ミャンマーにおける天然ガス生産減少と上流開発投資の誘致に関する課題

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えつまなみこし
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1 ミャンマーにおける天然ガス生産減少と上流開発投資の誘致に関する課題更新日 :2018/6/28 調査部 : 加藤望 (METI 報告書 Upstream 誌他 ) 要旨 : 本レポートではミャンマーのガス田の生産と開発に関わる最近の事例を二つ取り上げる 1. 最初はミャンマーにおける天然ガスの生産が減少していることについて述べる沖合の主力天然ガス田 4 ヵ所の内 3 ヵ所で生産量が予想よりも大きく減少している報道によればミャンマー沖合の天然ガス田のうちアンダマン海のイェタグン (Yetagun) での生産量がもっとも大幅に減少し 2018 年の 1 月から 2 月にかけての一日あたりの生産量は 2014 年 10 月時点と比較すると 55% 2017 年 6 月と比較しても 20% の減少となった南部沖のゾウティカ (Zawtika) も 2014 年 10 月比で 12.5% の生産減少となっている西部ラカイン州チャウピュー沖のシュエ (Shwe) では一日あたりの生産量が 17 年 6 月比で約 9% 減アンダマン海沖合のヤダナ (Yadana) のみは 17 年 6 月から同水準の生産量を維持している 2. 次にオフショアの探鉱開発から撤退する外国企業が出てきていることについて触れる原因として本文中に挙げているが Fiscal Terms と呼ばれる商務条件が含まれる PSC 契約 ( 生産分与契約 ) において政府取分が高く石油ガス開発企業との間でバランスを欠いていると指摘されているこれが同国への外国からの上流開発への投資が進まないことにつながっているのではないかと危惧されておりミャンマー政府も PSC 契約内容の見直す方向である本レポートでは第 1 章でミャンマーのオフショアガス田の現状を分析すると共に第 2 章 ~ 第 4 章では外国開発企業のオフショア鉱区からの撤退と上流分野における投資の阻害要因の分析および今後のミャンマー政府の対応方針について述べる 1. 天然ガス生産の現状と開発の方向性について (1) 天然ガス生産量の減少ミャンマーでは沖合の天然ガス田 4 カ所のうちアンダマン海のイェタグン (Yetagun) での生産量が 2018 年 1 月から 2 月にかけて一日の生産量が 2014 年比で約 55% と大幅に減少していることが分かった同ガス田で産出されたガスはタイに輸出されている最も減少幅が大きかった Yetagun ではタイへの輸出向けに 1 日当たり 2 億立方フィート ( 約 570 万立方メートル ) を生産しているが 17 年 6 月比で 20% 14 年 10 月比で約 55% 減少している南部沖のゾウティカ (Zawtika) でも 17 年 6 月比で約 9% 14 年 10 月比では約 12.5% 減少し 1

2 輸出向けに同 2 億立方フィート国内向けに 1 億立方フィートの計 3 億立方フィート / 日の生産量にとどまっている西部ラカイン州チャウピュー沖のシュエ (Shwe) では生産量が 17 年 6 月比で約 9% 減の 5 億立方フィート / 日 ( 輸出向け 4 億立方フィート国内向け 1 億立方フィート ) であるアンダマン海沖合のヤダナ (Yadana) の生産量は 6 億 5,000 万立方フィート / 日 ( 輸出向け 4 億 5,000 万立方フィート国内向け 2 億立方フィート ) と 17 年 6 月時点と比較し同水準の生産量を維持している 1 表年までのミャンマーのガス生産推移出所 BP 統計 (2) ミャンマーのオフショアガス田の開発の推移と現状陸上鉱区は 1989 年まで国営石油会社 MOGE(Myanmar Oil and Gas Enterprise) が独占していたがオフショア浅海の鉱区は 1970 年代より外国 E&P 企業に解放され MOGE と外国資源開発企業によって開発が行われてきた 1999 年の Yadana ガス田の生産開始 2000 年の Yetagun ガス田の生産開始で天然ガスの生産の中心はそれまでの陸上から浅海鉱区に移っている 1 イレブン電子版 ( ヤンゴン )2018 年 2 月 14 日 2

3 表 2 主要オフショアガス田 Field 名 Yadana Yetagun Zawtika Shwe 鉱区名 M-5, M-6 M-12, M-13, M-11, M-9 A-1, A-3 M-14 オペレーター Total Petronas PTTEP Posco Daewoo 参加企業 Total 31.24% Petronas 40.75% PTTEP 85% Posco Daewoo Unocal (Chevron) JX E&P 19.4% MOGE 15% 51% 28.26% PTTEP 19.4% ONGC 17% PTTEP 25.5% MOGE 15% MOGE 20.45% GAIL(India) 8.5% KOGAS 8.5% MOGE 15% ガス購入企業 PTT PTT PTT China Oil & MOGE 初期埋蔵量 6 tcf 3.2 tcf 0.5 tcf 2.87 tcf (1P+2 P) 契約輸出向け生 mmcfd mmcfd 240mmcfd 400mmcfd 産量国内向け生産量 124mmcfd - 60mmcfd 100mmcfd 発見 / 輸出開始 1983/ / / /2013 年水深 ( 最大 ) 45m 104m 146m 110m 出所各種資料より JOGMEC 作成下表は主要ガス田ごとの生産量を 2010 年以降示したものである表 3 ガス田ごとの生産推移出所 BP 統計他各種統計より JOGMEC 作成 3

4 Shwe で採掘されたガスのうち約 8 割が中国に輸出され Yetagun では全量がまた Yadana と Zawtika では 8 割の天然ガスがタイに輸出されている以下の表は 2017 年までのタイと中国のミャンマーから天然ガスのパイプラインによる輸入量の推移を示す 2017 年までの段階では両国とも輸入量の大きな落ち込みは見られない減少が著しくなったのは 2018 年に入ってからである表 4 タイと中国のミャンマーからの天然ガス輸出量と輸入額の推移タイのミャンマーからの天然ガス輸入量および輸入金額推移中国のミャンマーからの天然ガス輸入量および輸入金額推移輸入量 (Bcf) ,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1, 輸入額 (US$ million) 輸入量 (Bcf) ,800 1,600 1,400 1,200 1, 輸入額 (US$ million) Bcf US$(million) Bcf US$(million) 出所 International Trade Centre (3) 現在のガス田開発状況浅海ガス田の生産量が上記 (1) のとおり減退してきたことから今後の開発の中心は現在進めている浅海での開発から大水深へ移行すると捉えられているただしミャンマーの大水深はまったくのフロンティア開発であり地層や地質データが乏しく開発に伴うリスクが大きいと考えられているそういう中で以下のガス田は有望視されており今後開発が進むものと期待されている表 5 有望オフショアガス田 New Gas Field 生産量予想試掘ポイン生産開始予定参加企業 (mmcfd) ト水深 M m 2023 年以降 PTTEP( オペレーター )80%, 三井石油開発 (MOECO)20% A-6 Shwe Yee Htun-1 Pyi Thit-1 未定 2000m 2025 年以降 MPRL( ミャンマー )/Woodside 出所 JOGMEC 作成 4

5 以下ミャンマーオフショアガス田鉱区図と輸出パイプラインを示す図 1 ミャンマーオフショアガス田鉱区図と輸出パイプライン出所 JOGMEC 作成注 : 薄く網掛けした鉱区は 2013 年鉱区入札で落札した外国開発企業 (E&P) が既に放棄返上した鉱区 2. 外国開発企業のミャンマーからの撤退と進出について前回 2013 年の入札ラウンドにおいてオフショア大水深エリアのほとんどが入札対象に選ばれ入札の結果 IOCs やアジアの NOCs 等が開発権を取得したその後 Shell が 2018 年 2 月に A-4 5

6 および Woodside がオペレーターである A-7 を残し 3 鉱区を放棄 (Relinquishment) また Statoil ( 現 Equinor) も取得した鉱区 AD-10 を放棄し事務所を閉鎖しミャンマーから撤退したまたインド Oil India や Reliance 等も鉱区を放棄しているこれまで放棄された鉱区数は 9 つである一方 Woodside Petronas や PTTEP は 2018 年に試掘井掘削の準備をしており Woodside と PTTEP は掘削リグの手配を済ませている末尾資料編 < 資料 1>の鉱区一覧表を参照願いたい放棄した理由としては次の三つの要素が考えられる (1) 大水深フロンティア開発のリスクとミャンマーの大水深ガス田開発の対費用効果メジャー等大手資源開発企業は原油価格が低迷した 2014 年以降資産の見直しを行いミャンマーの大水深の魅力が乏しいと判断した可能性がある (2) 次章で述べるとおりミャンマーの PSC( 生産分与契約 :Product Sharing Contract) の商務条件 (Fiscal Terms) や税制が政府側に一方的に有利であり反対に開発企業側に不利であることに嫌気がさした Fiscal Terms の詳細については次章で述べることにする (3)Fiscal Terms 上規定されているサインボーナスの額は高いが支払い時期は試掘開始から 30 日以内であり PSC 締結時ではなく調査期間中 2D や 3D など地震探査のスタディ結果を見て次の試掘に進むかどうかを判断できる時間がある有望でなければサインボーナスを支払うことなく撤退できる仕組みになっていることも要因の一つであろう 3. ミャンマーのオフショア探鉱開発の Fiscal Terms 上の問題点前述のように撤退する外国開発企業もあるが一方開発に踏み込んでいく Woodside や PTTEP のような企業もあるその差は石油ガス田開発成功の見込み (Prospect) の違いもあるだろうが PTTEP の場合は自国タイのガス不足解消を狙っての活動もあるだろう外国企業に向けて更なる上流開発投資を呼び込んでいくという観点からするとミャンマー政府と外国開発企業との間で締結される PSC( 生産分与契約 :Product Sharing Contract) の Fiscal Terms( 契約商務条件 ) の見直しが必要となる PSC の基本的な内容は以下のとおりである (1) 政府取分は生産量に応じてオフショアの場合 60% から 90% と高い比率である例として下表でオフショアガス田の政府と Contractor の取分を示す 6

7 表 6 オフショアガス田の PSC 契約における政府取分と Contractor 取分ガス生産量水深 600ft 以下水深 600ft 超 (mmcfd) MOGE (%) Contractor (%) MOGE (%) Contractor (%) 超出所 Ministry of Electricity & Energy of Myanmar (2) サインボーナス生産ボーナス等についてサインボーナスは2012 年までの旧 PSCでUS$ 6-7mmであったが 2013 年以降はUS$15mm~ $30mmと高額になったただし支払い時期はPSC 締結時ではなく試掘井掘削開始から30 日以内である従って幾つかの探鉱開発会社では 2D や3D 震探の結果が良くなければCapital Gain 課税も高額なため売却よりも鉱区放棄という行動を取ったようだ (3)PSC 期間スタディ期間(6-12ヶ月) 探鉱期間 3 年 ( 基本 )+2 年 ( 一回目延長 )+1 年 ( 二回目延長 ) の計 6 年まで生産期間 20 年間 (4) 政府参加率について MOGE(Myanmar Oil & Gas Enterprise: 国営石油ガス公社 ) の参加率はオフショアでは 20% ただし規模により 25% まで増加 MOGEはサインボーナスと生産ボーナスの15% を負担する (5) エリアレンタルフィー初期探鉱段階では1 平方キロメートルあたりUS$3 探鉱期間を延長した場合はUS$8/km2 となるまた生産段階ではUS$100/km2 更に生産延長のときはUS$200/km2 となる (6) 税金関係 1 法人税法人税は25% 生産開始から5 年間のTax Holiday 期間あり 2 Royalty Royaltyは onshore shallow-およびdeep-では2012 年以降従来の10% から 12.5% に引き上げられた Royaltyの対象は政府取分も含めた売り上げに対して課せられる 7

8 3 Special Goods Tax Special Goods Tax 一種の消費税が2016 年 1 月から導入され税率は8% である輸入時に課税されるばかりではなく輸出時にも課税される 4 Capital Gain Tax 利益の40%~50% と高額 (7) その他 1 PSCの対象にはパイプライン他付設する設備は含まれない従い生産ガスの輸送に伴うパイプライン使用料に対してはその利益に対してのみ課税されるだけであり政府取分およびRoyalty 等の概念が入ってこない従いプロジェクト全体から見ると必ずしも PSCのFiscal Termsのみで収益性の判断はできない個々のプロジェクトによって判断されるべきだろう 2 他国のPSCではStudy 終了時および探鉱終了時とか通常行われる鉱区エリアの縮小 (Relinquishment) はミャンマーの場合はPSCに記載があっても行われてこなかったミャンマーにおける損益分岐はオフショア浅海で1tcfと言われているがそのような規模のガス田の発見は容易ではない以下単純比較は難しいが参考までに 2017 年にミャンマーと同様の総収入配分方式に改定したインドネシアにおける PSC を対比してみた比較のためのベースは以下のとおりとした 1 オフショアガス開発 2 水深は 600ft 超 900ft 未満 3 生産量 300mmcfd 超 600mmcfd 未満 (20 年同じ生産量を維持できるとした場合可採埋蔵量は約 2.2tcf) 表 7 Fiscal Terms 比較 ( ミャンマーとインドネシア ) ミャンマーインドネシア 1. 政府取分 Contractor 取分 80% 20% 38%( 基本 52%- 水深調整 14%) 62% 2. 政府参加率 (MOGE) 20% までただし 5tcf 以上は 25% 基本的に地方州政府が 10% 参加までのオプションあり 3. サインボーナス US$ 15mm~30mm 2018 年入札のうち公表された鉱区では US$5mm~15mm 4. Discovery ボーナスなし各 PSC で決められる 5. Production ボーナス US$3mm 各 PSC で決められる 8

9 6. Area Rental 探鉱時 US$3/km2, 探鉱期間延長土地建物税非課税時 US$8/km2 生産時 US$100/km2 生産延長時 US$ Training Fund 探鉱期間 US$5 万 / 年なし生産期間 US$10 万 / 年 8. R&D Contribution 0.5% of Contractor s Profit Share なし 9. Royalty 12.5% of available Oil & Gas ( 政なし府取分含む ) 10. Domestic Supply 義務 20-25% of Contractor share 25% 11. 所得税 25% 40%( 法人税 + 支店利益税 ) 12. VAT 8% 輸入時および輸出時に課税国内物資 10% 輸入物資の免税制度あり輸出非課税 13. Cost Recovery Ceiling 60% of Contractor s profit ( 水深なしで変動 ) 13. Tax Holiday 5 年間なし 14. 損金繰越期間なし無期限 10 年間 15. Local Contents 要求なし現在オフショア EPC で 45% 16. Capital Gain Tax ( 資産売却時 ) 40% on nety profit <$100mm 50% >$150mm 探鉱段階譲渡価格の 5% 生産段階譲渡価格の 7% 4. Fiscal Terms 改定の動き加速ミャンマー政府は現在法改正を進めている法改正の目的は既存の油田からの二次三次回収に関わる契約に関することといわれているただし年内に予定されているオンショアとオフショアの鉱区入札ラウンド前には新規探鉱開発へ外国からの投資を呼び込むため既存のオペレーターおよびミャンマー企業からも現行 Fiscal Terms の改定を望む声が出ている特に政府取分の基本 80% および税金に対する改正の要求が多い更に Yetagun ガス田のオペレーターであるペトロナスのミャンマー代表は Yetagun ガス田は高温高圧かつ高 Co2 含有率のガス田でありその開発はチャレンジングであると述べまた大水深の震探データの不足は否めないが開発会社は3-5tcfの中大型の資源量を有するガス田の発見を目標としていると付け加えた 2 大型のガス田発見を目標にしないと現行の Fiscal Terms では利益の確保が難しいと考えているようであるこのような声に応えるためにミャンマー電力エネルギー省は年内に見込まれる海上の石油ガス鉱区開発の入札に先立ち生産分与契約を見直していると明らかにした 9 割以上になること 2 Upstream 誌 2018 年 4 月 5 日号 9

10 もあるとされる政府の取り分の縮小が焦点となる 3 同省の担当者は ( 入札が ) 魅力的になるように調整する意向を示した厳しい条件が投資の低迷につながっているとみられており同省が見直しを行った上で関連する省庁とも調整すると説明見直しは今後の契約が対象になるが既存の契約にも柔軟に対応すると述べている 3 フロンティアミャンマー ( 電子版 2018 年 5 月 31 日 ) および Upstream 誌 2018 年 6 月 8 日号 10

11 資料編 < 資料 1> ミャンマーのオフショア鉱区 Block Name of Field A-1 Shwe A-3 Operator A-4 Shell 45% A-5 Ophir 42% A-6 Shwe Yee Htun-1 Current Status POSCO- Developmen Daewoo 51% t POSCO- Developmen Daewoo 51% t MPRL/Woodsi de Myanmar 0% Evaluation/ Studies Evaluation/ Studies A-7 Woodside 45% exploration AD-1 CNPC 50% AD-2 Shell 55% AD-3 Ophir 42% AD-5 AD-6 AD-7 AD-8 Evaluation/ Studies Woodside 55% exploration CNPCI/Wood side 0% POSCO/Woo dside 0% CNPC/Woods ide Evaluation/ Studies Other Participants Awarded Terrain Notes ONGC 17% Myanmar Oil & Gas Enterprise (MOGE)15% KOGAS 8.5% GAIL 8.5% ONGC 17% Myanmar Oil & Gas Enterprise (MOGE)15% KOGAS 8.5% GAIL 8.5% Woodside 45% Myanmar Petroleum Expl & Prod. Ltd. (MPEP) 10% Shevron 57% Royal Marine Engineering (RME) 1% Woodside 40%, Total 40%, MPRL 20% Shell 45%, MPEP 10% Woodside 50% Woodside 45% Oct-00 Feb-04 Apr-07 Mar-18 - Ophir acquired 42% stake from - Chevron. Transocean rig (KG2 DS) starts from May for 400 days. Transocean rig (KG2 DS) starts from May for 400 days. Chevron 53% Parami Energy Development 5% Dec-14 Shell 45% Woodside 50%, CNPC 50% Apr-07 POSCO DAEWOO 60%, Woodside 40% Woodside 50%, CNPC 50% Apr-07 Apr-07 - AD-9 Shell 放棄 AD-10 Statoil 100% Apr-15 AD-11 Shell 放棄 Transocean rig (KG2 DS) starts from May 2018 for 400 days. 放棄 11

12 M-2 PetroVietnam 45% M-3 PTTEP 80% M-4 Oil India 60% Suspended M-5 Yadana M-6 M-7 TOTAL 31.24% TOTAL 31.24% Tap Energy 95% Exploration/ Production Exploration/ Production M-8 Berlanga 95% Evaluation/ Studies M-9 M-11 M-12 Petronas 30% M-13 M-14 M-15 Petronas 30% Petronas 30% CFG Energy 80% MP East Asia 40% Eden Group 15% Jan-09 MOECO 20% Nov-04 Mercator Petroleum 25%, Olimax Energy 10%, Oil Star Management Service 5% Unocal 28.26%, PTTEP 25.5%, MOGE 15% Unocal 28.26%, PTTEP 25.5%, MOGE 15% Dec-14 Jul-92 Jul-92 放棄 - - Smart E&P International 5% Aug-15 放棄 A-1 Mining 5% Dec-14 MOGE 20.45% PTTPE&P 19.32% JX 19.32% Premier 10.91% MOGE 20.45% PTTPE&P 19.32% JX 19.32% Premier 10.91% Evaluation/ Studies MOGE 20.45% PTTPE&P 19.32% JX 19.32% Premier 10.91% TRG M 15 10% Century Bright Gold 10% Mar-93 May-90 May M-17 Reliance 放棄 M-18 Reliance 放棄 MD-2 Eni 40% MD-4 Eni 50% exploration exploration Total 40% PetroVietnam 20% Total 50% Water Water MD-5 Shell 放棄 MD-7 PTTEP 50% exploration Total 50% Feb-13 MD-8 PTTEP Feb-13 Yetagun Develop ment & Producti on Area Zawkita Yetagun PTTEP 80% Petronas 30% Exploration/ Production Production MOGE 20% MOGE 20.45% PTTPE&P 19.32% JX 19.32% Premier 10.91% Feb-04 Mar-97 To drill 2 exploration wells in PetroVietnam pulled out. Noble Clyde Boudreaux is sent to drill from April to December YEB (Yetagun East Block) YWB (Yetagun West Block) Oil India 60% Total 100% 出所各種資料から JOGMEC 作成 Evaluation/ Studies Mercator Petroleum 25%, Olimax Energy 10%, Oil Star Management Service 5% Dec-14 放棄 Feb-15 Water Try to firm out (percentage unknown). 注 : 黄色の網掛けは生産中のガス田および右欄は鉱区放棄を示す灰色の網掛け鉱区は有望鉱区 12

< 資料 2> ミャンマーのガス需給状況 (mmscfd) 2013 年 2014 年 2015 年 2016 年ガス生産量 1,264.39 1,508.17 1,775.17 1,697.78 うち輸出量 1,191.13 1,464.64 1,692.95 1,625.23 うち国内向け 73.26 43.53 82.22 72.55 国内需要 204.51 287.

13 < 資料 2> ミャンマーのガス需給状況 (mmscfd) 2013 年 2014 年 2015 年 2016 年ガス生産量 1, , , , うち輸出量 1, , , , うち国内向け国内需要不足分 (131.25) (244.46) (254.24) (263.91) 出所 BP 統計注 : 国内向けはガス発電に使用され不足分は全体の電力供給量に影響を与え停電が頻発する要因となる < 資料 3> ミャンマーのガス需給予測出所 METI ミャンマー連邦共和国におけるガスの利用に関する調査報告書 (2016 年 2 月 ) 13

ミャンマーのエネルギー分野に関する調査 P11 日本貿易振興機構 ( ジェトロ ) ヤンゴン事務所 2017 年 5 月出所ミャンマーのエネルギー分野に関する調査 P8

14 < 資料 4> ガス供給予測 (~2030) ガス田別出所 METI ミャンマー連邦共和国におけるガスの利用に関する調査報告書 (2016 年 2 月 ) 出所 METI ミャンマー連邦共和国におけるガスの利用に関する調査報告書 (2016 年 2 月 ) < 資料 5> 発電設備の容量と発電量ならびに発電量推移出所ミャンマーのエネルギー分野に関する調査 P11 日本貿易振興機構 ( ジェトロ ) ヤンゴン事務所 2017 年 5 月出所ミャンマーのエネルギー分野に関する調査 P8 日本貿易振興機構 ( ジェトロ ) ヤンゴン事務所 2017 年 5 月出所ミャンマーのエネルギー分野に関する調査 P2 日本貿易振興機構 ( ジェトロ ) ヤンゴン事務所 (2017 年 5 月 ) 14

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