平成 28 年 3 月

http://www.pwc.com/jp/ja/advisory/
平成 27 年二国間クレジット取得等インフラ整備調査事業
（エネルギー効率向上に関する国際パートナーシップ（ GSEP
電力 WG 等）を活用した途上国の技術支援ニーズ等に関す
る調査）
報告書
平成 28 年 3 月
委託元：経済産業省産業技術環境局
環境政策課地球環境対策室
委託先：PwC アドバイザリー合同会社
目次
1. GSEP 電力 Working Group 活動報告
3
1.1 GSEP 電力ワーキンググループの概要
3
1.2 G20 への報告
3
1.3 GSEP 電力ＷＧ第四回ワークショップ
3
2. 電力ＷＧ活動推進のための調査
23
2.1 調査背景
23
2.2 火力発電設備からの CO2 排出量・排出係数の算定
23
2.3 CO2 排出量・排出係数算定のための情報収集・分析の考え方
30
3. 火力発電所の省エネ診断における改善提案
32
3.1 省エネ診断の今後の在り方
32
3.2 過去のＧＳＥＰピアレビューの課題の整理と今後への提言
32
別添（第四回ワークショップでの発表資料）：
1.
トルコ国営電力公社の発表資料
2. インドネシア国エネルギー・鉱業資源省の発表資料
3. アジア開発銀行の発表資料
4. アフリカ開発銀行の発表資料
5.
プライスウォーターハウスクーパースの発表資料
6. 三菱日立パワーシステムズ・ヨーロッパの発表資料
7.
電気事業連合会の発表資料
8. 経済産業省の発表資料
II
1. GSEP 電力 Working Group 活動報告
1.1
GSEP 電力ワーキンググループの概要
アジア太平洋地域でのエネルギー需要拡大への応対、環境汚染、エネルギー安保、気候変動問題に対処するため
の「クリーン開発と気候に関するアジア太平洋パートナーシップ（APP）」での活動を引き継いだ「エネルギー効率向上に
関する国際パートナーシップ（GSEP）」は、エネルギーの効率改善や温室効果ガス削減を目指す官民連携を通じた国
際イニシアチブである。日本が議長国として主導している GSEP には、電力、セメント、鉄鋼の 3 つのセクター別ワーキ
ンググループ（WG）があり、電力 WG では、発電、送配電、デマンド・サイド・マネージメント（DSM）における高効率の技
術やプラクティスの開発・普及・移転を目指している。
GSEP 電力 WG におけるワークショップは、2013 年 1 月にインドネシア（第一回）、同年 10 月にポーランド（第二回）、
2014 年 10 月にモンゴル（第三回）にてそれぞれ開催されている。
1.2
G20 への報告
2014 年 11 月の豪州のブリズベンで開催された G20 サミットで、更なるエネルギー効率の自発的提携を目指す「G20
省エネアクションプラン」が採択され、同アクションプランには、輸送、建物、製品、金融、産業、発電の 6 ワークストリーム
が含まれている。そのうちの 1 つである発電分野では、G20 参加国は、「GSEP 電力 WG を通じて、高効率・低排出
（HELE）技術についての知見を共有するための詳細な実施計画の策定する」ことになっている。その活動の一環として、
2015 年 5 月にトルコ共和国（以下「トルコ」）のイスタンブール市にてクリーンコールワークショップ、同 7 月に同アンカラ
市にて GSEP 電力 WG 第四回ワークショップが開催されることになった。両ワークショップの結果を含め、G20 省エネア
クションプランにおける各活動進捗は、2015 年 9 月の G20 エネルギー・サステナビリティ・ワーキンググループ（ESWG）、
同 10 月 G20 エネルギー大臣会合、同 11 月の G20 サミットで報告されることになっている。
1.3
GSEP 電力ＷＧ第四回ワークショップ
1.3.1
全体概要
GSEP 電力 WG の活動の一環として、GSEP 電力 WG 第四回ワークショップがトルコに於いて 2015 年 7 月 28-30
日に実施された。本ワークショップは、28-29 日にアンカラ市近郊のチャリルハン石炭火力発電所（Çayirhan Thermal
Power Plant）で行われた 2 日間のサイト視察及び技術者協議（旧ピアレビュー）と、翌 30 日にアンカラ市内の
Mövenpick Hotel Ankara で開催された 1 日のワークショップから成り立っている。
サイト視察及び技術者協議には、国際機関から 3 名（アジア開発銀行（ADB）、アフリカ開発銀行（AfDB）、国際省エ
ネ協力パートナーシップ（IPEEC））、トルコから 14 名（エネルギー天然資源省、国営電力会社（EÜAŞ）、国営石炭会社
（TKI））、他国政府から 7 名（インドネシア、サウジアラビア）、日本から 13 名（資源エネルギー庁、電気事業連合会、国
内電力会社、弊社）の合計 37 名が参加した。ワークショップでは、37 名に加え、プレゼンターの 6 名、トルコから 7 名（ト
ルコ電力事業者協会（TESAB）、EÜAŞ、三菱日立パワーシステムズ・トルコ現地法人スタッフ）、産業団体（世界石炭協
3
会）から 1 名が更に加わり、合計 51 名にて、政策、ファイナンス、技術の三視点から、省エネや温室効果ガス排出削減
にかかる活発な意見交換がなされた。
1.3.2 サイト視察及び技術者協議の詳細（2015 年 7 月 28-29 日）
1.3.2.1. サイト視察及び技術者協議の概要
2015 年 7 月 28-29 日のサイト視察及び技術者協議は、トルコの首都アンカラより西方約 130km の地点に位置する
チャリルハン石炭火力発電所（図１）にて実施された。1987 年に運開を始めた同発電所は、総設備容量が 600MW 規
模の亜臨界圧の石炭火力発電所（表１）である。EÜAŞ が所有権を有しているが、コンセッション方式により Park
Termik 社が事業権を獲得し、2020 年までの運営責任を担っている。
サイト視察は、発電設備（タービン、ボイラー）及び中央制御室の設備見学、技術者協議は、オペレーション及びメン
テナンス（O&M）管理、ボイラー関連設備のメンテナンス、タービン関連設備のメンテナンスの３つのセッションから成っ
ている。実施スケジュールは、表２を参照されたい。
Çayirhan Power Plant
Istanbul
Approx.130km
Ankara
図１：サイト視察地
4
表１：発電所概要（2015 年 7 月）
概要
概要
ボイラー
タービン
発電機
排煙
仕様
1987 年（第一号機）～1999 年（第四号機）
620MW （150MW×2、160MW×2）
約 680 名
4 ユニット
Drum、Indoor、Natural Circulation
480 トン/時、13.6 MPa、セ氏 538 度
褐炭
4 ユニット
冷却塔（４機）
4 ユニット
15,000 V
電気集塵装置（効率： >99%）、脱硫用湿式洗浄機（効率： >95%）
水分を含めた灰を 2.5km 離れた灰処理場に運搬、処理
運開開始
出力
従業員
ユニット数
タイプ
蒸気
燃料
ユニット数
コンデンサー
ユニット数
電圧
環境設備
灰処理
出典：Park Termik 社からの受領資料に基づき PwC 作成
表２：サイト視察スケジュール
12:30-13:00
13:00-14:30
28 July
(Day 1 )
14:30-15:15
15:15-16:15
16:30-17:30
18:00-19:30
09:30-11:00
11:00-12:00
12:00-13:00
29 July
(Day 2)
13:00-13:45
13:45-14:30
14:30-15:00
15:00-16:30
Registration
Depart to Çayirhan Thermal Power Plant
Session 1: Operation and Maintenance (O&M) Management

Presentation by Japan (30 mins) and Discussions (15 mins)
Power Station’s Outline, Safety Guidance and others (ex. O&M, Maintenance)

Presentation by Power Plant (45 mins) and Discussions (15 mins)
Visit to facilities
Depart to Mövenpick Hotel Ankara
Depart to Çayirhan Thermal Power Plant
Discussions about Yesterday’s Site-visit and Others
Lunch
Session 2: Maintenance of Boilers and Related Facilities

Presentation by Japan (30 mins) and Discussions (15 mins)
Session 3: Maintenance of Turbines and Related Facilities

Presentation by Japan (30 mins) and Discussions (15 mins)
Closing Discussions
Depart to Mövenpick Hotel Ankara
1.3.2.2. セッション１（O&M 管理）
効率管理、モニタリング方法、モニタリングの自動化などが主にテーマとなったセクション１では、まずは電気事業連合
会による日本の電力会社における運転保守に関する概要、日本の法律と日本の電力会社が定める基準、運転保守の
体系、発電所を安定的に運転させるために行っている取り組みにかかる説明が行われた。

毎日のパトロールの質の標準化：日本の電力会社は、複数のパトロールルートを決定し、チェックシートを活用して
いる。チェックシートは、上司へ報告が行う際の教育のツールとしても有効である。

効率的なパトロール：パトロールの質を上げるために、圧力機に印をつけたり、サーモラベルを貼ったりしている。

安定的な管理の維持：メンテナンスチームと運転チームが、密にコミュニケーションを取りあっている。

技術者の能力評価：技術者の意欲を高めるため、会社独自の O&M にかかるライセンスシステムを設定している。
5
その後、参加者間での意見交換が実施された。チャリルハン石炭火力発電所では、次のように、日本と同様の高い維
持管理が行われていることも確認された。

パトローラーは、チェックシートを活用しつつ時間単位で運転データを収集し、上司に報告を行っている。

技術者教育のため、パトロールでは、経験のあるスタッフと、経験の浅いスタッフがセットでパトロールを行っている。

全運転データは、毎日管理部門に共有される。

独自の技術者教育プログラムを制定している。
写真１：O&M セッションの発表（左）、参加者からの質問（右）
1.3.2.3. 設備見学
チャリルハン石炭火力発電所の担当者の先導により、発電設備（ボイラー、タービン）及び中央制御室を見学した。中
央制御室では、発電所担当者により管理方法・方針の説明が行われ、それを土台に発電所スタッフと参加者間で設備
運転及びメンテナンスにかかる意見交換が行われた。メンテナンス方法にかかる意見交換に加え、主蒸気の温度管理、
プラントアベイラビリティ、灰利用、炭鉱の埋蔵年数などにつき、参加者より質問があがった。
6
写真２：サイト視察における設備見学
7
1.3.2.4. セッション２（ボイラー関連設備のメンテナンス）
日本の電力会社にて採用されているボイラーメンテナンス方針が電気事業連合会より紹介され、その後ボイラー給
水、水質モニタリング、ボイラーチューブリークによる計画外停止の未然防止等につき、発電所スタッフや参加者間で意
見交換を行なわれた。

日本では標準規格（JIS）の下、ボイラー給水管理を行っているが、チャリルハン発電所では、自動モニタリングと１
時間毎に手動サンプリングの２方式によりクロスチェックが行われている。

チャリルハン発電所の主なボイラー損傷は、炉底管であり、チューブプロテクターを設置しており、チューブの肉厚
管理により、補修範囲を積雪に判断している。

日本では、灰が塊状にならないための結合防止剤を石炭に添加している発電所もある。
1.3.2.5. セッション３（タービン関連設備のメンテナンス）
日本の電力会社にて採用されているタービンメンテナンス方法が電気事業連合会より紹介され、その後復水器冷却
水管の水漏れに対する管理方法につき、意見交換が行われた。

復水器冷却管のリーク管は、日本では、冷却水管入口に泡膜を張り、その形状変化を特定している一方で、チャ
リルハン発電所では、蝋燭の炎を冷却管入口に近づけ、その引かれ方で見分けている

日本では、冷却水管リークを止める方法として、冷却系統におがくずを入れている。

日本では、冷却水に海水を使用しており、リーク時の復水への塩分流入に伴う導電率上昇により、リークを検知し
ている。
写真３：ボイラーセッションの発表（左）、タービンセッションの発表（右）
1.3.2.6. ラップアップセッション（Closing Discussion）
サイト視察および技術者協議の最後に行われたラップアップセッション（Closing Discussion）では、これまでの３セッ
ション及び設備見学に基づき、フリーディスカッションが行われ、蒸気温度、プラントアベイラビリティ、石炭性状と熱効率
の関係、新技術の導入、ファイナンスなど、発電所スタッフ及び参加者全員にて活発な意見交換が行なわれた。
8

運転記録を見る限り、２号機の主蒸気温度が 519 度と定格温度より約 20 度低くなっている。再熱蒸気温度も同
様だが、何故か。同時にスプレイ流量も多いのではないか。（日本の電力会社）

炭性状のばらつきを踏まえ、機器保護の観点から、蒸気温度設定を低くしている。スプレイはこの温度設定を踏
まえて自動で注入されており、オペレーターが恣意的に入れているものではない。主蒸気温度の定格 538 度は、
上限の値に近い。（発電所スタッフ）

所内率が 15%と高いように思われるが、主な消費設備は何か。（日本の電力会社）

実際の所内率は、10%程度。消費設備は、ブースターファン、給水ポンプ、ミルなど。（発電所スタッフ）

80%というプラントアベイラビリティに満足しているか。（日本の電力会社）

発電所所有者である EÜAŞ との契約上、毎月提供すべき電力が決まっており、これを日割りにして毎日供給して
いる。80%でも、契約上問題はなく、80%という数字はトルコ国内でも高い部類の数値である。（発電所スタッフ）

熱効率は経年で徐々に低下するが、新技術の導入により、効率が向上した事例はあるのか。（インドネシアエネ
ルギー・鉱業資源省）

タービン翼の設計技術向上に伴い、新翼導入でプラント効率が 2%程度向上した事例がある。（日本の電力会社）

設備のリプレイスを行う際に、適切なファイナンスのタイミングとはいつなのか。（アフリカ開発銀行）

技術的な視点（プラントの稼働状況）、環境的な視点（環境規制）、経済性、エネルギーセキュリティの観点で、総
合的に判断すべきで、個々の状況によって異なるため、統一的な回答はない。（日本の電力会社）
写真４：サイト視察及び技術者協議の全体集合写真
9
1.3.3 ワークショップの詳細（2015 年 7 月 30 日）
1.3.3.1. ワークショップの概要
サイト視察翌日の 7 月 30 日にアンカラ市にある Mövenpick Hotel Ankara にて開催された第四回ワークショップは、
G20 省エネアクションプランの班田部門にて言及のある「HELE 技術についての知見を共有するための詳細な実施計
画を策定する」ために、省エネや温室効果ガス排出削減にかかるベストプラクティスの共有を目的としたワークショップで
ある。本ワークショップは、政策、ファイナンス、技術という３つのセクションがあり、各セクションは 2-3 名の発表及び
Q&A セッションから成り立っている。また、最後に資源エネルギー庁及び IPEEC 担当者より、「G20 省エネアクションプ
ラン」の進捗状況と今後の予定も共有された。
本ワークショップは、ホスト国（トルコ）エネルギー・天然資源省の Safa Uslu 氏及び GSEP 電力 WG 議長である資源
エネルギー庁の藤井敏彦氏からの開会の挨拶によりワークショップは始まり、司会進行は、プライスウォーターハウスクー
パース株式会社の富田宏氏が務めた。ワークショップの議事次第は、表３のとおりである。
写真５：司会の富田氏
10
表３：第四回 GSEP ワークショップ議事次第
Day
30
July
Time
Agenda
Presenter
10:30-11:00
Registration (in front of Meeting Room)
Opening Remarks
11:00-11:10
From Republic of Turkey as
Safa Uslu
Host Country
(Deputy General Director, Ministry of Energy and Natural
Resources, Turkey)
From the Chair of the GSEP
Toshihiko Fujii
Power Working Group
(Deputy Commissioner, Agency of Natural Resources and
Energy, Japan)
Section 1: Policy and Measures
11:10-11:30
Turkish Power Generation
Mücahit Sav
Sector and Activities of EÜAŞ
(Head of Environmental Department, EÜAŞ)
11:30-11:50
Power Sector in Indonesia
Yun Yunus Kusumahbrata
(Staff Expert for Special Planning and Environment, Ministry
of Energy & Mineral Resources, Indonesia)
11:50-12:10
Q&A Session
Photo Session
12:10-12:15
Photo at the Meeting Room
Lunch
12:15-13:30
Plus Restaurant inside the Hotel
Section 2: Finance
13:30-13:50
ADB's Measures and Efforts to
Priyantha Wijayatunga
Enhance the Energy Efficiency
(Principal Energy Specialist, Asian Development Bank)
in the Power Sector
13:50-14:10
Finance to Power Sector in the
Ram Babu
Case of Africa
(Chief Power Engineer, African Development Bank)
14:10-14:30
Infrastructure Finance
Mevlut Akbas
(Senior Manager, PricewaterhouseCoopers Turkey)
14:30-15:00
Q&A Session
15:00-15:30
Coffee Break
Section 3: Technologies
15:30-15:50
Coal Fired Power Plant
Patrick Weckes
Technologies
(Manager, Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH)
15:50-16:20
Result of Site-Visit, and Future
Work Plan related to Site-visit
16:20-16:40
Q&A Session
Section 4: Report to G20
16:40-16:50
Implementation of the G20
Energy Efficiency Action Plan
16:50-17:00
Work Update of the Other Task
Group
Q&A Session
17:00-17:10
Closing Remarks
17:10-17:15
From the Acting Working Group
Chair
Reception
17:30Plus Restaurant inside the Hotel
Kei Imaki
(Deputy General Manager, Federation of Electric Power
Companies of Japan)
Masahiro Tachibana
(Deputy Director, Agency for Natural Resources and Energy,
Japan)
Zoe Lagarde
( G20 Advisor and Project Manager, IPEEC)
Shinichi Kihara
(Director, Agency for Natural Resources and Energy, ANRE)
11
1.3.3.1. Safa Uslu 氏、トルコ国エネルギー・天然資源省（ホスト国オープニングリマークス）

トルコ・アンカラ開催でのワークショップ参加に関し、参加者に対し歓迎の意が示された。

トルコの電力ニーズを満たすため、エネルギーの効率化はトルコにとって重要である。また、トルコのみならず、世界
レベルでエネルギーの効率化を達成するためにも、多様な視点（政策、ファイナンス、技術）から意見交換が行われ、
参加者にとって、有意義なワークショップになることを期待している。

このようなサイト視察やワークショップをトルコで企画・準備してくれた日本（資源エネルギー庁）に、感謝の意を伝え
ると共に、この有益なワークショップが日本とトルコの更なる関係強化に繋がることを期待している。
1.3.3.2. 藤井敏彦氏、資源エネルギー庁（GSEP 議長オープニングリマークス）

このようなイベントをホストしてくれたトルコのエネルギー・天然資源省及び関係者の協力、及び全ての参加者に対
し、感謝の意が示された。

GSEP 電力 WG は、官民での連携を通じ、現実的に実施可能な対策を積み上げるボトムアップアプローチと、技術
に基づくアプローチを併せ持つ取り組みであり、実際の O&M におけるベストプラクティスを共有できる有効なプラ
ットフォームでもある。

特にエネルギー需要を化石燃料に依存している国の持続可能発展にとって、発電分野における CO2 の排出削減
を促進する実効性のある方法は、必要不可欠である。GSEP 電力 WG は、HELE にかかる知見の共有を促進させ
るべく、引き続きの支援を行っていく。また、今回のワークショップが全ての参加者にとって、有益な情報・意見交換
の場として役立つことを期待している。
写真６：Uslu 氏のオープンニングリマークス（左）、藤井氏のオープニングリマークス（右）
1.3.3.3. Mücahit Sav 氏、トルコ国営電力会社（政策）

信頼でき、量質共に充実し、環境にやさしい電力の供給を目指すトルコのエネルギー政策において、国営企業で
ある EÜAŞ は、国営発電所の運営、新設発電施設における建設、資機材調達、運営、メンテナンス、改修の実施、
石炭採掘の実施等を担っている。

トルコ国全体の設備容量は 71GW であり、そのうち約 70%は、コンセッション方式、Built-Operate (BO)方式、
Built-Operate-Transfer (BOT)方式の活用によって、民間事業者が事業運営を行っている。
12

71GW のうち、70%弱は火力発電によるものであり、そのうち約 50%は褐炭による石炭火力によるものであり、石炭
火力発電所はトルコにとって、必要不可欠である。

1,280 万トンと言われるトルコの石炭埋蔵量のうち、約 40%は Afşin-Elbistan 盆地に存在している。同盆地には、
2 基の石炭火力発電所（1,355MW と 1,440MW）が既に運開しており、更に約 6,700MW のポテンシャルがあるさ
れ、更なる発電所計画がある。同盆地の開発が、将来のトルコのエネルギーにとって重要な役割を担う。
写真７：トルコ国営電力公社 Sav 氏の発表
1.3.3.4. Yum Yums Kusamahbrata 氏、インドネシア国エネルギー・鉱業資源省（政策）

急速に伸びる電力需要及び供給不足に対応するために、インドネシアにとって石炭火力発電は廉価で即効性のあ
る解決策である。

中長期電源構成を見ると、約 60%は石炭火力が占める構造となっている。つまり、発電量の増加やエネルギーセ
キュリティの確保と同じように、CO2 排出削減に真剣に取り組んでいる。

このような点から、超超臨界圧や石炭ガス化複合発電（IGCC）の導入がインドネシアの喫緊の課題である。
写真８：インドネシア国エネルギー・鉱業資源省 Kusamahbrata 氏の発表
13
1.3.3.5. 政策アプローチ Q&A
質問１：高効率の火力発電技術の導入にとって、何が課題となると考えているか。（世界石炭協会）
回答１：トルコの石炭は非常に低熱量であるため、超超臨界などの高効率技術を活用することは現状難しい。高効率技
術が活用できるような新技術や高性能ボイラーの登場が望まれるが、それらを導入するためのファイナンスは今後
課題となってくる。（Sav 氏）
回答１：トルコ同様に、高効率技術を導入する際に必要になる初期段階のファイナンスの組成が課題になる。また、発電
量を増加させる際に、送電線の強化も今後課題になってくると想定される。（Kusamahbrata 氏）
質問２：二酸化炭素回収貯蓄技術（CCS）の導入可能性についてどう考えるか。（藤井氏）
回答２：Afşin-Elbistan 盆地等にて、調査は始めており、地理的なポテンシャルがあることは確認されている。但し、前述
と同じように、ファイナンスは大きな課題となる。（Sav 氏）
回答２：調査は既に始めており、ポテンシャルは確認されているが、ファイナンスが課題になる。（Kusamahbra 氏）
写真９：政策セクションの Q&A
1.3.3.6. Priyantha Wijayatunga 氏、アジア開発銀行（ファイナンス）

ADB は、アジア地域における持続可能な発展と地域連携強化を目的とした多国間開発銀行である。ADB のエネ
ルギー政策とは、エネルギー効率改善、再生可能エネルギーの促進、エネルギーアクセスの改善、エネルギーセク
ター改革支援、能力開発支援、ガバナンス支援である。

2014 年度の金額ベースで約 60%は再生可能エネルギー、約 37%がエネルギー効率改善、約 7%が化石燃料関
連である。

ADB が支援を行っている発電部野にかかるエネルギー効率改善は、水力発電所における老朽化設備のリプレイス、
ガスタービン発電のコンバインドサイクル発電への取り換え、ガスタービン発電所における蒸気タービンの増設など
がある。

ファイナンスを通じ、技術提供者とユーザーを繋ぐことを目的としている。
14
写真１０：アジア開発銀行 Wijayatunga 氏の発表
1.3.3.7. Ram Babu 氏、アフリカ開発銀行（ファイナンス）

AfDB のミッションは、アフリカ地域における生活の質の向上及び経済社会発展である。

アフリカでの差し迫ったエネルギーニーズに対応するために、段階的な低炭素社会への移行及び持続可能な発展
のための道筋を支援している。例えば、電源構成の多様化支援、送配電ネットワーク強化、エネルギーの地方電化、
地域レベルでのエネルギー市場の構築、再生可能エネルギー等のエネルギー供給の拡大などを行っている。

2013-2014 年度の発電関連プロジェクトは、約 70%が再生可能エネルギーで、残りの約 30%が非再生可能エネ
ルギーによるものである。

地球環境ファシリティ（GEF）、気候投資基金（CIF）、万人のための持続可能なエネルギー（SE4ALL）、電力アフリ
カイニシアチブ等の他機関・イニシアチブに資金を入れる形でも、アフリカのエネルギー分野支援を行っている。
写真１１：アフリカ開発銀行 Babu 氏の発表
15
1.3.3.8. Mevlut Akbas 氏、プライスウォーターハウスクーパース・トルコ（ファイナンス）

2012-2015 年度におけるグルーバルインフラプロジェクトの傾向では、最も大きなシェアを占めている分野は、エネ
ルギー分野である。近年のエネルギー・電力市場では、再生可能エネルギーが最もシェアを占めており、その中で
も風力と太陽光がシェアの伸びが顕著である。

電力を含むインフラ投資は、年々増加しており、公的融資、ボンド、出資という形に比べ、銀行融資が最も大きい。

トルコにおいては、グローバルトレンドと同様のトレンドが確認されるが、大きな違いは、発電分野では再生可能エネ
ルギーへのファイナンスではなく、石炭火力発電へのファイナンスが大きく占める点である。
写真１２：プライスウォーターハウスクーパース・トルコ Akbas 氏の発表
1.3.3.9. ファイナンスセクション Q&A
質問１：石炭火力発電分野での、多国間開発銀行の役割は何か。（世界石炭協会）
回答１：クリーンエネルギーと言えば、再生可能エネルギー分野のニーズが高く、石炭火力発電所への HELE 導入とい
った需要は大きくなくのが現状で、石炭火力関連のファイナンスは近年行われていない。しかしながら、当行とし
ては、そのようなリクエストがあり、効率化のリクエストが必要であれば、支援できる立場にはある。（Wijayatunga
氏）
回答１：アフリカでは、高効率技術を導入するのは時期少々であり、また送電線の容量の関係から、HELE へのニーズは
必ずしも高くない。また、アフリカと一言と言っても多くの国があり、石炭埋蔵量がある国は、南アフリカなど一部に
限られている。（Babu 氏）
質問２：トルコにおいて、ファイナンス制度は整っているのか。（木原氏）
回答２：部分的には制定されているが、多くは当事者間での取り決めである。（Akabas 氏）
16
写真１３：ファイナンスセクションの Q&A
1.3.3.10. Patrick Wickes 氏、三菱日立パワーシステムズ・ヨーロッパ（技術）

三菱日立パワーシステムズ株式会社の子会社である三菱日立パワーシステムズ・ヨーロッパは、褐炭や瀝青炭使
用の石炭火力発電用蒸気ボイラーの豊富な実績を有している。

低品質褐炭から無煙炭までの様々な種類の石炭の燃料実績を有しており、65%以上の高効率発電所もグループ
企業から提供可能である。

各国・各地域で要求される排出規制を満たすべく、高性能排煙処理技術（AQCS）及び他の技術の向上に引き続き
努力を行っていく。
写真１４：三菱日立パワーシステムズ・ヨーロッパ Weckes 氏の発表
1.3.3.11. 今木圭氏、電気事業連合会（技術）

ワークショップ前日及び前々日に実施されたサイト視察の結果が報告された。（詳細は、「1.3.2. サイト視察の概要」
を参照されたい。）

主蒸気温度が定格温度よりも約 20 度低くなっているが、その 20 度を改善し定格温度にすることで、150MW あた
り、年間 16,000 トンの石炭使用量の節約（-0.7%）、年間約 10,000 トンの CO2 排出量の削減が可能である。
17

熱効率改善や O&M 改善による CO2 排出削減ポテンシャルは、地域、国、発電所毎により状況や算定方法論が異
なるため、比較することは困難である。このため、各国における定量的な CO2 排出削減ポテンシャルの算定に用い
ることが出来る共通基準を構築するための調査が行われる必要がある。
写真１５：電気事業連合会今木氏の発表
1.3.3.12. 技術セクション Q&A
質問１：MHPS 製品は、部品毎に売られているのか、パッケージで売られているのか。（インドネシア政府）
回答１：両方可能である。また、顧客それぞれの状況を鑑みたオーダーメイドの製品/パッケージも提供可能である。
（Weckes 氏）
質問２：ボイラーの外面損傷を防ぐため、クリンカ塊の結合防止剤を石炭に添加している発電所があるとのことであるが、
どのような物質か詳しく教えてほしい。（アフリカ開発銀行）
回答２：灰を溶解しにくくするための化学物質であるが、我々は電力会社のため、物質の詳細までは把握していない。
（今木氏）
写真１６：技術セクションの Q&A
18
1.3.3.13. 橘雅浩氏、経済産業省資源エネルギー庁（G20 への報告）

昨年の G20 サミットで採択された「G20 省エネアクションプラン」には輸送、建物、製品、金融、産業、発電の 6 ワ
ークストリームが含まれている。GSEP 電力 WG を含めた国際的な協力を行いながら、G20 参加国は HELE 技術
の開発・普及に向け更なる努力がなされることが期待されている。

HELE 技術の知識を共有促進のために、2015 年に入り、5 月と 7 月に 2 つのワークショップが開催された。5 月の
クリーンコールワークショップと本ワークショップである。

ワークショップの結果を取りまとめた報告書が 2015 年 9 月初旬に行われる ESWG に提出される予定である。
写真１７：資源エネルギー庁橘氏の発表
1.3.3.14. Zoe Lagarde 氏、国際省エネ協力パートナーシップ（G20 への報告）

G20 省エネアクションプランに含まれている 6 つのワークストリームのうち、発電部門以外の進捗が報告された。

これらの進捗は、9 月に開催される ESWG にて、発電部門と併せて報告される。

輸送： 12 か国が参加している本タスクグループでは、米国が主導の下、大型車輛及び計量車輛の効率改善
のための 2 つの報告書が作成された。報告書には、参加国が共有を行った国家政策/規制のペストプラクティ
スや、そのような基準を強化・普及させるための技術協力の在り方が含まれている。

製品：英国と国際エネルギー機関（IEA）の主導の下、各国の官民両セクターが連携している。本タスクグル
ープの参加国は、関連製品の省エネ化促進のための目標設定、グローバルでの共通定義の設定、センター
オブエクセレンス（COE）の設立に合意した。2015 年 1 月以降、3 回のワークショップが開催されている。

金融：フランスとメキシコ主導の下、12 か国が参加している。本タスクグループは、キャピタルフローを省エネ
へ誘導するための「G20 省エネ投資原則」を設定した。また、同分野で著名や専門家に促進策や課題にかか
る意見を仰ぎ、その結果をまとめた報告書を発行した。
19

建物：オーストラリア及び米国が主導となり、各国の建築基準の分析をまとめた報告書及び主要国における
建物のエネルギーデータを比較した報告書を作成した。また、専門家同士の情報共有を促進するためのポー
タルサイトを作った。

産業：米国と日本の主導の下、エネルギー管理にかかるベストプラクティスを普及促進するために、
ISO50001（エネルギーマネジメントシステム）の取得を加速させるためのイニシアチブを立ち上げると共に、エ
ネルギー管理行動ネットワーク（EMAK） 1が設置された。
写真１８：国際省エネ協力パートナーシップ Lagarde 氏の発表
1.3.3.1５. G20 への報告にかかるコメント


GSEP 電力 WG の活動促進のために、次のアクションが今後必要になる。（世界石炭協会）

HELE の共通定義の確立

HELE 技術を活用した発電所建設に必要になるファイナンス問題の解決

HELE 技術の導入に際する他の課題の洗い出しとその解決

HELE 技術の導入や CCS-ready 2を促進させるための活動

CCS 導入促進のための産業界と政府の共同プラットフォームの設立
発展途上国は発電効率を上げるための最新技術を入れることが望まれるが、技術のサプライヤーとユーザー（途上
国における事業者）間に存在するファイナンス面の乖離を埋めなければならない。HELE が導入促進されるべく、
ADB はファイナンス面での支援を行っていく。（アジア開発銀行）

GSEP 電力 WG を含む国際的な協調を通じ、グローバルレベルで HELE 技術の更なる理解と導入促進のため、
G20 参加国は更なる取り組みを行っていくことが望まれる。（アフリカ開発銀行）
1
各国の政策担当者とエネルギー管理者とのネットワーク構築を支援し、産業分野の省エネを推進するベストプラクティスを共有する
ためのネットワーク
2 新設の火力発電所が CCS を行うことを義務づける仕組み
20
写真１９：G20 への報告セクションでのコメント
1.3.3.16. 木原晋一氏、経済産業省資源エネルギー庁（クロージングリマークス）

参加者による活発な議論と本ワークショップの成功に対する感謝の意が示された。

ベストプラクティスや現場レベルでの実例を共有できる官民共同のプラットフォームは、持続可能な経済発展のため
に必要な石炭火力発電所の高効率化にとって、必要不可欠である。GSEP 電力 WG が、そのようなプラットフォー
ムの場を提供していくことを信じている。

最後に、このような温かいホスピタリティで迎えてくれたトルコ側に対し、厚い感謝の意と、本ワークショップがトルコ日本間での更なる協力関係に繋がっていくことへの期待が伝えられた。
写真２０：資源エネルギー庁木原氏のクロージングリマークス
21
写真２１：ワークショップの参加者全体集合写真
22
2. 電力ＷＧ活動推進のための調査
2.1
調査背景
2012 年までの 20 年間で、世界レベルでの発電量は 1.6 倍になっており、その多くは化石燃料によるものである。ま
た、この傾向は今後も続いていき、2040 年には、全体の発電量の 60%強を化石燃料が占めると予測されている 3。平
均気温上昇を産業革命以前に比べて 2℃より低く保ち、1.5℃に抑える努力を追及することが国際社会で目標として掲
げられている中、化石燃料における HELE 発電技術の開発・知見供給は、必要不可欠であり、特に化石燃料による電
源を主要とする国にとっては、なお重要な課題となっている。
前章で報告したように、GSEP 電力 WG は、トルコにて第四回ワークショップを開催し、ディスカッションを通じ、HELE
技術についての知見を共有するための詳細な実施計画を策定した。その実施計画の中で、利用可能な最良な HELE
技術の開発と普及と、そのような技術の技術、ファイナンス、環境的視点の理解促進を今後取り組むべき課題としている。
その中でも、化石燃料による発電所の O&M 改善による CO2 排出削減量を定量化する共通の手法にかかる調査研究
は今後の重要テーマの一つである。
しかしながら、各国における火力発電からの CO2 排出量及び排出係数を算定する手法は、各国・各機関で異なって
いる。各国における定量的な CO2 排出削減ポテンシャルの算定に用いることが可能な評価方法の標準化を目指すため
には、火力発電設備からの排出量・排出係数の算定にかかる、欧米・国際機関の既存の考え方の事例を整理するととも
に、情報収集や評価の在り方、業界を取りまとめる業界団体（GSEP 電力 WG）のあり方について検討を行う必要がある。
2.2
火力発電設備からの CO2 排出量・排出係数の算定
2.2.1 日本
日本における排出係数の算出にかかる考え方は、「電気事業者ごとの実排出係数及び調整後排出係数の算出及び
公表について」に、燃料毎の単位発熱量や排出係数については、「特定排出者の事業活動に伴う温室効果ガスの排出
量の算定に関する省令（算定省令）」に明記されている。算定省令に基づく燃料毎の CO2 排出係数は表４のとおりであ
る。
「電気事業者ごとの実排出係数及び調整後排出係数の算出及び公表について」によると、自社電源に由来する電気
の場合、算定省令に定める燃料の使用量に燃料種別ごとの単位発熱量、燃料種別排出係数及び４４/１２ (kg-CO2/kgC)を乗じて CO2 炭素排出量を算定することになり、他社から調達した電気の場合は、特定できる情報によって、図２のと
おり計算方法は変化することになる。なお、排出係数を計算する際に、海外では発電時の発電端を活用しているが、日
本では使用端を利用している。
3
IEA (2014), World Energy Outlook
23
表４：燃料別の CO2 排出係数
燃料種別の例
原料炭
一般炭
原油
ガソリン
ジェット燃料油
灯油
軽油
A 重油
LNG
排出係数（tC/GJ）
0.0245
0.0247
0.0187
0.0183
0.0183
0.0185
0.0187
0.0189
0.0135
単位発熱量
28.9
26.6
38.2
34.6
36.7
36.7
38.2
39.1
54.5
GJ/t
GJ/t
GJ/kl
GJ/kl
GJ/kl
GJ/kl
GJ/kl
GJ/kl
GJ/t
単位当たり CO2 排出量
2.596
Kg-CO2/kg
2.409
Kg-CO2/kg
2.619
Kg-CO2/l
2.322
Kg-CO2/l
2.463
Kg-CO2/l
2.489
Kg-CO2/l
2.619
Kg-CO2/l
2.710
Kg-CO2/l
2.698
Kg-CO2/kg
出典：経済産業省、資源エネルギー庁、環境省（2015）を基に作成
図２：実二酸化炭素排出量の算定フロー図
出典：経済産業省、資源エネルギー庁、環境省（2015）、電気事業者ごとの実排出係数及び調整後排出係数の算出及
び公表について
24
2.2.2 気候変動に関する政府間パネル（IPCC）
気候変動対策にかかる科学的な研究を行う政府間組織である気候変動に関する政府間パネル（IPCC）では、取得可
能な情報の程度によって異なる 3 種類（Tier 1、Tier 2、 Tier 3）の排出削減にかかる方法論が、「IPCC Guidelines for
National Greenhouse Gas Inventories (2006)」の中で示されている。Tier 1 は、個別の国毎・発電所毎の情報がない
場合に使用されるもので、最もシンプルに、燃焼燃料量にデフォルトで定められている燃料別の排出係数をかけて排出
量を算出するものである。算定式は次のとおりである。
𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑮𝑮𝑮𝑮𝑮𝑮,𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇 = 𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇 ∗ 𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬 𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑮𝑮𝑮𝑮𝑮𝑮,𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇
𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑮𝑮𝑮𝑮𝑮𝑮,𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇 = GHG 排出量（kg GHG）
𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇 = 燃焼消費量（TJ）
𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬𝑬 𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑭𝑮𝑮𝑮𝑮𝑮𝑮,𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇𝒇 = 燃料毎に定められたデフォルト排出係数
Tier 2 では、（処理条件、燃料の質、技術、国レベルでの利用可能な最良の技術（BAT）等を鑑みた）対象国毎の排
出係数が定められている場合にその係数に置き換わるものである。Tier 3 は、使用燃料の種類、燃焼技術、発電所の運
転状況、技術、メンテナンスの質、燃焼設備の稼働年数等の個別発電所情報の取得ができ、各技術や状況に応じた排
出係数の算定が可能であり、対象施設毎の排出量の算出が可能な場合に利用される。3 種類の方法論の選択方法に
かかる考え方については、図３のとおりである。
25
図３：燃料燃焼からの排出量を算定するための一般的なディシジョンツリー（IPCC）
出典：IPCC (2006), IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventory
2.2.3 国際エネルギー機関（IEA）
国際的なエネルギー政策をカバーしている国際エネルギー機関（IEA）では、IPCC ガイドラインに記載されている Tier
1 方法論の考え方に基づきつつ、燃料燃焼による排出量の算定式が次のとおり定められている。
26
𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐 = 𝑨𝑨𝑨𝑨 ∗ 𝑵𝑵𝑵𝑵𝑵𝑵 ∗ 𝑪𝑪𝑪𝑪 ∗ 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪
AD (Activity Data) = 活動量
NCV (Net Calorific Value) = 真発熱量
CC (Carbon Content) = 炭素含有量
排出係数
COF (Carbon Oxidation Factor) = 炭素酸化係数
NCV については、1996 年版の IPCC ガイドラインでは、
国別の値が活用されていたが、現行の 2006 年版では、国
別の概念は取り除かれ、一つのデフォルト値が使われてい
る。また、炭素含有量については、2006 年版 IPCC ガイド
ラインでは、許容できる誤差の範囲を±5％（信頼度 95％）
とする考え方を導入している。炭素含有量のデフォルト値及
び炭素酸化係数のデフォルト値は次のとおりである。
表６：炭素酸化係数デフォルト値
表５：炭素含有量のデフォルト値
出典：IEA (2015), CO2 Emissions from Fuel Combustion
出典：IEA (2015), CO2 Emissions from Fuel
Combustion
2.2.4 国連（UNFCCC）
国連の気候変動枠組条約（UNFCCC）における排出係数の考え方は、「Methodological Tool: Tool to Calculate the
Emission Factor for an Electricity System」にまとめられており、クリーン開発メカニズム（CDM）事業等に活用されて
27
いる。同ガイドライン本文には、ベースライン排出量の計算をどのように行うか（削減ポテンシャルの計測）のためのオペ
レーティングマージン（OM）、ビルドマージン（BM）、コンバインドマージン（CM）の考え方が主に記載されている。
また、個別発電所におけるインベントリーの考え方については、Appendix 2 (Procedure related to off-grid power
generation)において、オフグリッドで接続する電源別発電所における排出量の算定にかかる考え方が参照できる。同
算定までに 5 つのステップに分かれているが、ステップ１（情報収集）において、個別発電所からの CO2 排出量・排出係
数の算定のための考え方が明記されている。
ステップ１によると、収集が必要になる情報については、個別の対象発電所のデータが取れることが望ましいが、困難
な場合は、サンプル調査を行い、その結果を系統全体のケースに当てはめることになる。最低限収集しなくてはならない
情報は、対象発電所（p）の発電容量（CAPp）、使用されている技術（TECHp） 4、燃料（FUELp）、需要家が、オフグリッド
による対象設備以外にグリッドに接続されているか否か（GRIDp）、その需要家は、簡易に両設備間の切り替えができる
か否か（SWITCHp）とされている。
また、より精緻な排出量、発電量を算出するため、状況に応じ、オフグリッドによる対象施設の稼働初年度
（DATEstart,p）、対象年（y）の発電量（EGp,y）、対象年による燃料使用量（FCp,i,y）、真発熱量（NCVp,i,y）、可変の O&M 費
用（OMCp,y ）、オフグリッドの対象発電所から電力供給を受けている需要家が、グリッドから電力を購入する際の料金
（TEL,p,y）の取得も望ましいとしている。また、サンプルで情報を収集する場合、収集されたデータが、家庭/商業/産業の
どのセクター向けのものなのか、また全経済圏での平均なのかを明確にしておく必要がある。
2.2.5 欧州環境機関（EEA）
欧州機関の専門機関の一つである欧州環境機関（EEA）では、「EMAP/EEA Air Pollutant Emission Inventory
Guidebook 2013」にて、排出係数の考え方を示している。本ガイドブックでの排出量の算定は、IPCC のガイドラインと同
様の Tier 1, Tier 2, Tier 3 という考え方（図４参照）に分かれている。
なお、SOX、NOX 等の大気汚染物質における排出係数については、米国・環境保護庁（EPA）、学術機関、国連機関
等の各数値をそれぞれ参照しつつ、基準・排出係数を定めているものの、CO2 の排出係数にかかる考え方については、
全て IPCC のガイドラインを順守している。
4
レシプロエンジン、蒸気タービン、ガスタービン、コンバインドサイクル発電、水力/太陽光/風力/地熱などの再生可能エネルギー等
28
図４：燃料燃焼からの排出量を算定するための一般的なディシジョンツリー（EEA）
出典：EEA (2013), EMPA/EEA Air Pollutant Emission Inventory Guideline 2013
2.2.6 欧州諸国（英国の例）
欧州連合域内排出量取引制度（EU-ETS）において、欧州での統一見解（排出係数の考え方）があるわけではなく、
参加諸国毎の排出量の算定や排出係数の考え方に基づくモニタリング・報告が認められている。
29
その中での英国の例では、排出インベントリーを取りまとめる機関である National Atmospheric Emissions
Inventory によると、CO2 排出量は「活動量×排出係数」にて算出されるが、排出係数に関しては、英国独自の考え方を
確立しているわけではなく、IPCC、EEA、米国・環境保護庁（EPA）のガイドライン（後述）を参照にしつつ、デフォルト値
を決定している。
2.2.7 米国
米国では、米国環境保護庁（EPA）発行の Emissions Factors and AP 42, Compilation of Air Pollutant Emission
Factors に基づき、次の算式で排出量が算定されている。
𝐄𝐄 = 𝐀𝐀 ∗ 𝐄𝐄𝐄𝐄 ∗ (𝟏𝟏 −
𝑬𝑬𝑬𝑬
)
𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏
E (Emission Estimate) = 排出量
A (Activity Rate) = 活動量
EF (Emissions factor) = 排出係数
ER (Overall Emission Reduction Efficiency, %) = 効率化による排出量の削減
排出係数は、燃焼燃料別に分かれており、石炭の場合だけでも、無煙炭、瀝青炭・亜瀝青炭、褐炭の三種類に分類
されている。その中でもさらに、無煙炭は、ボイラーの種類（ストーカー燃焼ボイラー（Stoker-fired Boilers）、流動層ボイ
ラー（FBC Boilers））で 2 分類されており、瀝青炭・亜瀝青炭は、高揮発性、中揮発性、低揮発性の 3 分類に分かれて
いる。（褐炭は１種類である。）
各排出率・係数は、物質収支アプローチ 5を用いて計算されており、燃料燃焼の過程から発生する CO2 は、化学反応
体（Chemical Reactant）の化学量論の関係性（Stoichiometric Relationship）、各反応体の量、アッシュなどの残留物
質における炭素残留量から計算されている。
2.3
CO2 排出量・排出係数算定のための情報収集・分析の考え方
欧米諸国・機関の考え方を鑑みると、火力発電所からの CO2 排出量や排出係数の算定を行う場合、国レベルまたは、
対象発電所毎で固有の情報収集が求められている。特に発電所毎のような詳細な情報が必要になる場合、具体的に、
発電量や消費燃料量に加え、使用燃料の固有情報（種類、真発熱量、炭素含有量、炭素酸化係数等）、燃焼技術、発
電所の運転状況、ボイラーの種類、技術、メンテナンスの質、燃焼設備の稼働年数等の個別発電所等の情報取得が求
められている。
5
化学反応の系において、その系に投入した物質の量と系から得られた物質の量との収支から計算する手法
30
また、省エネ診断（O&M 改善）に伴う CO2 排出削減量の算出には、より発電所・プロジェクトベースでの算出作業が
必要になるため、発電所・プロジェクト毎に状況に沿った必要関連情報の取得、正しいバウンダリーの設定（例：山元石
炭火力発電所の場合、石炭輸送にかかる消費電力を考慮等）、技術的な視点からの効率性分析、発電端の利用が重
要になってくると考えられる。
なお、UNFCCC によると、それらの情報を収集する際には、次の点に留意することが求められている。

調査を行う組織は関連する調査経験を有していること

電力システム（系統等）の地理的領域を正しく分類すること

調査結果は、（保守的な考えに基づき、）世界的な統計と比べても±5%以内の誤差内であること

情報を収集する際には、バイアスが持ち込まれないように、留意し、様々な階層から無作為にサンプルを取得す
ること

データの検証は正しく行われること
31
3. 火力発電所の省エネ診断における改善提案
3.1
省エネ診断の今後の在り方
電力業界としてのロードマップの策定や目標設定は行ってきていないため、更なる HELE 発電技術の開発・知見共
有や省エネ診断（O&M 改善による CO2 排出量の排出削減量の定量化）には、これまでの GSEP 電力 WG がピアレビ
ューにて、どのように情報を収集し、目標や基準を定め、評価を行ってきたのか振り返ることが重要である。つまり、今後、
省エネ診断にかかる類似フレームワークを実行する場合、これらの過去 4 回のピアレビュー経験から課題を整理しつつ、
今後に向けての改善策を検討することが求められている。ウェブサイトに公開されているこれまでの GSEP 電力 WG ワ
ークショップの報告書や電気事業連合会（FEPC）へのヒアリングを通じまとめた、これまでのピアレビューの結果概要は、
表７のとおりである。
また、他の業界団体（パートナーシップ）における省エネ対策の目標設定の在り方を見てみると、業界団体自身がリー
ドを取り、傘下企業の情報を勘案しつつ、データ収集、目標・ロードマップの作成をしている場合 6もあれば、より企業が
主導し目標設定やロードマップを行っている業界団体 7も存在している模様 8である。つまり、今後のフレームワークでは、
業界団体（取りまとめ団体）が主導で本枠組みをリードしていくのか、参加企業（電力会社）が主導でリードしていくのか
の方向性も併せて、今後あり方を検討することが重要である。
3.2
過去のＧＳＥＰピアレビューの課題の整理と今後への提言
3.2.1 現地発電所の積極的参加の仕組み
ピアレビュー実施に関し、現地政府や視察候補発電所とやりとりする時間が限られていること、受入側が省エネ診断の
イメージ、メリットが沸かず、情報提供に伴う情報漏洩等を懸念（不信感）等から、省エネ診断に必要になる十分な運転
データを事前に取得できない、ピアレビュー中の議論が想定ほど活発に行われないといった課題があげられている。ど
の程度の粒度の省エネ診断を行うかにもよるものの、「2.3. 排出量・排出係数算定のための情報収集の考え方」のとおり、
様々な事前情報取得が必要になることから、現地発電所の GSEP 電力 WG に対する関心、参加する意義を高める方策
が必要になってくると考えられる。具体的案としては、次のとおりである。

設備診断を希望する国・発電所を公募制にする（より積極性の高い発電所を選定する）

設備診断に次回参加国・候補発電所メンバーも含め、ピアレビューのイメージを高めてもらう

テクニカルディスカッションのトピックにつき、事前にアンケートを取り、より先方の興味の高いトピックを選定す
る、等
6
世界鉄鋼協会（WS）、欧州セメント協会（CEMBUREAU）、国際化学工業協会協議会（ICCA）等
国際石油産業環境保全連盟（IPIECA）等
8 経済産業省（2014）、平成 25 年度二国間クレジット取得等インフラ整備調査事業（エネルギー効率向上に関する国際パートナーシ
ップ（GSEP 電力 WG 等）を活用した途上国の技術支援ニーズ等に関する調査）報告書
7
32
3.2.2 電力会社への参画インセンティブの構築
従来は日本の電力会社が電力 WG に参加し、省エネ診断に携わってきていたが、参加電力会社が省エネ診断に参
加する意義が計りづらく、今後は電力 WG への参加に対し消極的なスタンスになることも予想されうる。よって、電力会
社が参加するインセンティブのあるスキームの構築が求められている。

制度面での優遇措置を構築する

省エネ診断が次のビジネスにつながるような仕組み（二国間クレジット制度（JCM）化等）を検討する
33
表７：GSEP 電力 WG によるピアレビュー（技術者協議）結果の取りまとめ
開催時期
発電所
見学設備
インドネシア（第一回）
2013 年 1 月
Suralaya
 中央制御室
 その他現場設備
ポーランド（第二回）
2013 年 10 月
Belchatow 6 号機
中央制御室
ピアレビューの目的
テクニカルディスカ
ッションのトピック
 熱効率の維持向上と CO2 排出抑制
 不明（特段設定せず、運転保守全般に対し議
論）
 熱効率の維持向上と CO2 排出抑制
 不明（特段設定せず、運転保守全般に
対し議論）
省エネ診断に必要
な情報
・効率試験データ
・運転日誌データ
・トラブル実績等
初期質問状はない模様
・効率試験データ
・運転日誌データ
・トラブル実績等
運転に係る主要パラメータ（主蒸気の温
度・圧力・エンタルピ等）
主なピアレビューの
内容
 燃料量および出力の状況から 2％程度の効率
低下等を確認（年間 15 万 t の CO2 削減効果）
 タービンノズル劣化や給水過熱の性能低下を
指摘。その他、ボイラーの収熱のアンバランス
の可能性、定期的な点検推奨についてコメント
当初予定していた
が、現地でも取得
できなかった情報
その理由
不明
 •適切な運用管理のもと熱効率の維持に
努めていることや経年化ユニットに対し、
経済性等を勘案しつつ、ボイラー増強
やタービン更新等による熱効率向上等
を図っていることなどを確認。
 日本からは超臨界ユニット等で経験して
いる蒸気タービン翼の侵食事例を紹介
 運転に係る主要パラメータ
不明
 機微情報のため、経営層判断により、開
示不可との結論
課題
不明
不明
事前に開示を求め
た情報
モンゴル（第三回）
2014 年 10 月
CHP4
 管理・制御室
 電気管理室
 メンテナンス監理室
 発電設備（タービン、ボイラー）
 部品修理室
 熱効率の維持向上と CO2 排出抑制
 ボイラー関連設備の保守運用
 タービン関連設備の保守運用
 運転・保守管理の体系（保安に係る法規
制含む）
・効率試験データ
・運転日誌データ
・トラブル実績等
・効率試験データ
・運転日誌データ
・トラブル実績等
 日本やその他の国を参考にして保守運
用体制を築いていることを確認。
 日本からは、巡回点検の充実化や余寿
命診断の高度化等の提案を行い、これ
らの提案が計画外停止による起動損失
の低減や熱効率の維持・向上の達成に
資することを参加者で共有。
 効率試験データ
 運転日誌データ
 トラブル実績等
 効率が論点として選ばれなかったこと、
また運転データ等は機微情報であるた
め、先方が難色を示したこと
 運転データが事前に取得できない
 参加電力の負担に報いる枠組みとなっ
ていない
トルコ（第四回）
2015 年 7 月
Cayirhan
中央制御室
熱効率の維持向上と CO2 排出抑制
ボイラー関連設備の保守運用
タービン関連設備の保守運用
運転・保守管理の体系（保安に係る法規
制含む）
・効率試験データ
・運転日誌データ
・トラブル実績等
・運転日誌データ
・トラブル実績等




 運転データを詳細に確認した結果、日
本における同スペックのユニットと比較し
て、定格出力における主蒸気温度が低
いことが確認された。
 主蒸気温度の改善により、燃料使用量
及び CO2 排出量に削減効果があること
を紹介。
 運転日誌の経年推移
 系統図
 不明（対象発電所に対し重ねて催促し
たものの開示なし）
 運転データが事前に取得できない
 参加電力の労力に報いる枠組みとなっ
ていない
 ピアレビュー中の議論が活発に行われ
ない
出典：各種公開資料及び電気事業連合会へのヒアリングを基に作成
＜了＞
34
別添１
Turkish Power Generation Sector and
Activities of EUAS
30.07.2015
ANKARA
www.euas.gov.tr
1
ENERGY SECTOR IN TURKEY
The main objective of Turkey's energy policy is to
provide
a reliable, sufficient, good quality and
environmentally friendly supply of energy in a timely
and economically sound manner as so to sustain economic
growth as well as social welfare.
Principle components of Turkey’s energy policy are as follows:
• to diminish foreign source dependence in energy supply,
• to ensure the diversity of resources, routes and
technologies,
• to utilize reneawable energy resources to the greatest extent
possible,
• to minimize the adverse impacts on the environment,
• to enhance energy efficiency.
www.euas.gov.tr
2
別添１
DEVELOPMENT OF TURKISH ELECTRICITY MARKET
www.euas.gov.tr
3
DEVELOPMENT OF TURKISH ELECTRICITY MARKET
www.euas.gov.tr
4
別添１
TURKISH POWER GENERATION SECTOR
Installed Capacity (MW)
Progress of Turkey's electricity installed capacity by year (1970-2014)
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5
SHARE OF ELECTRICITY PRODUCERS IN TURKEY’S
INSTALLED CAPACITY – 2015 JUNE
Share of electricity producers in Turkey’s installed
capacity
Electricity Producers
Installed Capacity
MW
EUAS
Transfer of Overation
Rights
20.321,2
EÜAŞ
%48,87
%
48,87
7
Build operate plants
945,7
Build operate transfer plants
Build - Operate Plants
6.101,8
Build – Operate Transfer Plants
2.312,3
Private Electricity
Generation
41.758,2
Auto Producer Plant
Unlicensed Plants
(TEDAS)
Total
Private elect. generation
Autoproducers plants
Unlicensed Plants
(TEDAS)
27,2
ELECTRICITY PRODUCERS
137,3
Public
Private Sector
71.603,7 TOTAL
www.euas.gov.tr
INSTALLED
CAPACITY
CONTRIBUTION (%)
20.321,2
28,4
51.282,5
71,5
71.603,7
100,0
6
別添１
THE DISTRIBUTION OF TURKEY’S INSTALLED CAPACITY BY
PRIMARY ENERGY RESOURCES BY THE END OF JUNE 2015
SOURCES
Installed Capacity
MW
71.603,7 MW
Coal
14.658,6
Natural Gas+ LNG
21.571,3
Hydraulic
25.056,6
Share of Installed Capacity
1%
6%
Wind
1%
KÖMÜR
7%
4.024,4
(Coal)
0%
DOĞALGAZ + LNG
(Natural gas+LNG)
Reneweable+waste+GEO
Other-1- (F.oil+Naphta+LPG +
Asphaltite)
745,9
20%
766,3
HİDROLİK
(Hydraulic)
RÜZGAR
(Wind)
YENİLENEBİLİR+ATIK +JEO
35%
Other-2- (Multi Fueled fired
solid+liquid+naturalgas)
Solar Energy
(Renewable+waste+geo)
4.672,9
DİĞER-1- (F.OİL+NAFTA+LPG +
ASFALTİT)
(Others 1)
GÜNEŞ
107,6
(Solar Energy)
30%
TOTAL
71.603,7
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7
PERCENTAGE CHANGE OF EUAS THERMAL CAPACITY BY YEAR
In 2014, 67,2 % of EUAS ‘s electricity was generated in thermal power plants and the
rest 32,8 % of electricity was generated in hydraulic power plants.
Electricity generated by thermal power plants was provided from the following
resources:
50,7 % Æ lignite
45,7 % Æ natural gas
3,2 % Æ hard coal
0,4 % Æ liquid
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8
別添１
ELECTRICITY GENERATION COMPANY
General Directorate of Electricity Generation Company, as a
public enterprice, was established with the Cabinet’s
Decree dated 05.02.2001 and the legal authority ensured by
its main statue set the framework of its duties and
responsibilities as follows:
•to operate state-owned thermal and hydraulic power plants,
•to perform the maintenance, repair and rehabilitation works of
them as well as their material procurement and
•to build and operate new generation facilities in accordance
with the planning and directions of the Ministry.
•to carry out the operational activities of the licenced mining
areas held by EUAS.
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9
ELECTRICITY GENERATION COMPANY
By the end of June 2015, EUAS has 7 thermal and
68 hydraulic power plants. Total installed capacity
of these plants is 20.321 MW. This figure
represents 28,4 % of the installed capacity of the
country. The installed capacities of thermal and
hydraulic power plants are 7.319 MW and 13.002
MW respectively.
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10
別添１
ELECTRICITY GENERATION COMPANY
In 2014, EUAS has a total of 70,4 GWh electricity generation of
which 47,3 GWh is of thermal and 23,1 GWh is of hydraulic.
This amount of electricity corresponds to 28,2 % of Turkey’s
electricity generation. In addition, total 19,9 million tons of
lignite were produced in the fields belonging to EUAS and
were used in thermal power plants.
EUAS has been ranked in the first 10 companies by
Istanbul Chamber of Industry (ISO), within the
framework of «Survey in Turkey’s Top 500 Industrial
Enterprises», which can be taken as a benchmark for
the company size.
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11
POTENTIAL OF TURKEY’S DOMESTIC RESOURCES IN 2014
Source
Potantial
Unit
Lignite
13,9
billion tons
Hard coal
1,3
billion tons
Asphaltite
82
million tons
Cruide oil
43,2
million tons
Bitumen
1,6
billion tons
Hydraulic
140
billion kWh/year
Natural gas
6,84
billion m3
Wind
48.000
MW
Geothermal
31.500 MW/year (thermal)
MWt/year
600 MW/year (elektricity)
Biomass
8,6
Mtep
Wind energy
32,6
Mtep
Natural uranium
9.129
tons
Thorium
380.000
tons
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12
別添１
TURKEY’S COAL RESERVE
(Share of Turkey’s Reserve)
(Afsin-Elbistan Coal Basin)
(Other fields)
(Turkey’s Total Reserve : 13.900.000.000 ton)
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13
EUAS COAL RESERVE
(Afsin-Elbistan Coal Basin)
(Other fields)
(EUAS Total Reserve : 7.578.340.379 ton)
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14
別添１
AFSIN-ELBISTAN MINING FIELD
Afşin-Elbistan B Thermal Power Plant
Afşin-Elbistan A Thermal Power Plant
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15
EUAS LIGNITE BASINS AND RESERVES
(Chemical Proporties)
(Reserves)
(Coal Basins)
(Total)
www.euas.gov.tr
www
euas gov tr
(Moisture)
(Ash)
(Sulphur)
(Heat Value)
16
別添１
AFSIN-ELBISTAN BASIN
Turkey’s Total lignite reserve : 13,9 million tons
About 38 % of Turkey’s total lignite reserves are
located in this basin.
Afsin A Thermal Power Plant
: 1355 MW
Afsin B Thermal Power Plant
: 1440 MW
Additional thermal power plants potential: 6700 MW
Total thermal potential of basin :~ 9500 MW
www.euas.gov.tr
17
AFSIN-ELBISTAN BASIN
Coal production in the basin has been carrying
out by continuous mining method.
Kışlaköy and Çöllolar coal fields of the basin are
in operation.
There are two thermal power plants fed up by
these fields and their capacities are 1440 MW and
1355 MW, respectively.
In order to achieve that the mining in the basin to
be performed in a safe and economically viable
manner, studies aimed to address the basin as a
whole have been underway.
www.euas.gov.tr
18
別添１
COAL PRODUCTION BETWEEN 2008 AND 2014
Afşin-Elbistan Coal Basin
Çöllolar Coal
Operation
AEL Operation Directorate
Coal (for power plant)
Coal (for market)
Production
Ton
Ton
Ton
Ton
2008
26.651.624
7.946
26.771.838
0
2009
19.683.637
859
19.722.542
7.614.650
2010
5.174.736
1.735
5.040.385
16.546.420
2011
19.287.860
7.446
19.276.266
1.860.198
2012
18.680.819
21.217
18.613.891
0
2013
11.170.666
3.070
11.225.885
0
2014
13.476.382
919
13.621.833
0
Total
376.292.594
99.407
377.406.328
26.021.268
www.euas.gov.tr
19
AFSIN-ELBISTAN COAL BASIN
www.euas.gov.tr
20
別添１
KIŞLAKOY SECTOR A THERMAL POWER PLANT
4.390
hectare
www.euas.gov.tr
www
euas gov tr
21
ÇOLLOLAR SECTOR B THERMAL POWER PLANT
2.400
hectare
www.euas.gov.tr
www.euas.gov.t
tr
22
別添１
AFSIN-ELBISTAN C-D-E-G PROJECTS
• Afşin-Elbistan lignite basin is diveded into 6 sectors
called as A (Kışlaköy), B (Çöllolar), C, D, E ve G.
• Licensed surface area of 29.700 hectare held by EUAS is
located in Afsin-Elbistan Coal Basin which contains
approximately 38 % of Turkey’s finalized amount of
lignite reserve and total reserve owned by EUAS in
basin is 4,8 billion tons.
• About 1 billion ton of the reserve has been projected
and is still under operation.
• Activities are underway in order to enable investment
in the rest (3,8 billion tons) of the reserves within the
framework of Public - Private Partnership.
www.euas.gov.tr
23
AFSIN-ELBISTAN C-D-E-G SECTORS
2.700 hectare
4.210 hectare
2.800 hectare
4610 hectare
www.euas.gov.tr
e as go tr
24
別添１
AFSIN-ELBISTAN C-D-E-G SECTORS
Sectors
Specifications
C
D
E
G
www.euas.gov.tr
25
Mücahit SAV
Head of Environmental Department of EUAS
www.euas.gov.tr
26
別添２
Ministry of Energy & Mineral Resources
G20’S GSEP WORKSHOP ON ENERGY EFFICIENCY ACTION PLAN.
INDONESIA’S ELECTRICITY GENERATION USING CLEAN COAL
TECHNOLOGY
Ankara, May 30th, 2015
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
CURRENT CONDITION
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
2
別添２
1.Energi has become a basic needs
RRENT CONDITION
for economic growth;
NATIONAL ENERGY MIX: 215 MTOE.
NRE: 13 MTOE
2.The Indonesian economy grow by
5-6% per year. Population growth:
1,2% per year Æ Energy demand
growth 7 – 8% per year;
9 GEOTHERMAL: 6 MTOE
9 BIOFUEL: 4 MTOE
9 BIOMASS: 2 MTOE
9 HYDRO: 1 MTOE
Gas
23 %
Oil
41 %
Coal
30%
3.Dependency on fossil energy is
still high, while its reserves are
limited;
NRE
6%
4.The country’s new renewable
energy resources potential has
not yet been optimized.
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
3
2025 TARGET
Energy elasticity < 1,
Optimizing and increasing NRE
share on national energy mixx
Energy conservation, clean and
efficient technology
Gas
22%
Gas 22%
Coal 30%
Oil 25%
30%
Oil
25%
NRE
23%
Reducing GHG emission
PRICE AND SUBSIDY
Coal
Bioenergy
10%
Others NRE
3%
Geothermal
7%
Hydro
3%
Government supports national electricity development using policies, including:
Set up the price of primary energy such as coal, gas, hydro and geothermal power generation
Progressive electricity tariffs
Application of fit in tariff mechanism in determining the price of renewable energy
GOVERNMENT INCENTIVES
Fiscal and non-fiscal incentives to encourage the diversification of energy sources and the development of
renewable energy.
Incentives for the development, exploitation, and utilization of renewable energy, especially for small scale projects,
located in remote areas.
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
4
別添２
Percentage of Power Plant Capacity
PPU
5%
PLN
70%
Installed Capacity (2014)
OL non Oil
5%
53,065 MW
IPP
20%
(PLN: 37,380 MW, IPP: 10,945 MW, PPU: 2,349 MW, IO Non Oil: 2,391 MW)
Percentage of
Electricity Consumption
Electricity Consumption (2014 )*)
Public
6%
Business
18%
199 TWh
Residential
43%
Electricity Production(2014)*)
228 TWh
Industry
33%
Electrification Ratio (2014)
84.35%
Percentage of Energy Mix
Hydro
6.5%
Geothermal
4.4%
others
0.4%
Oil
11.7%
Gas
24.2%
Electricity Consumption (2014 )*)
Coal
52.8%
*)
865 kWh/capita
Only for PLN and IPP
5
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
464
Twh
324
23 57
Twh
83
31
Twh
Twh
165
Twh
Twh Twh
KALIMAN
TAN
10,4% SULAWES
I
MALUKU
INDONESIA
TIMUR
11,1%
219
Twh
10,3%
12,4%
SUMATE
RA
11,6%
PAPUA
9,4%
JAWA BALI
7,8%
NUSA
TENGGARA
9,6%
20152024
INDONESIA
8,7%
Electricity demand growth in 2015-2024 is projected to average about 8.7% per year
Source: RUPTL PLN 2015-2024
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
6
別添２
Category :
Aceh
92,31%
Kaltara
Sumut
> 70 %
69,64%
91,03%
Kaltim
50 - 70 %
91,71%
< 50 %
Riau
Sulut
Kalbar
84,54%
85,53%
Gorontalo
79,77%
Kepri
74,65%
74,06%
Malut
90,52%
Papua Barat
77,81%
Sumbar
Sumsel
80,14%
76,38%
Kalteng
67,23%
Sulteng
75,58%
Jambi
80,70%
Babel
Sulbar
95,53%
74,11%
Papua
43,46%
Sultra
Jakarta
Bengkulu
Jateng
99,61% 88,04%
83,47%
Lampung
81,27%
66,78%
Kalsel
Banten
Maluku
82,22%
83,75%
Bali
Sulsel
85,17%
85,05%
92,93%
Jabar
86,04%
DIY
Jatim
NTB
NTT
82,26%
83,55%
68,05%
58,91%
REALIZATION
TARGET ACCORDING TO DRAFT RUKN
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
67.15%
72.95%
76.56%
80.51%
84.35%
87.35%
90.15%
92.75%
95.15%
97.35%
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
7
COAL FIRED POWER PLANT
Availability of national coal resource, especially in Sumatera
and Kalimantan Islands.
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
8
別添２
COAL RESOURCES AND RESERVES
Resources : 124,8 Billion Ton
Reserves : 32,38 Billion Ton Æ 100 years
Geological Agency MEMR
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
INDONESIA COAL RESOURCES, RESERVE AND
D
QUALITY 2008 - 2014
¾ The growth of yearly national coal resources are approx. 5% and
reserves are approx. 11%.
¾ Only 23% of resource can be modified to reserve.
¾ There is an information of thick deep seated coal (> 25 m
thickness).
¾ Indonesian coal greatest potential is medium rank (± 4800-5800
kcal) and followed by low-rank (± <4800 kcal).
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
別添２
COAL PRODUCTION
(Million ton)
Production
2011
2012
2013
2014
2015*)
353
412
474
458
201
8
36
42
40
18
- Medium Calory
251
238
274
265
116
- High Calory
94
138
158
153
67
Total
- Low Calory
*) June 2015
1
1
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
POWER PLANT DEVELOPMENT
PROGRAM
To meet the rapidly growing demand and overcome shortage of
electricity supply, coal-based generation electricity power plant
provides a quick and low-cost solution in Indonesia.
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
12
別添２
TWh
300
1,200
250
1,000
200
800
150
600
100
400
50
200
GW
0
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034
Additional Non PLN System (Cumulative) 0.5
1.0
1.5
2.1
2.8
3.5
4.2
5.0
5.9
6.9
8.0
7
14
20
27
35
44
54
64
75
87
100 110 119 129 139 149 160 171 183 195
Existing Non PLN System *)
4.8
4.7
4.6
4.5
4.4
4.3
4.1
4.0
3.9
3.8
3.7
3.7
3.6
3.5
3.4
3.3
3.2
3.1
3.1
3.0
Existing PLN System *)
44
43
42
41
40
39
38
37
36
35
34
33
32
32
31
30
29
29
28
27
ADDITIONAL CAPACITY (CUMULATIVE)
8
15
22
30
38
48
58
69
81
94
108 118 129 139 149 160 172 184 196 209
EXISTING CAPACITY *)
49
48
46
45
44
43
42
41
40
39
38
TOTAL CAPACITY
57
62
68
75
82
91
100 109 120 132 146 155 164 173 183 193 203 214 226 238
Capacity Non PLN System
5.3
5.7
6.1
6.6
7.1
7.7
8.4
9.1
Capacity PLN System
52
57
62
68
75
83
91
100 111 122 134 143 151 160 169 178 188 199 210 221
PEAK LOAD
42
46
50
55
61
67
74
81
ELECTRICITY DEMAND
239 262 287 315 347 382 420 462 508 559 616 654 692 732 772 815 859 905 954 1,006
Additional PLN System (Cumulative)
8.6
37
9.2
36
9.8 10.4 11.0 11.6 12.3 13.0 13.8
35
34
33
33
32
31
30
9.9 10.7 11.7 12.3 12.7 13.2 13.7 14.2 14.8 15.4 16.0 16.6
89
98
108 115 121 128 135 143 150 159 167 176
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
Additional Plans Capacity
per Plant Type
Plans COD per Year
Others
PLT
Lain
19,319
PSPS
MHEPP, 737
HEPP
PLTA
HEPP, 634
PS, 1,040
Others, 81
GTPP/GEPP,
4,288
PLTM
MHEPP
PLTG/MG
GTPP/GEPP
PLTGU
CCPP
PLTP
GeoPP
CCPP, 9,165
PLTU
CFPP
CFPP, 25,839
9,238
TOTAL
6,379
3,793
4,213
GeoPP, 1,160
2015
2016
2017
2018
2019
Total additional capacity 2015 up to 2019 is about 42,9 GW :
− 7,4 GW on construction progress;
− 35,5 GW procurement/planning.
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
0
別添２
Nuclear
5.600%
Import
0.273%
Oil
1.337%
Gas
17.248%
Geothermal
8.970%
Nuclear
4.020%
Oil
0.587%
Gas
17.998%
Import
0.033%
Geothermal
8.970%
Biomass
0.009%
Biomass
0.009%
Coal
60.040%
Solar/Hybrid
0.001%
Solar/Hybrid
0.001%
Coal
61.860%
Hydro
6.521%
Hydro
6.521%
RE = 21,374
2025
RE = 19,654
2050
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
CO2 EMISSION REDUCTION –
CLEAN COAL TECHNOLOGY
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
16
別添２
¾ Coal-based generation contributes to increased CO2
emissions.
¾ GoI is keen on reducing greenhouse gas emissions while
keeping expanding power production and enhancing
energy security.
¾ CCT offers a potential solution to GoI’s dual goal with
respect to power sector development/energy security and
environmental sustainability
㻞㻌
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
NAMA’S TARGET TO LOWER EMISSION
(26 - 41% IN 2020)
18
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
別添２
Climate change and GHGs emission reduction become national priorities
President RI commitment in G-20 Pittsburgh and COP15
to reduce GHGs emission by 2020
26%
(767 MTon)
National
Efforts
Pres. Reg No. 61/2011
RAN-GRK
National and
International
Support
41%
(26%+15%)
Pres Reg No. 71/2011
GHG Inventory and MRV
Through renewable
energy, energy
conservation &
efficiency and clean
energy technology
implementation
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
Indonesia power sector CO2 emissions is projected to double in the
period of 2015-24 primarily due to growth in coal-fired generation
Indonesia Power Sector CO2 Emissions (2015-24)
PLOOLRQ
W&2
PLOOLRQ
W&2
㻟㻌
6RXUFH5837/
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
別添２
Rational for USC/IGCC
introduction in Indonesia
Technical availability
9 Is USC & IGCC readily available ?
→ USC: readily available, IGCC: available in 2020
9 When can it be introduced in Indonesia?
→ USC: 2017, IGCC: 2025
Alignment with Indonesia’s Policy
9 Is it possible to use low rank coal (LRC) ?
→ Yes, LRC can be utilized
9 Does it contribute to GHG emission reduction ?
→ Yes, GHG emission amount will be reduced
Economic validity
9 Is it economically viable ?
→ Yes, Generation cost will be lower than Sub-c or SC
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
CLEAN COAL TECHNOLOGY
CCT Technology for Coal Fired Power Plants
USC* Æ 2017
Matured technology to achieve low
electricity costs & low GHG
emissions
• Proven and already commercialized technology
• Introduced all around the world
• Can utilize low rank coal with above average ash melting point
• Economic superiority to SC
• Lower GHG emission compared to SC
IGCC** Æ 2025
Promising technology to achieve
low electricity cost, lower GHG
emissions & LRC utilization
• Technology yet to be commercialized
• Will be introduced at the beginning of 2020s in commercial base in the
world
• Promising technology for low rank coal with low ash melting point
• Economic superiority to SC and USC
• Lower GHG emission compared to SC & USC
Target for introduction of USC and IGCC in Indonesia
z USC should be introduced for next new coal fired power plant project (2017)
z IGCC will be introduced around 2025, considering the development situation in
the world
*) Ultra Super Critical
**) Integrated Gasification Combined Cycle
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
別添２
ROADMAP OF CCT IN INDONESIA *)
• After assessing relevant factors (technical availability, low rank coal
availability, economic viability, technical challenges in introducing CCT
and contribution to GHG emission reduction), the CCT study concludes
that the CCT technology that can be adopted by Indonesia are USC and
IGCC.
• USC is commercially matured, already proven and well performed in
many countries, can use low rank coal having above average ash melting
point, has economic merit to SubC and SC, produces lower CO2
emissions.
• IGCC is a promising technology, yet not commercially matured, can use
low rank coal with low ash melting point, its project cost is expected to
drop and make it economical compared to SC and USC, lower CO2
emission than SC and USC.
*) Source: The Project for Promotion of Clean Coal Technology (CCT) in Indonesia, Interim Report, October 2011,
Jakarta, JICA Study Team.
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
ROADMAP OF CCT IN INDONESIA *)
SC, K= 35-40%
USC, 43%
Cirebon
(USC 1x1000 MW)
Cirebon
(SC 1x660 MW)
2011
2015
Paiton 3
(SC 1x815 MW)
2020
Central Java IPP
(USC 2x1000 MW)
Indramayu #1
(USC 1000 MW)
IGCC
45-48%
2025
2000–3000 MW
per year
Indramayu #2
(USC 1000 MW)
IGCC 1000 MW Class
*) Source: The Project for Promotion of Clean Coal Technology (CCT) in Indonesia, Interim Report, October 2011,
Jakarta, JICA Study Team, with modification
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
別添２
PLANNING OF ULTRA SUPER CRITICAL PROJECT DEVELOPMENT (2015-2024)
No
Project
Location
Unit Size
(MW)
COD Estimation
1
CFPP Java 1
West Java
1 x 1,000
2019
2
CFPP Java 4
Central Java
2 x 1,000
2019
3
CFPP Java 5
Banten
2 x 1,000
2019
4
CFPP Java 6
West Java
2 x 1,000
2023
5
CFPP Java 7
Banten
2 x 1,000
2019
6
CFPP Java 8
Central Java
1 x 1,000
2018
7
CFPP Central Java
Batang, Central Java
2 x 1,000
2019/2020
8
CFPPJava 12
DKI Jakarta
2 x 1,000
2022/2023
9
CFPP Java 13
Central Java
2 x 1,000
2024
10
CFPP Indramayu 4
West Java
1 x 1,000
2019
11
CFPP Indramayu 5
West Java
1 x 1,000
2024
Note: CFPP Java 3, 9,10, and 11 are committed Project with unit size 600 MW
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
FINANCING REQUIREMENT FOR CFPP DEVELOPMENT
USD
Billion
Total:
USD 132 Billion
CFPP
58
Distribution
15
Transmission
21
Power Plant
97
Others
39
2015-2024
USD
Billion
Total:
USD 83 Billion
CFPP
36
Distribution
7
Transmission
17
Power Plant
59
Others
23
2015-2019
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
別添２
www.esdm.go.id
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
INDONESIA PRODUCTION, DMO, EXPORT AND
W
ORLD COAL
COAL PRICE
PRICE
WORLD
DMO only:START IN 2010
¾
¾
¾
¾
¾
¾
Coal production growth about 14% per annum.
Coal price affecting Indonesian coal production and export.
Domestic coal demand growth very slow when compared to export (4% per annum).
Quality for domestic market : 4.000 – 6.500 Kcal/Kg GAR
Coal export about 75-80% of total coal production, coal export for 2014 growth 3,5% of 2013.
Production until April 2015 about 130 million ton or decrease 21% compared to April 2014 (164
million ton).
MINISTRY OF ENERGY & MINERAL RESOURCES
別添３
Enhanced Energy Efficiency in the
Power Sector: ADB Efforts
GSEP Power Working Group Workshop
Ankara, Turkey
28-30 July 2015
Priyantha D C Wijayatunga, PhD
Principal Energy Specialist
Asian Development Bank
Presentation Outline

ADB Strategy 2020
Energy Policy
Clean Energy Investments
Specific Examples
Modes of financing
Final Remarks
2
別添３
ADB Strategy 2020

Development Agendas

Inclusive growth
Environmentally sustainable growth
Regional integration
Drivers for change

Private sector development
Good governance
Gender equity
Capacity development
Partnerships
3
Energy Policy

Promoting energy efficiency and
renewable energy
Maximizing access to energy
promoting energy sector reform,
capacity building and good governance
4
別添３
Clean Energy Investments

Investments
grown over the
years

Renewable
Energy
Energy
Efficiency:
supply side and
Demand Side
5
Clean Energy Investments …

In 2014 - $ 2.4 billion
6
別添３
Clean Energy Investments …
7
Clean Energy Investments …

Bulk of $2.4 billion in energy sector
specific projects ($1.97 billion)

Generation, transmission, distribution,
supply and demand
Only $0.46 billion in others

Mainly in transport projects
Some support in water sector energy
efficiency
8
別添３
Clean Energy Investments …

2014 investments

5.9 TWh generation per year from solar,
wind and hydro
700 GWh savings per year from energy
efficiency
40,000 TJ savings per year of direct fuel
savings (about 6.6 million barrels of oil)
9 million tones of CO2e savings annually
9
Clean Energy Investments …
10
別添３
ADB EE projects

Generation efficiency improvements

Replacing aging hydroelectric equipment
and controls (Kyrgyz Republic, Nepal)
Replacing old gas turbine plants with
combined cycle plants (Bangladesh,
Uzbekistan)
Adding steam turbines to existing gas
turbine plants (Bangladesh)
Capacity building – improved O & M
11
ADB EE projects ….

Transmission and distribution
improvement

New lines, substations to reduce
overloading
High temperature low sag conductors to
almost double capacity (Nepal)
Segregation of consumers (India)
HV distribution
Capacity building - Improved planning and
operations
12
別添３
ADB EE projects ….

Demand side

Efficient lighting – Households, small
businesses and street lighting
Capacity building

Policies and regulations
Developing building codes
Tariff setting to encourage load-shifting
13
ADB EE projects ….

Transport and urban

Mass transport systems
Efficient water supply systems

Reduce water waste
Increased pumping efficiency
14
別添３
Modes of financing

Public Sector

Direct investment in EE
Financial Intermediary (FI) loans
Sector development loans
Co-financing
Private sector

A separate private sector window
Investment as well as FI loans
15
Final remarks

ADB continues its efforts in energy efficiency

Provide soft support to create an enabling
environment

Both supply side and demand side
Introduce new technologies
Lessons from other countries and regions
Encourage new policies/regulations
Provide opportunities for interaction
To bridge the gap between technology
providers and users
16
別添３
Thank you
Priyantha D C Wijayatunga
E-mail: [email protected]
17
別添４
wGGl G
hGGzTzG
hG
nGzGl GwGwGˀwG~GnG~GG
Y_TZWGq GYWX\G
hSG{ G
iGyhtG
jGwGlG
{¡Gj GvSSGhkiGG
Outline:
㻌Introduction
Africa’s Energy Gap
Bank’s 10 Year Strategy
Energy Policy, and Energy Portfolio
Climate Change Action Plan
Non-Sovereign Guaranteed Financial
Instruments and Operations
Project Highlights
Conclusions
別添４
Africa’s Energy Gap
Africa
Progress
Panel
Report(1(5*<(19,5210(17&/,0$7(&+$1*(
2015 '(3$57(0(17
Africa’s Energy Access Puzzle
Africa Progress Panel
Report 2015
Africa
Progress
Report2015
(1(5*<(19,5210(17&/,0$7(&+$1*(
'(3$57(0(17
別添４
Africa’s Potential Energy Market
Africa
Progress
Report2015
(1(5*<(19,5210(17&/,0$7(&+$1*(
Africa Progress Panel Report
'(3$57(0(17
Africa’s Annual Energy Financing Gap
Africa Progress
Panel Report 2015
Africa
Progress
Report2015
(1(5*<(19,5210(17&/,0$7(&+$1*(
'(3$57(0(17
別添４
African Development Bank in Brief
㻌㻭㻌㼙㼡㼘㼠㼕㼘㼍㼠㼑㼞㼍㼘㻌㼐㼑㼢㼑㼘㼛㼜㼙㼑㼚㼠㻌㼒㼕㼚㼍㼚㼏㼑㻌
㼕㼚㼟㼠㼕㼠㼡㼠㼕㼛㼚㻌㼛㼣㼚㼑㼐㻌㼎㼥㻌㻡㻠㻌㻭㼒㼞㼕㼏㼍㼚㻌㼍㼚㼐㻌㻞㻠㻌㼚㼛㼚㻙
㻭㼒㼞㼕㼏㼍㼚㻌㼏㼛㼡㼚㼠㼞㼕㼑㼟㻧㻌㼍㼚㼐㻌㼑㼟㼠㼍㼎㼘㼕㼟㼔㼑㼐㻌㼕㼚㻌㻝㻥㻢㻠㻚㻌㻌
㻌㻵㼠㼟㻌㼙㼕㼟㼟㼕㼛㼚㻌㼕㼟㻌㼠㼛㻌㼔㼑㼘㼜㻌㼞㼑㼐㼡㼏㼑㻌㼜㼛㼢㼑㼞㼠㼥㻘㻌
㼕㼙㼜㼞㼛㼢㼑㻌㼘㼕㼢㼕㼚㼓㻌㼏㼛㼚㼐㼕㼠㼕㼛㼚㼟㻌㼒㼛㼞㻌㻭㼒㼞㼕㼏㼍㼚㼟㻌㼍㼚㼐㻌
㼙㼛㼎㼕㼘㼕㼦㼑㻌㼞㼑㼟㼛㼡㼞㼏㼑㼟㻌㼒㼛㼞㻌㼠㼔㼑㻌㼏㼛㼚㼠㼕㼚㼑㼚㼠䇻㼟㻌
㼑㼏㼛㼚㼛㼙㼕㼏㻌㼍㼚㼐㻌㼟㼛㼏㼕㼍㼘㻌㼐㼑㼢㼑㼘㼛㼜㼙㼑㼚㼠㻚㻌㻌
㻌㼀㼔㼑㻌㻮㼍㼚㼗㻌㼍㼟㼟㼕㼟㼠㼟㻌㻭㼒㼞㼕㼏㼍㼚㻌㼏㼛㼡㼚㼠㼞㼕㼑㼟㻌
㼕㼚㼐㼕㼢㼕㼐㼡㼍㼘㼘㼥㻌㼍㼚㼐㻌㼏㼛㼘㼘㼑㼏㼠㼕㼢㼑㼘㼥㻌㼠㼛㻌㼍㼏㼔㼕㼑㼢㼑㻌
㼟㼡㼟㼠㼍㼕㼚㼍㼎㼘㼑㻌㼑㼏㼛㼚㼛㼙㼕㼏㻌㼐㼑㼢㼑㼘㼛㼜㼙㼑㼚㼠㻌㼍㼚㼐㻌㼟㼛㼏㼕㼍㼘㻌
㼜㼞㼛㼓㼞㼑㼟㼟㻚㻌
㻌㻟㻠㻌㻻㼒㼒㼕㼏㼑㼟㻌㼣㼕㼐㼑㼘㼥㻌㼟㼜㼞㼑㼍㼐㻌㼍㼏㼞㼛㼟㼟㻌㻭㼒㼞㼕㼏㼍㻚
AfDB Long Term Strategy 2013-2022
Three Areas of Special
Emphasis
Two Objectives to Support
Transformation
Five Core
Operational
Priorities
Inclusive
Growth
A
continuum
& regional
approach
Fragile
States
Infrastructure Development
Age
Gender
Geography
Regional Integration
Private Sector Development
Gradual
Transition
to Green
Growth
Building
resilience
Managing natural
resources
Agriculture
& Food
Security
Supporting
value chains
Governance & Accountability
Skills & Technology
Gender
Sustainable
infrastructure
Economic
empowerment,
legal &
property rights
別添４
AfDB Energy Policy (2012)
The Energy Sector Policy provides a general framework for the Bank
Group’s energy sector operations.
It has a dual objective:
o
o
To support Regional Member Countries (RMCs) in their efforts to provide all
of their populations and productive sectors with access to modern,
affordable and reliable energy services; and
To help RMCs develop their energy sector in a socially, economically and
environmentally sustainable manner.
Although meeting urgent energy needs is the prime objective of this Policy,
AfDB is committed to supporting the gradual adoption of a low-carbon and
sustainable growth path by RMCs.
Energy sector focus areas
7KH%DQNbVHQHUJ\VHFWRURSHUDWLRQVKDYHFKDQJHG
VLJQLILFDQWO\RYHUWKHODVW\HDUVDQGWKLVHYROXWLRQZLOO
FRQWLQXHZLWKIRFXVDUHDV
ƇƌƙƈƕƖƌƉƜŃƊƈƑƈƕƄƗƌƒƑŃƆƄƓƄƆƌƗƜ
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ŬƑƆƕƈƄƖƈƇŃƖƈƆƗƒƕŐƏƈƙƈƏŃƈƑƊƄƊƈƐƈƑƗŃƄƑƇŃƉƒƆƘƖŃƒƑŃƖƗƕƈƑƊƗƋƈƑƌƑƊŃ
ƘƗƌƏƌƗƌƈƖ
ƖƘƓƓƒƕƗŃŵŰŦƖŃƚƌƗƋŃƗƋƈŃƇƈƙƈƏƒƓƐƈƑƗŃƒƉŃƗƋƈŃŶŨŗŤůůŃŤƆƗƌƒƑŃ
ŤƊƈƑƇƄƖŃƄƑƇŃŬƑƙƈƖƗƐƈƑƗŃųƕƒƖƓƈƆƗƘƖƈƖ

(1(5*<(19,5210(17&/,0$7(&+$1*(
'(3$57(0(17
別添４
Active Energy Portfolio (as at August 2014)
87 projects in the portfolio
11,235 MW of expected generation
capacity (25% from Renewables)
$10 billion of Bank approved
commitments
At least 21 million tons of CO2
expected to be avoided annually
when projects are completed
5 million number of households to
be newly electrified when projects
are completed.
Portfolio analysis (public & private sector):
2009-2011 VS 2012-2014
Energy investment by financing window
(2009-2011)
Climate
Finance
2%
NTF
0%
ADF
19%
Other trust
funds
3%
ADB
Private
11%
Energy investment by financing window
(2012-2014)
Climate Finance
10%
NTF
0%
Other trust
funds
1%
ADB Private
17%
ADF
35%
ADB Public
65%
ADB Public
37%
ª The proportion of climate finance mobilized for energy operations went
from 2% in the first period to 10% in the second period
別添４
AfDB’s Climate Change Action Plan (CCAP)
AfDB Climate Finance ($ million)
AfDB leveraged $2.2 billion to address climate change in 2012
2500
2231
2000
1708
1706
1500
1110
1000
596
523
500
0
ADAPTATION
MITIGATION
2011
2012
TOTAL
別添４
AfDB in renewable energy project finance
In 2012-2014, 71% of the generation projects were dedicated to RE against
29% for non-RE projects.
Main Climate Finance Instruments of AfDB
㼀㼔㼑㻌㻭㻲㻰㻮㻌㼏㼛㼛㼞㼐㼕㼚㼍㼠㼑㼟㻌㼍㼚㼐㻌㼘㼑㼍㼐㼟㻌㼠㼔㼑㻌㼕㼙㼜㼘㼑㼙㼑㼚㼠㼍㼠㼕㼛㼚㻌㼛㼒㻌㼐㼕㼒㼒㼑㼞㼑㼚㼠㻌㻲㼍㼏㼕㼘㼕㼠㼕㼑㼟㻌
㼠㼔㼍㼠㻌㼜㼞㼛㼢㼕㼐㼑㻌㼏㼛㼚㼏㼑㼟㼟㼕㼛㼚㼍㼘㻌㼕㼚㼟㼠㼞㼡㼙㼑㼚㼠㼟㻌㼍㼕㼙㼑㼐㻌㼍㼠㻌㼏㼛㼢㼑㼞㼕㼚㼓㻌㼠㼔㼑㻌㼕㼚㼏㼞㼑㼙㼑㼚㼠㼍㼘㻌
㼏㼛㼟㼠㼟㻌㼘㼕㼚㼗㼑㼐㻌㼠㼛㻌㼏㼘㼕㼙㼍㼠㼑㻌㼙㼕㼠㼕㼓㼍㼠㼕㼛㼚㻌㼍㼚㼐㻌㼍㼐㼍㼜㼠㼍㼠㼕㼛㼚㻌
Climate Finance
Team
Manages and implements on behalf of donors
Sustainable
Energy fund for
Africa
- Renewables
- EE
- Enabling
Environment
Climate
Investment
Funds
The Global
Environment
Facility
- Mitigation
- Adaptation
- Renewables
別添４
Public Sector
Preparation and
Tendering
Project
Development Phase
Project Finance
Grants
Concessional
Debt
Quasi-Equity
and Junior
Equity
Sustainable Energy Fund for Africa
SEFA is a USD 60 million Multi-Donor Trust Fund designed to unlock
private investments in clean energy.
I - PROJECT PREPARATION
II - EQUITY
III - ENABLING ENVIRONMENT
(Size range)
Preparation support to
RE/EE Projects
Seed/growth capital for
RE Projects
Enabling environment for
private investments
FINANCING
INSTRUMENT
Grants to project
developers / sponsors
Equity and TA through a
Private Equity Fund
Grants for TA and capacity
building of public actors
MANAGEMENT
SEFA Secretariat
Berkeley Energy*
SEFA Secretariat
RESOURCE
ENVELOPE
USD 15 million
USD 35 million
USD 6 million
SCOPE
* Manage the African Renewable Energy Fund (AREF), a PE fund co-sponsored by AfDB/SEFA investing in IPP project
in Africa targeting projects in the 5-50 MW range across hydro, wind, solar, biomass and geothermal
別添４
Climate Investment Funds (CIFs)
Established in 2008 to help developing countries pilot
low emissions and climate-resilient development.
One of the largest fast-tracked climate financing
instruments in the world.
Functions as a collaborative effort among MDBs
Climate Investment Funds (CIFs)
ELOOLRQ
&,)*OREDO
ELOOLRQ
&,)$IULFD
ELOOLRQ
&KDQQHOOHG
E\$I'%
別添４
Global Environment Facility (GEF)
GEF/AfDB PPP Platform
• Program total amount: USD 20 million
• Objective: Support the development of private sector
renewable energy projects through the co-financing of
AfDB projects
• Innovative concessional funding / programme being
scaled-up (phase II)
• Projects/Initiatives supported: Khalladi Wind (120
MW), Windiga Solar PV (20 MW); African Renewable
Energy Fund (AREF)
Sustainable Energy for All (SE4All)
The initiative seeks to engage governments, the private sector,
and civil society partners worldwide, to achieve three major
objectives by 2030:
Ensuring universal access to modern energy services;
Doubling the global rate of improvement in energy efficiency;
Doubling the share of renewable energy in the global energy mix.
The AfDB hosts the SE4All Africa Hub which plays a major role
advisory to African countries and partner coordination.
別添４
Power Africa Initiative
Aims to support economic
growth and development by
increasing access to reliable,
affordable, and sustainable power
in Africa.
Governments
of
Tanzania,
Kenya, Ethiopia, Ghana, Nigeria
and Liberia, the US and African
private sector, and the African
Development Bank (AfDB).
The AfDB expects to allocate as
much as $3 billion over the next 5
years.
AfDB Green Bond Programme
Outstanding Green Bonds to June 2014 amount to US$ 993 million
against a total eligible project pipeline of US$1.6 billion
As of June 2014, 13 projects in seven countries were eligible for
financing under the Green Bond program
The success of this transaction underscores the growing demand
from investors for green bonds from triple-A rated entities
Demonstrates the AfDB’s commitment to financing low-carbon and
climate resilient development.
“This first Green Bond of the AfDB is part of its quest to use public-private partnerships to meet the
challenges of development in Africa. It is another opportunity for private capital to earn market rates
of return, while supporting sustainable and low-carbon growth in the continent”
Donald Kaberuka, President, African Development Bank Group
別添４
Non-Sovereign Guaranteed Financial
Instruments to meet Clients’ needs.
Senior/Sub. debt
Guarantees

Maturity: up to 15 y
Grace Period: up to 5 y
Foreign or local currencies
A/B Loan
Up to 1/3 of project cost
Partial risk
Partial credit
Indirect (investment funds)
Direct
Equity
Capacity building
Technical Assistance Governance
Projects and Finance Instruments
1) Xina Solar One
Project with Climate
Investment Fund
(CTF) (100MW)
2) Lake Turkana
Wind Power Project
(300 MW) near Lake
Turkana in Great Rift
Valley
AfDB Senior Loan, US$ 143 million and
CTF US$ 41.5 million.
AfDB is the Mandated Lead Arranger :
Senior Loan, Euro 110 million (including
Euro 20 million with ECA cover from EKF)
and Euro 5 million subordinated debt.
3) Africa Renewable
Energy Fund- SEFA
Grant
Equity : US$ 25 million
4)Eskom Holding
Corporate Loan-US$ 500 million
別添４
Project Highlights
Burkina Faso:
WINDIGA Solar PV
Supporting 1st Solar IPP in Burkina
Faso
20 MW
Sponsored by Windiga SA (Canada)
Polycrystalline Photovoltaic (PV)
technology
USD 60 million CAPEX
Late development stage
SEFA: USD 950,000 grant funding
legal, insurance and technical
advisors
AfDB appraising senior loan for
debt portion
㻌
Project Highlights
Cameroon:
JCM Greenquest
Supporting 1st Solar IPP in Cameroon
72 MW
Sponsored by JCM Greenquest
(Canada)
Polycrystalline Photovoltaic (PV)
technology
First development stage
SEFA: USD 770,000 grant funding
legal, insurance and technical
advisors and Environmental and
Social Impacts
㻌
別添４
Project Highlights
Chad:
Starsol Solar PV
Supporting 1st Solar IPP near
N’Djamena in Chad
40 MW
Sponsored by Starsol
Polycrystalline Photovoltaic (PV)
technology
First development stage
SEFA: USD 780,000 grant funding
legal, insurance and technical
advisors and Environmental and
Social Impacts
㻌
Project Highlights
Cape Verde: WAVE2O
Delivering Clean Water from Clean
Wave Energy in Cape Verde
Sponsored by Resolute Marine
Energy (RME US)
Desalination plant powered by
wave energy
USD 21 million CAPEX
Early development stage
SEFA: USD 0.6m for feasibility and
ESIA studies
㻌
別添４
Project Highlights
Criteria
Strategy
Geography
Sub-Saharan Africa (excluding South Africa)
Renewable
Technologies
Small hydro, wind, solar, geothermal, stranded gas
and biomass.
Deal Size
Project size US $10-80 million (small / medium)
Innovative structuring
Stage
Development into construction
Channels capital and technical
expertise into private sector-led
projects
Technical
Assistance
Support early stage project development and
building capacity of entrepreneurs
Establishing the first [RE-specific]
pan-African private equity fund
TIERED CAPITAL
STRUCTURE
EMBEDDED TECH.
ASSISTANCE
•
•
•
•
Class A shares : Concessional Equity Tranche (4% return cap) / SEFA+GEF
Class B shares: Commercial Equity Tranche / AFDB+FMO+BOAD+IBID
Project Support Facility / revolving and “investable” at end of its life
Secondment Programme / transfer skills to local young experts
Project Highlights
Mali: PAPERM
RE Policy Framework
Developing a Policy Framework for
Private Investments in Renewables Scaling-Up Renewable Energy Program
(SREP/PAPERM)
National Directorate of Energy
SEFA: USD 0.5m co-funding for
SREP/PAPERM project
Revision of National Energy Policy &
Strategy
Develop Standard Power Purchase
Agreements (PPA)
Develop standard bidding
documents
Guidelines for investors in RE
RE Skills enhancement programme
㻌
別添４
Project Highlights
Kenya: MENENGAI
Pioneering Geothermal Energy in Africa –
Partial Risk Guarantee
Financing: AfDB - USD 121 million; SREP –
USD 25 million
Procurement for IPP projects (capacity of
approx. 400 MW) is currently underway,
and expected to result in over USD 500
million of private sector investment.
Produce the level of energy equivalent to
the needs of 500,000 households and
300,000 small businesses.
Avoid 2 million tons of CO2 emissions per
annum.
Boost geothermal development in East
Africa – AfDB currently working with
Djibouti, Tanzania and Comoros.
㻌
Project Highlights
Kenya: MENENGAI
Pioneering Geothermal
Africa –
Kenya: Lake Energy
TurkanainWind
Partial Risk Guarantee
Power Project-300
Lake Turkana
Wind PowerMW
Project
Financing: AfDB is the Mandated Lead
Arranger (MLA) and will provide up to Euro
115 million Senior Loan; Subordinate Debt
Loan – Euro 5 million.
The project involves the development and
construction 300 MW Wind Farm, at a
remote location near lake Turkana in North
East Kenya.
The project will comprise of 365 wind
turbines of a capacity of 850 kW each
and a 33 kV electrical collection network.
The project is estimated to produce 1440
GWh per annum.
Avoids 736,615 million tons of CO2
emissions per annum.
㻌
別添４
Project Highlights
Morocco:
OUARZAZATE
Kenya:
MENEGAI
| Africa’s Largest CSP Plant
Pioneering Geothermal Energy in Africa –
Partial Risk Guarantee
AfDB financing: USD 240 million
With the 160 MW CSP Plant (Phase I):
Annual GHG reductions of 0.250 MT CO2e per year (6 million tons).
Creation of 800 jobs between 2012 and 2015 and 50 permanent jobs
thereafter.
Increase in the share of renewable energy in Morocco’s energy supply by 2020
Project Highlights
Morocco:
OUARZAZATE
Kenya:
MENEGAI
Pioneering Geothermal Energy in Africa –
Partial Risk Guarantee
| Africa’s Largest CSP Plant
別添４
Thank You for Your
Kind Attention.
MENEGAI
Pioneering Geothermal Energy in
Africa – Partial Risk Guarantee
%DEX5DPeChief Power Engineer
African Development Bank
Energy, Environment and Climate Change Department
Tanzania Country Office - www.afdb.org
[email protected] | +22552226140
㻌
別添５
Capital Projects and Infrastructure
GSEP Power Working
Group Workshop
Infrastructure Finance
Strictly Private
and Confidential
30 July 2015
Table of Contents
Section
1
Overview
Global and Turkish Infrastructure Market
Page
3
2
Global and Turkish Power & Renewables Market
3
Global and Turkish Infrastructure Spending Forecasts
15
9
4
Power Investment Financing in Turkey
18
別添５
1 Global and Turkish Infrastructure Market
Global and
Turkish
Infrastructure
Market
30 July 2015
3
Strictly private and confidential
Draft
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
1 Global and Turkish Infrastructure Market
Industrial Breakdown of Global Infrastructure Projects
Highest
Share:
Energy (incl.
Oil, Gas,
Power and
Renewables)
Global Project Finance Market - Industries (FY12-1H15)
US$b
120
# of Deals
500
450
100
400
350
80
300
250
60
200
40
150
100
20
Mining
Source: IJGlobal
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Power &
Renewables
Debt Value
Social
Infrastructure
Total Deal Value
Strictly private and confidential
Draft
Telecoms
1H15
FY14
FY13
FY12
FY14
Transport
1H15
FY13
FY12
FY14
1H15
FY13
FY12
FY14
1H15
FY13
FY12
FY14
1H15
FY13
FY12
FY14
Oil&Gas
1H15
FY13
FY12
FY14
1H15
FY13
FY12
50
-
-
Water &
Sewage
Deal Count
30 July 2015
4
別添５
1 Global and Turkish Infrastructure Market
Regional Breakdown of Global Infrastructure Projects
US$b
Dominance
of Developed
Countries
and Growth
Opportunity
for
Developing
Countries
Global Project Finance Market - Regions (FY12-1H15)
140
120
# of Deals
300
250
100
200
80
150
60
100
40
50
20
-
FY12
FY13
FY14
Asia Pacific
1H15
FY12
FY13
FY14
Europe
Debt Value
Source: IJGlobal
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
1H15
FY12
FY13
FY14
1H15
FY12
Americas
Total Deal Value
FY13
FY14
1H15
-
ME & Africa
Deal Count
30 July 2015
5
Strictly private and confidential
Draft
1 Global and Turkish Infrastructure Market
Global Infrastructure Financing by Source of Funding
US$b
Project
Bonds and
Multilaterals
have a
Significant
Role in
Global
Project
Financing
Global Infrastructure Project Finance Market - by Source of Funding (FY12-1H15)
350
300
# of Deals
900
800
700
250
600
200
500
150
400
300
100
200
50
100
-
0
FY12
Bank Loans
FY13
IFI/Goverment Loans
FY14
Bonds
1H15
Equity
Deal Count
Source: IJGlobal
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Strictly private and confidential
Draft
30 July 2015
6
別添５
1 Global and Turkish Infrastructure Market
Turkish Infrastructure Investments
Increase in
Turkish
Infrastructure
Investments
Turkish Project Finance Market - Industries (FY12-1H15)
US$b
8
# of Deals
10
9
7
8
6
7
5
6
4
5
4
3
3
2
2
1
Mining
Oil&Gas
Social
Infrastructure
Telecoms
1H15
FY14
FY13
FY12
1H15
FY14
FY13
FY12
1H15
FY14
FY13
FY12
FY14
Power &
Renewables
1H15
FY13
FY12
1H15
FY14
FY13
FY12
1H15
FY14
FY12
FY13
1
-
-
Transport
Source: IJGlobal
Debt Value
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Total Deal Value
Deal Count
30 July 2015
7
Strictly private and confidential
Draft
1 Global and Turkish Infrastructure Market
Turkish Infrastructure Financing
US$b
Bank Loans still
dominate in
Turkey
Turkish Infrastructure Project Finance Market - by Source of Funding (FY12-1H15)
20
18
# of Deals
18
16
16
14
14
12
12
10
10
8
8
6
6
4
4
2
2
-
0
FY12
Bank Loans
FY13
IFI/Goverment Loans
FY14
Bonds
1H15
Equity
Deal Count
Source: IJGlobal
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Strictly private and confidential
Draft
30 July 2015
8
別添５
2 Global and Turkish Power & Renewables Market
Global and
Turkish Power
& Renewables
Market
30 July 2015
9
Strictly private and confidential
Draft
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
2 Global and Turkish Power & Renewables Market
Global Power & Renewables Investment by Type
Global Power & Renewables Project Finance Market - Subsectors (FY12-1H15)
US$b
# of Deals
35
200
180
30
160
Dominance
of
Renewables
25
20
140
120
100
15
80
60
10
40
5
Coal Fired
Gas Fired
Source: IJGlobal
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Debt Value
Bio&Waste
Total Deal Value
Strictly private and confidential
Draft
Geothermal
Transmission
& Distribution
FY14
1H15
FY13
FY12
FY14
1H15
FY13
FY12
FY14
1H15
FY13
FY12
FY14
1H15
FY13
FY12
FY14
Solar
1H15
FY13
FY12
FY14
Wind
1H15
FY13
FY12
FY14
Hydro
1H15
FY13
FY12
FY14
1H15
FY13
FY12
FY14
1H15
FY13
20
FY12
-
-
Others
Deal Count
30 July 2015
10
別添５
2 Global and Turkish Power & Renewables Market
Regional Breakdown of Global Power & Renewables
Projects
US$b
# of Deals
Global Power & Renewables Project Finance Market - Regions (FY12-1H15)
Developed
markets also
dominate in
Power &
Renewables
50
45
40
200
180
160
35
140
30
120
25
100
20
80
15
60
10
40
5
20
-
FY12
FY13
FY14
1H15
Asia Pacific
FY12
FY13
FY14
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
FY12
FY13
Europe
Debt Value
Source: IJGlobal
1H15
FY14
1H15
FY12
FY14
1H15
-
ME & Africa
Americas
Total Deal Value
FY13
Deal Count
30 July 2015
11
Strictly private and confidential
Draft
2 Global and Turkish Power & Renewables Market
Global Power & Renewables Investment Financing
US$b
# of Deals
Global Power & Renewables Project Finance Market - by Source of Funding (FY12-1H15)
Bank Loans’
share is
higher in
Power &
Renewables
compared to
other infra
120
100
80
500
450
400
350
300
60
250
200
40
150
100
20
50
0
FY12
Bank Loans
FY13
IFI/Goverment Loans
FY14
Bonds
1H15
Equity
Deal Count
Source: IJGlobal
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Strictly private and confidential
Draft
30 July 2015
12
別添５
2 Global and Turkish Power & Renewables Market
Turkish Power & Renewables Investments
Turkish Power & Renewables Project Finance Market - Subsectors (FY12-1H15)
US$b
Turkey is
dependent to
Thermal
Energy
Power Plants
6
# of Deals
6
Coal Fired
Gas Fired
Total Deal Value
1H15
FY14
FY13
FY12
1H15
Geothermal
Wind
Hydro
Debt Value
FY14
FY13
FY12
1H15
-
FY14
-
FY13
1
FY12
1
1H15
2
FY14
2
FY13
3
FY12
3
1H15
4
FY14
4
FY13
5
FY12
5
Deal Count
Source: IJGlobal
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
30 July 2015
13
Strictly private and confidential
Draft
2 Global and Turkish Power & Renewables Market
Turkish Power & Renewables Financing
US$b
# of Deals
Turkish Power & Renewables Project Finance Market - by Source of Funding (FY12-1H15)
10
7
Altrernative
sources of
funding is
needed
6
5
9
8
7
6
4
5
3
4
3
2
2
1
1
0
FY12
Bank Loans
FY13
IFI/Goverment Loans
FY14
Bonds
1H15
Equity
Deal Count
Source: IJGlobal
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Strictly private and confidential
Draft
30 July 2015
14
別添５
3 Global and Turkish Infrastructure Spending Forecasts
Global and
Turkish
Infrastructure
Spending
Forecasts
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
30 July 2015
15
Strictly private and confidential
Draft
3 Global and Turkish Infrastructure Spending Forecasts
Global Power Generation & Infrastructure Invesment
Outlook - 2025
Global Power Generation and Infrastructure Investment Outlook to 2025 (USD bn - current prices, constant 2014
exchange rates)
8,000
7,000
6,000
• Spending on utility infrastructure will be especially strong in countries that need to
upgrade deficient energy, water, and sanitation services and in economies that are
rapidly urbanising. The greatest growth rate for utilities spending is expected in SubSaharan Africa, where an annual rate of 10.4% between now and 2025 is forecast.
5,000
4,000
• Global infrastructure spending
to reach USD 8 trillion by 2025,
with Power Generation
investments share of 10%
3,000
2,000
1,000
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Source: Oxford Economics & PwC –
Outlook to 2025 Report
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Power Generation
Total Infrastructure spending
Strictly private and confidential
Draft
30 July 2015
16
別添５
3 Global and Turkish Infrastructure Spending Forecasts
Turkish Power Generation & Infrastructure Invesment
Outlook - 2025
Turkish Power Generation and Infrastructure Investment Outlook to 2025 (USD bn. - current prices, constant 2014
exchange rates)
160
140
120
100
80
• Turkish infrastructure
spending to reach USD 136
billion by 2025, with Power
Generation investments share
of 15%
60
40
20
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Source: Oxford Economics & PwC –
Outlook to 2025 Report
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Power Generation
Total Infrastructure spending
Strictly private and confidential
Draft
30 July 2015
17
Strictly private and confidential
Draft
30 July 2015
18
4 Power Investment Financing in Turkey
Power
Investment
Financing in
Turkey
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
別添５
4 Power Investment Financing in Turkey
Coal Fired Power Plant Financing in Turkey
9 Conservative advisors’ reports are required for base case cash flow projection
9 Debt to equity levels are 30% for indigenous coal projects; 30-40% for imported coal projects
9 Min. Target DSCR 1.40X
9 Door-to-door maturities are in the range of 10-13 years for local loans
9 Currency: mainly in USD (due to price setting & natural hedging effect) and also TL financing is becoming a new
alternative
9 Sponsor completion guarantee for all construction, legislative and environmental risks
9 Security package includes share pledge, account pledge, assignment of receivables and commercial enterprise
pledge
9 Supply contract with a coal mine is requested for at least 5 years
9 1 year, roll over PPA’s at least for the minimum load capacity of the plant are requested
9 An O&M contract with a reputable service provider is required for entire loan life
9 High Efficient / Low Emission ("HELE") technologies are requested
9 Detailed environmental and social action plan is requested. Actions are requested to set off/minimize the carbon
production
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Strictly private and confidential
Draft
30 July 2015
19
4 Power Investment Financing in Turkey
Gas Fired Power Plant Financing in Turkey
9 Conservative advisors’ reports are required for base case cash flow projection
9 Debt to equity levels: Base equity amount of at least 50% or a min of 30% base equity + 20% contingent equity structure
9 Min. Target DSCR 1.50X
9 Door-to-door maturities are in the range of 10-13 years for local loans
9 Currency: mainly in USD (due to price setting & naturally hedged effect) and also TL financing is becoming a new
alternative
9 Sponsor completion guarantee for all construction, legislative and environmental risks
9 Security package includes share pledge, account pledge, assignment of receivables and commercial enterprise
pledge
9 Supply contract with a reputable international supplier is requested for at least 5 years
9 1 year, roll over PPA’s at least for the minimum load capacity of the plant are requested
9 An O&M contract and Long Term Service Agreement with a reputable service provider is required for entire loan life
9 Only highest efficiency projects are financed.
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Strictly private and confidential
Draft
30 July 2015
20
別添５
4 Power Investment Financing in Turkey
Local Commercial Banks in Financing Energy Projects
Total Cash Loans Provided to Energy Industry by Local Banks in Turkey - USD b
40
35
30
25
20
15
10
5
FY10
Source: BRSA
FY11
FY12
Mining of Energy-Producing Mines
FY13
Nuclear Fuel, Oil Refinery and Coke Industry
FY14
1H15
Electricity, Gas and Water Production and Distribution
Turkish Banks' Project Finance Non-Cash Loan Breakdown
by Sectors as of YE14 (USD b)
Turkish Banks' Project Finance Cash Loan Breakdown by
Sectors as of YE14 (USD b)
0.4
0.4
1.3
17.6
26.6
7.3
10.3
4.7
Energy
Infrastructure
Real Estate
Energy
Others
Infrastructure
Real Estate
Others
Source: PwC Analysis
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Strictly private and confidential
Draft
30 July 2015
21
4 Power Investment Financing in Turkey
Case 1: HELE CCGT Power Plant Financing in Turkey
9 3URMHFW.ÕUÕNNDOH&&*7
9 Sponsors: Gama Energy & General Electric
9 Installed Capacity: 840 MW
9 Investment Size: USD 912 million
9 Gas Turbines: GE 9FB – 2 x 288 MWm / 2 x 280 Mwe
9 Steam Turbine: GE D11 – 1 x 288 MWm / 1 x 280 Mwe
9 Loan Amount: USD 657 million
9 Debt to Equity Ratio: 72/28
9 Lenders: *DUDQWL%DQNøú%DQN76.%<DSÕ Kredi & Denizbank (all local)
9 Tenor: 12 years door-to-door
Source: IJGlobal
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Strictly private and confidential
Draft
30 July 2015
22
別添５
4 Power Investment Financing in Turkey
Case 2: Turkey Private Sector Sustainable Energy
Finance Facility (TurSEFF)
In 2010 the European Bank for Reconstruction and Development’s (EBRD) launched a new financing facility, TurSEFF, to address
shortcomings in the Turkish market for sustainable energy. Through this facility the EBRD provided credit lines to local financial
institutions for on-lending to small and medium-sized enterprises (SMEs) to finance energy efficiency and renewable energy
projects.
The aim of TurSEFF is to:
• Improve the security of energy supplies and decrease the cost of energy imports by boosting domestic energy production
and energy efficiency in Turkey;
• Support a transition to clean energy use by reducing reliance on fossil fuels and meeting energy needs in an environmentally
sustainable manner, thereby decreasing emissions; and
• Increase private sector involvement in the development and financing of energy efficiency and renewable energy
investments in the country.
Structure and Results
Fund Providers
EBRD
USD 222 m.
Clean Technology
Fund ("CTF")
USD 47 m.
Energy
Efficiency
Projects
Partner Banks
USD
289 m
Japan Bank for
International
Corporation ("JBIC")
USD 20 m.
Akbank
USD 84 m.
Garanti
USD 60 m.
9DNÕIEDQN
USD 60 m.
øúEDQN
USD 40 m.
Denizbank
USD 40 m.
Recycled
Loan Funds
USD 5 m.
65%
35%
Renewable
Energy
Projects
TurSEFF-Extension I
In July 2013 the EBRD
launched an extension
of the Facility,
amounting USD 200m
and the
The facility amount is
recently increased to
USD 315 m. in March
2015.
Source: www.turseff.org
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Strictly private and confidential
Draft
30 July 2015
23
4 Power Investment Financing in Turkey
Power Financing Trends / Outlook in Turkey
9 Smaller ticket sizes compared to previous years and larger club deals are needed
9 Less Debt / More Equity
9 Reduced appetite for longer Tenors
9 Lenders are more sensitive on Hedging Requirements
9 Lenders are more sensitive on Environmental Issues
9 Junior/Mezzanine Appetite is still low
9 Local Banks continue to dominate
9 Lenders now ask more the support and creditworthiness of financial sponsors
9 Lenders are more selective, relationship is more important than ever
9 Involvement of experienced financial advisers is critical
GSEP Power Working Group Workshop
PwC
Strictly private and confidential
Draft
30 July 2015
24
別添５
Disclaimer
This document has been prepared by PricewaterhouseCoopers 'DQÕúPDQOÕN Hizmetleri /WGùWL. ("PwC") and is provided exclusively for the
GSEP Power Working Group workshop participants.
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opinion, advice, recommendation, representation or information, expressly or impliedly, contained herein, notwithstanding any negligence,
default or lack of care by it or that such loss or damage was foreseeable.
別添６
COAL FIRED POWER PLANT
TECHNOLOGIES
30th July 2015
Dr. Patrick Weckes
Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe
Shareholder / structure
Start of Joint Venture
Mitsubishi Hitachi Power
Systems (MHPS):
1 February 2014
Number of MHPS Group
companies: 58
(9 in Japan, 49 overseas)
65%
Total workforce:
approx. 23,000
35%
Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd.
100%
Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH
2
別添６
Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd.
Business activities / Products
Gas Turbine Combined Cycle (GTCC)
Power Plants
Boilers
Integrated Coal Gasification
Combined Cycle (IGCC) Power Plants
Environmental Plants SCR (DeNOX)
Systems / Flue Gas desulfurization
Gas Turbines
Generators
Boiler & Turbine Generation Plants
Geothermal Power Plants
Steam Turbines
Power Generating Plant
Peripheral Equipment
© 2015 MITSUBISHI HITACHI POWER SYSTEMS EUROPE – All Rights Reserved.
3
Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH
Group of companies
MH Power Systems
Europe Service GmbH
Mitsubishi Hitachi
Power Systems Europe GmbH
Service, rehabilitation
and components
of utility and industrial
power plants
Donges SteelTec GmbH
One of Germany’s leading
steel and bridge
constructors;
manufacturing of
steel structures
for power plants
Meeraner Dampfkesselbau
GmbH
Manufacturing of
premium components
for utility steam generators
(e.g. pressure parts)
for power plants
Babcock Fertigungszentrum
Oberhausen GmbH
Production of
first-class components
for power plants
(e.g. coal mill),
mainly for MHPSE
Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe is a subsidiary of Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd.,
and the successor company of Hitachi Power Europe GmbH
Equity: 154 Mio. EUR
Employees: approx. 2,000 (Group)
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4
別添６
Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH
Competence in thermal power plants
Fully-fledged energy plant constructor
for EPC / Power Train
Boiler
Turbine/Generator
DeNOx
FGD
Engineering
BOP
I & C System
More than 65% of a high efficient
power station can be supplied by
Group members
Civil works
Infrastructure
BOP others
Boiler
DeNOx
FGD
Turbine/
Generator
ESP
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5
The IEA recommends High-Efficiency, LowEmissions (HELE) technologies
High-Efficiency, Low-Emissions (HELE)
*Efficiency improvement*
Reduce non-GHG emissions
CCS
Reduce CO2 emissions
Efficiency improvement reduces specific fuel consumption and
also reduces specific pollutant emissions.
Source: IEA, Workshop on Advanced-USC Coal-fired Power Plants
Vienna, Austria, 19-20 September 2012
6
別添６
CO2 Emissions of Power Plants
Fired with Different Fuels
' = 13%
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7
Measures to increase the Efficiency
Further development of
processes and components
Increasing steam parameters
51
Net efficiency (%)
50
0.6
49
300 bar
700 /
720 ºC
48
47
46
270 bar
580 /
600 ºC
45
250 bar
540 /
560 ºC
44
43
42
167 bar
538 /
538 ºC
285 bar
600 /
620 ºC
300 bar
625 /
640 ºC
1.6
0.7
0.6
1.3
1.5
0.6
0.4
0.8
Double
reheat
Steam
turbine
efficiency
Auxiliary
power
requirements
Waste
heat
utilization
in steam
generator
Boiler
efficiency
Pressure
losses
(vertical
tubing)
Water /
steam
cycle
41
Fuel: bituminous coal
Condenser pressure: 0.04 bar
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8
別添６
Recent Trend of Conventional Power Plant
Key technology for
High Efficiency Conventional Power Plant
History of Capacity
1000MW
Enlargement:
MHPS have supplied world largest level USC power plants.
Unit Rating (MW)
Elevated steam temperature and pressure䠖
MHPS have supplied highest level steam temperature and
pressure USC power plants.
Coal
500MW
250
1950
Steam Temperature㻌 (䢛C)
Temperature
Pressure
600
593䢛C
538䢛C
566䢛C
Efficiency
40
35.0MPa
31.0MPa
24.1MPa
500
30
24.5MPa
400
A-USC
16.6MPa
20
USC
SC
300
10
1920
1930
1940
1950
1960
1970
1980
1960
2000
2010
1980
2000
1990
History of Steam Condition
24.5MPag
600/620Υ~
31.0MPag
566/566/566Υ Gas
24.5MPag
566/593Υ
Coal
24.1MPag
566/566Υ
24.1MPag
538/566Υ
24.1MPag
538/538Υ
Oil
1970
1990
1970
Operation Year
200
1910
500MW
700䢛C
600䢛C
700MW
Gas
500
Steam Pressure (MPa), Efficiency (Gross, LHV%)
620䢛C
Reheat cycle
Oil
750
History of Steam Condition and Efficiency
700
1050MW
1000
1980
1990
2000
2010
2020 (Year)
Operation Year
9
MHPSE’s know-how for a world wide range
of coal qualities
Lignite
Sub-Bit.
PRB Coal
Hard Coals
Low BTU
Lignite
Indian Coals
SA Coals
Low Volatile
Coals
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10
別添６
Burner Design (for bituminous coal)
Ignition
DS® Burner
(low NOx-Burner)
RS® Burner (for lignite)
Secondary Air
RS-Burner
PF Lines
Primary Gas +
Fuel
NV 110
Hot Gas
Recirculation
+0m
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12
別添６
Evolution steam generators in Germany (lignite)
1983
1955
Frimmersdorf C
240 MW
Buschhaus
350 MW
1974
Weisweiler GH
600 MW
1999
Lippendorf
930 MW
2012
Neurath F/G
1100 MW
Ultrasupercritical parameters (600 ºC-Technology)
for high efficient power plants are
only applied in unit sizes bigger ~ 450 MW
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13
Kozienice Power Plant
Kozienice Power Plant
1.075 MW / EPC
Customer
ENEA Wytwarzanie S. A., Swierze Gorne, PL – 26-900
Kozienice 1
Location
Kozienice is located approx. 75 km south-east from Warsaw
close to the Vistula river in Poland
Total Contract Value: approx. 1,2 Billion EURO
Contract award
Sept. 2012
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14
別添６
Kozienice Power Plant
Key Data
Technical Details
1 x 1,075 MWel (gross) / 1 x 2,894 t/h
Once-through steam generator, Benson®
Bituminous coal (LFO for start-up)
Steam parameters:
SH: 603rC / 250 bar
RH: 621rC / 55 bar
Overall Plant Efficiency: 45.59 %
Scope of supply:
Utility steam generator including related
components (MHPSE), turbine/generator
(MHPS), flue gas cleaning equipment (MHPS)
Emissions limits:
•
NOx < 100mg/Nm³
•
SO2 < 100mg/Nm³
•
Dust < 10mg/Nm³
Commercial operation: 2017
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15
Kozienice Unit 11
Layout
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16
別添６
Progress of works
November 2014
Erection of boiler house,
steel structure and buckstays
Boiler house Secondary Structure erection /
Ducts/Bunkers pre-assembly
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17
Progress of works
March 2015
Coal bunkers and turbine hall
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18
別添６
Kozienice Unit 11 – Fact sheet
Labour at site (status- end of March 2015):
≈ 700
Labour at site (peak time):
≈ 2,000
Cooling Tower Dimensions:
≈ 185 m height / 146 m diameter
Concrete Works:
≈ 150,000 m3
Electrical- & Instrument Cabling:
≈ 950 km
Piping:
≈ 550 km
Site welds:
≈ 80,000
Erection Weights:
≈ 45,000 tons (excl. Civil Works)
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19
MHPS Total Air Quality Control Technology
AQCS: Air Quality Control System
Clean Flue Gas㻌
(A)
Boiler㻌
SCR㻌
NOX㻌
(C)
(B)
G
C㻌
EP㻌
FGD㻌
Stack㻌
SOX , Hg㻌
Dust㻌
System: Full Line-up of AQCS Technology
Catalyst Business: World No.1 Supplier
Technically & Commercially Competitive & Reliable Top Share Supplier through the World
SCR: Plate, Honeycomb
Pioneer of Plate and Honeycomb Technologies
Wet FGD: DCFS, Open Spray Tower
Best Solution to Various fuels
Seawater Scrubbing : South East Asia, Middle East Technically & Commercially Competitive & Reliable
Ultra Low Particulate Emission Control
Mercury Control
Major Customers: AEP, Southern, EON, GDF, KEPCO,
Huaneng Power Int’l
Superior Mercury Oxidation Performance
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20
別添６
AQCS Technology in Coal fired Power Plants
SCR
FGD
ESP
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21
SOx Removal
SOx Removal
by
Flue Gas Desulphurization
(FGD)
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22
別添６
Wet FGD System:
Limestone / Gypsum Process
Sample massflows: 800 MW hard coal fired unit, 1,7% Sulphur in coal, SO2 in clean gas: 100mg/Nm³
Reagent Preparation
Flue Gas Cleaning
Gypsum Dewatering
Limestone preparation
approx. 15 tons/h
Raw gas
approx. 2.000.000 Nm³/h
Gypsum discharge
approx. 27,5 tons/h
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23
Absorber Design
Open Spray Tower
Gas
Outlet
Absorber Outlet: horizontal or vertical outlet will be
selected depending on downstream equipment.
Mist Eliminator: depending on the allowable droplet
content downstream of the mist eliminator 2 or 3 stages.
Mist
Eliminator
Spray Levels: Number of spray levels is depending on
fuel. For international coal and emission requirements
as requested in Germany 4 levels plus space for retrofit
of 5th level.
Spray Levels
Oxidation and
Mixing Agitator
Gas
Inlet
Spray Nozzles: up- and down spray nozzles mostly
hollow cone, only near the wall maybe change to full
cone.
Corrosion Protection through rubber, flake lining or
alloy lining
Absorber Sump: size defined by residence time of
slurry for sufficient gypsum oxidation and crystal growth
and dissolution of limestone
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24
別添６
Absorber Design
Double Contact Flow Scrubber (DCFS)
Clean Gas
Flue Gas
Clean Gas
Mist Eliminator
Spray Pipes
Spray Headers
Recycle Pump
Flue Gas
Single Tower DCFS
Twin Tower DCFS
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25
MHPS Development History of FGD
Spray Tower
䢳䢻䢹䢲䢢
䢳䢻䢹䢷䢢
䢳䢻䢺䢷䢢
䢳䢻䢺䢲䢢
䢳䢻䢻䢷䢢
䢳䢻䢻䢲䢢
䢴䢲䢲䢲䢢
䢴䢲䢲䢷䢢
䢴䢲䢳䢲䢢
䢴䢲䢳䢷䢢
Total
(Perforated-tray tower)
䣖䣣䣯䣣䣵䣪䣫䣯䣣䢢䢥䢵䢢䢷䢲䢲䣏䣙䢢
䢪䢳䢻䢹䢸䢫䢢
15 units
80 units
supply
Compact
spray tower
䣖䣣䣥䣪䣫䣤䣣䣰䣣䣹䣣䣰䢢䢥䢴䢢䢢䢳䢮䢲䢷䢲䣏䣙䢢䢢䢪䢴䢲䢲䢲䢫䢢
Spray tower
33 units
8 units
Spray tower
Integrated single spray tower
Compact spray tower
䣏䣣䣶䣵䣷䣵䣪䣫䣯䣣䢢䢥䢴䢢䢢䢷䢲䢲䣏䣙䢢
䢪䢳䢻䢺䢳䢫䢢
Perforatedtray tower
Countercurrent tower
DCFS Tower
Developing technology and Unit record
䢳䢻䢸䢷䢢
10 units
14 units
(Low-low temp. EP system)
Twin tower
Grid tower
䣅䣱䣯䣲䣱䣵䣶䣫䣮䣮䣣䢢䢥䢶䢱䢥䢷䢢䢢䢵䢷䢻䣏䣙䣺䢴䢢䢢
䢢䢪䢴䢲䢲䢺䢫䢢
䣐䣱䣵䣪䣫䣴䣱䢢䢥䢳䢢䢢䢸䢲䢲䣏䣙䢢䢢
䢢䢪䢳䢻䢻䢵䢫䢢
119 units
Grid tower
䣘䣧䣮䣫䣮䣮䣣䢢䢥䢴䢢䢢䢵䢸䢲䣏䣙䢢䢢
䢢䢪䢴䢲䢲䢺䢫䢢
26 units
DCFS tower (Twin)
Sea Water
4 units
64 units
DCFS tower
(co-current)
Sea water
DCFS tower
(counter-current)
Total
11 units
224 units
supply
䣕䣪䣷䣳䣣䣫䣳䢢䢥䢳䢱䢥䢴䢱䢥䢵䢢䢢䢢
䢵䢶䢲䣏䣙䣺䢵䢢䢢䢪䢴䢲䢲䢻䢫䢢
䣏䣊䣒䣕䢢䣱䣴䣩䣣䣰䣫䣼䣧䣦䢢䢢
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26
別添６
NOx Removal
NOxRemoval
Removal
NO
x
by
by
Selective
Catalytic
Reduction
(SCR)
Selective
Catalytic
Reduction
(SCR)
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27
DeNOx – SCR Process
Air
SCR reactor
Air heater
Aqueous Ammonia Tank
Electrostatic precipitator
Steam
generator
to FGD plant
Air
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28
別添６
Arrangement of SCR Reactor
Ammonia Injection
Secondary NH3-mixer
Crossmixer
Homoginising mixer
Primary NH3-mixer
flue gas
from boiler
Rectifire
Sootblower
Catalyst Layer
to regenerative air preheater
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29
DeNOx – SCR Reactor
+107,000 m
+100,450 m
Ammonia Injection
Rectifire
Catalyst
Layer
㼼0,000 m
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30
別添６
Pilot Testing Plant
Flue gas treatment facility
Combustion facility
DESP
SCR
WFGD
Control room
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31
Summary 1
MHPS Europe has a long track record of both lignite and
bituminous coal fired steam generators
We hold references of burning a large variety of coal grades from
low grade lignite to anthrazite coal.
More than 65% of a high efficient power station can be supplied
by group members
Our ultra supercritical power plants belong to the most efficient
ones in the world
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32
別添６
Summary 2
Increase of requirements on AQCS in the future
Different technologies available within
MHPS to meet all requirements from legislation
Proven design and test facilities to meet most challenging
requirements from legislation in the future
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33
別添７
Wrap-up of GSEP Site-visit
July 30th, 2015
The Federation of Electric Power Companies of Japan
1
Global Superior Energy Performance Partnership
1. Site Information (1/2)
z
z
z
2
Date: July 28th -29th , 2015
Name: PARK TERMiK Çayirhan Thermal Power Plant
Site Location:
Çayirhan Power Plant
Istanbul㻌
Approx.130km
Ankara
Global Superior Energy Performance Partnership
別添７
1. Site Information (2/2)
3
[O
Outline of Çayirhan Plant]
Outli
[Outline
Specifications
Overall
Boilers
Turbines
Generator
Flue gas
Operation start
1987 (No.1)-1999 (No.4)
Output
Total 620MW (150MW*2, 160MW*2)
Employees
over 680
Number of units
4 units
Type
drum, indoor, natural circulation
Steam conditions
480 ton/h, 13.6 MPa, 538 Celsius degree
brown coal
Fuel
(For No.3&4 unit: 2,000 kcal/kg, water 20~30%, ash 30~45%)
Number of units
4 units
Condenser cooling
Cooling towers (4 units)
Number of units
4 units
Voltage
Environment
facility
Ash removal
15,000V (transformed to 400kV by main transformer)
Electrostatic precipitators (efficiency: >99%)
Wet scrubbers for desulphurization (efficiency: >95%)
Wetted and sent to ash dam located 2.5km away
Global Superior Energy Performance Partnership
2. Theme of the Site-visit
z
Main purpose of the site-visit is;
“To maintain and improve thermal efficiency of coal-fire power
plant, by exchanging and sharing best practices on operation
and maintenance (O&M)”
z
Considering the above purpose, we decided to choose the theme of
site-visit under the permission of Çayirhan Plant as follows;
- O&M management
- Maintenance management
Global Superior Energy Performance Partnership
4
別添７
3. Outline of the Site-visit
5
More than 40 participants from several countries and organizations
㻌㻌䞉 Policy makers (IPEEC, Turkey, Saudi Arabia, Indonesia)
䞉 Financial sectors (ADB, AfDB)
䞉 Engineers (EUAS, Çayirhan Plant, Japanese utility power companies)
z
Activities:
– Plant tour on main facilities and control rooms
– Presentations;
[By Çayirhan Plant]
Plant overview and maintenance
[By FEPC]
O&M management
Maintenance of boilers
Maintenance of turbines and related facilities
– Technical discussions
z
Global Superior Energy Performance Partnership
4. Technical discussion – O&M Management Overview(1/3)
z
6
Main discussion points of O&M management

•
We introduced Japanese O&M examples such as;
To standardize and keep the quality of daily on-site patrol, we set several
patrolling routes. We also adopt check sheets, which is also effective as an
education and communication tool when patrollers reports it to their
supervisors.
•
To patrol effectively, we use marks on pressure meters which show normal
value, and thermo labels which change their colors above specific
temperature.
•
To maintain stable plant operation, both organizations of maintenance and
operation are working and communicating closely.
•
To evaluate engineers’ skills and keep their motivations high, we have
established in-house licensing system for both operation and maintenance
engineers.
Global Superior Energy Performance Partnership
別添７
4. Technical discussion – O&M Management Overview(2/3)
Patroller’s check sheet
Check Items
Steam Generator
Safety Valves
Water Level Gauge
Steam Generator System
Thermo labels
Record
3S 1S 2S
ᅚ
Water Level Gauge Monitor
SNR
Soot Blower RACK
AH
Pressure Reducer
Auxiliary
Steam
Line Switch Valve
Supply
Header
Inside
Furnace
Condition
7
7 FL & 7.5 FL
6 FL
5 FL
4.5 FL
2 FL
Boiler House Roof Top
Below
Temp.
Above
Temp.
100 C
150 C
240 C
Global Superior Energy Performance Partnership
4. Technical discussion – O&M Management Overview(3/3)
z
8
Through technical discussions, we confirmed that Çayirhan Plant has the
same level of O&M management quality by efforts such as;

By using check sheets, patrollers collect operation data hourly, and report it
to their supervisors appropriately.

Two operators patrol together. From an education aspect, experienced and
non-experienced operators are grouped.

To improve the quality of patrol, they have installed appropriate facilities
such as lighting, noise insulation.

Operation data is all communicated to maintenance department every day
for appropriate maintenance planning.

They have established education programs for each engineering function.
Global Superior Energy Performance Partnership
別添７
5. Technical discussion - Maintenance Management (1/2)
9
Maintenance of boilers and related facilities
z
In Çayirhan Plant, as a double-check, boiler feed water is monitored
automatically, and sampled manually .
By this effort, the frequency of boiler tube leakages due to overheating by
feed water scale deposit is kept in a quite low level (once in a few year).
On the contrary, boiler tube leakages due to outer damage by fallen coal ash
blocks happen more frequently. Countermeasures for this trouble are the
following;

•
In Çayirhan Plant: placing tube protectors where mainly damaged in a
boiler. And measuring tube thickness for determining the area of tube
replacement effectively.
•
In some Japanese plants: a chemical material is added to coal before
burning, which is to avoid ash’s binding and making blocks together.
Global Superior Energy Performance Partnership
5. Technical discussion - Maintenance Management (2/2)
10
z
Maintenance of turbines and related facilities

We mainly exchanged views on maintenance practices for condenser such as;
• How to identify which cooling water tube is leaking
• How to stop leakage of cooling water tube
[condenser water chamber]
Inlet of cooling water tube
Global Superior Energy Performance Partnership
別添７
5. Technical discussion – Fuel and CO2 reduction potential
z
11
Settings of steam temperature

By reviewing operation data of Çayirhan Plant, we found that the steam
temperature (boiler outlet, reheater outlet) is 20 degrees lower than a
designed value when No.2 unit is operated with around maximum output.

According to Çayirhan Plant, the temperature is low controlled from the
perspective of facility protection, considering varied properties of coal.

In general, at 150MW class power plant, by improving steam temperature
by 20 degrees, there is a potential of reducing fuel consumption by 16,000
ton/yr (-0.7%), and CO2 emission by 10,000 ton/yr.
[Prerequisite for estimating fuel and CO2 reduction potential]
• Original thermal efficiency: 25% HHV
• Thermal efficiency improvement: +0.2 point
• fuel calorific value: 2,000 kcal/kg HHV
• Plant availability: 80%
Global Superior Energy Performance Partnership
12
6. Summary
z
Through the site-visit, we confirmed that Çayirhan Plant has maintained a
high O&M management quality. This results in high plant availability (80%),
which is higher than the average in Turkey.
z
We exchanged views on maintenance practices related to major causes of
unplanned plant shutdown such as;
Countermeasures for boiler tube leakages (ex. feed water management,
how to avoid damages by fallen coal ash blocks)
Actions after condenser’s cooling water tube leakage happens (ex. how to
identify leaking tubes, how to stop leakage)

z
Related to the low setting of steam temperature, we estimated the fuel and
CO2 reduction potential by improving the temperature by 20 degrees as
follows;
fuel consumption reduced by 16,000 ton/yr (-0.7%)
CO2 emission reduced by 10,000 ton/yr
Global Superior Energy Performance Partnership
別添７
7. Further actions of GSEP Power WG
13
z
Since the methods to calculate CO2 emission from the power plants are
different in some countries, it is difficult to compare CO2 reduction potentials
as the result of improvement of the thermal efficiency respectively.
z
Aiming at developing common basis for measuring CO2 reduction potentials
of each country, that can be adopted to site-visit activities by GSEP Power
WG, we are going to conduct following actions;
Research the calculation method of CO2 discharge and emission factor of
the thermal power plants in each main country/area
Study for developing common basis for measuring CO2 reduction
potentials, based on the research mentioned above

Global Superior Energy Performance Partnership
z
z
Thank you very much for your hospitality and all the coordination of
the site-visit.
Participants of all GSEP Power WG were very impressed with the
level of arrangement and spent a great time during the site visit.
Teşekkürler!
Global Superior Energy Performance Partnership
別添８
,PSOHPHQWDWLRQRI
7KH*(QHUJ\(IILFLHQF\$FWLRQ3ODQ
(/(&75,&,7<*(1(5$7,21
WK-XO\
0DVDKLUR7DFKLEDQD
$JHQF\IRU1DWXUDO5HVRXUFHVDQG(QHUJ\
0LQLVWU\RI(FRQRP\7UDGHDQG,QGXVWU\-$3$1
5HTXLUHG.H\$FWLRQVXQGHUWKH*$FWLRQ3ODQ
The G20 leaders last year adopted the G20 Energy Efficiency Action Plan.
Electricity Generation is one of the six priority work areas that are identified in
the Action Plan.
The GSEP Power Working Group, together with the participating G20 member
countries, is implementing key actions as required in the Action Plan. All the
activities that have been conducted to this end will be reported to the G20
through the Energy Sustainability Working Group (ESWG).
(OHFWULFLW\*HQHUDWLRQ
ಯ6KDULQJKLJKHIILFLHQF\ORZHPLVVLRQVWHFKQRORJLHVರ
ಯ3DUWLFLSDWLQJFRXQWULHVZLOOZRUNWRJHWKHUWKURXJKWKHH[LVWLQJ
,3((&*6(33RZHU:RUNLQJ*URXSWRGHYHORSDGHWDLOHG
LPSOHPHQWDWLRQSODQIRUVKDULQJNQRZOHGJHRIKLJKHIILFLHQF\
ORZHPLVVLRQVHOHFWULFLW\JHQHUDWLRQWHFKQRORJLHV+(/(WKDW
DUHFRQVLVWHQWZLWKRXUFOLPDWHDFWLYLWLHVDQGFRPPLWPHQWVರ
2
別添８
7LPH)UDPHRI,PSOHPHQWDWLRQ
2nd
ESWG
May.
Jul.
3rd ESWG
Sep.
1-3
Energy
Minister’s
Oct.2
Leader’s
Summit
Nov.
15-16
:RUNVKRSRQ&OHDQ&RDO
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7
（様式２）
二次利用未承諾リスト
報告書の題名：
平成27年度二国間クレジット取得等インフラ
整備調査事業（エネルギー効率向上に関する
国際パートナーシップ（GSEP電力WG）を活用
した途上国の技術支援ニーズ等に関する調
査）報告書
委託事業名：
平成27年度二国間クレジット取得等インフラ
整備調査事業（エネルギー効率向上に関する
国際パートナーシップ（GSEP電力WG）を活用
した途上国の技術支援ニーズ等に関する調
査）
受注事業者名：
PwCアドバイザリー合同会社
24
24
頁
図表番号
表４
図２
26
図３
27
27
表５
表６
29
図４
タイトル
燃料別のCO2排出係数
実二酸化炭素排出量の算定フロー図
燃料燃焼からの排出量を算定するための一般的な
ディシジョンツリー（IPCC）
炭素含有量のデフォルト値
炭素酸化係数デフォルト値
燃料燃焼からの排出量を算定するための一般的な
ディシジョンツリー（EEA）

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