天然ガス・lng最新動向（1） ―lng供給バブルは …...2019/10/17 ·...
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天然ガス・LNG最新動向①- LNG供給バブルは来るか？ -
(需給、ポートフォリオプレーヤー、価格指標、各社の戦略)
独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構2019年10月17日調査部 白川 裕
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本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）が信頼できると判断した各種資料に基づいて作成されていますが、機構は本資料に含まれるデータおよび情報の正確性又は完全性を保証するものではありません。
また、本資料は読者への一般的な情報提供を目的としたものであり、何らかの投資等に関する特定のアドバイスの提供を目的としたものではありません。したがって、機構は本資料に依拠して行われた投資等の結果については一切責任を負いません。なお、本資料の図表類等を引用等する場合には、機構資料からの引用である旨を明示してくださいますようお願い申し上げます。
免責事項
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• 1969年11月、東京ガス根岸工場にアラスカからの第1船が受け入れられてから今年で50年。
• その間、LNG取引は大幅に拡大。ここ10年で、輸出国数1.3倍、輸入国数1.8倍に。
• 天然ガス貿易に占めるLNGの割合は、2025年には過半を超える見込み（2018年 35%）。
• 低炭素化社会の進展に合わせ、2050年までにシェアを拡大し続けるのはリニューアブルと天然ガスのみとの予測が太宗を占める。
• プレーヤーが増加し市場環境が変化。これまでにない大きな変革の時期を迎えている。
• 本日のポイント
– 短期長期のLNG需給、価格予測
– ポートフォリオプレーヤーの参入とその影響
– シェール革命以降拡大が続くアメリカLNG輸出
– 日本、および、ヨーロッパ市場の価格指標に関するLesson learned
– 各社の戦略オプションと新しい動き
– 参考資料（Shell、Total、BP、カタール、オーストラリア、ロシア、中国）
はじめに
LNG需給（2018年）
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【LNGトレーディング】• 2018年、全世界のLNG貿易量は前年より8.3%増加し、313.8MTPA。• カメルーンが新たに仲間入りし、輸出国は20か国。• バングラデシュとパナマが初受入し、輸入国は42か国。• 米輸出21MTPAは、アジア52%、中南米28%、欧州13%、中東7%。• 日本の輸入は82.5MTPA。続く中国は54MTPA（対前年比38%増）。• 世界のスポット・短期取引はそれぞれ25%、7%に増加。日本は、17.8%。• 3.8MTPAが12か国から22か国に再輸出された。【LNG輸送】• 2018年、新たに57隻が就航。世界のLNG船は563隻（FSRU33隻、小型船44隻含む）、容量合計83.1Mm3となった。77隻が新たに発注（2017年は19隻）。
• 2019年、46隻が就航予定。
LNGトレーディングフロー（出典： GIIGNL）
Turkey
Algeria
Australia
Brunei
Indonesia
Malaysia
Nigeria
Oman
Papua New Guinea
Qatar
Russia
UAE
USA
China
UK
France
India
Italy
Japan
Mexico
Pakistan
Singapore
South Korea
Spain
Taiwan
Thailand
4（出典： GIIGNL）
MTPA
年
0
スポット短期取引量
長期契約取引量
日本のスポット短期取引割合
世界のスポット短期/長期取引と日本のスポット短期取引割合
>6%/年
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【液化基地】• 世界の液化能力は、昨年41MTPA増加し406MTPAに。• オーストラリア（イクシスTrain 1&2、ウィートストンTrain2）、アメリカ（コーパスクリスティ Train1、コーブポイント、サビーンパス
Train5）、ロシア（ヤマル Train2, 3）から出荷開始。カメルーンから改造型FLNG世界初出荷。• コーパスクリスティーTrain3（4.5MTPA）、LNGカナダ（14MTPA）、トーチューFLNG（2.5MTPA）がFID。• 年末時点で、66MTPAが建設中（うち北米プロジェクト53MTPA）。このうち2019年には、25MTPAがスタート予定（うち北米プ
ロジェクト22MTPA）。【再ガス化基地】• 世界の再ガス化能力は868MTPA。このうち、新規10基地（バングラデシュ、トルコのFSRUを含む）で22.3MTPAを追加。• FSRU8基地、陸上14基地が建設中。2019年度末には95MTPAが追加予定。
LNG需給（2018年）
LNG需給（2018年、対前年（白色）比較）
MTPA MTPA
（出典： GIIGNLによりJOGMEC作成）
輸入 輸出
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【供給】
オーストラリア
• 2019年前半、37MTを輸出（対前年度比17.5%増）。昨年末スタートしたイクシスプロジェクトの立ち上がり、6月初出荷したプレリュードを合わせると、80MTPA程度の見込み。
アメリカ
• 2019年度前半、16.1MTを輸出（対前年度比57%増）。5月末、キャメロン、9月、フリーポートが初出荷。エルバアイランドが稼働開始すれば、56MTPAの輸出能力。
ロシア
• ヤマル稼動順調。2019年前半の輸出量は12MT（対前年比45%増）。
【需要】
中国
• 28.5MTを輸入。対前年度比19.4%増だが、2017、18年の40%増と比較すると伸び率低下。
日本、韓国、台湾
• それぞれ、8.2%減、12.4%減、6.9%増。北東アジア全体での伸びは鈍い。
欧州
• 天然ガス需要自体は減少。域内ガス生産が減少。グローニンゲンガス田が、予定より早く2022年停止。
• LNG輸入が急増し、42MTを輸入。世界のだぶついたLNGを吸収。ただし、地下貯蔵は既に上限に近付いておりこれ以上の受入は難しい。アメリカ、ロシアLNGが増加し、従来のロシアパイプラインガス、カタールLNG、ナイジェリアLNG、アルジェリアLNGと競合。
LNG需給（2019年前半）
（出典： ガスエネ新聞）
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• 2018年から2024年にかけて、世界のLNG貿易は26%増、401MTPAに拡大。• 中国の需要は1.5倍、80MTPAとなり、世界第一位の輸入国に。（日本：77MTPA）• その他のアジア市場も、インド、パキスタン、バングラデシュの需要増、タイ受入基地拡張、ベトナム、フィリピンの新規輸入
開始により拡大し、114MTPAに。• 日本、韓国は、原発の順次稼働を想定して合計11MTPA減少。• 欧州は、域内産ガスの減少とパイプラインガスからの多様化により増加。
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LNG需要（2018-24年） （出典： IEA）
LNG需要見込み（2018 - 2024年）
（原著を1Bcm-NG=0.735MT-LNGで換算）
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• 2018年から2024年にかけて、世界の供給能力（設計ベース）は、406MTPAから492MTPAに増加（2019年6月までのFID分）。• 2020-21年に供給能力増加が集中。その2/3がアメリカから。• 2024年、国別では、世界第一位アメリカ83MTPA。オーストラリア79MTPA、カタール77MTPA（拡張計画含まず）。• 地域では、第1位アジア太平洋地区135MTPA。第2位中東88MTPA。第3位北米83MTPA。• ロシアは、ヤマルLNG Train3ランプアップ、および、Train4スタート（2020年）により、1.5倍、27MTPA。• アフリカは、コーラルFLNG、トーチューFLNGにより増加。エジプトLNGは国内ガス配給優先政策により低下。• トラブル等による停止中のトレインが12-14%。
2020年 タングーLNG Train 3、ペトロナスFLNG、ヤマルLNG Train42021年 キャメロン、フリーポート、エルバアイランド、サビンパスTrain 5、コーパスクリスティー Train 2, 32022年 カルカシューパスLNG、コーラルFLNG、トーチューLNG2024年 サビンパスTrain 6、ゴールデンパスLNG （斜字：アメリカプロジェクト）
LNG供給（2018-24年） （出典： IEA）
LNG供給見込み（2018 - 2024年）
（原著を1Bcm-NG=0.735MT-LNGで換算）
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• World Energy Outlook 2018（IEA）：日本着ガス平均価格想定を継続引き下げ。 $14.70/MMBtu(2012) → $10.00/MMBtu(2018)• Annual Energy Outlook 2019（EIA）：HHガス価格想定を引き続き引き下げ。中長期的に$4/MMBtu前後。
2030年、日本着価格は、$9/MMBtu半ば。（フォーミュラ想定：P = 115% x HH価格 + 液化コスト（$3/MMBtu） + 輸送費（$2/MMBtu））
• 価格予測は毎年変化するが、最終的には、液化プロジェクトが事業を健全に継続できるレベル（固定費＋変動費＋適正利潤）に収斂することになる。
• ポートフォリオプレーヤーの出現により、今後はバーゲニングパワーが下流に移動。供給過剰による長期契約とスポット契約価格差が歴史的に拡大、継続。LNG市場価格が低下し、プロジェクトコストダウンが加速される可能性がある。
（出典：IEA、EIA）
$4.7/MMBtu$2.5/MMBtu
長期LNG価格見通し
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• 世界各地のスポットLNG価格は、近年のマーケットグローバル化により収束。冬期は、パイプラインガス供給量や地下貯蔵容量が小さいアジア等でより上昇する傾向。
• 2019年第2四半期のLNGスポット価格は、オランダ$4.3/MMBtu、スペイン$4.5/MMBtu、日本$4.9/MMBtu。ウィートストン、イクシス、パプアLNGに加え、プレリュードLNG初出荷など、アジア太平洋地域での供給過剰、かつ、夏期低気温で発電需要もそれほど強くなかったこともあり、例年以上にアジアのスポットLNG価格が低下。
• 一方、JCCリンクが太宗の日本の長期契約LNG価格は、$10.2/MMBtu。スポットLNG価格の倍以上。大きく乖離。• ヨーロッパのLNG輸入が前年同時期の2倍に急増。地下貯蔵も上限に近付く。大西洋、中東地域のLNG供給者から近く、コス
トメリットがあるため。
（出典：European Commission）
LNGスポット価格比較 ヨーロッパLNG輸入量の増加
スポット価格低下 記録的増加
余剰LNGは欧州へ（2019年第2四半期）
（原著を1Bcm-NG=0.735MT-LNGで換算）
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11③ 検索ワード JOGMEC 天然ガス・LNG関連情報
① JOGMEC TOPページ
天然ガス・LNG関連情報
② JOGMEC TOPページ→石油・天然ガス資源情報
天然ガス・LNG関連情報天然ガス・LNG価格動向天然ガス・LNG在庫動向
④ クリック
（出典：JOGMEC HP）
（参考）天然ガス・LNG価格/在庫動向（JOGMECウェブサイト）
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• LNG供給能力の拡大と需要の伸びの鈍化は、長期契約LNG価格とスポットLNG価格の乖離を生み、値差は2倍以上に拡大。
• 2019年7月の日本LNG輸入平均価格は100万Btu当たり9.55米ドル（前月比0.19米ドル上昇）、METIスポットLNG価格は4.7米ドル（前月比2.8米ドル低下）であった。また、2019年8月末時点の米国HH（Henry Hub）価格は2.285米ドルと、米国の天然ガス生産増勢持続を受け前年同期比でさらに低水準、英国NBP（National Balancing Point）価格は3.662米ドルと、欧州におけるLNG供給増加・天然ガス在庫高水準を受け、前年同期比半分未満の水準であった。
• 2019年9月には、フランスの原子力発電見通し不安、ロシア・ウクライナ間ガスパイプライン輸送交渉見通し不透明、オランダGroningen ガス生産縮小可能性を受け、欧州スポットガス価格が一時的に反応して上昇したが、供給が豊富である状況を市場が再認識しその後反落している。JKM価格は、欧州スポットガス価格上昇と9月14日に起きたサウジアラムコ石油施設への無人機攻撃の影響、さらに冬場の需要増加に向けて一時的に上昇しその後下落傾向を見せている。
（出典）米国HH（Henry Hub）価格: NYMEX Futures and Options, CME Group英国NBP（National Balancing Point）価格: ICE Futures Europe, International ExchangeJKM: LNG Japan/Korea Marker© 2019 by S&P Global Platts, a division of S&P Global Inc.METIスポットLNG価格: 経済産業省「スポットLNG価格調査」日本平均LNG輸入価格: 財務省貿易統計をもとに作成
（出典 JOGMEC HP）
（参考）天然ガス・LNG価格（JOGMECウェブサイト）
価格が収斂長期/スポット価格差2倍以上
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• 日本のLNG在庫水準は、LNG消費水準と比較すれば世界的には高い水準にある（欧州、米国は天然ガス地下貯蔵が多いため、LNG在庫水準は低い）。
• 2019年5月末の国内LNG在庫は449万トンで、前月比7.6%、前年同期比5.1%の増加となった。気温の上昇に伴い、このうち、ガス事業用在庫については、2019年5月のLNG消費量が前月比13.9%低下し、5月の国内LNG在庫量は前月比9.3％、前年同月比15.3%増加した。また、電力事業用在庫量については、5月のLNG火力発電所の発電量が前月比11.2%低下し、国内LNG在庫量も前月比5.9%増加したが、前年同月比では3.6%減少となった。
（出典）
経済産業省「ガス事業主生産動態統計」及び「電力調査統計・火力発電燃料実績」をもとに作成したもので、これら月末在庫を合算した値を国内在庫としてみなしたもの。
（出典 JOGMEC HP）
（参考）天然ガス・LNG在庫動向【日本】（JOGMECウェブサイト）
• 2018年、2019年の4月からの注入シーズンは、在庫水準がそれぞれ 1,335 Bcf、1,155 Bcf（2,810万t-LNG、2,430万t-LNG相当）の低水準から始まった。2018年は注入のペースが遅かったが、これは発電用需要の記録的な高まりによるものであった。その結果、2018年11月末時点の在庫水準は 2,991 Bcf（6,285万t-LNG相当）と、 2002年以降で最低水準となった。
• 2019年8月末の米国天然ガス地下貯蔵有効稼働ガス在庫は2,941 Bcf（6,180万t-LNG相当）で、前月比11.7%の増加となった。この水準は昨年同期より383 Bcf高いが、過去5年平均の数値よりも82 Bcf低くなっている。なお、過去5年間のレンジには収まっている。
• ちなみに、2018年、米国の年間ガス使用量は82.1Bcfd（6億2,900万t/年）。
（出典）米国エネルギー情報局（U.S. Energy Information Administration, EIA）のデータをもとに作成
（出典 JOGMEC HP）
（参考）天然ガス・LNG在庫動向【米国】（JOGMECウェブサイト）
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• Aggregated Gas Storage Inventory（AGSI）及び加盟各社（欧州連合（EU）加盟国各社、非EU （セルビア、ウクライナ） ） が有する欧州のガス貯蔵容量（“working gas volumes”）は、2014年8月時点の954 TWh （6,725万t-LNG相当）から 2019年8月初旬時点の1090 TWh（7,170万t-LNG相当）に14%増加した。
• 最近充填率の変動が大きくなっている。これは気象変動の拡大と、貯蔵設備を使う荷主の商業上の動機によるものである。2018年後半からの欧州地域のLNG輸入増加により、2019年の夏季ガス貯蔵が増加。2019年8月末の欧州天然ガス地下貯蔵在庫は1,005 TWh（6,610万t-LNG相当）で、前月比11.3%増、前年同月比では207 TWh （1,362万t-LNG相当）、26.0%増となり、過去5年平均の数値よりも177 TWh （1,164万t-LNG相当）高く、過去5年間のレンジを上回る水準にある。さらに容量に対する充足率は92%を超えており、例年よりも早く上限に近づいている。
• 10月3日の時点では、充足率96%。ちなみにスペインの11月LNG在庫は84%の高レベルとなる予測。
（出典）Aggregated Gas Storage Inventory（AGSI）, Gas Infrastructure Europeのデータをもとに作成。なお、利用可能なデータは2011年1月以降のものであるため、グラフ中の過去5年平均及び過去5年平均幅の値については、5年未満の値が含まれる。
（出典 JOGMEC HP）
（参考）天然ガス・LNG在庫動向【欧州】（JOGMECウェブサイト）
高レベル
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• 各社、各機関の需要レベル予測は大きく異なる。
• IOCの予測は全般的に高く、IEAなど研究機関の予測はそれより低い。IOCのLowケースが、WEOのレファレンスケースレベル。
• 両者の差は、2030年時点で140MTPA。
• 2016-17年、FIDが少なかったことを要因として、新規液化プロジェクトスタートが少ない2022～24年頃には市場がタイトになるとする見方がある。
• IEAのレファレンスケースを基本とすれば、今後、不測の事態がない限り、LNG供給はLNG需要を大きく上回り、LNG供給バブルが発生する可能性がある。2019年は記録的なFID年となり、2024年頃から供給力が再び急拡大。供給過剰は2030年頃まで続く。
• スポットLNGと長期契約LNGの価格差も引き続き継続。場合によっては、さらに拡大することが予測される。
• なお、エネルギー需給見通しは、過去のエネルギー需要量と、その要因と考えられる景気、気温、所得、人口、エネルギー価格など関係を明らかにしたうえで、各社の判断で前提条件を入力し、将来の推計値が算出されている。
各社・各機関需給予測比較
（出典： Shell, BP, Total, IEA他）
（一部原著を1Bcm-NG=0.735MT-LNGで換算）
液化プロジェクト（FID）
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• 近年、メジャー各社とも、気候変動問題への対応から、上流投資における天然ガスの割合が拡大。
• これまで、油価の変動と、液化プロジェクトFIDの変動が一致。2016-17年は過去最低レベルであったが、2018年、リバウンド。
• 2019年は、過去最高だった2005年51MTPAを抜き、過去最高レベル125MTPAに達する見込み。その他追加案件あり。
• 2024年までに追加されるLNGは、62MTPAを超える。
• 2018-19年のFID増加は、エクイティーリフティングの拡大も一因。液化容量を小分けに各社が分担することで、投資リスク管理とLNG販売を容易にした。LNGカナダ、トーチューFLNG、ゴールデンパスLNG、アークティック2LNG、モザンビークLNGが採用。
（出典 IEA他）液化能力の増加
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100
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140
（原著を1Bcm-NG=0.735MT-LNGで換算）
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• 液化プロジェクトのコストは、主に、上流コストと建設コストに分けられる。
• 上流コストは、ガス田を開発し液化基地までガスを輸送するまでにかかる費用。陸上より海上、また遠隔、深海であるほど、費用がかさむ。
• 近年LNG輸出国となったアメリカは、シェール革命による随伴シェールガスが豊富で、一からガス田を開発する必要がない。天然ガスパイプライン網が発達しており、パイプラインの容量契約、または、建設のみで、$2.5/MMBtuを切るレベルでガスを安定的に確保できる。ただし、カタールの大型ガス田、ロシアの陸上ガス田を始め、既存大型LNG液化プロジェクトのガス価格は、これを下回るレベルとも言われている。
• 建設費用は、液化設備規模、フィードガス前処理設備、立地（遠隔地）、労働力などに大きく影響される。一般的に、オーストラリアは建設費用が高いと言われている。
• 今後、バイヤーズパワーが増す中、近年採用され始めている液化プラントモジュール化や、FLNG、FSRU等によるコストダウン、工期短縮がより一層重要になっていくとみられる。
液化プロジェクト（コスト）
（出典 OIES）
液化プロジェクトコスト
アメリカ
オーストラリア
($/t-LNG)
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• 従来の垂直統合型LNGプロジェクトの場合、ガス田開発後、パートナーを組成し、その後、FS、FEED、入札、評価、それと並行して、売買契約（Sale and Purchase Agreement、SPA）の締結、並びに、その他社内手続きまでで、5年が必要となる。FID後は、設計、調達、建設、スタートアップ、操業開始まで平均5年が必要である。前倒しで建設が完了するプロジェクトは1割以下で、そのほとんどで遅延が生じている。
• 一旦操業を開始した後は、休止した場合でも一定の運転コストがかかり、キャッシュフローが必要となるため、LNG価格が変動費以下となっても通常は運転を継続する。短期的な定修前倒しや定修レベル変更による期間延長は可能。
• LNGプロジェクトは、ほぼ10年の長期にわたるため、先の見通しが非常に重要である。長期的なLNG需給や価格等を考慮しながら、多くのプロジェクトがFIDを決断している。
• FIDの5年後、LNG市場が予測通りである保証はない。また、IOC内のトレーディング部門がポートフォリオプレーヤーとして一次買主となる場合、最終買主を見つけられるかどうか、ある程度見込みでプロジェクトを進めるしかない。SPA型の契約であっても、通常5年ごとに価格は改定されるため、収入低下の懸念は常にある。
• 安価なLNGは、最終買主にとって短期的には好ましいが、それが長期化するとプロジェクトの維持が難しくなり、FIDが減少、安定的なLNG調達ができなくなる。LNG価格は、新規プロジェクトであれば固定費＋変動費＋適正利潤、減価償却の終了した既存プロジェクトであれば、変動費＋適正利潤に収束することになる。
• 余剰設備能力が増加すれば、液化プラントの採算性は低下するが冗長性は増加し供給セキュリティーは向上する。
液化プロジェクト（タイムライン）
垂直統合型LNGプロジェクトタイムライン（各種資料によりJOGMEC作成）
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ポートフォリオプレーヤーの出現
• LNGプロジェクトには数兆円にもおよぶ巨額の投資が必要。従来上流開発者売主（IOC）がバリューチェーン全体をコントロールし、売主買主が、長期、仕向地制限、Take or Pay、油価リンク価格のLNG売買契約（Sale and Purchase Agreement, SPA）を締結後、最終投資判断（Final Investment Decision、FID）が実施され、プロジェクトがスタート。
• 2000年前後、各国で自由化が進展すると、各国ユーティリティーは需要の見通し、および、長期契約締結が困難に。
• BG－赤道ギニア間の契約を皮切りに、IOCトレーディング部門などが一次買主（ポートフォリオプレーヤー）となってプライスリスク、ボリュームリスクを取ってプロジェクトをFID。世界各国で複数のLNG供給源を確保しそれを需要家の要求に応じて販売する新しい取引形態：ポートフォリオ供給が出現。自身も出口対策として中下流事業に進出。
• 最近はポートフォリオプレーヤーがプロジェクトFIDのカギを握る。欧州系メジャーはLNGポートフォリオ・プレイヤー戦略を表明し、これまで最終買主であった大手ユーティリティー、さらにトレーダーも参入。
• 買主へのパワーシフトが進むと言われている。LNG市場もプロダクトアウトからマーケットインへ。
（出典 OIES、JOGMEC改）ポートフォリオプレーヤーとLNG市場
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• ポートフォリオプレーヤー各社と、国際エネルギー機関との需要予測には大きな隔たりがある。また、従来は競合の末獲得していた販売量を各社は適切に推定できるだろうか。最終買主の要望（受入地点、調達スケジュール、LNG品質等）に対応するためには、液化基地ロケーションを多様化する必要がある。ある程度の在庫も確保しておかねばならない。
• そのように考えると、各ポートフォリオプレーヤーの新規予測販売LNG量の合計≒FID量合計が、最終買主のLNG実需の伸びの合計を上回る、LNG供給バブルの到来が懸念される。
• 液化プラントは、一旦稼働を開始した後、一般的にトラブル定修以外に停止することはない。万一、設備過剰となった場合、原油であれば、まず生産調整し、さらに、貯蔵することもできる。LNGは常時発生する気化ガスBOG（Boil Off Gas）の処理が必要で貯蔵が難しく、その分だけ日々数量が減少する。-162℃の極低温流体であるため貯蔵タンクが高コストとなる。したがって、一旦製造されると、ある程度の期間内に市場に出さねばならない。
• 特定のポートフォリオプレーヤーが巨大化、寡占化し、価格をコントロールするなど、過度なパワーを持つ懸念も残る。ポートフォリオプレーヤー取扱量は、2018年の4割から2024年には5割に上昇する見込み。
• 最終買主は、従来需要予測に従い、長期SPAおよび短期スポット契約の組み合わせでLNGを調達。不足する場合は、スポットLNG調達、または、UQT行使、過剰な場合は、DQT行使で需要変動に対応してきたが、安定供給達成のため事前に十分な量を確保したため、需要下振れ時にDQTを行使するケースの方が多かった。
ポートフォリオプレーヤーへの懸念
ポートフォリオプレーヤーによるLNGプロジェクト判断
追加供給＝追加需要 追加供給＞追加需要？
（出典 JOGMEC作成）
・ マーケットシェア防衛・拡大
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• コモディティートレーダーは、エネルギー（原油、天然ガス）、金属（金、銀、プラチナ）、農産物（砂糖、コーヒー、米）などを売買し、それらの市場価格の変動を利用して利益を得ている。市場に柔軟性も供給。
• 2010年、LNG市場にチャレンジャーとしてトレーダー参入。
– 他のコモディティ売買の豊富な経験、関係者、関連法規制、オペレーションの知識あり
– LNG船、LNGタンク、パイプライン、地下貯蔵などのインフラ知識を活用し売買最適化
– 取引判断が迅速
– ヘッジを活用したリスクマネジメントの能力が高く、他社が避ける新興国などとも取引
– 新規参入者として、有利な条件を提案
• その後、活動は急拡大し、4大トレーダー（Vitol、Trafigura、Gunvor、Glencore）のLNG取扱量は36MTPA（2018年）、全世界取引量の1割に達した。当初は、短期スポットのみ取り扱っていたが、経験を積んだ結果、最近では長期契約にも進出。LNG市場でプレゼンスを獲得。
• LNG市場に競争、流動化、グローバル化をもたらし、売主買主双方に柔軟性を提供することが期待される。
トレーダーの参入
ガンボー2000年設立。本社スイス。非上場。
石油および他商品のトレード、輸送、貯蔵、および、石油ターミナルや港湾施設への投資を行う多国籍企業。
トラフィギュラー売上高$180.7 M。世界有数の独立系原油・石油製品取引企業。電力会社、精製業者、石油メジャー、国営石油会社と協業。
ビトール1966年、ロッテルダムで設立。非上場。オランダのエネルギー、商品トレーディング会社。日本の消費量に相当する700万bbl/日の原油石油製品、石炭、天然ガス、電力、メタノール、ガソリン、ＬＮＧ等を取引。
GLENCORE
グレンコア1974年、スイスの著名な相場師であるマーク・リッチによって設立。鉱山開発及び商品取引を行う多国籍企業。上場する商社としては三菱商事を上回り世界最大。売上高2,200億ドル(2017年)。
（各種資料によりJOGMEC作成）
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経緯
• 2017年、シェール革命によりアメリカは60年ぶりに天然ガスの純輸出国となった。LNG輸出は、2022年までに70MTPAを超え、全世界のLNG生産量中の2割に達する見込み。
• First Wave LNGとしては、FOB SPA契約の、Sabine Pass、Corpus Christi、Cameron、Tolling契約の、Freeport、Elba Island、Cove Pointがある。
• Second Wave LNGも多数計画されている。安価なパイプラインキャパシティーの不足、液化基地建設適地の確保、建設コストの上昇などの課題もある。
特徴
• FOBベース、仕向地自由。世界中どこへでも輸送できる。
• 低め安定のHHベースで、安価。世界のLNGのボトムプライスセッター。
• ガス田開発が不要でデベロッパーは液化プラントに集中できる。期間も短いためリスクが少なく投資しやすい。
• トーリング、エクイティーリフティングも多く採用。ファイナンスしやすく開発を後押し。アメリカには潤沢な投資資金あり。先日の利下げも追い風。
• アジア、欧州の価格を比較し振り分け出荷。
• 日本向け価格イメージ：P＝115％ ｘ HH($3/MMBtu) + 液化費($3/MMBtu) + 輸送費($2/MMBtu)
• 本来シェールオイル狙いの随伴ガスであるシェールガスは、今後も安価に供給を継続される予測。2020年には$2/MMBtu以下になるとの予測もあり、その場合、日本着価格は、変動費＋固定費回収ベースで$7.3/MMBtu、変動費回収ベースで$4.3/MMBtuとなる。
• パナマ運河拡張により日本への航海日数30→20日程度に短縮。ただし、LNG船運河通過枠が現状の2隻/日とすると5,000万t/年がMax。ただし、実際はロケーションスワップが行われ通行量はそれほど増加しないとも言われている。
• 重質分が少ない軽質LNGであるため、メタンがBOGとして選択的に蒸発しても濃縮による熱量増加の懸念が少ない。
ゲームチェンジャー（アメリカLNG）
（各種資料によりJOGMEC作成）
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ゲームチェンジャー（アメリカLNG）
（各種資料によりJOGMEC作成）
政府支援
• USTDA（U.S. Trade and Development Agency）：日米戦略パートナーシップ（JUSEP）の下で、アジア向けにLNGに関するキャパシティービルディングを実施。
• 米国輸銀（Export-Import Bank of the United States）：アメリカLNGを輸入するLNG受入基地への直接融資を行い、アメリカLNGの輸出を支援する。
• 連邦エネルギー規制委員会（Federal Energy Regulatory Commission）：ヒューストンにLNG審査部門を新設し、手続きを迅速化。
• エネルギー省（Department of Energy）：Asean10か国の石油天然ガス関係者をヒューストン、ワシントンDCに招聘し研修を実施。
アメリカLNG
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ゲームチェンジャー（アメリカLNG）
シェールガス生産• 2018年、アメリカのシェールガスの産出量は630MTPA相当。• 2010年から2018年：4.5%/年の成長。• 特に、2017-18年は油価回復の影響で、11.5%の高い伸び。USライトタイトオイルを産出するイーグルフォードの生産
は3倍に。• 主力は北西部のアパラチアンベイスン、ヘインズビルも生産を伸ばす。• パイプライン建設も進みボトルネックも解消。• 今後、2.4%/年で成長。2024年には、735MTPA相当に達し、アメリカガス生産のうち80%以上がシェール由来となる。
（出典 IEA）シェールガス生産量予測
（原著を1Bcm-NG=0.735MT-LNGで換算）
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エクイティーリフティング• 各プロジェクト企業が上流権益や上流ガス保有割合に応じてLNGを引き取り販売すること。仕向地自由。• 大規模な投資が必要となる伝統的な垂直統合型LNGモデルに対して、この方式では、資金調達能力、販売量見
込み、プロジェクト分布など、各社の状況に応じて、プロジェクト参加シェアを決め、リスク分散することが可能。• なお、上流権益の保有は、JCCリンクで価格が決まるLNGと上流権益からの収入がナチュラルヘッジとなるため、
日本のユーティリティーには油価変動対策として有効。上流権益の取得は容易ではないが、バイヤーズマーケットの時期や、プロジェクト立ち上げの機会をとらえて、各社取得を試みている。
トーリング契約• オフテーカー各社は、液化事業者と液化トーリング契約を結び、調達したガスを液化する。• 液化プラントは、デベロッパーが建設するため、リスク、手間が低減される。• 液化量、期間、ガス/LNG品質、液化料金などに加え、多くの場合、Toll or Pay条項が規定され、万一、液化設備を
利用しなくても液化料金を支払わねばならない。
エクイティリフティングとトーリング契約（各種資料によりJOGMEC作成）
エクイティリフティング、トーリング契約