成果報告書詳細
管理番号20130000000319
タイトル平成24年度成果報告書 地球温暖化対策技術普及等推進事業 インドネシア国における新設地熱発電プロジェクトの案件組成フォローアップ調査
公開日2013/5/29
報告書年度2012 - 2012
委託先名株式会社三菱総合研究所
プロジェクト番号P11013
部署名京都メカニズム事業推進部
和文要約本プロジェクトは、インドネシアにおける地熱発電所を対象とするMRV方法論の確立・排出削減量の算出、及び事業性評価/事業化の見通しを行うことを主な目的とするものである。本プロジェクトの対象となるランタウデダップ地熱発電所はSERD社がIPPとして運営し、インドネシア国営電力(PLN)に売電を行う事業である。同発電所は110MW×2基分の新設地熱発電所であり電力系統に接続される。すなわち、地熱発電による系統電力の代替としての排出削減を想定するものである。
対象とする日本の地熱発電技術に関しては、各種課題に対して日本メーカー特有の対策を施している。保有技術の優位性・信頼性により、日本の地熱発電技術は長年にわたり多くの適用実績を持つ。
排出削減量算定のためのMRV方法論に関しては、インドネシアにおける地熱発電のみを対象とするものである。連携する系統電力の代替を想定するため、「地熱発電により系統に給電される電力量」×「系統原単位」がリファレンス排出量となる。またプロジェクト排出量としては、地熱発電所に起因する非凝縮性ガス(NCG)および燃料消費に伴う排出を想定する。またバイナリー発電の場合、二次媒体漏洩に伴う排出もプロジェクト排出に含むこととする。これら地熱発電技術特有の事項を含め、本方法論における論点は主に以下3点、(1)適用条件、(2)NCGモニタリング、(3)系統原単位、が挙げられる。(1)の適用条件については、本方法論をインドネシアにおける地熱発電プロジェクト固有のものとすることで最低限の条件に絞り、方法論適用における裾野を広げている。(2)のNCGモニタリングについては、CDM方法論ACM0002からの簡素化を図り、蒸気中のCH4割合におけるデフォルト値の設定、あるいは最低1回のみのモニタリングを許容する等の対応を可能とした。(3)系統原単位については、当該プロジェクトがIPPか否か、またIPPでない場合はJCM/BOCM制度がない場合に同プロジェクトが実施されるか否か等、実状に沿った原単位算出のオプションを設けた。さらに政府公表値の使用を優先する等、簡素化を図っている。
本方法論を用いて排出削減量を算出した結果、ランタウデダップ地熱発電所単体では約117万t-CO2、さらに波及効果(ランタウデダップ地熱発電所は除く)としては約395万t-CO2の排出削減量となる。なお波及効果の前提として、第2次クラッシュプログラムの対象となっている発電所のうち、2020年までにインドネシアで運用開始となる可能性の高い発電所に絞り、計7件案件(13ユニット)を想定している。
本プロジェクトにおける排出削減量等の前提に基づく試算では、クレジット収入の有無に関わらずWACC(10.6%)と同等かそれを上回るFIRRであり、財務的にフィージブルであることが確認された。ただし、2016-2017年における事業実施に向けて、今後試掘を行い地熱資源を確定し、それに基づくプラント規模等を加味したファイナンススキームを確定する必要がある。また、財務面以外での事業化に向けた課題としては保証の観点についても挙げられ、電力購入契約の不履行時における政府保証のあり方が一つの課題となり得る。
英文要約The chief aims of this project are to draft an MRV methodology, calculate emission reductions, and examine the feasibility for a geothermal project in Indonesia. The project site chosen is the proposed Rantau Dedap geothermal power plant, to be operated as an IPP by the project participant Supreme Energy Rantau Dedap (SERD). The plant consists of two units of 110MW each, to be connected to the Sumatera grid. Therefore, emission reduction due to substitution of grid electricity is envisaged.
Japanese manufacturers comprise about 70% in geothermal electricity generation systems, and possess advanced technology with respect to solving problems that are specific to geothermal generation. Moisture removal at the turbine inlet, anti-corrosive materials and anti-scaling measures are some of the examples that typify the strength of Japanese manufacturers.
As a part of this project, an MRV methodology for Indonesian geothermal power plants was developed. Reference emissions are defined as a product of electricity supplied to the grid and the grid emission factor. Project emissions are defined as emissions from non-condensable gases and fuel consumption. For binary plants, emissions from leakage of binary medium is also counted as project emissions, where applicable.
There are three major characteristics of this methodology, i.e. eligibility criteria, monitoring of NCGs, and grid emission factor. Firstly, for eligibility criteria, the methodology limits its application of construction and retrofit of geothermal power plants in Indonesia which has / will have monitored data for CO2 fraction. With respect to NCG monitoring, the methodology has substantially simplified procedures of CDM methodology ACM0002, incorporating default values and ex ante monitoring as option for CH4 fraction. As for grid electricity emission factor, various options are proposed with respect to whether the project is an IPP or not, or (if not) whether it is possible to implement the project without external assistance, etc. Further simplification is provided by prioritizing use of official figures.
It was calculated that emission reduction from this project would amount to 1.17 million t-CO2/yr, and with further 3.95 million t-CO2/yr anticipated, taking into account 7 new geothermal sites (13 units) which are likely to enter into operation by or around 2020.
The financial IRR of this project is calculated to be equal to that of the WACC (10.6%) even in the absence of credit revenues, and is deemed to be financially viable. Further studies are required in order to start operation by 2016 - 2017, by first ascertaining geothermal resources by test drilling, then finalizing the plant configuration based on the results, which leads to the finalization of financing scheme. Government guarantee is identified as a risk, and was investigated. It was suggested that, despite uncertainties, risks due to government guarantee is limited in the present condition, despite uncertainties.
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