2020年4月

天然ガス・LNG価格動向

直近の値動き

  • 北東アジアのアセスメントされたスポットLNG価格(JKM)(期近分)は、史上最安値であった2020年2月14日の100万Btu当たりUSD 2.713を、3月30日にUSD 2.622と更新、その後も値下がり4月1日にはUSD 2.263、一時わずかに値を戻したものの、4月24日には史上最安値となるUSD1.925を記録し、依然として過去最低水準を推移している。3月前半は、低価格によってインドの輸入量が増加したこと、また中国の一部では、新型コロナウイルス対策による経済活動の低迷から徐々に再開しており、需要回復への期待感から緩やかに価格の上昇につながったものと考えられるが、3月25日からインドで新型コロナウイルス拡大防止のためロックダウンが実行され、これに伴うインド企業のLNG供給者に対するフォースマジュールが報じられると、一転、JKMは急落した。ただし、アセスメント価格は必ずしも実態を反映しているものとは言えないため注意が必要である。なお、2020年3月のMETIスポットLNG価格は報告者が2社未満となり、公表されなかった(前月はUSD 5.5)。
  • 2020年3月末時点の米国ヘンリーハブスポットガス価格(HH)はUSD 1.64と、前月比でUSD 0.04下落した。1月20日以降、一貫してUSD 2を下回っており、2020年4月2日にはUSD 1.552という過去10年でも最低の価格を記録した。米国の平年より暖かく穏やかな気候と、過去最高水準(1月まで33ヶ月連続の前年同月比増加)の堅調なガス生産、またこれに新型コロナウイルス感染拡大による人の移動抑制と経済活動への影響からガスの需要減退が懸念され、歴史的な低価格状態が継続している。2020年3月末時点のオランダガススポット価格(TTF)はUSD 2.22と、前月比でUSD 0.64下落した。3月中旬までUSD 3付近で推移したが、その後下落に転じ、4月初旬からはUSD 2台前半で推移、4月24日にはUSD1.83に下落した。コロナウイルス感染拡大により欧州域内でもロックダウンが実施され、経済活動が減速したことでガス価格も低迷したと考えられる。
  • 2020年3月の日本平均LNG輸入価格はUSD 9.53であったが、財務省貿易統計によれば、供給地域別では、米国産LNGがUSD 8.92、ASEAN地域がUSD 9.38と、日本平均LNG輸入価格を下回った。また、3月の日本平均LNG輸入価格USD 9.53は、JKMの3月引き渡し分平均USD 3.52に対して2.71倍と、2月の1.76倍より格差は広がった。一方、日本が長期契約で購入する米国産を除くLNGの大部分は、原油価格に連動した価格指標を採用している。3月9日以降の原油価格の急落により、今後LNG輸入価格も下落する可能性が高い。原油価格の長期契約LNG価格への反映には3ヶ月程度の時差があるため、7月以降のLNG輸入価格が下がることが見込まれる。

天然ガス・LNG価格推移(直近1年)

中長期の値動き

  • 日本の平均LNG輸入価格は、直近10年間では2012年のUSD18台をピークに下落している。これは基本的に長期契約のLNG価格が連動している原油価格の下落傾向によるものとみられる。2019年4月以降、8月のUSD 10.13を除き、USD 10を下回っている状況にある。
  • JKMは、2018年1月引き渡し分のUSD 10前後から、2019年の7 - 10月引き渡し分は USD 4台半ばまで下落し、2019年11月 - 2020年1月引き渡し分は、いずれも一時的にUSD 6前後の水準にあったが、その後下落を続け、2020年5月引き渡し分についてはUSD 2台前半に突入している。これは下落率、そして到達水準ともに歴史的に顕著なものとなっている。JKMは、近年欧州スポットガス価格水準を下限、原油等価水準を上限とするレンジの中で変動してきたが、2019年は終始その下端近くに留まり続けた。また2019年6月以降は基本的に史上最低水準で推移している。
  • 日本平均LNG輸入価格は、2019年第2四半期には平均でJKM当該月引き渡し分期近平均の1.6 から 2倍、7 - 10月は各月2倍を超え、2011年以降両者の価格差が最大となり、その傾向は現在も継続している。これは現在進行中の米国を中心とした供給容量拡大に対して、日本、韓国、台湾の北東アジアの伝統的LNG市場を中心にアジアのLNG引き取り意欲が弱いことに加え、新型コロナウイルスの世界的な感染拡大による需要減退懸念が要因とみられる。2020年第1四半期の日本、韓国、台湾合計のLNG輸入量は、前年同期比3.9%、143万トンの増となったが、2018年第1四半期と比較すると、前記3市場合計のLNG輸入量は9%、366万トン減となった。

天然ガス・LNG価格推移(直近10年)

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(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, Intercontinental Exchange
蘭TTF(Title Transfer Facility)価格:ICE Futures Europe, Intercontinental Exchange
JKM: LNG Japan/Korea Marker© 2020 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

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天然ガス・LNG在庫動向

日本

  • 2019年12月末の国内LNG在庫は453万tで、前月比11.9%の減少、前年同月比8.2%の減少となった。2008年の統計開始以来最大であった2018年の在庫には及ばないが、過去5年平均を上回る高い在庫量を維持している。このうち、ガス事業用在庫については、2019年12月のLNG消費量が304万tと前月比24.6%増加し、都市ガス用LNG受け入れ量275万tを29万t上回ったため、12月の在庫は230万tと、前月比11.6%減、前年同月比では1.0%増加した。また、電力事業用在庫については、12月のガス火力発電所の発電量は前月比25.3%増であったため、在庫は224万tと、前月比12.1%減、前年同月比で16.1%減少した。
  • 過去10年の国内LNG在庫は増加の傾向がみられる。原子力発電所の再稼働や再生エネルギーの増加などで、2014年度をピークにLNGの輸入量、消費量が減少するのに呼応してLNG在庫量も一時減少したが、2018年度から再び増加に転じ、統計開始以来過去最高水準の在庫量を維持している。原子力発電所の再稼働や暖冷房需要の減少が在庫量増加の主な要因と思われるが、米国その他から仕向地条項の無いLNGが徐々に増えており、エネルギー事業者も供給安定のためのLNG自主備蓄に加え、転売等を視野に入れて国内のLNG基地の利用を徐々に行いつつあると推測する。
  • 日本のLNG在庫水準は、LNG消費水準と比較すれば全般的に高い水準にある。これは天然ガス供給について殆ど全て輸入LNGに頼っていることが要因である。欧州、米国は天然ガスの形での地下貯蔵量が多いため、LNG在庫水準は日本と比して低い。なお、日本に向かっているLNG船の積荷LNGを在庫として想定する場合、約150万t相当が常に洋上にあるとみなすこともできる。
  • LNGの6割以上が電力会社により消費されている。これら電力会社は、LNG以外にも発電源を持っており、LNGを全発電の不足分、あるいは余剰分を調整するための発電源として用いていることも在庫水準が高い要因として挙げられる。近年、原子力発電所の再稼働状況や再生可能エネルギー電源の電力供給の増加が、LNG在庫のパターンを大きく変化させている。2018年や2019年の11月末時点には総在庫量が約500万tまで上昇したがこれら大きな要因の一つとみられる。

国内LNG月末在庫(直近10年)

国内LNG月末在庫量(直近1年)

(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。なお、利用可能なデータは2008年1月以降のものであるため、過去5年平均は2013年1月分から計算している。


米国

  • 2020年4月17日の米国天然ガス地下貯蔵有効稼働ガス在庫は、米国エネルギー情報局(U.S. Energy Information Administration, EIA)のデータによると、2,140 Bcf で前月比7.8%増加した。暖房需要期が終了したため過去5年の傾向を見ると今後在庫は増加に向かうものと想定される。なお、4月17日の在庫量は前年同期比では60%増と801 Bcf 高く、過去5年平均値の1,776 Bcf を364 Bcf 上回っている。
  • EIAが2020年4月上旬に発表した短期エネルギー展望(Short-Term Energy Outlook)の報告では、天然ガスの有効稼働在庫は補充シーズンに1.9 Tcf 増加し、2020年10月末には3.9 Tcf に達すると予測している。
  • 米国の過去10年間の天然ガス有効稼働ガス在庫の最大値はほぼ 4 Tcfで推移している。しかし、EIAのデータベースによると、2017年から2019年で米国の天然ガス生産量は20%以上、消費量は14%以上増加、また天然ガスの輸出量は45%以上も増加しており、天然ガスの需給にかかわる環境は大きく変わりつつある。今後は冬期暖房期間の気温動向に加え、国内天然ガス価格、LNG輸出動向等、様々な要因が天然ガス在庫に与える影響が大きくなると予想される。
  • 米国の貯蔵設備は通常、4月からの夏季にガスをより多く注入し、11月からの冬季にガスをより多く送出する。このような運転パターンは、冬季の暖房向けにガスが必要なこと、および4月から10月にかけて需 要が減少する期間に安価にガスを購入し、需要がピークを迎える期間に高価格で販売したいという商業上の動機により生じてきたものである。この傾向は近年、夏季についても発電用の天然ガス需要が増加したこと、LNG輸出が増加していること、パイプラインによるメキシコ向け輸出が増加していることにより、2017 - 2018年の在庫量ピークが対前年比下がるなど、ある程度緩和され、冬季においても在庫水準は下がる傾向がみられていた。しかし2019年は天然ガス生産量の増産により、冬季の在庫水準を押し上げた。

米国天然ガス地下貯蔵量(直近10年)

米国天然ガス地下貯蔵量(直近1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


欧州

  • 2020年4月25日現在のAggregated Gas Storage Inventory (AGSI)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) ) が有する欧州天然ガス地下貯蔵在庫は673 TWhで、直近の1ヶ月間で10.3%増加した。在庫量は4月2日を境に増加に転じており、前年同期比では162 TWhの増(31.8%増)で同時期の過去5年平均よりも312 TWh高く、過去最大値である。さらに貯蔵容量に対する充填率は、4月25日時点で60.8%と、依然として過去5年間の同時期の充填率レンジ(19% - 42%)に比べて高い水準である。
  • 過去10年間の欧州天然ガスの貯蔵容量は600 TWh から1,100 TWhと1.8倍に増加、在庫量の最大値ピークもそれに伴って増加傾向にある。2016年から2018年まで過去3年間の貯蔵在庫量の最大値ピークは約1,000 TWh で推移していたが、2019年は欧州での天然ガス輸入量の急激な増加と欧州での暖冬が重なり、在庫量は過去最大の1,084 TWhを記録した。通常、3月末の冬期暖房期間の終了時(ボトム時)の在庫量は1年のうち最小となるが、2020年3月末は約600 TWh となった。
  • これら貯蔵設備は通常の場合、4月からの夏季にガスをより多く注入し、充填率は、注入シーズンの終わりに80%から90%台まで上がる。11月からの冬季にガスをより多く送出し、払い出し期間終期には容量の20%から30%に下がる。しかし最近数年間は、充填率の変動が大きくなっている。これは極端な気象変動の影響と、貯蔵設備を使う事業者の商業上の動機によるものである。2018年初めには、厳しい寒波により、在庫水準は2018年3月末時点で18%に低下した。一方前記の通り、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・秋季はガス貯蔵が容量上限に近い水準まで増加し、冬季に入っても高い充填率が続いた。

欧州天然ガス貯蔵量(直近10年)

欧州天然ガス貯蔵量(直近1年)

(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、過去5年平均は2016年1月分から計算している。


天然ガス・LNGプロジェクト動向

サマリー

  • 現在稼働しているLNGプロジェクトは、新型コロナウイルスの世界的な感染拡大の中で安定供給を継続するため、大変な注意を払い操業を行なっている状況にある。一方、多くの企業が設備投資削減を進めており、新規LNGプロジェクトの投資活動の減速が顕在化している。既に投資決定済み・建設中のプロジェクトについても、従事する人々の安全・健康を確保した上での遂行が求められており、様々なサービス・資機材の調達に制約も出てくることから、新規プロジェクトの開発スケジュール及び将来的なLNG供給容量の見通しについては、注視する必要がある。

 

北米地域

  • 米連邦エネルギー規制委員会(FERC)は2020年3月中旬、米国Jordan Cove LNG プロジェクト及び随伴Pacific Connector ガスパイプラインプロジェクトの建設及び操業を承認した。
  • Shellが米国Lake Charles LNG輸出プロジェクトから撤退することを受けて、Energy Transfer社は2020年3月30日、同プロジェクトの開発について責任をもって遂行する意向を明らかにした。 Energy Transfer社は、他出資パートナーを募ること、規模を3系列(年間1,645万t)から2系列に縮小することも含め代替案を検討する。
  • Sempra Energyは、2020年3月3日付でBechtel社との間でPort Arthur LNGプロジェクトの固定価格EPC契約を締結したが、Sempra Energyは、同プロジェクトの2020年第3四半期のFID目標は維持していないことを明らかにした。
  • Sempra Energyは、メキシコEnergía Costa Azul LNG 液化・輸出プロジェクト第1段階についてTechnip FMCとの間で固定価格・一括請負引き渡し方式のエンジニアリング・調達・建設(EPC)契約を2020年3月に締結した。 同プロジェクトは2020年第2四半期のFIDを目指しており、予定よりも1四半期遅れとなる。
  • Dominion Energy社は2020年3月下旬、小規模LNG専業企業Pivotal LNG社をSouthern Companyから買収した。 Dominion Energy社はPivotal LNG社の米国アラバマ州TrussvilleのLNG設備の100%、フロリダ州JAX LNG設備の50%所有権を引取る。

 

オセアニア地域

  • Shell Australiaは、 2020年4月17日付でPetroChinaとの合弁企業Arrow Energy社の豪州クィーンズランド州Surat Gasプロジェクト第1段階のFIDを行ったと発表した。第一段階では生産最盛段階で年間90 Bcf(187万t相当)のガスを生産し、Shell傘下のQGCに向けて、地元へのガス販売とCurtis Island設備を通じLNG輸出用に用いられる。ガス生産開始は2021年を見込む。
  • Woodsideは、豪州Scarborough、Pluto第2系列及びBrowseプロジェクトのFID目標を2021年に延期することを2020年3月27日に明らかにした。
  • Santosは、Darwin LNG向け後継となるフィードガス供給予定の Barossa プロジェクトのFIDを2020年以降に延期することを明らかにした。 ConocoPhillips からのDarwin LNG及びBayu-Undanの主導権含む豪州北部資産の買い取りも、2020年上期に完了見込み(2020年3月初旬の発表では第1四半期だった)とした。

 

欧州地域

  • スペインのガス取引プラットフォーム運営機関MIBGASは、従来6気化基地毎に実施されてきた取引を統合する単一バーチャルタンク方式のLNGトレーディングを2020年4月1日に発足した。
  • スペイン競争規制機関CNMCは、LNG気化基地・輸送網・地下貯蔵の容量を配分する新方式を承認した。競争入札方式で実施されるもので、2020年10月より実施される。
  • Höegh LNG はキプロスでのLNGインフラストラクチャー所有・操業・開発のライセンスを2020年4月1日に申請した。同社のFSRU 1隻を提供する計画で、2021年下期の稼働開始を予定している。

 

その他地域

  • ブラジル・ペルナンブコ州政府は2020年3月13日、Golar Power との間で同国北東部 Suape 港のLNG受入基地開発に関して基本合意を締結した。2020年後下期の稼働開始を予定している。Golar Powerは地元のガス配給事業 Copergás と協力する。同基地は既存LNG輸送船舶1隻を恒久的に用いるとしている。
  • 2020年4月中旬、Qatar Petroleumは、カタールNorth Field East プロジェクト(従来 North Field Expansion プロジェクトと称していた)開発掘削に着手したことを発表した。同プロジェクトではLNG生産容量を年間7,700万tから1.10億tに拡張する。第2段階となるNorth Field Southプロジェクトでは1.26億tに拡張するとしている。
  • セネガル・モーリタニア沖 Greater Tortue Ahmeyimプロジェクトについて、Golar LNGは、BPから2022年の目標接続期日までに浮体LNG生産設備GIMIを引き取る準備ができないとのフォースマジュール通知を受けたと2020年4月7日に明らかにした。同プロジェクトのBPのパートナーであるKosmos Energy社は、防波堤建設等について新型コロナウイルスの影響により1年遅延するとして、ガス生産は2023年上期となる見込みとしている。
  • ExxonMobil は2020年4月7日、2020年資本的支出を30%削減し、モザンビーク Rovuma LNG プロジェクトのFIDを2021年以降に延期することを明らかにした。

添付ファイル