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火力発電

目次
０．火力発電新設　１．シェールガス　２．石炭火力発の電技術革新(IGCC)　３．バイオマス発電　４．東京電力の火力発電一覧　５．関西電力の火力発電一覧
６．中部電力の火力発電一覧　７．共同火力発電　８．電発の火力発電
９．地方電力会社（１．北海道電力　２．東北電力　３．北陸電力　４．中国電力　５．四国電力　６．九州電力　７．沖縄電力→離島発電）
１０．その他一般事業者、卸電気事業者以外の火力発電　１１．新電力(エネット，丸紅，日本テクノ，新日鐵，JXなど)

概要

検討すると原発代替に関して，火力発電というか電力発電中，石油火力の高コストは目に余る。。またオイルショック以降は整備されない傾向に有り老朽化が進んでいる。
また新エネルギーたる自然エネルギーには安定性やコスト面で様々な課題が有り，必要電力の大宗を其れで賄うと云う体制には現段階では無理がある。そして从 (じゅう)来型の大規模な地熱及び水力は開発に時間が掛かる，と云う事で安定供給・廉価供給の為にはやはりLNG火力と石炭火力の推進が必要となってくる のである。。実際(自然エネルギーとして太陽光発電の急増はあるものの)，CO2をそれなりに排出し発電コストが高い設備が老朽化した石油火力及びCO2こそ出さないがハイリスクで(ハイリターンだったが一旦事故が発生した為結局高コストの)原発を廃止しつつ，価格もCO2排出もそれ程良くは無いが悪くも無い平均的なLNG発電を積極的に及びCO2は出るが安価な石炭発電を粛々と導入と云う大きな流れがあると云って良い。

LNG火力の問題点は日本のバーゲニングパワーが弱く割高なLNG購入を余儀なくされている点である。シェールガスは早くもバブルだ枯渇だの疑問の声が挙がっている（>>1619-1621）がアメリカの天然ガス価格を現時点で劇的に下げているのは事実である。日本への輸入を纏めた→シェールガス
また石 油については、昭和４８年の第１次オイルショックを受け、政府は国内備蓄を着々と進めており、民間分と合わせると半年分を常時蓄えているが、ＬＮＧは民間 備蓄に頼っており、わずか２週間分しかない。輸入元のインドネシアやマレーシア、カタールなどで政変が起きれば、途端に底をつく恐れもある。(ソース>>2150)と云う指摘もある。LNGに関しても政府備蓄制度を創出しても良いかも知れない。

またシェールガス井の枯渇に関しては現時点ではなんともいえないものの，地域の自治体が条例を作って環境破壊対策に生産を規制する動きがあるようである。その辺の動きも安定供給の観点からは注視して行く必要があろう。

石炭火力発電の主な問題点はCO2排出 量，即ち発電効率とも関係してくる，であり，技術革新が必要な箇所である。実際積極的に技術革新と其れへの政府補助が行われている→石炭火力技術革新
尤も日本の効率は非常に高く，世界の３大石炭利用国である米中印の旧式の石炭火力発電を日本式の最近火力で代替すると日本の排出CO2ぐらいは直ぐに減らせるそうである。
そういう意味で日本の石炭発電に反対する環境勢力の意見は傾聴に値するものではあるけど，米中印の石炭火力発電に効率的な技術導入してやることが先で直ちに愚直に聴いてやる必要は無いのでは無いかと感じている。。

以上を元に，自然エネルギーで補完しつつ火力発電の整備が目下の課題と云う訳で，本項では次頁以降で火力発電について概観しその現状と将来，そしてその可能性を探っている。


０．火力発電新設

火力発電への新規参入事例を纏めてみる。石炭発電導入の主要な条件は以下の２点
(１)　新しい発電所の設置の為には入札をすることが義務づけられた
(２)　経産省と環境省が「環境アセスメントの迅速化」を定め，発電所建設の迅速化を図った。その適用を受けるための条件は，一つに「BAT(Best Available Technology)利用可能な最善の技術」の採用である。石炭だと超々臨界圧（USC）微粉炭火力発電技術の採用かIGCCの採用。もう一つが古い火 力発電を更新する場合に適用されるが、既設発電所での増設にあたる場合も「迅速化」の対象にすることが盛り込まれている。常陸那珂の様に，東電の発電所の 敷地に中電主導の別会社が建設でもこれが適用されるとみなしているようである。


 石炭火力発電増強
 LNG火力発電増強
 その他・備考
北海道電力
石狩湾新港発電所(1,708MW)を建設中
2019年：569.4MW
2021年：1138.8MW
2028年：1708.2MW
 古くからの道内炭の火力発電(石炭価格的にも発電規模的にもやや不利)に依存してきた結果，泊原発(2,070MW)停止後財務体質が悪化。
北電としては2005年と稼働したばかりの３号機(912MW)だけでも動かしたいところであろうが，石狩湾新港LNG発電所と豊富な自然エネルギーによる新規発電開発(と京極揚水発電と北本連系の増強や西早来変電所の巨大蓄電池の設置)でなんとか対処できそうである。
東北電力
 1,200MWの入札を実施予定。
・自社応札で落札できれば、能代発電所３号機（600MW）の稼働を従来計画の「２８年度以降」から「２０年度」に前倒し>>2119
・残る600MWは入札でPPSから調達ということになろう。
 新仙台火力発電所３号系列980MW(490*2，3-1：2016.7，3-2：2017.7)
上越火力発電１号系列1,440MW(360*4，2023稼働予定)
 石炭火力の入札が順調に行けば東北電力はLNG新設と含め合計3,620MWの最新鋭発電設備を得ることになる。これは東北電力の保有する原子力発電の定格出力(女川と東通で3,270MW)に匹敵する
東京電力
 ●2600MWの入札で600MWしか確保できず。
鹿島パワー(電発(50%)・新日鐵住金(50%)・640MW：東電向け300MW・検討中340MW)>>2199
常陸那珂ジェネレーション(中電(96.55%)・東電(3.45%)・600MW：東電向け380MW・中電と常陸那珂社：220MW)
●入札できなかった2000MWと老朽化建て替え分の一部4000MWの計6,000MWを入札へ。中国電力とJFEの合弁発電所等も応札か？
●残る6,000MWもいずれ入札するのであろう。

●世界最新鋭の石炭火力プロジェクト
・広野発電所と(東電が出資する)常磐共同の勿来発電所に各500MW，計1,000MWのIGCCを建設する>>2244
 主力の火力発電の更新などで包括提携を検討中(提携先候補は東ガス・大ガス・中電・関電・JXの５社)
・東京ガスは，既設のLNG火力の南横浜(1,150MW・老朽・非CC)と袖ケ浦(3,600MW・非CC・更新非対象？)に隣接してLNG基地を運営。ちょい有利かも。
・中電と大ガスは既にシェールガスの輸入へ向けて先手を打っているが・・。
・関電はLNGの輸入で既に東電と提携しているが財務体質は原発停止で宜しくない。
・JXはやはり石油がメイン(今回は削減対象)な印象だが。。
 ●実際に古かったり効率低かったり高コストの石油系燃料使ってたりで更新対象の発電所約10,000MW分であるが東電の火力発電所一覧より東京湾岸ある>>1980という６つは
・五井１～５号機の1,410MW分(LNG・効率42.2～42.4)
・姉崎１～４号機の2,400MW分(LNG,重油,原油他・効率42.7)
・横須賀３～８号機の2,100MW分(重油,原油・効率42.2)
・横浜５・６号機の525MW分(LNG,重油,原油他・効率41.6-42.2)
・南横浜１～３号機の1,150MW分(LNG・効率42.4・東京ガスと共同LNG基地に隣接・電発の磯子火力[石炭]にも隣接。)
・大井１～３号機の1,050MW分(原油・効率42.2)
の8,635MWで残りは
・鹿島１～４号機の2,400MW分(重油,原油・効率42.7)
の合計11,034MWであろうかと思われる。
北陸電力
富山新港発電所のリプレースで北陸電力初の本格的LNG発電開始
LNG１号機(424.7MW・2018年予定・効率59%)
 石炭と水力がメイン(原発停止後両者で９割近く>>2373)で原発停止(志賀原発；1,746MW)による電力値上げの影響が比較的少ない。
wikiに 拠ると志賀原発の電力も関電や中電に売電していた様で無くても困ってないのでは？(中止となった珠洲原発も陸電＋関電＋中電の枠組みだった様である。)北 陸電力としては2006年に出来たばかりの真新しい2号機(1,358MW)はなんとしても動かしたいところであろうけど。
中部電力
 ２０年代前半の稼働をめざし、1,000MW規模の発電所(>>2119)を建設する。総事業費は１千億程度になる模様。入札では調達価格により事実上石炭火力が指定され自らの応札も検討。
大ガス系の中山名古屋発電(現行149MW)が武豊で増設(100MW)に動いているようだが規模的には全然足りず。
中電が設置するならば碧南の増強か，管外だとすると北陸電力敦賀の敷地内とか？
 管外の直江津港に上越LNG火力設置(2,380kW[2,303kWで運転中])
大ガスと組んでシェールガス輸入へ
西名古屋火力７号系列（LNG＋一部軽油も可能：2,316MW，LHV：62%）
着工：2014年度(当初)→2013年12
稼働：2019年度(当初)→2017.9(7-1系列)・2018.3(7-2系列)>>2292
 浜岡原発(計画中の６号機，廃炉中の１・２号機を含めて総計6,377MW) は１・２号炉(計1,380MW)は耐震基準を引き上げたことにより廃炉中。５号機(1,380kW)は原子炉に海水が流れ込み2005年に出来たばかり だけどもう動かせないものと思われる。また新設予定の６号機(1,380MW)も流石に昨今の情勢では造られないと思われる。残る３・４号機(計 2,230MW)をなんとか動かしたいと中電としては考えている模様。しかし兎に角東海大地震の震源域であり安全とはとても言い難いと思われる。
左記の新設石炭火力と一部シェールガス使用のLNG火力で5,696MW確保出来れば収益を確保しつつ安定供給出来るのでは無いか？
関西電力
 ・火力発電所の新設を計画14年3月26日発表の電力供給計画に盛り込む。２０１４年度から入札に向けた手続きを進め、２０年代前半の稼働を目指す。出力は1,500MW規模で、関電の発電能力全体の４％程度に相当する>>2045。
(>>2119に拠ると自社応札せず。電発高砂に電発と関電が組んで応札との報道も。また神鋼神戸も石炭火力の能力を倍増(1,400MW)させて入札の意向。この２陣営が1,500MWを分け合う形で落札か？)
 ・2015夏迄に姫路第二の４～６号機(LNG/CC)が計486.5*3=1,459.5MWで稼働
・和歌山に最新鋭のLNG火力発電を建設。出力3,700MW。2016年完成予定。
 左記の３件で6,660MWも発電能力を増強。原発の抜けた穴は大きいがなんとかなるのではないか？因みに再稼働申請の審査が先行する大飯３・４号機，高浜３・４号機の合計が4,100MW。
中国電力
 三隅発電所に２号機(400MW，2014年着工・2017年稼働の予定だった)の計画があるが事実上凍結状態。
島根原発３号機(1,373kW)がほぼ完成したまま運転できない状態に成っている他，上関原発の建設も不透明になっている。
特に三隅着工の話しも聞こえてこないので電力量に関してそれ程困っていないようである。
四国電力


九州電力
 >>2046及び>>2119による1,000MWの増強目指す。
九電が自社落札できたら凍結中の松浦第二火力発電(石炭・1,000MW)建設再開。2021年の稼働を目指すとのこと。
自社で全部行く予定の様だ。		 新大分発電所(ガスコンバインド発電480MW)を新設。2016年に稼働予定。>>2148
環境省が西部ガスのLNG発電(1,600MW)に待ったを掛けたが経産省辺りが仲介して九電の老朽火力設備更新と調整することになるであろう。
 九電は離島発電も抱え，原子力依存度も高かった為，電発松浦の事故も有って供給能力に不安。原子力発電所の一部再稼働で他の電力会社に先駆けそうな情勢だが、一方で老朽発電所の更新問題も抱える。非原発系で1,480MWの増強が見込まれる。

東電の入札未決定分12,000MWを除いても6,500MW程見込める。
 東電を除き15,000MW(15GW)程見込める

■東京電力
●包括提携
どれか一社と組んじゃうよりは各社の首都圏進出を促進出来る様に案件毎に提携して欲しいけどなぁ・・。
東ガスとは根岸・袖ケ浦でLNG基地＆LNG火力隣接でメインの施策が老朽化し高コストの石油火力をLNG火力に更新だから一番近そうだけど包括提携先か ら外れても共同でやらないとスムーズにいかない気が。逆に外すのは困難？ただし積極的に電力量を確保しに来ているので地域が被るし競争相手の面も。ベース 電源としての火力参入も狙っているようだが潜在的競争の脅威とLNG発電と石炭火力の両方整備で提携できるという面もあると言える。
中電と大ガスがシェールガス輸入だけではなく東電との提携でも組むと東京・中京・近畿地盤，電気・ガスメインの大エネルギーグループが形成できるし，JXと組んでも電気・石油・LNGの巨大エネルギーGの登場は面白い。

東電、火力提携で協議＝５社名乗り、今夏絞り込み
http://www.jiji.com/jc/c?g=eco_30&k=2014052600691&j4

 意向
 強み
 提携メリット
 弱み
 その他・備考(とは追加)
関西電力
 慎重
 豪州での液化天然ガス(LNG)調達で既に東電と提携
東電に次ぐ大手電力の規模
 首都圏での電力事業強化 財務悪化・原発再稼働が不透明
 原発停止で財務悪化だが提携の投資余力有るのか？
中部電力
 慎重
 東電と茨城県で火力発電所を共同建設。2017年から米国産シェールガス輸入
東電・関電次ぐ電力大手の規模。火力発電に強み
 首都圏での電力事業強化 財務悪化
東京ガス
 積極的
 東京湾岸沿いで東電とLNG基地を共同運営
火力発電を既に保有
 電力販売に向けた電源確保 石炭火力のノウハウがない
 既に沖縄電力を上回る量の電力量を確保。
LNG火力での協力は規定路線？
大阪ガス
 慎重
 米国産シェールガス輸入で中部電力と提携予定
火力発電を既に保有
 首都圏での電力事業参入 ５社の中でもっとも企業規模が小さい
 名古屋では石炭火力保有。
JX日石日鉱エネ
 積極的
 石油，ＬＮＧ，石炭など幅広く資源開発・調達
茨城県内の自社製油所と東電火力発電所が隣接		 電力事業への本格参入 国内の需要減少で本業伸び悩み
 メインは(火力のコストに劣る)石油。
　東京電力が経営再建策の柱に位置付けた、燃料調達から火力発電までを対象とする「包括提携」に関西電力、中部電力、東京ガス、大阪ガス、石油元売り大 手、ＪＸ日鉱日石エネルギーの５社が名乗りを上げていることが２６日、分かった。東電は、今夏にも優先的に交渉する提携先を選ぶ。電力・ガスの全面自由化 が迫る中、業種や地域を超えた大型提携が実現する可能性がある。
　包括提携は、総合特別事業計画（再建計画）に盛り込まれた目玉施策の一つ。東電では福島第１原発事故後に停止した原発に代わる火力発電の燃料費が膨張。 提携で液化天然ガス（ＬＮＧ）の調達コストを減らし、電気料金を抑える狙いがある。（2014/05/26-18:12）






■石油資源開発
新地町・相馬港　ＬＮＧ火力(シェールガス[北米産])　2020年頃開始　500MW以上　投資額：500億円以上

■ＪＸ日鉱日石エネルギー
>>1792
28日、鹿島製油所（茨城県神栖市）に石油精製の副産物を燃料にする火力発電所を新設すると発表した。重油の残りかすを燃料にする新方式で、これまで使い道が乏しかった資源を再利用することで低コスト発電が可能になる。投資総額は250億円で発電能力は10万キロワット(100MW)を見込む。2016年３月末までの完成、稼働を目指す。
　原油からガソリンや軽油を精製した後に、重質油成分を固形にして取り出す装置を製油所内に建設。さらに隣接地にある休止中のボイラー、タービンを石油副産物発電に対応できるように改造する。
　 重質油成分を再分離する工程では石油化学製品の原料や軽油製品に使える油分が発生する。原油精製で生じる成分を余すことなく使えるようになるため、ＪＸエ ネの石油精製コスト低減にもつながる。また、従来の石油火力は高コストが課題だったが、未利用資源の活用で燃料費を抑えられる。


■東京ガス
・東京ガスは新日本石油と共同出資で、川崎市川崎区の川崎天然ガス発電所（出力84万キロワット）を昨年10月からフル稼働させた。発電効率は58％。昭 和シェル石油とも共同で扇島パワーステーション（横浜市鶴見区）を建設中。１号機は来年３月、２号機は同７月の運転開始を予定。３号機も計画されており、 すべて完成すれば出力は１２２万キロワットとなる。>>465
・東京ガスと昭和シェル石油は31日、横浜市鶴見区の扇島に建設した天然ガス火力発電所「扇島パワーステーション」１号機の営業運転を開始した。出力は 40万キロワットで、ガスタービンと蒸気タービンを組み合わせた「コンバインドサイクル発電」を採用。熱を電気に変えられる割合（発電効率）は58％で、 同規模の発電設備では最高水準の高効率を実現している。東京ガスが75％、昭和シェルが25％を出資して２００３年に運営会社「扇島パワー」を設立し、建 設を進めてきた。出資比率に応じて電力を引き受け、供給に回す。２号機も７月に運転を始める予定。最終的には３号機態勢で、総計出力１２０万キロワットを 目指す。>>559
・神鋼が新設した火力発電所より1200MWの発電量枠購入，販売規模で2500MWとなり2180MWの沖縄電力を陵駕>>2054
東電の袖ヶ浦火力(360万kW）と南横浜火力(115万kW)の両発電所は、東ガスと東電が共同運営するＬＮＧ基地に直結。東ガスが更新と運営を行うことが有力視されている。(袖ケ浦より南横浜の方がより老朽化)
発電所名
 スキーム
 発電能力
 発電効率
 発電方式
 燃料
 その他・備考
川崎天然ガス発電所
 東京ガス＋JX
 840
 58%
LNG
扇島パワーステーション
 (株)扇島パワー＝東京ガス(75%)＋昭シェル(25%)
 407*2=814→1221
 58%
 CC
 LNG
 東京瓦斯扇島工場に隣接した東亜石油貯油地跡地にて、ガスタービンと蒸気タービンを組み合わせたガスタービンコンバインドサイクルによる火力発電を行う。
真岡
 神鋼＋東京ガス
 1400(予定)→1200

LNG
 東京ガスがパイプラインを建設中>>2054

■中部電力
【首都圏進出】
・2013年１０月に三菱商事系の新電力、ダイヤモンドパワー（東京都中央区）を買収して首都圏での電力小売りに参入する。
　日本製紙の富士市内の工場に100MW級石炭火力発電所を建設。
・2013年１１月末には９６・５５％を出資して、東電と特定目的会社（ＳＰＣ）を設立。３２年度(2020年度)から常陸那珂石炭火力発電所を運転する計画>>1967
　この発電所の発電能力は600MWで，東電に380MWを卸売り，中電が160MWを引き受け，新会社が60MWを自由に販売する。
・(>>1974では社長が首都圏進出に意欲)。>>2122


■伊藤忠エネクス＋JENH(伊藤忠エネクス100%出資)
発電所名
 発電能力(MW)
 発電効率
 発電方式
 燃料
 その他・備考
防府エネルギーサービス
 50.55＋36(増強)→86.55

石炭(微粉炭)
 認可出力は49,750KW
販売品目：電気・蒸気・水
>>1780
上越エネルギーサービス
 48.1MW(認可出力)

天然ガス及びC重油 販売品目：電気・蒸気・天然ガス
尼崎エネルギーサービス
 4MW(認可出力)

天然ガス 販売品目：電気・蒸気
合計
 130強→166強


風力21MW




■大阪ガス
・中電と組んで米国産シェールガス輸入を29年度から開始
・首都圏老朽火力の更新に参入意欲>>2122



西部ガス、天然ガス火力発電所の事業化に向け大ガスと提携へ
2014年 03月 27日 10:52 JST
http://jp.reuters.com/article/businessNews/idJPTYEA2Q01E20140327
［大阪市　２７日　ロイター］ -西部ガスは２７日、天然ガス火力発電所の事業化に向け、大阪ガスと提携することを明らかにした。
発電事業で先行する大ガスの知見を活かし、同発電所の建設に向けた調査・検討作業を進める。都市ガス大手が発電所の建設で提携するのは初めて。
西部ガスは今年１月、北九州市内で運転開始を予定する液化天然ガス（ＬＮＧ）基地の隣接地を候補に、最大１６０万キロワット規模(1600MW)の火力発電所を建設する計画を発表した。２０２０年度の事業開始を目標とする。同社が発電所の建設に乗り出すのは今回が初めてであり、他社との提携を視野に事業化に向けた調査・検討作業を進めるとしていた。
すでに発電事業を手掛ける大ガスは、グループで持つ国内発電所の容量が１８０万キロワット(1800MW)に上る。同社は今月、愛知県内に石炭火力発電所を新設する計画を発表。国内でのガス市場の自由化が見込まれる中で、発電事業を強化する姿勢を鮮明にしている。
(長田善行　編集：宮崎大)

■中国電力
JFE+中国電力＋東京ガス
実績：JFEと中国電力はJFE西日本製鉄所内で瀬戸内共同火力(副製品の高炉ガスを用いて)共同経営(1400MW程)。
場所：JFEの東日本製鉄所内(扇島or千葉)で発電に参入・JFEの東日本製鉄所千葉地区ではJFE単独で副成のガスを用いた発電を行っている様である。東日本製鉄所内でも同じスキームでできないんかな？


１．シェールガス
＜輸入の動き＞

ＬＮＧ調達で日韓が連携強化　輸入価格下げ狙う
http://www.47news.jp/CN/201111/CN2011112801001474.html
　日韓両政府は２８日、世界的に需要が増大している液化天然ガス（ＬＮＧ）の調達で、連携強化策を探る第１回実務者会合を経済産業省で開いた。両国の企業による共同調達や、海外ガス田開発など権益確保での協力拡大を検討し、輸入価格の引き下げを狙う。
　ＬＮＧの輸入量は日本が１位、韓国が２位で、２０１０年の日韓の合計輸入量は世界の約４６％を占める。日本での原発停止に伴う火力発電増強のための追加調達や新興国での需要増などを受け、価格の上昇が課題になっている。



中部電のＬＮＧ調達先、３地域に分散　中東依存を解消
http://www.nikkei.com/news/local/article/g=96958A9C93819496E2EBE2E29D8DE2EBE2E6E0E2E3E09EEBE3E2E2E2;n=9694E3E4E3E0E0E2E2EBE0E0E4E4
2012/4/10 6:00
　中部電力は火力発電の燃料に使う液化天然ガス（ＬＮＧ）の調達先について、10年後をめどに中東、オーストラリア、アジアの３地域にほぼ均等に分散させ、新たに北米からの調達を始める。
　平年だと年1000万トン前後のＬＮＧを調達し、うち800万トンを長期契約で確保している。2022年にも調達先を中東、豪州、ロシアを含むアジアの３地域でそれぞれ約３分の１ずつにする方針。各年の電力需要変動分については、これまで実績のない北米からの調達で補う構成にする。
　豪州からの調達は10年度実績は10％程度にすぎないが、豪州西部で進行中の２つの開発プロジェクトと新たに長期契約し、17年時点の合計で年約200万トンの新規調達が決まっている。10年代後半には豪州からの調達比率が平年ベースで20～30％に増える見通しだ。
　北米では、地中の岩盤層に含まれる「シェールガス」の開発が始まっている。中部電はカナダの開発プロジェクトに参画を決めたほか、複数の売買交渉を進めているもようだ。
　現在は長期契約の半分にあたる400万トンをカタールに依存し、残りを豪州やインドネシア、マレーシアなどから調達している。火力発電の稼働率を高めた11年度と12年度（見込み）のＬＮＧ調達量は1300万トンに膨らみ、カタールへの依存度はスポット調達を含めると約６割に達している。

中部電と大阪ガスが米フリーポート社に２５％ずつ出資　シェールガス共同事業の一環で
http://sankei.jp.msn.com/economy/news/140227/biz14022717050038-n1.htm
2014.2.27 17:04
　 米国産の安価な新型天然ガス「シェールガス」を液化天然ガス（ＬＮＧ）に加工して輸入するプロジェクトに参画している中部電力と大阪ガスは２７日、ガスの 液化設備を建設する米フリーポート社の１００％子会社に２５％ずつ出資すると決めた。約４年間にわたる建設期間を通して、それぞれ６０億ドル（約６００億 円）を出資する。
　建設と操業に直接参画することで、プロジェクトを確実に立ち上げるのが狙い。液化設備は２０１８年に稼働開始を予定で、中部電と大ガスがそれぞれ年間約２２０万トンを調達する計画を立てている。

2014年03月03日 13時00分
電力供給サービス：米国産のLNGが2018年に日本へ、中部電力と大阪ガスの共同事業が決定
http://www.itmedia.co.jp/smartjapan/articles/1403/03/news016.html

図3　LNGプロジェクトの事業スキーム。出典：大阪ガス、中部電力
　フリーポートのLNGプロジェクトは同じ規模の設備を3系列まで建設する計画で、このうち第1・第2系列に対しては米国エネルギー省から輸出許可が出ている。中部電力と大阪ガスが参画するのは第1系列である。

米国から初のシェールガス輸入へ　三井物産と三菱商事が基本合意
http://www.iza.ne.jp/news/newsarticle/business/other/557096/
配信元:サンケイ2012/04/18 00:33更新
三井物産と三菱商事は１７日、米エネルギー大手のセンプラ・エナジー（カリフォルニア州）から液化天然ガス（ＬＮＧ）を最大８００万トン調達することで基本合意したと発表した。
　日本の昨年のＬＮＧ輸入量は７８５３万トンで、今回の調達量は約１０％を占める。計画では、センプラの完全子会社であるキャメロンＬＮＧ（同）が、１３年中に液化設備の建設に着手。１６年末から年間で最大１２００万トンを生産する予定で、うち計８００万トンを三井物産と三菱商事が取得し販売する。

関西電力:シェールガス購入、住友商事と合意
http://mainichi.jp/select/news/20130402k0000m020058000c.html
毎日新聞　2013年04月01日　20時03分
　関西電力は１日、米国産の天然ガス「シェールガス」を含む液化天然ガス（ＬＮＧ）を年間約８０万トン購入することで住友商事と基本合意したと発表した。米国の輸出許可を経て、早ければ１７年後半から約２０年間購入する。
　米北東部メリーランド州に、米エネルギー会社が天然ガスプラントを新設し、同社と住友商事が年間約２３０万トンのガス液化加工契約を締結。このうち、約８０万トンを関電に、約１４０万トンを東京ガスに売却する。


ウランと原発一体販売応用？東芝シェール輸入劇の裏側
http://diamond.jp/articles/-/42199

東芝、ＬＮＧ参入の衝撃　重電は総合力の勝負に
http://www.nikkei.com/news/print-article/?R_FLG=0&bf=0&ng=DGXNZO67432410W4A220C1XE1000&uah=DF060520101577

　日本企業が米国で計画する液化天然ガス（ＬＮＧ）の生産 事業について、米政府は申請のあった３カ所４事業すべての対日輸出を承認した。なかでも異彩を放つのが東芝だ。2019年にも割安なシェールガスでつくる 米国産ＬＮＧを日本に持ち込む。電力自由化を控え、競争力を高めたい顧客に高効率ガスタービンとセットで売り込む戦略だ。
■燃料込みで発電設備を提案
　東芝は昨年９月、米フリーポートＬＮＧ社と天然ガスの液化加工契約を交わした。テキサス州フリーポートの液化基地で生産する年間220万トンのＬＮＧを20年間にわたり引き取る。
　天然ガスを液化し、専用の輸送船で遠隔地に運ぶＬＮＧは、事業化に巨額の投資が必要だ。売り手のメジャー（国際石油資本）と、買い手の電力・ガス会社、その間を取り持つ商社など限られたプレーヤーだけが関与する世界だった。
　電機メーカーがＬＮＧを扱うのは事実上初めて。しかも220万トンの引き取り量は、中国電力や東邦ガスの輸入量に次ぐ大きさだ。東芝は日本有数の“エネルギー会社”に躍り出る。
国
 プロジェクト名
 日本側企業名
 年間輸入量
 開始時期
 日本側需要家
米
 フリーポート
 中部電力
大阪ガス
 ４４０万ｔ
 ２０１８
 中部電力２２０万ｔ
大ガス２２０万ｔ
米
 フリーポート
 東芝
 ２２０万ｔ
 ２０１９
米
 コープポイント
 住友商事
東京ガス
 ２３０万ｔ
 ２０１７
 関西電力(８０万ｔ)
東京ガス(１４０万ｔ)
残り(１０万ｔ)=ほぼ決定済
米
 キャメロン
 三菱商事
三井物産
 ８００万ｔ
 ２０１６末
加
石油資源開発
 １２０万ｔ









＜シェールガス発電＞

中電シェールガス受け入れへ
http://www.chugoku-np.co.jp/News/Tn201212070039.html
'12/12/7　中国新聞
　中国電力が、米国から液化 天然ガス（ＬＮＧ）の調達を検討していることが６日、分かった。新型の天然ガス「シェールガス」などを現地で液化して日本へ輸送。ＬＮＧを燃料とする柳井 火力発電所（柳井市）を大幅改修して利用する。中東やオーストラリアに依存している調達先を多様化し、コスト削減につなげる狙いだ。
　計画では、米国本土で産出されるシェールガスなどを原料とするＬＮＧを利用する。燃焼時の熱量が低いため、柳井発電所のガスタービン用の燃焼器などを交換する必要がある。種類の異なるＬＮＧを貯蔵できるようタンクの改修も検討している。
　米政府は、２０１７年からのシェールガス輸出を許可する観測もあり、中電はできるだけ早く計画をまとめ、数年内に改修を終えたい意向。総投資額は１００億円を超えるとみられる。
　また、ＬＮＧ船の大型化にも対応。柳井発電所では貯蔵タンクへＬＮＧを移す際の体制を見直し、大型船を受け入れられるようにする方針だ。


福島にLNG基地建設へ　火力発電も検討　石油資源開発
http://news.goo.ne.jp/article/asahi/nation/TKY201311270484.html
朝日新聞2013年11月27日（水）23:01
　石油開発大手の石油資源開発は２７日、福島県新地町の相馬港に、液化天然ガス（ＬＮＧ）の受け入れ基地をつくると発表した。北米から輸入する予定の「シェールガス」などを保管し、パイプラインを敷いて各地に送る。近くにＬＮＧ火力発電所をつくることも検討する。
　ＬＮＧ基地は２０１４年に着工し、１７年に完成させる。同社はカナダ産シェールガスでつくるＬＮＧを１８年から年１２０万トン輸入する計画があり、その受け入れなどに使う。
　この基地から宮城県名取市まで、約４０キロのパイプラインを敷くことも決めた。新潟県のＬＮＧ受け入れ基地と宮城県とを結ぶパイプラインをすでに敷いており、これにつなぐ。
　太平洋と日本海の両岸のＬＮＧ基地をパイプラインでつなげることで、災害時にも安定して供給できるようにする。ＬＮＧ基地とパイプライン新設で計約６００億円を投資する。
　ＬＮＧ火力発電所の新設は、東京電力に電気を売ることを想定して検討する。石油資源開発は火力発電所を運営した経験がないため、ほかの企業と組む方針だ。東電が将来実施するとみられる火力発電所建設の入札に応じ、２０年代の運転開始をめざす。

石油資源開発:相馬ＬＮＧ基地建設に600億円投資-発電所建設も
http://www.bloomberg.co.jp/news/123-MWWSIB6JTSGE01.html
(2013年)11月27日（ブルームバーグ）：石油資源開発 は27日、検討を進めていた福島県相馬港での液化天然ガス（ＬＮＧ）受け入れ基地建設と、同基地からパイプラインを敷設する投資計画について最終決定した と発表した。投資額は約600億円と試算しており、自己資金や借り入れで賄うとしている。
このほか、基地で受け入れたＬＮＧを燃料にした火力発電所を、発電事業のノウハウを持つ企業と連携して基地内に建設することも検討していることを明らかにした。都内で会見した同社の石井正一取締役は、発電所の規模について「少なくとも50万キロワット(500MW)を想定している」と話した。また、50万キロワット規模の火力発電所運営には年20万トン程度のＬＮＧが必要になるほか、建設には500億円程度の追加投資が必要になるとの試算も示した。
相馬基地で受け入れるのは、同社がマレーシア国営石油会社ペトロナスと共同でカナダ西部のブリティッシュ・コロンビア州で計画しているシェールガス事業で生産されるＬＮＧ。石油資源開発は、ガス田で生産されたシェールガスを、パイプラインで同州西海岸プリンス・ルパートに建設する年産1200万トンの液化プラントまで運びＬＮＧとして輸出するペトロナス主導の事業、「パシフィック・ノースウェストＬＮＧプロジェクト」の権益10％を保有している。


東電、シェール専用タンク　富津火力内に２基新設
http://news.goo.ne.jp/article/sankei/business/snk20131130118.html
産経新聞2013年11月30日（土）07:57

　東京電力は２９日、千葉県富津市の富津火力発電所（出力計５０４万キロワット・日本最大の火力発電>>586）に新設する液化天然ガス（ＬＮＧ）タンク２基について、平成２９年から輸入する北米産の新型天然ガス「シェールガス」専用とする方針を固めた。
　東電は、原発再稼働が見込めない中、２９年から米国産シェールガスを調達するなどＬＮＧの輸入量を増やすため、富津にタンク２基を増設するなど１０年間で総額約４００億円を投じる計画。
　シェールガスは、エタンやプロパンなどの含有率が少なく、メタン成分がほぼすべてを占める。その分、発熱量が通常のＬＮＧより低く、比重も軽いため「軽質」と呼ばれる。
　現在、東電が調達するＬＮＧの大半は「重質」で、重質と軽質を同じタンクに入れると、両者が反応して気化ガスが爆発的に増える危険性があるという。
　東電は当初、シェールガスと既存のＬＮＧの成分を調整しながら、同一のタンクで貯蔵することも検討した。しかし、今後のシェールガスの輸入増を見据え、新設する２基については「シェールガス」専用とする方針を固めた。
　北米産シェールガスの価格は、東電が現在購入している原油価格連動のＬＮＧに比べ約６分の１。東電は今後１０年間で、調達するＬＮＧの半分に相当する約１千万トンをシェールガスなど安価なガスに置き換えていく方針を掲げている。
　また、シェールガスと既存のＬＮＧを混ぜ合わせて発電しても故障しないよう発電設備の改良工事に着手するが、資金難の中、他社と組むことも検討する。


２．IGCC(石炭ガス化・コンバインドサイクル統合発電)など

■超臨界圧（ＳＣ：Super Critical）
通常、主蒸気圧力２４６kg/cm2、主蒸気温度５３８℃、再熱蒸気温度５６６℃までをＳＣ、これを超える蒸気条件をＵＳＣとしている。

■超々臨界圧（ＵＳＣ：Ultra Super Critical）
国内のＵＳＣプラント
プラント名称 出力
(MW)		 主蒸気圧力
（kg/cm2）		 主蒸気温度
（℃）		 再熱蒸気
温度(℃) 		運開年度
 その他・備考
中部電力 碧南３号 700 246 538 593 1993
北陸電力 七尾太田１号 500
 246
 566
 593
 1993
東北電力 能代２号 600
 246
 566
 593
 1994
相馬共火 新地１号 1000
 246
 538
 566
 1994
九州電力 苓北１号 700
 246
 566
 566
 1995
相馬共火 新地２号 1000
 246
 538
 566
 1995
電源開発 松浦２号 1000
 246
 593
 593
 1997
中国電力 三隅１号 1000
 250
 600
 600
 1998
東北電力 原町２号 1000
 250
 600
 600
 1998
電源開発 橘湾１号 1050 255
 600
 610
 2000
東京電力 常陸那珂１号 1000
 250
 600
 600
 2002









■PFBC
最近、加圧流動床複合発電（ＰＦＢＣ：Pressurized Fluidized Bed Combustion）が建設され始めている。複合発電を採用することによって小型の割には高効率が達成できているが、原理的にガスタービン温度が ８００℃程度に抑えられるため、さらなる効率向上は難しい。ＩＧＣＣが完成するまでのつなぎの技術と位置付けられている。下表にＰＦＢＣプラントの実績を 示す。

最高効率４１．５％程度で小型の割には高効率
発電原価は微粉炭火力より数割高い。
高灰融点炭に適する（微粉炭火力と同様）
炉内脱硫が出来るためコンパクトだが、脱硫率が低く環境規制の厳しい地点には適用難
なお，日本に於いては北海道電力苫東厚真発電所３号機に導入されたが不具合が頻発して遂に廃止されてしまった。
九電苅田発電所や中国電力大崎発電所で採用されている。

PFBC(加 圧流動床複合発電)模式図


■A-USC（700℃級超々臨界圧発電）
出典：東芝
A-USCとは、Advanced Ultra-Supercriticalの略で700℃超臨界圧発電システムの意味。最新の通常火力発電では、蒸気温度は約600℃のところ、A-USC は、蒸気条件を700℃以上にすることで、大幅な効率向上を可能にするもの。主蒸気圧力35MPa、主蒸気温度700℃、再熱蒸気温度720℃/720℃ の二段再熱蒸気条件のA-USCプラントでは、46%以上の送電端効率［HHV基準］が期待できる。


A-USCの開発課題
A-USCの実用化のためには、700℃以上の蒸気に耐えられる材料の開発と、信頼性、経済性を同時に達成するためのシステムと構造上の工夫が必要にな る。現在、蒸気タービンの材料として使用されている耐熱鋼では、630℃程度が適用限界と考えられており，700℃以上の蒸気に直接晒される部分に対して はNi（ニッケル）基合金等の耐熱材料の開発・適用が不可欠と考えられている。



2008年から、A-USCプラントの要素技術開発が、国家プロジェクト「先進超々臨界圧火力発電技術実用化要素技術開発」として開始された。東芝もこのプロジェクトに参画し、A-USCの早期実用化のために貢献しているそうな。

■ICGG
設置
 場所
 定格出力
(MW)
 ユニット
No.
 単機
容量
 運転開始
年月日
 熱効率
 燃料
クリーンコールパワー研究所
 福島県いわき市
常磐共同火力発電所内
 250

2013.4.1
石炭
 電力各社によって設立。
実証実験終了後は，実証設備は商用化され，同研究所も常磐共同火力に合併された。
大崎クールジェン
 広島県
 166


50%目標
１３年３月に中国電力の大崎発電所（広島県）に石炭と酸素を使い水素などのガスを作る、石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ）設備を建設する計画で、発電効率５０％を目指す。>>478
電開は２７日、中国電力と共同開発を進める石炭ガス化複合発電（IGCC）で、生成したガスの用途を発電以外に広げるため、鉄鋼、化学、ガス、石油業界と共同で研究を始めることを明らかにした。>>574
石 炭火力発電から排出されるＣＯ２を大幅に削減させるべく、究極の高効率発電技術であるＩＧＦＣとＣＯ２分離・回収を組み合わせたゼロエミッション石炭火力 発電の実現を目指す目的で経済産業省の補助事業である「石炭ガス化燃料電池複合発電実証事業」として実施されるプロジェクト>>HP
東電
 広野発電所内・予
 500予


48%[LHV]
世界最新鋭の石炭火力発電所プロジェクト>>2244
東電
 勿来発電所内・予
 500予


48%[LHV]
世界最新鋭の石炭火力発電所プロジェクト>>2244

出典：2001.7石炭ガス化複合発電(IGCC)実証プラント開発の動向
http://www.joban-power.co.jp/igccdata/research/pdf/doc/gijutu.pdf

2012年12月06日 15時15分 更新
電力供給サービス：
火力発電のコストは下げられる、石炭で高効率な設備が商用運転へ
http://www.itmedia.co.jp/smartjapan/articles/1212/06/news080.html
[石田雅也，スマートジャパン]

　福島県いわき市で2007年から実証実験が続けられていた「IGCC（石炭ガス化複合発電）」の実用化にメドがつき、発電能力25万kWの設備が2013年4月から商用運転に移行する。火力発電事業を運営する卸供給事業者の「常磐共同火力」が実証設備を受け継いで商用化することになった。

　IGCCは価格が安い石炭を使って高効率な発電を可能にする方式で、火力発電のコストを大幅に引き下げることができるため注目を集めている。東京電力に よれば、火力発電で1kWhの電力を作るのに必要な燃料費は石油が最も高くて15.95円で、次にガスが10.67円、そして石炭は4.39円である。

　現在の火力発電で最も多く使われているガスと比べて石炭のコストは4割程度で済む。このところ電力会社が火力発電による燃料費の増加を理由に電気料金を値上げする動きが相次いでいるが、コストが安く済む石炭による火力発電を増やせば、燃料費の問題は解消できる。

コンバインドサイクル発電で効率向上

　これまで石炭を使った火力発電には大きな問題点があった。ガスや石油と比べて発電効率が低く、CO2の排出量が多いために、環境に対する悪影響が指摘されてきた。この問題を解決する新しい発電方式がIGCCである。

　IGCC（Integrated coal Gasification Combined Cycle）は2つの技術を組み合わせて発電効率を向上させる。石炭を「ガス化」してから発電する技術に加えて、火力発電の最新技術である「コンバインド サイクル発電」を併用する。

図2　石炭を使った火力発電の効率向上。出典：クリーンコールパワー研究所

　従来の石炭による火力発電では、ボイラーで石炭を燃焼して蒸気を発生させて、発電用の蒸気タービンを回していた。この方法では熱エネルギーを電気エネルギーに変換する効率は40％以下にとどまる(東電の石炭火力である広野と常陸那珂のLHVはそれぞれ45.2％となっているが新鋭微粉炭火力？)。

　IGCCでは最初に石炭をガス化して、まずガスを燃焼した熱でガスタービンを回して発電する。さらに燃焼した後の高温の排熱で蒸気を発生させて2回目の 発電を可能にする。この2段階の発電方式は、天然ガスを使った最新の火力発電設備でも使われているコンバインドサイクルと呼ばれるもので、発電効率を大幅 に向上させることができる有望な技術だ。

　コンバインドサイクル発電はガスタービン内の温度が高いほど発電効率も高くなる特性がある。現在のIGCCの実証設備はガスタービンの温度を1200度 で運転させて、発電効率を42.9％まで改善した。さらに商用運転の段階では1400～1500度に高める予定で、発電効率は48～50％まで向上する見 込みだ（図2）。

古い火力発電設備をIGCCで刷新へ

　いわき市のIGCCは国の補助金を受けたプロジェクトで、9つの電力会社とJ-POWERの共同出資による「クリーンコールパワー研究所」が約5年間にわたって長期耐久運転試験などを続けてきた。IGCCの実証設備は東京電力と東北電力が設立した常磐共同火力の勿来発電所の敷地内に建設されており、2013年4月からの商用運転は常磐共同火力が実施する。

　勿来発電所では(IGCC機を除いて)石炭を主体に4基の火力発電設備が運転中で、合計162万5000kWの発電能力が ある。このうち2基(6，7号機計425MW)は運転開始から40年以上が経過している。火力発電設備の耐用年数は通常40年程度とされていることから、 今後はIGCCによる新しい発電設備へ順次移行していくことが予想される。（東電の新鋭火力プロジェクトで建設予定の500MWのIGCC２機の内の１機 が勿来に構想されているが6,7号機のリプレース的位置づけとなるのか？）

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