12 月 通年 平均 81 80 79 79 84 86 87 88 89 89 87 84 84 最低 32 36 44 44 47 50 55 48 50 52 46 46 32 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 a-6) 海水温度 海水温度データについては本発電所予定地付近での海洋測定データがないため、比較的近隣の海洋 観測所としてブンタウ海洋観測所での観測データ（1979∼2013 年）を利用する。 表 3-8 海水温度(℃) 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10 月 11 月 12 月 通年 平均 26.4 26.5 27.7 29.3 30.0 29.4 28.6 28.4 28.5 28.8 28.3 27.2 28.3 最高 29.5 30.0 31.5 32.1 32.5 32.2 31.8 31.4 31.9 31.6 31.0 30.3 32.5 最低 23.8 24.0 24.1 25.2 26.7 25.4 25.6 25.0 24.0 24.7 24.0 24.8 23.8 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 a-7) 潮位、波浪 表 3-9 平均潮位（㎝） P (%) 5 10 20 25 50 70 75 90 95 Htb 28 20 12 9 1 -4 -5 -8 -9 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 表 3-10 最大潮位（㎝） P (%) 0.5 1 2 3 4 5 10 20 50 Hmax 246 239 232 227 225 222 213 204 189 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 3-16 表 3-11 最低潮位（㎝） P (%) 50 70 75 80 90 95 97 98 99 Hmax -229 -235 -237 -238 -243 -245 -247 -249 -250 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 最大波高データについては本発電所予定地付近の波高データがないため、サイト予定地から東に 100 ㎞離れたコンダオ観測所のデータを利用する。 表 3-12 最大波高（コンダオ観測所） P (%) 0.5 1 2 3 4 5 10 20 50 h.max.p (m) 4.13 3.62 3.13 2.83 2.66 2.49 2.03 1.64 1.24 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 a-8) 降水量 表 3-13 バクリュウ測量所による降雨量観測値（1980∼2013 年） 1月 2月 3月 4月 雨量 4.8 3.7 15.5 57.6 日数 2 1 2 5 5月 11 月 12 月 通年 203.3 281.2 273.3 277.5 308.2 306.4 173.3 42.6 1947 6 157 17 6月 7月 21 22 8月 22 9月 23 10 月 22 14 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 a-9) 風向風速 表 3-14 風 向 バクリュウ測量所による風向風速観測値（1980∼2013 年） 無風 北 北東 東 東南 南 南西 西 北西 発生頻度 (%) 22.0 5.0 10.6 20.2 6.7 6.9 15.2 8.6 4.9 平均風速 (m/s) − 2.3 2.9 3.1 2.8 2.6 2.4 2.7 2.7 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 表 3-15 バクリュウ測量所による乾季の風向風速観測値（1980∼2013 年） 風 向 無風 北 北東 東 東南 南 南西 西 北西 発生頻度 (%) 18.0 5.8 16.1 40.1 11.5 4.4 1.2 0.5 2.3 平均風速 (m/s) − 2.3 3.2 3.2 2.9 2.6 1.9 1.6 2.2 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 3-17 表 3-16 バクリュウ測量所による雨季の風向風速観測値（1980∼2013 年） 風 向 無風 北 北東 東 東南 南 南西 西 北西 発生頻度 (%) 24.8 4.3 6.7 6.1 3.3 8.6 25.0 14.3 6.8 平均風速 (m/s) − 2.2 2.5 2.6 2.4 2.6 2.4 2.8 2.8 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 b) プラント用水調達方法 b-1) 冷却用水 プラントで使用する冷却用水の調達は、海水利用にて計画する。しかしサイト予定地近海はメコン デルタ地域であり遠浅な海域にあるため、最低潮位時には、海岸から 2∼3km ほど離れた場所で取水す る必要がある。また、取放水間の温排水の再循環を防止するために、防波堤等により取放水間を隔て、 取水する必要がある。 表 3-17 発電所で使用される冷却水量想定 600MW 規模 600MW 規模 1,000MW 規模 超臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 91,769 m3/h 88,900 m3/h 134,334 m3/h ×2 ユニット ×2 ユニット ×1 ユニット 脱硫装置用水 8,052 m3/h 7,644 m3/h 11,542 m3/h （海水脱硫） ×2 ユニット ×2 ユニット ×1 ユニット 必要冷却水量 199,642 m3/h 193,088 m3/h 145,876 m3/h 復水器用冷却水 出典：調査団作成 b-2) プラント用水 b-2-1) 原水調達案 発電プラントで使用する原水の調達方法としては複数案考えられ、Hau 川支流の河川水を Quan Lo-Phung Hiep 水路経由で調達する案や、周辺地域の灌漑用水路から調達する案、海水淡水化装置を 使用した海水利用する案、また地下水脈を利用する案がある。 本プロジェクトでは、比較的安定した原水調達が見込める Quan Lo-Phung Hiep 水路からの調達案を 基本に、補助的に海水淡水化装置を導入する複合案として計画する。 表 3-18 プラント用水調達案 プラント用水の調達案 概要および課題等 Hau 川支流の河川水を Quan Lo-Phung Hiep 水路経由で調達す Quan Lo-Phung Hiep 水路からの調達案 るもの。運開後の乾季において必要水量を賄えない可能性が あるため、海水淡水化装置等による追加的な対策が必要。 3-18 プラント用水の調達案 概要および課題等 地域で使用されている灌漑用水路から調達するもの。エビ養 周辺地域の灌漑用水路からの調達案 殖場等への供給を目的とした塩分濃度制御や排水の放流が 行われているため、水質が安定していない。 海水淡水化装置により近隣海域からの海水を利用するもの。 海水淡水化装置による海水利用案 発電コストの上昇要因となり得る。 地下 80m∼100m から取水するもの。ただし地下水は、生活用 地下水脈の利用案 水としての利用に限られているため、プラント用水としては 使用不可。 出典：調査団作成 b-2-2) Quan Lo-Phung Hiep 水路の概要 Quan Lo-Phung Hiep 水路は、Hau 川を源流とした河川水を地域の養殖業や農業等、灌漑活用する目 的で建設された水路である。 当該水路の概要および Hau 川から発電所予定地までの位置関係については、以下のとおりである。 表 3-19 Quan Lo-Phung Hiep 水路の概要 河川等級 III 河川長 実河川幅 水深 堆積速度 (km) (m) (m) (m/year) 105 20.440 1.7-2.2 0.20 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 3-19 図 3-2 Hau 川から本発電所予定地までの位置関係 出典：現地コンサルタントからの資料および調査団による調査結果を基に作成 Quan Lo-Phung Hiep 水路の河川水を発電所予定地まで送水するには、当該水路からの支流である Vinh My 水路から取水し、取水ポンプ所にてポンプアップ後、パイプラインにて発電所予定地まで送水する 必要がある。 Vinh My 水路と発電所予定地のとの位置関係および水質については、以下のとおりである。 3-20 図 3-3 Quan Lo-Phung Hiep 水路から本発電所予定地までの位置関係 出典：現地コンサルタントからの資料および調査団による調査結果を基に作成 表 3-20 Vinh My 水路地点での地表水水質 No. 項 目 単 位 数 値 計測方法 - 7.28 TCVN 6492 - 1999 1 pH 2 導電率 ms/cm 0.36 LF 330/SET Machine 3 浮遊物質 mg/L 16 TCVN 6053 - 1996 4 溶存物質 mg/L 259 TCVN 6053 - 1996 5 全アルカリ (CaCO3) mmol/L 0.70 SMEWW 2320 B 6 硬度 (CaCO3) mmol/L 0.57 SMEWW 2340 C 7 炭酸硬度 mmol/L 0.40 SMEWW 2340 C 3-21 No. 項 目 単 位 数 値 計測方法 8 Ba2+ mg/L 0.98 SMEWW 308 9 Ca2+ mg/L 9.22 SMEWW 3500 Ca - D 10 Mg2+ mg/L 8.27 SMEWW 3500 Mg - E 11 Na+ mg/L 55.00 TCVN 6196 - 3: 2000 12 K+ mg/L 5.35 TCVN 6196 - 3: 2000 13 Fe2+ mg/L 0.14 TCVN 6177 - 1996 14 Fe3+ mg/L 1.95 TCVN 6177 - 1996 15 NH4+ mg/L 0.37 TCVN 5988 - 1995 16 Al3+ mg/L 0.26 TCVN 4579 - 1988 17 COD mg/L 24 TCVN 6491 - 1999 18 BOD mg/L 2.2 TCVN 6001 - 1995 19 全シリカ mg/L 16.80 SMEWW 425 - C 20 活性シリカ mg/L 14.57 SMEWW 425 - C 21 HCO3- mg/L 85.43 SMEWW 2320 B 22 Cl- mg/L 81.54 SMEWW 4500 - Cl - B 23 SO42- mg/L 12.01 TCVN 6200 - 1996 24 NO3- mg/L 1.73 TCVN 6180 - 1996 25 NO2- mg/L 0.75 TCVN 6178 - 1996 26 PO43- mg/L 0.26 SMEWW 4500 - P - C 27 硫黄 mg/L 0.01 SMEWW 427 28 CO2 free mg/L 6.60 TCXD 81: 1981 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 また海水淡水化装置の導入に際しては、発電所予定地近隣海域からの海水取水を想定する。以下に、 当該海域の海水水質について示す。 表 3-21 発電所予定地近隣海域の海水水質 項 目 単 位 数 値 分析方法 1 pH - 7.47 TCVN 6492 - 1999 2 EC ms/cm 22.80 Machine: LF 330/SET 3 浮遊物質 mg/L 5 TCVN 6053 - 1996 4 溶存物質 mg/L 15822 TCVN 6053 - 1996 3-22 項 目 単 位 数 値 分析方法 5 全アルカリ (CaCO3) mmol/L 1.15 SMEWW 2320 B 6 硬度 (CaCO3) mmol/L 35.40 SMEWW 2340 C 7 炭酸硬度 (CaCO3) mmol/L 0.84 SMEWW 2340 C 8 Ba2+ mg/L 1.21 SMEWW 308 9 Ca2+ mg/L 160.32 SMEWW 3500 Ca - D 10 Mg2+ mg/L 763.65 SMEWW 3500 Mg - E 11 Na+ mg/L 4526.32 TCVN 6196 - 3: 2000 12 K+ mg/L 189.47 TCVN 6196 - 3: 2000 13 Fe2+ mg/L KPH TCVN 6177 - 1996 14 Fe3+ mg/L 0.12 TCVN 6177 - 1996 15 NH4+ mg/L KPH TCVN 5988 - 1995 16 Al3+ mg/L KPH TCVN 4579 - 1988 17 COD mg/L 425 TCVN 6491 - 1999 18 BOD mg/L 13.6 TCVN 6001 - 1995 19 全シリカ mg/L 7.02 SMEWW 425 - C 20 活性シリカ mg/L 5.29 SMEWW 425 - C 21 HCO3- mg/L 140.35 SMEWW 2320 B 22 Cl- mg/L 8508.00 SMEWW 4500 - Cl - B 23 SO42- mg/L 1479.32 TCVN 6200 - 1996 24 NO3- mg/L 0.55 TCVN 6180 - 1996 25 NO2- mg/L 0.58 TCVN 6178 - 1996 26 PO43- mg/L 0.12 SMEWW 4500 - P - C 27 硫黄 mg/L KPH SMEWW 427 28 CO2 free mg/L 7.04 TCXD 81: 1981 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 3-23 c) 送電系統の状況および開発計画 c-1) 現在のベトナム電力系統の状況 ベトナムにおける主要幹線電力系統は、500ｋV 送電線が北部から南部まで約 6,737 ㎞に亘り敷設し てあり、電力輸送の信頼性確保において極めて重要な役割を担っており、北部の Son La に始まり Quang Ninh、Hoa Binh、Da Nang を経由して南部の Phu Lam、O Mon まで接続されている。 図 3-4 ベトナム全土の主要送電系統（2014 年時点） 500ｋV 送電線 総亘長 6,737 km 220ｋV 送電線 総亘長 12,251 km 500ｋV 変電所数 21 地点 220ｋV 変電所数 77 地点 500ｋV 変圧器 総容量 20,250 MVA 220ｋV 変圧器 総容量 28,851 MVA 110ｋV 変圧器 総容量 3,135 MVA 分路キャパシタ/静止形無効電力 補償装置 SVC 総容量 直列リアクタ 総容量 4,285 MVar 3,750 MVar 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 電力潮流の状況としては、2013 年現在、ベトナム南部地域での新設発電所の建設が進んでいない状 況等から、北部および中部から南部へ向けた電力潮流が大きい。またベトナム中部には水力発電所が 多く設置されているため、それら水力発電所が稼働する雨季においては、ベトナム中部から北部およ び南部へ向けた電力潮流へと変化する特性を持っている。 南部地域は、年間を通じて北部および中部からの電力融通が多く、Pleiku∼Di Linh∼Tan Dinh 間や Dak Nong∼Phu Lam 間の 500ｋV 送電線負荷は常に高い状態である。またベトナム中部の水力発電所が 稼働する雨季においては、中部からの電力融通の増加により、Nho Quan∼Ha Tinh 間や Ha Tinh∼Da Nang 間の 500kV 送電線負荷が高まる傾向にある。 220kV および 110ｋV 送電系統については、各地域内の電力供給を担っており、2 回線送電や環状送 電網で構成され、安定した系統運用を行っている。しかし、既設設備は運転開始から長時間が経過し ているものが多く、また現在の電力需要に対して余裕のない設備容量となっていることから、発電所 の事故発生時等において、設備によっては過負荷となり得る状況にある。 3-24 表 3-22 2015 年のベトナム国内のエネルギーバランス予測 発電電力量 電力需要 供給予備力(+) （GWh） （GWh） /不足量(-) ベトナム北部 89,325 62,527 +26,799 ベトナム中部 21,147 15,310 +5,836 ベトナム南部 71,042 80,634 -9,592 ベトナム全国 181,514 158,471 23,043（14.5%） 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 c-2) ベトナム南部地域の既設電源および電力供給状況 ベトナム南部地域では、電力需要に対して南部地域内での供給力が不足しており、多くの新規発電 所建設が計画されているものの中越問題等、諸々の問題により計画通りに進んでおらず、依然として 他地域からの電力融通が必要な状況にある。 図 3-5 ベトナム南部地域の 500kV/220kV 送電系統（2014 年時点） 出典：現地コンサルタントからの資料および調査団による調査結果を基に作成 3-25 ベトナム南部地域における 2015 年電力需給予測については以下の通りである。 表 3-23 2015 年のベトナム南部地域における電力需要予測 電力需要 Hau 川北部地域 需要地 需要規模 供給地 供給規模 Long An 663 MW Duyen Hai 600 MW Dong Thap 392 MW Tien Giang 376 MW Ben Tre 192 MW Vinh Long 137 MW Tra Vinh 129 MW 小 Hau 川南部地域 電力供給力 計 供給予備力 /不足量 -1,289 MW （-68.24 %） 1,889 MW 小 計 600 MW An Giang 372 MW Tra Noc 176 MW Kien Giang 324 MW Ca Mau 1,500 MW Ca Mau 189 MW O Mon Ⅰ 660 MW Bac Lieu 136 MW +700 MW Hau Giang 96 MW （+42.79 %） Can Tho 341 MW Soc Trang 178 MW 小 計 南部地域全体 1,636 MW 小 3,525 MW 計 2,336 MW 2,936 MW -589 MW （-16.71 %） 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 ベトナム南部地域の送配電網については、500ｋV 送電線を始めとして 220ｋV、110ｋV および 22ｋV 送電系統で構成されている。 図 3-6 ベトナム南部地域の送配電網（2014 年時点） 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 3-26 Hau 川北部地域には、Long An 省、Dong Thap 省、Tien Giang 省、Ben Tre 省、Vinh Long 省および Tra Vinh 省の 6 省があるが、大型発電所がないため（Duyen Hai 1 発電所 2×600MW は 2015 年運開予 定）、Phu My∼Nhon Trach∼My Tho∼Cai Lay 間 220ｋV 送電線を通じた Phu My および Nhon Trach 発 電所からの電力、Phu My∼Long An∼Cai Lay 間 220ｋV 送電線を通じた Phu Lam 500/220kV 変電所か らの電力、および O Mon∼Vinh Long 間/O Mon∼Thot Not∼Cao Lanh 間 220ｋV 送電線を通じた O Mon 発電所からの電力により賄われている。 表 3-24 ベトナム南部地域（Hau 川北部）の既設 220/110kV 変電所 変電所名 容 量 Cai Lay 220/110kV 変電所 2×125 MVA Vinh Long2 220/110kV 変電所 1×250 MVA + 1×125 MVA My Tho 220/110kV 変電所 2×125 MVA Long An 220/110kV 変電所 1×250 MVA + 1×125 MVA Ben Tre 220/110kV 変電所 2×125 MVA Tra Vinh 220/110kV 変電所 2×125 MVA Cao Lanh 220/110kV 変電所 2×125 MVA 合計容量 2,000 MVA 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 また Hau 川南部地域については、Hau Giang 省、Soc Trang 省、Bac Lieu 省、Ca Mau 省、An Giang 省、Kien Giang 省および Can Tho 市があり、Tra Noc 発電所（183MW）、Ca Mau 発電所（1,500MW）、O Mon Ⅰ発電所 1 号機（330MW）、および Hau 川北部からの 220ｋV 送電線を通じた O Mon 500/220ｋV 変電所 から電力供給を受けている。 表 3-25 ベトナム南部地域（Hau 川南部）の既設 220/110kV 変電所 変電所名 容 量 O Mon 500/220kV 変電所 1×600 MVA + 1×450 MVA Tra Noc 220/110kV 変電所 1×125 MVA + 1×100 MVA Rach Gia 220/110kV 変電所 1×125 MVA + 1×250 MVA Bac Lieu2 220/110kV 変電所 2×125 MVA Soc Trang 220/110kV 変電所 1×125 MVA Ca Mau 220/110kV 変電所 1×250 MVA + 1×125 MVA O Mon 220/110kV 変電所 2×125 MVA Chau Doc 220/110kV 変電所 2×125 MVA Kien Vinh 220/110kV 変電所 2×125 MVA Thot Not 220/110kV 変電所 2×125 MVA 合計容量 2,350 MVA 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 3-27 そして Bac Lieu 省内での電力供給については、1×16MW の風力発電所が電源として 110ｋV 系統に 接続されているのみであるため、220ｋV および 110ｋV 送電線を通じて近隣の省から電力の供給を受 けている状況にある。具体的には、Ca Mau 発電所（1,500MW）∼Bac Lieu 2 220/110kV 変電所∼Soc Trang 220/110kV 変電所間の 220ｋV 送電線や、Ca Mau∼Gia Rai∼Bac Lieu2(220kV)∼Vinh Trach 間 220ｋV 送電線、Ca Mau∼An Xuyen∼Hong Dan∼Long My∼Vi Thanh∼Giong Rieng∼Rach Gia 間 110ｋV 送電 線、Bac Lieu110ｋV 送電線、Bac Lieu 変電所、Gia Rai 変電所、Hong Dan 変電所等より電力供給を受 けている。 表 3-26 Bac Lieu 省周辺の既設変電所 変電所名 容 量 Bac Lieu2 220/110kV 変電所 Bac Lieu 110/22kV Gia Rai 110/22kV 変電所 2×25 MVA Hong Dan 110/22kV 変電所 2×25 MVA 変電所 合計容量 2×125 MVA 1×40 MVA + 1×25 MVA 415 MVA 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 c-3) ベトナム南部地域における新規発電所開発および系統開発計画 ベトナム南部地域における電力需要への対応とベトナム北中部からの電力融通量の緩和のためには、 南部地域内の発電能力を増強する必要がある。また発電所開発に伴い、送電線網の増強・拡充も併せ て実施していく必要があるため、ベトナムでは通常、発電所開発計画を受けて送電線開発計画が作成 される。 現在計画されている火力発電所開発および送変電所開発計画については、以下の通りである。 表 3-27 ベトナム南部地域の火力発電所開発計画（2014 年時点） プロジェクト名 発電規模 想定される 開発スケジュール Duyen Hai Duyen Hai I #1 600 2015 Duyen Hai I #2 600 2016 Duyen Hai III #1 600 2016 Duyen Hai III #2 600 2017 Duyen Hai III #3 600 2019 Duyen Hai II #1 600 2020 Duyen Hai II #2 600 2020 Long Phu I #1 600 2019 Long Phu I #2 600 2019 Long Phu 3-28 Long Phu II #1 600 2022 Long Phu II #2 600 2023 Long Phu III #1 1000 2030 Long Phu III #2 1000 2030 Song Hau I #1 600 2019 Song Hau I #2 600 2020 Song Hau II #1 1000 2023 Song Hau II #2 1000 2024 Song Hau III #1 1000 After 2030 Song Hau III #2 1000 After 2030 Song Hau O Mon O Mon I #2 330 2015 O Mon III 750 2025 O Mon IV 750 2026 O Mon II 750 2024 Kien Luong Kien Luong I #1 600 2027 Kien Luong I #2 600 2028 Kien Luong II #1 600 After 2030 Kien Luong II #2 600 After 2030 Kien Luong III #1 1000 After 2030 Kien Luong III #2 1000 After 2030 Bac Lieu Bac Lieu I#1 600 2023 Bac Lieu I #2 600 2024 Total 16,780 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 表 3-28 2030 年までに想定される 500ｋV 送電線開発計画 No. 送電線 回線数×km 想定される 開発スケジュール 1 Bypass Đức Hòa 4 x 8 2017 2 Mỹ Tho - Đức Hòa 2 x 60 2017 3 Duyên Hải - Mỹ Tho 2 x 113 2016 4 Ô Môn - Thốt Nốt 2 x 16 2016-2020 5 Bypass - Mỹ Tho 4 x 1 2016 3-29 6 Kiên Lương - Thốt Nốt 2 x 107 After 2025 7 Thốt Nốt - Đức Hòa 2 x 145 2021-2025 8 Sông Hậu - Đức Hòa 2 x 120 2021-2025 9 Kiên Lương - Củ Chi 2 x 235 After 2025 10 Connection of Tiền 8 x 5 2026-2030 4 x 5 2026-2030 Giang 11 Connection of Đồng Tháp 1 Total 1,688 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 表 3-29 2030 年までに想定される 500ｋV 変電所開発計画 No. 変電所 想定される 変圧器×MVA 開発スケジュール 1 Đức Hòa 1 x 900 2016 2 Thốt Nốt 1 x 600 2011-2015 3 Mỹ Tho 1 x 900 2016 4 Long Phú 1 x 450 2018 5 Duyên Hải 1 x 450 2016 6 Đức Hòa 1 x 900 2016-2020 7 Mỹ Tho 1 x 900 2018 8 Kiên Lương 1 x 450 After 2025 9 Thốt Nốt 1 x 900 After 2025 10 Duyên Hải 1 x 450 2026-2030 11 Long Phú 1 x 450 2026-2030 12 Tiền Giang 2 x 900 2026-2030 13 Đồng Tháp 1 2 x 900 2026-2030 14 Thốt Nốt 1 x 900 2026-2030 Total 10,050.00 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 表 3-30 2030 年までに想定される 220ｋV 送電線開発計画 No. 送電線 回線数×km 想定される 開発スケジュール 1 Cần Đước - bypass Phú Mỹ - Mỹ Tho 4 x 7 2011-2015 2 500 kV Mỹ Tho - bypass Long An - Cai Lậy 4 x 2 2015 3 500 kV Mỹ Tho - bypass Mỹ Tho - Cai Lậy 4 x 2 2015 4 Duyên Hải PP - Mỏ Cày 2 x 77 2015 3-30 5 Mỏ Cày - Bến Tre 2 x 20 2011-2015 6 Mỹ Tho - Bến Tre 1 x 18 2014 7 Duyên Hải PP - Trà Vinh 2 x 45 2014 8 Vĩnh Long - Trà Vinh 2 x 62 2011-2015 9 KCN Sa Đéc - Bypass Vĩnh Long 2 - Ô Môn 2 x 5 2015 10 Cao Lãnh - Cai Lậy 1 x 54 2018 11 Cao Lãnh - Thốt Nốt 1 x 27 2011-2015 13 Long Phú PP - Sóc Trăng 4 x 25 2011-2015 14 Long Phú PP - Cần Thơ - Trà Nóc 2 x 95 2016-2020 15 Phụng Hiệp - bypass Ô Môn - Sóc Trăng 4 x 6 2017 16 Long Xuyên 2 - bypass Châu Đốc - Thốt Nót 4 x 5 2014 17 Cà Mau PP - Cà Mau 1 x 5 2011-2015 18 KCN Sa Đéc - Ô Môn 2 x 28 2016-2020 19 Tân An - bypass Cần Đước - Mỹ Tho 4 x 5 2016-2020 20 Gò Công - Cần Đước 2 x 22 2016-2020 21 Vĩnh Long 3 - bypass Trà Vinh - Vĩnh Long 2 4 x 3 2021-2025 22 Lấp Vò - Thốt Nốt 2 x 12 2016-2020 23 Châu Thành - bypass Long Xuyên 2 - Châu Đốc 4 x 2 2021-2025 24 Mỹ Tú - bypass Phụng Hiệp - Sóc Trăng 2 x 12 2016-2020 25 Giá Rai - bypass Bạc Liêu 2 - Cà Mau 4 x 2 2021-2025 26 Ngọc Hiển - Cà Mau 2 x 55 2016-2020 27 Cái Nước - Cà Mau 2 x 45 2016-2020 28 Gò Quao - bypass Cà Mau - Rạch Giá 2 x 6 2021-2025 29 Vị Thanh - bypass Cà Mau - Bạc Liêu 2 2 x 8 2021-2025 30 Kiên Lương PP - Kiên Bình 2 2 x 10 2016-2020 31 Kiên Lương PP - Châu Đốc 3 x 99 2016-2020 32 Long An PP - Cần Đước 2 x 11 2021-2025 33 Long An PP - bypass Gò Công 2 x 2 2021-2025 34 500 kV Mỹ Tho - Mỹ Tho 2 x 12 2021-2025 35 Bến Tre - Ba Tri 2 x 31 2021-2025 37 Cái Bè - bypass Cai Lậy - Cao Lãnh 2 x 2 2021-2025 39 Châu Đốc - Hồng Ngự 2 x 32 2016-2020 40 Hồng Ngự - Thanh Bình 2 x 30 2021-2025 41 Thanh Bình - Cái Bè 2 x 62 2021-2025 42 Chợ Mới - bypass Thanh Bình - Hồng Ngự 2 x 10 2021-2025 43 Ô Môn 2 - bypass Ô Môn - Thốt Nốt 4 x 2 2021-2025 44 Hòn Đất - bypass Kiên Lương - Rạch Giá 2 x 2 2021-2025 45 Kiên Lương PP - Hà Tiên 2 x 23 2021-2025 3-31 46 Hồng Dân - bypass Giá Rai - Bạc Liêu 2 2 x 16 2021-2025 47 Cà Mau PP - Trần Văn Thời 2 x 28 2021-2025 48 Long An PP - Cần Giuộc 2 x 11 2026-2030 49 Chợ Gạo - bypass Long An - 500 kV Mỹ Tho 4 x 2 2026-2030 50 Thạnh Hóa - 500 kV Mỹ Tho 2 x 26 2026-2030 51 Cái Bè 2 - bypass Cái Bè - Cai Lậy 2 x 2 2026-2030 52 500 kV Tiền Giang - bypass Thanh Bình - Cái 2 x 2 2026-2030 x 2 2026-2030 Bè 53 500 kV Tiền Giang - bypass Cao Lãnh - Cái 2 Bè 2 54 500 kV Tiền Giang - Bình Minh 2 x 25 2026-2030 55 Tháp Mười - bypass Thanh Bình - Cái Bè 4 x 2 2026-2030 56 Phú Tân - bypass Hồng Ngự - Châu Đốc 4 x 1 2026-2030 57 Tri Tôn - bypass Kiên Lương - Châu Đốc 4 x 10 2026-2030 58 Cờ Đỏ - bypass Cà Mau - Ô Môn 4 x 2 2026-2030 59 Cầu Kè - bypass Trà Vinh - Vĩnh Long 3 2 x 12 2026-2030 60 Chợ Mới - Châu Thành 2 x 14 2026-2030 61 500 kV Đồng Tháp 1 - bypass Thanh Bình - Hồng 4 x 2 2026-2030 x 2 2026-2030 Ngự 62 500 kV Đồng Tháp 1 - bypass Chợ Mới 2 Total 2,439 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 表 3-31 2030 年までに想定される 220ｋV 変電所開発計画 No. 変電所 変圧器×MVA 想定される 開発スケジュール 1 Long An 1 x 250 2014 2 Bến Lức 1 x 250 2011-2015 3 Đức Hòa 2 x 250 2014 4 Cần Đước 1 x 250 2015 5 KCN Sa Đéc 1 x 250 2015 6 Châu Đốc 2 x 250 2014 7 Long Xuyên 2 1 x 250 2017 8 Mỹ Tho 1 x 250 2014 9 Cai Lậy 1 x 250 2014 10 Vĩnh Long 2 1 x 250 2015 11 Bến Tre 1 x 250 2016 12 Thốt Nốt 1 x 250 2017 13 Phụng Hiệp 2 x 125 2011-2015 3-32 14 Trà Vinh 1 x 125 2015 15 Sóc Trăng 1 x 125 2015 16 Cà Mau 1 x 250 2014 17 Bạc Liêu 1 x 125 2011-2015 18 Bến Lức 1 x 250 2016-2020 19 Tân An 1 x 250 2016-2020 20 Cao Lãnh 1 x 250 2016-2020 21 Lấp Vò 2 x 250 2016-2020 22 Long Xuyên 2 1 x 250 2016-2020 23 Châu Thành 1 x 250 2021-2025 24 Cai Lậy 1 x 250 2021-2025 25 Mỹ Tho 1 x 250 2016-2020 26 Gò Công 2 x 250 2016-2020 27 Vĩnh Long 2 1 x 250 2016-2020 28 Vĩnh Long 3 1 x 125 2016-2020 29 Bến Tre 1 x 250 2015 30 KCN Sa Đéc 1 x 250 2016-2020 31 Mỏ Cày 1 x 125 2016 32 Kiên Bình 2 x 250 2016-2020 33 Gò Quao 1 x 125 2016-2020 34 Thốt Nốt 1 x 250 2016-2020 35 Ninh Kiều 1 x 125 2016-2020 36 Vị Thanh 1 x 125 2021-2025 37 Duyên Hải 1 x 250 2016-2020 38 Mỹ Tú 1 x 125 2016-2020 39 NĐ Long Phú 1 x 125 2016-2020 40 Giá Rai 1 x 125 2016-2020 41 Ngọc Hiển 2 x 125 2016-2020 42 Tam Bình 2 x 250 2021-2025 43 Tân An 1 x 250 2021-2025 44 Đức Hòa 2 2 x 250 2021-2025 45 Đức Hòa 3 1 x 250 2021-2025 46 Cần Đước 1 x 250 2021-2025 47 Thanh Bình 2 x 250 2021-2025 48 Hồng Ngự 1 x 250 2016-2020 49 Châu Thành 1 x 250 2021-2025 50 Chợ Mới 1 x 250 2021-2025 51 Cái Bè 2 x 250 2021-2025 3-33 52 Cái Bè 2 1 x 250 2021-2025 53 Vĩnh Long 3 1 x 250 2021-2025 54 Mỏ Cày 1 x 250 2016-2020 55 Ba Tri 1 x 250 2021-2025 56 Gò Quao 1 x 125 2021-2025 57 Hòn Đất 1 x 250 2021-2025 58 Trà Nóc 2 x 250 2021-2025 59 Ô Môn 1 x 250 2021-2025 60 Ninh Kiều 1 x 250 2016-2020 61 Ô Môn 2 1 x 125 2021-2025 62 Vị Thanh 1 x 125 2021-2025 63 Phụng Hiệp 1 x 250 2021-2025 64 Trà Vinh 1 x 250 2021-2025 65 Duyên Hải 1 x 250 2021-2025 66 Sóc Trăng 1 x 250 2021-2025 67 Mỹ Tú 1 x 125 2021-2025 68 NĐ Long Phú 1 x 125 2021-2025 69 Giá Rai 1 x 125 2021-2025 70 Hồng Dân 1 x 125 2021-2025 71 Trần Văn Thời 1 x 250 2021-2025 72 Đức Hòa 3 1 x 250 2026-2030 73 Đức Hòa 4 2 x 250 2026-2030 74 Cần Giuộc 2 x 250 2026-2030 75 Thạnh Hóa 1 x 250 2026-2030 76 KCN Sa Đéc 1 x 250 2026-2030 77 Hồng Ngự 1 x 250 2021-2025 78 Tháp Mười 1 x 250 2026-2030 79 Chợ Mới 1 x 250 2026-2030 80 Phú Tân 2 x 250 2026-2030 81 Tri Tôn 2 x 250 2026-2030 82 Cái Bè 1 x 250 2026-2030 83 Cái Bè 2 1 x 250 2026-2030 84 Chợ Gạo 2 x 250 2026-2030 85 Vĩnh Long 3 1 x 250 2026-2030 86 Bình Minh 1 x 250 2026-2030 87 Mỏ Cày 1 x 250 2026-2030 88 Ba Tri 1 x 250 2026-2030 89 Gò Quao 1 x 250 2021-2025 3-34 90 Hòn Đất 1 x 250 2026-2030 91 Hà Tiên 2 x 250 2026-2030 92 Ô Môn 1 x 250 2026-2030 93 Ninh Kiều 1 x 250 2026-2030 94 Ô Môn 2 1 x 250 2026-2030 95 Cờ Đỏ 2 x 250 2026-2030 96 Vị Thanh 1 x 250 2026-2030 97 Phụng Hiệp 1 x 250 2026-2030 98 Trà Vinh 1 x 250 2026-2030 99 Cầu Kè 1 x 125 2026-2030 100 Sóc Trăng 1 x 250 2026-2030 101 Mỹ Tú 1 x 250 2026-2030 102 NĐ Long Phú 2 x 250 2026-2030 103 Bạc Liêu 2 2 x 250 2021-2025 104 Hồng Dân 1 x 125 2026-2030 105 Ngọc Hiển 2 x 250 2021-2025 106 Trần Văn Thời 1 x 250 2026-2030 Total 23,750.00 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 d) 石炭調達方法 d-1) 石炭調達案の概要 本事業では海外炭を利用した石炭火力発電所として計画しており、外洋に面した場所に位置してい るため、石炭調達方法として海運調達を検討する。 調達案としては、30,000DWT バルク船による海外炭の直接受入案（以下、30,000DWT 案）と、ベトナ ム国内の石炭中継基地を活用した 10,000DWT バルク船による調達案（以下、10,000DWT 案）の２つが 考えられる。 30,000DWT 案では外航船を発電所へ直接受け入れることになり、国際航路に近接している発電所予 定地域にとっては港湾および海運航路の開発により当該地域の利便性が飛躍的に高まる。しかし発電 所予定地はメコンデルタ地域であり、遠浅な海域に面しているため港湾開発に必要な浚渫工事や防波 堤等の建設等、海洋土木工事費用が膨大になる。また 30,000DWT 案の場合、石炭の安定調達やコスト 競争力等の面から調達可能な石炭はインドネシアやオーストラリア等、近隣の諸外国に限られ、ベト ナムのエネルギーセキュリティ確保の観点からは制約となり得る。特にインドネシア等のエネルギー 輸出国にあっては、政治的な方針により国内消費を優先するための輸出制限等のリスクもあり、長期 的な供給契約が困難となる可能性もあるため注意を要する。 一方 10,000DWT 案では、30,000DWT 案に比べ調達可能な石炭の種類が増えることでベトナム国全体 のエネルギーセキュリティの向上が期待でき、加えて必要な港湾設備の建設工事量やコストを下げる ことができるが、ベトナム国内の石炭中継基地の開発スケジュール遅延リスクや当該中継基地の寄託 3-35 料等による割高な石炭価格設定などが懸念される。 そのため今回は、30,000DWT 案と 10,000DWT 案の両案について調査検討を実施した。 d-2) ベトナム国内の石炭中継基地計画の概要 ベトナム国内に石炭中継基地を計画する場合、候補地として複数地点が想定されるが、現時点では Duyen Hai 地点での建設が有望視されている。当該計画における石炭供給先としては、基本的に河川 に近接している内陸の石炭火力発電所向けに対して計画されているが、将来的には Duyen Hai や Song Hau、Long Pho のほか、Kien Luong、An Giang、Bac Lieu 等、合計８プロジェクトへの供給が想定さ れている。 以上の情報から、本事業への適用を考える場合、払出し船サイズがバルク船ではなくバージ船であ ることや、石炭中継基地の開発計画スケジュールにおいても進捗リスクがあることから、30,000DWT 案についても準備しておく必要がある。 図 3-7 Duyen Hai 石炭中継基地と本発電所予定地の位置関係 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 以下に、Duyen Hai 石炭中継基地計画の概要について示す。 3-36 表 3-32 Duyen Hai 石炭中継基地 基本計画 フェーズ 1 石炭輸入先 フェーズ 2 フェーズ 3 インドネシア/オーストラリア 受入船サイズ 100,000DWT (同左) (16m Draught) COD DH 発電所以外への 供給量 2028 2033 2 3 4 8.5 百万 t/年 18 百万 t/年 31 百万 t/年 3.8 百万 t/年 12 百万 t/年 25 百万 t/年 300,000T 1,000,000T 2,000,000T 貯炭場容量 石炭供給先 (19m Draught) 2023 受入バース数 年間取扱量 160,000DWT デュエンハイ、ソンハウ、ロンフー、バクリュウ、アンジャン、ロンアン 払出し船サイズ 5,000DWT/10,000DWT バージ船 （4.5m Draught、Quan Chanh Bo 水路を拡張予定） 払出しバース数 2 4 払出しバース寸法 運用日数 7 9.0m×160m×40m 350 日/年（定期メンテナンス含む） バース静穏度 防波堤を想定し 97.5％ 出典：調査団作成 d-3) 発電所予定地近海の水深 本発電所予定地近海の水深については、海岸線から 7∼8km 沖合で水深-5∼6m 程度、16 ㎞沖合で-12m となっている。 図 3-8 本発電所予定地近海の水深状況 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 3-37 表 3-33 石炭バルク船の想定寸法 30,000 DWT 石炭船 10,000 DWT 石炭船 型式 32 型 10 型 最大積載喫水 9.65 m 10.40 m 船長 180.0 m 113.33 m 船幅 30.0 m 19.40 m 出典：調査団作成 e) プラント蒸気条件 現在、ベトナム国内で稼働中の火力発電所は亜臨界圧プラントが多数を占め、超臨界圧プラントに ついては建設中のものがあるものの実際の運転実績はない状況にある。しかしながら、本プロジェク トの運転開始が 2020 年代となる見込みであるため、そのときまでにある程度の超臨界圧プラントの運 転実績を蓄積できる可能性が高い。 その場合、次のステップとしてベトナムにおける超々臨界圧プラントの導入も視野に入ってくるこ とから、今回は超臨界プラントと超々臨界圧プラントの２オプションについて検討する。 具体的な各種プラントの蒸気条件想定については、当社で十分な運転実績のある蒸気条件を選定し、 計画することとした。 表 3-34 本発電所計画での蒸気条件想定 600 MW 規模 600 MW 規模 1,000 MW 規模 超臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 主蒸気圧力 24.1 MPaA 24.1 MPaA 24.1 MPaA 主蒸気温度 566 ℃ 593 ℃ 593 ℃ 再熱蒸気温度 566 ℃ 593 ℃ 593 ℃ 出典：調査団作成 f) 候補となる石炭の燃料性状 海外輸入炭による発電所運用を想定した場合、輸送コスト等を考慮すると、石炭輸入先はインドネ シア炭やオーストラリア炭が現実的な選択肢となるが、安定調達の見込みや価格競争力の面で、それ ぞれに特徴があるため、最近の Duyen Hai 発電所向けの石炭入札で使用されている石炭性状をベース に検討する。具体的には、以下の石炭性状レンジを想定することとする。 3-38 表 3-35 石炭性状レンジの想定 石炭性状クライテリア 許容 許容不可 湿分 8∼16 % ＞ 16 % 固有水分 3∼10 % ＞ 10 % 5980 ∼ 6554 kcal/kg ＜ 5980 kcal/kg 灰分（恒湿ベース） 4∼16 % ＞ 16 % 揮発分（恒湿ベース） 36∼42 % ＜ 36 % or ＞42 % 硫黄（恒湿ベース） 0.4∼1.4 % ＞ 1.4 % 灰中 MgO+Na2O 1.5∼4.0 % ＜ 1.0 %, ＞ 4.0 % 灰中 K2O 1.0∼2.0 % ＜ 0.6 %, ＞ 2.0 % 灰中 SiO2/Al2O3 比 ＜ 2.5 ＞ 3 HGI ＞ 50 ＜ 45 灰溶融点 ＞ 1250 ℃ ＜ 1200 ℃ 石炭粒径 ＜50 ㎜：100 %、＜1 ㎜：＜15 % ＜1 ㎜：＞ 15 % 発熱量（恒湿ベース） 出典：調査団作成 以上の石炭性状レンジを基に、長期的に安定的な調達が可能で、かつ価格競争力のある候補炭を以 下に示す。 表 3-36 本発電所向けに調達可能な海外炭想定および性状 石炭名 BAU 炭 Targinsky 炭 Moolarben 炭 Solntsevsky 炭 採炭国 ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ ﾛｼｱ ｵｰｽﾄﾗﾘｱ ﾛｼｱ 恒湿ベース 6,000 6,920 6,640 5,644 到着ベース 5,100 6,450 6,100 5,137 LHV (kcal/kg) 到着ベース 4,700 6,150 5,850 4,826 全水分 (wt%) 到着ベース 26 10.3 10.5 18 50 48.2 50 44 固有水分 (wt%) 12 3.8 2.5 9.9 固定炭素 (wt%) 41 52.2 51.5 39.9 揮発分 (wt%) 41 33.8 29 38.1 灰分 (wt%) 6 10.2 17 12.1 計 100 100 100 100 燃料比 1.0 1.5 1.78 1.047 0.3 0.4 0.5 0.17 (wt%) 70.21 73.5 68.94 65.61 Hydrogen (wt%) 4.68 5.01 4.38 4.92 HHV (kcal/kg) HGI 工業分析（恒湿ベース） 硫黄分 (wt%) 元素分析（無水ベース） Carbon 3-39 石炭名 BAU 炭 Targinsky 炭 Moolarben 炭 Solntsevsky 炭 17.32 8.28 7.18 14.75 Nitrogen (wt%) 1.4 2.22 1.65 1.1 Sulfer (wt%) 0.3 0.41 0.50 0.19 Ash (wt%) 10.6 17.44 13.43 Oxygen (wt%) 出典：調査団作成 g) 環境負荷 石炭火力発電所の建設・運用においては、必要用地の取得に伴う住民移転の可能性や運転時の環境 負荷など、周辺環境への影響が少なからず発生する。そのため、当該発電所計画では、事前にそれら への影響を検討し、事前の対策を準備する必要がある。特に本プロジェクトの発電所予定地周辺の海 域にはマングローブ林が確認されており、これに対しても発電所建設によるマングローブ林の開発範 囲の低減等、事前の検討が必要な状況にある。詳細については、第 4 章にて記載する。 h) 資金調達方法 本プロジェクトにおいては、3 フェーズ分の用地取得やサイト造成、港湾設備等の共有設備の建設、 および 1 フェーズ分の発電設備建設等のための資金として、約 2,500 億円程度を想定しており、これ らの資金を確保することが検討課題である。詳細については第 5 章にその検討を行っている。 3) 技術的手法の検討 a) 発電方式 超臨界圧以上の主要な火力発電方式として、ボイラ設備では貫流ボイラによる超臨界/超々臨界発電 方式がある。これらは、蒸気圧力および蒸気温度により選択され、臨界点を超える蒸気条件の場合は、 貫流ボイラを選択する必要がある。またタービン設備では、蒸気タービンは復水タービンにて計画し、 タービンサイクルとしてはタービンの複数段からの抽気による再生サイクルを想定し、必要設備を計 画する。 表 3-37 本発電所計画での発電設備想定 超臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 600 MW 規模×2 600 MW 規模×2 1,000 MW 規模×1 41.08 % 41.88 % 41.96 % 排気ガス流量 約 2,800 t/h×2 約 2,640 t/h×2 約 4,000 t/h×1 必要冷却水量 55.46 m3/s 53.64 m3/s 40.52 m3/s 発電端熱効率（HHV） 出典：調査団作成 本プロジェクトでは、1 フェーズあたり 600MW 規模の 2 ユニット構成で 3 フェーズ分の石炭火力発 電所建設を基本とするが、別の案として 1,000MW 規模の 1 ユニット構成による石炭火力発電所建設案 の場合、同程度の出力で建設費の低減や発電所予定地の開発範囲の低減等を期待できることから、今 3-40 回の検討では、600MW 規模の超臨界圧プラント案と 600MW 規模および 1,000MW 規模の超々臨界圧プラ ント案の３案について検討するものとする。 b) 脱硫装置の型式 現在の我が国における排煙脱硫方式は湿式脱硫方式の中の石灰石膏法が主流であるが、本事業の発 電所予定地における運用では、必要となる薬品の調達や副生物の処理先等、現時点で確定していない 事項が多いため、今回は海水脱硫方式にて計画する。 ただし脱硫方式については、今後の調査によって得られる情報に基づき、必要に応じて修正を検討 する。 ｃ）石炭受入設備の規模 今回の検討では、海外輸入炭の直接受け入れを想定した 30,000DWT 案とベトナム国内での石炭中継 基地を利用した 10,000DWT 案の両案について検討を行う。 ただし、今後の石炭中継基地の開発スケジュールの動向や世界的な石炭価格の市況、またエネルギ ー情勢により最適解は変わり得るため、今後の調査によって得られる情報に基づき、必要に応じて修 正を検討する。 3-41 (4) プロジェクトの計画概要 1) プロジェクト内容決定の基本方針 a) プロジェクト実施機関の想定 2010 年当時、ベトナム政府はベトナム南部地域の電力需要に対応するため、第 7 次マスタープラン において複数の発電所建設計画を行っていたが、2014 年現在、それらの発電所開発は中越問題等によ り計画通りには進んでいない状況にある。EVNGenco2 においても、新規発電所開発として O Mon 発電 所の開発を進めていたが、当該プロジェクトにおいても開発スケジュールが遅延している状況にある。 そのため、EVNGenco2 は新規の発電所開発として本プロジェクトへの事業者としての参加に強い意 欲を示しており、修正マスタープラン案においては、IE へのロビー活動等を通じて、事業者として記 載されているとの情報もあることから、本プロジェクトの事業者として指名される可能性が高い。 以上のことから、本プロジェクトにおける事業実施機関については、EVNGenco2 による事業実施を 想定する。 b) プロジェクト実施時期の想定 2010 年当時の第 7 次マスタープランでは、本プロジェクトの運転開始時期は 2028 年となっていた が、今回の調査の結果、修正マスタープラン案では第 1 フェーズの運転開始を 2023∼2024 年に前倒し となる公算が大きい。そのため本プロジェクトの開始時期は、これをベースに想定する。 c) 設備容量の設定 一般に、発電容量の設定では、スケールメリットによる建設コストの低減や運転コストの低減など を目的に、大規模容量の発電設備が計画される。しかし一方で、電力系統の安定運用の観点からは、 当該発電設備の事故発生等に伴う電源脱落による電力系統への影響を考慮し、需要規模の約 7∼10%程 度の単機出力を上限目安に、発電容量が検討される。 2013 年のベトナム国内の電力需要は、約 31,000MW 程度であり、その後、年率 10∼15%程度の伸び率 で増加している状況にあるため、1,000MW 規模の発電容量の系統接続も可能性があることから、本プ ロジェクトではベトナム国内で多く採用されている 600MW 規模の発電容量に加え、1,000MW 規模の発 電所開発についても検討する。 d) 電力系統への接続想定 本プロジェクトにおける発電所全体の発電容量は、3,000∼3,600MW の大規模出力となるため、発電 所の全出力を安定的かつ経済的に送電するためには 500ｋV 系統に接続する必要がある。しかし一方で、 ベトナム南部地域の電力需給において、電力供給力が需要を下回る状況が継続していることから、 220kV 系統への電力供給、もしくは連絡変圧器等を介した 500ｋV 系統から 220ｋV 系統への電力供給 が必要不可欠である。そのため本プロジェクトにおける送電線接続案としては、発電所出力全量の 500 ｋV 系統への接続案（以下、500ｋV 接続案）と 500ｋV 系統と 220ｋV 系統への接続案（以下 500/220 ｋV 接続案）の両案で想定する。 3-42 d-1) 500kV 接続案 当該案では、THOT NOT に 500kV 変電所を新設の上、500kV 送電線を 2 回線で接続する。 図 3-9 本発電所予定地からの 500kV 送電系統接続案 MY PHUOC CU CHI LONG PHU SONG HAU TIEN GIANG O MON Rach Gia THOT NOT Go Quao MY THO O MON Bac Lieu∼THOT NOT間500kV 送電線 2回線 亘長：約124 ㎞ Vi Thanh Soc Trang ND Ca Mau Ca Mau Gia Rai Bac Lieu Hong Dan 500ｋV系統 220ｋV系統 Bac Lieu発電所 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 d-2) 500/220kV 接続案 当該案では、新設の THOT NOT 500kV 変電所への接続のほか、近隣の既設 220kV 送電線へπ分岐にて 接続する。 図 3-10 本発電所予定地からの 500kV/220kV 送電系統接続案 MY PHUOC CU CHI LONG PHU TIEN GIANG O MON Rach Gia THOT NOT Go Quao SONG HAU MY THO O MON Bac Lieu∼THOT NOT間500kV 送電線 2回線 亘長：約124 ㎞ Vi Thanh Soc Trang ND Ca Mau 分岐① Ca Mau Gia Rai 分岐② Hong Dan Bac Lieu Gia Rai∼Bac Lieu間の既設220kV 送電線2回線にp分岐接続 分岐①の亘長： 約11.5 ㎞ 分岐②の亘長： 約12.5 ㎞ Bac Lieu発電所 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 3-43 500ｋV系統 220ｋV系統 e) 石炭調達方法の想定 本プロジェクトでは、海外炭を利用した石炭火力発電所として計画しているため、海運による石炭 調達案として、30,000DWT 案と 10,000DWT の両案を想定し、港湾設備や揚運炭設備等の計画を行う。 f) プラント用水調達方法の想定 プラント用水調達では、Quan Lo-Phung Hiep 水路からの河川水取水を基本計画とするが、乾季にお ける取水可能量が不明であることや河川水質が安定していないことから、当該河川水の取水案と海水 淡水化装置の導入案の複合案として検討する。 g) アクセス経路およびプラント建材調達の想定 本プロジェクトの発電所予定地の北には主要幹線道路として国道 1 号線があり、建設工事に必要な 重量物搬送路として利用可能であるが、発電所予定地近傍の道路については、ほとんどが道幅 6.5m 程度の道路であり、重量物搬送等には適さない状況である。そのため、国道 1 号線から発電所予定地 までの道路（距離約 12km 程度）については、道幅の拡幅や耐荷重量の増強等、設備投資が必要である。 発電所予定地までのアクセス経路としては 2 通り考えられ、国道 1 号線で Gia Rai 地区まで移動後、 省道 979 号線を利用する経路と、国道 1 号線からの分岐路として Xom Lung∼Cai Cung 間の道路を利用 する経路である。ただし Xom Lung∼Cai Cung 間の経路では、途中に多くの川があるため、橋梁の建設 が必要である。 プラント建材の調達については、セメントや土砂、石材、木材等、地元で調達することは困難であ ることから、近隣の他地域から調達する必要がある。 セメント調達については Ha Tien セメント工場（カントー市/ホーチミン市）より、土砂の調達は Tan Chau, Cao Lanh より、石材は Bien Hoa からの海運調達が想定される。またそのほかの鉄鋼材、 レンガ等の建材については、その他の地域から調達する必要がある。またボイラ建屋やタービン建屋 等、ベトナム国内で生産されていない主要建造物用の鋼材については、輸入品が想定される。これら 主要建造物鋼材の輸送手段については、陸路においては道路の整備状況や重量制限が制約となるため、 海運等による輸送が想定される。なお、発電所予定地の造成用土砂については、泊地・航路の浚渫土 砂を活用するものとする。 図 3-11 本発電所予定地周辺の道路状況 出典：調査団作成 3-44 h) 建設工事用電源の調達 建設工事用および試運転用電源の調達先としては、発電所内に 110kV の 1×40MVA 開閉所を建設し、 Gia Rai∼Ca Mau 間、もしくは Gia Rai-Bac Lieu 間の 110kV 送電線から T 分岐で引き込むことが想定 される。この他の代替案としては、建設工事初期の段階では、既設 22ｋV 送電線からの受電により賄 い、その後の試運転工程等に際しては、110ｋV Ganh Hao 変電所が運用開始した後に受電することが 想定されるが、現時点ではバクリュウ配電会社の 2016 年以降の開発計画が未定であるため、今後の調 査で明らかにする必要がある。 なお、建設工事用に設置された受変電設備については、発電所建設後、近隣地域への配電設備とし て活用される。 2) 概念設計および適用設備の仕様 前述までの調査結果に基き、高利用率のベースロード運用で運転する前提で発電所建設計画を検討 した。基本設計方針については以下の通りである。 a) サイトレイアウト案 卓越風向や送電線取合いとの干渉、建設中の重機との干渉可能性、マングローブ林との干渉地帯の 低減等を考慮し、発電設備配置案を検討した。以下に想定されるレイアウト案を示す。ただし当該配 置案はあくまで参考レベルであり、詳細設計段階にて再検討されるものである。 図 3-12 600MW 規模 超臨界圧プラント×2 基構成案 サイトレイアウト案 30,000DWT 案 発電設備構成案 10,000DWT 案 1 フェーズ分の設備構成 出典：調査団作成 3-45 図 3-13 600MW 規模 超々臨界圧プラント×2 基構成案 サイトレイアウト案 30,000DWT 案 発電設備構成案 10,000DWT 案 1 フェーズ分の設備構成 出典：調査団作成 図 3-14 1000MW 規模 超々臨界圧プラント×1 基構成案 サイトレイアウト案 30,000DWT 案 発電設備構成案 10,000DWT 案 1 フェーズの設備構成 出典：調査団作成 3-46 b) ボイラおよびボイラ補機 蒸気条件の選定にあたっては、当社で十分実績のある条件を想定することとした。その他の仕様に ついても、日本メーカにおいて多くの実績がある型式、方式を想定することとした。 ボイラ形式は、超臨界圧および超々臨界圧発電を前提とし、貫流ボイラ方式とする。 b-1）ボイラ本体 当社の石炭プラントの採用実績および経験に基づき、ボイラ本体を以下の通り想定した。 表 3-38 本発電所用石炭焚ボイラー本体の想定 600MW 規模 600MW 規模 1,000MW 規模 超臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 超々臨界圧プラント ボイラ型式 超臨界圧変圧運転貫流ボイラ放射再熱形 主蒸気流量 1935.7 t/h 1872.1 t/h 2825.7 t/h 主蒸気圧力 24.1 MPaA 24.1 MPaA 24.1 MPaA 主蒸気温度 570 ℃ 597 ℃ 597 ℃ 再熱蒸気圧力 4.59 MPaA 4.9 MPaA 4.9 MPaA 再熱蒸気温度 568 ℃ 595 ℃ 595 ℃ ボイラ入口給水温度 283 ℃ 290 ℃ 290 ℃ AH 出口排ガス温度 130 ℃程度 通風方式 ボイラ効率(HHV) 平衡通風方式 87.66 % 87.84 % 87.84 % 出典：調査団作成 b-2）ボイラ補機 ボイラ補機については、当社の採用実績に基き、以下のとおり計画した。ただし、今後の詳細検討 の進展に伴い、適宜修正するものとする。 表 3-39 本発電所用石炭焚ボイラー補機の想定 石炭バンカ 給炭機 微粉炭機 石炭バーナ 点火用バーナ 起動用バーナ 型式 鋼板製角型 容量 詳細設計により決定 型式 グラビメトリック給炭機 容量 詳細設計により決定 型式 竪型ミル 容量 詳細設計により決定 型式 微粉炭単位直接加圧式 容量 前壁：3 段×6 列、後壁：3 段×6 列 型式 電気着火空気噴霧式 容量 36 台 型式 空気噴霧型 3-47 押込通風ファン 誘引通風ファン 一次空気ファン ガス再循環ファン 空気予熱器 煙突 容量 前壁：6 列×1 段、後壁：6 列×1 段 型式 横置 1 段動翼可変ピッチ軸流式 容量 50 %×2 型式 動翼可変ピッチ軸流式 容量 50 %×2 型式 横置 2 段動翼可変ピッチ軸流式 容量 50 %×2 型式 横軸両吸込遠心型 容量 100 %×2 型式 再生回転式竪軸形 容量 50 %×2 型式 鋼製 2 筒身集合煙突 4 脚鉄塔支持形 容量 210 ｍ程度 ガス流速 20 m/s 以下 出典：調査団作成 c) 蒸気タービンおよびタービン補機 c-1) 蒸気タービン本体 蒸気タービン本体は、高出力が必要となるため、復水タービンを採用し、タービンサイクル方式は 再熱再生サイクル方式とする。 表 3-40 本発電所用蒸気タービン本体およびタービンサイクルの想定 タービン型式 600 MW 規模 600 MW 規模 1,000 MW 規模 超臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 串型 3 車室 4 流排気式 串型 4 車室 4 流排気式 再熱再生式 再熱再生式 主蒸気圧力 24.1 MPaA 24.1 MPaA 24.1 MPaA 主蒸気温度 566 ℃ 593 ℃ 593 ℃ 主蒸気流量 1935.7 t/h 1872.1 t/h 2825.7 t/h 再熱蒸気圧力 4.45 MPaA 4.78 MPaA 4.78 MPaA 再熱蒸気温度 566 ℃ 593 ℃ 593 ℃ 再熱蒸気流量 1682.9 t/h 1602.6 t/h 2439.4 t/h 低圧タービン排気圧力 抽気段数 タービンサイクル効率 710 mmHg.vac 8 段（低圧ヒータ：4 段、脱気器：1 段、高圧ヒータ：3 段） 46.86 % 47.68 % 出典：調査団作成 3-48 47.76 % c-2）タービン補機 表 3-41 本発電所用蒸気タービン補機の想定 復水器 復水ポンプ 復水ブースターポンプ 復水真空ポンプ 復水ろ過器 復水脱塩装置 タービン駆動ボイラ給水ポンプ ボイラ給水ブースターポンプ 電動機駆動ボイラ給水ポンプ 給水加熱器 脱気器 循環水ポンプ 軸受冷却水ポンプ 型式 蒸気複流半区分水室向流表面冷却型 冷却管材質 熱交換器用チタン管 型式 立軸多段ディフューザ形 容量 50 %×3 もしくは 100 %×2 型式 横軸多段ディフューザ形 容量 50 %×3 もしくは 100 %×2 型式 水封式回転形 容量 100 %×2 型式 カートリッジフィルター 容量 100 %×2 型式 混床式脱塩装置 容量 33 %×4 基および再生設備 1 式 型式 横置バレル型渦巻ポンプ 容量 50 %×2 型式 横置両吸込渦巻型 容量 50 %×2 型式 横置バレル型渦巻ポンプ 容量 25 %×1 型式 表面加熱式横置 U 字管形 容量 #1/2/6/7/8:50 %×2、#3/4：100 %×1 型式 横置圧力トレイ式 容量 100 %×1 型式 立型２床式可動翼斜流ポンプ 容量 50 %×2 型式 横軸両吸込渦巻形 容量 50 %×3 出典：調査団作成 3-49 d) 電気設備 d-1) 発電機および主変圧器 表 3-42 本発電所用発電機および主変圧器の想定 600MW/1,000MW 規模プラント 発電機 型 式 固定子直接水冷却回転子水素冷却三相交流タービン発電機 回転数 50 Hz 定格電圧 力 率 20∼30 kV (EPC メーカの標準による) 0.85 (遅れ) ∼0.9 (進み) 絶縁種別 温度上昇限度 冷却方式 励磁方式 F 種絶縁 B 種絶縁の許容温度未満 固定子：水直接冷却 回転子：水素直接冷却 サイリスタ直接励磁方式 主変圧器 型 式 屋外型油入単相/三相変圧器（負荷時タップ切替器付） 周波数 50 Hz 容 量 800MVA / 1200MVA 定格電圧（2 次側） 冷却方式 中性点接地 500 kV±10% ONAN/OFAF（EPC メーカの標準による） 高圧側中性点を直接接地のこと 出典：調査団作成 d-2) 屋外開閉所 本発電所計画では、発電所全体の発電出力が大きいことや送電ロス低減の観点から、500kV 送電線 への接続を基本とし、500kV/220kV 系統接続案と併せて発電所予定地内の屋外開閉所を計画する。屋 外開閉所の基本構成としては、1+1/2 構成の屋外開閉所を計画した。 1+1/2 構成は元来、環状母線構成による回線の増設対応用として使われ始めた。この構成において は、各回線に対して 2 台の遮断器を持っている。回線の故障に対しては、接続されている 2 台の遮断 器をトリップさせる。1 バンク 2 回線に対して 3 台の遮断器で構成されるため、中央の遮断器の故障 は 2 回線に影響を与えることになるが、母線に接続される遮断器の故障は 1 回線に影響を与えるのみ となる。 遮断器の点検修理時は、当該回線以外の回線に対して影響を与えないで行うことができる。さらに、 いずれかの母線が停電しても各回線に対しては影響を与えないことから、最も信頼性が高い構成であ り、また構成上の増設に対しては比較的容易となる。この構成は 2 重母線+転送母線構成に比べ、若干 コストは低く、母線保護装置の構成は 2 重母線とあまり変わらない。ただし、直接機器が増えるため、 必要エリア面積が大きくなる。本事業での屋外開閉所構成案については、以下のとおりである。 3-50 図 3-15 500kV 接続案 500kV送電系統へ Bac Lieu Phase3 発電機より Bac Lieu Phase2 発電機より Bac Lieu Phase1 発電機より 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 図 3-16 500kV/220kV 接続案 500kV送電系統へ 220kV送電系統へ Bac Lieu Phase3 発電機より Bac Lieu Phase2 発電機より Bac Lieu Phase1 発電機より 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 3-51 e) 制御装置 e-1) 制御装置構成の概要 ここでは主要な計装・制御設備に関する説明並びに最新の制御・計装システムに関する動向と、制 御システムの専業サプライヤとして価格面、信頼性、システムのシリーズ継続性などにおいて優位性 のあるシステム導入事例について、設備構成を含め紹介する。特に制御システムを構成する機器につ いて、今後の技術進歩や製造中止に際し、大規模なシステム改修を必要とせず継続使用が可能なもの を選定することが、運転開始後のコスト抑制の観点より重要である。 標準的なシステム構成案と制御・計装設備に含まれる機器を以下に示す。 図 3-17 大容量火力ユニット向けシステム構成図案 ＤＤＣＭＩＳ OPERATING STATIONS RESOLUTION=1920×1080 DISPLAY COLORS=128 NOS RAM CAPACITY = 4 GB HDD CAPACITY = 500 GB NO. OF ASSIGNABLE KEYS PER OPERATOR KEYBOARD = 101 ALL OPERATING STATION ARE COMPUTER ROOM UNIT INCHARGE ROOM HISTORIAN ALARM & MIS EWS SERVER-1 COLO R LED 2 4° MOU SE HISTORIAN ALARM & MIS EWS SERVER-2 HIGH SPEED DMP PRINTER KEY BOARD COLOR LED 24 ° MOUSE ENGG. & DIAGNOSTIC OS-1 HIGH SPEED DMP PRINTER KEY BOARD COLOR LED 24 ° MOUSE A4 SIZE LJ PRINTER COLOR A3 SIZE LASER JET COLOR PRINTER ENGG. & DIAGNOSTIC OS-2 COLOR LED 24 ° MOUSE KEY BOARD A4 SIZE LJ PRINTER COLOR PERFORMANCE CALCULATION & OPTIMISATION EWS A3 SIZE LASER JET CO LOURED PRINTER CUM SCANNER/ COPIER COLOR LED 24 ° MOU SE KEY BOARD PERFORMANCE CALCULATION SHIFT SUPERVISOR OS & OPTIMISATION OS A3 SIZE LJ PRINTER CO LOR MOUSE KEY BOARD A4 SIZE LJ PRINTER B/ W COLOR LED 24 ° MOUSE KEY BOARD SHIFT SUPERVISOR TSE OS COLOR LED 2 4° COLOR LED 24° KEY BOARD MOUSE SER EWS A4 SIZE LJ PRINTER CO LOR KEY BOARD COLOR LED 2 4° MOUSE EWS FOR TURBINE CONTROL SYSTEM TSC EWS HIGH SPEED DMP PRINTER KEY BOARD COLOR LED 2 4° MOU SE A4 SIZE LJ PRINTER COLOR KEY BOARD MOU SE COLOR LED 24 ° OWS FOR STATION INCHARGE(XEN) A4 SIZE LJP COLOR MOUSE KEY BOARD COLOR LED 24 ° A4 SIZE LJ PRINTER B/ W KEY BOARD REDUNDANT INDUSTRIIAL GRADE ETHERNET TCP7IP BUS TO SHEET 2 OF 3 6 LARGE VIDE SCREEN WITH 80" DIAGONAL SIZE TURBINE CONTROL SYSTEM DEHGC,ARTS,ATT etc. OWS-1 BOILER OPERATOR STATION (BMS/FSS) OWS-2 OPERATING STATION FOR BOILER AUXILIARIES COLOR LED 24 ° CCR OWS-3 OPERATING STATION FOR BOILER AUXILIARIES COLOR LED 24 ° OWS-5 OPERATING STATION FOR STEAM TURBINE AUXILIARIES OWS-4 OPERATING STATION FOR STEAM TURBINE AUXILIARIES COLOR LED 24° COLOR LED 2 4° COLOR LED 2 4° OWS-6 FOR ELECTRICAL & BOP COLOR LED 24 ° OWS-7 OWS-8 COLOR LED 24° COLOR LED 24° ES OPERATION & RECORDERS CONTROL SWITCHES FOR CRITICAL PARAMETERS FOR SAFE SHUT DOWN. ON MGP/UCP ELECTRICAL/SWITCH YARD ON MGP/UCP ES PUSH BUTTON STATIO N GRAPHIC DISPLAY CONTROLLER TURBINE CONTROL SYSTEM MOUSE KEY BOARD MOUSE KEY BOARD MOUSE KEY BOARD MOUSE KEY BOARD A4 SIZE LJ PRINTER B/W A4 SIZE LJ PRINTER COLOR MOU SE KEY BOARD MOUSE KEY BOARD MOUSE KEY BOARD MOUSE KEY BOARD A4 SIZE LJ PRINTER B/W A4 SIZE LJ PRINTER B/W A4 SIZE LJ PRINTER COLO R KEY BOARD REDUNDANT DATA HIGHWAY SPEED = 100 MEGA BITS PER Sec. MEDIUM = COXIAL CABLE/FO CABLE TO SHEET 2 OF 3 DATA HIGHWAY PROPRIETARY, DETERMINISTIC IEEE802.4 TURBINE TRIP/ PRO TECTION, DEHC/ TSC/ATT & BMS/FSSS REDUNDANT CPU-1 CER TRIPLE REDUNDANT CPU-1 REDUNDANT CPU-32 (64 NOS CPU) REDUNDANT MULTILOOP/ MULTIFUNCTION CONTROLLER#1 REDUNDANT MULTILOOP/ MULTIFUNCTION CONTROLLER#32 TRIPLE REDUNDANT CPU-3 (9 NOS CPU) REDUNDANT MULTILOOP/ MULTIFUNCTION CONTROLLER#1 REDUNDANT MULTILOOP/ MULTIFUNCTION CONTROLLER#3 REDUNDANT LOCAL BUS/CUBICLE BUS/ PERIPHERAL BUS/ I/O/ BUS 10MBPS ANALOG OUTPUT CARD 4-20mA BINARY INPUT CARD BINARY OUTPUT CARD FOPH PANEL CWPH PANEL WITH REDUNDANT WITH REDUNDANT CONTROLLER & CONTROLLER & I/O CARDS I/O CARDS ANALOG INPUT CARD T/C RTD 4-20mA TO CEMS OS VMS TO DDCMIS TO OCAMMS OS ANALOG OUTPUT CARD 4-20mA BINARY INPUT CARD TO DDCMIS SG,STG AND AUXILIARIES ELECTRICAL GENERATOR & SWITCHYARD TSI FOR DAS, I/O CARDS SHALL BE NON-REDUNDANTS ∼ TO TSI & OCAMMS OS ANALOG INPUT CARD BINARY OUTPUT CARD FOR TMR CONFIGURATION I/O CARDS SHALL BE TRIPPLE REDUNDANT HW SIGNALS TO DDCMIS FLUE & CEMS ANALYSER HW SIGNALS FIFLD HW SIGNALS FOR DAS, I/O CARDS SHALL BE NON-REDUNDANTS ∼ P T/D P T/LT ←20mA ANALOG OUTPUT CARD BINARY INPUT CARD BINARY OUTPUT CARD TG REMOTE I/O PANEL #1 TG REMOTE I/O PANEL #2 SG REMOTE I/O PANEL #1 SG REMOTE I/O PANEL #2 (FOR MONITORING) HW SIGNALS ANALOG INPUT CARD T/C RTD 4-20mA TO DDCMIS ANALYSERS STEAM & WATER MCC/SWGR ES = INDUSTRIAL GRADE MANAGED TYPE ETHERNET SWITCH 出典：調査団作成 大容量プラントの計画に当たり、設備を構成する一般的な機器のスコープは以下のとおりである。 表 3-43 制御・計装設備に関するスコープ No. Control and Instrumentation Functions Abbreviations 1 Distributed Digital Control System DCS 2 Safety Instrumented System SIS 3 Annunciation System 4 Plant information and Management system PIMS 5 Electrical Distribution Monitoring System EDMS 3-52 6 Supervisory Control Panels, Supervisory Desks and Equipment Panels 7 Enterprises Resource Planning System ERP 8 Monitoring & Information System MMI 9 Performance Analysis Diagnosis and Optimization System PADO 10 Energy Management System EMS 11 Computerized Maintenance & Inventory Management System 12 Plant Resource Manager 13 PLC & Other Control Sub System 14 General Field and Measuring Instruments, Flow Elements 15 Environment Monitoring Systems 16 Continuous Emission Monitoring System CEMS 17 Steam and Water Analysis System SWAS 18 Power Supply & Utilities for control system UPS System CMCMS PRM & 24 V DC system 19 Erection hardware & Cables 20 Control Valves with Actuators 21 Plant Security and Surveillance System 22 Material Supply, Ware Housing, Erection, Testing and Commissioning Tools, Tackle & Calibrating Instruments Control Instrumentation Laboratory & Testing Equipment 23 Plant Simulations Coupling with DCS system 出典：調査団作成 e-2) 各制御・計装設備の概要 (1) 分散制御システム (DCS: Distributed Control System) 発電所の安全な運転・監視、及び効率的な保守管理を実施するため、分散制御システム(DCS)を採用 する。 近年の諸外国の電力需要の増加により、石炭火力発電所に求められる要求は年々高度化しており、 蒸気条件の高温・高圧化、ドラムボイラから貫流ボイラーへの移行、中間負荷運用化等の要求が増え ている。その中でも超臨界圧石炭火力発電プラントは、従来の主流であったドラムボイラに比べてプ ロセス、負荷変動への追従能力、起動・停止手順がより複雑になるため、制御ロジックも非常に煩雑 なものとなっている。このように要求が高度化・複雑化した超臨界圧方式の安定した運転の実現には DCS の性能向上が大きく貢献している背景があり、以下に述べる高い信頼性、優れた保守性及び長期 サポート体制を有する DCS を選定することが、安定したプラントの稼働に必要不可欠となる。 信頼性の核となるコントローラはマイクロプロセッサ(MPU: Micro-Processing Unit)を２枚実装し たモジュールを２枚１組にて機能別に割当てて冗長化の構成とし、システム全体として 99.99999 ％ 3-53 の稼働率を維持することとする。システム全体の制御バスは、伝送速度が 1 Gbps の冗長化された制御 バスを設け、システムを構成しているコントローラ、操作監視装置、保守・エンジニアリング装置等 がそれぞれ直接制御バスに接続される構成となる。ボイラー制御、脱硝装置や脱硫装置等の付帯設備 制御、タービンガバナ制御及び保護等に関する装置が制御バス直結の構成となり、同一の制御バス上 での運用が実現可能となる。 CPU モジュール、電源モジュール、I/O モジュールは専用の 19 インチラックに実装し、各ラックは 内部バスモジュールにて接続される。CPU、電源、内部バスは冗長化構成を基本とし、I/O モジュール は各プロセスの重要度によってシングル、冗長化構成を使い分けることとする。I/O モジュール冗長 化構成の適用対象は全種類とし、冗長化機能はアプリケーションソフトや外部配線を行わず、システ ムの基本機能として有すべきものである。これにより、プロセスの重要度に応じて自由自在なシステ ム構築を実現するものとする。 アラーム&イベント解析においては、GPS による時刻同期信号を受信することにより、システム全体 で正しい時系列において実施する。特に 1 msec 単位の分解能にて表示出来る SOE (Sequence of Event) は異常時の解析の際に重要となる機能であるが、DI モジュールにて付与した時刻情報を各コントロー ラ経由で収集し、正しく時系列にて表示することで適切なイベント管理を行う。 石炭火力発電は、各国において主要な電源に位置付けられる傾向にあり、数十年の長期にわたって 安定した稼働を求められる。制御システムにおいても、長期保証、システムの長期継続性、将来のプ ラント増設の際の拡張機能や統合機能を十分考慮することが不可欠となる。 将来の改造メンテナンスについてはプラント運用上、メンテナンスコスト削減や改造期間短縮の観点 から、必要に応じた機器のみを適宜改造・アップグレード可能なシステムを導入する必要がある(例え ば、Windows OS の更新時期に併せた操作監視ソフトのアップグレード、演算能力向上を目的とした CPU モジュールの交換など)。 (2) 安全計装システム (SIL3 準拠) の概要 石炭火力発電におけるバーナ失火、大型補機故障等に起因する重大事故を防ぐため、ボイラー保護、 バーナ管理には SIL3 準拠(SIL: Safety Integrity Level)の安全計装システム(SIS: Safety Instrument System)を採用する。SIS は、(1)で述べた DCS とセットで導入し、DCS と同一の制御バスに接続され、 １つの統合されたシステムとして運用するものとする。DCS の操作監視装置より SIS のアラーム、グ ラフィック、SOE 等のプラント運用に欠かせない情報を併せて表示し、効率的なオペレーションを実 現する。CPU、電源、内部バス、I/O モジュールの構成は DCS と同様であり、すべて二重化の構成を検 討するものとする。二重化、シングルのどちらの場合においても SIL3 を保ち、例えば、二重化してい るモジュールが交換等の目的で一定時間シングルになった場合においても、システムとして SIL3 に準 拠している状態となる。 (3) フィールド機器、分析計 の概要 プラントの給水・蒸気系統、燃料系統、空気系統等の流量、圧力測定には差圧伝送器、圧力伝送器 を設置する。伝送器のセンサは、測定精度に優れ、校正作業が長期間不要なシリコンレゾナントセン サが実装されているものを選定する。また、対象プロセスに応じて、１台で差圧と圧力の両方を表示 3-54 出来るマルチセンシング機能を有した伝送器を採用し、設置台数の最適化を図る。 燃焼制御用の O2 測定のため、ジルコニア式 O2 濃度計を節炭器出口に複数設置することとする。 煙突からの排ガス中の NOx、SOx、CO、CO2 等の規制物質の総量測定のため、連続排ガス監視システ ム(CEMS :Continuous Emission Monitoring System)を設置する。赤外線分析計と O2 分析計を設置し、 規制物質の濃度、温度、圧力、流量の測定、帳票管理、国家機関へのデータ送信の機能を実現する。 更に水質監視のため、缶水監視システム (SWAS: Steam and Water Analysis System)を設置するも のとする。pH、導電率、シリカ濃度、濁度等を測定する。 また、最新の事例として、脱硝装置を設置する場合は、レーザガス分析計を脱硝装置の出口に設置 し、アンモニア測定を行うものとする。 e-3) 近年の傾向 (1)フィールドデジタル、統合機器管理ソリューション 最 近 で は プ ラ ン ト メ ン テ ナ ン ス の 最 適 化 を 目 的 と し て 、 HART (Highway Addressable Remote Transducer)、FF (Foundation Fieldbus)、Profibus 等のフィールドデジタル信号を活用し、現場の フィールド機器のパラメータ情報や診断情報を中央監視室で一括管理する事が通例となっている。従 来は、機器の状態は現場で一つ一つ確認していたため、機器の状態をリアルタイムに把握することが 難しく、メンテナンス計画を立てるのに時間を要した。 また、機器を交換する際のパラメータ設定も、従来は各設定項目を注意深く確認しながら実施する 必要があった。統合機器管理ソリューションソフトウェア (PRM: Plant Resource Manager)を導入す れば、フィールドデジタル信号を一括管理し、現場に行かずに中央制御室から機器の状態を把握し、 メンテナンス計画の策定や機器交換作業を円滑に実施することが可能となる。 構成としては、PRM は 1.1 の DCS の制御バスに直接接続され、I/O モジュール、CPU モジュールを経 由してフィールドデジタル情報が PRM の PC 内で保管される。(1)、(2)の DCS、SIS でのシステム設計 の際に、フィールドデジタル信号の種類に適した I/O モジュールを選定する。 (2)フルレプリカプラントシミュレータ 主要な電源に位置付けられることの多い石炭火力発電プラントは、設備の信頼性や性能はもちろん のこと、運転員の技量・経験が、安定したプラント運用に必要不可欠となる。超臨界圧石炭発電プラ ントの運転において、十分な技術・経験を持ったエンジニアは少ない国が多く、プラント竣工の後も スムーズな運用が出来ない恐れがある。 上記(1) 分散制御システムで述べたように、超臨界圧石炭火力発電プラントの運転は、従来の方式 に比べて高度化・複雑化しており、複雑なプロセス動特性、負荷追従への対応、起動・停止の正しい 手順、プラント異常時の対応等への理解が必要となるが、実際の運転員が実プロセスと同等の条件下 で運転を経験出来る機会は少ない。 このような状況下にて、事前に運転員の訓練を行い、営業運転開始時に必要十分なレベルまで引き 上げるため、フルレプリカプラントシミュレータが導入されることが多くなっている。大まかなシミ ュレータの構成としては、プラントモデル、バーチャル運転機能を持つ DCS の運転監視装置、シミュ レータ設定装置からなる。プラントモデルは熟練のエンジニアが実プロセスの動特性を基に作成し、 DCS の制御ロジックを専用のゲートウェイにてプラントモデルに接続するため、実際の運転とほぼ変 わらない環境でトレーニングが実施できる。この実プラントに即したプラントモデルを用いて、プラ 3-55 ント起動・停止の際のシミュレーションや任意の負荷上昇等、要求に合わせた場面設定が可能である。 また、任意のプラント異常時のプロセス状態を模擬し、実際の運転中にプラント異常に直面した際に も、正しい対応が出来るように事前に訓練することも可能である。発電プラント向けのレプリカシミ ュレータの需要は非常に高く、運転員の技量の底上げに役立っている。 f) 環境設備 本事業における環境設備は、排ガスの環境への影響緩和を前提とし、NOX、SOX、ばいじんに対応 する設備を採用する。排煙処理設備としては、電気式集塵装置、排煙脱硝装置および排煙脱硫装置 の設置を検討する。排煙脱硫装置については、日本国内では石灰石膏法の実績が多いものの、必要 となる石灰石の入手先や副産物の石膏供給先等について不確定な項目が多いため、今回は海外での 採用実績も多く、設備構成や運用が比較的簡単である海水脱硫方式にて計画することとした。 f-1) 電気式集塵装置 一般に、放電極を負極、平板の集塵極を正極とし、荷電用には通常、特別高圧直流電源が用いられ る。この電界の強さを高めると、放電極周辺のガスは局部破壊され、いわゆるコロナ放電が発生し、 負コロナが発生する。この状態では、ガス分子のイオン化が進展し、多数の負イオン、正イオンが生 成され、正イオンは直ちに放電極に中和され、負イオンおよび自由電子は集塵極に向かって走行し、 負イオンのカーテンを形成する。この電界中に含塵ガスを通すと、イオンおよび電子の電界による粒 子への衝突と、イオンの熱運動による粒子への衝突によって粒子はほとんど瞬間的に荷電され、これ らの帯電粒子はクーロン力により移動し、集塵極に分離捕集される。なおコロナ放電とは、空気中に 置かれた二つの電極間に電圧を加え、この電圧が電極構造で決まるある電圧値に到達すると両電極間 は火花によって短絡される。しかしこの程度まで高い電圧を加えない場合にも、電極に細い線や鋭い 角が存在し、電界が集中する場合には、この部分で局所的に絶縁破壊が生じる。このような現象をコ ロナ放電という。電気集塵装置は、このコロナ放電を安定的に発生させることでガス中のばいじんを 除去するものである。 電気集塵装置の特徴としては、静電的な凝集作用により微粒子の捕集が可能で、高効率であること や、圧力損失が小さく運転経費が節約できること、またダストの粒子径やガス温度、湿度等、ガスや ダスト性状が広範囲で使用できることが挙げられる。 図 3-18 電気集塵装置 出典：MHI メカトロシステムズ社 提供資料 3-56 f-2) 排煙脱硝装置 脱硝方式は乾式と湿式に大別されるが、本計画では排煙脱硝装置の主流として採用実績の多い乾式 アンモニア接触還元法にて計画する。 本方式の脱硝原理は、排ガス中にアンモニアを注入し、触媒層を通すことにより NOX を還元して、 無害の窒素と水蒸気に分解するという、極めて簡単なプロセスであり、化学反応式は次のとおりであ る。 4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O NO + NO2 + 2NH3 → 2N2 + 3H2O 図 3-19 脱硝装置での化学反応イメージ 出典：MHPS 社 提供資料 この反応は、反応器内の触媒を介して行われる。反応時のガス温度が高いほど脱硝効率が高いため、 節炭器と空気予熱器の中間煙道に設置される。なお、未反応のアンモニアは触媒によってほとんど分 解して窒素と水になるが、一部はそのままの形で排出される。 本方式の特徴としては、プロセスが簡単なため運転が容易であり、トラブルの少ない信頼性の高い 装置であること、乾式法であるため廃液処理の必要がなく、排ガスの再加熱が不要であること、高い 脱硝効率を得られること、副生成品が少ないこと等が挙げられる。 図 3-20 乾式アンモニア接触還元方式での触媒 出典：MHPS 社 3-57 提供資料 f-3) 排煙脱硫装置 排煙脱硫装置は大別して湿式法と乾式法があるが、現在、実際に設置・運転されているものは、ほ とんどが湿式法である。また湿式排煙脱硫プロセスについても、石灰石膏法や水マグ法、海水脱硫法 等、吸収剤や副生品等により、数多くの種類がある。 日本国内では、吸収剤としての石灰石が国内で豊富に産出されることや、副生品としてセメント用 や石膏ボード用に適した商品価値の高い石膏が回収できることなどから、湿式の排煙脱硫方式の中で も石灰石膏法が主流を占めている。 一方、海水脱硫法は、海水と空気以外の薬剤等は必要としないシンプルな設備構成であることや、 吸収後に固形副生物を発生しないこと、また吸収剤としての海水は復水器で使用した大量の冷却用海 水を活用できることなどから、設備投資コストや運転コストの低減および信頼性の高い設備構成が可 能となる。そのため今回の検討では、石灰石の調達先や石膏の供給先等、不確定な要素も多いことか ら、海水脱硫方式にて計画する。 表 3-44 主要な脱硫方式比較 海水脱硫方式 石灰石膏方式 プロセス概略図 脱硫効率 90∼98％程度 90∼98％程度 吸収剤 海水由来の重炭酸イオン(HCO3 ) 石灰石由来の重炭酸イオン(HCO3-) 副生品 なし 石膏 曝気設備 石灰石膏設備 必要な補助設備 - 出典：MHPS 社 提供資料 海水脱硫方式は、海水が元来アルカリ性であることを利用し、排ガスと海水を気液接触させて、排 ガス中に含まれる SO2 を海水に吸収させて処理ガスを大気に放出するものである。 反応プロセスでは、海水と排ガスの気液接触により亜硫酸（SO3）を酸化させて硫酸（SO4）の形態 にすることで安定化を図られるが、単に排ガスと海水を気液接触させたのみでは SO3 を完全には酸化 させることができず、その結果、排液には多くの SO3 が含まれ、また発生した水素イオンによりｐH が低下する。 SO2 + H2O → HSO3- + H+ ・・・① （吸収塔での吸収） このため、曝気槽では、この排液に新たな海水を混合することで pH を高め（中和反応）、さらに曝 気することによって SO3 の酸化を促進させ、化学的酸素要求量（COD）を所定値以下に低減するととも 3-58 に、溶存酸素（DO）を所定値以上に高めるプロセスが行われる。 2HSO3- + O2 → 2SO42- + 2H+ ・・・② + - H + HCO3 → CO2 + H2O (曝気による酸化反応) ・・・③ （発生した H+と追加された海水由来の HCO3-との中和反応） g) 発電所用水設備 プラント用水調達では、Quan Lo-Phung Hiep 水路からの河川水の取水を基本計画とするが、乾季に おける取水可能量が不明であることや河川水の水質が安定していないことから、当該河川水の取水案 と海水淡水化装置の導入案の複合案として計画する。 g-1) プラント必要用水量の想定 本事業では発電所出力および設備構成の想定として、600MW 規模の超臨界圧プラント 2 基案、600MW 規模の超々臨界圧プラント 2 基案および 1,000MW 規模の超々臨界圧プラント 1 基案と、複数案を検討 しているが、ここではプラント用水の最大使用が想定される 600MW 規模の超臨界圧プラント 2 基案に 基いて必要水量を想定する。 その結果、建設期間中の必要水量は約 2,500m3/日、運転開始後の必要水量は約 6,000m3/日が必要と なる。 図 3-21 補給水処理のプロセス例 出典：調査団作成 表 3-45 600MW 規模の超臨界圧プラント 2 基分の必要原水量想定 必要水量（m3/日） 想定使用先 除濁ろ過水 プラント用純水 ボイラ補給水 949 軸受冷却水補給水 13 復水脱塩装置再生水 187 その他 20 純水装置排水 542 純水使用量 小計 1,711 ボトムアッシュ処理補給水 614 FGD 補給水 40 油タンク冷却水 120 3-59 必要水量（m3/日） 想定使用先 岸壁用水 210 化学洗浄水 192 ゴミ処理水 360 貯炭場散水用水 320 石炭灰スラリー用水 170 飲料水 70 造園整備用水 100 一般需要 11 小計 3,918 除濁装置排水 986 原水必要量マージン 20％程度 原水必要量 6,000 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 g-2) 海水淡水化装置の概要 現在の大容量の海水淡水化方式は、逆浸透法による RO システムと蒸発法による多段フラッシュ/多 段効用システムの２つに大別される。 表 3-46 淡水化方法の概要 淡水化方法 蒸発法 原 理 特 徴 海水を加熱して蒸発させ、発生した水蒸 スケールメリットが大きな方式であり、 気を冷却して淡水を得る方法。 エネルギー多消費型であることから産油 国向きの技術である。 逆浸透法 水は通すが塩分は通さない半透膜で容器 電気消費量が少なく、省エネルギー型の を仕切り、その片側に海水を入れ圧力を 技術である。塩分濃度が低いかん水の淡 掛けることで淡水だけを透過させる方 水化を行う場合には、造水コスト低減が 法。 可能となる。 出典：調査団作成 (蒸発法の概要) 20 世紀中ごろからある技術で、現在、多段フラッシュ技術（以下、ＭＳＦ）はもっとも主流な技術 である。MSF は、多段効用法（以下、MED）に比べ高効率、大容量等の利点があるが、装置内の水 温度を 110℃程度に維持する必要性や設備の腐食が早いなど、設備投資コスト面や運用コスト面で劣 る。 一方 MED は、複数の蒸発室で構成され、熱源の蒸気はまず第 1 蒸発室に流入する。蒸気は伝熱管 の内側を流れ、伝熱管の外側を海水が流れ落ちることで熱交換され、供給蒸気は復水として回収され、 また海水の一部は蒸発し、次の蒸発室の加熱源として供給される。このプロセスを海水と冷却水温度 が同じになる最終蒸発室まで行うことで淡水を得ることができる。 3-60 図 3-22 多段フラッシュ法のプロセスフロー 出典：日立造船株式会社 Desalination Plant Business パンフレット 図 3-23 多重効用法のプロセスフロー 出典：日立造船株式会社 Multi-Effect Desalination パンフレット (逆浸透法) 逆浸透圧メンブレンフィルターに海水を加圧して送水することで淡水を得る技術である。供給され る海水は設備に送水する前に多段フィルターにより海藻類の異物を取り除き、20μm 以上の異物を取 り除く。その後、カチオン樹脂によるイオン交換により Ca や Mg 等を取り除き、さらに除塵フィル ターにより 5μm 以上の異物を取り除いた後に、最大 70 気圧程度まで加圧して RO メンブレンフィ ルターへ送水される。その結果、RO システムへ送水されたフィルター水の 30∼50％程度の水が淡水 として得られる。 3-61 図 3-24 逆浸透膜法のプロセスフロー 出典：日立造船株式会社 Desalination Plant パンフレット h) 揚運炭設備 本プロジェクトは海外炭による石炭火力発電所を前提としているため、揚運炭設備は、海運による 石炭調達を前提とし、10,000DWT 船による輸送案と 30,000DWT 船による調達案の両案を前提に計画し た。なお、候補炭の中で安定調達が見込まれ、かつカロリーの低い BAU 炭の使用を前提として、石炭 消費量の多い 600MW 規模の超臨界圧プラントを想定して、揚運炭設備を検討した。 表 3-47 年間石炭使用量の想定 プラント規模想定 600MW 規模×2 600MW 規模×2 1,000MW 規模×1 (1 フェーズ分) 超臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 41.08 % 41.88 % 41.96 % 発電端熱効率（HHV） プラント利用率 75 % (6,500 時間程度) 年間石炭使 BAU 炭 3,562,618 t 3,494,564 t 2,642,350 t 用量 Targinsky 炭 2,816,849 t 2,763,041 t 2,089,222 t Moolarben 炭 2,978,543 t 2,921,647 t 2,209,149 t Solntsevsky 炭 3,536,942 t 3,469,379 t 2,623,306 t 出典：調査団作成 h-1） 石炭船受入バースの必要数および必要アンローディング容量 表 3-48 石炭船受入バース数およびアンローディング容量 港湾規模 年間石炭消費量 石炭船容量 積載効率 年間寄港回数 アンローダ容量 30,000 DWT 規模 10,000 DWT 規模 3,560,000 t×3 フェーズ 3,560,000 t×3 フェーズ 30,000 DWT 10,000 DWT 90 % 90 % 約 131 回 約 393 回 850 t/h×2 基/1 バース 850 t/h×2 基/1 バース 3-62 アンローダ荷役効率 75 % 75 % 約 21 時間/日 約 7 時間/日 2.0 時間 2.0 時間/日 約 23 時間/日 約 9 時間/日 0.79 0.79 バース占有率 約 50% 約 58% 必要バース数 3 バース/3 フェーズ 3 バース/3 フェーズ 荷役実時間 荷役準備時間 荷役総時間 気象係数 出典：調査団作成 h-2) 主要揚運炭設備 アンローダー容量については、バース占有率が 50∼60%程度になる容量にて計画し、また型式とし てはピーク率の変動が少なく後流設備の容量を削減できる連続式バケットエレベータ型を想定した。 また、設備の故障による荷役停止を考慮し、1 バース当たり 2 台のアンローダ設備を想定し、荷役効 率 0.75 にて計画した。受入コンベアについては 1 条でアンローダー2 基分の容量のコンベアを 2 条、 スタッカー設備については、受入コンベアと同等容量にて計画した。 またリクレーマ―設備については、混炭運用を想定し、2 台/1 フェーズにて計画、容量については、 1 台で 1 フェーズ分の 1 日分必要石炭量を投炭できるように計画する。払出しコンベアについては、 混炭運用を想定し 2 条/1 フェーズにて計画し、1 条分の容量はリクレーマ―の 1 台容量×ピーク率 （=1.1）とする。 表 3-49 揚運炭設備の想定 1 フェーズ分の揚運炭設備 備 考 アンローダー設備 型 式 連続式バケットエレベータ型 台 数 2 台/1 バース 容 量 850t/h×2 台/1 フェーズ 50%×2 台とする。 1,900t/h×2 条/1 フェーズ ピーク率 1.1 とする。 受入コンベア スタッカー設備 型 式 連続式バケットエレベータ型 台 数 2 台/1 フェーズ 容 量 1,900t/h / 1 台 受入コンベア容量と同等。 リクレーマ―設備 型 式 走行旋回ブーム起伏バケットホイール型 台 数 2 台/1 フェーズ 混炭運用を想定し 2 台で計画。 容 量 1 日の 1 フェーズ分必要量とする 払出しコンベア 200%容量コンベア 1 条/1 プラント 出典：調査団作成 3-63 図 3-25 各種揚運炭設備の概観 出典：調査団作成 3-64 i) 土木建築設備 i-1) 発電所用敷地 i-1-1) 敷地地盤高さの設定 敷地地盤高さは、ベトナム指針（Guideline No.14TCN 130-2002 Guide line for design of marine dykes に基づき設定した。この基準では、100 年超過確率の最高潮位に基づくと規定されている。100 年超過確率の最高潮位は、+2.42m となっており、これに 0.5m の余裕高、気候変動に伴う水位上昇 0.45m 及び嵐による水位上昇 0.7m を加えて+4.07m とした。現在、サイト予定地の東側に位置するソックチ ャン省の境界から、バクリュウ省 Dong Hai 地区の Ganh Hao 町まで長さ 54km、天端幅 6.5m の バクリ ュウ東堤防が設置されている。現在の高さは、約 3.5m である。 一方、ベトナム政府計画に基づき、地球気候変動による海水面上昇に対応するためバクリュウ省の 東堤防の補強及び南堤防の改良が計画されている。新しい堤防の高さは 4.0m の予定である。 日本においては、発電所の主要機器や構造物の配置に基づき必要な地盤高と、既往の資料から推定 される最高潮位に余裕高を加えて求まる地盤高とを比較検討して敷地地盤高を決定する。既往最高潮 位から求める場合、既最高潮位に 1∼2m 程度の余裕高を加えた高さとするのが一般的であり、敷地地 盤高が 4m 程度の発電所が多い。以上を考慮し、当発電所敷地地盤高は、+4.1m とする。 i-1-2) 護岸の型式 護岸は、構造物に求められる強度や機能を考慮し、海岸線沿いと陸域部で異なる構造とした。①海 岸線沿いの構造は、ロックフィルタイプとする。コア部は、直径 10∼40cm のコア材で充填し、コアと 表層の間は、直径 60∼80cm のロック層とする。法面の表層部は、石で被覆し、下層部はバラスト（砂 利）層を敷く。地質的に護岸基礎の地盤強度が小さいため、基礎の補強が必要である。補強方法は、 サンドパイルや深層混合処理(CDM)等を想定している。②陸側の護岸構造は、アースフィルタイプとす る。法面は、厚さ 30cm の石積みとする。また、護岸基礎は、圧縮及び滑りに対するためサンドパイル で改良する。ただし、今後の詳細設計段階では護岸の安定計算も実施すべきである。 i-2) 取放水設備 i-2-1) 取水設備 当発電所の計画は、石炭搬入方法により、直接外洋から石炭船を受け入れる 30,000DWT 石炭船案と、 チャビン省デュエンハイ地点で計画されているコールセンターから内航船で受け入れる 10,000DWT 石 炭船案の 2 案としているため、それぞれの取水設備の概要を表 3-50 に示す。 表 3-50 取水設備概要 冷却水供給方法 取水路の構造 30,000DWT 石炭船 10,000DWT 石炭船 冷却水は、防波堤の内側より海 冷却水は、拡張する Cai Cung 水 水を取水する。方式は、表層取 路より取水する。方式は表層取 水。 水。 約 3.0km の開水路及び約 2.2km 約 3km のボックスカルバート のボックスカルバートで構成 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 3-65 冷却水は、水温の季節変化や日変化が少なく比較的低温で大量の水を安定的に確保することを要求 される。しかしながら、当地点はメコンデルタ特有の非常に遠浅な海域であるため、深層取水を検討 する場合、取水口から発電所地点までの距離が非常に長くなり、コスト面や設備運用面で得策とは言 えない。従って、取水方式は表層取水方式とする。なお、取水路は、開水路及びボックスカルバート とする。必要冷却水量については、同地点における平均海水温等を考慮し、1 フェーズ 1,200MW あた りの水量を 55.3 ㎥/s と想定した。ちなみに、3 フェーズ合計で約 160 ㎥/s となる。今後の詳細設計 において、基礎の形式や地盤改良方法を検討する。 i-2-2) 放水設備 放水設備に関する 2 案の概要を表 3−51 に示す。 表 3-51 放水設備概要 冷却水放水方法 放水路の構造 30,000DWT 石炭船 10,000DWT 石炭船 放水は、防波堤の外側に放水す 放水は、防波堤の外側に放水す る。方式は、水中放水 る。方式は、水中放流 水深が 5 メートル程度確保でき 水深が 5 メートル程度確保できる るまで鋼製パイプを設置 まで鋼製パイプを設置 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 放水方式は、表層放水と水中方式に大別される。水中放水は、護岸水中放水と沖合水中放水に分類 される。当地点は、遠浅で水深確保が困難であるため、護岸水中放水方式には適さない。したがって、 防波堤により、取水口と放水口を分離することとした。放水温度については、表層放流の場合、最大 使用水量 166 ㎥/s での温度上昇が約 8℃と想定されたため、 予想される最大海水温が 29℃とした場合、 概算値で放水温度が 37℃となる。ベトナムの排水規制では、排水温度は 40℃以下であるため、基準は 満足するが、温排水は環境に与える影響が非常に大きいことから、現段階では水中放流を想定する。 なお、今後詳細設計段階にて温排水の拡散予測を実施することが必要である。また、基礎の形式や地 盤改良方法についても検討する。 i-3) 防波堤 防波堤に関する 2 案の概要を表 3-52 に示す。 表 3-52 防波堤概要 30,000DWT 石炭船 10,000DWT 石炭船 防波堤の構成及び規模 約 3,000m の防波堤 2 本で構成 約 2,750ｍの防波堤 2 本で構成 防波堤の方向 概ね南北方向 概ね南北方向 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 防波堤に求められる主な機能は、冷却用水の取水、燃料、機材の荷役のための静穏な海域を確保す ることである。荷役に必要な静穏度は、一般の荷役時波高が 0.5m∼1.0m 以下、揚油、揚炭時波高が 0.5m 以下である。また、防波堤の配置については、以下の点に留意する必要がある。 3-66 ① 港口の位置は、港口からの侵入波を少なくするため、最多最強の波浪方向を避ける。また防波 堤の法線は、最多最強の波浪に対して効果的な遮蔽をするような方向とする、 ② 港口から進入した波浪の反射波、集中、副振動に対する対策を検討する。 ③ 港口は、対象船舶が安全に航行できる幅を有し、入出港のしやすい方向に設ける。 バクリュウ観測所の観測結果によると主波向は東及び南西方向であり、防波堤により効果的な遮蔽 が期待できるとともに、港口も最多最強の方向を避けている。また、型式に関しては、軟弱地盤にも 適用でき、施工設備が簡単で施工が容易であることから、捨石ブロック式傾斜堤を想定している。港 口より係船岸までの距離、船舶の接岸に要する航路長は、船舶のストッピングディスタンスを考慮し た長さとする。今後の詳細設計検討では、設計波の諸元に基づき基本断面の設定、外力計算、安定計 算を実施し基本断面を決定する必要がある。 図 3-26 防波堤の概念図 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 i-4) 石炭船受入バース バースに関する２案の概要を表 3-53 に示す。 表 3-53 石炭船受入バース仕様概要 30,000DWT 石炭船 10,000DWT 石炭船 3 3 バースの延長 748m 630m(210m×3 箇所) バースの深さ 12m 8.8m バースの数 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 バースの延長及び深さについては、ベトナムの標準港湾技術に基づき設定している。 3-67 i-5) 航路・泊地 i-5-1) 航路 航路に関する 2 案の概要を表 3-54 に示す。 表 3-54 航路概要 30,000DWT 石炭船 10,000DWT 石炭船 船長 176m 129m 航路幅員 90m 71m 航路水深 12.0m 8.8m 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 航路幅員及び航路水深については、ベトナムの標準港湾技術に基づき設定した。また、航路幅員は、 浚渫航路での離合が発生する頻度が低いと想定されることから、単航路と設定している。 i-5-2) 泊地 泊地に関する 2 案の概要を表 3-55 に示す。 表 3-55 泊地概要 30,000DWT 石炭船 10,000DWT 石炭船 面積 直径=510m の円（約 204,000 ㎡） 直径=195m の円(約 30,000 ㎡) 水深 12.0m 8.8m 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 泊地に関する面積及び水深についても、ベトナムの標準港湾技術に基づき設定した。 i-6) 浚渫 浚渫量に関しては、上記のように想定した航路と泊地を基に計算し、30,000DWT 案と 10,000DWT 案 の 2 案に関し、表 3-56 のようになった。 表 3-56 浚渫量及び航路長 建設時(航路、船回し)浚渫量 30,000DWT 石炭船 10,000DWT 石炭船 8.1 百万㎥ 4.6 百万㎥ 12km 6㎞ 航路の長さ 出典：現地コンサルタントより入手した資料を基に調査団作成 ベトナムの標準港湾技術に基づき算定した航路及び泊地の必要水深は、それぞれ 12.0ｍと 8.8ｍで ある。30,000DWT 石炭船案の航路の長さについては、海図の等深線により確認した水深が 12m となる 距離である 12km とした。10,000DWT 石炭船案の航路の長さについては、水深が 9m となる距離である 6 km とした。浚渫量は、海底の勾配が均一であるとし、計画平面図から想定した断面図に基づき平均断 3-68 面法で概算値を求めた。結果は、30,000DWT 石炭船案で約 8.1 百万㎥、10,000DWT 石炭船案で約 4.6 百万㎥となった。なお、航路、泊地については、燃料運搬計画に大きく影響するため、今後深浅測量 の実施を含め詳細に検討する必要がある。 図 3-27 浚渫設備 （出典：港湾・漁港工事数量算出マニュアル（案）国土交通省北海道開発局） 3-69 i-7) 貯炭場 i-7-1) 1 日当たりの石炭消費量の想定 1 フェーズあたりの 1 日当たりの平均石炭消費量については、以下の想定にて計画する。 表 3-57 1 日当たりの石炭消費量想定 プラント規模想定 発電端熱効率（HHV） 600MW 規模×2 600MW 規模×2 1,000MW 規模×1 超臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 41.08 % 41.88 % 41.96 % プラント利用率 75 %（6,500 時間程度） 1 日当たり BAU 炭 9,760 t 9,574 t 7,239 t の平均石炭 Targinsky 炭 7,717 t 7,570 t 5,724 t 消費量 Moolarben 炭 8,160 t 8,004 t 6,052 t Solntsevsky 炭 9,690 t 9,505 t 7,187 t 出典：調査団作成 i-7-2) 石炭パイルの寸法想定 1 フェーズ分の貯炭場計画については、大型ﾊﾟｲﾙの左右に中型ﾊﾟｲﾙを配置し、計 3 パイルの貯炭場 として計画する。各パイル寸法想定については、以下の通りとする。 表 3-58 屋外貯炭場での石炭パイル寸法想定 中型ﾊﾟｲﾙ 大型ﾊﾟｲﾙ 約 0.8 t/m3 石炭嵩比重 ﾊﾟｲﾙ数 2 ﾊﾟｲﾙ 1 ﾊﾟｲﾙ ﾊﾟｲﾙ幅 W W1=40 m W2=80 m ﾊﾟｲﾙ間距離 W0 W0=16 m ﾊﾟｲﾙ高さ H 15 m ﾊﾟｲﾙ安息角θ 40° ﾊﾟｲﾙ長さ L ﾊﾟｲﾙ体積 200 m 程度 66,371 m3 × 2 ﾊﾟｲﾙ ﾊﾟｲﾙ形状概略図 出典：調査団作成 3-70 186,371 m3 × 1 ﾊﾟｲﾙ i-7-3) 貯炭日数 BAU 炭による運転での石炭消費量を想定した場合の貯炭容量は、以下のとおりである。 表 3-59 貯炭容量の想定 プラント規模想定 発電端熱効率（HHV） 600MW 規模×2 600MW 規模×2 1,000MW 規模×1 超臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 41.08 % 41.88 % 41.96 % 石炭嵩比重 貯炭日数 約 0.8 t/m3 BAU 炭 26.2 日 26.7 日 35.3 日 Targinsky 炭 33.1 日 33.7 日 44.6 日 Moolarben 炭 31.3 日 31.9 日 42.2 日 Solntsevsky 炭 26.3 日 26.9 日 35.5 日 平均貯炭日数 29.2 日 29.8 日 39.4 日 1 フェーズ分の貯炭容量：（66371m3×2＋186371m3）×0.8＝255290t 出典：調査団作成 i-7-4) その他 石炭の貯蔵方式は、野積み方式でパイルの高さは 15m と想定した。当地点が軟弱地盤であるため、 今後詳細設計段階での地盤改良及び安定検討が重要である。なお、環境対策として防風ネットの設置 を予定する。 図 3-28 防風ネット概念図 防風ネット 出典：調査団作成 i-8) 灰捨場 i-8-1) 灰捨場の耐用年数 今回の発電所エリアでは、3 フェーズ分の灰捨場エリアとして 150ha 程度を確保し、ダイク高さ+7m で計画する。 （150 ha × 7 m ＝ 10.5 百万 m3 相当） 3-71 表 3-60 灰捨場容量の想定 プラント規模想定 発電端熱効率（HHV） 600MW 規模×2 600MW 規模×2 1,000MW 規模×1 超臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 超々臨界圧プラント 3 フェーズ分 3 フェーズ分 3 フェーズ分 41.08 % 41.88 % プラント利用率 41.96 % 75 %（6,500 時間程度） 石炭灰スラリー比重 1.1 灰捨場 BAU 炭 21.4 年 21.8 年 28.9 年 耐用年数 Targinsky 炭 14.4 年 14.7 年 19.4 年 Moolarben 炭 8.3 年 8.4 年 11.2 年 Solntsevsky 炭 9.9 年 10.1 年 13.3 年 平均年数 13.5 年 13.8 年 18.2 年 出典：調査団作成 現在の発電所予定地の想定では、13∼18 年程度の容量が確保されているものの、事業年数を 25 年程度と想定した場合、30∼50％程度の石炭灰の有効利用が必要となる。 i-8-2) 石炭灰有効利用 石炭には 5∼30％の灰分が含まれており、石炭火力発電所から多量の石炭灰が発生するため、我 が国では資源有効利用の観点から利用技術の拡大が以下の分野で図られている。ここでは我が国に おける石炭灰の有効利用について紹介する。 図 3-29 我が国における石炭灰有効利用分野 出典：調査団作成 3-72 石炭灰の性状としては、石炭灰発生量のうち、フライアッシュとクリンカアッシュ（ボトムアッシ ュ）との発生割合は、ほぼ９：１となっている。石炭灰の形状は、融点の低い灰は球形が多く、高融 点の灰は不定形が多くなっている。微粉炭燃焼のフライアッシュの平均粒径は２５μｍ程度で、地盤 材料的には粘土より粗く、細粒砂より細かくシルト相当である。化学組成は、シリカ（SiO2）とアル ミナ（Al2O3）が多く山土に近く、この２つの無機質で全体の 70∼80％を占める。その他少量の酸化 第二鉄（Fe2O3）,酸化マグネシウム（Mg0）、酸化カルシウム（CaO）などが含まれる。 具体的な利用分野としては、我が国では 1950 年代前半にはフライアッシュをセメント混和材として 実用化されており、1958 年にはフライアッシュの規格、1960 年にはフライアッシュセメントの規格が 制定され、一般構造物のコンクリートに広く利用されるようになった。また、1978 年からセメント原 料の粘土代替としての利用がはじまり、2003 年には全有効利用量の 70.1％がこの用途で利用されてい る。 そのほかの利用例としては、土木分野ではコンクリート混和材利用のほかに道路材・地盤改良材・ 埋立材などの土工材として、建築分野では、人工軽量骨材として広く利用されている。また、農林・ 水産分野では、肥料や土壌改良材として利用されている。 i-8-3) 灰処理方法及び環境対策 灰処理方式は、大気と水環境への影響を最小化するため、高濃度スラリー処理方式を想定している。 環境対策として、石炭灰には重金属や化学物質が含まれるため、灰捨場の底に遮水層を想定している。 遮水方法として、ポリエチレン層（ジオメンブレン）やアスファルトコンクリートを想定している。 地盤の透水係数については、一般的に基準とされる 10-5 ㎝/s 以下を確保することとする。今後の検討 においては、ベトナムの基準をクリアすること及び関係箇所との十分な協議が必要になると考えられ る。また、遮水工以外に、排水基準を遵守するための排水処理施設についても検討が必要である。 i-8-4) その他 灰捨場は、灰を貯蔵する高さ 7m のダイクを構築する計画である。当地点の地盤が軟弱地盤であるこ とを考慮し、今後の詳細設計において、地盤改良方法、ダイクの転倒や滑りに対する安定計算を実施 し、基本断面を決定する。 i-9) 主要構造物の基礎 構造物に採用する基礎についての考え方は以下のとおりである。当発電所敷地の地盤強度は小さい ため、地盤に対し鉄筋コンクリート基礎や地盤補強工法で対処する。基礎の設計は、建物の構造と荷 重により、鋼製杭、埋め込み杭、打ち込み杭、場所打ち杭とする。重荷重に対しては、杭長は堅固な 層まで到達するまでの長さとする。中位∼重荷重の基礎構造は、PC 杭とし、堅固な層までの杭長とす る。軽∼中位荷重には、標準的な RC 杭とする。水路、ボックスカルバート、タンク等には、地盤処理 として CDM あるいは脱水工法の採用を想定する。なお、改良された地盤上の荷重が軽い構造物は、直 接基礎とする。 今後の詳細設計段階で、地盤性状を精度よく確認するための追加ボーリング、各種試験を実施し、 地盤強度を確認し、杭タイプ、杭長、杭径及び地盤改良方法を絞り込むことが必要である。また、地 盤の圧密沈下に対する十分な対策検討も必要である。 3-73 i-10) 煙突 煙突の構造は、鋼製とする。高さについては、日本の多くの大型石炭火力発電所が採用している 200 ｍを基準とする。今後は、拡散現象を検討し、最終的な高さや径を決定する。基礎形式については、 地盤調査の結果に基づき、杭の型式、長さ、径の設計を実施することとなる。 3-74 3) 提案プロジェクトの内容 本プロジェクトは、海外炭利用を前提とした超臨界圧もしくは超々臨界圧石炭火力発電所を計画す るものであり、これによりベトナム国内の電力需給の緩和、特にベトナム南部地域における電力供給 に貢献するほか、ベトナム全体のエネルギーセキュリティ向上への寄与を目的とするものである。 a) 発電所予定地 発電所予定地は Bac Lieu 省内の Dong Hai 地区と Hoa Binh 地区の間に位置する Cai Cung において 計画し、Ho Chin Minh 市の南西約 280km の場所にある。当該地は、メコンデルタ地域であることから 遠浅な海域に面しており、また海岸付近にはマングローブ林が生息しているという特徴がある。 また本プロジェクトでは、石炭調達案として 30,000DWT バルク船による調達案（以下、30,000DWT 案）と 10,000DWT バルク船による調達案（以下、10,000DWT 案）があり、それぞれで石炭受入用の港 湾設備規模が異なる。 30,000DWT 案における発電所予定地は、発電設備エリアで約 482ha、石炭受入用の港湾設備エリアで 約 620ha 程度の敷地が必要となる。一方、10,000DWT 案における発電所予定地では、発電設備エリア で約 499ha、石炭受入用の港湾設備エリアで約 360ha 程度の敷地が必要となる。 b) 発電所主要計画概要 本プロジェクトにおける発電所主要計画については、以下のとおりである。 表 3-61 本発電所主要計画の概要 燃料調達 送電線接続 プラント構成 蒸気条件 プラント熱効率 (HHV、発電端) 海外炭（インドネシア、オーストラリア、ロシア等）を海運にて輸入 500kV 系統、もしくは 500kV および 220kV 系統に接続 600MW 規模の超臨界圧 600MW 規模の超々臨界圧 1,000MW 規模の超々臨界圧 プラント×2 基 プラント×2 基 プラント×1 基 ×3 フェーズ ×3 フェーズ ×3 フェーズ 主蒸気：24.1MpaA, 566℃ 主蒸気：24.1MpaA, 593℃ 再熱蒸気温度：566℃ 再熱蒸気温度：593℃ 41.08 % 41.88 % プラント冷却水 ボイラ型式 タービン型式 41.96 % 近隣の海水を調達 超臨界圧変圧運転貫流ボイラ放射再熱形 串型 3 車室 4 流排気式 串型 4 車室 4 流排気式 再熱再生式 再熱再生式 出典：調査団作成 3-75 4) 提案技術・システムを採用するにあたっての課題および解決策 今回の検討を通して明らかとなった本事業の課題としては、以下のとおりである。 a) 石炭調達方法 海外炭調達に関する具体的な方法は、いくつかの調達案はあるものの、現時点では不確定要素が依 然多い状況にある。そのため、石炭調達先や調達コスト、またベトナム国内の石炭中継基地の開発に 関わる規模やスケジュール等、引き続き情報収集を実施する必要がある。 b) 港湾設備開発に伴う海洋土木工事規模 本事業においては、海運による海外炭調達を基本としていることから、発電所予定地に石炭受け入 れ用港湾設備を建設する必要があるが、当該地域はメコンデルタ地域であり遠浅な海域であることか ら、必要となる海洋土木工事規模が大規模になる。これにより、土地収用範囲や浚渫工事量の大規模 化、また工事スケジュールの長期化や膨大なコストが発生するなど、発電所開発において大きな影響 を持つ。そのため、土木工事の先行着手や必要港湾規模の最適化など、影響を低減する検討が必要と 考えられる。 c) プラント用水の調達方法 プラント用水の調達については、雨季・乾季を問わず、必要水量を安定的に調達する方法を確保す る必要がある。また水路からの地表水取水を採用する場合においても、当該水路の拡張必要性など、 取水設備の設計検討や必要水量の精査等、詳細検討を要する。 さらに、海水淡水化装置の導入を検討する場合においても、発電コストに対する影響評価など、設 備投資における評価が必要となる。 加えて、当該地域における取水については、地元人民委員会からの承認を受ける必要があり、また 当該水路の拡張工事等が必要な場合には、当該工事の実施者は人民委員会となる可能性が高いため、 利害関係者との事前調整が必要である。 d) 送電線開発計画のスケジュール ベトナムにおける送電線建設については、発電所建設計画が承認された後、必要インフラとして建 設工事が計画されるが、現時点までの開発進捗を見ると遅延している開発が散見されるため、今後の 発電所開発スケジュールとともに、発電所運転開始が遅滞なく行えるように、送電線開発計画につい ても確認していく必要がある。また当該送電設備の所有者や建設費用調達についても、情報収集を継 続していく必要がある。 e) 発電所予定地周辺のマングローブ林保護策 発電所予定地にはマングローブ林が群生しており、海外炭の海運調達を想定する場合、これらを開 発範囲から完全に除外することは困難であるが、開発範囲の軽減等、環境への影響を最小化するよう な発電所レイアウトについて詳細検討する必要がある。加えて、他地域へのマングローブ植物の植林 等、追加的な対策の実現性等も検討する必要がある。 3-76 f) 発電所予定地までのアクセス道路等の整備 発電所予定地付近には、国道 1 号線が主要幹線道路として敷設されているものの、国道 1 号線から 発電所予定地までのアクセス道路は脆弱な状況であるため、発電所までのアクセス経路となる道路や 途中の橋梁など、重量物の陸送を想定した耐荷重量を見込んで計画する必要がある。 g) 貫流ボイラ等、超臨界圧および超々臨界圧プラント運用に関する運転、保守経験不足 現時点では、超臨界圧プラントの建設は計画されているものの、実際の運転実績はない状況である ことから、他の先行プロジェクトの動向に注視し、必要であれば、日本からの発電技術者による研修 やＯ＆Ｍアドバイザーの招聘等、検討していく必要がある。 3-77 第 4 章 環境社会的側面の検討 (1) 環境社会面における現状分析 1) 対象地の位置 本バクリュウ発電所（バクリュウ PGC）の建設予定地はバクリュウ省沿岸地域の Dong Hai 地区 Long Dien Dong 集落と、Hoa Binh 地区 Vinh Thinh 集落の間にある Cai Cung 運河の右側を計画している。 （Cai Cung 運河は海に流れるバクリュウ省の大下水道の一つである。）運河沿い及び北側には、集落 が存在している。 敷地境界の基点となる位置座標 東南端 X:563568 Y:1010496 （測地系：WGS84） 場所の境界 ・南側の境界線：Bac Lieu 海堤防沿い約 3 キロ ・ 東側の境界線：Cai Cung 運河沿い約 1.5 キロ （将来運河沿いには道路が建設される予定。） ・北側と西側の境界線：Bac Lieu 海の堤防とカイクン運河にほぼ平行 図 4-1 発電所位置図 バクリュウ市街 Long Dien Dong 集落 Vinh Thinh 集落 Cai Cung 運河 サイト予定地−Cai Cung (出典：グーグルより調査団作成) 4-1 2) 自然環境 a) 気象状況 プラント周辺の気象データについては、以下の基地局で長期に渡り計測されている。 表 4-1 プロジェクトエリア周辺の気象測定局リスト. No. 測定局 測定蓄積データ年 1 Ganh Hao 1979-2013 2 Con Dao 1979-2013 3 Bac Lieu 1980-2013 4 Gia Rai 1978-2013 測定データ種 区分 雨量、水位、河川水温度、 塩分濃度 水位、波 水関連計測所 水関連計測所 気温、蒸発量、雨量、風、 湿度 雨量 気象観測所 雨水計測所 出典：現地コンサルから入手した資料を基に調査団作成 1980-2013 期間中、バクリュウ局で測定された気温、湿度、雨量の統計は下表のとおり。 南部は赤道熱帯モンスーン気候のため、湿気が多く日照量が豊富。北部及び中部と違い、１年中暑い 気候となっている。南部の気候は雨季（5 月∼11 月）及び乾季（12 月∼4 月）に分かれる。 表 4-2 バクリュウ測定局における気温(1980-2013) (°C) 月 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec 年間 平均 25.3 26.0 27.3 28.5 28.3 27.5 27.1 26.9 26.7 26.6 26.5 25.5 26.8 最高 34.3 33.3 34.6 36.7 36.5 35.7 33.6 33.7 34.2 33.3 32.6 32.5 36.7 最低 17.1 18.3 18.8 21.4 22.0 21.7 21.4 21.4 21.8 21.7 19.0 16.4 16.4 出典：現地コンサルから入手した資料を基に調査団作成 表 4-3 バクリュウ測定局における湿度 (1980-2013) (%) 月 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec 年間 平均 81 80 79 79 84 86 87 88 89 89 87 84 84 最低 32 36 44 44 47 50 55 48 50 52 46 46 32 出典：現地コンサルから入手した資料を基に調査団作成 表 4-4 バクリュウ測定局における雨量 (1980-2013) (mm) 月 Jan Feb Mar Apr Dec 年間 雨量 4.8 3.7 15.5 57.6 203.3 281.2 273.3 277.5 308.2 306.4 173.3 42.6 1947 雨の日数 2 1 2 5 May 17 Jun 21 Jul 22 Aug 22 Sep 23 Oct 22 Nov 14 出典：現地コンサルから入手した資料を基に調査団作成 4-2 6 157 1995-2005 の期間に東シナとベトナムの海域で発生した台風の統計は下図のとおり。台風は 10 月か ら 12 月中旬の期間に多く発生するが、それらはめったにメコンデルタの南部に直接上陸することはな い。 図 4-2 台風経路（1995-2005） 出典：現地コンサルから入手した資料を基に調査団作成 卓越風の方向は東と南西方向である。雨季における卓越風は南西方向、乾季における卓越風は東方 向の頻度が高い。 表 4-5 バクリュウ測定局における年間の風向･風速 1980-2013 風向 無風 N NE E SE S SW W NW 発生確率 (%) 22.0 5.0 10.6 20.2 6.7 6.9 15.2 8.6 4.9 2.3 2.9 3.1 2.8 2.6 2.4 2.7 2.7 平均風速 (m/s) 出典：現地コンサルから入手した資料を基に調査団作成 表 4-6 バクリュウ測定局における雨期の風向･風速 1980-2013 風向 無風 N NE E SE S SW W NW 発生確率 (%) 24.8 4.3 6.7 6.1 3.3 8.6 25.0 14.3 6.8 2.2 2.5 2.6 2.4 2.6 2.4 2.8 2.8 平均風速 (m/s) 出典：現地コンサルから入手した資料を基に調査団作成 4-3 表 4-7 バクリュウ測定局における乾期の風向･風速 1980-2013 風向 無風 N NE E SE S SW W NW 発生確率 (%) 18.0 5.8 16.1 40.1 11.5 4.4 1.2 0.5 2.3 2.3 3.2 3.2 2.9 2.6 1.9 1.6 2.2 平均風速 (m/s) 出典：現地コンサルから入手した資料を基に調査団作成 図 4-3 バクリュウ測定局における風向確率分布 図示 夏場はＳＷの風、 冬場はＥの風が 多くなる傾向。 出典：現地コンサルから入手した資料を基に調査団作成 b) 地形、地質 ベトナム南部の地域にはメコンデルタと呼ばれる広大な平野が広がっている。発電所予定地周辺に は丘陵地等はなく、平均標高は海抜+0.4∼0.8m、低い土地においては、年間に渡り水で覆われている 状態。勾配のほとんど無い平坦な地形となっている。 Cai Cung サイトの地質は基礎の過重強度が低いものであるため、層の過重強度を増加させるように 土壌改良及び圧縮を適切に実施する必要がある。 4-4 c) 河川水 バクリュウの海岸沿いを含むメコンデルタ一帯は低い土地が続くため、河川水は海の潮の干満の影響 を大きく受けている。 地表水の利用にあたっては、塩分濃度の影響や、近隣のエビ養殖地からの排水状況により品質管理が 非常に困難な状況。 また地下水についても 80∼100m の深さまで掘り下げなければならないことと、生活消費の利用に限 定されていることから利用は困難。 よって、バクリュウパワーコンプレックスに必要な冷却水やプラント用水に適した水は、下図に示 すとおり、北部国道 1 号線を超えた Vinh My 運河領域にある Quan Lo 貯水池からパイプラインによっ て約 15 キロの長さをポンプアップして取水してくる必要がある。この貯水池では、農業生産を支援す るため、潮の干満の影響による塩水流入を防止するためのダムシステムの構築がなされている。大量 の取水は、周辺農業用水への安定供給へも影響を与えることとなるため、取水においては別途貯水管 理箇所と灌漑用水に関する調整が必要となる。 図 4-4 バクリュウパワーコンプレックスまでの給水のパイプラインのルート案 国道 1 号線 貯水池 ポンピンｸﾞ ステーション バクリュウサイト 出典：現地コンサルから入手した資料を基に調査団作成 なお、バクリュウパワーコンプレックス周辺の Ganh Hao 地点の河川の年間水温統計は以下のとおり。 表 4-8 近隣（Ganh Hao 測定局）の平均河川水温 (1978 – 2013) 月 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec 年間 平均 25.9 27.0 28.5 30.0 30.1 29.2 28.8 28.7 29.0 29.1 28.5 27.2 28.5 最高 29.7 32.0 31.9 32.4 33.0 32.4 32.0 32.0 31.9 32.6 31.3 30.4 33.0 最低 24.2 24.0 23.9 26.5 27.0 25.8 25.6 25.5 26.4 26.2 25.4 23.3 23.3 出典：現地コンサルから入手した資料を基に調査団作成 4-5 d) 海水 海水の流れは季節によって変わるが、夏場は南からの海流、冬場は北からの海流となる。 図 4-5 海流 夏場 冬場 出典：現地コンサルから入手した資料を基に調査団作成 表 4-9 ブンタウ地点の平均海水水温 (1978 – 2013) 月 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec 平均 26.4 26.5 27.7 29.3 30.0 29.4 28.6 28.4 28.5 28.8 28.3 27.2 28.3 最高 29.5 30.0 31.5 32.1 32.5 32.2 31.8 31.4 31.9 31.6 31.0 30.3 32.5 最低 23.8 24.0 24.1 25.2 26.7 25.4 25.6 25.0 24.0 24.7 24.0 24.8 23.8 ※ブンタウはバクリュウサイトよりも緯度としては 1 度程度北側にあたる地点。 出典：現地コンサルから入手した資料を基に調査団作成 4-6 年間 e) 生態系の状況 図 4-6 は、南ベトナムで生態地域の主要なタイプを示している。エリアは主に、6 種類の生態域（イ ンドシナマングローブ、トンレサップ·メコン泥炭湿地林、トンレサップ淡水湿地林、SE インドシナ 乾燥常緑林、S.ベトナム低地乾燥林と S. Annamites 山地雨林）で構成されている。メコンデルタ地域 は、最初の 4 タイプの生態地域となっている。 特に、バクリュウ省のあるメコン川の下流での沿岸地域は、その最も代表的な生態域としてインド シナマングローブ（図 4-6）を有している。 図 4-6 ベトナム南部の植生 Bac Lieu Province 出典：Sun Mountain International and the Cadmus Group「ベトナム熱帯林と生物多様性評価」 2013 年版より 4-7 具体的な生態学的条件によると、メコンデルタエリアは保護地域のさまざまな種類と国際的に認知 された保全地域、特に重要鳥領域を有している（図 4-7）。バクリュウ州の保護された領域に関しては、 州は一つだけ重要な鳥（バクリュウ鳥）の面積を有している。 図 4-7 ベトナム南部の保護区 Bac Lieu Province 出典：Sun Mountain International and the Cadmus Group「ベトナム熱帯林と生物多様性評価」 2013 年版より 4-8 3）社会環境 a) Dong Hai 地区土地利用 （2012 年統計年鑑データ） 地区総面積： 約 563.3 平方キロメートル 農地 ： 48,534 ヘクタール （養殖用 38,398 ヘクタール、農作地 956 ヘクタール、および塩田 2249 ヘクタール） 保護林 ： 1870 ヘクタール。 バクリュウ PGC の構築のために計画された土地は、主に保護林、生産の低い水産養殖土地と塩田で 構成されている。2020 年から 2030 年に向けた開発ビジョンによると、Cai Cung エリアは引続き養殖 （エビ）、塩田、沿岸保護林の植林による開発が実施される。現在プロジェクトエリアには、非常に少 数の世帯及び住宅街しか存在しておらず、開発計画もないため、低コストで住民移転が成立する可能 性が高く有利である。 なお、現時点では近隣に工場等は無く、大気汚染のような問題は発生していない地域となっている。 b) 民族 2012 年の統計年鑑によると、バクリュウ省の人口は、kinh 族、Krom 族、華族、Tay 族、Nung 族、タ イ族、Muong 族、Cham 族の 8 つの民族から成る 872,400 人。その中でもキン族の割合が高い。 少数民族や希少民族は主にベトナム北部に居住している。 図 4-8 ベトナム領土における民族分布 Ho Chi Minh city Bac Lieu Province 出典： Swiss Agency for Development and Cooperation(SDC) "IKAP Network for Capacity Building in MMSEA" 2005 年文献より 4-9 c) 社会インフラ （2012 年統計年鑑） 自治体 ： 地区は 11 自治体レベル（10 自治体、1 町と 84 村）の行政単位を有する。 総人口 ： 144,750 人 31924 世帯 経済構造 ： 農業 - 林業 - 養殖：60％ 産業と建設：17％ 貿易、サービス業：23％ 港 ： バクリュウ省に海洋港は無い 運河 ： バクリュウ省には多くの運河ラインがあり、漁船の交通に役立っている 車両交通 ： バクリュウ市街から発電所への道路アクセスは、2 通りある ① 海岸沿いの道路（基礎 6.5m、幅 3.5m）を通るルート 途中、多くの橋があり、重量物運搬のためには補強工事が必要。サイト手前の 川の橋は 2014 年 12 月現在、建設中。瀬渡し舟での移動となる。 ② 国道 1 号線を通り、Gai Rai 地区で南へ下って海岸沿いの道路へ出るルート 途中、未舗装の道路が続く。 なお、バクリュウ人民委員会はこのエリアの開発に力を入れようとしており、発 電所建設計画に先がけて、海岸から内陸 10km のところに海岸線と並行に走っている 国道 1 号線から図③のように発電所付近へ向けて 40m 幅道路設置の計画がある。こ の道路が完成すると既設の海岸沿いの道路と合わせて、アクセスが容易となると同 時に、周辺地域の社会的発展が期待される。 図 4-9 サイトへのアクセス道路 バクリュウ市街 国道 1 号線 ③ ② ① 海岸線道路 出典：調査団作成 4-10 4) 将来予測（プロジェクトが実施されなかった場合） 本プロジェクトはベトナム南部バクリュウ省ドンホイ地区で計画されている総出力 3,600MW の発電 コンプレックスのフェーズ 1（1,200MW）で、その範囲は石炭火力発電所建設、石炭輸送用の港湾設備 建設及び取放水設備建設である。完成されれば商業都市ホーチミン市の電力需要家のみならず、バク リュウ省を中心としたベトナム南部地域の電力需要家への電力供給により、エネルギーセキュリティ の向上につながることが期待されている。 また、バクリュウ省人民委員会によるとバクリュウ石炭火力発電所建設を通して、周辺道路網の整 備や工業団地の誘致なども進めていくこととしており、ベトナム南部地域の雇用創出も期待されてい る。プロジェクトが実施されなかった場合は、ベトナム南部地域の電力供給不足の懸念ならびにドン ホイ地区の発展遅延に繋がってしまうことが予測される。 4-11 (2) プロジェクトの実施に伴う環境改善効果 1）大気質の環境緩和策 本プロジェクトでは、排ガス中の汚染物質について、ベトナムの排出基準だけでなく、国際排出基準 （火力発電所の環境健康安全(International Finance Corporation’s Environmental, Health and Safety Guideline for Thermal Power Plants、2008 年)等についても遵守することを基本とする。 a) 硫黄酸化物 (Sulfur Oxides：SOx) 排ガス中の硫黄酸化物を吸収・除去する排煙脱硫装置(Flue Gas Desulfurization：FGD)が設置さ れていないと、排ガス中の硫黄酸化物はそのまま大気中に排出される。本プロジェクトでは世界的 に実績も多く除去効率が高い、石灰を脱硫材として利用する石灰‐石膏法石灰湿式脱硫装置（除去 効率 85-98％）等の採用を検討する。 b) 窒素酸化物 (Nitrogen Oxides：NOx) 排ガス中の窒素酸化物を吸収・除去する排煙脱硝装置が設置されていないと、排ガス中の窒素酸 化物はそのまま大気に排出される。本プロジェクトでは、世界的に実績も多く除去効率が高い、ア ンモニアを使用した選択的接触還元法（SCR：Selective Catalytic Reduction)による脱硝装置（除 去効率 85-98％）の採用等を検討する。 c) 粒子状物質（煤塵）(PM : Particle Matter) 世界的に実績も多く除去効率が高い、電気集塵装置（Electrostatic Precipitator：ESP）（除去 効率：96.5-99.95％）の採用等を検討していく。 d) プロジェクトにおける環境関連基準値 プロジェクトの大気汚染物質排出量の設計値は、火力発電の排ガスに係るベトナム国家技術規準 QCVN22:2009/BTNMT（本プロジェクトの場合、出力係数 Kp=0.85、地方係数 Kv=1.0 を適用）をベース とし、世界銀行グループ 国際金融公社（International Finance Corporation；以下、IFC）の環境健 康安全ガイドライン（Environmental, Health and Safety Guidelines；以下、EHS Guidelines）の火 力発電ボイラの規準（2008 年）との比較でより厳しいほうの基準を採用した。プロジェクトにおける 大気汚染物質排出量の設計値と汚染物質濃度目標値を表 4-10 に示す。なお、排出量設計値に関しては、 現段階で詳細設計はできないため、参考としてベトナムの一般的な石炭火力プラントの値（現地コン サルより提示）を用いた。 4-12 表 4-10 煙突出口排ガス排出量および基準（制限）値 パラメータ 煙突出口排ガス量 (各ユニット) (mg/m3) NOx 250 ベトナム基準：QCVN 22:2009/BTNMT (mg/m3) プラント容量 ≤1200MW プラント容量 >1200MW Kp = 0.85, Kv =1.0 Kp = 0.7, Kv =1.0 850 700 （炭性状：揮発分≦10%） （炭性状：揮発分≦10%） 552.5 455 （炭性状：揮発分＞10%） SOx 140 PM10 50 PM2.5 35 世界基準： IFC (mg/m3) 510 （炭性状：揮発分＞10%） 425 350 200 - 850 170 140 50 出典：調査団作成 2) 大気汚染物質の拡散予測 発電所からの大気汚染物質の排出による周辺地域への環境影響の程度を予測するため、大気拡散予 測を行った。予測では二酸化硫黄（SO2）、二酸化窒素（NO2）及び浮遊粒子状物質を対象として、ベト ナム の環境基準とともに国際金融公社（IFC）／世界銀行（WB）の EHS ガイドラインの各時間スケー ルの基準値への適合状況を確認するため、1 時間値及び 24 時間値を予測した。 a) 方法論 国際金融公社のEHSガイドラインでは、「見込まれる着地濃度を評価するために、ベースライン大気 質評価及び大気拡散モデルを用いた定性的または定量的評価により影響が評価されるべきである。現地 の大気、気候、及び大気質データは、拡散、ダウンウォッシュ、後流、または排出源の渦影響の防止、 近隣構造物、及び地形状況をモデル化する時に用いられるべきである。用いられる拡散モデルは、国際 的に認められ、または同等なものとするべきである。」とされている。 サイトの周辺は比較的平坦な地形であるが、より複雑で精密な地形で推奨され、EHS ガイドライン の拡散モデル化方法の例としても記載のある AERMOD※により、地上での着地濃度の予測を行った。 ※ AERMOD(AMS/EPA Regulatory MODel) ：米国 EPA が推奨する SO2 やオゾンなどの大気中濃度推算モ デル。複雑地形状の大気拡散、建屋拡散、対流混合層内の拡散なども対応可能な汎用モデル。 b）算定条件 2 つのシナリオで拡散予測を比較した。 ・シナリオ１：より条件が厳しくなる「SC600MW」ユニットのケース ・シナリオ２：条件として良くなる傾向が期待できる「USC1,000MW」ユニットのケース 4-13 表 4-11 各 600 MW ユニット毎に以下のパラメータ入力 シナリオ１ 各 600 MW ユニット毎に以下のパラメータを入力 入力環境パラメータ 入力値 煙突高(m) QCVN 22:2009 容量 ≤ 1200MW Kp = 0.85 Kv =1.0 IFC 基準 170 50 425 200 - 850 552.5 510 QCVN 22:2009 容量 ≤ 1200MW Kp = 0.85 Kv =1.0 IFC 基準 170 50 425 200 - 850 552.5 510 210 煙突数 1 煙突直径(m) ７ 煙突出口排ガス流量 (m3/s) 897.78 煙突出口排ガス温度 (℃) 標準温度での排ガス中 PM10 濃度 80 (mg/Nm3) 50 排ガス中 PM10 流量 (g/s) 37.89 標準温度での排ガス中 PM2.5 濃度 (mg/Nm3) 35 排ガス中 PM2.5 流量 (g/s) 26.53 標準温度での排ガス中 SO2 濃度 (mg/Nm3) 78 排ガス中 SO2 流量 (g/s) 58.83 標準温度での排ガス中 NOx 濃度 (mg/Nm3) 排ガス中 NOx 流量 (g/s) 150 113.68 出典：調査団作成 シナリオ２ 各 1,000 MW ユニット毎に以下のパラメータを入力 入力環境パラメータ 入力値 煙突高(m) 210 煙突数 1 煙突直径(m) 7 煙突出口排ガス流量 (m3/s) 1281.67 煙突出口排ガス温度 (℃) 標準温度での排ガス中 PM10 濃度 80 (mg/Nm3) 50 排ガス中 PM10 流量 (g/s) 54.1 標準温度での排ガス中 PM2.5 濃度 (mg/Nm3) 35 排ガス中 PM2.5 流量 (g/s) 37.87 標準温度での排ガス中 SO2 濃度 (mg/Nm3) 78 排ガス中 SO2 流量 (g/s) 87.98 標準温度での排ガス中 NOx 濃度 (mg/Nm3) 排ガス中 NOx 流量 (g/s) 240 259.67 出典：調査団作成 4-14 c) 計算結果 表 4-12 大気汚染物質の拡散シミュレーション結果 シナリオ１ パラメー タ 最大着地点濃度 期間 濃度(µg/m3) ベトナム基準 世界基準 煙突からの最大着地点 QCVN 05:2013 IFC 距離 (km) ‒方角 (µg/m3) (µg/m3) 3 基 6 ユニット (6 x 600MW) 運転中 SO2 NO2 PM10 PM2.5 1h 181.5 3.2 - Southwest 350 - 24h 13.7 1.8 - East 125 50 年間 2.2 2.7 - West 50 20 1h 203 6.4 - Southwest 200 200 24h 16.7 4.5 - Northwest 100 - 年間 2.0 3.3 - Northwest 40 40 1h 116.9 3.2 - Southwest - - 24h 8.8 1.8 - East 150 50 年間 1.4 2.7 - West 50 20 1h 81.9 3.2 - Southwest - - 24h 6.2 1.8 - East 50 50 年間 1.0 2.7 - West 25 20 Bac Lieu PC Bac Lieu City Ganh Hao Max Conc Maximum concentration of SO2 – 1h – 3 x 2 x 600MW(Scenario 1) 出典：調査団作成 4-15 シナリオ２ パラメー タ 最大着地点濃度 期間 濃度(µg/m3) ベトナム基準 世界基準 煙突からの最大着地点 QCVN 05:2013 IFC 距離 (km) ‒方角 (µg/m3) (µg/m3) 3 基 3 ユニット (3 x 1000MW)運転中 SO2 NO2 PM10 PM2.5 1h 104.8 3.2 - Southwest 350 - 24h 8.2 3.0 - Northwest 125 50 年間 1.2 3.1 - West 50 20 1h 195.8 5.6 - Southwest 200 200 24h 16.9 5.4 - Northwest 100 - 年間 1.9 3.3 - Northwest 40 40 1h 67.5 3.2 - Southwest - - 24h 5.3 3.0 - Northwest 150 50 年間 0.8 3.1 - West 50 20 1h 47.3 3.2 - Southwest - - 24h 3.7 3.0 - Northwest 50 50 年間 0.6 3.1 - West 25 20 Bac Lieu PC Bac Lieu City Ganh Hao Maximum concentration of SO2 – 1h – 3 x 1000MW (Scenario 3) 出典：調査団作成 4-16 c-1) 結果分析 ・ シナリオ 1：3 プラント（SC600MW×6 基）における SO2、PM10、PM2.5 の最大着地点濃度は、い ずれもベトナム基準、IFC 基準を十分満たすレベルとなっている。NO2 に関しては、ベトナム基 準、IFC 基準と同等レベルの値となっている。 ・ シナリオ 2：3 プラント（USC1,000MW×3 基）における SO2、NO2、PM10、PM2.5 の最大着地点濃 度は、いずれもベトナム基準、IFC 基準を十分満たすレベルとなっている。 ・ シナリオ１と 2 を比較すると、シナリオ 2 のほうが各パラメータの最大着地点濃度が抑制され るという結果となった。これは、USC への効率アップの効果と、3,600MW→3,000MW の出力減少 分の効果によるものと判断される。 ・ 具体的な設備設計段階に入れば、入力環境パラメータもより確度が高いものとなっていく。詳 細設計では、これに加え効率の高い排煙脱硝装置等の設置も検討していくことになるため、環 境負荷は更に低減が可能。 4-17 3）生態系の環境緩和策 マングローブ林伐採面積の縮小の検討 a) 防波堤外側（海側）マングローブの状況 ・ 防波堤外側のマングローブ林は防風林、防砂林の位置づけ。自然林として、人民委員会が 住民に管理を委託している。このエリアは開発エリアではなく土地の区画ができないため、 住民は養殖ではなく網を張ってエビや魚を捕獲している。 ・ 所々、枯れかけている地域もあったが、全体的にマングローブの密度は濃い。また、海岸 に近づくほど、樹齢が若く、背の小さなマングローブが目立つ。これは、海岸線の波によ る侵食防止のために沿岸保護林としてマングローブの植林をしている影響もあるものと考 えられる。 出典：調査団撮影 b) 防波堤内側（陸側）マングローブの状況 ・ 防波堤内側は、地下からの海水流入出があるため、完全に遮られているわけではないが、 海の干満による海水の出入りがある程度遮られてしまっている関係で、マングローブ林の 劣化が目立つ。マングローブ林も海側と比べてまばらで、緑の濃さも薄い。 ・ 建設予定地の北側と西側については、エビやドジョウ等の水産物養殖池としての開発が進 んでいる。養殖の際には消毒用に大量の薬品を使用するため、その影響で土地が痩せ、マ ングローブ林の劣化に影響を与えていることも考えられる。 ・ 内陸部においても、南東側部分には若干青々としたマングローブ林がまだ残っている領域も 見られた。 出典：調査団撮影 4-18 c) マングローブ育成状況を踏まえた環境配慮 ・ 今回の調査により、防波堤内側（陸側）と外側（海側）とでマングローブの生育状況が大 きく異なっており、外側のマングローブは多くが自然に近い形で残されていることが確認 された。防波堤内陸側にもマングローブは点在するものの、前述のとおりこのエリアにつ いては既に開発で荒廃が進んでいる。よって、通常であれば海岸沿いに建設を実施すると ころを、防波堤内側へ建設エリアをずらす案へと変更し、防波堤外側のマングローブをで きる限り残した建設を実施することが、環境面で十分効果ある対策となると考えられる。 ・ なお、マングローブは防風林としての役割も果たすことになるため、プラントエリアの炭 塵や石炭灰の飛散防止対策となるだけでなく、機械設備への海水塩分付着による発錆の影 響を和らげる効果も見込まれる。 ・ ただし、エリアを陸側へ移動させることで、取放水路、石炭コンベヤ等の敷地造成及び建 設の距離が長くなり、コストの高騰が懸念される。 図 4-10 マングローブ林エリア マングローブ林 （密度薄） 水産養殖池 防波堤 マングローブ林 出典：調査団作成 4-19 c-1) 移設案前後におけるマングローブ林の開拓面積の違い（概算） 図 4-11 30,000ＤＷＴケース 800m 500m マングローブ林 2700m 1000m 海側に隣接して配置する場合 内陸への配置変更した場合 マングローブ伐採面積 288ha 36ha 回避可能面積 ベース 252ha（88%削減） 出典：調査団作成 ① 海岸部マングローブ面積：(2700m＋500m)×(1000m＋800m)÷2 ≒ 288ha (台形の面積として概算） （河川部防波堤エリア含む） ②海岸部マングローブエリアで開発が回避できない部分の面積：合計 a)放水路 950m × （80m ＋（10m×2））= 95,000 ㎡ b)取水路 西側 900m ×（30m＋（10m×2））= 45,000 ㎡ 東側 c)石炭他運搬設備 d) 防波堤 800m ×（70m＋（10m×2） ）= 72,000 ㎡ 800m × (25m+(10m×2)) = 36,000 ㎡ 西側 800m ×（50m＋(10m×2)）=56,000 ㎡ 東側 800m ×（50m＋（10m×2） ）=56,000 ㎡ 4-20 36ha c-2) 移設案前後におけるマングローブ林の開拓面積の違い（概算） 図 4-12 10,000ＤＷＴケース 800m 500m マングローブ林 2200m 950m 海側に隣接して配置する場合 内陸への配置変更した場合 マングローブ伐採面積 236ha 20ha 回避可能面積 ベース 216ha（92%削減） 出典：調査団作成 ① 海岸部マングローブ面積：(2200m＋500m)×(950m＋800m)÷2 ≒ 236ha (台形の面積として概算） （河川部防波堤エリア含む） ②海岸部マングローブエリアで開発が不可欠となる面積：合計 20ha a)放水路 800m ×（90m ＋（10m×2））=88,000 ㎡（放水口部） b)防波堤 西側 800m ×（50m＋(10m×2)）=56,000 ㎡ 東側 800m ×（50m＋（10m×2））=56,000 ㎡ 4-21 (3) プロジェクトの実施に伴う環境社会面への影響 1）JICA ガイドライン 独立行政法人国際協力機構（Japan International Cooperation Agency：JICA）は、2010 年 4 月 1 日付で新たに「JICA 環境社会配慮ガイドライン」 （以下「新環境ガイドライン」という。）を策定して 公表している。 本ガイドラインは、JICA が行う環境社会配慮の責務と手続き、相手国等に求める要件を示すことに より、相手国等に対し、適切な環境社会配慮の実施を促すとともに、JICA が行う環境社会配慮支援・ 確認の適切な実施を確保することを目的としている。また、 「相手国等にスクリーニング様式の記入を 求め、その情報をカテゴリ分類の際の参考にする」、「環境レビューに当たってはセクター別の環境チ ェックリストを適切に活用する」こととしている。 2）本プロジェクトの環境配慮確認結果 バクリュウパワーコンプレックス建設における環境への影響について、JICA 環境チェックリスト「2. 火力発電」を使用して、本調査より先の段階で必要となる環境社会配慮調査項目の幅広い洗い出しを 行った。表 4-7 に記載した環境チェックリストの確認結果は、現時点での調査結果である。 今後、次段階で環境影響評価（Environmental Impact Assessment：EIA）が実施された際には、更 なる確認を行うべきである。 表 4-13 JICA 環境チェックリスト（「2.火力発電所」） 分 環境項 主なチェック事 影響の概 影響（●大、 講じられる予定の対策及び必要となる 類 目 項 要 ○小、×無） 検討 １ (1)EIA (a) 環 境 ア セ ス − − 許 及び環 メント報告書 なるため、未作成。また、ベトナムで 認 境許認 （EIA レポート) はこれまでに USC 石炭火力の詳細 F/S 可 可 等は作成済みか。 は行われていない。 EIA レポートは詳細 F/S 段階で必要に ・ 説 明 (b) EIA レポート − − 未承認。今後、上記の EIA を実施後、 等は当該国政府 州政府による承認を取得することとな により承認され る。 ているか。 (c) EIA レポート − − EIA レポート承認の決定に当たって 等の承認は付帯 は、計画プロジェクトの建設中及び運 条件を伴うか。付 転中にオーナーが保証すべき環境条 帯条件がある場 件・条項がリストされる。 合は、その条件は 満たされるか。 4-22 (d) 上記以外に、 − − 環境条件や許可については、管轄当局 必要な場合には （MONRE 等）による EIA レポート承認 現地の所管官庁 決定のなかにリストされる。水利用、 からの環境に関 土地利用、有害廃棄物排出等の許可が する許認可は取 次の段階で必要となる。 得済みか。 (2) 現 (a) プ ロ ジ ェ ク 地ステ トの内容及び影 する必要がある。EIA の実施過程にお ークホ 響について、情報 いて、バクリュウ人民委員会を介して ルダー 公開を含めて現 地域住民に対し説明会 への説 地ステークホル を実施し、地域住民から意見を適切に 明 ダーに適切な説 把握する必要がある。 − − ベトナムの法規制に基づき EIA を実施 明を行い、理解を 得ているか。 (b) 住 民 等 か ら − − EIA の実施過程において挙げられる地 のコメントを、プ 域住民からのコメントに適切に対応す ロジェクト内容 る必要がある。 に反映させたか。 (3) 代 (a) プ ロ ジ ェ ク 替案の ト計画の複数の 用時と 1,000MW 採用時の 2 ケースにつ 検討 代替案は（検討の いて、メリット・デメリットを比較検 際、環境・社会に 討。 係る項目も含め ・設備容量 ・環境配慮 − ● ・ユニット容量については 600MW2 基採 ・プラント配置については、自然林（マ て）検討されてい ングローブ）伐採の影響を最小とする るか。 ため、密度の濃い海側の敷地から陸側 へずらして設置する提案を実施。バク リュウ人民委員会もこの提案に関して 好意を寄せている ２ (1) 大 (a) 発 電 所 操 業 ・石炭火力 汚 気質 に伴って排出さ の た め 電気集塵機の設置により、ベトナムの 染 れる硫黄酸化物 SOx、NOx 及 新設に係る排出基準や IFC/WB の EHS 対 （SOx）、窒素酸化 び煤塵が ガイドラインの排出基準に適合するこ 策 物（NOx）、煤じん 発生 とが必要 等の大気汚染物 ・既設設備 質は、当該国の排 との累積 出基準等と整合 影響 ● ● ・排煙脱硫装置、排煙脱硝酸装置及び ・EIA で累積影響も含め、定量的な調 査・予測・評価 するか。また、排 出により当該国 の環境基準等と 4-23 整合しない区域 が生じるか。 (b) 石 炭 火 力 発 ・石炭粉塵 電所の場合、貯炭 の飛散 ○ 貯炭場や石炭搬送施設からの飛散炭じ ん、石炭灰処分場からの粉じんにより 場や石炭搬送施 大気汚染を生じる恐れがある 設からの飛散炭 ・運炭設備の密閉構造採用や防じんカ じん、石炭灰処分 バー設置等の汚染防止対策設備を、詳 場からの粉じん 細設計の段階で計画 が大気汚染を生 ・石炭灰の じる恐れはある 飛散 ○ ・貯炭場での散水、及び防風ネットの 設置により飛散対策を実施 か。 ・スラリー方式での灰処分場への搬送 汚染防止のため により飛散対策を実施。 の対策がとられ ・灰処分場周りへの植林により飛散対 るか。 策を実施。 (2) 水 (a) 温 排 水 を 含 ・温排水の 質 む発電所からの 排出 排水は当該国の ・プラント 排出基準等と整 排水の排 ● ・産業排水に係るベトナム国家技術規 準 QCVN40:2011/BTNMT と整合するよう ● 計画する。 ・建設中の移動式トイレの設置、専門 合するか。また、 出 業者による定期的な回収などを計画す 排出により当該 ・既設設備 国の環境基準等 との累積 ・冷却水の温排水温度については適切 と整合しない区 影響 な場所に連続計測できる設備を計画す × る。 域や高温の水域 る。 が生じるか。 ・排出による当該国の環境基準等との 整合については、EIA レポート作成の 段階で確認する予定である。 (b) 石 炭 火 力 発 ・貯炭場か 電所の場合、貯炭 らの浸出 準 QCVN40:2011/BTNMT と整合するよう 場、石炭灰処分場 水 計画する。 からの浸出水は ・灰処分場 当該国の排出基 からの浸 には、ポリエチレン又はアスファルト 準等と整合する 出水 コンクリート等による遮水層の設置を ● ● か。 ・産業排水に係るベトナム国家技術規 ・浸出水対策として、廃処分場の底面 想定。 (c) こ れ ら の 排 (a),(b) と (a),(b)と ・発電所からの排水は、適切な処理を 水が表流水、土 同じ 同じ 行ったうえで、生活排水に係るベトナ 壌・地下水、海洋 ム国家技術基準 QCVN14:2008/BTNMT、 等を汚染しない 産業排水に係るベトナム国家技術規準 対策がなされる QCVN40:2011/BTNMT を遵守して放流す か。 るよう計画する。 4-24 (3) 廃 (a) 操 業 に 伴 っ ・石炭灰の 棄物 て発生する廃棄 発生 物（廃油、廃薬品） ・脱硫装置 ● ・石炭灰及び石膏の再利用の検討 ・有害でない廃棄物固形廃棄物の分類 ○ に係るベトナム基準 TCVN 6705:2000、 または石炭灰、排 からの石 及び有害廃棄物の分類に係るベトナム 煙脱硫の副生石 膏の発生 基準 TCVN 6706:2000、さらに衛生埋立 膏等の廃棄物は ・廃油及び 当該国の規定等 汚泥の発 に従って適切に処理・処分されるよう に従って適切に 生 計画する。 ○ に係るベトナム基準 TCVN 6696:2000 処理・処分される ・専門業者による定期的な回収を計画 か。 する。 (4) 騒 (a) 騒音、振動は ・機器から 音・振 当該国の基準等 の騒音 動 と整合するか。 ・既設設備 ○ ・騒音に係るベトナム国家技術規準 QCVN26:2010/BTNMT、及び振動に係るベ × ト ナ ム 国 家 技 術 規 準 QCVN27: との累積 2010/BTNMT がある。また、作業場所に 影響 おける許容騒音レベルに係るベトナム 基準 TCVN3985:1999 がある。これらの 基準等と整合するよう計画する。 (5) 地 (a) 大 量 の 地 下 盤沈下 水汲み上げを行 体の用水はサイトから 12∼14km 離れ う場合、地盤沈下 た Quan Lo 運河より供給を受ける予定 が生じる恐れが である。水質の悪化時や冷却水不足時 あるか。 には海水淡水化装置の設置で補填する × × ・バクリュウ 1&2&3 石炭火力発電所全 計画。地下水を汲み上げることはない ため、地盤沈下の恐れはない。 (6) 悪 (a) 悪 臭 源 は あ 残留アン ○ 臭 るか。悪臭防止の モニアの アを使用する可能性があるが、適切な 対策はとられる 発生 維持管理によって漏洩を防止すると共 か。 悪臭源としては、給水処理にアンモニ に、万一の漏洩時には散水装置等によ り拡散防止処置を行う。 ３ (1) 保 (a) サ イ ト は 当 発電設備 自 護区 該国の法律・国際 の設置 × ・プロジェクトサイト周辺はベトナム の法律・国際条約等に定められた保護 然 条約等に定めら 区には該当していない。新たに国定公 環 れた保護区内に 園等に指定されるケースもあるため、 境 立地するか。プロ 今後 EIA レポート作成の段階で最新の ジェクトが保護 情報により再確認を行う。 区に影響を与え るか。 (2) 生 (a) サ イ ト は 原 発電設備 態系及 生林、熱帯の自然 の設置 ● ・バクリュウ発電所のプロジェクトサ イトにおける植物相調査では、ベトナ 4-25 び生物 林、生態学的に重 ムレッドブックに記載の特別な種は存 相 要な生息地（珊瑚 在していない。EIA 時に再度確認が必 礁、マングローブ 要。存在した場合、 「適切な保全策や緩 湿地、干潟等）を 和策」を講じ、保全結果をモニタリン 含むか。 グ及び評価していく必要がある。 ・プロジェクトサイトの海岸沿いにマ ングローブの植生がある。 （プロジェク トサイト周辺のエビ養殖場も、元々マ ングローブであったところを開拓して いる） (b) サ イ ト は 当 発電設備 該国の法律・国際 の設置 × ・ローカルコンサルタントの報告によ れば、バクリュウ発電所のプロジェク 条約等で保護が トサイトにおける植物相調査では、ベ 必要とされる貴 トナムレッドブックに記載の特別な種 重種の生息地を は存在しないとのことであった。 含むか。 (c) 生 態 系 へ の 発電設備 重大な影響が懸 の設置 ● ・プロジェクトサイトの海岸沿いにマ ングローブ湿地が存在。 念される場合、生 環境影響を最小に抑制するため、サ 態系への影響を イト配置を陸側へずらし、マングロー 減らす対策はな ブの伐採面積を削減する緩和策を提案 されるか。 している。 (d) プ ロ ジ ェ ク 冷却水及 トによる取水（地 びプラン 浸出水の排出が周辺水域の生態系に影 表水、地下水）が、 ト 用 水 の 響を与えることは確かである。影響の 河川等の水域環 度合いについては、EIA 作成段階で検 ○ 取水 境に影響を及ぼ ・温排水の放流や冷却水の大量の取水、 討を行う必要あり。 すか。水生生物等 への影響を減ら す対策はなされ るか。 (e) 温 排 水 の 放 ・温排水の 流や冷却水の大 排出 量の取水、浸出水 ・プラント の排出が周辺水 排水の排 ・EIA で累積影響も含め、定量的な調 域の生態系に悪 出 査・予測・評価が必要 ● ・排水処理装置により、ベトナムの排 水基準や IFC の EHS ガイドラインの排 ○ 影響を与えるか。 4-26 水基準に適合することが必要 ４ (1) 住 (a) プ ロ ジ ェ ク 社 民移転 トの実施に伴い 民移転は生じるが、本プロジェクト周 会 非自発的住民移 辺は、エビ養殖用地および塩田利用の 環 転は生じるか。生 土地がほとんどで人口が少なく、用地 境 じる場合は、移転 取得及び住民移転には有利な条件とな による影響を最 っている。 小限とする努力 影響の度合いについては、EIA 作成段 がなされるか。 階で検討を行う必要あり。 (b) 移 転 す る 住 用地取得 用地取得 ○ − プロジェクトの実施に伴い非自発的住 バクリュウ人民委員会も地域発展に大 民に対し、移転前 きく寄与するとして本プロジェクトを に補償・生活再建 支持しており、補償・用地取得交渉の 対策に関する適 際も、人民委員会からの協力が期待で 切な説明が行わ きる。 れるか。 移転前に、適切な説明が行われるよう に計画する。 (c) 住 民 移 転 の 用地取得 − ための調査がな 移転計画は、通常、EIA 作成段階で策 定される。 され、再取得価格 による補償、移転 後の生活基盤の 回復を含む移転 計画が立てられ るか。 (d) 補 償 金 の 支 用地取得 − EIA 作成段階で検討を行う必要あり。 用地取得 − 補償方針は文書で作成されるよう計画 払いは移転前に 行われるか。 (e) 補 償 方 針 は 文書で策定され する。 ているか。 (f) 移 転 住 民 の 用地取得 − うち特に女性､子 社会的弱者に適切な配慮がなされるよ う計画する。 供､老人､貧困層､ 少数民族・先住民 族等の社会的弱 者に適切な配慮 がなされた計画 か。 4-27 (g) 移 転 住 民 に 用地取得 − ついて移転前の 移転前に住民移転の合意がなされるよ う計画する。 合意は得られる か。 (h) 住 民 移 転 を 用地取得 − 住民移転を適切に実施するための体制 適切に実施する を整えるとともに、十分な実施能力と ための体制は整 予算措置が講じられるよう計画する。 えられるか。十分 な実施能力と予 算措置が講じら れるか。 (i) 移 転 に よ る 用地取得 − 影響のモニタリ ・移転による影響のモニタリングを実 施する計画は、現時点ではない。 ングが計画され るか。 (j) 苦 情 処 理 の 用地取得 − 仕組みが構築さ ・住民からの苦情が適切に処理される 仕組みを構築する。 れているか。 (2) 生 (a) プ ロ ジ ェ ク 作業員の 活・生 トによる住民の 流入等に 計 生活への悪影響 経済活動 はあるか。必要な の増加 〇 ・地元雇用、地元の企業の活用による 地域の活性化と促進を実施する。 場合は影響を緩 和する配慮が行 われるか。 (b) プ ロ ジ ェ ク 作業員の トの実施により 流入等に 間ほどのバクリュウ市街にはクリニッ 必要となる社会 よる社会 クが存在。 基盤の整備は十 基盤の整 ・現時点では従業員のための町(学校、 ○ 分か(病院・学校、 備 ・近隣に大きな病院は無し。車で 1 時 病院)や貯水池は整備されていない。 道路等)。不十分 な場合、整備計画 はあるか。 (c) プ ロ ジ ェ ク 工事車両 トに伴う大型車 による交 両等の運行によ 通量の増 って周辺の道路 加 〇 ・工事計画の周知、交通車両の事故対 策を実施する。 交通に影響はあ るか。必要に応じ 4-28 て交通への影響 を緩和する配慮 が行われるか。 (d) プ ロ ジ ェ ク 工事車両 ト活動に伴う作 による交 業員等の流入に 通量の増 より、疾病の発生 加 〇 工事計画の周知、交通車両の事故対策 を実施する。 （ HIV 等 の 感 染 症を含む）の危険 はあるか。必要に 応じて適切な公 衆衛生への配慮 は行われるか。 (e) プ ロ ジ ェ ク ・冷却水及 トによる取水（地 びプラン 減少及び脱硫装置用水の増加） 表水、地下水）や ト用水の ・漁業の状況の確認 ○ ・必要な取水量の再検討（冷却水量の 温排水の放流が、 取水 既存の水利用、水 ・温排水の 域利用(特に漁 排出 業）に影響を及ぼ ・プラント すか。 排水の排 出 (3) 文 (a) プ ロ ジ ェ ク 発電設備 化遺産 トにより、考古学 の設置 × 本プロジェクトは、既設発電所の増設 であり、当サイトには、考古学的、歴 的、歴史的、文化 史的、文化的、宗教的に貴重な遺産、 的、宗教的に貴重 史跡等はない。 な遺産、史跡等を 損なう恐れはあ るか。また、当該 国の国内法上定 められた措置が 考慮されるか。 (4) 景 (a) 特 に 配 慮 す 発電設備 観 べき景観が存在 の設置 × 当サイト周辺は農耕地や町があるが、 特に観光地はない。 する場合、それに 対し悪影響を及 ぼすか。影響があ る場合には必要 な対策は取られ 4-29 るか。 (5) 少 (a) 当 該 国 の 少 数 民 数民族、先住民族 民族であり、本プロジェクトサイト及 族、先 の文化、生活様式 びその周辺に少数民族は居住していな 住民族 への影響を軽減 い。 用地取得 × 本地域住民のほとんどは Kinh（Viet） する配慮がなさ れているか。 (b) 少数民族、先 同上 同上 同上 〇 ベトナムにおける労働条件に関する次 住民族の土地及 び資源に関する 諸権利は尊重さ れるか。 (6) 労 (a) プ ロ ジ ェ ク 従業員の 働環境 トにおいて遵守 雇用 （労働 すべき当該国の ・労働法 Labor laws（1994 年 6 月 23 安全を 労働環境に関す 日付ベトナム国民会議公布） 含む） る法律が守られ ・決議 Decision 2733/2002/BYT(2002 るか。 年 10 月 10 日付健康省公布） の法令を遵守するよう計画する。 ・TCVN3985:1999 作業場所における許 容騒音レベル (b) 労 働 災 害 防 従業員の 止に係る安全設 雇用 〇 防火設備、安全に係る保護具等を確認 する。 備の設置、有害物 質の管理等、プロ ジェクト関係者 へのハード面で の安全配慮が措 置されるか。 (c) 安 全 衛 生 計 従業員の 画の策定や作業 雇用 〇 プロジェクト関係者へのハード面での 安全配慮を措置するよう計画する。 員等に対する安 全教育（交通安全 や公衆衛生を含 む）の実施等、プ ロジェクト関係 者へのソフト面 での対応が計 画・実施される か。 4-30 (d) プ ロ ジ ェ ク 警備要員 トに関係する警 の採用 〇 プロジェクト関係者へのソフト面での 対応がなされるよう計画する。 備要員が、プロジ ェクト関係者・地 域住民の安全を 侵害することの ないよう、適切な 措置が講じられ るか。 ５ (1) 工 (a) 工 事 中 の 汚 そ 事中の 染（騒音、振動、 発生 作成の段階で検討し、必要に応じて緩 の 影響 濁水、粉じん、排 和策を用意するよう計画する。 他 ・粉じんの 〇 ・騒音の発 近隣に居住区域があり、EIA レポート ガス、廃棄物等） 生 たとえば、 に対して緩和策 ・騒音発生作業の境界線からの離隔 ・濁水の発 が用意されるか。 生 距離確保 ・濁水の発 ・夜間作業の制限 生 ・土砂等の車両輸送ではカバー装着 ・廃棄物 ・工事場所及び通行する道路への散水 ・資材の運搬車両の整備 ・地形や容量等を考慮した排水溝の 設置 等が挙げられる。 (b) 工 事 に よ り 土地造成 〇 ・EIA レポート作成の段階で検討し、 自然環境（生態 マングローブ林伐採面積縮小や、温排 系）に悪影響を及 水上昇抑制の緩和策等、必要に応じて ぼすか。また、影 緩和策を計画する。 響に対する緩和 策が用意される か。 (2) 事 (c) 工 事 に よ り ・作業員の 社会環境に悪影 流入等に 員と地域住民との諍いが起こる可能性 響を及ぼすか。ま 経済活動 がある。EIA レポート作成の段階で検 た、影響に対する の増加 討し、地元雇用、地元の企業の活用に 緩和策が用意さ ・工事車両 よる地域の活性化と促進や工事計画の れるか。 による交 周知、交通車両の事故防止対策など、 通量の増 必要に応じて緩和策を用意するよう計 加 画する。 (a) 石 炭 火 力 の 貯炭場で 〇 ○ 4-31 ・プロジェクト実施により、建設作業 貯炭場における石炭の自然発火を防止 故防止 場合、貯炭所の自 対策 然発火を防止す の発火 するため、散水設備等を設置するよう 計画する。 るよう計画され るか（散水設備 等）。 (3) モ (a) 上 記 の 環 境 ニタリ 項目のうち、影響 画書に従い、定期的に排ガス、排水、 ング が考えられる項 周辺の大気質及び水質、騒音を測定す 目に対して、事業 る。 − − EIA 実施時に作成するモニタリング計 者のモニタリン グが計画・実施さ れるか。 (b) 当 該 計 画 の − − EIA 実施時に作成する環境モニタリン 項目、方法、頻度 グ計画書に従い、規制当局と協議して 等はどのように 適切な項目、方法及び頻度で実施する。 定められている か。 (c) 事 業 者 の モ − − EIA 実施時に作成する環境モニタリン ニタリング体制 グ計画書に従い、事業者のモニタリン （組織、人員、機 グを実施する。 材、予算等とそれ らの継続性）は確 立されるか。 (d) 事 業 者 か ら − − EIA 実施時に作成する環境モニタリン 所管官庁等への グ計画書に従い、事業者のモニタリン 報告の方法、頻度 グを計画・実施する。 等は規定されて いるか。 ６ 他の環 (a) 必 要 な 場 合 留 境チェ には、送変電・配 設備が該当。EIA レポート作成に当た 意 ックリ 電に係るチェッ っては、送変電・配電に係るチェック 点 ストの クリストの該当 リストの該当チェック事項も追加して 参照 チェック事項も 評価する。 − − 送変電・配電線設備として屋外開閉所 追加して評価す ること（送変電・ 配電施設の建設 を伴う場合等）。 (b) 必 要 な 場 合 − − は、港湾に係るチ 港湾は本プロジェクトの構成要素のひ とつであるので、EIA レポート作成に 4-32 ェックリストの 当たっては、港湾にかかるチェックリ 該当チェック事 ストの該当チェック事項も追加して評 項も追加して評 価する。 価すること（港湾 設備の建設を伴 う場合等）。 環境チ (a) 必 要 な 場 合 ェック には、越境または 使用し、発電出力あたりの二酸化炭素 リスト 地球規模の環境 の排出量を、他既設プラントに比べて 使用上 問題への影響も 低減する。 の注意 確認する（廃棄物 − − の越境処理、酸性 雨、オゾン層破 壊、地球温暖化の 問題に係る要素 が考えられる場 合等）。 出典：調査団作成 4-33 効率が高い超臨界型（USC）ボイラーを (4) 相手国の環境社会配慮関連法規の概要およびそのクリアに必 要な措置 1）ベトナムの環境行政 環境保護法では、ベトナム天然資源環境省（MONRE）は協働原則に基づき関係省庁と連携して環境管 理行政上の責任を果たすこととなっている。調整力強化のため、2008 年 9 月に MONRE 内の組織改正を 実施し、ベトナム環境総局（VEA）が発足。この組織は、政策・戦略立案から環境影響評価、検査等の 行政執行に至るまでの環境管理関連機能を有している。 地方省においても、MONRE の組織改正を受け、地方省天然資源環境部（DONRE）内に VEA の支局を設 置している。ベトナムの行政機構として、DONRE は地方省人員委員会の傘下に位置付けられており、 地方行政上はその指揮下にある。 ベトナムにおける地方自治は各省あるいは中央直轄市の人民委員会（People’s Committee）が担当 しており、環境汚染対策も地域の人民委員会が担う役割が大きい。 2）ベトナムの環境法規の概要 本節では、石炭火力発電所建設プロジェクトに関連する環境関連法規・基準・省令等を示す。 a）環境アセスメント関係法令 a-1) 環境保護法（Law on Environmental Protection） 環境保護法は、2005年11月29日にベトナム国会を通過し、2005年12月12日に国家主席命令（President’s Ordinance）29/2005/L/CTNにより公布され、2006年7月1日付けで施行された。なお、2014年6月23日に 改正環境保護法（55/2014/QH13）が国会で承認され、2015年1月1日に施行する。 改正環境保護法には、第3章第2節に戦略的環境アセスメント（Strategic Environmental Assessment, SEA）（13-17項）、第3節にEIA（18-28項）に関して示されている。 a-2) 政令 Decree 80/2006/ND-CP 2006年8月9日発行。「環境保護法のいくつかの項に実施に係る詳細及びガイドライン」に係る政令で ある。 a-3) 政令 Decree 81/2006/ND-CP 2006年8月9日発行。環境保護領域における行政罰則に係る政令である。 a-4) 政令 Decree 21/2008/ND-CP 2008年2月発行。Decree 80/2006/ND-CPの改訂及び追加である。 a-5) 回状 Circular 08/2006/TT-BTNMT 2006年9月8日発行。「SEA、EIA及び環境保護取り組みのガイダンス」の回状である。 a-6) 回状 Circular 05/2008/TT-BTNMT 2008年12月8日発行。本回状には、環境保護法及びDecree 21/2008/ND-CPに規定されている、SEA、EIA、 4-34 環境保護の取り組みに係る多数の事項の実施についての詳細ガイドラインが定められている。 a-7) 政令Decree 29/2011/ND-CP 2011年4月18日発行。環境影響評価、戦略的アセスメント等に関する政令である。 a-8) 政令Decree 179/2013/ND-CP 2013年11月14日発行。環境保護分野における行政違反の制裁に関する政令である。 a-9) 回状Circular 09/2014/TT-BNNPTNT 2014年3月26日発行。戦略的環境アセスメント、環境影響評価の一部コンテンツの規制に関する回状 である。 a-10) 政令Decree 35/2014/ND-CP 2014年4月29日発行。戦略的環境アセスメントに関する政令の一部改正である。 a-11) 決定Decision 1216/QD-TTg 2014年9月5日発行。環境保護に係る2020年までの戦略と2030年までのビジョンである。 a-12) 決定 Decision 1030/QD-TTg 2009 年 7 月 20 日発行。2015 年までのベトナム環境産業発展及び 2025 年までのビジョンである。 4-35 b) 火力発電プロジェクトに適用される大気に関する環境関連基準 b-1) 火力発電の排ガスに関する排出基準：国家技術規準 QCVN 22: 2009/BTNMT 火力発電の排ガス中の汚染物質に関する最大許容排出濃度Cmaxは、次の式によって算出される。 Cmax = C x Kp x Kv Cは汚染物質と燃料の種類により、表4-14のように与えられる。 表 4-14 排ガス中の大気汚染物質の排出基準値（QCVN 22:2009/BTNMT） 濃度 (mg/Nm3) No 1 パラメータ B (新設プラント) A (既設プラント) ばいじん 400 石炭 石油 ガス 200 150 50 600 250 500 300 - 650 2 (炭性状：揮発分＞10%) NOx 1,000 (as NO2) - 1,000 (炭性状：揮発分≦10%) 3 SO2 1,500 500 Kpは出力係数であり、その地点における発電出力によって、表4-15のように与えられる。 表 4-15 出力係数Kpの値（QCVN 22:2009/BTNMT） 発電容量 (MW) Kp P ≤ 300 1 300 < P ≤ 1,200 0.85 P ≥ 1,200 0.7 Kv は地域係数 regional factor であり、地域によって表 4-16 のように与えられる。 表 4-16 地域係数 Kv の値（QCVN 22:2009/BTNMT） 地方、地域区分 Kv 火力発電所から次の地域境界までの距離が 5km 未満の場 Grade 1 合：特別種都市及び I 種都市の域内、特別用途林、格付け 0.6 された自然遺産、歴史・文化遺跡。 火力発電所から特別種都市及び I 種都市の城内境界までの Grade 2 距離が 5km 以上、あるいは火力発電所から II、III、IV 種 0.8 都市の域内・市内の地域境界までの距離が 5km 未満。 工業団地、火力発電所から II、III、IV 種都市の域内・市 Grade 3 内境界までの距離が 5km 以上、あるいは火力発電所から V 1.0 種都市の地域境界まで 5km 未満。 Grade 4 農村 1.2 Grade 5 山間部農村 1.4 4-36 また、都市カテゴリーを表 4-17 に示す。 表 4-17 都市カテゴリー（No.42/2009/ND-CP） 人口密度 12,000 人/km2 以上 カテゴリーⅠ 非農業従事者 85%以上 （首都並のハブ機能を持った都市部） カテゴリーⅡ カテゴリーⅢ カテゴリーⅣ カテゴリーⅤ 人口密度 8,000 人/km2 以上 非農業従事者 80%以上 人口密度 6,000 人/km2 以上 非農業従事者 75%以上 人口密度 4,000 人/km2 以上 非農業従事者 70%以上 人口密度 2,000 人/km2 以上 非農業従事者 65%以上 b-2) 周辺大気に関する大気環境基準：国家技術規準QCVN 05: 2009/BTNMT ベトナムの大気環境基準を表4-18に示す。 表 4-18 周辺大気中における主な項目の最大許容濃度（QCVN 05:2009/BTNMT） （Unit: μg/m3） No パラメータ 1 時間平均 3 時間平均 8 時間平均 年間平均 1 SO2 350 - 125 50 2 CO 30,000 10,000 5,000 - 3 NOx 200 - 100 40 4 O3 180 120 80 - 5 Suspended particulate matter (TSP) 300 - 200 140 6 Particulate matter ≤ 10 µm (PM10) - - 150 50 7 Pb - - 1.5 0.5 Note: (-): 規定なし 4-37 c) 火力発電プロジェクトに適用される水質に関する環境関連基準 c-1) 産業排水に関する排水基準：国家技術規準 QCVN 40: 2011/BTNMT ベトナムには火力発電専用の排水基準はなく、共通の産業排水基準に関する国家技術規準により規制 される。温排水の他、貯炭場や灰捨場からの排水についても本排出基準が適用される。 産業排水中の汚染物質の最大許容値Cmaxは次のように算出される（ただし、温度、pH、臭い、色、大 腸菌群数、全α放射能、全β放射能の各項目については、Cmax=Cを適用する）。 Cmax = C x Kq x Kf Cは産業排水中の汚染物質の排出基準値で、表 4-19のように定められる。 表 4-19 産業排水中の汚染物質の排出基準値 C（QCVN 40: 2011/BTNMT） No パラメータ及び物質項目 単位 基準値 (C) A B ℃ 40 40 Pt/Co 50 150 - 6 to 9 5.5 to 9 1 Temperature 2 Color 3 pH 4 BOD5 (20℃) mg/l 30 50 5 COD mg/l 75 150 6 Suspended solids mg/l 50 100 7 Arsenic mg/l 0.05 0.1 8 Mercury mg/l 0.005 0.01 9 Lead mg/l 0.1 0.5 10 Cadmium mg/l 0.05 0.1 11 Chromium (VI) mg/l 0.05 0.1 12 Chromium (III) mg/l 0.2 1 13 Copper mg/l 2 2 14 Zinc mg/l 3 3 15 Nickel mg/l 0.2 0.5 16 Manganese mg/l 0.5 1 17 Iron mg/l 1 5 18 Total cyanide mg/l 0.07 0.1 19 Total phenol mg/l 0.1 0.5 20 Total mineral fats and oils mg/l 5 10 21 Sulfide mg/l 0.2 0.5 22 Fluoride mg/l 5 10 23 Ammonium (as N) mg/l 5 10 24 Total nitrogen mg/l 20 40 25 Total phosphorus (as P) mg/l 4 6 mg/l 500 1,000 26 Chloride (not applicable when discharging into 4-38 saline water and brackish water) 27 Excess Chlorine mg/l 1 2 28 Total organochlorine pesticides mg/l 0.05 0.1 29 Total organophosphorus pesticides mg/l 0.3 1 30 Total PCB mg/l 0.003 0.01 31 Coliform Bacteria/100ml 3,000 5,000 32 Gross α activity Bq/l 0.1 0.1 33 Gross β activity Bq/l 1.0 1.0 ここで、A列は産業排水の排出先が生活用水のための水源である場合に適用される。また、B列は産業 排水の排出先が生活用水のための水源ではない場合に適用される。尚、産業排水の排出先が塩水または 汽水の場合、塩化物の基準値は適用されない。 Kqは産業排水の排出先により次のように規定される。 表 4-20 産業排水の排出先が河川、泉、運河、水路、渓流、溝である場合の Kq（QCVN 40: 2011/BTNMT） 産業排水の排出先の流量 Q（m3/s） Kq Q ≤ 50 0.9 50 ＜ Q ≤ 200 1 200 ＜ Q ≤ 500 1.1 Q ＞ 500 1.2 表 4-20 において、Q は産業排水の排出先の河川、泉、運河、水路、渓流、溝における連続した 3 年 間の最も流量の少ない乾季の 3 ヶ月の平均流量である（水文気象台のデータに基づく）。当該河川、泉、 運河、水路、渓流、溝の流量に関するデータがない場合は Kq=0.9 を適用、または排出源のある地域の 天然資源環境局によって指定された担当機関が 1 年間で最も流量の少ない乾季の 3 ヶ月の平均流量を 確定し、Kq を決定する根拠とする。 表 4-21 産業排水の排出先が池、湖沼の場合の Kq（QCVN 40: 2011/BTNMT） 産業排水の排出先の容積 V（m3） Kq V ≤ 10 x 106 0.6 10 x 106 ＜ V ≤ 100 x 106 V ＞ 100 x 10 6 0.8 1.0 表4-21において、Vは産業排水の排出先の池、湖沼における連続した3年間の最も水量の少ない乾季の 3ヶ月の平均容積である（水文気象台のデータに基づく）。当該の池、湖沼の容積に関するデータがな い場合はKq=0.6を適用、または排出源のある地域の天然資源環境局によって指定された担当機関が1年 間で最も容積の少ない乾季の3ヶ月の平均容積を確定し、Kqを決定する根拠とする。 産業排水の排出先が沿岸の海水域の場合については、水中生物の保護、ウォータースポーツ、アク 4-39 ティビティのために利用されていない沿岸の海水域の場合は Kq=1.3、水中生物の保護、ウォータース ポーツ、アクティビティのために利用されている沿岸の海水域の場合は Kq=1.0 を適用する。 排水の流速係数Kfは次のように規定される。 表 4-22 排水の流速係数 Kf（QCVN 40: 2011/BTNMT） 流速 F（m3/24h） Kq F ≤ 50 1.2 50 ＜ V ≤ 500 1.1 500 ＜ V ≤ 5,000 1.0 V ＞ 5,000 0.9 c-2) 生活排水に関する排水基準：国家技術規準 QCVN 14: 2008/BTNMT 発電所からの生活排水に関しては、生活排水に関する国家技術規準QCVN 14:2008/BTNMTが適用される。 生活排水中の汚染物質の最大許容値Cmaxは次のように算出される（ただし、温度、pHや大腸菌群数に ついては、Cmax=Cを適用する）。 Cmax = C x K C は生活排水中の汚染物質の排出基準値で、表 4-23 のように定められる。 表 4-23 生活排水中の汚染物質の排出基準値 C（QCVN 14:2008/BTNMT） No 項目 基準値C 単位 A B - 5 – 9 5 – 9 1 pH 2 BOD5 (20℃) mg/l 30 50 3 浮遊固形物(TSS) mg/l 50 100 4 溶解固形物 mg/l 500 1,000 5 硫黄（H2S換算） mg/l 1.0 4.0 6 アンモニア（N換算） mg/l 5 10 7 硝酸塩NO3-（N換算） mg/l 30 50 8 動植物油脂 mg/l 10 20 9 界面活性物質類 mg/l 5 10 10 リン酸塩PO43- mg/l 6 10 11 大腸菌群数 MPN/100ml 3,000 5,000 4-40 K は、サービス施設や公共施設、集合住宅地、住宅地、企業の類型、規模、所要面積に基づき、表 4-24 のように定められる。 表 4-24 サービス施設、公共施設と集合住宅の類型に対応する係数 K（QCVN 14:2008/BTNMT） 施設類型 １．ホテル、レストハウス 施設の規模と所要面積 K 50室、３つ星以上のホテル １ 50室未満 1.2 10,000m 以上 1.0 10,000m 未満 1.2 5,000m 以上 1.0 5,000m 未満 1.2 1,500m 以上 1.0 1,500m 未満 1.2 500m 以上 2 1.0 500m 未満 2 1.2 500人以上 1.0 500人未満 1.2 50戸以上 1.0 50戸未満 1.2 ２．代表機関、事務所、学校、研究施設 2 2 ３．百貨店、スーパー 2 2 ４．市場 2 2 ５．レストラン、食品店 ６．生産施設、軍隊駐屯地 ７．集合住宅、住宅地 4-41 c-3) 地表水の水質に関する水質環境基準：国家技術規準 QCVN 08: 2008/BTNMT 地表水の水質に関する水質環境基準を表 4-25 に示す。 表 4-25 地表水の水質に関する水質環境基準（QCVN 08:2008/BTNMT） 番号 項目 濃度 単位 A1 A2 B1 B2 - 6-8.5 6-8.5 5.5-9 5.5-9 1 pH 2 溶存酸素 mg/l ≥ 6 ≥ 5 ≥ 4 ≥ 2 3 浮遊物質 mg/l 20 30 50 100 4 CODcr mg/l 10 15 30 50 5 BOD5（20℃） mg/l 4 6 15 25 6 アンモニア性窒素 NH+4 mg/l 0.1 0.2 0.5 1 7 塩素（Cl-） mg/l 250 400 600 - 8 フッ素（F-） mg/l 1 1.5 1.5 2 mg/l 0.01 0.02 0.04 0.05 - 9 亜硝酸性窒素 NO 10 硝酸性窒素 NO-3 mg/l 2 5 10 15 11 リン酸塩 PO43- mg/l 0.1 0.2 0.3 0.5 12 シアン化合物 CN- mg/l 0.005 0.01 0.02 0.02 13 ヒ素 mg/l 0.01 0.02 0.05 0.1 14 カドミウム mg/l 0.005 0.005 0.01 0.01 15 鉛 mg/l 0.02 0.02 0.05 0.05 16 三価クロム Cr3+ mg/l 0.05 0.1 0.5 1 17 六価クロム Cr 6+ mg/l 0.01 0.02 0.04 0.05 18 銅 mg/l 0.1 0.2 0.5 1 19 亜鉛 mg/l 0.5 1.0 1.5 2 20 ニッケル Ni mg/l 0.1 0.1 0.1 0.1 21 鉄 mg/l 0.5 1 1.5 2 22 水銀 mg/l 0.001 0.001 0.001 0.002 23 界面活性剤 mg/l 0.1 0.2 0.4 0.5 24 油脂類 mg/l 0.01 0.02 0.1 0.3 25 フェノール mg/l 0.005 0.005 0.01 0.02 アルドリン+ディルドリン µg/l 0.002 0.004 0.008 0.01 エンドリン µg/l 0.01 0.012 0.014 0.02 BHC µg/l 0.05 0.1 0.13 0.015 DDT µg/l 0.001 0.002 0.004 0.005 エンドスルファン µg/l 0.005 0.01 0.01 0.02 リンデン µg/l 0.3 0.35 0.38 0.4 クロルデン µg/l 0.01 0.02 0.02 0.03 2 農薬 26 4-42 µg/l 0.01 0.02 0.02 0.05 パラチオン µg/l 0.1 0.2 0.4 0.5 マラチオン µg/l 0.1 0.32 0.32 0.4 2,4D µg/l 100 200 450 500 2,4,5T µg/l 80 100 160 200 パラコート µg/l 900 1,200 1,800 2,000 29 全アルファ線強度 Bq/l 0.1 0.1 0.1 0.1 30 全ベータ線強度 Bq/l 1.0 1.0 1.0 1.0 31 大腸菌 MPN/100ml 20 50 100 200 32 大腸菌群数 MPN/100ml 2,500 5,000 7,500 10,000 ヘプタクロール 有機リン農薬 27 除草剤 28 注：異なる目的で利用される水質を評価及び管理するために、地表水は以下のように区分される。 A1：生活用水やA2、B1及びB2のその他の目的 A2：利用が、(1)適切な処理技術による生活用水、(2)水生生物の保護、及び(3)B1及びB2のその他の 目的 B1：灌漑、又は同等の水質が要求されるその他の目的、又はB2のその他の目的 B2：水運及び水質において低い要求で良いその他の目的 4-43 c-4) 地下水の水質に関する水質環境基準：国家技術規準 QCVN 09: 2008/BTNMT 地下水の水質に関する水質環境基準を表 4-26 に示す。 表 4-26 地下水の水質に関する水質環境基準（QCVN 09: 2008/BTNMT） No パラメータ 単位 許容値 - 5.5 -8.5 1 pH 2 Hardness (as CaCO3) mg/l 500 3 Total solid mg/l 1,500 4 COD (KMnO4) mg/l 4 5 Amoni (as N) mg/l 0.1 6 Clorua (Cl-) mg/l 250 7 Florua (F-) mg/l 1.0 8 Nitrite (NO2-) (as N) mg/l 1.0 - 9 Nitrate (NO3 ) (as N) mg/l 15 10 Sulfate (SO42-) mg/l 400 11 Cyanide (CN-) mg/l 0.01 12 Phenol mg/l 0.001 13 Arsenic (As) mg/l 0.05 14 Cadmium (Cd) mg/l 0.005 15 Lead (Pb) mg/l 0.01 16 Chrome (Cr3+) mg/l 0.05 17 Copper (Cu) mg/l 1.0 18 Zinc (Zn) mg/l 3.0 19 Manganese (Mn) mg/l 0.5 20 Mercury (Hg) mg/l 0.001 21 Iron (Fe) mg/l 5 22 Selen (Se) mg/l 0.01 23 Total radioactive activity α Bq/l 0.1 24 Total radioactive activity β Bq/l 1.0 25 E. Coli MPN/100ml ND 26 Coliform MPN/100ml 3 4-44 c-5) 沿海水の水質に関する水質環境基準：国家技術規準 QCVN 10: 2008/BTNMT 沿海水の水質に関する水質環境基準を表 4-27 に示す。 表 4-27 沿海水の水質の関する水質環境基準（QCVN 10: 2008/BTNMT） 許容値 No パラメータ . 単位 養殖、水生生物の ﾏﾘﾝﾘｿﾞｰﾄ、 その他の 保護領域 ﾏﾘﾝｽﾎﾟｰﾂ領域 領域 30 30 - 6.5 – 8.5 6.5 – 8.5 6.5 – 8.5 1 Temperature ℃ 2 pH 3 Dissolved oxygen (DO) mg/l ≥ 5 ≥ 4 - 4 Total suspended solid (TSS) mg/l 50 50 - 5 COD(KMnO4) mg/l 3 4 - 6 Ammonia(NH4+) mg/l 0.1 0.5 0.5 7 Fluorine (F-) mg/l 1.5 1.5 1.5 8 Sulfide (S2-) mg/l 0.005 0.01 0.01 9 Cyanide (CN-) mg/l 0.005 0.005 0.01 10 Arsenic (As) mg/l 0.01 0.04 0.05 11 Cadmium (Cd) mg/l 0.005 0.005 0.005 12 Lead (Pb) mg/l 0.05 0.02 0.1 13 Chrome (Cr3+) mg/l 0.1 0.1 0.2 14 Chrome (Cr6+) mg/l 0.02 0.05 0.05 15 Copper (Cu) mg/l 0.03 0.5 1 16 Zinc (Zn) mg/l 0.05 1.0 2.0 17 Manganese (Mn) mg/l 0.1 0.1 0.1 18 Iron (Fe) mg/l 0.1 0.1 0.3 19 Mercury (Hg) mg/l 0.001 0.002 0.005 20 Oils and grease mg/l 0 0 - 21 Mineral oil mg/l Not detectable 0.1 0.2 22 Phenol (total) mg/l 0.001 0.001 0.002 Aldrin+Dieldrin µg/l 0.008 0.008 - Endrin µg/l 0.014 0.014 - BHC µg/l 0.13 0.13 - DDT µg/l 0.004 0.004 - Endosulfan (Thiodan) µg/l 0.01 0.01 - Lindane µg/l 0.38 0.38 - Chlordane µg/l 0.02 0.02 - Heptachlor µg/l 0.06 0.06 - Organochlorine insecticide 23 24 Organophosphate insecticide 4-45 Parathion µg/l 0.4 0.4 - Malathion µg/l 0.32 0.32 - 2,4D mg/l 0.45 0.45 - 2,4,5T mg/l 0.16 0.16 - Paraquat mg/l 1.80 1.80 - 26 Total radioactive activity α Bq/l 0.1 0.1 0.1 27 Total radioactive activity β Bq/l 1.0 1.0 1.0 28 Coliform MPN/100ml 1,000 1,000 1,000 Herbicide chemical 25 Note: En dash (-): No stipulation 4-46 d) 火力発電プロジェクトに適用される廃棄物に関する環境関連基準 d-1) 固形廃棄物管理関係法令 固形廃棄物管理に関する法令としては、次のようなものがある。 ・2007年4月9日付、固形廃棄物管理に関する政令Decree 59/2007/ND-CP ・2006年12月26日付有害廃棄物管理の申請・登録・認可の実践・手続きのガイダンスに関するMONRE 回状Circular 12/2006/TT-BTNMT ・ベトナム基準TCVN 6696:2000−固形廃棄物−衛生埋立地、環境保護に係る共通の必要条件 ・ベトナム基準TCVN 6705:2000−有害ではない固形廃棄物−分類 ・ベトナム基準TCVN 6706:2000−有害廃棄物−分類 ・ベトナム基準TCVN 6705:2009−有害ではない固形廃棄物−分類 ・ベトナム基準TCVN 6706:2009−有害廃棄物−分類 ・ベトナム基準TCVN 6696:2009−固形廃棄物−衛生埋立地、環境保護に係る共通の必要条件 e) 火力発電プロジェクトに適用される騒音に関する環境関連基準 e-1) 騒音に関する環境基準：国家技術規準 QCVN 26: 2010/BTNMT 騒音に関する環境基準を表4-28に示す。 表 4-28 騒音に関する環境基準(dB(A)) No. 区域 6∼21時 21∼6時 1 特別区域 55 45 2 普通の区域 70 55 特別区域：医療施設、図書館、保育所、学校、教会、集会場、寺院の垣根で囲った内側の区域、 そして別途特別に規定する区域のことである。 普通の区域：集合住宅、一戸建て又は隣接した住宅、ホテル、レストハウス、行政機関を含む区 域である。 e-2) 作業場所における許容騒音レベルに関する基準：TCVN 3985: 1999 本規則は、工場や事務所の作業場所における最大許容騒音レベルを規定したものである。設備や機械 及び影響を受ける作業者の作業プロセスの間に生じる騒音レベルをコントロールするために適用され る。 一般に、許容騒音レベルは作業シフト8時間で85dBAを、また最大で115dBAを超えてはならない。また 全期間を通じて次の値を超えてはならない。 ・4時間では、許容騒音レベルは90dBA ・2時間では、許容騒音レベルは95dBA ・1時間では、許容騒音レベルは100dBA ・30分では、許容騒音レベルは105dBA ・15分では、許容騒音レベルは110dBA 4-47 ・最大で115dBAを超えないこと ・作業日の作業時間以外は、騒音への暴露を80dBA未満とする。 f) 火力発電プロジェクトに適用される振動に関する環境関連基準 f-1) 振動レベルに関する環境基準：国家技術規準 QCVN 27: 2010/BTNMT 振動レベルに関する環境基準を次に示す。 建設作業による振動や衝撃の発生源は、表 4-29 の規定値を超えてはならない。 表 4-29 建設作業に対する振動加速度レベルの最大許容値 番号 区域 1 特別区域 2 普通の区域 1日の適用時間帯 許容振動加速度、dB 6時−18時 75 18時−6時 基礎レベル 6時−21時 75 21時−6時 基礎レベル また、生産、商業、サービスなどの活動による振動や衝撃の発生源は、表 4-30 の規定値を超えては ならない。 表 4-30 生産、商業、サービスなどの活動に対する振動加速度に関する最大許容値 番号 区 域 1 2 1日の適用時間帯と許容振動加速度、dB 6時 - 21時 21時 - 6時 特別区域 60 55 普通の区域 70 60 表4-29と表4-30における規定の振動加速度は、 ・安定した揺れの時に測定したレベル、又は ・周期的あるいは断続的に揺れる度に測定した最大値の平均レベル、又は ・揺れが安定的にではなく偶然に起こった時、5秒ごとに十回測定した数値の平均値、又はそれに 相当する（L10）。 尚、特別区域、普通の区域及び基礎レベルの定義は次のとおり。 特別地域 ：医療施設、図書館、保育所、学校、教会、集会場、寺院の垣根で囲った内側の区域、 そして別途特別に規定する区域のことである。 普通の地域：集合住宅、一戸建て又は隣接した住宅、ホテル、レストハウス、行政機関を含む区域 である。 基礎レベル：評価の対象となる区域において、生産、商業、サービス、建設などの活動が行われ ていない時に測定した振動加速度レベルのことである。 4-48 3) ベトナム国における環境影響評価（EIA）の概要 2015年1月から施行されるベトナム環境保護法（55/2014/QH13）における、環境影響評価実 施の概要は以下のとおり。 a) 環境影響評価を実施する対象事業 ・ 国会、政府、政府首相の承認が必要な事業。 ・ 認定されている自然保全地域、国立公園、歴史・文化遺跡区、世界遺産、生物圏保護区、景勝地 を使用する事業。 ・ 環境に悪影響を及ぼす恐れのある事業。 b) 環境影響評価の実施 ・ 事業者は、自分で環境影響評価を実施するか、コンサルティング機関に環境影響評価の 実施を依頼することができる。いずれの場合においても、事業者は環境影響評価の結果 について法律上の責任を負う。 ・ 環境影響評価は事業の準備過程において実施しなければならない。 ・ 環境影響評価の結果は環境影響評定報告書に記載される。 ・ 環境影響評価報告書の作成、審査費用は事業者の投資資金から責任を持って負担する。 c) 環境影響評価報告書の再作成 事業者は次のいずれかに該当する場合、環境影響評価報告書を再度作成しなければならない。 ・ 環境影響評定報告書の承認決定書が発行された時点から24ヶ月以内に事業展開がなされ ていない場合。 ・ 承認された環境影響評価報告書で示した事業実施場所と異なる場所で事業を展開する場 合。 ・ 承認された環境影響評価報告書で示した規模を拡大し、稼働能力及び技術の変更により環 境への影響が悪化する事業の場合。 d) 環境影響の評価報告書の主要内容 ・ 起業経緯、事業者、事業を承認する権限機関、環境影響評定の実施方法。 ・ 環境へ悪影響を与える恐れのある事業の施工方法の選定、工事と活動の評定。 ・ 事業実施場所と近隣地域の自然環境、経済社会環境の現状評定、事業実施場所の適合性の 説明。 ・ 事業実施過程で発生する廃棄物からの影響の予測・評定。事業の環境と国民の健康に対す る影響の予測・評定。 ・ 事業の環境と国民の健康へのリスクの予測・評定とそのリスク管理措置の方策。 ・ 廃棄物の処理。 ・ 環境と国民への影響を抑制する対策。 ・ 諮問結果。 ・ 環境管理と監査プログラム。 ・ 環境保護施設の建設経費と環境影響削減措置の実施経費の積算。 ・ 環境保護措置の実施方法。 4-49 e) 環境影響評価報告書の審査権限 ・ 天然資源環境省は、以下の事業に対する環境影響評価報告書を審査する。 a)国会、政府、首相が投資を決定する事業。 b)複数の分野または複数の地方にまたがる 事業。ただし、国防と治安の機密事業を除く。 c) 政府が指定する審査事業。 ・ 各本省、本省と同等の機関は、上記aとbに該当する事業を除き、当該機関の承認権限内に おける事業の環境影響評価報告書を審査する。 ・ 国防省、公安省は、本省の承認権限内における事業及び国防と治安の機密事業の環境影響 評価報告書を審査する。 ・ 省レベル人民委員会は、上記に該当する事業を除き、省内への投資事業の環境影響評価報 告書を審査する。 f) 環境影響評価報告書の審査 ・ 審査を受ける機関の代表者または機関の長は、審査委員会若しくは関連機関と組織の諮問 を通じて環境影響評価報告書の審査を行い、審査結果について法律上の責任を負う。 ・ 必要に応じて、環境影響評価報告書の審査機関は、実地検分を行い、分野別の機関、組織 と専門家の反対意見を聴取する。 ・ 審査期限内において修正・追加の要求がある場合、審査機関は事業者に対して書面による 当該内容の告知義務がある。 g) 環境影響評価報告書の承認 ・ 審査委員会の指摘に従って修正・追加された環境影響評価報告書を受領してから20日以内 に、審査機関の長は、環境影響評価報告書の承認を検討し決定する。却下する場合は、理 由を明記した書面にて事業者に回答しなければならない。 h) 環境影響評価報告書を承認した後の事業者の責任 ・ 環境影響評価報告書の承認決定書を遵守して実施する。 ・ 規模、生産能力、技術を変更したことで承認された環境影響評価報告書の記載内容より環 境への影響が悪化したが、本法第20条第1項のc)に規定した環境影響評価報告書を再作成 する程のことではない場合、事業者は承認機関に説明した上で、環境影響評価報告書の承 認機関が了承文書を出した後に事業を始めることが出来る。 i) 事業を運営する前の事業者の責任 ・ 環境影響評価報告書の承認決定書に基づいて環境保護措置を実施する。 ・ 政府の規定に該当する大規模事業で、環境に悪影響を及ぼす恐れのある事業については環 境保護工事を実施し、その結果を環境影響評価報告書の承認機関に報告しなければならな い。これらの事業は、環境影響評価報告書の承認機関が環境保護工事を検査し、工事の完 了が確認されなければ運営できない。 j) 環境影響評価報告書の承認機関の責任 4-50 ・ 環境影響評価報告書の審査結果と承認決定について法律上の責任を負う。 ・ 事業者の環境保護工事の完了報告書を受領してから15日以内に、環境影響評価報告書の承 認機関は、当該事業の環境保護工事の完了状況を検査し、完了の旨を記した確認書を発行 しなければならない。環境指数の分析が複雑な場合、当該事業の環境保護工事の完了確認 書の発行期限を延長することができるが、30日を越えてはならない。 4-51 4) 本プロジェクト実施に伴う環境・社会面への影響 ここでは JICA 環境社会配慮ガイドライン(2010 年 4 月)の火力発電チェックリスト（以下、JICA ガ イドラインという)を活用し、USC 石炭火力発電所を建設する上での問題の有無や必要対策等について 検証することとする。 環境社会配慮上、特に注意をすべき点は、以下のとおり a) 生態系への影響（マングローブ伐採） プロジェクトサイトの海岸沿いにマングローブ湿地が存在するが、特別な保護エリアには指定され ていない。ただし、世界銀行セーフガードでは、マングローブは自然生息地に該当。自然生息地はカ テゴリーA と B に分けられ、カテゴリーA で重要な自然生息地の重大な転換や劣化を伴うと判断された 場合、融資は認められない。カテゴリーB で重要性が高くないと判断され、他に代替案が無く、当該 プロジェクトからの全体的便益が環境コストを大幅に上回ると判断された場合、適切な緩和策を盛り 込むことを条件に融資が認められる。 これを念頭に、環境影響を最小に抑制するため、通常であれば海岸に面して設置するサイト配置を 陸側へ移動させる緩和策を提案している。マングローブを含む自然林は、バクリュウ人民委員会が管 理しているが、20ha を超える森林開発については土地利用変更の届出をして総理大臣の承認を得る必 要がある。地域開発の管理元のバクリュウ省人民委員会と確認しながら進める必要あり。 なお、バクリュウ人民委員会も、マングローブ保護のため、サイト配置を陸側へ移動させる提案に 関しては好意的であった。 b) 生態系への影響（温排水） プラント運転中は大量の冷却水排水を海へ放水することとなるが、温排水の温度上昇が生態系へ与 える影響を EIA 段階より継続的に調査していく必要がある。 c) 汚染対策（大気） 現時点では、周辺に大気汚染源となるような大きな工場は存在していない。 建設期間中の車両運搬による大気汚染、運転期間中の煙突排ガス、揚運炭設備からの炭じんや灰処分 場からの粉じんのレベルの抑制策を適切に実施していく必要がある。 d) 汚染対策（水質） 北側及び西側は、エビ養殖の開発が進んでいる。エビ養殖のためには、殺虫剤や除草剤の使用並び に定期的に水を空にして石灰で消毒をすることから、大量の汚染水が発生し、それらは防波堤外側（海 側）へ排水される。 また、住民の話では、最近、上流側の工場からの排水の影響で、引込み水の水質が悪化しており、 近年エビの収穫量が減少傾向であるが、怒りを誰にぶつけて良いか判らないでいる状況とのこと。よ って、プラント開発の際には、プロジェクト事業者が水質悪化の犯人とされないように、事前の水質 調査を人民委員会とも協調をとってオープンな形で確実に実施していくことが重要となる。 4-52 e) 汚染対策（騒音） 発電所付近での騒音の測定結果は入手できていないが、近隣に大規模な発生源はなないことを現地 調査で確認している。発電所の東側川沿いには居住地域があることから、現在の敷地境界付近の騒音 レベルを確認しながら評価を行なう必要がある。場合によって夜間作業の低減、隣接地域において部 分的な防音壁の設置等の対策が必要となる。 f) 汚染対策（廃棄物） 本プロジェクトでは、運転に伴い石炭灰や石膏が発生する。石炭灰は処分場までスラリー方式で排 出する予定としており、処分場の容量的には十分と思われるが、本プロジェクトでは石炭灰や石膏の レンガ等への再利用による廃棄物量削減も予定しており、灰捨場のさらなる面積縮小を目指して、今 後検討する必要がある。 g) 社会環境（住民移転） サイト建設にあたり、移転の影響を受ける住民は、川沿いに集中。川沿い以外では、エビ監視小屋 が点在。また、バイクで通行する人達用の休憩所として生計を立てているような民家が点在する程度。 このエリアについては正確な人口統計が無いが、サイト調査による概算では、本プロジェクトによっ て生じる住民移転は、30,000DWT ケースで 30 世帯（約 120 人）、10,000DWT ケースで 140 世帯（約 560 人）程度となる。10,000DWT ケースで影響が大きくなるのは川沿いエリアの開発を伴うためである。 多 くの住民がエビ養殖や塩田関連の仕事に従事しているため、建設に先立ってサイトを整地する際には、 住居移転に伴う職業補償も必要となる。EIA の段階で詳細な検討が必要。 h) 社会環境（労働環境） サイト周辺は井戸を掘っても海水しか出ないため、飲料水の確保も困難な貧しい地域。建設中の大 量の作業員及び、現地住民雇用も含めた運開後の運転員の衣食住環境に関して、周囲のインフラを整 備する必要あり。特にけがや病気の際の病院の確保が重要。 4-53 (5) プロジェクト実現のために当該国（実施機関その他関連機関） が成すべき事項 本プロジェクトはベトナム政令の中で、環境影響評価報告書の作成が必要な事業に区分けされてい るため、今後、実施機関が天然資源環境省等の所管省庁や所管人民委員会と予備的な協議を行い、環 境影響評価にあたっての具体的な手続きについて明確化していくことが必要となる。 表 4-31 環境影響評価が必要となる事業 抜粋 （途中 省略） （以下 省略） 出典：ベトナム政令 No.21/2008/ND-CP 別表 4-54 第5章 財務的・経済的実行可能性 (1) 事業費の積算 現時点でベトナム側は、本プロジェクトに超臨界圧(SC)を採用するか超々臨界圧(USC)を採用するか、 また、石炭船を 30,000DWT または 10,000DWT で受け入れるかは決定されておらず、今後、経済性等を考 慮して決定されるという事であった。 更に、発電容量については１フェーズあたり 1,200MW（600MW x 2 基）の計３フェーズ、3,600MW と計 画されているが、経済的・技術的に説得力があれば容量変更は可能であるとのことであった。容量が大 きい方が経済的にはメリットが出やすく、また、中国や韓国企業ではまだ実績の少ない大容量 1,000MW の方が我が国企業の参画を促すためには望ましい。 よって、今回の調査では以下に示す６ケースについて検討を行った。 1) 建設費 ベトナム及び東南アジア諸国における最近の類似石炭火力発電所の契約金額を参考にして積算した。 その結果を表 5-1 及び表 5-2 に示す。なお、今回の調査対象であるフェーズ１において発電所全体の共 用設備（変電所、港湾、土地整備等）を整備する計画で、その費用も含まれるため、フェーズ１の費用 は類似案件と比較して割高となっている。 表 5-1 バクリュウ発電所（フェーズ１）建設費概算 【石炭船 30,000DWT の場合】 単位：百万 US$ 項目 ケース１ ケース２ ケース３ 600MW×2 600MW×2 1000MW×1 SC USC USC 1 ボイラ及び排煙脱硫装置 635 646 523 2 蒸気タービン及び発電機 455 461 373 3 その他機器及び土木建築工事 658 658 501 4 港湾設備 257 257 257 5 変電所 22 22 19 6 土地収用、造成、補償 82 82 82 7 コンサルタント費用・管理費 54 54 53 8 予備費 216 218 181 2,379 2,398 1,987 9 合 計 出典：調査団作成 5-1 表 5-2 バクリュウ発電所（フェーズ１）建設費概算 【石炭船 10,000DWT の場合】 単位：百万 US$ 項目 ケース４ ケース５ ケース６ 600MW×2 600MW×2 1000MW×1 SC USC USC 1 ボイラ及び排煙脱硫装置 635 646 523 2 蒸気タービン及び発電機 455 461 373 3 その他機器及び土木建築工事 658 658 501 4 港湾設備 152 152 152 5 変電所 22 22 19 6 土地収用、造成、補償 94 94 94 7 コンサルタント費用・管理費 46 46 45 8 予備費 206 208 171 2,268 2,287 1,876 9 合 計 出典：調査団作成 なお、本プロジェクトには発電所から既存の主要変電所までの送電線の建設が必要となるが、その費 用は NPT によって負担されるため、上記に含まれていない。 5-2 ここで、ケース２の外貨・内貨内訳を表 5-3 に示す。その他のケースについても外貨・内貨の割合は ほぼ同じとなる。 表 5-3 外貨・内貨内訳【ケース２：SC 600MW×2 基 30,000DWT】 項目 外貨分 内貨分 合計 （百万 US$） （10 億 VND） （百万 US$） 1 ボイラ及び排煙脱硫装置 483 3,470 646 2 蒸気タービン及び発電機 376 1,804 461 3 その他機器及び土木建築工事 457 4,273 658 4 港湾設備 39 4,639 257 5 変電所 16 142 22 6 土地収用、造成、補償 0 1,734 82 7 コンサルタント費用・管理費 43 239 54 8 予備費 141 1,630 218 1,554 17,930 2,398 9 合 計 US$1＝VND21,246 で換算 出典：調査団作成 5-3 2) ランニングコスト ランニングコストについては以下を見込む。 a) 燃料費 インドネシア又はオーストリアからの石炭輸入を想定されており、今回の算定では、高位発熱量 5,100kcal/kg の石炭を US$95/トンで輸入すると仮定した。 b) 運転保守費 ベトナムの政令（Decision 2014/2007/QD-BCN）は発電設備・建設費に 3.5%を乗じた値を保守運転費 用としている。 c) 減価償却費 減価償却は定額法、残存価値ゼロ、償却期間 20 年とし算出した。 d) 支払利息 JBIC のバイヤーズクレジット（BC）又は円借款の現時点での円建て融資の利率を適用した。 e) 法人税 火力発電所に対する優遇税制を考慮し、各年度で０∼20％の税率を課した。 (2) 予備的な財務・経済分析の結果概要 今回の予備的な財務・経済分析に当たっては、ベトナムにおける発電事業の経済財務分析手法を規定 している政令（Decision 2014/2007/QD-BCN）に基づき財務・経済分析を行うこととした。最初に経済 的内部収益率（Economic Internal Rate of Return, EIRR）等の経済的分析を行い、財務的内部収益率 （Financial Internal Rate of Return, FIRR）の計算及び想定タリフの計算を行った。 1) 経済的分析 ベトナムの政令（Decision 2014/2007/QD-BCN）によると、経済的分析では、電気料金収入そのもの を経済的便益と捉えて、経済的内部収益率、費用便益比率及び正味現在価値を算出こととしている。 5-4 a) 前提条件 経済的分析は JBIC のバイヤーズクレジットを活用したケースを想定し算定した。 バイヤーズクレジットの基本的融資条件は OECD 公的輸出信用アレンジメントに従って決定され、融 資対象額は輸出契約額から頭金（最低 15%）を除いた 85％となる。ローカルコストに関しては原則融資 対象外であるが、融資契約額の 30%を超えない範囲で融資対象に含めることが可能である。 償還期間はベトナムの場合、通常、最長 10 年だが、原子力以外の発電プラントについては、最長償 還期間を 12 年とすることができる。返済方法は原則として分割返済であり、元本均等半年賦が一般的 な条件である。 金利については市場貸出基準金利（Commercial Interest Reference Rate, CIRR）と呼ばれる各輸出 信用機関（Export Credit Agency）共通の通貨別ガイドラインに借入国のリスクプレミアムを加えた固 定金利となる。原則として、CIRR は融資承諾時の値を使用し、輸出契約成約前に金利固定する場合は金 利固定時 CIRR+0.2%となる。 算定に当たり採用したその他の主な前提条件は、表 5-4 のとおりである。 表 5-4 主な前提条件 項目 値 備考 海外輸入炭を使用すること及びフェーズ１において発 売電単価 US¢9.1/kWh 電所全体の共用設備を整備することを考慮し、他の石炭 発電所案件より高めの値を使用 運転時間 6,500 時間/年 Decision 2014/2007/QD-BCN に規定 発電効率 (SC) 41.08% 想定仕様及び想定使用石炭性状より算出 発電効率 (600MW USC) 41.88% 想定仕様及び想定使用石炭性状より算出 発電効率 (1000MW USC) 41.96% 想定仕様及び想定使用石炭性状より算出 所内比 7.8% 類似案件の値を使用 エスカレ率 N.A. Decision 2014/2007/QD-BCN に基づき考慮しない 利子率 (BC) 2.19% 償還期間 (BC) 12 年 割引率 Debt Equity 比率 10% 7 : 3 ベトナム向け円建て金利を現時点で試算した場合 （ CIRR 1.24% + ﾘｽｸﾌﾟﾚﾐｱﾑ 0.95% ) 発電ﾌﾟﾗﾝﾄに対する最長償還期間を適用 Decision 2014/2007/QD-BCN に規定 類似案件の値を使用 出典：調査団作成 5-5 b) 算定結果 本条件で算出した結果を表 5-5 に示す。 いずれのケースでも、EIRR は政令が定めるハードルレート 10%を超えており、また、費用便益比率は 1 を超え NPV もプラスとなっているため本プロジェクトは経済的に価値があると判断できる。 また、30,000DWT と 10,000DWT の場合を比較すると、10,000DWT では建設費及び定期的な浚渫費用が 安価となるため、EIRR は上昇する。 ここで、フェーズ１で発電所全体の共用設備（変電所、港湾、土地整備等）が整備されることにより、 フェーズ２及び３においてはその費用負担が減少するため、フェーズ２及び３の EIRR は更なる上昇が 見込まれる。 表 5-5 EIRR、B/C 及び NPV ケース１ ケース２ ケース３ ケース４ ケース５ ケース６ 600MWx2 600MWx2 1,000MWx1 600MWx2 600MWx2 1,000MWx1 SC USC USC SC USC USC 30,000DWT 経済的内部収益率 (EIRR) 費用便益比率 (B/C) 正味現在価値 (NPV) 10,000DWT 10.01% 10.11% 10.27% 10.53% 10.63% 10.91% 1.00 1.00 1.01 1.02 1.03 1.04 2 23 47 104 125 150 出典：調査団作成 2) 財務的分析 a) 融資条件 本プロジェクトの開発事業者として EVN/GENCO2 が予定されており、本調査では JBIC のバイヤーズク レジットまたは円借款の 2 通りのファイナンスの活用したケースを想定し算定する。 JICA への聞取りでは、発電効率が SC より高く、環境へのインパクトが少ないものの、建設コストが やや高くなる USC の採用が円借款供与の条件とのことであった。 よって、現在、ベトナムにおいてもいくつか案件が形成されつつある SC では円借款を供与する蓋然 性が乏しいため、JBIC によるバイヤーズクレジットを活用したケースのみ計算を行った。一方、USC の 場合は、バイヤーズクレジット及び円借款の２ケースの計算を行うこととした。 5-6 ここで、日本政府は対象国の所得水準等の要素を考慮して借款条件を決定しており、ベトナムは低所 得国に位置づけられるため、具体的な融資条件は以下の通りとなる。 表 5-6 円借款融資条件 出典：JICA 借款の条件としては、一般条件、優先条件、STEP（本邦技術活用条件）の 3 つの条件があるが、どの 条件を適用するかは、借手であるベトナム政府の要請意向と日本政府の案件内容評価によって決まる。 USC は日本が誇る高効率で環境負荷の小さい技術であることから STEP 条件が適用される可能性もある が、今回の検討では一般条件の利率 1.40%、償還期間 30 年、措置期間 10 年の条件で試算を行った。 5-7 b) 算定結果 円借款の条件以外は、経済性分析の項で述べた条件を用いて算出した財務分析結果を表 5-7 及び表 5-8 に示す。 ベトナムの 10 年国債利回りは 2012 年の約 12%から次第に低下し、2014 年 12 月末時点では 7.2%とな っている。10 年国債利回りをハードルレートと見なすと、いずれのケースでも FIRR はこれを上回って おり財務的観点から実施可能とみなされる。 表 5-7 FIRR 及び NPV【石炭船 30,000DWT の場合】 財務的内部収益率 (FIRR) 正味現在価値 (NPV) ケース１ ケース２ ケース３ ケース２' ケース３' 600MW×2 600MW×2 1000MW×1 600MW×2 1000MW×1 SC USC USC USC USC BC BC BC 円借款 円借款 15.47% 15.68% 16.03% 23.86% 24.24% 484 507 447 906 777 出典：調査団作成 表 5-8 FIRR 及び NPV【石炭船 10,000DWT の場合】 財務的内部収益率 (FIRR) 正味現在価値 (NPV) ケース４ ケース５ ケース６ ケース５' ケース６' 600MW×2 600MW×2 1000MW×1 600MW×2 1000MW×1 SC USC USC USC USC BC BC BC 円借款 円借款 16.58% 16.79% 17.41% 25.06% 25.70% 558 581 520 961 832 出典：調査団作成 5-8 c) 想定売電価格 ベトナムの政令によれば FIRR を 15%以下に抑えるように求められている。想定売電価格 US¢9.1/kWh に対して、バイヤーズクレジットや円借款といった融資条件の良いものを活用した場合は FIRR が高く なるが、逆に、FIRR を 15%とした時の売電価格を表 5-9 に示す。 日本からの低金利の融資を活用することで、金利負担を減らし、売電価格を低下させることが可能と なる。低金利に加え、円借款の場合は償還期間が 30 年と長く、据置期間 10 年が設けられることにより、 融資返済に関わる資金負担を将来に繰り延べすることができるため売電価格を更に下げることが可能 となる。 表 5-9 FIRR が 15%となる時の売電価格（US¢/kWh） ケース１ ケース２ ケース３ ケース２' ケース３' 600MW×2 600MW×2 1000MW×1 600MW×2 1000MW×1 SC USC USC USC USC BC BC BC 円借款 円借款 9.01 8.97 8.90 7.77 7.71 ケース４ ケース５ ケース６ ケース５' ケース６' 600MW×2 600MW×2 1000MW×1 600MW×2 1000MW×1 SC USC USC USC USC BC BC BC 円借款 円借款 8.81 8.77 8.67 7.62 7.54 出典：調査団作成 5-9 第6章 プロジェクトの実施スケジュール 図 6-1 にプロジェクト実施スケジュールを示す。 図 6-1 プロジェクト実施スケジュール 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 修正 PDP7 承認 サイトマスタープラン 事業化可能性調査（FS） 環境社会影響評価 ファイナンス組成 許認可取得 コンサルタント選定 インフラ建設・サイト工事 EPC 入札 Unit1 Unit2 建設・据付工事 海域工事（浚渫・堤防等） 出典：調査団作成 (1) 修正 PDP7 承認 本プロジェクトの実施主体となる EVNGenco2 が事業化可能性調査を実施するには、現在修正中の PDP7 の決定を経る必要があり、IE 他各所の聞き取りでは、2015 年第 2 四半期以降に政府承認される見込みと のことである。 (2) サイトマスタープラン PDP への掲載にあたり、プロジェクトの必要性、地点、使用燃料、採用技術、送電線連携、地方政府 からの支援等を調査し、ベトナム政府側へ提出するもの。 (3) 事業化可能性調査 本調査は実現可能性を確認した事前調査であるため、プロジェクトの実現のためには詳細な事業化可 能性調査が必要となる。修正 PDP7 承認後、1 年程度をかけて、レイアウトの決定、プラント性能の最適 化、経済性の再評価等を行う。 (4) 環境社会影響評価 融資を行う国際金融機関は、いずれも環境社会配慮ガイドラインを設定しているため、それに沿った 影響評価を行う必要がある。 (5) ファイナンス組成 本プロジェクトの実施主体は EVNGenco2 となるため、日本からの資金により開発する場合には、円借 款またはバイヤーズクレジット（BC）のいずれかとなる。詳細な事業化可能性調査及び環境社会影響評 価の結果に基づき、融資対象金額、条件、返済期間などの交渉を行っていく。 6-1 (6) 許認可取得 用地取得やサイト準備工事を開始する前に、関連する省庁やバクリュウ省人民委員会からの各種許認 可を取得する必要がある。 (7) コンサルタント選定 EPC 入札仕様書作成や、エンジニアリング、EPC の施工管理や建設期間中の工程・品質・安全管理を担 うコンサルタントを行う。 (8) インフラ建設・サイト工事 建設・据付工事を開始する前に、発電所へ通じる道路建設、建設用電源、サイトオフィスなどのイン フラ建設および発電所予定地の盛土やレベリングなどのサイト準備工事を行う。 (9) EPC 入札 選定されたコンサルタントが作成した EPC 入札仕様書に基づき、国際競争入札を行い、EPC 請負事業 者を選定する。本プロジェクトにおいては、日本の機器メーカもしくは商社がラッパーをする形での EPC 入札を想定している。 (10) 建設・据付工事 石炭火力発電所であるため、標準的な工期である 4 年半とした。ベトナム側の標準石炭火力発電所工 期は 52 ヶ月とされているため、ほぼ遜色ないと言える。 (11)海域工事 EPC 建設・据付工事に併せて、発電所に石炭船が入港できるようにするため、海底浚渫工事、防波堤 建設工事、石炭船着岸用桟橋工事等を行う。実際には 30,000DWT 用と 10,000DWT では工事ボリュームの 違いから工期に若干の違いが生じるが、2 年半とした。今後の事業化可能性調査で詳細に工期を検討す ることとする。 6-2 第7章 相手国実施機関の実施能力 (1) 相手国実施機関の概要 1) ベトナム電力グループ EVN は 1995 年に政府の電力政策によって、電力セクターを統合し、発電･送電･配電を一貫して運用す る国営企業として設立された。2004 年に｢新電力法｣が施行され、EVN の予算は、政府予算から厳しく分 離されており、一部の助成金を除き、政府からの予算は受けていない。2010 年 7 月の国営企業法の廃止 に伴い、国を単独所有者とする有限会社として運営されている。 EVN はグループとして主要発電所、給電指令所、送電会社、配電会社、電力設備調査、設計会社など を保有し、管理するとともに、電源開発計画の作成や電気料金の改定案の作成などを実施している。子 会社は、EVN が 100％保有し予算も EVN が振り分ける「直轄企業」、EVN が保有するも独立採算形式をと る「独立採算企業」、および EVN が部分的に株式を保有する株式会社である「JSC(Joint Stock Company)」 に分けられる。 図 7-1 EVN のグループ会社一覧 出典：EVN Annual Report 7-1 図 7-2 EVN グループ会社の役割 【発 電】 【給 電】 【送 電】 【配 電】 【小 売】 ＜EVNの直轄企業＞ 発電会社 ＜EVNの独立採算企業＞ 発電会社 IPP・BOT Petro Vietnam. VINACOMIN等 Electric Power Trading Company (EPTC) ＜EVNの直轄企業＞ National Load Dispatch Center (NLDC) ＜EVNの独立採算企業＞ National Power Tramsmission corporation (NPT) ＜EVNの独立採算企業＞ 5 Power Corporations (Northern, Central, Southern, Hanoi, and Ho Chi Minh City) コミューン(Commune)事業者／Local Distnibution Unit(LDU) 需 要 家 出典：調査団作成 a) 発電会社 EVN 傘下の発電会社は Hoa Binh 水力発電会社等の直轄企業と、Genco1、Genco3 及び本プロジェクト の開発予定者である Genco2 といった独立採算企業に分けられる。 b) 電力取引会社（EPTC：Electric Power Trading Company） 電力取引会社（EPTC）は EVN 傘下の会社であり、PPA 締結など EVN の電力取引にかかる窓口の役割 を担っており、将来的には主に電力市場におけるシングル・バイヤーとしての役割を担うこととなる。 c) 中央給電指令所（NLDC：National Load Dispatching Center） EVN 直轄企業の NLDC は、北部、中部、南部の各地域にある「地域給電指令所（Regional Dispatch Center）」と調整を取りつつ、給電システムを運用している。NLDC の主要業務は、500kV、220kV およ び 110kV 系統の運用や発電所への運転指令であり、南北ベトナムの需給調整の要となっている。また、 2011 年 7 月から開始された競争的発電市場の運用も NLDC が対応している。 d) 国家送電会社（NPT：National Power Transmission corporation） EVN 直轄企業の NPT は、2008 年 7 月に、北部（PTC1）、中北部（PTC2）、中南部（PTC3）、南部（PTC4） の 4 送電会社を統合する形で設立された。同社はベトナム全体の 220kV∼500kV 送電設備を保守・運用 管理しており、送電設備の拡充計画や増強計画などの建設投資も請け負っている。 7-2 e) 配電・小売事業者（PC：Power Corporation） 独立採算企業である PC5 社（北部、中部、南部、ハノイ市、ホーチミン市）が地域別に設置され、各 地域の需要家へ電力を供給している。 2) EVN の財務状況 売上高については、販売電力量の伸びを背景に、2008 年の約 65 兆 VND から 2013 年には約 178 兆ド ンと約 2.7 倍もの高い伸びを見せている。その一方で、負債額は 2008 年の約 139 兆ドンから 2013 年 には約 360 兆ドンと約 2.6 倍となっている。 なお、2010 年には、水力発電の依存が 40%と高い中で、降雨量の減少により水力発電が供給力不足と なり、供給力確保のため、水力よりコストの高い石炭・石油火力発電の稼働や、中国からの電力輸入が 必要となったことから、赤字に転落した。 表 7-1 EVN の損益計算書 Unit: Million VND 2008 2009 2010 2012 2013 Total Revenue 64,797,607 79,999,251 98,417,440 149,003,829 177,850,281 Net Sales 64,715,085 79,955,153 98,410,146 149,002,366 177,849,938 Costs of Goods Sold 54,814,309 66,929,662 85,003,002 116,008,041 144,353,843 Gross Profit 9,900,776 13,025,491 13,407,144 32,994,325 33,496,095 Net Profit from Operation 1,076,604 2,803,506 (1,079,798) 8,510,295 10,083,551 531,405 10,643 919,045 10,369,889 1,878,471 3,491,662 9,552,737 10,369,889 382,028 375,521 584,323 1,009,159 1,496,443 3,116,141 8,697,179 9,370,730 Other Profits Gross Profit before Tax Corporate Tax Net Profit after Tax 205,791 (662,794) 216,041 (878,835) 出典：EVN Annual Report より調査団作成 7-3 表 7-2 EVN の貸借対照表 Unit: Million VND 2008 Current Assets 2009 2010 2012 2013 50,170,544 61,935,158 76,266,504 78,500,000 87,994,881 Non-Current Assets 154,192,248 191,787,229 233,869,631 367,538,673 428,640,780 Total Assets 204,362,792 253,722,387 310,136,135 446,038,673 516,635,661 30,373,244 43,245,794 65,429,155 79,808,371 101,612,928 Non-Current Liabilities 108,173,055 139,448,343 174,269,898 230,766,952 258,137,080 Total Liabilities 138,546,299 182,694,137 239,699,053 310,575,323 359,750,008 Owner's equity 62,593,520 65,867,792 64,595,654 128,786,323 149,928,090 Minority shares 3,222,973 5,160,458 5,841,428 6,677,027 6,957,563 204,362,792 253,722,387 310,136,135 446,038,673 516,635,661 Current Liabilities Total Liabilities and Owner's Equity 出典：EVN Annual Report より調査団作成 EVNGenco2 単体では、2012 年 6 月に発足したばかりの EVN の独立採算企業ということもあり、EVN 本 体と同じく厳しい状態と思われるが、経営の効率化及び ADB が行う Genco 支援のローンプログラムのお かげもあり、2016∼17 年頃からは回復すると見られている。 また、外銀及び地場銀行は引き続き EVN や PVN 等の国営大企業に対する貸出意欲は大きく、政府保証 を含む公債のレベルも適切に保たれていることから、ファイナンス組成は可能であると考えられる。 (2) 相手国におけるプロジェクト実施のための組織体制 本プロジェクトを実施していくためには、現在 IE によって検討されている PDP7 の改定がベトナム政 府により正式に承認される必要がある。今回の調査で、送電線の検討状況の確認のために NPT を訪問し たが、NPT としては PDP 改定が正式決定されていない現時点では検討もできないとのことであった。し かし、正式決定後には送電線計画についても見直しを行い、問題なく対応できるとの見解であった。PDP7 の改定が正式決定されたのちは、計画された営業運転開始年にむかって関係機関が連携をとりプロジェ クトを進めていくことになる。 7-4 (3) 相手国実施機関の能力評価と対応策 本プロジェクトにおいて事業実施機関となる可能性が高い EVNGenco2 は、1970 年代から石炭火力発電 への取り組みを始めており、取り組み開始当初には当該発電技術の習得を目的として関連技術者をロシ アへ派遣するなど、意欲的に石炭火力発電技術に関わってきた。 現在では、ベトナム国内の他電気事業者が新規発電所を開発する際には、運転開始前にオペレータ等 の関連技術者を EVNGenco2 子会社であるファーライ発電所へ派遣しＯＪＴにより運転技術を習得させる など、ベトナムにおけるＯ＆Ｍ技術の中心的役割を果たしている。 EVNGenco2 が保有している石炭火力発電設備は、以下のとおりである。 表 7-3 EVNGenco2 所有の石炭火力発電所概要 発電所名 出力 ファーライ１号※1 110MW×4 ファーライ２号※1 300MW×2 ハイフォン 1/2 号※2 300MW×2 ハイフォン 3/4 号※2 300MW×2 燃料 蒸気条件 主機メーカー ボイラー タービン (ロシア製) 三井 1983∼1986 年 GE 国内炭 亜臨界圧 バブコック (無煙炭) 条件 東方電気 富士電機 集団公司 システムズ 東方電気 富士電機 集団公司 システムズ ※1 EVNGenco2 の 51%子会社 Hai Phong Thermal Power Joint Stock Co.による所有 ※2 EVNGenco2 の 51%子会社 Pha Lai Thermal Power Joint Stock Co.による所有 運開年 2000∼2004 年 2009 年 2014 年 また EVNGenco2 では、新規発電所開発に際して、運転開始前の EPC コントラクターによる O&M 教育の 受講のほか、当該発電設備の試運転作業を EPC コントラクターと一緒に行い OJT の一環とするなど、必 要な運転技術の習得に努めている。そして運転開始後には、４半期に１度の環境モニタリングを行い、 計測結果について関連省庁へ提出するなど、ベトナム国内の法令を遵守した運用を行っており、本プロ ジェクトの実施機関として十分な技術水準を有していると考えられる。 本プロジェクトでは、超臨界圧プラントもしくは超々臨界圧プラントの採用が予定されているため、 ドラムボイラー型式から貫流ボイラ型式への移行等、運用上の技術的な移行が発生する。しかし、今後 ベトナム国内では、EVNGenco1 によるビンタン 4 石炭火力超臨界圧プロジェクトや EVNGenco3 による Duyen Hai 3 増設石炭火力超臨界圧プロジェクトが 2018 年にも運転開始する予定であり、本プロジェク トの運転開始予定である 2023 年前後までには、ベトナム国内で約 5 年程度の運用実績の蓄積が見込ま れる。また超臨界圧プラントと超々臨界圧プラントの運用面における技術的差異は大きくないことを考 慮すると、本プロジェクトにおける超臨界圧もしくは超々臨界圧プラントへの技術的移行はスムーズに 行われるものと考えられる。 7-5 第8章 我が国企業の技術面等での優位性 (1) 想定される我が国企業の参画形態 本プロジェクトにおいては、EVNGenco2 がフェーズ 1 の開発事業者として内定している。我が国企業 の参画形態としては、国内外で高効率石炭火力発電設備の豊富な納入実績を有する我が国重電メーカ、 それら設備の設計、調達、建設などを総合的に行う EPC 契約者としての商社、エンジニアリング会社、 土木建設を請負う総合建設会社等の幅広い我が国企業の参加が期待される。 我が国商社は EPC 契約者としてのみならず、国内外の石炭火力発電所に世界中の幅広い供給ソースか ら多種多様な品位の石炭を長期安定的に供給してきた実績があり、本プロジェクトにおいても燃料供給 会社としての参画が期待される。 また、ベトナムにおいては超臨界圧及び超々臨界圧高効率の経験は現時点ではないため、最新鋭の発 電所の運転・保守・管理を実施するためには、高効率の石炭火力発電所を保有し、長期に亘り運転・保 守・管理を実施し、高効率石炭火力発電特有のノウハウを蓄積している我が国の電力会社による運営支 援も考えられる。 更に、BOT/IPP 形式での開発が予定されているフェーズ２及び３では、我が国の技術及び資本を投入 してフェーズ１の中で共用設備が確実に整備されることにより、安心して我が国の商社や電力会社がプ ロジェクト事業主体として参画することが期待される。 8-1 (2) 当該プロジェクト実施に際しての我が国企業の優位性 1) 技術面での優位性 エネルギー自給率の低い日本では、燃料供給を海外からの輸入に頼らざるを得ない状況から、エネル ギーの高効率利用に対する関心が高く、高効率火力発電に関する技術開発が行われてきた。また近年で は、世界的な地球温暖化に対する関心の高まりもあり、石炭火力発電から排出される CO2 や NOx、Sox、 ばいじん等環境負荷の低減に向け、超々臨界圧発電技術のほか、排煙脱硫装置や電気集塵器等、環境対 策技術の開発も継続されている。 こういった技術開発の結果、現在の日本の火力発電技術および製品は世界的に高い水準にあり、経済 的にも環境的にも優位性のある分野となっているため、日本の重電メーカの採用はベトナムにとって魅 力ある選択肢となり得る。 また石炭火力発電所の運用保守技術面においても、日本の電力会社では超臨界圧発電および超々臨界 圧発電技術を早くから導入しており、高効率な熱効率の維持と信頼性の高い電力供給を第一義に、運 転・保守費用の低減と信頼性の確保の両立を目指した豊富な技術的知見を保有している。特に石炭火力 発電所の運用では、上記のようなプラントＯ＆Ｍ技術に加え、海外炭利用をベースとした多種類に及ぶ 石炭に対応する石炭運用技術のほか、発電所から大量に発生する石炭灰についても、土木建築資材への 活用等、資源の有効利用を目的とした豊富なリサイクル技術を有している。 さらに発電所建設技術においても、日本の重電メーカは建設工事におけるスケジュール管理面におい て優位性を持っており、特にベトナムのような電力需給が逼迫している状況下では、長期間に亘る建設 工事をスケジュールとおりに遂行できる能力は極めて重要となる。 以上の点から、日本の石炭火力発電技術は、火力発電設備としての技術的優位性に加え、石炭火力発 電設備特有の課題に対するＯ＆Ｍ技術の経験等、総合的な技術力を有しており、他国に対する優位性を 持つ技術分野として、ベトナムにとって十分魅力あるものと考えられる。 2) 経済面での優位性 国際競争力において我が国企業が優位性を発揮するためにはハード・インフラ単体での供給のみなら ず、優れた技術、ファイナンス、O&M 等を組み合わせたパッケージ型インフラ輸出を官民が連携して促 進することが重要である。開発途上国におけるインフラプロジェクトは、プロジェクトの資金が大きく なる傾向にあるが、我が国民間企業の活動と JBIC（BC、投資金融）、JICA（円借款）等の公的機関との 連携は、本邦民間企業の活動にて生じるコストを軽減する。 公的機関との連携という観点では、米国のオバマ大統領は 2013 年 6 月「Climate Action Plan：気 候行動計画」を公表し、海外の石炭火力発電所の新設に対する公的資金支援の終了を宣言した。更に、 他国や国際開発金融機関に対しても早急に類似の措置を取るように同意を求めており、欧米の公的機関 においては、石炭火力発電所への公的融資支援を制限する動きが広がった。 一方で、我が国の方針としては、今後とも石炭火力の導入が必要とされる場合には、その高効率化及 び低炭素化を図ることに貢献していくこととし、石炭火力発電所を含むインフラシステム輸出支援と戦 8-2 略的な経済協力を謳っている。実際にベトナムにおいても、米国輸出入銀行が融資を中止した新規石炭 火力案件に対し、後に JBIC が融資を実施したという事例もある。 また、海外取引へのファイナンス支援では、必要資金の出資や融資だけではなく、非常リスクを公的 機関が負うことにより、官民が協調・役割分担することも重要であり、NEXI の貿易保険はインフラシ ステム輸出を推進する上で重要な機能を果たしている。 更に、JICA による招聘・研修支援は、火力発電所の運転・保守・管理に必要不可欠な技術の移転を現 地カウンターパートに対し効果的に実施することを可能とし、通常の円借款の公的支援だけでは得られ ない規模の開発効果（雇用創出、技術移転等）を持続的に相手国にもたらすことが見込まれる。こうし た官民連携スキームで案件形成を進めることは、本邦企業の活動に経済面で優位性を与えることになる。 (3) 我が国企業の受注を促進するために必要な施策 事業実施主体が EVNGenco2 となる予定であることから、バイヤーズクレジット又は円借款によるファ イナンス組成を目指している。前項の通り、欧米の公的機関は、石炭火力発電所への公的融資支援を制 限する動きが広がってはいるが、従来からの競争相手となる中国や韓国メーカとの競争は依然として厳 しくなることが想定される。 我が国企業は、超々臨界圧石炭火力発電所などの最先端の技術の普及を通じて低炭素化への努力を行 っており、開発投資効果の高い案件とするためには、日本の輸出信用機関である JICA や NEXI 又は円 借款といった公的支援が必要不可欠である。 8-3 第9章 プロジェクトの資金調達の見通し (1) 資金ソース及び資金調達計画の検討 本プロジェクトの事業主は EVNGenco2 となる見込みであり、超々臨界圧技術の採用を検討している ことから、本邦 EPC 企業が全部または一部の機器供給を行う可能性は極めて高いことから、考えられ る資金ソースについては以下のとおりとした。 ① 国際協力銀行（Japan Bank for International Cooperation : JBIC） JBIC は現在建設中の亜臨界圧や超臨界圧石炭火力発電所へのバイヤーズクレジットを多く手 がけており、引き続き同国プロジェクトへの融資にも意欲的である。また、本プロジェクトが 超々臨界圧石炭火力となれば、現段階において第 1 号案件となることから、注目しているとの こと。 基本的には輸出契約額の 3 割以上を本邦品が占めることで輸出金融を活用できるが、2013 年か らは本邦品については 1 割以上、かつ日系現地法人等によるいわゆる日系品を含めて 3 割を確 保することで同資金が活用できるように、ルールを柔軟化している。 ② 日本貿易保険（Nippon Export and Investment Insurance : NEXI） NEXI は 2013 年度の保険責任残高は約 14 兆円で、そのうちの半分がアジア向けとなっている。 中でもベトナム向け引受責任残高は約 1 兆円と、NEXI 内における国別保険責任残高では最大の 保険引受先となっている。その中の中心としては、電力案件であり、2014 年 7 月に融資契約を 締結した南部ビントゥアン省ビンタン 4 超臨界圧石炭火力発電所では、JBIC と三菱東京 UFJ 銀 行が融資を行い、三菱東京 UFJ 銀行分の融資に対して保険を引き受けるなど、本邦企業による 輸出を積極的に支援している。 ③ 国際協力機構（Japan International Cooperation Agency : JICA） ベトナムにおける初めての超々臨界圧石炭火力発電所の可能性があるため、日本からのイン フラシステム輸出促進という観点からも積極的に検討している。 EVN との対話を継続しており、現在は口頭ベースではあるものの、EVN 副社長レベルからは円借 款の適用を度々要請されているとのこと。JICA は STEP 案件への適用も視野に今後交渉していく とみられ、日本タイドでの EPC 入札が行える可能性もある。 また、2013 年 1 月からは外貨返済型円借款も導入しており、借入国にとっては円資金の調達 コストや為替変動リスクの軽減が可能となるため、要望によって、米ドル返済を選択すること ができるようになっている。 ④ アジア開発銀行（Asian Development Bank : ADB） 2014 年 9 月に ADB 総裁がベトナムのサン国家主席と会談し、引き続きベトナムの経済発展を 支援する用意があるとの表明を行った。ADB とベトナム側との意見交換では、2-3 年前まで聞か れなかった超々臨界圧技術の採用の話が、最近では多く聞かれるようになったことを歓迎し、 超臨界圧石炭火力では難しいものの、超々臨界圧石炭火力発電所であれば融資可能ではないか とのスタンス。 9-1 また、送電線に関する支援には積極的で、現在 NPT 向けに供与している 730 百万ドルを上限 としたクレジットラインの期間についても延長することを計画している。 (2) 資金調達の実現可能性 本プロジェクトは 2000 年初め頃に南部バリアブンタウ省で開発を行ったフーミー発電コンプレッ クスのように、1 号機案件において発電所用地整備、取放水設備建設、港湾建設、送電線建設などを 行い、それによって将来の 2 号機、3 号機案件などの投資が加速することを前提としているため、通 常のプロジェクトよりはインフラ関係のコストが高額となる。また、超々臨界圧技術が採用されるこ とになれば、日本からのインフラ輸出促進が期待されるため、多くの日本 EPC メーカや商社などが参 画してくる可能性がある。そうなれば、日本からの低利な資金を活用できる見込みとなるため、ベト ナム側としても多くのメリットが生まれ、高効率な技術の導入だけでなく、電力需給が逼迫している ベトナムにおいてスケジュール通りの運転開始が期待できる。併せて、超々臨界圧技術導入に向けた 人材教育なども進むため、現地エンジニアの一層の技術力、生産性の向上が期待できる。このような プロジェクトであるため、前述の金融機関のみならず、外銀や本邦銀行なども環境配慮型石炭火力案 件には注目しており、融資資金の調達実現可能性は高い。 しかしながら、ベトナムにおいては電力案件のみならず、数多くのインフラ建設が進んでいるため、 ベトナムにおける外貨債務の増大に注意する必要がある。 ところが 2014 年 10 月の定例閣議において、 財務大臣及びベトナム国家銀行総裁は、政府による保証を含む公債のレベルは安全なレベルに維持管 理されており、支払義務についてもきちんと履行されていることを表明しており、問題はないとのこ とである。 EVN 内では本プロジェクトは重要案件と位置付けており、積極的な開発に向けたアプローチを政府 側にも行っており、今後の調査等において、ベトナム政府側も含めた案件の重要性認識ができれば、 資金調達の実現可能性は高いと言える。 9-2 (3) キャッシュフロー分析 第 5 章で示した通り、現在検討している各種条件の基では本プロジェクトを安定的に推進していく ことが可能である。一方で、燃料価格や資材価格の高騰等は当該プロジェクトに大きな影響を与える。 ここで、第 5 章で述べた前提条件をベースとし、ケース２（USC600MW×2 基、30,000DWT）を用いて、 売電価格、建設費、石炭価格、運転時間等の変化が EIRR へ及ぼす影響について分析した。 1) 売電価格の感度分析 売電価格による感度分析結果を図 9-1 に示す。政令（Decision 2014/2007/QD-BCN）に示されている 割引率 10%を超えるためには売電価格は US¢9.1/kWh 以上となる必要がある。 図 9-1 売電価格による EIRR 感度分析結果 出典：調査団作成 2) 建設費の感度分析 建設費の感度分析結果を図 9-2 に示す。建設費が 10％増加することで、EIRR が約 1％程度減少する。 今後のフィージビリティスタディーでは詳細にコストを積算することが必要となる。 図 9-2 建設費による EIRR 感度分析結果 出典：調査団作成 9-3 3) 石炭価格の感度分析 石炭価格の感度分析結果を図 9-3 に示す。石炭価格が USD10/t 低下すれば、EIRR は約 1%増加する。 近年の石炭価格は下落傾向にあるが、将来の石炭価格については不透明である。本案件の経済効果を 上げるためには如何に安価で高品位な石炭を調達するかが重要となる。 図 9-3 石炭価格による EIRR 感度分析結果 出典：調査団作成 4) 運転時間の感度分析 運転時間の感度分析結果を図 9-5 に示す。運転時間の増減は販売電力量に直結しており、運転時間 が 500 時間増減することで EIRR も約１%程度増減する。 図 9-4 運転時間による EIRR 感度分析結果 出典：調査団作成 9-4 5) 変動要因の影響度合い 1)∼4)で分析した各要因の影響度合いを比較するため、第５章で述べた前提条件（売電価格： US¢9.1/kWh、建設費：23 億 9,800 万 US$、石炭価格：US$95/トン、運転時間：6,500 時間/年）を基準 とし、横軸をその増減割合(%)で揃えた図を以下に示す。 図 9-5 EIRR 感度分析結果 出典：調査団作成 9-5 6) 超臨界圧発電と超々臨界圧発電の効率差 本プロジェクトはベトナム初の USC となる可能性があることから、運転実績が豊富かつ立証された 技術が望ましいと考え、USC の蒸気条件としては比較的に低めのものを想定し、SC（600MW）と USC （600MW）の発電効率差は 0.8%として計算したが、更に USC の蒸気条件を高めて発電効率を上げるこ とが可能である。発電効率差を上げた場合の感度分析結果を図 9-5 に示す。蒸気条件を上げて効率を 上げることにより、高温高圧に耐える部材が必要となるため建設費も上昇するが、建設費の上昇分を 考慮しても経済効果は上昇すると思われる。 図 9-6 SC と USC の発電効率差による EIRR 変化 出典：調査団作成 9-6 (4) 相手国政府・機関の資金調達に関する考え方 ① MOIT EVN がバイヤーズクレジットもしくは円借款を活用する場合、いずれにしても政府保証が必要と なるため、外貨借入残高に注意する必要がある。ただし、本プロジェクトが正式に修正 PDP7 にお いて承認され、政府内での重要プロジェクトとしての認識ができれば、着実に実行していく用意 はある。 今後の交渉においては、日本政府側とベトナム政府側との協議が行われることを期待する。 ② EVN 現在、EVN は 3 つの Genco を 2012 年より独立採算企業として組織し、ADB の支援などもうけな がら財務体質の改善に努めている。ADB の話によると EVNGEnco2 の財務体質は 2016 年か 2017 年頃 からは改善するとみており、また、本プロジェクトは EVN 内では重要プロジェクトとしての認識 があるため、今後優先的に資金を本プロジェクトに集中していく可能性がある。 また、今のところ円借款を希望しており、今後その方向で検討していくことになれば、JICA と の協議において STEP 適用も視野に入り、0.1%という超低金利での借り入れも期待される。 ③ EVNGenco2 EVNGenco2 としては、社内での再重要プロジェクトとして位置付けており、積極的に政府側への アプローチや修正 PDP7 へのプライオリティ上げを行っている。まずは経営効率化、財務体質の改 善を行いながら、社内資金の人材教育などへの活用も計画し、本プロジェクトの成功を切に希望 している。現在円借款にて建設が進められているオモン 1 火力発電所において、JICA 等との関係 性も深いことから、本プロジェクトについても円借款を活用することを希望している。 9-7 (5) IPP/BOT 方式の経済性評価 これまで述べてきたとおり、フェーズ１の事業主は EVNGenoco2 となる見込みではあるものの、まだ 正式には決定されておらず、IPP/BOT 形式による開発の可能性も残されている。本項では IPP/BOT 方 式の経済性評価を行う。 1) 前提条件 第 5 章で述べた前提条件をベースとし、代表例としてケース２（USC600MW×2 基、30,000DWT）を IPP/BOT 方式で開発した場合について分析を行う。 建設費はフェーズ１設備及び発電所全体の共用設備（変電所、港湾、土地整備等）を含め、23 億 9,800 万 US$で、前提条件は第５章(2)1)a)で述べたものから、ファイナンスの条件のみ表 9-1 の通り変更し た。 第 5 章では JBIC のバイヤーズクレジットまたは円借款を活用したファイナンスを想定していたが、 本項では、我が国企業が参画するベトナム IPP/BOT 事業に対し、JBIC 等から融資を受けることを想定 している。 表 9-1 IPP/BOT 方式の想定ファイナンス条件 項目 値 利子率 4.5%∼5.0% 備考 現時点の金融市場状況及び類似案件より想定 返済期間 10 年∼15 年 出典：調査団作成 なお、フェーズ１において全３フェーズ分の共用設備を IPP/BOT 方式で整備すると、通常であれば フェーズ２・３の事業者からその費用を回収することとなるが、フェーズ２・３のスケジュール及び 共用設備負担スキームが不確定であるので、本検討ではフェーズ２・３事業者からの費用回収は考慮 しない。 2) 財務的分析結果 IPP/BOT 方式の場合の FIRR の計算結果を表 9-2 に示す。ここで、融資条件については現時点で妥当 と思われる範囲で、利子率は 4.5%と 5.0%、返済期間は 10 年、12 年、15 年の各場合についてそれぞれ 試算を行った。 9-8 表 9-2 IPP/BOT 方式の FIRR【SC 600MW×2 基 30,000DWT】 返済期間 利子率 10 年 12 年 15 年 4.5% 12.73% 13.32% 14.81% 5.0% 12.30% 12.82% 14.25% 出典：調査団作成 ベトナムの政令（Decision 2014/2007/QD-BCN）では FIRR は 15%以下に抑えるように求められてい るが、表に示す通り全ケースで 15%以下となっている。なお、第 5 章で述べたように、融資条件がよ り良い、バイヤーズクレジットの場合で FIRR は 15.68%、円借款の場合では FIRR は 23.86%となってい る。 3) 想定売電価格 第 5 章でも行った FIRR が 15%となる時の、売電価格を以下に示す。 表 9-3 IPP/BOT 方式で FIRR が 15%となる時の売電価格（US¢/kWh） 【SC 600MW×2 基 30,000DWT】 返済期間 利子率 10 年 12 年 15 年 4.5% 9.59 9.44 9.14 5.0% 9.69 9.55 9.25 出典：調査団作成 なお、第 5 章で述べた通り、FIRR が 15%となる時の売電価格は、バイヤーズクレジットの場合で 8.97US¢/kWh、円借款の場合で 7.77US¢/kWh となっている。 上記値は、全３フェーズ分の共用設備の開発費用を全てフェーズ１で負担しているためフェーズ１ 本来の値より悪化しているが、フェーズ２・３の事業者からその費用を回収することが出来れば改善 される。 また、本項では現時点で想定される前提条件の基で、上記試算を行ったが、今後、ベトナム政府の 方針や、詳細なファイナンス条件等を考慮した詳細 FS の実施が必要となってくる。 9-9 第 10 章 案件実現に向けたアクションプランと課題 (1) 当該プロジェクトの実施に向けた取り組み状況 本プロジェクトは超々臨界圧技術の採用を目指した開発可能性調査であることから、当初本プロジェ クトで計画されていた超臨界圧との技術的・経済的な違いについて EVNGenco2 と協議を実施した。初期 導入コストは超臨界圧と比較して若干高くはなるが、運用面などの技術的な違いはほとんどなく、また 効率面では優位性が増すため、ライフサイクルコストで考えると超々臨界圧の方にメリットが出る旨を 説明し、納得を得た。ただし、導入時期については、ベトナム政府内で議論になると考えられる適切な タイミングも考慮する必要があると考えた。当初、超臨界圧石炭火力の運転開始が始まるタイミングが 2017 年頃（現在では 2018 年頃）と予想されていたことから、5 年程度の運用実績がベトナムにおいて確 立できる 2022 年を選定した。実際には、修正 PDP7 内でのその他の案件の動向による調整もあり、現段 階では 2023 年にユニット 1（600MW）が、2024 年にユニット 2（600MW）が修正 PDP7 にリスト化されて いること確認している。 MOIT へ調査活動報告及び協力のお願いに訪問した際には、修正 PDP7 が承認されていない段階での個 別具体案件の調査活動には当初否定的であったものの、本調査は本格 FS ではなく、バクリュウにおいて 案件形成を行うべく、石炭火力発電所を建設する際の採用技術、適切なロケーション、石炭ハンドリン グ方法等についてのオプションをベトナム側に提示し、メリット／デメリットを理解してもらった上で 今後の検討材料としてもらうことが目的であることを説明し、一転して本調査について支援する旨了解 を得た。本調査結果のみで超々臨界圧技術の採用は決定されるものではないが、ベトナム政府関係官庁 及び実施機関に対して、タイミング、運用面、コストなども勘案した導入を目指すべきであることを納 得してもらえるよう、丁寧な説明を行った。 また、マングローブの保護については、当初はベトナム側がマングローブ原生林上に発電所用地一部 及び灰捨場を計画していたのに対し、調査団が修正したマングローブを極力回避する発電所配置計画を 用いて、保護の必要性、炭塵飛散防止、フライアッシュ飛散防止への活用の観点からも移設の重要性を 協議し、EVN／EVNGenco2／バクリュウ省人民委員会ともに、歓迎するとのコメントを受けた。今回の事 前調査では、概算値であるが、マングローブが影響を受ける面積の違いや用地買収／住民移転数の差を 算出したが、引き続いて行われるべき事業化可能性調査においては、詳細に影響やコスト算定を行い、 最終ロケーションの承認をとっていくこととした。 10-1 (2) 当該プロジェクトの実現に向けた相手国の関係官庁・実施機関 の取り組み状況 1) EVNGenco2 本プロジェクトの実施主体となる EVNGenco2 は、バクリュウ石炭火力発電所の前倒し開発議論が出始 めた 2013 年末頃から積極的に活動を開始しており、親会社である EVN 内での開発に関する承認手続きを 経た後、MOIT や IE 等にロビーイングを行ってきた。また、地方政府であり、用地取得や住民移転を担 当することになるバクリュウ省人民委員会にも、案件の必要性、サイトロケーション候補地などの説明 を行い、了解を取ってきた。 同じ頃、PDP7 の修正の必要性が MOIT 内でも議論されていたことから、併せて本プロジェクトの投資 者、運転開始年の修正 PDP7 へのリスト掲載を目指すべく、EVNGenco2 は IE との交渉を行ってきた。導 入時期については、超々臨界圧を採用できるタイミングを模索するべく、調査団と協議した 2022 年頃で IE と協議を行い、現段階での修正 PDP7 ドラフトでは上述のとおり、2023 年にリスト化されている。 また、EVNGenco2 は、ベトナムで開発される他社の石炭火力発電所のエンジニアに対しても、自社が 保有するファーライ石炭火力発電所でトレーニングを行うなど、ベトナムにおける石炭火力 O&M 技術者 養成の中心的な役割を担っており、バクリュウ石炭火力についても実施前段階から技術者の教育に努め る予定であることを確認した。超々臨界圧プラントの運転保守に関しては、超臨界圧プラントとの技術 的な違いは殆どないが、これまでの亜臨界圧プラントとは大きな技術的・運用的違いがある。しかし、 現在 EVNGenco1 が開発しているデュエンハイ 3 拡張超臨界石炭火力（2018 年運転開始予定）や、EVNGenco3 が開発しているビンタン 4 超臨界石炭火力（2018 年運転開始予定）において先行してその実績を積める ため、同様な研修を行うことで、EVNGenco2 の実施能力にも特に問題がないと考えられる。 2) EVN EVN については、2020 年以降の案件については超々臨界技術の採用をしたい意向もあり、ファイナン スについては、修正 PDP7 で承認されるタイミング、コスト等を鑑みて決定するものの、超々臨界を採用 する場合には円借款を検討したいとの意向があった。 また、修正 PDP7 が承認され次第、詳細 FS 及び環境社会影響評価を開始したいとのこと。 3) MOIT 2014 年 5 月、中国がベトナム領海内においてオイル掘削用リグを無断で建設したことを発端とする、 いわゆる中越問題を受けて、建設請負や投資活動を行っている中国の企業が、一斉に撤退し、発電所建 設工事が一時的に停止してしまうという事態が発生した。これを受け、ベトナム政府は EPC 請負や採用 する中国製機器の採用には特に慎重になっており、同じような問題が起きないよう、リスク管理を行っ ているところである。このような状況の中、2014 年 11 月に EPC 契約を締結した南部チャビン省デュエ ンハイ 3 拡張超臨界石炭火力案件では、予定していた中国 EPC3 社が辞退したため、本邦商社が受託する など、日本製機器及び商社 EPC ラッパーに対する理解も深まりつつあると言える。また、同案件 EPC 交 渉中にも MOIT からは中国製部品の使用を禁止する措置を指示していたとのこと。このようにベトナム政 府側も中国一辺倒に偏ることなく、実績を重視する姿勢が見られるため、本プロジェクトについても同 様に、性能保証、工期遵守の観点から日本の EPC 請負の信頼性をアピールしてきた。 10-2 (3)相手国の法的・財務的制約の有無 1)法的制約 本プロジェクトを次の詳細 FS に繋げていくための大前提として、修正 PDP7 が政府により承認され、 バクリュウ 1 プロジェクトの事業実施主体が決定される必要がある。 修正 PDP7 は 2014 年 11 月に IE よりドラフト版が MOIT に提出され、財務省（MOF）、投資計画省（MPI） などの事前回議を終えた最終ドラフト版が 12 月に首相府に提出された。IE への聞き取りによると、現 在は首相府内で協議及び IE を交えた確認等が行われており、中部での国産ガスを活用した電源開発のス ケジュールの調整やその他石炭火力案件の進捗状況に併せた調整などもあるため、修正 PDP7 の承認は 2015 年第 2 四半期以降になるのではとのことであった。修正 PDP7 の承認により、事業実施主体が決定 しない限り、詳細 FS を行うことはできない。 マングローブ保護については、20ha 以上の開発を行う際には首相決定が必要となる規制があるため、 バクリュウ人民委員会の発電所用地の了承及び経済発展計画との整合性とも照らしながら前広に協議を 行っていく必要がある 2) 財務的制約 財務的制約については、 2014 年 10 月 30 日のサイゴンタイムズ紙の記事によると、 定例閣議において、 財務大臣及びベトナム国家銀行総裁は、政府による保証を含む公債のレベルは安全なレベルに維持管理 されており、支払義務についてもきちんと履行されていることを表明した。ちなみに、全体の公債に占 める 51%は地場銀行からの借り入れで、残りが主に外国金融機関からの ODA であるとのこと。円借款に しても BC にしても政府の外貨借入残高を押し上げる要因にはなるため、今後の調査においても動向を注 視することが必要である。 (4) 追加的な詳細分析の要否 本プロジェクトは EVN において将来の重要なプロジェクトと位置付けられているものの、本調査は案 件形成のための事前調査であることから、今後、超々臨界圧を採用した際の詳細な設計に基づくプロジ ェクトコスト、詳細レイアウト、輸入炭適用炭種、石炭供給方法、ファイナンス条件を算定するための 詳細 FS 及び環境社会影響評価を実施する必要がある。 コールセンター計画については、事業実施主体の組成及び実施スケジュールが不明確なところもある ため、詳細 FS 段階において、慎重にコールセンターとの整合性、コスト比較などを評価し、バクリュウ 地点の港湾開発計画を設計する必要がある。 また、修正 PDP7 におけるプロジェクト実施者の承認は未だなされていないため、事業形式及び資金調 達計画についても、今後の動向を踏まえて、調査を継続することが望ましい。 10-3 禁 転 載