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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

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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

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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）

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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 WTI72.24 $/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、2015・16年のような価格低下は生じていない。

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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

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

※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

※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

万㌧

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長期ガス価格見通し推移（IEA・米EIA）

【IEA】• IEAとしては、

出所：BP統計

• IEA、米EIAともに、将来のガス価格の前提を引き下げた。• 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。

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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26億㌧/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

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LNG取引量推移

• 2017年の世界のLNG取引は2.898億㌧ 。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26百万㌧、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%（7,800万㌧）。中国・韓国の追加需要により、2016年の75百万㌧・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%（37百万㌧ ）から、 2016年は18%（47百万㌧ ）、2017年20%（59百万㌧）に増加。LNG市場の流動性が向上。

• 日本の2017年LNG輸入量は83.5百万㌧ 。2016年とほぼ同水準（0.18百万㌧、0.2%増）。

出所GIIGNEL

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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25百万㌧の液化能力が増加。

• 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 2009 2017年3月 520

Petronas Floating ﾏﾚｰｼｱ 2012 2017年1月 120

Wheatstone LNG(Train 1) 豪州 2011 2017年10

月445

Sabine Pass LNG（Train3・4） 米国 2013 2017年3月、

10月 900

Yamal LNG（Train1) ロシア 2013 2017年11

月550

合計 2,535

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2018年～ 生産開始の主な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 生産開始液化能力（万ﾄ

ﾝ/年）Cove Point LNG 米国 2014 2018年 525Cameroon FLNG カメルーン 2015 2018年 120Senkang インドネシア 2011 2018予定 200Yamal LNG（Train2-3) ロシア 2013 2018予定 1,100Ichthys LNG 豪州 2012 2018予定 840Wheatstone LNG(Train2) 豪州 2011 2018予定 445Prelude FLNG 豪州 2011 2018予定 360Corpus Christi LNG 米国 2015 2018予定 900Cameron LNG 米国 2014 2019予定 1,350Freeport LNG 米国 2014 2019予定 1,390

Sabine Pass LNG（Train5） 米国 2015 2019予定 450Elba Island 米国 2016 2019予定 250Petronas FLNG 2(Dua) マレーシア 2014 2020予定 150Tangguh (拡張) インドネシア 2016 2020予定 380Coral FLNG モザンビーク 2017 2022予定 340Corpus Christi LNG(Train3) 米国 2018 2018予定 450合計 9,250

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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2.5億㌧を超え、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

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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

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米国からのLNG輸出

出所：米エネルギー省

• 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、6,700万㌧/年相当。このうち日本企業が買主と

して関与するのは約1000万㌧/年。アジア買主(日本含）は約2500万㌧/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）

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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

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（参考）航路輸送費試算（$/MMBtu）

積地 揚地 経由距離（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）

米国（Sabine Pass） 日本 パナマ運河 9,300 21 48 1.12 1.85 2.58米国（Sabine Pass） 日本 喜望峰 15,900 35 74 1.39 2.64 3.85米国（Sabine Pass） 日本 スエズ運河 14,700 33 72 1.67 2.81 3.95米国（Sabine Pass） インド 喜望峰 12,600 28 60 1.13 2.06 2.99米国（Sabine Pass） シンガポール 喜望峰 13,200 29 62 1.17 2.13 3.10米国（Sabine Pass）

ﾍﾞﾙｷﾞｰ（Zeebrugge） 4,900 11 26 0.52 0.91 1.29

ロシア（Yamal） 日本 北極海航路 5,000 15 34 1.15 1.66 2.17ロシア（Yamal） 日本

ﾍﾞﾙｷﾞｰ（Zeebrugge） 13,800 31 72 1.81 2.90 3.99

ロシア（Yamal） ﾍﾞﾙｷﾞｰ（Zeebrugge） 2,500 6 16 0.44 0.67 0.90

ﾍﾞﾙｷﾞｰ（Zeebrugge） 日本 スエズ運河 11,300 25 56 1.37 2.23 3.09豪州（NWS) 日本 3,600 8 20 0.42 0.71 1.00カタール 日本 6,600 15 34 0.66 1.17 1.67

※ 16万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。

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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

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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95万㌧の輸入。

出所：貿易統計

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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

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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

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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3000~4000万㌧に相当）

• 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

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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2.5億㌧/年が投資決定後、順次稼働と仮定

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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88百万㌧の液化能力の追加。

2020年頃に供給余力が2000～3000万㌧となるが、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。