平成２６年度「地球温暖化対策技術普及等推進事業」

LNG小分け輸送設備技術輸出による燃

料転換事業の東南アジアへの普及に向

けた調査 報告書

野村総合研究所

ii

目次

図表一覧 ........................................................................................................................... iv

図一覧 ........................................................................................................................... iv

表一覧 ........................................................................................................................... vi

1. はじめに ......................................................................................................................1

1.1. 背景 ......................................................................................................................1

1.2. 目的 ......................................................................................................................2

2. 方法 .............................................................................................................................3

2.1. プロジェクトの範囲 .............................................................................................3

2.2. 調査の範囲 ...........................................................................................................4

2.3. 適用技術 ...............................................................................................................5

2.3.1. ISOコンテナ .................................................................................................5

2.3.2. サテライト設備 .............................................................................................6

2.3.3. ミニ LNGタンカー .......................................................................................7

2.4. 調査方法 ...............................................................................................................8

2.4.1. インタビュー .................................................................................................8

2.4.2. ワークショップ .............................................................................................9

3. 調査結果 ....................................................................................................................10

3.1. 日本の経験 .........................................................................................................10

3.1.1. LNG輸入と輸送 .........................................................................................10

3.1.2. LNGおよび冷熱利用の事例 ........................................................................17

3.2. インドネシアの現状 ...........................................................................................22

iii

3.3. 関連政策および規制 ...........................................................................................26

3.3.1. 小規模 LNG輸送用施設・設備に関する技術規制 .......................................26

3.3.2. 安全規制 ......................................................................................................27

3.3.3. 道路限界に関する規制 .................................................................................27

3.4. 関係主体の役割 ..................................................................................................28

3.5. 参照シナリオの設定 ...........................................................................................30

3.6. モニタリング手法 ...............................................................................................31

3.7. インドネシア向けの促進策 .................................................................................33

4. 分析 ...........................................................................................................................34

4.1. 事業プラン .........................................................................................................34

4.1.1. プロジェクトの位置 ....................................................................................34

4.1.2. サンガッタ案件の概要 .................................................................................35

4.2. プロジェクト実施のスケジュール案 ..................................................................46

4.3. 政策的な示唆 ......................................................................................................48

4.3.1. インドネシアの持続可能な発展への貢献 ....................................................48

4.3.2. インドネシアのキャパシティビルディング .................................................48

5. まとめと次のステップ ..............................................................................................49

5.1. まとめ.................................................................................................................49

5.2. 次のステップ ......................................................................................................49

iv

図表一覧

図一覧

図 1 mini-LNGのバリューチェーンにおけるプロジェクトの対象 ............................3

図 2 ISOコンテナのスペック .....................................................................................5

図 3 小規模サテライト施設のレイアウトプラン ........................................................6

図 4 Mini LNG タンカー ...........................................................................................7

図 5 日本における LNGの輸入量 ............................................................................10

図 6 日本の LNG受入基地の立地 ............................................................................11

図 7 現在の天然ガス輸送管の配置とサテライト施設の立地 ....................................12

図 8 サテライト輸送システムのイメージ ................................................................13

図 9 関東エリアの陸上サテライト輸送の距離 .........................................................14

図 10 受入基地とサテライト施設の間の鉄道輸送事例 .............................................15

図 11 mini LNGタンカーとローリー輸送を組み合わせたマルチモーダル輸送事例 16

図 12 LNGや LNG由来の冷熱利用の一般例 ..........................................................17

図 13 コジェネレーションシステムの累積導入台数 ................................................21

図 14 コジェネレーションシステムの累積導入容量 ................................................21

図 15 2002年から 2012年にかけてのインドネシアでの天然ガスの生産と消費 ......23

図 16 燃料別インドネシアの一次エネルギーの需要 ................................................23

図 17 インドネシアの LNG施設の分布 ...................................................................24

図 18 mini-LNG関連施設整備のロードマップ ........................................................25

図 19 mini-LNG出荷設備の整備計画 ......................................................................25

図 20 想定されるローカルパートナー .....................................................................28

v

図 21 ワークショップ開催の様子.............................................................................33

図 22 プロジェクトの位置 .......................................................................................34

図 23 サンガッタの場所 ...........................................................................................35

図 24 PLNが認知しているサンガッタ地域での発電容量とピーク電力需要 ............36

図 25 サンガッタ市街地から 20㎞以内の発電所の分布 ..........................................37

図 26 サンガッタのKutai Timer政府の保有する自家発電設備 ............................38

図 27 チャート社製の ISO コンテナ .......................................................................42

図 28 mini-LNG輸送向けの ISOコンテナの技術 ...................................................42

図 29 3つのタイプの ISOコンテナの技術特性比較 ................................................43

図 30 CO2 排出削減量の計算 ..................................................................................44

図 31 サービス供給体制 ...........................................................................................45

図 32 実証実験の段階 ..............................................................................................46

図 33 mini-LNG施設・設備導入の想定スケジュール .............................................47

vi

表一覧

表 1 調査の範囲と内容 ...............................................................................................4

表 2 インタビュー先と項目の一覧 .............................................................................8

表 3 LNGターミナルからの冷熱を利用した冷蔵倉庫 ...........................................18

表 4 空気からの液体窒素ガス、酸素ガス、アルゴンガスの製造 ...........................18

表 5 製油所からの炭酸ガスを活用した液体二酸化炭素およびドライアイスの製造

...........................................................................................................................19

表 6 自家消費目的の冷熱回収発電設備 ..................................................................20

表 7 道路クラス規制と ISOコンテナのスペックの適合性 ......................................27

表 8 パートナー間の役割 .........................................................................................29

表 9 CDMプロジェクとの参照方法論 ......................................................................30

表 10 モニタリング手法 ...........................................................................................31

表 11 サンガッタにおける PLN向け電力供給を行ている小規模 IPP .....................37

表 12 自家発設備の燃転の提案 ................................................................................39

表 13 サンガッタ事例における経済計算結果 ...........................................................40

表 14 CO2排出削減量 ..............................................................................................41

表 15 Air Water製とChart製の LNGの同一 LNG積載量における重量差 ...........43

表 16 サンガッタ事例のモニタリング方法 ..............................................................45

1

1. はじめに

1.1. 背景

人口増加、経済成長のために、インドネシアにおけるエネルギー需要は増加が予測されて

いる。インドネシア政府は、このような状況を鑑み、2006年に大統領令を発令し、エネル

ギー源の多様化を目指して、石油依存度の低下と、天然ガスの国内利用を進めていくこと

を、公表した。

他方、インドネシアは、多数の島で構成されており、天然ガスの供給用の輸送パイプライ

ンは限定的であり、ジャワ島、スマトラ島に限られている。つまり、島嶼部への天然ガス

の輸送網は、極めて限定的であると言える。この結果、地方部の発電所、工場、溶鉱炉な

どでは、ディーゼル発電機が大量に利用されている。例えば、PLNによって運転されてい

るディーゼル発電機は 4500ユニット、2500MWに達する。

近年、インドネシア政府は、数年以内に、輸出に代わり、国内市場向けに LNGを供給す

る新しい政策を導入した。この政策変更は LNGの国内市場向けの供給を増加させると同

時に、天然ガス生産における国内市場向け比率を高めることになる。つまり、LNGの分

散型供給システムが、島嶼部等遠隔地域向けに整備されていくことになる。

例えば、PT Pertagas Niagaとその天然ガスディストリビューター協会は、ISOコンテナ

を活用して、ボンタンから利用者までの間を輸送する実現可能性調査に取り組んでいる。

遠隔地域でのディーゼル燃料への高い依存度を考えると、これらの地域向けのmin-LNG

の配給システムの導入は、大きな可能性を秘めており、天然ガスを活用した石油製品燃料

の代替とコジェネレーションシステムの導入、更には、これらの天然ガス利用の推進によ

る省エネルギー化やCO2の削減が期待できる。

日本は、世界で、最大のLNG輸入者である。LNGからの天然ガスの利用は、1990年代

を通じて、日本で、省エネの推進や、CO2の削減に貢献してきた。日本も、インドネシア

と同様に、ガス輸送パイプラインの建設には厳しい地形である。従って、貯蔵タンクと小

規模の気化器等を備えたサテライト施設や ISOコンテナが、日本の遠隔地への LNGの輸

送に用いられてきた。また、LNGを利用することで、最終利用者の省エネを実現するノ

ウハウを蓄積してきた。

2

1.2. 目的

本調査では、野村総合研究所、Toyota Tsusho Indonesia および Air water の 3社と、

PT Pertagas Niagaとの共働により、LNG利用による省エネや燃料転換のノウハウや、

LNGのサテライト輸送に関する製品、ノウハウについての日本の経験を、インドネシア

に紹介するものである。対象施設は、PLNや IPPが運転しているディーゼル発電機や、

工業団地、溶鉱炉、炭鉱で用いられている発電設備である。

本調査は、今後、導入の技術的課題を明らかにする詳細な実現可能性調査を実施可能なプ

ロジェクトサイトの識別、2016年を目指した施設の運転開始を目指している。また、本調

査は、日本のmini LNGの施設・設備について、インドネシア側の利害関係者に技術情報

を提供することも目指している。最終的に、必要であるならば、インドネシア政府に対し

て関連する必要な政策変更を提案することも想定している。

3

2. 方法

2.1. プロジェクトの範囲

図 1は、ガス井戸から利用者までのバリューチェーンの全体像を示している。バリューチ

ェーンには幾つかのステップが含まれるが、利害関係者の位置を考えると、日本の企業体

は、ディストリビューターのサポートと、施設・設備の供給および、オンサイトの貯蔵タ

ンクやそのアクセサリおよび ISOコンテナの関連サービスの提供に集中するべきである。

更に、コジェネレーションプラントのような利用者における省エネ施設・機器の供給につ

いても、日本の企業体は可能であろう。日本の企業体のポジショニングは、Pertagas Niaga、

インドネシアのディストリビューター、潜在的な利用者からの要請による。従って、今回

は、最初から特定のポジショニングを決め打ちするのではなく、すべてのバリューチェー

ンにおける事業機会を見ながら調査を進めることとした。

図 1 mini-LNGのバリューチェーンにおけるプロジェクトの対象

• 輸送機械向けの燃料

• 発電装置

•テキスト•テキスト•テキスト•液化設備

•発電設備

•ガス井戸

探査開発

(天然ガス)

オンサイトの液化設備

(天然ガス->LNG)

輸送(LNG)

オンサイト貯蔵設備(LNG)

オンサイト気化設備(LNG->天然ガス)

LNG直接利用

(LNG)

調査対象

4

2.2. 調査の範囲

プロジェクトの範囲について述べたように、調査の範囲は、インドネシア側の利害関係者

のニーズによって変化する。このため、インドネシア側の要望に応じて柔軟に対応するこ

とを想定しつつ、以下の表のように調査の範囲を設定した。

本調査では、三つの調査項目を設定している。 「1.インドネシアにおける mini-LNG 輸

送と燃料転換ビジネスの実現可能性」、「2. mini LNG輸送の促進や、LNGによる燃料

転換の推進に関する政策提案」、「3. mini-LNG輸送施設・設備に関するノウハウ・技術

知見のインドネシアでの普及啓蒙」である。

表 1 調査の範囲と内容

調査の範囲 内容

1.インドネシアにおける

mini-LNG 輸送と燃料転換ビ

ジネスの実現可能性

利用者へのニーズ調査や潜在利用者の発見、有望分野の確認、潜

在市場規模の想定。

mini-LNG施設・設備についての法規制・技術標準、必要なライセ

ンスの確認

サービス内容を含むビジネスモデルの開発

投資額の算定と資金調達方法

経済的実現可能性調査

2. mini LNG輸送の促進や、

LNGによる燃料転換の推進に

関する政策提案

日本の技術の導入に関する現在の法規制、技術標準、ガイドライン

等の確認

安全確保のための必要な安全基準の提案

3. mini-LNG輸送施設・設備

に関するノウハウ・技術知見の

インドネシアでの普及啓蒙

PLNや産業協会、その他利害関係者との、導入に向けた協業

MRV方法の開発、GHG削減量の推定

5

2.3. 適用技術

国内市場向けの LNGの輸送には、ISOコンテナや、貯蔵タンク、気化器などを含むサテ

ライト施設、mini LNGタンカーなどが用いられる。本調査では、これらを適用可能技術

として想定する。

2.3.1. ISOコンテナ

幹線道路向けのセミフレーム 40ft ISOコンテナと非幹線道路向けのフルフレーム 30ftの

ISOコンテナの二つを想定する。ただし、30ftコンテナであってもインドネシアではClass

IIIと呼ばれる道路は、コンテナの幅が、道路限界よりも広いため、法令上、通行できない。

出所: Air Water

図 2 ISOコンテナのスペック

Specification of 40ft ISO Container (Semi-frame) Specification of 30ft ISO Container (Full-frame)

6

2.3.2. サテライト設備

サテライト設備は、貯蔵タンク、気化器などを含み、需給ギャップを調整するための LNG

貯蔵設備である。

受入基地としての通常のLNGタンクと異なり、サテライト LNG貯蔵タンクは大木案面

積を必要としない。100㎥の貯蔵タンクの建設に 17m×24m 程度の面積の土地が必要な

だけである。サテライト施設は、港湾や炭鉱、発電設備、商業施設などに隣接して建設可

能である。

出所: Air Water

図 3 小規模サテライト施設のレイアウトプラン

7

2.3.3. ミニ LNGタンカー

インドネシアは多くの島を有しており、それゆえに、海上交通は日本と同様に重要である。

日本では、川崎重工業製の 1000～10000トンの小型 LNGタンカーで、LNGの内航海運

を行っている。インドネシアでも島嶼間の輸送にはこのような小型 LNGタンカーが必要

になる。

出所: 川崎重工業

図 4 Mini LNG タンカー

8

2.4. 調査方法

2.4.1. インタビュー

本調査では JCM事務局以外に、以下の主体にインタビュー調査を行った。

表 2 インタビュー先と項目の一覧

インタビュー先 インタビュー項目

政府 Migas Technical

department

LNGのプラント・施設・設備に関する規制、技

術基準等

設備やプラントの技術登録に関して必要なライ

センス

BPH Migas 天然ガスの下流ビジネスに関する規制や技術基

準

Bappenas mini-LNG サテライト施設の建設計画

Ministry of

Transport

Maritime

devision

港湾へのmini LNG設備の導入可能性

港湾におけるmini LNG設備の規制や技術基準

Railway

division

貨物鉄道むけのmini-LNG 輸送の ISOコンテ

ナの規制と技術基準

Land

transport

division

陸上のmini LNG輸送用のローリーの規制と技

術基準

Coordinating ministry of

economic affairs (JCM

secretary)

進捗報告

エネルギー企

業

Pertamina Pertaminaによって実施されている技術的な実

現可能性調査の進捗確認と議論

日本におけるmini-LNG施設・設備の運用ノウ

ハウの共有

Pertagas Niaga

ディストリビ

ューター

Member companies of

natural gas association of

Pertagas Niaga

配送のビジネス機会

インドネシアにおける実際のmini LNG施設・

設備に向けた需要

日本におけるmini-LNG施設・設備の運用ノウ

ハウの共有

潜在最終利用

者

The government of Kutai

Timur

自家発における燃料転換ニーズの確認

サイト条件の確認

United Tractors 炭鉱の大型トラックにおける燃料転換ニーズの

確認

場所の確認、サイト条件の確認

9

2.4.2. ワークショップ

mini LNGのサテライト施設や輸送用の設備について、日本の製品や、技術的な知見、運

用ノウハウをインドネシア側と共有するために、Air Water、川崎重工業と共に、2015年

2月 18日に、 Intercontinental Hotel Mid Plaza （ジャカルタ）で、午前 1回、午後 1

回、ワークショップを開催した。

10

3. 調査結果

3.1. 日本の経験

3.1.1. LNG輸入と輸送

1988年以降、LNGの輸入はコンスタントに増加している。2013年には、1988年の 3倍

の水準になっており、9000万トンに達している。特に、2011年から 2013年にかけて、

東日本大震災による原子力発電所の低下による LNGの緊急輸入により 2000万トン増加

している。

出所: 貿易統計

図 5 日本におけるLNGの輸入量

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

LNG 輸入量

（百万 ton）

LNG 輸入 (単位：百万 T)

11

このような大量のLNGを輸入するため、全国各地にLNGの受入基地が整備されている。

図 6 は日本各地の LNG受入基地の分布について整理している。これらは、一次基地、二

次基地を含んでいる。LNG受入基地は日本中に分散しているが、特に、太平洋ベルトと

呼ばれる工業地帯に集中して立地している。これらの受入タンクはガス会社だけでなく、

電力会社や石油企業、製鉄会社によって整備されている。

出所: 野村総合研究所作成

図 6 日本の LNG受入基地の立地

Pacific ocean belt

(Industrial zone in Japan)

12

これらの受入基地からのガス輸送手段は、パイプラインが世界では一般的である。ただし、

日本では、受入基地から最終利用者までの間をつなぐ十分な輸送パイプライン網が整備さ

れていない。関東や関西、中部地方だけ、最終利用者と受入基地の間がパイプラインでつ

ながっている。結果として、日本では LNGを受入基地から最終利用者まで輸送するため

にサテライト輸送ネットワークが構築された。

出所: 経済産業省資料

図 7 現在の天然ガス輸送管の配置とサテライト施設の立地

Current situation of the distribution of satellite facilities and gas

transport network

Gas transport network

Satellite facilities

13

図 8 は、mini LNG輸送の典型的なシステムである。タンクローリーやコンテナ列車が

LNGの陸上輸送に用いられる。サテライト施設からは LNGは大気や温水の温度を使って

気化され、天然ガスとして配給パイプラインを通じて輸送される。

日本では ISOコンテナは、鉄道とトラック輸送のマルチモーダル輸送が行われている。日

本において ISOコンテナを使った海上輸送も、以前、行われており、関東と北海道の間を

輸送していた。

サテライト施設の整備により天然ガスの需要量が一定量を超えると、同じルートに輸送パ

イプラインの整備が検討され始める。このように需要成長が確実な国においては、サテラ

イト施設を活用した輸送はパイプライン建設のための天然ガス需要を開拓する要素も持っ

ている。

図 8 サテライト輸送システムのイメージ

Tank lorry transport

Tank lorry transport

LNG tank container railway transport

Trailer transport Trailer transportContainer freight train transport

Freight

Station

Freight

Station

Satellite

facilities

Satellite

facilities

LNG

Receivable tank

LNG

Receivable tank

14

関東では、東京瓦斯は LNGをローリー積載し、根岸 LNGターミナル、もしくは、袖ケ

浦 LNGターミナルから最大 200㎞離れたサテライト施設まで輸送している。関東は、天

然ガスの輸送パイプラインや配給パイプラインが縦横に整備されているが、これらのパイ

プラインが付近に到達していなかったり、十分な量を輸送できない場合にサテライト輸送

施設が整備されている。このように、LNGサテライト輸送システムは、ガス輸送・配給

パイプライン網と並行して整備可能である。

図 9 関東エリアの陸上サテライト輸送の距離

Source）http://eee.tokyo-gas.co.jp/industry/indus/lng.html

SodegauraNegishi

Hitachi

15

別の事例では、LNGは姫路から富山や新潟から金沢のように鉄道を用いて 300㎞程度の

陸上輸送が行われている。鉄道輸送は、一度で、ローリーによる輸送よりも大量に LNG

を輸送することができる。一端、一定規模の鉄道輸送が行われるようになると、パイプラ

イン整備も行われる。新潟と富山の間では、一定規模の鉄道輸送が行われており、並行区

間でパイプライン整備が行われている。パイプライン完工後は、鉄道輸送からパイプライ

ンに切り替えられる。従って、鉄道輸送の期間は、ローリーと比較して必ずしも長くはな

い。

図 10 受入基地とサテライト施設の間の鉄道輸送事例

Niigata

Himeji

Kanazawa

Toyama

Freight railway transport

16

ローリーや鉄道輸送だけでなく、mini-LNGタンカーも 2500㎥規模の LNG輸送に用い

られている。日本は LNG受入基地とサテライト施設の間の LNG輸送に内航海運を利用

している。2500㎥~3500㎥サイズのmini LNGタンカーを LNG輸送に用いている。

典型的な事例は、札幌―函館間と北九州－高松間である。北九州－高松間の事例では、海

外から輸入された LNGの受入基地である北九州LNGターミナルから、新珠丸は 380㎞

を 17時間かけて高松まで LNGを輸送する。四国ガスは、高松に LNG二次受入基地を整

備しており、mini-LNGタンカーから二次受入基地に受入されたあと、145㎞離れた愛媛

県今治市、130㎞離れた高知県高知市、70㎞離れた徳島県徳島市にローリーで二次輸送さ

れる。高松と今治、高知、徳島の間は整備された高速道路によって結ばれている。このた

め、大型のローリーによる輸送が可能になっている。

図 11 mini LNGタンカーとローリー輸送を組み合わせたマルチモーダル輸送事例

Takamatsu

Himeji, Osaka Gas

Kitakyushu, Kitakyusyu LNG

ImabariTokushima

Kouchi

380km

145km

130km

70km

17

3.1.2. LNGおよび冷熱利用の事例

LNGから気化された天然ガスは、通常、都市ガスの供給に使われている。日本では、更

に、LNGの冷熱のような LNGの特徴を有効に活用している。図 12 は、LNGの気化の

一般的なプロセスを示したものである。受入基地では、冷熱は、冷蔵庫や液化窒素、液化

酸素、液化アルゴンガスのような液化ガスの製造に活用される。気化の過程では、LNG

と天然ガスの温度差を利用してバイナリー発電がおこなわれている（冷熱回収発電プラン

ト）。最後に、気化された天然ガスは発電や熱供給用のコジェネレーションプラントとし

て利用されている。

インドネシアでは、mini-LNG輸送の開発者は、これらのような附帯する事業の開発も行

うことができる。受入基地やサテライト施設が漁業や農業が有名な地域に立地する場合、

これらの冷蔵設備や液化ガス製造設備の導入が期待される。

図 12 LNGや LNG由来の冷熱利用の一般例

~~~

EvaporatorReceivable tanks

Natural gasLiquid gas

Factories etc.

Cool heat

recovery power

generation

Refrigerated

warehouse;

Production of

liquid airs

Power generation, city

gas use, and

Cogeneration system for

energy saving

18

3.1.2.1. LNGターミナルからの冷熱を利用した冷蔵庫

表 3 は、LNG受入基地から冷熱を利用した冷蔵倉庫の整備事例である。これらの冷蔵底

はすしネタ用の鮮魚の保冷に用いられる。最も古い事例では 1974年に導入されており、

既に 40年間運営されている。

表 3 LNGターミナルからの冷熱を利用した冷蔵倉庫

企業名 受入基地 運転開始年 容量(t) 温度帯 対象品

日本超低温 根岸 1974 33260 -40℃~ - 55℃ くらげ、いか、たこ

-60℃ まぐろ、ひらまさ

-50℃～-60℃ 甘海老、うに、いくら、アイス

クリーム

西部ガスエンジニアリング 福北 1982 27600 -30℃ エビ、カニ、冷凍食品

3.1.2.2. 液体窒素・酸素・アルゴンの製造

液化ガスの生産は、LNGの冷熱利用の副産物として日本では代表的である。これらのガ

スは産業ガスとして知られており、溶接や蛍光灯の製造等に利用されてきた。これらのガ

スの沸点は、LNGよりもやや低いが、しかし、LNGからの冷熱は、空気からこれらのガ

スを分離する際のエネルギーを大幅に削減できる。最も古い設備は 1971年から稼働して

おり、40年以上が経過している。

表 4 空気からの液体窒素ガス、酸素ガス、アルゴンガスの製造

企業名 受入基地 運転開始年 容量 (×1000 Nm3/h) LNG 使用量

(t/h) Liq. N2 Liq. O2 Liq. Ar

東京液化窒素 根岸 1971 13.5 6.5 0.25 54

東京酸素窒素 袖ケ浦 1978 25 6 0.38 48

中部液酸 知多 1980 10 5 0.1 52

コールド・エアー・プロダクツ 泉北 II 1983 7.5 7.5 0.2 40

日本エアガス 新潟 1984 3.5 3.5 0.07 -

九州冷熱 北九州 1984 3.5 3.5 0.08 15

クリア・エア 泉北 I 1993 15 6.5 0.4 50

ハイドロエッジ 泉北 I 2006 12 4 0.15 -

19

3.1.2.3. 液体炭酸ガスおよびドライアイスの製造

液体炭酸ガスとドライアイスは LNG受入基地の冷熱を利用して製造されるが、より二酸

化炭素が豊富な排気を必要とするため、通常は製油所の隣に立地することが多い。

最も古い液体炭酸ガスとドライアイスの製造設備は 1980年に運転開始されており、35年

以上が経過している。

表 5 製油所からの炭酸ガスを活用した液体二酸化炭素およびドライアイスの製造

企業名 受入基地 運転開始年 容量 (t/day) LNG 通過料

(t/h) Liq. CO2 gas Dry Ice

近畿液炭 泉北 I 1980 120 3.6

知多液酸 知多 1982 162 72 9

東京炭酸 根岸 1983 86 72 5.2

大阪炭酸 泉北 I 2004 48

新日本石油精製 水島 2006 370 3

20

3.1.2.4. 冷熱回収発電機

バイナリー発電システムも典型的な LNGの冷熱の利用事例である。最も古いプラントは

1979年に導入されており、16か所の発電設備が日本で運転されている。

冷熱バイナリーは 3つの方法が利用されており、ランキンサイクル、直接拡張システム、

混合燃料ランキンサイクルシステムである。これらの発電設備は主に、自家発電用途で開

発されており、LNG受入基地で必要な電力の一部を供給している。この結果、LNG輸送

ビジネスにおいても、より省エネルギー化を推進できる。

表 6 自家消費目的の冷熱回収発電設備

運開年 LNG 受入基地 出力(MW) 技術 LNG 流通量(t/h) ガス圧力(MPaG)

1979 泉北 II 1.5 Rankine cycle 60 3

1981 知多共同 1 Rankine cycle 40 1.4

1982 泉北 II 6 Rankine cycle/Direct

expansion

150 1.7

1982 戸畑 9.4 Rankine cycle/Direct

expansion

150 0.9

1983 知多 7.2 Rankine cycle/Direct

expansion

150 0.9

1984 知多 7.2 Rankine cycle/Direct

expansion

150 0.9

1984 新潟 5.6 Direct expansion 175 0.9

1985 根岸 4 Mixed Fuel Rankine

cycle

100 2.4

1986 東扇島 3.3 Direct expansion 100 0.8

1987 姫路 2.8 Rankine cycle 120 4

1987 泉北 I 2.4 Direct expansion 83 0.7

1987 東扇島 8.8 Direct expansion 170 0.4

1989 四日市 7 Rankine cycle/Direct

expansion

150 0.9

1991 東扇島 8.8 Direct expansion 170 0.4

1996 岩崎橋 1.2 Direct expansion 45 0.2

2000 姫路 1.5 Direct expansion 85 07

21

3.1.2.5. コジェネレーションシステム

1987年以来、日本は、多くのコジェネレーションシステムを導入してきた。現在、14000

ヶ所以上の設備が稼働しており、総稼働発電容量は 10GWに達している。

出所: http://www.ace.or.jp/web/works/works_0020.html

図 13 コジェネレーションシステムの累積導入台数

出所: http://www.ace.or.jp/web/works/works_0020.html

図 14 コジェネレーションシステムの累積導入容量

22

3.2. インドネシアの現状

インドネシアにおけるエネルギー事情は人口ボーナスと経済成長によって増加の一途をた

どっている。政府は、化石燃料の輸入を減らし、財政健全化の観点から燃料補助金を削減

するために、国内での天然ガス利用の推進を図っている。

インドネシアは多くの島があり、パイプラインが十分に整備されていない。これらの幾つ

かの条件に基づいて、 インドネシア政府は、LNGの輸送インフラを構築しようとしてい

る。

インドネシアにおける天然ガスの消費は、2004年以降、徐々に増加している。しかし、天

然ガスの生産は既にピークアウトしている(図 15)。エネルギー需要予測は、2035年まで

の天然ガスの消費が 2010年の消費レベルの 2倍の水準になることを示唆している(図 16)。

インドネシアにおける天然ガスの生産地域と消費地域の違い、および、限定的な天然ガス

輸送インフラの整備を考えると、インドネシア政府は、効率的な天然ガスの輸送手段の開

発を近い将来考える必要がある。

同時に、インドネシア政府は、国際社会に対して温暖化効果ガスの排出削減についても協

力している。天然ガスの使用は、石炭や軽油の利用に比べて排出ガスのクリーン化の観点

からは、一般論としてより環境負荷が小さく、インドネシアにおける天然ガスの導入は、

地球温暖化問題、環境問題の緩和の観点からも、国際社会に貢献する。更に、インドネシ

ア政府は、近年、海運からの大気汚染の防止にも取り組んでいる。国際海事機関による

International Convention for the Prevention of Pollution from Shipsは、Protocol of

1978 (MARPOL 73/78)を修正し、北米、欧州では、船舶からの二酸化炭素の排出等が規制

されることになった。この条約改正に伴い、近年 LNG燃料船の導入が進みつつあるが、

海運国のインドネシアにとって、これらの LNG燃料船への燃料供給を主要港で行えるよ

うにしておく必要がある。この観点からも LNGサテライト施設への開発ニーズが存在す

る。

23

出所: U.S. Energy Information Administration, International Energy Statistics, BP

Statistical Review, 2012.

図 15 2002年から 2012年にかけてのインドネシアでの天然ガスの生産と消費

出所: IEA and ERIA (2013) Sourtheast Asia Energy Outlook, World

図 16 燃料別インドネシアの一次エネルギーの需要

16 35 46 53

71 89

196

252 282

358

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040

Mtoe

ガス 一次エネルギー需要

24

出所: U.S. Energy Information Administration

図 17 インドネシアの LNG施設の分布

このような社会背景を踏まえ、Pertamina と Pertagas Niagaは、既に、mini-LNG輸送

施設のインドネシアでの商業化のための技術実現可能性調査に着手している（図 18）。

Pertaminaと Pertagas Niagaは既にmini LNG輸送設備整備のためのロードマップを作

成しており、ボンタンにおける出荷設備の建設スケジュールも決めている（図 19）。

ロードマップによると、2014年中に実現可能性調査のほとんどが終わっていることになっ

ている。ただし、12月に行われた Pertagas Niagaによる実現可能性調査結果の共有のた

めの中間報告会によると、Pertagas Niagaとディストリビューター協会は、mini-LNG輸

送に関する技術的課題について認識したものの、サンガッタやベラウなどの炭鉱地域向け

の中量の LNG輸送について、引き続き課題認識を持っていることが分かった。この点に

ついて、Pertagas Niagaから次フェーズの実現可能性調査についての協業を打診されてい

る。

出荷施設の整備に関して、Pertagas Niagaは、ISOコンテナをバージに乗せて輸送する方

法を想定していた。しかしながら、炭鉱地域での LNG需要を満たすためには、mini-LNG

タンカーなどの規模の大きい輸送手段が不可欠である。この中間的な輸送手段については、

引き続き、協議・調整が必要である。

25

出所: Pertagas Niaga

図 18 mini-LNG関連施設整備のロードマップ

出所: Pertagas Niaga

図 19 mini-LNG出荷設備の整備計画

26

3.3. 関連政策および規制

3.3.1. 小規模 LNG輸送用施設・設備に関する技術規制

LNGや天然ガスの国内市場への供給に関してインドネシア政府は既に幾つかの対応を行

っている。第一に、Arunの輸出基地を輸入基地に改装し、北スマトラへの天然ガス供給

の基地にしようとしている。第二に、Pertaminaは、ISOコンテナ等の設備を使って国内

市場に小規模で LNGを輸送するためにmini-LNGの考え方を広めようとしている。

Pertagas Niagaは、既に、この考えを実証するために Pertaminaから担当として指名さ

れており、幾つかの実証実験を行っている。第三に、前述のように国際海事機関による条

約改正で、インドネシア運輸省も国内の国際港湾に LNGバンカリングができるような施

設を整備する必要に迫られている。これは、現大統領が推進する海運国家としてのインド

ネシアの発展のための政策にも合致しており、推進が必須の課題となっている。

このように、現段階ではインドネシアにおけるmini-LNGはもとより、LNGの国内利用

はほとんど行われていないが、近未来における LNG利用促進に向けた様々な水面下の取

組みが始まっている。

このような状況にもかかわらず、現段階として、インドネシアではmini-LNG施設・設備

等に関する技術基準、規制等は整備されていない。

これらの技術規制に関する担当省庁はMIGASの技術部であるが、MIGAS技術部による

と、日本の規制、国際的な技術基準等を満たしている製品であれば、原則的に、インドネ

シア国内での利用については問題ないとの回答であった。

インドネシアの規制は日本の高圧ガス保安法等も勉強したうえで、国情に合わせて、高圧

ガス保安法を緩めた形で制定されており、すくなくとも、日本の規制を満たしている限り、

インドネシアでも問題ないということである。ただし、プラントや製品単位での安全認証

は受ける必要があり、それらについては、関連技術資料とともにMIGASに資料提供を行

い、承認を受ける必要がある。

27

3.3.2. 安全規制

労働安全規制やガイドラインに関しては労働省が規制を行っているが、実際の運用は、既

存 LNG輸出基地の場合、Pertaminaが詳細を決めている。省庁は一般項目を決めており、

具体的な事項についてはそれぞれの事業主体での細則にゆだねられることになる。このた

め、インドネシアにおけるmini-LNG施設・設備の安全管理の在り方については、

Pertaminaや Pertagas Niagaと調整する必要がある。

他方、天然ガス下流ビジネスの規制機関であるBPH Migasは、mini-LNGサテライト輸

送に関しては、所管外となっている。BPH Migasの管轄は、気化された天然ガスのパイ

プラインによる輸送だけであり、LNGのままでの ISOコンテナ等を用いた輸送に関する

規制は、所管していない。将来的にMIGASやその他の上位行政機関がBPH Migasに対

してmini-LNG輸送の規制・監督をするように定めた場合にのみ、BPH Migasは、規制

官庁となる。現在は、MIGASの技術部が、プラントや設備の技術ライセンスを承認して

いるだけである。原則的に、日本基準、もしくは、国際基準を満たしている施設・設備で

あれば、インドネシア国内でもMIGASの承認を得れば、利用可能である。

3.3.3. 道路限界に関する規制

インドネシアの道路限界に関して、ISOコンテナは、地方では一般的なClass IIIと呼ば

れる道路を通行することができない。これは、Class IIIの道路限界で定められた道路幅が

ISO規格よりも狭いためである。

従って、ISOコンテナの供給者は、インドネシアの地方部の道路事情に合わせて幅の狭い

タイプの輸送コンテナ、ローリー等を開発する必要がある。

表 7 道路クラス規制と ISOコンテナのスペックの適合性

道路クラス 道路限界 ISO コンテナのスペック的合成

幅

（mm）

長さ

（mm）

高さ

（mm）

軸重

（t）

20ft 30ft 40ft

Class I 2500 18000 4200 10 ○ ○ ○

Class II 2500 12000 4200 8 ○ ○ ×

Class III 2100 9000 3500 8 × × ×

Special Class 2500 18000 4200 10 ○ ○ ○

28

3.4. 関係主体の役割

mini-LNG輸送のすべてのバリューチェーンを満たすためには、3つの主体と連携する必

要がある。国内市場向けの LNGの供給者、ディストリビューターおよび利用者である。

LNGの供給者について、Pertagas Niagaがインドネシアの国内市場向けの LNGの唯一

の供給者となっている。輸送に関しては、8社のディストリビューターが Pertagas Niaga

から指名されており、それぞれのディストリビュータが自ら利用者を開拓することになっ

ている。利用者としては、PLN、炭鉱、地方政府などが想定されている。

Pertagas Niagaとディストリビューターの実証実験を通じて、実証実験のパートナーの幾

つかが LNGの潜在的な利用者として期待されている。これらの三つの利害関係者を除く

と、施設・設備の供給者が関係主体となると考えられる。日本企業は、この施設・設備の

サプライヤーとしてこの事業に関わることが想定されている。

施設・設備の供給に関して、設備リースやレンタルなどの金融サービスおよび定期点検、

LNG利用の事業アイデアのコンサルティング、安全訓練トレーニングサービス等を提供

するために特別目的会社の設立が想定される。この特別目的会社が日系企業として、イン

ドネシアにおけるmini-LNG輸送事業に関わることになる。

図 20 想定されるローカルパートナー

利用者(調整中)

LNG 供給 ディストリビューター

調整中

特別目的会社(日本企業によって設立された現地法人)

29

表 8 パートナー間の役割

パートナー 役割

Pertagas Niaga

(Pertamina)

ボンタンにおけるmini-LNG出荷設備の整備およびその他の LNG

受入基地整備

ボンタンでの LNGの供給

ディストリビューター 顧客開拓

ISOコンテナやサテライト施設のような輸送手段の準備

LNGの小規模輸送

利用者 LNG利用設備の導入

LNGの燃料としての利用

日本の企業体 mini-LNG施設、設備のディストリビューターや利用者への供給

設備リースやレンタルなどの、施設・設備導入支援のための金融サ

ービスの提供

施設・設備の定期点検サービスの提供

オペレーターの安全教育トレーニングの提供

30

3.5. 参照シナリオの設定

今回、GHG排出削減推計の参照シナリオは、表 9のように、CDMの方法論を参考に開

発した。プロジェクトの範囲は、輸送、貯蔵・気化、利用の三つの段階を含んでいる。そ

れぞれで、幾つかの方法論が適用可能である。例えば、AMS-III.AY と AMS-III.BC は

輸送に、AM0088は貯蔵・気化に、 AM0014, ACM0009 と ACM0011は LNGの利用に、

それぞれ応用可能である。

表中の○は、CDM方法論が今回にもそのまま適用可能であると考えられる。一方で表中

の▲は、今回への応用に当たり、方法論の修正が必要と考えられるものである。

実際のプロジェクトでは、実際にどこまでをプロジェクトスコープとして含むのかは毎回

異なるため、ここでは、どの方法論を利用するかを特定するのではなく、利用可能な方法

論を複数想定し、参照方法論を開発したうえで、今後のプロジェクト展開に合わせて、適

宜、それらを当てはめていくことを想定している。

表 9 CDMプロジェクとの参照方法論

Category CDM methodology Scope

輸送 貯蔵・気化 利用

天然ガス関連 AM0014 天然ガス利用のパッケージ・コジェネレーショ

ン

○

AM0088 液化天然ガス（LNG）の気化から回収される低

温エネルギーを用いた空気分離

▲

ACM0009 石炭･石油から天然ガスへの産業用燃料の転換

のための統合方法論

○

ACM0011 既存発電所における石炭・石油から天然ガスへ

の発電用燃料転換のための統合方法論

○

AMS-III.AY. 既存路線・新規路線への液化天然ガス（LNG）

バスの導入

▲

燃料消費効率の改善 AMS-III.BC. 自動車車両の燃費改善を通じた排出削減 ▲

31

3.6. モニタリング手法

それぞれの可能性のある方法論について、ベースラインシナリオ、プロジェクトシナリオおよびモニタリング方法について整理したもの

が以下の表である。それぞれのプロジェクトに対して、以下の表を基に、調整していくことを想定している。

表 10 モニタリング手法

カテゴリ CDM 方法論 JCM 方法論

ベースライン プロジェクト モニタリング方法

天然ガス関連 AM0014 天然ガス利用のパッケージ・

コジェネレーション

コジェネ設備を導入し

ない状況

コジェネ設備導入による対象

施設のエネルギー効率が改善

された状態

コジェネプラントにおける天然ガスの消費量

コジェネプラントからプロジェクト需要家への電力供給

コジェネプラントからプロジェクト需要家への熱供給

AM0088 液化天然ガス（LNG）の気化

から回収される低温エネルギ

ーを用いた空気分離

バイナリー発電を行わ

ない状況

バイナリー発電によるエネル

ギー回収

東カリマンタン州における

PLNによる系統電力の節約

バイナリー発電による発電量

バイナリー発電による、化石燃料による発電量の削減（東カリマ

ンタングリッドの電源ミックスを考慮する必要がある。燃料消費

量については、PLN東カリマンタンから入手する必要がある。

ACM0009 石炭･石油から天然ガスへの

産業用燃料の転換のための統

合方法論

燃転前の製造設備のエ

ネルギー消費

燃転後の製造設備のエネルギ

ー消費

天然ガスの消費量、純熱量、CO2排出係数

天然ガスを用いた場合の製造プロセスのエネルギー効率

ACM0011 既存発電所における石炭・石

油から天然ガスへの発電用燃

料転換のための統合方法論

燃転前の発電状況 燃転後の発電状況 プロジェクトで消費される燃料の量、熱量、排出係数

グリッドや、自家消費設備に送電される発電量

AMS-III.AY. 既存路線・新規路線への液化

天然ガス（LNG）バスの導入

軽油トラックによるボ

ンタンからサイトまで

の輸送

CNGトラック/LNGトラック

によるボンタンまでの輸送

ベースラインとなるトラックの軽油消費（年間の 1回あたりの平

均値）

CNGトラック/LNGトラックの燃料消費量

トラックの運行回数

32

カテゴリ CDM 方法論 JCM 方法論

一台だけ軽油トラックを残すことで、ベースラインを設定する。

燃料消費効率

の改善

AMS-III.BC. 自動車車両の燃費改善を通じ

た排出削減

二番目に軽いコンテナ

を用いた軽油トラック

によるボンタンからサ

イトまでの輸送

最軽量コンテナを用いた軽油

トラックによるボンタンから

サイトまでの輸送

ベースラインとなるコンテナを用いた場合のトラックの軽油消費

（年間の 1回あたりの平均値）

軽量コンテナを用いた場合の同ルートを通過した場合のトラック

の軽油消費（年間の 1回あたりの平均値）（改良トンキロ法で計

算。ただし、二番目に軽いコンテナとの重量差は積載率に換算す

る）

http://www.meti.go.jp/committee/downloadfiles/g50910a11j.pdf

トラックの運行回数

33

3.7. インドネシア向けの促進策

インドネシアにおいて、日本のmini-LNG輸送技術を普及啓蒙するために、2015年 2月

18日に、ジャカルタのインターコンチネンタルホテルにて、ワークショップ“Promoting

Japanese experience of mini LNG to Indonesia” を開催した。

午前と午後の 2回実施し、午前のセッションは Pertaminaと Pertagas Niagaを対象に行

った。合計 11名の担当者が両社から参加いただき、活発な議論が、プレゼンテーション

のページ単位で行われた。

午後のセッションは、政府やディストリビューターに対して行われ、Bappenas等から合

計 13名の参加者を得た。多くの質疑を得たが、特に、インドネシア側からは日本製品に

対してインドネシア側の状況に応じた設備の改造の必要があることが指摘された。

全般的に、ワークショップの内容はインドネシア側からは歓迎されており、インドネシア

側の日本製品への理解を深めたものと考えている。

図 21 ワークショップ開催の様子

34

4. 分析

4.1. 事業プラン

4.1.1. プロジェクトの位置

現在、国内市場向けの LNGの出荷設備はボンタンにしかない。従って、mini-LNG輸送

の出発点はボンタンとなる。潜在的な利用者は、サマリンダ、サンガッタおよびベラウで

ある。多くの潜在利用者は炭鉱会社であったり、それらのコントラクタ、地方政府、電力

会社などである。

ボンタンからサマリンダ、サンガッタの距離はそれほど遠くなく、100km未満である。一

方で、ベラウはかなり遠く、陸上で輸送する場合 3日間かかる。また、サンガッタとベラ

ウの間の道路事情はよくなく、山地を通過する。このため、ボンタンとベラウの間の輸送

は海運で行うことが想定されている。

調査の途中で幾つかのディストリビューターとこれらの地域の事業機会について協議して

いるが、現時点で、確定的な案件がない。このため、本調査では引き続き、サンガッタの

Kutai Timur政府の自家発電設備の燃料転換を想定して、本プロジェクトの経済計算およ

びGHGの削減量の試算を行う。

図 22 プロジェクトの位置

Berau

456km

More than 500km

About two days journey

Sangatta

75km

Samarinda

35

4.1.2. サンガッタ案件の概要

4.1.2.1. サンガッタの電力供給事情

サンガッタはバリクパパンからサマリンダ経由で北に 310km離れた地域である。陸上を

車で移動すると 9時間の距離にある。ボンタンからは約 2時間の距離である。サンガッタ

はKutai Timur郡の中心都市であり、郡政府が立地する。

サンガッタ周辺は石炭で有名な地域であり、市街地に位置する丘から露天掘りの炭鉱が北

の方角に視認することができる。

図 23 サンガッタの場所

←Sangatta

←Bontang

←Samarinda

←Balikpapan

120km

120km

70km

36

サンガッタの電力需要は近年増加している。PLNが認知している分で、自治体や炭鉱等の

自家消費分を除いた電力需要は、16MW弱に達している。 2009年以降、電力のピーク需

要は増加の一途をたどっている。特に、2011年から 2012年にかけて急激な増加がみられ

る。2014年に入っても、毎月、ピーク電力需要は増加している。発電能力は 15.8MW確

保されているが、直近のピーク電力需要の増大が続くと、更なる発電能力の増強が必要で

ある。

出所: PLN

図 24 PLNが認知しているサンガッタ地域での発電容量とピーク電力需要

11.3

14.5 13.4

15.8 15.8 15.7 15.7 15.7

11.3 11.5 12.2 14.0 14.6 14.5 15.0 15.4

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

2009 2010 2011 2012 2013 Jan-14 Feb-14 Mar-14

MW

発電能力(MW) ピーク電力需要（MW)

37

現在、政府と民間がサンガッタ市街地から 20㎞圏内で保有している発電能力は 15.2MVA

である。Kutai Timur政府の自家発電設備を除くと 11MVAの民間所有のディーゼル発電

機が存在する。ただし、民間所有の発電設備を除くと、それぞれの発電機の容量は小さく、

最大でも 250kVA程度である。このように地方部の発電能力が小さいのは、電力需要が小

さいこともあるが、高い軽油価格による費用負担に政府が耐えられないためでもある。

現在、Kutai Timur政府は、より、経済性の高い発電設備を求めて、バイオガスの活用等

も検討している。

出所: Kutai Timur Govement

図 25 サンガッタ市街地から 20㎞以内の発電所の分布

一方、民間企業が保有し、PLN向けに電力供給を行っている発電所の内訳を示したものが

表 11である。発電した電力は、公衆への供給を目的に、PLNに販売されている。

表 11 サンガッタにおける PLN向け電力供給を行っている小規模 IPP

会社名 場所 容量 燃料

a. PT. Sumberdaya Sewatama I Sangata 3 MW HSD

b. PT. Sumberdaya Sewatama II Sangata 4 MW HSD

c. PT. Kaltimex Energy http://www.kaltimex-energy.com/company.php Sangata 4.5 MW HSD

出所: PLN

Kutai Timur Gov. Captive power plant

（3.5MVA）

Sepaso Public use diesel generators

（250KVA）

Sangatta Public use diesel generators

（250KVA）

Makuti Jaya

Public use diesel generators

（100KVA×2）

Private own public use diesel generators

（Total11MVA）

38

これらの発電能力に加えて、Kutai Timur政府は、500 kVA×7基の自家発電設備を保有

している。これらは、政府における光熱用に用いられている。これらの 7基の発電機は同

時に整備されたわけではなく、順次増強されてきたため、機種等は統一されていない。ま

た、電力需要に応じて 7基を稼働させたり止めたりして、需給調整を行っている。

これらの発電機用の燃料は、現在、サマリンダから輸送している。貯蔵タンクの容量は 20kl

が２基設置されている。一週間に 50~60トンの燃料が消費されており、2014年１年間で

3400kl~4000klの軽油（400億-500億ルピア相当）が費消されている。Kutai Timur 政

府はこの高い燃料代を削減する必要に迫られている。このため、LNGを活用した燃転で

経済性が確保できるのであれば LNGへの燃転を検討できる状況にある。

図 26 サンガッタのKutai Timer政府の保有する自家発電設備

39

4.1.2.2. LNGによる燃転の提案

このような状況に対して、以下の表の条件で、LNGを活用したガスエンジン発電への燃

転を提案することとした。以下の表は第一案であり、今後、交渉等により変更される可能

性がある。

表 12 自家発設備の燃転の提案

項目 数値 単位 備考

燃転前 (軽油) ディーゼル発電機の容量 3,500 kW 500kVA×7

稼動率 30 %

軽油価格 980 USD/KL

運営費 60,000 USD/yr

2 operators×

30000USD/yr

燃料輸送費 60,000 USD/yr

2 operators×

30000USD/yr

燃転後 (ガス) ガスエンジン発電機 3,000 kW 1500kVA×2

稼動率 40 %

運転時間 3,800 hr/yr

発電量 11,400,000 kWh/yr

天然ガスの発熱量 37.25 MJ/N㎥

LNG サテライト施設 1 set

ISO 30ftコンテナ 6 sets

LNG 価格 20 USD/MMBTU

運営費 60,000 USD/yr

2 operators×

30000USD/yr

燃料輸送費 120,000 USD/yr

4 operators ×

30000USD/yr

維持管理費 3.5 JPY/kWh

リース条件 耐用年数 10 Year

金利その他費用 20 %

CO2 排出係数 電力 0.9 kg-CO2/kWh

ガス 2.29 kg-CO2/m3

軽油 2.58 kg-CO2/L

為替レート 119 JPY/USD

40

4.1.2.3. 投資規模と経済性

通常、ISOコンテナは、日本円で３千万円～４千万円程度が必要であり、また、100㎥の

貯蔵タンクを有するサテライト施設の建設には 30億円～40億円が必要である。各プロジ

ェクトでどれくらいの投資規模が必要かは、それぞれのサイトでの LNGの消費量がどの

程度であり、また、どれくらいの LNGの輸送距離が必要かで変わる。今回は、前ページ

の条件に基づき、資本投資として初年度に約６百万ドルの初期投資が必要であると計算さ

れた。これは、燃料転換による燃料代の差とは別に派生する支出である。一方で、運転費

用は、燃料代も含めて約 120万ドルの削減になる。従って、金利等を考慮しなければ、初

期投資は 5年程度で回収できることを意味している。

ISOコンテナやサテライト施設の多くの設備は移動可能である。仮に、ある利用者が LNG

の利用をやめた場合、これらの設備は次の利用者に転用可能である。このことから、

mini-LNG設備についてリースすることを想定し、10年間で金利 20％を前提にリース費

用を推計した。この結果、サンガッタの事例では、リースを行うことで年間 51万ドルの

節約ができることとなった。

表 13 サンガッタ事例における経済計算結果

■エネルギー消費量

項目 単位 現状 燃転後 備考

系統電力 kWh/yr 0 0

軽油 kL/yr 3,800 0

LNG(NG) Nm3/yr 0 2,754,362

■燃料コスト

項目 単位 現状 燃転後 備考

軽油 USD/yr 3,724,000 0

LNG USD/yr 0 2,203,490

削減コスト USD/yr - 1,520,510

燃料コスト削減率 % - 59%

■燃転にむけた設備投資

項目 設置数 設備投資 [USD]

発電機 1,261 USD/kW 2 3,781,513

昇圧器 84,034 USD/基 2 168,067

LNGサテライト 714,286 USD/基 1 714,286

LNGサテライト　付帯＆工事 300,000 USD/基 1 300,000

ISOコンテナ(30ft) 126,050 USD/個 6 756,303

トレーラーヘッド 40,000 USD/台 6 240,000

計 5,960,168

■ランニングコスト

項目 単位 現状 燃転後 備考

燃料費 USD/yr 3,724,000 2,203,490

メンテ費用 USD/yr 100,000 335,294

人件費 USD/yr 120,000 180,000

リース USD/yr 0 715,220.17

計 3,944,000 3,434,004

差 USD/yr 509,996 プラスは削減コスト

41

4.1.2.4. GHGの削減量

サンガッタの事例では、2つの CO2削減方法を想定した。

第一に「利用」におけるCO2の削減である。今回はガスエンジンの導入を想定している。

CDM方法論のACM0011を応用する。ACM0011は、既存発電設備の石炭や石油燃料か

ら天然ガスへの燃料転換を想定している。燃転前後での燃料消費等から、GHGの削減量

を計算する。今回は、ディーゼル発電機とガスエンジン発電機の燃料消費の差と、それぞ

れの燃料のCO2排出係数から、GHGの排出量の推計が可能になる。

表 12で想定したように、CO2の排出削減量について、ACM0011に従って以下のように

推計した。推計結果は、表 14である。今回の燃転から 3,497 t-CO2/年、36%の CO2削減

が期待される。

表 14 CO2排出削減量

第二に「輸送」におけるCO2の削減である。前述のように LNGサテライト施設整備を前

提とした燃転を行う場合、ボンタンから LNGを輸送する必要がある。現在、軽油はサマ

リンダから輸送されているが、ボンタンからの燃料輸送に変わることによって距離が短縮

されることによるCO2は技術導入の成果としてのCO2削減ではない。従って、JCMの

スキームには不適である。今回は、ボンタンからの輸送を前提に、世界で標準的に入手可

能な技術に対して、今回導入を想定している日本製の ISOコンテナ（軽量）によるCO2

削減効果について検討する。

Pertagas Niagaは既に技術実証を始めており、そのために、世界的に多くみられるChart

社製の ISO Containerを導入している（図 27）。Chart社によって採用されている技術

は “Super insulation” と呼ばれるものであり、日本製が採用している技術は“Composite”

である(図 28)。その技術特性は、保冷ではなく、重量や耐震動性において異なる。コンポ

ジットタイプの ISO コンテナは、特に、軽量であり、陸上輸送を想定した場合に維持管

理が容易であるとの技術特性がある (図 29)。軽量性について、例えば、30ft コンテナの

場合、Chart社製のコンテナに比べて、総重量で 2.6 トン(表 15)軽量になる。この重量差

を考慮して、GHGの排出削減量について推計した。

項目 単位 現状 燃転後

CO2排出量 t-CO2/年 9,804 6,307

CO2削減量 t-CO2/年 3,497

CO2削減率 % - 36%

42

出所: Pertagas Niaga

図 27 チャート社製の ISO コンテナ

出所: Air Water

図 28 mini-LNG輸送向けの ISOコンテナの技術

43

出所: Air Water

図 29 3つのタイプの ISOコンテナの技術特性比較

表 15 Air Water製とChart製の LNGの同一 LNG積載量における重量差

ton 20ft 30ft 40ft

Air water 積載量 10.9

シャーシ重量 9.1

総重量 20.0

Chart 積載量 8.4 13.2 10.9 18.0

シャーシ重量 7.5 11.7 11.7 16.0

総重量 15.9 24.9 22.6 34.0

重量差 2.6

出所: Air Water

前述のように、CO2削減量は Pertagas Niagaが使用している製品と、日本製品の重量差

から生まれる。これは、小規模CDM方法論のAMS-III.BC （車両の燃費改善による排出

削減）に該当する。この重量差によって生まれる燃費の改善分を根拠にCO2の排出削減

量を吸い消した。

計算によると、日本製の技術を用いた輸送は、7318.5 ton-CO2/年の二酸化炭素排出削減

を可能にする。

44

「利用」と「輸送」の削減量を合計すると、10,815 ton-CO2/年の排出量の削減が可能に

なる(図 30)。これは、日本で 2000世帯の年間CO2排出量と同等の削減効果となる。こ

のように、サンガッタ事例からの日本技術を活用したCO2排出量の削減は意味のある規

模であり、地球温暖化の緩和に貢献すると考えられる。

Note: 普通貨物車の排出削減計数は経済産業省および国土交通省により設定

http://www.greenpartnership.jp/pdf/co2/co2brochure.pdf

図 30 CO2 排出削減量の計算

LNG消費量 2,754,362 Nm3/yr

ISOコンテナ容量 23.7 N㎥/回

ISOコンテナ利用回数 116,218回/yr

ISOコンテナ重量差 2.6トン/回

ボンタン-サンガッタ (往復） 140.0㎞

普通貨物車排出係数 173.0 g-CO2/ton-km

1回あたりのCO2削減量 62,972.0 g-CO2/回

年間CO2削減量（運輸） 7,318.5 ton-CO2/yr 年間CO2削減量（利用） 3,497 ton-CO2/yr

年間CO2削減量（合計） 10,815 ton-CO2/yr

45

4.1.2.5. MRV方法

CO2削減のモニタリング方法に関して、以下の表のような方法が考えられる。「利用」に

ついて、過去の平均軽油消費量と、燃転後の天然ガス消費量を計測することが考えられる。

「輸送」について、輸送距離は確定しているので、同じ容量の ISOコンテナを用いるので

あれば、輸送頻度を計測することで凡その削減効果を推計することはできる。なお、厳密

にはトラックの燃料消費量を計測する必要がある。

表 16 サンガッタ事例のモニタリング方法

段階 モニタリング方法

利用

燃料消費、熱量、排出係数

ディーゼル自家発の年間平均燃料消費量

輸送

最も軽量なコンテナを用いた場合の輸送における軽油消費量と、通常のコンテ

ナを用いた場合の軽油消費量の差

普通貨物車の重量当たりの燃費の排出係数を活用し、重量差と運行頻度から推

計

(http://www.meti.go.jp/committee/downloadfiles/g50910a11j.pdf)

運行頻度を計測

4.1.2.6. サービス提供の体制

前述のように、本検討でローカルパートナーの役割は明確である (表 8) 。サンガッタ事

例では、想定されているようにローカルパートナーの役割が果たされることが期待される。

全体の資金とサービスの流れは 図 31の通りである。

インドネシアの規制によると、物流サービスはインドネシアのローカル企業が過半数を取

ることとされている。今回の場合、物流サービスは現地のディストリビューターが想定さ

れるが、現時点で、まだ、特定の企業を決定していない。

図 31 サービス供給体制

SPCService line①Rental or leasing and

maintenance of the equipments②Consulting of LNG equipment operation

LNGLocal distributer

Products

&

Tech. Service

Finance

&

Operation

Rental

&

Maintenanc

e service

LNG

LNG Kutai

Timurgovernment

Leasing fee

+

LNG charge

Leasing fee

Rental feeOwnership of

facilities and

equipments

46

4.2. プロジェクト実施のスケジュール案

mini-LNG輸送施設や設備の導入の推進に対して 3つのステップを想定している。以下の

3つのステップのうち、Pertagas Niagaは、既に、第一ステップを実施している。従って、

次のステップは第 2ステップ以降になる。第 2ステップはプロジェクトサイズから 2-1と

2-2に分割可能である。2-1は、海運部分を ISOコンテナとバージで輸送することを想定

しており、2-2は、海運部分をmin-LNG タンカーで輸送することを想定する。これらの

実証実験を進めるのと並行して、利用者の探索や地元のディストリビューターと共に、事

業モデルを確立していく必要がある。

図 32 実証実験の段階

実際のローディング施設の整備計画は Pertagas Niagaから既に公表されており、

Pertagas Niagaは、現在、ボンタンで施設整備中である。施設整備が完了次第、第 2段階

の実証に移行することが可能になる。

2015年 1月から 2016年の 1月の間、ローディング施設の容量は 0.8-2 MMSCF/d に制約

されるが、2016年以降はローディングの能力が向上し 30 MMSCF/dに達する。更に、2017

年 1月にはmini-LNGタンカーの容量に達すると見込まれる。それまでに、すべての準備

を整える必要がある。

Phase2-3(Sea Trans.

Tanker)

Phase2-1(Scale up)

Land transport

Land transportSea transport Storage

Storage

Storage

Filling facilities

Loading facilities Loading facilities

Phase2-2(Sea Trans.

Barge)

Land transportBarge system StorageGantry Crane Top lif ter

47

図 33 mini-LNG施設・設備導入の想定スケジュール

Phase2-3(Sea Trans.

Tanker)

Phase2-1(Scale up)

Phase2-2(Sea Trans.

Barge)

Jan.2015 Jan.2016 Jan.2017 Jan.2018

0.8 –2 MMSCFD

Loading capacity

30 MMSCFD

Loading capacity

small LNG Carrier

Loading capacity

Design

of

whole

picture

of 2nd

phase

f ield

test and

procure

ment

Construction satellite

facilities and procurement

ISO containers

Field test

Finding

potential

usersConstruction satellite

facilities and procurement

ISO containers

Field test

Finding potential users

Construction satellite facilities and

procurement ISO container as well as

development of small LNG tanker

Field test

48

4.3. 政策的な示唆

4.3.1. インドネシアの持続可能な発展への貢献

インドネシアの持続可能な発展に関して、本調査は、mini-LNG輸送施設や設備の導入に

ついて技術情報や運営ノウハウを提供しただけでなく、GHG排出削減も可能にする機会

を潜在的に増大させたという意味で、大きく貢献している。

現時点で、本検討の適用範囲は、最大、PLN等の保有するディーゼル発電機や炭鉱の大型

トラック等の燃転であり、その効果は膨大であるが、現実的に、どの程度の導入制約があ

るかについては、引き続き、Pertagas Niagaとの共同研究によって整理していくことが必

要である。

また、政策的には、現時点で、政府自身がmini-LNGについて可能性を理解し、導入に向

けて Pertagas Niagaを中心に取り組んでいるところ、特段、新たに政策的に追加するよ

うな必要性はないといえる。基本的には、現在のインドネシアの法令に従って、mini-LNG

輸送に必要な設備の技術認証、ライセンスを取得し、導入を行えばよい。

4.3.2. インドネシアのキャパシティビルディング

インドネシアにおいて、極低温の LNGが国内市場で普通に使われるためには、安全教育

が不可欠である。このための LNG取り扱いに関するキャパシティビルディングをどのよ

うに行っていくかは大きな問題である。この観点から、Pertaminaは当面、安全対策が整

えられるまで、LNGのビジネスを民間に完全開放せずに、Pertaminaのコントロール下

で発展させていくことを考えている。

Pertagas Niagaは、既に、日本側と情報交換を行っており、内部のワークショップ等を通

じて、技術的知見や運営ノウハウに関する情報交換を行っている。

本事業の実施に際して、SPCがインドネシアの関係者に技術情報や施設・設備・機器の取

り扱いについて情報提供していくことになる。また、SPCは ISOコンテナなどの定期点

検等のサービスを提供していく。これは、ISOコンテナは、10年に一度、真空度の確認を

行う必要があるからである。これらの技術サービスを通じて、日本技術に関する知見をイ

ンドネシアに普及させていく必要がある。また、誤用による事故等を防いでいく必要があ

る。さらに、これらの適切なメンテナンスが、これらの活動から必要以上のGHGの大気

中への漏れを生じさせないことにもつながる。

49

5. まとめと次のステップ

5.1. まとめ

本調査は、インドネシアにおけるmini-LNGに関する規制、開発政策、Pertagas Niaga

の技術実証の進捗等について調査を行った。また、日本の有する LNG利用の経験や、施

設・製品等の技術情報、運用ノウハウの提供をインドネシア側に行った。

本調査を通じて、LNGの潜在利用者の動向に関して情報を得るとともに、経済的な実現

可能性やCO2削減可能性について大枠で数値を把握した。

最終的に、サンガッタのケースを想定して、CO2が具体的にどれくらい削減可能かについ

て試算している。これらの情報を整理することで、本事業案を JCMプロジェクトスキー

ムに乗せていくための準備が一定程度行えたと考える。

5.2. 次のステップ

サンガッタの事例では、自治体に関して提案する第一案の準備を行った段階である。今後、

適宜、提案と交渉、修正を行い、Kutai Timur政府に受け入れ可能な提案を作成していく

必要がある。これには少々の追加的な時間が必要である。

更に、Pertagas Niagaやディストリビューターとも、今後の協業のあり方を検討していく

必要がある。炭鉱向けの中量・大量輸送に向けてのmini-LNGタンカーの導入可能性やそ

の前段の ISOコンテナとバージの組み合わせによる中量輸送の技術実証等を行っていく

必要がある。これらの実現可能性調査の詳細な調査計画を作成する必要がある。

最終的に、調査準備が整った段階で、実際に実証を行うためにNEDO等の資金を活用し

ていきたいと考えている。