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CDM/JI事業調査結果データベース

調査名タイにおける廃棄物処理場から発生するメタンガスを利用した発電施設の事業性調査
調査年度2002(平成14)年度
調査団体(株)大林組
調査対象国・地域タイ
調査段階プロセス2:プロジェクトの実現可能性の調査
調査概要バンコク市及びその周辺では大量のゴミが発生し、現在、そのほとんどがそのまま埋立られており、ゴミの有機物構成比率は非常に高く、メタンの発生量も膨大と予想される。この自然発生するランドフィルガスを回収し、メタン排出抑制を行うとともににメタン発電を行なう事業を行なうために条件の良い最終処分場を選定するとともに、事業性を評価するものである。
調査協力機関カセサート大学、THAI OBAYASHI CORP.,LTD
調


プロセス1(調査対象外)




プロジェクト概要ノンタブリ県の埋立処分場を対象に、既存のダンピングサイトの隣に2003年から埋立が予定されている新規の衛生埋立にLFG回収を行い、ガスエンジンによる発電を行い、タイの電力公社(EGAT)に売電を行う。LFGの回収には、浸出水の影響を軽減するためにカセサート大学で考えられているタイ方式の水平井戸を採用する。

タイ式水平井戸
最上部の覆土(トップソイル)の下部に水平井戸を設置する方式。全ての埋立が完了してから、或いは、終了直前の覆土をする直前に水平井戸を設置する。
 長所は、浸出水の影響が少なく、短所は(最終リフトまで)埋立が完了するまで、LFGの回収が出来ない。

対象GHGガスメタン、二酸化炭素
対象技術分野廃棄物管理
CDM/JICDM
実施期間クレジット獲得期間:2007〜2016年の10年間                                           (新埋立地は2003年供用開始、2006年終了予定、2005にLFG利用事業の計画、2006年に工事)
ベースラインプロジェクトバウンダリー



ベースラインシナリオ
当該地域におけるLFGは、埋立地に設置予定の排気管により大気へ排気される(LFGは利用しない)計画であること、ホスト国では現時点でLFG利用の実用プロジェクトがないこと、ホスト国政府の補助金や当該処分場の管理自治体の予算規模からLFG利用プロジェクトの予算がとうてい確保できない(資金的バリアー)と考えられることからBAU(Business as ususal)とはならないとするしている。また、すなわち、回収するLFGがすべて追加的としている。ランドフィルガスが長期にわたって排出されると考えられるため、クレジット獲得期間を10年とした。
先に示したプロジェクトの実施に起因する影響(直接影響及び間接影響)の同定から、LFG回収によるメタン削減量(発電量+余剰ガスのフレア燃焼)と本プロジェクトによる売電量に相当する系統電源の供給のために使用される化石燃料が代替されるものとする。

1)廃棄物処理を全て埋立処分(30万t/yr)によるものとする(リサイクル・コンポスト施設は予算化されていない)
2)LFG発生量を6m3/hr・tと想定(廃棄物年代が10年以下の場合)、発生量は10年継続、精度は±50%
3)LFG発生量の推定は、米国環境省のFirst Order Decay Equation方式を採用したLandGemやE-Plusを採用
 パラメータ設定 Methane Generation Constant:k = 0.03 (1/y)
           Methane Generation Potential:L0 = 155.93 m3/ton (=2.5 cf. /pound)

A-Pre Investment Study on Landfill Gas recovery for Energy Utilization at Nakhorn Ratchasima province and Bangkok Metropolitan (by DEDP, MOSTE, 1999)

4)LFG回収量をLFG発生量の80%(タイ MOSTE調査報告書)
5)LFGの回収量から、輸入GE発電機(435kW)を2基、国産
 リ・ビルトGE発電機(100kW)を2基設置で余剰ガスはフレアで燃焼
6)LFGのメタン含有量を50%と想定
7)システム(GEG、フレア)稼働:365day/yr、24hr/day
8)輸入GE発電機(435kW)のLFG消費量:300m3/hr
9)国産リ・ビルトGE発電機(100kW)の消費量:75m3/hr
10)その他、LFG回収、ガス処理システム、フレアシステムなど施設稼動
 に必要な電量は全てLFG発電で賄う(100kWを差し引く)
11)売電される電量相当分のCO2削減効果は、
 (全国系統電源の平均CO2排出量/kWh)× (販売電力kWh)
 により算定
CO2排出原単位は、Asia Pacific Energy Reserch Center
作成資料により、0.6(CO2-kg/kWh) と設定

LFG回収可能量から ⇒・GE発電機(435kW、LFG消費量:300m3/hr)を2基
・ GE発電機(100kW、LFG消費量:75m3/hr)を2基

ベースラインの推計
・ プロジェクトの開始年(廃棄物処分場のオープン)から4年間で、廃棄物場の埋立が終了し、その後LFGの回収が始まる。その後の10年間がプロジェクトの期間である。
・ 発電によりLFGを燃焼することによるメタン排出削減
・LFGのフレア燃焼によるメタン排出削減削減
・LFG回収が始まってからのシステムの稼働率(24hr/day,365day/yr)
・発電機で消費するLFG消費量は750m3/hとなり、年間6,570,000m3となる。従って、発電機で消費されなかったLFGがフレア燃焼となる。

CO2削減効果(系統電顕接続のベースライン)
・LFG発電により発電した電力を電力会社に販売することにより、発電所で発電する電力量が削減される。
・この削減された電力量を発電した場合に排出さたであろうCO2(燃料消費量の削減)が本プロジェクトによるCO2(燃料消費量の削減)の排出削減量となる。

CO2排出削減量=
(全国系統電源の平均CO2排出量/kWh)×(販売電力kWh)

・単位電力量当たりのCO2排出原単位はホスト国の平均的な系統電源平均CO2排出量とした。
現地電力公社の過去のデータから0.6(CO2-kg/kWh)と設定した。
GHG削減量 プロジェクトを実施した場合のGHG削減量
・施設内のユーティリティの利用電力(ガス収集システム等)は能力仕様等より100kWに設定
 発電所の発電量減少に伴うCO2排出削減量


さらに、本プロジェクトによる総GHG排出削減量はLFG回収によるメタン排出削減量と売電量相当の系統電源供給燃料の代替に伴うCO2排出削減量を集計により求めることができる。

GHG削減=ベースライン排出量(55.2万(t-CO2)/10年)
費用【Capital Cost】
・Gas Collection System:50万Baht
・Building Equipment:30万Baht
・LFG発電システム:4,000万Baht  
・諸経費(各種手続き等):900万Baht   【Maintenance Cost】
・Gas Collection System:5万Baht
・Building Equipment:3万Baht
・LFG発電システム:631.5万Baht 【Operartion Cost】 
・Labor Cost:1,260万Baht 
・LFG燃料費:0 (間接費)   
Maintenance+Operartion Costの20% 
【法人税】  純利益に対し30%                                                              *土地借用費用、借入金、CDMの手続き経費などは含まれていない

【EGATへの売電収入】:15,800Baht                    
売電価格は1.9Baht/kWhで設定(EPPO(旧NEPO)のプレミアム価格を想定(SPPの平均売電価格:約1.4 B/kWh+EPPOの補助(予定):約0.5 B/kWh)) (Discout Rate) 12%
費用/GHG削減量【金利は考慮せず】                                                                  
 ○CO2クレジットなしの場合                          ⇒IRR=15.51 %(Pay Back期間は5年10ヶ月)   
 ○CO2クレジット $3/CO2-tの場合                                                          ⇒IRR=29.18 %(Pay Back期間は4年 1ヶ月) 


 
モニタリング【売電による電力会社の発電量の減少に伴うCO2排出削減量】                                ○売電量:電力会社との繋ぎ部分に設置される電力量計でモニタリングすることとする。 従って、電力会社との間で 取り交わされる電力の売買に伴う請求書等を正式な記録書類として使用することが可能。        
○電力会社の単位電力あたりの炭素排出係数:電力会社または政府より公式な炭素排出係数が提示されれば、それを使用することが望ましいが、な
い場合は電力会社の電力開発計画または発電実績より算定する。                              【メタン回収量】                                                              LFGの流量測定とLFGのメタン濃度測定により行う事ができる。 メタンの濃度測定はデータの信頼性、現場作業の負荷を考慮し、月一度程度のサンプリングによるメタン濃度の測定が現実的と考える。
GHG削減以外の影響1)経済的な側面
・経済性については利益率がCO2クレジットがない場合より$3・CO2-tの方が改善されていて、CDMプロジェクトとしてのポテンシャル高い。
 CO2クレジットがない場合:利益率15.51%、Payback Period 5年10ヶ月
 $3・CO2-tの場合:利益率29.18%、Payback Period 4年1ヶ月。
・プロジェクトに起因するプロジェクト・サイト内外における負の土地利用の変化がでるとの記述はない。
・プロジェクトが実施されることにより、他の廃棄物利用に悪影響を及ぼさないとの記述はない。

2)社会・文化的な側面
・地域住民は埋立所の廃棄物から発電できるというゴミのリサイクル意識を植え付けることができる。
・プロジェクト実施にあたり住民の移動、先住民や少数部族などへの必要かつ適切な対策が取られていない。
・文化遺産等に関する記述はない。
・プロジェクト実施により廃棄物の有効利用の促進につながる。
実現可能性
他地域への普及効果LFG発電の事業化に向けた課題(LFG発生量、回収効率、浸出水の水位と回収井戸)が解決されて、タイでLFG発電技術が確立されれば、東南アジア地域において参考できる部分も多く、波及効果は非常に高いと考えられる。
プロセス3(調査対象外)
報告書概要FS200201SJ.pdf(PDFファイル 177KB)
本文FS200201.pdf(PDFファイル 5.81KB)
調査評価* タイ政府の方針として当面CDM事業実施の可能性が少ないとしても、この種のプロジェクトが環境保全プロジェクトとして有意義であることが確認されたことを留意しておく必要がある。
* 政府レベルでのCDM事業に関する政策の確認、その受け入れに向けた働きかけとともに、この種の事業をODAプロジェクトとして実施する可能性があるかどうかについて積極的な検討がなされることが望ましい。
* 本プロジェクトでのLFG回収方式は「タイ独自の方式」とあるが、これは発展途上国(CDM対象国)にも応用可能か更に精査が必要。 適用可能ならば、広くCDM対象国に普及でき、GHG削減効果が期待できる。
* CO2クレジットの有無にかかわらず事業として成立する可能性を有していることからCDMプロジェクトとして有望なものであるが、事業化に向けては、報告書で指摘されているように、いくつかの課題をクリアーすることが条件となる。
*廃棄物処分場からの発生メタンガスの有効利用については途上国では重要であるが、成果の充実化を期待したい。
備考
※1. プロセス1:
具体的なF/S案件を発掘するため、対象国や技術分野を特定せずに、CDM/JIとして広い可能性を考慮した基礎的な調査
※2. プロセス2:
具体的な調査対象国・調査地域、対象技術分野を前提とした実現可能性調査
※3. プロセス3:
実際に炭素クレジット獲得に向け、プロジェクト設計書の作成、バリデーション、炭素クレジットの投資探しなど、F/S終了後に当たるプロセスを行う調査



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