PISAPミニレポート

Transcription

1 14/1 14/3 14/5 14/7 14/9 14/11 15/1 15/3 15/5 15/7 15/9 15/11 16/1 16/3 16/5 16/7 16/9 16/11 17/1 17/3 17/5 17/7 ( 年 / 月 ) JPEC レポート 第 4 回 米国石油精製産業の最新動向 ( その 1) 米国の石油精製産業については 2013 年後半から 2014 年前半にかけて シェールオイル シェールガス増産下の米国石油精製産業 と題し シリーズ形式で JPEC レポートにて紹介した 初回にシェール増産がもたらした米国石油精製産業の事業環境の変化について論じた後 第 2 回以降に米国独立系石油精製会社の大手 Valero Energy Corporation (VLO) Phillips 66 (PSX) Marathon Petroleum Corporation (MPC) の 3 社について 戦略動向を論じたものである その後 2014 年の 6 月末頃から ピーク時 平成 29 年 10 月 5 日 1. 米国石油精製産業の事業環境の変化 年原油価格の急落とその対応 1-2. 世界の石油産業における米国の位置づけ 1-3. 米国の製油所が高マージンである背景 2. 米国石油精製産業の動き 2-1. 精製能力 原油処理量の推移 2-2. 米国の PADD 別製油所数と CDU 能力 3. シェールオイル等国内産原油の増処理対応 3-1. 輸入原油の調整 3-2. 設備投資による対応 4. 米国原油の生産 輸入 製油所通油バランスと処理原油の平均性状 5. まとめ $110/B を超えていた世界の原油価格が急落し これに伴い 米国石油精製産業を取り巻く事業環境も変化した 今回はこの油価下落に起因する現象が 米国石油精製産業にどのような影響を与え これに対して同産業がどのように対応したのか 過去約 3 年間の出来事 事実関係を明らかにする そして次回以降この産業を代表する上記 3 社の戦略動向等につき考察してゆきたい 1. 米国石油精製産業の事業環境の変化 年原油価格の急落とその対応過去 3 年間の石油産業を取り巻く環境変化のベースとして 影響が大きかったのは原油価格の変動であったと考えられる 図 1 にあるように 2014 年 6 月をピークとして指標原油である WTI Brent とも急降下した 背景として 増産傾向が続く米国のシェールオイル シェールガスに牽引された需給の軟化がある 5 か月に及ぶ一方的な油価の下落にもかかわらず 2014 年 11 月の OPEC 総会では減産合意が見送られた これは 生産コストの高い米国シェールオイルに対する OPEC からの市場シェアをめぐる挑戦として受け止められた 図 1 WTI Brent 原油の価格推移 (2014 年 1 月 ~2017 年 7 月 ) 120 ($/B) 米国 WTI 原油スポットFOB 価格 欧州 Brent 原油スポット FOB 価格 1

2 これに対して 米国の主要なシェール田での稼働リグ数は 図 2 のように推移した 原油価格が下落を開始した 2014 年 7 月より数か月は微増を続けたが OPEC 総会での減産見送りを決定した 2014 年の年末を境に減少し始め その後は油価の変動にほぼ呼応する形で稼働リグ数も増減している この間 1 リグ当たりの生産性は大幅に向上し 2015 年,2016 年と連続して新規掘削坑井での 1 リグ当たり生産量は約 40% 増加した Permian については 稼働リグ数は 75% 超減少したが 生産量については増加し続けた 2017 年 7 月現在 Permian のリグ 1 基は 2014 年末時点の同リグ 3 基分超の働きをしているとされている (BP Statistical Review of World Energy 2017:BP 統計 2017) 図 2 米国主要シェール田での稼働リグ数推移 (2014 年 1 月 ~2017 年 7 月 ) 出典 :EIA 原油価格は 2015 年に入ってから同年央にかけて若干下げ止まったものの その後下落を続けた ( 図 1) BP 統計 2017 によれば 2015 年の世界石油消費量は約 200 万 B/D 増加したが 生産も OPEC 非 OPEC で計 300 万 B/D 近く増え 供給過多と在庫の積み上がりのため 油価は 2015 年末から 2016 年初まで下がり続けた 2016 年は 約 160 万 B/D の需要増 ( 中国 40 万 B/D インド 30 万 B/D 欧州 30 万 B/D 米国 10 万 B/D 他 ) があったが 供給面では 図 3 にあるように シェールオイルに牽引される米国の原油生産量が減少し 非 OPEC 全体で 80 万 B/D の減産となった OPEC の増産 120 万 B/D と合わせた全供給量は 差し引き 40 万 B/D 増に留まるため 需給は引き締まり 原油価格も 2016 年央にかけて回復に向かった 2016 年 11 月には OPEC 非 OPEC 間で協調減産計 180 万 B/D が合意され 油価は 2017 年に入ってからも これまで $50/B を挟んで比較的安定的に推移している 米国原油生産量は 図 3 のように 2016 年後半から上昇基調が続いている 10,000 9,500 9,000 8,500 8,000 7,500 7,000 図 3 米国原油生産量の推移 (2014 年 1 月 ~2017 年 7 月 ) ( 千 B/D) 2

3 1-2. 世界の石油産業における米国の位置づけ (1) 原油生産量 OPEC からライバル視され コスト競争を挑まれた観のある米国原油生産であるが 表 1 にあるように 2014~2016 年の 3 年間に亘りサウジアラビアを抑えて原油生産世界一の座を保った ただ 2016 年については 2 位のサウジアラビアが前年より 3.0% 増産し 1 位の米国が同 3.2% 減産したため 両国の差は 5 千 B/D と殆ど並んだ形となった 原油価格の下落から採算の厳しくなったシェール田もあるが 技術革新やコスト削減等で生産性を向上させ 稼働リグ数を減らしながら増産を実現した生産者もあった 生産サイクルが短く フィールド毎に状況が大きく異なると云われるシェール田であるが $50/B 前後の原油価格で増産基調が続いているということは 諸説ある平均損益分岐原油価格は それ以下であることが推定される 表 1 原油生産量 ( 単位 : 千 B/D) 年間成長率 シェア 順位 国名 2014 年 2015 年 2016 年 2016 年 年 2016 年 1 米国 11,779 12,757 12, % 6.3% 13.4% 2 サウジアラビア 11,505 11,986 12, % 0.9% 13.4% 3 ロシア 10,838 10,981 11, % 1.4% 12.2% 出典 :BP 統計 2017 より作成 (2) 石油消費量表 2 に示すように 米国は石油消費量でも 2014 年 ~2016 年の間 世界第 1 位であった この間 2 位は中国 3 位は 2014 年までは日本であったが 2015 年 2016 年とも 3 位はインド 日本は両年とも 4 位にとどまった 日本は 2005~2015 年の間 年平均 2.5% で消費減となった 米国は 2005~2015 年は年平均 -0.6% の消費減ではあるが 表 2 に示すように 2014~2016 年にかけて 19,106 千 B/D から 19,631 千 B/D へ 525 千 B/D の消費増となった 更に遡ると 米国の石油製品消費はリーマンショックから立ち直った 2012 年以降 2016 年まで 5 年連続して増加している 具体的には 全製品で 2012 年の 18,490 千 B/D が 2016 年の 19,631 千 B/D へ 1,141 千 B/D 増加した その牽引役となったのは 自動車用ガソリンで 2012 年の 8,682 千 B/D が 2016 年には 9,327 千 B/D となり 増加量は 645 千 B/D と 同期間の全製品増の過半を占めている 表 2 石油消費量 ( 単位 : 千 B/D) 年間成長率 シェア 順位 国名 2014 年 2015 年 2016 年 2016 年 年 2016 年 1 米国 19,106 19,531 19, % -0.6% 20.3% 2 中国 11,209 11,986 12, % 5.7% 12.8% 3 インド 3,849 4,164 4, % 4.8% 4.6% 出典 :BP 統計 2017 より作成 2,000 年以降の米国石油製品別の消費量の推移を図 4 に示す リーマンショック前の 2003 年 ~2007 年は 5 年連続して全製品消費量が 20,000 千 B/D を超えた ピークは 2005 年の 20,802 千 B/D である 全製品の凡そ 5 割を占める自動車用ガソリンが 一貫して石油製品消費の牽引役を続けていて 自動車用ガソリンの消費量は これまで 2007 年の 9,286 千 B/D が最大であったが 2016 年にこれを上回る 9,327 千 B/D を記録した 2017 年に入ってからは 5 月 9,590 千 B/D 6 月 9,580 千 B/D 7 月 9,764 千 B/D と好調な消費が続いている 3

4 図 4 米国石油製品別消費量の推移 (2000 年 ~2016 年の各年平均 ) JPEC レポート 25,000 ( 千 B/D) 20,000 15,000 10,000 5,000 0 アスファルト 航空ガソリン 軽油 ジェット燃料 灯油 LPG 潤滑油 ガソリン コークス 重油 その他 (3) 原油処理量 石油精製能力 稼働率米国は 国内製油所の原油処理量 精製能力とも表 3 に示す過去 3 年間のみならず古くより世界の首位を占めてきた 近年の石油製品消費の伸びに伴い 処理量 能力のいずれも増加している 2005~2015 年の年間平均成長率は 各々 0.6% 0.5% であった 上記消費量と処理量の差 例えば 2016 年では 19,631 千 B/D と 16,202 千 B/D が ネットの輸入量と在庫の取り崩し等で賄われていることになる 2 位の中国は 処理量 能力とも過去 10 年間年率 6% 超で成長し 猛追してきているが 米国とは処理量で 5,000 千 B/D 超 能力で 4,000 千 B/D 超の差がある 3 位ロシアも過去 10 年間平均年率で処理量 3.3% 能力 1.7% の成長をしてきている 処理量と消費量との差 例えば 2016 年の処理量 5,709 千 B/D と消費量 3,203 千 B/D との差 2,506 千 B/D は 輸出や在庫等に充てられていることになる 表 3 原油処理量 石油精製能力 ( 単位 : 千 B/D) 年間成長率 シェア 順位 国名 他 2014 年 2015 年 2016 年 2016 年 年 2016 年 1 米国 1 処理量 15,848 16,188 16, % 0.6% 20.1% 2 精製能力 17,889 18,315 18, % 0.5% 19.1% 3 稼働率 88.6% 88.4% 87.0% -1.6% 2 中国 1 処理量 10,155 10,684 11, % 6.2% 13.7% 2 精製能力 14,534 14,306 14, % 6.3% 14.6% 3 稼働率 69.9% 74.7% 77.8% 4.1% 3 ロシア1 処理量 5,926 5,773 5, % 3.3% 7.1% 2 精製能力 6,347 6,408 6, % 1.7% 6.6% 3 稼働率 93.4% 90.1% 89.0% -1.2% 3 稼働率 ( ) 出典 :BP 統計 2017より作成 図 5 に 2000 年 ~2016 年の世界の主要国 地域の製油所稼働率の推移を示す 各国 地域の同 17 年間の製油所稼働率の平均値は次の通り 米国 87.0% 世界平均 82.6% 日本 85.6% EU82.6% 中国 72.9% ロシア 82.0% 中東 86.9% 韓国 90.2% 米国は 2017 年に入ってから稼働率が上がり 特に 2017 年 4 月 ~8 月は EIA が毎週発表する稼働率は全て 90% 超 4 月初めの 91.0% から 8 月終わりの 96.6% まで上昇基 4

5 調 5 か月間の平均は 94.1% であった 高稼働率を維持し続けている 日本は 高度化法によるトッパー能力削減の効果か 2016 年の平均稼働率は 91.1% であった EU は 世界平均と類似の稼働率で推移 中国は非効率な中小製油所を多数抱え 稼働率 70% 台のままであるが 2014 年以降 80% 近くまで上昇してきている ロシアは 2000 年代初め頃の 60% 台から約 10 年かけて 90% 前後まで伸ばし 製品輸出に注力している 中東は 年と 80% 前後に落ち込んだが 概ね 85% を超える水準を保ってきている 韓国は 2000 年代の初め 2,316 千 B/D の精製能力に対して 100% 超の稼働率で操業していたが その後製油所能力を徐々に増やし 2016 年には 3,234 千 B/D まで増強した結果 過去 17 年間の平均稼働率は約 90% に達した 製品輸出に注力している 図 5 世界の主要国 地域の製油所稼働率の推移 (2000 年 ~2016 年 ) (%) ( 年 ) 米国世界平均日本 EU 中国ロシア中東韓国 出典 :BP 統計 2017 より作成 (4) 精製マージン図 6 は 世界の代表的な石油精製センターである米国湾岸地域 (USGC) 欧州北西地域 (NWE) シンガポール (SIN) を選び 各地域で処理されている代表な原油を同地域の代表的な装置で最適に処理したときの得率に基づき 全ての変動費とエネルギー関連の固定費からなる精製コストを控除したマージンを示している USGC は中質原油 (Medium Sour)* [ 参考 ] のコーキング NWE は軽質原油 (Light Sweet) のクラッキング SIN は中質原油 (Medium Sour) のハイドロクラッキング処理がベースである 2000 年の第 1 四半期 ( 以下 Q と記す ) から 2016 年の第 4Q まで 各四半期の平均マージンをプロットした この 17 年間の各地域のマージンの平均値は USGC が $7.41/B NWE が $4.21/B SIN が $3.16/B である 変動が激しい時期もあるが 総じて USGC のマージンが他地域より有利なときが多く それは 原油価格が急落した 2014 年以降にも当てはまる IEA 他の資料によると USGC の精製マージンは 2017 年半ばまで $10/B 近くを維持している 5

6 図 6 主要地域別精製マージンの推移 (2000 年第 1 四半期 ~2016 年第 4 四半期 ) ($/B) 出典 :BP 統計 2017 より作成 米国湾岸地域欧州北西地域シンガポール *[ 参考 ] 米国 PADD 毎の平均的な処理原油米国全体の平均的な処理原油は 2011 年の実績で API 31 硫黄分 1.4% 位 全米精製能力の過半を持つ PADD 3( 米国湾岸地域 :USGC) の平均に近い 図 7 米国製油所での処理原油の属性 ( 比重と硫黄 ) 出典 :EIA( 2012 年資料 ) 6

7 1-3. 米国の製油所が高マージンである背景米国内の石油製品価格は国際価格と大きく異ならないのに対し 精製コストが海外比割安になっていることが 米国の製油所が高マージンである主な理由であると考えられる 精製コストを有利にしている要因の一つが処理用原油の割安な調達コストである シェールオイルの増産により 原油輸入が減り 製油所のフィードストックは 国産原油の割合が増した 国産原油は WTI を基準として値付けする場合が多いが WTI は先物原油であると同時に内陸のオクラホマ州クッシングで現物の売買を行い 同地で貯蔵されることから 取引価格が国際市場より 国内の局地的な需給等の事情に影響されやすい また シェールオイルを含め内陸で生産される国産原油は 製油所の所在地や輸出入の拠点のある海岸近くの市場までの輸送費を多めに差し引かれて井戸元で売買されることも多く パイプライン建設等を含む輸送インフラが未整備な地域では特に安値で取引される傾向にある 元々 WTI もシェールオイルも 欧州 Brent より性状は良質であるにもかかわらず このような理由で概ね Brent 比マイナスの価格で推移してきている 原油価格の暴落が始まった年 2014 年の 1 月 2 日から 2017 年 8 月 7 日までのこの両原油の値動きを EIA の資料でプロットしたものが図 1 であるが その毎日の価格差の動きを図 8 に示す この間の Brent の平均価格は $62.71/B WTI の平均価格は $59.70/B であった したがって 両油種の平均価格差は $3.01/B ということになる 油価急落が始まった 2014 年 7 月 1 日 ( 実際は 6 月下旬だが ) からの平均をとると Brent$55.35/B WTI$53.12/B となり価格差は $2.23/B EIA も将来的な両油種間のスプレッドを $2.00/B 前後に収斂すると予測しており この傾向は継続する可能性がある 仮に この $2.00/B を表 3 にある 2016 年の米国製油所での原油処理実績を使って年間のコストセーブを想定すると $2.00/B 16,202 千 B/D0/B D=$11,827,460 千 約 $120 億 ( 約 1.3 兆円 ) と概算される WTI が Brent より良質であることを考慮すると 米国の優位性は更に増すと考えられる 図 8 欧州 Brent 原油と米国 WTI 原油のスプレッドの推移 ( スポット FOB) 20 ($/B)

8 96/01 96/12 97/11 98/10 99/09 00/08 01/07 02/06 03/05 04/04 05/03 06/02 07/01 07/12 08/11 09/10 10/09 11/08 12/07 13/06 14/05 15/04 16/03 17/02 JPEC レポート 米国の精製コストが割安になっているもう一つの理由は 製油所の操業に使うエネルギー源としての天然ガスが廉価で調達できることである 図 9 にあるように 米国の天然ガスは シェールガスに牽引された国内産天然ガスの増産によって 世界でも最も低い価格で売買されている 原油価格の急落が始まった 2014 年 6 月末以降 世界の天然ガス価格も下落したが 米国のヘンリーハブ価格が最安値である状況は変わっていない このため 図 10 にあるように 米国の天然ガス生産量は 2014 年後半以降原油価格につれて天然ガス価格が下がる中 ほぼ横這いないし微増で推移している ちなみに BP 統計によれば 米国は 2010 年にロシアを抜いて天然ガス生産量で世界 1 位となり 今日に至っている $/MMBt 図 9 世界の主要地域の天然ガス価格推移 出典 :BP 統計 2017 より作成 日本 LNG CIF 輸入価格 英国 NBP 指標価格 ドイツ CIF 平均輸入価格 米国ヘンリーハブ価格 図 10 米国の月別天然ガス生産量の推移 (1996 年 1 月 ~2017 年 6 月 ) MMcf/ 月 3,000,000 2,500,000 2,000,000 1,500,000 1,000, ,

9 Valero Energy Corp (VLO) は 全米最大の精製能力を持つ石油精製企業であるが 自社の競争力の源泉の一つとして製油所の操業コストの低さを挙げている それを可能にしているのが米国で廉価に入手できる天然ガスであり 欧州と比べて Opex とフィードストックのコストの両面で優位性をもたらしているとしている 図 11 にあるように 年間平均 280 万 B/D の製油所のスループットに対して 消費する天然ガスは 915,000 百万 Btu/D( 内 57% は Opex として 残り 43% は製品のフィードストック コストとして使用 ) であることから 以下のようなコスト計算をしている すなわち 2017 年の初めから 6 月 1 日までの天然ガスの平均価格は 米国で $3.12/ 百万 Btu 一方欧州の同平均価格は $5.51/ 百万 Btu であった したがって 製油所のスループット原油 1 バレル当たりのコストは 米国と欧州で各々以下のようになる 米国 : $3.12/ 百万 Btu12/ のコストは百万 Btu/D 2.8 百万 B/D= 約 $1.02/B 1 欧州 : $5.51/ 百万 Btu51/B.8 トは百万 Btu/D 2.8 百万 B/D= 約 $1.80/B 2 欧州コスト - 米国コスト =2-1=$0.78/B 3 年間の税前コスト差 =3 間の税百万 B/D 税前コスト = 約 $797 百万 ( 約 $8 億 900 億円 ) 日本の 2016 年平均 LNG CIF 輸入価格は 米国のヘンリーハブ価格比 $4,48/ 百万 Btu 割高であった (BP 統計 2017) 仮に 2017 年も同じ価格差が続いているとすると 上記に照らした日米の理論上の年間コスト差は $1.46/B が続いて百万 B/D46/B が = 約 $1,492 百万 ( 約 $15 億 1,650 億円 ) となる 原油価格にリンクした LNG 価格が高騰していた 2012 年 ~2014 年には 米国とのコスト差はこれより更に大きかったことになる 図 11 天然ガスの調達コストに起因する米欧間の製油所操業費の違い 出典 :VLO 米国製油所の高マージンを支える3つめの要因は 同国製油所の複雑度である 米国の石油学者 Wilbur L.Nelsonが提唱したネルソン指数 (Nelson Complexity Index) 9

10 を基に論じられることが多い 原油常圧蒸留装置 (CDU) の能力と比した製油所の 2 次転換装置 (SCU) の能力を計る指標で CDU の複雑度指数を 1.0 と置き 建設コスト等を基に各 SCU の指数を評価 この指数に CDU の処理能力と比べた SCU の通油能力の比率を掛け合わせ 得られた指数の合計に CDU の数値も含めて製油所全体の複雑度を表す 図 12 に示すように 米国のネルソン指数は 10 を超え 群を抜いた世界のトップクラスである 特に 米国の湾岸地域は ベネズエラの超重質原油等も処理できる高度な分解装置を備え 米国の中でも最も製油所の複雑度が高い地域である 通常精製コストの 8 割以上が原油調達コストであることを考慮すると 低価格の劣質原油をフィードストックとして その付加価値を高められる高精度の 2 次装置を備えた製油所が 高マージンを享受できるのは当然のことである 図 12 主要国製油所の複雑度 (Nelson Complexity Index/2015 年 ) 出典 :ECN(the Energy Research Centre of the Netherlands 2015 年 the Netherlands Petroleum Industry Association (VNPI) から委嘱を受け Wood Mackenzie との協力により実施した調査の報告書 ) 2. 米国石油精製産業の動き 2-1. 精製能力 原油処理量の推移米国石油精製産業は 引き続き成長過程にある 1859 年 PennsylvaniaでDrakeが石油を掘り当てたのが米国 = 世界の石油産業の発祥だとすると この産業は十分に成熟産業と云い得る筈であるが 米国では石油需要は原油 製品とも伸びつつあり そのいずれの生産も増えつつある 2014 年半ばからの油価急落は 確かにリグ稼働を抑え 減産をもたらしたが 既述の通りそれは一時的で 本稿執筆時点ではハリケーンの影響を除外すれば 基本的に石油需給に関する事項は概ね順調な基調にあると考えられる 例えば図 13にあるように 米国の石油精製能力も増強されつつある EIAの最新の年次報告書 最新の年次報告書 Capacity Report によれば 2017 年 1 月 1 日付けの稼働可能な米国のトッパー能力は 約 1,860 万 B/D ( 暦日ベース ) で 前年初めの能力比 1.7% 増である これは 図 14にある他の世界主要国 地域の精製能力の推移と比べても健全な傾向を示していると見られる 既述のように 精製能力規模は過年度から世界の首位を保っている 10

11 図 13 米国常圧蒸留装置 (CDU) の精製能力の推移 出典 :EIA (2017 資料 ) 図 14 主要国 地域の精製能力の推移千 B/D 20,000 18,000 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2, 米国日本 EU 中国ロシア中東韓国 出典 :BP 統計 2017 より作成 シェールオイル シェールガスの牽引による国内原油 天然ガス生産の伸び 石油製品需要の堅調さ等から 製油所での原油処理量も増加傾向にある 図 15 は 米国 PADD 毎の CDU 原油処理量の推移であるが 前述の 90% 前後の稼働率が示すとおり 製油所の原油処理も概ね順調であり 特に製品 原油とも海外取引の主要窓口となっている PADD3 は 全国原油処理量の過半を占め 増処理分についてもその殆どを担っている 11

12 2000/ / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / /05 図 15 米国 PADD 別 CDU 原油処理量の推移 JPEC レポート 千 B/D 20,000 18,000 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 東海岸 (PADD 1) 中西部 (PADD 2) 湾岸地域 (PADD 3) ロッキー山脈 (PADD 4) 西海岸 (PADD 5) 2-2. 米国のPADD 別製油所数とCDU 能力表 4は 2017 年 1 月 1 日現在の米国のPADD 別製油所数とCDU 能力である やはりPADD3のシェアは大きい 全米 141の製油所の内 PADD3は 58 とシェア41.1% であるのに対し 精製能力ベースでは 全米約 1,862 万 B/D に対して 974 万 B/Dとシェア52.3% を占める これは 1 製油所当たりの能力規模が大きいことを意味している 表 4の数字を基に米国の製油所の平均能力を計算すると 全米平均 13.2 万 B/Dに対してPADD3の平均は16.8 万 B/Dである PADD3の製油所規模の大きさは 全米製油所の能力ランキングでも示されている 1 位のMotiva Enterprises LLCの603,000B/Dを筆頭に 6 位までをPADD3が独占 7 位と10 位にPADD2が入るが 能力トップ10の内 8 製油所までがPADD3で操業している この8 製油所の能力合計は約 380 万 B/D 同 1 製油所当たりの平均は 47.5 万 B/Dである ちなみに PADD2もPADD3に次いで製油所能力が高い地区である 米国中西部に位置し カナダからのオイルサンド等超重質原油を処理できる2 次装置の配備も進んでいる シェールオイル シェールガスの生産地と大市場のある東海岸を結ぶエリアでもあり 地理的な利点もある 米国の石油精製会社にとっても魅力のあるPADDとして評価が高い 12

13 表 4 米国のPADD 別製油所数とCDU 能力 (2017 年 1 月 1 日現在 ) PADD 製油所数 CDU 能力 (B/D 暦日) 計稼働中休止中計稼働中休止中 ,255,500 1,181,500 74, ,998,855 3,906,555 92, ,737,871 9,695,371 42, , ,430 9, ,932,771 2,848,271 84,500 全米計 ,617,027 18,314, ,900 図 16 に 2000 年以降の米国の PADD 別 CDU 能力の推移を示す PADD 毎の能力シェアには変動がないが 表 5 に示す通り 2000 年から 2017 年の間に全米で約 211 万 B/D 12.7% 増え その伸び以上の約 218 万 B/D の増加を PADD3 のみで記録している 逆に減ったのは PADD1 の約 45 万 B/D と PADD5 の約 16 万 B/D である 他に PADD2 は約 38 万 B/D PADD4 は約 15 万 B/D 増えている 能力増加は 一つには国内需要増があるが シェールオイル シェールガスの本格生産が始まってからは 石油製品輸出の伸びにも対応している 図 16 米国の PADD 別 CDU 能力の推移 (2017 年 1 月 1 日現在 ) 千 B/D 20,000 18,000 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2, 東海岸 (PADD 1) 中西部 (PADD 2) 湾岸地域 (PADD 3) ロッキー山脈 (PADD 4) 西海岸 (PADD 5) 表 5 米国のPADD 別 CDU 能力 2000 年 /2017 年の比較 (2017 年 1 月 1 日現在 ) 東海岸中西部湾岸地域ロッキー山脈西海岸 ( 単位 :B/CD) 全米計 (PADD 1) (PADD 2) (PADD 3) (PADD 4) (PADD 5) 2000 年 1,704, ,619, ,552, , ,094, ,511, 年 1,255, ,998, ,737, , ,932, ,617,027.0 増減 -448, , ,184, , , ,105,156.0 増減率 (%)

14 3. シェールオイル等国内産原油の増処理対応図 17 にあるように米国原油の増産分の殆どを占めるシェールオイルは軽質低硫黄の良質原油である ただ それを受け入れる米国の製油所は 図 18 に示すように 超重質原油の分解装置等も備え 重質油処理を主眼とする製油所も多い 急増する軽質原油を全て処理していくためには現有の CDU 能力は 必ずしも十分ではない しかし 中 重質用のプラントで多量の軽質原油を処理するのは効率的でなく 軽質化しつつある国内産原油と その製油所処理施設はミスマッチの状態にあると云える これに対応するため 従来から 追加コストや投資を費やさないもしくは 非常に少なくて済む輸入原油の調整や CDU 稼働率の向上といった方法が選ばれてきている 本章では 先ずこの輸入原油による調整がどのようになされてきたかを検証し 続いてコストを要する或いは 一定の設備投資が必要な国内原油増産対応のオプションについて レビューしていくこととする 図 17 米国増産原油の API 出典 :EIA AFPM(2015 年資料 ) 図 18 米国各地製油所の CDU 能力と複雑度 出典 :EIA(2015 年資料 ) 14

15 12/31/ /30/ /31/ /31/ /30/ /31/ /31/ /30/ /31/ /31/ /30/ /31/ /31/ /30/ /31/ /31/ /30/ /31/ /31/ /30/ /31/ /31/ /30/ /31/ /31/ /30/2017 JPEC レポート 3-1. 輸入原油の調整米国の石油精製会社が 国内で増産される軽質原油を受け入れるために 先ず実施したことは 輸入原油の調整である 図 19 にあるように軽質低硫黄原油と中質原油の輸入が減り 重質高硫黄原油の輸入が増えている 軽質低硫黄原油は シェールオイルで代替され さらに中質原油も減らした 一方 重質高硫黄原油の輸入を増やし シェールオイル等の米国内産の軽質原油とミックスして中質原油の代替とした 軽質低硫黄原油は 2009 年 12 月にピークの 1,825 千 B/D 輸入していたが 2014 年 7 月には 231 千 B/D まで減らした ( ピーク時比 1,594 千 B/D 87.3% の減少 ) 直近の 2017 年 5 月では 702 千 B/D 輸入している ( 同 1,123 千 B/D 61.5% の減少 ) 同様に中質原油は ピーク時 4,023 千 B/D に対しボトム時は 2,136 千 B/D( ピーク時比 1,887 千 B/D 46.9% の減少 ) 直近 5 月は 2,361 千 B/D( 同 1,662 千 B/D 41.3% の減少 ) であった 逆に重質原油は ボトム時は 3,343 千 B/D であったのが ピーク時には 4,700 千 B/D に増やし ( ボトム時比 1,357 千 B/D 40.6% の増加 ) 直近 5 月では 4,382 千 B/D ( 同 1,039B/D 31.1% の増加 ) の輸入となっている 輸入総量では 2008 年 12 月がピークで 10,576 千 B/D 2015 年 1 月がボトムの 6,627 千 B/D( ピーク時比 3,949 千 B/D 37.3% の減少 ) 直近の 2017 年 5 月は 8,010 千 B/D( 同 2,566 千 B/D 24.3% の減少 ) であった 千 B/D 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 図 19 タイプ別月次原油輸入量の推移 (2008 年 12 月 ~2017 年 5 月 ) Light Sweet Light Sour Medium Heavy Sweet Heavy Sour 図 20 に国別原油輸入量の推移を示す 国名が明記されている国が米国の輸入量が多い国である カナダ メキシコ ベネズエラ等重質系の原油産出国が主であり 図 19 の重質油輸入増を反映している 中でも首位のカナダは 2010 年 1 月の 1,873 千 B/D が 2017 年 6 月には 3,270 千 B/D へと約 75% の伸びを示し メキシコ ベネズエラ等からの輸入量減を補って余りある 2017 年 6 月の実績で 2 位のサウジアラビアは 1,015 千 B/D 3 位メキシコ 676 千 B/D 4 位ベネズエラ 616 千 B/D 5 位イラク 570 千 B/D と続き この 5 か国で同月米国原油輸入量全体の 77% 上位 10 か国では全体の 91% を占める 同じく 2017 年 6 月の実績で 軽質原油のナイジェリアは 284 千 B/D で 7 位の位置を占めるが 軽質原油の輸入は上記の通り大幅に減少したため 順位を下げている 15

16 10/01 10/05 10/09 11/01 11/05 11/09 12/01 12/05 12/09 13/01 13/05 13/09 14/01 14/05 14/09 15/01 15/05 15/09 16/01 16/05 16/09 17/01 17/05 図 20. 国別月次原油輸入量の推移 (2010 年 1 月 ~2017 年 6 月 ) JPEC レポート 千 B/D 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 Canada Saudi Arabia Mexico Venezuela Iraq Colombia Nigeria Ecuador Others 3-2. 設備投資による対応米国の石油精製会社が国内の軽質原油を増量処理する方法は複数あり うち 最もコストが掛からないのが 上記の輸入原油による調整や稼働率アップで これは以前から行われ 今後も継続される見込みである 2015 年 12 月の原油輸出解禁法案成立により軽質原油の輸出も進み 米国製油所の精製装置と原油性状のミスマッチ問題が軽減する可能性も出てきたが 国産原油の輸出を含む販売にあたるのは 主に国内の原油開発事業者であり 原油の増処理 石油製品の輸出 販売増を目指す石油精製会社にとって 増え続ける国内産軽質原油の自社製油所での増処理の課題は 経済性が担保される限り変わらない 少ないコストで軽質原油の増処理が可能となる方法の一つに CDUのデボトルネッキングがある これはプラントの稼働率を上げるためにも有効な措置であり 原油を通油する際の制約要因となるプラントの機器の構成 配置 構造 機能等を調整することにより より多くの原油を効率的に処理する方法である 軽質原油の増処理を目的とするとき よく採用される調整方法は CDUの塔頂部で軽質留分をより多く集めるため 集油トレイ (gathering trays) や凝縮器 (condenser units) を置き換える (replace) ことである 製油所による設備投資にカウントする場合は 最小規模のものと位置付けられる より大規模な設備投資は 製油所プラントの処理能力増強 新増設に関わるものである 分類としては 1 蒸留装置のみへの投資 (Distillation-only capacity investment options), 22 次処理装置のみへの投資 (Secondary processing-only capacity investment options), 3 蒸留 &2 次処理両装置への投資 (Combined distillation and secondary processing capacity investment options) の3 通りが考えられる さらに各々につき Brownfield( 既存の製油所設備がある同じ場所での設置 ) Greenfield( 既存の製油所設備がない新しい場所での設置 ) の別がある そして 上記 1には Stabilizer Splitter CDUの選択肢 2にはIsomerization Unit( 異性化装置 ), Continuous Catalytic Reformer Unit(CCR: 連続接触改質装置 ) の選択肢 3にはHydroskimmer(CDUとリフォーマーで構成される軽装備な製油所 ), Full 16

17 Greenfield Refinery(Ultra-light)( 超軽質原油の処理が可能なフル装備の新規立地製油所 ) の選択肢がある 内代表的なケースの投資コスト等を表 6 に示す 表 6 軽質原油増処理のための米国製油所拡張オプション 出典 :EIA 表 6 が代表する軽質原油増処理のための製油所拡張オプションのコストや関連する諸条件は 各設備の 1) 規模 2) 複雑度 3) 立地 等の要因によって変わってくる 投資者は以下の点等を考慮して投資判断することになると思われる 1) 規模 : 軽質原油増処理のための大規模なプロジェクトは その規模に応じて全体のコストも大きくなる しかし 規模の経済 (economies of scale) が働くため より小規模なプロジェクトよりバレル当たりのコストは低くなる ただ 最終石油製品を製造するために より多量の原油を処理する必要があり そのことに対する社会的な責任 (commitment) を負う それと共に 原油供給や石油製品需要に影響を与え得るような より大きいリスクにも晒される 2) 複雑度 : 蒸留装置と 2 次処理装置の両方を備えた製油所は 同じ位の規模でも 蒸留装置のみの製油所より 通常建設コストは全体でもバレル当たりでも大きい しかし より複雑度の高い製油所は 軽質原油の処理においても より高品質でより高収入をもたらし 恐らくはより良いマージンを生み出すような石油製品に変えることができる 3) 立地 :Greenfield すなわち既存の製油所の敷地以外の場所に精製装置を建設するプロジェクトは Brownfield すなわち既存の製油所と同じ場所に装置を建設するプロジェクトよりも通常コストは高くなる しかし Greenfield の装置は 既存の製油所の立地より市場へのアクセスが良いエリアや原油の輸送コストがより安いような場所を選んで建設することもできる自由度に恵まれている AFPM(American Fuel & Petrochemical Manufacturers) は 米国の殆ど全ての石油精製企業が会員となっている 2015 年 3 月 AFPMが同会員に対して米国産軽質原油の増処理対策や同関連投資につきアンケート調査を実施したところ 全米石油精製能力の61% を保有する会員企業から回答があった その結果表 -7のような結果が得られた 17

18 すなわち 投資金額の多い順に (A) 国産原油入手のためのアクセス手段 ( パイプライン等 ) 改善 (B)CDU 設備 (C) 原油の CDU 通油前処理 (D) 軽質留分の 2 次処理装置 (E) ナフサ / 最軽質留分を回収する CDU 塔頂部のシステムで 投資総額は約 50 億ドル その結果得られた軽質原油の追加対応能力は (A) (B) (E) (C) (D) の順で合計約 202 万 B/SD 装置の 1 稼働日 1 バレル当たりの投資額は (D) (C) (B) (A) (E) の順で合計約 2,500 ドルであった 表 7 米国産原油利用と原油処理設備増強のための総合投資ランキング ( 年 ) 出典 :AFPM 4. 米国原油の生産 輸入 製油所通油バランスと処理原油の平均性状 図 21 で米国の 2016 年製油所総通油量 (gross refinery inputs/ refinery runs) は 年間平均約 1,650 万 B/D と これまでの最高を記録した (EIA) 一方 同年の米国の原油生産は 前年 2015 年より約 50 万 B/D 減少し 年間の生産量としては 2008 年以来初めて前年割れとなった この国内生産減を埋め合わせるため 原油の純輸入量が増加した 製油所総通油量が増加したにもかかわらず CDU の能力がそれ以上に増えたため 2016 年の製油所稼働率は 2015 年より若干低くなった 図 21 米国の原油生産 原油純輸入 製油所総通油量 出典 :EIA 18

19 2000/ / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / /05 JPEC レポート 図 22 は 米国製油所処理原油の加重平均比重 (API) と同硫黄分の 2000 年 1 月から 2017 年 6 月まで 17 年半の推移である この間の平均値を求めると API は 均 硫黄分は 1.42% である この数値は Solomon Associates 社がベンチマークとしているベストの製油所の処理原油の性状を表す数値 API31.9 硫黄分 1.6% に近いものと認められる 今後米国での原油の生産と輸入の状況によってこの二つの数値は変わっていく可能性はあるが これまでも生産 / 輸入の最適な組み合わせを志向してきているので 余程の大きい条件変化等がなければ 上記数値の周辺で推移していくように思われる 軽質 超軽質原油が増産されても重質原油の輸入増等により API や硫黄分等 全体としての原油ミックスの基本性状は概ね維持される その意味で 全米の過半の CDU 能力を有する PADD3 の製油所の以下のような動きは 今後の参考になるように思える PADD3 の製油所は超軽質から超重質まで幅広い油種の処理に対応するため設備増強をしてきた 2010 年の CDU 能力約 862 万 B/CD Coker 約 132 万 B/CD に対して 2017 年現時点は CDU 約 974 万 B/CD Coker 約 149 万 B/CD と CDU は 112 万 B/CD 増 Coker は 17 万 B/CD 増とした いずれも約 13% の能力増となっている 図 22 製油所処理原油の比重 (API) と硫黄分 (2000 年 1 月 年 6 月 ) API Sul.% 製油所処理原油の加重平均比重 (API) 左軸 製油所処理原油の加重平均硫黄分 (%) 右軸 5. まとめ 米国の石油精製産業は 非常に恵まれている 2005 年頃から商業生産が始まり 2010 年頃から本格的な増産体制に入ったシェールオイル シェールガスの豊富な資源は 他国の追随を許さない実質の独走状態にある この恩恵が起点となって石油精製産業や石化産業が かつての停滞時代がなかったかのようなルネッサンスが続いている 今回 3 年前の原油価格急落が その後の米国石油精製産業にどのような影響を与えたかを中心の関心事として報告に取り組んだが 悪影響は一時的であり 現在は 基本的には 3 年前の状況と本質的な変化はないように見える ただ フランスや英国政府による 2040 年以降のガソリン車 ディーゼル車の新車販売禁止が拍車をかけた EV 普及の今後の展開 これが元となる石油エネルギーを 19

20 巡る事業環境の変化は 単なるウォッチだけでは済まされないかもしれない ともあれ 次回以降 今回の報告では触なかった米国の石油精製産業全体に関わる事項に加え 米国の独立系石油精製会社の個別の経営戦略を考察していく中で これまでとは違う新たなヒントを見つけ出していきたいと考えている 以上 < 参考資料 > 1. EIA Weekly Supply Estimates Petroleum & Other Liquids 2. BP Statistical Review 3. IEA Oil Market Report 4. AFPM Report :Refining U.S. Petroleum - A Survey of U.S. Refinery Use of Growing U.S. Crude Oil Production 5. Valero Investor Relations 6. ECN Refinery Emissions from a Competitive Perspective 7. EIA Today in Energy US gasoline production is running near record levels 8. Rig count in EIAv/todayinenergy/detail.php?id= EIA: Today in Energy rgy/detail.php?id=32 oil at US refineries vary by region U.S. petroleum refinery capacity continues to increase Regional refinery trends evolve to accommodate increased domestic crude oil production Downstream Roundup: Light Crude Abundance Changing US Refining anging_us_refining 13. Technical Options for Processing Additional Light Tight Oil Volumes Within the United States U.S. Crude Oil Production to 2025: Updated Projection of Crude Types U.S. refineries are running at record-high levels Implications of Increasing Light Tight Oil Production for U.S. Refining 本資料は 一般財団法人石油エネルギー技術センターの情報探査で得られた情報を 整理 分析したものです 無断転載 複製を禁止します 本資料に関するお問い合わせは pisap@pecj.or.jp までお願いします Copyright 2017 Japan Petroleum Energy Center all rights reserved 20