成果報告書詳細
管理番号20150000000093
タイトル平成26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・テクノロジー実用可能性調査 低品位炭利用促進事業可能性に関する検討 豪州の低品位炭から水素を製造するバリューチェーンの改善に関する検討
公開日2016/7/22
報告書年度2014 - 2014
委託先名川崎重工業株式会社 電源開発株式会社
プロジェクト番号P10016
部署名環境部
和文要約件名:平成26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・テクノロジー実用可能性調査/低品位炭利用促進事業可能性に関する検討/豪州の低品位炭から水素を製造するバリューチェーンの改善に関する検討

“豪州の低品位炭からCO2フリー水素を製造して、その水素を日本に輸入して使用する”というバリューチェーンの構築を目指し2010年度に事業化調査を行い、2013年度には、炭鉱から製造設備、輸送インフラ、製品需要者までを含むビジネスモデルの検討を行い、実現可能性を検証した。本NEDO事業では、ビジネスモデルの改善を目的として、以下の項目について調査、検討を行った。CCS(カーボンネットプロジェクト)との連携・調査では、カーボンネットプロジェクトが計画通り進捗していること、水素プロジェクトとの連携に前向きであることを確認した。また、CO2の暫定仕様の提示をうけ、問題ないことを確認した。炭鉱・権益調査では、3つの既存炭鉱を評価し、ロイヤン炭鉱を最適な炭鉱として選定した。一方、権益を取得して炭鉱の自主開発の可能性を調査し、可能であるが既存炭鉱を利用するよりも割高になることがわかった。オフテイク調査では、将来の予想電源構成から水素発電が担う役割を想定し、求められる発電コストを計算し、水素価格を設定した。水素発電は、2030年にはピーク電源対応の石油火力の代替、2050年にはピーク・ミドル対応の天然ガス火力の代替として位置付けられ、CO2対策費や将来の燃料価格を考慮したそれぞれの発電単価を下回るのに必要な水素価格を算出して、2030年および2050年の目標水素価格を52.6、34.1円/Nm3に設定した。コストダウン検討では、ガス化・ガス精製、水素液化設備、水素積荷基地の最適化および褐炭自家発電設備の導入の検討を行った。ガス化・ガス精製では、2種類のガス化炉にて概念設計、コスト試算を行い、EAGLE炉では、過去のFS結果と比較してCAPEXで36%のコストダウン、OPEXで23%のコストアップ、KBR炉では、CAPEXで34%のコストダウン、OPEXで26%のコストアップとなった。水素液化設備では、欧州で実施されたFSの結果および水素積荷基地の最適化検討の結果を反映してコストの再検討を行い、CAPEXで20%の、OPEXで8%のコストダウンを達成した。水素積荷基地では、過去のFSからの技術進展、技術開発結果、等を反映して再度概念設計およびコスト試算を行い、CAPEXで26%、OPEXで15%のコストダウンを達成した。褐炭自家発電設備の導入では、文献調査の結果、過去のFSで採用した電力単価70$/MWhに対して、2030年には65.16AUD/MWh、2050年には55.85AUD/MWhで電力供給できる見通しを得た。以上のコストダウン結果を反映してサプライチェーン全体のCAPEXおよびOPEXを算出して製造原価を計算し、2030年の目標水素価格に対する評価、検討を行った。その結果、EAGLE炉、KBR炉のいずれの場合でも、製造原価が目標水素価格を下回る見込みとなり、EAGLE炉の方がより有利であることがわかった。一方、技術よび経済性の両面から、課題の抽出、解決策および計画案の策定を行い、策定した技術開発目標を全て達成した場合には、2050年に製造原価が目標水素価格を下回る見込みとなった。一方、水素・燃料電池戦略ロードマップには、2030年にプラント引渡しコストで30円/Nm3程度を達成すると記載されており、そのためには2050年の技術開発・コストダウン目標を前倒しで達成する必要がある。以上の結果から、本プロジェクトは、ビジネスモデルとしては非常に優れているものの、実現のためには、さらなる技術開発やコストダウンが必要であり加速させる必要があることがわかった。
英文要約Title: Zero Emission Coal Firing Technology Development Project / Invetigation of Possiblity of Use of Clean Coal Technology / Feasibility Study of a Project Promoting Utilization of Low Rank Coal Investigation of Improvement of a Value Chain of Hydrogen Production from Australian Low Rank Coal (FY2014) Final Report

The FS for a value chain from hydrogen production from Australian low rank coal to utilization of the hydrogen in Japan was undertaken in FY2010. Its business model was evaluated in FY2013. In this NEDO project, some studies were undertaken aiming at improving the business model.
Investigation of CCS (CarbonNet) was conducted. CarbonNet is progressing as planned and it wishes to collaborate with the hydrogen project. Preliminary CO2 specification was presented by CarbonNet and it is no issue for the hydrogen project. The investigation of coal mine was undertaken. Loy Yang was selected as most suitable to the hydrogen project. Self-development of coal mine is possible, but the cost would be higher. Hydrogen off-take price for power generation in the future was investigated. Hyrogen would substitute for oil firing power generation as peak load electricity in 2030 and for natural gas as peak or middle load electricity in 2050. Considering the power generation costs of them, the target hydrogen prices were calculated for 2030 and 2050 resppectively. For cost reduction, gasification and gas refining plant, hydrogen liquefaction plant, hydrogen loading base and brown coal in-house power generation were studied. In the study of gasification and gas refining plant, conceptual design and cost estimation were conducted for two gasifiers. With EAGLE gasifier, 36% cost reduction was achived in CAPEX, but 23% cost increase was expected in OPEX comparing with those from the past FS. With KBR gasifier, 34% cost reduction in CAPEX, but 26% cost increase in OPEX were expected. In the study of hydrogen liquefaction plant, 20% cost reduction in CAPEX and 8% in OPEX were achived based on the European FS result and outcomes of the study of hydrogen loading base. In the study of hydrogen loading base, 26% cost reduction in CAPEX and 15% in OPEX were achived based on the progresses of technologies and R&Ds since the past FS. In the study of brown coal in-house power generation, a perspetive electricity costs in 2030 and 2050 were obtained from the literatures’ survey. Both electricity costs are lower than that used in the past FS. The production cost was calculated from the overall CAPEX and OPEX, and compared with the target price in 2030. With both EAGLE and KBR gasifiers, the production cost could be lower than the target price (The production cost with EAGLE gasifier is lower than that with KBR). Issues and the countermeasures were identified, and an execution plan for them was developed. The production cost in case of achiving all R&D items and cost reduction programs was calculated and compared with the target price in 2050, and would be lower than the target price. In order to realize 30JPY/Nm3 cost in 2030, which was specified in the Hydrogen & Fuell Cell Strategic Road Map, it is necessary to accelerate R&D items and cost reduction programs to successfully finish by 2030, which were prposed to be finished by 2050 originally.
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