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目次 第 1 章 調査の背景 .......................................................................................................................... 4 1.1 ホスト国の JCM に対する考え方 ............................................................................................ 4 1.1.1 JCM .................................................................................................................................. 4 1.1.2 インドネシア政府との交渉経緯 ....................................................................................... 4 第 2 章 調査対象プロジェクト ........................................................................................................ 5 2.1 プロジェクトの概要................................................................................................................... 5 2.1.1 技術の概要 －廃熱回収発電－ ......................................................................................... 5 2.1.2 事業の詳細 ...................................................................................................................... 10 2.2 企画立案の背景 ...................................................................................................................... 14 2.3 ホスト国における状況 ........................................................................................................... 15 2.3.1 インドネシアにおける経済の概要.................................................................................. 15 2.3.2 エネルギー事情 ............................................................................................................... 16 2.3.3 インドネシアにおける事業実施に係わる政策 ............................................................... 20 2.4 プロジェクトの普及 ............................................................................................................... 30 2.4.1 セメント業の設備投資動向・現況.................................................................................. 30 2.4.2 対象国におけるセメント工場について .......................................................................... 32 2.4.3 廃熱ボイラー等を用いたプロセス排ガスの利用余地 .................................................... 34 2.4.4 セメント会社におけるエネルギーコスト....................................................................... 34 2.4.5 普及対象の市場規模........................................................................................................ 35 2.4.6 普及可能性の評価 ........................................................................................................... 36 第 3 章 調査の方法 ........................................................................................................................ 37 3.1 調査実施体制 .......................................................................................................................... 37 3.2 調査課題 ................................................................................................................................. 38 3.3 調査内容 ................................................................................................................................. 38 第 4 章 JCM 方法論に関する調査結果.......................................................................................... 40 4.1 JCM 方法論の概要................................................................................................................. 40 4.2 用語の定義.............................................................................................................................. 40 1 4.3 適格性要件.............................................................................................................................. 41 4.3.1 普及度.............................................................................................................................. 42 4.3.2 投資額と投資回収年数 .................................................................................................... 44 4.3.3 投資の優先順位 ............................................................................................................... 44 4.4 対象 GHG 及びその排出源 .................................................................................................... 45 4.5 算定のための情報・データ .................................................................................................... 46 4.6 デフォルト値の設定 ............................................................................................................... 47 4.7 事前設定値の設定方法 ........................................................................................................... 48 4.8 リファレンス排出量の算定根拠............................................................................................. 49 4.9 リファレンス排出量の算定方法............................................................................................. 49 4.10 プロジェクト排出量の算定根拠........................................................................................... 50 4.11 プロジェクト排出量の算定方法........................................................................................... 50 4.12 モニタリング手法................................................................................................................. 51 4.13 GHG 排出量及び削減量....................................................................................................... 51 第 5 章 JCM PDD 作成に係る調査結果 ........................................................................................ 52 5.1 プロジェクト実施体制及びプロジェクト参加者 ................................................................... 52 5.2 プロジェクト開始時期及び実施期間 ..................................................................................... 52 5.3 方法論適格性要件との整合性確保 ......................................................................................... 52 5.4 プロジェクト排出源とモニタリングポイント....................................................................... 53 5.5 モニタリング計画................................................................................................................... 53 5.6 環境影響評価 .......................................................................................................................... 54 5.7 利害関係者のコメント ........................................................................................................... 54 第 6 章 プロジェクト実現化に係る調査結果................................................................................. 55 6.1 プロジェクト開発状況（工事計画） ..................................................................................... 55 6.1.1 廃熱の条件 ...................................................................................................................... 56 6.1.2 熱収支計算～機器仕様確定............................................................................................. 57 6.1.3 ボイラ架構の強度計算・土木基本設計 .......................................................................... 57 6.1.4 配置 ................................................................................................................................. 57 2 6.1.5 制御・計装 ...................................................................................................................... 58 6.1.6 工程 ................................................................................................................................. 58 6.1.7 所掌区分 .......................................................................................................................... 59 6.2 資金計画 ................................................................................................................................. 66 6.3 MRV 体制 ............................................................................................................................... 69 6.4 プロジェクトの許認可 ........................................................................................................... 74 6.5 日本製技術の導入................................................................................................................... 74 6.6 ホスト国への貢献................................................................................................................... 76 6.7 環境十全性の確保................................................................................................................... 76 6.8 その他の間接影響................................................................................................................... 76 6.9 今後の見込み及び課題 ........................................................................................................... 76 3 第 1 章 調査の背景 1.1 ホスト国の JCM に対する考え方 1.1.1 JCM 日本政府は、日本の先進的な低炭素技術・インフラ及び製品の提供等を通じ た海外における温室効果ガスの排出の抑制への貢献を適切に評価する新たな市 場メカニズムとして二国間クレジット制度（Joint Crediting Mechanism:JCM） の導入を国際会議に向けて提案している。 国連気候変動条約（UNFCCC）を中心とした気候変動に関する国際交渉におい ては、新たな市場メカニズムについての議論も進展しており、日本政府が提案 している JCM を含む様々なアプローチについては、実施のための枠組みについ て作業計画を実行していくことが決定され、枠組みの機能や役割、国際的なク レジットの移動に関してダブルカウントを防止する方法等を検討していくこと となっている。 このような、国際制度の新規構築に関する議論が進められるに当たり、より 具体的な形で、既存の市場メカニズムの課題を克服し開発途上国における新た な排出削減と低炭素社会構築の実現を支援し、同時に日本政府の温室効果ガス 排出削減の中期目標を達成する取組の方法手続きを示すことが急務となってい る。 1.1.2 インドネシア政府との交渉経緯 インドネシア政府は、後段にて詳述するが、省エネルギーに関る政策、環 境保護政策を導入し、温室効果ガス削減については、2009 年 12 月インドネシ ア気候変動部門別ロードマップ（ICCSR）を策定し、同月の COP15 において、ユ ドヨノ大統領は、2020 年までに温室効果ガス輩出量を BAU 比 26％削減、国際支 援が得られれば 41％削減という目標を公言している。 上述の日本政府の提案及び自国の削減目標達成のため、インドネシア政府は JCM のスキーム活用に対し積極的な姿勢で二国間協議を続け、 2013 年 8 月 26 日、 日・インドネシア二国間文書の署名にいたり、2013 年 10 月 16 日第一回 日・ インドネシア合同委員会の開催に至っている。 4 第 2 章 調査対象プロジェクト 2.1 プロジェクトの概要 当該国のセメント業では、生産に多量な電気エネルギーが消費されているにも拘 わらず、セメント生産の際に発生する高温排ガスのほとんどは十分に熱利用するこ となく大気放散しているのが現状である。本事業では、セメンインドネシア社トゥ バン工場（東ジャワ州トゥバン）にあるセメント生産プロセスに廃熱回収発電設備 を設置し、熱エネルギーを回収し電気エネルギーに転換し、工場の電気エネルギー の一部を賄う事で省エネルギーを図り、結果として、温室効果ガス排出削減を図る ものである。 2.1.1 技術の概要 －廃熱回収発電－ (1) セメントプラントと廃熱 セメント製造工程は大きく分けて、原料粉砕工程、焼成工程、セメント粉砕 工程の 3 工程から構成される。 （図 2.1 セメント製造プロセスの概要 参照） 原料粉砕工程では、主原料である石灰石を粉砕し、他の原料と混ぜ粉砕調合し てセメント原料を製造する。焼成工程においては、この原料をサスペンション プレヒーター（Suspension Preheater、以下 SP と記す）＜注 1＞で予熱、仮焼 してロータリーキルンへ送り、そこで約 1500℃の高温下で焼成した後に空気冷 却器（Air Quenching Cooler,以下 AQC と記す）＜注 2＞で 130℃程度まで急冷 してクリンカーを作る。この熱源として、重油や石炭が多量に用いられる。最 後に、クリンカーを細かく粉砕するセメント粉砕工程がある。 これらの工程の中で、焼成工程は、最も多量のエネルギーを消費する工程で あり、セメント生産で消費するエネルギーの 90%以上を占める。 セメント焼成設備からは多量の高温ガスが排出され、最新の設備では、SP 出 口温度 320～400℃、AQC 出口温度 250～300℃の温度レベルである。これらの排 ガスの持つ熱は、原料の粉砕・乾燥、石炭の粉砕・乾燥、焼成熱源としての重 油または石炭燃焼用空気等に有効利用されている。しかし、排ガスの全てが有 効利用されているわけでなく、依然として大量の熱が未利用のまま廃熱として 大気中に排出されている。 一般に、焼成のための投入された熱量に対して、約 65%の熱量がクリンカー 焼成に使用され製品としてセメントとなるが、乾燥等に利用された後の残り約 35%が SP および AQC から大気に排出されてしまう。 セメント焼成プロセスからの排ガスを利用した廃熱発電技術は、上述の SP お 5 よび AQC からの大量の排ガスの熱回収を廃熱回収ボイラで行い、蒸気を発生さ せ、蒸気タービンで発電することによって、熱エネルギーをより有効に利用し ようとするものである。 注 1：サスペンションプレヒーター（Suspension Preheater、以下 SP と記す） セメント原料をキルンに投入する前に、セメント原料を予熱するための装置 であり、4 段～6 段のサイクロンから構成される。その予熱の仕組みとしては、 最上段のサイクロンから投入されたセメント原料が、順次下段のサイクロンへ 降下していく過程において、キルンからの排ガスが最下段のサイクロンから順 次上昇し、セメント原料と排ガスがカウンターフローのような接触となり、排 ガスの保有熱でセメント原料を予熱するものである。 この結果、セメント焼成工程での熱効率の向上が図られているが、最上段の サイクロンから排出される排ガスは、その一部を原料や石炭の乾燥に使用する が、残りは大気に排出される。 注 2：空気冷却器（Air Quenching Cooler,以下 AQC と記す） キルンで焼成されたセメント原料は、高温のクリンカー状態で AQC に排出さ れる。この粒状のクリンカーは AQC で冷却空気によって 150℃以下に急速冷却 される。AQC 内では、固定グレートと摺動グレート上をクリンカーが順次移動 しながら、送風機によってグレート下の風箱に送り込まれた空気が、グレート の間を通過、上昇してクリンカーを冷却する仕組みが一般的である。 クリンカーを冷却し終えた空気は高温となり、焼成用燃焼室空気や予焼成燃 焼室用空気として利用されるが、残りは大気中に排出される。 6 温度調整塔 電気 EP 集塵機 Fan ファン 電気 EP 集塵機 ミル サ ロ Separator セメント サ イ ロ ミル キルン(Kiln) ） SP イ サスペンションプリヒーター（ 原料 Fan ファン Bucket Elevator ガス 製品(クリンカー) 原料(石灰石) Cyclone Raw Material 原料(石灰石) 温度調整塔 Cement Production Process クリンカクーラ （AQC） Fan ファン 図 2.1 セメント製造プロセスの概要 7 製品 ヤード Silo (2) 廃熱回収方法 前述のように、セメント焼成プロセスの熱効率は改善されているものの、依然 として多量の廃熱が利用されないまま大気中に放出されている。廃熱回収の方法 には各種あるが、廃熱の持つ保有熱を、蒸気や温水にしてプロセス用熱源として 利用するのが一般的である。近隣にそのような熱の有効利用が図れる化学工場等 がある場合には有効な手段であるが、セメント工場は、一般に原料の石灰石産地 に単独で立地することが多く、また製造プロセスで蒸気、温水、熱水を使用する ことがないため、電力の形で有効利用を図ることが最善である。 また、セメント廃熱回収発電は、大気中に捨てている高温のガスを回収するた め、新たな大気汚染ガス（NOx や SOx）を発生させることがなく、さらに温室効 果ガスとしての二酸化炭素（CO2）を発生させることがない。発電した電力によ りセメント工場の電力需要の一部を賄うことで購入電力を減らし、結果として省 エネルギー効果が期待でき、また、環境保全効果が達成できる。 セメント廃熱回収発電設備は、日本において省エネルギー効果の観点から、 1970 年代後半から導入検討が開始され、1980 年代に多数設置された。その後も アジア地区での導入が徐々に進み、廃熱回収発電としての技術が確立されてきた。 セメント焼成プロセスに廃熱回収を設置する場合、一般的には、前述したよう に SP と AQC からの排ガスの廃熱回収を検討することになる。 (3) SP 排ガスを利用した発電 SP から排出される排ガスの温度は 320～400℃であり、このガスの全量または 一部をボイラに導いて蒸気を発生させ、蒸気タービンにて発電される。 SP の排ガスは、原料の乾燥や石炭乾燥に使用されるが、必要な熱量はそれらの 含有水分量に大きく左右されるため、要求されるガス温度条件はセメントプラン ト毎に異なる。 従って、SP 排ガスの廃熱回収発電への利用に際しては、各プラントに適した排 ガス条件を設定することが重要である。 さらに、次に述べるような技術的課題に配慮しなければならない。 ① SP 排ガスに含まれるダストによるボイラチューブの磨耗 SP 排ガスに含まれるダストは、石灰石、シリカ、スラグ等であるが、ダスト濃 度が増すと、ボイラチューブの磨耗に配慮しなければならない。 この磨耗を防止するには、ボイラ構造の大型化によりボイラ通過のガス流速を 遅くすることが効果的であるが、コスト増とのバランスを考慮する必要があり、 8 実績類似プラントの経験、データ等から決定されるものである。 ② ダスト付着によるボイラ効率低下防止のためのダスト付着物の除去方法 ダストの付着性が大きい場合には磨耗は心配ないが、ボイラチューブの伝熱性 に悪影響を与える。ある程度のダストの付着を前提として、伝熱面積に余裕を持 たせた設計を行うことも可能であるが、ボイラの大型化によりコストが増加して しまう。よって、ダスト除去を行なう方が望ましく、従来から採用してきた、ボ イラチューブに打撃を与え振動によりダストを除去する方法を今回の計画でも 用いることとした。 (4) AQC 排ガスを利用した発電 AQC 設備の排ガス温度は 250～300℃と低いため、回収される蒸気の圧力と温度 は低く、そのままでは発電に適しているとはいえない。 そこで、 先ず AQC 排ガスの高温部分を SP ボイラと同じく蒸気により回収する。 残りの低温部分を、ボイラ給水の加熱に用い、前述の SP ボイラの給水にも使用 することで、回収熱の全般的な有効利用が図れる。一般に、この時得られる給水 量は、AQC 用ボイラおよび SP ボイラで必要とされる量以上であるため、残った熱 水をフラッシャー＜注 3＞へ導き、低圧の飽和蒸気を発生させる。 この低圧蒸気は、混気蒸気として蒸気タービンの途中段に混気され、タービン 出力の向上に寄与する。 AQC 排ガスは、キルンからのクリンカー排出状況が変動することにより、温度 条件が変動して上述の給水温度も変動するため、給水温度を一定とする制御弁を 設け、AQC の給水加熱器（エコノマイザーと呼ばれる）への給水量を制御する。 注 3：フラッシャー フラッシャーとは、高圧の熱水を急激に減圧することで、自己蒸発させて飽和 蒸気と飽和水に分離させる装置 図 2.2 にセメント廃熱回収発電の一般的な概要を示す。 9 ＜クリンカー製造プロセス＞ ＜廃熱回収発電プロセス＞ 図 2.2 セメント廃熱回収発電の概要 (5) 廃熱回収発電設備 セメント生産におけるクリンカー焼成工程は、セメント生産で消費するエネル ギーの 90%以上を消費する工程である。一方、本技術の適用により発電される電 力は、クリンカー焼成工程で消費されている電力の一部として利用される事とな る。したがって、クリンカー焼成工程で消費される電力が廃熱回収発電設備の設 置により削減される事となる。廃熱の状況にもよるが、一般的には、クリンカー 焼成工程で消費されている電力の約 20%程度が廃熱回収発電設備の設置により代 替され、省エネルギーに繋がる。 2.1.2 事業の詳細 (1) セメンインドネシア社の概要 セメンインドネシア社は、国有のセメント会社であり、グループ全体で国内販 売量におけるシェア 40.8％(2011 年)を占めるインドネシア最大のセメント会社 である。 1995 年に国有会社のセメングレシック社(1957 年設立)が、同じく国有セメン ト会社であるセメンパダン社（1910 年設立）及びセメントナサ社（1968 年設立） 10 と統合してグレシックグループとなった。その後セメンインドネシア社と改名し、 ホールディング会社としてのセメンインドネシアの傘下にセメングレシック社、 セメンパダン社、セメントナサ社がある。 本事業の実施対象プラントはセメングレシック社の所有するトゥバン工場で ある。トゥバン工場はセメングレシック本社より西方に約 175km はなれた位置に あり、クリンカー生産規模 9,000 トン／日のトゥバンⅠ、8,500 トン／日のトゥ バンⅡ、トゥバンⅢ、そして 2012 年 10 月に竣工した 8,500 トン／日のトゥバン Ⅳが稼働中である。 インドネシアにおけるトゥバン工場の位置を図 2.3、図 2.4 に示す。 セメンインドネシア トゥバン工場 図 2.3 トゥバン工場の位置（広域） セメンインドネシア トゥバン工場 図 2.4 トゥバン工場の位置（詳細） 11 気候は、雨季の 10 月～3 月と乾季の 4 月～9 月に分けられ、最高気温は 32℃に 達し、湿度は 90～96%と高めである。台風による被害はほとんどないが、地震係 数は最近の見直しで引き上げられ、Zone V, PBA=0.45g となった。 用水は、トゥバン工場内部及び近郊の地下水を汲み上げ、工場内貯水池及び一 次処理後の工場内貯水槽に蓄えている。利用可能水量は既存セメント生産設備で 大部分を利用している。廃熱回収発電設備のタービン後段の復水機は水冷タイプ の方が効率がよいものの、利用可能水量を考慮し、本プロジェクトにおいては空 冷タイプを採用することとなる。 近年、グリッドの停電はほとんど発生していないものの、停電時においてもセ メントプラントの一部の運転を可能にすべく、ディーゼル発電設備が接続されて いる。非常用発電設備は３MVA のディーゼル発電設備を４基有している。 品質管理と顧客志向サービスの向上のため、ISO9001 の品質管理システムを適 用しており、また、セメント工場と周囲環境との調和のため、環境マネジメント システム ISO14001 が採用されている。 図 2.5 および図 2.6 に本プロジェクトの対象プラント及びセメント生産設備の 写真を示す。 12 図 2.5 トゥバン工場 図 2.9 SP 図 2.10 AQC 図 2.6 トゥバンⅣ全景 13 (2) サイトの一般計画条件 外気温（平均／最高） 湿度（平均／最高） 地震係数 設置高度（平均） 交通 雨季 ：30/36 ℃ ：85/90 % ：0.25 g ゾーンⅤ ：海抜 100m ：スラバヤから 120km ：10 月～3 月 乾季 セメントプラント稼動 電源 周波数 電圧 ：4 月～9 月 ：7,500h/年 ：50Hz ：6,300V 高圧 負荷 250kW 以上 ： 380V 低圧 ： 220V 制御、計装、照明 ： 110V 直流 2.2 企画立案の背景 JFE エンジニアリング株式会社では、25 年以上前から廃熱回収発電設備を市場 に供給しており、その発端は石油危機等を背景として省エネルギーに対して取り 組む日本・台湾のセメント会社向けであった。 その後経済成長を続け、環境規制が強化された中国本土のセメント会社へと市 場を移し、2011 年、NEDO モデルプロジェクトの資金支援を受け、インドネシア・ セメンパダン社にインドネシアで初めてのセメント廃熱回収発電設備を納入し た。 近年、インドネシアは内需を中心とした経済成長を遂げており、セメント需要 も高く、セメント製造プラントの新設案件が数件予定されている。その状況のな か、国営企業であるセメンインドネシア社では、セメント生産設備そのものへの 投資とは別に、セメンパダンでの廃熱回収発電設備導入の成功を踏まえ、地域社 会および環境保全に貢献できる形での環境投資に関心が強かった。 セメンインドネシア社の経営マインドは、温暖化効果ガスの削減及び日本技術 の世界展開を企図した JCM スキームとの親和性が高く、JFE エンジニアリング株 式会社と共に共同提案を行うに至った。 14 2.3 ホスト国における状況 2.3.1 インドネシアにおける経済の概要 インドネシアは 1997 年のアジア通貨危機において、その中でも最大の経済的 影響を受けたといわれており、通貨危機直後の 1998 年の実質 GDP 成長率は -13.2％という大幅なマイナス成長となった。通貨危機直後に、インドネシア政 府は IMF との合意に基づき、内需拡大や金融改革等の経済構造改革を断行してき た。 その結果として通貨危機後の 1999 年には、実質 GDP 成長率が 0.3％とプラスに 転じはじめ、また、近年の経済成長率(GNP)は堅調な民間の消費や輸出に支えら れ 3～5%という範囲で好調に推移、経済は順調な回復基調に入り 2003 年末に IMF の管理下から卒業するに至っている。 以降、各種改革の実施と好調な国内個人消費により、2004 年以降 2008 年まで は 5％～6％前後の経済成長率を維持した。また、2004 年 12 月にスマトラ北部に 甚大な被害をもたらしたスマトラ沖地震もマクロ経済に大きな影響を与えるこ とはなかった。2009 年は、世界金融・経済危機の影響を受けたものの、比較的高 い 4.5％を達成し、2010 年は 6.1％、2011 年も 6.5％という堅調な経済成長を維 持しており、今後も持続的な経済成長が期待されている。 なお、2011 年 5 月、中長期的な経済政長を実現すべく、ユドヨノ大統領は、 「経 済開発加速・拡大マスタープラン」を発表し、2025 年には、世界の 10 大経済大 国となる目標を掲げている。 インドネシアにおける 2006 年から 2010 年の経済主要インデックスを表 2.1 に 示す。 表 2.1 インドネシアにおける経済主要インデックス 単位 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年 億米ﾄﾞﾙ 3,643 4,330 5,088 5,613 7,071 一人当り GDP 米ﾄﾞﾙ 1,663 1,862 2,191 2,590 3,005 経済成長率 ％(実質) 5.5 6.3 6.1 4.5 6.1 物価上昇率 ％ 6.6 6.6 11.1 2.8 7.0 GDP（名目） （億ﾄﾞﾙ） 総貿易額 (輸出) 億米ﾄﾞﾙ 1,008.0 1,139.9 1,367.6 1,165.1 1,577.3 (輸入) 億米ﾄﾞﾙ 610.7 744.0 1,287.9 968.3 1,356.1 出所：外務省およびインドネシア政府統計 15 2.4 億人を越える人口、若年層を中心とした労働生産力を背景とした堅調な民 間消費と投資が拡大しており、2012 年の実質経済成長率は 6.2％に達する。 2.3.2 エネルギー事情 (1) エネルギー事情概況 インドネシアはかつて、アジアにおける唯一の石油輸出国機構のメンバーであ り一大産油国であった。しかし近年は原油生産量が減少し、2004 年には純輸入国 に転じ、2008 年には OPEC（石油輸出国機構）も脱退した。１次エネルギーの消 費は、石油に大きく依存しているが、石油は外貨獲得のための主力輸出品として、 今後長期に亘ってその地位を維持する必要があることから、政府は国民に非石油 エネルギー消費へのシフトを呼びかけている。この結果、電力を初めとする産業 部門を中心に、石油代替燃料としての石炭・天然ガスへの移行が進められており、 今後もこの傾向は持続されるものと見られている。 インドネシアにおける 2009 年の一次エネルギー供給割合を表 2.2 に示す。 表 2.2 インドネシアにおける一次エネルギー供給割合（2009 年） （出所：Handbook of Energy & Economic Statistics of Indonesia 2010） 一次エネルギーの消費量に占める石油の割合は低減しているが、運輸部門の石 油消費量の急速な増加により、石油の消費量は着実に増加している。一方、イン ドネシア政府は油田の開発を積極的に進めているが、新しい油田の産出量は古い 油田の減衰を補う程度で、今以上の石油産出量の増加は見込めない状況にある。 16 このため、2004 年にはインドネシアは石油純輸入国に転じている。石油は、外貨 獲得並びに国家予算の収入の大きな部分を占める貴重な鉱物資源であるが、それ を輸入する状況に陥っているインドネシアでは、石油小売時に補助金を支出して いる為、財政を圧迫してきている。 インドネシア共和国憲法第 33 条には、｢国土及び領域内にあるすべての天然資 源は国家の直轄に属し、国民の福祉と最大の利益のために利用されなければなら ない｣と謳われており、政府のエネルギー資源政策における理念を示している。 これを受け、第二次国家長期開発計画（1994～2018 年）では、｢化石燃料資源に より国全体として最大の利益を上げるとともに、資源の枯渇を遅らせる政策｣を 基本方針としている。すなわち、化石燃料資源をこれまでの単なる輸出品とする だけではなく、輸出向け製品の生産に必要な燃料・原材料と位置付けることによ り、外貨獲得源としての付加価値を上げるとともに、同国の化石燃料資源は豊富 なものではないと認識し､限りある資源を効率的に利用しなければならないとし ている。 (2) エネルギー国内資源 インドネシア国内における国内資源については以下の通りの状況である。 ① 石油 インドネシアの原油確認埋蔵量は約 43 億バレルで可採年数は約９年といわれ ている。その内の７割が Duri および Minas の大規模油田があるスマトラ島に存 在し、原油の生産量も同島が６割を占めている。インドネシアに産出する原油の 質は多岐に亘るが、多くは API 比重 22°～37°のものである。石油生産量は 2010 年時点で日産 98.6 万バレル、世界の 1.2％を占め、世界で 22 番目の産油国であ る。石油生産量は 1991 年、166.9 万バレル/日、1995 年、157.8 万バレル/日、2000 年、145.6 万バレル/日、2005 年で 109.0 万バレル/日、2009 年で 99.0 万バレル/ 日であり、生産設備の老朽化や探査規模の縮小から年々、減少している。また、 1995 年には石油消費量は 82 万バレル/日で、インドネシアは石油輸出国であった が、2005 年の石油消費量は 129.5 年万バレル/日であり石油消費量の拡大から 2004 年度には石油輸入国に転じた。2010 年の石油消費量は 130.4 万バレル/日で ある。 なお、石油生産は主に、 プルタミナと生産分与契約している Caltex、YPF／Maxus、 BP などの石油メジャーが実施しているが、その内 Caltex が石油生産量の約 50% を占め、圧倒的な地位にある。 17 ② 天然ガス インドネシアの天然ガスの確認埋蔵量は 2010 年時点で 108.4 兆立方フィート （世界シェア 1.6％）に達する。ガス田は、北スマトラの Arun、東カリマンタン の Badak、東ジャワ沖の Kangean、及び東シナ海の Natuna などに分布している。 この内、1970 年に発見された Natuna ガス田は最も規模が大きく、およそ１兆 3,000 億 m3 の埋蔵量が確認されている。生産量は 82 億立方メートルで、このう ち約６割が液化天然ガス（LNG）の生産に回され、ている。国内での天然ガスの 消費量は 40.3 億立方メートルである。なお、インドネシアは世界でもトップク ラスの LNG 輸出国で、内訳は 68％を日本へ、19％を韓国へ、残りを台湾に輸出し ている。 ③ 石炭 インドネシアの石炭確認埋蔵量は、2010 年時点でおよそ 55.2 億トン、推定分 も含めると188 億トンに達する。 2000 年のペースで約60 年分の埋蔵量であるが、 低品位炭の割合が多い。この内３分の２がスマトラ島で確認されている。その他 にも、カリマンタン、西ジャワ、スラウェシ島などに広く分布している。石炭生 産量はここ 10 年間で 4 倍にも増加し、2010 年の石炭生産量は約 1.88 億トン（石 油換算） 、消費は約 3,900 万トン（石油換算）である。採炭量の 75％は日本、台 湾、韓国、フィリピンなどへ輸出しており、国内消費量の約７割が発電に消費さ れている。 石油が近い将来枯渇するという現実を踏まえ、政府は埋蔵量が多い石炭を石油 に替わる重要な資源と位置付けている。 ④ 水力 インドネシアの包蔵水力の規模は約 7，600 万 kW で、国営電力会社のインドネ シア電力公社（PLN）の総水力発電設備容量は 218 万 kW と全体の 2.9％しかない。 このことは、開発余地がまだ相当あることを意味しているが、人口が圧倒的に多 いジャワ島は既に４分の３が開発済みである。包蔵水力の多くは、スマトラ、カ リマンタン、イリアンジャヤなどの地域に存在し、それらの地域では大規模水力 の開発が可能であるが、いずれの地域も電力需要が小さく散在しており、需要地 点までの電力輸送コストなどを考慮すると、石油代替エネルギーとしては天然ガ スや石炭ほどの貢献度は望めない。今後はスマトラ、カリマンタン、イリアン・ ジャヤなどジャワ島以外の島・地域で、地方電化を促進するための小規模水力の 開発が積極的に行われる予定である。 ⑤ 地熱 インドネシアには 130 以上の活火山が存在するため、地熱発電の潜在能力は約 18 2，0000 万 kW あるとみられている。その分布は、ジャワ島およびバリ島（800 万 kW） 、スマトラ島（400 万 kW） 、スラウェシ島およびマルク諸島（300 万 kW） 、ヌ サテンガラ島（100 万 kW）などに散在しており、既に複数の地熱発電所が稼働し ている。 (3) エネルギー価格 2012 年におけるエネルギーの代表的な価格を表 2.3 に示す。 表 2.3 エネルギー価格 項目 価格 業務用電気料金 704 ルピア （kWh あたり） 月額基本料なし 一般用電気料金 843 ルピア 月額基本料なし （kWh あたり） 業務用ガス料金 8.45 米ドル (1mmbtu あたり) レギュラーガソリン 4,500 ルピア （リッターあたり） 軽油 4,500 ルピア （リッターあたり） （ジェトロホームページ「投資コスト比較 インドネシア」より作成） 産業界において、エネルギーコストは年々上昇しており省エネルギーの重要性が 増してきている状況がうかがえる。 19 2.3.3 インドネシアにおける事業実施に係わる政策 (1) セメント産業に対する産業振興優遇政策 インドネシア政府はインフラ整備関連産業であるセメント産業の発展を促進 している。そのため、新規セメント工場建設に対し下記の優遇政策をとっている。 ただしこの優遇政策対象となる地域は、パプア・西パプア・マルク・北マルク・ 北スラウェシ・西ヌサトゥンガラ・ナングロアチェダルサラームに限られる。 ① 投資インセンティブ 大統領令 No.53/2008 およびその修正である政府規定 No.52/2011 により、新規 セメント工場建設に関しては、国税総局（DGT）から、投資総額の 30％相当額（6 年にわたり 5％ずつ）までの純利益の減額、および海外居住者への支払い配当に 対する源泉税の 10％への軽減、という税務優遇措置が与えられる。また、この優 遇措置を享受するためには、事前に投資調整庁（BKPM）長官からの推薦を投資承 認の申請とともに取得しなければならない。 ② 輸入税の免除 新規セメント工場建設に必要な機器・資材の輸入に関しては、そこで製造され るセメントが広く公共のために使用されると認められる限りにおいて、政府より 輸入税免除の措置（ 「Bea Masuk Ditanggung Pemerintah – BMDTP：製造業の輸入 関税を免除する優遇政策」 財務相令 N0.23/2012 に規定）を受けることが出来 る。 (2) エネルギー・環境に関する国家基本政策 インドネシアは天然ガス・石炭などのエネルギー資源が豊富であり、国家の大 きな収入財源となっている。しかし、近年の急速な経済成長により国内のエネル ギー消費は年々増加の一途をたどり、エネルギー消費国としての性格を強めてい る。特に石油に関しては 2004 年には輸入国へと転じた。同時に、近年の世界的 な環境意識の高まりから、インドネシアにおいても国家として地球温暖化ガス排 出削減対策をとる必要性の認識が高まっている。 上記を背景に、エネルギー安全保障および地球温暖化対策といった観点から、 エネルギー消費の抑制がインドネシアの重要な政策課題となっている。そのため、 近年インドネシア政府は石油代替エネルギーの開発やエネルギーの効率的利用 の促進といった方針を重要政策の一つとして掲げている。 20 インドネシア政府が掲げる政策について、以下に詳述する。 ① 国家エネルギー政策 インドネシア政府のエネルギー政策の基本方針は、 「新・再生可能エネルギー へのシフト（エネルギーミックス） 」と「省エネルギー」である。 これらの方針 を支えるものとして、主に下記の４つがあげられる。 ⅰ) 2006 年 「国家エネルギー政策に関する大統領令 2006 年第 5 号」 ⅱ) 2007 年 「エネルギーに関する法律 2007 年 30 号」 ⅲ) 2009 年 「省エネルギーに関する政令」 ⅳ） 2010 年 「ヴィジョン 25／25」 ⅰ) 2006 年 「国家エネルギー政策に関する大統領令 2006 年第 5 号」 先に策定されていた「国家エネルギー政策（KEN）2003-2020」 「国家エネルギ ー管理プループリント 2005-2025」はエネルギー鉱物資源省大臣令であり拘束力 がそれほど高いものではなかった。しかし、この大統領令によってエネルギー政 策の法的根拠が高められることとなった。この大統領令は、2004 年より輸入に転 じた石油の国内需要シェアを減少させることを主目的としたエネルギーミック ス政策であり、現在のインドネシアにおけるエネルギー政策の基本となっている。 この大統領令の 2 本柱は「エネルギー供給源の確保」と「再生可能のエネルギ ーの割合増加」である。達成目標として、再生可能エネルギーの割合を 2006 年 の 4％から 2025 年には 15％まで引き上げることを規定している。2025 年のエネ ルギーミックス目標の詳細な割合は、石炭 33％、天然ガス 30％、石油 20％、再 生可能エネルギー15％（バイオ燃料 5％、地熱 5％、風力・太陽光・原子力その 他 5％） 、液化石炭 2％である。 これにより、政府による化石燃料への補助金の削減やバイオ燃料作物栽培のた めの整地と農地拡大が進められることとなった。 ⅱ) 2007 年 「エネルギーに関する法律 2007 年 30 号」 インドネシアでは、エネルギーに関する総括的な法律がなく、石油法・ガス法・ 電力法・地熱発電法というように分野別に規定され別々に更新されてきた。しか し、国家として統一したエネルギー政策を進めていくため、2007 年に個別法を総 括し一貫性を持たせるエネルギー法が制定された。 この法律では、国家の責任として、新エネルギー開発の管理・推進・研究、お 21 よびエネルギー関連ビジネスの効率性と競争性の担保支援が規定されている。ま た、国家エネルギー政策策定機関として、従来のエネルギー鉱物資源大臣が議長 を務める「国家エネルギー調整委員会（BAKOREN） 」に代わり、大統領を議長とす る「国家エネルギー審議会（DEN） 」が設立されることとなった。 更には、第 7 条ではエネルギー価格について規定されており、エネルギー価格 は経済価値に基づき公正に定められると述べられている。 第 7 条において、同時に、財政・開発・中心地からの距離において不利な地域 については政府が助成金を拠出すると規定しており、貧困層に対する配慮を講じ ている。また、エネルギー生産地域に対してはエネルギーの優先的な消費を認め ている。 第 25 条では省エネルギーについて規定されており、省エネルギー促進のため にインセンティブとペナルティを設けることを規定している。具体的な内容につ いては、政府および地方政府の政令や規則で定めるとしており、この規定に従い 策定されたものが、下記の「省エネルギーに関する政令」である。 ⅲ) 2009 年 「省エネルギーに関する政令」 エネルギー法を受け、この政令ではエネルギー鉱物資源大臣に対して、5 カ年 計画の省エネルギーマスタープランの策定を課している。また、中央政府・地方 政府・州政府に対しては、省エネルギー実行のための政策・戦略の決定および管 理、人材開発、技術指導の提供などを行う責任を規定している。 この政令の重要な点は、エネルギー消費者に対して省エネルギー促進のための 義務、インセンティブ、そしてペナルティを定めたことである。 年間 6,000toe1以上のエネルギーを消費する大規模需要家に対しては、下記の 義務が課されている。 ・エネルギー管理者の任命 ・省エネルギープログラムの策定 ・内部または資格ある外部団体による定期エネルギー監査の実施 ・エネルギー監査による提案の実施 ・大臣、州知事、県知事、市長の管轄の下、省エネルギー状況の年次報告 これらの義務を果たし、また、一定基準の省エネルギーを達成した場合、省エ ネルギー設備に対する税制優遇措置、および省エネルギー投資に対する低金利融 資といったインセンティブが与えられる。 1 Toe：Ton of Oil Equivalent = 石油換算トン 22 また、省エネルギー設備を持った国内生産者に対してもインセンティブが設け られており、所定基準以上のエネルギー効率を持つ省エネルギー設備の生産、ま たは基準に従ったエネルギー効率レベルのラベル表示が条件である。いずれかを 満たすことにより省エネルギー設備の生産に使用した部品、原料に対する税制優 遇措置、およびそれらへの投資に対する低金利融資を受けることが出来る。 年間 6,000toe 以上のエネルギーを消費する大規模需要家にはペナルティも規 定されている。省エネルギー不実施の事実に対し、書面による警告から始まり、 マスメディアでの公表、罰金、エネルギー供給の削減といったペナルティが政府 より課される。 . ⅳ） 2010 年 「ヴィジョン 25／25」 2010 年、インドネシア政府は世界的な環境保全認識の高まりに応じて、エネ ルギー政策「ヴィジョン 25/25」を策定、2006 年の大統領令で定めた国家エネル ギー政策におけるエネルギーミックスの数値目標を大幅に上方修正した。 表 2.4 インドネシア一次エネルギー源の 2025 年目標 新・再生可能 石油 石炭 天然ガス 2006 年時点 20% 33% 30% 15% 2010 年時点 20% 32% 23% 25% エネルギー *2006 年目標には上記に液化石炭 2%が追加される。 また、ヴィジョン 25/25 では省エネルギーの目標値についても定めており、従 来予測では 2025 年までに 9.3%伸びるとされているエネルギー消費の伸び率を 6.4%にまでに低減し、総消費量を従来予測比で 34%削減するとしている。 しかし、このヴィジョン 25/25 に関してはいまだ議論が続いており、法的効力 を持つには至っていない。 ② 国家環境保全促進政策 インドネシアの環境政策は、1972 年の大統領令第 16 号による国家環境委員会 が設置されたのがはじまりとされる。その委員会は、天然資源・環境保護に関す る国家計画を策定し、それが国家経済計画と 5 年ごとに策定される国家開発計画 （Rencana PembangunanLima Tahun＝REPELITA）に盛り込まれる仕組みであった。 23 その後、1982 年 5 月に、環境政策の根拠法となる（旧）環境管理法が規定さ れた。この環境管理法は、下記の内容を網羅していた。 ⅰ) 国民の良好かつ健全な環境を享受する権利およびそれを保全する義務 ⅱ) 汚染者の負担原則および無過失賠償責任の追及 ⅲ) 開発計画の環境影響評価の実施 ⅳ) 公害防止に対する経済的手法の利用 ⅴ) 環境保全に関する許可制度の創設 ⅵ） 環境保全に対する国民参加の促進 また、環境管理法の評価規定に基づき、環境影響評価に関する 1986 年第 29 号 政令が公表され、1987 年 6 月には、環境影響評価に関する 1986 年第 29 号政令の 執行命令が出された。 さらに、第五次 5 ヶ年開発計画（REPELITA V、1984～1989 年）において、新 たに人口環境省を設置し、開発環境監督大臣の代わりに人口・環境大臣が、環境 関連施策の企画立案および関係省庁で実施される施策について、必要な調整を行 うこととなった。 1990 年の大統領令第 23 号により、環境保全に関する規制を強化させるため、 環境管理局（Badan Pengendalian Dampak Lingkungan、以下 BAPEDAL）が発足し、 環境行政の強化に向けて、1993 年 3 月に人口環境省が分割され、環境政策に関す る独立した省として現在の環境省が設置された。1994 年には大統領令第 77 号に よって、BAPEDAL の大幅な組織改正と機能強化が図られ、BAPEDAL は大統領直属 の環境行政の実施機関組織となった。これによって、環境省が環境問題に関する 政策の企画立案等の調整機能を果たし、BAPEDAL が具体的な環境対策を実施する 仕組みが整備されるに至った。 このため、BAPEDAL には公害対策を進める部署として水質汚濁・海洋汚染、大 気汚染、有害廃棄物管理等の対策局が設けられた。また、環境影響評価の実施を 推進するための「環境影響評価局」も設置された。 一方、新しい環境管理法が 1997 年 9 月の大統領令によって署名・発効したた め、1982 年法律第 4 号の旧環境管理基本法は廃止された。 1997 年に施行された新しい環境管理法の特徴は下記の通りである。 24 ⅰ) 事業活動に対する環境規制の強化 ⅱ) 違反者への罰則の強化 ⅲ) 環境紛争処理規定の充実 ⅳ) 国民の環境情報を知る権利規定導入 1997 年の環境管理基本法もまた、2009 年 10 年には環境保全管理法（EPMA）に 置き換えられた。これはインドネシアの環境基準を国際水準に合わせて改定した ものであり、規制に対する政府の権限を強化したものである。 EPMA 発行同年の 9 月の G20 および 12 月の COP15 において、 ユドヨノ大統領は、 2020 年までに温室効果ガス排出量を BAU 比 26%削減、国際支援が得られれば 41% 削減という目標を公言した。こうしたことからも、ユドヨノ政権における環境保 全政策に対する意識の高さが窺われる。 ユドヨノ大統領の上記宣言がインドネシアにとっての国際的な約束となって いることから、この目標に基づきインドネシア政府は 2010 年にインドネシア気 候変動分野別ロードマップ（ICCSR）を発表、2030 年までの機構変動対策を 9 つ の分野別に定めた。特に林業、エネルギー、工業、運輸、廃棄物の 5 分野におい ては緩和策を基調として積極的な温室効果ガス排出削減対策を講じている。現在 は、国家中期計画（RPJMN:2010-2014）を通じて対策費や他の資源を活用し、ICCSR に規定された対策が実行されている。 (3) 本事業実施に関わる関連法規 前項の通り、国家全体として省エネルギー、環境保全について法的整備が進め られている。その中でも本事業実施にあたっては、環境アセスメントに関する規 則および排ガス規制に関する法規、そして工業省が 2008 年に改訂された二酸化 炭素削減のためのロードマップが密接に関係する。 以下、現行の環境保全、省エネルギーに関する主要な法規および本事業実施と の係わりを記載する。 ① 環境アセスメントに関する 1996 年政府規則 環境アセスメントは、計画中の事業が、環境にどのような影響を与えるかを検 討し、その悪影響を抑制し、好影響を促進する方策を練るための手段である。こ の規則では、以下の内容が示されている。 25 環境アセスメントの目標は、公害等の悪影響を最小限に抑え、かつ環境面、社 会面で受容される方法で、事業活動が実施されるよう支援することである。 環 境アセスメントの実施により技術的、経済的検討はより充実したものとなり、プ ロジェクトの経済側面に関する内容が検証される。 環境アセスメントは、より効果的なものにするために、プロジェクトの初期段 階で実施しなくてはならない。これにより、設計変更をより少ないコストで行う ことができる。しかし、すべてのプロジェクトで環境アセスメントを実施する必 要はなく、環境アセスメントが対象とするのは、大規模または複合的プロジェク トで、かっ、保護地区または環境面で影響されやすい地域に影響を及ぼす可能性 のあるものである。 また、KEP-39／MNLH／11／96 の附録Ⅰに指定される事業又は活動は以下の通り である。 .. 電力業 .. セメント（セメント・クリンカ一生産により作られたもの）製造業 .. パルプ、製紙製造業 .. 化学肥料（合成）製造業 .. 石油化学産業 .. 鋼、鉛、銅、の精錬、アルミナの精錬製造 アルミナの鋳塊製造 製鉄業 .. 合金鉄製造業 .. 工業団地 .. 造船業 .. 航空機製造業 .. 合板製造業 .. 兵器、軍需品、爆薬製造業 .. 農薬／殺虫剤中の有機物質製造業 .. 乾電池 (水銀を原料とする)蓄電池製造業 上記リスト（附属書 I）に該当しない事業または活動でも、以下（附属書Ⅱ） に記す保護地域内あるいはその境界上に位置する場合は、環境アセスメントが義 務づけられるものとする。 KEP／39／MELH／8／1996 の附録Ⅱに指定される地域 26 .. 森林保護地区 .. 泥炭地域 .. 取水地域 .. 海岸線 .. 河川際 .. 湖、貯水池周辺地域 水源地周辺地域 .. 自然保護地区 .. 海水、淡水保護地区 .. 海岸 : マングローブ .. 国立公園 .. レクリエーション公園 .. 自然公園 .. 文化保護区 .. 科学的調査地区 .. 自然破壊されやすい地域 .. 森林保護地区 附属書Ⅰに該当しない事業または活動でも、上記附属書Ⅱの保護地区の目 的や指定を変える可能性がある場合は、環境アセスメントが義務づけられる。 本事業による発電設備は、汽力発電所としての性格を持つ事となる。1996 年政 府規則（KEPMEN-LH N0.39）附属書Ⅰカテゴリー１「電力業」の項目３によれば、 発電規模が 100MW 以下の発電所建設に際しては、環境アセスメントが必要ない」 と明記されており、本事業実施にあたって環境アセスメントは必要ないといえる。 無論、環境アセスメントが必要ないとはいえ、環境規制値の排出規制等を守る必 要はある。 ② 固定発生源を対象とした排ガス基準に関する 1995 年環境大臣命令 （KEPMEN-LH N0.13） 大気汚染物質管理の実行を目的として、固定発生源からの排ガス基準を定めた 法律である。次項の表 2.5 はセメント産業を対象とした排出ガス基準である。表 2.6 は本事業である電力業が該当する、製鉄・製鋼産業、パルプ・製紙産業、セ メント産業、石炭を燃料とする発電所を除く産業活動を対象とした排出ガス基準 である。 27 表 2.5 セメント産業に対する排出ガス基準値 発生源 1.Kiln 2.Clinker Cooler 3.Milling Grinding Coveying and Bagging 4.Power Boiler 項目 上限値(mg/m3) ばいじん 80 二酸化硫黄 800 窒素酸化物 1,000 不透過光線率 20% ばいじん 80 ばいじん 80 ばいじん 230 二酸化硫黄 800 窒素酸化物 1,000 （出所：インドネシア環境大臣令 KEPMEN-LH NO.13） 表 2.6 排出ガス基準値（電力業該当） 項目 上限値(mg/m3) 1 アンモニア 0.5 2 塩素ガス 10 3 塩化水素 5 4 フッ化水素 10 5 窒素酸化物 1,000 6 不透過光線率 35% 7 ばいじん 350 8 二酸化硫黄 800 9 還元硫黄 35 （出所：インドネシア環境大臣令 KEPMEN-LH NO.13） (4) インドネシア政府が掲げる政策と本事業との整合性 廃熱回収発電事業は、事業実施前には外部の系統電力によって賄われていた電 力を、十分に有効利用されないまま大気放散されていたセメント生産プロセスか ら発生する排ガスによって発電された電力により代替することで省エネルギー を達成するものである。 よって、まず環境アセスメントおよび排ガス規制に関して述べるならば、本事 業により環境悪化や排ガスの増加という影響が出ることはない。現時点で稼動中 28 のセメント工場は環境アセスメントおよび排ガス規制を満たしているはずであ り、この前提に立てば、本事業実施により環境アセスメントおよび排ガス規制に 抵触する恐れはない。 また、省エネルギーおよび温室効果ガス排出削減という観点から言えば、本事 業はまさしくこれらの政策に合致するものである。インドネシアのセメント産業 は元々エネルギー効率の高い技術を用いており、他のアジア諸国や欧米諸国と比 較しても比較的高いエネルギー効率である。そのため、現時点においては二酸化 炭素削減のためのロードマップに規定されている目標値を CO2 排出量およびエネ ルギー消費量双方とも下回っている。 しかし、現在インドネシアのセメント産業は好調であり、インドネシアセメン ト協会によれば 2011 年の成長率は 17%、今後も年率 6％程度で増加すると予測し ている。実際、多くの企業が新規セメント工場の建設を検討中である。仮に年 8% で成長を続けると仮定すると、2012 年～2025 年の間で 2012 年比で 71%の成長を 遂げることとなる。一方、2008 年ロードマップの Efficient ケースでは 2012 年 ～2025 年におけるエネルギー消費の増加量は約 37%、CO2 排出量は約 62%に抑え られなければならない。セメント産業が現状のまま成長したと単純に仮定すれば 2025 年にはこれらの基準を超えることとなるであろう。更にヴィジョン 25/25 が立法化されればより厳しい目標が課されることになる。 当然、工業省、セメント業界としても対策に取り組み始めている。先に述べた 通りエネルギー効率という意味では既に高効率の技術を用いており、これ以上大 幅な改善は難しい。しかし CO2 排出量の削減およびエネルギーミックスという観 点から、燃料の石炭からバイオ・ごみへの代替、クリンカー割合を減少させた混 合セメントの生産といった方策をとりはじめている。しかし燃料代替については 供給量確保の必要性、混合セメント生産については原料調達に若干の制約がある。 一方、廃熱回収発電設備は外部からの追加的な燃料供給が必要ないこと、また 現在購入している PLN からの電力を大幅に減らすことが出来ることが大きな利点 である。現在インドネシアでは急速な経済発展に伴う電力消費量の増加により電 力が不足がちであり、また電気料金に対する巨額の補助金が政府財政の多大な負 担となっている。更には、ジャワ島以外の地域において電力インフラの整備が十 分ではなく、新規にジャワ島以外でセメント工場を建設する際の障害のひとつと なっている。 上記事情から判断すれば、追加的な燃供給を必要とせず、セメント工場単独で 自家発電可能である廃熱回収発電設備は他の２つの選択肢に比べてより政策に 29 あったものであると言える。今後、セメント産業の発展と安定したエネルギー供 給、環境保全これら全てを両立していくためには、廃熱回収発電は最も魅力的な 技術のひとつであろう。 2.4 プロジェクトの普及 2.4.1 セメント業の設備投資動向・現況 インドネシアセメント市場は 1997 年のアジア通貨危機の影響を色濃く受け、 危機直後の 1998 年には生産量、販売量、国内消費量ともに大きく落ち込んでい る。一方 2004 年のスマトラ沖地震直後には復興需要の下支えによって国内消費 量を堅持し、生産面でも津波被害を受け再建中であるセメンアンドラス社の生産 分をカバーすることができた。 結果、表 2.7 に示された通り、2002 年からの 10 年間に国内セメント消費量は 76％伸びている。また、インドネシアセメント協会によると 2012 年は前年比 8％ ～9％が見込まれることからも、インドネシアにおけるセメント市場は今後数年 間引き続き好調に推移すると考えられ、国内外企業による工場の新設計画も明ら かになっている。 30 表 2.7 インドネシアセメント市場の動向 セメント生産 年 生産量 販売 国内 輸出量 輸出量 販売 (ｸﾘﾝｶ) (ｾﾒﾝﾄ) 前年比 輸入量 販売計 前年比 輸入量 国内消費 消費量 前年比 2002 33,248 98% 27,173 4,184 3,791 35,148 100% 60 27,233 106% 2003 32,629 98% 27,528 4,270 3,073 34,871 99% 11 27,539 101% 2004 34,886 107% 30,192 4,673 2,946 37,811 108% 17 30,208 110% 2005 34,004 97% 30,432 3,407 3,289 37,128 98% 1,055 31,487 104% 2006 34,970 103% 30,695 5,023 2,245 37,963 102% 1,280 31,975 102% 2007 35,914 103% 32,763 4,873 2,929 40,565 107% 1,410 34,172 107% 2008 37,630 105% 36,539 3,301 1,641 41,481 102% 1,532 38,072 111% 2009 35,639 95% 37,667 2,797 1,219 41,683 100% 1,383 39,050 103% 2010 34,515 97% 39,180 2,141 763 42,084 101% 1,597 40,778 104% 2011 37,539 109% 46,990 959 228 48,177 114% 1,009 47,999 118% 単位：キロトン （出所：インドネシアセメント協会） セメント産業を取り巻く市場環境はプラス方向に働いている一方で、昨今のエ ネルギー価格上昇に伴い、電力価格も上昇傾向にある。セメント産業においては 生産コストの約30％が電力コストであり、自家発電設備を保有する場合でも火力 発電に頼る事例が多いことから、エネルギー価格の上昇がセメント産業に与える 影響は甚大である。 表2.8に、2007年と2011年の各セメント会社の購入電力価格（平均）を示す。 表 2.8 各セメント会社における購入電力価格（平均） 2007 年 2011 年 （Rp/kWh) （Rp/kWh) 各社平均 570 690 比較 1.21 倍 （各社へのヒアリング調査による） 以上の通り、旺盛とも言える国内消費の伸びに対し、エネルギー価格の高騰が 31 各社の利益を圧迫している現況下において、自家発電設備または省エネルギー設 備の導入に対するセメント各社の意欲が著しく強まっている。自家発電設備につ いては各社共に投資計画を練っており、一部では既に火力発電を導入している実 績もあることから実現可能性は高い。 一方、省エネルギー設備に関しては、省エネ効果の大きさに比例して初期投資 額が高くなるだけではなく、インドネシアにとっては外国からの技術導入に依存 する性格が強まるため、セメント産業全体として、優遇税制や公的融資措置等の インドネシア政府による投資支援策を望む声が大きい。 2.4.2 対象国におけるセメント工場について インドネシアにおける主要セメント工場を表 2.9 に示す。表 2.9 に示すセメン ト工場は、インドネシアセメント協会（Indonesia Cement Association 、以下 ICA）に加盟する各社の工場である。その他にも対象国には小規模のセメント生 産設備があるものの、廃熱回収発電設備が一般的に導入可能かつ経済的に成り立 つと考えられる、クリンカー生産量で日産 3,000 クリンカートン以上の工場がこ の表 2.9 でカバーされている。よって、普及可能性を判断するにあたっては、表 2.9 にある工場がその対象となると考えられる。 32 表 2.9 インドネシア セメント会社一覧 会社/工場名 項目 単位 タイプ 容量 ton/day 基数 set(s) 1 2 3 PT PT Semen PT Semen Lafarge Baturaja Bosowa Cement Baturaja Maros Dry Dry Dry Dry Dry Dry Dry Dry Dry Dry Dry 5,300 4,000 5,500 4,600 7,600 4,500 9,000 8,500 3,000 5,400 8,500 1 1 2 1 1 1 3 2 1 1※ 1 8 会社/工場名 項目 9 PT Semen Tonasa Tonasa 単位 タイプ 4 PT Holcim Indonesia Narogong 10 PT Semen PT Kupang Indocement Palimanan, Palimanan, Cirebon Cirebon 5 6 7 PT Holcim PT Semen Indonesia Gresik Cilacap Tuban Indarung, Padang 11 12 PT Indocement Tarjun Plant PT Indocement Citeureup Plant Dry Dry Dry Dry Dry Dry Dry PT Semen Padang 合計 容量 ton/day 3,000 7,800 1,900 4,000 5,000 7,800 5,000 137,000 基数 set(s) 2 1 1 2 2 1 1 25 ※CDM として廃熱回収発電設備導入済み 33 2.4.3 廃熱ボイラー等を用いたプロセス排ガスの利用余地 一般的に、積極的な廃熱利用として、以下のようなボイラーの設置が考えら れる。 (1) SP ボイラーの設置 SP 側のボイラーとして、 実際の排出ガス温度 （Ta） と乾燥用に必要な温度 （Tn） の温度差分相当の熱量について、廃熱回収が可能である。 (2) AQC のボイラー設置 AQC 側のボイラーとして、冷却装置側の出口側に設置することで、300～400℃ の高温排ガスの廃熱回収が可能である。 一般的に廃熱ボイラーで生成した蒸気は、プロセス蒸気として生産ラインに 活用する他、蒸気タービン発電機で発電して、工場所内の電源として活用する 方法がある。 セメント会社の場合は、プロセス用に蒸気を使用することはほとんどないが、 キルンや原料粉砕ミルといった設備機器に大量の電気が必要である。よって、 日本や中国のように、工場所内の電源に用いることが最も必然性がある。工場 所内の電気として利用することで、電力会社からの購入電力量が削減でき、生 産コストを減らすことで、収益改善が可能となる。 2.4.4 セメント会社におけるエネルギーコスト セメント生産には大量の電気を消費するが、インドネシアのセメント工場に おいては生産コストの約 30％が電力コストである。その必要とされる電力の供 給方法は、系統電源からの購入もしくは自家発電設備による自給のいずれかで ある。３工場を調査した結果、購入電力価格の平均は表 2.10 の通りである。 表 2.10 各セメント会社における購入電力価格（平均） 2011 年 （Rp/kWh) 各社平均 690 （各社へのヒアリング調査による） 次に、セメント生産コストに占める材料費、電力コスト等の割合の一例を表 2.11 に示す。 34 表 2.11 セメント生産における一般的なコスト内訳 費目 材料費 電気代 燃料費 その他 コスト割合 10% 30% 30% 30% 備考 人件費、減価償却費等 エネルギーに関する費目のコスト低減化の方法として以下の点が考えられる。 燃料費について 燃料費の削減方法としては、省エネ効果が優れた生産設備の導入を図り､燃料消 費量の抑制に努めることが考えられる。 電気代について 電気代の削減方法としては、前述同様に省エネ効果の優れた設備の導入を推進 し、電力消費の抑制に努めること。さらには、PLN からの購入電力よりもより 安価な電気を供給できる電源を自家で確保することである。 よって、セメント生産コストの 30%を占める電力コストの約 20%を削減できる セメント廃熱回収発電設備は、セメント生産コスト全体の約 6%を削減できる事 を意味しており、エネルギーコストが比較的高く、かつ、電力不足により系統 電力が不安定になっている対象国においては、その技術の普及のポテンシャル が非常に高いと考えられる。 2.4.5 普及対象の市場規模 普及対象市場については、表 2.11 に示した通りインドネシアでは、現在セメ ント廃熱発電設備が一般的に経済性から成り立つといわれているクリンカー生 産規模日産 3000 トン以上のプラントがその対象となる。 さらに表 2.11 で示したセメントプラント全体を、クリンカー生産規模 3,000 トン以上とそれ以下に分類すると以下の通りとなる。 日産 3000 トン以上 日産 3000 トン未満 合計 24 ライン 1 ライン 25 ライン 廃熱回収発電設備を設置済みのセメンパダン社インダルン V 及び本プロジェ 35 クト対象であるトゥバンⅠ～Ⅳを除く、クリンカー生産量 3,000 トン／日以上 のラインのクリンカー生産量を合計すると 92,100 トンとなる。 仮にセメンパダン社インダルン V ラインにおけるクリンカー生産量（8,500 ton/day）と発電出力(8,500 kW)の関係を基にして、インドネシアにおける日産 3000 トン以上のプラントに普及した場合の廃熱回収発電規模を推定すると 92,100kW となる。 インドネシアで本技術が普及した場合、92,100kW の廃熱回収発電が可能とな り、排出係数を 0.741tCO2e/MWh、稼働時間を 7,500 時間／年とすると、温暖化 効果ガス削減効果は年間 511,845 tCO2 となる。 2.4.6 普及可能性の評価 セメント廃熱回収発電設備は、対象国において、その市場規模は十分大きい。 また、近年電気代を含めたエネルギーコストが高騰していることから、廃熱回 収発電設備のもたらすコストダウン効果も高まりつつある。対象国ではセメン ト市況が比較的好況で、財務状況が好転している会社が多く、各社投資余力が 大きくなっているが、その投資余力は新設セメント生産ラインに向かっている のが現状であり、投資対効果という視点では廃熱回収発電設備のコストダウン は新設生産ラインのもたらす収益を上回っていない。しかし、環境的側面・景 気のフラクチュエーションへの耐性をも考慮すれば、普及可能性は高いと言え る。 36 第 3 章 調査の方法 3.1 調査実施体制 方法論案の構築、JCM PDD案作成をJFEエンジニアリング株式会社にて行い、セ メンインドネシア社の協力の基で、工事計画、運用計画の策定をJFEエンジニアリ ング株式会社主体で行う。方法論案の構築、JCM PDD案作成においては、委員会を 設置し外部有識者の意見を織り込む。 JFE エンジニアリング株式会社 セメンインドネシア社 Production 海外本部 プロジェクトマネージャ Central Design Engineering （工事計画策定統括） Mechanical & Process Unit 技術部 Mechanical & Process Unit （配置、プロセス） 外注（図面作成） Production Unit 制御技術センター （電気・制御） Electrical Unit 外注（図面作成） シビルエンジニアリングセンター （現地設置工事計画） 外注（図面作成） シンガポール支店 （現地計画補助） 委員会（外部有識者として起用する外部 コンサルタントを含む） （全体計画、方法論案等への提言） 図 3.1 調査実施体制 37 3.2 調査課題 ① 自家消費電力量のデフォルト値設定 最も保守的なデフォルト値は、各機器の定格容量が常時稼動していることを 仮定して算出可能であるが、セメント生産設備の稼働率の反映、廃熱回収発電 設備の実稼動における負荷の設定との乖離、汎用性のある設定方法など課題が 多い。 ② MRV 体制のうち、モニタリング体制構築 校正に関する法令を確認する必要がある。確認できない場合、電力計の精度、 校正頻度などを設定する必要がある。消費電力量のデフォルト値設定が方法論 として認められない可能性も有り、個別に電力系を設置し実測できるようにす る必要がある。その際、セメント生産設備の一部停止（４キルン中いずれかが メンテナンス等で数週間停止する）及び廃熱回収発電設備の一時停止（廃熱異 常による自動安全停止）について記録し、実測した消費電力量のモニタリング のクロスチェックが可能であることを確認する必要がある。 ③ 工事計画の策定 次年度でのプロジェクト開始・実行に十分な基本設計（廃熱条件の設定、熱 収支計算表作成、主要機器・補機器の仕様決定、機器配置、土木設計等）をセ メンインドネシア社と協議し、合意すること。 ④ 廃熱回収設備の機器の資金計画、現地施工資金計画の確定 主要機器・補機器の仕様決定しセメンインドネシア社での社内設備投資予算の 承認を得て、次年度初期にプロジェクト開始できるようにする。特に、現地施 工資金計画策定のため、早急に予算レベルのコスト及びスケジュールを確定す る必要がある。 ⑤ 全体資金計画及びスケジュール 具体的な資金支出時期特定、及び工事工程への展開。 3.3 調査内容 ① 自家消費電力量のデフォルト値設定 セメンインドネシア社との調査を通じた工事計画において、機器の仕様を確 定し、消費電力量を推定する。推定した消費電力量 1.9MW に対し、今回の調査 では 2.4MW を定格電力量と設定した。廃熱回収設備の運転開始・停止時及び出 力変動による消費電力量の変動と、設定した定格消費電力量の乖離は微小であ ることを確認した。 プロジェクトの実行を通じ、各機器の発注を行った後、機器の定格電力量が 38 確定し、保守的なデフォルト値として採用する計画である。 ② MRV 体制のうち、モニタリング体制構築 電力計の精度の確定、及び校正頻度の確定について、セメンインドネシア社 と確認を行った。また、上述１．のとおり、各設備の稼働状況の記録を整備・ 保管の必要性についてセメンインドネシア社の理解を得たうえ、全ての機器の 消費電力を実測できるよう、電力計をそれぞれの機器に設置する計画とした。 消費電力量のクロスチェックも可能であることが確認された。 ③ 工事計画の策定 現地調査を実施し、セメンインドネシア社の本プロジェクト担当者のみならず、 セメント生産設備運転担当者とも度重なる打合せをもつことで、担当者レベル 及び経営レベルでの協議・合意を得た。 ④ 廃熱回収設備の機器の資金計画、現地施工資金計画の確定 セメンインドネシア社と協議しながら、廃熱回収発電設備の各機器の荷重デ ータを提供するなどのサポートをし、現地施工スケジュール、金額予算を確定 させた。 ⑤ 全体資金計画及びスケジュール JFE エンジニアリング所掌分、及びセメンインドネシア社所掌分について、 設計、機器製作、機器輸送、現地土木工事、現地据付工事、試運転などを時間 軸に落とし込むこと、また、計画に応じた資金支出時期の想定、JCM 設備補助 受領時期の想定などを考慮することにより、詳細な計画の策定を行った。 39 第 4 章 JCM 方法論に関 方 関する調 調査結果 法論の概要 4.1 JCM 方法 本方法論は 本 は、セメント ト工場におけ けるセメン ント生産プロ ロセスにおいて使用さ され ずに に放出され れている廃熱 熱の熱エネル ルギーを廃 廃熱回収（WHHR：waste heeat recover ry） 設備 備により回 回収し、電気 気エネルギー ーに転換し して、工場で で消費する電気エネル ルギ ー（系統電力）の一部を を代替するプ プロジェク クトに適用す するもので である。これ れに りそれまで で工場で使用 用されていた た系統電力 力を削減し、温室効果 果ガス排出削 削減 より を図 図ることができる。 図 4.1 廃熱回収発 発電設備による GHG 排出 出削減 本方法論で 本 では、GHG 排出削減量の 排 の定量的な な把握のため めに、廃熱 熱回収発電設 設備 によ よる発電量 量を電力計に により計測し、系統電 電力の代替分 分を計算す する。代替さ され た系 系統電力量 量に系統電力 力の CO2 排出係数を乗 乗じることで で、当該廃 廃熱回収発電 電設 備の の導入により削減され れる GHG 排出 出量を定量 量的に計算す することが可 可能となる る。 4.2 用語の定義 義 本方法論に 本 においては、廃熱回収発 発電設備に に関連する基 基本的な用語を下表の のよ うに に定義している。SP ボイラ及び ボ AQC ボイラ ラは、セメン ント工場に における廃熱 熱回 収発 発電設備として必要な な設備である る。 40 表 4.1 方法論における用語の定義 用語 廃熱 サスペンションプレヒー ターボイラ（SP ボイラ） エアクエンチングクーラ ーボイラ（AQC ボイラ） 廃熱回収システム （WHR システム） 定義 プロジェクトが実施されない場合、回収されないセ メント生産プロセスから生じる熱。 ロータリーキルンに投じられる原材料を予熱する サスペンションプレヒーターからの廃熱を回収し、 蒸気を生成するボイラ。 エアクエンチングクーラーからの廃熱を回収し、蒸 気を生成するボイラ。 SP ボイラ及び/又は AQC ボイラ、タービン発電機及 びクーリングタワーで構成され、セメント生産プロ セスからの廃熱を利用して発電するシステム。 4.3 適格性要件 本調査においては、下記の適格性要件を設定することを想定している。それ ぞれの要件の設定理由について、下表にまとめた。 表 4.2 適格性要件とその設定理由 要件内容 Criterion The project utilizes waste heat from a cement production facility by waste 1 heat recovery (WHR) system to generate electricity Criterion WHR system consists of a Suspension Preheater boiler (SP boiler) and/or Air 2 Quenching Cooler boiler (AQC boiler), turbine generator and cooling tower Criterion WHR system utilizes only waste heat and does not utilize fossil fuels as a heat 3 source to generate steam for power generation Criterion WHR system has not been introduced to a corresponding cement kiln of the 4 41 設定理由 プロジェクトにおいては、これ まで未利用だった廃熱エネル ギーを活用することが GHG 排 出削減につながるため。 また、本方法論は廃熱を電気エ ネルギーに転換・使用する場合 の方法のみを示しているため。 廃熱を回収するために、SP ボ イラ、AQC ボイラ、タービン、 及びクーリングタワーが必要 であるため。 本方法論ではプロジェクト排 出量を想定していないため、対 応する数式も含まれていない。 したがって、プロジェクト排出 量につながる化石燃料の消費 がないことを規定する必要が あるため。 本プロジェクトで用いる廃熱 がプロジェクト実施前に未利 project prior to its implementation Criterion Cement factory where the project is implemented is connected to a grid 5 system and the theoretical maximum electricity output of the WHR system, which is calculated by multiplying maximum electricity output of the WHR system by the maximum hours per year (24 * 365 = 8,760 hours), is not greater than the annual amount of the electricity imported to the cement factory from the grid system: During the previous year before the validation, if the validation of the project is 用であることを確認するため。 本方法論では系統電力代替を 想定しているため、系統との接 続が要件として必要であるた め。 また、系統電力を代替すること をより確実にするため、セメン ト工場内の自家発電設備の有 無、もしくはプロジェクトのバ リデーション実施前かプロジ ェクトの運転開始前 1 年間の 工場における電力購入量がプ ロジェクトによる理論的な発 電可能量を上回っていること を条件とした。 conducted before the operation of the project, or During the previous year before the operation of the project, if the validation of the project is conducted after the operation of the project また、本方法論で対象とする技術が JCM のプロジェクトタイプとして適格で あると考えられる理由は以下による。 4.3.1 普及度 WHR 設備は、クリンカー生産量が 3,000 トン/日以上の容量の生産ラインに対 して技術的に導入可能とされている。下表は、インドネシアセメント協会に属 する企業における日産 3,000 トン以上の生産ラインの一覧である。 42 表 4.3 インドネシアセメント協会に属する主要なセメント工場 企業/工場名 1 PT Semen (PTST) ライン名 Padang Indarung ﾕﾆｯﾄ No. タイプ 容量 （t/d） 備考 1 Dry -- ﾕﾆｯﾄ 1：廃棄 2 Dry 3,000 3 Dry 3,000 4 Dry 5,400 5 Dry 8,500 2 PT Lafarge Cement Indonesia Aceh 1 Dry 5,300 3 PT Semen Baturja Baturaja 1 Dry 4,000 4 PT Semen Maros Maros 1 Dry 5,500 1 Dry 4,600 5 PT Holcim Indonesia 2 Dry 4,600 3 Dry 7,600 Cilacap 1 Dry 4,500 Tuban 1 2 3 4 Dry Dry Dry Dry 9,000 8,500 8,500 8,500 1 Dry 3,000 2 Dry 3,000 3 Dry 7,800 1 Dry 1,900 1 Dry 4,000 2 Dry 4,000 1 Dry 5,000 1 Dry 5,000 2 Dry 5,000 3 Dry 7,800 6 7 8 Bosowa Narogong PT Holcim Indonesia PT Semen Gresik PT Semen Tonasa 9 PT Semen Palimanan 10 PT Indocement Palimanan Cirebon 11 PT Indocement Citeureup Plant 12 Kupang Tonasa PT Indocement Cirebon Tarjun Plant Total 25 CDM として WHR 導入済 137,000 出典：Project Design Document “PT Semen Padang Indarung Plant Waste Heat Recovery Power Generation Project in Indonesia” （一部加筆） 43 現状では、インドネシアにおけるセメント工場への WHR 設備の導入は、これ まで 2011 年に西スマトラ州のセメンパダン社の Indarung ライン （ユニット 5） に 1 件導入された以外は、導入実績はない。また、セメンパダン社の WHR 設備 は、国連のクリーン開発メカニズム（CDM）の一環として、NEDO のモデルプロ ジェクトの資金的な支援を受けて実施されたものであり、通常企業が投資する 条件とは大きく異なる条件下でプロジェクトが実施されている。 以上のように、インドネシアにおける WHR 設備の普及率は高くないと考えら れる。以下では、同設備がインドネシアにおいて普及していない主な理由を考 察する。 4.3.2 投資額と投資回収年数 WHR 設備の導入には、数十億円規模の投資が必要となる。今回のプロジェク トにおいて想定される WHR 設備についても約 50 億円の投資が必要と想定されて いる。これは、セメント業の主要設備であるキルン（焼成炉）の 1/3 程度とな り、大規模な装置産業であるセメント業においても、比較的高額な投資となる。 WHR 設備は、上記のとおり投資額が大きいため、投資回収年数が必然的に長 期化する傾向にある。例えば、今回の設備の投資回収年数は、5 年程度を想定 している。インドネシアにおけるセメント生産シェアが最も高いセメンインド ネシア社においても、セメント生産設備に対する通常の投資判断の各指標と比 較するとその投資回収年数は長く、取締役会において投資の承認を得ることが 困難になると想定される。 4.3.3 投資の優先順位 インドネシアでは、2012 年に 6.2%の GDP 成長率を記録しており、今後も経済 成長に支えられて、セメントの生産量が増加すると考えられている。インドネ シアセメント協会は、同国におけるセメント生産設備の容量が今後も年率 6%程 度で増加すると予測している（下図参照） 。 44 90,000 80,000 70,000 百万トン 60,000 50,000 40,000 クリンカ 30,000 セメント 20,000 10,000 0 2012 2013 2014 2015 2016 年 図 4.2 インドネシアにおけるセメント工場の設備容量の将来予測 出典： Indonesia Cement Association このように主製品の増産局面では、一般的に生産設備への投資が優先され、 セメント増産に寄与しない付帯設備である WHR 設備への投資は、優先度が低く なると考えられる。 これまで WHR 設備が導入されてこなかったことからも、こうした投資実態が 一般的であったと考えられる。 以上から、JCM のように低炭素技術を資金的に支援する仕組みが存在しない 場合、インドネシアのセメント産業では、WHR 設備のように投資額の大きな付 帯設備の導入が進まないことが想定される。こうした技術は、JCM において推 進することで、我が国の得意とする省エネ技術の促進につながると考えられる ことから、JCM で採用する技術として適格であると考えられる。 4.4 対象 GHG 及びその排出源 本方法論で対象とする GHG は CO2 である。排出源は系統電力となる。これは、 本方法論で対象とする廃熱回収・発電技術は、発電した電力で系統電力を代替 することのみを想定しているためである。また WHR 設備は発電のための蒸気生 成の熱源として廃熱のみを使用し、補助的な化石燃料やバイオマス燃料を使用 することが想定されていないため、対象となる GHG は、系統電力由来の CO2 の みとなる。 45 4.5 算定のための情報・データ 本方法論で考慮する CO2 排出量を算定するために必要なデータは、廃熱回収 発電設備で発電され、系統電力を代替する正味の電力代替量である。これは、 廃熱回収発電設備の総発電量から自家消費電力量を除することで求められる。 このため、下記のデータが必要となる。 パラメ ータ EGy EGGEN,y EGAUX,y データの説明 プロジェクトに よる正味の電力 代替量 プロジェクトに よる総発電量 プロジェクトに よる自家消費電 力量 計測方法 設定根拠 計算：総発電量から自家消 費電力量を除して求める EGGEN－EGAUX 実測：IEC 規格の有効電力 量計により連続計測し、デ ータについてもサーバに 記録 デフォルト値：電力を消費 する設備の定格容量に年 間の最大稼働時間（8760 時間）を乗じて事前に設定 廃熱回収発電設備の 機器のうち、電力を 消費する機器の定格 容量の合計 EGAUX,y = EGCAP * 24(hours/day) * Dy EGCAP Dy EFgrid 電力を消費する 廃熱回収システ ムの機器の定格 容量最大値の合 計 日数 系統電力の CO2 排 出係数 計算：電力を消費する廃熱 回収システムの全設置機 器の定格容量を加算して 求める 実測：期間内の日数を数え る デフォルト値：インドネシ ア政府公表のデータを使 用 46 CDM のプロジェクト 用にインドネシア政 府が公表している系 統電力の CO2 排出係 数 National Committee on Clean Development Mechanism Indonesian DNA for CDM grid プロジェクトが 接続している電 力系統 N/A 妥当性確 認時点で の電力会社の請求書 で確認 4.6 デフォルト値の設定 本方法論では、以下の 2 つの項目について、デフォルト値の設定を検討した。 (1) WHR 設備の消費電力量 (2) 系統電力の CO2 排出係数 (1) WHR 設備の消費電力量 一般的に、WHR 設備は、廃熱で生成された蒸気で発電を行うと共に、スチー ムタービン、発電機、ボイラ等が一定の電力を消費する。WHR 設備からの発電 量は、多くの場合、計測されているが、消費電力量は計測されないケースもあ るため、本調査では発電量と消費電力量の相関関係を調査し、デフォルト値の 設定を検討した。 想定される最大電力消費量による設定 本プロジェクトでは、WHR 設備は、発電の定格容量が 30MW、消費電力の定格 容量合計が 2.4MW と計画されており、定格容量でみれば消費電力量は発電量の 8%である。調査開始当初は、消費電力量は発電量に比例すると仮定し、消費電 力量を発電量に一定の比率（例えば 10%）を乗じて、算出する方法を検討した。 本手法の妥当性を確認するために、WHR 設備が既に導入されているセメンパ ダン社の発電量及び自家消費電力量のデータを分析したところ、消費電力量は 必ずしも発電量に比例しないことが明らかになった。これは、発電機を停止し ている場合でも、WHR 設備の付帯設備であるポンプ等が稼働していることがあ るためである。また、その後の追加調査から、廃熱設備の一部であるボイラ循 環ポンプ等のボイラの補機については、系統電力を使用していることが判明し た。消費電力を厳密に把握するためには、それぞれの補機への電力計の取り付 け、計測、機器校正等を実施する必要があり、事業者の負荷が増加することが 考えられる。 このため、本調査では、WHR 設備の自家消費電力量を定格容量の最大値を用 いて計算することで、保守性を担保するとともに事業者の負担を軽減する方法 を検討した。具体的には、以下の方法で設定可能である。 EGAUX,y ＝ EGCAP * 24h/日 * 365 日/年 EGAUX,y ＝ 廃熱回収発電設備による電力の自家消費量（MWh/年） EGCAP ＝ 電力を消費する廃熱回収システムの機器の定格容量最大値の合計 47 （MW） 本プロジェクトの場合、 EGCAP ＝ 2.4（MW） EGAUX,y ＝ 21,024MWh/年 (2) 系統電力の CO2 排出係数 本方法論で対象とする WHR プロジェクトは、インドネシアにおいて実施され ることを想定している。インドネシアにおいては、政府が系統電力の CO2 排出 係数の値を公表している2。 また、排出係数には、OM（オペレーティング・マージン） 、BM（ビルド・マー ジン） 、CM（コンバインド・マージン）が存在するが、本調査では CM を使用す ることを前提とする。なお、インドネシア政府は、排出係数について、Ex ante （事前に排出係数を確定する場合に使用する値）と Ex post（事業実施後に毎 年変化する係数を使用する場合の値）の両方の排出係数を公表している。本方 法論で使用する方法論スプレッドシートにおいては、事前に排出係数の値を確 定したものが承認されるものと想定し、Ex ante の値を使用する。具体的には 下記の数値を使用する。 EFgrid ＝ プロジェクトが接続するグリッドの排出係数（tCO2e/MWh） 本プロジェクトの場合、ジャマリグリッドに接続するため EFgrid ＝ 0.741 tCO2e/MWh なお、排出係数が今後著しく変化する可能性がある場合は、最新の公表値を モニタリング項目とする方法も検討する。 4.7 事前設定値の設定方法 先述のとおり、本方法論では、検討の結果以下の 2 つの項目について、下記 の設定方法を採用した。 1） 電力を消費する廃熱回収システムの機器の定格容量最大値の合計 電力を消費する廃熱回収システムの機器の定格容量最大値を合計する方法を採 用した。定格設備容量は、各プロジェクトで事前に設定する。 2） 系統電力の CO2 排出係数 インドネシア政府の公表する CDM 用の排出係数をデフォルト値として採用した。 なお、方法論は、インドネシア国内の主要な系統電力に対応しており、本方法 2 National Committee on Clean Development Mechanism Indonesian DNA for CDM (http://pasarkarbon.dnpi.go.id/web/index.php/dnacdm/read/23/updates-on-emission-factors-of-electrici ty-interconnection-systems-2011.html ) 48 論を使用するプロジェクト参加者は、 PDD 作成時に当該プロジェクトが接続し、 電力を代替する系統電力をパラメータ「grid」において選択する。モニタリン グプランのスプレッドシートにおいて、系統電力を選択すると、対応する排出 係数が自動で設定される。 4.8 リファレンス排出量の算定根拠 本方法論においては、BaU（Business as Usual）シナリオは系統電力を使用 し続けることであり、BaU 排出量はプロジェクトによる発電量と同量の電力を 系統電力で得る場合の温室効果ガス排出量である。JCM においては、リファレ ンス排出量は、BaU 排出量よりも保守的に設定することが望ましく、本プロジ ェクトタイプでは発電量もしくは系統電力の排出係数を小さくする方法があり うるが、系統電力の排出係数に割引値等を設定するのは根拠や合理性等の説明 が困難である。このため、本方法論では電力量、すなわちプロジェクトによる 正味の発電量（自家消費電力量）を保守的に算定する方法を採用した。自家消 費電力量の保守的な算定方法は、前述のとおりである。 したがって、本方法論におけるリファレンス排出量は、保守的に計算される プロジェクトによる正味電力代替量と、系統電力の排出係数を乗じて算定する。 4.9 リファレンス排出量の算定方法 WHR 設備においては、廃熱から発電を行い WHR 設備自体が消費する電力量を まかない（廃熱設備の一部であるボイラ循環ポンプ等のボイラの補機について は、系統電力を使用） 、残った正味の電力量が、系統電力の代替として利用可能 となる。そこで、本方法論では、以下の方法で正味の代替電力量を計算する。 正味代替電力量の計算 EGy ＝ EGGEN － EGAUX EGy ＝ 廃熱回収発電設備による正味電力代替量（MWh/年） EGGEN,y ＝ 廃熱回収発電設備による総発電量（MWh/年） EGAUX,y ＝ 廃熱回収発電設備による電力の自家消費量（MWh/年） 方法論としては、EGGEN,y は発電量の測定値を使って計算する方法とし、EGAUX,y はプロジェクトごとに事前に設定する値と年間総時間を使って計算方法を採用 した。 ここでは本プロジェクトによる正味電力代替量を事前に推計するため、以下 のような計算を行った。 49 正味電力代替量の計算 A B C D E(A*B*C*D) 実質的な発 年間稼働日 時間 発電量 稼働率 電力量（MWh） 電容量（MW） 数（日/年） （時間/日） 乾季 28 182.5 24 0.85 104,244 雨季 22 182.5 24 0.85 81,906 自家消費電力量 2.4 365 24 1 21,024 正味代替電力量 165,126 上記の計算の前提として、雨季・乾季における実質的な発電容量の変化の影 響を正味代替電力量の計算に含めている。 インドネシアでは、雨季と乾季が存在し、それぞれの季節におけるオペレー ションが異なる。プロジェクトサイトのセメンインドネシアでは、雨季は原料 の乾燥のために熱需要があるため、キルンからの廃熱は一部乾燥用に使用され る。このため、上記では雨季の発電量の変更を実質的な容量の変化で示し、年 間発電量の計算に反映している。 また、乾季と雨季の期間を年間 6 ヶ月と想定し、上記の発電量の計算に使用 する年間稼働日数をそれぞれ 182.5 日/年（365 日/2）とした。 リファレンス排出量の計算 本方法論の計算では、リファレンス排出量は、次式により算定する。 REy ＝ EGy * EFgrid ＝165,126 MWh/y * 0.741 tCO2e/MWh ＝122,358 tCO2e/y 4.10 プロジェクト排出量の算定根拠 本方法論においては、プロジェクト排出量は想定されない。これは本方法論 において対象とする WHR 設備は、化石燃料等を使用せず、回収された廃熱のみ を利用して発電を行うことによる。 4.11 プロジェクト排出量の算定方法 上記の理由により、次式がプロジェクト排出量となる。 PEy = 0 50 4.12 モニタリング手法 本方法論では、正味の電力代替量である「EGy」は、総発電量「EGGEN,y」から 自家消費電力量「EGAUX,y」を除して計算する。このため、モニタリングをするパ ラメータは総発電量の「EGGEN,y」のみとなる。電力は積算電力量計で連続計測す ることが想定されており、特別な方法や技術などは必要ないと考えられる。 本プロジェクトにおいて使用する電力量計の精度については、IEC 規格の有 効電力量計とし、メーカーより検査成績書を取得することを想定している。ま た校正頻度については、メーカーによる仕様や保証等を活用することを検討し ている。 4.13 GHG 排出量及び削減量 「PEy」 本方法論においては、 リファレンス排出量 「REy」よりプロジェクト排出量 を除することで、排出削減量を算定する。具体的には、次式により算定する。 ERy ＝ REy - PEy ＝ 122,358– 0 ＝ 122,358 tCO2e/y 51 第 5 章 JCM PDD 作成に係る調査結果 5.1 プロジェクト実施体制及びプロジェクト参加者 本プロジェクトの実施体制は、日本側は JFE エンジニアリングがプロジェク ト参加者となり、インドネシア側は Semen Indonesia 社がプロジェクト参加者 となり、全体の管理を行う。 JFE エンジニアリングは、PDD の作成に必要となる適用技術の情報、プロジェ クト対象企業のデータ等を収集・分析し、PDD の作成を行う。 Semen Indonesia 社は、PDD 作成に必要な自社データ、インドネシア国内法規 制等の情報を JFE エンジニアリングに提供し、PDD 作成を支援する。 5.2 プロジェクト開始時期及び実施期間 本プロジェクトは、2016 年 4 月に運転開始を見込んでおり、実施期間は 15 年を想定している。 5.3 方法論適格性要件との整合性確保 以下では、本方法論における適格性要件と本プロジェクトの整合性について まとめた。 要件内容 Criterion The project utilizes waste heat from a cement production facility by waste heat recovery 1 (WHR) system to generate electricity Criterion WHR system consists of a Suspension Preheater boiler (SP boiler) and/or Air Quenching Cooler 2 boiler (AQC boiler), turbine generator and cooling tower Criterion WHR system utilizes only waste heat and does not utilize fossil fuels as a heat source to 3 generate steam for power generation Criterion WHR system has not been introduced to a corresponding cement kiln of the project prior 4 to its implementation 52 適格性要件との整合性 本プロジェクトにおいては、こ れまで未利用だった廃熱エネル ギーを活用した発電により系統 電力の代替を行い、GHG 排出削 減を行うことから整合する。 廃熱を回収するために、SP ボイ ラ、AQC ボイラ、タービン、及 びクーリングタワーを導入する 予定であることから整合する。 プロジェクトにおいて使用する WHR 設備は、発電のために化石 燃料を使用する設計となってい ないため整合する。 WHR 設備は本プロジェクト対象 工場で未導入であることから整 合する。 Criterion Cement factory where the project is implemented is connected to a grid system and the 5 theoretical maximum electricity output of the WHR system, which is calculated by multiplying maximum electricity output of the WHR system by 本プロジェクトで対象とする工 場は、系統と接続しており、自 家発電量設備は緊急用のものの み導入していることから整合す る。 the maximum hours per year (24 * 365 = 8,760 hours), is not greater than the annual amount of the electricity imported to the cement factory from the grid system: During the previous year before the validation, if the validation of the project is conducted before the operation of the project, or During the previous year before the operation of the project, if the validation of the project is conducted after the operation of the project 5.4 プロジェクト排出源とモニタリングポイント 本プロジェクトで対象とする排出源は、リファレンス排出量については、系 統電力であり、プロジェクト排出量については想定していない。また、モニタ リングポイントは WHR 設備による総発電量を計測する電力量計となる。 5.5 モニタリング計画 本方法論で想定しているモニタリングパラメータは、基本的に電力のみであ るため、現地調査においては、電力に関連するモニタリング方法、データ保管 方法、モニタリング体制等を調査した。 本 WHR 設備が実際に建設される際には、専用の管理棟において電子制御シス テムが導入され、積算電力計で連続計測された電子データがサーバに記録され る予定である。 上記モニタリングを実施する体制としては、電力計から電子的に記録される データを管理棟において専任技術者が確認し、電子的に記録されるデータをと りまとめ、毎月管理者に報告することが想定される。 また、今回の調査の結果、本プロジェクトで対象とするセメント工場におい ては、校正に関して 2 種類の方式が存在することが確認された。1 つ目の方法 は、PLN（インドネシア電力公社）との売買に使用する電力計の校正と、2 つ目 53 の方法は、所内の電力を計測する電力計の校正である。 1 つ目の PLN から電力購入に関する部分については、PLN が電力計を設置し、 機器校正、補正等について PLN が実施することとなっている。このため、事業 者側で機器校正を実施する必要はない。 2 つ目は、所内の電力量を把握する部分であるが、現地でのヒアリング等の 結果から、特に関連する法規制が存在しないと考えられる。これは所内の電力 融通が商取引を伴わないことに起因しており、電力計の精度や校正頻度につい ても、特定の要件が存在しないと想定される。 上記のように、依拠するインドネシア国内の法規制が存在しないが、本プロ ジェクトにおいて使用する電力量計の精度については、IEC 規格の有効電力量 計とし、メーカーより検査成績書を取得することを想定している。また校正頻 度については、メーカーによる仕様や保証等を活用することを検討している。 5.6 環境影響評価 環境影響評価（EIA）については、インドネシア環境省の省令 No. 11, 20063に おいて、100MW 以下の発電容量の設備については、EIA の実施が要求されていな いことが確認された。 5.7 利害関係者のコメント 本調査で対象とする WHR 設備は、既存のセメント工場に導入するものであり、 新設の事業と異なり、周辺住民等への現地利害関係者協議の必要性は低いと考 えられる。これは、本プロジェクトが工業団地内にあり、廃熱回収・発電の一 連の活動が工場内で完結するため、利害関係者は実質的に存在しないためであ る。 2013 年 9 月に実施した現地調査では、セメンインドネシア社の経営層から工 場においてオペレーションを担当する技術者まで、複数の属性の関係者 20 名以 上に対する説明を行い、意見交換を行った。これまで未利用のまま放出されて きた廃熱を回収し発電する WHR 設備については、導入について歓迎の意向が示 された。 3 “PERATURAN MENTERI NEGARA LINGKUNGAN HIDUP NOMOR 11 TAHUN 2006” 54 第 6 章 プロジェクト実現化に係る調査結果 6.1 プロジェクト開発状況（工事計画） 廃熱回収発電設備の工事計画は、大まかに以下のフローに従って進めた。 廃熱の条件（量、温度） 熱収支計算表（ヒートバランス） 主要機器・補機器仕様決定 ボイラ構造（サイズ・重 タービン・発電 ポンプ等補機 制御・計装 現地工事計画 ボイラ架構・強度計 土木基本設計 配置図 全体工程 55 6.1.1 廃熱の条件 本プロジェクトの対象は Tuban プラントにある４つのキルンからの廃熱であ る。セメンインドネシア社から提供されたデータ及び当社の経験をもとに協議 した結果、４つのキルンはほぼ同様の廃熱条件設定が可能であり、廃熱が供給 されるダクトの構造も同様であることから、本プロジェクトでの設計条件とし て単一の条件設定が可能と判断した。表 6.1 のように、キルン１本あたりの廃 熱の条件を設定した。 また、4 キルンともに、SP（サスペンションプレヒータ）からの廃熱が２ラ インに別れて排出される構造であることから、１キルンあたり２つの SP ボイラ （SP ボイラ（No.1）及び SP ボイラ（No.2） ）と１つの AQC ボイラの廃熱の条件 を記載している。雨季（年間６ヶ月）においては、廃熱回収発電設備で熱回収 した後の、廃熱回収ボイラの後段の廃熱ガスを利用して、セメントの材料とな る石灰石や、工程で必要な石炭の乾燥に使用するため、ボイラ出口温度条件が 乾季に比較してより高温となる。 表 6.1 廃熱条件 排出ガス量 （Nm3/h） ボイラ入口温度 （℃） ボイラ出口温度 （℃） 圧力（mmAq） 排出ガス成分 CO2 N2 O2 H2O NOx SO2 SO3 H2 CO ダスト含有量 （g/Nm3） SP ボイラ（No.1） 288,000 SP ボイラ（No.2） 288,000 AQC ボイラ 245,000 400 400 300 330 以上（乾季） 350 以上（雨季） -600 330 以上（乾季） 350 以上（雨季） -600 制限なし 40.72 50.45 3.06 3.01 0.02 100 未満 40.72 50.45 3.06 3.01 0.02 100 未満 0.00 78.66 20.61 0.69 30 未満 56 -150 6.1.2 熱収支計算～機器仕様確定 上記の廃熱の条件をもとに、各ボイラでの熱交換で得られる熱量から、媒体 の温度・流量を算出し、タービン・発電機による発電出力を算出する。この熱 収支計算から、要求されるボイラのサイズ・重量、タービン・発電機といった 主要機器の仕様、ポンプ・バルブなど補機器の仕様を確定した。 6.1.3 ボイラ架構の強度計算・土木基本設計 1）-2.にて確定した主要機器・補機器の仕様を基に、それぞれの荷重を計算 し、ボイラ架構の強度計算、必要な鉄骨重量算出、土木基本設計を行った。 6.1.4 配置 上記で確定した主要機器の配置は、熱媒体の経路を短くすることによる自家 消費電力の最小化、セメント生産設備とボイラをつなぐダクトの距離を短くす ることによる設置工事費の最小化及びボイラでの圧力損失の最小化を図る必要 がある。一方、既存生産設備におけるスペース、生産設備及び廃熱回収発電設 備のメンテナンス時にクレーンの稼動範囲確保、工場内の輸送車動線確保、タ ービン発電機との配管の制限など、様々な制約を受ける。これまでの調査を通 じ、仮設定した配置での問題点の洗い出し、解決案に対するセメンインドネシ ア社側でのセメント生産設備操業チームとの調整などを行い、図 6.1 でほぼ合 意した。 57 図 6.1 機器配置図 6.1.5 制御・計装 廃熱発電設備の運転、発電した電力の所内電力系統へのつなぎこみ、電力の 計測、中央制御装置の設計、及び異常な廃熱及び運転を感知し自動停止が行わ れるための安全機構の設計を行った。 方法論案において、消費電力量の MRV 省力化のため、デフォルト値の採用を 検討してはいるものの、方法論承認の段階で、全機器の電力消費量測定が必要 となる可能性もあるため、各機器の消費電力量を個別に測定できるように電力 計を設置する計画とした。 6.1.6 工程 上記を考慮し、主要機器及び補機器の発注・詳細設計・製作・輸送、現地土 木工事、機器据付工事、試運転の工程を作成した。 58 年度 項目 1.基本計画 2.ｴﾝｼﾞﾆｱﾘﾝｸﾞ、 詳細設計 2013 2014 2015 2016 6 ヶ月 8 ヶ月 15 ヶ月 3.製作、輸送 12 ヶ月 4.据付、試運転工事 6.1.7 所掌区分 本プロジェクトの進捗・経済性を最大にするよう、セメンインドネシア社と の所掌区分を以下のとおり設定した。 表 6.2 業務分担における各記号は以下の通りである。 ◎：双方がそれぞれ所掌とする範囲を計画から全て実行する。 また、プロジェクト全体では主務を示す。 ○：計画・立案に参画を意味し、条件提示等を行う。 表 6.3 機器供給範囲等における各記号は以下の通りである。 機器供給範囲に明記されていない項目はセメンインドネシア側の所掌とする。 A：JFE 側から基本仕様、データの提供を行い、セメンインドネシア側は必要 な基本仕様および詳細仕様を決定し、機器・機材の調達・納期管理・検査・受 け入れを実施する。 B：JFE 側から詳細図面の提供を行い、セメンインドネシア側は工場製作図面 への展開および材料手配と製作・検査・受け入れを行う C：JFE 側から機器の供給を行い、セメンインドネシア側では、船卸以降を行 う。 59 表 6.2 業務分担 項目 細目 1.基本設計条 件 基本設計条件書 1） 作成 2） 確認 基本設計データ 1） 作成 2） 確認 基本計画 工程管理 1） 工程管理 2） 納期管理 基本設計 1） 機械設備 2） 電気設備 3） 計装設備 4） 土建水設備 荷重条件 基礎、建屋 架構 5） ユーティリティ 設備 6） その他 7） 確認 詳細設計 1） 機械設備 2） 電気設備 3） 計装設備 4） 土建水設備 アンカープラン 基礎、建屋 架構 5） ユーティリティ 設備 6） その他 2.基本計画 3.設計 60 JFE セメン インド ネシア 備考 ◎ ○＊ ◎ ＊ ◎ ＊ ◎ ○＊ ◎ ○＊ ◎ ◎ ◎ ◎ 各所掌について 各所掌について ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ 各所掌について 各所掌について 各所掌について ◎ ○＊ ○＊ ○＊ ○＊ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ＊ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ 各所掌について 各所掌について 各所掌について 既設設計条件 現地データ 条件提示 詳細条件提示 ＊ 条件提示 ＊ 適宜 ＊ ◎ ＊ ○ ◎ ◎ ◎ ◎ ＊ 詳細条件提示 項目 細目 JFE 4.機器製作・ 調達 設備・機器・装置 土木材料 架構・建屋材料 配管・ダクト材料 バルブ 電気品 計装品 電気工事材料 計装工事材料 保温塗装材料 工事用予備品・消耗品 要具 納品・納期管理 完成試験検査等 出荷前検査成績書 開梱検査 出荷国通関 船積・海上輸送 船卸 インドネシア国内通関 インドネシア国内輸送 工事基本計画 工事基本設計 工事詳細設計 確認 工事用地 倉庫・保管管理 仮設工事 工事事務所 工事用電気・水 建設機器・機材 建設資材 工事技術指導 機器材料受け入れ ◎ 5.検査 6.輸送 7.内陸輸送 8.工事設計 9.建設工事 61 ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ○＊ ◎ ◎ セメン インド ネシア ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ 備考 各所掌について 各所掌について 各所掌について 各所掌について 各所掌について 各所掌について 各所掌について 各所掌について 各所掌について 各所掌について 各所掌について 各所掌について 各所掌について ＊ 立会い ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ JFE 供給設備 ◎ 項目 細目 JFE 土木工事 機械工事 電気工事 建屋工事 受変電設備 ユーティリティ工事 既設設備操業調整 10.試運転調 整 11.教育・訓練 12.図書類作 成・提出 試運転準備 1） 体制・要員 2） 準備作業 3） 技術指導 試運転 1） 試運転 2） 技術指導 性能確認 排出物・廃棄物処理 ＊ ○ ◎ ○＊ ◎ ◎＊ 運転員教育 出荷前検査成績書 開梱検査要領書 据付工事要領書 試運転要領書 既設設備の技術データ 既設設備の図面類 工場レイアウト等 62 ◎ ◎ ○＊ ○＊ ○＊ セメン インド ネシア ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎※ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ ◎ 備考 ＊ 既設設計条件 ＊ 参画 JFE 供給設備 ＊ 計画立案 JFE 供給設備 ＊ 計画立案※実 施 ＊ JFE 供給設備に 関して、基本書 を作成 表 6.3 機器供給範囲 業務範囲 機器名称 A 1.SP ボイラ ① 蒸気ドラム ② 蒸発管、過熱器管、管寄せ ③ ボイラーケーシング ④ ボイラ架構（足場、階段、手摺） ⑤ ボイラ付属配管、支持装置 ⑥ 保温 ⑦ ガスダクト ⑧ 電動ダンパー ⑨ 伸縮継ぎ手 ⑩ ハンマリング装置 ⑪ 安全弁、レベル計 ⑫ 蒸気サイレンサー ⑬ ダスト排出弁 ⑭ ダストコンベヤー ⑮ ブロータンク ⑯ 薬液注入装置 ⑰ サンプリング装置 ⑱ ボイラ循環ポンプ 2.AQC ボイラ ① 蒸気ドラム ② 節炭器、蒸発管、過熱器管、管寄 ③ ボイラーケーシング ④ ボイラ架構（足場、階段、手摺） ⑤ ボイラ付属配管、支持装置 ⑥ 保温 ⑦ ガスダクト ⑧ 電動ダンパー ⑨ 伸縮継ぎ手 ⑩ ダスト捕捉チャンバー ⑪ 安全弁、レベル計 ⑫ 蒸気サイレンサー 63 B C ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ 備考 業務範囲 機器名称 ⑬ ⑭ ⑮ ⑯ ⑰ ⑱ A ダスト排出弁 ダストコンベヤー ブロータンク 薬液注入装置 サンプリング装置 ボイラ循環ポンプ B C ○ ○ ○ ○ ○ ○ 3.蒸気タービン設備 ① タービン本体 ② 復水器 ③ 減速機 ④ 油系統設備 ⑤ タービン付属配管 ⑥ 復水ポンプ ⑦ グランドコンデンサ ⑧ エジェクター ⑨ 天井走行クレーン ⑩ 保温 ⑪ 薬液注入装置 ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ 4.プラント機器 ① 純水、原水タンク ② 純水装置 ③ フラッシャー ④ 原水ポンプ ⑤ 純水ポンプ ⑥ 冷却塔 ⑦ 冷却水ポンプ ⑧ 冷却水薬液注入装置 ⑨ プラント配管、支持装置 ⑩ 中和処理設備 5.発電機および電気設備 ① 発電機および制御盤 ② 発電機遮断器盤 ③ 発電機変成器盤 ④ 高圧配電盤および高圧補機盤 ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ 64 備考 ⑤ 変圧器 ⑥ 低圧配電盤および分電盤 ⑦ 低圧動力制御盤 ⑧ 非常用油ポンプ制御盤 ⑨ 直流電源装置 ⑩ 無停電電源装置 ⑪ 電気配線材料 ⑫ 通信設備 ⑬ 放送設備 6.計装設備 ① ディジタル制御監視システム ② プリンター ③ 調節弁 ④ タービン制御盤 ⑤ タービン付属計装機器 ⑥ 現場計器 ⑦ 配管および配線材料 ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ 特殊ケーブル を除く ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ 7.既設改造工事 ① 連絡配管、支持装置 ② 計装および電気配線用ラック ③ 補給水配管 ④ その他改造 ○ ○ ○ ○ 8.土建工事 ① 基礎、水槽 ② タービン建屋および付帯設備 ③ 電気・監視建屋および付帯設備 ④ ピットおよび排水設備 ⑤ 照明設備 ○ ○ ○ ○ ○ 9.据付および試運転 ① 据付、試運転指導 ② 据付工事 ③ 試運転工事 ④ ユーティリティ工事 ⑤ 保温工事 ⑥ 電気、配線工事 ⑦ 導圧管工事 ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ 65 CRT、I/O 装置 を含む 6.2 資金計画 セメンインドネシア社は、10 年以上連続で 100 億円以上の経常黒字を計上し ており、単独での本設備投資に対し財務上の問題はない。 セメンインドネシア社における本設備規模の設備投資を行う場合の社内稟議 は下記の手順で行われる。最終報告の現段階で、手順 5.「予算決定」の段階ま で終了しており、本設備投資実施における障害はない。 1. ↓ 2. ↓ 3. ↓ 4. ↓ 5. ↓ 6. 起案部署による設備投資計画策定 起案部署による予算申請 予算投資管理部門による査定 次年度予算会議 予算決定(取締役会承認) 監査委員会による査証(コミッショナー理事会) 本件の投資にあたっては、 「1. 起案部署による設備投資計画策定」が十分に なされた上で審議された。セメンインドネシア社投資基準においては、 “事業期 間 10 年で「IRR10％」以上”で投資適格性の審議対象となりえるとされている。 本設備投資は、表 6.4 のとおり 10％を越えて審議対象となりえるが、より投資 効率の高いセメント生産設備の新設等への投資案件も審議対象としてあがって いる中では、投資対象となりえない。JCM 補助金により、他投資案件と拮抗す ることになる。 本プロジェクトは JCM における設備補助を前提として、大部分の資金がセメ ンインドネシア社の自己資金で賄われるため、セメンインドネシア社における 設備投資予算の確保が必要である。現地施工予算以外についてはほぼ目処が立 っており、来年度 JCM 設備補助スケジュールに合わせて、来年度交付決定後の 調達開始に間に合うよう、調整を行っている。 66 表 6.4 プロジェクト想定収支表（JCM 設備補助なし） 67 表 6.5 プロジェクト想定収支表（JCM 設備補助あり） Cement Production Process 68 6.3 MRV 体制 モニタリング項目は、廃熱回収発電設備による総発電量のみを想定しており、 自家消費電力量は、廃熱回収発電設備の定格容量を用いて算出する前提にして いる。しかし、実測が必要となる場合にも対応できるよう、本調査では総発電 量を計測する電力計に加え、消費電力を計測する電力計を以下の通り設置する こととした。 モニタリング項 目 発電量 自家消費 電力量 電力計 設置箇所 （図 6.2～ 図 6.4 参照） ① ② ③ ④ ⑤ ⑥ ⑦ ⑧ ⑨ ⑩ ⑪ ⑫ ⑬ ⑭ ポイント毎計測内容 総発電量 TG Load Center 照明 ボイラー給水ポンプ A ボイラー給水ポンプ B ボイラー給水ポンプ C #１ AQC MCC #１ SP MCC #2 AQC MCC #2 SP MCC #3 AQC MCC #3 SP MCC #4 AQC MCC #4 SP MCC 69 備考 廃熱回収発電設備 より電力供給 既設電気系統より 電力供給 Cement Production Process ② ③ ④ ① 図 6.2 単線結線図（高圧） 70 ⑤ ⑥ ② ③ Cement Production Process 図 6.3 単線結線図（低圧 1） 71 ⑬ ⑦ ⑨ ⑪ ⑭ ⑧ ⑩ ⑫ 図 6.4 単線結線図（低圧 2） 72 ①～⑭の全てのデータは制御システム（DCS）で集められ、中央管理室に集約 される。各電力計の個別の計測値及び全体で差し引きされた電力量、即ちセメ ント廃熱回収発電設備導入による代替電力量が 1 時間毎に表示され、それらの 値が日報として帳票に入力される。 モニタリングはセメンインドネシア社の人員にて行う計画である。体制とし ては、まず専任技術者が収集データを保存、集計し、バックデータと共に報告 書をまとめる。監督責任者がその報告書と全てのデータを関連書類と共に確認 し、工場全体のユーティリティ責任者が確認・承認する。その後、報告書を工 場全体のユーティリティー責任者により月次レポートとして、セメンインドネ シア本社技術企画部に報告、保管する計画である。 また、廃熱回収発電設備の自動安全停止機構により、廃熱の異常にともなう 機器停止が発生する場合がありうるが、そのような停止も含めた運転状況は消 費電力を計測する各電力計にて把握可能である。また、消費電力数値がゼロに なった場合でも廃熱回収発電設備の運転状況を記録することにより、計測機器 異常ではないことを証明できる体制を構築する計画とした。 計測機器の校正については、上述のとおり IEC 規格の有効電力量計とし、メ ーカーより検査成績書を取得することを想定している。また校正頻度について は、メーカーによる仕様や保証等を活用することを検討している。 Tuban 工場 PTSI 本社 ログデータ 専任技術者 監督責任者 ﾕｰﾃｨﾘﾃｨ責任者 ・データ収集・集計 ・報告書 ・報告書承認 ・報告書作成 ・データ確認 ・月次レポート作成 技術企画部長 ・月次レポート承認 図 6.5 モニタリング体制 なお、廃熱回収発電設備の運営時にセメンインドネシア社の人員が主体とな ってモニタリングを行うことになるため、トゥバン工場の電気担当の技術者を キャパシティビルディングの一環として日本に招聘した。 専門家による講義を開催して JCM に関する理解を促進することで、モニタリ ングに対する目的意識を高めることができた。併せて図面提示、及び日本製発 電プラントの実機視察を通じてモニタリング手法の技術的な支援も行った。モ ニタリングに関する目的や方法を共有することにより、本プロジェクトの JCM 適用を円滑に進める素地を築いた。 73 6.4 プロジェクトの許認可 本プロジェクトの廃熱回収発電設備はセメント工場の敷地内に設置されるこ と、また、本設備の設置により大気放散等系外に放出される物質の増加はない ため、プロジェクトに関る特別な許認可は不要である。通常の設備増設に関る 許認可取得は、セメンインドネシア社によって担保されており、本プロジェク トは通常工事の範囲を逸脱するものではない。 6.5 日本製技術の導入 近年、セメント廃熱回収発電設備に関しては、中国製・インド製の類似技術 が市場に参入している。安値攻勢にて、セメント生産者側との調整も十分に行 われないまま着工、結果、不具合・想定を上回るメンテナンスコストがかかる など、問題があるとの情報もある。 一方日本製は初期投資で比較すればインド製・中国製の類似設備より高いも のの、当社実績が示すとおり、長期間の運転が可能であり、長期的視点での経 済性は高く、設備のライフサイクルにおける二酸化炭素排出削減量はより大き くなる。 初期投資の壁をクリアすれば、日本製技術によって、エネルギー消費量が増 加の一途をたどることによる産業用電力料金高騰などのリスクヘッジ、低いメ ンテナンスコストによる、長期にわたる単位生産コストの低減につながると考 えられる。 一概に比較することは難しいが、表 6.6 のとおり、今回と同条件のプロジェ クトに中国製の類似技術を導入したケースを想定し、下記のような仮定をおい て分析した。 ・初期投資コストは 1 割安 ・8 台あるうちの 1 台のボイラが 3 年目に故障し、ボイラそのものを交換 ・ボイラの機器費・設計費・据付費等で 2.5 億円の修繕費発生 ・新規ボイラの手配、据付等による設備の休止によりその年の発電量が半減 ・4 年目以降も当初想定した発電量を確保できず、発電量が 2 割減 この仮定に基づいて分析すると、初期投資コストが低い場合でも、１度の故 障で単純投資回収年数が 5.1 年から 6.1 年に悪化する。このような故障が必ず 起きるというわけではないが、設備投資を決定する上で、将来的な不具合リス クを想定し、そのリスクを織り込んだ上で長期的視点での評価・選定がなされ るべきである。 74 表 6.6 プロジェクト想定収支表（中国設備導入事例想定） 75 6.6 ホスト国への貢献 本プロジェクトは、セメント生産における系統電力消費量低減による二酸化 炭素排出削減とともに、セメント生産単位あたりのコストをも低減することと なる。セメント生産には膨大な電力消費を伴い、インドネシアのセメント工場 では生産コストの約 3 割が電力購入コストとなっている。廃熱回収発電設備を 導入することにより、電力購入コストの約 2 割を削減でき、これはセメント生 産コスト全体の約６％を削減できることを意味している。 ただ、対象国であるインドネシアにおいては、初期投資の金額が大きいこと から、導入効果の認知度が低く、設備導入実績がこれまでわずか一件となって いる。 現在セメント市況が好調なインドネシアにおいて、設備投資の効率という視 点では廃熱回収発電設備よりもセメント生産設備への投資が優先されがちであ るが、当該技術の導入は、将来的には経済成長の鈍化等の景気変動に対する耐 性が強まる効果もある。 本プロジェクトの成功により、初期投資に対するリターンを広く宣伝するこ とで、インドネシア国内の同グループ及び他セメント会社への導入機運を盛り 上げ、環境・経済を両立する、持続可能な開発に寄与することとなる。 6.7 環境十全性の確保 本報告書第 5 章 JCM PDD 作成に係る調査結果、5.6 に記載の通り環境影響評 価は不要なプロジェクトと位置づけられており、また、廃熱回収発電設備から の排出物は水だけであることから、環境面での悪影響はない。 6.8 その他の間接影響 廃熱回収発電設備建設に際しては、プロジェクトが実施されない場合に比 して、建設用トラックや重機等の使用による温室効果ガスの排出や、その出入 りに伴う粉塵等の問題が一定期間起こることとなる。 ただし、現在の建設スケジュールによれば、その期間は最長でも 12 ヶ月程 度であり、影響は微小である。また、燃料炊き発電設備等と異なり、本設備で は燃料や原料等事業実施後に付加的かつ継続的に温室効果ガスを排出する車両 重機等の使用はない為、建設終了後には上記のような問題は起こらない。 6.9 今後の見込み及び課題 本プロジェクトは 2014 年 5 月開始、2016 年 3 月完工、同年 4 月運転開始を目指し ており、その想定スケジュールに合わせ、現在工事計画の詳細を詰めているところで ある。本プロジェクトの実現化に向け、今後の主な課題は、セメンインドネシア社にお 76 ける設備投資の決定と、その前提となる設備補助の受託の２点である。 前述の通りセメンインドネシア社での本プロジェクトに対する資金計画は順調に進ん でいるところである。引き続き来年度交付決定後の調達開始にむけ、建設資材調達、 現地工事業者選定などセメンインドネシア社へのフォローを行い、円滑な工事実 行を目指す。 77