タイ湾Erawan鉱区は、これまで約40年間Chevron社が開発生産してきたが、2018年の鉱区延長入札では、PTTEPが落札し、2022年4月に操業移行が行われることになっている。しかし、これまで設置してきたプラットフォームやラインパイプの将来廃坑になった時点の撤去費用の負担について、タイ政府エネルギー省（MOE）とChevron間で論争が起き、現在係争中（仲裁）である。また、次の操業者であるPTTEPは鉱区に入って、追加掘削の準備ができない状況にある。

この報告では、仲裁中であることから限られた公開情報や報道を基に、問題の所在とDecommissioning責任のあり方について考察する。

タイのErawan鉱区はUnocalがタイ政府と締結したConcession Contracts 1-3（Contract 1＆2は1972年、Contract 3は1989年）の鉱区の総称である。その後、Unocalは2005年にChevronに買収された。しかし、2022年4月に鉱区期限を迎えるErawan鉱区について、それ以降の権益に係る入札が2018年に行われ、現権益保有者のChevron/三井石油開発（80：20）が、PTTEP/Mubadala（60：40）に敗れ、2022年4月1日に権益がPTT/Mubadalaに移り、操業も引継がれることになった。また、同時にBongkot鉱区の権益延長入札も実施され、こちらも同じ2022年4月22日にPTTEP/Total（66.67：33.33）からPTTEPに100％権益が移ることになった。

タイ政府は、これらの入札前年の2017年に石油法（Petroleum Act）を改正し、従来のConcession契約（採掘権契約、License契約と類似）からPSC契約（生産物分与契約：Production Sharing Contract）に転換を図った。2017年以前のConcession契約では、Concessionaire（権益保有者）は、タイ政府に生産量に対して5％～15％のRoyaltyの支払い、Special Remuneratory Benefit（SRB）としてCapital Cost（資本的支出）の減価償却後および年間の収入が投資に対して極めて高い場合にはwindfall tax（過剰利益税）が課税され、これらRoyaltyとSRBの控除後利益の50％に対してPetroleum Income Taxが課税されていた。その他の法人税は免除であり、また輸入品に対する関税や諸税は免除されていた。また、Concession契約では生産された石油・ガスに対する国家の所有権はWellheadに到達するまでであり、Wellhead後はConcessionaireに帰属することになり国家の所有権は及ばなかった。

なぜ、タイ政府がConcession契約からPSCに変更したかについては、石油・天然ガスの所有権は国家に帰属すべきという基本理念を追求した点もさることながら、PSC契約の方が、政府取り分について理論上1.5倍～2倍に増えるためと言われている。ちなみにPSCを導入するという判断は、他の多くの産油国でも行われており、必ずしも特別なことではない。

ただ、この際の法改正により、Erawan鉱区の権益引継ぎの2022年4月を目の前にして、未だに解決していない次の二つの問題が生じている。

（1）　Decommissioning責任
タイ政府のMinistry of Energy（MOE）の内局であるDepartment of Mineral Fuels（DMF）とChevron間でDecommissioning責任、即ち将来のDecommissioning費用の負担を巡り紛争が生じ、現在仲裁裁判中である。

（2）　PTTEPのErawan鉱区における準備作業の遅延
上記（1）と関係があるのかは不明であるが、PTTEPとChevron間で円滑な引継ぎが進まず、追加掘削（Infill Drilling）を行う準備作業をChevronが鉱区の管理権を理由に拒んでいる。いまだにオペレーターはChevronが務めているため、鉱区の管理権を盾にPTTの鉱区入りを拒んでいるとされている。

本稿では、上記の二点に焦点を当て進めていく。ただし、（1）については仲裁中であり得られた情報も限定的であるため、公開情報や報道を基に筆を進めるが、できる限り論点を簡潔にまとめて読者の理解を深めることに注力した。

鉱区期限の移り変わりに際して、権益移転はスムーズに行われないと、油・ガス田のパフォーマンスそのものにも大きな悪影響を及ぼす可能性がある。

東南アジアでは外資から国営石油会社に権益を承継させて失敗した事例がある。それは、インドネシアの東カリマンタン沖のMahakamガス田のケースである。2017年末にPSC契約の満期を迎え、それまでのOperatorであるTotalからインドネシア国営石油会社のPertaminaに権益が引き継がれた。PSC権益移転前は従前のOperatorは投資をしても回収できないため、投資を最小限に留めるのが一般的であるが、これは油・ガス田のパフォーマンス低下につながりかねない。Mahakamガス田では、外資撤退の結果、投資削減が祟って生産量が減退し（貯留層圧力の減衰）、引継ぎ直前には1,300mmcfdあったガス生産量は減少、Pertaminaが追加井を掘削しても、新型コロナの感染拡大の影響もあり依然として回復しておらず、2020年の平均生産量はわずか500mmscfd程度に留まっている。貯留層が一部崩壊したのではないかともいわれている。

これに懲りたためか、同じインドネシアのスマトラ島中部、Rokan油田では、従前のOperatorのChevronから同じくPertaminaに権益が引き継がれたが、Chevronは権利移転前に1億5,000万ドルを掛けて118本の井戸を掘削し生産減退を最小限にとどめることができた。それでも20万bbl/dから15万bbl/dまで落ち込んではいるが、この1億5,000万ドルのコストをChevronはすべて回収可能できるように工夫されているという。なお、Rokan油田の実際の権益移転は2021年8月に行われた。

タイ湾におけるErawan鉱区とBongkot鉱区の位置図は右の図の通りである。

タイ湾の原油やガスの貯留層の特徴として、これらが仕切りの多い小さな貯留層（コンパートメント）で油ガス田全体が構成されている。それゆえ、本来であれば追加掘削/追加井（Infill Drilling/Infill Wells）を行い、生産量を維持しなければならない。

2022年に鉱区期限を迎えるErawan鉱区とBongkot鉱区については、それ以降の権益保有者を選定するため、2018年に入札を行った。両鉱区の過去5年間のガスの生産推移（年間平均日量）は以下のとおりである。なお、両鉱区ともコンデンセートも生産しているがここでは省略している。

以下の表は、ErawanとBongkot各鉱区の権利移転の推移を簡単に表したものである。

表1　Erawan鉱区とBongkot鉱区の権利移転の概略

Erawanについては、新しいPSCの下では契約上は20年間、2042年まで鉱区期限があるが、2026年から2028年頃にかけて800㎜scfdで推移し、その後さらに減退し、2035年頃に枯渇することが予想されている。また、Bongkotの方は、生産開始が1993年とErawanとの比較では新しく、2030年に向けて増産するだろう。

油ガス田の生産が減少し、枯渇して坑井を廃坑にする場合、Decommissioning作業を行うことが当該国の法令や石油契約で定められていることが一般的である。陸上油・ガス田と異なり海上の場合は、海上に設置したジャケット等のプラットフォームと海底パイプラインを撤去した上に油井・ガス井を閉じることが一般的である。井戸を閉じる方法としては陸上と同様一般的に、ケーシングパイプを途中何ヵ所かで切断しパイプ内を塞ぎ、坑内へ残存の油やガスが流入することを防ぐと共に、海底面から5フィート（約1.5m）下面でケーシングを切断し、セメントを流し込み、蓋をする。さらに掘られた穴には砂もしくは砂利を流し込み、海底面を平らにする。

また、ジャケット等のプラットフォームについては基底から切断し、分解の上、陸上まで曳航して屑鉄等廃棄物処理をすることになる。これら海洋開発で不要となった物に関して、仮にそのまま残す場合はロンドン条約の附属書Ⅱにて特別許可が必要と規定されており、撤去が原則である。ロンドン条約の概要は参考までに末尾に記す。

1.　改正石油法2017

タイではPetroleum Act 2017の追加条項によって、Decommissioning費用責任が明確に規定された。同Actの追加条項Section 80/1によって、Concessionaireは、その後に権益を譲渡される新たなオペレーターが既設の設備・機器、パイプライン等の海洋構造物を使用するしないに拘わらず、自らが設置した掘削及び生産用の海洋構造物を、生産終了した時点（いつになるか不明だが）で撤去する責を負うことになったのである。また、Section 80/2では、将来の撤去費用を担保するために保証（現金、タイ国債、銀行保証状等）を差し入れる義務を負うことにもなった。また、この条文は遡及して効力を持つと解釈され、改正石油法以前に海洋構造物を設置したConcessionaireは当然にこの責任を有することになり、救済措置等は規定されていない。

“Section 18. Additions to Section 80/1 and Section 8-00/2 of the Petroleum Act B.E.2514.

Section 80/1. For the purposes of promotion and preservation of environment, the concessionaire shall be responsible for the decommissioning of installations, structures, materials, equipment, and facilities used in the exploration, production, storage, or transportation of petroleum,,,,,,”

Section 80/2. The concessionaire shall deposit a security for the decommissioning of installations, structures, materials, equipment, and facilities under Section 80/1 ,,,,,,.”

2.　Unocal Contracts 1－3

40年以上前にUnocalが締結したConcession Contractは公開されておらず、詳細な規定はわからないが、1989年のModel Concession Contractによれば、契約満了もしくは生産中止となった場合、使用したプラットフォーム等の設備・機器やパイプラインは原則政府に譲渡し、使用できないものについては契約終了時に撤去することが定められている。しかし、使用可能で政府に譲渡するものについて、将来撤去の必要が生じた設備・機器等の撤去費用の負担は定められていない。

“the properties which are not usable shall be removed by the Concessionaire in accordance with the Minister's instruction within three months from the date of the instruction”

報道によれば、元のUnocal Contractsでは、新たなオペレーターが使用しない機器等については旧オペレーターが撤去し、新たなオペレーターが継続使用する機器等はDecommissioning責任と共に新たなオペレーターが引き継ぐと規定されているという。これに則れば、PTTEP/Mubadalaが継続して使用するであろうプラットフォームやパイプラインの最終的な撤去を、法令を遡及適用して、現Concessionaireの Chevron/MOECOに負担させることは、かなり無理がある。

3.　仲裁

実際にタイ政府は改正石油法に基づき、現ConcessionaireであるChevron/MOECOに対して、将来のDecommissioning費用見合いの約20億ドルの担保の提供を求めたという。Chevron側は当然のことながらこれを不服とし2019年に仲裁裁判を起こしたが、その後タイのエネルギー大臣が交代したことにより仲裁は一時中断し、交渉を再開した。しかし、再び交渉は難航し、2020年の10月に仲裁手続きを再開した。Chevron側とタイ政府エネルギー省間の仲裁はUncitral仲裁ルールにてスイスで行われていると報道されている。また仲裁判断の結果に拘わらず、既存のオフショア・プラットフォーム142基がPTTEPに移管され、49基がChevronによって撤去される計画だとも報じられている。おそらく、Concession契約が満期を迎える時期（2022年4月）から逆算すると仲裁判断は年内には出されるだろう。しかし、その判断内容は、仲裁という性格から両当事者が合意しない限り詳しく報じられることはないと思われる。

なお、Bongkot鉱区権益の33.33％保有者である、Totalも同様の問題を抱え込むこととなったため、Chevronと同様に仲裁を起こしたが、現在中断しているという。また、仲裁とは別にTotalは権益見合い分（約7.5億ドル）のDecommissioning費用相当の担保を提供したという報道もある。

4.　改正石油法の遡及とChange in Lawについて

新法や法の改正部分は遡及して適用しないという原則が、特に大陸法では強くある。英米法も同様である。例外的に、労働者の安全、環境に対するリスクなど緊急性を伴うものについては遡及効を認めるというのが国際的な通念である。従って、今回の場合遡及効を認めることについては疑問視する声が大きい。準拠法がどこの国の法律を使用しているかにもよるが、仮に遡及するのであれば、通常の長期の石油・ガス関連取引契約では、stabilization条項やChange in Law条項によって遡及効を認めないことや、仮に発生しても追加費用の請求権が生じる形をとっている。しかし、40年以上前に結ばれたオリジナルのConcession契約でどのように規定されているかは定かではない。いずれにしても、このような遡及適用が適用されない仲裁結果を望みたい。

Decommissioningの問題は、アジア・太平洋地域に限った問題ではなく、世界の各地で問題となっている。ただし、これをアジア・太平洋地域に限ると、将来Decommissioningを必要とする洋上プラットフォームは約2,600基、油ガス井は35,000井およびパイプラインは55,000㎞あるという。Decommissioningの難しさは、技術面もさることながら廃坑までの長い期間の間にPSCコントラクターやConcessionaireが変わることが多いという点と、洋上プラットフォームは構造が複雑になればその撤去費用の見積もりが困難かつ費用は上昇し総額1,000億ドルを超えるという点に由来する。北海やメキシコ湾程の歴史はないが、アジア・太平洋地域におけるプラットフォームのうち25年以上使用しているのは1,000基を超える。それにつれて責任もホスト国なのかConcessionaire、PSCコントラクターなのかという問題も生じやすくなるため、PSCコントラクターやConcessionaireは当然のことながらこれらのリスクを認識しながら対策を講じていることと思う。なお、Decommissioningの制度については北海油田における英国の取り組みが参考になる。内容は多岐にわたるが、一旦撤去ということが決まればすべての当事者がDecommissioningコストに連帯責任を負うことになる。また、原則として原状復帰を求めると共にすべての連帯責任を負う当事者の中でも受益者負担を制度の中心に据えていることである。これによって、事前にコスト効率の良いDecommissioning準備が可能となる。

東南アジアでは、加盟5か国（インドネシア、マレーシア、タイ、シンガポールおよびフィリピン）によるアジア石油評議会（ASEAN Council on Petroleum：ASCOPE）が、2012年にRegional Decommissioningガイドラインを発行した。これに基づいてタイは上記のように石油法を改正したと主張している。またブルネイは、”Decommissioning and Restoration Guideline for Onshore and Offshore Facilities”を2009年に作成した。ベトナムは、1995年石油法を国連海洋法条約（UNCLOS）に基づき2017年に改正するとともにオペレーターにDecommissioning Fundの創設およびDecommissioning Planの作成とベトナム政府の承認を義務付けた。ベトナムのPSCモデル契約はそれより早く2013年にはDecommissioningと放棄（Abandonment）について規定している。

マレーシアでは、2013年にPetronasの”Procedures and Guidelines for Upstream Activities”にDecommissioningガイドラインが加わった。Decommissioningプランは開発中に作成され、すべてのDecommissioning活動はPetronasとマレーシア政府のチェックと承認が求められる。

一方、インドネシアは、2018年に上流石油ガス事業の操業後の活動を規定するRegulation No.15を発行した。このRegulationはすべてのPSCコントラクターに対してPSCに定めのある無しに拘わらず、廃坑と原状回復を要求するとともに、PSCコントラクターは商業生産開始からDecommissioningに向けての資金積立義務があるとした。積み立てた額はその年にコスト回収可能となり、積立金はエスクロウ口座に入り廃坑作業以外で使用することはできない。権益譲渡時は、新しいコントラクターが積立資金の残額を引き継ぐことになる。このRegulation No. 15は遡及適用されることになっており、PSCにDecommissioning責任条項がない多くの古いタイプのPSCは廃坑と共に、今後タイErawanと同様な紛争を抱える可能性がある。

再びErawan鉱区に話を戻す。PTTEPは、Erawan鉱区入札の条件として800㎜scfdの生産を確約している。そのためPTTEPは当初計画で、2021年の第1四半期に8基のプラットフォームを設置し、第2四半期から追加井の掘削を開始する意向であった。そうしないと2022年の権益引継ぎ時には貯留層の圧力が弱まっていることから500mmscfdしか生産できず、また800mmscfdに達するには相当な時間がかかるからである。しかし、Chevronは2019年にPTTEPによるサイトサーベイは認めたものの、PTTEPが追加井掘削作業の準備作業を行うことを一切認めていない。おそらくDecommissioning責任論争とは関係なく、Concession契約における鉱区の管理監督権が現時点ではChevronにあることが理由であろう。一般にメジャーと呼ばれる石油ガス上流開発会社の安全操業に対する意識は極めて高く、自社が操業中の鉱区に第三者を立ち入りさせることは安全上認めないと考えるのが普通だろう。

このため、PTTEPは不足する300mmscfdをBongkotやArthit鉱区などの別鉱区での増産により補わなければならない。また、2019年にMurphy Oilから権益を譲り受けたマレーシアのガス田は、その後2年間で4.7Tcfものガス資源量が発見されており、その一部は既に生産が開始されている。こちらの生産に拍車を掛けて、300mmscfdのガスをそちらから補う可能性もあるかもしれない。

海上コンテナ、船舶を残す場合は、「廃棄物その他の物の投棄による海洋汚染の防止に関する条約」（通称：ロンドン条約）は，1972年12月にロンドンで採択され，1975年8月に発効した（我が国は1980年10月に同条約を締結）。同条約は，水銀，カドミウム，放射性廃棄物などの有害廃棄物を限定的に列挙し，これらの海洋投棄のみを禁止していた。また、その附属書Ⅱでは金属くず、その他の巨大な廃棄物で漁労や航行の重大な障害となるおそれがあり特別な注意が必要なもの事前の特別許可が必要であると規定している。

その後の世界的な海洋環境保護の必要性への認識の高まりを受け，同条約による海洋汚染の防止措置を更に強化するため，「1972年の廃棄物その他の物の投棄による海洋汚染の防止に関する条約の1996年の議定書」（通称：ロンドン議定書）が1996年11月にロンドンで採択され，2006年3月に発効した（我が国は2007年10月に同議定書を締結）。同議定書は，廃棄物等の海洋投棄及び洋上焼却を原則禁止した上で，例外的にしゅんせつ物，下水汚泥など，海洋投棄を検討できる品目を列挙するとともに，これらの品目を海洋投棄できる場合であっても，厳格な条件の下でのみ許可することとした。例えばCCS（Carbon Capture and Storage）によって海底に貯留されるCO2は、ロンドン議定書の適用となり廃棄物扱いとなる。日本ではロンドン条約及びロンドン議定書を受け、。なお、タイはロンドン条約を批准していない。「海洋汚染等及び海上災害の防止に関する法律」（海防法）および「廃棄物の処理及び清掃に関する法律」（廃掃法）によって国内実施されている

以上

（この報告は2021年9月15日時点のものです）