天然ガス・LNG価格動向

直近の値動き

アジア

• 北東アジアのアセスメントされたスポットLNG価格JKMは、100万Btu当たり11米ドル付近で推移していたが、豪州の主要プロジェクトでのストライキの可能性が生じると8月10日に12米ドルまで急伸した。その後も供給を巡る不透明感からJKMは8月16日には14米ドルに上昇し、以降も同水準を維持したが、ストライキを巡る交渉に進展が見られ不透明感が緩和されると、8月24日に12米ドル台に戻した。月末にかけてJKMは12米ドル台で推移している。
• JOGMECは7月の日本着スポットLNG月次価格（速報）について、同月以降に契約がなされて日本に入着するスポットLNG取引の平均価格（契約ベース）を、非公表とした。また、同月中に日本に入着したスポットLNG取引の平均価格（入着ベース）を非公表とした。
• 財務省貿易統計速報に基づくと、2023年7月の日本平均LNG輸入価格は100 万Btu当たり12.07米ドルと僅かに上昇し、円建てでは円安の影響もあって1トン当たり89,066円となった。供給地域別では、米国産は9.87米ドル、ASEAN地域産が11.59米ドル、中東産が12.90米ドル、ロシア産が12.42米ドルであった。また、7月の北東アジア各国の平均輸入価格は、中国10.45米ドル、韓国11.96米ドル、台湾10.13米ドルであった。全日本平均原油輸入CIF価格（JCC: Japan crude cocktail）は2023年7月には1バレル当たり80.47米ドルとなった。円建てでは1キロリットル当たり72,055円となった。原油価格リンクの長期契約が8割を占める日本平均LNG輸入価格は、引き続き足元の原油価格及び最近の軟調なスポットLNG価格の影響を受けることが想定される。
• 7月の日本のLNG輸入量は、509万トンと前年同月比で17%減少、1月から7月までのLNG輸入量合計は3,771万トンと前年同期比で14%減少した。中国の7月のLNG輸入量は586万トンと前年同月比で24%増加した。中国の1月から7月までのLNG輸入量合計は、3,924万トンと前年同期比で9%増加した。日本の月間LNG輸入量は前年同月比では6か月連続の減少となった一方、中国は6か月連続で増加した。韓国は262万トンと前年同月比で19%減少、台湾は189万トンと前年同月比3%増加となった。これら4市場合計のLNG輸入量は、7月までの累計で1億1,444万トンと前年同期比2%減少となった。

米国

• 米国スポットガス価格HHは、2米ドル半ばで推移していたが、ガス需要の増加を背景に上昇し、8月9日には2.9米ドルを付けた。HHは、8月10日に在庫報告が発表されると下落基調に転じて2.7米ドルまで下げ、その後は変動を繰り返し、月末にかけて2米ドル半ばで推移している。
• 米国エネルギー情報局（EIA）は、8月8日発表の短期エネルギー見通しにおいて、ヘンリーハブ・スポット価格を2023年上半期平均で2.41米ドルとし、2024年平均は3.22ドルと予想している。同レポートにてEIAは、2023年の下半期及び2024年において米国天然ガス生産は比較的高水準を保ちつつフラットととなり、2024年におけるガス需要は2023年比で減少することを予想している。また、ガス在庫については、2024年において引き続き過去5年平均を上回る水準を維持するとしている。

欧州

• 欧州ガススポット価格TTFは、9米ドル台で推移していたが、豪州の主要プロジェクトでのストライキの可能性を受け市場の需給ひっ迫感が意識され、8月9日に12.8米ドルまで上昇し、以降同水準で推移した。その後、供給の不透明感に加え、南欧での気温上昇やノルウェーのガス田の定期修繕を受け、8月22日には13.7米ドルに上昇した。ストライキを巡る交渉に進展が見られ不透明感が緩和されると、TTFは8月23日に11.6米ドルまで下落し、月末にかけて同水準を維持している。

中長期の値動き

• JKMは、2020年1月以降、供給拡大と需要増加ペースの失速により下落基調となり、2020年4月末には史上最安値の1.83米ドルを記録した。5月以降2米ドル台が続いたが、8月に入り複数の生産設備での供給障害により上昇基調に転じ、12月には10米ドル台を超え、2021年1月には寒波の影響で需要が急増したことにより、32.5米ドルの史上最高値を付けた。その後、価格は急落して2月下旬にかけて5米ドル台まで下落、3月に入り上昇基調に転じて以降は、高値で推移する欧州ガス市場にも牽引され、10月に一時56米ドルまで上昇し、11月は30米ドル半ば、12月には40米ドルに達した。2022年1月と2月は20米ドル台で推移し、3月にはロシア産パイプラインガス供給中断の懸念に伴って一時急騰し80米ドルを上回ったが、その後30米ドル台で推移した。4月以降取引は低調であり、JKMは36米ドルから22米ドルまで減少し、5月から6月前半にかけて20米ドル前半で推移した。しかし6月後半以降天然ガス・LNGの供給不安の高まりを背景に40米ドルに到達、7月も同様の水準で推移し、8月には概ね50米ドルで推移しつつ、一時、60米ドル、70米ドルを超える状況となった。9月、JKMはTTFの下落に伴い下落傾向を示し30米ドル後半まで下落し、10月～11月にかけて概ね20米ドル後半で推移した。12月には市場は年末商戦で活況となり30米ドル台で推移した。2023年1月、取引が再開するも低調であり、20米ドル付近から下落基調にあり、5月は9米ドル台まで落ち込んだ。2023年6月、JKMは欧州ガス価格の影響等を受け12米ドル付近で推移したが、7月には高在庫と低需要を背景に若干軟化し11米ドル付近で推移した。8月には豪州の主要プロジェクトでのストライキ発生の可能性が生じ、一時14米ドルに上昇したが12米ドルに戻している。
• 日本平均LNG輸入価格は、2020年3月以降の原油価格急落の影響により、8月から10月にかけて2005年1月以来の低水準となる5米ドル台まで下落、その後原油価格上昇に伴い、12月には7米ドル台に上昇した。堅調な原油価格の値動きに応じて、2021年2月には9米ドル半ばまで上昇後、3月は7米ドル半ばまで下落した。その後は、2022年6月までの日本平均原油価格の上昇に伴って、続く18カ月間は概ね一貫して上昇し、2022年9月には過去最高の22.73米ドルを記録した。その後、原油価格の2022年7月以降の下落傾向も一因として、2023年6-7月に12米ドル近くまで下落している。

天然ガス・LNG在庫動向

日本

• 2023年4月末の国内LNG在庫量は8月の更新がなされていないため記載なし。
• 4月末のガス事業用LNG在庫量は258万トンで、前月比2.5%減、前年同月比では32.3%増となった。4月の都市ガス用LNG消費量は前年同月比16.9%減の213万トン、都市ガス用LNG受入量は前年同月比23.4%減の207万トンだった。
• 4月末の発電燃料用LNG在庫量は8月の更新がなされていないため記載なし。
• 2023年8月30日に経済産業省が発表した「発電用LNGの在庫状況」によると、大手電力事業者の8月27日時点のLNG在庫は201万トンであった。2022年8月末比では74万トン下回り、過去5年間の8月末平均を1万トン上回っている。

米国

• 2023年8月18日の米国天然ガス地下貯蔵有効稼働ガス在庫（ワーキングガス）は、米国エネルギー情報局（EIA）のデータによると、3.08Tcfで前月比3.2%増となった。在庫量は2022年の同時期と比較すると19.5%高く、過去5年平均値を281.4Bcf上回っており、2020年11月以降は過去5年のレンジに入っている。

欧州

• 2023年8月26日現在のAggregated Gas Storage Inventory（AGSI＋）加盟各社中、EU加盟国各社が有する欧州天然ガス地下貯蔵在庫は1,049.3TWh （LNG換算6,941万トン相当）であった。これは前年同期より19.4%、170.5TWh（LNG換算1,128万トン相当）上回るものだった。貯蔵容量に対する充填率は92.3%であり、前年同期の79.0%、過去5年間平均値の79.1%を上回った。貯蔵容量の大きなドイツ、オランダの充填率はそれぞれ93.7%、94.4%であった。

 

• 2023年8月26日現在のAggregated LNG Storage Inventory（ALSI）加盟各社（11か国、18社）が有する欧州LNG在庫量は480.7万m3で、前月比14.2%増加、前年同日比2.1%減少、過去5年平均値を7.1%上回っている。

天然ガス・LNGプロジェクト動向

ハイライト

• 2023年第2四半期業績発表では年初来のLNG価格の下落傾向が反映され、軒並み利益幅の減少が目立った一方、米国LNGプロジェクトの進展が数多く報告された。豪州では、Chevronが操業するLNG設備において労使交渉が合意に達しない場合、9月上旬に時限ストライキが実施され供給に影響が生じる可能性がある。

 

アジア・オセアニア地域

• Pakistan LNG は2023年7月25日、アゼルバイジャン SOCARとの間で月1カーゴを1年間にわたり、1年間の延長オプション付きでLNG供給契約を締結したと発表した。
• ENIは2023年7月25日、インドネシア東カリマンタン沖 Ganal PSC （Chevron 62%）、 Rapak PSC （Chevron 62%）、 Makassar Straits PSC （Chevron 72%）、 Kutei Basin などの操業権を含むChevron 資産買い取りを発表した。
• Petronas、PertaminaとShell は2023年7月25日、 Petronas MaselaとPT Pertamina Hulu Energi がShell Upstream Overseas Servicesからインドネシア沖 Masela 生産物分与契約（PSC）の35%を取得することに合意したと発表した。
• Shell China は2023年7月28日、PipeChinaとの間で中長期のLNG基地利用契約を7月20日に締結したことを発表した。
• Woodsideとエルエヌジージャパンは2023年8月8日、戦略提携を発表し、Woodside は Scarborough 合弁事業10%をエルエヌジージャパンに譲渡する契約を締結した。両社は、2026年から10年間、年間12カーゴ（90万トン）のLNG売買に関する非拘束HOAを締結した。
• 西オーストラリア州政府は2023年8月15日、PerthとCanning 地域の州内ガス政策の更新を発表した。今回は2020年8月の更新に続くもので、陸上地域での生産ガスを既存パイプライン網を通じて輸出することを禁じる。Waitsia 合弁事業は2028年末までPerth 地域の陸上 Waitsia ガス田からNorth West Shelf LNG 設備で750万トンのLNGを生産することが州内ガス政策の例外として承認されている。
• インドネシアSKK Migas は2023年8月17日、Tangguh LNG 第3系列の建設・コミッショニング作業が完了したと発表した。LNG生産開始は2023年9月目標としている。
• INPEXとTotalEnergiesは2023年8月21日、PTTEPが保有している豪州AC/RL7鉱区の74%、26%を各々取得することに合意したことを発表した。本鉱区はIchthys ガス・コンデンセート田の北東約250 kmに位置している。
• Chevronが操業する豪州Wheatstone、 Gorgon LNG設備において2023年8月29日、労使交渉が合意に達しない場合、9月7日にも争議行動を開始すると労働組合側が通告した。

 

北米地域

• EQT Corporation は2023年7月25日、 Lake Charles LNG での年間100万トンの液化加工に係るHOAを締結したと発表した。
• イタリア Edison は2023年7月26日、自社同年上半期業績が米国からのLNG引き渡し遅延により悪影響を受けたとして仲裁紛争手続きを開始したと述べた。
• Sempra は2023年8月3日第2四半期業績報告にて、Energía Costa Azul LNG 第1段階プロジェクトについて2025年夏までに稼働開始見込みと述べた。
• Mexico PacificとConocoPhillipsは2023年8月3日、ConocoPhillipsがMexico Pacific のメキシコ西部プエルトリベルタッド Saguaro Energíaの第1、2、3系列から年間220万トンのLNGを引き取るSPAを締結したと発表した。
• McDermott は2023年8月7日、カナダ Woodfibre LNG プロジェクトの建設を、自社の中国の組み立てヤードで開始したことを明らかにした。
• New Fortress Energyは2023年8月8日、メキシコ・アルタミラの FLNG 1 向け最初のリグが2023年第2四半期に設置され、第3四半期に商業稼働開始を目標としていると述べた。
• Venture Global LNG は2023年8月10日、Plaquemines LNG 輸出設備が最初の2本の液化モジュールを受け入れたことを発表した。
• Commonwealth LNG は2023年8月14日、 Kimmeridge Energy Management Company傘下の複数の民間ファンドより開発資金を確保したことを発表し2027年初にLNGの買主への引き渡しが開始できると述べた。
• Energy Transfer は2023年8月18日付の米DOEへの提出文書によると、Lake Charles LNG 設備計画に関し新たな輸出ライセンスを申請した。

 

欧州および周辺地域

• bpとOMVは2023年7月28日、2026年から10年間にわたり年間最大LNG 100万トンのSPAを発表した。bpは自社ポートフォリオからLNGを供給し、OMVが気化容量を保持するオランダ Gate LNG 基地、または欧州の他基地を通じて受け入れる。
• Equinorは2023年8月8日、自国政府が Snøhvitガス田とHammerfest LNG 設備について、2028年から陸上での圧送と2030年から同設備の電化を含む計画を承認したと発表した。
• ドイツDeutsche ReGas は2023年8月9日、Deutsche Ostsee LNG受入基地プロジェクトとして計画中の第II段階において気化容量合計年間4 Bcm、10年以上について全てを複数企業が予約したと発表した。
• Enagás は2023年8月11日、ヒホンの El Musel LNG基地がEndesa による最初のカーゴを受け入れたことを発表した。
• ポーランド GAZ-SYSTEM は2023年8月18日、ORLENとの間でグダニスク湾のFSRU 基地気化業務に関する契約を締結したと発表した。

 

その他地域

• bpは2023年8月1日、セネガル・モーリタニア沖 Greater Tortue Ahmeyimガス・LNG開発第1段階は、2024年第1四半期に稼働開始見込みであると明らかにした。
• ADNOC Gasは2023年8月17日、JAPEXと5年間のLNG供給契約を発表した。
• Oman LNGとドイツ SEFE（Secure Energy for Europe）は2023年8月14日、2026年から4年間、年間40万トンのLNG供給に関して、拘束力ある基本合意を締結したと発表した。

 

（注: bcm: 10億m3、CCS: 炭素回収・貯蔵、DES: 持ち届け ex-ship、DOE: 米連邦エネルギー省、EPC: エンジニアリング・調達・建設、EPCI: エンジニアリング・調達・建設・設置、 FEED: 基本設計、FERC: 米連邦エネルギー規制委員会、FID: 最終投資決定、FLNG: 浮体液化設備、FOB: 本船渡し、FSRU: 浮体貯蔵・気化設備、FSU: 浮体貯蔵化設備、HOA: 基本合意、MOU: 覚書、SPA: LNG売買契約）

 

 

作成協力 一般財団法人日本エネルギー経済研究所