天然ガス・LNGの最新動向(2017年取引実績及び今後の需給動向)

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1 天然ガス LNG に関する最新動向 (2017 年取引実績及び今後の需給動向 ) 2018 年 5 月 24 日 調査部田村康昌 1

2 本日の報告事項 価格動向 LNG 取引量推移 供給 - カタール 北米 - 新航路 ( 米国 - パナマ Yamal- 北極海航路 ) 需要 - 日本の需要 契約推移 - 中国の天然ガス転換 今後の需給動向 2

3 世界の天然ガス 原油価格推移 2018 年 4 月日本向け JLC( 全日本着平均 LNG 輸入価格 ): 9.6$/MMBtu 2018 年 4 月日本向けスポット LNG 価格 : 9.1 $/MMBtu( 契約ベース ) 3

4 世界の天然ガス推移 JLC( 全日本着平均 LNG 輸入価格 ) 2017 年平均価格は 8.1$/MMBtu 2016 年平均 7.0$/MMBtu から上昇 日本向け LNG 契約は 原油価格連動による価格決定方式が主流 ( 約 3~5 ヶ月遅れて LNG 価格に反映される ) 2017 年末から油価上昇傾向 (2017/12/29 WTI 60.42$/bbl) を受け 足元の 2018 年 4 月 JLC は 9.6$/MMBtu まで上昇 油価下落 (2016/2/11 WTI 26.2$/bbl) 後の 2016 年 6 月の JLC は 5.9$/Mmbtu と 2005 年以来の安値となった その後 2016 年 11 月の OPEC 減産合意後 2017 年を通じて石油は比較的需給バランスが取れ 年間を通じ 50$/bbl 前後 (WTI42.53~60.42$/bbl) で推移し JLC も 7.5~8.6$/MMBtu で推移した その後 油価上昇傾向が続き (2018/5/21 WTI $/bbl) 少なくとも夏季までは JLC も上昇が見込まれる スポット LNG 市場 欧州の冬季需要増等により 2017 年初高騰 (2017 年 2 月契約 :8.5$/MMBtu) 2017 年 3 月以降は 冬季需要も終わり 原発再稼働 ( 高浜 3 号 4 号 ) 等もあり 5.7$/MMBtu(2017 年 4 月 ) まで低下 2017 年 6 月 サウジアラビア エジプト他からのカタールへの国交断交の発表後も LNG 輸出への影響はなく スポット価格への影響はなく 夏までは 5$/MMBtu 台で推移 油価上昇 中国の大気環境改善のための急速な天然ガス転換 北東アジアの低気温 欧州のパイプライントラブル等で 9 月以降 スポット価格上昇 冬場の需要期を終えても 中国等の需要は堅調 欧州低在庫 新規稼働 LNG プロジェ クトが軒並み遅延傾向もあり 年のような価格低下は生じていない 4

5 日本向け LNG 契約 ( 期間 価格決定方式 ) 契約期間 日本向け契約は 長期契約が8 割 中期契約及び短期契約の合計が1 割 スポット契約が1 割 震災以降 短期 スポット契約の割合が増加していたが 原発の一部再稼働 新規 LNGプロジェクトの稼働開始等により スポット契約の割合が若干減少価格指標 期間契約では 従来石油価格連動のLNG 契約が大勢を占めていたが 米国産 LNGの開始で 米国ガス価格に連動した価格決定方式も増加傾向にある ただし 2020 年代中盤以降も 石油価格連動方式が 7 割超と大勢を占める見通し 万トン 出所公正取引員会液化天然ガスの取引実態に関する調査報告書 2017 年 6 月 カーゴ単位 ( 契約締結後 短期間で一定または複数のカーゴを引き渡す ) もしくは 1 年未満の契約をスポット契約 1 年以上 4 年未満の契約を短期契約 4 年以上 10 年未満の契約を中期契約,10 年以上の契約を長期契約と定義 赤線は, 石油価格連動方式の長期契約の契約数量の割合の合計 ICP 価格 (Indonesia Crude Oil Price) はインドネシアの原油価格 5

6 長期ガス価格見通し推移 (IEA 米 EIA) IEA 米 EIA IEA ともに 将来のガス価格の前提を引き下げた IEAとしては 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する ) 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 6

7 天然ガス需要 供給見通し (IEA WEO 2017) 生産量 欧州 ( 英国 蘭 ノルウエー等 ) での生産減 (2016 年 285bcm 2040 年 236bcm) に対し シェールガス等により北米 (2016 年 960bcm 2040 年 1,338bcm) 中国 (2016 年 137bcm 2040 年 336bcm) 2040 年時点では 生産量のうち非在来型 ( シェールガス 炭層メタン等 ) は 1,654bcm/ 年と 全生産量のうち約 30% を占める見込み 需要 天然ガス需要は 2016 年 3,635Bcm/ 年 (LNG 換算約 26 億トン / 年 ) から 2040 年に向け約 45% の増加 需要増のうち 中東 (2016 年 477bcm 2040 年 795bcm) 中国 (2016 年 210bcm 2040 年 610bcm) の伸びが顕著 出所 :IEA WEO2017 7

8 LNG 取引量推移 2017 年の世界の LNG 取引は 億トン 豪州 米国の新規 LNG 基地の稼動開始 中国等の需要増により 前年比 26 百万トン 9.9% の増加 期間が 4 年以下のスポット 短期の取引は全体の 27%(7,800 万トン ) 中国 韓国の追加需要により 2016 年の 75 百万トン 28% から数量増 比率は若干の減少 スポット取引 ( 契約から 3 ヶ月以内の引渡 ) は 2015 年の 15%(37 百万トン ) から 2016 年は 18%(47 百万トン ) 2017 年 20%(59 百万トン ) に増加 LNG 市場の流動性が向上 日本の 2017 年 LNG 輸入量は 83.5 百万トン 2016 年とほぼ同水準 (0.18 百万トン 0.2% 増 ) 出所 GIIGNEL 8

9 世界の LNG 輸出 ( 国 地域内訳 ) 2017 年には 豪州 米国 ロシア マレーシアから 4 プロジェクト 5 トレインの合計 25 百万トンの液化能力が増加 2016 年に稼働開始合計 3,590 万トン / 年の本格稼働 ( ランプアップ ) も含め 豪州 (+10.7 百万トン ) 米国 (+9.6 百万トン ) からの供給が大幅に増加した 最大供給国のカタール ( 設備容量 77 百万トン / 年 ) が一部設備のメンテナンス等により 2016 年より 2.1 百万トン減少 2015 年に停止したイエメン ( 設備容量 6.9 百万トン ) については依然稼働が停止している 出所 :GIIGNL プロジェクト名 国 FID 生産開始 液化能力 ( 万トン / 年 ) Gorgon (Train3train3) 豪州 年 3 月 520 Petronas Floating マレーシア 年 1 月 120 Wheatstone 2017 年 10 豪州 2011 LNG(Train 1) 月 445 Sabine Pass LNG 米国 年 3 月 (Train3 4) 10 月 900 Yamal LNG 2017 年 11 ロシア 2013 (Train1) 月 550 合計 2,535 9

10 2018 年 ~ 生産開始の主な LNG プロジェクト プロジェクト名 国 FID 生産開始 液化能力 ( 万トン / 年 ) Cove Point LNG 米国 年 525 Cameroon FLNG カメルーン 年 120 Senkang インドネシア 予定 200 Yamal LNG(Train2-3) ロシア 予定 1,100 Ichthys LNG 豪州 予定 840 Wheatstone LNG(Train2) 豪州 予定 445 Prelude FLNG 豪州 予定 360 Corpus Christi LNG 米国 予定 900 Cameron LNG 米国 予定 1,350 Freeport LNG 米国 予定 1,390 Sabine Pass LNG(Train5) 米国 予定 450 Elba Island 米国 予定 250 Petronas FLNG 2(Dua) マレーシア 予定 150 Tangguh ( 拡張 ) インドネシア 予定 380 Coral FLNG モザンビーク 予定 340 Corpus Christi LNG(Train3) 米国 予定 450 合計 9,250 出所 : 各種情報を基に JOGMEC 作成 10

11 計画段階の主な LNG プロジェクト 需要の確保を前提に 最終投資決定に移行可能なプロジェクトも約 2.5 億トンを超え 2030 年頃までの世界の需要増にも対応は可能 2016 年中の FID はインドネシア Tangguh train3 と米 Elba Island のみ 2017 年の FID は BP が全量引取を行うモザンビーク Coral FLNG のみ 出所 : 各種情報を基に JOGMEC 作成 11

12 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( 世界最大 ) 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 万トン / 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 4bcf/d(LNG 換算 3,000 万トン / 年 ) に拡大 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 ) の詳細設計 建設承認を米マクダモット (MacDermott) と行うことを発表 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 < カタール拡張計画 ( 概要 )> 4.6bcf/d(LNG 換算約 3500 万トン / 年 ) の天然ガスを原料ガス LNG: 合計 23.4mtpa(7.8mtpa 3 系列 さらに 将来 1 系列拡張を想定 ) エタン 3000 トン /d コンデンセート 18.5 万 b/d LPG8,500 トン /d ヘリウム 12 トン /d 合計原油換算で 100 万 b/d の生産増 2018 年中に EPCI((Engineering, Procurement, Construction and Installation) 契約 2019 年掘削開始 2023 年末までに LNG 生産開始を目指す 12

13 米国からの LNG 輸出 米シェールガス由来 LNG 輸出が本格化 2016 年 2 月 SabinePass LNG 初出荷 ( ブラジル向 ) 2016 年 12 月日本向出荷 ( 中電上越火力発電所 ) 総じて安定した操業 輸出を継続 これまでの輸出実績は アジア向け 41% 中南米向け 34% 特に 冬季の需要期アジア向け輸送が増加 2018 年 4 月コーブ ポイント LNG 輸出プロジェクト ( 生産能力 525 万トン / 年 ) の商業運転開始 日本企業が液化加工委託 引取として関与する LNG プロジェクトとしては初 稼働済 建設段階の米国プロジェクトは合計 6 件 6,700 万トン / 年相当 このうち日本企業が買主として関与するのは約 1000 万トン / 年 アジア買主 ( 日本含 ) は約 2500 万トン / 年 そのうち 一部はより輸送距離の短い欧州等に向けた Swap 取引も予定されている パナマ運河の LNG 船予約枠 1 日 1 隻 ( 片側のみ ) のボトルネック解消でさらなる増期待 ( カーゴ数 ) 出所 : 米エネルギー省 13

14 北東アジア向け天然ガス LNG 輸送 2017 年 12 月ロシア Yamal LNG が生産を開始 7 月 ~11 月は 原子力砕氷船の支援で北極海航路を通じてアジア向け供給 ( 最短片道航海日数約 15 日程度 ) 冬季については欧州での積替え後 スエズ運河を経由してのアジア向け供給 ( 最短片道航海日数 31 日程度 ) 出所 : 各種情報を基に JOGMEC 作成 14

15 ( 参考 ) 航路輸送費試算 ($/MMBtu) 積地揚地経由 米国 (Sabine Pass) 米国 (Sabine Pass) 米国 (Sabine Pass) 米国 (Sabine Pass) 米国 (Sabine Pass) 米国 (Sabine Pass) 距離 ( 片道 )( 海里 ) 片道航海日数 全航海日数 輸送費 ( 低位 ) 輸送費 ( 標準 ) 輸送費 ( 高位 ) 日本パナマ運河 9, 日本喜望峰 15, 日本スエズ運河 14, インド喜望峰 12, シンガポール喜望峰 13, ヘ ルキ ー (Zeebrugge) 4, ロシア (Yamal) 日本 北極海航路 5, ロシア (Yamal) ロシア (Yamal) ヘ ルキ ー (Zeebrugge) 日本 ヘ ルキ ー (Zeebrugge) 13, ヘ ルキ ー (Zeebrugge) 2, 日本スエズ運河 11, 豪州 (NWS) 日本 3, カタール 日本 6, 万 m3 型 DFDE(2 元燃料ディーゼルエンジン ) 船により 米国 Sabine Pass LNG 基地から速力 19 ノット 積 揚荷役 2 日 運河通峡 2 日 航海予備日 2 日として算出 固定費 ( 傭船料 ): 高位 (12 万ドル / 日 ) 標準(8 万ドル / 日 ) 低位(4 万ドル / 日 ) を想定 YamalプロジェクトからのIce Class 船の固定費 ( 傭船料 ) は 高位 (14 万ドル / 日 ) 標準(10 万ドル / 日 ) 低位(6 万ドル / 日 ) を想定 港費 (20 万ドル / 寄港 ) 燃料費 BOG(boil off gas) としてのLNG 価格は 高位 (10$/ 百万 Btu) 標準(7$/ 百万 Btu) 低位(4$/ 百万 Btu) を想定 パナマ運河通峡費 75 万ドル / 往復 スエズ運河 110 万ドル ( 往復 ) 北極海航路は 14ノット /h 原子力砕氷船費用としては今後の価格上昇を織り込み スエズ運河と同等の110 万ドル / 往復 ( 約 0.3$/MMBtu/ 往復 ) で試算 15

16 世界の LNG 輸入 ( 国 地域内訳 ) 2017 年に新規稼働開始した再ガス化基地は 5 基地 ( 中国 2 基地 マレーシア マルタ パキスタン ) 合計 11.5 百万トン相当で そのうち 2 つ ( マルタ パキスタン ) が FSRU による導入 地域別では アジアが 2 億 1,118 万トン (73%) 国別にみると 日本が引き続き最大の輸入国であるが 中国政府が大気環境改善に向け 急速な天然ガス転換を進めたことで 39 百万トン ( 前年比 11.6 百万トン 42% 増 ) となり 韓国を上回り 世界第二位の LNG 輸入国となった 出所 :GIIGNL 16

17 日本の原油 LNG 輸入 ( 国別 ) 原油輸入における中東依存度は 87% LNG の中東依存度は 21% で 豪州等からの長期契約の輸入増により 2016 年の 23.6% 2015 年の 26.5% から若干の減少傾向 米国産 LNG は 全量短期 スポット契約で 95 万トンの輸入 出所 : 貿易統計 17

18 日本の LNG 契約 2020 年代前半まで概ね需要を上回る数量を確保している カタールとは 2017 年時点では約 900 万トン / 年の長期契約を有するが 2021 年から 2022 年までに約 700 万トン相当が長期契約の期限を迎える 出所 : 各種情報を基に JOGMEC 作成 18

19 中国の天然ガス転換 2013 年 7 月 国務院は 大気汚染防止に関する 10 条の措置 発表 目標最終年である 2017 年 8 月 大気汚染が深刻かつ人口の多い北部主要都市に 2017 年秋冬季 (17 年 10 月 ~2018 年 3 月 ) の大気汚染改善行動計画 に基づく数値目標 ( 対象地域における PM2.5 濃度ならびに石炭から天然ガスへの転換世帯数 石炭消費削減 石炭ボイラー淘汰数 ) を設定 天然ガス確保が不十分なまま 天然ガス転換を先行し需給が逼迫 供給制限 ( 産業向けの供給を制限し家庭向けの供給を優先 ) 等による 工場の操業停止等の影響 出所 : 貿易統計 19

20 中国の天然ガス需要増 IEA 2030 年天然ガス需要見通し 480Bcm は 2017 年実績の約 2 倍 国産ガス生産量見通し ( 260Bcm) パイプライン既契約 (128Bcm) LNG 長期契約 (58Bcm) を前提にすれば 35Bcm(LNG 換算 26 百万トン ) の追加調達 供給が必要 中国のエネルギー 天然ガス需要見通し ( 天然ガスは 10% 程度 ) は 政策により大きく変動する上 国産ガスの生産量や輸入パイプラインガスの供給量にも左右される ( 中国のエネルギー需要の 1% 変動は LNG 需要約 3000~4000 万トンに相当 ) これらの変動を補うために 国際取引市場からの LNG 調達が行われれば 同じ北東アジアでのエネルギー輸入を行う日本 ( 韓国 台湾 ) 等にとっての影響は極めて大きい 出所 :IEA 他 20

21 世界の LNG 需給見通し 液化基地の稼働開始は総じて若干の遅延傾向 中国 新興国の需要は増加 米国等で建設段階にある大規模プロジェクトが順調に稼働すれば 2020 年代初め頃には一旦需給が緩和 (2000~3000 万トンの供給余力 ) ただ 想定外の供給支障 建設遅延が生じれば 簡単に需給がひっ迫する可能性もある水準 FID から稼働開始までの約 5 年のリードタイムを勘案すると 2022 年以降の潜在的な需給逼迫の懸念も現実的になりつつある 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 冬場の需要期にはスポット価格の高騰が懸念される 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2.5 億トン / 年が投資決定後 順次稼働と仮定 21

22 まとめ 米国 豪州を中心に 2020 年代前半まで生産能力の大幅増加見通し 建設中のプロジェクトの稼働で 2018 年以降 88 百万トンの液化能力の追加 2020 年頃に供給余力が 2000~3000 万トンとなるが 供給支障 建設遅延等で逼迫する水準 特に 冬場の需要期はスポット LNG の価格高騰懸念 2017 年の LNG 取引は 2.9 億トン / 年に達し 2016 年と比べて 26.2 百万トン 9.9% の増加 中国が 韓国を超え世界第二位の輸入国となった なお 日本の LNG 輸入量は 約 84 百万トンで 2016 年と同水準 中国は 2030 年にかけて 天然ガス需要が約 2 倍超に増加する見通し 政策により需要も大きく変動し 国内ガス生産 パイプラインによる天然ガス輸入の不確実性もある これを 補うため国際取引市場からの LNG 調達が行われれば 同じ北東アジアでのエネルギー輸入を行う日本 ( 韓国 台湾 ) 等にとっての影響は極めて大きい 需要の確保を前提に投資決定可能な計画段階のプロジェクトも多数あるものの 2017 年に FID に至ったのは全量を BP が引取を行うモザンビーク Coral FLNG のみ FID から稼働開始までの約 5 年のリードタイムを勘案すると 2022 年以降の潜在的な需給逼迫の懸念も現実的になりつつある カタールは 2023 年末までに 23 百万トンの供給増を計画中 一方で 2020 年代後半の需要増を満たすには カタール以外にも複数のプロジェクトの稼働が必須 一方で 新規プロジェクトの立ち上げには 一定量の需要確保は必要であり 複数の供給源 供給先を有するポートフォリオプレーヤーや 発電等需要開拓まで含めた新興国需要への取り組みがより重要になると考えられる 22

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