日本のLNG輸入に関する第一の課題はそのコストである。パイプラインで結ばれた欧露と異なり,冷やして液化して専用船で運ぶ手間が掛かる。契約でも石油価格と連動する契約となっていて,石油が高騰するとLNGも高騰する仕組みになっている。輸入価格下げ狙うhttp://www.47news.jp/CN/201111/CN2011112801001474.html日韓両政府は28日、世界的に需要が増大している液化天然ガス(LNG)の調達で、連携強化策を探る第1回実務者会合を経済産業省で開いた。両国の企業による共同調達や、海外ガス田開発など権益確保での協力拡大を検討し、輸入価格の引き下げを狙う。LNGの輸入量は日本が1位、韓国が2位で、2010年の日韓の合計輸入量は世界の約46%を占める。日本での原発停止に伴う火力発電増強のための追加調達や新興国での需要増などを受け、価格の上昇が課題になっている。6:00中部電力は火力発電の燃料に使う液化天然ガス(LNG)の調達先について、10年後をめどに中東、オーストラリア、アジアの3地域にほぼ均等に分散させ、新たに北米からの調達を始める。平年だと年1000万トン前後のLNGを調達し、うち800万トンを長期契約で確保している。2022年にも調達先を中東、豪州、ロシアを含むアジアの3地域でそれぞれ約3分の1ずつにする方針。各年の電力需要変動分については、これまで実績のない北米からの調達で補う構成にする。豪州からの調達は10年度実績は10%程度にすぎないが、豪州西部で進行中の2つの開発プロジェクトと新たに長期契約し、17年時点の合計で年約200万トンの新規調達が決まっている。10年代後半には豪州からの調達比率が平年ベースで20~30%に増える見通しだ。北米では、地中の岩盤層に含まれる「シェールガス」の開発が始まっている。中部電はカナダの開発プロジェクトに参画を決めたほか、複数の売買交渉を進めているもようだ。現在は長期契約の半分にあたる400万トンをカタールに依存し、残りを豪州やインドネシア、マレーシアなどから調達している。火力発電の稼働率を高めた11年度と12年度(見込み)のLNG調達量は1300万トンに膨らみ、カタールへの依存度はスポット調達を含めると約6割に達している。液化設備を建設する米フリーポート社の100%子会社に25%ずつ出資すると決めた。建設と操業に直接参画することで、プロジェクトを確実に立ち上げるのが狙い。液化設備は2018年に稼働開始を予定で、中部電と大ガスがそれぞれ年間約220万トンを調達する計画を立てている。LNGプロジェクトの事業スキーム。出典:大阪ガス、中部電力フリーポートのLNGプロジェクトは同じ規模の設備を3系列まで建設する計画で、このうち第1・第2系列に対しては米国エネルギー省から輸出許可が出ている。中部電力と大阪ガスが参画するのは第1系列である。三井物産と三菱商事は17日、米エネルギー大手のセンプラ・エナジー(カリフォルニア州)から液化天然ガス(LNG)を最大800万トン調達することで基本合意したと発表した。日本の昨年のLNG輸入量は7853万トンで、今回の調達量は約10%を占める。計画では、センプラの完全子会社であるキャメロンLNG(同)が、13年中に液化設備の建設に着手。16年末から年間で最大1200万トンを生産する予定で、うち計800万トンを三井物産と三菱商事が取得し販売する。関西電力は1日、米国産の天然ガス「シェールガス」を含む液化天然ガス(LNG)を年間約80万トン購入することで住友商事と基本合意したと発表した。米国の輸出許可を経て、早ければ17年後半から約20年間購入する。米北東部メリーランド州に、米エネルギー会社が天然ガスプラントを新設し、同社と住友商事が年間約230万トンのガス液化加工契約を締結。このうち、約80万トンを関電に、約140万トンを東京ガスに売却する。事業について、米政府は申請のあった3カ所4事業すべての対日輸出を承認した。なかでも異彩を放つのが東芝だ。米国産LNGを日本に持ち込む。電力自由化を控え、競争力を高めたい顧客に高効率ガスタービンとセットで売り込む戦略だ。東芝は昨年9月、米フリーポートLNG社と天然ガスの液化加工契約を交わした。テキサス州フリーポートの液化基地で生産する年間220万トンのLNGを20年間にわたり引き取る。天然ガスを液化し、専用の輸送船で遠隔地に運ぶLNGは、事業化に巨額の投資が必要だ。売り手のメジャー(国際石油資本)と、買い手の電力・ガス会社、その間を取り持つ商社など限られたプレーヤーだけが関与する世界だった。電機メーカーがLNGを扱うのは事実上初めて。220万トンの引き取り量は、中国電力や東邦ガスの輸入量に次ぐ大きさだ。東芝は日本有数の“エネルギー会社”に躍り出る。天然ガス(LNG)の調達を検討していることが6日、分かった。新型の天然ガス「シェールガス」などを現地で液化して日本へ輸送。火力発電所(柳井市)を大幅改修して利用する。中東やオーストラリアに依存している調達先を多様化し、コスト削減につなげる狙いだ。計画では、米国本土で産出されるシェールガスなどを原料とするLNGを利用する。燃焼時の熱量が低いため、柳井発電所のガスタービン用の燃焼器などを交換する必要がある。種類の異なるLNGを貯蔵できるようタンクの改修も検討している。米政府は、2017年からのシェールガス輸出を許可する観測もあり、中電はできるだけ早く計画をまとめ、数年内に改修を終えたい意向。総投資額は100億円を超えるとみられる。LNG船の大型化にも対応。柳井発電所では貯蔵タンクへLNGを移す際の体制を見直し、大型船を受け入れられるようにする方針だ。石油資源開発http://news.goo.ne.jp/article/asahi/nation/TKY201311270484.html朝日新聞2013年11月27日(水)23:01石油開発大手の石油資源開発は27日、福島県新地町の相馬港に、液化天然ガス(LNG)の受け入れ基地をつくると発表した。北米から輸入する予定の「シェールガス」などを保管し、パイプラインを敷いて各地に送る。近くにLNG火力発電所をつくることも検討する。LNG基地は2014年に着工し、17年に完成させる。同社はカナダ産シェールガスでつくるLNGを18年から年120万トン輸入する計画があり、その受け入れなどに使う。この基地から宮城県名取市まで、約40キロのパイプラインを敷くことも決めた。新潟県のLNG受け入れ基地と宮城県とを結ぶパイプラインをすでに敷いており、これにつなぐ。太平洋と日本海の両岸のLNG基地をパイプラインでつなげることで、災害時にも安定して供給できるようにする。LNG基地とパイプライン新設で計約600億円を投資する。LNG火力発電所の新設は、東京電力に電気を売ることを想定して検討する。石油資源開発は火力発電所を運営した経験がないため、ほかの企業と組む方針だ。東電が将来実施するとみられる火力発電所建設の入札に応じ、20年代の運転開始をめざす。投資額は約600億円と試算しており、自己資金や借り入れで賄うとしている。このほか、基地で受け入れたLNGを燃料にした火力発電所を、発電事業のノウハウを持つ企業と連携して基地内に建設することも検討していることを明らかにした。都内で会見した同社の石井正一取締役は、発電所の規模について「少なくとも50万キロワット(500MW)を想定している」と話した。50万キロワット規模の火力発電所運営には年20万トン程度のLNGが必要になるほか、建設には500億円程度の追加投資が必要になるとの試算も示した。相馬基地で受け入れるのは、同社がマレーシア国営石油会社ペトロナスと共同でカナダ西部のブリティッシュ・コロンビア州で計画しているシェールガス事業で生産されるLNG。石油資源開発は、ガス田で生産されたシェールガスを、パイプラインで同州西海岸プリンス・ルパートに建設する年産1200万トンの液化プラントまで運びLNGとして輸出するペトロナス主導の事業、「パシフィック・ノースウェストLNGプロジェクト」の権益10%を保有している。富津火力内に2基新設http://news.goo.ne.jp/article/sankei/business/snk20131130118.html産経新聞2013年11月30日(土)07:57東京電力は29日、千葉県富津市の富津火力発電所(出力計504万キロワット・日本最大の火力発電>>586)に新設する液化天然ガス(LNG)タンク2基について、平成29年から輸入する北米産の新型天然ガス「シェールガス」専用とする方針を固めた。東電は、原発再稼働が見込めない中、29年から米国産シェールガスを調達するなどLNGの輸入量を増やすため、富津にタンク2基を増設するなど10年間で総額約400億円を投じる計画。シェールガスは、エタンやプロパンなどの含有率が少なく、メタン成分がほぼすべてを占める。その分、発熱量が通常のLNGより低く、比重も軽いため「軽質」と呼ばれる。現在、東電が調達するLNGの大半は「重質」で、重質と軽質を同じタンクに入れると、両者が反応して気化ガスが爆発的に増える危険性があるという。東電は当初、シェールガスと既存のLNGの成分を調整しながら、同一のタンクで貯蔵することも検討した。今後のシェールガスの輸入増を見据え、新設する2基については「シェールガス」専用とする方針を固めた。北米産シェールガスの価格は、東電が現在購入している原油価格連動のLNGに比べ約6分の1。東電は今後10年間で、調達するLNGの半分に相当する約1千万トンをシェールガスなど安価なガスに置き換えていく方針を掲げている。シェールガスと既存のLNGを混ぜ合わせて発電しても故障しないよう発電設備の改良工事に着手するが、資金難の中、他社と組むことも検討する。技術開発ロードマップの対象範囲。出典:資源エネルギー庁LNG火力は「トリプルコンバインド」にLNG火力は現時点で主流のGTCC(ガスタービン複合発電)を1700度以上の超高温に引き上げることが当面の課題になる。三菱日立パワーシステムズが1700度級のGTCCを開発中で、兵庫県の自社工場で2018年に運転を開始する予定だ。cycle)」の実用化へ進んでいく。GTFCの開発でも三菱日立パワーシステムズが先行している。Cell)」を組み込んだGTFCを開発中だ(図4)。70%を目標にしている。「GTFC」の仕組み(上)と発電設備の外観イメージ(下)。出典:三菱重工業(現・三菱日立パワーシステムズ)このGTFCでは燃料電池、ガスタービン、蒸気タービンの順に3段階で発電する。電池で改質できなかった天然ガスをガスタービンに供給する仕組みだ。この方法で発電効率を高めることができる。インドサイクル」とも呼ぶ。CO2も燃料も2030年に2割以上減る燃料電池を組み合わせて石炭火力とLNG火力の発電効率を向上させながら、2030年に向けてCO2排出量を削減することが可能になる。時点で最先端のUSCと比べても、2020年にIGCCで約2割、2030年にはIGFCで約3割を削減できる見通しだ(図5)。次世代の火力発電によるCO2削減効果。出典:資源エネルギー庁LNG火力でもGTCCの燃焼温度を1500度級から1700度級に引き上げれば、2020年にはCO2排出量が1割ほど少なくなる。2030年にGTFCを実用化できると、約2割の削減効果を期待できる。同時に燃料も少なくて済むため、発電コストも低下する。Turbine)」と呼ぶ技術が重要な役割を果たしていく。出力が20万kW程度までの中&#65374;小規模の発電設備を対象にしたもので、ガスタービンだけで発電する。A-HATは「増湿塔」と呼ぶ装置で作った高湿・高温の空気を燃焼させてガスタービンに送り込む方法で、発電効率を高めることができる(図6)。ガスタービン単独でもGTCCと同等以上の発電効率になり、発電コストはGTCCを上回る。2020年までに実用化できる予定だ。このA-HATでも燃料電池を組み合わせて発電効率を向上させる検討が進んでいる。「A-HAT」の仕組み(GTCCと比較)。Storage」を実現するための技術開発計画もロードマップに盛り込む。CO2の利用技術では人工光合成による化学原料の生産などに取り組む方針だ(図7)。CCUSも2030年代の実用化を目指す。「CCUS」の全体像と主な取り組み。