ページ番号1003718 更新日 平成30年3月5日

インド: いよいよ始まる東海岸沖合ガス田生産 ⇒ LNG輸入への影響

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レポートID 1003718
作成日 2007-12-20 01:00:00 +0900
更新日 2018-03-05 19:32:42 +0900
公開フラグ 1
媒体 石油・天然ガス資源情報
分野 天然ガス・LNG
著者
著者直接入力 坂本 茂樹
年度 2007
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No 0
ページ数
抽出データ 更新日:2007/12/19 石油・天然ガス調査グループ:坂本茂樹 インド: いよいよ始まる東海岸沖合ガス田生産 ⇒ LNG輸入への影響 (Platts、IOD、Reliance社等関係各社HP、コンサルタント情報) インド財閥系Reliance Industry社(以下Reliance)の東海岸沖合深海ディルバイ(Dhirubhai)ガス田開発が順調に進展している。同社は2008年末までに第1フェーズのガス生産を開始する予定である。ディルバイ・ガス田は2009年にプラトー生産の2,800MMcfdに達し(ほぼ現在のインド全ガス生産量に相当)、インドのガス生産量は倍増することになる。 Relianceに続いて東海岸沖合でガスを発見したGSPC1、および国有のONGC2は、埋蔵量規模を当初発表から下方修正したものの、2010~13年にかけて、順次ガス生産を開始する計画である。 インドのガス需給は、Reliance社ディルバイ・ガス田生産が本格化する2009年から様変わりする。東海岸沖合で生産されるガスは、Relianceが自ら建設する東西横断ガス・パイプラインを経由してインド西部の主要エネルギー消費地域に供給される。またインド中南部で新たにガス需要が創出される。 現在、インド西部の主要産業立地地域で電力需要急増のため、既存のガス供給(西岸沖合油ガス田、およびカタールからのLNG輸入)では需要を賄えず、LNG短期契約およびスポットLNG購入で対処している。しかし国産ガス供給が拡大する2009年以降、インドのガス需給は大幅に緩和され、2015年頃まではLNG追加購入は不要になるものとみられる。 インド経済の旺盛なエネルギー需要増加を反映して、ガス輸入は長期的には拡大するものの、ガス輸入が再び増加に転じるのは2015年以降になるものと考えられる。 1. Reliance社の東海岸沖合ガス田開発 (1) ディルバイ・ガス田開発の進展(KG-DWN-98/3鉱区) Relianceのディルバイ・ガス田開発が順調に進展している(次ページ「ディルバイ・ガス田開発基礎情報」参照)。現在進展中のガス田開発計画(第1フェーズ、ディルバイ-1&3対象)は、当初計画を上方修正して2006年12月に政府承認を得たものであり、2008年下期にガス生産を開始し、2009年にプラトー生産2,800MMcfdに入る。2007年10月末時点で、生産井掘削関連作業は90%が完成、洋上/陸上施設建設は、55%程度が完成している。Relianceは同ガス田開発投資に、85億ドルを予定している。世界的な掘削リグ需給の逼迫でリグ手配が遅れがちであったが、ガス田開発作業は総じて予定通りに進 1 Gujarat State Petroleum Corporation、(インド西部グジャラート州営)グジャラート州石油公社 2 Oil and Natural Gas Corporation インドの石油ガス生産の約80%を担う国有石油企業 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- - fィルバイ・ガス田開発基礎情報 KG-DWN-98/3 (通称D-6鉱区) アンドラ・プラデシュ州沖合深海、Krishna Godavari堆積盆地 1,031~2,010メートル ディルバイ・ガス田(2002年)、MA油田構造(2006年) 11Tcf (ディルバイ-1&3)、1.1億バレル(MA)、 ともにproven & probable Reliance(90%、オペレーター)、カナダNiko Resources(10%) ガス; 2008年下期(2009年からプラトー生産2,800MMcfd) (2010年頃から プラトー生産4万b/d) 2008年 (1)鉱区名: (2)場所: (3)水深: (4)発見: (5)埋蔵量: (6)パートナー: (7)生産: (8)性状: 原油; し上げます。 ガス;メタン(C1)99%、 原油;API=42 2- - 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んでいる。 図1 インド東海岸沖合で発見されたガス田群 (各種情報・報道より) ディルバイ・ガス田南方の深海域には、さらに多くのサテライト・ガス田が発見されており、今後の評価作業を通じて、ディルバイ・ガス田に繋ぎ込み生産される可能性が高い。ディルバイ・ガス田開発第1フェーズ計画は、生産レートをさらに上方修正するケースを想定して、最大で4, 200MMcfdの生産に対応できる仕様となっている。また鉱区全体のガス資源評価作業の進展によって、第2フェーズ以降のガス田開発を検討する。 なおRelianceは深海油ガス田開発の経験がないため、Chevronなど深海開発 技術に強みを持つ外国石油会社との提携を模索しているものとみられるが、まだ提携に係わる計画は明らかにされていない。 2) MA-1油田開発(KG-DWN-98/3鉱区) ディルバイ・ガス田開発と並行して、2006年1月に同ガス田北方の試掘MA-1で発見された油田開発も進行中である。2008年に生産を開始し、2010年頃にプラトー生産に移行する計画である。ピーク生産は4万b/dを予定している。 ((出所)Reliance社HP、2006-07FY/4Q財務説明資料 図2 ディルバイ・ガス田開発概念図(ディルバイ-1&3) 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- - ) 北東部沖合NEC-25ガス田開発(オリッサ州沖合NEC-OSN-97/2鉱区) Relianceは、東海岸沖合一帯に探鉱鉱区を取得して精力的な探鉱活動を行っており、ディルバイ・ガス田以外の主要なガス発見にはNEC-25ガス田がある。RelianceはNEC-25等のガス田開発に、今後4年間で約30億ドルを投資する計画である。 ( NEC-25ガス田開発は、ディルバイ・ガス田およびMA油田開発の後継と位置づけられる。2007年10月時点で、同ガス田開発に係わる地質関系および沖合環境調査が終了しており、陸域の環境調査が進められている。ガス田開発計画はまだ提出されていないが、2010年頃ガス生産を開始して、2011年にプラトー生産にはいるものとみられる。 インドの北東部沖合に位置するNEC-25ガス田は、大都市コルカタ市を擁する西ベンガル州にエネルギーを供給する至近距離にある。Relianceが独自に計画するディルバイ・ガス田~コルカタ方面へのガス・パイプライン建設に際して(2章参照)、NEC-25ガス田からガスを供給する支線も併せて建設し、同ガス田はコルカタ方面市場向けガス供給に供されるものと見られる。 NEC-25ガス田開発基礎情報 (1)鉱区名: (2)場所: (3)水深: (4)発見: (5)埋蔵量: (6)パートナー: (7)生産: NEC-OSN-97/2鉱区 オリッサ州沖合浅海~深海、ベンガル堆積盆地 3~1,258メートル NEC-25ガス田(2004年) 2 Tcf (NEC-25) proven & probable Reliance(90%、オペレーター)、カナダNiko Resources(10%) ガス; 2010年(2011年からプラトー生産500MMcfd)(想定) . 東海岸沖合生産ガスの販売と価格体系 (1) Relianceのガス輸送計画とマーケティング戦略 インドの主要なガス田の多くは西岸沖合にあり、また既存2箇所のLNG輸入基地(DahejおよびHazira)も西部グジャラート州の海岸に位置している。既存のガス輸送幹線は、この西岸沖合油ガス田と、LNG輸入基地(Dahej、Hazira)をガス供給源として、西岸からデリー首都圏に到るHBJ(Hazira- Bijaipur- Jagdisupur)パイプラインである(ガス公社GAILが操業)。ガスの主要消費地は、西岸のム 2Global 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- - 塔oイ市周辺、グジャラート州およびHBJパイプライン沿線地域に限定されていた(図3参照)。 一方、2002年に東海岸でディルバイ・ガス田を発見したRelianceは、その後、民間企業のガス・パイプライン事業参入が可能になったことを受けて、自ら東西横断ガス・パイプラインを建設して、東海岸沖合生産ガスを西岸主要市場に供給することを決めた。Reliance 子会社のReliance Gas Transportation Infrastructure Ltd.(RGTIL)が、ディルバイ・ガス田陸揚げ地のKakinada(アンドラ・プラデシュ州)から、ハイデラバード(アンドラ・プラデシュ州)、Uran(マハラシュトラ州)を経由して西岸グジャラート州首府アーメダバードにいたる距離1,400km、口径48インチの幹線パイプラインを建設中である(図3参照)。 図3 インドのガス関連施設(ガス・パイプライン、LNG受入基地)(Reliance社HP、他) 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- - 2007年12月、Relianceは既存ガス輸送施設を運営するガス公社GAILとガス輸送に係わる協定を結び、GAILがRelianceが建設する東西横断パイプラインに使用権を得る一方で、RelianceはHBJパイプライン等GAILの既存ガス輸送施設に使用権を得ることになった。 2008年から生産が開始されるディルバイ・ガス田第1フェーズでは、生産ガスは新規に建設される東西横断パイプラインによって西岸消費地に供給され、またパイプライン沿線のアンドラ・プラデシュ州、マハラシュトラ州において新たなガス需要が創出される(CNGステーション、産業・発電向け需要など、図4参照)。 図4 Relianceのディルバイ・ガス田マーケティング、対象地域 elianceは将来さらに、インド東部西ベンガル州の州都コルカタ市近郊(1,100km)、またチェンナイ R (出所)Reliance社HP、2007-08FY/2Q財務説明資料(2007年10月) 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。 6- - o由して南部のTuticorin(タミール・ナドゥ州)およびバンガロール、マンガロール(カルナータカ州)方面へとパイプラインを延長させる計画がある。これらのパイプラインを通じて、東部・南部地域に新たに産業、業務用および家庭用ガス需要を創出する計画である。 (2) 東海岸沖合生産ガスの販売と価格体系 インド市場のガス価格は、一物多価の複雑な構造になっている。国産ガス価格には、国有企業(ONGC、OIL3)が政府から譲り受けた旧ライセンス鉱区で生産し安価に設定された「管理価格ガス」(肥料用、発電用)、および新規ライセンスに基づくPS契約によって主に外資・民間企業が生産する「市場価格ガス」(発電、産業用)がある。さらに輸入LNGには、輸入企業Petronet4がカタールとの長期・短期契約に基づいて輸入するカーゴ、および国際市場で都度購入するスポット・カーゴがある。 Relianceが東海岸沖合鉱区で生産を予定するガスは「市場価格ガス」に属する。Relianceは2007年初からガス価格フォーミュラを検討し、2007年9月に政府との間で原油価格とリンクさせる次の価格フォーミュラ適用に合意した。このフォーミュラは生産開始後5年間適用される。 D6鉱区ガス陸揚げ価格($/MMBtu)=2.5+(原油価格-25)*係数 但し、原油価格幅:下限$25/b~上限$65/b 現時点の原油価格を用いると(上限の$65/bを適用)、上記フォーミュラから陸揚げ価格$4.2/MMBtuが算出される。これに輸送タリフ、税金およびReliance利益を加味すると(総額で約$0.9~1.2/MMBtu)、インド東岸および西岸でのガス末端売価は次の水準となるものとみられる。 表1 Reliance社東海岸沖合産ガス販売価格見通し 地域 ガス末端売価 東岸(アンドラ・プラデシュ州) 西岸(グジャラート、マハラシュトラ州) $5.1/MMBtu $5.4/MMBtu Reliance社によると、インドの市場価格ガスは、西岸沖合のPanna, Mukta & Taptiガス田が$4.08~5.7/MMBtu、東岸のRavva鉱区が$3.5~4.3/MMBtuの水準にある(図5参照)。Reliance社東海岸沖合産ガスの西岸市場における販売価格$5.4/MMBtuは、西岸のガス市場で価格競争力を持つと考えられる。 3 Oil India Ltd.、インド国内石油ガス生産の約10%を担う国有上流企業 4 国有石油・ガス企業(ONGC、IOC、Bahrat Oil、GAIL)が共同で設立したLNG輸入会社 7- - 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。 i出所)Reliance社HP、2007-08FY/2Q財務説明資料(2007年10月) (注) APM:Administrative Price Mechanism、国有企業が供給する管理価格ガス PMT:Panna, Mukta & Taptiガス田(ムンバイ沖合、生産者;BG/ONGC/Reliance) Deen Dayal・ガス田基礎情報 (1)鉱区名: (2)場所: (3)水深: (4)発見: (5)埋蔵量: (6)パートナー: (7)生産: (8)性状: 印 KG-OSN-2001/3 アンドラ・プラデシュ州沖合浅海、Krishna Godavari堆積盆地 0 ~ 674メートル Deen Dayalガス田(2006年) 未詳 GSPC(80%、オペレーター、権益一部譲渡を検討中)、 GeoGlobal Resources(10%)、印Jubilant Enpro(10%) ガス; 2010年生産開始? ガス; メタン(C1)86%、 C2~4=10%、 CO2=3.6% 3. GSPC、ONGCの東海岸沖合ガス田開発の状況 (1) GSPCのDeen Dayalガス田開発 GSPCは2006年に東海岸沖合浅海域でDeen Dayalガス田を発見し、ガスの想定埋蔵量を21Tcf5 インドのガス供給価格(Reliance社) 図 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。 8- - ニ発表した。その後の評価作業を経て、インド政府当局は同ガス田埋蔵量を1~3.5 Tcfとみなしているが、最新の埋蔵量評価は未詳である。GSPCは鉱区評価作業と共にガス田開発計画を進めている。2010年頃ガス生産を開始し、2012年頃にプラトー生産400MMcfdにする計画とみられる。 なお、同鉱区は油層の高圧・高温から開発作業が難しいとされており、GSPCは自社権益から20~30%を技術力のある外国石油会社に譲渡することを検討、交渉しているものとみられるが、まだ定まっていない。 2) ONGCの沖合深海ガス田開発 ONGCは2006年12月、東海岸沖合KG-DWN-98/2鉱区深海における試掘井UD-1でガスを発見し、埋蔵量が21Tcfとの見通しを明らかにした。しかしインド政府はONGCのテスト方法に異を唱えて、2.06Tcfの埋蔵量しか承認していない。 (ONGCはガス田評価作業を継続し、2007年10月下旬にKG堆積盆地にある鉱区のガス埋蔵量を6 Tcf(proven & probable)以上であると発表した。同社はガス田評価作業実施後、50億米ドルを投じて2010年にガス田開発作業を開始する。2012~13年までに25 Mcm/d(=880 MMcfd)の生産開始を目標としている。ONGCは深海ガス田開発に際して、ノルウェーStatoilHydro、ブラジルのPetrobrasなど深海開発に強みを持つ外国企業と提携している。また同社は、鉱区権益の一部をCairn Energyなどの外資や国有のGAILに譲渡して、自社シェアを40%程度に下げる意向と言われる。 . 東海岸沖合ガス田生産開始によるインドガス需給への影響 (1) インドの天然ガス需給推移 4 インドの西岸沖合を中心にする既存ガス生産地域の生産量は、近年大規模な新規発見がないために、2000年以降3,000MMcfdを若干上回る規模の生産規模で推移している。今後若干の生産増加が見込まれるものの、既存生産地域のガス生産量は2014~15年以降減少に転ずる可能性がある。一方、東海岸沖合では、先述の通り、Reliance、GSPC、ONGCによる新規発見ガス田の開発計画が目白押しである。特にReliance のディルバイ・ガス田生産が本格する2009年以降は、インドのガス生産量は倍増して6,000MMcfd以上となる。供給源別のガス国内生産量(棒グラフ)とガス需要(折れ線グラフ)の見通しを図6に示す。現在の各社生産計画および見通しを合算すると、生産量は2010~15年でピークとなる。しかし今後、新たなガス田開発が実現すれば、2010~15年の生産量規模がさらに維持できる可能性もある。 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。 9- - インドのガス需要は、2003年まで国内生産量に限定されていたが、2004年にDahej LNG輸入基地(Petronet操業、公称設備能力500万トン/年)、2005年にHazira LNG輸入基地(Shell操業、250万トン/年)がLNG輸入を開始した(図3参照)。ガス需要増加に伴って国産ガス需給ギャップが拡大する中で、近年LNG輸入量が増加している。インド経済の拡大に伴って西岸の主要エネルギー消費地域では電力需要が増加しているが、東部で生産される石炭に輸送ネックがあるために、電力用燃料需要の増加は石油・天然ガス系の火力発電で賄われている。 図6 インドのガス需給見通し 20152014201320122011201020092008200720062005200420032002200120001999199819971996(出所)実績:BP統計 想定:供給;各社生産見通し、コンサルタント見通し インドのガス需給見通しONGCDeen DayalNEC25Dhirbuhai既存エリア生産ガス需要 MMcfd9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000 需要;エネルギー経済研究所「アジア/世界エネルギーアウトルック」2007年10月 他 (注) 2004~2008年の需給ギャップはLNG輸入で対処 ディルバイ・ガス田のプラトー生産が開始される2009年からインドのガス需給は様変わりし、図6に示す想定ケースでは、2015年くらいまで国産ガスでインドガス需要を賄うことが可能となる。現在ガス需要増加への対処を一手に担っているLNG輸入は、2008年まで増加するが、2009年以降の増量は不要となる。 インドのガス消費地は、現在は国産とLNG気化ガスの供給が可能な西岸からデリー首都圏にいたる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。 10- - BJパイプライン沿線にほぼ限定されている。東海岸沖合ガス田を開発するRelianceは、東海岸から西岸、および南インド、東部の西べンガル州向けにガス・パイプラインを新設して沿線地域に新たにガス需要を創出しようとしている。そうなるとガス需要が大幅に増える可能性もあるが、ガス需要量は国産ガスの供給量および国際LNG価格によって制限を受ける可能性が高いと考えられる。 インドのガス需要および国産ガス供給共に、将来の見通しには不確定要素が強いものの、今後新たな大規模発見がなければ、国内ガス生産量は2015年以降減少傾向となって需給ギャップが拡大し、LNGおよびパイプライン・ガスを含めてガス輸入必要性が高まっていくものと考えられる。 (2) 東海岸沖合ガス田生産によるインドガス需給への影響: LNG輸入抑制効果 LNG輸入企業のPetronet(Dahej LNG基地操業)はカタールとの長期契約に基づいてLNG500万トン/年を輸入しており、シェル(Hazira LNG基地操業)はスポット・カーゴを投入している。2006年来の電力需給逼迫で発電用ガス需給が急増しており、PetronetはLNG短期契約およびスポット・カーゴ調達によって対処している。 インドのLNG輸入量推移を図7に示す。 図7 インドのLNG輸入量推移(出所:LNG Focus) 万トン/年インドのLNG輸入量推移 (LNG Focus)7006005004003002001000LNG輸入量2004180200544920066202007/1H420 LNG輸入量は2004年の輸入開始以来、一貫して増加しているが、初めてスポット・カーゴ購入を開始した2006年後半以降、増加率がさらに高まっている。割高なナフサからガスへ燃料転換する発電所向け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。 11- - Kス需要増加により、LNGの2007年上期前年対比伸び率は70%に達している。インドのLNG輸入伸び率は、特殊要因を持つ中国5を除いて、LNG輸入国の中で最大である。 しかし、2009年以降、相対的に安価な東海岸沖合生産ガスが国内市場に大量に投入される。表1、図5に示したように、ディルバイ・ガス売価が$5.1~5.4/MMBtuであるのに対して、LNGスポット・カーゴ価格は$9~11/MMBtuであって競争力がない。LNG需給は2010~15年にかけても引き続き逼迫するとの見方が優勢であり、スポット・カーゴ価格も高止まりする可能性が高い。2009年以降、少なくともガス需給緩和が見込まれる2015年頃にかけて、インドのLNGスポット・カーゴ輸入ニーズは減じるものと考えられる。 契約タイプ 長期 長期 短期 購入相手国 カタール カタール カタール プロジェクトRasGas ⅡRasGas ⅡRasGas 数量 500万トン/年 250万トン/年 200万トン/18ヶ月 開始 2004年 2009年 2007年 契約期間 25年間 25年間 18ヶ月 azira LNG輸入基地を操業するShellは、設備能力250万トン/年の中で、自社エクィティーのスポットLNGカーゴを投入している。2009~15年に新規契約によるLNG供給がなく、スポットLNG需要が発生しないと仮定すると、2015年までのLNG需要は年間1,000万トン以内に留まるものと考えられる(Petronet 750万トン+Shell 250万トン)。なおDabhol発電所は、現在Petronetが短期契約で調達するLNG気化ガス供給を受けているが、2008年にRatnagiri社のDabhol輸入基地が完成してLNG輸入が可能になった後には、同基地が輸入するLNGを使用するものとみられる(ただしLNG供給先等は未定)。 H 5 中国最初のLNG受入基地広東大鵬LNGが2006年5月にLNG輸入を開始し、徐々に輸入数量が増加して 3) LNG輸入基地計画とLNGの輸入見通し Petronetが締結しているLNG売買契約は次の通りである。 表2 PetronetのLNG LNG売買契約 (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。 12- - e社のLNG輸入基地建設・増設計画は次の通りである。 表3 インドのLNG輸入量推移(出所:LNG Focus) 操業開始 事業者 受入基地 Dahej Dahej増強 Kochi Hazira Dabhol Mangalore Ennore Petronet Shell Ratnagiri ONGC IOC (事業者) Petronet (Dahej, Kochi基地) Shell(Hazira基地) Ratnagiri Gas&Power (Dabhol基地) 同左所在地 グジャラート州 ケララ州 グジャラート州 マハラシュトラ州 カルナータカ州 タミール・ナドゥ州 設備能力 (万トン/年) 2004年1月500 2009年 500-750 2009-10年 2005年4月? 2008年? 延期 延期 250 250 250 500 500 250 供給ソース 主要需要家 カタールRasGas カタールRasGas Shellの各エクィティー Shellの各エクィティー グジャラートおよび周辺州の各需要家 GSPC、Essar電力 ? Dabhol火力発電所 IOC 12.5%, ONGC 12.5%, Bahrat Oil 12.5%, GAIL 12.5% Gas de France 10%, ADB 5.2%, 一般投資家 34.8% Shell 74%, Total 26% GAIL 28.5%, NTPC 28.5%, 機関投資家 28.5%, MSEB(マハラシュトラ州電力庁)14.5% 以前は、インド南部および東部のLNG輸入基地計画が目白押しであったが、東海岸沖合ガス田開発が具体化するにつれて、多くのLNG輸入基地計画が中止、延期となった。ONGCのMangalore基地、IOC6のEnnore基地建設計画も最近正式に延期となった。 Petronetは、2015年以降の中・長期的なLNG調達必要性を踏まえて、Dahej基地の拡張(2009年完成予定)、およびインド南西部ケララ州にKochi基地新設(2009~10年)を計画している。しかし国産ガス田開発が順調に進展した場合、2015年頃まではLNG追加輸入が不要となる可能性が高い。Dahej基地拡張、Kochi基地新設の計画は、国内のガス需給動向によっては、延期される可能性がある。 スポット・カーゴを投入するShellのHazira基地は、2009年以降ディルバイ・ガス田から西岸へのガ ス供給が本格化すると、価格競争力を失って、基地の操業率が低迷する可能性がある。同基地の拡張は2015年以降に操業開始のタイミングとなる可能性が高い。 いるため、2007年上期の輸入量は前年同期の8倍となった。 6 Indian Oil Corporation、インドで最大の石油精製設備を持つ国有石油下流企業 13- - 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) インドのLNG調達(長期LNG売買契約の動向) 前項で述べたとおり、既存のLNG長期契約はPetronetとカタールRasGasとの契約のみである(2009年以降750万トン/年)。歴代のインド石油天然ガス相を筆頭にPetronetなどLNG輸入関係者はLNG購入契約増量の必要性を強調してきており、輸入相手国としては地理的に近く、2006年に世界最大のLNG輸出国となったカタールを想定している。Petronetはカタール以外にも、豪州、マレーシア、アルジェリアなど主要なLNG輸出国の事業者と長期売買契約を交渉している。しかしLNG市場は需給先行き逼迫感から売手市場となってLNGの新規契約価格は大幅に上昇しており、現時点の想定契約価格はインド各州発電庁など財務体質の悪い多くのガス需要家の支払い能力を大きく上回っている。 一方、2009年には東海岸沖合産ガスのインド市場への本格供給が開始されることから、国内ガス需給は大幅に緩和され、高額な輸入LNGの需要は伸びない可能性が高い。インドの新規LNG長期売買契約の成立は、当面先送りされるものとみられる。 . アジア太平洋LNG需給への影響 前章に記したように、インドは2006年以降発電用燃料需要増加を短期契約およびスポットLNG輸入によって対処しており、LNG輸入量が前年比50~70%の比率で伸びている。 2007年上期の世界の国別LNG輸入比率を図8に示す。 図8 2007年上期LNG輸入の国別比率 (出所:LNG Focus) 5イタリア1%英国 他1%2007年上期LNG輸入量(総量8,640万トン)米国11%メキシコ他2%日本38%ベルギー1%ポルトガル1%トルコ3%フランス6%スペイン10%中国1%台湾4%インド5%韓国16%14- - 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。 Cンドの2007年上期のLNG輸入量は、東アジア伝統的LNG輸入国の一角であった台湾を初めて凌駕して、アジアで日本、韓国に次ぐ第3位のLNG輸入国となった。世界全体をみると、中国、米国を含む新LNG市場の比率が徐々に高まっている。アジア太平洋LNGの新市場(米国西岸、中国、インド)は、いずれも石炭等代替エネルギーが豊富で、米国西岸はLNG受入基地計画が進まないなどの理由からLNG需要見通しを読みにくい。しかし、中国はLNG需要増加のペースはかつての見通しから大きくトーンダウンしたものの、2006年に操業開始した広東大鵬LNGに続いて、福建、上海LNG案件などのLNG売買契約が徐々に成立して、需要自体は着実に増加傾向にある。米国西岸はメキシコ・コスタアスル基地拡張により2011年以降米国への供給量増加が見込まれる。 一方、インドのLNG輸入の伸びは2008年の東海岸沖合ガス田生産開始によって頭打ちとなり、LNG需要は2015年頃まで増加しない可能性が高い。少なくとも2010年代初期までに、インドのガス需要がアジア太平洋LNG需要の波乱要因になる可能性は低い。 ただしインドのガス輸入者は、ガス輸入が再び増加に転じるとみられる2015年以降を睨んで、2010年代中頃までには、LNGおよびパイプライン・ガス輸入交渉を本格化させると考えられる。 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。 15- -
地域1 アジア
国1 インド
地域2
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地域3
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地域4
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地域5
国5
地域6
国6
地域7
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地域8
国8
地域9
国9
地域10
国10
国・地域 アジア,インド
2007/12/20 坂本 茂樹
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