1. トリニダード・トバゴでは、2000年代初めに液化プラントや国内の石油化学産業へ供給するために天然ガス生産量、消費量が急増したが、大規模なガス田の発見がなかった。そのため、天然ガス確認埋蔵量は2020年末には2,898.7億立方メートルとなり、1999年末から半減した。天然ガスの可採年数は9.8年となっている。天然ガス生産量は2010年をピークに減少、2017年から2019年にかけて増加が見られたものの、2020年は再び減少に転じ295億立方メートル（2019年比15％減）となった。生産量減少によりフィードガスが十分に供給されなくなり、2020年12月にはAtlantic LNG（ALNG、1999年操業開始）トレイン1が稼働を休止し、2020年のLNG輸出量は2019年比19.4％減少し1,008万トンとなった。
2. 2021年には、ShellがBarracudaガス田、BPとRepsolがMatapalガス田、BHP BillitonがRuby油田の生産を開始した。また、ShellがColibriプロジェクトの生産開始やManateeガス田等の開発を計画する等、今後数年間は新規ガス田の生産開始が続く見通しで、天然ガス生産量の増加が見込まれている。
3. しかし、その後については天然ガス生産量が再び減少すると見られていることに加え、トレイン毎に異なるALNGの出資比率の再編成をめぐる協議が難航していることから、いつトレイン1の操業が再開され、ALNGの生産量が大きく反転するかについて予測することは難しいと見られている。
4. 政府は、探鉱を促進するために、2022年に深海、浅海、陸上鉱区を対象とする入札を3回実施するとしている。しかし、探鉱から生産開始までには相当の時間を要するので、天然ガス生産量を維持、増加させるには既発見ガス田の順調な開発が、トレイン1の再開やALNGの輸出量増加にはALNGの出資比率の再編成をめぐる協議の早期決着が必要となろう。

（BNamericas、LatAmOil、Platts Oilgram News他）

トリニダード・トバゴは、天然ガスの確認埋蔵量についてはベネズエラ、アルゼンチン、ブラジルに次いで中南米第4位、生産量についてはアルゼンチン、メキシコに次いで中南米第3位の産ガス国である。1990年代末から、Atlantic LNG（ALNG、1999年操業開始）の液化プラントが4トレイン建設され、Peru LNGが2010年6月に操業を開始するまでは中南米で唯一のLNG輸出国として、米国等へLNGを輸出してきた。

しかし、2000年代初めに液化プラントや国内の石油化学産業へ供給するため天然ガスの生産量、消費量が急増し、その後横ばいで推移する一方で、大規模なガス田の発見がないため、天然ガスの確認埋蔵量は1999年末の5,898.8億立方メートルをピークに、2020年末には2,898.7億立方メートルに半減した。

天然ガス生産量も2010年の403億立方メートルをピークに減少していたが、2017年からは回復が見られ、2019年は346億立方メートルとなった。しかし、2020年の同国の天然ガス生産量は2019年比15％減少し295億立方メートルとなった[1]。天然ガス生産量が減少したことから、12月にはALNGのトレイン1の稼働が休止された。その結果、GIIGNLによると、LNG輸出量は2019年の1,250万トンから2020年には1,008万トンに19.4％減少し、世界のLNG輸出量に占める同国の割合も4％から3％に低下した。

このような状況から、1999年には50年を超えていた天然ガスの可採年数は9.8年に減少し、今後も既存の液化トレインと国内市場向けに天然ガスの供給を続けていくには、より多くのガス田が発見され、開発される必要があるとの指摘がなされてきた。

ただし、今後数年間は新規ガス田の生産開始が続く見通しで、天然ガス生産量の増加が見込まれている。以下に、主要な企業別に2021年の新規ガス田の生産開始状況や今後のガス田開発計画等をまとめた。

Shellは1913年からトリニダード・トバゴで活動していたものの、1974年の石油産業国有化により事業規模を大幅に縮小された。2014年1月にRepsolが保有するALNG4トレインの権益を20％から25％取得、さらに、2016年2月にBGグループを合併したことにより、LNGと石油化学プロジェクトにガスを供給する上流の資産を獲得し、ALNG4トレインの過半の権益も保有することとなった。

Shellは2021年7月に、East Coast Marine Area（ECMA）、Block5（c）、Barracudaガス田の生産を開始した。Block5（c）は2016年のBG買収時に取得した鉱区であり、Barracudaガス田の開発はShellにとって同国で初めての新規ガス田開発となった。Shellは2020年1月に同ガス田の最終投資決定を行った。同ガス田の生産量は当初、日量396万立方メートルで、ピーク時には日量623万立方メートルに達する見込みだ。生産されるガスは国内市場とALNGに供給される。

ECMAはBlock5（c）の他、Block6（b）のDolphin、Block5（a）のDolphin Deep、Block5（a）とBlock EのStarfishガス田等からなる。Dolphinガス田は1996年、Dolphin Deepガス田は2006年、Starfishガス田は2014年12月にそれぞれ生産を開始している。

Shellは、また、Block22のCassraガス田とSancocheガス田および隣接するNorth Coast Marine Area（NCMA）Block4のOrchidガス田等を開発する計画、Colibriプロジェクトの生産開始を2022年に予定している。生産されたガスは、国内市場およびALNGへ供給される模様だ。権益保有比率は、Block22についてはShellが90％、国営石油会社Petrotrinが10％、NCMA-Block4についてはShellが80％、Petrotrinが20％となっており、いずれの鉱区もShellがオペレーターを務めている。

さらに、Shellは2021年10月に、ベネズエラとの境界に位置するLoran-Manateeガス田のトリニダード・トバゴ側のガス田であるManateeガス田の開発に関する条件でトリニダード・トバゴ政府と合意に達し、数週間のうちにPS契約に締結する予定であることを明らかにした。

トリニダード・トバゴとベネズエラはLoran-Manateeガス田を共同開発することを計画し、2003年より協議を重ねていた。2010年8月にはユニタイゼーション・アグリーメントが締結され、同ガス田の埋蔵量を10.07兆立方フィート（2,839億立方メートル）とし、そのうち2.712兆立方フィート（765億立方メートル、26.94％）がトリニダード・トバゴの領海内、7.357兆立方フィート（2,074億立方メートル、73.06％）がベネズエラの領海内にあるとされた。しかし、その後、主にガス価格に関して合意ができず、開発は進まなかった。2019年に米国の制裁が課せられると共同開発を実施することがさらに困難になり[2]、トリニダード・トバゴとベネズエラは、同ガス田を個別に開発することに合意した。そして、トリニダード・トバゴからベネズエラに対して、ユニタイゼーション・アグリーメントの終了が正式に通知され、2019年10月15日に両国政府間で、国境をまたぐ同ガス田の開発に関する契約が新たに締結された。この契約では、埋蔵量を10.07兆立方フィート、回収率を69％とし、ユニタイゼーション・アグリーメントと同じ比率で、トリニダード・トバゴは最大で1.872兆立方フィート（527.8億立方メートル）、ベネズエラは最大で5.076兆立方フィート（1,431.1億立方メートル）のガスを生産する権利を有することが定められた。これを受けて、トリニダード・トバゴ政府とShellは2020年初めより、Manateeガス田のPS契約の条件について交渉を開始した。エネルギー・エネルギー産業省によると、Manateeガス田は4年後の2025年に生産を開始する予定で、初期段階では日量850万立方メートルのガスを生産し、最終的には日量1,980万立方メートルのピーク生産に達する見込みである。生産されたガスは、国内市場およびALNGへ供給される。トリニダード・トバゴとベネズエラの境界上には他にも、未開発のManakin-Cocuinaガス田、Kapok-Doradoガス田があり、Manateeガス田の開発が進めば、これらのガス田の開発にも影響を与える可能性がある。

BPが70％、Repsolが30％を出資するbpTTは、トリニダード・トバゴの天然ガス生産量の約55％を生産しており、トレイン1で必要とされるガスの100％、トレイン2およびトレイン3で必要なガスの約60％、トレイン4で必要なガスの約70％を供給している。bpTTは、2019年にAngelinガスの生産を開始し、生産増を図った。しかし、同じく2019年に実施したインフィル・ドリリング・プロジェクトが期待外れの結果となり、これが、2020年の同国の天然ガス生産量減少やALNGへのガス供給量減少の一因となったという。

bpTTは、2021年9月に、Matapalガス田の生産を開始した。2017年に発見されたMatapalガス田の生産開始は2022年に予定されていたが、新型コロナウイルスの感染拡大にも関わらず、予定よりも7カ月早い生産開始となった。bpTTは、同ガス田の当初の生産目標である日量708～991万立方メートルに向けて生産量を引き上げているという。同ガス田で生産されるガスはLNG、アンモニア、メタノールプラントでフィードガスとして使用される。

bpTTはまた、Cassiaガス田から生産されるガスを圧縮するために新たにCassia Cプラットフォームを設置する計画だ。Cassiaガス田は1983年に生産を開始し、2003年にはCassia Bプラットフォームが設置された。Cassia Cプラットフォームで圧縮されたガスはCassia Bプラットフォームに送られ、合わせてパイプラインで陸上に輸送され、Cassiaガス田の生産増に寄与するという。

bpTTはさらに、Cypreガス田の生産を2024年に開始することを計画している。

BHP Billitonは、トリニダード・トバゴ周辺海域を沖合探鉱のコアエリアの一つと位置付け、活動を強化している。2005年に生産を開始したAngostura油田については、権益45％を保有し、オペレーターを務めている。また、Shellとのコンソーシアムにより、2012年に深海4鉱区（TTDAA5、TTDAA6、TTDAA28、TTDAA29）、2013年に深海2鉱区（TTDAA 3、TTDAA 7）を獲得し、同国の深海での探鉱のキープレイヤーとなっている。

BHP Billiton（オペレーター、権益保有比率68.46％）と国営ガス会社National Gas Company of Trinidad and Tobago Limited（NGC、同31.54％）は2021年5月に、沖合Block3（a）、Ruby油田の生産を開始した。当初の生産量は明らかにされていないが、最終的には原油を日量1万6,000バレル、天然ガスを日量227万立方メートル生産する計画だ。

BHP Billitonは、2018年に東部Barbados basinで掘削した探鉱井4坑のうち、Victoria井とBongos井でガスの埋蔵を確認した。BHP Billitonは、これらについて、2026年の生産開始を計画しており、2022年から2024年に最終投資決定を行うことを目指している。

ただし、BHP Billitonは2021年8月17日にWoodsideと、WoodsideとBHP Billitonの石油・ガス部門が合併することに合意した旨発表しており、今後の探鉱・開発への影響が懸念される。

このような状況から、2021年7月にGlobalDataは、トリニダード・トバゴで2020年から2024年に生産開始が予定されている天然ガスプロジェクトは10件で、これらの新規プロジェクトが稼働することで、今後3年間は同国の天然ガス生産量は年2％の増加が見込まれ、2024年までには日量9,628万立法メートル（352.4億立方メートル）以上になるとのレポートを発表している。GlobalDataは、生産増の43％は、ShellのColibriプロジェクトとBPのMatapalガス田開発によるものになるとしている。しかし、新たなプロジェクトの立ち上げがうまくいかなければ、成熟ガス田の生産減退を受けて、2024年以降、天然ガス生産量は減少を始めるとの見方も示している。その場合には、天然ガス生産量は前年比3％減少し、2025年には日量9,062万立方メートルになるという[3]。

ALNGは、表1の通り、トレイン毎に出資企業やその出資比率、フィードガスの供給エリアが異なっている。

BPの各トレインへの出資比率はShellに比べて低いにもかかわらず、ALNGで処理されるガスの70％以上をbpTTが供給している。また、トレイン1はbpTTが権益100％を保有するガス田からのみガスの供給を受けているが、トレイン2、3、4についてはbpTTが権益100％を保有するガス田の他に、Shell（80.5％）とHeritage Petroleum（19.5％）が権益を保有するNCMAやShellが権益100％を保有するStarfishガス田等からもガスの供給を受けている。そして、bpTTが権益100％を保有するガス田のうち、トレイン1への供給を目的として開発されたMahoganyガス田とAmherstiaガス田は生産量が減少しており、Cannonballガス田、Mangoガス田、Cashimaガス田からのガスで補完していたものの、bpTTは以前より、2019年以降のトレイン1の供給に課題が生じることを懸念していた。

また、トレイン1からのLNG長期引取契約は2018年に終了し、BP、Shell、NGCが分担してLNGを購入する5年間の新たな契約が締結されたが、フィードガスの供給状況に応じて、LNGの販売を中断することができるとされている。

このような状況から、2020年12月からbpTTはトレイン1への供給を停止し、トレイン1が休止されることになったと考えられる。

上述した通り、今後数年は新規ガス田の生産開始が続き、天然ガス生産量が増加し、ALNGへの天然ガス供給量も増加することが見込まれるが、いつトレイン1の操業が再開され、ALNGの生産量が大きく反転するかについて予測することは難しいと見る向きが多い。トレイン1の操業停止は恒久的なものになる可能性があると見る向きすらある。というのも、数年間は天然ガス生産量増加が見込まれるものの、その後については生産が減少すると見られていることに加え、ALNGの出資比率の再編成について、ShellとBPが行っている協議が難航しているという背景があるからだ。

Shellは、トレイン毎に出資企業や出資比率が異なる現状を変え、各企業がALNG全体の権益を保有するように出資比率をまとめることを提案している。これに対して、BPは、Shell、NGCおよびトリニダード・トバゴ政府と緊密に協力して、再編計画を検討してきたとしてはいるが、BPとShellとの間には意見の相違があるという。一方、トリニダード・トバゴ政府は、4トレインを1つに統合し、NGCの出資比率を高めることを提案している。NGCは、BPとShellの協議に希望を持っていると表明しているものの、ALNGのトレイン1へのガス供給を確保するために、両社が十分な努力をしていないとの批判も行っているという[4]。このような状況から、年内に合意が成立し、トレイン1の再開に向けて大きく前進するとは考えにくいと見られている。

なお、トレイン1については、操業開始から20年が経過した2019年から2020年にかけて大規模なメンテナンスが行われる予定だったが、小規模なメンテナンスが実施されている。

エネルギー・エネルギー産業省は2021年10月、探鉱を促進するために、2022年に3回の鉱区入札を実施する予定であることを発表した。まず、深海11鉱区を対象とした入札を実施し、続いて、陸上12鉱区、浅海13鉱区を対象とする入札を実施する計画だ。

トリニダード・トバゴは、2050年にカーボンニュートラルを実現することを表明している。一方で、同国は、エネルギー産業を中心に経済発展を遂げてきた国であり、エネルギー産業が総輸出額の約8割を占めている。脱炭素へ向けての世界的な潮流に対応しつつ、非エネルギー産業の発展を図り、経済を多角化する重要性が指摘されてはいるものの、エネルギー産業を中心とする経済構造を変化させるには至っておらず、引き続き、入札を実施し、石油・ガス探鉱を促進する方針であると見られる。

しかし、この入札にどの程度の企業が関心を示すかは不透明であり、また、入札が成功しても、探鉱から生産開始までには相当の時間を要するので、天然ガス生産量を維持、増加させるには既発見ガス田の順調な開発が、トレイン1の再開やALNGの輸出量が増加にはALNGの出資比率の再編成をめぐる協議の早期決着が必要となろう。

以上

（この報告は2021年11月8日時点のものです）