天然ガスの安定供給確保に関する調査報告書 - meti韓国 067 6757 00.0% -57...

平成３０年度石油産業体制等調査研究

天然ガスの安定供給確保に関する調査

報告書

平成 31 年 2 月 28 日

i

はじめに

2011 年の東日本大震災以降、日本では、電力のガス依存度が高まっている。また、2018

年 7 月に閣議決定された第五次エネルギー基本計画においても、天然ガスは、石油と比べて

地政学的リスクが相対的に低く、温室効果ガスの排出量が化石燃料の中でも最も少ないこ

とから、「長期を展望した環境負荷の低減を見据えつつその役割を拡大していく重要なエネ

ルギー源」と位置づけられており、中長期的にその重要性はさらに増していくと考えられる。

これまでも総合資源エネルギー調査会資源・燃料分科会において、天然ガスを含めた日本

のエネルギーセキュリティについて検討を重ねてきたが、国内では電力・ガスの自由化の進

展、海外では 2018 年 7 月にイランのロウハニ大統領がホルムズ海峡閉鎖を示唆するなど、

国内及び国際情勢において不透明さを増し、天然ガスの安定供給に係るリスクが顕在化し

ている。さらに、同年夏以降、豪雨、台風、地震等の自然災害が続発し、電力を含めた重要

インフラの在り方について検討する必要性が改めて認識された。こうした産業構造の変化

や地政学リスクの顕在化、さらに自然災害に対する重要インフラの必要性等を踏まえ、天然

ガスのほぼ全量を LNG の輸入という形で海外に依存する日本にとって、平時及び緊急時に

おける天然ガス供給体制の強靭化の必要性がますます高まっている。

このような背景を踏まえ、本調査は、平時及び緊急時における日本の天然ガスサプライチ

ェーン全体が抱えるリスク及びその対策を包括的に検討し、ガスセキュリティ対策を提案

することを目的として実施した。なお、調査実施に当たって、日本の天然ガスサプライチェ

ーンを構成する企業(電力事業者、ガス事業者、上流開発事業者、商社、海運会社、エンジ

ニアリング会社)に対してインタビュー調査を実施することにより、現状におけるリスク認

識等について把握した。当該インタビューの内容は、本報告書中で個別には参照されないも

のの、調査報告書を作成する上で大いに参考にさせていただいた。この場をお借りして、ご

協力いただいた皆様に厚く御礼を申し上げる次第である。

本調査が、日本における強靭な天然ガス供給確保体制の構築に向けた一助となれば幸い

である。

平成 31 年 2 月三菱 UFJ リサーチ&コンサルティング株式会社

ii

平成３０年度石油産業体制等調査研究

(天然ガスの安定供給確保に関する調査)

目次

1 天然ガスサプライチェーンにおけるリスク抽出 .................................................................................. 1 1.1 日本における天然ガス需給の現状 ................................................................................... 1

1.1.1 天然ガス輸入量・生産量 ........................................................................................... 1 1.1.2 天然ガス需要量 ........................................................................................................... 9 1.1.3 ガス供給インフラの概要 ......................................................................................... 12

1.2 国際天然ガス市場の現状と中長期的見通し ................................................................. 18 1.2.1 各種専門機関による国際天然ガス市場分析 ......................................................... 18 1.2.2 国際天然ガス市場における日本のポジション ..................................................... 30

1.3 天然ガスの安定供給確保に影響をもたらすリスク ..................................................... 32 1.3.1 国外における主要リスク ......................................................................................... 34 1.3.2 国内における主要リスク ......................................................................................... 51

2 諸外国におけるガスセキュリティ対策の文献調査 ....................................................................... 54 2.1 ガス輸入国の類型化 ......................................................................................................... 54

2.1.1 類型化の考え方 ......................................................................................................... 54 2.1.2 類型化による整理 ..................................................................................................... 55

2.2 EU ....................................................................................................................................... 58 2.2.1 主要なリスク ............................................................................................................. 58 2.2.2 天然ガス安定供給に関連する EU 指令・規則の全体像 ...................................... 59 2.2.3 域内市場統合によるガスインフラ投資 ................................................................. 63 2.2.4 天然ガス安定供給化指令・規則によるセキュリティ確保 ................................. 65 2.2.5 EU 競争法の天然ガス市場への適用 ...................................................................... 72 2.2.6 まとめ......................................................................................................................... 79

2.3 ドイツ ................................................................................................................................ 80 2.3.1 主要なリスク ............................................................................................................. 80 2.3.2 BMWi による政策パッケージ ................................................................................. 81 2.3.3 ガス貯蔵設備による安定供給確保の検討 ............................................................. 83 2.3.4 まとめ......................................................................................................................... 87

2.4 イギリス ............................................................................................................................ 88 2.4.1 主要なリスク ............................................................................................................. 88 2.4.2 新たな規制機関の設立～石油・天然ガス機関(OGA) .......................................... 90 2.4.3 ガス安定供給に係るシナリオ分析 ......................................................................... 91 2.4.4 まとめ......................................................................................................................... 97

iii

2.5 中国 .................................................................................................................................... 98 2.5.1 主要なリスク ............................................................................................................. 98 2.5.2 制度・市場枠組み構築によるガスセキュリティ対策 ....................................... 103 2.5.3 インフラ整備によるガスセキュリティ対策 ....................................................... 106 2.5.4 まとめ....................................................................................................................... 109

2.6 韓国 .................................................................................................................................. 110 2.6.1 主要なリスク ........................................................................................................... 110 2.6.2 韓国政府及び国営会社によるガスセキュリティ対策 ....................................... 112 2.6.3 まとめ....................................................................................................................... 116

3 日本のガスセキュリティ対策の在り方 ............................................................................................. 117 3.1 対策方向性の検討 ........................................................................................................... 117

3.1.1 日本における対策の現状 ....................................................................................... 117 3.1.2 諸外国との比較と日本への示唆 ........................................................................... 123

3.2 今後の検討課題 ............................................................................................................... 125

1

1 天然ガスサプライチェーンにおけるリスク抽出

1.1 日本における天然ガス需給の現状

1.1.1 天然ガス輸入量・生産量

(1) 天然ガス輸入量 1) LNG 輸入量の推移

日本の LNG 輸入量は、2018 年において約 8,285 万 t(前年比 1%減)と、東日本大震災前、

2010 年の 7,001 万 t と比べて 1,284 万 t 増加した。2014 年には、LNG 輸入量が 8,851 万 t と

過去最高に達したが、ここ数年は原子力発電所の一部再稼働や再生可能エネルギーによる

発電の増加等を背景に微減傾向を示している。

表 1-1 日本の LNG 輸入量の供給国別推移(2014～2018 年)

(出所)財務省「日本貿易統計」より MURC 作成

2014年 2015年 2016年 2017年

千t 千t 千t 千t 千t 構成比前年比

豪州 18,412 18,617 22,417 25,675 28,702 34.6% 3,028

マレーシア 14,938 15,571 15,493 14,806 11,267 13.6% -3,538

カタール 16,136 14,644 12,118 10,134 9,923 12.0% -211

ロシア 8,449 7,571 7,315 7,262 6,673 8.1% -589

インドネシア 5,747 5,847 6,697 6,515 5,133 6.2% -1,382

UAE 5,697 5,436 4,987 4,683 4,977 6.0% 294

ブルネイ 4,343 4,231 4,217 3,733 4,182 5.0% 450

パプアニューギニア 2,203 4,059 4,206 4,234 3,144 3.8% -1,090

オマーン 3,478 2,262 2,529 2,775 3,076 3.7% 301

米国 253 157 0 954 2,494 3.0% 1,540

ナイジェリア 4,765 4,624 1,888 1,522 1,536 1.9% 14

ペルー 74 148 0 313 558 0.7% 246

アンゴラ 63 0 0 131 267 0.3% 136

フランス 0 62 525 121 259 0.3% 138

オランダ 46 0 0 0 138 0.2% 138

エジプト 69 0 63 130 134 0.2% 4

赤道ギニア 907 390 328 342 121 0.1% -221

トリニダード・トバゴ 120 60 114 111 116 0.1% 5

シンガポール 0 66 55 62 91 0.1% 29

ノルウェー 354 61 0 0 63 0.1% 63

韓国 0 67 67 57 0 0.0% -57

イエメン 969 219 0 0 0 0.0% 0

ベルギー 117 0 0 0 0 0.0% 0

スペイン 619 195 0 0 0 0.0% 0

アルジェリア 744 757 320 73 0 0.0% -73

合計 88,506 85,044 83,340 83,632 82,854 100.0% -778

2018年

LNG輸入量

2

日本の LNG 輸入量の内訳を供給国別に見ると、豪州が 2,870 万 t (前年比 302 万 t 増)と、

全体の 34.6%を占めている。また、ここ数年、LNG 輸出量の増加が顕著な米国については、

2017 年初頭にシェールガス由来の LNG(ルイジアナ州 Sabine Pass LNG)が初めて日本に到着

以来、増加を続けており、2018 年には 249 万 t (前年比 154 万 t 増)と、全体の 3.0%にまで

達している。一方、中東各国を見てみると、カタールが 992 万 t(前年比 21 万 t 減)、UAE が

500 万 t(前年比 29 万 t 増)、オマーンが 308 万 t(前年比 30 万 t 増)である。3 か国からの輸入

量は 1,798 万 t、いわゆる中東依存度は約 21.7%であり、原油の約 85％1と比べて相対的に低

いといえる。

日本の LNG 輸入量は、過去最高であった 2014 年から 2018 年までの 5 年間で 565 万 t 減

少したが、その内訳を国別に見ると、カタール(621 万 t 減)、マレーシア(367 万 t 減)、ナイ

ジェリア(323 万 t 減)及びロシア(178 万 t 減)において減少が顕著である2。一方、豪州からの

輸入量は同じ 5 年間で 1,030 万 t 増えており、日本の豪州産 LNG への依存度は急激に上昇

している3。

図 1-1 過去 5 年間(2014～2018 年)における LNG 輸入量の増減(供給国別)


1 日本における原油輸入の中東依存度は、1990 年代後半以降、2011 年度まで 85%を超過して推移していた。2012 年度から 2015 年度は 85%を下回っていたが、ここ数年はやや上昇しており、2017 年度は 87%であった。(出所: 経済産業省石油統計速報、石油連盟統計資料) 2 カタールからの LNG 輸入量は、東日本大震災以降、日本の電力事業者等からの要請を受けて大きく上昇したが、各事業者が調達先の多角化・多様化を進めたことにより、ここ数年は減少傾向。マレーシアに

ついては、国内における天然ガス生産量減衰及び需要増加により、LNG 輸出量自体が減少していることに伴うもの。また、ナイジェリアについては、国内による地政学的リスク等により生産量・輸出量が減少

していること等に由来するもの。 3 豪州では、新規の LNG プロジェクトの稼働に伴い、生産量及び輸出量が大きく増加した。

10,290 ‐3,671

‐6,213 ‐1,776

‐615 ‐721

‐161 940

‐402 2,241

‐3,230 484

205 259 91 65

‐786 ‐4

91 ‐291

0 ‐969

‐117 ‐619 ‐744

‐8,000 ‐6,000 ‐4,000 ‐2,000 0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000

豪州

マレーシア

カタール

ロシア

インドネシア

UAEブルネイ

パプアニューギニア

オマーン

米国

ナイジェリア

ペルー

アンゴラ

フランス

オランダ

エジプト

赤道ギニア

トリニダード・トバゴ

シンガポール

ノルウェー

韓国

イエメン

ベルギー

スペイン

アルジェリア

千t

3

なお、日本の LNG 輸入量の約 7 割が電力用途、約 3 割がガス用途となっている。2017 年

における事業者別の比率をみると、①JERA(42%)、②東京ガス(17%)、③大阪ガス(11%)、④

関西電力(10%)、⑤東北電力(5%)、⑥九州電力(5%)、⑦東邦ガス(4%)となっている4。

2) LNG 輸入価格日本の輸入 LNG の年平均価格5は、LNG 輸入量が過去最高に達した 2014 年には 88,705 円

/t であったが、2014 年後半以降の全世界的な資源価格低迷の影響により、2016 年には 39,376

円/t まで低下した。2017 年及び 2018 年は回復傾向にあり、2018 年の平均価格は 57,029 年

/t となっている。また、主要供給国間の価格差は、特に 2014 年以降、縮小している。

図 1-2 日本の輸入 LNG の年平均価格の推移


過去 3 年間の輸入 LNG の平均価格の推移について、供給国別に見ても、各国からの LNG

輸入量及び平均単価の間に、特に相関関係は見られない。

4 出所: 第 3 回総合資源エネルギー調査会電力・ガス事業分科会電力・ガス基本政策小委員会ガス事業制度検討ワーキンググループ「資料 3 ガス卸供給に関する検討」より。 5 財務省「日本貿易統計」より、LNG 輸入数量を価額で除して、物量トン当たりの単価を算出。

0.000

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

2009年 2010年 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 2016年 2017年 2018年

豪州マレーシアカタールロシアインドネシアLNG供給国全体

千円/t

4

表 1-2 日本の LNG 輸入年間平均価格の供給国別推移(2016～2018 年)


図 1-3 2018 年における輸入 LNG の年平均価格(供給国別)


後の原子力発電所の稼働停止等の影響により

輸入量価額平均単価輸入量価額平均単価輸入量価額平均単価

千t 百万円千円/t 千t 千円千円/t 千t 千円千円/t

豪州 22,417 920,279 41.053 25,675 1,218,826 47.472 28,702 1,677,427 58.442

マレーシア 15,493 593,531 38.309 14,806 680,715 45.977 11,267 610,201 54.157

カタール 12,118 434,076 35.821 10,134 447,659 44.173 9,923 569,627 57.405

ロシア 7,315 271,559 37.125 7,262 311,546 42.902 6,673 358,309 53.693

インドネシア 6,697 282,316 42.157 6,515 317,849 48.791 5,133 294,781 57.432

UAE 4,987 185,485 37.192 4,683 217,278 46.398 4,977 298,158 59.912

ブルネイ 4,217 176,059 41.751 3,733 185,628 49.732 4,182 242,050 57.875

パプアニューギニア 4,206 168,716 40.112 4,234 206,612 48.800 3,144 190,178 60.491

オマーン 2,529 111,630 44.143 2,775 132,714 47.832 3,076 160,133 52.062

米国 0 0 - 954 63,829 66.876 2,494 151,661 60.808

ナイジェリア 1,888 79,076 41.877 1,522 72,063 47.347 1,536 78,553 51.153

ペルー 0 0 - 313 15,367 49.141 558 30,924 55.395

アンゴラ 0 0 - 131 5,482 41.738 267 14,521 54.330

フランス 525 20,726 39.443 121 5,464 45.216 259 15,445 59.696

オランダ 0 0 - 0 0 - 138 8,856 64.366

エジプト 63 2,255 36.038 130 5,446 41.817 134 8,044 60.125

赤道ギニア 328 12,935 39.447 342 16,477 48.112 121 5,353 44.106

トリニダード・トバゴ 114 5,296 46.387 111 4,550 40.990 116 6,801 58.540

シンガポール 55 2,027 36.548 62 2,637 42.573 91 5,325 58.643

ノルウェー 0 0 - 0 0 - 63 3,926 62.157

韓国 67 2,279 34.050 57 1,917 33.801 0 0 -

イエメン 0 0 - 0 0 - 0 0 -

ベルギー 0 0 - 0 0 - 0 0 -

スペイン 0 0 - 0 0 - 0 0 -

アルジェリア 320 13,377 41.751 73 5,209 71.096 0 0 -

合計 83,340 3,281,622 39.376 83,632 3,917,268 46.839 82,854 4,730,273 57.092

2018年2016年 2017年

0.000

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000千円/t

平均 57,092円/t

輸入多輸入少

5

3) 契約形態及び価格決定方式 (公正取引委員会の報告書)

公正取引委員会は、LNG 取引における独占禁止法又は競争政策上問題となるおそれのあ

る取引慣行や契約条件等の有無等を明らかにするために、LNG の取引実態に関する調査を

実施し、2017 年 6 月に「液化天然ガスの取引実態に関する調査報告書」を公表した6。

当該報告書によると、日本の LNG 輸入量は、東日本大震災後の原子力発電所の稼働停止

等の影響により、電力会社を中心として、2011 年度から 2014 年度にかけて大きく増加した

が、その過程ではとりわけ短期契約及びスポット契約が増加した。その後、2015 年度には、

短期契約は引き続き増加したものの、年間調達数量の総量が減少に転じた結果、スポット契

約7は減少した。この結果、LNG 輸入量のうち長期契約の占める割合が以前の約 9 割から 8

割程度であり、中期契約及び短期契約の合計が約１割、スポット契約が約１割となっている

8。

図 1-4 LNG 契約形態別の輸入量推移(単位: 万 t)

(出所) 公正取引委員会「液化天然ガスの取引実態に関する調査報告書」

長期契約における LNG の取引価格は、通常、一定の算定式(フォーミュラ)を用いて決定

されている9。現在、長期契約は、日本の輸入原油平均価格(Japan Crude Cocktail)を価格指標

とする石油価格連動方式を採用する契約が大部分であり、短期・中期契約における価格決定

方式も同様の傾向となっている。

6 7 同報告書では、カーゴ単位(契約締結後、短期間で一定又は複数のカーゴを引き渡すこと)又は 1 年未満の契約をスポット契約と定義している。 8 同報告書では、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しし、それらを総称して期間契約(term contract)と定義している。 9 代表的なフォーミュラは，Y＝aX＋b(Y：取引価格，X：価格指標，a：係数，b：定数)である。基本的に、価格指標 X は、石油価格又は天然ガス市場価格が採用されている。係数 a 及び定数 b は、個別交渉により決定されている。なお、係数及び定数については、特に長期契約の場合、契約期間中、定期的に又

は契約に定められた取引価格が市場の実勢から乖離した場合に再交渉を実施すると規定していることが多

い。(出所: 公正取引委員会「液化天然ガスの取引実態に関する調査報告書」)

6

表 1-3 期間契約別の価格決定方式の割合(2016 年 4 月時点。年間契約数量ベース)


ただし、今後、HH (Henry Hub)価格10等を価格指標とする市場価格連動方式を採用する契

約が増加する可能性もある。また、石油価格連動方式と市場価格連動方式を組み合わせて用

いるハイブリッド方式の契約も増加していく見込みであるが、2020 年代中盤以降も依然と

して、石油価格連動方式が、7 割超を占めると考えられる。

注 1：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を表している。

注 2：「米国天然ガス価格」は、HH 価格とは別の米国内の天然ガス調達価格に基づく価格指標を指す。

注 3：「ICP 価格」(Indonesia Crude Oil Price)はインドネシアの原油価格である。従来、インドネシア

産 LNG は ICP 価格を価格指標としていたが、現在、ICP 価格を価格指標としている長期契約はない。

図 1-5 日本の長期契約において採用されている価格指標の割合の推移


10 米国における代表的な天然ガス価格の指標

長期契約中期契約短期契約期間契約

全体

石油価格連動方式

(JCC価格、ブレント原油価格又

はICP価格)

97.7% 96.0% 84.0% 96.9%

市場価格連動方式

(HH価格、米国天然ガス価格、

NBP価格、JKM価格)

0.0% 4.0% 5.3% 0.4%

ハイブリッド価格

(ハイブリッド方式、JLC価格を価

格指標とするもの)

2.3% 0.0% 10.6% 2.8%

合計 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

7

(LNG 契約形態の変化11)

主に 2014 年以前に契約合意した米国・豪州からの供給が順次開始されており、日本にお

ける LNG 長期契約数量の合計は、2020 年代前半までおおむね需要を上回る数量を確保して

いる12。既に 2030 年まで締結済みの LNG 長期契約数量は 4,500 万 t 程度であるが、それ以

外の調達分について短中期契約・スポット契約による割合が増加することにより、より柔軟

かつ多様な契約形態に移行することが期待されている。

図 1-6 日本の最終需要家の LNG 計画

(出所) JOGMEC 田村康昌「天然ガス・LNG 最新動向(2018 年 1 月 1 以降の LNG 契約合意、

新規プロジェクト FID 状況)」

日本の事業者は、電力・ガス小売市場の全面自由化による競争や原発再稼働、災害等によ

る供給支障といった需要変動要因を踏まえ、従来の長期契約による安定供給をベースとし

つつも、柔軟かつ多様な LNG 調達(調達先・調達期間・仕向地自由・価格フォーミュラ・ト

レーディング)を取り入れる等、適切なポートフォリオの構築に向けた取組を進めている。

11 (出所) JOGMEC 田村康昌(2018)「天然ガス・LNG 最新動向(2018 年 1 月 1 以降の LNG 契約合意、新規プロジェクト FID 状況)」 12 一方、カタールをはじめ既存の長期契約の終了も続いている。2017 年時点では約 900 万 t/年の長期契約を有するが、このうち、約 700 万 t 相当が、2021 年から 2022 年までに契約期限を迎える。

8

(2) 天然ガス生産量日本では、主に新潟県、千葉県、北海道などで天然ガスが産出されているが、生産量は、

ピークの 2007 年以降、減少・横ばいとなっている。2016 年度における国産天然ガス生産量

は、約 28 億㎥(LNG 換算で約 206 万 t)と、天然ガスの国内消費量の約 2.4%を占めている。

図 1-7 国産天然ガス生産量の推移

(出所) 資源エネルギー庁「エネルギー白書 2018」

国内最大のガス田である南長岡ガス田からの天然ガス生産量は、2016 年度では 13.4 億 m3

と、国内生産量の約 50%を占めている。

表 1-4 国内における天然ガス生産量(2016 年度)

(出所)天然ガス鉱業会「わが国の石油・天然ガスノート 2018.113」より MURC 作成

13

国産天然ガス（左軸）

90%

91%

92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

99%

100%

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

1990 2000 2010 2016

(100万トン)

(年度)

輸入比率（右軸）

百万m3 構成比

南長岡国際石油開発帝石新潟 1,340 47.9%

片貝石油資源開発新潟 421 15.1%

岩船沖日本海洋石油資源開発、石油資源開発、三菱ガス化学

新潟(海洋) 178 6.4%

茂原関東天然瓦斯開発千葉 176 6.3%

合同千葉合同資源千葉 120 4.3%

東新潟石油資源開発、三菱ガス開発新潟 109 3.9%

勇払石油資源開発北海道 106 3.8%

吉井石油資源開発千葉 84 3.0%

東金旭硝子千葉 33 1.2%

大洋伊勢化学千葉 32 1.1%

その他 196 7.0%

合計 2,795 100.0%

油・ガス田名事業者県名国産天然ガス生産量

9

1.1.2 天然ガス需要量

(1) 天然ガス消費量の推移日本の天然ガス消費量は、2014 年度には 9,100 万 t に達したが、その後やや減少し 2016

年度は 8,681 万 t となった。2016 年度における 8,681 万 t の内訳を用途別に見ると、電力用

に 5,567 万 t(64.1%)、都市ガス用に 2,755 万 t(31.7%)が利用されている。特に、2011 年の東

日本大震災以降、原子力発電所の稼働停止を受け、電力用 LNG は急増し、2010 年度の 4,239

万 t から 2014 年度には 5,749 万 t と過去最高に達した。2015 年度は原子力発電所の再稼働

などにより減少に転じたが、2016 年度は発電電力量の増加や都市ガスの販売量が過去最高

を更新したことなどから、2 年ぶりに増加した。

なお、2017 年度における天然ガス消費量の内訳を用途別に見ると、電力用は 5,292 万 t と

前年度と比べて 275 万 t 減少した一方、都市ガス用は 2,804 万 t と前年度と比べて 49 万 t 増

加している14。

図 1-8 天然ガス用途別消費量の推移


(2) 用途別天然ガス消費量の推移東日本大震災以降、原子力発電の代替としての LNG の利用が進み、2010 年度には 4,239

万 t であった電力用 LNG は、2016 年度には 5,567 万 t (と、2010 年度と比べて 31.3%増加し

た。また、LNG 火力の発受電電力量も、2016 年度は 4,238 億 kWh(電源構成比 39.7%)となっ

ており、2010 年度の 3,339 億 kWh(電源構成比 29.0%)から大きく増加した。なお、2017 年度

における LNG 火力の発受電電力量は 3,939 億 kWh(電源構成比 43.1%)となっており、前年

度と比べて、発電量は約 300 億 kWh 減少したものの、電源構成に占める割合は 3.4%程度上 14 出所: 経済産業省「電力調査統計」、経済産業省「ガス事業生産動態調査」

0

20

40

60

80

100

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2016

(100万トン)

(年度)

電力用/LNG

都市ガス用/LNG

31.7%

64.1%

4.1%

その他

10

昇した15。

図 1-9 発受電電力量の推移


また、都市ガス販売量の内訳を用途別に見ると、近年は工業用が増加し、最も多い用途

となっている。この背景として、ガス利用設備の技術進歩や地球環境問題への対応などに

より、需要家当たりの消費量が伸びたことが指摘されている。

図 1-10 都市ガス販売量の内訳推移

(出所) 資源エネルギー庁「エネルギー白書 2018」、経済産業省「ガス事業生産動態調査」

より MURC 作成 15 出所: 経済産業省「電力調査統計」

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2017

家庭用

商業用

工業用

その他用

PJ

11

経済産業省の「ガス事業生産動態調査」によると、2017 年度における都市ガス販売量は

1,779PJ であり、その内訳を用途別に見ると、工業用が 1,027PJ(構成比 57.7%)と最も多く、

次いで家庭用 413PJ(構成比 23.2%)、商業用 183PJ(構成比 10.3%)となっている。

表 1-5 国内における都市ガス販売量(用途別・地域別) (2017 年度)

(出所) 経済産業省「ガス事業生産動態調査」より MURC 作成

また、都市ガス販売量の内訳を地区別に見ると、関東地区が 935PJと 52.6%を占めており、

次いで近畿地区 418PJ(構成比 23.5%)、中部・北陸地区 222PJ(構成比 12.5%)となっている。

図 1-11 都市ガス用販売量の地域別内訳(単位: PJ)

(出所)経済産業省「ガス事業生産動態調査」より MURC 作成

北海道東北関東中部・北陸近畿中国・四国九州・沖縄

TJ TJ TJ TJ TJ TJ TJ TJ 構成比

家庭用 11,383 9,686 218,490 40,869 104,600 11,754 16,665 413,447 23.2%

商業用 10,754 4,263 98,310 15,425 40,688 5,355 8,094 182,889 10.3%

工業用 7,325 28,243 532,808 151,005 242,192 40,230 25,222 1,027,025 57.7%

その他用 5,815 4,454 85,890 14,891 30,214 5,995 8,012 155,272 8.7%

合計 35,278 46,646 935,498 222,191 417,694 63,334 57,992 1,778,633 100.0%

合計

北海道, 35,278, 2.0% 東北, 46,646,

2.6%

関東, 935,498, 52.6%中部・北陸, 222,191, 12.5%

近畿, 417,694, 23.5%

中国・四国, 63,334, 3.6%

九州・沖縄, 57,992, 3.3%

12

1.1.3 ガス供給インフラの概要

(1) LNG 受入基地天然ガス需要のほぼ全量を LNG 輸入に依存する日本では、LNG 受入基地が太平洋岸を中

心として発電所や都市ガスの大需要地の近隣に点在する形で設置されてきた16。2018 年にお

ける LNG 受入量の内訳を港湾別に見ると、東京湾岸(千葉、木更津、川崎、横浜(本関))は

3,567 万 t となっており、日本の LNG 調達量の 40%以上を占めている。また、大阪湾岸(堺

泉北、姫路)は 1,566 万 t、伊勢湾岸(名古屋(本関)、四日市)は 1,279 万 t となっており、これ

ら 3 つの主要港湾で日本の LNG 調達量の約 80%を占めている。

表 1-6 港湾別 LNG 受入量等の推移

(注: 2018 年数値は暫定値。先述の国別輸入量(表 1-1)の合計値と一致しない理由は、マレー

シアからの輸入量の一部(18.8 万 t)について、受入港湾が指定されていないため。)


16 日本は主要な LNG 需要国の中で、一次受入基地の数が極めて多いことが特徴となっている。例えば、米国や欧州では、国内又は周辺地域にガス田があることから、天然ガスを気体のまま産出地から需要

地に送ることが多く、日本と比べて LNG 基地数が少ない。また、韓国では、日本と同様に国内天然ガス供給量のほとんどを輸入 LNG に依存するものの、国内に輸送導管網が整備されており、大規模な４か所の基地で集中的に LNG を受け入れて、当該基地から国内各地に送出する形をとっている。(出所: 資源エネルギー庁「ガス事業の現状」) < http://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/kihon_seisaku/gas_system/pdf/01_05_00.pdf>

2014年 2015年 2016年 2017年

千t 千t 千t 千t 千t 構成比前年比北海道石狩 459 448 554 563 726 0.9% 163

八戸 0 313 272 386 328 0.4% -58

仙台塩釜 145 294 875 953 1,057 1.3% 104

相馬 0 0 0 60 243 0.3% 183

新潟 4,709 4,433 3,921 3,717 3,647 4.4% -70

直江津 2,171 2,190 2,176 2,276 2,414 2.9% 139

伏木 0 0 0 0 127 0.2% 127

日立 0 67 671 685 651 0.8% -34

千葉 11,564 11,530 9,548 10,902 9,986 12.1% -916

木更津 10,871 10,183 9,911 9,452 9,864 11.9% 412

川崎 11,352 10,654 11,510 11,563 11,891 14.4% 328

横浜（本関） 4,164 4,183 3,808 3,460 3,933 4.8% 473

清水 1,125 1,074 1,159 1,112 1,194 1.4% 82

名古屋（本関） 8,288 7,840 7,721 7,416 7,490 9.1% 74

四日市 6,323 6,027 5,452 5,940 5,299 6.4% -641

堺泉北 9,542 9,060 8,868 8,931 8,898 10.8% -33

姫路 7,317 7,324 7,944 7,424 6,760 8.2% -664

広島 352 371 341 356 417 0.5% 62

水島 1,322 1,270 891 969 1,072 1.3% 103

岩国 1,667 1,420 1,612 1,559 1,526 1.8% -33 四国坂出 411 412 415 413 368 0.4% -45

大分 2,575 2,394 2,549 2,483 2,001 2.4% -481

戸畑 3,588 3,116 2,735 2,518 2,333 2.8% -186

博多 170 8 0 0 0 0.0% 0

長崎（本関） 82 41 41 41 41 0.0% 0

鹿児島 114 127 117 140 132 0.2% -8 沖縄沖縄（本関） 196 265 251 312 268 0.3% -45 合計 88,506 85,044 83,340 83,632 82,666 100.0% -966

北陸

LNG輸入量

2018年

関西

九州

東北

関東

東海

中国

13

LNG 受入基地の立地状況、港湾別 LNG 輸入量の表を以下に示す。

表 1-7 日本における LNG 受入基地一覧

(出所) テックス社「ガス年鑑」、資源エネルギー庁 HP のガス製造事業者リスト、財務省「日

本貿易統計」を基に MURC 作成

また、2018 年における主要 LNG 輸入国 6 か国(豪州、マレーシア、カタール、ロシア、イ

ンドネシア及び UAE)について、港湾別に LNG 受入量を示す。

地方港湾名基地名ガス製造事業者又は運営者輸入会社2018年

受入量（千t）2017年度

受入量（千t）貯蔵容量

（万kl）北海道石狩石狩LNG基地北海道ＬＮＧ北海道ガス・北海道電力 726 630 61

八戸八戸LNGターミナルＪＸＴＧエネルギー、JXTGエネルギー JXTGエネルギー 328 310 28

仙台市ガス局港工場仙台市仙台市ガス局 8

新仙台LNG基地東北電力東北電力 32

相馬相馬LNG基地石油資源開発石油資源開発 243 60 23

新潟新潟LNG基地日本海エル・エヌ・ジー、東北電力、石油資源開発東北電力・石油資源開発 3,647 3,640 72

上越LNG基地中部電力中部電力 54

直江津LNG基地国際石油開発帝石国際石油開発帝石 36

伏木富山新港LNG基地北陸電力北陸電力 127 60 18

日立日立LNG基地東京ガス、ニジオ東京ガス 651 620 23

JERA 5,740

東京ガス 5,110

木更津富津LNG基地東京電力フュエル＆パワー JERA 9,864 9,440 111

東扇島LNG基地東京電力フュエル＆パワー JERA 7,610 54

扇島工場東京ガス、ニジオ東京ガス 4,200 85

南横浜ＬＮＧ基地東京電力フュエル＆パワー JERA 670

根岸工場東京ガス、ニジオ東京ガス 2,970

清水清水袖師LNG基地清水エル・エヌ・ジー、静岡ガス静岡ガス 1,194 1,050 34

知多LNG共同基地知多エルエヌジー、東邦ガス、中部電力 JERA・東邦ガス 30

知多LNG基地知多エルエヌジー、東邦ガス、中部電力 JERA・東邦ガス 64

知多緑浜工場知多エルエヌジー、東邦ガス、中部電力東邦ガス 62

四日市工場東邦ガス、中部電力東邦ガス 16

四日市LNGセンター東邦ガス、中部電力 JERA 32

川越LNG基地中部電力 JERA 84

泉北第一大阪ガス大阪ガス 28

泉北第二大阪ガス大阪ガス 151

堺LNGセンター堺ＬＮＧ、関西電力関西電力 56

姫路製造所大阪ガス大阪ガス 74

姫路LNG管理所堺LNG、関西電力関西電力 52

広島廿日市LNG基地広島ガス広島ガス 417 360 17

水島水島LNG基地水島エルエヌジー、ＪＸＴＧエネルギー、中国電力

中国電力・JXTGエネルギー

1,072 960 32

岩国柳井LNG基地中国電力中国電力 1,526 1,650 48

四国坂出坂出LNG基地坂出ＬＮＧ四国電力 368 420 18

大分大分LNG基地大分エル・エヌ・ジー、九州電力九州電力 2,001 2,460 46

戸畑戸畑LNG基地北九州エル・エヌ・ジー、九州電力、新日鐵住金九州電力・新日鐵住金 48

博多

ひびきLNG基地ひびきエル・エヌ・ジー西部ガス 36

長崎（本関）長崎LNG基地西部ガス西部ガス 41 40 4

鹿児島鹿児島工場日本ガス日本ガス 132 130 9

沖縄（本関）吉の浦LNG基地沖縄電力沖縄電力 268 240 28

82,666 83,880 1,954

116

266

3,933

合計

姫路

千葉

横浜（本関）

川崎

東京ガス、ニジオ、東京電力フュエル＆パワー

2,7502,333

7,360

5,890

6,760 7,130

中国

九州

東海

関西

名古屋（本関）

四日市

堺泉北

東北

北陸

関東

7,490

5,299

8,898 8,990

仙台塩釜

袖ヶ浦LNG基地

11,891

9,986

1,057

2,414

1,000

2,390直江津

14

表 1-8 2018 年における主要 LNG 輸入国の港湾別 LNG 受入量



千t 百万円千円/t 千t 百万円千円/t 千t 百万円千円/t

北海道石狩 116 6,940 59.692 0.4% 61 3,687 59.967 0.6% 0 0 - 0.0%

八戸 271 17,554 64.821 1.1% 57 3,211 56.341 0.5% 0 0 - 0.0%

仙台塩釜 371 21,109 56.880 1.3% 276 18,236 66.121 3.0% 154 8,486 55.152 1.5%

相馬 0 0 - 0.0% 179 11,030 61.686 1.8% 0 0 - 0.0%

新潟 964 54,582 56.635 3.3% 994 53,614 53.947 9.0% 597 34,189 57.272 6.0%

直江津 579 33,586 57.965 2.0% 66 3,354 51.034 0.6% 796 47,529 59.702 8.3%

伏木 0 0 - 0.0% 127 6,746 53.234 1.1% 0 0 - 0.0%

日立 360 20,757 57.586 1.3% 233 12,734 54.563 2.1% 58 3,243 56.358 0.6%

千葉 3,725 220,531 59.199 13.3% 1,710 89,200 52.173 14.9% 236 11,162 47.266 2.0%

木更津 2,271 137,979 60.763 8.3% 660 33,384 50.554 5.6% 1,515 84,815 55.970 14.9%

川崎 4,865 286,622 58.910 17.3% 1,042 52,361 50.247 8.7% 356 19,154 53.735 3.4%

横浜（本関） 1,611 91,012 56.483 5.5% 1,375 75,801 55.126 12.7% 60 3,871 64.820 0.7%

清水 311 18,080 58.068 1.1% 259 14,857 57.281 2.5% 161 10,118 63.010 1.8%

名古屋（本関） 2,394 130,662 54.581 7.9% 1,258 67,159 53.405 11.2% 2,310 132,172 57.206 23.2%

四日市 861 49,902 57.926 3.0% 364 20,509 56.295 3.4% 2,229 129,936 58.281 22.8%

堺泉北 3,048 179,413 58.860 10.8% 967 52,207 53.962 8.7% 451 24,770 54.938 4.3%

姫路 2,733 159,841 58.481 9.6% 117 5,798 49.383 1.0% 880 52,985 60.200 9.3%

広島 141 8,147 57.855 0.5% 72 5,144 71.272 0.9% 0 0 - 0.0%

水島 652 37,960 58.189 2.3% 237 12,609 53.178 2.1% 60 3,264 54.778 0.6%

岩国 823 44,584 54.161 2.7% 130 6,952 53.676 1.2% 60 3,932 65.938 0.7%

四国坂出 0 0 - 0.0% 368 20,176 54.873 3.4% 0 0 - 0.0%

大分 1,149 69,230 60.276 4.2% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

戸畑 1,055 60,568 57.431 3.7% 486 26,957 55.514 4.5% 0 0 - 0.0%

博多 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

長崎（本関） 0 0 - 0.0% 41 2,718 65.946 0.5% 0 0 - 0.0%

鹿児島 132 7,750 58.540 0.5% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

沖縄沖縄（本関） 268 20,617 77.001 1.2% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

28,435 1,656,809 58.267 100.0% 11,079 598,446 54.015 100.0% 9,923 569,627 57.405 100.0%合計

東海

中国

九州

東北

北陸

関東

関西

豪州マレーシアカタール

数量ベースの構成比




千t 百万円千円/t 千t 百万円千円/t 千t 百万円千円/t

北海道石狩 359 22,715 - 6.3% 58 3,658 63.548 1.2% 0 0 - 0.0%

八戸 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

仙台塩釜 129 6,125 47.388 1.7% 62 3,773 60.776 1.3% 0 0 - 0.0%

相馬 64 3,473 54.163 1.0% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

新潟 515 26,928 52.248 7.5% 316 16,273 51.493 5.5% 0 0 - 0.0%

直江津 322 16,646 51.658 4.6% 129 7,201 55.855 2.4% 0 0 - 0.0%

伏木 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

日立 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

千葉 765 39,538 51.704 11.0% 64 3,492 54.698 1.2% 0 0 - 0.0%

木更津 574 31,160 54.289 8.7% 524 27,088 51.729 9.2% 2,367 138,340 58.439 46.4%

川崎 789 41,841 53.059 11.7% 121 6,211 51.235 2.1% 2,609 159,818 61.248 53.6%

横浜（本関） 581 30,559 52.628 8.5% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

清水 130 7,153 55.146 2.0% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

名古屋（本関） 514 27,996 54.459 7.8% 745 45,659 61.247 15.5% 0 0 - 0.0%

四日市 387 20,087 51.914 5.6% 1,127 66,841 59.315 22.7% 0 0 - 0.0%

堺泉北 510 22,542 44.208 6.3% 593 33,098 55.802 11.2% 0 0 - 0.0%

姫路 129 8,120 62.756 2.3% 916 54,786 59.790 18.6% 0 0 - 0.0%

広島 189 12,840 68.092 3.6% 16 966 60.909 0.3% 0 0 - 0.0%

水島 64 4,454 69.783 1.2% 35 2,167 62.406 0.7% 0 0 - 0.0%

岩国 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

四国坂出 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

大分 194 10,453 53.891 2.9% 217 12,446 57.248 4.2% 0 0 - 0.0%

戸畑 459 25,680 55.958 7.2% 210 11,123 53.071 3.8% 0 0 - 0.0%

博多 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

長崎（本関） 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

鹿児島 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

沖縄沖縄（本関） 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0% 0 0 - 0.0%

6,673 358,309 53.693 100.0% 5,133 294,781 57.432 100.0% 4,977 298,158 59.912 100.0%合計

東海

中国

九州

東北

北陸

関東



関西

UAEロシアインドネシア


15

(2) ガス導管設備多くの LNG 受入基地は、需要地近隣の港湾地域に整備されており、これらの施設を起点

として、日本のガス導管網は、需要の拡大に応じて扇形に整備されている。

図 1-12 LNG 基地と主要導管網

(注)図中において建設中となっている「富山新港火力発電所」、「相馬 LNG 受入基地」は既

に稼働中

(出所) (一社)日本ガス協会資料17

17 当該資料中、日本の LNG 基地に関しては「The LNG industry, GIIGNL Annual Report 2017」を基に各種資料より作成、主要導管網は「総合資源エネルギー調査会基本政策分科会第１回システム改革小委員会資

料」を基に各種資料より作成したもの。

16

特に高圧ガス導管敷設距離は、需要拡大への対応と導管ネットワークの安定性向上のた

め、近年大幅に伸長しており、2017 年 3 月末時点で、25.9 万 km となっている。

表 1-9 日本における都市ガス導管総延長(2017 年 3 月末)

(出所) 平成 28 年度「ガス事業年報」より MURC 作成

(3) 天然ガス発電施設経済産業省の「電力調査統計」によると、2018 年 3 月時点における LNG 火力発電数は 62

か所、発電能力は 80,796GW に達している。先述の通り、2017 年度における LNG 火力の発

受電電力量は 3,939 億 kWh のうち 90%以上を、旧一般電気事業者 10 社の発電量が占めて

いる。

表 1-10 LNG 火力発電所の発電能力(2018 年 3 月)及び発電実績(2017 年度)

(出所) 経済産業省電力調査統計

単位: km

東京大阪東邦西部その他合計構成比

高圧 1.0MPa以上 932 741 275 102 415 2,464 4 2,468 1.0%

中圧A 0.3～1.0MPa未満 3,096 1,903 1,227 520 7,378 14,124 886 15,010 5.8%

中圧B 0.1～0.3MPa未満 4,038 4,563 2,711 608 5,844 17,766 1,088 18,854 7.3%

低圧 0.1MPa未満 52,204 43,383 24,484 8,706 81,879 210,655 12,325 222,981 86.0%

60,271 50,590 28,697 9,936 95,516 245,010 14,303 259,313 100.0%

導管総延長最高使用圧力区分

合計

私営事業者計公営

事業者計

発電能力発電実績

kW 千kW

東京電力フュエル＆パワー(株) 9 29,251,000 156,392,596

中部電力(株) 7 19,095,400 77,729,137

関西電力(株) 5 10,165,400 52,739,936

東北電力(株) 5 7,438,000 29,590,284

九州電力(株) 2 4,604,400 24,115,408

中国電力(株) 2 2,375,000 12,356,399

(株)扇島パワー 1 1,221,300 8,431,996

泉北天然ガス発電(株) 2 1,109,000 7,134,611

四国電力(株) 1 935,000 3,230,274

川崎天然ガス発電(株) 1 847,400 6,153,818

戸畑共同火力(株) 1 625,000 3,029,886

沖縄電力(株) 2 537,000 1,686,015

東日本旅客鉄道(株) 1 409,000 2,347,309

JFEスチール(株) 1 390,800 2,687,824

(株)東京ガス横須賀パワー 1 239,700 555,504

日立造船(株) 1 225,880 686,165

(株)ガスアンドパワー 3 212,200 837,129

中山共同発電(株) 1 144,000 577,791

(株)新中袖発電所 1 112,400 451,177

直江津エネルギーセンター(株) 1 112,400 260,724

五井コーストエナジー(株) 1 112,200 654,979

市原パワー(株) 1 110,000 333,438

那珂瓦斯発電所 1 108,900 191,227

(株)ベイサイドエナジー 1 107,650 424,577

東京ガスベイパワー 1 102,596 690,163

大阪瓦斯(株) 2 86,050 217,221

王子マテリア(株) 3 42,285 193,285

六本木ｴﾈﾙｷﾞｰｻｰﾋﾞｽ(株) 1 29,250 106,106

MCKBエネルギーサービス(株) 1 17,250 82,427

東邦ガス(株) 1 16,500 25,571

東京二十三区清掃一部事務組合 1 13,240 9

合計 62 80,796,201 393,912,986

発電所数

17

旧一般電気事業者 10 社各社における全発電所の発電能力合計に占める LNG 火力発電所

の割合(2018 年 10 月時点)を示す。

表 1-11 2018 年 10 月時点における旧一般電気事業者の LNG 火力発電所割合(発電能力ベ

ース)

注)発電所における最大出力は、経済産業省電力調査統計「１．電気事業者の発電所数、出

力(2018 年 10 月)」より、2018 年 10 月時点のデータをとりまとめたもの(2019 年 2 月 5 日公

表)。なお、原子力発電所の稼働状況は、2018 年 10 月 1 日時点のもの(再稼働 9 基のうち停

止中の 2 基を除いたもの) 18

(出所)経済産業省「電力調査統計」等より MURC 作成

18

単位:kW

内、再稼働

A B C D = A + (B-C) E E/D北海道 7,811,365 2,070,000 0 5,741,365 0 0.0%

東北 18,016,657 3,274,000 0 14,742,657 7,188,000 48.8%

東京 63,696,980 12,612,000 0 51,084,980 29,251,000 57.3%

中部 34,585,240 3,617,000 0 30,968,240 19,095,400 61.7%

北陸 8,078,798 1,746,000 0 6,332,798 500,000 7.9%

関西 34,246,645 6,578,000 3,230,000 30,898,645 10,170,900 32.9%

中国 11,537,755 820,000 0 10,717,755 2,375,000 22.2%

四国 5,778,438 890,000 0 4,888,438 935,000 19.1%

九州 18,863,121 4,699,000 4,140,000 18,304,121 4,625,000 25.3%

沖縄 2,160,615 0 0 2,160,615 537,000 24.9%

10社計 204,775,614 36,306,000 7,370,000 175,839,614 74,677,300 42.5%

国内全事業者合計 271,128,004 38,566,000 38,566,000 271,128,004 81,239,933 30.0%

電力会社全発電所

原子力発電所全発電所(原発稼働状況考慮)

LNG火力 LNG火力割合

18

1.2 国際天然ガス市場の現状と中長期的見通し

1.2.1 各種専門機関による国際天然ガス市場分析

(1) BP Statistical Review of World Energy 2018 1) 天然ガス生産量・需要量

BP Statistical Review of World Energy 2018(以下、BP 統計 2018) 19によると、2017 年におけ

る天然ガス生産量は 3,680.4bcm と、前年と比べて 130.6bcm 増加した。その内訳を生産国別

に見ると、特にロシア 635.6bcm(前年比 46.3bcm 増)、イラン 223.9bcm(前年比 20.7bcm 増)、

豪州 113.5bcm(前年比 17.1bcm 増)の 3 国の増加分が 84.1bcm となっており、全体増加分の

70%以上を占めていた。

表 1-12 天然ガス生産量の推移

(出所) BP Statistical Review of World Energy 2018 より MURC 作成

19

bcm 構成比 bcm 構成比 bcm 構成比 bcm 構成比北米

米国 518.6 21.6% 575.2 18.1% 729.3 20.5% 734.5 20.0%カナダ 176.3 7.3% 149.6 4.7% 171.6 4.8% 176.3 4.8%メキシコ 33.4 1.4% 51.2 1.6% 43.7 1.2% 40.7 1.1%北米計 728.3 30.3% 775.9 24.5% 944.6 26.6% 951.5 25.9%

中南米アルゼンチン 36.4 1.5% 39.0 1.2% 37.3 1.1% 37.1 1.0%その他中南米 66.7 2.8% 124.8 3.9% 141.5 4.0% 141.9 3.9%中南米計 103.1 4.3% 163.8 5.2% 178.8 5.0% 179.0 4.9%

欧州オランダ 60.7 2.5% 73.8 2.3% 42.0 1.2% 36.6 1.0%ノルウェー 49.4 2.1% 106.4 3.4% 115.8 3.3% 123.2 3.3%イギリス 113.5 4.7% 57.9 1.8% 41.8 1.2% 41.9 1.1%その他欧州 69.9 2.9% 51.4 1.6% 39.1 1.1% 40.2 1.1%欧州計 293.5 12.2% 289.5 9.1% 238.6 6.7% 241.9 6.6%

ロシア・CISロシア 537.1 22.3% 598.4 18.9% 589.3 16.6% 635.6 17.3%トルクメニスタン 41.5 1.7% 44.3 1.4% 66.9 1.9% 62.0 1.7%ウズベキスタン 53.4 2.2% 56.9 1.8% 53.1 1.5% 53.4 1.5%その他CIS 29.7 1.2% 56.4 1.8% 60.5 1.7% 64.5 1.8%CIS計 661.6 27.5% 755.9 23.9% 769.8 21.7% 815.5 22.2%

中東イラン 58.8 2.4% 150.1 4.7% 203.2 5.7% 223.9 6.1%オマーン 10.3 0.4% 25.7 0.8% 31.4 0.9% 32.3 0.9%カタール 25.8 1.1% 123.9 3.9% 177.0 5.0% 175.7 4.8%サウジアラビア 47.3 2.0% 83.3 2.6% 105.3 3.0% 111.4 3.0%UAE 37.4 1.6% 50.0 1.6% 59.6 1.7% 60.4 1.6%その他中東 26.9 1.1% 48.6 1.5% 54.3 1.5% 56.1 1.5%中東計 206.5 8.6% 481.6 15.2% 630.8 17.8% 659.9 17.9%

アフリカアルジェリア 91.9 3.8% 77.4 2.4% 91.4 2.6% 91.2 2.5%エジプト 20.2 0.8% 59.0 1.9% 40.3 1.1% 49.0 1.3%ナイジェリア 11.2 0.5% 35.5 1.1% 42.6 1.2% 47.2 1.3%その他アフリカ 11.8 0.5% 34.2 1.1% 32.7 0.9% 37.6 1.0%アフリカ計 135.1 5.6% 206.1 6.5% 207.0 5.8% 225.0 6.1%

アジア・太平洋豪州 31.2 1.3% 54.0 1.7% 96.4 2.7% 113.5 3.1%中国 27.4 1.1% 96.5 3.0% 137.9 3.9% 149.2 4.1%インドネシア 70.7 2.9% 87.0 2.7% 70.7 2.0% 68.0 1.8%マレーシア 49.7 2.1% 67.6 2.1% 75.6 2.1% 78.4 2.1%パキスタン 18.0 0.7% 35.3 1.1% 34.7 1.0% 34.7 0.9%タイ 20.9 0.9% 37.5 1.2% 40.4 1.1% 38.7 1.1%その他アジア 59.6 2.5% 118.6 3.7% 124.5 3.5% 125.1 3.4%アジア計 277.4 11.5% 496.5 15.7% 580.3 16.3% 607.5 16.5%

2,405.5 100.0% 3,169.3 100.0% 3,549.8 100.0% 3680.4 100.0%

2000年 2010年 2016年 2017年

合計

19

一方、BP 統計 2018 によると、2017 年における天然ガス需要量は 3,670.4bcm と、前年と

比べて 96.2bcm 増加した。この増加は、主にアジア諸国に起因している。特に、中国の需要

量は、同年では 240.4bcm(前年比 31.0bcm 増)であり、増加分の約３分の１を占めている。

2) 天然ガス貿易量 2017 年における天然ガス貿易量を見ると、パイプライン貿易量は 740.7bcm(前年比

26.3bcm 増)、LNG 貿易量は 393.4bcm(前年比 36.7bcm 増)であった。

LNG 輸出量 393.4bcm の内訳を国別に見ると、約４分の１に相当する 103.4bcm をカター

ルが占めている。また、米国及び豪州では、新たなトレインの立ち上げを背景として貿易量

が増加しており、米国の LNG 輸出量は 17.4bcm(前年比 13.1bcm 増)、豪州の LNG 輸出量は

75.9bcm(前年比 16.7bcm 増)となった。

一方、LNG 輸入量の内訳を国別に見ると、日本は 113.9bcm と世界最大であり、全体の約

3 割を占めている。中国は 52.6bcm(前年比 16.7bcm 増)と、韓国を抜いて世界第 2 位の LNG

輸入国となった。

表 1-13 2017 年における天然ガス貿易量

(出所) BP Statistical Review of World Energy 2018 より MURC 作成

bcm 構成比 bcm 構成比 bcm 構成比 bcm 構成比

米国 80.7 10.9% 2.2 0.5% 66.1 8.9% 17.4 4.4%

カナダ 24.0 3.2% 0.4 0.1% 80.7 10.9% 0.0 0.0%

メキシコ 42.1 5.7% 6.6 1.7% 0.0 0.0% 0.0 0.0%

トリニダードトバゴ 0.0 0.0% 0.0 0.0% 0.0 0.0% 13.4 3.4%

その他中南米 15.4 2.1% 13.8 3.5% 15.4 2.1% 5.8 1.5%

フランス 33.5 4.5% 10.8 2.7% 0.0 0.0% 1.0 0.3%

ドイツ 94.8 12.8% 0.0 0.0% 7.1 1.0% 0.0 0.0%

イタリア 53.8 7.3% 8.4 2.1% 0.0 0.0% 0.0 0.0%

オランダ 40.9 5.5% 1.6 0.4% 43.3 5.8% 0.8 0.2%

ノルウェー 0.0 0.0% 0.0 0.0% 109.2 14.7% 5.8 1.5%

スペイン 14.4 1.9% 16.6 4.2% 0.1 0.0% 0.1 0.0%

トルコ 42.8 5.8% 10.9 2.8% 0.6 0.1% 0.0 0.0%

イギリス 39.4 5.3% 7.2 1.8% 10.8 1.5% 0.3 0.1%

その他欧州 103.7 14.0% 10.2 2.6% 21.6 2.9% 0.2 0.1%

ロシア 18.9 2.5% 0.0 0.0% 215.4 29.1% 15.5 3.9%

ウクライナ 13.3 1.8% 0.0 0.0% 0.0 0.0% 0.0 0.0%

その他CIS 30.1 4.1% 0.0 0.0% 67.5 9.1% 0.0 0.0%

カタール 0.0 0.0% 0.0 0.0% 18.4 2.5% 103.4 26.3%

その他中東 22.2 3.0% 13.0 3.3% 12.5 1.7% 19.1 4.9%

アルジェリア 0.0 0.0% 0.0 0.0% 36.4 4.9% 16.6 4.2%

その他アフリカ 7.6 1.0% 8.2 2.1% 8.7 1.2% 38.9 9.9%

豪州 5.8 0.8% 0.0 0.0% 0.0 0.0% 75.9 19.3%

中国 39.4 5.3% 52.6 13.4% 0.0 0.0% 0.0 0.0%

インド 0.0 0.0% 25.7 6.5% 0.0 0.0% 0.0 0.0%

日本 0.0 0.0% 113.9 29.0% 0.0 0.0% 0.0 0.0%

インドネシア 0.0 0.0% 0.0 0.0% 8.0 1.1% 21.7 5.5%

韓国 0.0 0.0% 51.3 13.0% 0.0 0.0% 0.1 0.0%

その他アジア・太平洋 17.7 2.4% 40.0 10.2% 18.8 2.5% 57.2 14.6%

740.7 100.0% 393.4 100.0% 740.7 100.0% 393.4 100.0%

パイプライン

輸出

合計

欧州

ロシア・CIS

中東

アフリカ

アジア・太平洋

輸入

パイプライン LNG

北米・中南米

LNG

20

図 1-13 2017 年における天然ガスの貿易フロー

(出所) BP Statistical Review of World Energy 2018

(2) Shell「Shell LNG Outlook 2018」 Shell 社の「Shell LNG Outlook 201820」は、LNG にフォーカスした需給見通し等を整理し

ている。同報告書によると、2035 年にかけて、天然ガス需要は年平均 2%、とりわけ LNG

需要は年平均 4%増加する見込みであり、今後 20 年間のエネルギー需要増加の 40%以

上を占めると予想される。需要用途は引き続き発電用がメインであるが、将来の需要成

長の大部分は、急速な経済成長を続けるアジア地域の鉄鋼部門やセメント部門など電化

がより困難な分野に由来する。

1) 2017 年における LNG 貿易動向 (LNG 貿易動向)

2017 年時点における LNG 供給国数は、19 か国と、2000 年の 12 か国から大幅に増加

した。これにより LNG 輸入国の柔軟性・安定性は大きく向上した。一方、LNG 輸入国

数も、同期間において 4 倍に増加し、2000 年から 2017 年にかけて、LNG 貿易量は、約

1 億 t から 3 億 t に増加した。2017 年における LNG 輸出量の内訳を国別に見ると、は

前年と比べて米国と豪州からの LNG 輸出増が顕著であった。一方、同年における

LNG 輸入量の内訳を国別に見ると、日本は引き続き世界最大の輸入国となっている。 20

21

2017 年は中国における輸入増が顕著であり、LNG 輸入量は 3,800 万 t に達し、世界第 2

位の輸入国となった。

(Spot Cargo の増加)

2017 年における LNG Spot cargo は、1,100 カーゴを超えている。Spot cargo の約半分

が北東アジア向けであり、特に中国における増加が顕著であった。また、当該地域にお

ける貨物数は 400 程度であるが、Japan Korea Marker(JKM) LNG benchmark 価格指標の

利用が近年増加している。2017 年の JKM 先物契約の急速な増加は、価格リスク管理に

対する産業界の需要を反映したものである。

図 1-14 LNG スポット量の推移等

(出所) Shell「Shell LNG Outlook 2018」

2) 長期的需要増に対する供給投資ここ数年、LNG プロジェクトの投資判断はほぼ停止していた。Shell 社見通しでは、

現在の LNG 需要予測に基づくと、2020 年代半ばに新たに生産が開始される LNG プロジェ

クトのコミットメントが直ちに行われない限り、同時期に供給不足となる可能性があると

指摘している。

その一方で、プロジェクトの投資決定に当たり解決すべき問題として、供給者側と購入者

側における要件のミスマッチに関わる問題が顕在化している。ほとんどの供給事業者は、

これまでと同様に長期契約を求めている。一方で、下流における電力・ガス市場の規制

緩和・競争進展等に伴う不確実性の増大に伴い、購入者側は、従来の長期的かつ固定的

な LNG 契約を締結することがますます難しくなっている。そのため購入者側は、よ

り短期かつ小規模、柔軟な契約を望むようになっており、2017 年における平均契約期

間は 7 年未満となっている。

22

図 1-15 LNG 需給ギャップの見通し

(出所) Shell「Shell LNG Outlook 2018」

(3) IEA「World Energy Outlook2018」国際天然ガス市場の中長期的な展望について、IEA「World Energy Outlook 201821」(2018 年

11 月)による見通しについて整理した。

1) 前提条件 (設定シナリオ)

IEA の World Energy Outlook(以下、WEO) 2018 では、2040 年をターゲットとして 3 つの

シナリオを設定している。以下、概要を示す。

・新政策シナリオ(NPS: New Policy Scenario)…リファレンスケースとなるものであり、既

存政策及びこれまで導入意図が示された政策について考慮したシナリオである。現行

の政策目標がエネルギーセクターをどのように変革するかを示している22。

・現行対策シナリオ(CPS: Current Policy Scenario)…公表済みの新しい政策目標の実現を除

外したものであり、2017 年半ば時点において立法過程にある政策や措置の影響のみを

考慮したもである。

・持続可能な開発シナリオ(SDS: Sustainability Development Scenario)… WEO 2017 で初め

て導入されたシナリオであり23、NPS 及び CPS とは根本的に異なるアプローチを採用

している。NPS 及び CPS は、政策に関するある仮定に基づきエネルギーセクターがど

こに向かうのかを見通すものであるのに対し、SDS はエネルギーセクターがどこに向

かう必要があるのかという特定ビジョンに基づく24。

21 22 具体的には、各国政府によって既に実施された政策・措置だけでなく、公式目標や計画で示された公表済みの政策による導入効果についても考慮されている。 23 WEO 2016 までは、類似のものとして “450 シナリオ”が存在していた。 24この将来ビジョンには、3 つの主要な要素が組み込まれている。 -近代的なエネルギーサービスに対すユニバーサルなアクセスの達成に向けた、2030 年までの経路を描出 -パリ合意目標を達成するために必要とされる方向性と整合した 2040 年までの将来像を描出(可能な限り速

23

(前提条件の設定)

IEA WEO2018 では、2017 年から 2040 年にかけて GDP 成長率は年率 3.4%、人口成長率は

年率 0.9%と設定している。エネルギー価格に関しては、NPS によると、原油価格は 2017 年

52$/bbl から 2040 年には 112$/bbl へと上昇する。一方、天然ガス価格は、米国では 2017 年

3.0$/MBtu から 2040 年には 4.9$/MBtu、日本では 2017 年 8.1$/MBtu から 2040 年には

10.1$/MBtu へと上昇する見通しが示されている。LNG 貿易の拡大等を背景として、主要地

域の天然ガス価格差は縮小すると予測されている。

表 1-14 IEA WEO2018 におけるエネルギー価格見通し

(出所) IEA「World Energy Outlook 2018」より MURC 作成

2) 一次エネルギー需要構造 NPS によると、世界エネルギー需要は 2017 年 139.7 億 toe から 2040 年 177.2 億 toe(2017

年比 26.8%増)に達する見込みである。

エネルギー源別にみると、NPS において天然ガス需要は 2017 年 31.1 億 toe(構成比 22.2%)

から 2040 年には 44.4 億(構成比 25.0%)に達する見通しが示されている。天然ガスは NPS に

おいて最も急速に成長している化石燃料であり、2030 年までに石炭を追い抜き、石油に次

ぐエネルギー源となる見込みである。

やかに排出量がピークに達し、続いて大幅に減少) -大気汚染の全世界的な劇的改善とその改善に伴う早期死亡の減少と整合した、他のエネルギー関連の汚染物質を大幅に削減これら 3 つの目標は相互関連しており、多くの点で相互補完的である。具体的には、全ての人に対する

affordable なクリーンエネルギー(SDG 7)、気候変動への対応(SDG 13)、健康(SDG3)と都市と持続可能なコミュニティ(SDG11)の目標に含まれる大気汚染を減らす努力など、国連持続可能な開発目標(SDGs: Sustainable Development Goals)の主要なエネルギー関連の側面を反映している。

2025 2030 2035 2040 2025 2040 2025 2040

原油 ($/barrel) 39 88 52 88 96 105 112 101 137 74 64

天然ガス ($/MBtu)

米国 6.0 4.9 3.0 3.3 3.8 4.3 4.9 3.4 5.3 3.3 3.6EU 3.9 8.4 5.8 7.8 8.2 8.6 9.0 7.9 9.4 7.5 7.7

中国 3.6 7.5 6.5 9.2 9.4 9.5 9.8 9.3 10.2 8.3 8.5日本 6.6 12.3 8.1 9.8 10.0 10.0 10.1 9.9 10.5 9.0 8.8

石炭($/tonne)米国 38 64 60 63 63 64 64 64 69 58 56

EU 47 103 85 80 83 84 85 84 98 69 66日本 45 120 95 85 88 89 90 89 105 74 70

大陸中国 35 130 102 91 93 94 94 95 106 81 79

NPS CPS SDS実質価格 ($2017) 2000 2010 2017

24

表 1-15 IEA WEO2018 における一次エネルギー需要(種別)


地域別にみると 2017～2040 年における一次エネルギー増加分の 37.5 億 toe のうち、約

65%にあたる 24.1 億 toe をアジア地域が占めている。特にインドは 2017 年 9.0 億 toe から

2040 年 18.8 億 toe へと 2 倍以上に増加する見込みであり、中国と並んで増加分への寄与が

大きい。この他にも中東、アフリカにおいて、顕著な増加が示されている。

表 1-16 IEA WEO2018 における一次エネルギー需要(地域別)


3) 天然ガス需要量・供給量の見通し (天然ガス需要構造)

NPS によると天然ガス需要量は、2017 年 3,752bcm から 2040 年にかけて 1,647bcm 増加

し、5,399bcm (2017 年比 43.9%増)に達する見込みである。2017 年天然ガス需要量について

百万toe 構成比百万toe 構成比百万toe 構成比百万toe 構成比百万toe 構成比百万toe 構成比百万toe 構成比

石炭 3,750 26.8% 3,768 24.5% 3,809 21.5% 3,998 25.3% 4,769 24.7% 3,045 21.5% 1,597 11.6%

石油 4,435 31.7% 4,754 30.9% 4,894 27.6% 4,902 31.1% 5,570 28.8% 4,334 30.6% 3,156 23.0%

ガス 3,107 22.2% 3,539 23.0% 4,436 25.0% 3,616 22.9% 4,804 24.9% 3,454 24.4% 3,433 25.0%

原子力 688 4.9% 805 5.2% 971 5.5% 803 5.1% 951 4.9% 861 6.1% 1,293 9.4%

再生可能エネルギー 1,334 9.5% 1,855 12.1% 3,014 17.0% 1,798 11.4% 2,642 13.7% 2,056 14.5% 4,159 30.3%

水力 353 2.5% 415 2.7% 531 3.0% 413 2.6% 514 2.7% 431 3.0% 601 4.4%

バイオ 727 5.2% 924 6.0% 1,260 7.1% 906 5.7% 1,181 6.1% 976 6.9% 1,427 10.4%

その他 254 1.8% 516 3.4% 1,223 6.9% 479 3.0% 948 4.9% 648 4.6% 2,132 15.5%

固形バイオマス 658 4.7% 666 4.3% 591 3.3% 666 4.2% 591 3.1% 396 2.8% 77 0.6%

合計 13,972 100.0% 15,388 100.0% 17,715 100.0% 15 ,782 100.0% 19 ,328 100.0% 14 ,146 100.0% 13 ,715 100.0%

化石燃料シェア 81% - 78% - 74% - 79% - 78% - 77% - 60% -

20172025 2040 2025 20402025 2040

NPS CPS SDS

百万toe 構成比百万toe 構成比百万toe 構成比 2017年比

北米 2,624 18.8% 2,675 17.4% 2,693 15.2% 2.6%

米国 2,148 15.4% 2,185 14.2% 2,149 12.1% 0.0%

中南米 667 4.8% 730 4.7% 916 5.2% 37.3%

ブラジル 285 2.0% 315 2.0% 391 2.2% 37.3%

欧州 2,008 14.4% 1,934 12.6% 1,752 9.9% -12.7%

EU 1,621 11.6% 1,512 9.8% 1,274 7.2% -21.4%

アフリカ 829 5.9% 980 6.4% 1,299 7.3% 56.7%

南アフリカ 131 0.9% 133 0.9% 138 0.8% 5.4%

中東 740 5.3% 846 5.5% 1,200 6.8% 62.2%

ユーラシア 911 6.5% 943 6.1% 1,019 5.8% 11.9%

ロシア 730 5.2% 745 4.8% 769 4.3% 5.4%

アジア・太平洋 5,789 41.4% 6,803 44.2% 8,201 46.3% 41.7%

中国 3,051 21.8% 3,509 22.8% 3,858 21.8% 26.5%

インド 898 6.4% 1,238 8.0% 1,880 10.6% 109.4%

日本 428 3.1% 415 2.7% 379 2.1% -11.3%

東南アジア 664 4.8% 826 5.4% 1,110 6.3% 67.2%

バンカー 404 2.9% 476 3.1% 635 3.6% 57.1%

合計 13,972 100.0% 15,388 100.0% 17,715 100.0% 26.8%

13,972 - 15,782 - 19,328 - 38.3%

13,972 - 14,146 - 13,715 - -1.8%

NPS

CPS

SDS

2040年2017年 2025年

25

部門別にみると、発電部門が 1,515bcm(構成比 40.4%)と最も多く、次いで産業部門 872bcm(構

成比 23.2%)、業務部門 802bcm(構成比 21.4%)となっている25。NPS によると 2040 年天然ガ

ス需要量は 5,399bcm であり、引き続き発電部門が 1,981bcm(構成比 36.7%)が高いシェアを

占めているが、増加が顕著なのは産業部門であり 2017 年 872bcm から 2040 年 1,436bcm と

全体増加量の 34.2%を占めている26。一方、SDS では、天然ガス需要は 2040 年 4,184bcm と

微増見込みであるが、部門別にみると発電部門が 1,265bcm(構成比 30.2%)へと減少する見通

しが示されている。

表 1-17 IEA WEO2018 における天然ガス需要量の見通し(部門別)


地域別にみると、石油や石炭等の他の化石燃料とは異なり、天然ガスは多くの国・地域に

おいて需要量が増加し続ける見込みである。2017 年天然ガス需要量 3,752bcm のうち、中国

248bcm(構成比 6.6%)、インド 57bcm(構成比 1.5%)、東南アジア 170bcm(構成比 4.5%)の 3 国・

地域の需要量は合計 475bcm(構成比 12.6%)となっている。当該地域における需要量増加は

今後も顕著であり、2017 年から 2040 年までの天然ガス需要増加量 1,647bcm のうち、42%

にあたる 693bcm をこの 3 地域が占めている。

一方、日本における天然ガス需要量は 2017 年 120bcm から大きく減少し、2040 年には

102bcm(2017 年比 15%減)となる見通しであり、世界的にみて EU 地域ともに需要減少が顕

著となっている。

25 2017 年には、世界のガス需要の増加の 60%以上が産業分野と建築分野であった。これは、過去において、電力部門が天然ガス消費の増加の大部分を占めていた一般的な傾向とは対照的である(IEA、2018a)。 26 IEA によると、産業分野における天然ガス需要量の主要な要因として化学産業部門における需要増を挙げている。

bcm 構成比 bcm 構成比 bcm 構成比 bcm 構成比 bcm 構成比 bcm 構成比 bcm 構成比

発電部門 1,515 40.4% 1,618 37.7% 1,981 36.7% 1,668 38.0% 2,226 38.1% 1,602 38.2% 1,265 30.2%

産業部門 872 23.2% 1,076 25.1% 1,436 26.6% 1,089 24.8% 1,522 26.0% 1,041 24.8% 1,221 29.2%

業務部門 802 21.4% 887 20.7% 1,014 18.8% 918 20.9% 1,133 19.4% 839 20.0% 811 19.4%

運輸部門 131 3.5% 182 4.2% 328 6.1% 168 3.8% 254 4.3% 207 4.9% 408 9.7%

その他 432 11.5% 531 12.4% 640 11.9% 544 12.4% 712 12.2% 501 12.0% 479 11.5%

需要量合計 3,752 100.0% 4,293 100.0% 5,399 100.0% 4,386 100.0% 5,847 100.0% 4,189 100.0% 4,184 100.0%

2025 2025 2025 20402017

2040

NPS

2040

CPS SDS

26

表 1-18 IEA WEO2018 における天然ガス需要量の見通し(地域別)


(天然ガス供給構造)

2017 年における天然ガス生産量 3,769bcm のうち、従来型ガス生産量は 2,918bcm と 77.4%

を占めている。IEA によると、海洋生産、特に深海での生産は今後も増加を続け、2040 年に

は従来型生産のほぼ半分にまで増加する見込みである。シェールガス生産量は今後も増加

を続ける見込みであり、2017年495bcm(構成比13.1%)から2025年には 884bcm(構成比 20.6%)、

2040 年には 1,267bcm(構成比 23.5%)へと達する。

表 1-19 IEA WEO2018 における天然ガス生産量の見通し (ガス源別)


地域別に見ると、米国における生産量は、2017 年 760bcm(構成比 20.2%)から 2025 年

971bcm(構成比 22.6%)へと 211bcm 増加する見込みであり、同期間における世界生増加量

524bcm の 40%程度を占めている。2025 年以降、米国における生産増加ペースは緩和してい

る。

bcm 構成比 bcm 構成比 bcm 構成比 bcm 構成比 2017年比

北米 969 25.8% 1,078 25.1% 1,101 23.7% 1,170 21.7% 20.7%

米国 767 20.4% 853 19.9% 869 18.7% 907 16.8% 18.3%

中南米 174 4.6% 183 4.3% 204 4.4% 271 5.0% 55.4%

ブラジル 36 1.0% 33 0.8% 39 0.8% 62 1.1% 70.4%

欧州 613 16.3% 622 14.5% 611 13.2% 592 11.0% -3.3%

EU 482 12.8% 472 11.0% 450 9.7% 408 7.6% -15.3%

アフリカ 145 3.9% 175 4.1% 211 4.5% 308 5.7% 112.0%

南アフリカ 4 0.1% 5 0.1% 6 0.1% 10 0.2% 143.3%

中東 501 13.4% 560 13.0% 646 13.9% 794 14.7% 58.6%

ユーラシア 575 15.3% 592 13.8% 601 12.9% 635 11.8% 10.4%

ロシア 460 12.3% 469 10.9% 468 10.1% 475 8.8% 3.1%

アジア・太平洋 775 20.6% 1,073 25.0% 1,248 26.9% 1,579 29.3% 103.9%

中国 248 6.6% 464 10.8% 559 12.0% 708 13.1% 185.7%

インド 57 1.5% 94 2.2% 122 2.6% 171 3.2% 198.0%

日本 120 3.2% 96 2.2% 98 2.1% 102 1.9% -14.7%

東南アジア 170 4.5% 205 4.8% 229 4.9% 289 5.4% 69.6%

国際バンカー 0 0.0% 10 0.2% 20 0.4% 49 0.9% 69614.3%

合計 3,752 100.0% 4,293 100.0% 4,641 100.0% 5,399 100.0% 43.9%

3,752 - 4,386 - 4,860 - 5,847 - 55.8%

3,752 - 4,189 - 4,318 - 4,184 - 11.5%

CPS

SDS

NPS

2030年2017年 2025年 2040年


従来型ガス 2,918 77.4% 3,064 71.4% 3,654 67.7% 3,153 71.9% 3,889 66.5% 3,006 71.8% 2,899 69.3%

タイトガス 273 7.2% 238 5.5% 293 5.4% 233 5.3% 302 5.2% 313 7.5% 195 4.7%

シェールガス 495 13.1% 884 20.6% 1,267 23.5% 885 20.2% 1,451 24.8% 752 18.0% 919 22.0%

コールベッドメタン 74 2.0% 68 1.6% 121 2.2% 75 1.7% 137 2.3% 80 1.9% 112 2.7%

その他 10 0.3% 40 0.9% 63 1.2% 40 0.9% 67 1.1% 38 0.9% 59 1.4%

合計 3,769 100.0% 4,293 100.0% 5,399 100.0% 4,386 100.0% 5,847 100.0% 4,189 100.0% 4,184 100.0%

SDS

2025 2040 2025 2040 2025 20402017

NPS CPS

27

表 1-20 IEA WEO2018 における天然ガス生産量の見通し(地域別)


2017 年から 2025 年までの天然ガス生産量の増加分の内訳をみると、米国、中国、ロシア、

豪州、イランの 5 か国で 80%以上を占めている。2025 年以降、生産国は多様化しており、

上位 5 カ国が生産増加分の約 40%を占めている。

図 1-16 天然ガス生産量の増加量の国別内訳(左: 2017～2025 年、右: 2025～2040 年)

(出所) IEA「World Energy Outlook 2018」

bcm 構成比 bcm 構成比 bcm 構成比 bcm 構成比 2017年比

北米 976 25.9% 1 185 27.6% 1,225 26.4% 1,328 24.6% 36.0%

カナダ 184 4.9% 181 4.2% 173 3.7% 194 3.6% 5.3%

メキシコ 32 0.8% 33 0.8% 38 0.8% 60 1.1% 88.8%

米国 760 20.2% 971 22.6% 1,014 21.8% 1,074 19.9% 41.2%

南米 183 4.9% 189 4.4% 212 4.6% 293 5.4% 59.6%

アルゼンチン 45 1.2% 57 1.3% 77 1.7% 117 2.2% 161.8%

ブラジル 27 0.7% 28 0.7% 39 0.8% 80 1.5% 199.7%

欧州 291 7.7% 227 5.3% 207 4.5% 203 3.8% -30.3%

EU 132 3.5% 65 1.5% 49 1.1% 45 0.8% -65.8%

ノルウェー 128 3.4% 128 3.0% 112 2.4% 108 2.0% -15.9%

アフリカ 216 5.7% 280 6.5% 354 7.6% 498 9.2% 130.5%

アルジェリア 94 2.5% 99 2.3% 104 2.2% 128 2.4% 35.4%

モザンビーク 5 0.1% 15 0.3% 42 0.9% 69 1.3% 1312.2%

ナイジェリア 43 1.1% 45 1.1% 47 1.0% 80 1.5% 85.4%

中東 620 16.4% 709 16.5% 817 17.6% 1,025 19.0% 65.3%

イラン 214 5.7% 242 5.6% 275 5.9% 315 5.8% 47.1%

カタール 169 4.5% 188 4.4% 219 4.7% 264 4.9% 56.2%

サウジアラビア 94 2.5% 106 2.5% 121 2.6% 157 2.9% 66.9%

ユーラシア 886 23.5% 974 22.7% 1,016 21.9% 1,104 20.4% 24.5%

アゼルバイジャン 18 0.5% 32 0.8% 39 0.8% 46 0.9% 152.4%

ロシア 694 18.4% 757 17.6% 767 16.5% 805 14.9% 16.0%

トルクメニスタン 80 2.1% 90 2.1% 114 2.5% 154 2.9% 93.3%

アジア・太平洋 596 15.8% 730 17.0% 810 17.5% 950 17.6% 59.3%

豪州 105 2.8% 158 3.7% 178 3.8% 208 3.9% 97.9%

中国 142 3.8% 222 5.2% 263 5.7% 343 6.4% 142.3%

インド 32 0.8% 41 0.9% 58 1.2% 85 1.6% 168.9%

インドネシア 74 2.0% 80 1.9% 82 1.8% 100 1.9% 34.4%

その他アジア 151 4.0% 152 3.5% 155 3.3% 146 2.7% -3.4%

合計 3,769 100.0% 4,293 100.0% 4,641 100.0% 5,399 100.0% 43.2%

3,769 - 4,386 - 4,860 - 5,847 - 55.1%

3,769 - 4,189 - 4,318 - 4,184 - 11.0%

CPS

SDS

NPS

2040年2017年 2025年 2030年

11%

8%

7%

7%

9%

5%4%5%6%

5%

33%

ChinaIraqQatarIranUnited StatesMozambiqueRussiaArgentinaTurkmenistanAustraliaRest of world

2025‐2040

15%

5%

41%12%

10%

17%

2017‐2025

28

4) 天然ガス国際貿易 2017 年における天然ガス国際貿易量は 771bcm となっており、内訳をみるとパイプライ

ン 447bcm(構成比 58.0%)、LNG323bcm(構成比 42.0%)となっている。2040 年に向けて貿易量

はさらに拡大する見込みであるが、特に LNG 貿易においてその傾向は顕著であり、2040 年

には 757bcm に達し、天然ガス国際貿易量 1,289bcm の 50.9%を占める見込みである。

表 1-21 IEA WEO2018 における国際天然ガス貿易量の見通し


(天然ガス輸入量)

国際 LNG 貿易の量的拡大に伴い、スポット貿易、流動性、柔軟性はいずれも増加してい

る。これにより、ガスは多様な市場プレーヤーにとってアクセスしやすく、地域間の短期的

な需給変動により敏感となっている。この LNG 市場の変容と、大気汚染対策のための政策

努力が相まって、アジア新興国における天然ガス需要は大きく成長してきた。

特に中国における天然ガス輸入量は、2017 年 106bcm から 2040 年 369bcm へと増加する

見込みであり、純輸入量は EU 全体とほぼ同等となる。他のアジア諸国でも輸入ニーズが高

まっており、世界のガス貿易の 60%程度がアジアを拠点としている。

表 1-22 IEA WEO2018 における国際天然ガス輸入量の見通し(NPS)


(天然ガス輸出量)

2040 年に向けた天然ガス輸出量をみると、ロシアと中東は依然として世界最大のガス輸

出国であるが、世界の輸出に占めるロシアの割合は、新規輸出国の増加に伴い徐々に減少し

ている。


Pipeline 447 58.0% 491 49.1% 532 49.1% 501 49.1% 657 49.1% 458 44.9% 452 46.5%

LNG 323 42.0% 509 50.9% 757 50.9% 518 50.9% 807 50.9% 527 55.1% 627 53.5%

合計 771 100.0% 1,000 100.0% 1,289 100.0% 1,019 100.0% 1,464 100.0% 985 100.0% 1,080 100.0%Henry Hub price (2017$/MBtu)

3 .0 - 3 .3 - 4.9 - 3 .4 - 5 .3 - 3.3 - 3 .6 -

SDS

2025 2040 2025 2040 2025 20402017

NPS CPS

2000 2017 2025 2040 2000 2017 2025 2040

EU 221 349 409 373 46% 73% 86% 89%

中国 1 106 243 369 5% 43% 52% 52%

その他アジア・太平洋 -65 -56 12 174 n.a. n.a. 4% 36%

日本・韓国 97 162 145 166 97% 98% 98% 99%

インド 0 26 54 86 0% 45% 57% 50%

その他 46 -27 -11 31 37% n.a. n.a. 16%

純輸入量(bcm) 需要量に対する割合

29

表 1-23 IEA WEO2018 における国際天然ガス輸出量の見通し(NPS)


アジアは LNG 輸入増加の主要要因であり、中国とインドは、2040 年までの LNG 純輸入

量の成長の半分以上を占めている。マレーシア、バングラデシュ、パキスタンでは生産量が

減少しているため、アジアの他の開発途上国では輸入量が大幅に増加している。アジア太平

洋地域は、2040 年までに世界の LNG 輸入量の約 80%を占める。

輸入国がアジアに集中する一方、輸出国は今後、新規供給事業者のリストが増えるにつれ

て多様化していく。現在、LNG 輸出国の約 60%はカタールとオーストラリアからのもので

ある。将来的に、米国とサハラ以南アフリカはそれぞれ約 90bcm の輸出量を追加し、ロシ

アは LNG 輸出量を 60bcm 増加させる。これら 3 つの地域は、世界全体の LNG 輸出の大部

分を占めており、2040 年までにシェアを現在の 23%から 40%以上に倍増させている27。

図 1-17 LNG 輸入量・輸出量の見通し

(出所) IEA「World Energy Outlook 2018」

27 LNG 投資に関して、輸出供給源は多様化する NPS では、天然ガス供給には毎年約 3,800 億ドルの投資が必要である。上流への投資が 3 分の 2 を占め、非伝統的なプレーがシェアを伸ばしている。LNG インフラに必要な投資額は、年平均 350 億ドルである。2014-15 年のピーク以降、LNG への投資は 2017 年には 200 億ドルに減少している。新規プロジェクトの承認には増加の兆しが見られるが、近年の最終的な投資判断の欠如は、2020 年代に市場引き締めの可能性を指摘している。

2000 2017 2025 2040 2000 2017 2025 2040

ロシア 185 234 288 328 32% 34% 38% 41%

中東 24 119 148 224 12% 19% 21% 22%

北米 -37 7 106 154 n.a. 1% 9% 12%

豪州 10 60 107 149 31% 57% 68% 71%

カスピ海地域 36 78 94 138 30% 40% 43% 46%

サハラ以南のアフリカ 6 33 56 125 35% 51% 60% 53%

北アフリカ 62 37 48 63 58% 25% 26% 24%

中南米諸国 5 9 5 19 5% 5% 3% 6%

純輸出量(bcm) 生産量に対する割合

200 400 600 800

2017

2040

2017

2040

ChinaOther developing AsiaJapan and KoreaEuropean UnionIndiaRest of world

Middle EastAustraliaSub‐Saharan AfricaUnited StatesRussiaCanada

LNG net imports

LNG net exports

bcm

30

1.2.2 国際天然ガス市場における日本のポジション

WEO2018 におけるベースシナリオである NPS によると、日本における一次エネルギー需

要量は 2017 年 4.28 億 toe から 2040 年 3.79 億 toe へと減少する見込みであり、天然ガス需

要量も 2017 年 1.01 億 toe から 2040 年 0.86 億 toe へと減少する見込みが示されている。一

次エネルギー需要量全体に占める天然ガス割合は、2040 年においても 20%強となっており、

2017 年時点と比較して大きな変化はない。また、2017 年における世界の天然ガス需要量は

3,752bcm に対して日本の需要量は 120bcm であり 3.2%を占めていたが、2040 年には世界需

要量が 5,399bcm まで伸長するのに対し日本の需要量は 102bcmまで減少する見込みであり、

国際シェアも 1.9%程度まで低下する見込みである(表 1-18)。

表 1-24 日本における一次エネルギー需要(種別)の見通し


日本におけるエネルギー源別総発電量について見ると、2017 年総発電量 1,077TWh のう

ち天然ガス由来の発電量は 400TWh(構成比 37.1%)となっていたが、2040 年には総発電量

1,088TWh のうち天然ガス由来の発電量は 285TWh まで減少する見通しであり、構成比も

26.2%まで低下する見通しが示されている28。

表 1-25 日本におけるエネルギー源総発電量の見通し


28 日本では、電

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