天然ガス

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火力発電＝天然ガス篇＝

目次
０．イントロ　　１．天然ガス　１－１．LNG輸入　１－２．シェールガス　１－３．ＬＮＧ火力の技術革新　　２．石炭火力発電
３．日本の火力発電　
　３－１．東京電力の火力発電一覧　３－２．関西電力の火力発電一覧　３－３．中部電力の火力発電一覧　３－４．共同火力発電　３－５．電発の火力発電
　３－６．地方電力会社（３－６－１．北海道電力　３－６－２．東北電力　３－６－３．北陸電力　３－６－４．中国電力　３－６－５．四国電力　３－６－６．九州電力　３－６－７．沖縄電力)
　３－７．新電力など
　

１－１．LNG輸入
日本のLNG輸入に関する第一の課題はそのコストである。パイプラインで結ばれた欧露と異なり，冷やして液化して専用船で運ぶ手間が掛かる。また契約でも石油価格と連動する契約となっていて，石油が高騰するとLNGも高騰する仕組みになっている。

１－２．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。

１－３．技術革新

2015年06月19日 09時00分更新
進化を続ける火力発電、燃料電池を内蔵して発電効率60％超に
http://www.itmedia.co.jp/smartjapan/articles/1506/19/news030.html

図1　技術開発ロードマップの対象範囲。出典：資源エネルギー庁

LNG火力は「トリプルコンバインド」に

　LNG火力は現時点で主流のGTCC（ガスタービン複合発電）を1700度以上の超高温に引き上げることが当面の課題になる。三菱日立パワーシステムズが1700度級のGTCCを開発中で、兵庫県の自社工場で2018年に運転を開始する予定だ。その次に燃料電池を組み合わせた「ガスタービン燃料電池複合発電（GTFC：Gas Turbine Fuel Cell combined cycle）」の実用化へ進んでいく。

　GTFCの開発でも三菱日立パワーシステムズが先行している。燃料電池の中では発電効率が高い「固体酸化物型燃料電池（SOFC：Solid Oxide Fuel Cell）」を組み込んだGTFCを開発中だ（図4）。全体の発電効率は小規模の数万kW（キロワット）級の場合で60％、中～大規模の数十万kW級では 70％を目標にしている。

図4　「GTFC」の仕組み（上）と発電設備の外観イメージ（下）。出典：三菱重工業（現・三菱日立パワーシステムズ）

　このGTFCでは燃料電池、ガスタービン、蒸気タービンの順に3段階で発電する。天然ガスを改質して水素を取り出してから燃料電池で発電した後に、燃料電池で改質できなかった天然ガスをガスタービンに供給する仕組みだ。この方法で発電効率を高めることができる。3段階で発電することから「トリプルコンバインドサイクル」とも呼ぶ。

CO2も燃料も2030年に2割以上減る

　燃料電池を組み合わせて石炭火力とLNG火力の発電効率を向上させながら、2030年に向けてCO2排出量を削減することが可能になる。石炭火力では現時点で最先端のUSCと比べても、2020年にIGCCで約2割、2030年にはIGFCで約3割を削減できる見通しだ（図5）。

図5　次世代の火力発電によるCO2削減効果。出典：資源エネルギー庁

　LNG火力でもGTCCの燃焼温度を1500度級から1700度級に引き上げれば、2020年にはCO2排出量が1割ほど少なくなる。さらに2030年にGTFCを実用化できると、約2割の削減効果を期待できる。同時に燃料も少なくて済むため、発電コストも低下する。

　このほかにLNG火力では「高湿分空気利用ガスタービン（A-HAT：Advanced-Humid Air Turbine）」と呼ぶ技術が重要な役割を果たしていく。出力が20万kW程度までの中～小規模の発電設備を対象にしたもので、ガスタービンだけで発電する。

　A-HATは「増湿塔」と呼ぶ装置で作った高湿・高温の空気を燃焼させてガスタービンに送り込む方法で、発電効率を高めることができる（図6）。ガスタービン単独でもGTCCと同等以上の発電効率になり、発電コストはGTCCを上回る。2020年までに実用化できる予定だ。このA-HATでも燃料電池を組み合わせて発電効率を向上させる検討が進んでいる。

図6　「A-HAT」の仕組み（GTCCと比較）。出典：三菱日立パワーシステムズ

　発電効率の改善と並行して、火力発電に伴って排出するCO2を回収・利用・貯留する「CCUS：Carbon dioxide Capture, Utilization and Storage」を実現するための技術開発計画もロードマップに盛り込む。CO2の利用技術では人工光合成による化学原料の生産などに取り組む方針だ（図7）。CCUSも2030年代の実用化を目指す。

http://tohazugatali.dousetsu.com/l_karyoku9_sj.jpg
図7　「CCUS」の全体像と主な取り組み。出典：資源エネルギー庁