天然ガス・LNG 新動向～天然ガスシフトと日本のガスセキュリティー～

2019年1月24日

独立行政法人 石油天然ガス・金属鉱物資源機構

調査部 田村 康昌

免責事項

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本日の報告事項

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•世界のエネルギー需給見通しとガスシフト•価格動向•供給国動向（豪・カタール・米＋ロシア）•LNG需給動向•天然ガスシフトと日本のガスセキュリティー

世界におけるガスシフト

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• 環境性に優れ、産出地域の偏在が少ない天然ガスは、 “Affordable（手ごろな・安価な）“、“Abundant(豊富な）“、”Reliable（信頼性の高い）”として、エネルギーアクセスの向上・大気環境改善のためにも利用拡大が期待。

＜IEA： World Energy Outlook 2018＞• 新政策シナリオ（New Policys Senario）：

2017年から2040年にかけて、世界の一次エネルギー需要は約27%増加。天然ガスは、一次エネルギー需要の伸びを上回る約47%増加（年率1.6%増）

• 持続可能な開発シナリオ（Sustainable Deveropment Senario）： 産業革命以前からの気温上昇を2℃未満。天然ガスは、2017年から2040年にかけて10%増（年率0.4%増）

出所： IEA World Energy Outlook 2018

天然ガス資源量・地域別供給見通し

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• 世界の天然ガス資源量（Resource）は798Tcm、確認埋蔵量（Proven Reserveｓ）221Tcm• 資源量のうち、非在来型（シェールガス等）が約46%（370Tcm）を占める• 2040年には生産量 5,401Bcm/年のうち、約32%（1,744Bcm)が非在来型からの生産

出所： IEA World Energy Outlook 2018

世界の天然ガス・原油価格推移

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• 2018年12月 日本向けJLC（全日本着平均LNG輸入価格)： 11.2$/MMBtu • 2018年12月 日本向けスポットLNG価格：9.2 $/MMBtu（経産省公表契約ベース）

長期ガス価格見通し推移（IEA・米EIA）

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• IEA、米EIAともに、将来のガス価格の前提を引き下げ。• 豊富な資源量、追加生産の柔軟性から、長期的には北米HH価格の動向が、LNG価格に影響を及ぼす（油価との連動は減少）

• 北米HH価格は中長期的に4$/MMBtu台前半で推移。液化（燃料・設備費）、輸送費を含めても日本着価格は、2030年10$/MMBtu前後。

出所：IEA 世界エネルギー展望（WEO）、米EIA

北東アジア向け 天然ガス・LNG供給（新航路・パイプライン）

• パナマ運河経由、北極海航路（冬季は欧州にて積替え）を通じた北東アジア向け供給（商業運行）が開始。

• 今後、ロシアからの中国向け供給（2019年中にパイプライン竣工）、北米西海岸、東アフリカ（欧州・アジア向けに等距離）も予定され、さらなる多様化。

出所：各種情報を基にJOGMEC作成

2018年生産・出荷開始の主なLNGプロジェクト

出所：各種情報を基にJOGMEC作成

プロジェクト名 国 FID 生産・出荷開始

生産能力（万ﾄﾝ/年）

Cove Point LNG 米国 2014 2018年3月 525

Cameroon FLNG カメルーン 2015 2018年5月 120

Wheatstone LNG(Train2) 豪州 2011 2018年6月 445

Yamal LNG（Train2) ロシア 2013 2018年8月 550

Ichthys LNG 豪州 2012 2018年11月 890Corpus Christi LNG

（Train1) 米国 2015 2018年11月 450

Sabine Pass LNG（Train5）

米国 2015 2018年11月 450

Yamal LNG（Train3) ロシア 2013 2018年11月 550

合計 3,980

• 2018年には、新たに約40百万トン相当のLNGプロジェクトが生産開始。• 豪州・米国・ロシアから冬場の需要期前の稼働開始が続き、冬季のスポット価格

の上昇を抑制。今後、2019年にかけて、順次生産の増加が見込まれる。

2019年～生産・出荷開始の主なLNGプロジェクト

出所：各種情報を基にJOGMEC作成

プロジェクト名 国 FID 生産開始生産能力（万ﾄﾝ/年）

Prelude FLNG 豪州 2011 2019 360Elba Island 米国 2016 2019 250

Corpus Christi （Train2) 米国 2015 2019 450

Cameron LNG（Train1・2) 米国 2014 2019 450Freeport LNG(Train１・2） 米国 2014 2019 928

Senkang インドネシア 2011 2019 200Cameron LNG（Train3） 米国 2014 2020 450Freeport LNG(Train3） 米国 2014 2020 464Petronas FLNG 2(Dua) マレーシア 2014 2020 150

Tangguh (拡張)  インドネシア 2016 2020 380Corpus Christi (Train3) 米国 2018 2021 450

Coral FLNG モザンビーク 2017 2022 340Trotue FLNG ﾓｰﾘﾀﾆｱ/ｾﾈｶﾞﾙ 2018 2022 250LNG Canada カナダ 2018 2020年代中頃 1,400

合計 6,522

• 2018年には、3件・2100万トン/年 相当のＬＮＧプロジェクトがＦＩＤ。• 油価低迷、供給増・不透明な長期需要見通しからＦＩＤが進まなかった、2016年（2

件・630万トン/年）、2017年（1件340万トン/年）からは、大幅な増加。

計画段階の主なLNGプロジェクト

• 需要の確保を前提に、 終投資決定（FID）に移行可能なプロジェクトも約2.5億トン/年を超え、2030年頃までの世界の需要増にも対応は可能。

• 初期投資の大きなLNGプロジェクトは、「長期契約」の確保を前提に資金調達。• 一方で、需要見通しが難しい「短期」「数量柔軟性」を求める買主の意向もあり、オイルメ

ジャー等は「自己資金」での投資検討を進める

出所：各種情報を基にJOGMEC作成

豪州のLNG輸出推移

出所：JOGMEC作成

• 政情が安定し、主要な需要国でもあるアジアにも近い豪州は、LNGを重要な輸出産業とし位置付けて開発が進んできた。2017年の輸出量は、56百万トン（世界全体の19%）。

• 2018年に稼働開始したIchthys LNG等が順次生産を増加しており、2019年はカタールを越え、世界 大の生産量となる見通し

• 豪州LNG輸出のうち約46%（25.7百万㌧）が日本向け。日本にとっても、2017年の全LNG輸入83百万㌧うち、約31%を占める 大の輸出国。

豪州の主なLNGプロジェクト

出所：JOGMEC作成

• 豪州では、10基地・約88百万ｔのＬＮＧ液化基地が建設・稼動中。• 2018年12月北部準州から、クイーンズランド州へのパイプライン接続で東海岸のガス不足緩和• Scaborough（Ｐｌｕｔｏ ＬＮＧ拡張向けガス開発）、Browse（ガス田の減退が予想されるNWS LNG向）

、Ｓｕｎｒｉｓｅ（豪州と東ティモール条約署名、開発方法検討中）、Ｂａｒｏｓｓａ（ガス田の減退が予想されるＤａｒｗｉｎ LNG向）等の開発計画も続く。

北米（米国・カナダ）の主なLNGプロジェクト

出所：JOGMEC作成

• 米ＦＥＲＣ許可済み： 1.26億トン/年• FID済：7基地・約85百万トン/年（うち、操業開始約32百万トン/年）

北米からのLNG輸出（実績）

• 2016年2月サビンパスLNG基地から、輸出開始。• これまでの輸出実績は、アジア向け45%、中南米向け35%。冬季の需要期に、欧州、ア

ジア向け輸送が増加。• 欧州向けには2017年1月の厳冬期等、輸送コストや再ガス化コストも含め、経済性を

みながら、柔軟に供給。• 2018年9月、中国が、米国産LNGへ関税10%を賦課するも、10月には2カーゴが中国

向け出荷（11月に、中国向け荷揚）

出所：米DOE

（カーゴ数）

（カーゴ数）

LNG Canada

• 2018年10月、新規大型案件としては、2013年のロシア Yamal LNG以来のFID• 2系列、1400万トン/年、670kmの新設パイプライン。2020年代中頃生産開始• パートナー各社（Shell40%、PETRONAS25%、三菱商事15%、PetroChina15%、Kogas

5%)は 原料ガスを独自に調達した上で、全長670kmのパイプラインを通じて天然ガス液化設備へ輸送、産出されるLNGを持分比率に応じて引取。

• 安価（米HH価格から▲1.0～1.5$/MMBtu程度の価格差）で豊富な資源量を有するカナダ内陸部のガスの活用。将来的には需要に応じパイプライン等インフラの活用で、LNG液化設備の拡張（2系列、1400万トン）も可能。

出所：LNG Canada出所：三菱商事

プロジェクト予定地 Coastal GasLink Pipeline

カタールからのLNG輸出

出所：GIIGNL,IEA

• 2017年のLNG輸出量 77.5百万t/年（世界第一位、約27%）。

• 日本、韓国、インドを中心に、アジア向けが約66%を占める。また、パイプラインにより、オマーン・UAEに約20Bcm（LNG換算約1500万㌧/年）を輸出している。

• 日本向けのLNG輸出量は、10.1百万㌧（豪州、マレーシアに次いで第3位、約12%）。なお、2021年までに、JERAを中心に日本企業が締結している約700万㌧相当の長期契約が期限を迎える予定。

• なお、日本向け原油輸出は2017年は24万bbl/d。日本の全原油輸入量のうち、約7%（サウジアラビア・UAEに次ぎ第三位）を占める。

カタール ノース・フィールドガス田開発

• 北側（イラン領域）はサウスパースと呼ばれ、南側（カタールの領海）はノース・フィールド。埋蔵量は、カタール側で900Tcf、イラン側の500Tcfを合わせて1,400Tcf（世界 大）

• 2005年にカタールは大規模開発計画の推進を停止するとし、モラトリアムを宣言• 2017年4月、2Bcf/d（LNG換算約1,500万㌧/年）のノース・フィールドガス田の開発構想を発表

。2017年6月には同計画を拡大し、LNGについては、現生産量7700万トンから1億トン/年を目指すとしていた。

• 2018年9月には年間ＬＮＧ生産量を1.1億トン（4系列、32百万トン）を目指す旨公表。随伴するLPG・コンデンセート等の生産も含めれば、他のLNGプロジェクトと比べて極めて安価・競争力のある生産が可能。

• 2019年中のＦＩＤ，2023年末までの生産開始を目指す。

＜カタール 拡張計画（概要）＞• LNG ：合計32mtpa（8mtpa×4系列。）• エタン ：4000トン/d• コンデンセート：26万b/d• LPG ：11,000トン/d• ヘリウム ：20トン/d• 合計原油換算で140万b/dの生産増

• 2018年3月に陸上設備の基本設計（FEED）を千代田化工建設、2018年5月に沖合設備（6洋上プラットフォーム、ジャケット・関連設備、陸上へのパイプライン）を米マクダモット（MacDermott）と行う旨発表

ロシアLNGプロジェクト

• ロシア政府は、2035年までに世界のLNG市場の15%（8,300万トン）を目指す

• 稼働中＋計画段階プロジェクトの合計は、6,850万トン相当

出所：JOGMEC作成

LNG需給（まとめ）

• 豪州、カタール、米国＋ロシアは2020年代後半には各国約0.7～1.1億トン/年の液化設備能力を有する4大LNG供給国へ。

• 建設段階の大規模プロジェクトが順調に稼働すれば、2020頃には、一旦需給が緩和（1000～3000万トンの供給余力）。ただし、年間を通じた需給のバランスはとれていても、想定外の供給支障、冬場の需要期におけるスポット価格の高騰が懸念される。

• 2022～2025は、新興国の需要増による需給逼迫も懸念されるが、他燃料（再エネ・石炭）との競合、中国の政策・パイプラインによる供給等、需要見通しの不確実性も依然高い。

• LNG液化プロジェクトは 終投資決定（FID）から稼働開始までの約5年のリードタイムが必要。 現在計画段階のプロジェクトが稼働すれば、2025年以降は需要に対して十分な供給が見込まれる。

出所：IEA, Natural Gas Information、 GIIGNL（国際LNG輸入者協会）、日本エネルギー経済研究所IEEJアウトルック2018等を基にJOGEMC作成。2024～2030年にかけては計画段階の2.4億㌧/年が投資決定後、順次稼働と仮定

LNG産消会議2018（2018.10.22）

• 第１回（2012）～ 第2回（2013） 東日本大震災後、アジアのLNG価格が高騰する中で、

産ガス国・消費国が一同に介し、「相互理解」を深める。

• 第3回（2014）～第4回（2015） 厚みのある国際LNG市場が産・消両方の利益になると

いう共通ゴール

• 第5回（2016）～第6回（2017） アジアの需要開拓

• 第7回（2018） 名古屋開催 LNG市場拡大・セキュリティ強化

• 第8回（2019） 東京開催、東京ガス幹事

世耕経済産業大臣 LNG市場拡大・セキュリティ強化のための日本の貢献を表明

• ファイナンス支援の抜本的拡充（=5000万トン規模のLNG市場創出に貢献） JOGMEC:上流権益への参画がなくとも、日本企業による液化プラント参画を支援

JBIC NEXI：日本企業が参画する、資源国から第三国向けの液化プロジェクト、その受入先の基地も、政策金融の優遇対象に

• 制度・計画づくり等の支援 技術面・安全面での制度作りやマスタープラン作りなどを支援

ニーズに合わせて専門家を派遣

実施に当たり、米国等他国とも連携

エネルギー安全保障を脅かしうる主要なリスク

出所： エネルギー白書2010,2015

＜評価指標＞（1）国産・準国産エネルギー資源の開発・利用…一次エネルギー自給率（原子力含む）（2）エネルギー輸入先多様化…各資源輸入相手国の寡占度（3）エネルギー供給源構造多様化…一次エネルギー供給源の分散度…発電電力量構成の分散度（4）資源の輸送リスク管理…チョークポイントリスクへの依存度（5）国内リスク管理…電力供給信頼度（停電時間）（6）需要抑制…エネルギー消費のGDP原単位（7）供給途絶への対応…石油備蓄日数

＜エネルギーをめぐる情勢変化＞• デジタル化の進展による、サイバー攻撃の脅威の高まり。• 資源の海外依存（震災前の自給率20%から、震災後、原発停止により2016年エネルギー自給率は8%に留まる）• 電気・ガスの小売り全面自由化による新規参入の増加。競争促進に加えて、安全性の確保や安定供給等にも取り組む必要

がある。• 中国、インド等新興国におけるＬＮＧ需要急拡大。市場の流動性向上。柔軟なＬＮＧ契約を志向

〇 地政学的リスク• 各国（産資源国及び近隣国＋輸送経路近隣国）の政治・軍事情勢

（戦争、内戦、禁輸等）• 国際関係• 外交ツールとしての利用（原油禁輸、パイプラインの送ガス停止等）• 資源ナショナリズム（接収・国有化、課税引上げ、輸出規制等）• 消費国間の資源争奪（資源権益獲得競争、領土紛争等）• その他の地政学的リスク

※近年、テロ、海賊等のリスクが顕在化〇 地質学的リスク

• 埋蔵量の減少• 資源の偏在

〇 国内供給体制リスク• 設備投資減退（設備老朽化）• 技術開発停滞

〇需給逼迫リスク〇市場価格リスク（需給ファンダメンタルズ＋投機プレミアム）〇天災・事故・ストライキ・パンデミック等のリスク

出所： エネルギー基本計画（2018年7月）

日本のエネルギー需要見通し

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• 東日本大震災後、特に発電については石炭、天然ガスの割合が増加。• 3E＋Sの原則の下、2030年エネルギーミックスの実現に向け、原発再稼働、省エネ推進、

再エネの主力電源化の取り組みも進む

出所： IEA World Energy Outlook 2018

日本のエネルギーセキュリティにおけるLNGの位置付け

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• 原油輸入における中東依存度は87%に対し、LNGの中東依存度は21%• 豪州（2018年10月イクシス初出荷）や、米国産LNG（2017年実績95万㌧）も今後増加見

込みで、供給源も多様化。

出所： 貿易統計

LNG液化設備稼働率（追加供給余力）

• 液化設備能力に対する生産量は、約8割程度で推移。• 一方、原料ガス不足、政情不安、設備トラブル・メンテナンス、天候等を考慮した実質

的な設備稼働率は、2017年は97%に達し、実質的な追加生産余力は限定的• LNGのコモディティー化は進んでいるが、初期投資の高いＬＮＧについては、物理的な

制約（LNGの追加生産余力、LNG船）、参入障壁の高さ、ファイナンスを確保するための“長期契約”が必要であること。また、備蓄に必要なコスト増（低温材・比重・ＢＯＧ）といった油との違いがあることにも留意が必要。

出所： IEA Gas Security Review 2018

LNGプラント稼働率LNGプラント不稼働（要因別）

日米欧、天然ガス・LNG在庫推移

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• 欧州、米国では、地下貯蔵等で天然ガスを貯蔵、在庫量、増減を週毎/日次で公表。• 欧州では各基地毎のLNG在庫量も基地毎に公表。ただし、LNGは、天然ガス地下貯蔵としての在

庫の1/30程度。• 日本も、電力事業、ガス事業における月末在庫を公表（約2カ月程度遅れて公表）

出所：米EIA、欧GIE、経済産業省

総合的なガスセキュリティー対策

LNG市場の流動性向上・スポット割合が増加しているが、あくまで、「供給不足低減の一つのツール」。供給増・需要調整もあわせた検討が必要

（IEA Gas Security Review 2018。世界でのセキュリティー対策例）。• 地下貯蔵、LNG貯蔵の容量の増加• ピーク季節の需要レベルよりも、大きなガス貯蔵量の保持・維持。• 地域間のガスグリッドの建設・強化• 電力グリッド、連係線の強化• ガス火力から転換可能な、電力セクターのミックスの維持• 短期的な電力輸入の増加• 主要な大規模産業需要家、中流事業者との緊急時、需要増減に関する契約検討• ビルの熱効率向上、再エネ熱システムの拡大

出所： エネルギー白書2010

出所：IEA Gas Security Review 2016日本における緊急時の対応手段

まとめ

• 環境性に優れ、産出地域の偏在が少ない天然ガスは、 “Affordable（手ごろな・安価な）“、“Abundant(豊富な）“、”Reliable（信頼性の高い）”として期待され、中長期的にも天然ガスシフトが進む。一方、再エネ、石炭等とは、特に発電分野では競合。

• 4大供給国（豪州、カタール、米国＋ロシア）のLNG生産が増加し、2020年代後半には世界のLNG供給の約7割を占める見通し。また、北東アジア向けの供給は、パナマ運河、北極海航路、北米西海岸、東アフリカ等多様化が進んでいる。

• 2014年～16年頃のFIDの停滞、新興国の需要増の影響で2020年代前半にはLGN需給がひっ迫・スポットの上昇可能性はあるものの、需要の確保を前提にＦＩＤ可能なプロジェクトも多数あり、中長期的には供給の確保は可能な見通し。

• オイルショック以降、燃料の多様化、供給源の分散、インフラの多重化、備蓄等を推進してきたが、震災後の自給率低下、サイバー攻撃の脅威、電力ガス小売全面自由化、中国等の北東アジアの需要国の台頭等の新たな課題にも対処が必要

• 初期投資の高いＬＮＧ生産設備は実質的な稼働率が97%と高く追加供給力は限定的であるが、油は、産油国（サウジ）等は一定期間内で稼働可能な追加生産余力を有し、長期間の備蓄も可能。ガス単体でのセキュリティーだけでなく、供給・需要サイド双方での、総合的なセキュリティー対策が必要。

• 緊急時のセキュリティーとともに、平時の３E+Sのバランス（特に、経済成長・産業競争力の基盤となる低コストの燃料調達）も引き続き重要。