成果報告書詳細
管理番号20150000000063
タイトル平成25年度成果報告書 ゼロエミッション石炭火力技術開発プロジェクト クリーン・コール・テクノロジー推進事業 エネルギー需給における石炭の役割と今後のCCT技術開発のあり方に関する検討
公開日2015/7/25
報告書年度2013 - 2013
委託先名一般財団法人石炭エネルギーセンター 一般財団法人エネルギー総合工学研究所
プロジェクト番号P92003
部署名環境部
和文要約概要
3年半前に閣議決定された前回のエネルギー基本計画(平成22年6月)では、原子力発電に対して、2020年までに9基の新増設と設備利用率85%の稼働を目指し、水力等も含めたゼロエミッション電源として、その電源構成比(シェア)を50%以上に引き上げることを目標にしていた。ところが、今回の震災を受けてその見直しを余儀なくされている。現に、2012年度は殆どの原子力が停止し、国内の総発電電力量9,408億kWhの内訳は、LNG42.5%,石油18.3%,石炭27.6%,原子力1.7%(関電大飯分),水力8.4%,地熱・新エネ他1.6%となり、原子力停止分を稼働率の低かったLNG火力と石油火力で補っている。これにより、化石燃料代は震災前の3.7兆円から7兆円を越え、貿易赤字の増大や電気料金の値上げなど社会不安を招いている。
 このような背景から、本検討では、2014年2月に経済産業省から公表されたエネルギー基本計画(案) の各エネルギー源の位置づけと政策の方向性などをベースに、電源構成の推移を2050年まで推定した。原子力発電所の安全審査が2025年までに完了し、48基が100%、70%、50%が復帰する3ケースで検討を行い、水力発電と地熱発電を除いた再生可能エネルギー発電量は2040年に電力量の11%を占めると想定した。政府がCOP19で掲げた2020年のCO2削減目標である2005年比3.8%減は、原子力発電が100%復帰したケースでのみ達成可能で、2025年以降は電力需要そのものが低下するので、いずれのケースでも2005年比3.8%減は達成する。
 2025年までの電源構成は、新設火力のほとんどがLNG火力のため、原子力発電所停止による電源の不足分は2012年同様にLNG火力と石油火力で補うことになり、化石燃料代は原子力50%復帰ケースの2020年に約8兆円のピークに達する。石炭火力発電所は60年の耐用年数を経過した発電所から、順次A-USCまたはIGCCでリプレースすることとし、いずれのケースでも2020-2050年の電源構成は30%前後であり、稼働率も70%を越える高稼働率である。言い換えれば、現時点での石炭火力所建設計画が少なかったことから、原子力発電所停止分を石炭火力で補うことが出来ずに、稼働率に余裕のあったLNG火力と石油火力がその役割を担ったと云える。
 2025年以降に積極的に高効率石炭火力発電所導入のシナリオを想定したケースでは、2030年から効果が出始め2035年以降は化石燃料代が約5,000億円節減される。この場合リプレース以外に500MWクラスを20基以上新設する必要があり、石炭火力発電所は建設のリードタイムが長いことから、今から新設計画を立上げ用地の確保や、地元自治体との環境保全協定の調整など迅速な対応が必要となる。
平成18年3月刊行「日本のクリーン・コール・テクノロジー」では、資源関係を除き48件の石炭利用技術が記述されていた。これら技術は発刊時より時間が経過し取り巻く環境も大きく変化していることから、今回全体的な見直しを行った。今回、平成18年度刊行版の分類と2011年(H23年)「エネルギーを取り巻く環境変化と今後のCCT 技術開発のあり方に関する検討」における分類に違いと重複があるので、これらを利用分野及び要素技術で下表の通りに分類し現在の状況をまとめた。
利用分野
A_多目的石炭利用技術、B_高効率利用技術、C_CO2対策技術、D_排煙処理・ガスクリーニング技術、E_石炭灰有効利用技術、F_エネルギーチェーン・システム
要素技術
01_石炭ガス化・水素化技術、02_石炭液化技術、03_熱分解技術、04_粉体化・流体化・共利用技術、05_脱灰・改質技術、06_燃焼技術、07_製鉄技術、08_排煙処理・ガスクリーニング技術、09_石炭灰有効利用技術、10_その他2.2.1 
進捗状況
完了 :現在は技術開発が完了しているもの。
実用化:技術開発が完了して実用化されているもの
進行中:現在も技術開発中のもの
現在開発中の個別技術については、実施者へ内容を確認し、その結果を個表に列記した。
前回版で記述の多かった石炭液化技術、改質技術、また燃焼関連では流動床関連の技術に完了技術が多く、多目的利用の一部ガス化技術は高効率発電技術へと受け継がれている。
一方、低品位炭を利用した石炭改質技術については、現在インドネシア等でUBC,TIGAR,JCF、各種褐炭乾燥など、ステージは異なるが各種プロジェクトが進展している。
CO2対策技術は、燃焼関連を中心に研究開発が継続されており、今後のCO2分離回収の政策の進展とともに実用化に向けて進展するものと考えられる。CO2以外の環境関連では既にNOx、SOx除去は実用化されているが、近年水俣条約の水銀が注目されており、既に我が国技術は実用化段階である。
英文要約Abstract
 In Basic Energy Plan approved in June 2011, 9 new projects of capacity addition and its availability target was estimated as 85%, total zero emission energy share is up to 50% by 2020. This plan should be reconsidered by the earthquake and nuclear deserter occurred in 2011. Total generation in 2013 was 940.8 TWh, its fuel wise share was; LNG 42.5%, oil 18.3%, coal 27.6%, nuclear 1.7%, hydro 8.4%, geothermal/renewable 1.6%. Fuel cost increase becomes a main factor of trade imbalance, approximately 7,000 billion yen.
 In this connection, Energy share up to 2050 is estimated based on a position of each energy source and politics in next Basic Energy Plan which is scheduled to fix in April 2014. Study cases are 100%, 70% and 50% of nuclear restart up to 2025. Renewable energy excluding hydro and geothermal is estimated as 11%. Government target of CO2 reduction in 2020 declared in COP19 is 3.8& from that of 2005. This reduction is only achieved in the case that all nuclear plant is restarted. After 2025 power demand itself will be decreasing and 3.8% CO2 reduction will be achieved in any cases,
 Trade imbalance by fuel cost will reach to 8,000 billion yen then decreasing to the same level in 2035 or later. Plant of 60 years of plant life is replaced to latest technologies of A-USC and/or IGCC with high availability.
 High efficiency coal fired introduction case as a measures to mitigate fuel cost, reduction effect about 500 billion yen might be remarkable in 2030. In this case, 20 of 500MW class unit addition with replacement is required and advance planning concerning land acquisition and environmental discussion with local government is recommended. Without new nuclear restart, power generation share of nuclear is decreasing to 20%, fossil fuel such as LNG and coal is 70%. As an environmental point of view, new scenario is required to further introduction of high efficiency coal fired technologies.
 
 From “Clean coal technologies in Japan” which is published in March 2006, current situations regarding technology R&D are changed and its overall revision has been done in this study.
Because there were different and overlap in a technical classification between the past publication and the other study has been done in 2011, it is classified by the field of use and elemental technology as follows at this time and gathered up present status. 
> Utilization field
A_ multi-purpose, B_ high efficiency, C_ CO2 reduction、D_ flue gas treatment and gas cleaning, E_ coal ash utilization, F_ energy chain system
> Technology element
01_ gasification and hydrogenation, 02_ CTL, 03_pyrolysis, 04_ pulverization and fluidization, 05_deash and reforming, 06_ combustion, 07_steel manufacturing, 08_ flue gas treatment and gas cleaning, 09_ coal ash utilization, 10_others
> Current situation
Completion:R&D is completed but not used
Practical:technology as conventional use.
Ongoing:R&D stage.
Ongoing technologies are confirmed to project implementer and each current status is described.
As a summary, most of technologies regarding CTL, reforming, fluidized bed combustion were already completed. Gasification technology as a part of multi-purpose utilization is developed as key technology for high efficiency power generation such as IGCC. On the other hand, several projects of coal up-grading technologies for low rank coal such as UBC, TIGAR, JCF and coal drying are in process. Technology regarding CO2 mitigation is underway mainly in the fields of combustion. These will be developed as CCS technology development and related politics. Other environmental concern, mercury removal technology is at the stage of practical
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