ベトナム

超々臨界圧型石炭火力導入による

二国間クレジットの制度化検討

委託業務完了報告書

本報告書は、平成 23 年 3 月 11 日に発生した東北地方太平洋沖地震

以前に完了した調査内容に基づきとりまとめたものです。

平成 23 年 3 月

（2011 年）

経済産業省 産業技術環境局環境対策課

地球環境対策室

委託先 東京電力株式会社

目 次

第 1 章 序論 ................................................................ 1-1

1.1. 本調査の背景.................................................................................................................. 1-1

1.2. 本調査の目的.................................................................................................................. 1-1

1.3. 調査内容 ......................................................................................................................... 1-2

1.3.1. 超々臨界圧石炭火力技術の提案..................................................................................... 1-2

1.3.2. 石炭火力計画地点調査..................................................................................................... 1-2

1.3.3. 環境・社会的実行可能性の検討..................................................................................... 1-2

1.3.4. 概念設計・工期算定・費用積算..................................................................................... 1-2

1.3.5. 燃料調達方法の提案......................................................................................................... 1-2

1.3.6. 二国間クレジットの適用を前提とした温室効果ガス削減に関する方法論の検討及び

オプションの提示.......................................................................................................................... 1-2

1.3.7. 資金調達の見通し、円借款適用の可能性および円借款適用に向けた具体的なアク

ションプラン.................................................................................................................................. 1-3

1.4. 調査体制 ......................................................................................................................... 1-3

1.5. 調査スケジュール ............................................................................................................ 1-4

第 2 章 超々臨界圧石炭火力技術の提案 ........................................ 2-1

2.1. 超々臨界圧（ＵＳＣ）の特長............................................................................................. 2-1

2.1.1. ＵＳＣのメリット............................................................................................................. 2-1

2.1.2. ボイラ形式 ........................................................................................................................ 2-2

2.1.3. 機器構成 ............................................................................................................................ 2-3

2.1.4. 運用性 ................................................................................................................................ 2-4

2.1.5. 水質管理 ............................................................................................................................ 2-5

2.1.6. 自動プラント制御............................................................................................................. 2-6

2.1.7. 材料 .................................................................................................................................... 2-7

2.2. ＵＳＣ石炭火力の導入実績............................................................................................. 2-8

2.3. 亜臨界圧、超臨界圧とUSCの熱効率比較..................................................................... 2-9

2.4. 主要機器概要 ............................................................................................................... 2-10

2.4.1. ボイラ設備 .......................................................................................................................2-10

2.4.2. タービン発電機設備........................................................................................................2-11

2.5. 共通設備概要 ............................................................................................................... 2-11

2.6. 周辺インフラ設備概要 .................................................................................................. 2-11

2.7. 保守管理 ....................................................................................................................... 2-12

第 3 章 石炭火力計画地点調査 ................................................ 3-1

3.1. 調査地点の選定.............................................................................................................. 3-1

3.2. Vung Ang 3 サイト状況 .................................................................................................... 3-3

i

3.2.1. 計画内容（位置、容量、サイト面積、揚運炭、燃料、送電、灰処理） ................. 3-3

3.2.2. 気候（気温、湿度、大気圧、風速、降水量） ............................................................. 3-4

3.2.3. 地形（陸上地形、海洋地形）......................................................................................... 3-5

3.2.4. 海洋（潮位、潮流、波浪）............................................................................................. 3-6

3.2.5. インフラ（道路、港湾、用水）..................................................................................... 3-6

3.3. Binh Dinh 2&3 サイト状況 .............................................................................................. 3-7

3.3.1. 計画内容（位置、容量、サイト面積、揚運炭、燃料、送電、灰処理） ................. 3-7

3.3.2. 気候（気温、湿度、大気圧、風速、降水量） ............................................................. 3-8

3.3.3. 地形（陸上地形、海洋地形）......................................................................................... 3-9

3.3.4. 海洋（潮位、潮流、波浪）............................................................................................3-13

3.3.5. インフラ（道路、港湾、用水）....................................................................................3-15

3.4. Kien Luong 3 サイト状況 ............................................................................................... 3-16

3.4.1. 計画内容（位置、容量、サイト面積、揚運炭、燃料、送電、灰処理） ................3-16

3.4.2. 気候（気温、湿度、大気圧、風速、降水量） ............................................................3-17

3.4.3. 地形（陸上地形、海洋地形）........................................................................................3-18

3.4.4. 海洋（潮位、潮流、波浪）............................................................................................3-18

3.4.5. インフラ（道路、港湾、用水）....................................................................................3-20

第 4 章 環境・社会的実行可能性の検討 ......................................... 4-1

4.1. ベトナム国の環境政策・環境行政及び環境関連法規 .................................................. 4-1

4.1.1. ベトナム国の環境政策・環境行政................................................................................. 4-1

4.1.2. 火力発電プロジェクト実施に係るベトナム国の環境関連法規・基準・省令 ......... 4-2

4.1.3. 火力発電プロジェクト実施に必要となるベトナム国の環境アセスメントの内容 4-17

4.2. 各プロジェクト実施に伴う環境・社会面への影響......................................................... 4-20

4.2.1. Vung Ang 3 プロジェクト実施に伴う環境・社会面への影響 ....................................4-20

4.2.2. Binh Dinh 2&3 プロジェクト実施に伴う環境・社会面への影響 ..............................4-31

4.2.3. Kien Luong 3 プロジェクト実施に伴う環境・社会面への影響 .................................4-44

4.3. 結論 ............................................................................................................................... 4-57

第 5 章 概念設計・工期算定・費用積算 .......................................... 5-1

5.1. 概念設計地点の検討...................................................................................................... 5-1

5.2. Vung Ang 3 サイトの概念設計 ........................................................................................ 5-1

5.2.1. 発電所レイアウトの提案................................................................................................. 5-1

5.2.2. 機器・設備仕様の検討..................................................................................................... 5-3

5.3. Binh Dinh 2&3 サイトの概念設計................................................................................. 5-16

5.3.1. 発電所レイアウトの提案................................................................................................5-16

5.3.2. 機器・設備仕様の検討....................................................................................................5-16

5.4. 概算費用算定 ............................................................................................................... 5-28

ii

5.5. 工期算定 ....................................................................................................................... 5-29

第 6 章 燃料調達方法の提案 .................................................. 6-1

6.1. ベトナムにおける石炭事情 ............................................................................................. 6-1

6.1.1. ベトナムの石炭資源概況................................................................................................. 6-1

6.1.2. Vinacominの概要 ............................................................................................................... 6-2

6.1.3. 石炭生産の現状................................................................................................................. 6-1

6.1.4. 石炭需給の見込................................................................................................................. 6-2

6.1.5. 石炭資源と開発計画......................................................................................................... 6-2

6.1.6. 発電用一般炭の需給計画................................................................................................. 6-4

6.2. 輸入炭積上港の調査...................................................................................................... 6-6

6.2.1. ベトナムの既存の港湾設備と増強計画 ......................................................................... 6-6

6.2.2. 新規の港湾設備計画......................................................................................................... 6-8

6.3. 石炭輸入先と炭種の検討 ............................................................................................... 6-9

6.3.1. 世界的な石炭需給状況と主要国の動向 ......................................................................... 6-9

6.3.2. 主要各国の動向................................................................................................................6-12

6.3.3. 石炭価格の動向................................................................................................................6-19

6.3.4. 石炭の輸入先と揚運炭方式............................................................................................6-21

6.3.5. 炭種 ...................................................................................................................................6-22

第 7 章 二国間クレジットの適用を前提とした温室効果ガス削減に関する方法論の検討及びオ

プションの提示 ....................................................... 7-1

7.1. 検討の方向性.................................................................................................................. 7-1

7.1.1. CDMの承認方法論ACM0013 .......................................................................................... 7-1

7.1.2. JBICのJ-MRV004............................................................................................................... 7-3

7.1.3. 方法論の方向性................................................................................................................. 7-5

7.1.4. 国際標準の参照................................................................................................................. 7-6

7.2. 個別検討事項 ................................................................................................................. 7-7

7.2.1. 適用条件 ............................................................................................................................ 7-7

7.2.2. プロジェクト・バウンダリー........................................................................................7-11

7.2.3. ベースライン及び追加性................................................................................................7-11

7.2.4. 削減量の算出方法（特にベースライン排出係数の決定） ........................................7-22

7.2.5. MRV（測定・報告・検証） ...........................................................................................7-30

7.2.6. 持続可能な発展への貢献................................................................................................7-33

7.3. 方法論のオプション....................................................................................................... 7-34

7.3.1. 適用条件のオプション....................................................................................................7-34

7.3.2. プロジェクト・バウンダリーのオプション ................................................................7-34

7.3.3. ベースライン・追加性のオプション............................................................................7-35

iii

iv

7.3.4. 削減量算定方法のオプション........................................................................................7-38

7.3.5. MRVのオプション...........................................................................................................7-43

7.3.6. 持続可能な発展への貢献の評価オプション ................................................................7-44

7.3.7. オプションのまとめと課題............................................................................................7-44

第 8 章 資金調達の見通し、円借款適用の可能性および円借款適用に向けた具体的なアクショ

ンプラン ............................................................. 8-1

8.1. ファイナンスの検討.......................................................................................................... 8-1

8.1.1. ファイナンスの概要......................................................................................................... 8-1

8.1.2. 円借款 ................................................................................................................................ 8-1

8.1.3. 輸出金融 ............................................................................................................................ 8-4

8.1.4. Viability Gap Funding(VGF)、官民連携(PPP)等について ............................................. 8-6

8.2. 経済・財務評価検討 ..................................................................................................... 8-12

8.2.1. 経済・財務評価の方法と条件........................................................................................8-12

8.2.2. ベースケースの経済・財務評価とパラメータスタディー ........................................8-18

8.3. USC石炭火力のパラメータスタディー .......................................................................... 8-23

8.3.1. USC石炭火力のパラメータスタディーとUSC石炭火力の優位性.............................8-23

第 9 章 調査結果および今後のアクションプラン .................................. 9-25

9.1. 超々臨界圧石炭火力技術導入の実現可能性 ............................................................ 9-25

9.2. 案件実現に向けた今後のアクションプラン .................................................................. 9-25

表番号一覧

表 2.1.1 ユニット概要 ............................................................................................................ 2-5

表 2.1.2 ドラムボイラと貫流ボイラにおけるボイラ水の水質の相違 ..................................... 2-6

表 2.1.3 制御方式の概要 ..................................................................................................... 2-7

表 2.2.1 日本のUSC石炭火力一覧 ..................................................................................... 2-8

表 3.3.1 Quy Nhon 調査地点における年平均潮位計算結果.......................................... 3-13

表 3.3.2 Quy Nhon 調査地点における年 高潮位計算結果.......................................... 3-13

表 3.3.3 Quy Nhon 調査地点における年 低潮位計算結果.......................................... 3-13

表 3.3.4 Quy Nhon 調査地点における潮位特性 (1981-2008)........................................ 3-14

表 3.3.5 Phu Quy 調査地点における 高波浪高さ ......................................................... 3-14

表 3.4.1 Phu Quoc 調査地点における潮位 (1978-2009) ................................................ 3-18

表 3.4.2 Rach Gia 調査地点における潮位 (1978-2009) ................................................. 3-19

表 3.4.3 Phu Quoc 調査地点における波浪データ(1997-2007)分析結果 ....................... 3-19

表 4.1.1 排ガス中の大気汚染物質の排出基準値（QCVN 22:2009/BTNMT） .................. 4-4

表 4.1.2 出力係数Kpの値（QCVN 22:2009/BTNMT）........................................................ 4-4

表 4.1.3 地域係数Kvの値（QCVN 22:2009/BTNMT）........................................................ 4-4

表 4.1.4 周辺大気中における主な項目の 大許容濃度（大気環境基準： QCVN

05:2009/BTNMT） ............................................................................................................ 4-5

表 4.1.5 産業排水中の汚染物質の排出基準値C（QCVN 24:2009/BTNMT） .................. 4-6

表 4.1.6 産業排水の排出先が河川、泉、運河、水路、渓流、溝である場合のKq（QCVN

24:2009/BTNMT） ............................................................................................................ 4-7

表 4.1.7 産業排水の排出先が池、湖沼の場合のKq（QCVN 24:2009/BTNMT） .............. 4-8

表 4.1.8 生活排水中の汚染物質の排出基準値C（QCVN 14:2008/BTNMT） .................. 4-9

表 4.1.9 サ ー ビ ス 施 設 、 公 共 施 設 と 集 合 住 宅 の 類 型 に 対 応 す る 係 数 K （ QCVN

14:2008/BTNMT） ............................................................................................................ 4-9

表 4.1.10 地表水の水質に関する水質環境基準（QCVN 08:2008/BTNMT）.................. 4-10

表 4.1.11 地下水の水質に関する水質環境基準（QCVN 09: 2008/BTNMT） ................. 4-12

表 4.1.12 沿海水の水質の関する水質環境基準（QCVN 10: 2008/BTNMT）................. 4-13

表 4.1.13 騒音に関する環境基準(dB(A))......................................................................... 4-14

表 4.1.14 建設作業に対する振動加速度レベルの 大許容値 ....................................... 4-15

表 4.1.15 生産、商業、サービスなどの活動に対する振動加速度に関する 大許容値. 4-16

表 4.1.16 投資プロジェクトのEIAにおけるプロセス及び方法論の概要 ........................... 4-17

表 4.1.17 石炭火力建設プロジェクトで必要となるEIAレポートの目次例......................... 4-19

表 4.2.1 Vung Ang 3 プロジェクト大気汚染物質排出量設計値........................................ 4-21

表 4.2.2 Vung Ang 3 プロジェクトにおける環境社会配慮確認結果 ................................. 4-22

表 4.2.3 Binh Dinh 2&3 プロジェクト大気汚染物質排出量設計値 .................................. 4-31

v

表 4.2.4 Binh Dinh 2&3 プロジェクトにおける環境社会配慮確認結果 ........................... 4-33

表 4.2.5 Kien Luong 3 プロジェクト大気汚染物質排出量設計値..................................... 4-44

表 4.2.6 Kien Luong 3 プロジェクトにおける環境社会配慮確認結果 .............................. 4-46

表 4.3.1 各プロジェクトにおける大気汚染物質の設計排出濃度 ..................................... 4-57

表 4.3.2 各プロジェクトで配慮すべき主な環境社会配慮事項 ......................................... 4-57

表 5.2.1 Vung Ang 3 ボイラ設備基本仕様.......................................................................... 5-3

表 5.2.2 Vung Ang 3 タービン設備基本仕様 ..................................................................... 5-4

表 5.2.3 Vung Ang 3 電気設備基本仕様 ........................................................................... 5-6

表 5.2.4 Vung Ang 3 用排水設備基本仕様 ....................................................................... 5-7

表 5.2.5 Vung Ang 3 サイト送電計画 ................................................................................... 5-8

表 5.2.6 Vung Ang 3 燃料設備基本仕様 ........................................................................... 5-9

表 5.2.7 Vung Ang 3 排煙処理設備基本仕様 ................................................................. 5-10

表 5.2.8 Vung Ang 3 灰処理設備基本仕様 ..................................................................... 5-11

表 5.2.9 Vung Ang 3 取放水設備基本仕様 ..................................................................... 5-12

表 5.2.10 石炭輸送船舶の寸法 ......................................................................................... 5-13

表 5.3.1 Binh Dinh 2&3 ボイラ設備基本仕様 .................................................................. 5-16

表 5.3.2 Binh Dinh 2&3 タービン設備基本仕様 .............................................................. 5-17

表 5.3.3 Binh Dinh 2&3 電気設備基本仕様 .................................................................... 5-19

表 5.3.4 Binh Dinh 2&3 用排水設備基本仕様 ................................................................ 5-20

表 5.3.5 Binh Dinh 2&3 サイト送電計画............................................................................ 5-21

表 5.3.6 Binh Dinh 2&3 燃料設備基本仕様 .................................................................... 5-22

表 5.3.7 Binh Dinh 2&3 排煙処理設備基本仕様 ............................................................ 5-23

表 5.3.8 Binh Dinh 2&3 灰処理設備基本仕様 ................................................................ 5-24

表 5.3.9 Binh Dinh 2&3 取放水設備基本仕様 ................................................................ 5-25

表 5.4.1 各項目に対する概算費用割合............................................................................ 5-28

表 5.4.2 概算建設費用....................................................................................................... 5-28

表 6.1.1 ベトナムの石油、天然ガス、石炭の生産 ............................................................... 6-1

表 6.1.2 ベトナムにおける石炭の生産実績......................................................................... 6-1

表 6.1.3 基本シナリオにおける石炭の需給バランス ........................................................... 6-2

表 6.1.4 ベトナムにおける石炭の生産計画......................................................................... 6-3

表 6.3.1 一般炭の輸出動向 ............................................................................................... 6-12

表 6.3.2 オーストラリアの一次エネルギー需給バランス .................................................... 6-13

表 6.3.3 中国の石炭の長期需給バランスの見通し........................................................... 6-18

表 6.3.4 調達可能な代表的なインドネシア炭並びにオーストラリア炭の主な諸元 .......... 6-22

表 7.1.1 ACM0013 を適用するプロジェクトの登録状況（2011 年 3 月 9 日現在）............. 7-2

表 7.2.1 既存の発電所のリスト ........................................................................................... 7-13

vi

vii

表 7.2.2 今後建設が予定される発電所のリスト ................................................................. 7-14

表 7.2.3 2020 年までに追加が予定される発電容量（MW）.............................................. 7-17

表 7.2.4 ベトナムにおける 2008 年グリッド電力排出係数 ................................................. 7-25

表 7.2.5 国際エネルギー機関（IEA）公表データを基に作成した排出係数 .................... 7-26

表 7.2.6 WWFゴールド・スタンダードの持続可能性評価表 ..................................... 7-33

表 7.3.1 グリッド容量代替電源に影響を及ぼす障壁の例 ................................................ 7-36

表 7.3.2 主要なオフセットプログラムにおける追加性 ....................................................... 7-37

表 7.3.3 試算に利用したIEのデータ（2009 年）................................................................. 7-42

表 7.3.4 主要なオフセットプログラムにおける有効化審査・検証手続き .......................... 7-43

表 7.3.5 既存の方法論と提案するオプションの比較 ........................................................ 7-45

表 8.1.1 円借款供与条件..................................................................................................... 8-8

表 8.1.2 円借款における所得階層のカテゴリー ............................................................... 8-10

表 8.1.3 気候変動対策円借款条件................................................................................... 8-11

表 8.2.1 経済・財務評価の基本条件 ................................................................................. 8-13

表 8.2.2 ファイナンスの条件............................................................................................... 8-14

表 8.2.3 Vung Ang 3 サイト条件 ......................................................................................... 8-16

表 8.2.4 Binh Dinh 2&3 サイト条件 （各プロジェクト）....................................................... 8-16

表 8.2.5 Vung Ang 3 サイトの亜臨界圧石炭火力、超臨界圧石炭火力、USC石炭火力の

ベースケースのリターンと主要コスト .............................................................................. 8-18

表 8.2.6 Binh Dinh 2&3 サイトの亜臨界圧石炭火力、超臨界圧石炭火力、USC石炭火力の

ベースケースのリターンと主要コスト .............................................................................. 8-18

表 8.3.1 パラメータ分析（その１） ........................................................................................ 8-23

表 8.3.2 パラメータ分析（その２） ........................................................................................ 8-24

図番号一覧

図 2.1.1 超臨界と亜臨界のサイクル上の違い（模式図） ..................................................... 2-1

図 2.1.2 超臨界圧と亜臨界圧 .............................................................................................. 2-2

図 2.1.3 ドラムボイラと貫流ボイラの概略系統 ..................................................................... 2-3

図 2.1.4 貫流ボイラの概略系統と起動バイパス系統 .......................................................... 2-3

図 2.1.5 貫流ボイラの概略系統と復水脱塩装置 ................................................................ 2-4

図 2.1.6 コールド起動カーブ ............................................................................................... 2-5

図 2.1.7 高クロム鋼適用個所例 ........................................................................................... 2-7

図 2.3.1 亜臨界圧、超臨界圧とUSCの熱効率比較（LHV, 発電端） ............................... 2-10

図 3.1.1 選定サイト位置 ....................................................................................................... 3-2

図 3.2.1 Vung Ang 3 サイト予定地 ....................................................................................... 3-3

図 3.2.2 Vung Ang 3 サイト予定地中心部砂丘上より北西方向.......................................... 3-5

図 3.2.3 Vung Ang 3 サイト予定地中心部砂丘上より南方向.............................................. 3-5

図 3.2.4 海岸部北西方向..................................................................................................... 3-6

図 3.2.5 海岸部南東方向..................................................................................................... 3-6

図 3.2.6 建設中の運河......................................................................................................... 3-6

図 3.2.7 サイト予定地内の学校............................................................................................ 3-6

図 3.2.8 サイト予定地西側部分 ........................................................................................... 3-6

図 3.2.9 サイト予定地内の集落............................................................................................ 3-6

図 3.3.1 Binh Dinh 2&3 サイト予定地.................................................................................. 3-7

図 3.3.2 Binh Dinh 2&3 サイト予定地海岸部（東方向）...................................................... 3-9

図 3.3.3 Binh Dinh 2&3 サイト予定地陸側（西方向）........................................................ 3-10

図 3.3.4 海岸部の砂丘（北方向） ....................................................................................... 3-10

図 3.3.5 海岸部の砂丘（南方向） ....................................................................................... 3-10

図 3.3.6 Vinh Nuoc Ngot湖沿いの集落............................................................................. 3-10

図 3.3.7 サイト予定地内の集落.......................................................................................... 3-10

図 3.4.1 Kien Luong 3 サイト予定地 .................................................................................. 3-16

図 3.4.2 Kien Luong 3 サイト予定地（オプション 1）陸側（東方向） ................................. 3-18

図 3.4.3 Kien Luong 3 サイト予定地（オプション 1）海側（西方向） ................................. 3-18

図 3.4.4 セメント工場（オプション 1 南方向）..................................................................... 3-19

図 3.4.5 サイト予定地内の住居（オプション 1）.................................................................. 3-19

図 3.4.6 Kien Luong 3 サイト予定地（オプション 2）海側（西方向） ................................. 3-19

図 3.4.7 Kien Luong 3 サイト予定地（オプション 2）陸側（東方向） ................................. 3-19

図 3.4.8 マングローブ林（オプション 2 東方向） ................................................................ 3-18

図 3.4.9 セメント工場桟橋（オプション 2 南方向）.............................................................. 3-18

図 4.2.1 Vung Ang 3 サイト現状図 ..................................................................................... 4-22

viii

図 4.2.2 Binh Dinh 2&3 サイト現状図................................................................................ 4-33

図 4.2.3 Kien Luong 3 サイト現状図 .................................................................................. 4-46

図 5.2.1 Vung Ang 3 サイト全体配置図（案） ....................................................................... 5-2

図 5.2.2 沖合鉛直取水方式............................................................................................... 5-12

図 5.2.3 ケーソン混成堤構造............................................................................................. 5-14

図 5.2.4 杭式桟橋構造....................................................................................................... 5-14

図 5.2.5 傾斜堤構造........................................................................................................... 5-15

図 5.3.1 Binh Dinh 2&3 サイト全体配置図（案）............................................................... 5-15

図 5.3.2 沖合鉛直取水方式............................................................................................... 5-25

図 5.3.3 ケーソン混成堤構造............................................................................................. 5-26

図 5.3.4 杭式桟橋構造....................................................................................................... 5-27

図 5.5.1 Vung Ang 3 建設工期見積 ................................................................................. 5-29

図 5.5.2 Binh Dinh 2&3 建設工期見積 (各プロジェクト) ................................................. 5-30

図 6.1.1 ベトナムの化石エネルギー生産推移 .................................................................... 6-2

図 6.1.2 Vinacomin本社の組織 ........................................................................................... 6-1

図 6.1.3 地域別発電用石炭需要......................................................................................... 6-4

図 6.1.4 地域別石炭火力発電容量..................................................................................... 6-5

図 6.1.5 発電用石炭供給..................................................................................................... 6-5

図 6.2.1 ベトナムの代表的な石炭積上げ港候補地と本F/Sの対象サイト........................... 6-7

図 6.3.1 発電ソース別発電量予測 ...................................................................................... 6-9

図 6.3.2 石炭需要の地域別比率の動向 ........................................................................... 6-10

図 6.3.3 一般炭の需給概要（2009 年） .............................................................................. 6-10

図 6.3.4 一般炭の世界需給見通し.................................................................................... 6-11

図 6.3.5 燃料別発電電源構成........................................................................................... 6-13

図 6.3.6 インドの発電電源構成（2010 年、容量ベース）................................................... 6-15

図 6.3.7 インドの石炭需給バランスの実績と見込み ......................................................... 6-15

図 6.3.8 インドネシアの電気別発電量の現状と将来の予想 ............................................ 6-16

図 6.3.9 石炭の生産量、消費量、輸出量の推移予測 ...................................................... 6-17

図 6.3.10 中国の石炭の長期需給バランスの見通し......................................................... 6-19

図 6.3.11 一般炭価格指標の推移 ..................................................................................... 6-20

図 7.1.1 二国間クレジットの適用を前提としたGHG削減に関する方法論の調査・検討フロー

.......................................................................................................................................... 7-5

図 7.2.1 ベトナムにおける現在の電源構成......................................................................... 7-8

図 7.2.2 中国、インド、ASEAN諸国（ベトナム除く）における電源構成 ............................ 7-10

図 7.2.3 ベトナムの 2009 年及び 2020 年の電源構成...................................................... 7-28

図 8.2.1 Vung Ang 3 のパラメータスタディー..................................................................... 8-21

ix

x

図 8.2.2 Binh Dinh 2&3 のパラメータスタディー ............................................................... 8-22

図 9.2.1 詳細F/Sから建設までの概略スケジュール .......................................................... 9-26

図 9.2.2 詳細F/Sの概略スケジュール ................................................................................ 9-26

略語一覧

ACR American Carbon Registry －

ADB Asian Development Bank アジア開発銀行

ASEAN Association of South‐East Asian Nations 東南アジア諸国連合

B/C Buyer’s Credit バイヤーズクレジット

B/L Bank Loan バンクローン（市中銀行ローン）

BCWP Boiler Circulation Water Pump ボイラ循環ポンプ

BFP Boiler Feed water Pump ボイラ給水ポンプ

BM Build Margin ビルド・マージン

BMCR Boiler Maximum Continuous Rating ボイラ 大連続蒸発量

BP British Petroleum ブリティッシュ・ペトロリアム

CAR Climate Action Reserve －

CBM Coal bed Methane 炭層メタンガス

CBP Condensate Booster Pump 復水昇圧ポンプ

CCX Chicago Climate Exchange シカゴ気候取引所

CDM Clean Development Mechanism クリーン開発メカニズム

CER Certified Emission Reductions 認証排出削減量

CFI Carbon Financial Instrument －

CIIR Commercial Interest Reference Rate 市中貸出金利

CM Combined Margin コンバインド・マージン

COD Commercial Operation Date 運転開始日

Cond Condenser 復水器

CP Condensate Pump 復水ポンプ

CRT Climate Reserve Tonne －

DOE Designated Operational Entity 指定運営機関

DONRE Department of Natural Resources

and Environment

天然資源環境局

DWT Dead Weight Tonnage 載貨重量トン数

ECA Export Credit Agency 輸出信用機構

ECO Economizer 節炭器

EHS

Guidelines

Environmental, Health and Safety

Guidelines

環境健康安全ガイドライン

EIA Environmental Impact Assessment 環境影響評価（環境アセスメント）

EIRR Economic Internal Rate of Return 経済的内部収益率

EPRI Electric Power Research Institute －

ERT Environmental Resources Trust －

xi

EU Europe Union 欧州連合

EVN Vietnam Electricity ベトナム電力公社

F/S Feasibility Study 事業可能性評価

FIRR Financial Internal Rate of Return 財務的内部収益率

GAD Gross Air Dry 気乾ベース総発熱量

GAH Gas Air Heater 空気予熱器

GAR Gross as Received 到着ベース総発熱量

GDP Gross Domestic Product 国民総生産

GHG Green House Gas 温室効果ガス

GW Giga Watt 電力の単位；1GW=1,000MW

HGI Hardgrove Grindabillity Index 石炭粉砕性

HHV Higher Heating Value 高位発熱量

H.W.L High Water Level 朔望平均満潮面

HP High Pressure 高圧

IE Institute of Energy エネルギー研究所

IEA International Energy Agency 国際エネルギー機関

IFC International Finance Corporation 国際金融公社

IP Intermediate Pressure 中圧

IPP Independent Power Producer 独立系発電事業者

JBIC Japan Bank for International Cooperation 国際協力銀行

JICA Japan International Cooperation Agency 国際協力機構

JSME Japan Society of Mechanical Engineers 日本機械学会

LHV Lower Heating Value 低位発熱量

LIBOR London Inter-Bank Offered Rate ロンドン銀行間取引金利

LP Low Pressure 低圧

LULUCF Land Use, Land Use Change and Forestry 土地利用・土地利用変化及び林業

部門

L.W.L Low Water Level 朔望平均干潮面

METI Ministry of Economy, Trade and Industry 経済産業省

Mil Million 百万

MOC Memorandum of Cooperation 協力合意書

MOIT Ministry of Industry and Trade 商工省

MONRE Ministry of Natural Resources

and Environment

天然資源環境省

MOST Ministry of Science and Technology

（旧）科学技術省

xii

MOSTE Ministry of Science, Technology and

Environment

（旧）科学技術環境省

MRV Measurement, Reporting and Verification 測定・報告・検証

M.S.L Mean Sea Level 平均水面

MSV Main Stop Valve 主蒸気止め弁

MW Mega Watt 電力の単位；1MW=1,000kW

N/A、NA Not applicable 適用外

NAR Net as Received 到着ベース真発熱量

NGAC NSW Greenhouse Abatement Certificates －

NSW GGAS New South Wales Greenhouse Gas

Abatement Certificate

オーストラリア ニューサウス・ウェー

ルズ州 排出量取引制度

NTP Notice to Proceed 着工承認日

O&M Operation and Maintenance 運営保守

ODA Official Development Assistance 政府開発援助

OECD Organization for Economic Co-operation

and Development

経済開発国際機構

OM Operating Margin オペレーティング・マージン

PDD Project Design Document プロジェクト設計書

PECC2 Power Engineering Consulting Joint Stock

Company 2

－

PECC3 Power Engineering Consulting Joint Stock

Company 3

－

PLF Plant Load Factor プラント負荷係数

PLN PT PLN 国営電力公社（インドネシア）

PPP Public Private Partnership 官民連携

PVN Petro Vietnam ベトナム石油公社

QA Quality Assurance 精度保証

QC Quality Control 精度管理

RH Re-Heater 再熱器

ROE Return On Equity 自己資本利益率

RSV Reheat Stop Valve 再熱蒸気止め弁

SC Super Critical 超臨界圧

SCM Sectoral Crediting Mechanism セクター別クレジットメカニズム

SEA Strategic Environmental Assessment 戦略的環境アセスメント

SF6 Sulfur Hexafluoride 六フッ化硫黄

SH Super-Heater 過熱器

xiii

xiv

SHC Establishing Allowable Stress Value etc. of

High Chromium Ferritic Steel

高クロム鋼の長時間クリープ強度低

下に関する技術基準適合性調査

Sub Sub-Critical 亜臨界圧

Tb Turbine タービン

UCG Underground Coal Gasification 石炭地下ガス化

UNFCCC United Nations Framework Convention on

Climate Change

気候変動に関する国際連合枠組条

約

USC Ultra Super Critical 超々臨界圧

VCS Voluntary Carbon Standard －

VCU Voluntary Carbon Unit －

VGF Viability Gap Funding バイアブルギャップファンディング

Vinacomin Vietnam National Coal-Mineral Industries

Holding Corporation Ltd.

ベトナム国営石炭鉱物産業公社

VVM Validation and Verification Manual CDM 有効化審査・検証マニュアル

WBCSD The World Business Council for

Sustainable Development

持続可能な開発のための世界経済

人会議

WRI World Resources Institute 世界資源研究所

WW Water Wall 水冷壁

第1章 序論

1.1. 本調査の背景

現在、ベトナム政府では第７次国家電力開発計画を策定中であり、この中で当社は国際協力機

構（Japan International Cooperation Agency；以下、JICA）ベトナム国国家電力計画策定支援プロ

ジェクトを通して、電力需要想定及び系統計画・解析に関する技術支援を行っている。

このベトナム政府で策定中である第７次国家電力開発計画に合わせ、日本の低炭素型・環境対

応高度技術、高効率電力システムを、電源・送電線を含めたシステム全体としてベトナム電力公社

へ提案することを計画している。これは、ベトナム電力セクター発展に大きく寄与するものである。

1.2. 本調査の目的

ベトナムで計画されている石炭火力地点に対して、超々臨界圧型（Ultra Super Critical；以下、

USC）石炭火力として設計することにより、より経済的・効率的な発電を行い、高効率石炭火力技術

の概略設計や燃料調達方法および環境影響調査、さらには二国間クレジットや円借款の取引ス

キームを検討することにより、わが国の技術による温室効果ガス削減の貢献およびわが国の温室

効果ガス削減目標達成に寄与することを目的とする。

さらに、現在、クレジットの創出に関しては、クリーン開発メカニズム (Clean Development

Mechanism；以下、CDM)に代表される「ベースライン＆クレジット型」のアプローチが主流であり、こ

れは先進国から途上国に向けた技術及び資金の移転を可能にする仕組みであり、且つ先進国の

産業にとっても「キャップ＆トレード」型のアプローチと比較して、自主的な取り組みが可能であると

いう点で有効な制度となっている。しかしながら、国連による現行の CDM の承認手続きでは、「『追

加性』の証明が厳格かつ審査に多大な時間とコストがかかる」ことに加え、「本邦の技術・ノウハウの

適用が期待できる省エネ案件への適用が難しい」などの課題を抱えている。

本調査では、従来の CDM では追加性が認められにくいプロジェクトの中に、途上国の排出削減

に貢献できる技術や製品があることを具体的な提案（高効率石炭火力）として示すことで、日本と途

上国との二国間協力関係を強化し、将来的には国際交渉を有利に進める材料とすることを 終的

な目的とする。

なお、本調査に関し、2010 年 10 月 26 日付にて、経済産業省（Ministry of Economy, Trade and

Industry, 以下 METI）とベトナム商工省（Ministry of Industry and Trade, 以下 MOIT）との間で、

ベトナムへの USC 石炭火力導入に関する共同研究の協力合意書（Memorandum of Cooperation,

以下、MOC）を取り交わしている。

1-1

1.3. 調査内容

1.3.1. 超々臨界圧石炭火力技術の提案

USC 石炭火力技術のメリットや技術的な特徴、主要機器や共通設備、周辺インフラ設備概要に

ついて紹介し、亜臨界圧（Sub-Critical；Sub）や超臨界圧（Super Critical；SC）との熱効率比較、さら

には運用開始後の保守管理について、そのポイント等を詳述する。

1.3.2. 石炭火力計画地点調査

ベトナム関係機関へのヒアリングを通じて、USC 石炭火力の建設候補地点として選定された 3 地

点について、計画内容、気候、地形、海洋、インフラの各条件を詳述する。

1.3.3. 環境・社会的実行可能性の検討

ベトナムの環境政策・環境行政の概要と火力発電プロジェクト実施に係るベトナムの環境関連法

規・基準・省令を詳述する。

1.3.4. 概念設計・工期算定・費用積算

3 地点の現地調査結果を検討した上で、2 地点についてプラント概念設計対象とし、発電所レイ

アウト、機器・設備仕様の検討、概算建設費用算定、建設工期算定を詳述する。また詳細

Feasibility Study （以下、詳細 F/S）を含めた運開までのスケジュールを検討する。

1.3.5. 燃料調達方法の提案

ベトナムにおける石炭資源や生産事情、輸入炭積上港の調査として既存の港湾設備の紹介お

よび新規の港湾設備計画の課題、さらに石炭輸入先として各国の動向と炭種の検討を詳述する。

1.3.6. 二国間クレジットの適用を前提とした温室効果ガス削減に関する方法論の検討

及びオプションの提示

温室効果ガス削減に関する既存の方法論の紹介と USC 石炭火力を導入した際の二国間クレ

ジット適用を前提とした方法論の検討により、既存の方法論とオプションの提案を詳述する。

1-2

1.3.7. 資金調達の見通し、円借款適用の可能性および円借款適用に向けた具体的なアク

ションプラン

USC 石炭火力導入の経済性を、キャッシュフローモデルを用いて分析し、円借款による低利融

資や二国間クレジット制度の適用によるクレジット収益を複合的に組み合わせた場合の経済・財務

評価を実施し、亜臨界・超臨界石炭火力との経済・財務的分析比較を詳述する。

1.4. 調査体制

No 担当業務 氏名 所属

1 総括 佐野 淳 東京電力株式会社

2 火力（ボイラ/貯炭） 長谷川 洋平 東京電力株式会社

3 火力（タービン/補機/用水） 鈴木 亨 東京電力株式会社

4 火力（電気／電力系統） 平野 茂延 東京電力株式会社

5 火力（環境／社会調査） 牛山 徹也 東京電力株式会社

6 火力土木 小島 明 東電設計株式会社

7 経済、財務評価 五味 秀基 丸紅株式会社

8 経済、財務評価 原田 圭祐 丸紅株式会社

9 環境（二国間クレジット） 政木 隆史 東京電力株式会社

10 環境（二国間クレジット） 井上 正秀 東京電力株式会社

11 環境（二国間クレジット） 吉田 睦 丸紅株式会社

12 環境（二国間クレジット） 徳田 幸次 丸紅株式会社

13 環境（二国間クレジット） 佐久間 俊憲 丸紅株式会社

14 燃料調達 名取 顕二 丸紅株式会社

15 燃料調達 室家 健 丸紅株式会社

16 業務調整 若山 隆代 東京電力株式会社

1-3

1.5. 調査スケジュール

【第一次国内作業】 国内作業日程：2010 年 10 月

・第一次現地作業準備

【第一次現地作業】 現地作業日程：2010 年 10 月 11 日～10 月 16 日

日程 組織 実施内容 面会者

10/12 IE 本 F/S 候補地調査 Dr. Hoang Tien Dung - Deputy Director General

EVN 本 F/S 事前説明 Mr. Duong Quang Thanh - Vice President

MOIT 本 F/S 事前説明 MOC ドラフト打合

Mr. Le Tuan Phong - Deputy General Director

of Energy Department

10/13

PECC2 本 F/S 候補地調査 Mr. Nguyen Viet Dung - Chief Operating Officer

Thermal Power Projects PECC2 委託契約事前打合 Mr. Nguyen Viet Dung

- Chief Operating Officer Thermal Power Projects

10/14

PECC3 本 F/S 候補地調査 Mr. Nguyen Phuc Thanh - Thermal Power Projects

Dept. 10/15 － 団内協議、資料整理

【第二次国内作業】 国内作業日程：2010 年 10 月～11 月

・第一次現地作業にて情報入手・協議した候補地点から具体的な 3 地点（Vung Ang 3、

Binh Dinh 2&3、Kien Luong 3）を選定 ・委託契約資料作成 ・第二次現地作業準備

【第二次現地作業】 現地作業日程：2010 年 11 月 14 日～11 月 25 日

日程 組織 実施内容 面会者

MOIT 現地調査事前説明 Mr. Le Tuan Phong - Deputy General Director of Energy Department

11/15

IE 委託契約締結作業 Dr. Hoang Tien Dung Deputy Director General

1-4

PECC2 委託契約締結作業 Binh Dinh 2&3 サイト情報入手 Kien Luong 3 サイト情報入手

Mr. Nguyen Chon Hung - Director

11/16 IE Vung Ang 3 サイト情報入手 クレジット制度化打合

Mr. Nguyen Chien Thang - Manager

11/17-18

－ Vung Ang 3 サイト調査 －

11/19-20

－ Binh Dinh 2&3 サイト調査 －

11/22-23

－ Kien Luong 3 サイト調査 －

IE Vung Ang 3 サイト追加情報入手 Mr. Nguyen Chien Thang - Manager

11/24

PECC2 Binh Dinh 2&3 サイト追加情報入手 Kien Luong 3 サイト追加情報入手

Mr. Nguyen Viet Dung - Chief Operating Officer

Thermal Power Projects

【第三次国内作業】 国内作業日程：2010 年 11 月～2011 年 2 月

・概念設計、工期検討及び概算コスト積算 ・二国間クレジット適用のためのＧＨＧ削減方法論検討 ・第三次現地作業準備

【第三次現地作業】 現地作業日程：2011 年 2 月 14 日～2 月 18 日

日程 組織 実施内容 面会者

2/15 MOIT 中間報告 Mr. Le Tuan Phong - Deputy General Director of Energy Department

IE 中間報告 Dr. Hoang Tien Dung Deputy Director General

2/16 EVN 中間報告 Mr. Duong Quang Thanh - Vice President

2/17 PECC2 中間報告 Mr. Le Thanh Hai

【第四次国内作業】 国内作業日程：2011 年 2 月～3 月

・概念設計、工期検討及び概算コスト積算 ・二国間クレジット適用のためのＧＨＧ削減方法論検討 ・ファイナンスオプションの検討とプロジェクト経済・財務評価 ・ファイナンスも含めたプロジェクト全体のスケジュール検討 ・MOIT、EVN、IE コメントを踏まえたドラフト事業報告書の作成 ・第四次現地作業準備

1-5

1-6

【第四次現地作業（現地報告会）】 現地作業日程：2011 年 3 月 6 日～3 月 13 日

日程 組織 実施内容 面会者

3/7 EVN 終セミナー

事前報告 Dr. Ing Nguyen Phu Gia Deputy Director Investment management Department

3/8 MOIT 終セミナー

事前報告 Mr. Le Tuan Phong - Deputy General Director of Energy Department Mr. Mai Dinh Trung Deputy Director of Project Management Board on Rural Electrication and Renewable Energy

3/9-10 － 終セミナー

準備 －

3/11 － 終セミナー

開催 ＜主催者＞ MOIT：Mr. Mai Dinh Trung METI： 産業技術環境局環境政策課 小澤室長、堀内係長 ＜来賓者＞ 日本大使館：下村二等書記官 JICA：村上上級企画調査員 JETRO：Ms.Thuy Nguyen 他 1 名 IE:Mr.Hoang Tien Dung 他 6 名 EVN：Mr.Duong 他 4 名 PECC1：5 名 PECC2：2 名 PECC3：1 名 PECC4：4 名 VN Thermal Science Association：3 名 Vinacomin Power Corp：１名 Chairman of Thermal Science Association：1 名 東電設計ハノイ事務所：1 名

【第五次国内作業】 国内作業日程：2011 年 3 月

・事業報告書作成及び提出

2-1

第2章 超々臨界圧石炭火力技術の提案

2.1. 超々臨界圧（ＵＳＣ）の特長

本章では、USC石炭火力の技術について説明する。2.1.1項でUSC石炭火力のメリットについて

説明し、2.1.2項以降で以下のUSC石炭火力の技術的な特徴について説明する。

ボイラ型式…貫流ボイラの採用（2.1.2項）

機器構成…起動バイパス系統と復水脱塩装置（2.1.3項）

運用性…起動および負荷追従性（2.1.4項）

水質管理…より厳しい水質管理要求（2.1.5項）

自動プラント制御…要素が互いに干渉しあう制御（2.1.6項）

材料…耐高温高圧材料の採用（2.1.7項）

2.1.1. ＵＳＣのメリット

図 2.1.1は、従来型汽力発電所の蒸気サイクルを簡易的に示したものである。熱力学の法則か

ら、蒸気サイクルの熱効率は、赤線で囲まれた三角形を赤線で囲まれた三角形と青線で囲まれた

四角形の和で割ることによって導くことが出来る。蒸気温度、蒸気圧力が高い程、青線で囲われた

四角形に対して赤線で囲われた三角形の割合が大きくなるため、高い熱効率を達成出来る。従っ

て亜臨界圧発電所に比較し高温、高圧のUSC石炭火力発電所は高い熱効率を得ることが出来

る。

図 2.1.1 超臨界と亜臨界のサイクル上の違い（模式図）

17.5MPa

24.5MPa538 oC

600 oC

•This figure is for explanation and shows very simplified steam cycle. No reheat and no extraction are considered.

Tem

per

atu

re

Specific Entropy

USC

Sub Critical

2.1.2. ボイラ形式

USC 石炭火力発電所は、超臨界圧を超える超々臨界圧力の蒸気を取り扱うため、貫流ボイラが

採用される。この理由は、以下のように説明される。

ボイラでは、ボイラの燃焼室に細管を配置し、この細管内を水が通過することで水が熱を得て蒸

気となる。一方ボイラ内は燃焼によって生じる熱にさらされるため、管内の水の流量を適切に保ち、

管の温度を設計温度以下に保つ必要がある。

亜臨界圧では、水が蒸気になる際に飽和領域（水と蒸気が混合した状態）が存在し、飽和領域

においては比重の差が生じる。ドラムボイラではこの比重の差によって生じる自然循環力を利用し

て水を循環させるドラムおよび循環系統を持ち、それによって管内の水の流量を適切に保つことが

出来る（高圧になるに従い飽和領域における比重差が小さくなり、十分な循環量を得るのが難しく

なるため、高圧の亜臨界圧ボイラでは循環力を補うため循環ポンプを設けるボイラも広く採用され

ている）。一方、超臨界圧では、飽和領域が存在せず（図 2.1.2参照）、自然循環力はゼロとみなせ

るため、循環によって管内の水の流量を保つことが出来ない。そのためUSC石炭火力発電所では、

給水ポンプによってボイラ入口から出口まで水を強制的に押し出し、管内の水の流量を適切に保

つ（従ってドラムおよび循環系統を持たない）貫流ボイラが採用される。

ドラムボイラと貫流ボイラの概略系統を図 2.1.3に示す。

図 2.1.2 超臨界圧と亜臨界圧

2-2

Sub-critical - Drum boiler SC/USC - Once-through boiler

BFP

ECO

SH

Drum To steam turbine

Steam WaterSaturation water

BFP

ECO

SH

To steam turbine

図 2.1.3 ドラムボイラと貫流ボイラの概略系統

2.1.3. 機器構成

ドラムボイラプラントと比較し、貫流ボイラプラントの機器構成上の特徴となるものは、起動バイパ

ス系統と復水脱塩装置である。起動バイパス系統は、起動時に適切な蒸気条件となるまで循環さ

せるための系統である（図 2.1.4参照）。復水脱塩装置は、ボイラに供給する水の中の異物を除去

するための装置である（図 2.1.5参照）。復水脱塩装置については、2.1.5項でも説明する。

P

#2RH

#1RH

#1SH

#2SH

#3SH

#4SH

Water Separator

Furnace

E C O

HP Heaters

De-Air LP Heaters Cond.Polisher

P

P BCWP

BFP CP

StartingExtruction

HP-TbBypass

MSVRSV

Cond.

P

CBP

HP-Tb IP-Tb LP-Tb

CondensateDemineralizer

P

#2RH

#1RH

#1SH

#2SH

#3SH

#4SH

Water Separator

Furnace

E C O

HP Heaters

De-Air LP Heaters Cond.Polisher

P

P BCWP

BFP CP

StartingExtruction

HP-TbBypass

MSVRSV

Cond.

P

CBP

HP-Tb IP-Tb LP-Tb

CondensateDemineralizer

Extraction

SH SH RH

Water Wall

Deaerator

図 2.1.4 貫流ボイラの概略系統と起動バイパス系統

2-3

P

#2RH

#1RH

#1SH

#2SH

#3SH

#4SH

Water Separator

Furnace

E C O

HP Heaters

De-Air LP Heaters Cond.Polisher

P

P BCWP

BFP CP

StartingExtruction

HP-TbBypass

MSVRSV

Cond.

P

CBP

HP-Tb IP-Tb LP-Tb

Water Separatordrain Control

Condensate

DemineralizerP

#2RH

#1RH

#1SH

#2SH

#3SH

#4SH

Water Separator

Furnace

E C O

HP Heaters

De-Air LP Heaters Cond.Polisher

P

P BCWP

BFP CP

StartingExtruction

HP-TbBypass

MSVRSV

Cond.

P

CBP

HP-Tb IP-Tb LP-Tb

Water Separatordrain Control

Condensate

Demineralizer

Starting Extraction

SH SH RH

Water Wall

Deaerator

図 2.1.5 貫流ボイラの概略系統と復水脱塩装置

2.1.4. 運用性

貫流ボイラはドラムを持たないことから、ドラムボイラに比べて保有水量が著しく少ない。またドラ

ムのように金属の厚肉部分が少ないことから、昇温率を高くできることが特徴である。ユニット停止

状態からの起動において、ボイラを点火し、求められる蒸気状態まで昇温・昇圧する工程がある。

昇温率が高い貫流ボイラはこの工程を非常に早く終えることができる。また、電力需要の変化に対

する追従性（負荷変化率）も、一般的に貫流ボイラの方が優れている。

表 2.1.1の 3 タイプのユニットについて、停止時間の長いコールド起動時の起動カーブ（点火～

定格負荷）を図 2.1.6に示している。ユニットAとユニットBはガス火力、ユニットAがドラムボイラ、ユ

ニットBが貫流ボイラである。原点を点火時間とすると、同じガス火力において、貫流ボイラであるユ

ニットBは昇温・昇圧にかかる時間が短いことから、ドラムボイラのユニットAに比べて短い時間で並

列し、並列後の負荷上昇も速いことから、短時間で定格負荷まで到達している。ユニットCは石炭

火力、貫流ボイラである。ガス火力のユニットBと比べると起動時間が長くなるが、ドラムボイラのユ

ニットAと比べると速く定格負荷まで到達しており、優位性があると言える。

具体的な数値は示してはいないが、負荷変化率についてもドラムボイラに比べ、一般的に 2～3

倍程度大きく、優位性があると言える。

2-4

Unit AUnit B

Ignition(zero-point)

Unit C

Full Load

Synchronization

Full Load

Unit AUnit B

Ignition(zero-point)

Unit C

Full Load

Synchronization

Full Load

図 2.1.6 コールド起動カーブ

表 2.1.1 ユニット概要

538/56624.6GAS1000Once-ThroughUnit B

600/60024.5COAL1000Once-ThroughUnit C

566/56616.9GAS350DrumUnit A

Temperature[oC]

Pressure[MPa]

Steam Condition

FuelPower

Capacity[MW]

Type ofBoiler

538/56624.6GAS1000Once-ThroughUnit B

600/60024.5COAL1000Once-ThroughUnit C

566/56616.9GAS350DrumUnit A

Temperature[oC]

Pressure[MPa]

Steam Condition

FuelPower

Capacity[MW]

Type ofBoiler

2.1.5. 水質管理

従来、ベトナムで運用されているドラムボイラ（亜臨界圧）と、今回提案している貫流ボイラ（超臨

界圧や USC）における水質管理上の大きな違いは、貫流ボイラでは通常運転中にボイラ水を系外

へ排出（ブロー）出来ないという点である。

従来のドラムボイラでは通常運転中、徐々にボイラ水中の溶解物質がドラムでの汽水分離に伴

いドラム水中に濃縮されていくが、ドラム水の運転中ブローによる溶解物質の系外ブローが可能で

ある。これに対し、貫流ボイラでは、すべてのボイラ水がボイラチューブ内で蒸発するため、ボイラ

水中の溶解物質はすべてボイラチューブ内に析出しスケールとなり、ボイラチューブの閉塞や過熱

によるボイラチューブの噴破等を引き起こす。したがって、貫流ボイラでは、通常、次のような水質

管理を行う。

（1） 水質管理のための薬品は、すべて揮発性のもの（アンモニア、ヒドラジン）を用いる。

（2） 復水脱塩装置を設置し、復水中の溶解物質を除去する。

2-5

（3） ドラムボイラよりも厳しい水質管理を行い、ボイラチューブにおけるスケールの発生を抑制す

る。

表 2.1.2に、JIS B 8223:2006 で定められているドラムボイラと貫流ボイラにおけるボイラ水の水質

の相違を示す。

表 2.1.2 ドラムボイラと貫流ボイラにおけるボイラ水の水質の相違

ボイラの型式と 高使用圧力 ドラムボイラ

(15～20MPa)

貫流ボイラ

(揮発性物質処理、>20MPa)

補給水の種類 イオン交換水

pH 8.5-9.6 8.5-9.7

電気伝導度(μS/cm at 25℃) 0.5 0.25

溶存酸素(mgO/L) 0.007

鉄(mgFe/L) 0.02 0.01

銅(mgCu/L) 0.005 0.002

ヒドラジン(mgN2H4/L) 0.01

シリカ(mgSiO2/L) - 0.02

2.1.6. 自動プラント制御

ドラムボイラは貫流ボイラに比べて保有水量が多いため、負荷変化による蒸気圧力の変動が少

なく、ユニットの挙動が安定的である。一方、貫流ボイラは保有水量が著しく少ないため、負荷変化

によって大きな蒸気圧力変動を生じやすいため、応答性の良い制御が必要である。

表 2.1.3にドラムボイラと貫流ボイラの制御方式の概念をまとめている。ユニットの運転状態の中

で、発電機出力、主蒸気圧力、主蒸気温度、ドラムレベル（貫流ボイラの場合除く）が代表的な制

御対象として挙げられる。また操作対象としては燃料流量、給水流量、スプレー流量が挙げられ

る。

表 2.1.3に示すように、ドラムボイラでは各制御対象に対する操作対象が一つであり、それぞれ

独立に制御できると言える。一方、貫流ボイラにおいては、主蒸気圧力制御は主に給水流量により

制御される。しかし、主蒸気圧力制御のため給水流量を変化させると、主蒸気温度にも強く影響し

てしまうため、給水流量の調整と同時に燃料流量制御の必要がある。貫流ボイラではSHスプレー

は過渡的にしか温度調整効果がないため、主蒸気温度制御としては予備的な役割となる。本報告

書では示していないが、貫流ボイラでは、これ以外にも複数の操作を同時に行う必要があり、ドラム

タイプに比べ複雑で高度な制御が必要となる。

以上のように、貫流ボイラでは応答性が良く、複雑な制御が必要となるため、制御ロジックの構築

には十分な実績が必要であると共に、試運転時の確認も確実におこなう必要がある。

2-6

2-7

表 2.1.3 制御方式の概要

2.1.7. 材料

今回提案している 600℃級の USC 石炭火力は蒸気条件を高温・高圧としていることから、これに

耐えられる材料が必要となる。特に高温となる 終過熱器／再熱器、主蒸気／再熱蒸気管、高中

圧タービン等には、高クロム鋼を適用する事となるが、この高クロム鋼はまだ新しい材料であり、設

計と製造にはノウハウが必要となる。

図 2.1.7 高クロム鋼適用個所例

Final SH/RH Main/RH Steam pipes, Valves

HP/IP : Rotor, Blade, Nozzle, Inner casingLP : Blade, Nozzle

* SH: Superheater, RH: Reheater, HP/IP/LP: High/Intermediate/Low Pressure

Boiler Turbine

Turbine Control ValveTurbine Control ValvePower Output

Control Diagram

Not applicableFeed Water FlowDrum Water LevelFuel/Feed Water Flow RatioSpray FlowSteam Temperature

Feed Water FlowFuel FlowSteam Pressure

Once-Through type BoilerDrum type BoilerControl Target/ObjectTurbine Control ValveTurbine Control ValvePower Output

Control Diagram

Not applicableFeed Water FlowDrum Water LevelFuel/Feed Water Flow RatioSpray FlowSteam Temperature

Feed Water FlowFuel FlowSteam Pressure

Once-Through type BoilerDrum type BoilerControl Target/Object

TC

PC

BFP

BurnerFuel

SteamTurbine

SHSpray

Eco

WW

1st SH2nd SH

TC

PC

LC

BFP

BurnerFuel

SteamTurbine

SHSpray

EcoWW

1st SH2nd SH

2-8

日本においては 1993 年から USC 石炭火力が運用されているが、その過程において高クロム鋼

の

2.2. ＵＳＣ石炭火力の導入実績

日本における初のUSC石炭火力は 1993 年に碧南 3 号（700MW）が運開しており、2010 年 9 月

現

表 2.2.1 日本の USC 石炭火力一覧

溶接部のクリープ破断強度が母材よりも低いという事が判明した。2004 年に SHC 委員会

（Committee on Establishing Allowable Stress Value etc. of High Chromium Ferritic Steel）が設立さ

れ、再検討をおこなってきた結果、2011 年には日本の機械学会の発電用設備規格 JSME（Japan

Society of Mechanical Engineers）に検討結果が反映される事となった。このことからも日本のメー

カーは高クロム鋼といった高温材料に対する技術、ノウハウを蓄積しており、15 年以上の運用実績

を反映した製品を製造することができると言える。

在、22 基、計 18GWのUSC石炭火力が運転している。（表 2.2.1参照）

電力会社 ユニット出力(MW)

主蒸気圧力（タービン入口）(MPa)

主蒸気／再熱蒸気温度(℃)

タービンメーカー

ボイラーメーカー

運開年月

北海道 苫東厚真４号 700 25.0 600/600 日立 ＩＨＩ Jun 2002東北 能代２号 600 24.1 566/593 東芝 ＩＨＩ Dec 1994

原町１号 1000 24.5 566/593 東芝 ＭＨＩ Jul 1997原町２号 1000 24.5 600/600 日立 バブ日立 Jul 1998

東京 広野５号 600 24.5 600/600 ＭＨＩ ＭＨＩ Jul 2004常陸那珂１号 1000 24.5 600/600 日立 バブ日立 Dec 2003

中部 碧南３号 700 24.1 538/593 ＭＨＩ ＩＨＩ Apr 1993碧南４号 1000 24.1 566/593 東芝 ＩＨＩ Nov 2001碧南５号 1000 24.1 566/593 東芝 ＩＨＩ Nov 2002

北陸 敦賀２号 700 24.1 593/593 東芝 ＭＨＩ Sep 2000七尾太田１号 500 24.1 566/593 ＭＨＩ バブ日立 Mar 1995七尾太田２号 700 24.1 593/593 東芝 ＩＨＩ Jul 1998

関西 舞鶴１号 900 24.5 595/595 ＭＨＩ ＭＨＩ Aug 2004舞鶴２号 900 24.5 595/595 東芝 ＩＨＩ Aug 2010

中国 三隅１号 1000 24.5 600/600 ＭＨＩ ＭＨＩ Jun 1998四国 橘湾１号 700 24.1 566/593 東芝 バブ日立 Jun 2000九州 苓北２号 700 24.1 593/593 東芝 ＭＨＩ Jun 2003J-Power 磯子新１号 600 25.0 600/610 富士電機 ＩＨＩ Mar 2002

磯子新２号 600 25.0 600/620 日立 ＩＨＩ Jul 2009橘湾１号 1050 25.0 600/610 東芝/GE ＩＨＩ Jul 2000橘湾２号 1050 25.0 600/610 ＭＨＩ バブ日立 Dec 2000松浦２号 1000 24.1 593/593 ＭＨＩ バブ日立 Jul 1997

（出典：火力発電所設備概要 電事連 2010.4、火原協資料）

2-9

ベトナムの属する東南アジアにおいても、USC 石炭火力は導入されつつあり、韓国、中国では

図 2.2.1 東南アジアにおける USC 石炭火力導入実績及び予定

2.3. 亜臨界圧、超臨界圧とUSCの熱効率比較

2.1.1項で述べたとおり、蒸気圧力、蒸気温度を上げることにより、タービン効率が上がり、プラン

ト熱

2000 年以降 10 基以上運開している。また現在、インドネシアや台湾では USC 石炭火力の計画、

入札が予定されている。

効率が上昇する。ベトナムにおいて亜瀝青炭を燃料とした場合の概算熱効率（LHV, 発電端）

は、亜臨界圧（16.6MPa, 538/538℃）で約 41%（38.5%HHV）、超臨界圧（24.1MPa, 538/566℃）で

約 42.5%（40%HHV）、USC（24.5MP, 600/600℃）では約 44.5%（42%HHV）と見積もられ、USCは

亜臨界圧に比べ約 3.5%、超臨界圧でも約 2.0%、熱効率を高くすることができる。

USC Coal fire Power plant in Asia

（＊） by Japanese manufacturers

JapanOperation；

・Total 22 Units・Total 18,000MW

Construction；・Total 2 Units・Total 1,600MW

KoreaOperation；

・Total 2Units(＊)

・Total 1,740MWConstruction；

・Total 4Units(＊)

・Total 3,740MW

TaiwanOperation；NonePlanning & Bidding；

・3Units・Total 2,400MW

IndonesiaOperation；NonePlanning & Bidding；

・2 Sites・Total 4,000MW

ChinaOperation；

・Total 9Units(＊)

・Total 8,200MWConstruction；

・Total 1Unit(＊)

・Total 1,000MW

2-10

図 2.3.1 亜臨界圧、超臨界圧と USC の熱効率比較（LHV, 発電端）

2.4. 主要機器概要

USC 石炭火力発電所の主要機器は、大きくボイラ設備とタービン発電機設備に分けられ、ボイ

ラ設備を構成する機器には、ボイラ本体、燃焼設備、通風設備、排煙処理設備があり、タービン発

電機設備は蒸気タービン、発電機、復水設備、給水設備、冷却水設備で構成されている。設備構

成は基本的に従来型の超臨界圧型と同様であるため、ここでは USC 石炭火力における主要機器

の設計について特徴のある部分を概説する。

2.4.1. ボイラ設備

USC石炭火力は効率を追求した仕様であり、建設コストとしては従来型の亜臨界圧、超臨界圧

ボイラに比べ高価となるため、一般的に出力 500MW以上の大容量ボイラに採用されている。ボイ

ラ形式は2.1節でも述べたとおり、蒸気条件が臨界点を超えているため貫流ボイラが必要となり、現

在は中間負荷運用での高効率化を考慮して変圧型が主流となっている。600℃級のUSC石炭火

力においては、効率とコストの 適化から一段再熱が採用されている。石炭焚きボイラは、同容量

のガス・油焚きボイラに比べサイズが大きくなるが、これは石炭の燃焼速度が遅いこと、また、単位

容積当たりの発熱量を低く保って過熱器等への燃焼灰付着を防止するために、火炉容積が必要と

Super Critical24.1MPa, 538/566℃

Sub Critical16.6MPa, 538/538℃

41.041.0%%442.52.5%%

444.54.5%%

Gross Thermal Efficiency

Ultra Super Critical24.5MPa, 600/600℃

+ 3.5%

(LHV Base)

+ 2.0%

Estimated under the condition of VietnamCoal type: Sub-bituminous, 4,700 kcal/kg (LHV)

Effects of the Steam Conditions

なるためである。

USC 石炭火力は蒸気条件を高温高圧化とすることにより高効率となっているが、材料の許容応

力は蒸気温度の上昇に伴って低下するため、これに耐えるために配管等の部材を厚くすることが

必要となる。しかし、起動停止や負荷変化時には部材の内・外面に発生する温度差により、熱疲労

が大幅に増加することになってため、USC 石炭火力では高温状態においても強度が保てる高温材

料を採用し、肉厚を抑えるようにしている。

2.4.2. タービン発電機設備

USC 石炭火力の蒸気タービンは通常、再熱再生復水式が用いられるが、形式としては、高中圧

タービン、低圧タービンを直列に１軸で配置したタンデムコンパウンド形と、高中圧タービンと低圧

タービンを別々に２軸で配置したクロスコンパウンド形に分けられる。タンデムコンパウンド形は、設

備をコンパクトに配置する事ができ、またタービンに接続する発電機も１台で済むため、一般的にコ

ストは安価になる。一方、タービン内部における蒸気圧力の段落差は比較的大きく設計することに

なるため漏れ蒸気が多くなり、タービン効率は、クロスコンパウンド形に比べると低くなる傾向がある。

クロスコンパウンド形は、低圧タービンを別軸で配置できるため、発電機の極数を 4 極とすることで

軸回転数を半分にすることができ、 終段動翼の大型化が可能となるため、高効率化し易い。

ボイラと同様にローター等には USC の高温高圧の蒸気条件に対応すべく、高温クリープ強度を

向上した高クロム鋼の材料を採用する。

2.5. 共通設備概要

USC 石炭火力発電所の共通機器設備としては、送変電設備、揚運貯炭設備、起動用燃料設備、

灰処理設備、煙突、用排水設備、取放水設備が挙げられるが、基本的に従来型の亜臨界圧、超

臨界圧型の石炭火力と同様な仕様、設備構成となるため、USC 石炭火力特有の設計要素として

特記すべき事はないと言える。

2.6. 周辺インフラ設備概要

USC 石炭火力発電所の周辺インフラ設備としては、主に送電線、石炭受入および資機材搬入

用の港湾、アクセス道路等が挙げられる。このうち、上記の港湾設備について設計の考え方を概説

する。

港湾設備においての主な設計上の考慮点には、航路、泊地、防波堤、物揚場・燃料バースが挙

げられる。航路は、船舶の航行のために設定された水深と幅員を有する水路で、その設計に当

たっては、気象、海象の影響など操船に支障を来さないよう屈曲部を少なくするように考慮する。泊

地は安全な停泊、円滑な操船および荷役が出来るようにするため、静穏で十分な広さの面積およ

び水深を確保しなければならない。防波堤の主な機能は、燃料、機材の受入作業のために静穏な

2-11

2-12

海域を確保することである。防波堤の配置計画に当たっては、港口からの進入波を少なくし、港口

は船舶が安全に航行出来る幅を有することである。物揚場・燃料バースの長さは、対象船舶の船

長にその船舶の幅を加えた値を標準とし、水深については満載喫水にその喫水の 10%を加えた

値を標準とする。

2.7. 保守管理

発電設備の単機容量は設備費率の低減（スケールメリット）を図るべく大容量化が図られると同

時に熱効率の向上を目指して蒸気条件の高温高圧化が行われてきた。今回提案しているUSC石

炭火力は蒸気条件が 24.5MPa/600℃/600℃と高温、高圧であるため、2.1.7項で述べたようにボイラ

過熱器や高中圧タービンには優れた高温強度を有する耐熱材料として高クロム鋼を使用している。

高クロム鋼溶接部のクリープ破断強度については、2.1.7項で述べているように現在日本国内にて

検討を実施し、技術、ノウハウの蓄積を行っている。

USC 石炭火力特有な保守管理ではないが、超臨界火力においても同様に管理される高温高圧

部での保守項目例を以下に述べる。

ボイラにおける経年劣化損傷は、機器では耐圧部が約 7 割、要因では熱疲労、腐食疲労とク

リープ損傷が約 8 割を占めている。信頼性向上のために耐圧部の疲労、腐食疲労及びクリープ損

傷を定期点検時に管理することが重要である。

タービンにおける劣化損傷は，高温域での長時間運用によるクリープ損傷，高頻度起動停止に

よる疲労損傷が重畳して材料劣化が進行する。対策として，余寿命診断を行い，損傷量を定量的

に把握し、管理することが重要である。

第3章 石炭火力計画地点調査

3.1. 調査地点の選定

USC 石炭火力の建設候補地を選定するにあたり、ベトナム関係機関へのヒアリングをおこなって、

以下の条件に合致する石炭火力建設予定地を選択した。

１．円借款を適用するためには、独立系発電事業者（Independent Power Producer；以下、IPP）

等民間事業者ではなく、ベトナム電力公社（Vietnam Electricity、以下 EVN）が発電所のオー

ナーとなる必要があり、現状EVNがオーナー、もしくは、EVNがオーナーとなれるオーナー未

定のサイト

２．発電所の基本設計を検討するために、 低限、サイトの位置、区画、及び、周辺環境情報の

得られるサイト

３．USC 石炭火力を導入するにあたり、日本メーカーの優位性が保たれると考えられる 2020 年

前後に運開予定のサイト

建設計画の権限を持つMOIT、電力マスタープランの計画を担うエネルギー研究所（Institute of

Energy、以下IE）、オーナーとなるEVN、発電所建設計画、環境影響評価等をとりまとめている

EVN子会社のPECC2（Power Engineering Consulting Joint Stock Company 2）、PECC3（Power

Engineering Consulting Joint Stock Company 3）等を訪問し、状況調査を行った結果、IEから提案

のあったベトナム中北部のVung Ang 3、PECC2 から提案のあった中部のBinh Dinh 2 & 3、南部の

Kien Luong 3 を本F/Sの対象とした。（図 3.1.1参照）この 3 地点の選定については、METIから

MOITへレターを発行（2010 年 11 月 16 日付）し、また、調査団からもMOIT、EVNへ報告し理解を

得ている。

3-1

図 3.1.1 選定サイト位置

3-2

3-3

3.2. Vung Ang 3 サイト状況

3.2.1. 計画内容（位置、容量、サイト面積、揚運炭、燃料、送電、灰処理）

Vung Ang 3 サイトは、ベトナム中北部のHa Tinh省、南シナ海トンキン湾入口付近に位置してい

る。先行地のVung Ang 1,2 サイト予定地からは約 7km南側に位置している。Vung Ang 3 サイト予定

地を図 3.2.1に示す。発電所計画出力は 600MW x 4 ユニット、合計出力 2,400MWを予定しており、

発電所計画用地面積は約 225haである。

図 3.2.1 Vung Ang 3 サイト予定地

石炭は石炭バースに接岸した石炭船より揚炭機にて受け入れ、屋外の貯炭場へ移送する計画

と

運

では海側の埋め立てによる 60ha と内陸に 30ha の灰捨て場が計画さ

れ

なっている。貯炭については、工業地域として近隣にオフィスビルの建設も計画されているため、

飛散防止策に考慮が必要である。石炭は輸入炭を使用し、インドネシアまたはオーストラリアからの

輸入が検討されている。貯炭量はボイラ 大連続蒸発量（Boiler Maximum Continuous Rating；以

下、BMCR）に対して 30 日分、ベトナム側の計画で 45.2 万トンの貯炭場を設けることとなっている。

起動用燃料は軽油を使用し、1,000 載貨重量トン（Dead Weight Tonnage；以下、DWT）の軽油

搬船を受け入れるための設備を建設する計画となっている。受入後は、タンクへ軽油配管を経

由し、ポンプにて移送する。

灰処理については、現計画

ている。

3-4

500kV 開閉所はサイト西側に配置され、Vung Ang 1,2 発電所、Quang Trach 発電所及び Thanh

H

3.2.2. 気候（気温、湿度、大気圧、風速、降水量）

Vung Ang 3 サイト予定地付近の気象データは下記の通りである。

大気温度］

均気温：18.5-30.4℃

℃

相対湿度］

湿度：83%

風速］

大風速：36m/s

降水量］

間平均降水量：2526.2mm

大気圧］

間平均大気圧：1004.6hPa

oa 変電所に 500kV 送電線で接続される予定となっている。

［

月平

高気温：40.2℃

低気温：8.4℃

年平均気温：24.7

［

平均

大湿度：100%

低湿度：29%

［

［

年

大日降水量：484.2mm

［

年

大大気圧：1029.5hPa

小大気圧：983.7hPa

3-5

3.2.3. 地形（陸上地形、海洋地形）

Vung Ang 3 サイト予定地は、両側を小さな岬に挟まれた約 16km の直線海岸の中央に位置して

いる。この約 16km の直線海岸の後背地は、東側が海岸線から約 1km の幅で、 高 31m、平均

15m 程の高さの砂丘となり、集落を挟んで西側が湿地帯（水田含む）となっており、建設時には整

地が必要となる。地質調査は行っていないが、サイト近傍の岩盤は深度 19m～28m との情報があ

る。

海側については海洋地形図から推測すると海底勾配は約0.3～0.4%であり、外洋大型船舶の必

要水深 16m 確保できる地点は海岸線から約 5km となる比較的遠浅海岸と考えられ、取水口及び

桟橋は沖合に設置する必要がある。

サイト予定地の北側には、製鉄工場用地、南西方向の国道１号線付近には各種工場用地を含

む経済区域が計画されている。また、サイト南側はサイト境界に沿って運河が建設中である。この

ため、サイト用地の拡張は難しいと思われる。

図 3.2.2～図 3.2.9に、サイト予定地の写真を示す。

図 3.2.2 Vung Ang 3 サイト予定地中心部砂丘上より北西方向

図 3.2.3 Vung Ang 3 サイト予定地中心部砂丘上より南方向

図 3.2.4 海岸部北西方向 図 3.2.5 海岸部南東方向

図 3.2.6 建設中の運河 図 3.2.7 サイト予定地内の学校

図 3.2.8 サイト予定地西側部分 図 3.2.9 サイト予定地内の集落

3-6

3.2.4. 海洋（潮位、潮流、波浪）

Vung Ang 3 サイトにおける海洋調査は実施していないため、サイト周辺の海象状況を示す。

［潮位］

H.W.L＝ 1.65ｍ （朔望平均満潮面）

M.S.L＝ 1.09ｍ （平均水面）

L.W.L＝－1.03m （朔望平均干潮面）

［潮流］

大流速： 0.48ｍ/ｓ（2004 年 9 月 20 日、北方向）

［波浪］

大波高： 3.94m（2004 年 11 月 16 日、北東方向）

海洋情報は Vung Ang 3 サイトにおける海洋調査データがなく、サイト周辺のデータを参考に示

したが、サイトでの実際の海洋データは、サイト周辺の海岸及び海洋地形等に大きく支配されるの

で、詳細 F/S 時にて波浪推算及び海象調査を実施すべきである。

3.2.5. インフラ（道路、港湾、用水）

サイト予定地は国道 1 号線から約 1km 程度しか離れておらず、国道からサイトまでのアクセス道

路を幅 20m 長さ 1km 程度建設すれば良い。

港湾については、計画地点から北側約 11km の岬付根に小さな漁港がある。この港湾を利用し

て港湾の建設に必要なコンクリートケーソン等の製作ヤード並びに荒天時の作業船舶の避難港と

して利用出来ると考える。尚、7km 北側に位置する Vung Ang 1,2 あるいはサイトのすぐ北側にでき

る予定の大型港湾設備が先行して運用していれば、使用可能と考えられる。

発電所で使用する用水については、経済区域の計画に伴い工業用水の供給予定があるが、現

状は供給能力不明。地下水は乏しく、利用可能量は 1,000 m3/日程度であるため、発電所建設時

の周辺計画の進捗状況により海水淡水化装置の設置を考慮した方がよい。

復水器の冷却水には海水の使用は可能であるが、沿岸部の水深が浅く、外洋に面しているため、

漂砂・漂流物の影響を避ける目的で 1km 程沖合に取水口を設ける、沖合取水方式の採用が望ま

しい。

3-6

3.3. Binh Dinh 2&3 サイト状況

3.3.1. 計画内容（位置、容量、サイト面積、揚運炭、燃料、送電、灰処理）

Binh Dinh 2&3 サイトは、ベトナム中南部のBinh Dinh省南シナ海に直接面し、先行地のBinh

Dinh 1サイト予定地に隣接している。Binh Dinh 2&3サイト予定地を図 3.3.1に示す。Binh Dinh 1、

Binh Dinh 2&3 の発電所計画出力は、それぞれ 600MW x 2 ユニット、1,000MW x 4 ユニットを予定

しており、合計出力は 5,200MWである。発電所計画用地面積は約 350haである。

図 3.3.1 Binh Dinh 2&3 サイト予定地

石炭は石炭バースに接岸した石炭船より揚炭機にて受け入れ、屋外の貯炭場へ移送する計画

となっている。石炭は、インドネシアまたはオーストラリアからの輸入が検討されており、

100,000DWT の石炭船にて輸送する計画となっている。貯炭量は BMCR に対して 30 日分の貯炭

場を設けることとなっている。

起動用燃料は軽油を使用し、2,000DWT の軽油運搬船を受け入れるための設備を建設する計

画となっている。受入後は、タンクへ軽油配管を経由し、ポンプにて移送する。

灰処理については、灰分 14%の石炭を利用した場合、灰の排出量は 220 万トン/年であり、その

ために、68.7ha（Binh Dinh 1: 31.7ha、Binh Dinh 2: 17ha、Binh Dinh 3: 20ha）の灰捨場が計画され

ている。Binh Dinh 1 に対する容量は 10 年以下である。そのため、灰捨場の拡張を考慮しなければ

3-7

ならないと考えられている。

220kV、500kV 開閉所はサイト西北側に配置され、220kV 送電線は Quy Nhon 変電所、Hoai

Nhon 変電所に接続され、500kV 送電線は Doc Soi 変電所、Van Phong 変電所に接続される予定と

なっている。

3.3.2. 気候（気温、湿度、大気圧、風速、降水量）

Binh Dinh 2&3 の気候条件は、サイトから約 40km 離れた Quy Nhon 調査地点にて 1976 年から

現在まで測定されている。

［大気温度］

月平均気温：22.8-29.6℃

高気温：41.0℃

低気温：15.0℃

年平均気温：26.6℃

［相対湿度］

平均湿度：79%

大湿度：100%

低湿度：36%

［風向及び風速］

風向は、雨期である 9 月～12 月には主に北、北西、乾期である 1 月～8 月には北、南東であ

る。

高風速：24.0-45.4m/s

［降水量］

この地域での雨期は 9 月～12 月の４ヶ月間であり、年間総降水量の 87%がこの 4 ヶ月間に集

中し、10 月に降水量が 大となる。

月平均降水量：24.3-554.6mm

年平均降水量：1,877mm

高年間降水量：2,872.5mm

3-8

［大気圧］

月平均大気圧：1004.7-1014.6hPa

年平均大気圧：1009.3hPa

大大気圧：1026.1hPa

小大気圧：984.3hPa

3.3.3. 地形（陸上地形、海洋地形）

サイト計画地点は、両側を小さな岬に挟まれた約 12ｋｍの直線海岸の北側に位置している。サイ

トから北側約 3km の岬付根には小さな漁港があり、漁船並びに船舶の泊地として利用している。こ

の約 12km の直線海岸は、海から吹き上げた砂で砂丘となっており、海岸線から約 150ｍ内陸まで

は標高 3～5ｍ程度である。この砂丘の後背地は砂丘により河川の流れが止められたため湿地帯

（小さな川並びに池）を形成しており、その背後には田んぼ並びに集落が点在している。サイト北側

には小さなチタン工場並びに集落が存在する。

海側については地形図から推測すると海底勾配は約 1.6-2%であり、海岸線から 1km で水深

10m、2km で水深 14-15m が確保できる。

Binh Dinh 2&3 サイトは北側から、共用地、Binh Dinh 1、Binh Dinh 2、Binh Dinh 3 となり、南端

部には、灰捨場が計画されている。Binh Dinh 1 は Saigon Investment というベトナムのローカルディ

ベロッパーがオーナーとのことで、2015～2016 年の運開を予定している。

サイト予定地の沿岸部には住居はほとんど見あたらないが、地図によると西側境界付近が集落と

重なっている。現計画の設定根拠が不明であり、また、Binh Dinh 1 の計画も進行中であるため明

言はできないが、サイト予定地の南側沿岸部には砂丘上の海岸が広がっているだけであるため、

現計画予定地を 1km程南側に移すだけで住居の移転はかなり回避できると考えられる。図 3.3.2

～図 3.3.7に、サイト予定地の写真を示す。

図 3.3.2 Binh Dinh 2&3 サイト予定地海岸部（東方向）

3-9

図 3.3.3 Binh Dinh 2&3 サイト予定地陸側（西方向）

図 3.3.4 海岸部の砂丘（北方向） 図 3.3.5 海岸部の砂丘（南方向）

図 3.3.6 Vinh Nuoc Ngot 湖沿いの集落 図 3.3.7 サイト予定地内の集落

3-10

3.3.4. 海洋（潮位、潮流、波浪）

Binh Dinh 2&3 サイトにおける海洋調査は実施していないため、サイト周辺の Quy Nhon 及び外洋

の Phu Quy の海象状況を示す。

［潮位］

約 40km離れたQuy Nhon海洋調査地点での 1976-2009 年までの観測データで平均、 高及

び 低潮位計算結果を表 3.3.1,表 3.3.2 ,表 3.3.3に示す。

表 3.3.1 Quy Nhon 調査地点における年平均潮位計算結果

P (%) 5 10 20 25 50 75 90 95

Htb.p (cm) 161 160 158 157 154 152 150 149

表 3.3.2 Quy Nhon 調査地点における年 高潮位計算結果

P (%) 0.5 1 2 3 4 5 10 20

Hmax.p (cm) 299 295 290 287 285 283 277 271

表 3.3.3 Quy Nhon 調査地点における年 低潮位計算結果

P (%) 50 75 80 90 95 97 98 99

Hmin.p (cm) 43 35 34 30 28 26 25 25

Quy Nhon 海洋調査地点は、Quang Nam 省から Binh Thuan 省にかけての沿岸部同様に不規

則な潮汐を示している。

1 ヶ月に 18～22 日周潮があり、上げ潮が下げ潮より長い傾向にある。平均潮位振幅は 1.2～

1.8mである。(表 3.3.4参照)

3-13

表 3.3.4 Quy Nhon 調査地点における潮位特性 (1981-2008)

Month Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual

Mean (cm) 158 153 151 148 148 143 141 144 155 170 174 167 155

Max (cm) 258 256 238 247 250 254 242 248 271 277 274 296 296

Min (cm) 50 38 56 45 33 25 35 27 59 83 63 55 25

Mean tidal

amplitude 172 156 126 141 164 177 180 163 146 148 165 177 159

Note: Mean tidal amplitude = Max average - Min average

［潮流］

サイトにおける潮流に関する海洋調査を実施していないが、ローカルコンサルタントからの聞

き取り調査では、潮流は 9～11 月は南から北で、それ以外の時期は北から南との情報を得て

いる。

［波浪］

サイト予定地から も近い波浪観測地点であるBinh Thuan省のPhu Quy海洋調査地点での波

浪データ分析結果を表 3.3.5に示す。

表 3.3.5 Phu Quy 調査地点における 高波浪高さ

P (%) 0.5 1 2 3 4 5 10 20

hmax.p (cm) 1121 979 841 763 715 668 550 447

海洋情報は Binh Dinh 2&3 サイトでの海洋調査データがなく、潮位はサイト周辺の Quy Nhon 調

査地点、波浪は外洋の Phu Quy 調査地点のデータを参考に示したが、サイトでの実際の海洋デー

タは、サイト周辺の海岸及び海洋地形等の大きく支配されるので、詳細 F/S にて波浪推算及び海

象調査を実施すべきである。

3-14

3.3.5. インフラ（道路、港湾、用水）

国道 1 号線からのアクセスはサイトまで約 20km ある。このアクセス道路の新設については地方

自治体が建設・整備する計画であるが、発電所建設に際しては地方自治体との工程調整等の協

議が必要となる。

港湾建設工事で問題となる工事用港湾並びに荒天時の避難港は北側の半島の付け根に漁港

が在り、この漁港を使用できれば問題はない。

Quy Nhon 市内の港湾施設として、Quy Nhon 港、Thi Nha 港、及び Dong Da 港の 3 つがある。

Quy Nhon 港は一番規模が大きく、30,000DWT 級船舶を受け入られ、7,500m2 の保管倉庫、

36,000m2 のヤードを確保している。1996 年から 10 年連続で荷役量が増加しており、年平均 21.3%

増加している。主な荷役物はクリンカ、木材、穀物、肥料，農作物等である。

発電所への工業用水の供給は、Vinh Nuoc Ngot 湖沿いの道沿いにパイプラインを敷設する計

画があるとのことだが、工業用水の引込計画が不明確なため、建設時より海水淡水化装置の設置

を考慮した方がよい。

3-15

3.4. Kien Luong 3 サイト状況

3.4.1. 計画内容（位置、容量、サイト面積、揚運炭、燃料、送電、灰処理）

Kien Luong 3 サイトは、ベトナム南部メコンデルタの西にあり、カンボジア国境近くのKien Giang

省に位置し、沖合約 55kmにはPhu Quoc島があり、先行地の Kien Luong 1,2 サイト予定地に隣接

している。Kien Luong 1,2,3 発電所計画出力は、600MW x 4 ユニット, 1,000MW x 2 ユニットであり、

合計出力は 4,400MWである。発電所計画予定地は図 3.4.1に示すようにオプション 1 として海岸

沿い、オプション 2 として埋立地に予定しており、用地面積は約 290haである。

図 3.4.1 Kien Luong 3 サイト予定地

Kien Luong 3 サイトに、大型の船舶で石炭を輸送するためには、大量の浚渫が必要とされるた

め、石炭を中継するためのコールセンター、もしくはフローティング式の石炭受入設備を Nam Du

島に建設し、そこから 5,000-10,000 DWT 級の船舶によって Kien Luong 3 サイトまで輸送する方法

が計画されている。

Nam Du 島は、Phu Quoc 島の南東に位置しており、Kien Luong 3 サイトより約 60km離れている。

島の面積は 5.8km2 であり、多くの部分は小さな山であり、平地は限られている。海図から見られる

限りでは、島の西部の条件は良く、水深 12m～15m 程である。一方東部は 5m～9m ほどである。

従って、島の西部がコールセンターの建設に適している。現状、島には水、排水、電気、水などの

インフラは存在しない。

3-16

また、この地域には、5,000DWT の船舶を受け入れることが出来る Hon Chong 港およびセメント

会社（Holcim 社）が所有する 10,000DWT の船舶を受け入れることの出来る港がある。

貯炭量は BMCR に対して 30 日分の貯炭場を設けることとなっている。

Kien Luong 3 サイトの利点として、灰の活用可能性が挙げられる。すでに Holcim 社は Kien

Luong 1 にて発生する全てのフライアッシュの購入に関する関心表明を発出しており、生産量の倍

増計画も承認している。また灰捨場として地方政府はすでに 51.8ha を承認している。Kien Luong 1

では約 15ha の用地によって、2 x 600MW に対する灰を 10 年間分まかなうことが出来るとしている。

500kV 開閉所はサイト東側に配置され 500kV 送電線は Doc Hoa 又は Cu Chi 変電所、Thot Not

変電所に接続される予定となっている。

3.4.2. 気候（気温、湿度、大気圧、風速、降水量）

サイト予定地付近の気象データは下記の通りである。

［大気温度］

月平均気温：25.8-28.9℃

高気温：37.9℃

低気温：17.0℃

年平均気温：27.5℃

［相対湿度］

平均湿度：82%

大湿度：100%

低湿度：37%

［風向及び風速］

風向は主に、雨期である 5 月～10 月は西、南西、11,12 月は北、北東、1 月～3 月は東、南東

となる。

平均風速：2.3-4.6m/s

最高風速：17.4-48.7m/s

［降水量］

この地域での雨期は 5 月～10 月の 6 ヶ月間であり、年間総降水量の 80%以上がこの 6 ヶ月

間に集中し、8 月に降水量が 大となる。

月平均降水量：12.1-362.2mm

年平均降水量：2,071mm

3-17

3.4.3. 地形（陸上地形、海洋地形）

Kien Luong 3 サイト予定地は、現在、省道 11 号線を挟んで陸側のオプション 1 と海側のオプショ

ン 2 という 2 つの計画があげられている。Kien Luong 1&2 は、ベトナムの企業 Tan Tao Co.

（ITAKO グループ）がオーナーで建設を予定しており、調査は完了しているとのことであるが、どち

らのオプションとなるか、まだ確定されていない模様。

オプション 1 の予定地は、平坦な田畑、湿地帯となっており、住居はわずかに見られるのみ。南

側から Kien Luong 1、Kien Luong 2、Kien Luong 3 となり、東側に灰捨場が計画されている（地方

政府の承認済み）。灰捨場の南側には石灰石の産出する数十 m の低山があり、サイトの南側約

1km のところにはセメント工場がある。サイト予定地の地質調査の情報は得られなかった。

オプション 2 の予定地は、海岸線から沖合 2km、幅 1.5km を埋め立てて利用する計画であり、

すでに杭により区画されて埋め立てが開始されている部分もある。水深は 2～3m であり、周辺は漁

場として利用されているようであった。海岸線はマングローブで覆われ、その中に数件の住居が見

受けられた。

サイト計画地点は、沖合に多数の島が点在するため波が遮蔽されており、年間を通して非常に

安定した海域である（調査時の海の状況は波が全く無く鏡のような状況である）ものの、この一帯の

海域はかなりの遠浅海岸で水深 10m地点が海岸から 10km以上となっている。図 3.4.2～図 3.4.9

にサイト予定地の写真を示す。

図 3.4.2 Kien Luong 3 サイト予定地（オプション 1）陸側（東方向）

図 3.4.3 Kien Luong 3 サイト予定地（オプション 1）海側（西方向）

3-18

図 3.4.4 セメント工場（オプション 1 南方向） 図 3.4.5 サイト予定地内の住居（オプション 1）

図 3.4.6 Kien Luong 3 サイト予定地（オプション 2）海側（西方向）

図 3.4.7 Kien Luong 3 サイト予定地（オプション 2）陸側（東方向）

3-19

図 3.4.8 マングローブ林（オプション 2 東方向） 図 3.4.9 セメント工場桟橋（オプション 2 南方向）

3.4.4. 海洋（潮位、潮流、波浪）

Kien Luong 3 サイトにおける海洋調査は実施していないため、サイト周辺の Phu Quoc 及び Rach

Gia の海象状況を示す。

［潮位］

Phu Quoc海洋調査地点での観測データ(1978-2009)からの想定潮位計算結果を表 3.4.1示

す。また、Rach Gia海洋調査地点での観測データ(1978-2009)からの想定潮位計算結果を表

3.4.2に示す。両地点とも不規則な潮汐である。

表 3.4.1 Phu Quoc 調査地点における潮位 (1978-2009)

P (%)

Unit 0.5 1 2 3 4 5 10 20 50

cm 507 469 430 407 392 377 335 290 222

Note: Phu Quoc station water level values on assumed elevation

3-18

表 3.4.2 Rach Gia 調査地点における潮位 (1978-2009)

P (%)

Unit 5 10 20 25 50 70 75 90 95

cm 11 8 4 3 -1 -4 -5 -7 -9

Note: Rach Gia station water level values on National altitude.

［潮流］

サイトにおける海洋調査を実施しておらず、潮流の情報は得られていない。

［波浪］

Phu Quoc海洋調査地点での波浪データ(1997-2007)分析結果を表 3.4.3に示す。西側からの

卓越波は西側が 21.4%と も多く、続いて、南西側が 8.2%、北西側が 4.3%と続いている。西

側及び南西側の波浪が支配的で、 高波浪は 3.0ｍである。波浪が立たない静穏率は 63.6%

である。

表 3.4.3 Phu Quoc 調査地点における波浪データ(1997-2007)分析結果

N NE E SE S SW W NW total

Grade (m) (frequency)

< 0.5 0.0249 0.0083 0.0000 0.0000 0.0332 0.1993 0.5480 0.0996 0.9133

0.50 - 0.90 0.0166 1.4198 0.0166 0.0830 0.6310 6.5593 12.0973 2.8811 23.7048

1.00 - 1.40 0.0083 0.2076 0.0083 0.0000 0.0332 1.1790 6.2023 0.9631 8.6018

1.50 - 1.90 0.0000 0.0083 0.0000 0.0000 0.0000 0.1744 2.0259 0.2491 2.4577

2.00 - 2.40 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.1162 0.3736 0.0581 0.5480

>= 2.50 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0166 0.1661 0.0000 0.1827

total 0.0498 1.6440 0.0249 0.0830 0.6974 8.2448 21.4132 4.2511

Max wave

height (m) 1 1.5 1 0.5 1 3 3 2

海洋情報は Kien Luong 3 サイトでの海洋調査データがなく、潮位はサイト周辺の Phu Quoc 及び

Rach Gia 調査地点、波浪は Phu Quoc 調査地点のデータを参考に示したが、サイトでの実際の海

洋データは、サイト周辺の海岸及び海洋地形等に大きく支配されるので、詳細 F/S にて波浪推算

及び海象調査を実施すべきである。

3-19

3-20

3.4.5. インフラ（道路、港湾、用水）

サイトは国道 80 号線から約 2km しか離れておらず、また省道 11 号線がサイト周辺に位置してお

り、陸路による資機材搬入は可能である。

Kien Giang 省 Hon Chong 港では 5,000DWT 級船舶、サイト近傍の Holcim セメント工場の港湾

施設では 10,000DWT 級船舶を受け入れられる。

海外からの大型石炭船舶（60,000DWT～100,000DWT）は直接サイトまで入港出来ない。よって、

沖合約 60km 付近の Nam Du 島にコールセンターもしくはフローティング式石炭受入設備を設け、

そこから 5,000DWT もしくは 10,000DWT の石炭船舶で小運搬する計画である。しかし 10,000DWT

級の石炭船に対応する航路を直接確保する事が大変なため、サイト予定地東側に在るセメント工

場のセメント積出港（10,000DWT の計画水深を確保してあり運用は 7,000DWT）の既設航路を利

用し発電所バースまで航路を延長し、石炭船を入港させるか、新たに浚渫して航路を確保するか

の二通りが考えられる。

第4章 環境・社会的実行可能性の検討

本章では、本プロジェクトの実施に伴う環境面、及び、社会面への影響と実行可能性について

述べる。

4.1. ベトナム国の環境政策・環境行政及び環境関連法規

4.1.1. ベトナム国の環境政策・環境行政

4.1.1.1. 環境政策

まず初めに、ベトナム国の環境政策の概要について述べる。ベトナムにおける環境政策の基本

的な枠組みとして、1994 年に環境保護法（Law on Environmental Protection）が施行された。それ

まで工業化が進んでいたハノイ市、ホーチミン市では、同法の施行以前に独自の環境規制を制定

し環境問題に対処していたが、これを受けて環境規制の一本化を図るため、大気環境基準

(TCVN5937, 5939 - 1995)・水質環境基準(TCVN5942, 5943, 5944 - 1995)等の環境基準や、排ガ

ス基準(TCVN5939 - 1995)・排水基準(TCVN5945 - 1995)等、汚染源からの排出基準が 1995 年に

制定された。この統一環境基準も近年の経済成長による環境規制をめぐる情勢の変化に対応する

ため現在順次改訂中である。

2005 年には、改定環境保護法（revised Law on Environmental Protection）がベトナム国会を通

過し、現在も有効である。現在、1995 年に制定された環境基準のいくつかは改定され、残りはベト

ナム国家技術規準（大気環境に関する国家技術基準 QCVN05:2009/BTNMT 等）に置き換わって

いる。

4.1.1.2. 環境行政

ベトナム国において環境行政を担当していたのは 1992 年に発足した科学技術環境省(Ministry

of Science, Technology and Environment；MOSTE)であり、科学研究、技術開発、設備標準化、産

業財産権保護、環境保護等、技術及び環境関連事項全体の責任官庁であった。2002 年 8 月、

MOSTE は科学技術省（Ministry of Science and Technology；MOST）と天然資源環境省（Ministry

of Natural Resources and Environment；以下、MONRE）に分割され、全ての環境関連事項は

MONRE に移管された。

4-1

MONRE では環境保全に関する政策法令文書の策定、環境保護法・環境規制等の遵守状況の

確認、大規模な開発案件に対する環境影響評価(Environmental Impact Assessment；以下、EIA)

の審査、資源管理等、国レベルで統括して行う業務を担当している。

一方、地方レベルの環境行政は、各省、中央直轄市に設置されている天然資源環境局

(Department of Natural Resources and Environment；以下、DONRE)が担当している。DONRE は各

省人民委員会の下に置かれており、土地利用・水資源・天然鉱物資源、環境、気象、水路、測定、

地図の管理において各省人民委員会を補佐している。DONRE では環境規制の遵守状況を直接

監視する立場にあり、大気質・水質等環境濃度のモニタリングや工場への立ち入り検査、水域・土

地利用に関する登録手続きを行っている。

4.1.2. 火力発電プロジェクト実施に係るベトナム国の環境関連法規・基準・省令

本節では、USC 石炭火力発電所建設プロジェクトに関連する環境関連法規・基準・省令等を示

す。

4.1.2.1. 環境アセスメント関連法令

(1) 環境保護法（Law on Environmental Protection）

環境保護法は、2005 年 11 月 29 日にベトナム国会を通過し、2005 年 12 月 12 日に国家主

席命令（President’s Ordinance）29/2005/L/CTN により公布され、2006 年 7 月 1 日付けで施行さ

れた。

環境保護法は、全 15 章、136 項からなり、Chapter III 全体は戦略的環境アセスメント

（Strategic Environmental Assessment, SEA）（14-17 項）と EIA（18-23 項）の章となっている。

(2) 政令 Decree 80/2006/ND-CP

2006 年 8 月 9 日付の「環境保護法のいくつかの項に実施に係る詳細及びガイドライン」に係

る政令である。政令は全 3 章、25 項からなり、その Section 2, Chapter 1 は SEA と EIA、及び環

境保護の取り組みに係る詳細規則の 12 項を含む。Decree 80/2006/ND-CP の Annex 1 には

EIA レポート作成の必要があるプロジェクトのリストがあり、Annex 2 には MONRE が審査・承認

する、セクター間及び省にまたがるプロジェクト及び EIA レポートのリストがある。

この２つの Annex の規則によれば、「50MW を超える火力発電プロジェクトは EIA レポートを

作成すること」、そして、「300MW 以上 500MW 未満の設計出力、及び、都市あるいは住宅地

から 2km 未満に位置する火力発電プラント」及び「500MW 以上の出力の火力発電プロジェク

ト」は MONRE によって審査・承認されることとなる。

4-2

(3) 政令 Decree 81/2006/ND-CP

2006 年 8 月 9 日付の環境保護領域における行政罰則に係る政令である。本政令は全 5 章、

44 項よりなり、9 項には SEA 及び EIA に係る規則に違反した場合の罰則が定められている。

(4) 政令 Decree 21/2008/ND-CP

2008 年 2 月付でベトナム政府（GOV）により発行されたもので、Decree 80/2006/ND-CP の改

訂及び追加である。

(5) 回状 Circular 08/2006/TT-BTNMT

MONRE による 2006 年 9 月 8 日付の「SEA、EIA 及び環境保護取り組みのガイダンス」の回

状である。本回状の Section III には、EIA レポートの作成・審査・承認、EIA レポートの内容の

実施に係る監査や認証の詳細について定められている。

(6) 回状 Circular 05/2008/TT-BTNMT

MONRE による 2008 年 12 月 8 日付の回状である。本回状には、環境保護法及び Decree

21/2008/ND-CP に規定されている、SEA、EIA、環境保護の取り組みに係る多数の事項の実

施についての詳細ガイドラインが定められている。

(7) その他

その他、EIA レポートで参照される法律文書としては、水資源法（The Water Resources Law、

1998 年 5 月 20 日ベトナム国会通過）、土地法（The Land Law、2003 年 11 月 26 日ベトナム国

会通過）等がある。

4.1.2.2. 火力発電プロジェクトに適用される環境関連基準

(1) 火力発電の排ガスに関する排出基準：国家技術規準 QCVN 22: 2009/BTNMT

火力発電の排ガス中の汚染物質に関する 大許容排出濃度 Cmax は、次の式によって算

出される。

Cmax = C x Kp x Kv

Cは汚染物質と燃料の種類により、表 4.1.1のように与えられる。

4-3

表 4.1.1 排ガス中の大気汚染物質の排出基準値（QCVN 22:2009/BTNMT）

Concentration (mg/Nm3)

B (New Plant) No Parameters A (Existing Plant)

Coal Oil Gas

1 Particulate 400 200 150 50

2 NOx

(as NO2)

1,000 - 650 (coal with volatile

content > 10%)

- 1,000 (coal with volatile

content ≤ 10%)

600 250

3 SO2 1,500 500 500 300

Kpは出力係数Capacity factorであり、その地点における発電出力によって、表 4.1.2のよう

に与えられる。

表 4.1.2 出力係数 Kp の値（QCVN 22:2009/BTNMT）

Power generation capacity (MW) Kp

P 300 1

300 < P 1200 0.85

P 1200 0.7

Kvは地域係数regional factorであり、地域によって表 4.1.3のように与えられる。

表 4.1.3 地域係数 Kv の値（QCVN 22:2009/BTNMT）

地方、地域区分 Kv

Grade 1 火力発電所から次の地域境界までの距離が 5km 未満の場合：特

別種都市及び I 種都市の城内、特別用途林、格付けされた自然

遺産、歴史・文化遺跡。

0.6

Grade 2 火力発電所から特別種都市及び I 種都市の城内境界までの距離

が 5km 以上、あるいは火力発電所から II、III、IV 種都市の城内・

市内の地域境界までの距離が 5km 未満。

0.8

Grade 3 工業団地、火力発電所から II、III、IV 種都市の城内・市内境界ま

での距離が 5km 以上、あるいは火力発電所から V 種都市の地域

1.0

4-4

境界まで 5km 未満

Grade 4 農村 1.2

Grade 5 山間部農村 1.4

(2) 周辺大気に関する大気環境基準：国家技術規準 QCVN 05: 2009/BTNMT

ベトナムの大気環境基準を表 4.1.4に示す。

表 4.1.4 周辺大気中における主な項目の 大許容濃度（大気環境基準：QCVN 05:2009/BTNMT）

（Unit: µg/m3）

No Parameter

1hr –

Averaging

Time

3h –

Averaging

Time

8h –

Averaging

Time

Annual

Averaging

Time

1 SO2 350 - 125 50

2 CO 30,000 10,000 5,000 -

3 NOx 200 - 100 40

4 O3 180 120 80 -

5 Suspended particulate

matter (TSP)

300 - 200 140

6 Particulate matter ≤ 10

μm (PM10)

- - 150 50

7 Pb - - 1.5 0.5

Note: En dash (-): No stipulation

(3) 産業排水に関する排水基準：国家技術規準 QCVN 24: 2009/BTNMT

ベトナムには火力発電専用の排水基準はなく、共通の産業排水基準に関する国家技術規

準により規制される。温排水の他、貯炭場や灰捨場からの排水についても本排出基準が適用

される。

産業排水中の汚染物質の 大許容値 Cmax は次のように算出される（ただし、温度、pH、臭

い、色、大腸菌群数、全 α 放射能、全 β 放射能の各項目については、Cmax=C を適用する）。

Cmax = C x Kq x Kf

4-5

Cは産業排水中の汚染物質の排出基準値で、表 4.1.5のように定められる。

表 4.1.5 産業排水中の汚染物質の排出基準値 C（QCVN 24:2009/BTNMT）

Limitation values No Parameters and substances Unit

A B

1 Temperature 0C 40 40

2 pH value - 6-9 5.5-9

3 Odor - uncomfortable uncomfortable

4 Colour (Co-Pt at pH = 7) - 20 70

5 BOD5 (200C) mg/l 30 50

6 COD mg/l 50 100

7 Suspended solids mg/l 50 100

8 Arsenic mg/l 0.05 0.1

9 Mercury mg/l 0.005 0.01

10 Lead mg/l 0.1 0.5

11 Cadmium mg/l 0.005 0.01

12 Chromium (VI) mg/l 0.05 0.1

13 Chromium (III) mg/l 0.2 1

14 Copper mg/l 2 2

15 Zinc mg/l 3 3

16 Nickel mg/l 0.2 0.5

17 Manganese mg/l 0.5 1

18 Iron mg/l 1 5

19 Tin mg/l 0.2 1

20 Cyanide mg/l 0.07 0.1

21 Phenol mg/l 0.1 0.5

4-6

22 Mineral oil and fat mg/l 5 5

23 Animal-vegetable fat and oil mg/l 10 20

24 Residual Chlorine mg/l 1 2

25 PCBs mg/l 0.003 0.01

26 Organic phosphorous mg/l 0.3 1

27 Organic Chloride mg/l 0.1 0.1

28 Sulfide mg/l 0.2 0.5

29 Floride mg/l 5 10

30 Chloride mg/l 500 600

31 Ammonia (as N) mg/l 5 10

32 Total nitrogen mg/l 15 30

33 Total phosphorous mg/l 4 6

34 Coliform MPN/100

ml

3,000 5,000

35 Gross activity Bq/l 0.1 0.1

36 Gross activity Bq/l 1.0 1.0

ここで、A 列は産業排水の排出先が生活用水のための水源である場合に適用される。また、

B 列は産業排水の排出先が生活用水のための水源ではない場合に適用される。尚、産業排

水の排出先が塩水または汽水の場合、塩化物の基準値は適用されない。

Kq は産業排水の排出先により次のように規定される。

表 4.1.6 産業排水の排出先が河川、泉、運河、水路、渓流、溝である場合の Kq（QCVN

24:2009/BTNMT）

産業排水の排出先の流量 Q（m3/s） Kq

Q 50 0.9

50 ＜ Q 200 1.0

200 ＜ Q 1,000 1.1

Q ＞ 1,000 1.2

4-7

表 4.1.6において、Qは産業排水の排出先の河川、泉、運河、水路、渓流、溝における連続

した３年間の も流量の少ない乾季の３ヶ月の平均流量である（水文気象台のデータに基づ

く）。当該河川、泉、運河、水路、渓流、溝の流量に関するデータがない場合はKq=0.9 を適用、

または排出源のある地域の天然資源環境局によって指定された担当機関が１年間で も流

量の少ない乾季の３ヶ月の平均流量を確定し、Kqを決定する根拠とする。

表 4.1.7 産業排水の排出先が池、湖沼の場合の Kq（QCVN 24:2009/BTNMT）

産業排水の排出先の容積 V（m3） Kq

V 10 x 106 0.6

10 x 106 ＜ V 100 x 106 0.8

V ＞ 100 x 106 1.0

表 4.1.7において、Vは産業排水の排出先の池、湖沼における連続した３年間の も水量

の少ない乾季の３ヶ月の平均容積である（水文気象台のデータに基づく）。当該の池、湖沼の

容積に関するデータがない場合はKq=0.6 を適用、または排出源のある地域の天然資源環境

局によって指定された担当機関が１年間で も容積の少ない乾季の３ヶ月の平均容積を確定

し、Kqを決定する根拠とする。

産業排水の排出先が沿岸の海水域の場合については、水中生物の保護、ウォータース

ポーツ、アクティビティのために利用されていない沿岸の海水域の場合は Kq=1.3、水中生物

の保護、ウォータースポーツ、アクティビティのために利用されている沿岸の海水域の場合は

Kq=1.0 を適用する。

(4) 生活排水に関する排水基準：国家技術規準 QCVN 14: 2008/BTNMT

発 電 所 か ら の 生 活 排 水 に 関 し て は 、 生 活 排 水 に 関 す る 国 家 技 術 規 準 QCVN

14:2008/BTNMT が適用される。

生活排水中の汚染物質の 大許容値 Cmax は次のように算出される（ただし、温度、pH や

大腸菌群数については、Cmax=C を適用する）。

Cmax = C x K

Cは生活排水中の汚染物質の排出基準値で、表 4.1.8のように定められる。

4-8

4-9

表 4.1.8 生活排水中の汚染物質の排出基準値 C（QCVN 14:2008/BTNMT）

基準値 C No. 項目 単位

A B

1 pH - 5 - 9 5 - 9

2 BOD5 (200C) mg/l 30 50

3 浮遊固形物(TSS) mg/l 50 100

4 溶解固形物 mg/l 500 1,000

5 硫黄（H2S 換算） mg/l 1.0 4.0

6 アンモニア（N 換算） mg/l 5 10

7 硝酸塩 NO3-（N 換算） mg/l 30 50

8 動植物油脂 mg/l 10 20

9 界面活性物質類 mg/l 5 10

10 リン酸塩 PO43- mg/l 6 10

11 大腸菌群数 MPN/100ml 3,000 5,000

Kは、サービス施設や公共施設、集合住宅地、住宅地、企業の類型、規模、所要面積に基

づき、表 4.1.9のように定められる。

表 4.1.9 サービス施設、公共施設と集合住宅の類型に対応する係数 K（QCVN 14:2008/BTNMT）

施設類型 施設の規模と所要面積 K

50 室、３つ星以上のホテル １ １．ホテル、レストハウス

50 室未満 1.2

10,000m2 以上 1.0 ２．代表機関、事務所、学校、

研究施設 10,000m2 未満 1.2

5,000m2 以上 1.0 ３．百貨店、スーパー

5,000m2 未満 1.2

1,500m2 以上 1.0 ４．市場

1,500m2 未満 1.2

500m2 以上 1.0 ５．レストラン、食品店

500m2 未満 1.2

500 人以上 1.0 ６．生産施設、軍隊駐屯地

500 人未満 1.2

50 戸以上 1.0 ７．集合住宅、住宅地

50 戸未満 1.2

(5) 地表水の水質に関する水質環境基準：国家技術規準 QCVN 08: 2008/BTNMT

地表水の水質に関する水質環境基準を表 4.1.10に示す。

表 4.1.10 地表水の水質に関する水質環境基準（QCVN 08:2008/BTNMT）

Allowable value

A B No. Parameters Unit

A1 A2 B1 B2

1 pH 6-8.5 6-8.5 5.5-9 5.5-9

2 Dissolved oxygen

(DO) mg/l ≥ 6 ≥ 5 ≥ 4 ≥ 2

3 Total suspended

solid (SS) mg/l 20 30 50 100

4 COD mg/l 10 15 30 50

5 BOD5 (20oC) mg/l 4 6 15 25

6 Ammonia(NH4+) mg/l 0.1 0.2 0.5 1

7 Chloride (Cl-) mg/l 250 400 600 -

8 Fluorine (F-) mg/l 1 1.5 1.5 2

9 Nitrite (NO2-) mg/l 0.01 0.02 0.04 0.05

10 Nitrate (NO3-) mg/l 2 5 10 15

11 Phosphate (PO43-) mg/l 0.1 0.2 0.3 0.5

12 Cyanide (CN-) mg/l 0.005 0.01 0.02 0.02

13 Arsenic (As) mg/l 0.01 0.02 0.05 0.1

14 Cadmium (Cd) mg/l 0.005 0.005 0.01 0.01

15 Lead (Pb) mg/l 0.02 0.02 0.05 0.05

16 Chrome (Cr3+) mg/l 0.05 0.1 0.5 1

17 Chrome (Cr6+) mg/l 0.01 0.02 0.04 0.05

18 Copper (Cu) mg/l 0.1 0.2 0.5 1

19 Zinc (Zn) mg/l 0.5 1.0 1.5 2

20 Nickel (Ni) mg/l 0.1 0.1 0.1 0.1

21 Iron (Fe) mg/l 0.5 1 1.5 2

22 Mercury (Hg) mg/l 0.001 0.001 0.001 0.002

23 Surface active

agent mg/l 0.1 0.2 0.4 0.5

24 Oils and grease mg/l 0.01 0.02 0.1 0.3

4-10

25 Phenol (total) mg/l 0.005 0.005 0.01 0.02

26

Organochlorine

insecticide

Aldrin+Dieldrin

Endrin

BHC

DDT

Endosulfan

(Thiodan)

Lindane

Chlordane

Heptachlor

µg/l

µg/l

µg/l

µg/l

µg/l

µg/l

µg/l

µg/l

0.002

0.01

0.05

0.001

0.005

0.3

0.01

0.01

0.004

0.012

0.1

0.002

0.01

0.35

0.02

0.02

0.008

0.014

0.13

0.004

0.01

0.38

0.02

0.02

0.01

0.02

0.015

0.005

0.02

0.4

0.03

0.05

27

Organophosphate

insecticide

Parathion

Malathion

µg/l

µg/l

0.1

0.1

0.2

0.32

0.4

0.32

0.5

0.4

28

Herbicide chemical

2,4D

2,4,5T

Paraquat

µg/l

µg/l

µg/l

100

80

900

200

100

1200

450

160

1800

500

200

2000

29 Total radioactive

activity α Bq/l 0.1 0.1 0.1 0.1

30 Total radioactive

activity β Bq/l 1.0 1.0 1.0 1.0

31 E. Coli MPN/100ml 20 50 100 200

32 Coliform MPN/100ml 2,500 5,000 7,500 10,000

注：

A1: 生活用水や A2、B1、B2 の用途に利用。

A2: 生活用水（適切な処理を実施の上）、水中動植物の保護、B1、B2 の用途に利用。

B1: 水利灌漑又は同等の水質を要する他の用途、及び B2 の用途に利用。

B2: 水路交通又は高い水質を必要としない他の用途に利用。

4-11

(6) 地下水の水質に関する水質環境基準：国家技術規準 QCVN 09: 2008/BTNMT

地下水の水質に関する水質環境基準を表 4.1.11に示す。

表 4.1.11 地下水の水質に関する水質環境基準（QCVN 09: 2008/BTNMT）

No Parameters Unit Allowable value

1 pH - 5.5 -8.5

2 Hardness (as CaCO3) mg/l 500

3 Total solid mg/l 1500

4 COD (KMnO4) mg/l 4

5 Amoni (as N) mg/l 0.1

6 Clorua (Cl-) mg/l 250

7 Florua (F-) mg/l 1.0

8 Nitrite (NO2-) (as N) mg/l 1.0

9 Nitrate (NO3-) (as N) mg/l 15

10 Sulfate (SO42-) mg/l 400

11 Cyanide (CN-) mg/l 0.01

12 Phenol mg/l 0.001

13 Arsenic (As) mg/l 0.05

14 Cadmium (Cd) mg/l 0.005

15 Lead (Pb) mg/l 0.01

16 Chrome (Cr3+) mg/l 0.05

17 Copper (Cu) mg/l 1.0

18 Zinc (Zn) mg/l 3.0

19 Manganese (Mn) mg/l 0.5

20 Mercury (Hg) mg/l 0.001

21 Iron (Fe) mg/l 5

22 Selen (Se) mg/l 0.01

23 Total radioactive activity α Bq/l 0.1

24 Total radioactive activity β Bq/l 1.0

25 E. Coli MPN/100ml ND

26 Coliform MPN/100ml 3

4-12

(7) 沿海水の水質に関する水質環境基準：国家技術規準 QCVN 10: 2008/BTNMT

沿海水の水質に関する水質環境基準を表 4.1.12に示す。

表 4.1.12 沿海水の水質の関する水質環境基準（QCVN 10: 2008/BTNMT）

Allowable value

No. Parameters Unit

Aquaculture,

aquatic

creatures

protection

area

Seaside

resort, water

sport area

Other areas

1 Temperature oC 30 30 -

2 pH 6.5 – 8.5 6.5 – 8.5 6.5 – 8.5

3 Dissolved oxygen

(DO) mg/l ≥ 5 ≥ 4 -

4 Total suspended solid

(TSS) mg/l 50 50 -

5 COD(KMnO4) mg/l 3 4 -

6 Ammonia(NH4+) mg/l 0.1 0.5 0.5

7 Fluorine (F-) mg/l 1.5 1.5 1.5

8 Sulfide (S2-) mg/l 0.005 0.01 0.01

9 Cyanide (CN-) mg/l 0.005 0.005 0.01

10 Arsenic (As) mg/l 0.01 0.04 0.05

11 Cadmium (Cd) mg/l 0.005 0.005 0.005

12 Lead (Pb) mg/l 0.05 0.02 0.1

13 Chrome (Cr3+) mg/l 0.1 0.1 0.2

14 Chrome (Cr6+) mg/l 0.02 0.05 0.05

15 Copper (Cu) mg/l 0.03 0.5 1

16 Zinc (Zn) mg/l 0.05 1.0 2.0

17 Manganese (Mn) mg/l 0.1 0.1 0.1

18 Iron (Fe) mg/l 0.1 0.1 0.3

19 Mercury (Hg) mg/l 0.001 0.002 0.005

20 Oils and grease mg/l 0 0 -

21 Mineral oil mg/l Not

detectable 0.1 0.2

22 Phenol (total) mg/l 0.001 0.001 0.002

4-13

23

Organochlorine

insecticide

Aldrin+Dieldrin

Endrin

BHC

DDT

Endosulfan (Thiodan)

Lindane

Chlordane

Heptachlor

µg/l

µg/l

µg/l

µg/l

µg/l

µg/l

µg/l

µg/l

0.008

0.014

0.13

0.004

0.01

0.38

0.02

0.06

0.008

0.014

0.13

0.004

0.01

0.38

0.02

0.06

-

-

-

-

-

-

-

-

24

Organophosphate

insecticide

Parathion

Malathion

µg/l

µg/l

0.4

0.32

0.4

0.32

-

-

25

Herbicide chemical

2,4D

2,4,5T

Paraquat

mg/l

mg/l

mg/l

0.45

0.16

1.80

0.45

0.16

1.80

-

-

-

26 Total radioactive

activity α Bq/l 0.1 0.1 0.1

27 Total radioactive

activity β Bq/l 1.0 1.0 1.0

28 Coliform MPN/100ml 1,000 1,000 1,000

Note: En dash (-): No stipulation

(8) 騒音に関する環境基準：国家技術規準 QCVN 26: 2010/BTNMT

騒音に関する環境基準を表 4.1.13に示す。

表 4.1.13 騒音に関する環境基準(dB(A))

No. 区域 6～21 時 21～6 時

1 特別区域 55 45

2 普通の区域 70 55

4-14

特別区域：医療施設、図書館、保育所、学校、教会、集会場、寺院の垣根で囲った内側の区

域、そして別途特別に規定する区域のことである。

普通の区域：集合住宅、一戸建て又は隣接した住宅、ホテル、レストハウス、行政機関を含む

区域である。

(9) 作業場所における許容騒音レベルに関する基準：TCVN 3985: 1999

本規則は、工場や事務所の作業場所における 大許容騒音レベルを規定したものである。

設備や機械及び影響を受ける作業者の作業プロセスの間に生じる騒音レベルをコントロール

するために適用される。

一般に、許容騒音レベルは作業シフト 8 時間で 85dBA を、また 大で 115dBA を超えては

ならない。また全期間を通じて次の値を超えてはならない。

- ４時間では、許容騒音レベルは 90dBA

- ２時間では、許容騒音レベルは 95dBA

- １時間では、許容騒音レベルは 100dBA

- 30 分では、許容騒音レベルは 105dBA

- 15 分では、許容騒音レベルは 105dBA

- 大で 115dBA を超えないこと

- 作業日の作業時間以外は、騒音への暴露を 80dBA 未満とする。

(10) 振動レベルに関する環境基準：国家技術規準 QCVN 27: 2010/BTNMT

振動レベルに関する環境基準を次に示す。

建設作業による振動や衝撃の発生源は、表 4.1.14の規定値を超えてはならない。

表 4.1.14 建設作業に対する振動加速度レベルの 大許容値

番号 区域 1 日の適用時間帯 許容振動加速度、dB

6 時－18 時 75 1 特別区域

18 時－6 時 基礎レベル

6 時－21 時 75 2 普通の区域

21 時－6 時 基礎レベル

また、生産、商業、サービスなどの活動による振動や衝撃の発生源は、表 4.1.15の規定値

を超えてはならない。

4-15

表 4.1.15 生産、商業、サービスなどの活動に対する振動加速度に関する 大許容値

1 日の適用時間帯と許容振動加速度、dB 番号 区 域

6 時―21 時 21 時―6 時

1 特別区域 60 55

2 普通の区域 70 60

表 4.1.14と表 4.1.15における規定の振動加速度は、

1) 安定した揺れの時に測定したレベル、又は

2) 周期的あるいは断続的に揺れる度に測定した 大値の平均レベル、又は

揺れが安定的にではなく偶然に起こった時、5 秒ごとに十回測定した数値の平均値、又はそ

れに相当する（L10）。

尚、特別区域、普通の区域及び基礎レベルの定義は次のとおり。

特別地域：医療施設、図書館、保育所、学校、教会、集会場、寺院の垣根で囲った内側の区

域、そして別途特別に規定する区域のことである。

普通の地域：集合住宅、一戸建て又は隣接した住宅、ホテル、レストハウス、行政機関を含む

区域である。

基礎レベル（バックグラウンドレベル）：評価の対象となる区域において、生産、商業、サービス、

建設などの活動が行われていない時に測定した振動加速度レベルのことである。

(11) 固形廃棄物管理関係法令

固形廃棄物管理に関する法令としては、次のようなものがある。

・ 2007 年 4 月 9 日付、固形廃棄物管理に関する政令 Decree 59/2007/ND-CP

・ 2006 年 12 月 26 日付有害廃棄物管理の申請・登録・認可の実践・手続きのガイダンスに

関する MONRE 回状 Circular 12/2006/TT-BTNMT

・ ベトナム基準 TCVN 6696:2000－固形廃棄物－衛生埋立地、環境保護に係る共通の必

要条件

・ ベトナム基準 TCVN 6705:2000－有害ではない固形廃棄物－分類

・ ベトナム基準 TCVN 6706:2000－有害廃棄物－分類

4-16

4.1.3. 火力発電プロジェクト実施に必要となるベトナム国の環境アセスメントの内容

4.1.3.1. ベトナムにおける環境アセスメントプロセスの概要

投資プロジェクトのEIAにおけるプロセス及び方法論の概要を表 4.1.16に示す。

表 4.1.16 投資プロジェクトの EIA におけるプロセス及び方法論の概要

段階 内容 方法論

Step 1:

ス ク リ ー ニ ン グ

（Screening）

どのプロジェクトが EIA の対象か、そしてど

こが審査機関となるかのスクリーニング及

び確認

- Decree 21/2008/ND-CP に基

づく

- ODA ローン関連の場合、国

際資金機関の要求に基づく

a) プロジェクトの性質や範囲、プロジェクト

サイト及びその周辺地域の社会経済・自

然環境条件を考慮し、次の事項を確認：

- EIA が必要な要素（主な要素）

- EIA が必要なエリア(空間領域)

- 推奨事項、及び従事する専

門家の経験

- 専門家チームによる協力作

業

Step 2:

ス コ ー ピ ン グ

（Scoping）

b) EIA 実施の為の EIA 概要（あるいは

EIA 調査事項）の作成

- EIA 審査を担当する環境管

理機関からのコメント、及び公

聴会

EIA 概要をベースにコンサルタントは次の

事項を実施：

a) 文書及び物理的データ、地域生物環

境条件、地域社会経済条件の収集

b) プロジェクトに影響を受ける可能性のあ

る環境要素（土壌、水質、大気、騒音、振

動、社会経済活動、技術的施設、宗教施

設、文化遺産等）の評価の為の調査、サン

プル収集、追加分析実施

c) 調査エリアの環境要素に関しての技術

レポートの作成

Step 3:

EIA の作成

d) プロジェクトにより起こりうる影響をフェ

イズごとに予測（建設前、建設中、運転

中）。

項目：

- データ収集・処理

・ イ ン タ ー ネ ッ ト 、 コ ン

ピュータの使用

・ サンプリング、保管、処

理 の 標 準 的 方 法 ：

QA/QC

- 調査方法

・ チェックリスト、マトリック

ス、ネットワークモデリン

グ、社会経済・環境分析

・ 知識・経験＋参考文献

4-17

- 大気環境

- 水質及び水量（表流水、地下水）

- 土壌環境

- 地形、景観

- 土壌生態系

- 水域生態系

- 経済

- 地域社会

明確な予測と結論を提示

e) 代替案の提示（技術、場所）

f) d)で述べた負の影響に対する緩和策の

提案：

- 建設前フェイズ

- 建設フェイズ

- 運転フェイズ

（それぞれの負の影響に対し、一つあるい

はそれ以上の、具体的で実施可能な緩和

策を提案）

g) 環境管理、モニタリング、観測の提案：

- 建設前フェイズ

- 建設フェイズ

- 運転フェイズ

（具体的で実施可能な提案）

- 知識、経験＋参考文献

h) EIA 関連情報の公開、人民委員会,

father’s front 委員会、地域住民からコメン

トを求めるためのパブリックコンサルテー

ションの実施

- マスメディア、インターネッ

ト、リーフレットによるアナウ

ンス

- 地域住民との公開会合

i) パブリックコメントを集約の後、修正、追

加し EIA レポートの 終版を作成

a) プロジェクトオーナーは、EIA レポートと

詳細 F/S レポート及びその他に要求された

文書を審査機関へ提出する。

b) 審査機関はレポートを審査する。

Step 4:

EIA の審査

c) EIA 承認機関は検討の上、満足な内容

に改訂された EIA レポートを承認する。

- 法の規定に従った行政措置

による

Step 5: a) プロジェクトオーナーは現地人民委員 - 法の規定に従った行政措置

4-18

会に EIA レポートの承認決議を報告し、承

認された EIA レポート記載の計画に従い

環境管理及び技術対策を実施する。

による

b) EIA 承認機関はプロジェクト実施省の

人民委員会に、認証ガイドラインのための

EIA レポートについての決定と、承認され

た EIA レポートの内容実施について通知

する。

- 法の規定に従った行政措置

による

EIA 審査後のアク

ション

c) プロジェクトオーナーは環境観測とモニ

タリングを実施し、環境管理機関は運転

フェイズの間、環境観測を実施する。

- 物理的、生物的及び社会環

境観測方法

4.1.3.2. 石炭火力建設プロジェクトで必要となる環境アセスメントの内容

以下に、ベトナム国の石炭火力建設プロジェクトで必要となるEIAレポートの目次例を表 4.1.17

に示す。

表 4.1.17 石炭火力建設プロジェクトで必要となる EIA レポートの目次例

はじめに

Chapter 1: プロジェクト内容

1.1 プロジェクト名称

Chapter 4: 負の影響を緩和し環境問題の防

止・対処のための解決策・対策

1.2 プロジェクトオーナー 4.1 建設前フェイズにおける緩和策

1.3 プロジェクトの場所 4.2 建設中フェイズにおける緩和策

1.4 プロジェクトの主な構成要素 4.3 運転中フェイズにおける緩和策

4.4 環境リスクの防止・対処 1.5 建設中及び運転中における電力、燃料、

水、資材の供給

1.6 プラント配置

1.7 構造及び基礎の解決策

Chapter 5: 環境管理プログラム

5.1 環境管理プログラム

1.8 プラントの建設作業

1.9 プラント建設体制

5.2 本プロジェクトの環境管理のための設

備

1.10 建設スケジュール 5.3 環境モニタリング計画

1.11 プロジェクトスケジュール 5.4 環境管理プログラム予算

1.12 プロジェクト全体の投資コスト

1.13 環境保護コスト

Chapter 6: パブリックコンサルテーション

4-19

Chapter 2: 自然環境及び社会経済条件

6.1 人民委員会及び Fatherland Fronts からのコ

メント

2.1 自然環境条件 6.2 オーナーへのフィードバック

2.2 経済及び社会の状況

結論と提案

Chapter 3: 環境影響評価

3.1 影響源

3.2 影響を受けるもの

3.3 影響評価

3.4 環境リスク

3.5 評価の詳細と信頼性へのコメント

4.2. 各プロジェクト実施に伴う環境・社会面への影響

ここでは、今回、調査対象とした、Vung Ang 3、Binh Dinh 2&3、及び Kien Luong 3 の各プロ

ジェクトについて、環境関連基準の適用値について述べるとともに、国際協力機構環境社会配

慮ガイドライン(2010 年 4 月)の火力発電チェックリスト（以下、JICA ガイドラインという)を活用し、

USC 石炭火力発電所を建設する上での問題の有無について検証することとする。

4.2.1. Vung Ang 3 プロジェクト実施に伴う環境・社会面への影響

4.2.1.1. Vung Ang 3 プロジェクトにおける環境関連基準の適用値について

Vung Ang 3 プロジェクトの大気汚染物質排出量の設計値は、火力発電の排ガスに係るベトナ

ム国家技術規準QCVN22:2009/BTNMT（本プロジェクトの場合、出力係数Kp=0.7、地方係数

Kv=1.0 を適用）をベースとし、ばいじんについては世界銀行グループ 国際金融公社

（International Finance Corporation；以下、IFC）の環境健康安全ガイドライン（Environmental,

Health and Safety Guidelines；以下、EHS Guidelines）の火力発電ボイラの規準（2008 年）の

50mg/Nm3 をグッドプラクティスとして採用した。Vung Ang 3 プロジェクトにおける大気汚染物質

排出量の設計値を表 4.2.1に示す。

4-20

表 4.2.1 Vung Ang 3 プロジェクト大気汚染物質排出量設計値

Vung Ang 3 プロジェ

クト設計値

(mg/Nm3)

火力発電の排ガスに係る

ベトナム国家技術規準

QCVN22:2009/BTNMT

Cmax(mg/Nm3)

B column, Coal, Kp=0.7,

Kv=1.0

IFC EHS Guidelines

– Thermal Power

Plants - for Boiler

(2008)

(mg/Nm3)

NOx

455 455 510

SO2 350 350 200-850

ばいじん(TSP) 50 140 50

注１．Cmax=C x Kp x Kv

注 2．新設石炭火力プラントにおける C(mg/Nm3): NOx:650, SO2:500, ばいじん:200

注３．プロジェクト設計出力 P>1200MW の場合、出力係数 Kp=0.7

注４．本プロジェクトサイトの地方・地域区分は３種（工業団地：V 種都市）に該当し、地方係数

Kv=1.0（ローカルコンサルタントからの情報による）

また、Vung Ang 3 プロジェクトにおいて、その他の環境関連基準の適用については次のとお

り。

・産業排水の排水基準 QCVN24:2009/BTNMT：基準値 C として B 列の値を適用し、水中生

物保護、ウォータースポーツ、アクティビティのために利用されている沿岸海水域への放流

であるため Kq=1、想定排水流量 F＞5,000 から Kf=0.9 を適用する。

・地表水の水質環境基準 QCVN08:2008/BTNMT：基準値として A2 の列を適用。

・沿海水の水質環境基準 QCVN10:2008/BTNMT：基準値として養殖、水中生物保護区域の

列を適用

・騒音基準 QCVN26:2010/BTNMT：普通の区域を適用

・振動基準 QCVN27:2010/BTNMT：普通の区域を適用

4.2.1.2. Vung Ang 3 プロジェクトにおけるJICAガイドラインを踏まえた問題の有無

Vung Ang 3 サイト（図 4.2.1）について、JICAガイドラインで検証した結果を表 4.2.2に示し

た。環境社会配慮上、特に注意をすべき点としては、住民移転が挙げられる。Vung Ang 3 サ

イトの現状は砂丘と田圃が大部分を占めるが、サイト予定地内には民家が点在し、また学校

も存在している。ローカルコンサルタントからの報告によれば、本プロジェクトによって生じる住

民移転は、移転世帯数 72、学校 2、墓 19 とのことである。

したがって、建設に先立ってサイトを整地する際には、住居や学校、墓所等の移転が必要とな

4-21

るため、EIA の段階で十分な検討が必要と考える。尚、Vung Ang 3 サイトは Vung Aug 1&2 の

サイトから約 7km 離れた場所に位置するため、両者を同一の汚染物質排出源とみなす必要

はないであろう。

図 4.2.1 Vung Ang 3 サイト現状図

表 4.2.2 Vung Ang 3 プロジェクトにおける環境社会配慮確認結果

分

類

環境項目 主なチェック事項 具体的な環境社会配慮

(a) EIA レポート等は作成済み

か。

EIA レポートは詳細 F/S 段階で必要になるた

め、未作成。また、ベトナムではこれまでに

USC 石炭火力の詳細 F/S は行われていな

い。

1.

許

認

可

・

説

明

(1)EIA 及

び環境許

認可

(b)EIA レポート等は当該国政

府により承認されているか。

未承認。

Involuntary Resettlement

72 households, 19 graves

Involuntary Resettlement 2 schools

4-22

(c)EIA レポート等の承認は付

帯条件を伴うか。付帯条件が

ある場合は、その条件は満た

されるか。

EIA レポート承認の決定に当たっては、計

画プロジェクトの建設中及び運転中にオー

ナーが保証すべき環境条件・条項がリスト

される。

(d)上記以外に、必要な場合に

は現地の所管官庁からの環境

に関する許認可は取得済み

か。

環境条件や許可については、管轄当局

（MONRE 等）による EIA レポート承認決定の

なかにリストされる。水利用、土地利用、有害

廃棄物排出等の許可が次の段階で必要とな

る。

(a)プロジェクトの内容および影

響について、情報公開を含め

て現地ステークホルダーに適

切な説明を行い、理解を得て

いるか。

未説明。現時点では、地元当局のみが本プ

ロジェクトについて知っている。

(2)現地ス

テ ー ク ホ

ルダーへ

の説明

(b)住民等からのコメントを、プ

ロジェクト内容に反映させた

か。

未反映。

(3) 代 替

案の検討

(a)プロジェクト計画の複数の

代替案は(検討の際、環境・社

会に係る項目も含めて)検討さ

れているか。

従来の亜臨界圧石炭火力プラント建設計画

を USC 石炭火力プラントで計画することで、

熱効率が向上し、その結果、温室効果ガス排

出がより少ない石炭火力プロジェクトとなって

いる。

2.

汚

染

対

策

(1) 大 気

質

(a)発電所操業に伴って排出さ

れる硫黄酸化物(SOx)、窒素

酸化物(NOx)、煤じん等の大

気汚染物質は、当該国の排出

基準等と整合するか。また、排

出により当該国の環境基準等

と整合しない区域が生じるか。

火力発電の排ガスに係るベトナム国家技術

規準QCVN 22:2009/BTNMTをベースに、煤

じんについてはより厳しい基準である IFC の

EHS ガイドラインの基準値をグッドプラクティ

スとして採用し、プラントを計画している。

本計画値による大気拡散計算結果と大気環

境基準 QCVN 05: 2009/BTNMT との比較

は、EIA レポート作成段階で実施する。

4-23

(b)石炭火力発電所の場合、

貯炭場や石炭搬送施設からの

飛散炭じん、石炭灰処分場か

らの粉じんが大気汚染を生じ

る恐れはあるか。汚染防止の

ための対策がとられるか。

貯炭場や石炭搬送施設からの飛散炭じん、

石炭灰処分場からの粉じんにより大気汚染を

生じる恐れがある。貯炭場への防風フェンス

や散水設備等の設置、運炭設備の密閉構造

採用や防じんカバー設置等の汚染防止対策

設備を、詳細設計の段階で計画する予定で

ある。

(a)温排水を含む発電所からの

排水は当該国の排出基準等と

整合するか。また、排出により

当該国の環境基準等と整合し

ない区域や高温の水域が生じ

るか。

工 業 排 水 に 係 る ベ ト ナ ム 国 家 技 術 規 準

QCVN24:2009/BTNMT と整合するよう計画

する。排出による当該国の環境基準等との整

合については、EIA レポート作成の段階で確

認する予定である。

(b)石炭火力発電所の場合、

貯炭場、石炭灰処分場からの

浸出水は当該国の排出基準

等と整合するか。

貯炭場や石炭灰処分場からの排水に関する

特別な排水基準はないため、工業排水に係

る ベ ト ナ ム 国 家 技 術 規 準

QCVN24:2009/BTNMT と整合するように計

画する。

(2)水質

(c)これらの排水が表流水、土

壌・地下水・海洋等を汚染しな

い対策がなされるか。

発電所からの排水は、適切な処理を行ったう

えで放流するよう計画する。

(3) 廃 棄

物

(a)操業に伴って発生する廃棄

物(廃油、廃薬品)または石炭

灰、排煙脱硫の副生石膏等の

廃棄物は当該国の規定等に

従って適切に処理・処分され

るか。

有害でない廃棄物固形廃棄物の分類に係る

ベトナム基準 TCVN 6705:2000、及び有害廃

棄 物 の 分 類 に 係 る ベ ト ナ ム 基 準 TCVN

6706:2000、さらに衛生埋立に係るベトナム基

準TCVN 6696:2000に従って適切に処理・処

分されるよう計画する。尚、本計画では排煙

脱硫は海水脱硫で行うため、副生石膏は発

生しない。

(4) 騒音・

振動

(a)騒音、振動は当該国の基

準等と整合するか。

騒音に係るベトナム国家技術規準 QCVN

26:2010/BTNMT、及び振動に係るベトナム

国家技術規準 QCVN27:2010/BTNMT があ

る。また、作業場所における許容騒音レベル

4-24

に係るベトナム基準 TCVN3985:1999 があ

る。これらの基準等と整合するよう計画する。

(5) 地 盤

沈下

(a)大量の地下水汲み上げを

行う場合、地盤沈下が生じる

恐れがあるか。

地下水汲み上げを行うと地盤沈下の恐れが

あるため、海水淡水化装置の設置を計画す

る。尚、プロジェクト実施にあたり工業用水の

供給が別途受けられる場合には、工業用水

を利用するよう計画変更することもあり得る。

(6)悪臭 (a)悪臭源はあるか。悪臭防止

の対策はとられるか。

悪臭源としては、給水処理に使用するアンモ

ニアがあるが、適切な維持管理によって漏洩

を防止すると共に、万一の漏洩時には散水

装置等により拡散防止処置を行う。

(1) 保 護

区

(a) サイトは当該国の法律・国

際条約等に定められた保護区

内に立地するか。プロジェクト

が保護区に影響を与えるか。

ローカルコンサルタントの資料調査の結果に

よると、プロジェクトサイトは保護区内に立地

しておらず、プロジェクトが保護区に影響を与

える恐れはない。EIA レポート作成の段階で

再確認を行う。

(a) サイトは原生林、熱帯の自

然林、生態学的に重要な生息

地（珊瑚礁、マングローブ湿

地、干潟等）を含むか。

現地調査の結果からは、プロジェクトサイトの

海側は砂丘、陸側は草地となっている。砂丘

上にはところどころに樹木や草地が存在して

いる。ローカルコンサルタントの資料調査によ

れば、本サイトは Ha Tinh 省の計画工業地域

であり、原生林、熱帯の自然林、生態学的に

重要な生息地（珊瑚礁、マングローブ湿地、

干潟等）は存在しないことが分かっている。

EIA レポート作成の段階で再確認を行う。

(b) サイトは当該国の法律・国

際条約等で保護が必要とされ

る貴重種の生息地を含むか。

ローカルコンサルタントの資料調査によれ

ば、本サイトは Ha Tinh 省の計画工業地域で

あり、原生林、熱帯の自然林、生態学的に重

要な生息地（珊瑚礁、マングローブ湿地、干

潟等）は存在しないことが分かっている。EIA

レポート作成の段階で再確認を行う。

3.

自

然

環

境

(2) 生 態

系

(c) 生態系への重大な影響が

懸念される場合、生態系への

影響を減らす対策はなされる

か。

生態系への重大な影響はないと想定される。

EIA レポート作成の段階で詳細調査により重

大な影響が想定される結果となった場合に

は、緩和策を提案する。

4-25

(d) プロジェクトによる取水（地

表水、地下水）が、河川等の

水域環境に影響を及ぼすか。

水生生物等への影響を減らす

対策はなされるか。

プロジェクトによる取水（地表水、地下水）の、

河川等の水域環境への影響については、

EIA レポート作成の段階で検討を行い、必要

であれば緩和策を提案する。

(e) 温排水の放流や冷却水の

大量の取水、浸出水の排出が

周辺水域の生態系に悪影響

を与えるか。

温排水の放流や冷却水の大量の取水、浸出

水の排出が周辺水域の生態系に影響を与え

ることは確かである。影響の度合いについて

は、EIA レポート作成段階で検討を行う。

(a) プロジェクトの実施に伴い

非自発的住民移転は生じる

か。生じる場合は、移転による

影響を 小限とする努力がな

されるか。

ローカルコンサルタントの報告によると、72 世

帯（主に grade IV）、墓 19 、学校 2 （約

350m2）、灌漑用運河 760m、35kV 送電線

1,300m（電柱 36）、道路 340m（幅 3.5m）が

Vung Ang 3 プロジェクトサイトに存在し、移転

の必要があるとのことである。本プロジェクト

の実施に当たっては、移転対象住民の生計

への影響を 小限にするよう住民移転計画

が策定・実施される必要がある。

(b) 移転する住民に対し、移

転前に補償・生活再建対策に

関する適切な説明が行われる

か。

補償及び再定住支援は、通常、農作物、家、

その他の建築物、樹木、家畜等、土地及び

資産に対する補償、及び土地造成エリアの

住民の移転支援、生活及び生産安定化、転

職のための職業訓練及び雇用創出支援、住

宅地・庭園・池等での農地造成支援等を含

む。

移転前に、補償・生活再建策に関する適切

な説明が行われるよう計画する。

(c) 住民移転のための調査が

なされ、再取得価格による補

償、移転後の生活基盤の回復

を含む移転計画が立てられる

か。

通常、EIA レポート作成段階で策定される。

(d) 補償金の支払いは移転前

に行われるか。

移転前に行われる。通常、土地占有通告の

前に行われる。

4.

社

会

環

境

(1) 住 民

移転

(e) 補償方針は文書で策定さ

れているか。

原則として、土地利用者として法的に適格な

人の定義が、国家による土地造成に関する

4-26

補償及び再定住支援に係る政令 Decree No.

197/2004/ND-CP、Article8 の paragraphs 1～

7 及び 9～11 にあり、国家が土地造成を行い

補償すべき土地についての申し立てを処理

する際、土地利用権証書の供与、土地造

成、補償・支援・再定住のための規則と手

順、についての条項を修正する政令 Decree

84/2007/ND-CP、Article 44～46 がある。これ

らが適用されないケースでは、地方政府が移

転対象者の支援を検討することとなってい

る。その他、政令 Decree No.69/2009/ND-CP

がある。

それに加え、本プロジェクトでは、Vung Ang

Industrial Zone 運営機構についての法律関

係書類、Ha Tinh 省の土地造成エリアについ

ての支援・補償単価についてのガイドライン

文書及び決定がある。

(f) 移転住民のうち特に女性、

子供、老人、貧困層、少数民

族・先住民族等の社会的弱者

に適切な配慮がなされた計画

か。

通常、移転計画は EIA レポート作成段階で

策定される。

社会的弱者に適切な配慮がなされるよう計画

する。

(g) 移転住民について移転前

の合意は得られるか。

移転前に合意が得られるよう計画する。

(h) 住民移転を適切に実施す

るための体制は整えられるか。

十分な実施能力と予算措置が

講じられるか。

適切に実施するための体制を整えるととも

に、十分な実施能力と予算措置が講じられる

よう計画する。

(i) 移転による影響のモニタリ

ングが計画されるか。

現時点では、モニタリングが計画される予定

はない。

(j) 苦情処理の仕組みが構築

されているか。

苦情処理委員会が設立される予定である。

(2) 生活・

生計

(a) プロジェクトによる住民の

生活への悪影響はあるか。必

要な場合は影響を緩和する配

慮が行われるか。

非自発的住民移転が発生するため、対象住

民に対し、補償・生活再建対策を含む住民

移転計画を策定・実施し、影響を緩和する配

慮を行うよう計画する。

4-27

(b) プロジェクトの実施により

必要となる社会基盤の整備は

十 分 か （ 病 院 ・ 学 校 、 道 路

等）。不十分な場合、整備計

画はあるか。

大規模な住民移転が発生するため、別途、

追加の公共事業を行い、社会基盤の整備を

行う必要がある。

(c) プロジェクトに伴う大型車

両等の運行によって周辺の道

路交通に影響はあるか。必要

に応じて交通への影響を緩和

する配慮が行われるか。

大型車両等の運行は朝夕の通勤時間帯を

避ける、あるいは運行ルートを地域事情に合

わせて設定する等の配慮を行うよう計画す

る。EIA レポート作成の段階で検討を行う。

(d) プロジェクト活動に伴う作

業員等の流入により、疾病の

発生（HIV 等の感染症を含

む）の危険はあるか。必要に応

じて適切な公衆衛生への配慮

は行われるか。

作業員教育のなかに公衆衛生に関する内容

を含めることにより、適切な公衆衛生への配

慮を行うよう計画する。EIA レポート作成の段

階で検討を行う。

(e) プロジェクトによる取水（地

表水、地下水）や温排水の放

流が、既存の水利用、水域利

用（特に漁業）に影響を及ぼ

すか。

ローカルコンサルタントの調査結果によれ

ば、本プロジェクトサイトは工業地域として計

画されており、既存の水利用、水域利用に影

響を及ぼすことはないとのことである。

(3) 文 化

遺産

(a) プロジェクトにより、考古学

的、歴史的、文化的、宗教的

に貴重な遺産、史跡等を損な

う恐れはあるか。また、当該国

の国内法上定められた措置が

考慮されるか。

本プロジェクトサイトは工業地域として計画さ

れているエリアであり、そのような恐れはな

い。しかしながら、本サイトの近くには海岸に

沿った観光エリアがいくつか存在する。

(4)景観 (a) 特に配慮すべき景観が存

在する場合、それに対し悪影

響を及ぼすか。影響がある場

合には必要な対策は取られる

か。

本プロジェクトサイトについては、景観上の問

題は発生しないと考える。

(5) 少 数

民族、先

住民族

(a) 当該国の少数民族、先住

民族の文化、生活様式への影

響を軽減する配慮がなされて

いるか。

ローカルコンサルタントの調査結果によれ

ば、これまでのところ本事項については検討

されていない。EIA レポート作成の段階で検

討を行い、必要であれば影響を軽減する配

4-28

慮がなされるよう計画する。

(b) 少数民族、先住民族の土

地及び資源に関する諸権利

は尊重されるか。

ローカルコンサルタントの調査結果によれ

ば、これまでのところ本事項については検討

されていない。EIA レポート作成の段階で検

討を行い、必要であれば影響を軽減する配

慮がなされるよう計画する。

(a) プロジェクトにおいて遵守

すべき当該国の労働環境に

関する法律が守られるか。

ベトナムにおける労働条件に関する次の法

令を遵守するよう計画する。

・労働法 Labor laws（1994 年 6 月 23 日付ベト

ナム国民会議公布）

・決議 Decision 2733/2002/BYT(2002 年 10

月 10 日付健康省公布）

・TCVN3985:1999 作業場所における許容

騒音レベル

(b) 労働災害防止に係る安全

設備の設置、有害物質の管理

等、プロジェクト関係者への

ハード面での安全配慮が措置

されるか。

プロジェクト関係者へのハード面での安全配

慮を措置するよう計画する。

(c) 安全衛生計画の策定や作

業員等に対する安全教育（交

通安全や公衆衛生を含む）の

実施等、プロジェクト関係者へ

のソフト面での対応が計画・実

施されるか。

プロジェクト関係者へのソフト面での対応がな

されるよう計画する。

(6) 労 働

環境

(d) プロジェクトに関係する警

備要員が、プロジェクト関係

者・地域住民の安全を侵害す

ることのないよう、適切な措置

が講じられるか。

プロジェクトに関係する警備要員がプロジェク

ト関係者・地域住民の安全を侵害することの

ないよう、適切な措置を講じる。

5.

そ

の

他

(1) 工 事

中の影響

(a) 工事中の汚染（騒音、振

動、濁水、粉じん、排ガス、廃

棄物等）に対して緩和策が用

意されるか。

EIA レポート作成の段階で検討し、必要に応

じて緩和策を用意するよう計画する。たとえ

ば、海上輸送の割合を増やす、ダスト抑制の

ための散水、ダスト拡散防止覆いの装着、車

両等の整備、騒音発生作業の境界線からの

4-29

離隔距離確保や夜間作業の制限、等が挙げ

られる。

(b) 工事により自然環境（生態

系）に悪影響を及ぼすか。ま

た、影響に対する緩和策が用

意されるか。

EIA レポート作成の段階で検討し、必要に応

じて緩和策を用意するよう計画する。

(c) 工事により社会環境に悪

影響を及ぼすか。また、影響

に対する緩和策が用意される

か。

プロジェクト実施により、建設作業員と地域住

民との諍いが起こる可能性がある。EIA レ

ポート作成の段階で検討し、必要に応じて緩

和策を用意するよう計画する。

(2) 事 故

防止対策

(a) 石炭火力の場合、貯炭所

の自然発火を防止するよう計

画されるか（散水設備等）。

貯炭場における石炭の自然発火を防止する

ため、散水設備等を設置するよう計画する。

(a) 上記の環境項目のうち、

影響が考えられる項目に対し

て、事業者のモニタリングが計

画・実施されるか。

戦略的環境アセスメント及び環境保護コミット

メントガイドラインに関する回状 Circular

05/2008/TT-BTNMT の規定に従い、事業者

のモニタリングを計画・実施する。

(b) 当該計画の項目、方法、

頻度等はどのように定められ

ているか。

戦略的環境アセスメント及び環境保護コミット

メントガイドラインに関する回状 Circular

05/2008/TT-BTNMT の規定に従い、事業者

のモニタリングを計画・実施する。たとえば、

廃棄物のモニタリングは 3 ヶ月に 1 回、周辺

環境のモニタリングは 6 ヶ月に 1 回など。

(c) 事業者のモニタリング体制

（組織、人員、機材、予算等と

それらの継続性）は確立される

か。

戦略的環境アセスメント及び環境保護コミット

メントガイドラインに関する回状 Circular

05/2008/TT-BTNMT の規定に従い、事業者

のモニタリングを計画・実施する。

(3)モニタ

リング

(d) 事業者から所管官庁等へ

の報告の方法、頻度等は規定

されているか。

戦略的環境アセスメント及び環境保護コミット

メントガイドラインに関する回状 Circular

05/2008/TT-BTNMT の規定に従い、事業者

のモニタリングを計画・実施する。たとえば、

モニタリングレポートの現地天然資源環境部

への提出は 6 ヶ月に 1 回など。

6.

留

意

他の環境

チェックリ

ス ト の 参

(a) 必要な場合には、送変電・

配電に係るチェックリストの該

当チェック事項も追加して評

送変電・配電線建設の EIA レポート作成は

別々ではなく、本プロジェクトと一緒に実施す

る。したがって、EIA レポート作成に当たって

4-30

価すること（送変電・配電施設

の建設を伴う場合等）。

は、送変電・配電に係るチェックリストの該当

チェック事項も追加して評価する。

点 照

(b) 必要な場合は、港湾にか

かるチェックリストの該当チェッ

ク事項も追加して評価すること

（ 港 湾 設 備 の 建 設 を 伴 う 場

合）。

港湾は本プロジェクトの構成要素のひとつで

あるので、EIA レポート作成は別々でなく本

プロジェクトと一緒に実施する。したがって、

EIA レポート作成に当たっては、港湾にかか

るチェックリストの該当チェック事項も追加し

て評価する。

4.2.2. Binh Dinh 2&3 プロジェクト実施に伴う環境・社会面への影響

4.2.2.1. Binh Dinh 2&3 プロジェクトにおける環境関連基準の適用値について

Binh Dinh 2&3 プロジェクトの大気汚染物質排出量の設計値は、火力発電の排ガスに係るベ

トナム国家技術規準QCVN22:2009/BTNMT（本プロジェクトの場合、出力係数Kp=0.7、地方係

数Kv=1.2 を適用）をベースとし、ばいじんについてはIFCのEHS Guidelinesの火力発電ボイラの

規準（2008年）の50mg/Nm3をグッドプラクティスとして採用した。Binh Dinh 2&3プロジェクトにお

ける大気汚染物質排出量の設計値を表 4.2.3に示す。

表 4.2.3 Binh Dinh 2&3 プロジェクト大気汚染物質排出量設計値

Binh Dinh 2&3 プロ

ジェクト設計値

(mg/Nm3)

火力発電の排ガスに係る

ベトナム国家技術規準

QCVN22:2009/BTNMT

Cmax(mg/Nm3)

B column, Coal, Kp=0.7,

Kv=1.2

IFC EHS Guidelines

– Thermal Power

Plants - for Boiler

(2008)

(mg/Nm3)

NOx 546 546 510

SO2 420 420 200-850

ばいじん(TSP) 50 168 50

注１．Cmax=C x Kp x Kv

注 2．新設石炭火力プラントにおける C(mg/Nm3): NOx:650, SO2:500, ばいじん:200

注３．プロジェクト設計出力 P>1200MW の場合、出力係数 Kp=0.7

4-31

注４．本プロジェクトサイトの地方・地域区分は４種（農村）に該当し、地方係数 Kv=1.2（ローカ

ルコンサルタントからの情報による）

また、Binh Dinh 2&3 プロジェクトにおいて、その他の環境関連基準の適用については次のと

おり。

・産業排水の排水基準 QCVN24:2009/BTNMT：基準値 C として B 列の値を適用し、水中生物

保護、ウォータースポーツ、アクティビティのために利用されている沿岸海水域への放流であ

るため Kq=1、想定排水流量 500<F5,000 から Kf=1.0 を適用する。

・地表水の水質環境基準 QCVN08:2008/BTNMT：基準値として B1 の列を適用。

・沿海水の水質環境基準 QCVN10:2008/BTNMT：基準値として養殖、水中生物保護区域の

列を適用

・騒音基準 QCVN26:2010/BTNMT：普通の区域を適用

・振動基準 QCVN27:2010/BTNMT：普通の区域を適用

4.2.2.2. Binh Dinh 2&3 プロジェクトにおけるJICAガイドラインを踏まえた問題の有無

Binh Dinh 2&3 サイト（図 4.2.2）について、JICAガイドラインで検証した結果を表 4.2.4に示し

た。環境社会配慮上、特に注意すべき点としては、住民移転、及びアクセス道路等のインフラ整

備が挙げられる。Binh Dinh 2&3 サイトで建設工事を行うには現状のアクセス道路では不十分で、

地方自治体で計画しているアクセス道路整備が不可欠である。事業計画が先行しているBinh

Dinh 1 プロジェクトでは既にEIAレポートを作成中との情報もあり、同一敷地内で計画されるBinh

Dinh 2&3 プロジェクトは基本的には同様の環境社会配慮がなされるべきと考えるが、Binh Dinh

1 プロジェクトを含めたBinh Dinh 2&3 地点としての汚染物質総排出量に留意すると共に、Binh

Dinh 2&3 サイト内の住民移転のみでなくアクセス道路等のインフラ整備に伴う住民移転等の影

響についても、EIAの段階で十分検討がなされるべきと考える。

尚、ローカルコンサルタントからの報告によれば、Binh Dinh Power Center (Binh Dinh 1&2&3

プロジェクト全体)建設に関する住民移転は、移転世帯数 300、小学校 1、幼稚園 2、寺院 2、墓

約 700 とのことである。Binh Dinh 1 プロジェクトは既に進行中であり、現時点からの変更が可能

かどうかは不明であるが、Binh Dinh Power Center 全体を南へ 1km ほどシフトして計画すると、サ

イト予定地が集落からほぼ外れるため住民移転の規模をかなり縮小することが可能となる。この

サイト予定地のシフトについては、代替案として EIA の段階で検討すべきであろう。

4-32

図 4.2.2 Binh Dinh 2&3 サイト現状図

表 4.2.4 Binh Dinh 2&3 プロジェクトにおける環境社会配慮確認結果

分

類

環境項目 主なチェック事項 具体的な環境社会配慮

(a) EIA レポート等は作成済み

か。

EIA レポートは詳細 F/S 段階で必要になるた

め、未作成。また、ベトナムではこれまでに

USC 石炭火力の詳細 F/S は行われていな

い。

(b)EIA レポート等は当該国政

府により承認されているか。

未承認。

1.

許

認

可

・

説

明

(1)EIA 及

び環境許

認可

(c)EIA レポート等の承認は付

帯条件を伴うか。付帯条件が

ある場合は、その条件は満た

されるか。

EIA レポート承認の決定に当たっては、計

画プロジェクトの建設中及び運転中にオー

ナーが保証すべき環境条件・条項がリスト

される。

Involuntary Resettlement 300 households, 1 primary school,

2 kindergartens, 2 temples and

about 700 graves

Insufficient Access road

Provincial Road No. DT639

4-33

(d)上記以外に、必要な場合に

は現地の所管官庁からの環境

に関する許認可は取得済み

か。

環境条件や許可については、管轄当局

（MONRE 等）による EIA レポート承認決定の

なかにリストされる。水利用、土地利用、有害

廃棄物排出等の許可が次の段階で必要とな

る。

(a)プロジェクトの内容および影

響について、情報公開を含め

て現地ステークホルダーに適

切な説明を行い、理解を得て

いるか。

計画プロジェクトの内容と考えられる影響に

ついては、現地ステークホルダーに対し適切

に face to face で説明されている。このパブ

リックコンサルテーションプログラムは情報公

開を含めて適切な手続きの上、実施済みで

ある。本プロジェクトの技術的事項及び環境

関連事項、環境および社会経済への影響及

び緩和策について要約レポートは、全ての現

地ステークホルダーに送付済みである。

その結果、現地ステークホルダーの大部分が

Binh Dinh 1 プロジェクトについては支持を表

明している。

(2)現地ス

テ ー ク ホ

ルダーへ

の説明

(b)住民等からのコメントを、プ

ロジェクト内容に反映させた

か。

現地ステークホルダーの大部分は Binh Dinh

1 プロジェクトに対し支持を表明している。現

地ステークホルダーは、本プロジェクトが地域

の発展だけでなく地域住民の生活水準の向

上に寄与することを希望している。Cat Khanh

及び Cat Thanh commune PC はプロジェクト

オーナーに対し、地域住民の健康や地域の

インフラを守るため、EIA レポート中の環境及

び社会経済への影響に対する緩和策に従う

よう要請した。地域住民からは本プロジェクト

の設計に関して特にコメントはなかった。彼ら

の関心は、補償・土地収用及び住民移転に

ついてが主なものであった。他方で、プラント

が運開した際には、地域の若者をプラントで

働かせてほしいという提案もあった。

上記のコメントをプロジェクト内容に反映する

よう計画する。

(3) 代 替

案の検討

(a)プロジェクト計画の複数の

代替案は(検討の際、環境・社

本プロジェクトの代替案は環境社会配慮の側

面から検討された。本プロジェクトサイトが選

4-34

会に係る項目も含めて)検討さ

れているか。

定されたのは次の理由による。

・環境的に敏感に影響を受けるものに近接し

ていない（地域社会、病院、学校等）。

・文化財、水生生物生息地及び保護地域、

遺跡、美観地区がサイトにかかっていない。

・サイトの整地に も有利であり、住民移転や

補償も比較的少なくて済むこと。

・住宅地、社会経済活動、水生生態系等へ

の影響が 小限で済むこと。

さらに、従来の亜臨界圧石炭火力プラント建

設計画を USC 石炭火力プラントで計画する

ことで、熱効率が向上し、その結果、温室効

果ガス排出がより少ない石炭火力プロジェク

トとなる。

尚、住民移転数削減の為、サイト全体を南

へ 1km 移動させることの可否について検討

すべきと考える。

(a)発電所操業に伴って排出さ

れる硫黄酸化物(SOx)、窒素

酸化物(NOx)、煤じん等の大

気汚染物質は、当該国の排出

基準等と整合するか。また、排

出により当該国の環境基準等

と整合しない区域が生じるか。

火力発電の排ガスに係るベトナム国家技術

規準QCVN 22:2009/BTNMTをベースに、煤

じんについてはより厳しい基準である IFC の

EHS ガイドラインの基準値をグッドプラクティ

スとして採用し、プラントを計画している。

本計画値による大気拡散計算結果と大気環

境基準 QCVN 05: 2009/BTNMT との比較

は、EIA レポート作成段階で実施する。

2.

汚

染

対

策

(1) 大 気

質

(b)石炭火力発電所の場合、

貯炭場や石炭搬送施設からの

飛散炭じん、石炭灰処分場か

らの粉じんが大気汚染を生じ

る恐れはあるか。汚染防止の

ための対策がとられるか。

貯炭場や石炭搬送施設からの飛散炭じん、

石炭灰処分場からの粉じんにより大気汚染を

生じる恐れがある。貯炭場への防風フェンス

や散水設備等の設置、運炭設備の密閉構造

採用や防じんカバー設置等の汚染防止対策

設備を、詳細設計の段階で計画する予定で

ある。

4-35

(a)温排水を含む発電所からの

排水は当該国の排出基準等と

整合するか。また、排出により

当該国の環境基準等と整合し

ない区域や高温の水域が生じ

るか。

工 業 排 水 に 係 る ベ ト ナ ム 国 家 技 術 規 準

QCVN24:2009/BTNMT と整合するよう計画

する。排出による当該国の環境基準等との整

合については、EIA レポート作成の段階で確

認する予定である。

(b)石炭火力発電所の場合、

貯炭場、石炭灰処分場からの

浸出水は当該国の排出基準

等と整合するか。

貯炭場や石炭灰処分場からの排水に関する

特別な排水基準はないため、工業排水に係

る ベ ト ナ ム 国 家 技 術 規 準

QCVN24:2009/BTNMT と整合するように計

画する。

(2)水質

(c)これらの排水が表流水、土

壌・地下水・海洋等を汚染しな

い対策がなされるか。

発電所からの排水は、適切な処理を行ったう

えで放流するよう計画する。

(3) 廃 棄

物

(a)操業に伴って発生する廃棄

物(廃油、廃薬品)または石炭

灰、排煙脱硫の副生石膏等の

廃棄物は当該国の規定等に

従って適切に処理・処分され

るか。

有害でない廃棄物固形廃棄物の分類に係る

ベトナム基準 TCVN 6705:2000、及び有害廃

棄 物 の 分 類 に 係 る ベ ト ナ ム 基 準 TCVN

6706:2000、さらに衛生埋立に係るベトナム基

準TCVN 6696:2000に従って適切に処理・処

分されるよう計画する。尚、本計画では排煙

脱硫は海水脱硫で行うため、副生石膏は発

生しない。

(4) 騒音・

振動

(a)騒音、振動は当該国の基

準等と整合するか。

騒音に係るベトナム国家技術規準 QCVN

26:2010/BTNMT、及び振動に係るベトナム

国家技術規準 QCVN27:2010/BTNMT があ

る。また、作業場所における許容騒音レベル

に係るベトナム基準 TCVN3985:1999 があ

る。これらの基準等と整合するよう計画する。

(5) 地 盤

沈下

(a)大量の地下水汲み上げを

行う場合、地盤沈下が生じる

恐れがあるか。

地下水汲み上げを行うと地盤沈下の恐れが

あるため、海水淡水化装置の設置を計画す

る。

尚、プロジェクトエリア周辺のいくらかの地域

住民は、井戸水を利用している。その一方

で、Binh Dinh Power Center では、Hox Xeo

4-36

貯水池、Tan Thang 貯水池、Ho Trach 貯水池

等の地域貯水池から淡水を取水し、Van

Phong - Binh Dinh 水路で送水することで、建

設中及び運転中それぞれにおける火力発電

プラントの淡水需要を満たすことが出来ると

現計画では提案されている。それゆえに、プ

ロジェクト実施にあたり本用水の供給が別途

受けられる場合には、本用水を利用するよう

計画変更することもあり得る。

(6)悪臭 (a)悪臭源はあるか。悪臭防止

の対策はとられるか。

悪臭源としては、給水処理に使用するアンモ

ニアがあるが、適切な維持管理によって漏洩

を防止すると共に、万一の漏洩時には散水

装置等により拡散防止処置を行う。

(1) 保 護

区

(a) サイトは当該国の法律・国

際条約等に定められた保護区

内に立地するか。プロジェクト

が保護区に影響を与えるか。

ローカルコンサルタントの資料調査の結果に

よると、プロジェクトサイトの近隣に保護区は

ないとのことである。EIA レポート作成の段階

で再確認を行う。

(a) サイトは原生林、熱帯の自

然林、生態学的に重要な生息

地（珊瑚礁、マングローブ湿

地、干潟等）を含むか。

現地調査の結果では、プロジェクトサイトは低

い砂丘であり、砂丘上にはところどころに樹

木や草地が存在している。原生林、熱帯の自

然林、生態学的に重要な生息地（珊瑚礁、マ

ングローブ湿地、干潟等）に近接することは

あり得る。EIA レポート作成の段階で注意深く

評価する必要がある。

(b) サイトは当該国の法律・国

際条約等で保護が必要とされ

る貴重種の生息地を含むか。

ローカルコンサルタントの 2010 年 10 月の現

地調査結果によれば、本プロジェクトサイトの

エリアには、植物で１種類、動物で３種類、ベ

トナムレッドブックに載っている種の存在が示

されたとのことである。

(c) 生態系への重大な影響が

懸念される場合、生態系への

影響を減らす対策はなされる

か。

EIA レポート作成の段階で影響についての

再検討を行い、重大な影響が想定される結

果となった場合には、緩和策を提案する。

3.

自

然

環

境 (2) 生 態

系

(d) プロジェクトによる取水（地

表水、地下水）が、河川等の

水域環境に影響を及ぼすか。

プロジェクトによる取水（地表水、地下水）に

ついては、一般的には河川等の水域環境へ

負の影響を与えないと考える。プロジェクトに

4-37

水生生物等への影響を減らす

対策はなされるか。

よる取水については、省の農業・地域開発部

門の同意を得る必要がある。

(e) 温排水の放流や冷却水の

大量の取水、浸出水の排出が

周辺水域の生態系に悪影響

を与えるか。

温排水の放流や冷却水の大量の取水、浸出

水の排出が周辺水域の生態系に負の影響を

与える可能性がある。影響の度合いについ

ては、EIA レポート作成段階で検討を行う。

(a) プロジェクトの実施に伴い

非自発的住民移転は生じる

か。生じる場合は、移転による

影響を 小限とする努力がな

されるか。

ローカルコンサルタントの調査によれば、

Binh Dinh Power Center の建設により、Cat

Khanh commune の Chanh Loi hamlet 及び

Cat Thanh commune の Hoa Lac hamleｔの地

域住民約 300 世帯が影響を受けるとのこと。

加えて、小学校 1、幼稚園 2、寺院 2、墓 700

の移転が本プロジェクトのサイト整地のため

に必要となる。本プロジェクトの実施に当たっ

ては、移転対象住民の生計への影響を 小

限にするよう住民移転計画が策定・実施され

る。

尚、住民移転数削減の為、サイト全体を南へ

1km移動させることの可否について検討すべ

きと考える。

(b) 移転する住民に対し、移

転前に補償・生活再建対策に

関する適切な説明が行われる

か。

サイト整地、補償及び住民移転の詳細計画

が、影響を受ける世帯の支援及び影響の

小化のためにベトナム法令に従って作成され

た。本計画はサイト選定フェイズで完全に作

成され、影響を受ける世帯に対し、移転に先

立つ詳細 F/S 時のパブリックミーティングにお

いて補償及び住民移転支援の方針が明確

に説明された。

4.

社

会

環

境

(1) 住 民

移転

(c) 住民移転のための調査が

なされ、再取得価格による補

償、移転後の生活基盤の回復

を含む移転計画が立てられる

か。

提案された補償及び住民移転計画は次のと

おり。Binh Dinh Province は本プロジェクトに

よって影響を受ける世帯のために再定住地

域を既に計画済みである。対象世帯の希望

や職業に基づいて異なるエリアに移転する。

再定住エリアは平均して 300～1,000m2 の区

画に分かれており、対象世帯の財務能力的

4-38

に快適なものとなっている。また、Cat Khanh

commune は Cat Khanh Industrial Zone の整

地のための新しい墓地を計画しており、影響

を受ける墓はこの新しい墓地へ移転される予

定 で あ る 。 影 響 を 受 け る そ れ ぞ れ の

commune の墓は、地域住民の風俗習慣に合

致するように commune のなかの他の場所へ

移転するようにする。

(d) 補償金の支払いは移転前

に行われるか。

移転前に行われる。通常、土地占有通告の

前に行われる。

(e) 補償方針は文書で策定さ

れているか。

補償方針は文書で作成され、当局により承

認されている。

原則として、土地利用者として法的に適格な

人の定義が、国家による土地造成に関する

補償及び再定住支援に係る政令 Decree No.

197/2004/ND-CP、Article8 の paragraphs 1～

7 及び 9～11 にあり、国家が土地造成を行い

補償すべき土地についての申し立てを処理

する際、土地利用権証書の供与、土地造

成、補償・支援・再定住のための規則と手

順、についての条項を修正する政令 Decree

84/2007/ND-CP、Article 44～46 がある。これ

らが適用されないケースでは、地方政府が移

転対象者の支援を検討することとなってい

る。その他、政令 Decree No.69/2009/ND-CP

がある。

(f) 移転住民のうち特に女性、

子供、老人、貧困層、少数民

族・先住民族等の社会的弱者

に適切な配慮がなされた計画

か。

社会的弱者に適切な配慮がなされるよう計画

する。尚、少数民族は本プロジェクトエリアに

居住していない。

(g) 移転住民について移転前

の合意は得られるか。

移転前に合意が得られるよう計画する。

(h) 住民移転を適切に実施す

るための体制は整えられるか。

十分な実施能力と予算措置が

補償及び住民移転委員会がそれぞれのプロ

ジェクトにおいて住民移転を進めるために設

置される予定である。本委員会の予算にはサ

4-39

講じられるか。 イト整地、補償及び住民移転計画が含まれる

予定である。

(i) 移転による影響のモニタリ

ングが計画されるか。

現時点では、モニタリングが計画される予定

はない。

(j) 苦情処理の仕組みが構築

されているか。

現在、苦情処理のメカニズムは確立していな

いが、地域住民の補償や住民移転関連の陳

情・紛争は地方自治体に送られ、検討あるい

は処理される予定である。

(a) プロジェクトによる住民の

生活への悪影響はあるか。必

要な場合は影響を緩和する配

慮が行われるか。

本プロジェクトでは、住民の生活条件に負の

影響があるため、設計フェイズから運開後の

フェイズまで影響の緩和策が検討される予定

である。緩和策には、大気・水質・固形廃棄

物汚染対策、労働者集中の影響への対策、

局地的土壌喪失・地形変化、交通や労働者

健康への影響等が含まれる。

(b) プロジェクトの実施により

必要となる社会基盤の整備は

十 分 か （ 病 院 ・ 学 校 、 道 路

等）。不十分な場合、整備計

画はあるか。

現在、病院、学校、道路等の地域インフラは

地域住民にとって十分であるが、プロジェクト

の実施に際しては、多数の労働者や機械、

設備等がプロジェクトサイトに集中するため、

住民や輸送が増加する。それゆえ建設フェイ

ズには、労働者健康管理のためのメディカル

ステーションを設置すべきである。また、国道

No. 1A とプロジェクトサイトを結ぶため、省道

No. DT639 が建設される予定であり、これが

プラント資材輸送のメインルートとなる。

(c) プロジェクトに伴う大型車

両等の運行によって周辺の道

路交通に影響はあるか。必要

に応じて交通への影響を緩和

する配慮が行われるか。

資機材の輸送や固形廃棄物は多量のダスト

を発生し、国道 No. 1A や省道 No. DT639 等

輸送ルート沿道の住民の健康に影響を与

え、交通量も増加する。Binh Dinh Power

Center の建設・運転で使用する輸送や石炭、

油、重機等による影響を緩和するためには、

海上輸送を主とし、道路輸送は少量の資材

や化学品に限る等の検討を行う。

(2) 生活・

生計

(d) プロジェクト活動に伴う作

業員等の流入により、疾病の

発生（HIV 等の感染症を含

建設フェイズのピークには、約 2000 人の作業

員がサイトに入ることになる。作業員向けの地

域サービスや商売により、地域経済は活性化

4-40

む）の危険はあるか。必要に応

じて適切な公衆衛生への配慮

は行われるか。

し地域住民の収入も増加すると想定される。

一方で、習慣やライフスタイル、収入状況の

差異による地域住民との諍いも生じる可能性

がある。また、HIV 等の感染症を含む病気が

労働者の流入により持ち込まれる可能性もあ

る。対策として、作業員教育のなかに公衆衛

生に関する内容を含めることにより、適切な

公衆衛生への配慮を行うよう計画する。EIA

レポート作成の段階で検討を行う。

(e) プロジェクトによる取水（地

表水、地下水）や温排水の放

流が、既存の水利用、水域利

用（特に漁業）に影響を及ぼ

すか。

Binh Dinh Power Center では、地下水を利用

しない予定であり、既存の水利用に影響を及

ぼすことはない。一方、冷却水として多量の

海水を取水する。温排水拡散モデルによる

水生生物への影響については検討する予定

である。

(3) 文 化

遺産

(a) プロジェクトにより、考古学

的、歴史的、文化的、宗教的

に貴重な遺産、史跡等を損な

う恐れはあるか。また、当該国

の国内法上定められた措置が

考慮されるか。

Binh Dinh Power Center エリア内に漁師のた

めの寺院が２箇所（面積 2 x 400m2、境内約

0.9ha）があるが、これらの寺院は適当な場所

に移設予定である。また、Binh Dinh Power

Center から 1.0km のところに殉教者墓地

martyrs' cemetery がある。それ以外に文化

的、歴史的、宗教的建造物や自然保護区は

存在しない。

(4)景観 (a) 特に配慮すべき景観が存

在する場合、それに対し悪影

響を及ぼすか。影響がある場

合には必要な対策は取られる

か。

特に配慮すべき景観は存在しない。プロジェ

クトエリア、輸送ルート、水供給パイプライン

周辺の自然景観は建設工事中に影響を受け

るが、建設工事中に限ってのもので一時的な

ものである。尚、地域景観改善のため、本プ

ラントの緑地化率は少なくとも 15%以上とする

予定である。

(5) 少 数

民族、先

住民族

(a) 当該国の少数民族、先住

民族の文化、生活様式への影

響を軽減する配慮がなされて

いるか。

本地域住民のほとんどは Kinh（Viet）民族で

あり、本プロジェクトサイト及びその周辺に少

数民族は居住していない。また、ベトナムの

法律では、先住民族振興計画を作成する必

要はない。

4-41

(b) 少数民族、先住民族の土

地及び資源に関する諸権利

は尊重されるか。

本地域住民のほとんどは Kinh（Viet）民族で

あり、本プロジェクトサイト及びその周辺に少

数民族は居住していない。また、ベトナムの

法律では、先住民族振興計画を作成する必

要はない。

(a) プロジェクトにおいて遵守

すべき当該国の労働環境に

関する法律が守られるか。

ベトナムにおける労働条件に関する次の法

令を遵守するよう計画する。

・労働法 Labor laws（1994 年 6 月 23 日付ベト

ナム国民会議公布）

・決議 Decision 2733/2002/BYT(2002 年 10

月 10 日付健康省公布）

・TCVN3985:1999 作業場所における許容

騒音レベル

(b) 労働災害防止に係る安全

設備の設置、有害物質の管理

等、プロジェクト関係者への

ハード面での安全配慮が措置

されるか。

プロジェクト関係者へのハード面での安全配

慮を措置するよう計画する。

(c) 安全衛生計画の策定や作

業員等に対する安全教育（交

通安全や公衆衛生を含む）の

実施等、プロジェクト関係者へ

のソフト面での対応が計画・実

施されるか。

プロジェクト関係者へのソフト面での対応がな

されるよう計画する。

(6) 労 働

環境

(d) プロジェクトに関係する警

備要員が、プロジェクト関係

者・地域住民の安全を侵害す

ることのないよう、適切な措置

が講じられるか。

プロジェクトに関係する警備要員がプロジェク

ト関係者・地域住民の安全を侵害することの

ないよう、適切な措置を講じる。

5.

そ

の

他

(1) 工 事

中の影響

(a) 工事中の汚染（騒音、振

動、濁水、粉じん、排ガス、廃

棄物等）に対して緩和策が用

意されるか。

EIA レポート作成の段階で検討し、必要に応

じて緩和策を用意するよう計画する。たとえ

ば、海上輸送の割合を増やす、ダスト抑制の

ための散水、ダスト拡散防止覆いの装着、車

両等の整備、騒音発生作業の境界線からの

離隔距離確保や夜間作業の制限、等が挙げ

られる。

4-42

(b) 工事により自然環境（生態

系）に悪影響を及ぼすか。ま

た、影響に対する緩和策が用

意されるか。

EIA レポート作成の段階で検討し、必要に応

じて緩和策を用意するよう計画する。

(c) 工事により社会環境に悪

影響を及ぼすか。また、影響

に対する緩和策が用意される

か。

プロジェクト実施により、建設作業員と地域住

民との諍いが起こる可能性がある。EIA レ

ポート作成の段階で検討し、必要に応じて緩

和策を用意するよう計画する。

(2) 事 故

防止対策

(a) 石炭火力の場合、貯炭所

の自然発火を防止するよう計

画されるか（散水設備等）。

貯炭場における石炭の自然発火を防止する

ため、散水設備等を設置するよう計画する。

(a) 上記の環境項目のうち、

影響が考えられる項目に対し

て、事業者のモニタリングが計

画・実施されるか。

戦略的環境アセスメント及び環境保護コミット

メントガイドラインに関する回状 Circular

05/2008/TT-BTNMT の規定に従い、事業者

のモニタリングを計画・実施する。

(b) 当該計画の項目、方法、

頻度等はどのように定められ

ているか。

戦略的環境アセスメント及び環境保護コミット

メントガイドラインに関する回状 Circular

05/2008/TT-BTNMT の規定に従い、事業者

のモニタリングを計画・実施する。たとえば、

廃棄物のモニタリングは 3 ヶ月に 1 回、周辺

環境のモニタリングは 6 ヶ月に 1 回など。

(c) 事業者のモニタリング体制

（組織、人員、機材、予算等と

それらの継続性）は確立される

か。

戦略的環境アセスメント及び環境保護コミット

メントガイドラインに関する回状 Circular

05/2008/TT-BTNMT の規定に従い、事業者

のモニタリングを計画・実施する。

(3)モニタ

リング

(d) 事業者から所管官庁等へ

の報告の方法、頻度等は規定

されているか。

戦略的環境アセスメント及び環境保護コミット

メントガイドラインに関する回状 Circular

05/2008/TT-BTNMT の規定に従い、事業者

のモニタリングを計画・実施する。たとえば、

モニタリングレポートの現地天然資源環境部

への提出は 6 ヶ月に 1 回など。

6.

留

意

点

他の環境

チェックリ

ス ト の 参

照

(a) 必要な場合には、送変電・

配電に係るチェックリストの該

当チェック事項も追加して評

価すること（送変電・配電施設

の建設を伴う場合等）。

送変電・配電線建設の EIA レポート作成は

別々ではなく、本プロジェクトと一緒に実施す

る。したがって、EIA レポート作成に当たって

は、送変電・配電に係るチェックリストの該当

チェック事項も追加して評価する。

4-43

(b) 必要な場合は、港湾にか

かるチェックリストの該当チェッ

ク事項も追加して評価すること

（ 港 湾 設 備 の 建 設 を 伴 う 場

合）。

港湾は本プロジェクトの構成要素のひとつで

あるので、EIA レポート作成は別々でなく本

プロジェクトと一緒に実施する。したがって、

EIA レポート作成に当たっては、港湾にかか

るチェックリストの該当チェック事項も追加し

て評価する。

4.2.3. Kien Luong 3 プロジェクト実施に伴う環境・社会面への影響

4.2.3.1. Kien Luong 3 プロジェクトにおける環境関連基準の適用値について

Kien Luong 3 プロジェクトの大気汚染物質排出量の設計値は、火力発電の排ガスに係るベト

ナム国家技術規準QCVN22:2009/BTNMT（本プロジェクトの場合、出力係数Kp=0.7、地方係数

Kv=1.0 を適用）をベースとし、ばいじんについてはIFCのEHS Guidelinesの火力発電ボイラの規

準（2008 年）の 50mg/Nm3 をグッドプラクティスとして採用した。Kien Luong 3 プロジェクトにおけ

る大気汚染物質排出量の設計値を表 4.2.5に示す。

表 4.2.5 Kien Luong 3 プロジェクト大気汚染物質排出量設計値

Kien Luong 3 プ ロ

ジェクト設計値

(mg/Nm3)

火力発電の排ガスに係る

ベトナム国家技術規準

QCVN22:2009/BTNMT

Cmax(mg/Nm3)

B column, Coal, Kp=0.7,

Kv=1.0

IFC EHS Guidelines

– Thermal Power

Plants - for Boiler

(2008)

(mg/Nm3)

NOx 455 455 510

SO2 350 350 200-850

ばいじん(TSP) 50 140 50

注１．Cmax=C x Kp x Kv

注 2．新設石炭火力プラントにおける C(mg/Nm3): NOx:650, SO2:500, ばいじん:200

注３．プロジェクト設計出力 P>1200MW の場合、出力係数 Kp=0.7

注４．本プロジェクトサイトの地方・地域区分は３種（工業団地：V 種都市）に該当し、地方係数

Kv=1.0（ローカルコンサルタントからの情報による）

4-44

また、Kien Luong 3 プロジェクトにおいて、その他の環境関連基準の適用については次のとお

り。

・産業排水の排水基準 QCVN24:2009/BTNMT：基準値 C として B 列の値を適用し、水中生物

保護、ウォータースポーツ、アクティビティのために利用されている沿岸海水域への放流であ

るため Kq=1、想定排水流量 500<F5,000 から Kf=1.0 を適用する。

・地表水の水質環境基準 QCVN08:2008/BTNMT：基準値として B1 の列を適用。

・沿海水の水質環境基準 QCVN10:2008/BTNMT：基準値として養殖、水中生物保護区域の

列を適用

・騒音基準 QCVN26:2010/BTNMT：普通の区域を適用

・振動基準 QCVN27:2010/BTNMT：普通の区域を適用

4.2.3.2. Kien Luong 3 プロジェクトにおけるJICAガイドラインを踏まえた問題の有無

Kien Luong 3 サイト（図 4.2.3）について、JICAガイドラインで検証して結果を表 4.2.6に示した。

Kien Luong 3 サイトは、オプションとして陸側に建設する案と海側を埋め立てて建設する案の２

つがあり、サイト視察の際に同行したローカルコンサルタントの話では、どちらになるかまだはっ

きり決まっていないとのことである。しかし、海側の埋め立ても既に開始されていた。また、海沿い

にはマングローブ林がある。尚、住民移転については、ローカルコンサルタント報告では移転世

帯数 24 とのことであった。

本サイトは遠浅のため、沖合約 60km の Nam Du 島にコールセンターもしくはフローティング式

石炭受入設備を建設し、そこで小型の船(10,000DWT 級)に石炭を積み替え、発電所の桟橋へ

向けて入ってくる計画になっている。しかし遠浅の為、相当沖合まで桟橋を伸ばし、かつ、コー

ルセンター－桟橋間を浚渫する必要がある。

隣接するセメント工場で使用している浚渫水路を利用(5,000～7,000DWT 級の船が航行可能)

することも考えられるが、Kien Luong 3 サイトで計画されている発電プラントは 600MW x 4 +

1,000MW x 2 で計 4,400MW であり、相当な頻度でコールセンター－桟橋間をピストン輸送しな

ければならないので、他社の浚渫水路が利用可能かどうか、疑問が残る。

したがって、本サイトで発電所建設を検討するにあたっては、Nam Du 島へのコールセンター

建設、発電所桟橋の相当な沖合までの張り出し建設、コールセンター－桟橋間の水路浚渫等

について、実現可能性や環境影響を十分検討すると共に、他社の浚渫水路利用を考える場合

は、他社の水路利用への影響についても考慮する必要があろう。

4-45

図 4.2.3 Kien Luong 3 サイト現状図

表 4.2.6 Kien Luong 3 プロジェクトにおける環境社会配慮確認結果

分

類

環境項目 主なチェック事項 具体的な環境社会配慮

(a) EIA レポート等は作成済み

か。

EIA レポートは詳細 F/S 段階で必要になるた

め、未作成。また、ベトナムではこれまでに

USC 石炭火力の詳細 F/S は行われていな

い。

(b)EIA レポート等は当該国政

府により承認されているか。

未承認。

1.

許

認

可

・

説

明

(1)EIA 及

び環境許

認可

(c)EIA レポート等の承認は付

帯条件を伴うか。付帯条件が

ある場合は、その条件は満た

されるか。

EIA レポート承認の決定に当たっては、計画

プロジェクトの建設中及び運転中にオーナー

が保証すべき環境条件・条項がリストされる。

Involuntary Resettlement 24 households

Ecologically valuable habitats Mangroves

Large-scale reclamation and dredging Creation of land by reclamation

Long distance dredging Large-scale reclamation and dredging

4-46

(d)上記以外に、必要な場合に

は現地の所管官庁からの環境

に関する許認可は取得済み

か。

環境条件や許可については、管轄当局

（MONRE 等）による EIA レポート承認決定の

なかにリストされる。水利用、土地利用、有害

廃棄物排出等の許可が次の段階で必要とな

る。

(a)プロジェクトの内容および影

響について、情報公開を含め

て現地ステークホルダーに適

切な説明を行い、理解を得て

いるか。

計画プロジェクトの内容と考えられる影響に

ついては、術的事項及び環境関連事項、

環境および社会経済への影響及び緩和策

についての情報公開を含め、適切な手続

きの上、現地ステークホルダーに対し適切

に説明済みである。その結果、現地ステー

クホルダーの大部分が Kien Luong 3 石炭

火力発電所の建設に支持を表明してい

る。彼らは本プロジェクトが町、特に Kien

Giang 省 Kien Luong 地区の社会経済によ

い影響をもたらすと理解している。EIA サマ

リーに示される、想定される環境影響及び

緩和策は適切で広範囲である。

(2)現地ス

テ ー ク ホ

ルダーへ

の説明

(b)住民等からのコメントを、プ

ロジェクト内容に反映させた

か。

人民委員会及び Kien Luong 町の Fatherland

Front は本プロジェクトの環境関連事項につ

いて特に異議を唱えていない。今後、住民等

からのコメントがあるようであれば、プロジェク

ト内容に適切に反映するよう計画する。

(3) 代 替

案の検討

(a)プロジェクト計画の複数の

代替案は(検討の際、環境・社

会に係る項目も含めて)検討さ

れているか。

本プロジェクトの代替案として、海を埋め立て

て、プロジェクトサイトをより海側に計画する代

替案が、環境社会配慮面から検討されてい

る。

2.

汚

染

対

策

(1) 大 気

質

(a)発電所操業に伴って排出さ

れる硫黄酸化物(SOx)、窒素

酸化物(NOx)、煤じん等の大

気汚染物質は、当該国の排出

基準等と整合するか。また、排

出により当該国の環境基準等

と整合しない区域が生じるか。

火力発電の排ガスに係るベトナム国家技術

規準QCVN 22:2009/BTNMTをベースに、煤

じんについてはより厳しい基準である IFC の

EHS ガイドラインの基準値をグッドプラクティ

スとして採用し、プラントを計画している。

本計画値による大気拡散計算結果と大気環

境基準 QCVN 05: 2009/BTNMT との比較

は、EIA レポート作成段階で実施する。

4-47

(b)石炭火力発電所の場合、

貯炭場や石炭搬送施設からの

飛散炭じん、石炭灰処分場か

らの粉じんが大気汚染を生じ

る恐れはあるか。汚染防止の

ための対策がとられるか。

貯炭場や石炭搬送施設からの飛散炭じん、

石炭灰処分場からの粉じんにより大気汚染を

生じる恐れがある。貯炭場への防風フェンス

や散水設備等の設置、運炭設備の密閉構造

採用や防じんカバー設置等の汚染防止対策

設備を、詳細設計の段階で計画する予定で

ある。

(a)温排水を含む発電所からの

排水は当該国の排出基準等と

整合するか。また、排出により

当該国の環境基準等と整合し

ない区域や高温の水域が生じ

るか。

工 業 排 水 に 係 る ベ ト ナ ム 国 家 技 術 規 準

QCVN24:2009/BTNMT と整合するよう計画

する。排出による当該国の環境基準等との整

合については、EIA レポート作成の段階で確

認する予定である。

(b)石炭火力発電所の場合、

貯炭場、石炭灰処分場からの

浸出水は当該国の排出基準

等と整合するか。

貯炭場や石炭灰処分場からの排水に関する

特別な排水基準はないため、工業排水に係

る ベ ト ナ ム 国 家 技 術 規 準

QCVN24:2009/BTNMT と整合するように計

画する。

(2)水質

(c)これらの排水が表流水、土

壌・地下水・海洋等を汚染しな

い対策がなされるか。

発電所からの排水は、適切な処理を行ったう

えで放流するよう計画する。

(3) 廃 棄

物

(a)操業に伴って発生する廃棄

物(廃油、廃薬品)または石炭

灰、排煙脱硫の副生石膏等の

廃棄物は当該国の規定等に

従って適切に処理・処分され

るか。

有害でない廃棄物固形廃棄物の分類に係る

ベトナム基準 TCVN 6705:2000、及び有害廃

棄 物 の 分 類 に 係 る ベ ト ナ ム 基 準 TCVN

6706:2000、さらに衛生埋立に係るベトナム基

準TCVN 6696:2000に従って適切に処理・処

分されるよう計画する。

(4) 騒音・

振動

(a)騒音、振動は当該国の基

準等と整合するか。

騒音に係るベトナム国家技術規準 QCVN

26:2010/BTNMT、及び振動に係るベトナム

国家技術規準 QCVN27:2010/BTNMT があ

る。また、作業場所における許容騒音レベル

に係るベトナム基準 TCVN3985:1999 があ

る。これらの基準等と整合するよう計画する。

4-48

(5) 地 盤

沈下

(a)大量の地下水汲み上げを

行う場合、地盤沈下が生じる

恐れがあるか。

地下水汲み上げを行うと地盤沈下の恐れが

あるため、海水淡水化装置の設置を計画す

る。

尚、Kien Luong 1&2&3 石炭火力発電所全

体で 20,000m3/日の用水利用を想定してお

り、本用水はサイトから 30km 離れた Vinh Te

運河より供給を受ける予定である。現状は

Kien Giang Water Company が Kien Luong 地

域に 4,000m3 を供給しており、2010 年には倍

になる計画である。

今後、20,000m3/日の water plant を Kien

Luong に建設予定であり、Water Company が

十分な水供給を保証しているとのことなの

で、プロジェクト実施時点で本用水の供給が

受けられるのであれば、本用水より水供給を

受けるよう計画変更することもあり得る。

(6)悪臭 (a)悪臭源はあるか。悪臭防止

の対策はとられるか。

悪臭源としては、給水処理に使用するアンモ

ニアがあるが、適切な維持管理によって漏洩

を防止すると共に、万一の漏洩時には散水

装置等により拡散防止処置を行う。

(1) 保 護

区

(a) サイトは当該国の法律・国

際条約等に定められた保護区

内に立地するか。プロジェクト

が保護区に影響を与えるか。

ローカルコンサルタントの資料調査の結果に

よると、プロジェクトサイトはベトナムの法律・

国際条約等に定められた保護区ではないと

のことである。EIA レポート作成の段階で再

確認を行う。

(a) サイトは原生林、熱帯の自

然林、生態学的に重要な生息

地（珊瑚礁、マングローブ湿

地、干潟等）を含むか。

現地調査の結果では、プロジェクトサイトの海

岸沿いにマングローブの植生がある。

3.

自

然

環

境

(2) 生 態

系

(b) サイトは当該国の法律・国

際条約等で保護が必要とされ

る貴重種の生息地を含むか。

ローカルコンサルタントの報告によれば、

Kien Luong 3発電所のプロジェクトサイトにお

ける植物相調査では、ベトナムレッドブックに

記載の特別な種は存在しないとのことであっ

た。一方、動物相については、2007 年時点

で Hon Chong で観察された 155 種の無脊椎

動物のうち６種、鳥類６種、爬虫類５種がベト

4-49

ナム及び IUCN のレッドブックにリストされて

いるとのことである。

(c) 生態系への重大な影響が

懸念される場合、生態系への

影響を減らす対策はなされる

か。

ローカルコンサルタントの報告によれば、現

在、プロジェクトサイトに隣接する Holcim

cement mill の近くの湿地保護区は経済開発

の影響をひどく受け、湿地の多くが海老の養

殖で開発を受けるなど、現地の生物多様性

は劣化している。現地住民による湿地の回復

やマングローブ林のリプラントが行われたもの

の、希少で特別な鳥類は既に観られなくなっ

ており、自然保護と経済開発のバランスを回

復させるのは不可能と思われるというのが現

状のようである。Kien Luong 1 プロジェクトで

もプラント及びスラグヤードの土地造成のた

めに 85.4ha の陸地生態系が破壊されて、

59.02ha の現地住民所有養殖池がなくなると

のことである。また、多数の作業員によるプロ

ジェクトサイト周辺の湿地の踏み固め、水中

生物、水域環境、漁業への影響、浚渫による

影響等が懸念される。EIA レポート作成の段

階で再検討を行う。

(d) プロジェクトによる取水（地

表水、地下水）が、河川等の

水域環境に影響を及ぼすか。

水生生物等への影響を減らす

対策はなされるか。

EIA レポート作成の段階で再検討を行う。

(e) 温排水の放流や冷却水の

大量の取水、浸出水の排出が

周辺水域の生態系に悪影響

を与えるか。

温排水の放流や冷却水の大量の取水、浸出

水の排出が周辺水域の生態系に負の影響を

与える可能性がある。影響の度合いについ

ては、EIA レポート作成段階で検討を行う。

4.

社

会

環

境

(1) 住 民

移転

(a) プロジェクトの実施に伴い

非自発的住民移転は生じる

か。生じる場合は、移転による

影響を 小限とする努力がな

されるか。

ローカルコンサルタントの調査によれば、プロ

ジェクトサイトには現在 24 世帯が居住してお

り、59.02ha の養殖地、2.267ha の居住地、

Kien Luong town から Saomai cement mill へ

の 110kV 送電線の電柱 4（2,539m）、墓１があ

4-50

るとのことである。事前調査によれば、プロ

ジェクトの影響を受ける住民（PAP）は 小限

であり、現地当局やプロジェクトマネジメント

当局は PAP が代替地で安定した生活が送れ

るよう生活条件を整える予定である。Kien

Giang 省人民委員会や現地当局もプロジェク

トへの支持を表明しており、首相に対し Kien

Luong general economic master plan における

発電プロジェクト実施のための条件サポート

を求めている。

(b) 移転する住民に対し、移

転前に補償・生活再建対策に

関する適切な説明が行われる

か。

住民移転は、pre-construction phase で行わ

れる予定である。移転する住民に対し、移転

前に補償・生活再建対策に関する適切な説

明が行われるよう計画する。

(c) 住民移転のための調査が

なされ、再取得価格による補

償、移転後の生活基盤の回復

を含む移転計画が立てられる

か。

事前調査によれば、プロジェクトの影響を受

ける住民（PAP）は 小限であり、現地当局や

プロジェクトマネジメント当局は PAP が代替地

で安定した生活が送れるよう生活条件を整え

る予定である。土地造成に伴い、収入の喪失

や他の社会的影響による PAP への負の影響

を緩和するため、住民移転計画が投資家に

より検討・作成・実施される。

(d) 補償金の支払いは移転前

に行われるか。

移転前に行われる。通常、土地占有通告の

前に行われる。

(e) 補償方針は文書で策定さ

れているか。

補償方針は文書で作成されるよう計画する。

原則として、土地利用者として法的に適格な

人の定義が、国家による土地造成に関する

補償及び再定住支援に係る政令 Decree No.

197/2004/ND-CP、Article8 の paragraphs 1～

7 及び 9～11 にあり、国家が土地造成を行い

補償すべき土地についての申し立てを処理

する際、土地利用権証書の供与、土地造

成、補償・支援・再定住のための規則と手

順、についての条項を修正する政令 Decree

84/2007/ND-CP、Article 44～46 がある。これ

らが適用されないケースでは、地方政府が移

4-51

転対象者の支援を検討することとなってい

る。その他、政令 Decree No.69/2009/ND-CP

がある。

(f) 移転住民のうち特に女性、

子供、老人、貧困層、少数民

族・先住民族等の社会的弱者

に適切な配慮がなされた計画

か。

社会的弱者に適切な配慮がなされるよう計画

する。

尚、この地域の住民のほとんどは Kinh（Viet）

民族であり、プロジェクトサイトおよびその周

辺に少数民族は居住していない。また、ベト

ナムの法律では、先住民族振興計画を作成

する必要はない。

(g) 移転住民について移転前

の合意は得られるか。

移転前に合意が得られるよう計画する。

(h) 住民移転を適切に実施す

るための体制は整えられるか。

十分な実施能力と予算措置が

講じられるか。

住民移転を適切に実施するための体制を整

え、十分な実施能力と予算措置が講じられる

よう計画する。

(i) 移転による影響のモニタリ

ングが計画されるか。

現時点では、モニタリングが計画される予定

はない。

(j) 苦情処理の仕組みが構築

されているか。

現在、苦情処理のメカニズムは確立していな

いが、地域住民の補償や住民移転関連の陳

情・紛争は地方自治体に送られ、検討あるい

は処理される予定である。

(a) プロジェクトによる住民の

生活への悪影響はあるか。必

要な場合は影響を緩和する配

慮が行われるか。

本プロジェクトでは、59.02ha の現地住民の養

殖池を潰すことに加え、プロジェクトの建設・

浚渫・輸送で養殖・水域環境・漁業が影響を

及ぼすことから、現地住民の収入に影響を与

えることが予想される。また、排ガス・排水・固

形廃棄物等の排出により住民の健康に影響

を及ぼす可能性がある。住民の健康を保護

するとともに、土地利用・交通・インフラへの

影響の 小限にするよう、可能な緩和策全て

を適用する予定である。

(2) 生活・

生計

(b) プロジェクトの実施により

必要となる社会基盤の整備は

十 分 か （ 病 院 ・ 学 校 、 道 路

一般に、病院、学校の既存インフラは利用可

能であるが、道路状況はプロジェクトの実施

には不十分であり、道路の新設あるいは改良

4-52

等）。不十分な場合、整備計

画はあるか。

がなされる予定である。国道 No.80 から本プ

ラントへの主なアクセス道路が建設される必

要があり、また、工業地帯と省道 No.11 を結

ぶ外部道路が建設される予定である。

(c) プロジェクトに伴う大型車

両等の運行によって周辺の道

路交通に影響はあるか。必要

に応じて交通への影響を緩和

する配慮が行われるか。

建設中のピークには、多数の大型トラック、

バージ、バルク船が建設資材を輸送する。大

型トラックの運行は道路状態を劣化させ、プ

ロジェクトサイトへのアクセスルートの交通量

を増加させる。建設中に使われるアクセル

ルートとしては、国道No.80 と省道No.11 が使

われる。省道 No.11 は Chuahang 遺跡・Phutu

小島から Kien Luong town・プロジェクトサイト

を結ぶメインルートで幅６ｍ、保護帯 30m に

改良された。この道路の交通量は比較的高

く、6～8 時及び 16～18 時のピーク時間帯は

通勤者が集中し特に高い。交通への影響の

緩和策については、EIA レポート作成の段階

で検討を行う。

(d) プロジェクト活動に伴う作

業員等の流入により、疾病の

発生（HIV 等の感染症を含

む）の危険はあるか。必要に応

じて適切な公衆衛生への配慮

は行われるか。

建設フェイズのピークには、約 2500 人の作業

員がサイトに入ることになるため、HIV 等の感

染症を含む病気が作業員の流入により他所

から持ち込まれる可能性もある。対策として、

作業員教育のなかに公衆衛生に関する内容

を含めることにより、適切な公衆衛生への配

慮を行うよう計画する。EIA レポート作成の段

階で検討を行う。

(e) プロジェクトによる取水（地

表水、地下水）や温排水の放

流が、既存の水利用、水域利

用（特に漁業）に影響を及ぼ

すか。

Kien Luong 1 プロジェクトでは、地下水を利

用しない予定であり、既存の水利用に影響を

及ぼすことはない。本プロジェクトでも同様に

地下水の利用なしで計画する。一方、冷却

水として多量の海水を取水する。温排水拡散

モデルによる水生生物への影響については

EIA レポート作成の段階で検討する予定であ

る。

(3) 文 化

遺産

(a) プロジェクトにより、考古学

的、歴史的、文化的、宗教的

Moso mount にある Moso 歴史遺跡がスラグ

ヤード予定地から 500m 東側に位置し、スラ

4-53

に貴重な遺産、史跡等を損な

う恐れはあるか。また、当該国

の国内法上定められた措置が

考慮されるか。

グヤードの影響を受ける可能性がある。ま

た、墓がひとつあり、プロジェクト用地確保の

ため移転する必要がある。Moso 歴史遺跡へ

のアクセスルートの移転が計画されており、

補償の合意の後、PMU が Hatien Cement

Company の取締役会に石切場から国道

No.81 までの土砂道の改良及び拡張と Moso

歴史遺跡への道路の拡張に合意する予定で

ある。

(4)景観 (a) 特に配慮すべき景観が存

在する場合、それに対し悪影

響を及ぼすか。影響がある場

合には必要な対策は取られる

か。

特に配慮すべき景観は存在しない。プロジェ

クトエリアの植生は全て撤去されプラント用地

とスラグヤードになる。水供給パイプライン周

辺の自然景観は建設工事中に影響を受け、

また、Bahon 湾の海岸堤防の建設で海岸の

自然保護林の一部が建設サイトに変化する。

しかし、これらの影響は建設中の一時的なも

のである。尚、地域景観改善のため、本プラ

ントの緑地化率は少なくとも 15%以上とする

予定である。

(a) 当該国の少数民族、先住

民族の文化、生活様式への影

響を軽減する配慮がなされて

いるか。

本地域住民のほとんどは Kinh（Viet）民族で

あり、本プロジェクトサイト及びその周辺に少

数民族は居住していない。また、ベトナムの

法律では、先住民族振興計画を作成する必

要はない。

(5) 少 数

民族、先

住民族

(b) 少数民族、先住民族の土

地及び資源に関する諸権利

は尊重されるか。

本地域住民のほとんどは Kinh（Viet）民族で

あり、本プロジェクトサイト及びその周辺に少

数民族は居住していない。また、ベトナムの

法律では、先住民族振興計画を作成する必

要はない。

(6) 労 働

環境

(a) プロジェクトにおいて遵守

すべき当該国の労働環境に

関する法律が守られるか。

ベトナムにおける労働条件に関する次の法

令を遵守するよう計画する。

・労働法 Labor laws（1994 年 6 月 23 日付ベト

ナム国民会議公布）

・決議 Decision 2733/2002/BYT(2002 年 10

月 10 日付健康省公布）

・TCVN3985:1999 作業場所における許容

4-54

騒音レベル

(b) 労働災害防止に係る安全

設備の設置、有害物質の管理

等、プロジェクト関係者への

ハード面での安全配慮が措置

されるか。

プロジェクト関係者へのハード面での安全配

慮を措置するよう計画する。

(c) 安全衛生計画の策定や作

業員等に対する安全教育（交

通安全や公衆衛生を含む）の

実施等、プロジェクト関係者へ

のソフト面での対応が計画・実

施されるか。

プロジェクト関係者へのソフト面での対応がな

されるよう計画する。

(d) プロジェクトに関係する警

備要員が、プロジェクト関係

者・地域住民の安全を侵害す

ることのないよう、適切な措置

が講じられるか。

プロジェクトに関係する警備要員がプロジェク

ト関係者・地域住民の安全を侵害することの

ないよう、適切な措置を講じる。

(a) 工事中の汚染（騒音、振

動、濁水、粉じん、排ガス、廃

棄物等）に対して緩和策が用

意されるか。

EIA レポート作成の段階で検討し、必要に応

じて緩和策を用意するよう計画する。たとえ

ば、海上輸送の割合を増やす、ダスト抑制の

ための散水、ダスト拡散防止覆いの装着、車

両等の整備、騒音発生作業の境界線からの

離隔距離確保や夜間作業の制限、等が挙げ

られる。

(b) 工事により自然環境（生態

系）に悪影響を及ぼすか。ま

た、影響に対する緩和策が用

意されるか。

EIA レポート作成の段階で検討し、必要に応

じて緩和策を用意するよう計画する。

(1) 工 事

中の影響

(c) 工事により社会環境に悪

影響を及ぼすか。また、影響

に対する緩和策が用意される

か。

プロジェクト実施により、建設作業員と地域住

民との諍いが起こる可能性がある。EIA レ

ポート作成の段階で検討し、必要に応じて緩

和策を用意するよう計画する。

(2) 事 故

防止対策

(a) 石炭火力の場合、貯炭所

の自然発火を防止するよう計

画されるか（散水設備等）。

貯炭場における石炭の自然発火を防止する

ため、散水設備等を設置するよう計画する。

5.

そ

の

他

(3)モニタ (a) 上記の環境項目のうち、 戦略的環境アセスメント及び環境保護コミット

4-55

影響が考えられる項目に対し

て、事業者のモニタリングが計

画・実施されるか。

メントガイドラインに関する回状 Circular

05/2008/TT-BTNMT の規定に従い、事業者

のモニタリングを計画・実施する。

(b) 当該計画の項目、方法、

頻度等はどのように定められ

ているか。

戦略的環境アセスメント及び環境保護コミット

メントガイドラインに関する回状 Circular

05/2008/TT-BTNMT の規定に従い、事業者

のモニタリングを計画・実施する。たとえば、

廃棄物のモニタリングは 3 ヶ月に 1 回、周辺

環境のモニタリングは 6 ヶ月に 1 回など。

(c) 事業者のモニタリング体制

（組織、人員、機材、予算等と

それらの継続性）は確立される

か。

戦略的環境アセスメント及び環境保護コミット

メントガイドラインに関する回状 Circular

05/2008/TT-BTNMT の規定に従い、事業者

のモニタリングを計画・実施する。

リング

(d) 事業者から所管官庁等へ

の報告の方法、頻度等は規定

されているか。

戦略的環境アセスメント及び環境保護コミット

メントガイドラインに関する回状 Circular

05/2008/TT-BTNMT の規定に従い、事業者

のモニタリングを計画・実施する。たとえば、

モニタリングレポートの現地天然資源環境部

への提出は 6 ヶ月に 1 回など。

(a) 必要な場合には、送変電・

配電に係るチェックリストの該

当チェック事項も追加して評

価すること（送変電・配電施設

の建設を伴う場合等）。

送変電・配電線建設の EIA レポート作成は

別々ではなく、本プロジェクトと一緒に実施す

る。したがって、EIA レポート作成に当たって

は、送変電・配電に係るチェックリストの該当

チェック事項も追加して評価する。

6.

留

意

点

他の環境

チェックリ

ス ト の 参

照

(b) 必要な場合は、港湾にか

かるチェックリストの該当チェッ

ク事項も追加して評価すること

（ 港 湾 設 備 の 建 設 を 伴 う 場

合）。

港湾は本プロジェクトの構成要素のひとつで

あるので、EIA レポート作成は別々でなく本

プロジェクトと一緒に実施する。したがって、

EIA レポート作成に当たっては、港湾にかか

るチェックリストの該当チェック事項も追加し

て評価する。

4-56

4-57

4.3. 結論

各プロジェクトの大気汚染物質の設計排出濃度を表 4.3.1に、主な環境社会配慮事項を表

4.3.2に示す。EIAレポート作成にあたっては、これらの事項を検討の上、対策や緩和策を含める必

要がある。

表 4.3.1 各プロジェクトにおける大気汚染物質の設計排出濃度

Project NOx

(as NO2)

(mg/Nm3)

SO2

(mg/Nm3)

Particulate

(mg/Nm3) *( ) shows

values based on QCVN22

Remarks

Vung Ang 3

(600MW x 4)

455 350 (140)

50

Kp=0.7

Kv=1.0

Binh Dinh 2&3

(1,000MW x 2

+1,000MW x 2)

546 420 (168)

50

Kp=0.7

Kv=1.2

Kien Luong 3

(1,000MW x 2)

455 350 (140)

50

Kp=0.7

Kv=1.0

プロジェクト設計は火力発電の排ガスに係る国家技術規準 QCVN22:2009BTNMT をベース

に、ダストについては IFC の EHS ガイドラインの 50mg/Nm3 をグッドプラクティスとして採用。

表 4.3.2 各プロジェクトで配慮すべき主な環境社会配慮事項

Project 環境社会配慮事項 現状

Vung Ang 3

(600MW x 4)

住民移転 72 世帯、墓 19、学校 2 の移転が必要

住民移転 約 300 世帯、小学校１、幼稚園 2、寺院 2、

墓約 700 の移転が必要

Binh Dinh 2&3

(1,000MW x 2

+1,000MW x 2) アクセス道路不備 地方自治体による省道 No.DT639 の建設が

必要

生態学的に貴重な生息地 海岸沿いにマングローブ林

住民移転 24 世帯、墓 1

Kien Luong 3

(1,000MW x 2)

大規模埋立と長距離浚渫 埋立による土地造成と長距離の浚渫が必要

第5章 概念設計・工期算定・費用積算

5.1. 概念設計地点の検討

第 3 章で述べた現地調査の結果を検討し、Vung Ang 3 とBinh Dinh 2&3 の 2 サイトをプラント概

念設計の対象とした。Kien Luong 3 は、海外からの大型石炭船が浅い海により直接着岸できない

ためコールセンターが必要であり、現段階ではこのコールセンターの建設計画、運用計画といった

発電所の設計にかかる外的要因が明確になっていないため、対象候補からはずすこととした。

5.2. Vung Ang 3 サイトの概念設計

5.2.1. 発電所レイアウトの提案

Vung Ang 3 サイトの全体配置図（案）を図 5.2.1に示す。

全体の配置検討に当たっての主な考慮点は、コンベヤの配置を効率良く行えるよう、南側に石

炭ヤード、北側にパワーブロックを設けたこと及び、石炭灰は海岸部の埋立に使用することとし、復

水器冷却水は土砂や浮遊物の影響を受けないようするため沖合・深層より取水することとしたこと

である。

また、港湾設備は 2,400MW の容量をまかなえるように、100,000DWT 級の船が 2 隻着桟出来る

ようにバースを 2 基設置し、必要な深さまで浚渫をすることとした。

5-1

図 5.2.1 Vung Ang 3 サイト全体配置図（案）

5-2

5.2.2. 機器・設備仕様の検討

5.2.2.1. ボイラ及びボイラ補機

蒸気条件の選定に当たっては、当社で十分な運転実績のある、24.5MPa/600℃/600℃（タービ

ン入口）を選定することとした。この条件に、ボイラからタービンの間での圧損や蒸気温度低下を考

慮し、以下のようなボイラ出口での仕様とした。

また競争力確保の観点から、通風方式において同規模の当社火力発電所で実績のある１系統

を採用することとした。

その他の仕様についても、日本メーカーにおいて多くの実績がある型式、方式を選定することと

した。

表 5.2.1 Vung Ang 3 ボイラ設備基本仕様

設備 仕様

ボイラ本体

型式 貫流変圧型再熱式

燃焼方式 石炭専焼

蒸発量 1,950t/h（BMCR）

ボイラ出口圧力 25.4MPag（BMCR）

過熱器出口温度 605℃

再熱器出口温度 603℃

排ガス温度 135℃（空気予熱器出口 リーク未補正値, （BMCR））

通風方式 平衡通風方式

微粉炭燃焼装置

型式 竪型ミル 微粉炭機（ミル）

台数 6 台

石炭バンカ 型 式 鋼板製角型

軽油燃焼装置

バーナ型式 詳細設計により決定する 点火用

本 数 詳細設計により決定する

バーナ型式 蒸気噴霧式 起動用

本 数 詳細設計により決定する

通風方式

型 式 動翼可変ピッチ軸流式 押込通風機

台 数 1 台

5-3

型 式 動翼可変ピッチ軸流式 誘引通風機

台 数 1 台

型 式 両吸込遠心式 一次通風機

台 数 1 台

5.2.2.2. タービン及びタービン補機

蒸気タービンは、クロスコンパウンド形に比べ、タービン効率としては若干劣るものの、コスト的に

有利であり、コンパクトに設置でき、今後の主流となると予想されるタンデムコンパウンド形とした。

軸受冷却水設備等、不具合時にユニット全体に影響を与える共通機器を除き、基本的に予備機

は持たない仕様としている。

表 5.2.2 Vung Ang 3 タービン設備基本仕様

設備 仕様

タービン本体

型式 タンデムコンパウンド形（TC4F）

（高中圧一体 4 流排気再熱再生復水式）

定格出力 600 MW

回転数 3,000 rpm

主蒸気圧力 24.5 MPa

主蒸気温度 600 ℃

再熱蒸気温度 600 ℃

設計海水温度 25 ℃

復水装置

型式 表面接触式水室半区分単流形（1 パス）

冷却管：チタン

復水器

材質

管板： チタンクラッド鋼板

型式 水封回転式真空ポンプ 復水器真空ポンプ

容量 100 % x 2 台

型式 屋外竪型固定翼斜流ポンプ 循環水ポンプ

容量 50 % x 2 台

型式 竪型多段遠心ポンプ 復水ポンプ

容量 50 % x 2 台

5-4

型式 横型遠心ポンプ 復水昇圧ポンプ

容量 50 % x 2 台

型式 混床脱塩外部再生式 復水脱塩装置

容量 50 % x 2 塔

給水装置

型式 横型多段遠心ポンプ 主給水ポンプ

容量 50 % x 2 台

型式 横型遠心ポンプ 主給水ポンプ用

ブースタポンプ 容量 50 % x 2 台

型式 横型遠心ポンプ（低揚程型） 起動用給水ポンプ

容量 25 % x 1 台

給水加熱装置

型式 横型 U 字管表面接触加熱式 給水加熱器

段数 低圧：4 段、高圧：3 段

型式 単胴型圧力トレイ式 脱気器

容量 100 % x 1 台

軸受冷却装置

型式 横型遠心ポンプ 軸受冷却水ポンプ

容量 100 % x 2 台

型式 プレート式 軸受冷却水冷却器

容量 100 % x 2 台

型式 横型遠心ポンプ 海水昇圧ポンプ

容量 100 % x 2 台

5.2.2.3. 発電機及び電気設備

Vung Ang 3 サイトの発電機及び電気設備においては、1 ユニット当たりの発電機出力を 600MW

とした為、発電機固定子冷却方式を水素冷却、励磁装置はサイリスタ励磁方式を標準とし、選定し

た。その他の仕様についても、日本メーカーにおいて多くの実績がある型式、方式を選定すること

とした。

5-5

表 5.2.3 Vung Ang 3 電気設備基本仕様

設備 仕様

発電機本体

型式 三相交流同期発電機

（横軸円筒回転界磁型三相交流同期式）

定格出力 詳細設計により決定（約 710 MVA 程度）

定格電圧 製造者標準による（18kV～27kV 程度）

回転数 3,000 rpm

周波数 50 Hz

力率 0.85

絶縁種別 F 種

冷却方式 回転子：直接水素冷却

固定子：間接水素冷却

励磁装置

型式 サイリスタ励磁方式 励磁装置

数量 1 式

水素補給、密封油制御装置

型式 水素ガス制御装置 ガス制御装置

数量 1 式

型式 真空処理方式 密封油制御装置

数量 1 式

所内用電源

型式 メタルクラッドスイッチギア型配電盤（11kV） 高圧配電盤

数量 1 式（面数は計画進捗による）

型式 屋内用気中遮断器収納盤 低圧配電盤

数量 1 式（面数は計画進捗による）

変圧器

型式 屋外用油入変圧器三相二巻線

定格容量 発電機出力を考慮した 適容量

定格電圧 負荷時タップ切替装置機能付き

高圧側：500kV

低圧側：発電機定格電圧

接地方式 高圧側直接接地方式

主変圧器

数量 1 台

5-6

型式 屋外用油入変圧器

定格容量 所内動力を考慮した 適容量

定格電圧 高圧側：発電機定格電圧

低圧側：高圧配電盤定格電圧

所内変圧器

数量 2 台

型式 SF6 ガス遮断器 発電機遮断器

数量 1 台

5.2.2.4. 共通設備（用排水設備、送変電設備）

用排水設備は、隣接する 2 ユニットが同時に起動停止、定期点検をおこなう事はないと考え、基

本的に 2 ユニットで共用することを考慮して容量を設定している。石灰石膏法を採用しているプラン

トに比べ、海水脱硫方式を採用するため排煙処理に使用する水量が削減できるため、設備容量を

小さくなっている。また工業用水の利用が考えられるため、回収系の排水設備は設けず、定常排

水も非回収系設備で対応することとした。なお、3.2.5項でも述べたが、工業用水の供給開始時期

が確定できない場合には、海水淡水化装置を設置し、プラント個別で用水の供給ができるようにし

た方がよいと考えられる。

表 5.2.4 Vung Ang 3 用排水設備基本仕様

設備 仕様

用水設備

原水タンク 容量 4,500 m3 x 4 基 / 4 ユニット

ろ過水タンク 容量 4,500 m3 x 4 基 / 4 ユニット

純水タンク 容量 2,000 m3 x 4 基 / 4 ユニット

純水装置 容量 2,000 m3/日 x 2 系列 / 4 ユニット

前処理装置 容量 3,500 m3/日 x 2 系列 / 4 ユニット

排水設備（非回収系）

排水処理装置 容量 1,000 m3/日 x 2 系列 / 4 ユニット

定常排水貯槽 容量 2,000 m3 x 2 槽 / 4 ユニット

非定常排水貯槽 容量 4,000 m3 x 2 槽 / 4 ユニット

Vung Ang 3 サイトにおける送変電設備においては、接続予定変電所及び回線数は下記表

5.2.5のように計画されているが、発電所開閉所内の構成はまだ計画されていない。開閉所内母線

5-7

構成方式は、供給信頼性、運用性、点検保守、事故時対応、及び経済性を考慮する。接続先が

500kV送電線であり、重要系統であることを考慮すると、二重主母線方式又は 1.5 遮断器方式が採

用されると考えられる。

表 5.2.5 Vung Ang 3 サイト送電計画

送電線 電圧 距離 回線数

Vung Ang 3- Vung Ang 1&2 500kV 12km 2 回線

Vung Ang 3-Thanh Hoa 500kV 320km 2 回線

Vung Ang 3-Quang Trach 500kV 13km 2 回線

5.2.2.5. 燃料設備

燃料設備の仕様は、運用主体の単位や、運用保守の考え方等によって大きく設計が変更される。

従って、今回の概念設計では、類似の発電所の経験から以下のような想定のもとに仕様を選定し

た。

貯炭場敷地：当社火力発電所の敷地面積をベースとし、今回概略設計にて想定される石炭性

状等の条件にて現計画の 30 日分の貯炭量を確保出来ることを確認した。

揚炭機：当社火力発電所で実績のある 2,200t/h の揚炭機を 1 バース当たり 2 基設置するものと

した。

バース数：荷役可能時間を1 日12 時間とし、荷役可能日数、実際の揚炭作業を考慮した揚炭能

力、メンテナンス等を考慮し、4 ユニットに対し、2 バースとした。

受入コンベヤ：１条で１バース（2 揚炭機）からの受入をまかなえる容量とし、1 条の予備を持つも

のとした。

払出コンベヤ：2 条 12 時間送炭で 4 ユニットの運転をまかなえる容量とし、1 条故障時は 24 時間

送炭にて対応するものとした。

スタッカ・リクレーマ：2 隻の石炭船からの石炭受入と 4 ユニットへの送炭を同時に行い、1 台故障

時は 24 時間送炭にて対応するものとした。

5-8

表 5.2.6 Vung Ang 3 燃料設備基本仕様

設備 仕様（石炭） 仕様（軽油）

燃料受入設備

名称 揚炭機 ローディングアーム

能力 2,200t/h 2,000DWT を 8 時間程度で受

入

受入設備

数量 4 台/4 ユニット 1 台/4 ユニット

型式 ベルトコンベヤ式 詳細設計により決定する

能力 5,000t/h 詳細設計により決定する

輸送設備

数量 3 条/4 ユニット 詳細設計により決定する

燃料貯蔵設備

名称 貯炭場 燃料タンク

方式 屋外積み付け貯炭方式 鋼板製円筒型

容量 約 70 万 t （4 ユニットに対し

て 30 日分）

3,000 m3

貯炭場および燃

料タンク

数量 6 パイル 1 基/4 ユニット

運搬能力 5,000t/h（スタッキング）

1,300t/h（リクレーミング）

― 貯炭場機器

（ ス タ ッ カ ／ リ ク

レーマ） 数量 4 台/4 ユニット ―

運搬能力 5,000t/h ― 貯炭場機器

（ヤードコンベヤ） 数量 4 条/4 ユニット ―

燃料払出設備

運搬能力 1,400t/h ― 払出コンベヤ

数量 2 条/4 ユニット ―

運搬能力 1,400t/h ― 本館内コンベヤ

数量 2 条/4 ユニット ―

運搬能力 ― 30%BMCR 移送ポンプ

数量 ― 4 台/4 ユニット

移送配管 口径 ― 150A

5-9

5.2.2.6. 排煙処理設備

排煙処理設備としては、電気式集じん装置と排煙脱硫装置を設置することとする。排煙脱硫装

置は、国内で実績の多い石灰石膏法は、石灰石の入手や副産物の石膏の処理にリスクが発生す

るため、海外にて実績の多い海水脱硫方式を採用することとした。

表 5.2.7 Vung Ang 3 排煙処理設備基本仕様

設備 仕様

電気式集じん装置

方 式 電気式集じん

荷電方式 連続または間欠荷電

容 量 2,100,000 Nm3/h（湿り）

集じん効率 石炭性状、規制値を踏まえて詳細設計により決定する。

（99%前後）

排煙脱硫装置

方 式 海水脱硫方式

容 量 2,100,000 Nm3/h（湿り）

脱硫効率 石炭性状、規制値を踏まえて詳細設計により決定する。

（85%前後）

5-10

5.2.2.7. 灰処理設備

灰処理設備の仕様は、実績がある型式、方式を選定することとした。灰捨場の容量は、石炭性

状、運用計画、ユニット数等現状では不明確点が多く、詳細な検討が出来ないため、現計画通りの

60ha をベースとすることとした。

表 5.2.8 Vung Ang 3 灰処理設備基本仕様

設備 仕様

クリンカ、パイライト処理設備

処理方式 湿式または乾式クリンカコンベヤもしくはポンプ圧縮移

送

処理能力 詳細設計により決定する

フライアッシュ処理設備

処理方式 圧縮もしくは吸引輸送方式

処理能力 詳細設計により決定する

フライアッシュ貯蔵設備

型 式 円筒形貯蔵サイロ

容 量 7,000 m3（主サイロ）

400 m3（緊急用サイロ）

灰捨設備

型 式 コンベヤ輸送方式またはトラック輸送方式

容 量 60ha

5.2.2.8. 取放水設備

サイト南側での河川改修工事が計画されており、河川からの土砂流出による堆砂が取水に影響

を与える恐れがあるため、取水口を北側、放水口を南側に配置すべきである。

サイト周辺は漂砂海岸であること、外洋に面し波高が高く、将来このサイトが開発された場合、河

川からの濁水・ゴミ等がこの海域に放流・投棄される事が考えられる。従って、汀線付近からの取水

は発電所運転に支障を来たす恐れがあるため、取水位置を水深 8ｍ付近からの深層取水する事

が 適と考える。(図 5.2.2参照) また、放流設備については、汀線付近から放流する事でよいと

考えるが、温排水拡散域を極力小さくして周辺環境への影響を 小限にする事が望ましい。

5-11

図 5.2.2 沖合鉛直取水方式

表 5.2.9 Vung Ang 3 取放水設備基本仕様

設備 仕様

取水設備

取水方式 沖合鉛直取水

取水量 32 m3/s （各ユニット）

放水設備

放水方式 表層放水

5-12

5.2.2.9. 港湾設備

Vung Ang 3 では、100,000DWT 級石炭船舶として、大量の海外輸入炭を 1 週間弱に 1 回程度

受け入れる必要があるが、今後、ベトナム国内では多くの石炭火力発電所が海外輸入炭を使用す

る計画がある中、当サイト専用石炭船舶が採用されることが考えにくく、輸入元炭坑が限定されて

いない現時点では、石炭バースは 100,000DWT 石炭船舶の 大必要設計水深(泊地:16m,航路

17.5m)で、設計することとする。

表 5.2.10 石炭輸送船舶の寸法

設計水深が 17m 近く必要となるため、現海底水深 10～11m 程度からは、浚渫深さが 6～7m 程

度となり、運用時のメンテナンス等を考慮すると船舶航行と浚渫がラップする恐れもある。よって、浚

渫深さは 2.5m 程度までが運用時メンテナンスを考えると妥当であり、現海底地盤からの浚渫範囲

を少なくするためには、限られた海図情報から推測すると沖合 5km 程度にバース設置が妥当であ

る。しかし、5km のコンベア連絡橋はメンテナンス問題やコンベア乗継のための連絡建屋が約 2km

間隔に必要となり、コンベア連絡橋の一部構造物を大型化しなければならない。今後実施する詳

細 F/S により細かな情報収集をおこなって 適な港湾設備計画をすべきである。なぜなら、砂浜が

形成されている本サイトは漂砂･堆砂が多いと考えられるため、自然改変した浚渫箇所に短期間で

漂砂･堆砂が発生してしまい、運用中のメンテナンス費用を増加させる恐れがあるため、留意すべ

きである。

5-13

防波堤及び石炭バース構造は設計水深等を考慮してケーソン混成堤構造とすることが望ましい。

また、コンベア連絡橋は、海中の漂砂･堆砂の流れの変化による海浜変形を極力少なくするために、

杭式桟橋構造とする。ただし、灰捨場護岸と併用する箇所は、灰捨場設置箇所の遮水機能確保の

ため、傾斜堤構造とする。

図 5.2.3 ケーソン混成堤構造

図 5.2.4 杭式桟橋構造

5-14

図 5.2.5 傾斜堤構造

サイトにおける海象条件が不明なため、防波堤方位の妥当性を確認できない。また、当サイトで

の波浪状況を調査するにも、詳細 F/S 等の短期間データでは調査入手データを用いた設計する

場合、危険側か安全側か不明な特異なデータであるため、過剰或いは過小設計に繋がる恐れが

ある。よって、長期間波浪データを保有している(財)日本気象協会(Japan Weather Association)が

保有する全球波浪推算データベースを利用して、長期間統計波浪データから現地の波浪推算を

実施するべきである。詳細 F/S 時の調査データは波浪推算の検証データとして用いることが望まし

い。

5-15

5-16

5.3. Binh Dinh 2&3 サイトの概念設計

5.3.1. 発電所レイアウトの提案

Bing Dinh 2&3 サイトの全体配置図（案）を図 5.3.1に示す。

地上部は海側に石炭ヤード、陸側にパワーブロックという配置とし、南側に灰捨場を設置するこ

ととした。復水器冷却水は Vung Ang 3 と同様、沖合・深層より取水することとした。

港湾設備は Bing Dinh 1～3 の合計 5,200MW の容量をまかなえるように、100,000DWT 級の船

が 3 隻着桟出来るようにバースを 3 基設置し、桟橋はなるべく浚渫量を減らすため南向きの配置と

した。

図 5.3.1 Binh Dinh 2&3 サイト全体配置図（案）

5-15

5.3.2. 機器・設備仕様の検討

5.3.2.1. ボイラ及びボイラ補機

蒸気条件の選定に当たっては、当社で十分な運転実績のある、24.5MPa/600℃/600℃（タービ

ン入口）を選定することとした。この条件に、ボイラからタービンの間での圧損や蒸気温度低下を考

慮し、以下のようなボイラ出口での仕様とした。

その他の仕様についても、日本メーカーにおいて多くの実績がある型式、方式を選定することと

した。

表 5.3.1 Binh Dinh 2&3 ボイラ設備基本仕様

設備 仕様

ボイラ本体

型式 貫流変圧型再熱式

燃焼方式 石炭専焼

蒸発量 3,030t/h

ボイラ出口圧力 25.4MPag 前後

過熱器出口温度 605℃前後

再熱器出口温度 603℃前後

排ガス温度 140℃前後

通風方式 平衡通風方式

微粉炭燃焼装置

型式 竪型ミル 微粉炭機（ミル）

台数 6 台

石炭バンカ 型 式 鋼板製円錐型または鋼板製角型

軽油燃焼装置

バーナ型式 詳細設計により決定する 点火用

本 数 詳細設計により決定する

バーナ型式 蒸気噴霧式 起動用

本 数 詳細設計により決定する

通風方式

型 式 動翼可変ピッチ軸流式 押込通風機

台 数 2 台

5-16

型 式 動翼可変ピッチ軸流式 誘引通風機

台 数 2 台

型 式 動翼可変ピッチ軸流式または両吸込遠心式 一次通風機

台 数 2 台

5.3.2.2. タービン及びタービン補機

Vung Ang 3 同様、蒸気タービンは、クロスコンパウンド形に比べ、タービン効率としては若干劣る

ものの、コスト的に有利であり、今後の主流となると予想されるタンデムコンパウンド形とした。軸受

冷却水設備等、不具合時にユニット全体に影響を与える共通機器を除き、基本的に予備機は持た

ない仕様としている。

表 5.3.2 Binh Dinh 2&3 タービン設備基本仕様

設備 仕様

タービン本体

型式 タンデムコンパウンド形（TC4F）

（高中圧一体 4 流排気再熱再生復水式）

定格出力 1,000 MW

回転数 3,000 rpm

主蒸気圧力 24.5 MPa

主蒸気温度 600 ℃

再熱蒸気温度 600 ℃

設計海水温度 27 ℃

復水装置

型式 表面接触式水室半区分単流形（1 パス）

冷却管：チタン

復水器

材質

管板： チタンクラッド鋼板

型式 水封回転式真空ポンプ 復水器真空ポンプ

容量 100 % x 2 台

型式 屋外竪型固定翼斜流ポンプ 循環水ポンプ

容量 50 % x 2 台

型式 竪型多段遠心ポンプ 復水ポンプ

容量 50 % x 2 台

5-17

型式 横型遠心ポンプ 復水昇圧ポンプ

容量 50 % x 2 台

型式 混床脱塩外部再生式 復水脱塩装置

容量 50 % x 2 塔

給水装置

型式 横型多段遠心ポンプ 主給水ポンプ

容量 50 % x 2 台

型式 横型遠心ポンプ 主給水ポンプ用

ブースタポンプ 容量 50 % x 2 台

型式 横型遠心ポンプ（低揚程型） 起動用給水ポンプ

容量 25 % x 1 台

給水加熱装置

型式 横型 U 字管表面接触加熱式 給水加熱器

段数 低圧：4 段、高圧：3 段

型式 単胴型圧力トレイ式 脱気器

容量 100 % x 1 台

軸受冷却装置

型式 横型遠心ポンプ 軸受冷却水ポンプ

容量 100 % x 2 台

型式 プレート式 軸受冷却水冷却器

容量 100 % x 2 台

型式 横型遠心ポンプ 海水昇圧ポンプ

容量 100 % x 2 台

5.3.2.3. 発電機及び電気設備

Binh Dinh 2&3 サイトの発電機及び電気設備においては、１ユニット当たりの発電機出力を

1,000MW とした為、発電機固定子冷却方式を水冷却、励磁装置はサイリスタ励磁方式を標準とし、

選定した。その他の仕様についても、日本メーカーにおいて多くの実績がある型式、方式を選定す

ることとした。

5-18

表 5.3.3 Binh Dinh 2&3 電気設備基本仕様

設備 仕様

発電機本体

型式 三相交流同期発電機

（横軸円筒回転界磁型三相交流同期式）

定格出力 詳細設計により決定（約 1,170 MVA 程度）

定格電圧 製造者標準による（18kV～27kV 程度）

回転数 3,000 rpm

周波数 50 Hz

力率 0.85

絶縁種別 F 種

冷却方式 回転子：直接水素冷却

固定子：水直接冷却

励磁装置

型式 サイリスタ励磁方式 励磁装置

数量 1 式

水素補給、密封油制御装置

型式 水素ガス制御装置 ガス制御装置

数量 1 式

型式 真空処理方式 密封油制御装置

数量 1 式

型式 固定子冷却水装置 固定子冷却水装置

数量 1 式

所内用電源

型式 メタルクラッドスイッチギア型配電盤（11kV） 高圧配電盤

数量 1 式（面数は計画進捗による）

型式 屋内用気中遮断器収納盤 低圧配電盤

数量 1 式（面数は計画進捗による）

変圧器

型式 屋外用油入変圧器三相二巻線

定格容量 発電機出力を考慮した 適容量

主変圧器

定格電圧 負荷時タップ切替装置機能付き

高圧側：500kV

低圧側：発電機定格電圧

5-19

接地方式 高圧側直接接地方式

数量 1 台

型式 屋外用油入変圧器

定格容量 所内動力を考慮した 適容量

定格電圧 高圧側：発電機定格電圧

低圧側：高圧配電盤定格電圧

所内変圧器

数量 2 台

型式 SF6 ガス遮断器 発電機遮断器

数量 1 台

5.3.2.4. 共通設備（用排水設備、送変電設備）

Binh Dinh 2&3 サイトにおける用排水設備は、Binh Dinh 2 及び、Binh Dinh 3 で個別に考え、

各 2 ユニットで共用することを考慮して容量を設定している。Vung Ang 3 サイト同様に海水脱硫方

式を採用するため排煙処理に使用する水量が削減できるため、設備容量は比較的小さくできる。

なお、3.3.5項でも述べたが、工業用水の供給開始時期が確定できない場合には、海水淡水化装

置を設置し、プラント個別で用水の供給ができるようにした方がよいと考えられる。また回収系の排

水設備は設けず、定常排水も非回収系設備で対応することとした。

表 5.3.4 Binh Dinh 2&3 用排水設備基本仕様

設備 仕様

用水設備

原水タンク 容量 7,000 m3 x 2 基 / 2 ユニット

ろ過水タンク 容量 7,000 m3 x 2 基 / 2 ユニット

純水タンク 容量 3,000 m3 x 2 基 / 2 ユニット

純水装置 容量 1,500 m3/日 x 2 系列 / 2 ユニット

前処理装置 容量 3,000 m3/日 x 2 系列 / 2 ユニット

排水設備（非回収系）

排水処理装置 容量 1,500 m3/日 x 2 系列 / 2 ユニット

定常排水貯槽 容量 2,500 m3 x 1 槽 / 2 ユニット

非定常排水貯槽 容量 5,000 m3 x 2 槽 / 2 ユニット

5-20

Binh Dinh 2&3 サイトにおける送変電設備については、接続予定変電所及び回線数は下記表

5.3.5のように計画されているが、Vung Ang 3 サイト同様に発電所開閉所内の構成はまだ計画され

ていない。接続先が 220kV、500kV送電線であるがローカルコンサルタントからの聞き取りによると、

220kV送電はBinh Dinh 1 にて実施され、Binh Dinh 2&3 はすべて 500kV系統に接続されるとのこ

とである。よって重要系統であることを考慮すると、二重主母線方式又は 1.5 遮断器方式が採用さ

れると考えられる。

表 5.3.5 Binh Dinh 2&3 サイト送電計画

送電線 電圧 距離 回線数

Binh Dinh-Quy Nhon 220kV 60km 2 回線

Binh Dinh-Hoai Nhon 220kV 60km 2 回線

Binh Dinh-Doc Soi 500kV 137km 2 回線

Binh Dinh-Doc Soi 500kV 137km 1 回線

Binh Dinh-Van Phong 500kV 145km 1 回線

5.3.2.5. 燃料設備

燃料設備の仕様は、運用主体の単位や、運用保守の考え方等によって大きく設計が変更される。

従って、今回の概念設計では、類似の発電所の経験から以下のような想定のもとに仕様を選定し

た。

貯炭場敷地：当社火力発電所の敷地面積をベースとし、今回概略設計にて想定される石炭性

状等の条件にて現計画の 30 日分の貯炭量を確保出来ることを確認した。

揚炭機：当社火力発電所で実績のある 2,200t/h の揚炭機を 1 バース当たり 2 基設置するものと

した。

バース数：現状、Binh Dinh 1,2,3 の運営母体がどのようになるか、未定であり、プロジェクト毎に

運営母体が異なった場合に対応出来る設計とするため、各プロジェクト当たり 1 バースとした。

受入コンベヤ：各プロジェクト当たり、１条で１バース（2 揚炭機）からの受入をまかなえる容量とし

1 条の予備を持つものとした。

払出コンベヤ：2 条 12 時間送炭で各プロジェクトの運転をまかなえる容量とし、1 条故障時は 24

時間送炭にて対応するものとした。

スタッカ・リクレーマ：各プロジェクトについて、1 隻の石炭船からの石炭受入と 2 ユニットへの送炭

を同時に行い、1 台故障時は 24 時間送炭にて対応するものとした。

5-21

表 5.3.6 Binh Dinh 2&3 燃料設備基本仕様

設備 仕様（石炭） 仕様（軽油）

燃料受入設備

名称 揚炭機 ローディングアーム

能力 2,200t/h 2,000DWT を 8 時間程度で受

入

受入設備

数量 2 台/各プロジェクト 1 台/コンプレックス

型式 ベルトコンベヤ式 詳細設計により決定する

能力 5,000t/h 詳細設計により決定する

輸送設備

数量 2 条/各プロジェクト 詳細設計により決定する

燃料貯蔵設備

名称 貯炭場 燃料タンク

方式 屋外積み付け貯炭方式 鋼板製円筒型

容量 約 60 万 t （30 日分）2 台/各

プロジェクト

3,000 m3

貯炭場および燃

料タンク

数量 － １基／各プロジェクト

運搬能力 5,000t/h（スタッキング）

1,100t/h（リクレーミング）

― 貯炭場機器

（ ス タ ッ カ ／ リ ク

レーマ） 数量 3 台/各プロジェクト ―

運搬能力 5,000t/h ― 貯炭場機器

（ヤードコンベヤ） 数量 3 条/各プロジェクト ―

燃料払出設備

運搬能力 1,200t/h ― 払出コンベヤ

数量 2 条/各プロジェクト ―

運搬能力 1,200t/h ― 本館内コンベヤ

数量 2 条/各プロジェクト ―

運搬能力 ― 30%BMCR 移送ポンプ

数量 ― 2 台/各プロジェクト

移送配管 口径 ― 150A

5-22

5.3.2.6. 排煙処理設備

排煙処理設備としては、電気式集じん装置と排煙脱硫装置を設置することとする。排煙脱硫装

置は、国内で実績の多い石灰石膏法は、石灰石の入手や副産物の石膏の処理にリスクが発生す

るため、海外にて実績の多い海水脱硫方式を採用することとした。

表 5.3.7 Binh Dinh 2&3 排煙処理設備基本仕様

設備 仕様

電気式集じん装置

方 式 電気式集じん

荷電方式 連続または間欠荷電

容 量 詳細設計により決定する

集じん効率 石炭性状、規制値を踏まえて詳細設計により決定する。

（99%前後）

排煙脱硫装置

方 式 海水脱硫方式

容 量 詳細設計により決定する

脱硫効率 石炭性状、規制値を踏まえて詳細設計により決定する。

（85%前後）

5-23

5.3.2.7. 灰処理設備

灰処理設備の仕様は、実績がある型式、方式を選定することとした。灰捨場の容量は、石炭性

状、運用計画、ユニット数等現状では不明確点が多く、詳細な検討が出来ないため、現計画の

17ha（Binh Dinh 2）、20ha（Binh Dinh 3）をベースとすることとした。

表 5.3.8 Binh Dinh 2&3 灰処理設備基本仕様

設備 仕様

クリンカ、パイライト処理設備

処理方式 湿式または乾式クリンカコンベヤもしくは圧縮移送

処理能力 詳細設計により決定する

フライアッシュ処理設備

処理方式 圧縮もしくは吸引輸送方式

処理能力 詳細設計により決定する

フライアッシュ貯蔵設備

型 式 円筒形貯蔵サイロ

容 量 詳細設計により決定する

灰捨設備

型 式 コンベヤ輸送方式またはトラック輸送方式

容 量 17ha（Binh Dinh 2）、20ha（Binh Dinh 3）

5.3.2.8. 取放水設備

サイト周辺は漂砂海岸であること、外洋に面し波高が高く、将来このサイトが開発された場合、河

川からの濁水・ゴミ等がこの海域に放流・投棄される事が考えられる。従って、汀線付近からの取水

は発電所運転に支障を来たす恐れがあるため、取水位置を水深 8ｍ付近からの深層取水する事

が 適と考える。(図 5.3.2参照) また、放流設備については、汀線付近から放流する事でよいと考

えるが、温排水拡散域を極力小さくして周辺環境への影響を 小限にする事が望ましい。

5-24

図 5.3.2 沖合鉛直取水方式

表 5.3.9 Binh Dinh 2&3 取放水設備基本仕様

設備 仕様

取水設備

取水方式 沖合鉛直取水

取水量 45 m3/s （各ユニット）

放水設備

放水方式 表層放水

5-25

5-26

5.3.2.9. 港湾設備

100,000DWT 級石炭船舶では設計水深は 17m 近く必要となる為、現計画では浚渫深さが 4m

程度となる。また、上述した 3 バース化により、そのままバースを延長した場合、現海底水深が浅い

エリアとなるため、さらに浚渫深さが深くなってしまう。海図から判断すると、コンベア連絡橋を 700m

程長くし、バース(防波堤)を北→南方向に変更することにより、極端に浚渫量が減少する。現状、

サイトの波浪条件が不明であるため、可能な防波堤向きが得られないが、浚渫量も考慮して、今後

詳細 F/S を実施すべきである。なぜなら、砂浜が形成されている本サイトは漂砂･堆砂が多いと考え

られるため、自然改変した浚渫箇所を短期間で漂砂･堆砂が発生してしまい、運用中のメンテナン

ス費用を加算させる恐れがあるため、留意すべきである。

防波堤及び石炭バース構造は設計水深等を考慮してケーソン混成堤構造とすることが望ましい。

また、コンベア連絡橋は、海中の漂砂･堆砂の流れの変化による海浜変形を極力少なくするため、

杭式桟橋構造とする。

図 5.3.3 ケーソン混成堤構造

図 5.3.4 杭式桟橋構造

サイトにおける海象条件が不明なため、防波堤方位の妥当性を確認できない。また、当地点で

の波浪状況を調査するにも、詳細 F/S 等の短期間調査で入手したデータを用いて設計する場合、

危険側か安全側か不明な特異なデータであるため、過剰或いは過小設計になる恐れがある。よっ

て、長期間波浪データを保有している(財)日本気象協会(Japan Weather Association)が保有する全

球波浪推算データベースを利用して、長期間統計波浪データから現地の波浪推算を実施するべ

きである。詳細 F/S 時の調査データは波浪推算の検証データとして用いることが望ましい。

5-27

5.4. 概算費用算定

USC石炭火力建設の概算費用については、日本の重電メーカーからの聞き取り結果を基に、過

去の類似案件、サイト状況、基本仕様、並びに、今回ベトナムの想定輸入炭としている石炭熱量

4,700kcal/kg(LHV)を考慮して、下記表 5.4.1の概算費用割合、及び、発電設備及び港湾設備を

含んだ概算建設費用（表 5.4.2）を算出した。

表 5.4.1 各項目に対する概算費用割合

項目 概算費用割合[%]

機械 55

電気制御 20

共通設備（揚運炭、灰処理他） 10

土木・建築 15

合計 100

表 5.4.2 概算建設費用

Vung Ang 3 Binh Dinh 2&3 （各プロジェクト）

kW 当たり単価

［US$/kW］

建設費用総額

[Mil US$]

kW 当たり単価

［US$/kW］

建設費用総額

[Mil US$]

発電設備 1,400 3,360 1,400 2,800

港湾設備 － 760

Vung Ang 3 のみ

－ 920

Binh Dinh 1&2&3 共用

概算費用算出条件は、以下の通りである。

蒸気条件：主蒸気圧力 24.5MPa、主蒸気温度 600℃、再熱蒸気温度 600℃

使用想定炭熱量：4,700kcal/kg（LHV）

為替レート：1US$=85 円

その結果、Vung Ang 3、Binh Dinh 2&3 共に発電設備のみでは US$1400/kW となり、港湾設備

（Marine Works）は Vung Ang 3 で US$760Mil、Binh Dinh 1, 2&3 の共通設備として US$920Mil と

なる。

但し、この概算建設費用は各サイトの土壌及び海洋条件により左右されるため、変動する可能

5-28

性が高い。そのため、コストダウンの可能性も含め詳細 F/S を今後実施し、正確な費用を把握する

ことが望ましい。

5.5. 工期算定

現段階ではサイトの地盤調査や海洋調査が行われておらず、工期に大きな影響を与える要素

が不明確なため、建設するにあたって困難な状況のない一般的な地盤、海洋条件と仮定して工期

の検討を行った。各メーカーからの聞き取り結果、及びベトナム側の要望を考慮した上で、海外に

おける様々な建設実績を踏まえて、現実的な範囲で各サイトの工期を以下のように算定した。

600MW 機の Vung Ang 3 サイトでは、各ユニットの着工承認日（NTP - Notice to Proceed）から運

転開始（Commercial Operation Date；以下、COD）まで45ヵ月、各ユニットは5ヵ月間隔で建設が可

能と見積もった。

Unit 2

Unit 3

Unit 4

4321

Unit 1

0Year

Unit 2

Unit 3

Unit 4

4321

Unit 1

0Year

Vung Ang 3 - 600MW x 4 units

Notice to Proceed for Unit

Unit1&3 COD

Unit2&4 COD

45 months

Initial Firing

600MW Contractor A

Boiler Steel Structure

ConstructionPiling Start

600MW Contractor B

50 months

Header Lifting

Pressure Test

Initial Synch

Interval 5 months

図 5.5.1 Vung Ang 3 建設工期見積

メーカー2 社にそれぞれ 2 基ずつ発注した場合には、2 基並行で建設が可能となるため、初号機

の NTP から 4 号機の COD までの全工程 50 ヵ月で完工となる。１社に発注した場合には 5 ヵ月間

隔で 4 基建設となるため、全工程 60 ヵ月かかると見積もられるが、各ユニットは基本的に共通設計

となるため、設計費等が案分され、建設費用総額は数%削減されると見込まれる。

5-29

4321

Unit 1

Unit 2

0Year 4321

Unit 1

Unit 2

0Year

Binh Dinh 2 & 3 – 1,000MW x 2 units x 2 sites

Notice to Proceed for

UnitUnit 1 COD

Unit 2 COD

Initial Firing

1,000MW 50 months

55 months

Boiler Steel Structure

ConstructionPiling Start

Header Lifting

Pressure Test

Initial Synch

Interval 5 months

図 5.5.2 Binh Dinh 2&3 建設工期見積 (各プロジェクト)

Binh Dinh 2&3 サイトは 1,000MW 機となりユニット容量が異なるため、ユニット NTP から COD ま

で約 50 ヵ月、5 ヵ月間隔で 2 号機の建設を行い、全工程 55 ヵ月で完工と見積もった。

港湾工事は、Vung Ang 3、Binh Dinh 2&3 サイト共、防波堤及び 100,000DWT 級の揚炭バース

の建設を計画しており、工期は 短で約 48 ヵ月と見積もられるが、両サイト共に外洋に面しており、

防波堤の建設までは工事の進捗が気象条件に左右される可能性がある。

港湾工事は、揚運炭設備の設置期間を考慮すると、試運転時の石炭供給が必要になる初並列

の約 6 ヵ月前には完成する必要があるため、ユニットの工事に先駆け、Vung Ang 3 では 低 8 ヵ月

前、Binh Dinh 2&3 では 低 4 ヵ月前に着工する必要があるということになる。

ただし、Binh Dinh では先行プロジェクトの Binh Dinh 1 にて港湾工事が行なわれ、Binh Dinh

2&3 では大きな港湾工事が必要ない場合には、この建設期間は短縮されると考えられる。

5-30

第6章 燃料調達方法の提案

6.1. ベトナムにおける石炭事情

6.1.1. ベトナムの石炭資源概況

ベトナムには石炭、石油・天然ガス資源が豊富に存在し、純資源輸出国である。石炭は 19 世紀

より重要な燃料としてベトナムでは開発されていた。

1888 年に Hon Gai 炭採掘から生産が開始された。Hon Gai 炭は良質の無煙炭であり、Quang

Ninh 省で積極的な開発が推進され、Cam Pha 地域の Coc Sau、Cao Son 炭鉱、Ha Long（Hon Gai）

地域の Ha Tu、Nui Beo 炭鉱、Uong Bi 地域の Mao Khe、Vang Danh 炭鉱などが次々に開発され

た。生産量は 1997 年に 1,130 万トンにまで増加した。

90 年代前半より急速に石油開発も進み、化石燃料の主役は一時的に石油にとってかわられた

が、2000 年代以降の大幅な経済成長に伴い、国内エネルギー需要が拡大し、特に、旺盛な電力

需要に対応するため石炭火力発電所建設が進み、その燃料として石炭生産は急激に増産され、

生産量は 2005 年に 3,260 万トン、2009 年に 4,500 万トン余りに達している（表 6.1.1，図 6.1.1）。

石炭は、2006 年以降、化石エネルギーのなかで 大の地位を占めており、2009 年度には全化

石エネルギーの約 55％となっており、今後もこの傾向は変わらないと考えられる。

表 6.1.1 ベトナムの石油、天然ガス、石炭の生産

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009155 179 205 245 295 328 350 354 364 427 398 367 337 317 3457.7 8.9 10.1 12.1 14.6 16.2 17.1 17.3 17.7 20.8 19.4 17.8 16.4 15.4 16.80.1 0.3 0.5 0.9 1.3 1.6 2.0 2.4 2.4 4.2 6.9 6.8 7.1 7.9 8.00.1 0.3 0.5 0.8 1.2 1.4 1.8 2.2 2.1 3.7 6.2 6.1 6.4 7.1 7.2690 880 1,130 1,140 880 1,160 1,340 1,640 1,930 2,630 3,260 3,890 4,000 4,100 4,5003.9 4.9 6.4 6.4 4.9 6.5 7.5 9.2 10.8 14.7 18.3 21.8 22.4 23.0 25.2

単位

石油

天然ガス石炭

1,000b/d

100万トン

10億㎥

100万TOE

万トン

100万TOE （出典: British Petroleum（以下、BP）資料）

b/d : バレル／日

TOE : Ton of Oil Equivalent（石油換算トン）

6-1

0

5

10

15

20

25

30

1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0 2 0 0 1 2 0 0 2 2 0 0 3 2 0 0 4 2 0 0 5 2 0 0 6 2 0 0 7 2 0 0 8 2 0 0 9

（ BP資料） 　　　　　　　　　　　　　　　　　　年

生産

量（

10

0万

TO

E/

年） 石油

天然ガス

石炭

図 6.1.1 ベトナムの化石エネルギー生産推移

6.1.2. Vinacominの概要

ベトナムの石炭は Vinacomin（Vietnam National Coal-Mineral Industries Holding Corporation

Ltd.(ベトナム国営石炭鉱物産業公社)）が大半を生産している。

Vinacomin は 2005 年 12 月、国営ベトナム石炭総公社（VINACOAL-TVN）は鉱業や他分野の

産業も統合したベトナム石炭鉱物資源産業集団（Vietnam National Coal-Mineral Industry

Group-VINACOMIN）として再編、設立された。

Vinacomin の傘下には石炭産業、鉱山科学技術研究所（VIMSAT）、金属鉱業、電力、造船、ト

ラック製造等の機械産業、火薬等の化学工業、輸送業、不動産、サービス業などがあり、企業集団

として 100 社から構成され、その内 54 社が Vinacomin の完全所有子会社、46 社がジョイントストッ

クカンパニー（株式会社）となっている。

別途、Vinacomin本社の組織図（図 6.1.2）を添付する。

Vinacomin の資本金は 4 億 6700 万米ドル、株主資本 9 億 7400 万米ドル、売上 32.6 億米ドル

（2009 年）となっている。

職員・労働者は 12 万 6600 人余り（炭鉱関係 8 万 7 千人）であり、ベトナムの石炭生産全体の

95%以上を管理している。

6-2

図 6.1.2 Vinacomin 本社の組織

6-1

6.1.3. 石炭生産の現状

ベトナムにおける、石炭の生産状況を表 6.1.2に示す。

ベトナムでは石炭生産の大半が Vinacomin によるものであり、同社は、2009 年に 54 の炭鉱を操

業しており、生産は原炭で約 4,590 万トン、精炭で約 4,300 万トンである。

生産能力 200 万トン／年を越える大規模な露天掘炭鉱を 5 箇所、生産能力が 10 万～70 万トン

／年の露天掘炭鉱を 15 箇所、生産能力 10 万トン／年以下の小規模な石炭採掘場を数箇所所有

している。

露天掘り炭鉱によって生産される石炭が、石炭生産の主要部分を構成しており、総生産量の 55

～60％を占めており、剥土比は約 8.5m3／トンである。

坑内掘炭鉱は 30 あり、その内 9 つの炭鉱で生産量が 100 万トン／年を上回る。一方で、機械化

採掘技術の導入が難しい小規模炭鉱も存在する。

選炭工場は、Hon Gai（200 万トン／年）、Cua Ong（1,000 万トン／年）、Vang Danh（300 万トン／

年）の 3 つとなっている。

輸出は、2004 年以降急増し、2009 年には約 2,430 万トンとなっており、その 81％が中国向けで

あり、2004 年以降急増している。その他、日本向けが 5％、欧州向けが 5％、韓国向けが 4％となっ

ている。

表 6.1.2 ベトナムにおける石炭の生産実績

2010（注1）

生産 （精炭） 万トン 3,701.1 4,218.3 3,861.2 4,302.5 4,300.0　　 　（原炭） 万トン 4,075.7 4,549.4 4,472.4 4,594.6 4,747.0露天掘（原炭） 万トン 2,447.3 2,679.7 2,533.3 2,576.0 2,669.0坑内堀（原炭） 万トン 1,473.0 1,631.0 1,755.3 1,817.0 2,669.0剥土量 万㎥ 19,299.1 21,058.8 21,638.1 20,873.0 22,648.0露天掘比率 ％ 60.0 58.9 56.6 56.1 56.2剥土量 万㎥ 19,299.1 21,058.8 21,638.1 20,873.0 22,648.0剥土比 ㎥／トン 7.89 7.86 8.54 8.10 8.49掘進長 千ｍ 363.90 274.75 280.50 318.92 358.87掘進長率 Ｍ／千トン 22.3 14.7 14.5 15.8 17.3輸出量 万トン 2,161.1 2,415.8 1,726.3 2,430.3 1,900.0

2008 2009単位

2006 2007

（注１）2010 年は予想値 （出典；Vinacomin）

6-1

6.1.4. 石炭需給の見込

主な国内の石炭需要は、火力発電、セメント、建築資材・家庭燃料等である。

ＩEによる基本シナリオ（表 6.1.3）の石炭需給バランスの予測では、2025 年の総需要量は、1 億

3,500 万トン～1 億 6,200 万トンに、2030 年の総需要量は、2 億 400 万トン～2 億 4,100 万トンに達

するとしている。

一方、国内炭の供給可能量は 2025 年には、8,500 万トン～1 億トン、2030 年には 9,000～1 億

1,000 万トン程度と予想されており、需給ギャップをうめるため、2025年と2030 年にはそれぞれ輸入

炭が 3,900 万トン～6,000 万トン、7,200 万トン～1 億トン必要になると予測している。

表 6.1.3 基本シナリオにおける石炭の需給バランス

（万トン/年）

2010 2015 2020 2025 2030石炭総供給量 4,500 5,800 7,000-8,000 8,500-10,000 9,000-11,000石炭総需要量 2,600 5,600-6,800 9,300-11,400 13,500-16,200 20,400-24,100　発電用 1,100 3,000-4,200 6100-8000 9,900-12,000 16,200-19,000

国内炭 1,000 2,700 4,000 6,000 9,000輸入炭 0 500-1,500 2,100-4,000 3,900-6,000 7,200-10,000

　他の産業用 1,600 2,700 3,200-3,400 3,600-4,200 4,200-5,100 （出典；IE）

一方、国内需要増加分の殆どは電力向けであり、発電用炭の需要は 2006 年には 508 万トンで

あったが、2025 年には 9,900 万トン～１億 2,000 万トン（Vinacomin の予測では約 1 億 300 万トン）、

2030 年には 1 億 6,200 万トン～1 億 9,000 万トンとなる見込みである。

石炭生産の伸びに比べ、需要の伸びの方が大きく、将来的には、国内総需要の 30～40％以上

を輸入炭に頼らざるを得ないと予想されている。

6.1.5. 石炭資源と開発計画

ベトナムの石炭資源は、Quang Ninh 省に集中しており、既知資源量は 76 億トン、仮想石炭資源

量は 422 億トン、内訳は Quang Ninh 炭田 43 億トン、紅河デルタと Dai Yen 地区の合計で 378 億ト

ン（褐炭・亜瀝青炭）とされている。

急増する石炭需要に対応するために、Vinacomin としては、非効率な炭鉱を閉山しつつ、既存

の炭鉱の機械化と新規開発を進める方針である。さらに、選炭工場も新規に建設する予定である。

詳細は以下の通りである。

① 2011～2030 年に閉山予定の炭鉱：19 炭鉱、生産能力は合計 1,100 万トン／年。

6-2

露天掘の 9 炭鉱 Nui Beo（350 万トン）、Ha Tu（165 万トン）、South west Da Mai（100

万トン）、East Da Mai（40 万トン）、Bang Nau（55 万トン）、North west Khe Tam（3 万ト

ン）、Khe Sim（105 万トン）、West Khe Sim（5 万トン）、総生産能力は 820 万トン／年

小規模な露天堀の石炭採掘場 10 箇所、270 万トン／年

② 新規に建設予定の炭鉱：19 炭鉱、生産能力は合計 6,100 万トン／年。

北東堆積盆地に Vinacomin 所有の 5 炭鉱、生産能力 1,300 万トン／年

北東堆積盆地に 9 つの新規炭鉱、生産能力 2,350 万トン／年

紅河デルタ堆積盆地の Hung Yen 省および Thai Binh 省の 5 つの試験炭鉱、生産能

力 は 合 計 2,500 万 ト ン ／ 年 。 試 験 的 な 石 炭 地 下 ガ ス 化 （ Underground Coal

Gasification；以下、UCG）技術および従来型採掘法のプロジェクト

③ 維持／改良予定の炭鉱：

Vinacomin 所有の 25 炭鉱、総生産能力 5,000 万トン／年、68 の地方炭鉱および泥

炭採掘場、総生産能力 1,000 万トン／年

④ 2015 年までに 6 つの選炭工場を建設（4000 万トン／年）：

Khe Cham（1,500 万トン／年）、Mong Duong（200 万トン／年）、Lep My（600 万トン／

年）、Ha Lam（1,000 万トン／年）、Vang Danh 2（350 万トン／年）、Khe Than 1（400 万

トン／年）

⑤ 2016～2025 年：当該地域に 4 つの炭鉱を伴った選炭工場を建設；

Khe Than 2 または Bao Dai 選炭工場（1,200 万トン／年）、Dong Trieu-Pha Lai（1,000

万トン／年）

その結果、石炭生産量（原炭）は 2010 年には 4,500～4,900 万トンだったものが、2015 年には

6,700 万トン、2020 年には 9,200 万トン、2025 年には 1 億 1,900 万トン、2030 年には 1 億 2,000 万

トンまで増加する計画を立てている（表 6.1.4）。

表 6.1.4 ベトナムにおける石炭の生産計画

（万トン／年）

2010 2015 2020 2025 2030生産 （原炭） 49,020.0 67,499.9 9,243.0 11,925.0 12,073.2　 　 （精炭） 4,464.7 5,520.9 7,595.5 9,938.8 10,013.2北東部炭鉱（原炭） 4,579.0 6,239.9 7,233.0 8,505.0 8,328.2新規炭鉱（原炭） N.A. 30.0 780.0 1,790.0 2,350.0内陸部炭鉱（原炭） 170.0 305.0 305.0 265.0 270.0Vinacomin以外 153.0 205.0 355.0 655.0 975.0紅河デルタ炭堆積盆地 N.A. N.A. 1,350.0 2,500.0 2,500.0

（出典；Vinacomin）

6-3

さらに、Vinacomin は、国のエネルギー安全保障を確保するために以下を目的として投資家およ

び外国のパートナーと協力する以下の方針を打ち出し、石炭生産能力を増強する計画である。

① 地質調査の強化、新鉱区および紅河デルタ石炭堆積盆地の探査、紅河デルタ石炭堆積盆

地における適切な技術の選択（石炭のガス化、従来型の採掘法など）

② 新しい大規模な坑内掘炭鉱への投資とそれらの建設、既存炭鉱の生産能力の向上、坑内

掘炭鉱における機械化促進、鉱区内インフラの計画と建設（近代的な処理ライン、輸送シス

テム、荷積み港を伴った選炭工場の集中化）

③ ベトナム南部における石炭輸入基地の建設、輸入石炭の調達源の確保を目的とした国外

炭鉱への共同投資

6.1.6. 発電用一般炭の需給計画

先述のIEによる基本シナリオとは別に、Vinacominによっても、石炭火力発電用の一般用炭の需

要予測がされており、2010 年時点の発電用石炭需要は約 1,000 万トンであるが、その後、石炭需

要は 2015 年に 4,500 万トン、2020 年に 7,300 万トン、2025 年に 1 億 200 万トン程度と推定されて

いる（図 6.1.3）。

これは、EVNやVinacominは旺盛な電力需要を賄うため、数多くの石炭火力発電所を計画して

いるためである。EVNによると、石炭火力発電所の発電容量は、2010 年に北部で 3,200MWであっ

たものが、2020 年には北部で約 18,000MW,中南部で 15,000MW、2025 年には北部で 20,000MW、

中南部で約 24,000MWと急増させる計画になっており、それに合わせて、石炭消費量も大幅に伸

びると予測している（図 6.1.4）。

0

10

20

30

40

50

60

2010 2015 2020 2025年

石炭

需要

（百

万ト

ン／

年）

北部

中部

南部

（出典 Vinacomin 資料）

図 6.1.3 地域別発電用石炭需要

6-4

0

5000

10000

15000

20000

25000

2010 2015 2020 2025年

発電

容量

（M

W）

北部

中部

南部

（出典 EVN 資料）

図 6.1.4 地域別石炭火力発電容量

Vinacomin は発電用石炭供給計画として、現在は国内炭で全ての発電用一般炭の需要を賄っ

ており、2010 年には国内炭として 900 万トンを供給しているが、将来の供給計画として 2015 年には

発電用一般炭は国内炭だけでは賄えず供給不足に陥り、海外より輸入が開始されるとしている。

同社の発電向け一般炭の供給計画では 2015 年には国内炭 3,800 万トン、輸入炭 600 万トン、

2020 年は国内炭 4,000 万トン、輸入炭 2,500 万トン、2025 年は国内炭 5,500 万トン、輸入炭 3,900

万トンとしており、IEの予測している基本シナリオとほぼ一致している（図 6.1.5）。

特に、南部の石炭需要に対しては、ベトナム政府は北部からの供給より輸入炭のほうが得策と判

断し、インドネシアやオーストラリアなどからの輸入の検討が開始された。石炭輸入は 2015 年ごろ

からになるとの見通しである。

0

10

20

30

40

50

60

2010 2015 2020 2025年

石炭

需要

（百

万トン

／年

）

国内炭

輸入炭

（出典 Vinacomin 資料）

図 6.1.5 発電用石炭供給

6-5

6.2. 輸入炭積上港の調査

6.2.1. ベトナムの既存の港湾設備と増強計画

ベトナムには既存の港湾設備より石炭が輸出されているが、2015 年以降、本格的に発電用の一

般炭を輸入する見込みであり、既存の港湾設備を増強していく計画である。

代表的なベトナムにおける輸入カーゴ受け入れ港湾としては下記の港がある（図 6.2.1）。

① Nghi Son 港

セメント、発電所等の拡張、建設が進んでおり、将来、石炭輸入港として検討される可能性

がある。既存の港では、ベトナム石油公社（Petro Vietnam；以下、PVN）が一部設備を納入し

ている。

Nghi Son 2 の発電プロジェクトでは一部輸入炭が必要となってくる見込みであり、10,000～

30,000DWT 級の船が入船可能である。

② Vung Ang 港

水深も深く、大型船の受入れには適しているが、石炭火力で輸入炭が必要と見込まれる南

から離れている事と、製鉄高炉の建設用地整備も始まり、敷地的な制約もあり、石炭受入れ港

としては、大量の石炭受入れを行うコールセンターとするのは難しい見込み。

また、Laos の輸出入港として建設も進められる予定で、約 45,000 DWT 級の船が入船可

能。

③ Hon La 港

既存港は PVN の子会社が運営しており、石油製品を中心の取り扱いを行っている。

PVN の港拡張計画の候補他の一つとなっており、将来石炭受入れ港として増強される可

能性あり。

近隣の Quang Trach 発電プロジェクトでは輸入炭使用を予定しているが、現時点では、

10,000 DWT 級の船までが入船可能。

④ Van Phong 港

VINALINES が運営行う事になっており、現状はコンテナ扱いの為の港として、建設が進め

られている。

現在の計画では、将来的に石炭受入れ港となる可能性は低い。

⑤ Ke Ga 港

Vinacomin がアルミナ輸出用、また、原料調達用港として建設を進めており、現時点では、

石炭受入れ用としては計画されていないが、石炭受入れ港としての可能性はある。

50,000 DWT 級の船が入船可能な港湾設備を建設する予定。

6-6

6-7

図 6.2.1 ベトナムの代表的な石炭積上げ港候補地と本 F/S の対象サイト

ベトナムの代表的石炭積上げ港候補地とFSのサイト

Nghi Son

Vung Anｇ

Hon La

Van Phong

Ke Ga

Vung Anｇ 3（600MWｘ4）

Binh Dinh 2&3（1000MWｘ2ｘ2）

Kien Luong 3（1000MWｘ2）

石炭積上げ港候補地；

発電所FS地点；

洋上積上げ港候補地；

6.2.2. 新規の港湾設備計画

ベトナム政府は既存の港湾設備だけでは、急増すると見込まれる輸入炭の対応は難しいと考え

ている。

特に、ベトナム南部地区では輸入炭を使用する石炭火力発電所が多数建設される計画になっ

ている。ベトナム政府はエネルギーセクター、電力セクターを担当する Vinacomin、PVN、EVN の 3

社に輸入炭積上げ港の新設港の建設候補地の検討を委託しており、上記 3 社は、中・南部ベトナ

ムに各社 2 箇所ずつ、合計 6 箇所において、調査を実施している。

現在、各 3 社は新設港の候補地選定を行なっているが、中・南部ベトナムの沿岸は遠浅の海岸

になっており、70,000DWT 級以上の石炭船が入港可能な地点が少ない。

そのため、南部には少なくとも 2 箇所は島部ないしはフローティング式の石炭受入れ設備の設置

を検討しており（図 6.2.1参照）、150,000DWT級（ケープ級）の石炭船で先ずは輸送し、島部（ない

しはフローティング式）の石炭受入れ設備より石炭を 20,000～30,000DWT級の内航船あるいは

バージ（約 8,000DWT）に積み替え中・南部の石炭火力発電所搬送する計画を持っている。

今後の検討課題としては下記が考えられる。

① 輸入石炭量は少なくとも 2020 年には 2,000 万トン／年以上、2025 年には 4,000 万トン／年

以上になると予想されており、外航船より石炭を 20,000～30,000DWT 級の内航船、あるい

はバージ（8,000DWT）に積み替えて搬送する方法では、上記の国内の需要に対応しきれ

ない可能性がある事。

② ベトナムではモンスーンの時期や波高の高い期間があり、その時期は波高が高く、滞船期

間が長くなり、外航船より国内搬送用の石炭船、バージに積み替えるのが難しい可能性が

ある事。

③ 新設石炭火力発電所建設地点、港湾建設地点、コールセンターのそれぞれの位置関係、

並びに貯炭量等揚運炭方式を総合的に検討する必要があり、それまでに港湾設備を整備

する必要がある事。

④ 時間軸として、新設の石炭火力発電所の建設、運転開始時期と、2015 年の海外炭輸入開

始並びに揚運炭をタイミング的に同調させる必要がある事。

⑤ 石炭火力発電所の増設と石炭輸入量の増加は、今後 20 年以上にわたり続くと予想されて

おり、それに合わせ、港湾設備も継続的に新・増設していく必要がある事。

⑥ コールセンターと石炭火力発電所の需要と供給が不明確であり、全ての発電所が完成した

場合、コールセンターからの石炭供給不足が生じる恐れがある事。

6-8

6.3. 石炭輸入先と炭種の検討

6.3.1. 世界的な石炭需給状況と主要国の動向

6.3.1.1. 石炭需要動向

2009 年の国際エネルギー機関（International Energy Agency；以下、IEA）のデータによると、

2007 年の全世界の発電ソースの約 45%が石炭火力になっており、2030 年における予測でも石炭

火力は発電ソースの約 48%を占めており、今後も石炭が主役となる見込みである（図 6.3.1）。

0 

5,000 

10,000 

15,000 

20,000 

25,000 

30,000 

35,000 

1990 2007 2015 2020 2025 2030

(TWh) 発電ソース別発電量予測 （IEA標準ケース）

Other renewables(6.6%)

Wind(10.0%)

Hydro(1.8%)

Nuclear(1.3%)

Gas(2.4%)

Oil(▲2.2%)

Coal(2.7%)

( ) 内は2007‐30年の年率成長率

出所：IEA "World Energy Outlook 2009"

図 6.3.1 発電ソース別発電量予測

また、2010 年のIEAの、石炭需要の主要な地域毎の比率動向のデータによると、2008 年には中

国が全世界の約 45%を消費しており、米国が約 20%、欧州が約 10%となっている。これが 2035 年

には中国が約 50％、インドが約 20%、北米が約 10%、欧州が 5%未満となり、中国とインドの需要が

伸びると予測している（図 6.3.2）。

6-9

出典 World Energy Outlook2010(IEA)

図 6.3.2 石炭需要の地域別比率の動向

現状の一般炭の需要（図 6.3.3）の約 70％は発電用途であるが（OECD諸国では 80％、中国で

は 60%となっている）、一般炭は生産・需要とも、中国が 5 割、米国が 2 割、インドが 1 割、南アフリ

カが 5％を占める、という自国生産・消費型のエネルギーであり、その貿易量（輸出、輸入量）は全

生産量のわずか 14％にすぎない。

輸出国はインドネシア、オーストラリア、ロシア、コロンビア、南アフリカで全体の 4 分の 3 を占め

る。

一方、輸入国は日本、韓国、台湾、イギリス、ドイツの上位 5 ヵ国でようやく 50%であり、限定され

た輸出国に多くの国が輸入を依存する形となっている。

一般炭の需給及び貿易の概要　（2008年）　 (数量単位：100万トン)生産国 数量 シェア 需要国 数量 シェア 輸出国 数量 シェア 輸入国 数量 シェア

中国 2,334 46.8% 中国 2,327 46.5% インドネシア 173 25.6% 日本 128 19%米国 949 19.0% 米国 937 18.7% オーストラリア 115 17.1% 韓国 76 11%インド 462 9.3% インド 492 9.8% ロシア 86 12.7% 台湾 60 9%南アフリカ 234 4.7% 南アフリカ 173 3.5% コロンビア 74 10.9% イギリス 37 6%インドネシア 215 4.3% 日本 128 2.6% 南アフリカ 61 9.1% ドイツ 37 5%その他 797 16.0% その他 944 18.9% その他 167 24.7% その他 338 50.0%世界生産 total 4 ,991 需要 total 5,000 輸出　total 676 輸入　total 676

中国47%

米国19%

インド9%

南アフリカ5%

インドネシア4%

その他16%

生産

出所：IEA "Coal Information 2009"

中国46%

米国19%

インド10%

南アフリカ3%

日本3%

その他

19%

需要

インドネシア25%

オーストラリ

ア17%

ロシア13%

コロンビア11%

南アフリカ9%

その他

25%

輸出

日本19%

韓国11%

台湾9%

イギリス6%

ドイツ5%

その他50% 輸入

図 6.3.3 一般炭の需給概要（2009 年）

一般炭の世界需要の見通し（図 6.3.4）は中国、インドを中心に拡大してきたが、今後もその傾

向は変わらないと予測されている。世界の一般炭需要は 1990 年の 29 億トンから 2000 年には 32

億トン、2008 年には 50 億トンに増加している。 特に、2000 年以降は急激に需要が拡大したが、

2000～08 年の需要増のうち 7 割を中国、1 割をインドが占めた。

6-10

今後の世界の石炭消費は OECD・EU を除いて各地域で増加するが、その消費増加量の 8 割近

くがアジアと予想される。特に、アジアでは中国、インドを中心に、ベトナム、インドネシア等の国々

で電力需要増加に対応し石炭火力発電所の建設が計画されており、発電用炭を中心に増加し、

2030 年には、60 億トン規模まで拡大する見込みである。

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

2006 2007 2015 2020 2025 2030 2035

（百万トン） 世界の一般炭需要見通し

その他非OECD

インド

中国

OECDアジア

OECD欧州

OECD北米

出所：EIA "International Energy Outlook 2010",中国統計年鑑等をベースに経済研究所作成（中国は2020年までは計画ベース、それ以降は2030‐35年を0.5％増（OECDの2000‐08年の増加率）になるように減速させ

た数値を適用。 中国以外の地域はEIA予測を6700kcal/kgで換算し、一部原料炭を含む。）

図 6.3.4 一般炭の世界需給見通し

なかでも、中国とインドが従来と同様に今後も大半を占めると予想されており、この間の中国の需

要増は約 20 億トンと推定され、中国一国で全世界の需要増分の約 70％以上を占めると予想され

ている。

6.3.1.2. 一般炭の輸出動向

全世界的にみて、一般炭自体の生産余力はあるものの、高品位炭の生産は限定的である。

特に、貿易用の一般炭は高品位で、かつ、埋蔵量が多いものが求められるが、そのような石炭

の産出余力がある鉱山は限定的である。

また、埋蔵量はあるものの開発にはインフラ整備などが必要な鉱山も多く、一般炭の需要の増加

とともに新規開発を行う必要があり、価格は上昇傾向にある（US$100/トン以上が想定される）。

一般炭の輸出動向（表 6.3.1）を見ると、2008 年の一般炭の輸出は約 5.6 億トンで、インドネシア

が 27%、オーストラリアが 21%を占めている。

ただし、世界第一位の一般炭輸出国のインドネシアは、今後、国内需要増から輸出が伸び悩み、

一方、世界第二位の輸出国であるオーストラリアは今後、順調に輸出量を伸ばすと予想されており、

2008 年から 2035 年までの全世界の一般炭の輸出増加分のうち約 50%がオーストラリアによるもの

と予測されている。

6-11

表 6.3.1 一般炭の輸出動向

一般炭輸出量の国（地域）別増減見込み （数量単位は百万トン）

輸出量 シェア 輸出量 シェア 輸出量 シェア 輸出量増減 シェア豪州 119.2 21.3% 157.6 23.6% 256.9 30.6% 137.7 49.3%南米 73.3 13.1% 141.0 21.1% 170.4 20.3% 97.0 34.7%アフリカ南部 58.3 10.4% 73.7 11.0% 95.9 11.4% 37.6 13.5%ユーラシア 58.3 10.4% 73.0 10.9% 80.1 9.5% 21.8 7.8%インドネシア 153.1 27.3% 158.3 23.7% 165.9 19.8% 12.8 4.6%カナダ 5.3 0.9% 4.1 0.6% 7.9 0.9% 2.6 0.9%ポーランド 4.1 0.7% 4.1 0.6% 3.4 0.4% -0.8 -0.3%中国 40.2 7.2% 36.5 5.5% 36.5 4.3% -3.8 -1.3%ベトナム 17.3 3.1% 9.0 1.4% 9.0 1.1% -8.3 -3.0%米国 31.2 5.6% 9.8 1.5% 13.9 1.7% -17.3 -6.2%

Total 560.0 667.2 839.5 279.5

出所：EIA ”International Energy Outlook 2010”　＊数量は6700kcal/kgで換算

③-①②2020年①2008年 ③2035年

一方、2008 年から 2035 年の輸出増分のうち、その仕向け国の 95％がアジア向けで、大半が中

国及びインドで輸入消費される見込みである。

6.3.2. 主要各国の動向

6.3.2.1. オーストラリアの動向

オーストラリアのエネルギー自給率は 221％（08 年度）のエネルギー輸出大国で、石油の輸入ポ

ジションを石炭・天然ガスがカバーしている。

石炭は熱量ベースで生産の 8 割が輸出用であり、天然ガスの開発が進むものの、石炭は引き続

きオーストラリアが産出する 大のエネルギー資源であり続ける見込みである。

特に、電源の約 70％以上が石炭火力であり、今後は天然ガス火力発電が増加するものの、

2030 年の時点でも 40%以上を占めている（図 6.3.5）。

政府のエネルギー計画では、地球温暖化防止対策により、将来的に石炭の消費量は減少する

見込みで、石炭の国内消費量は 2030 年度には 2008 年度比で▲17％となる（表 6.3.2）。

6-12

石炭72%

天然ガス

19%

石油2%

再生可能ｴﾈﾙｷﾞｰ

7%

発電構成（2007-08年度）

石炭43%

天然ガス37%

石油1%

再生可能ｴﾈﾙｷﾞｰ

19%

発電構成（2029-30年度）

図 6.3.5 燃料別発電電源構成

表 6.3.2 オーストラリアの一次エネルギー需給バランス

①2007-08年生産 消費 net輸出

石炭 9,306 2,124 7,182天然ガス 2,143 1,240 841石油 945 2,083再生可能エネルギー 277 277 -total 12,671 5,724 6,947

②2029-30年（予測）生産 消費 net輸出

石炭 13,875 1,763 12,112天然ガス 8,748 2,575 6,022石油 425 2,787再生可能エネルギー 590 590 -total 23,637 7,715 15,922

増減（②-①）生産 消費 net輸出

石炭 4,569 4,930天然ガス 6,605 1,335 5,181石油 704再生可能エネルギー 313 313 -total 10,966 1,991 8,975出所：　ABARE "Australian energy projection to 2029-30" March 2010

注） net輸出のマイナスは輸入

製品輸出の関係で石油と天然ガスのnet輸出の数量に入り組みがある

-1,075

-2,211

-361

-520 -1,136

一方、天然ガスの消費量は倍増、石油消費は 3 割増加し、今後の石炭開発のほとんどが輸出用

となる可能性が大きい。

ただし、石炭火力発電が経済的に有利であり、また温室効果ガス削減計画が予定通りに進まな

い場合には、引き続き国内のエネルギー源として大きな役割を果たす可能性もある。

6-13

一般炭の輸出に関しては、2030 年ごろには現在より、約 70%程度増加する見込みである。

特に、新規計画は石炭積み出し港のあるニューサウスウェール州とクイーンズランド州に集中し

ており、石炭大手 4 社や多くのジュニア企業や各国の鉄鋼メーカー、商社、電力会社らが開発計

画に参加している。

計画中のものがすべて実現するにはインフラの整備も必要であり、開発には膨大な投資金額が

かかると予想されており、石炭価格の上昇と伴に開発が進むと予想されている。

6.3.2.2. インドの動向

インドは中国、米国に次ぐ世界第 3 位の石炭生産国かつ消費国（生産で世界の 9％、消費

10％）であるが、生産は低品位炭が多く、熱量ベースでは中国、米国、オーストラリアに次ぐ 4 位で

ある。

埋蔵量はインド鉱山省統計では一般炭と原料炭を合わせて 979 億トンとなっている。（BP 統計

2010 では 586 億トン（世界の 7％）で、米国、ロシア、中国、オーストラリアに次ぐ 4 位。可採年数は

105 年となっている。）

国家統合エネルギー政策（2006 年発表）の 2032 年度までのエネルギー見通しでは、2032 年度

の石炭需要はベースケースで 15.6 億トン（GDP7％成長ケース）、19.9 億トン（GDP8％成長ケース）

と試算されている。 2032 年度の一次エネルギーに占める石炭の割合はベースケースで 50％、（試

算の幅は 65％～42％）で、2009 年の 52％からは若干低下するものの、中長期的に石炭はインドの

主要エネルギーであり続ける見通しである。

一方、電力需要は拡大の一途を続ける見込みであり（2032 年度には、2009 年の 4.5 倍の 3.8 兆

kWh へ電力需要が拡大）、現時点でも発電能力で約 10％の電力が不足していると言われている

が、インド政府はウルトラメガパワープロジェクト（4GW の石炭火力発電所を全国 9 箇所に建設）計

画を積極的に推進している。

現在、発電設備容量ベース（図 6.3.6）では約 53％が石炭火力となっており、今後も石炭火力発

電が中核を占め、石炭消費量も発電用需要の増加とともに大幅に拡大（通常ケースで年率平均

+5.5％） する見込みである。

6-14

石炭53%

ガス10%

石油1%

原子力3%

水力23%

再生可能

ｴﾈﾙｷﾞｰ10%

インドの発電能力構成 （2010.7月末）

発電能力total163,670MW

出所：インド共和国中央電力庁（CEA）

図 6.3.6 インドの発電電源構成（2010 年、容量ベース）

インドは現在、一般炭の大部分を国内炭で賄っており、輸入炭は 2009 年では約 4,400 万トンで

輸入比率は 8％となっているが、今後の輸入比率は増加していくと考えられている。

石炭の生産計画は 2025 年度で 12.1 億トンとしているが、この計画の中には坑内掘りの増産、炭

層メタンガス（Coal bed Methane；CBM）開発、UCG等が含まれ、現実的に予定生産量の達成は困

難と見られ、需給ギャップは通常ケースで 2020 年に 1.5 億トン、2032 年に 5 億トンにも達すると予

測されている（図 6.3.7）。

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2008

2012

2017

2022

2027

2032

（百万トン） 国家統合エネルギー政策に基づく石炭需給バランス予測

最大消費ケース

通常消費ケース

最小消費ケース

革新的な

技術転換が必要

出所：IEA"Coal  Information  2009", インド「国家統合エネルギー政策」を元に経済研究所作成

（注）計画では石炭1トンあたり0.41石油換算トン（4100kcal/kg）と通常より4割程度低い熱量を用いて計算している

需給ギャップ

II

ネット輸入

図 6.3.7 インドの石炭需給バランスの実績と見込み

6-15

さらに、国内炭においては、石炭の埋蔵量の過半数が東部、南東部に位置する一方、電力需要

は工業都市の集中する西部地域で逼迫しており、国内輸送が長距離であり、インフラも未整備で

ある事より、需要地近郊港からの輸入の方が需要者にとってメリットが大きいと考えられている。

大手石炭ユーザーは予測される石炭不足への対応を開始しており、インド 大の石炭輸入者で

あるアダニ財閥はオーストラリアクイーンランド州の石炭鉱区を豪リンク・エナジー社から買収(2010

年 8 月)した。また、インド 大の石炭会社 Indian Coal は、拡大する国内需要を満たすため 10～20

年後には米国からも輸入せざるを得ないという考えを表明(2010 年 5 月)している。

輸入先としては、南アフリカなどからも輸入を開始しており、南アフリカの 大の石炭輸出先は

2009 年にはオランダからインドになった。

またインドは、インドネシア、オーストラリア以外にもコロンビア、ロシア、米国からも輸入を開始し

ており、今後は遠隔地からの輸入が加速する可能性もある。

6.3.2.3. インドネシアの動向

インドネシアでは 2009 年 1 月、「新鉱業法」（鉱物・石炭鉱業法）が成立した。これは、従来の鉱

物石炭鉱業法に代わる法律で国内需給優先義務政策を拡大していくものである。

石炭については、従来は一部の生産者に契約ベースでの供給義務が存在していたがそれを強

化し、国内安定供給のため国内需要を充足した場合のみ輸出可能となった。 （政府が石炭需要

者の予測に基づき国内需要を決め、石炭生産量から国内石炭販売比率を決定する。2010 年の石

炭資産者の国内供給義務は生産の 24.75％） 。

インドネシアは政策的にエネルギー源としての石炭を重視しており、2009 年時点で一次エネル

ギー消費量の 24％を占める石炭の割合を、2025 年までに 33％に高める予定であり、それに伴い、

発電量の 60％近くを石炭火力の賄う計画を立てている（図 6.3.8）。

050

100150200250300350400450500

2006 2025

（兆Wh） インドネシアの電源別発電量予想

原子力（+14）

地熱（+9）

水力（+5）

天然ガス（+78）

石油 (▲13）

石炭(+167)

※（ ）内は期間内の増減（億kWh)

出所：インドネシアの電力需要の8割、設備容量の7割を占める、ジャワ・マドゥラ・バリ（JAMALI）発送電系統の計画を元に経済研

究所が推定。（データ出所：（社）日本原子力産業協会）

図 6.3.8 インドネシアの電気別発電量の現状と将来の予想

6-16

現在の電源計画では、国営電力会社(PLN)により、電力開発計画「クラッシュプログラム」 が進

行中で、第一次計画（2006 年～）で 4,500kcal/kg 程度の低品位炭を利用し、合計 1,000 万 kW の

石炭火力発電所を 2009 年までに建設し（2013 年までに完成を延期した）、 第二次計画（2010.1

月発表）で、さらに合計 1,000 万 kW の電源を 2012 年までに開発するとしている（内訳は地熱 48％、

水力 12％、ガス火力 14％、石炭火力 26％）。

今後は、石炭発電所の完成により、低品位炭の消費が加速する見込みであり、石炭火力への重

点施策は継続される見込みであり、新規電源増分の 6 割強を占める計画である。

そのため、2025 年の国内一般炭需要は、2006 年比 4 倍の 9,433 万トンと予想されている。

生産増が見込まれる低品位炭によって国内需要を賄うことが期待されているが、既存施設での

低品位炭の使用は特定の発電所に限定される可能性が高く、今後も高品位炭が必要となる可能

性が高い。

石炭の供給に関しては、豊富な資源量があるものの、BP によると、可採埋蔵量に占める高品位

炭と低品位炭の割合は 4：6 と低品位炭が多く、現在は、生産方式の 99％以上が露天掘りであるが、

今後は、採掘の深部化・奥部化が進行しており、森林保護法の規制や環境問題から今後坑内掘り

が進む可能性が指摘される。

上記の状況より、将来の輸出量は現状とほぼ同程度と予想され、輸出量を増加させるのは難しく、

ほぼ横ばいと想定されている（図 6.3.9）。

図 6.3.9 石炭の生産量、消費量、輸出量の推移予測

6-17

6-18

6.3.2.4. 中国の動向

中国の一般炭の消費は、2000 年の 12.2 億トンから 2009 年には 2.2 倍の 26.4 億トンに増加。こ

の間の年平均伸び率では、一般炭消費は 9.0％となっている。

今後の一般炭の消費は、電力消費の拡大とともに 2015 年には 33.3 億トン、2020 年には 37.5 億

トンに増加する見通しである。2010～2015 年と 2016～2020 年における各々の年平均伸び率につ

いては、経済成長率は 7.0％から 5.0％、電力消費は 7.5％から 5.1％を前提に、一般炭の消費は

3.9％から 2.4％となるとしている。

表 6.3.3と図 6.3.10に中国の石炭の長期需給バランスの見通しを示す。

現状、中国は確認埋蔵量で世界の 14％を占め、アメリカとロシアに次ぐ世界第 3 位の石炭大国。

旺盛な石炭需要を賄うために、中国の一般炭の生産は、2000 年の 12.5 億トンから 2009 年には 2.1

倍の 25.7 億トンに増加する見込みである。

また、一般炭の供給は、増産とともに 2015 年には 32.9 億トン、2020 年には 35.3 億トンに拡大す

る見通しである。2015 年には、内モンゴル、山西省、新疆の増産にけん引され、2009 年に比べて

7.2 億トンの増産が見込まれる。2020 年には、開発が進んできた山西省や内モンゴルの生産は頭

打ちとなるが、新疆の大幅増産により、2015 年に比べてさらに 2 億トン強の増産となる見通しであ

る。

表 6.3.3 中国の石炭の長期需給バランスの見通し

①需要見通し 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

一般炭 1,931 2,116 2,283 2,417 2,642 2,720 2,831 2,948 3,071 3,199 3,332 3,412 3,493 3,576 3,660 3,746

原料炭 236 276 303 323 378 400 409 414 424 438 463 506 535 559 579 592

計 2,167 2,392 2,586 2,740 3,020 3,120 3,241 3,362 3,494 3,637 3,796 3,918 4,028 4,135 4,239 4,338

一般炭 9.5% 9.6% 7.9% 5.9% 9.3% 3.0% 4.1% 4.1% 4.2% 4.2% 4.2% 2.4% 2.4% 2.4% 2.4% 2.4%

原料炭 36.7% 16.9% 9.9% 6.5% 17.1% 5.7% 2.3% 1.1% 2.3% 3.4% 5.7% 9.2% 5.7% 4.6% 3.4% 2.3%

計 11.9% 10.4% 8.1% 5.9% 10.2% 3.3% 3.9% 3.8% 3.9% 4.1% 4.4% 3.2% 2.8% 2.7% 2.5% 2.3%

②供給見通し 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

一般炭 1,964 2,127 2,289 2,424 2,572 2,667 2,720 2,775 2,914 3,088 3,293 3,339 3,386 3,433 3,481 3,530

原料炭 249 290 300 320 345 365 373 380 399 423 451 455 459 462 466 470

計 2,213 2,417 2,589 2,745 2,917 3,032 3,093 3,155 3,313 3,511 3,744 3,794 3,844 3,896 3,947 4,000

一般炭 8.1% 8.3% 7.6% 5.9% 6.1% 3.7% 2.0% 2.0% 5.0% 6.0% 6.6% 1.4% 1.4% 1.4% 1.4% 1.4%

原料炭 32.6% 16.7% 3.2% 6.9% 7.7% 5.9% 2.0% 2.0% 5.0% 6.0% 6.6% 0.8% 0.8% 0.8% 0.8% 0.8%

計 10.4% 9.2% 7.1% 6.0% 6.3% 4.0% 2.0% 2.0% 5.0% 6.0% 6.6% 1.3% 1.3% 1.3% 1.3% 1.3%

③需給ギャップ見通し 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

一般炭 33 11 6 7 -70 -52 -111 -174 -157 -110 -40 -73 -107 -143 -179 -216

-4 -3 -33 -35 -37 -34 -24 -15 -12 -51 -76 -97 -112 -122

-103 -87 -148 -207 -181 -125 -52 -124 -183 -239 -291 -338

原料炭 13 14

計 46 25 2 5

生産－需要（百万トン）

消費量（百万トン）

伸び率年率

生産量（百万トン）

伸び率年率

中国の石炭長期需給見通し（炭種別）

6-19

38

7459 68

5333

11 6 7

‐70‐52

‐111

‐174‐157

‐110

‐40

‐73

‐107

‐143

‐179

‐216

5387

73 8368

4625

2 5

‐103‐87

‐148

‐207‐181

‐125

‐52

‐124

‐183

‐239

‐291

‐338

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

中国の石炭長期需給見通し（炭種別）

原料炭

一般炭

（出所）中国国家統計年鑑、CEIC、WIND等を元に丸紅経済研究所より作成。

（単位：百万トン）

純輸出

純輸入

予測

図 6.3.10 中国の石炭の長期需給バランスの見通し

上述のごとく、中国は世界 大の一般炭生産国で、国内で消費しきれない余剰分を今までは輸

出していた。

しかし、近年国内需要の急増を背景に、2004 年以降輸出抑制策が取られ、輸出量は急速に減

少し、2009 年には年間ベースで初めて一般炭の純輸入国に転じ、純輸入量は およそ 7,000 万ト

ンとなっている。

需給バランスの見通しについては、輸送インフラ建設に時間を要することから 2013 年頃までは

一般炭の純輸入が拡大する公算が大きく、その後、新疆を初め大幅な増強が見込まれ、輸入が一

時的に緩和する見通しであるが、2015 年以降は、増産余力が縮小し需給が再び逼迫し、再度、輸

入量が大幅に拡大すると予想されている。

6.3.3. 石炭価格の動向

石炭は、原油等と異なり品質が多様であることから、ユーザー側も石炭品質には条件があり、世

界規模の先物取引市場が形成されず、従前から商慣行として個別価格交渉が主流である。

石炭価格は、原油価格に比較して、価格変動幅は緩やかであるが、2007 年後半から一般炭価

格指標（図 6.3.11）は需要の増加やオーストラリアや中国の天候の影響から高騰したが、2008 年 7

月には石炭価格の指標となるオーストラリア一般炭スポット価格指標は一時US$200/トン以上という

高値を付けた。しかし、2008 年 9 月のリーマンショック以降は、急落し、US$60～70/トンで推移し、

その後も、一般炭スポット市場価格は低位で推移した。

近では、景気回復が進み、特に中国・アジア地区での需要増加もあり、オーストラリア一般炭

スポット価格指標はUS$100/トン前後で推移している（図 6.3.11）。

図 6.3.11 一般炭価格指標の推移

石炭価格は需要、供給、品質、数量、輸送費用、エネルギー政策等に影響され、さらに、石炭

積出価格 FOB は、国際スポット市況に連動する。

さらに、CIF 価格は海上輸送運賃の影響も受け、パナマックス級（70,000DWT 級）の船舶の海上

運賃は 2008 年のリーマンショック前の好況時に計画した船舶の完成時期に入り、船舶の供給過剰

感は強く、現時点では、船舶運賃は低迷している。

中期的には、近年の中国からの石炭輸出が減少し純輸入国となる事や、インドやインドネシアの

需要増加などが国際市場へ影響すると考えられる。

また、EU の環境対策（炭素税）、米国のエネルギー政策（環境課徴金）動向、更に輸送費等も

価格に影響を及ぼすと予想され、今後、US＄100/トン台前半で推移すると予想されている。

ベトナムの地理的ならびに Vinacomin の石炭買い付け方針を勘案すると、インドネシアの亜瀝青

炭を輸入する可能性が一番大きい。

インドネシア産の亜瀝青炭の価格はオーストラリアの一般炭指標に対し、熱量、水分含有量、灰

分等によって価格が補正されるが、30～40％程度低くなっている。

6-20

6.3.4. 石炭の輸入先と揚運炭方式

炭種に関しては、ベトナム政府の方針は中低品位の亜瀝青炭を調達する方針を持っており、

Vinacomin もインドネシア並びにオーストラリアには調査団を派遣している。

前述の通り、中期的には、中国とインドは大量の石炭を輸入する見込みであり、一般炭の輸出

余力やベトナムとの地理的な輸送距離等を考慮すると、インドネシアが輸入先候補となると予想さ

れる。

インドネシアからの揚運炭方式としては、船隻数が も多く、傭船も比較的簡単な 70,000DWT

級のパナマックス級石炭船でインドネシアの亜瀝青炭を運搬し、直接石炭火力発電所に搬送する

か、あるいは、ベトナムのコールセンター（将来建設予定）に揚運し、20,000DWT 級の内航船に積

み込み各発電所に揚運する方式が現実的であると思料する。

インドネシアからの揚運に関し、石炭積上げ作業日数、積み下ろし日数、インドネシアの積み出

し港とベトナムの積上げ港の間の運行日数、モンスーンや悪天候等を勘案すると、パナマックス級

（70,000DWT）の場合、平均的な揚運炭日数は約 30 日（積み込み；4 日間、積み下ろし；4 日間、

運行（片道）；7 日間、滞船・予備日；7 日ずつ）程度になると想定される。

図 6.1.5より、本F/Sの対象サイトが運転開始を計画している、2018～2019 年における石炭の年

間輸入量を 2,000 万トンと仮定した場合、毎月、24 隻のパナマックス級の石炭船を運航させる必要

が出てくる（24 隻＝2,000 万トン/12 か月/7 万トン）

さらに、ベトナム中南部は水深が遠浅であり、ベトナム国内の各石炭火力発電所やコールセン

ターには、20,000DWT 級の内航船やバージ、あるいは陸送等で揚運炭を行う必要性がある。

輸入炭の 50％を 20,000DWT 級の内航船でベトナム国内の石炭火力発電所等に揚運炭すると

仮定した場合、必要な日数は約 7 日間（積み込み；1 日、積み下ろし；1 日、運行 3 日（往復）、滞

船・予備日；2 日）程度であり、毎月、10 隻（10 隻＝2,000 万トン x 50％/12 か月/2 万トン/（30 日/7

日））の内航船を運行させる必要が出てくる。

石炭輸入量は、2025 年には 4,000 万トンまで増加すると予想されており、外航船の石炭船隻数

も大幅に増加する。

滞船日数の低減や効率的運行を考えると、少なくとも 100,000～120,000DWT 級の石炭船が着

岸できる港湾設備を将来的には建設する必要があると考える。

貯炭量に関しては、モンスーンや東シナ海の波高が高い時期もあり、その間は揚運炭作業に長

期間にわたり支障をきたす恐れがある。

6-21

そのため、電源開発に合わせた適正貯炭量を確保する必要があり、少なくとも 30 日間程度の貯

炭を行う必要があると考える。

6.3.5. 炭種

Vinacomin は輸入炭の炭種は中低品位の亜瀝青炭を想定している。

技術的に USC 石炭火力発電所用ボイラは 4,700kcal/kg（LHV）程度の亜瀝青炭を燃焼させるこ

とは可能である。

実際の石炭調達を考えると、想定炭より、発熱量が低く、かつ水分、灰分とも多めの炭種も調達

する可能性もあり、その場合は実際の燃焼が可能か、燃焼テストを行なう必要がある。

調達先は、ベトナムとの地理的な距離、輸出可能な炭鉱の有無等を勘案し、インドネシアからの

輸入が も実現性があることより、本F/Sでの想定炭よりやや低品位の石炭まで含んだ形で、同国

の代表的で調達可能な亜瀝青炭を参考として、インドネシア及びオーストラリアの亜瀝青炭の諸元

を（表 6.3.4）に記す。

表 6.3.4 調達可能な代表的なインドネシア炭並びにオーストラリア炭の主な諸元

積み出し港 南カリマンタンA

南カリマンタンB

南カリマンタンC

スマトラA

オーストラリア

熱量（GAD） kcal／kg 6,000 5,700 5,400 5,800 - 6,000 6,410熱量（GAR） kcal／kg 5,258 4,828 4,424 4,590 - 4,750 5,780熱量（NAR） kcal／kg 4,890 4,474 ― ― 5,500

全水量 ％ (AR) 22.0 28.0 32.0 30.0 17.5灰分 ％ (AD) 8.0 5.0 4.0 4 - 5 9.5HGI N.A. 55 54 33 - 72 50 - 55

揮発分 ％ (AD) 39.0 42 - 43 40 43 - 44 34.4灰溶融点

（溶融開始）

硫黄分 ％ (Dry) 0.40 0.39 0.2 0.2 - 0.3 0.05 - 0.45

1,210 1,350℃ 1,120 1,150 N.A.

気乾ベース総発熱量（Gross Air Dry；GAD）

到着ベース総発熱量（Gross as Received；GAR）

到着ベース真発熱量（Net as Received；ＮAR）

6-22

7-1

第7章 二国間クレジットの適用を前提とした温室効果ガス削減に関する

方法論の検討及びオプションの提示

7.1. 検討の方向性

7.1.1. CDMの承認方法論ACM0013

USC 石炭火力発電所の新設に適用可能な承認された CDM 方法論として ACM0013「低 GHG

排出強度技術を用いたグリッド接続新規化石燃料火力発電施設のための統合方法論

（Consolidated baseline and monitoring methodology for new grid connected fossil fuel fired power

plants using a less GHG intensive technology）」があるが、以下の理由により現状では、利用が進ま

ない状況にある。

ACM0013 は、中国とインドからの強い要請で認められた経緯があり、CDM理事会としては化石

燃料の推進につながるこの方法論に積極的ではなかった。第 34 回CDM理事会（2007 年 9 月）で

は、「同種の燃料が電源の 50%以上を占めること」という適用条件と「効率の上位 15%（マラケシュ

合意の20%より厳しい）」というベースライン排出係数を条件として方法論を承認したが、その際、理

事会は、「AM0013 は現在及び将来にわたって化石燃料が電源の大半を占める国で、効率的な化

石燃料の利用を促進するためのものである。この方法論は、再生可能エネルギープロジェクトに悪

影響を与えてはならず、再生可能エネルギープロジェクトが増加するにつれ、この方法論の使える

余地は減少する」と述べている。1そのため、水力の割合が多いベトナムの石炭火力発電所にはそ

もそも適用できない方法論となっている。

適用可能な国においてもプロジェクトの登録は進んでいない。2008 年 1 月 13 日から 2011 年 3

月 9 日までに 39 件のCDMプロジェクトが提案されているが、4 件が登録、1 件が却下されており、

他の多くのプロジェクトは登録申請にすら至らない状況である（表 7.1.1）。その理由として「追加性

の立証」の困難さが挙げられる。

CDM では、実施主体が考えるベースライン・シナリオが、プロジェクトがない場合の も実現可

能性が高いシナリオであることを証明しなければならないが、USC 石炭火力プロジェクトのような大

型案件の場合、これを証明するための第三者による文書を示すことが難しいケースが多い。なぜな

ら、USC 石炭火力の建設は国家プロジェクトとして推進されることも多く、現実的には CDM がな

1 EB34のレポートでは、以下の通り述べられている：The Board noted that the approved consolidated methodology provides incentives for continual improvement in fossil fuel use efficiency for power generation in countries that are predominantly fossil fuel dependent and shall continue be so into the future. The approved methodology ensures that renewable resources projects are neither impacted nor jeopardized and the potential for the application of this methodology in a particular geographic area decreases, as more of these projects are registered under the CDM.

かったから頓挫するような計画を立てているケースはほとんどないためである。現状の ACM0013 で

は、経済的な追加性の立証にこだわるあまり、本来は評価されるべきプロジェクトが評価されない

事態を招いている。

表 7.1.1 ACM0013 を適用するプロジェクトの登録状況（2011 年 3 月 9 日現在）

Ref Registered Project Title Host Country

Methodologies Reductions * Period for Comments

3020 Rejected （再審査請求

→ 再 審 査 →却 下

2010/7/30）

GHG Emission Reductions through grid connected high efficiency power generation

インド ACM0013 ver. 2 2,651,753 13 Jan 08 - 11 Feb 08

Thermal Power Plant Manauara CDM Project Activity

ブラジル ACM0013 ver. 1 85,348 22 Jan 08 - 20 Feb 08

2716 16 Dec 09 （再審査請求

→登録）

Grid connected energy efficient power generation

インド ACM0013 ver. 2 1,839,516 21 May 08 - 19 Jun 08

Zhejiang Guodian Beilun Ultra-supercritical Power Project

中国 ACM0013 ver. 2 462,527 13 Sep 08 - 12 Oct 08

3288 Review Requested （再審査請求

→登録）

Shanghai Waigaoqiao coal-fired power project using a less GHG intensive technology

中国 ACM0013 ver. 2 305,783 31 Oct 08 - 29 Nov 08

Jiangsu Guodian Taizhou Ultra-supercritical Power Project

中国 ACM0013 ver. 2 632,305 06 Nov 08 - 05 Dec 08

3690 21 Oct 10 （再審査請求

→登録）

Greenhouse Gas Emission Reductions Through Super Critical Technology - Sasan Power Ltd.

インド ACM0013 ver. 3 2,245,875 13 Nov 08 - 12 Dec 08

Thermal Power Plant Ponta Negra CDM Project Activity

ブラジル ACM0013 ver. 2 88,694 22 Nov 08 - 21 Dec 08

Zhejiang Guohua Ninghai Ultra-supercritical Power Project

中国 ACM0013 ver. 2 248,569 30 Dec 08 - 28 Jan 09

3225 30 Nov 10 （再審査請求

→ 再 審 査 →登録）

Energy efficient power generation in Tirora, India

インド ACM0013 ver. 2 1,193,017 01 Jan 09 - 30 Jan 09

Grid Connected Power Generation through Supercritical technology

インド ACM0013 ver. 2 1,605,855 15 Jul 09 - 13 Aug 09

Rudeshur Efficient Gas Power Plant

イラン ACM0013 ver. 2 179,038 29 Jul 09 - 27 Aug 09

Shanghai Caojing 2 x 1000MW Ultra-Supercritical Project

中国 ACM0013 ver. 2 513,863 31 Jul 09 - 29 Aug 09

Jiangxi Xinchang 2 x 660MW Ultra-Supercritical Project

中国 ACM0013 ver. 2 301,666 04 Aug 09 - 02 Sep 09

Guangdong Pinghai Power Plant Phase I Project

中国 ACM0013 ver. 2 465,346 06 Aug 09 - 04 Sep 09

Zhejiang Guodian Beilun Ultra-supercritical Power Project

中国 ACM0013 ver. 2 462,527 20 Nov 09 - 19 Dec 09

Anhui Wenergy Tongling 1000MW Ultra-Supercritical Coal-Fired Power Project

中国 ACM0013 ver. 2 340,504 29 Dec 09 - 27 Jan 10

Grid connected energy efficient power generation in Jhajjar, Haryana

インド ACM0013 ver. 2 2,074,695 19 Jan 10 - 17 Feb 10

Shanghai Caojing 2 x 1000MW Ultra-Supercritical Project

中国 ACM0013 ver. 2 513,863 19 Jan 10 - 17 Feb 10

Jiangxi Xinchang 2 x 660MW Ultra-Supercritical Project

中国 ACM0013 ver. 2 301,666 19 Jan 10 - 17 Feb 10

Güemes High Efficiency Natural Gas Turbo generator Project

Argentina ACM0013 ver. 2 82,216 26 Mar 10 - 24 Apr 10

7-2

7-3

Ref Registered Project Title Host Country

Methodologies Reductions * Period for Comments

Grid connected super-critical technology based power generation in Tirora, India

インド ACM0013 ver. 3 1,108,404 09 Apr 10 - 08 May 10

Mitigation of GHG emissions through power generation at high efficiency

インド ACM0013 ver. 3 2,327,910 16 Apr 10 - 15 May 10

Greenhouse Gas Emission Reductions through Super-critical Technology - Coastal Andhra Power Ltd.

インド ACM0013 ver. 3 1,219,229 05 May 10 - 03 Jun 10

Yuzhou Power Plant Phase II Ultra-supercritical Power Project

中国 ACM0013 ver. 3 298,572 14 May 10 - 12 Jun 10

Greenhouse Gas Emission Reductions Through Super Critical Technology - Jharkhand Integrated Power Ltd.

インド ACM0013 ver. 3 1,744,464 18 May 10 - 16 Jun 10

Energy efficient power generation by GCEPL

インド ACM0013 ver. 3 1,102,364 15 Jun 10 - 14 Jul 10

Energy Efficient Power Generation by Talwandi Sabo Power Limited

インド ACM0013 ver. 3 1,454,788 31 Aug 10 - 29 Sep 10

Energy Efficient Power Generation by Talwandi Sabo Power Limited

インド ACM0013 ver. 3 1,639,743 02 Sep 10 - 01 Oct 10

Zhejiang Jiaxing Ultra-supercritical Power Generation Project

中国 ACM0013 ver. 3 955,107 10 Sep 10 - 09 Oct 10

Energy Efficient Power Generation by Nabha Power Limited

インド ACM0013 ver. 3 1,594,229 14 Sep 10 - 13 Oct 10

1320 MW Coal Based Super Critical Thermal Power Plant by Jaiprakash Power Ventures Limited (JPVL)

インド ACM0013 ver. 4 644,320 06 Nov 10 - 05 Dec 10

Grid connected, energy efficient power plant in Junagadh, Gujarat by SPEPL

インド ACM0013 ver. 4 1,036,203 10 Nov 10 - 09 Dec 10

Grid Connected Energy Efficient Power Generation by Talwandi Sabo Power Limited

インド ACM0013 ver. 4 604,530 25 Dec 10 - 23 Jan 11

Energy efficient power generation at Kawai in Rajasthan, India

インド ACM0013 ver. 4 1,097,159 31 Dec 10 - 29 Jan 11

2 x 660MW Bhavanapadu Thermal Power Project

インド ACM0013 ver. 4 262,309 07 Jan 11 - 05 Feb 11

Energy efficient power generation at Pench in Madhya Pradesh (MP), India

インド ACM0013 ver. 4 1,178,224 22 Jan 11 - 20 Feb 11

Energy efficient power generation at Dahej in Gujarat, India

インド ACM0013 ver. 4 2,425,284 08 Feb 11 - 09 Mar 11

Grid Connected Energy Efficient Power Generation by Nabha Power Limited

インド ACM0013 ver. 4 705,956 09 Mar 11 - 07 Apr 11

出典：UNFCCC

7.1.2. JBICのJ-MRV004

国際協力銀行（Japan Bank for International Cooperation；以下、JBIC）は、地球温暖化の防止等

の地球環境の保全を目的とする海外における事業を促進する業務（「地球環境保全業務」、通称

「GREEN」）の実施にあたり、温室効果ガス排出削減量の測定（Measurement）・報告（Reporting）・

検証（Verification）に係る基本的な考え方、手続き等について定めた「国際協力銀行の地球環境

保全業務における温室効果ガス排出削減量の測定・報告・検証に係るガイドライン」（J-MRV ガイド

ライン）を制定している。

JBIC の融資のためのガイドラインであるが、「わかりやすくかつ実務的（simple and practical）で、

国際的に利用される（internationally acceptable）手法を用いて」、「排出削減量を定量化することに

より、途上国の排出量削減を確実なものとすること」を目的としており、二国間クレジットの目的とも

合致している。

2011 年 2 月 25 日には、USC 石炭火力発電所に適用可能な「低炭素発電技術を導入する化石

燃料火力発電プロジェクト用方法論（J-MRV 004）」が追加された。同方法論の基本的な考え方は

次の通りである。

当該国全体としての排出削減を促すことを目的としてその効果を評価する。具体的には、全電

源の国平均の CO2 排出原単位向上を評価する。

当該国における燃料、エネルギー政策、経済面等による制約がある場合は、制約の下での改

善を評価する。具体的には、全電源との比較ではなく、同種燃料等の制約下における CO2 排

出原単位向上を評価する。

発電効率や CO2 排出原単位に関する当該国の基準や国際的なデファクトスタンダード等の

低限の要件がある場合は、それとの比較により評価する。

CDM のベースラインの基本的な考え方は、「プロジェクトなかりせば」という前提で架空の将来に

ついてストーリーを考えるものである。削減量を増加させたいプロジェクト実施主体にとっては、

ベースラインを引き上げようとするインセンティブが働く。そのため、CDM では必要以上にコンサバ

ティブな計算が求められているのが現実である。

J-MRV のベースラインの基本コンセプトは、よりポジティブに、「日本の資金（あるいは技術）援助

があることにより、被援助国である当該途上国が現状水準よりどの程度向上するか」を基点に考え

る。現状水準（ベースライン）は、現時点の実績値となることから排出削減量の算定はよりクリアであ

る。

このコンセプトに従い、J-MRV004 は、当該途上国における「全電源平均（国平均）」の CO2 排出

原単位向上への貢献を積極的に評価する。つまり、日本の資金あるいは技術支援があることにより、

当該途上国で稼動中のすべての発電所の平均と比較して、より排出の少ない発電所を建設しよう

とするインセンティブが評価される。また、本方法論は、燃料の選択等において制約がある場合に

は、同じ燃料を使用する中ではより高度な省エネ技術を選択したことを評価し、国平均の「（プロ

ジェクトと）同種燃料」の CO2 排出原単位向上への貢献を評価することも可能とする。

7-4

7.1.3. 方法論の方向性

本事業では USC 石炭火力を建設したいというホスト国の意向があって、しかしホスト国の力だけ

では困難であるという状況において、その実現に日本が資金的・技術的に協力したことによって建

設できたという事実が評価されるべきであるという考えの下に方法論を提案する。

提案する方法論は、JBIC の J-MRV 方法論を参考に、高度な技術の普及を促進するためにより実

効的な方法論に ACM0013 を修正すると共に、創出されるクレジットの信頼性が失われることのな

いよう「ISO 14064」に準拠し、「GHG プロトコル」等の国際標準を参照する。

以下では、論点の多い「適用条件」、「ベースライン及び追加性」、「削減量の算出方法（主として

ベースライン排出係数）」、「測定・報告・検証（Measurement, Reporting and Verification；MRV）の

考え方」、「持続可能な開発への貢献の評価方法」の課題を抽出し、それらに対応した解決策を

検討する。検討にあたっては、実際のUSC石炭火力プロジェクトに適用し、方法論の妥当性の検

証を行う。方法論の検討フローを図 7.1.1に示す。

ACM0013 及び CDM 関連ツール

J-MRV004

② 二国間クレジットに向けた課題の抽出

(a) 適用条件

(b) バウンダリー

(c) ベースライン・追加性

(d) 削減量の算出方法

(e) MRV（測定・報告・検証）

(f) 持続可能な開発への貢献

⑤ 方法論のオプションの提示

③で検討した対応策の組み合わせによる方法論

の提案

③ 個別課題に関する対応策の検討

②の各課題（a）～（ｆ）に対応

⑦ 当該プロジェクトを適用した場合の方法論オプションの検討

方法論案による削減量の算出

妥当性の検証

二国間クレジットの交渉へ

⑥

現地調査（石炭火力発電プロジェクト）

関係者へのヒアリングの実施

必要なデータの入手

調査結果を、

各検討プロセスで

適宜参照・反映

主要なオフセットメカニズム

等

④

国際標準の参照

ＧＨＧプロトコル・ガイドライン

ＩＳＯ１４０００シリーズ

① 関連する既存方法論等の整理と内容把握

図 7.1.1 二国間クレジットの適用を前提とした GHG 削減に関する方法論の調査・検討フロー

7-5

7-6

7.1.4. 国際標準の参照

国際標準化機構が発行した ISO 14064（2006 年 3 月）は、組織またはプロジェクトから発生する

温室効果ガスの排出量や削減量を算定・報告・検証するための国際規格である。「パート 1 組織

の排出量算定報告」、「パート 2 プロジェクトの排出削減量算定報告」、「パート 3 排出量検証」の

3 部構成となっている。なお ISO14064 を補完する規格の開発も進められている。既に発行済み

の ISO 14065（2007 年 4 月）では、検証機関などを認定するための要求事項が規定されており、

2011 年発行予定の ISO 14066 では、検証人の力量についての要求事項が規定される予定で

ある。

ISO14064 は汎用的な規定であり、プロジェクトにそのまま適用するには具体性が欠けるものであ

る。したがって具体的な算定方法は「GHGプロトコル（Greenhouse Gas Protocol2）」等を参照する。

GHGプロトコルは、WBCSD（The World Business Council for Sustainable Development：持続可能

な開発のための世界経済人会議）とWRI（World Resources Institute：世界資源研究所）が主導する

基準で、「国際的に認められる温室効果ガス（GHG）算定と報告の基準を開発し、その広範な採用

の促進普及をはかること」を目的としている。

GHG プロトコルは以下の 2 つの基準から成る：

「GHG プロトコル事業者排出量算定報告基準」（2004 年 3 月）

「プロジェクト算定用 GHG プロトコル」（2005 年 12 月）

本事業に特に関連するのは、「プロジェクト算定用GHGプロトコル3」とそれを補足する「系統電

力にかかわる対策による温室効果ガス削減量算定ガイドライン4」（2007 年 9 月）である。

ISO14064-1 のIntroductionではWBCSD/WRIのGHGプロトコルとの整合性が詠われており5、

GHGプロトコルでは、CDM及びISO 14064 との互換関係が記されている6。

また、ISO 14064-2 及び GHG プロトコルの「2.9 GHG 算定原則」では、プロジェクトの GHG 算

定における 6 つの同じ原則が記載されている： 2 http://www.ghgprotocol.org/ 3 http://www.ghgprotocol.org/files/ghgp/ghg_project_protocol.pdf 日本語 http://www.ghgprotocol.org/files/ghgp/project-japanese.pdf 4 http://www.ghgprotocol.org/files/ghgp/ghgprotocol-j.pdf 日本語 http://www.ghgprotocol.org/files/ghgp/ghgprotocol-j.pdf 5 ISO14064-1 Introduction 0.3 Consistent with the objective of building on existing International Standards and protocols on corporate GHG inventories, this part of ISO 14064 incorporates many key concepts and requirements stated by World Business Council for Sustainable Development/World Resources Institute in Reference [4]. Users of this part of ISO 14064 are encouraged to refer to Reference [4] for additional guidance on applying relevant concepts and requirements. 6 1.7.4 本プロジェクト基準と他の国際的なプロジェクトベースでのイニシアチブとの関係： 原則として、本プロジェクト基準が提供する手法および方式は、CDM としての GHG プロジェ

クト開発に用いることができる。同様に、国際標準化機構(ISO)は、ISO 14064 を提供しているが、

これにはGHG緩和プロジェクト向けのGHG算定および報告に関する国際規格が含まれている。

本プロジェクト基準で提供しているガイダンスは、ISO 要求事項の適用も容易にさせる。

Relevance（妥当性）：情報報告が本来意図する用途に利用するのに適した、データや手法、

基準、想定条件を使用すること。

Completeness（完全性）：GHG 削減の計算と定量化に影響を与える可能性がある情報で GHG

排出に関連するものの全てを検討し、全ての要求事項を満たすようにすること。

Consistency（一貫性）：有意義かつ有効な比較分析を可能にするデータや手法、基準、想定

条件を用いること。

Accuracy（正確性）：実施可能な限り不確実性を 小化すること。

Transparency（透明性）：主張する GHG 削減量の信頼性および信用度を評価するため、レ

ビューアーに明確で十分な情報を提供すること。

Conservativeness（保守性）：不確実性が大きい場合には、想定条件、数値、手法とも保守的か

つ控えめなものを用いること。

7.2. 個別検討事項

7.2.1. 適用条件

7.2.1.1. ACM0013 の適用条件

統合方法論 ACM0013「低 GHG 排出強度技術を用いたグリッド接続新規化石燃料火力発電施

設のための統合方法論」（バージョン 04）は、USC あるいは超臨界圧石炭火力発電所の新設プロ

ジェクトに適用することを目的として作成された方法論であり、以下の条件で適用可能となる：

プロジェクト活動は、同種の化石燃料を使う他の場合より効率が高い発電技術を使う新しい化

石燃料燃焼のグリッド接続発電所の建設と運転であること。

1 種類の化石燃料がプロジェクト発電所の主燃料として利用されること。この主燃料以外に、少

量であれば他の種類の化石燃料も起動あるいは補助のために利用可能であるが、エネル

ギーベースで年間の総燃料消費量の 3%以上とならないこと。

プロジェクト活動にはコジェネ発電所は含まれない。

近建設された発電所の燃料消費量と発電量に関するデータが入手可能であること。

特定されたベースラインの燃料が、ホスト国の地理的領域（方法論の中で別途定義する）ある

いはホスト国全域における電気事業者による総発電量の 50％以上で利用されていること。この

適用条件を立証するために、 近 3 年間のデータを使用しなければならない。3 年間の推定さ

れる同種の化石燃料の発電量の 大値は 50％以上でなければならない。

前述の通り、ACM0013 は CDM 理事会による方法論承認の過程で、石炭の利用を奨励すること

による再生可能エネルギー普及への悪影響が憂慮されたために、適用条件自体が制限的である。

7-7

特に 5 番目の「ベースライン燃料が電源の 50%以上を占めること」という適用条件によって、適用で

きる国が限られる。

2008 年のベトナムの電源構成を図 7.2.1に示す。過去 3 年間で石炭が電源の 50%を超えたこと

がないため、ベトナムにはACM0013 は適用できない。他の東南アジア諸国連合（Association of

South-East Asian Nations；ASEAN）諸国も同様である（図 7.2.2）。

発電電力量種別比（2008年）ベトナム

73,049GWｈ

石油（2.1%）水力

（35.6%）

ガス（41.5%）

石炭（20.8%）

図 7.2.1 ベトナムにおける現在の電源構成

出典：IEA「Energy Balances of Non-OECD Countries」2010 年版

発電電力量種別比（2008年）中国

3,456,910GWｈ

その他（0.5%）

水力（16.9%）原子力（2.0%）

石油（0.7%）

ガス（0.9%）

石炭（79.1%）

発電電力量種別比（2008年）インド

830,126GWｈ

その他, 1.9%

水力（13.8%）原子力（1.8%）

ガス（9.9%）

石油（4.1%）

石炭（68.6%）

7-8

7-9

発電電力量種別比（2008年）インドネシア149,437GWｈ

その他（5.6%）

水力（7.7%）

ガス（16.9%）

石油（28.8%）

石炭（41.1%）

発電電力量種別比（2008年）シンガポール41,717GWｈ

ガス（80.3%）

石油（19.7%）

発電電力量種別比（2008年）タイ

147,427GWｈ

その他（3.3%）

水力（4.8%）

ガス（69.4%）

石油（1.1%）

石炭（21.4%）

発電電力量種別比（2008年）フィリピン

60,821GWｈ

その他（17.7%）

水力（16.2%）

ガス（32.2%）

石油（8.0%）

石炭（25.9%）

発電電力量種別比（2008年）マレーシア97,392GWｈ

水力（7.7%）

ガス（63.6%）

石油（1.9%）

石炭（26.9%）

発電電力量種別比（2008年）ブルネイ

3,423GWｈ

ガス

（99.0%）

石油（1.0%）

7-10

発電電力量種別比（2008年）ミャンマー6,622GWｈ

水力（60.8%）

石油（3.5%）

ガス（35.7%）

発電電力量種別比（2008年）カンボジア1,461GWｈ

水力（3.1%）

石油（96.5%）

その他(0.3%)

図 7.2.2 中国、インド、ASEAN 諸国（ベトナム除く）における電源構成

出典：IEA「Energy Balances of Non-OECD Countries」2010 年版

7.2.1.2. J-MRV004 の適用条件

J-MRV004 の適用条件は以下の通り：

低炭素発電技術を導入する化石燃料火力発電所の新設あるいは既存の発電所の改造である

こと。

グリッドに電力を供給する発電所であり、コジェネレーション発電設備ではないこと。

既存の発電所においては、原則として改造前と同じ種類の燃料を使用すること（燃料転換を含

まない）。

ACM0013 の適用条件と比較すると、1 番目の適用条件はACM0013 の 1 番目の適用条件とほ

ぼ同じで、2 番目の適用条件はACM0013 の 3 番目の適用条件と同じ意味である。3 番目の適用条

件に関してはACM0013 では箇条書きされた適用条件に続くパラグラフで、より排出の少ない燃料

への転換は他の方法論を使用すべきと述べている7。

残りの ACM0013 の条件が、CDM をより厳しいものにしている。ACM0013 では、2 番目の適用

条件で起動あるいは補助のための燃料が 3%以上とならないこと、4 番目で 近建設された発電所

の燃料消費量と発電量に関するデータが入手可能であることを条件としている。J-MRV では補助

燃料について明示的な規定はなく、基本的にデフォルト値の利用が推奨されるため、データの入

手可否についても条件としていない。しかしながらより大きな問題は前述の通り、5 番目の適用条件

7 For project activities involving construction and operation of a new power plant with less GHG intensive fossil fuel, project participants may use other approved methodologies.

である。当然のことながら J-MRV004 では想定していない条件である。

なお、ACM0013 は新設にのみ適用可能であるが、J-MRV004 は新設・既設両方に適用可能と

いう違いもある。

7.2.2. プロジェクト・バウンダリー

7.2.2.1. ACM0013 のバウンダリー

ACM0013 のバウンダリーには、ベースラインのCO2排出係数の計算で考慮に入れられるすべて

の発電所が含まれる。つまりプロジェクト発電所のほかに、プロジェクトによって影響を受けるグリッ

ド内の発電所がバウンダリーに含まれる。

7.2.2.2. J-MRV004 のバウンダリー

J-MRV004 のバウンダリーは、「プロジェクトサイト内の当該発電施設」に限定されている。グリッド

の発電所が含まれないのは、J-MRV のガイドラインの「事業の物理的範囲（バウンダリー）」で、

「J-MRV におけるバウンダリーは、原則として、JBIC の出融資等の対象となる事業とする」となっ

ているためである。また、基本的には、ベースライン排出係数としてデフォルト値の利用が想定され

ているため、グリッドをバウンダリー（モニタリング範囲）に含めなくても実質的な問題にはならないと

考えられる。

7.2.2.3. ISO14064 との整合性

ISO14064 ではプロジェクトの影響を直接的に受ける排出源と間接的に受ける排出源がバウンダ

リーに含まれる。直接排出とは例えば、化石燃料の使用に伴う GHG 排出、間接排出とは他者から

購入し使用した電気の生成段階での間接的な GHG 排出を指す。

この基準から言えば、J-MRV のバウンダリーは狭い範囲に焦点を絞りすぎであろう。

7.2.3. ベースライン及び追加性

7.2.3.1. ACM0013 のベースライン・追加性

ACM0013 においては、プロジェクト参加者はベースライン・シナリオの特定にあたり、以下のス

テップを踏むものとされている。

ステップ 1．妥当なベースライン・シナリオの特定

ベースライン・シナリオの特定には、提案する CDM プロジェクト活動に匹敵する生産物または

サービスを提供する現実的かつ信憑性の高いすべての案、つまり、プロジェクト活動の代替案とし

7-11

て建設が可能なあらゆる種類の発電所を含める必要がある。

分析の対象となる代替案には特に以下を含める必要がある。

CDM プロジェクトとして実施されないプロジェクト活動

提案するプロジェクト活動に替わる一又は複数の他の発電所の建設。これには以下が含まれ

る。

プロジェクト活動と同じ種類の化石燃料を使う発電所だが、プロジェクト活動で使われるも

のとは異なる技術を採用するもの

プロジェクト活動で使われるものとは異なる種類の化石燃料を使用する発電所

再生可能資源による発電所など、異なる発電技術のもの

新しい相互接続の可能性を含めて、接続するグリッドからの電力購入

これらの代替案は全く同じ能力、負荷率、運転特性の発電所だけに限定する必要はないが（即

ち、複数のより小規模の発電所あるいはもっと大型の発電所の一部分もプロジェクト活動の妥当な

代替案となり得る）、類似のサービス（例えば、ピークロード対ベースロード）を提供できるものでな

ければならない。さらに、プロジェクト参加者が提供するものに限定する必要はなく、例えばグリッド

内の他の企業が提供するものでもよい。 近建設された、あるいは建設中／計画中（例えば、公式

な電力拡張計画の中で文書化されているもの）のあらゆる発電技術を代替案に含めるようにする。

シナリオを除外する場合は、除外を裏付ける適切な説明と文書化を行わなければならない。

ステップ 2．経済的に も魅力あるベースライン・シナリオの特定

経済的に も魅力あるベースライン・シナリオは投資分析を使って特定される。投資分析の財務

指標としては、$/kWh 建ての電力生産の平準化コストを使う必要がある。関連するすべてのコスト

（例えば、投資コスト、燃料コスト、操業／保守コストを含む）と収入（補助金／財政的誘因、ODA な

ど、該当する場合には含める）及び公的投資機関に該当する場合は非市場的な費用便益を含め

る。

感度分析で結果が確認されたら、経済的に も魅力のある代替案を も妥当と思われるベース

ライン・シナリオとして選定する。感度分析で十分な結論が得られない場合は、資金的及び／又は

経済的に も魅力のある代替案の中で排出率の も低いシナリオを選定する。

ベースライン・シナリオとして特定された石炭火力発電所の内、 近建設された、あるいは建設

中／計画中（例えば、公式な電力拡張計画の中で文書化されているもの）の発電所技術が異なる

場合、プロジェクト参加者はその所見と合理的な経済的行動と見なされるものとの間の食い違いに

ついて説明しなければならない。

プロジェクトが 600MW x 2 あるいは 1000MW x 2 の USC 石炭火力発電所の場合、ベトナムでは

以下が代替案となり得るが、 近建設された発電所や 2020 年までに建設が予定されている発電

7-12

所を考慮すると、設計効率が 39%(LHV)程度の亜臨界圧の石炭火力発電所が も可能性が高

い。

超臨界圧あるいは亜臨界圧の石炭火力発電所

天然ガスコンバインドサイクル発電所

揚水式の水力発電所

IEから入手した既存の発電所のリスト（表 7.2.1）及び今後建設が予定される発電所のリスト（表

7.2.2）を示す。また表 7.2.2のリストを基に、2020 年までに追加が予定される発電容量（MW）を運

開年別、電源別に算出した（表 7.2.3）。

表 7.2.1 既存の発電所のリスト

発電所名 運開年 発電容量 (MW) 技術 設計効率 Hydro Hoa Binh 8 x 240 Thac Ba 3 x 40 Tuyen Quang 3 x 114 Quang Tri 2 x 32 Vinh Son 2 x 33 Song Hinh 2 x 35 Pleikrong 50 Ialy 4 x 180 Se San 3 2 x 130 Tri An 4 x 100 Da Nhim 4 x 40 Thac Mo 2 x 75 Ham Thuan 2 x 150 Da Mi 2 x 87.5 Dai Ninh 2 x 150 A Vuong 2 x 105 Song Ba Ha 2 x 110 Buon kuop 2 x 140 Buon Tua Srah 2 x 43 Can Don 2 x 38.8 Srokphumieng 2 x 25.5 Se san 3A 2 x 54 Se san 4 2 x 140 Song Con 3 x 20+2 x 1.7 Nam Chien 2 16 Binh Dien 2 x 22 Coal Power Plant Gross (HHV) Pha Lai 1 1983-1987 4 x 110 Sub 32.50% Pha Lai 2 May 2002/Oct 2002 2 x 300 Sub 38.10% Uong Bi 1 1975-1977 50+55 Sub 38.68% Uong Bi 2 Dec-06 300 Sub

7-13

Ninh Binh Before 1995 4 x 25 Sub 37.64% Hai Phong 2010 300 Sub 39.46% Quang Ninh 2010 300 Sub 39.61% Na Duong May-05 2 x 55.5 Sub 33.94% Cao Ngan Feb-06 2 x 57.5 Sub 32.13% Formosa Mar-04 150 Sub Son Dong Mar-09 110 Sub 34.56% Cam Pha 2010 300 Sub 38.82% Mao Khe 2010 － Sub 32.50% Oil Power Plant Thu Duc 10+17+2 x 37.5+33+2 x 62 38.68% Can Tho 4 x 37.5 O Mon 330 37.64% Hiep Phuoc 3 x 125 39.46% Cai Lan 6 x 6.5 GAS Power Plant Ba Ria 6 x 33+2 x 20+2 x 58 CCGT Phu My 21 2 x 168+178.5+2 x 145.7+150 CCGT Phu My 1 3 x 248+370 CCGT Phu My 4 3 x 178.5 CCGT Phu My 3 2 x 237+263.7 CCGT Phu My 22 2 x 266.9+289 CCGT Ca Mau 1+2 6 x 250 CCGT Nhon Trach 1 3 x 150 CCGT Ve Dan 2 x 36 Dam Phu My － Small Hydropower － Other IPPs －

表 7.2.2 今後建設が予定される発電所のリスト

発電所名 種類 発電容量 (MW)

技術 設計効率

Commissioning on 2010 Son La #1 Hydro 400 Cua Dat Hydro 2 x 48.5 Ban Ve Hydro 2 x 150 An Khe #1 Hydro 2 x 46.5 Srepok 3 Hydro 2 x 110 Se San 4 # 2, 3 Hydro 2 x 120 Song Tranh 2 #1 Hydro 1 x 95 Preikrong #2 Hydro 50 Dong Nai 3#1&2 Hydro 2 x 90 Son Dong Coal 2 x 110 Sub 34.56% Net (LHV) Hai Phong I #1 Coal 300 Sub 39.46% Net (LHV) Cam Pha I Coal 300 Sub 39.75% Net (LHV) Quang Ninh I #2 Coal 1 x 300 Sub 39.61% Net (LHV) Sre Pok 4 Hydro 2 x 40 Commissioning on 2011 Son La #2,3 Hydro 2 x 400

7-14

Nam Chien Hydro 2 x 100 Na Le (Bac Ha) Hydro 2 x 45 Song Tranh 2 #2 Hydro 1 x 95 An Khe Hydro 80 Se San 4a Hydro 63 Dak My 4 Hydro 2 x 74+2 x 21 Se Kaman 3 Hydro 2 x 125 Dak Rinh Hydro 2 x 41+2 x 31 Dong Nai 4 Hydro 2 x 170 Hai Phong I #2 Coal 300 Sub 39.46% Net (LHV) Cam Pha II Coal 300 Sub 38.82% Net (LHV) Quang Ninh II #1 Coal 300 Sub 39.61% Net (LHV) Nhon Trach 2 Gas 3 x 250 CCGT 56.73% Commissioning on 2012 Son La #4,5,6 Hydro 3 x 400 Ban Chat Hydro 2 x 110 Hua Na Hydro 180 A Luoi Hydro 2 x 85 Dong Nai 2 Hydro 70 Mao Khe #1 Coal 220 Sub 39.79% Gross (HHV) Uong Bi MR #2 Coal 300 Sub Quang Ninh II #2 Coal 300 Sub 39.61% Net (LHV) Formosa #2 Coal 150 Sub Commissioning on 2013 Sre Pok 4a Hydro 64 Dak Rinh Hydro 2 x 62.5 Hai Phong 2 #1 Coal 300 Sub 39.46% Net (LHV) Mao Khe #2 Coal 220 Sub 39.79% Gross (HHV) Vung Ang 1 #1 Coal 600 Sub 39.52% Net (LHV)

38.37% Net (HHV) Commissioning on 2014 Huoi Quang Hydro 2 x 260 Nam Mo (Lao) Hydro 95 Se Ka man 1 (Lao) Hydro 290 Hai Phong 2 #2 Coal 300 Sub 39.46% Net (LHV) Nghi Son 1 Coal 2 x 300 Sub 39.25% Vung Ang 1 #2 Coal 600 Sub 39.52% Vinh Tan 2 Coal 2 x 600 SC Duyen Hai (Tra Vinh) 1 #1 Coal 600 Sub O Mon I #2 Coal 330 Sub Hiep Phuoc 2 #1 Gas 390 CCGT 56.70% O Mon III Gas 3 x 250 CCGT Commissioning on 2015 Trung Son Hydro 250 Thuong Kon tum #1 Hydro 1 x 110 Song Bung 4 Hydro 156 Song Bung 2 Hydro 100 Dong Nai 5 Hydro 140 Mong Duong 1 Coal 2 x 500 Sub 40.12 Gross (HHV) Mong Duong 2 Coal 2 x 600 SC Thai Binh II #1 Coal 600 Sub 38.51% Net (LHV) Vinh Tan I Coal 2 x 600 SC O Mon IV (CCGT) Gas 3 x 250 CCGT 56.43%

7-15

Duyen Hai I #2 Coal 600 Sub Long Phu I #1 Coal 600 SC 42.14% Gross (LHV) Van Phong I #1 Coal 660 SC 41.67% Gross (HHV) Commissioning on 2016 Lai Chau #1,2 Hydro 2 x 300 Thuong Kontum #1 Hydro 110 Dong Nai 6 Hydro 106 Se Kaman 4 (Lao) Hydro 64 Ha Se San 2 (Campuchia 50%) Hydro 200 Thang Long #1 Coal 300 Sub 39.61% Gross (LHV) Thai Binh I #1,2 Coal 2 x 300 SC 40.05% Thai Binh II #2 Coal 600 Sub 38.51% Hai Duong #1 Coal 600 Sub 38.15% Gross (HHV) Nam Dinh I #1 Coal 600 Sub 38.89% Gross (HHV) Long Phu I#2 Coal 600 SC 42.14% Gross (HHV) Kien Giang I#1 Coal 600 O Mon II Gas 3 x 250 CCGT Duyen Hai III #1,2 Coal 2 x 600 Sub Van Phong I #2 Coal 660 SC 41.67% Gross (HHV) Commissioning on 2017 Lai Chau #2 Hydro 2 x 300 Hoi Xuan Hydro 96 Song Boung 5 Hydro 85 Na Duong II #1 Coal 50 An Khanh #1 Coal 50 Sub 34.37% Net (LHV) Thang Long #2 Coal 300 Sub 39.61% Gross (HHV) Hai Duong #1 Coal 600 Sub 38.15% Gross (HHV) Nam Dinh I #2 Coal 600 Sub 38.89% Gross (HHV) Van Phong #3 Coal 660 SC Duyen Hai III #3 Coal 600 Sub Kien Giang I#2 Coal 600 Hiep Phuoc II#2 Gas 390 CCGT 56.70% Commissioning on 2018 Nam Sum 2 (Lao) Hydro 90 Se Kong (Campuchia) Hydro 150 Na Duong II #2 Coal 50 Sub Luc Nam #2 Coal 50 Sub 37.61% Net (LHV) Hai Phong III #1 Coal 600 Sub Quang trach I #1 Coal 600 SC 38.73% Net (HHV) An Khanh #2 Coal 50 Sub 34.37% Net (LHV) Van Phong #4 Coal 660 SC Duyen Hai II #1,2 Coal 2 x 600 Sub Commissioning on 2019 Bac Me Hydro 45 Nho Que I Hydro 40 Vinh son II Hydro 110 Bac Ai #1 Hydro 300 揚水式 Dong Phu Yen #1 Hydro 300 揚水式 Nam Sum 4 (Lao) Hydro 190 Hai Phong III #2 Coal 600 Cam Thinh #1 Coal 135 Sub Quang trach I #2 Coal 600 SC 38.73% Net (HHV) Vinh Tan III #1,2 Coal 2 x 660

7-16

7-17

Song Hau I #1 Coal 600 SC 40.61% Gross (HHV) Commissioning on 2020 Bao Lam Hydro 112 Dong Phu Yen #2,3 Hydro 2 x 300 揚水式 Bac Ai #2,3 Hydro 2 x 300 揚水式 Nam Mo I Hydro 72 Cam Pha III#2 Coal 135 Sub 36.55% Gross (HHV) Quynh Lap #1 Coal 600 Song Hau I #2 Coal 600 SC 40.61% Gross (HHV) Phuoc Dinh #1 Nuclear 1000

表 7.2.3 2020 年までに追加が予定される発電容量（MW）

運開年

電源

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 計

水力 1,755 2,252 1,840 189 905 756 1,080 781 240 985 1,384 12,126

石炭 1,120 900 970 1,120 3,630 5,860 5,760 3,460 3,210 3,255 1,335 30,620

石油 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ガス 0 750 0 0 1,140 750 750 390 0 0 0 3,780

原子力 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,000 1,000

計 2,875 3,902 2,810 1,309 5,675 7,366 7,590 4,631 3,450 4,240 3,719 47,567

ACM0013 では追加性を「追加性の証明と評価のためのツール（Tool for the demonstration and

assessment of additionality：追加性立証ツール）」を使って評価する。ベースライン・シナリオを判定

するための手順で記載されるように、追加性は発電の平準化コストの比較により立証される。発電

の平準化コストを使えば、亜臨界圧よりも超臨界圧、超臨界圧よりも USC の方が高くなるはずであ

る。これだけを考えれば ACM0013 の追加性の立証は簡単に思える。

しかしながらこれまでに 5 件の登録申請が行われたプロジェクトすべてで再審査が請求されてい

る。以下では実際に再審査となったプロジェクトのスコープ（再審査の対象範囲）を比較する。

①再審査の後、却下されたプロジェクト

却下されたインドのGHG Emission Reductions through grid connected high efficiency power

generation (Ref 3020)8は、以下の点が再審査の対象となった。

以下の評価を通じたプロジェクト活動の追加性：

・ 投資分析。特に、ベースライン代替案としてCDMを利用しないプロジェクト活動において、

8 http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1254830678.73/view

7-18

電力利用料金の妥当性及びベンチマークを超えるために必要な電力料金のレベルを示

す感度分析。

・ 障壁分析の有効化審査。特に、障壁の客観的な立証のための要件をどのように満たす

か。

ベースライン・シナリオ決定の評価を通じた方法論の適用。特に、

・ ベースラインライン代替案から液体化石燃料および天然ガスによる発電を除外すること。

・ 500 MW 亜臨界圧技術および 800 MW 超臨界圧技術が、同等のアウトプットを提供する

ための代替案であることが、どのように決定されたのか。

・ 超臨界圧技術についてのプラント負荷係数（PLF）および補助の燃料消費率の有効化審

査、および適用された輸入炭の価格の有効化審査。

理事会の第 55 回会合（2010 年 7 月）の理由書9によると、却下の理由は以下の 2 点である。

プロジェクト活動の追加性を立証することができなかったため。特に、ベースライン代替案とし

て、CDM がなかった場合に実施されるプロジェクト活動において適用される電力価格の妥当

性を立証していない。プロジェクト参加者は CDM による収入がない場合に、ROE（自己資本

利益率）のベンチマークが達成され、プロジェクトが実施される電力価格について検討してい

ない。

投 資 障 壁 を 立 証 す る こ と が で き な か っ た た め 。 IFC お よ び ア ジ ア 開 発 銀 行 （ Asian

Development Bank；ADB）とのローン契約日は、プロジェクト開始日の後であり、引用された条

項は貸し手が本プロジェクト活動の CDM 登録について考慮したことを明示していない。

②再審査を経て登録されたプロジェクト

インドのEnergy efficient power generation in Tirora, India (3225)10は第 56 回の理事会会合

（2010年9月）にて、追加性について以下の事項について再審査となったが、その後対応して登録

された。

以下の評価を通じた、プロジェクト活動の追加性

・ プロジェクト参加者は、CDMの収入を仮定して平準化価格を提出したのではないか。

CDMの収入を考慮しない場合の平準化価格を使って、プロジェクト活動がベースライン・

シナリオではなく、追加的であることを示すべきである。

・ CDM有効化審査・検証マニュアル1版パラグラフ109に沿った、妥当な各代替案について

の発電平準化価格の計算に使われたデータの妥当性。特に、検討されている特定の投

9 http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1254830678.73/Rejection/IWNNWJIB1G6WAG6F9RW59N3AOLQEXP 10 http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1260815245.04/view

資（同様のプロジェクトと比較して、そのプロジェクト活動がはるかに高い投資であるか、

ベースラインの代替案がはるかに低い投資であることを前提とする）、資本収益性（プロ

ジェクト活動が競争入札過程を通じて発注されることを前提とする）、及び、石炭価格の妥

当性。

以下を評価する際の方法論の適用

・ ベースラインのグリッド排出要素が、インドの国家グリッドシステムに参加する全ての発電

所を使って測定される、と仮定する場合の、プロジェクト・バウンダリー（インドのNEWNE

グリッドシステム）で特定された空間的範囲の妥当性。及び、

・ 方法論パネルAM_CLA_0173の解釈に沿った排出量削減測定の妥当性。

上記 2 件は、プロジェクトの内容はほとんど同じであり、いずれも CDM がなかったらとの仮定の

下での追加性の立証に問題があると指摘されている。USC 石炭火力のような大型案件の場合、現

実的には CDM のような不確実性のある（あらかじめ登録されるかどうかわからず、削減量が何トン

認められるかもわからない）収入に依存せずに計画を進めているであろうことは容易に想像がつく。

代替案の比較検討は F/S の段階で実施しているケースが多いと考えられるが、資金が不足する場

合に検討される資金は主に先進国や国際機関の融資（例えば ODA）である。結局、登録まで至っ

たか、却下されたかは、申請のタイミングや「うまく文書を用意できたかどうか」によって明暗が分か

れている。

7.2.3.2. J-MRVガイドラインのベースライン・追加性

J-MRV ガイドラインにはベースライン・シナリオの特定及び追加性の立証といった概念はない。

ガイドラインによれば：

ベースライン排出量は、対象となる事業が実施されなかった場合に排出されていたと考えられ

る排出量とする。ベースライン排出量に係る基本となる考え方は以下のとおり。

新規設備の導入の場合

ベースライン排出量は、当該事業の投資環境を考慮しつつ、データの入手可能性や信頼性も

考慮の上、以下例も参照して、決定される。また、必要に応じて理論値やサンプリングを利用した

推計値を利用する。

当該事業が実施される国または地域において従来より操業している類似の事業の中で、（エネ

ルギー効率が）平均的な設備が導入されている事業からの排出量。

当該事業が実施される国または地域において 近実施され操業している類似の事業の中で、

（エネルギー効率が）平均的な設備が導入されている事業からの排出量。

7-19

7-20

当該事業が実施される国または地域におけるグリッド排出係数をもとに決定される排出量。

このように、その国の平均値を向上させるという基本精神の下に実施される。その国の平均値が

一種のパフォーマンス基準となり、個別プロジェクトごとのベースライン・シナリオの特定や追加性の

立証は求められない。

7.2.3.3. ISO 14064 との整合性

ISO 14064-2 では、追加性という用語は使用していないが、ベースラインを決定する過程で追加

性の概念が採用されている11。

7.2.3.4. GHGプロトコルとの整合性

以下に、プロジェクト算定用 GHG プロトコルよりベースライン、追加性に関連する部分を抜粋す

る。

ベースライン・シナリオ12

ベースライン排出量の推計にプロジェクトに固有のベースライン手法を用いた場合にのみ、そのプロ

ジェクト活動に対するベースライン・シナリオが明確に特定される。ベースライン排出量の推計にパ

フォーマンス・スタンダードによるベースライン手法が用いられる場合、ベースライン排出量は、ベースラ

イン・シナリオを明確に特定することなく推計される。

追加性13

プロジェクト固有の追加性アプローチは、追加性に関して、たとえ主観的な不確実性が関わるとして

も、プロジェクト活動に固有で、プロジェクト活動とは明確に異なるベースライン・シナリオを明らかにしよ

うとする手法である。このアプローチの根幹には、ベースライン・シナリオを厳密に特定することが、追加

性を確立するのに必要だという考え方があるからである：すなわち、「プロジェクト活動がベースライン・シ

ナリオと異なるものであれば、そのプロジェクトは追加的である」という考え方。

第二のアプローチは、追加性についてプロジェクト固有の判断を行わずに、その代わりとして複数の

プロジェクト活動からの GHG 削減量の定量化により全体的な追加性を確保しようとする方法である。こ

の方法では、各プロジェクト活動のベースライン・シナリオから求められていたであろうベースライン排出

量の推計を導き出せるようなパフォーマンス・スタンダードを策定する。このアプローチでは、プロジェク

ト活動の GHG 排出率がパフォーマンス・スタンダードより低い限りは、どのプロジェクト活動でも追加的

な GHG 削減量を生じると仮定している。パフォーマンス・スタンダードは、類似するいくつかのプロジェ

11 Introduction 0.3 This part of ISO 14064 deals with the concept of additionality by requiring that the GHG project has resulted in GHG emission reductions or removal enhancements in addition to what would have happened in the absence of that project. It does not use the term “additionality”, prescribe baseline procedures or specify additionality criteria. This part of ISO 14064 requires the project proponent to identify and select GHG sources, sinks and reservoirs relevant for the GHG project and for the baseline scenario.

7-21

クト活動において、一貫性のある形で追加性を扱う方法を提供でき、個別にベースライン・シナリオを特

定する必要をなくす。課題となるのは、全てを考慮した結果 終的に、追加的な GHG 削減量だけが定

量化されることを確実にするような十分な厳密性をもったパフォーマンス・スタンダードを設定できるかと

いうことである。

テスト 一般に定義されている内容

法規制、制度的な

観点からのテスト

GHG プロジェクトは、GHG 排出量を、公的な政策、規制、ガイダンス、業界基

準で要求される（または実質的に要求される）レベル以下に削減するものでな

ければならない。要求されているレベルまでの削減がなされていない場合、そ

のプロジェクトを実施する唯一の真の理由は、規制を遵守するためであると想

定でき、よって、プロジェクトの主張する GHG 削減量は追加的でない。

技術的な観点から

のテスト

GHG プロジェクトおよびそれから生じる GHG 削減量は、GHG 排出量削減と

いう目的がなければ採用されていなかったであろう技術が採用されている場

合、追加的と考えられる。ここでの初期想定条件は、これらの技術の採用を判

断する上で、GHG 削減が決定的な理由（唯一の理由でないにしても）であっ

たということである。他の技術を採用した GHG プロジェクトでもなお、追加的と

考えられる可能性があるが、その場合には、別な手段でその追加性を実証し

なければならない。

投資的な観点から

のテスト

このテストで も広く用いられるのは、GHG 削減量からの収入がなければ投

資利益率が低くなると実証できるなら、その GHG プロジェクトは追加的と想定

されるという考え方である。これは、GHG 削減に関連する収入なしには魅力的

な投資案件ではないプロジェクトを実施するに至った理由こそが、GHG 削減

量であるという考え方にもとづくものである。投資利益率が高いまたは競争力

のある GHG プロジェクトでも追加的でありうるが、その場合には、何か別な手

段で追加性を実証しなければならない。

一般的慣行の観点

からのテスト

GHGプロジェクトは、そのGHGプロジェクトと同様の製品とサービスを「一般的

慣行となっている」技術において生み出す上で生じるGHG排出量のレベル以

下まで、GHG 排出量を削減するものでなければならない。そうでない場合は、

そのプロジェクトの実施を決めた決定的な理由は GHG 削減ではないと想定さ

れる（逆に言うと、唯一の真の理由は、同じ市場の他の事業者と同じ理由で一

般的慣行となっている技術を採用するためであると想定される）。その場合に

は、この GHG プロジェクトは追加的とはみなされない。

12 プロジェクト算定用 GHG プロトコル 2.8 13 プロジェクト算定用 GHG プロトコル 2.14

時間的な観点から

のテスト

GHG プロジェクトは、その実施が追加的であるとみなされるある特定の日付以

後に開始されるものでなければならない。すなわち、規定の日付より前に（例：

GHG 対策制度の開始日前に）開始されたプロジェクトは全て、GHG 削減を動

機とするはずがないことが暗黙のうちに想定される。しかし、大半の実証テスト

においては、規定の日付以後に開始された GHG プロジェクトでも、何らかの

別なテストにより追加性をさらに確立する必要がある。

7.2.4. 削減量の算出方法（特にベースライン排出係数の決定）

7.2.4.1. ACM0013 のベースライン排出係数［検討オプションＡ］

以上の基本的な式は、ACM0013、J-MRV004 共に同じであり、論点は、「何をベースライン排出

係数とするか」である。

プロジェクト排出量は燃料消費量に燃料の排出係数を掛けて算出する。

ベースライン排出量は、下記のようにプロジェクトの発電所で生成される電力（EGPJ,y）にベース

ラインの CO2 排出係数（EFBL,CO2,y）を掛けることによって計算される。

リーケージを考慮しない。

ACM0013 ではベースライン排出係数（EFBL,CO2）を：

オプション 1 も可能性の高いベースライン・シナリオの排出係数

オプション 2 プロジェクトの発電所と同じ燃料を使用する上位 15％の排出係数

のいずれか低い方としている。

オプション 2 の場合、排出係数は毎年モニターされず、クレジット期間の開始時に１回だけ計算

され、クレジット期間の更新時に見直される。効率が上位 15％の発電所を特定するための母数とな

るサンプル発電所は以下の条件を満たさなければならない：

プロジェクト活動と同じ種類の燃料を使用する。

過去 5 年間に建設されている（ も直近の年を基準年とする）。

プロジェクトの発電所の定格能力の 50～150％の範囲のもの。

同じ負荷カテゴリーで運転されている。即ち、プロジェクト活動と同じ 大負荷（年間 3,000 時

間未満の負荷率と定義される）または同じ基底負荷（年間 3,000 時間を超える負荷率と定義さ

れる）。

基準年には運転され（グリッドへ電力を供給し）ている。

また、サンプル発電所は 10 ユニット以上必要である：

サンプル群に含まれる発電所の合計数が少なくとも 10 箇所からなる。

7-22

グリッドの範囲内にある類似の発電所の数が 10 に満たない場合は、地理的地域を国単位まで

拡張する。

それでも類似の発電所の数が 10 に満たない場合は、附属書Ⅰに含まれないすべての近隣国

を含めるように拡張する。

まだそれでも 10 に満たない場合は、当該大陸に位置する附属書Ⅰに含まれないすべての国

を対象とする。

当該地理的地域に含まれるサンプル群の発電所について必要なデータが入手できない場合、

あるいは大陸内の附属書Ⅰに含まれないすべての国における類似の発電所が 10 に満たない

場合は、代わりに附属書Ⅰに含まれる国あるいは OECD 加盟国の発電所のデータを使うこと

ができる。

CDM プロジェクト活動として登録されている発電所も含める必要がある。

サンプル発電所を効率の高い順に並べ、発電量で上から 15%までが「効率上位 15％の発電

所」となる。

ベトナムでオプション 2 を選択する場合、1000MW を想定した場合には 500MW 以上の発電所と

なり存在しない。600MW の新設を想定する場合には、300MW 以上が対象となるが、ベトナム全土

で稼働中の 300MW 以上の石炭火力は 3 基しかない。したがって近隣諸国に地理的領域を拡大し

なくてはならない。このデータ収集は非常に困難が伴うことが予想される。

7.2.4.2. CDM「電力システムに関する排出係数計算ツール」［検討オプションＢ］

「電力システムに関する排出係数計算ツール（Tool to calculate the emission factor for an

electricity system）」（バージョン 02）は、オペレーティング・マージン（Operating Margin；以下、OM）

とビルド・マージン（Build Margin；以下、BM）から、コンバインド・マージン（Combined Margin；以下、

CM）を算出するためのツールであるが、ACM0013 のベースライン排出係数に替わるものとして、こ

のツールの BM の算出方法を検討する。

BM を計算するのに使われる発電ユニットのサンプル・グループは以下のうち、年間発電量が大

きい方である：

近建設された 5 基。

電力システムにおける発電量（MWh）の20％を構成し、かつ 近建設された、発電容量の

追加。

一般的なガイダンスとして：

発電ユニットはグリッドへの電力供給を開始した時点に建設されたと見なされる。

7-23

CDM プロジェクト活動として登録される発電所はサンプル・グループから除外される。

しかし、10 年以上前に建設された発電ユニット（CDM プロジェクト活動として登録されてい

ないもの）を含んでいる場合は、10 年以上前に建設された発電ユニットをグループから除

外し、CDM プロジェクト活動として登録されたグリッド接続発電プロジェクトを含める。

発電所の改造による能力拡大は建築マージン排出係数に含めるべきではない。

データの年次について、プロジェクト参加者は以下の 2 つのオプションのいずれかを選ぶことが

できる。

オプション 1：プロジェクト設計書（Project Design Document；以下、PDD）を指定運営機関

（Designated Operational Entity；DOE）に提出した時点で既に建設されていたユニットに関して、入

手可能な 新の情報に基づく事前的な BM 排出係数を計算する。第二クレジット期間については、

DOE に対してクレジット期間更新の申請書を提出する時点で既に建設されていた装置に関する

新の情報に基づいて BM 排出係数を更新すべきである。第三クレジット期間については、第二クレ

ジット期間で計算された BM 排出係数を使うべきである。このオプションはクレジット期間中の排出

係数のモニタリングを必要としない。

オプション 2：プロジェクト活動登録年までに建設されたユニットを含めて毎年事後的に更新すべき

であり、あるいは登録年度までの情報が得られない場合は情報を入手できる 新年に建設された

ユニットを含める。

7.2.4.3. J-MRV004 のベースライン排出係数［検討オプションＣ］

J-MRV004 では「ベースライン排出量の基本的考え方及び前提・根拠」の項目にベースライン排

出係数を選択するための具体的なガイダンスがある：

〔新設の場合〕

プロジェクトの周辺状況に応じて、下記①～③（原則は①とする）のうちいずれかを選択する。

① ベースライン排出係数は、当該国における全ての発電所の平均排出係数とする。

ベースライン排出係数については、国全体の排出係数として「J-MRV ガイドライン」

別添 3 に記載された排出係数を利用する。

また、別に適当と思われる排出係数を採用することもできる。

② 当該国における燃料、エネルギー政策、経済面等による制約がある場合には、ベースラ

イン排出係数は、当該国における同種燃料の発電所をベースとした平均排出係数とする

ことができる。

7-24

7-25

この場合、事業者が上記制約を考慮したうえで選択した燃料についての選択の背景

について確認する。

ベースライン排出係数については、同種燃料の発電所の排出係数を、国際エネル

ギー機関（IEA）公表データ等を基に作成し利用する。

また、別に適当と思われる排出係数を採用することもできる。

同種燃料の発電所が当該国内に存在しない場合には、専門家へのヒアリングあるい

は文献調査等により、当該国あるいは周辺国の技術レベルや電力事情なども考慮し

たうえで、妥当なベースライン排出係数を決定する。

③ 発電効率や CO2 排出原単位に関する当該国の基準あるいは国際的なデファクトスタン

ダード等の 低限の要件がある場合は、それらを考慮したうえでベースライン排出係数を

決定する。

水力およびガスの多いベトナムでは、全電源の排出係数が低いため（表 7.2.4）、石炭火力の場

合には、原則の①に従うと排出削減量がマイナスになる。したがって、燃料制約等を理由に②の同

種燃料の平均排出係数を採用することになる。

表 7.2.4 ベトナムにおける 2008 年グリッド電力排出係数

排出係数（t-CO2/MWh）

OM 0.6465 CDM 排出係数計算ツールより「簡易 OM

手法のオプション A」を使用

BM 0.5064

CM 0.5764

出典：ベトナム天然資源環境省, 2010 年 3 月 26 日14

「J-MRVガイドライン」では利用可能なデフォルトのベースライン排出係数が公表されている。た

だし、現在のところは全電源平均値のみである。同種燃料の排出係数は事業者を通じて収集した

実際のデータから算出する方法の他、例えばIEAのデータを使う方法が考えられる（表 7.2.5参

照）。

14 http://www.noccop.org.vn/Data/vbpq/Airvariable_ldoc_vnHe%20so%20phat%20thai.pdf

7-26

表 7.2.5 国際エネルギー機関（IEA）公表データを基に作成した排出係数

t- CO2/MWh IEAの各種データを使用して

算出した値15

IEA公表値16

全電源 0.470 0.414

石炭 0.988 －

出典：全電源の値は J-MRV 別添 3、石炭の値は三菱総合研究所算出

7.2.4.4. GHGプロトコルとの整合性

ACM0013 に定められた方法で算出されるBMを、7.2.4.2項のツールに定められた方法で算出さ

れる同種燃料のBMに置き換えることの妥当性をGHGプロトコルに照らして検討する。

①時間的範囲

まず、ACM0013 では過去 5 年以内に建設された発電所に限定されているが、ツールでは 10 年

以上前の発電所を除くことになっている。「系統電力にかかわる対策による 温室効果ガス削減量

算定ガイドライン」によれば、7 年以上前には遡らないことになっている。ACM0013 はやや厳しく、

ツールはやや甘い基準と言える。

時間的範囲の定義17

「 近建設された」という表現の定義はややあいまいで、国や各グリッドの状況によって変わり得る。

全体的な需要の増大ならびにベースロード電力、ミドル電力およびピーク時電力に対するニーズの変

化に応じて、様々な種類の容量が周期的に追加されることもある。代表とするのに十分なサンプルを確

保するには、時間的範囲に、直近に追加された容量をグリッドの総容量の 20%分まで含めなくてはなら

ない。

ただし時間的範囲は、一般に 5～7 年以上前に遡ってはならない。グリッドによっては、7 年以上前の

15 IEA の“CO2 EMISSIONS FROM FUEL CONBUSTION, 2009 EDITION”で示されている排出

係数を基に、“ENERGY BALANCES OF OECD COUNTRIES, 2009 EDITION”、“ENERGY BALANCES OF NON-OECD COUNTRIES, 2009 EDITION”等の他 IEA 資料データを用いて作成

されたものである。具体的には“CO2 EMISSIONS FROM FUEL CONBUSTION”に示されている

kWh あたりの CO2 排出量は送配電ロスを含んでいないことから、“ENERGY BALANCES”の

データを用いて送配電ロスを含んだ kWh あたりの CO2 排出量を算出している。またその過程

において、熱電併給（CHP）プラントの熱供給に係わる CO2 排出量は除外した。ただし、デー

タの品質・制約上、作成された排出係数が IEA の排出係数と大幅に異なる国がある。 16出典：IEA “CO2 EMISSIONS FROM FUEL CONBUSTION, 2009 EDITION” 17 GHG プロトコル 系統電力にかかわる対策による 温室効果ガス削減量算定ガイドライン7.3.2

発電所では、プロジェクト活動が実際に代替する種類の追加容量の代表とならないことがある。直近の

20％までの追加容量が過去 7 年以内に収まらない場合は（発電所が運転を開始した時期から判断す

る）、時間的範囲を移動もしくは拡大して、計画中および建設中の容量を含めるようにする。

例えば電源構成などのグリッドの条件が急激に変化する場合には、時間的範囲を 5～7 年よりも短くす

る方が適切なことがある。また計画中もしくは建設中の容量のみに注目するのが適切なケースもある。

例えばそれまではガスを利用できなかった地域に天然ガスのパイプラインが建設されている、もしくは計

画されている場合には、ごく 近建設された発電所からベースライン候補を特定したとしても、これが将

来の追加容量を示す適切な指標とはならないことがある。

終的なチェックとして、時間的範囲を過去に設定した場合は、特定されたベースライン候補と計画

中および建設中の施設を比較して、 近追加された容量と今後追加が予想される容量との間の重要な

変化および相異点を確認する。

ただし、GHG プロトコルに記載されるように、電源構成がどう変化するかによるので一概に何年と

すべきかは言えない。IE から入手した発電所リスト（2009 年までの既存の発電所のリストと、2020 年

までに建設される予定の発電所のリスト）より、2009 年時点と 2020 年の電源構成を比較した。第 7

次国家電力開発計画（2010 年～2030 年が対象）」が公表されていないため正確なところはわから

ないが、超臨界発電所のような大型の発電所の建設により石炭の割合が増加することが予想され

る。

2009年電源構成

水力,

6,533MW, 38%

石炭,

2,931MW, 17%

石油,

1,153MW, 7%

ガス, 6,563MW,

38%

原子力, 0MW,

0%

7-27

7-28

2020年電源構成

水力,

18,659MW, 29%

石炭,

33,551MW, 51%

石油,

1,153MW, 2%

ガス,

10,343MW, 16%

原子力,

1,000MW, 2%

出典：IEの表 7.2.1、表 7.2.2のリストより作成

図 7.2.3 ベトナムの 2009 年及び 2020 年の電源構成

②定格容量

ACM0013 は、サンプル・グループに入る発電所として、プロジェクト発電所の定格容量の±50％

の発電所のみを対象とするが、ツールでは定格容量は条件になっていない。GHG プロトコルでも

定格容量は特に問題とされていない。

③負荷カテゴリー

さらに、ACM0013 では同じ負荷カテゴリー（ベースロード／ピークロード）であることを要求してい

るが、この点について GHG プロトコルでは以下のように述べている。

一般に、「ベースロード型」発電所は、負荷追従型発電所を含む全ての種類の発電所を代替することが

できる。ただし逆は必ずしもそうではない。通常、負荷追従型発電所は、ベースロード型発電所を代替

しない。このためベースライン候補を特定する際は、負荷追従型プロジェクト活動とベースロード型電源

とは区別しなくてはならない。負荷追従型プロジェクト活動は、負荷追従型のベースライン候補のみを

代替する。18

ここでいう「ベースロード型」とは設備利用率の高い発電所を含むと定義されている。したがって

18 GHG プロトコル 系統電力にかかわる対策による 温室効果ガス削減量算定ガイドライン 7.1

7-29

USC 石炭火力発電所はベースロード／ピークロード両方の発電所を代替することができると考えら

れる。

④算定のタイミング

USC 石炭火力の建設はリードタイムが長いため、どの時点のデータを使ってベースライン排出

量を算定するかが問題となる。ACM0013 では、直近のデータを使うが、ツールでは、ベースライン

の算定を ex-ante、ex-post から選択可能となっている。

ベースライン・シナリオの有効期間 19

通常、より先の将来で「何が起きるか」を予測しようとすればするほど、その予測は不確実なものとな

る。この理由から、ベースライン排出量の推計を目的とする限り、特定のベースライン・シナリオまたはパ

フォーマンス・スタンダードが有効であるのは一定の期間のみのはずである。一定の時期が過ぎれば、

GHG 削減量はもはや認められないとするか、または当該プロジェクト活動についての新しい（改訂され

た）ベースライン・シナリオやパフォーマンス・スタンダードを特定するかである。

GHG削減量を定量化する時間範囲の特定20

GHG 削減量定量化の目的において、ベースライン・シナリオまたはパフォーマンス・スタンダードが、

どのくらいの期間、有効であり続けるべきかには、不確実性が伴う。時間の長さに合理的な理由付けを

するには、次の質問を検討することが役立つ可能性がある：

・ 経済状況がどれだけ早く変化するか？

・ 技術または実施方法が、プロジェクト活動と同じ製品またはサービスを提供するものとして、そこで

はどれだけ早く変化がおきるか？

・ ベースライン候補の地理的区域 または時間範囲を特定するのに用いた基準や想定条件はどの

時点で変化するか？

・ プロジェクト活動またはベースライン候補が直面する障壁（または純便益）が大きく変化する可能性

があるのはどの時点か？

・ プロジェクト活動に改修が含まれる場合、改修された設備がその運用寿命の 後を迎えるのはど

の時点か？

・ ベースライン排出量の推計は、静的か動的か？

動的ベースライン排出量推計と静的ベースライン排出量推計21

ベースライン排出率は、動的なもの、あるいは静的なものでありうる。静的なベースライン排出率は、

時間が経過しても変化しないが、動的なベースライン排出率は、時間の経過と共に変化する。静的な

19 プロジェクト算定用 GHG プロトコル 2.11 20 プロジェクト算定用 GHG プロトコル 10.2.1 21 プロジェクト算定用 GHG プロトコル 2.12

ベースライン排出率は、既存の設備や技術を置換する GHG プロジェクトで、基本的な運転パラメータが

一定期間において変化しないと合理的に想定できる場合には、 も適した排出率である。 これと対照

的に、動的なベースライン排出率は、時間の経過とともに大きく変化するシステムの一部である GHG プ

ロジェクトにより適している。

次の 2 つの種類のような GHG プロジェクトでは、動的なベースライン排出率が必要な可能性がある：

・ 電力供給プロジェクト—ベースライン排出率は、置換した発電エネルギー源に基づいて決定され

る可能性があるが、それは時間の経過とともに大きく変化することが予想される。

・ 土地利用・土地利用変化及び林業部門（Land Use, Land Use Change and Forestry ；

LULUCF）プロジェクト—ベースライン排出率は、樹木中の炭素貯留量がその成長とともに変化す

るパターンを示すため、時間の経過とともに変化する可能性がある。

⑤BM か CM か

後に BM ではなく、CM をベースライン排出係数として使う可能性について検討する。「系統電

力にかかわる対策による 温室効果ガス削減量算定ガイドライン」では以下のように述べられてい

る：

BM 排出量もしくは OM 排出量に対するプロジェクト活動の相対的な影響を決定する 大の要素は、

そのプロジェクト活動が新たな容量に対する需要をどの程度満たすか、つまり BM の新たな容量をどの

程度代替するかである。一般に安定的な電力を供給するプロジェクトは、BM のみに影響する。しかし、

BM に割り当てられた加重係数の適正な値を決定する際は、以下の 3 つの点を考慮しなくてはならな

い。

1. 新たな容量に対する需要は存在するか？

2. そのプロジェクト活動は、新たな容量の調達源と見なされているか？

3. そのプロジェクト活動の容量値は？

上述の 3 つの点を考慮すると、ベトナムにおける USC 石炭火力の新設は、CM ではなく BM の

選択が適切であろう。①～⑤のすべてを考慮すると、ACM0013 の算出方法を、条件の緩やかな

ツールの算定方法で置き換えることについて基本的には問題はないと考えられる。

7.2.5. MRV（測定・報告・検証）

7.2.5.1. CDMのMRV

プロジェクトを CDM として登録するためには、PDD を第三者機関である DOE に提出し、プロ

ジェクトが承認された方法論に基づいて行われるかどうかの審査（有効化審査）を受ける必要があ

る。また、プロジェクト実施後にはモニタリング報告書を別の DOE に提出して検証を受けなければ

7-30

7-31

ならない。

審査では、各パラメータの計測の方法や頻度、計測機器の校正手順や不確実性のレベル精度、

あるいは性能試験が国や国際的に認められた基準に照らして適切であるか、さらにそれらが客観

的な証拠書類とクロスチェックが可能か等、ひとつひとつについて細かくチェックされる。詳細は

「CDM 有効化審査・検証マニュアル（Validation and Verification Manual：VVM）」に記載されてい

る。

対象は途上国の事業者であり、証拠書類の不備が障壁になることも多い。また、審査が厳しいこ

とから登録まで平均 1 年以上と非常に時間がかかることが問題となっている。

7.2.5.2. J-MRVのMRV

J-MRV においては、事業計画段階における計画排出削減量の算出は JBIC が審査をし、出融

資等を行う前に、借入人・事業実施者と間でモニタリング計画（測定項目及び測定方法等）に関し

て合意を行うこととなっている。

完工後、借入人・事業実施者は、合意したモニタリング計画に基づき、測定し、JBIC に報告す

る。測定及び報告は、原則として、対象事業の完工時及び完工後 1 年以上経過後に 1 回のみ実

施されることになっている。測定及び報告を受けて JBIC は検証を行うことになっているが、具体的

には、測定方法の妥当性等につき追加的な確認を要する場合など、必要に応じて現地実査も行う

ことができると記載されているのみである。原則である「わかりやすくかつ実務的（simple and

practical）な手法」を重視して実態に合わせた審査を行うと考えられる。

7.2.5.3. ISO14064 との整合性

ISO14064-3 は有効化審査及び検証についての規格である。様々な目的を持つ利用者を想定し

て汎用的な規定となっている。しかしながら例えば、検証の保証水準の考え方などは参考になる。

保証水準22

プロジェクト又は組織の GHG に関する主張に対する妥当性確認又は検証のプロセスの開始時に、意

図した利用者のニーズを考慮して、依頼者が求める保証水準を確定する。この保証水準は、結論を出

すために、妥当性確認又は検証を行なう者が必要とする信頼の度合いに影響を与える。判断という行

為の介在、テストの実施、統制自体に内在する限界、定性的性質をもつ証拠などの要因によって、絶対

的保証を実現することは不可能である。妥当性確認又は検証を行なう者は、収集した証拠を評価し、妥

22 ISO14064-3 A.2.3.2

当性確認又は検証の声明書に結論を示す。

一般に、保証水準には次に示す二つの種類がある。

・ 合理的保証

・ 限定的保証

合理的な保証では、妥当性確認又は検証を行なう者は、責任当事者の GHG に関する主張がその重要

性において正しいものであることについて、合理的ではるが絶対的ではない水準の保証を提示する。

例 1 合理的保証を表わす妥当性確認又は検証の声明書は、次のような文言で表現されることもある。

実施したプロセス及び手順に基づき、この GHG に関する主張は、

・ その重要性において正しいものであり、GHG のデータ及び情報を公正に表示している。

・ GHG の定量化、監視、報告に関する規格に従って、又は関連する国内規格又は慣行に準じて、

作成されたものである。

限界的保証は、GHG に関する主張を裏づけるために提供された GHG のデータ及び情報に対する詳

細なテストに重きをおく度合いが少ないという点で、合理的保証とは異なっている。限定的保証の場

合、妥当性確認又は検証を行なう者は、意図した利用者が、合理的保証を与えたかと誤解されないよう

にすることが不可欠である。

例 2 限定的な保証を表わす妥当性確認又は検証の声明文は、次のような文言で表現されることもあ

る。

実施したプロセス及び手順においては、この GHG に関する主張が次のようなものであることを示す証拠

はなかった。

・ その重要性において正しいものではなく、GHG のデータ及び情報を公正に表示していない。

・ GHG の定量化・監視・報告に関する関連国際規格に従って、又は関連する国内の規格又は慣行

に準じて、作成されたものではない。

責任当事者が GHG 情報に基づいて GHG に関する主張を作成するのを支援することは、独立性への

違反と見なされ、この場合、妥当性確認又は検証を行なう者は、いかなる種類の保証も提供すべきでは

ない。

必要とされる保証水準は、GHG プログラムによって決まってくるもので、要求される重要性について考

慮することが望ましい。

7-32

7.2.6. 持続可能な発展への貢献

CDM の目的は、京都議定書第 12 条 2 項に示されるように、持続可能な発展に貢献する

ことが、途上国の排出を削減することと同列に書かれている。しかしながら CDM では、排

出量の削減に重きが置かれ、持続可能な発展の視点はあいまいなままである。プロジェク

ト設計書（PDD）では、プロジェクトの概要で持続可能な発展にどのような貢献があるか、

数行の作文が求められるに過ぎず、ホスト国が承認時にそれぞれの基準で評価することに

なっているのが現実である。

二国間ではこの持続可能な発展の視点をより重視し、途上国のインセンティブを高める

ことも一案である。具体的には、持続可能な発展への貢献を評価するためのガイドライン

の整備である。

たとえば CDM プロジェクトの持続可能な発展への貢献を重視する WWF の「ゴールド・

スタンダード」という認証基準では、持続可能性評価表を用いたチェックがある。こういっ

た評価基準からプロジェクトに適用できる指標を選択して、その国に貢献したことが幅広

く評価される仕組みとなれば双方の国にとって利益となると考えられる。

表 7.2.6 WWF ゴールド・スタンダードの持続可能性評価表

A. 現地/地域/地球規模での環境 水 〔水量〕現地/地域における水へのアクセスや入手可能性に対するプロジェク

トの影響を評価する。ベースライン比で水にアクセスできる人数を把握す

る。 〔水質〕ベースライン比での水質を評価。

大気 ベースライン比で、大気汚染物質（SOx、NOx 等）の濃度を比較。 他の汚染物質 固形/気体/ガス状の汚染物質の削減に対するプロジェクトの寄与を評価。 土壌 ベースライン比で、プロジェクトによる土壌汚染物質/侵食/土地利用変化の

影響を評価。 生物多様性 生物多様性の変化において、プラスの影響とは以前絶滅した種が復活するこ

と、マイナスの影響とは外国種の導入によってある種が絶滅すること。現地

コミュニティの意見を評価の土台とすること。 B. 社会的持続可能性と開発 雇用 プロジェクトによって BAU 比で、一時的あるいは永続的に仕事の内容に向

上/低下等の変化が生じたかどうかという定性的評価。 貧困層の暮らし 〔貧困の緩和〕プロジェクトの実施による貧困緩和への寄与を評価。貧困緩

和はベースライン比で、「最低収入基準」（income poverty line）を超えた人数

変化によって評価。 〔貧困層の暮らし〕貧困層〔特にジェンダーや社会的に孤立した集団〕に対

する平等で追加的な機会の配分への寄与度を評価。ベースライン比での収入

変化といった定量的評価と、機会の向上といった定性的評価を含む。 〔基本的サービスへのアクセス〕水、健康、教育、施設へのアクセスの評価

は、ベースライン比での人数増加で評価。プロジェクトの直接的影響のみを

考慮。

7-33

〔クリーンエネルギーサービスへのアクセス〕ベースライン比で、貧困層や

地方におけるクリーンエネルギーサービスへの拡大を評価。 人的キャパシ

ティ 〔権限付与〕現地の人々による意思決定プロセスや地域組織への参加の機会

の向上に対するプロジェクトの寄与度を評価。 〔教育〕共同体における教育や技術の普及の強化への貢献度を評価。 〔ジェンダーの平等〕プロジェクトが共同体における女性の権限や教育/技術

力の向上をどれだけ要求しているか、または強化に貢献しているかを評価。

C. 経済及び技術的発展 雇用数 ベースライン比で、プロジェクトによって直接創出された、追加的な雇用数

を測定することによって評価。 収支バランス 例えば、プロジェクトの結果、化石燃料の輸入量が減少したことによって達

成した外貨節約度等によって評価。 外貨支出額で見

た技術の自給自

足度

例えば、プロジェクトを通して、ホスト国自国で製造された設備が用いられ

たり、特許支出やライセンス料金、技術輸入がなくなれば外貨支出は減少す

る。同様に、技術移転が実施されて技術の自給自足が達成されれば補助金や

外部の技術サポートの必要性が減る。本指数によって、こうした実態の評価

を行う。

7.3. 方法論のオプション

7.3.1. 適用条件のオプション

ACM0013 は、政治的駆け引きにより中国やインドでのみ限定的に認められたものであるが、そ

の代償として 5 番目の適用条件（同種の燃料が電源の 50%以上を占めること）が CDM 理事会に

よって入れられた経緯があり、その理論的な根拠はどこにもない。したがって 5 番目の適用条件は

不要と考えられる。補助燃料の 3%未満の条件は、実際にどこまで制限を受けるのか検証する必要

がある。また、データの入手可能性が適用条件に含まれるが、今回の事業でも相手国事業者か

らのデータの正確性に関しては改善の余地があると考えられ、データの一層の整備が必要であろ

う。

7.3.2. プロジェクト・バウンダリーのオプション

J-MRV のバウンダリーはグリッドに接続された他電源との関連は無視しており、発電所のみに

限っている。ACM0013 のプロジェクト・バウンダリーの方が国際標準とも合致している。

7-34

7-35

7.3.3. ベースライン・追加性のオプション

7.3.3.1. 追加性の必要性

オフセット・クレジットの発生根拠に関する分類は、「貢献説」と「削減説」とに整理されている23。

これを今回の事業に当てはめると、

貢献説･･･日本がベトナムの排出削減に貢献したことを根拠とする

削減説･･･ベトナムの排出量が減少したことを根拠とする

となる。

CDM も J-MRV も両方に根拠が求められるが、コンサバティブさが強調される CDM は削減説（ユ

ニラテラルが認められることからも貢献説ではない）、枝葉末節は切り捨て日本の支援を評価する

J-MRV は貢献説を重視していると言える。

貢献説を強調して、日本の技術の導入を条件とし、追加性の概念を不要であると考えることもで

きるが、放っておいても買われている技術まで申請すればクレジットが認められることになってしまう。

一方、削減説では、途上国側が一方的に削減を行ってクレジットを売ることができることになり、二

国間クレジットの意義がなくなってしまう。途上国が独自に進められるプロジェクトまでクレジットを認

める必要はないであろう。

このように考えると追加性は必要であるが、貢献説と削減説がうまくバランスした評価ができること

が理想である。

7.3.3.2. 個別プロジェクトごとの追加性

CDM が批判される 大の要因は追加性の立証が厳しく、審査に時間がかかりすぎる点にある。

投資分析を基本とする現状の CDM では、大規模プロジェクトの場合、①削減量が大きいとは言え、

初期投資額に対するクレジットの貢献は小さい、②CDM に左右されるほど脆弱な投資計画はほと

んどないことから、現実的には CDM なしでもコスト効果的であるという結果が出る可能性は高い。

ACM0013 では平準化コストでの比較が認められているため、立証自体は比較的しやすいと考えら

れる。ただし、それをサポートする証拠書類が揃えられるかが課題である。

では現実に即した場合、個別プロジェクトの追加性はないのかと言えば、たとえば障壁分析を行

えば、高度な技術の導入経験がないことや、資本が不足していることが非効率的な技術の大規模

な転換を阻む障壁となっていることが明らかになるだろう。つまり、CDM は投資分析を偏重しすぎ

23財団法人地球産業文化研究所「平成 21 年度排出クレジットに関する会計・税務論点調査研究

委員会報告書」（2010 年 3 月）http://www.gispri.or.jp/bicycle/pdf/h21_1.pdf

ていることが問題なのであり、他の障壁分析やコモン・プラクティス（一般慣行）分析による追加性の

立証にもっと門戸を広げるべきである。その際には、技術的障壁を立証するためのツールやガイダ

ンスを作成して、一定の基準を設ける必要があろう。

表 7.3.1 グリッド容量代替電源に影響を及ぼす障壁の例

障壁の種類 障壁の例

財務／予算上の障壁 ・ 前払い資金に要するコスト

・ 供給された電力のコスト（平準化ドル額／kWh など）

・ 燃料費

・ 材料費（建設やメンテナンスに要するコスト）

・ 発電所の廃止もしくは処分に要するコスト

技術操作およびメンテナン

スに関する障壁

・ 新技術もしくは実証されていない技術

・ 技術上もしくは運営上の要件が厳しい技術

インフラに関する障壁 ・ 物理的な立地に関する要件

・ 燃料の入手可能性

・ 材料の入手可能性

・ 廃棄物処理基盤の利用可能性（原子力発電の場合など）

・ 当該技術の製造能力もしくは供給能力の欠如

市場構造に関する障壁 ・ 容量需要が存在しない（過剰容量もしくは電源の「過剰建設」

など）

・ 特定の技術への資本投下を嫌う規制環境もしくは市場の制約

・ 認識もしくは情報に関する市場の障壁（消費者が省エネの便

益を理解していない、など）

制度的・社会的・文化的・政

治的な障壁

・ 許可に関する規制要件およびその他の規制要件

・ 公衆の認識と受容性

出典：GHG プロトコル 系統電力にかかわる対策による 温室効果ガス削減量算定ガイドライン表 8.1

7.3.3.3. パフォーマンス基準による追加性

個別プロジェクトごとの追加性の立証は想定するベースライン・シナリオに必ず不確実性が存在

するため限界がある。 近の傾向としては、米国の自主的なオフセット・クレジットの認証ではパ

フォーマンス基準に基づく追加性を採用する制度が多く、EU も SCM（Sectoral Crediting

Mechanism）のようなパフォーマンス基準を推している。世界的な流れはベースライン・シナリオや

個別の追加性の立証を必要としない、パフォーマンス基準であると言える。

7-36

7-37

表 7.3.2に主に米国を中心とした、主要なオフセットプログラムにおいて、追加性の立証がどのよ

うに求められるかをまとめた。表中のすべてのプログラムにおいて、パフォーマンス基準あるいはポ

ジティブリストによる追加性の立証が認められている。

表 7.3.2 主要なオフセットプログラムにおける追加性

オフセットプログラム ／オフセットユニット

追加性の決定およびベースライン

CDM／CER プロジェクトごとの追加性テスト。追加性は規制超過テスト（訳注：プロジェクトの

実施が単なる規制の遵守ではないか）に加えて、1)投資（財政的）追加性テス

ト、又は、2)障壁テスト、及び、3)一般慣行テストによって立証される。 Climate Action Reserve（CAR）／CRT

追加性は、規制超過テストに加え、規格化された追加性の要件（通常はパ

フォーマンス基準）とベースラインを使って立証される。 Voluntary Carbon Standard（VCS）／VCU

追加性は、規制超過テストに加え、以下のうち１つのテストによって立証される。

1)プロジェクトテスト（即ち、CDM の追加性テスト） 2)認められたパフォーマンス基準、或いは 3)技術テスト（即ち、ポジティブリスト）

American Carbon Registry（ACR）／ERT

追加性は、 1)認可を受けたパフォーマンス基準及び規制超過テスト、又は、 2)規制超過テスト、一般慣行テスト、障壁テスト（即ち、組織的、財政的、技術

的）を利用して実証される。 シ カ ゴ 気 候 取 引 所

（CCX）／CFI 追加性は、規制超過テスト、一般慣行テスト、直近プロジェクトテストに基づく。 ベースラインは、プロジェクトごとに決められるか、パフォーマンス基準による。

ニューサウス・ウェールズ

州 の 排 出 量 取 引 制 度

（NSW GGAS）／NGAC

追加性は、適格性要件（即ち、ポジティブリスト）によって対処され、ベースライ

ン・シナリオは、プロジェクトごと、技術の種類ごとの規制の中で確立される。

ベースラインは一般にパフォーマンス基準として表される。

出典：Electric Power Research Institute “A Comparison of Greenhouse Gas Emissions Offsets. Project

Development and Approval Processes” (2010 年 6 月)24

あるいは、一般慣行（コモン・プラクティス）分析を行い、 近建設された高効率な発電所の浸透

率に基づいて、追加性を立証することも考えられる。いずれにしても、誰がどこで線引きをするのか

が難しいが、二国間クレジットであれば、二国間の協議によって決定することが可能であろう。

24 EPRI は米国の電力会社が資金を拠出して運営している大規模な研究機関。原文は以下よりダ

ウンロード可能 http://globalclimate.epri.com/doc/EPRI_Offsets_Wrkshp8_Background%20Paper_Offset%20Dvlpmnt%20%26%20Approval%20Processes_Final2_063010_Locked.pdf

7.3.4. 削減量算定方法のオプション

排出削減量の算定式は以下の通り：

プロジェクト排出量は燃料消費量に燃料の排出係数を掛けて算出する。

PEy FFi,y NCVi,yi

EFFF,CO2

ここで

PEy = y 年におけるプロジェクト排出量 (t- CO2)

FFi,y = y 年におけるプロジェクト発電所で燃焼される燃料種 i の量 (質量あるいは容

積／年)

NCVi,y = y 年における燃料種 i の加重平均の低位発熱量 (GJ／質量あるいは容積)

i = y 年におけるプロジェクト発電所で使われる化石燃料の種類

EFFF,CO2 = プロジェクト及びベースラインで使われる化石燃料の CO2 排出係数 (t-

CO2/GJ)

ベースライン排出量は、下記のようにプロジェクトの発電所で生成される電力（EGPJ,y）にベースラ

インの CO2 排出係数（EFBL,CO2,y）を掛けることによって計算される。

CO2BL,ymain_FF,PJ,y EFEGBE

ここで、

BEy = y 年におけるベースライン排出量(t- CO2)

EGPJ,main_FF,y = y 年における主化石燃料の使用によるプロジェクト発電所の送電端発電量

(MWh)

EFBL,CO2 = ベースライン排出係数 (t-CO2/MWh)

7-38

ベースライン排出係数のオプションは次の 2 つとする。

［検討オプションＢ］

CDM「電力システムに関する排出係数計算ツール」に従った BM。

ただし、算出は石炭火力発電所に限定する。

［検討オプションＣ］

J-MRV004 に従って算出される、ベトナムの石炭火力の平均排出係数。

IE から入手した 2009 年のデータを使った試算結果は以下の通り：

7-39

7.3.4.1. Vung Ang 3 (600MW x 4) 1 基あたりの試算結果

プロジェクトの年間出力

ユニット出力 600 MW

設備利用率 75 %

プロジェクトの年間出力 3942 GWh

プロジェクト排出量

プラント効率 44.5 % （LHV, 発電端）

プロジェクトの燃料消費量 161.4 万トン （輸入炭）

想定炭発熱量 4,700 kg/kcal （LHV）

石炭による発電に伴う CO2 排出係数 94.6 kg- CO2/TJ （IPCC）

プロジェクト排出量 3,196,295 t- CO2

発電原単位 0.811 t- CO2/MWh

ベースライン排出量・排出削減量

［検討オプションＢ］

CDM ツール

（同種燃料）

［検討オプションＣ］

J-MRV

（同種燃料 OM）

BM IEA 実際のデータ

2006～09 年の 5 基が対

象 －

1975～2009 年の

全 20 基が対象

CO2 排出量合計 1,757,533 13,299,126 t- CO2

送電量合計 1,603,188 11,420,639 MWh

発電の CO2 排出係数 1.096 0.988 1.164 t- CO2/MWh

ベースライン排出量 4,321,511 3,894,696 4,590,387 t- CO2

排出削減量 1,125,216 698,401 1,394,092 t- CO2

7-40

7-41

7.3.4.2. Binh Dinh 2&3 (1,000MW x 2) 1 基あたりの試算結果

プロジェクトの年間出力

ユニット出力 1,000 MW

設備利用率 75 %

プロジェクトの年間出力 6570 GWh

プロジェクト排出量

プラント効率 44.5 % （LHV, 発電端）

プロジェクトの燃料消費量 269 万トン （輸入炭）

想定炭発熱量 4,700 kg/kcal （LHV）

石炭による発電に伴う CO2 排出係数 94.6 kg- CO2/TJ （IPCC）

プロジェクト排出量 5,327,159 t- CO2

発電原単位 0.811 t- CO2/MWh

ベースライン排出量・排出削減量

［検討オプションＢ］

CDM ツール

（同種燃料）

［検討オプションＣ］

J-MRV

（同種燃料 OM）

BM IEA 実際のデータ

2006～09 年の 5 基が対

象 －

1975～2009 年の

全 20 基が対象

CO2 排出量合計 1,757,533 13,299,126 t- CO2

送電量合計 1,603,188 11,420,639 MWh

発電の CO2 排出係数 1.096 0.988 1.164 t- CO2/MWh

ベースライン排出量 7,202,518 6,491,160 7,650,645 t- CO2

排出削減量 1,875,359 1,164,001 2,323,486 t- CO2

表 7.3.3 試算に利用した IE のデータ（2009 年）

発電所名 所有者 運開年 所在地 グリッド 定格

容量

(MW)

発電端

効率

(HHV)

石炭

発熱量

(kcal/kg、

HHV)

発電端

発電量

(GWh)

送電端

送電量

(GWh)

石炭

消費量

(千トン)

EFCO2

(kg CO2/TJ)

IPCC

デフォルト値

CO2

排出量

Pha Lai 1 EVN 1983-1987 Hai Duong North 4x110 30.57% 4,981 2,907 2,681 1,642 94,600 3,239,001

Pha Lai 2 EVN Unit 1-

May 2002

Unit 2

Oct 2002

Hai Duong North 2x300 36.45% 5,169 4,450 4,103 2,031 94,600 4,157,736

Uong Bi 1 EVN 1975-1977 Quang Ninh North 50+55 21.78% 5,231 741 683 559 94,600 1,158,312

Uong Bi

extension No.1

EVN Dec-06 Quang Ninh North 300 38% 5,094 897 827 399 94,600 868,399

Ninh Binh EVN Before 1995 Ninh Binh North 4 x 25 21.12% 5,298 757 698 582 94,600 1,220,457

Na Duong Vinacomin May-05 Lang Son North 2 x 55.5 33.94% 3,935 710 654 457 94,600 712,038

Cao Ngan Vinacomin Feb-06 Thai Nguyen North 2 x 57.5 32.13% 4,980 805 743 433 94,600 853,738

Formosa FORMOSA

Co.Ltd

Mar-04 Dong Nai South 160 35.00% 6,408 1,083 999 415 94,600 1,054,048

Son Dong Vinacomin Mar-09 Bac Giang North 2x110 34.56% 5,500 36 33 16 94,600 35,396

7-42

7.3.5. MRVのオプション

二国間クレジットにおいて、プロジェクトの計画あるいは実績について、第三者機関による有効

化審査や検証を行うべきか、検証をどこまで精緻に行うか、これらの決定は二国間政府による協議

を必要とする。

参考に他の主要なオフセットプログラムにおける有効化審査・検証手続きを比較した表を表

7.3.4に示す。

表 7.3.4 主要なオフセットプログラムにおける有効化審査・検証手続き

オフセットプログラム ／オフセットユニット

有効化審査および検証手続き

CDM／CER CDM 理事会（EB）によって認定され、プロジェクト申請者からの委託を受け

た、独立した第三者監査機関（DOE）による有効化審査。EB による有効化

審査報告書のレビュー及び承認を経て、プロジェクトが登録される。排出量

削減量の検証及び認証については、プロジェクト申請者が別の DOE に委

託し、EB に対して CER の発行を要請する。 Climate Action Reserve（CAR）／CRT

CAR は、プロジェクトの適格性を決定するために、合理的な「リスト化」プロ

セスを使用する（CAR の下での有効化審査を含む）。削減量の検証は、定

型化されたレポートを CAR にアップロードするという方法で（プロジェクト申

請者からの委託に基づき）、認可された ISO 認証済みの検証機関が実施

する。検証が認められると、CAR によって CRT が発行される。 Voluntary Carbon Standard（VCS）／VCU

VCS 協会はプロジェクトのレビューを行わない代わりに基準を定め、この基

準に基づいて VCS が認める機関がプロジェクトを評価する。プロジェクト申

請者が登録、及び／又は、VCU 発行申請のために、プロジェクトを提出し

た時点で、VCS が認可した有効化審査機関及び検証機関が実施する有

効化審査及び検証は、VCS への登録によって完了したことが確認される。

American Carbon Registry（ACR）／ERT

有効化審査は、ACR によるプロジェクトレビューによって実施され、第三者

機関によるレビューは行われない。（プロジェクト申請者からの委託に基づ

き）認可された ISO 認証済みの独立した第三者検証機関によって、ACR 基

準を満たしていることを確認する検証が行われた後、ACR がプロジェクトを

レビューする。ACR は、いかなるプロジェクトも却下する権利を有する。 シ カ ゴ 気 候 取 引 所

（CCX）／CFI 有効化審査は、CCX によるプロジェクトレビューのみが実施され、第三者機

関によるレビューは行われない。認可された独立した第三者機関による検

証が行われた後、CCX および金融取引業規制機構（FINRA）がプロジェク

トのレビューを行い、検証が承認されると CCX が CFI を発行する。 ニューサウス・ウェールズ

州 の 排 出 量 取 引 制 度

（NSW GGAS）／NGAC

プログラムの管理者（IPART）は、プロジェクトの適格性をレビューし、リスク

評価に基づき検証頻度を決定する権利が与えられている。NSW GGASは、監査人の第一義的な注意義務は、管理者に対するものであることを明

らかにする文言を入れている。

出典：Electric Power Research Institute “A Comparison of Greenhouse Gas Emissions Offsets. Project

Development and Approval Processes” (2010 年 6 月)

7-43

7-44

7.3.6. 持続可能な発展への貢献の評価オプション

持続可能な発展は、途上国にとって排出削減よりも急務な課題である。CDM ではこの観

点を十分に活かせていないために、大規模な排出削減量が発生するプロジェクトへの視線

が厳しくなりがちである。USC の新設プロジェクトが CDM で積極的に評価されない理由も

ここにあると考えられる。再生可能エネルギーの促進が阻害されることへの懸念が CDM 理

事会にあり、方法論の承認に消極的であったことは既に述べた。方法論は承認されたもの

の、この懸念が解消したわけではない。二国間クレジットでは、両政府の議論の下で、再

生可能エネルギーの促進を阻害しないことをチェックリストにすることが検討可能である。

あるいはエネルギーの安定供給や雇用の創出、環境の改善（SOx・NOx の削減や石炭灰の削

減）、技術移転（運用面の知識や技術の向上を含む）につながった場合に高い評価が得られ

るような評価手法の開発が必要であろう。

これにより、日本の貢献がより可視化され、クレジットの質の向上及び国際的な受容性

の向上につながるのではないだろうか。

7.3.7. オプションのまとめと課題

これまでに検討した結果を表 7.3.5にまとめた。

表 7.3.5 既存の方法論と提案するオプションの比較

ACM0013 J-MRV004 提案するオプション

特徴 ・ 国際的に認められている

・ モニタリング方法がしっかりしている

・ 適用範囲が広い。シンプル

・ ベースライン・シナリオを特定する必

要がなく、ベースライン（現状の水準）

の算定が明確

－

課題 ・ 中国・インド以外の多くの国では適用できない

・ ベースライン・シナリオの特定に不確実性があるた

め、必要以上にコンサバティブさが求められる

・ 審査に時間がかかる

・ 日本のみで通用

・ モニタリング方法がほとんど定められ

ていない

－

適用条件 ・ 補助燃料は 3%未満

・ コジェネは対象外

・ データの入手可能性

・ ベースラインの燃料がその国の電源の 50%以上を占

めること

・ コジェネは対象外 ・ ACM0013 のうち、「ベースラインの燃料がその

国の電源の 50%以上を占めること」は不要

・ ほかに、「補助燃料は 3%未満」「データの入手

可能性」の条件は要検討

バウンダリー ・ プロジェクトにより影響を受ける排出源すべてが含ま

れる

・ プロジェクト発電所のみ ・ プロジェクトにより影響を受ける排出源すべて

が含まれる

ベースライン・

追加性

・ 個別プロジェクトごとに評価

・ ベースライン・シナリオの特定が必要

・ 「追加性立証ツール」を使用

・ 平準化コストによる投資分析

・ 現状水準をベースとするパフォーマ

ンス基準による評価

・ ベースライン・シナリオの特定は不要

・ 個別プロジェクトごとの追加性のほかに、パ

フォーマンス基準による評価、一般慣行障壁

による評価など

削減量算定方

法

・ ベースライン排出係数は も可能性の高いベースラ

イン・シナリオの排出係数とプロジェクトの発電所と

同じ燃料を使用する上位 15％の排出係数のいずれ

か低い方

・ ベースライン排出係数は全電源平均

を原則とするが、燃料等に制約があ

れば、同種燃料の排出係数も選択可

能

・ 基本的な式は ACM0013 と同じ

・ ベースライン排出係数は以下の 2 つがオプショ

ン：

［検討オプションＢ］

・ CDM「電力システムに関する排出係数計算

ツール」に従った石炭火力発電の BM

［検討オプションＣ］

国平均の石炭火力の排出係数

7-45

7-46

MRV ・ QA/QC 手順等、厳密 ・ 低限モニタリングが必要なパラメー

タが記載されている

・ 検証の基準や範囲、保証水準について、二国

間による協議が必要

持続可能な発

展への貢献 ・ あいまいなままホスト国に一任されている。 ・ 特になし ・ 再生可能エネルギーの促進を阻害しないこと

のチェックリスト化 ・ エネルギーの安定供給や雇用の創出、環境

の改善（SOx・NOx の削減や石炭灰の削減）、

技術移転（運用面の知識や技術の向上を含

む）につながった場合に高い評価が得られる

ような評価手法の開発。

第8章 資金調達の見通し、円借款適用の可能性および円借款適用に

向けた具体的なアクションプラン

8.1. ファイナンスの検討

8.1.1. ファイナンスの概要

ベトナムにおける USC 石炭火力発電所の新規開発を推進する為のファイナンス・スキームに関

し、想定されるものとしては下記が考えられる。

① 円借款（国際協力機構／JICA）

② 輸出金融（国際協力銀行／JBIC）

③ Viability Gap Funding（VGF）や官民連携（PPP）を想定した、ファイナンス応用型のスキー

ム

円借款と輸出金融は発電所建設などのプロジェクトへの融資制度として、従来からある制度であ

り、数多くのベトナム案件にも適用されている。

一方、VGF や PPP 型のファイナンス応用型スキームはその適用例は少なく、検討課題もあるが、

今後の可能性として記述する。

8.1.2. 円借款

8.1.2.1. 円借款の概要

円借款は発電所開発に限らず、途上国での大型インフラ開発案件のファイナンス・スキームとし

て用いられており、通常、有償資金となっており、政府直接借款であり、低金利で返済期間の長い

緩やかな条件(譲許的な条件)で、開発途上国に対して開発資金を貸付ける形態の援助である。

開発途上国に対する援助を行うにあたっては、贈与に加え、開発途上国に借款を供与し、返済

義務を課すことによって、その国の自助努力を一層促すことができると考えられている。

円借款の対象となっているのが、道路、鉄道、橋の建設・整備などの陸運分野、港湾などの海運

分野、発電所や送電施設等の電力分野など、いわゆる「経済インフラ部門」に対するプロジェクト借

款が円借款全体に占める比率(金額ベース)は 50％を超えており、円借款の大部分を占めている。

しかし近年は、灌漑などの農業分野、上下水道整備や植林事業などの環境分野、農村開発の

ためのマイクロ・クレジット、留学生借款などの人造り分野など多様な分野にも円借款が供与されて

8-1

いる。

ベトナムにおいても、円借款の対象は道路、鉄道、橋の建設・整備などの陸運分野、港湾などの

海運分野、発電所や送電施設等の電力分野など、いわゆる「経済インフラ部門」に対するプロジェ

クト借款が多い。

8.1.2.2. 円借款の種類

円借款の種類としては、大きく分けて「プロジェクトタイプ」と「ノン・プロジェクトタイプ」の 2 種類に

分類される。

「プロジェクトタイプ」の借款は前述の如く、円借款の主要な形態で、プロジェクトに必要な設備、

機材、土木工事、コンサルティングサービスなどに必要な資金を融資するものである。

その中には、エンジニアリング・サービス借款として、プロジェクトの実施に先立ち、プロジェクト形

成や入札の準備作業(エンジニアリング・サービス)などコンサルタントを行う作業を対象にその資金

を融資するものもある。

また、開発金融借款(ツーステップ・ローン)として、相手国の中小企業や農業など民間部門への

政策金融の為の資金を融資するもので、借入国側の政府金融機関を通して行われるものもある。

USC 石炭火力発電プロジェクトに関わる円借款スキームでは、プロジェクトタイプの借款として、

発電所本体の開発に対するファイナンスと、エンジニアリング・サービス（E/S）借款として、案件実

施に必要となる詳細な調査・設計業務に対するファイナンスが適応されると考える。

「ノン・プロジェクトタイプ」の円借款として、灌漑などの農業分野、上下水道整備や植林事業など

の環境分野、農村開発のためのマイクロ・クレジット、留学生借款などの人造り分野など多様な分

野にも供与されている。

8.1.2.3. 円借款の条件

円借款の条件としては、「通常の円借款」と気候変動問題に対応する日本独自の政策対応とし

て 2008 年に打ち出されたクールアース・パートナーシップ資金メカニズムによって新設された「気

候変動対策円借款」(2008 年より 5 年で約 5,000 億円規模）の 2 つがある。

(1) 通常の円借款

通常の円借款では、日本政府は、対象国の所得水準等種々の要素を考慮して借款条件を決定

しており、平成 23 年 2 月現在での供与条件全体は表 8.1.1の通りであるが、ベトナムは所得階層

において貧困国(一人当たりGDP975 米ドル以下)に位置付けられる（表 8.1.2）ため、具体的な融

資条件は、貧困国カテゴリーの条件となる。

8-2

8-3

借款の条件としては、一般条件、優先条件、STEP（本邦技術活用条件＝タイド借款）の 3 つの

条件があるが、各プロジェクトに対し、どのスキームを適用するかは、借手であるベトナムの要請意

向と日本政府の案件内容評価（地球環境／気候変動対策の観点から本件がどの程度の政策意

義、効果があるかを評価）による。

本 F/S の対象である USC 石炭火力発電所は、その技術が比較的新しい事もあり、要請自体がど

の途上国からもまだ上がってないが、一般条件は当然として、前述したが、地球環境／気候変動

対策の観点や日本が誇る世界 高効率の USC 石炭火力発電技術の活用の観点から STEP 条件

に質すると判断される可能性もあると思料する。

なお、一般条件、優先条件、STEP において「オプション」があるが、これは償還期間及び償還据

置期間を短縮する代わりに金利水準を下げると言う考え方に基づくもので、借手の途上国の意向

が尊重され、「借手途上国のオプション」となっている。

通常円借款の金利水準は貧困国カテゴリーでは、以下の通りである。（償還期間等に差異）

一般条件 1.20～0.65％

優先条件 0.55～0.30％

STEP 0.20～0.10％

尚、何れの場合においても本体部分のコンサルティングサービス部分の金利は 0.01％が適用さ

れる。

また、融資対象金額の範囲は、通常プロジェクトコストの 85%であるが、STEP の場合は 100%カ

バーが可能である。

(2) 気候変動対策円借款

気候変動対策円借款スキームの枠組みとしては、前述の通常の円借款とほぼ同じであるが、基

本的な金利水準が大きく下がる（表 8.1.3）。

例えば、ベトナムの場合、通常の円借款の一般条件／基準の金利が 1.20%に対して気候変動

対策円借款のアンタイド25／基準金利が 0.25%と 0.95%低い。

また、通常の円借款の場合では償還期間 30 年／据置 10 年に対し気候変動対策円借款では

40 年／10 年と更に借手有利になっている。

タイド・ローンである STEP に関しても通常の円借款の場合は基準 0.2％に対し気候変動対策円

借款は基準金利で 0.1％と半分である。（償還期間は 40 年／10 年で同じ。）

ベトナムは貧困国カテゴリーであるので、金利水準は以下の通りである。(償還期間に差異)

25気候変動対策円借款の場合、対象案件が特定される為、通常の円借款のように一般条件、優先条件

の区別は無く、アンタイドかタイド(STEP)で分けられる

アンタイド 0.25～0.10％

ＳＴＥＰ 0.10％

なお、償還期間と据置期間を各 40 年／10 年と条件付けた場合、金利条件は以下となる。

通常の円借款;

一般条件 N/A

優先条件 0.55%（基準）

ＳＴＥＰ 0.20%（基準）

気候変動対策円借款;

アンタイド 0.25%（基準）

ＳＴＥＰ 0.10%（基準）

上述の通り、タイド／アンタイドを考慮せず、単純に融資条件を比べた場合、借手のベトナムに

とって も緩やかな融資条件は、気候変動対策円借款の STEP 0.10%・40 年／10 年であるが、一

方で、タイド借款に関しては OECD の公的輸出信用アレンジメントで原則禁止となっており、本件

は基幹系統につながる事が想定される事から STEP の適用は地球環境／気候変動対策の観点、

日本が誇る世界 高効率の USC 石炭火力発電技術の活用の観点をハイライトする必要があると

考える。

以上のことより、現実的な線で も良い融資条件は、気候変動対策円借款アンタイド基準の

0.25%、40 年／10 年ではないかと思われる。

USC 石炭火力技術によって達成される温暖化ガス排出量削減効果、省エネ効果等が気候変動

対策円借款の対象の制度の趣旨に合うものと考えられ、適用可能性はあるものと考える。

8.1.3. 輸出金融

8.1.3.1. 輸出金融の概要

輸出金融は日本国内で生産／製造された機材／設備等を途上国に輸出、または、日本の技術

提供(調査、設計、コンサルティング、土木建設工事等）を提供する場合、必要な資金を融資するも

のである。

機材／設備等とは、発電／送配電設備、製鉄所／精油所／石油化学／肥料／セメントなどの

プラントや建設機械、鉄道、航空機、船舶等が対象となる。

また、輸出支援を制度の主旨とするため、本邦からの輸出額がプロジェクトコストの 30%以上とい

うのが目安のガイドラインとなっている。

8-4

直接融資の形としてバイヤーズ・クレジット（Buyer’s Credit；以下、B/C）、バンクローン（Bank

Loan； B/L）の２つがあるが、B/C は海外の輸入者に貸し付け、B/L は海外の金融機関に貸し付け

更にその資金を原資に海外の輸入者に対し国内転貸の形で資金が貸し付けられる。

融資契約にあたっては相手途上国の政府保証を要求されるケースが多く（ベトナム EVN が顧客

の場合も政府保証が必要となる見込み）、リスクの観点からはソブリン・リスク扱いとなる。

8.1.3.2. 輸出金融の融資条件

(1) 基本的融資条件

基本的融資条件は OECD 公的輸出信用アレンジメントに従って決定される。

融資対象金額の範囲は、フォーリンポーションから頭金 15%を除いた 85%部分。ローカルコスト

に関しては原則融資対象外であるが、フォーリンポーションの 大 30%の範囲で融資対象に含め

る事が可能である。JBIC の融資割合の上限はカテゴリーⅠ国 50%、カテゴリーⅡ国 60%であり、

残りの部分は市中銀行の協調融資となる。(ベトナムはカテゴリーⅡ)

JBIC が融資可能な通貨は、円と米ドル、ユーロである。

(2) 償還期間

資本財・プラントに対する融資の償還期間はカテゴリーⅠ向けで 長 5 年、カテゴリーⅡ向けで

長 10 年であるが、原子力以外の発電プラントについては国カテゴリー分類にかかわらず 長 12

年まで可能である。

(3) 金利

金利については円建て融資とドル建て融資では仕組みが異なる。

円建て融資の場合は、JBIC ポーションと市中銀行ポーションの金利が合成され、輸入者に対し

ては一つの条件で提示され、市中貸出金利 (Commercial Interest Reference Rate；以下、CIRR)と

呼ばれる各輸出信用機構（Export Credit Agency；ECA）共通の通貨別ガイドラインに借入国のリス

ク・プレミアムを加えた固定金利となる。

CIRR に関しては、円金利の場合、2011 年 2 月現在で、下記条件となっている。

償還期間 5 年以下 1.28%

5 年以上 8.5 年以下 1.48%

8.5 年超 1.77%

市中銀行は自行の計算に基づきロンドン銀行間取引金利（London Inter-Bank Offered Rate；以

下、LIBOR）＋スプレッドで条件提示を行うが、JBIC が自行の金利率で調整して、輸入者には上

8-5

記固定レートで提示する。CIRR は通常、成約時に決定されるが入札時に金利を固定する場合は

CIRR に 0.2％が加算された金利となる。

ドル建て融資の場合は、JBIC ポーションと市中銀行ポーションの金利率が別々に提示される。

JBIC ポーションは円建て同様に CIRR＋JBIC リスク・プレミアムを加えた固定金利となる。一方、市

中銀行ポーションは自行の計算に基づき 6 カ月 LIBOR+スプレッドの形式で提示される。

ベトナム向け12 年の円建て B/Cの金利を試算した場合、現時点ではおよそ3.25%（CIRR 1.77%

＋リスク・プレミアム 1.48%）となると考えられる。

なお、ドル建て金利は、ベース金利である 6 カ月 LIBOR のを適用する

(4) リスク・プレミアム、その他のコスト

輸入者が負担する主な金融費用には、金利以外に、リスク・プレミアム、NEXI 保険料,コミットメン

トフィー、アップフロントフィーなどがある。

リスク・プレミアム料率は、「up-front の料率」で、貸出期間 3 年、償還期間 10 年を前提としたもの

であり、表示の料率がそのまま金利に加算されるものではない。

実際の仕上がりレートは JBIC に確認する必要がある。

その他の注意点として、担保・保証、融資スキーム等に応じて別途プレミアムが加算される。

コミットメントフィーはコミットされた金額の内で未使用部分に対して賦課される。JBIC はコミットメ

ントフィーをとらないが、市中銀行が市中銀行ポーションに対して年率 0.5%程度とるので、全体の

未使用金額に対してコミットメントフィーは年率 0.2%程度（市中銀行ポーションが 40%の前提）とな

る。

アップフロントフィーも市中銀行のみ要求する。輸入者、輸入国のリスクに応じて市中銀行が計

算するため、水準については市中銀行に確認する必要がある。

8.1.4. Viability Gap Funding(VGF)、官民連携(PPP)等について

8.1.4.1. VGF

VGF は、プラントコストが高額なため商業採算ベースに乗らない部分を公的支援で埋めて採算

を確保し、プロジェクトを実現させるためのファイナンス支援スキームである。

公的資金の投入例としては、プラントや設備建設コストに対する補助金等の支援、或いは、卸電

力料金等に対する補助金等である。

具体的なスキームとして、無償資金協力の形式と、円借款を用いたセクターローン形式が考えら

れる。

無償資金協力の形式の一例として、タジキスタンでパミール電力会社（IPP）に対し、スイス政府

が年限を設けて売電単価と発電単価の差額を補助金として拠出し、徐々に電力料金を引き上げる

8-6

という手法があり、タジキスタン・モデルとして認識されている。

セクターローンの形式の場合、円借款の一つであるが、発電所などの本体建設に対する円借款

とは別に更に有利な政策支援ローンを投入する事により本体建設の金利負担軽減を図る狙いで、

VGFを原資に発電事業体に対して資金級出を行うやり方、あるいは、VGFを原資に電力料金の補

助金とするやり方等が考えられる。

日本の優れた技術である USC 発電プラントの輸出振興と普及、温暖化ガス削減、電力供給体

制の強化等に日本政府が政策意義を認めれば、モデル的に供与は可能と思料する。

また、二国間オフセット・メカニズムは VGF 的性格を持っている。

これは、排出量が低減された温暖化ガス量を「排出枠」として認め、日本側需要者が買い取ると

いう仕組みであるが、削減量／排出枠の認定方法、モニタリング、単価、帰属割合等の詳細事項

は、今後の二国間交渉によるが、現状、日本政府はベトナムと既に交渉を開始している。

USC 石炭火力発電所がこの二国間オフセット・メカニズムの対象となる可能性は強く、実際に排

出枠を認定して日本側が買い取るとなれば、ベトナム政府は二国間クレジット代金を受け取ること

ができ、それらをプラントコストの補填や借款の返済原資、あるいは電力料金の補助金等に使うこと

が可能となり、ファイナンスの有力なスキームになると考えられる。

8.1.4.2. PPP

官民連携（PPP）については、プロジェクトに関わるコストとリスクを官と民とで応分の負担で取りあ

う形態のファイナンス・スキームであり、ベトナムにおいては古くは Phu My 発電所開発案件があり、

近では Nghi Son 1／Nghi Son 2、Cai Mep・Thi Vai 港、Lach Huyen 港の開発などにもその考え

方が見られる。

PPP 方式を発電案件に適用した場合、第一期で発電所本体とその付帯設備である港湾、道路、

変電／送配電設備等をコモン・ファシリティーとして円借款等で公的に開発し、第二期以降の国営

並びに民間事業者（IPP 事業者や EVN、PVN、Vinacomin 等の発電事業者）の発電事業負担(ス

コープ)を軽減することで事業採算を確保するスキームが考えられる。

さらに、石炭火力用石炭積上げ港湾開発もあわせて行う場合は、基礎的なバース、航路等の浚

渫、電力、水等の基本的インフラを公的に開発し、陸地上のガントリー・クレーン等のコンテナ・ハン

ドリング資機材と管理システム、事業運営ノウハウは事業権を獲得した国営並びに民間事業者の

発電事業者が独自に揃えるというスキームである。

官民連携であるので、民間の投資／事業運営参画が前提となることは言うまでも無いが、上記

の通り、民間が全て開発するのでは投資金額が過大で商業採算に乗せる事ができない場合に有

効であり、逆に、官側も全てを公的開発金融で賄うには借入途上国の財政負担が大き過ぎて開発

できない場合に民間に一部資金負担をさせる形での解決策となる。

USC 石炭火力発電所の開発を考えた場合、現場予定地の造成、アクセス道路、輸入炭の受け

8-7

入れ港湾や送電線等をコモンファシリィティーとして、ベトナム政府側で整備し、発電所本体の建

設を発電事業者側の負担（借款も含む）という方式が現実的と考えられる。

発電所建設スコープと、官側のスコープをどのように分けるかかが重要であり、今後の検討課題の

1 つである。

表 8.1.1 円借款供与条件

所得段階 一人当たり GNI

（平成 20 年） 条件

基準／

オプション

金利

（％）

償還

期間

（年）

うち据置

期間

（年）

調達条件

うち貧困国 無利子近似 0.01 40 10 アンタイド

基準 0.70 30 10

オプション 1 0.65 25 7

オプション 2 0.60 20 6

一般

条件

オプション 3 0.55 15 5

アンタイド

基準 0.55 40 10

オプション 1 0.45 30 10

オプション 2 0.40 20 6

LDC

優先

条件

オプション 3 0.30 15 5

アンタイド

基準 1.20 30 10

オプション 1 0.90 25 7

オプション 2 0.75 20 6

一般

条件

オプション 3 0.65 15 5

アンタイド

基準 0.55 40 10

オプション 1 0.45 30 10

オプション 2 0.40 20 6

優先

条件

オプション 3 0.30 15 5

アンタイド

貧困国 US$ 975 以下

STEP 基準 0.20 40 10 タイド

8-8

オプション 0.10 30 10

基準 1.40 30 10

オプション 1 0.80 20 6 一般

条件

オプション 2 0.70 15 5

アンタイド

基準 0.65 40 10

オプション 1 0.55 30 10

オプション 2 0.50 20 6

優先

条件

オプション 3 0.40 15 5

アンタイド

基準 0.20 40 10

低所得国 US$ 976 以上

US$ 1,855 以下

STEP

オプション 0.10 30 10

タイド

基準 1.40 25 7

オプション 1 0.95 20 6 一般

条件

オプション 2 0.80 15 5

アンタイド

基準 0.65 40 10

オプション 1 0.55 30 10

オプション 2 0.50 20 6

優先

条件

オプション 3 0.40 15 5

アンタイド

基準 0.20 40 10

中所得国 US$ 1,856 以上

US$ 3,855 以下

STEP

オプション 0.10 30 10

タイド

基準 1.70 25 7

オプション 1 1.60 20 6 一般

条件

オプション 2 1.50 15 5

アンタイド

基準 1.20 25 7

オプション 1 1.00 20 6

中進国 US$ 3,856 以上

US$ 6,725 以下

優先

条件

オプション 2 0.60 15 5

アンタイド

8-9

コンサルティングサービス コンサルティングサービス部分の金利は 0.01％とし、償還期間及び据

置期間並びに調達条件は本体部分と同様とする。

プログラム借款オプション

協調融資の場合は譲許性を確保しつつ、協調融資先の償還期間と

同一にすることができる。また、IMF のプログラムが順調に進んでいる

国及び IDA グラント供与国については、IMF の譲許性基準を満たす

よう供与条件を変更する。

表 8.1.2 円借款における所得階層のカテゴリー

所得段階 一人当たり GNI

（平成 20 年）

うち貧困国

アフガニスタン、イエメン、ウガンダ、エチオピア、エリトリア、カン

ボジア、ガンビア、ギニア、ギニアビサウ、コモロ、コンゴ民主共和

国、ザンビア、シエラオネ、セネガル、ソマリア、タンザニア、チャ

ド、中央アフリカ、ツバル、トーゴ、ニジェール、ネパール、ハイ

チ、バングラデシュ、ブルキナファソ、ブルンジ、ベナン、マダガス

カル、マラウイ、マリ、ミャンマー、モザンビーク、モーリタニア、ラ

オス、リベリア、ルワンダ

LDC

アンゴラ、キリバス、サントメ・プリンシペ、サモア、ジブチ、スーダ

ン、赤道ギニア、ソロモン諸島、バヌアツ、東ティモール、ブータ

ン、モルディブ、レソト

貧困国 US$ 975 以下 ウズベキスタン、ガーナ、キルギス、ケニア、ジンバブエ、タジキス

タン、ベトナム

低所得国 US$ 976 以上

US$ 1,855 以下

インド、エジプト、ガイアナ、カメルーン、コートジボワール、スリラ

ンカ、ナイジェリア、ニカラグア、パキスタン、パプアニューギニ

ア、ホンジュラス、ボリビア、モルドバ、モンゴル

中所得国 US$ 1,856 以上

US$ 3,855 以下

アゼルバイジャン、アルバニア、アルメニア、イラク、イラン、インド

ネシア、ウクライナ、エクアドル、エルサルバドル、カーボヴェル

デ、グアテマラ、グルジア、コンゴ共和国、シリア、スワジランド、タ

イ、中国、チュニジア、トルクメニスタン、トンガ、パラグアイ、フィリ

ピン、ベリーズ、マーシャル諸島、ミクロネシア、モロッコ、ヨルダン

中進国 US$ 3,856 以上 アルジェリア、カザフスタン、グレナダ、コスタリカ、コロンビア、

8-10

US$ 6,725 以下 ジャマイカ、スリナム、セントビンセント・グレナディーン、セントル

シア、セルビア、ドミニカ共和国、ドミニカ国、ナミビア、パナマ、

フィジー、ベラルーシ、ペルー、ボスニア・ヘルツェゴビナ、ボツワ

ナ、マケドニア、南アフリカ、モーリシャス、モンテネグロ、レバノン

表 8.1.3 気候変動対策円借款条件

所得段階 一人当たり GNI

（平成 20 年） 条件

基準／

オプション

金利

（％）

償還

期間

（年）

うち据

置期

間

（年）

調達条件

うち貧困国 無利子近似 0.01 40 10 アンタイド

基準 0.20 40 10 アンタイド

オプション 1 0.15 30 10 アンタイド

LDC

アンタイ

ド

オプション 2 0.10 20 6 アンタイド

基準 0.25 40 10 アンタイド

オプション 1 0.20 30 10 アンタイド

オプション 2 0.15 20 6 アンタイド

アンタイ

ド

オプション 3 0.10 15 5 アンタイド

貧困国 US$ 975 以下

STEP 基準 0.10 40 10 タイド

基準 0.30 40 10 アンタイド

オプション 1 0.25 30 10 アンタイド

オプション 2 0.20 20 6 アンタイド

アンタイ

ド

オプション 3 0.15 15 5 アンタイド

低所得国 US$ 976 以上

US$ 1,855 以下

STEP 基準 0.10 40 10 タイド

基準 0.30 40 10 アンタイド

オプション 1 0.25 30 10 アンタイド

中所得国 US$ 1,856 以上

US$ 3,855 以下

アンタイ

ド

オプション 2 0.20 20 6 アンタイド

8-11

オプション 3 0.15 15 5 アンタイド

STEP 基準 0.10 40 10 タイド

基準 0.60 40 10 アンタイド

オプション 1 0.50 30 10 アンタイド

オプション 2 0.40 20 6 アンタイド

中進国 US$ 3,856 以上

US$ 6,725 以下

アンタイ

ド

オプション 3 0.30 15 5 アンタイド

コンサルティングサービス コンサルティングサービス部分の金利は 0.01％とし、償還期間及

び据置期間並びに調達条件は本体部分と同様とする。

・ STEP（本邦技術活用条件）は、OECD ルール上タイド援助供与可能な条件とし、毎年 1 月 15

日に見直しを行う。

・ オプション金利は、CL 値が基準金利の CL 値を上回らない金利とする。

・ EPSA ソブリン向け融資の場合には、国別カテゴリーに応じ、優先条件が適用される（�LDC

かつ貧困国については、無利子近似が適用される。）

・ EPSA ノンソブリン向け融資のためのアフリカ開発銀行向けツーステップローンの供与条件は、

0.55％、40 年（10 年）が適用される。

・ 所得段階に関わらず、災害復旧に対する融資の供与条件は、0.01％、40 年（10 年）が適用さ

れる。

・ 緊急財政支援円借款の供与条件は、変動金利（円 LIBOR（6 ヶ月））、15 年（3 年）が適用され

る。

8.2. 経済・財務評価検討

8.2.1. 経済・財務評価の方法と条件

経済・財務評価は、Vung Ang 3 と Binh Dinh 2&3 の各サイトに亜臨界圧、超臨界圧、USC の３

つのタイプの石炭火力発電所を建設し 25 年間運営した場合の経済性を総合的に比較、検討を

行った。

経済・財務評価の基本条件を表 8.2.1に、Financeの条件を表 8.2.2に、Vung Ang 3 とBinh Dinh

2&3 のそれぞれのサイト毎の条件を表 8.2.3と表 8.2.4に示す。

8-12

8.2.1.1. 経済・財務評価の基本条件

経済・財務評価の基本条件に関し、諸条件について述べる。

表 8.2.1 経済・財務評価の基本条件

年間稼働時間 6570 時間

石炭価格 US$90/トン

高位発熱量（HHV) 5,000kcal/kg

低位発熱量（LHV) 4,700kcal/kg

卸電力料金 US￠6.60/kWh

運営期間 25 年

二国間クレジット価格 US$10.0/ t- CO2

二国間クレジット買上げ期間 運転開始後 10 年間

(1) 年間稼働時間

日本の USC 石炭火力の年間稼働時間や東南アジアの亜臨界圧石炭火力、超臨界圧石炭火力

の年間稼働時間等を勘案し、ベースロードで 75％の 6,570 時間稼働すると仮定した。

(2) 石炭の条件

想定炭は、高位発熱量が 5,000kcal/kg、低位発熱量が 4,700kcal/kg、水分含有量が 25%の亜瀝

青炭を想定している。

実際には、想定炭に性状が近いインドネシアの亜瀝青炭を使用する事を想定しており、その価

格は、オーストラリアの瀝青炭の価格指標の約 60~70％程度である。今後 5~10 年後の中期的な価

格動向を勘案し、トン当たり US$90／トンと仮定した。

(3) 卸電力料金

EVNの現状の卸電力料金は約US￠4.70～4.80/kWh 程度であるが、運転開始時期並びに輸入

石炭を使用する事を勘案し、現状より約 40%高い、US￠6.60/kWh と仮定した。

8-13

(4) 運営期間

EVN では、発電所の運営期間は通常 25 年間としている。

実際には 25 年間以上の運転が可能であるが、本 F/S では亜臨界圧石炭火力、超臨界圧石炭

火力、USC 石炭火力とも検討ではすべて運営期間は 25 年と想定した。

(5) 二国間クレジット

二国間クレジットは USC 石炭火力のみに適用されると想定した。

二国間オフセットメカニズムは、日本の Best Available Technology(BAT)を途上国に採用して頂く

ことで、当該国の排出削減に貢献するというコンセプトである。石炭火力発電において、SC と比べ

て高効率で排出削減量が大きい USC が BAT であることから、USC を二国間オフセットメカニズム

の対象とすることとした。

クレジット価格については、現在の京都議定書ベースの排出権の価格を参考にしつつ、二国間

クレジットの市場流通性（日本国でのみ有効）をも勘案し、t- CO2 当たり US$10 を想定した。

買上げ期間に関しては、現状規定がない。

一方、今後高効率の石炭火力が順次建設されていく事を勘案すると運転開始後 CO2 削減効果

は、次第に下がって行くと予想される。これらのことより、二国間クレジットの買上げ期間は 10 年程

度が妥当と思料される。

8.2.1.2. ファイナンスの条件

経済計算に使用したファイナンスの条件は表 8.2.2である。

表 8.2.2 ファイナンスの条件

ファイナンスの種類 B/C 円借款

金利 3.25%P.A. 1.40%P.A.

返済猶予期間 N.A. 10 年間

返済期間 12 年間 30 年間

返済方式 半年賦元本均等返済

8-14

(1) ファイナンスの種類

発電所建設といったプロジェクトには、JBIC の輸出信用と円借款の 2 通りのファイナンスの適用

が考えられる。

発電効率が通常レベルあるいは若干効率が良いレベルで建設コストも通常レベルで、ある程度

の投資効率が確保されると想定される亜臨界圧石炭火力発電所や超臨界圧石炭火力発電所で

は、円借款を供与する蓋然性が乏しいため、通常の輸出信用ベースのB/Cが供与される可能性が

高いと考える。

一方、発電効率が 高であり、環境へのインパクトも少ないものの、建設コストがやや高く投資効

率（プロジェクトの内部収益率）が低くなる可能性のある USC 石炭火力発電所の場合は、円借款が

適用されれば、プロジェクトの実効性が高まることより、供与される蓋然性は高いと考える。

(2) 金利

金利に関しては、円借款の金利は8.1.2.3項、輸出金融の金利は8.1.3.2項に記述した。

経済計算では、円借款は現状では年率 1.2％であるが、ベトナム政府内の慣例を勘案し、EVN

が支払う金利は 1.4%とした。

また、輸出金融では、現在の金利水準に照らし合わせ、JBIC と市中銀行との協調融資を勘案し、

合成金利として 3.25%とした。

(3) 返済猶予期間、返済期間、返済方法

返済猶予期間、返済期間、返済方法に関しては、OECDガイドラインで規定されており、それら

の条件（表 8.2.2）にて経済計算を行った。

8.2.1.3. Vung Ang 3、Binh Dinh 2&3 のサイト条件

経済計算に使用したVung Ang 3 サイトの条件を表 8.2.3に、Binh Dinh 2&3 サイトの条件を表

8.2.4に示す。

8-15

表 8.2.3 Vung Ang 3 サイト条件

亜臨界圧石炭火力 超臨界圧石炭火力 USC 石炭火力

2400MW 2400MW 2400MW 発電端出力

600MW x 4 ユニット

送電端出力 2256MW 2256MW 2256MW

発電効率(LHV ベース) 41.0% 42.5% 44.5%

発電所建設コスト US$1050/kW US$1150/kW US$1400/kW

年間 O&M コスト US$88.2Mil/年

ファイナンスの種類 B/C B/C Yen Credit

工事期間 ユニット 1,2; 45 か月, ユニット 3,4; 50 か月

二国間クレジットトン数 適用外 適用外. 451 万 t- CO2/年

表 8.2.4 Binh Dinh 2&3 サイト条件 （各プロジェクト）

亜臨界圧石炭火力 超臨界圧石炭火力 USC 石炭火力

2,000MW 2,000MW 2,000MW 発電端出力

1,000MW x 2 ユニット

送電端出力 1,880MW 1,880MW 1,880MW

発電効率(LHV ベース) 41.0% 42.5% 44.5%

発電所建設コスト US$1,050/kW US$1,150/kW US$1,400/kW

年間 O&M コスト US$73.5Mil/Year

ファイナンスの種類 B/C B/C Yen Credit

工事期間 ユニット 1 ; 50 カ月, ユニット 2 ; 55 カ月

二国間クレジットトン数 適用外 適用外. 376 万 t- CO2/年

8-16

(1) 出力

出力に関しては、ベトナム側で計画している値を発電端出力とし、所内の補機動力を 6％と見込

み、送電端出力を仮定し、経済計算に用いた。

(2) 発電効率

発電効率に関しては、日本の重電メーカーから提出された値を基に、想定炭、サイト状況、類似

案件等を考慮して算出した。

(3) 発電所建設コスト

発電所建設コストに関しても、日本の重電メーカーから提出された値を基に、想定炭、基本仕様、

並びに、 近の海外での発電所建設コストを加味して算出した値である。

(4) 発電所 O&M コスト

発電所 O&M コストは、ベトナムや他国での複数の亜臨界圧石炭火力発電所の実績を踏まえ、

建設コストの約 3％とした。

超臨界圧石炭火力発電所と USC 石炭火力発電所の O&M コストは起動時間が亜臨界圧石炭

火力発電所と比較し、短時間で済むことや石炭消費量、燃焼灰処理量も少ないことより、O&Mコス

トが亜臨界圧石炭火力発電所以上となる可能性は少ないため、同一コストと仮定した。

(5) 工事期間

発電所の工事期間は、日本の重電メーカーから提出された値、及びベトナム側の要望を考慮し

た上で、海外における様々な建設実績を踏まえて算定した。

(6) 二国間クレジット

日本の高効率発電技術の適用を考え、二国間クレジットは USC 石炭火力発電所のみ該当する

と仮定した。

獲得されるクレジットは、方法論のオプションB（7.2.4.2項）を適用すると、Vung Ang 3 では年間

451 万t- CO2 となり、Binh Dinh 2&3 では年間 376 万t- CO2 となり、この数値を経済計算に用いた。

また、経済計算ではベトナムと日本の取り分を 50%/50%とし、収益計算には、それぞれサイトで

生ずる CO2 クレジットの売却収益を用いた。

8-17

8.2.2. ベースケースの経済・財務評価とパラメータスタディー

8.2.2.1. ベースケースの経済・財務評価

8.2.1項に記述した条件の、亜臨界圧石炭火力、超臨界圧石炭火力、USC石炭火力のベース

ケースの内部収益率と主要コストの計算結果を表 8.2.5（Vung Ang 3）と表 8.2.6（Binh Dinh 2&3）

に示す。

表 8.2.5 Vung Ang 3 サイトの亜臨界圧石炭火力、超臨界圧石炭火力、USC 石炭火力のベースケー

スのリターンと主要コスト

借款返済額（初年度） 条件 年間石炭

消費量 年間燃料

コスト 元本 金利

二国間クレジット収益 内部収益率

亜臨界圧 704 万トン/Year

US$6.33億/Year

US$192.1百万

US$65.5百万 適用外 10.23％

超臨界圧 679 万トン/Year

US$6.11億/Year

US$210.4百万

US$71.8百万 適用外 10.50％

USC 648 万トン/Year

US$5.84億/Year

US$112.9百万

US$45.8百万

US$22.6Mil/年 （50％ベース） US$45.1Mil/年 （100％ベース）

30.88％ （100％ベース）

32.32％ （50％ベース）

表 8.2.6 Binh Dinh 2&3 サイトの亜臨界圧石炭火力、超臨界圧石炭火力、USC 石炭火力のベース

ケースのリターンと主要コスト

借款返済額（初年度）条件

年間石炭消費量

年間燃料 コスト

元本 金利

二国間クレジット収益

内部収益率

亜臨界圧 586 万トン

/Year US$5.28 億

/Year US$164.4

百万 US$58.8

百万 適用外 9.58%

超臨界圧 566 万トン

/Year US$5.09 億

/Year US$180.0

百万 US$64.4

百万 適用外 9.90%

USC 540 万トン

/Year US$4.86 億

/Year US$93.9

百万 US$38.1

百万

US$18.8Mil/年 （50％ベース）

US$37.6Mil／年 （100％ベース）

29.46％ （50％ベース）

30.80% （100%ベース）

8-18

(1) 事業収益

事業収益は 25 年間運営をした場合の内部収益率を計算した。

結果としては、Vung Ang 3、Binh Dinh 2&3 ともに、USC 石炭火力の収益率が非常に高く、30％

以上となり、次いで超臨界圧石炭火力となり、亜臨界圧石炭火力が一番低くなった。

ただし、超臨界圧石炭火力と亜臨界圧石炭火力の内部収益率はほとんど同程であり、優位性の違

いはほとんどないことわかる。

USC 石炭火力の内部収益率が非常に大きくなった理由としては、後段で詳述するが、高い発電

効率と有利なファイナンス条件の効果が大きく、さらに CO2 クレジットの収益が貢献したと考えられ

る。

(2) 燃料コスト

年間の売電収入が Vung Ang 3 は US$9.78 億、Binh Dinh 2&3 は US$8.15 億である。Vung

Ang 3、Binh Dinh 2&3 ともに燃料コストは USC 石炭火力で売電収入の 60%、亜臨界圧石炭火力

で約 65%を占める。

USC 石炭火力は亜臨界圧石炭火力に比べ効率は相対的に約 8%よいため、燃料コストの削減

効果も比較的大きく、収益に大きな影響を与える。

燃料コストが国内炭より高い輸入炭を使用する場合、効率がよい USC 石炭火力を導入すること

は大きな意味があると考える。

(3) 借款返済額

円借款と B/C の返済開始初年度の返済額を比較すると、Vung Ang 3 では USC 石炭火力の返

済額は亜臨界圧石炭火力と比べ、元本返済額の比率では 58.8％、差額としては US$79.2Mil、金

利返済額の比率では 69.9％、差額としては US$19.7Mil となり、Binh Dinh 2&3 では、元本返済額

の比率は 57.1％、差額としては US$70.5Mil、金利返済額の比率では 64.8％、差額としては

US$20.7Mil となり、非常に大きな違いがある。

さらに、円借款は運転開始後 10 年間の返済猶予期間があり、投資効率（内部収益率）には非常

に大きな影響を与える。

建設コスト自体は USC 石炭火力の方が亜臨界石炭火力より 30%程度大きくなるが、有利なファイ

ナンス条件の円借款が適用される事より投資効率（内部収益率）は非常によくなるが、さらに単年

度当たりのコスト（返済金額）の観点からも経済的メリットが大きいと言える。

また、卸電力料金の観点からプロジェクトを検討すると、後段で詳述するが、USC 石炭火力の方

が同じ内部収益率を得るのに卸電力料金を低くすることが可能であることが分かる。

従い、燃料コストが国内炭より高い輸入炭を使用する場合は、円借款が適用される USC 石炭火

力を導入することは非常に大きな意味があると考える。

8-19

(4) 二国間クレジット

CO2 排出量に関しては、USC 石炭火力は亜臨界圧石炭火力に比べ、発電効率が良く、CO2 排

出量は少ない。

その結果、クレジットとしては、Vung Ang 3 サイトでは 451 万 t- CO2／年の二国間クレジットが獲

得でき、Binh Dinh 2&3 サイトでも 376 万 t- CO2／年のクレジットが獲得できる。

経済計算では二国間クレジットの買取り期間を 10 年間と仮定した。

これは、京都議定書の第 1 約束期間（5 年間）、第 2 約束期間（8 年間）を考え、10 年間と想定した。

二国間クレジットの所有権については、現時点で、確定していない事もあり、ベトナム側の所有

権が 50％の場合と 100％の場合を検討した。

二国間クレジットの価格は、現在の CER の市場価格や二国間クレジットの有効性が日本市場に

限定される可能性などを勘案し、US$10/ t- CO2 とした。

その結果、年間のクレジット収入は Vung Ang 3 で US$22.6Mil/年（50％ベース）／US$45.1Mil

／年（100％ベース）となり、Binh Dinh 2&3 は US$18.8Mil/年（50％ベース）／US$37.6Mil／年

（100％ベース）となり、経済的効果も比較的大きい事が分かる。

8.2.2.2. パラメータスタディー

ベースケースにおける経済・財務評価では USC 石炭火力は亜臨界圧石炭火力や超臨界圧石

炭火力に比べ高い収益性があることが判明した。

本章では、条件を一部変更し、内部収益率一定にしたままで、卸電力料金がいくらになるかの

比較検討を行う。すなわち、一部条件を変更し、それぞれのケースにおいて、ベースケースである

亜臨界圧石炭火力の内部収益率と同じになる卸電力料金を算出し、比較をおこなった。

パラメータスタディーは下記の手順で行った。

① 亜臨界圧石炭火力のベースケースの内部収益率を求める（図中；亜臨界圧 ベースケース）

② 亜臨界圧石炭火力においてプラントコストを US＄1,400／kW に変更し、上記①と同じ内部

収益率になる卸電力料金を求める（図中；亜臨界圧 ケース 1）

③ ②の条件から発電効率を 44.5%に変更した USC 石炭火力（ファイナンスは B/C、CO2 クレ

ジット収益無し）において、上記①と同じ内部収益率になる卸電力料金を求める（図中；

USC ケース 1）

④ ③の条件からファイナンス条件を円借款に変更した USC 石炭火力（CO2クレジット収益無し）

において、上記①と同じ内部収益率になる卸電力料金を求める（図中；USC ケース 2）

⑤ ④の条件から CO2 クレジット収益をある条件に変更した USC 石炭火力において、上記①と

同じ内部収益率になる卸電力料金を求める（すなわち USC 石炭火力のベースケース；図

中；USC ベースケース）

8-20

8-21

Vung Ang 3 サイトとBinh Dinh 2&3 サイトのUSC石炭火力のパラメータスタディーを図 8.2.1と図

8.2.2に示す

亜臨界圧 ベースケース

亜臨界圧 ケース 1

USC ケース 1

USC ケース 2

USC ベースケース

Plant Cost（/kW） US$ 1,050 US$ 1,400 US$ 1,400 US$ 1,400 US$ 1,400

Efficiency （LHV） 41.0 % 41.0 % 44.5 % 44.5 % 44.5 %

Finance B/C B/C B/C Yen Loan Yen Loan

CO2 Credit (/year) N.A. N.A. N.A. N.A.

US$ 22.6 Mil (50%ベース) US$ 45.1 Mil

（100％ベース）

図 8.2.1 Vung Ang 3 のパラメータスタディー

Vung Ang 3 卸電力料金の比較（US￠／ｋWh)

（内部収益率10.23％一定）

5

5

6

5

7

7.5

5.

6.

亜臨界圧ベースケース

亜臨界圧ケース1

USCケース1

USCケース2

USCベースケース

燃料費削減効果

▲US￠0.33/kWh

円借款効果

▲US￠1.15/kWh

二国間クレジット

▲US￠0.09～

0.18/kWh

8-22

亜臨界圧 ベースケース

亜臨界圧 ケース 1

USC ケース 1

USC ケース 2

USC ベースケース

Plant Cost（/kW） US$ 1,000 US$ 1,400 US$ 1,400 US$ 1,400 US$ 1,400

Efficiency （LHV） 41.0 % 41.0 % 44.5 % 44.5 % 44.5 %

Finance B/C B/C B/C Yen Loan Yen Loan

CO2 Credit (/year) N.A. N.A. N.A. N.A.

US$18.8 Mil （50％ベース）US$37.6 Mil

（100%ベース）

図 8.2.2 Binh Dinh 2&3 のパラメータスタディー

先ず、Vung Ang 3、Binh Dinh 2&3 ともに、発電効率を変化させ、亜臨界圧から USC にすること

による効率向上（図中の亜臨界ケース１→USC ケース１）から来る燃料コスト削減効果としては、卸

電力料金を US￠0.33/ｋWh 引き下げる効果がある事が分かる。

さらに、ファイナンス条件を BC から円借に変え（図中の USC ケース 1→USC ケース 2）、同じ内部

収益率を維持する場合の卸電力料金を比較すると、US￠1.15/ｋWh 引き下げる効果がある。これよ

り円借の与える影響度が非常に大きいことが分かる。

USC にのみ適用される二国間クレジットの効果（図中の USC ケース 2→USC ベースケース）として

は、卸電力料金を US￠0.09/ｋWh（ベトナム側所有権が 50％ベース）乃至は US￠0.18/ｋWh（ベト

ナム側所有権が 100％ベース）引き下げる効果がある。

亜臨界圧石炭火力の内部収益率とUSC 石炭火力の内部収益率が同じ場合、Vung Ang 3サイト

と Binh Dinh 2&3 サイトともに、亜臨界圧石炭火力の卸電力料金が UC￠6.60/kWh に対し、USC

石炭火力の卸電力料金は US￠5.51/ｋWh となり、USC のベースケースと亜臨界圧のベースケース

Binh Dinh 2&3 卸電力料金の比較（US￠／ｋWh)

（内部収益率9.58％一定）

5

5.5

6

6.5

7

7.5

亜臨界圧ベースケース

亜臨界圧ケース1

USCケース1

USCケース2

USCベースケース

円借款効果

▲US￠1.14/kWh

燃料費削減効果

▲US￠0.33/kWh

二国間クレジット

▲US￠0.09～

0.19/kWh

の卸電力料金を比較すると、US￠1.09/kWh 安く、また、比率としては 83.5%となる。

これにより、円借款を用いた高効率の USC 石炭火力導入はベトナムの卸電力料金の上昇抑制に

は非常に大きな効果があることが分かる。

8.3. USC石炭火力のパラメータスタディー

8.3.1. USC石炭火力のパラメータスタディーとUSC石炭火力の優位性

USC 石炭火力発電のベースケースにおいて、代表的なパラメータを変動させ、どの程度内部収

益率に影響を及ぼすか検討した。

表 8.3.1に代表的なパラメータの変動巾とその時のUSC石炭火力（ベースケース）の内部収益率の

変動巾を示す。

表 8.3.1 パラメータ分析（その１）

内部収益率の変動巾 パラメータ 変動巾

Vung Ang 3 サイト Binh Dinh 2&3 サイト

燃料コスト US$10/トン上昇 －6.20％の減少 －5.79％の減少

建設コスト 10％上昇 －3.55％の減少 －3.30％の減少

発電効率 ±0.5％変動（絶対値） ±0.58％の変動 ±0.53％の変動

O&M コスト 10％上昇 －0.86％減少 －0.72％の減少

クレジット価格 US$2.00/ t- CO2 変動 ±0.67％の変動 ±0.62％の変動

稼働時間 ±240 時間変動 ±1.30％の変動 ±1.20％の変動

代表的なパラメータを変動させたところ、燃料コストの上昇の影響が大きいことが分かる。燃料コ

ストは将来的にも需要が強いことより上昇傾向が強く、本 F/S では US$90/トンと仮定しているが、

US$100～120/トン程度になることも想定される。

その場合、USC 石炭火力では内部収益率は悪化するもの、内部収益率で 10％程度を確保するこ

とは可能であるが、亜臨界圧石炭火力や超臨界圧石炭火力では、それぞれのベースケース自体

の内部収益率が 10％前後であることより、燃料コスト上昇に対する事業性の確保は難しい事が分

かる。

発電所建設コストも、港湾設備までスコープに入れた場合、10～20％程度のコスト上昇もあり得

ることより、燃料同様、USC 石炭火力では内部収益率は悪化するもの、内部収益率で 10％程度を

確保することは可能であるが、亜臨界圧石炭火力や超臨界圧石炭火力では、EPC コスト上昇に対

する事業性の確保は難しい事が分かる。

8-23

次に、USC石炭火力のベースケースの代表的なパラメータを変動させ、その内部収益率が亜臨

界圧石炭火力のベースケースと同じ内部収益率になる値を算出した。その結果を表 8.3.2に示

す。

表 8.3.2 パラメータ分析（その２）

変動後の値 パラメータ USC 石炭火力の

ベースケースの仮定値 Vung Ang 3 サイト Binh Dinh 2&3 サイト

燃料コスト US$90/トン US$115.6/トン US$115.4/トン

建設コスト US$1400/kW US$2320/kW US$2310/kW

稼働時間 6570 時間 3811 時間 3828 時間

これは、内部収益率に大きな影響を与えるパラメータを選び、それらを変化させ USC 石炭火力

の内部収益率が、亜臨界圧石炭火力のベースケースの内部収益率と同じになる値を求めたもので

ある。

すなわち、上記パラメータを選び、事業収益性悪化を引き起こすようにそれぞれのパラメータを変

化させ、亜臨界圧石炭火力のベースケースの内部収益率と同じになる数値を求めた。

燃料コストでは、USC 石炭火力では、約 US$25/トン上昇しても、亜臨界圧石炭火力のベース

ケースの内部収益率と同じ値を得ることが出来る事が分かる。

同様に、発電所建設コストでは約 US$900/kW 上昇しても同様の内部収益率を確保することが可能

であり、仮に石炭積上げ港を建設しても十分に経済性が成り立つことが分かる。

また、発電所の稼働率では、仮に何らかの理由により現在の仮定値より稼働率が低下した場合、

2760 時間短い運転時間でも、亜臨界圧石炭火力のベースケースの内部収益率と同じ値を得ること

が出来る。

上記より、USC 石炭火力発電所は非常に優位性が高い事が分かるとともに、卸電力料金や内部

収益率に大きく影響を及ぼすパラメータの変動に対しても、強いことが分かる。

輸入炭を燃料とする石炭火力発電では有利なファイナンスの供与、高効率による燃料コストセー

ビング、さらには二国間クレジットの収益等が見込まれる USC 石炭火力発電所を採用するのが経

済的にも環境的にも 適といえる。

8-24

第9章 調査結果および今後のアクションプラン

9.1. 超々臨界圧石炭火力技術導入の実現可能性

ベトナム国内で石炭火力の建設が予定されている Vung Ang 3（中北部）、Binh Dinh 2&3（中南

部）、Kien Luong 3（南部）の３サイトについて地点調査を行い、Vung Ang 3、Binh Dinh 2&3 の２サ

イトについて概念設計および経済性評価を行った。Kien Luong 3 は、遠浅の海により海外からの

大型石炭船が直接着岸できないためコールセンターが必要であるが、現段階ではこのコールセン

ターの建設計画、運用計画などが明確になっていないため、概念設計の対象候補からはずしてい

る。Vung Ang 3、Binh Dinh 2&3 の 2 サイトについては、住民移転やアクセス道路整備などの環境

社会配慮が必要であるが、技術的に USC 石炭火力技術を導入することが可能である。炭種に関し

ては、ベトナム政府は中低品位の亜瀝青炭を調達する方針を持っており、石炭の輸入先としては、

一般炭の輸出余力やベトナムとの地理的な輸送距離等を考慮すると、インドネシアからの輸入が

も実現性がある。亜瀝青炭を燃料とした場合の概算熱効率を比較すると、USC 石炭火力は亜臨

界圧石炭火力と比べ約 3.5%、超臨界圧石炭火力と比べても約 2.0%、熱効率を高くすることができ

る。

二国間クレジットの適用を前提とした温室効果ガス削減に関する方法論については、削減量算

定方法のベースラインとなる排出係数として、「国全体の石炭火力の平均排出係数」と「至近に建

設された石炭火力の平均排出係数」の二つのオプションに基づき、排出削減量を試算した。ただし、

追加性の立証や排出削減量の検証などについては、今後の二国間協議に基づく制度の詳細に

よって更なる検討が必要である。

USC 石炭火力への円借款の適用に加え、ベトナムにおける USC 石炭火力発電所新規開発に

おけるファイナンス・スキームとして二国間クレジットを適用した場合の経済性評価を行った。USC

石炭火力を導入する場合、建設コストは超臨界圧石炭火力や亜臨界圧石炭火力より大きくなるが、

二国間クレジットや円借款の適用によって卸電力料金の低減など経済的メリットが大きい。

9.2. 案件実現に向けた今後のアクションプラン

現在、ベトナムでは「第 7 次国家電力開発計画」の策定準備が進められており、前回の「第 6 次

国家電力開発計画」から修正が加えられるものと思われる。 短でUSC石炭火力発電所を導入す

るとすれば、来年度に詳細F/Sを開始する図 9.2.1に示す概略スケジュールにより、2018 年末に商

業運転を開始することが可能だと考えられる。

9-25

Year 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Detail F/S

ＥＩＡ Works

Procurement Consultant

Detailed design

International Bid

Construction

Marine Works

Year 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Detail F/S

ＥＩＡ Works

Procurement Consultant

Detailed design

International Bid

Construction

Marine Works

図 9.2.1 詳細 F/S から建設までの概略スケジュール

次のアクションプランとして、サイトの状況調査・環境調査、基本設計、建設工程の精査、コスト積

算、経済性評価をより詳細に行うための詳細F/Sに必要な概略スケジュールは図 9.2.2の通りであ

る。

Month 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Survey in Vietnam

Study in Japan

◎ ◎

◎

Month 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Survey in Vietnam

Study in Japan

◎ ◎ ◎Interim Report Draft Final Report Final Report

図 9.2.2 詳細 F/S の概略スケジュール

今後、案件実現のためには、二国間の政府レベルでの協議や、詳細 F/S 等を通じたベトナム側

関係箇所（MOIT、EVN 等）への継続的な働きかけが必要であると思われる。

9-26