イラン：外資との交渉が難航するバイバック・プロジェクトの最新動向（主要案件進捗一覧）
| レポートID | 1003074 |
|---|---|
| 作成日 | 2003-03-31 01:00:00 +0900 |
| 更新日 | 2018-02-16 10:50:18 +0900 |
| 公開フラグ | 1 |
| 媒体 | 石油・天然ガス資源情報 1 |
| 分野 | 探鉱開発 |
| 著者 | 猪原 渉 |
| 著者直接入力 | |
| 年度 | 2002 |
| Vol | 0 |
| No | 0 |
| ページ数 | |
| 抽出データ | ＜更新日：2003/3/31＞ 企画調査部：猪原 渉 公開可 イラン：外資との交渉が難航するバイバック・プロジェクトの最新動向（主要案件進捗一覧） （2003 MEES 2/10，2/24，AOG 3/1，3/15，MEED 1/24，ECOMP 1/24） １． 油田開発プロジェクト（Bangestan等）は，改訂バイバック契約の条件を巡り交渉難航。 South Parsガス開発プロジェクトも，今後の案件（LNG，GTL）は見通し不透明。 ２．現状の主要プロジェクト進捗一覧表を掲載。 １．主要プロジェクトの動向 イランのバイバック・プロジェクトの外国石油企業との交渉は，依然として，大きな進展が見られない状況が続いている。 MEESなどは，未契約の主要油田開発案件3件（Bangestan，Chesmeh Khosh，Azadegan）は，いずれも交渉が難航している模様であると伝えている。 Bangestanプロジェクト（Ahwaz，Ab-Teymour，Mansouri3油田の開発）は，大規模増産プロジェクトとしてイランがもっとも期待をかけている案件であり，入札企業として BP，RD/Shell，TotalFinaElf，Eniの欧州主要石油企業がそろって名乗りをあげているが，改訂バイバック契約の条件を巡る外資とイラン側の対立が解けず，交渉は進展していない。外資との契約交渉を担当するPEDEC（Petroleum Engineering and Development Company，NIOC の子会社）は， 外資，イラン双方のリスクを下げるため，3油田一括開発ではなくAhwaz油田を先行開発することを決定し，事態の打開を目指しているが，今のところ早期決着は困難な見通しである。 Chedmeh Khosh油田開発は，Cepsa（スペイン）との契約が有力との見方が早くから流れていたが，実際には，交渉はほとんど進展していない。外資との契約対象とされながら，結局，イラン国内企業（Petro Iran）との契約に変更されたSalman油田，Foroozan/Esfandiar油田の両開発プロジェクトと同じ道を辿るのではとの見通しも伝えられている。 Azadeganプロジェクトについては，IRNA（イラン国営通信）が3月5日，交渉が難航しているこGlobal Disclaimer（免責事項） 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）石油・天然ガス調査グループ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。 - 1 - ﾆを伝えているが，MEESは，開発・操業期間や目標生産量を巡る両者の主張の隔たりが大きく，有力国際石油企業とのコンソーシアム構築という日本側提案はあるものの，最悪の場合，交渉が決裂することもあり得るとの見方を伝えている。 また,大規模ガス開発プロジェクトであるSouth Parsガス開発は，主に国内向け供給を目的とするフェーズ1～10までの契約が完了しているが，LNG及びGTLの輸出プロジェクト主体のフェーズ11以降については，外資との交渉は初期段階であり早期契約の目途は立っていない。 ２．交渉難航の原因は改訂バイバック契約を巡る対立 1995年（第一次），1998年（第二次）の発表以降，バイバック契約方式に基づく石油・ガス上流部門開発への外資導入プロジェクトは，当初順調に契約が進んでいたが，改訂バイバック契約が適用された2001年以降は， EniがNIOCと締結したDarquain油田開発契約（2001年6月），StatoilがPetroparsと締結したSouth Parsガス開発プロジェクト（フェーズ6-8）へのファームイン契約（2002年10月）の2件の契約にとどまっている（外資間のファームイン案件やEPC契約は除く）。 バイバック契約の外資にとって最大の短所は，操業期間が5年程度と通常のPS契約の20年程度と比べ相当に短いという点であったが，これに加え，改訂バイバック契約で導入された「報酬／ペナルティー条件」（契約時に目標生産量を取り決め，イラン側にオペレーション移転後，目標生産量を上回った場合には報酬が上乗せされ，下回った場合にはペナルティーが課されるというもの）に対し，算定根拠となる生産の決定に関与する余地がほとんどないとして，外資側は強く反発している。 また，改訂バイバック契約導入後は，従来のバイバック契約の長所とされた高いリターン率（15～20％，またはそれ以上）もかなり圧縮されたといわれ，外資にとっての魅力は薄れてきている。MEESによれば，EniのDarquain開発契約で取り決められたROIは13.9%であったという。 次頁以降で，最近のイラン主要プロジェクトの進捗動向について，整理・取り纏める。 Global Disclaimer（免責事項） 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）石油・天然ガス調査グループ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。 - 2 - Cランにおける主要プロジェクトの進捗・交渉状況（2003年3月現在） １．South Pars沖合いガス田開発プロジェクト （１）契約締結済みプロジェクト プロジェクト フェーズ１ 会社名 Petropars 100% フェーズ2-3 TotalFinaElf （ｵﾍﾟﾚｰﾀｰ） Petronas Gazprom 40% 30%， 30% フェーズ4-5 ENI（オペレーター）Petropars 60% 40% フェーズ6-8 Petropars 60％ Statoil（ｵﾍﾟﾚｰﾀｰ） 40% フェーズ9-10 LG 42% IOEC，OIEC 計58% 概要 Petropars（イラン）が開発中。沖合い部分の建設が遅れており，当初予定で2003年1Qまたは2Qとされた生産開始時期は遅延の見通し。プロジェクト総コスト約10億ドル。 計画ピーク生産量は天然ガス（国内向け）10億cfd，コンデンセート40千b/d。 1997年9月，左記3社がNIOCとバイバック契約締結。2002年3月に生産開始。2003年2月15日，ハタミ大統領出席のもと竣工式を実施。2003年1Q中にオペレーターシップをSouth Pars Gas Company（SPGC）に移転の見込み。 SPGCはNational Iranian Gas Company（NIGC）の子会社。プロジェクト総コスト約20億ドル。 現状生産量（フル生産中）は天然ガス（国内向け）20億cfd，コンデンセート80～85千b/d。 2000年7月，ENI（オペレーター），PetroparsがNIOCとバイバック契約締結。プロジェクト総コスト約20億ドル。2005年央に生産開始見込み。計画ピーク生産量は，天然ガス（国内向け）20億cfd，コンデンセート80千b/d，LPG105万/年。 2000年9月にPetropars（100%）が権益取得。20%分の参入を表明していたEnterprise（英）は，RD/Shellによる買収もあり撤退。代わりにStatoil（ノルウェー）が2002年10月，沖合いオペレーターとして40％参入でバイバック契約締結。プロジェクト総コスト約30億ドル。 2005年に生産開始見込み。計画ピーク生産量は，天然ガス30億cfd（Agha Jari油田の増進圧入用），コンデンセート120千b/d，LPG120万t/y。 韓国LG，イランIOEC（Iranian Offshore Engineering andConstruction Company），イランOIEC（Oil Industries and Construction Company）が 2002 年 9 月，NIOC と EPC（engineering, procurement and construction）契約を締結。オペレーターはイラン側。プロジェクト総コスト約16億ドル。 2007年生産開始見込み。計画ピーク生産量は天然ガス（国内向け）20億cfd，コンデンセート80千b/d。 Global Disclaimer（免責事項） 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）石油・天然ガス調査グループ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。 - 3 - T要 目標生産量（フェーズ11,12共）天然ガス（LNG向け）14億cfd，コンデンセート56千b/d。 各フェーズ生産能力850万t/y（MEES）または800万t/y（MEED）のLNGプラント建設を含む。 ①BP，Reliance（インド）のコンソーシアム（’Iran LNG’）②TotalFinaElf，Petronasのコンソーシアム（’Pars LNG’）③ENIの3グループが応札予定。 NG関連4案件（フェーズ11,12,13,15）は交渉初期段階であり，契約見通しは現時点では不透明。LNG 販売先確保の問題等から，当面1～2プロジェクトに絞られる可能性が高い。 目標生産量天然ガス（LNG向け）18億cfd，コンデンセート72千b/d。生産能力1050万t/y（MEES）または800万t/y（MEED）のLNG建設を含む。 RD/Shell，Repsol-YPFのコンソーシアム（’Persian LNG’）がLNGのFS実施中。 フェーズ14はフェーズ1からの切り離し鉱区であり，GTL（生産能力70千b/d？）用の鉱区とされる。目標生産量天然ガス（GTL向け）7億cfd，コンデンセート28千b/d。RD/Shell，Sasol，Statoilが参入に意欲。RD/Shellが有利との報道もあるが，不透明。 非公式鉱区であるが，鉱区概要はフェーズ13と同様の内容とみられる。BG，Enelのコンソーシアムが，参入に意欲。 L（２）未契約プロジェクト プロジェクト フ ェ ー ズ11-12 未定 会社名 フェーズ13 未定 フェーズ14 未定 フェーズ15 未定 Global Disclaimer（免責事項） 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）石油・天然ガス調査グループ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。 - 4 - Q．その他のプロジェクト （１）契約締結済みプロジェクト 油ガス田名 Sirri A&E 沖合い 会社名 TotalFinaElf (ｵﾍﾟﾚｰﾀｰ) Petronas 70% 30% Sirri C&D 沖合い Doroud沖合い Balal沖合い Petropars 100％ TotalFinaElf （ｵﾍﾟﾚｰﾀｰ） Eni 55% 45%， TotalFinaElf （ｵﾍﾟﾚｰﾀｰ） 46.75% Eni 38.25% 15% BowValley Soroosh 沖合い Nowrooz 沖合い RD/Shell（ｵﾍﾟﾚｰﾀｰ） Inpex，Japex 80% 20% Masjed-e-Suleyman陸上 Sheer Energy 49% Naftgaran 51% Darquain陸上 ENI（オペレーター） NICO(ｲﾗﾝ) 60% 40% Salman沖合い Petro Iran IOEC 55% 45% 概要 Conocoの撤退後，1995年7月，Totalが契約締結。1996年8月Petronasが30%ファームイン。投資額7.6億ドル。 1998年よりSirri A，1999年よりSirri Eの生産開始。2002年ピーク生産実績は，A：17千b/d（当初計画24千b/d），E ：85千b/d（同100千b/d）と，計画を下回っている。 Total，Petronas等が交渉していたが，2000年6月，NIOCが単独事業でやると表明。現状生産量28→45千b/d（将来75千b/d）へ増産予定。 1999年3月，左記2社がNIOCとバイバック契約締結。米国はILSA制裁を検討するも適用せず。 投資額約5.4億ドル。 現状生産量136千b/d→220千b/d（2005年）に増産予定。 1999年4月，Elf(85%)/Bow Valley（加）(15％)がバイバック開発契約締結。米国は ILSA 制裁を検討するも適用せず。2000年1月にEniがファームイン。 投資額約2.4億ドル。 2003年1月，20千b/dで生産開始。2003年にピーク生産量40千b/dを目指す。 1999年11月，RD/Shellが両油田パッケージで8億ドルのバイバック開発契約を締結。2003年1月，日本コンソーシアムが20%権益を取得。 開発費は約7.8億ドル。2001年11月に60千b/dで生産開始。2004年よりピーク生産量計190千b/d（S：100千b/d，N：90千b/d）に増産予定。 2001年3月にSheer社(加)がバイバック契約締結で合意。投資額88百万ドル。4.5→24.5千b/dへの増産を計画。 2001年6月，Eniが改訂バイバック契約調印。 開発費5.5億ドル。目標ピーク生産量（2008年）160千b/d。2003年生産開始予定。 当初は油増産プロジェクトで，ONGC(印)のみ応札していたが，ガス開発を加えたパッケージとしてプロポーザルを再募集した結果，2000年8月にPetro Iranが契約条件に最終合意。その後，IOEC(イラン)がファームインか。 プロジェクト総コスト：8.5億ドル Global Disclaimer（免責事項） 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）石油・天然ガス調査グループ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。 - 5 - etro Iran 100% Foroozan沖合い Esfandiar 沖合い Anaran陸上鉱区 Norsk Hydro Lukoil 75% 25% Munir 陸上鉱区 Zavareh-Kashan陸上鉱区 Edison Gas Lundin 70% 30% SINOPEC 100% Mehr陸上鉱区 OMV Repsol-YPF Sipetrol 34% 33% 33% （２）未契約プロジェクト 会社名 未定 油ガス田名 Bangestan 陸上 ・Ahwaz ・Mansuri ・Ab-Teymour Cheshmeh-Khosh陸上 未定 Azadegan陸上 未定 石油増産80→130千b/d，随伴ガス5.0億cfd，コンデンセート9千b/d。 両プロジェクトをパッケージとした再オファーに対し，BHP，Petro Iran，CNOOC等が応札。 契約有力と見られた BHP と条件面で折り合いがつかず，2002年5月，Petro Iranと契約締結。 Petro Iranは，BHP含む外資へのファームアウトを検討中との情報。 2000年4月，第2次バイバック初の探鉱プロジェクトとして，Norsk Hydro（ﾉﾙｳｪｰ，100%）が調印。2003年2月，Lukoil（露）が25%ファームインで合意。探鉱費用：4700万ドル。 2001年1月，Edison（伊，100%）が探鉱バイバック契約に調印。2001年9月，Lundinが30%ファームイン。 作業義務：2D震探2,000km，3D震探2,500km2 2001年1月，探鉱バイバック契約に調印。 作業義務：2D震探1,400km，試掘井2坑掘削 2001年4月，OMV（ｵｰｽﾄﾘｱ，100%）が探鉱ｻｰﾋﾞｽ契約に調印。2002 年にRepsol，Sipetrolがファームイン。2001 年より2D震探，2002年から掘削を開始し，4年かけて探鉱実施。概要 当初，3 油田の一括開発と個別開発の２つのオプションがあったが，個別開発（Ahwaz 先行）との方針に決定。BP，RD/Shell，Eni，TotalFinaElf が見積を提出。イラン側が要求する改訂バイバック契約の適用を巡り，交渉は難航。現状生産量各160，70，50千b/d→各500，160，200千b/dへ増産を計画。 Cepsa（スペイン）が契約有力と伝えられたが，現状未契約。現状生産量37千b/d→ピーク生産量80千b/d。 1999年11月に発見（第二次バイバックプロジェクトには含まれず）。当初推定埋蔵量260億bbl。現状可採埋蔵量見通し50億bbl。 2000年11月，ハタミ大統領訪日時に，日本企業コンソーシアムに優先交渉権付与で合意。 - 6 - Global Disclaimer（免責事項） 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）石油・天然ガス調査グループ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。 outh Pars沖合い（石油） 未定 未定 沖合い8鉱区探鉱プロジェクト 2001年7月，NIOCとJNOCが3D震探実施契約を締結。 1999年に石油プロジェクトがアナウンスされ，Maersk（ﾃﾞﾝﾏｰｸ）と交渉も，2002年1月に再入札。Statoil，Norsk Hydro，Naftkav（ｲﾗﾝ）等が応札見込み。 2003年1月，ペルシャ湾北部Bushehrよりホルムズ海峡までのイラン沖合いを広くカバーする探鉱ライセンス案件（8鉱区）を発表。入札締切2003年5月26日。 出所：MEES，MEED等の情報を元に企画調査部作成 Global Disclaimer（免責事項） 本資料は石油天然ガス・金属鉱物資源機構（以下「機構」）石油・天然ガス調査グループ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。 - 7 - |
| 地域1 | 中東 |
| 国1 | イラン |
| 地域2 | |
| 国2 | |
| 地域3 | |
| 国3 | |
| 地域4 | |
| 国4 | |
| 地域5 | |
| 国5 | |
| 地域6 | |
| 国6 | |
| 地域7 | |
| 国7 | |
| 地域8 | |
| 国8 | |
| 地域9 | |
| 国9 | |
| 地域10 | |
| 国10 | 国・地域 | 中東,イラン |
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