ページ番号1006177 更新日 平成30年2月16日

インドネシア:上流投資環境改善の動きと投資動向

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レポートID 1006177
作成日 2005-07-20 01:00:00 +0900
更新日 2018-02-16 10:50:18 +0900
公開フラグ 1
媒体 石油・天然ガスレビュー
分野 探鉱開発
著者
著者直接入力 坂本 茂樹
年度 2005
Vol 39
No 4
ページ数
抽出データ 1.石油ガス上流部門の投資環境改善への動き インドネシアでは、2001年の新石油法制定に伴う諸政令の発布が遅れていたこと等から石油ガス産業に混乱が続き、原油生産量は一貫して減少するなど不振の状態が続いている。2004年10月にユドヨノ新政権が成立して経済再建への決意が表明されたことを受け、内外のエネルギー産業界は投資環境改善を目的とする新エネルギー政策を期待したが、画期的な政策はまだ発表されていない。しかし、内外からインドネシア石油産業不振に対する指摘・批判を受けて、政府内部にも危機感が生じ、石油ガス上流部門の投資環境改善に向けた政策が徐々に実施され始めている。 インドネシアのPS契約の標準的な経済条件は世界でも最も厳しい部類に入り、投資環境の厳しさがかねてから指摘されている。政府はその代表的な条件である、利益配分比率をコントラクターに若干有利にすることを試みている。 最近のこうした投資環境改善に対する動きは、次のとおりである。? マージナル油田開発にかかわるインセンティブ発表(2005年4月26日) 鉱物資源省の担当部門(BP-Migas)は、該当する石油会社8社に対して、次の内容からなるマージナル油田開発のインセンティブを発表した。インドネシア:上流投資環境改善の動きと投資動向 インドネシアは、数年にわたって原油生産量が減少するなど石油ガス産業の不振が明白となり、危機感を持った政府によって、上流投資環境の一連の改善策が徐々に実行に移されつつある。主要項目は、新規PS契約の経済条件の改善、マージナル油ガス田に対するインセンティブ付与、ガスの国内利用推進による石油資源温存等である。原油生産回復計画にあたっては、既発見油田(チェプ、ジェルク油田)の早期開発移行による増産への貢献が期待される。一方、LNG生産動向は、アルンLNGはガス田の老朽化、原料ガスの肥料産業への供給優先政策により不振であり、ボンタンLNGは、サンガサンガ・ガス田の供給力低下が懸念される。・ マージナル油田(ROR(投資収益率)<15%)がROR=15%に達するまで、過去の開発コストを120%回収できる。・ この政策が該当するのは、下記8社がPS契約のもとで操業している合計30油田であり、残存可採埋蔵量の合計は7,600万バレルとなる。 本政策の説明会に参加した石油企業は、本インセンティブに該当する油田が限定され、また企業活動へのインパクトが小さいために、落胆を隠せなかったと言われる。? 石油ガス探鉱の設備・機器にかかわる輸入関税(import duty)免除(2005年6月9日発表) 本件は2005年6月9日に、公開鉱区発表に先んじて発表された。政府は、探鉱活動を活発化させ、原油生産を回復させることを狙っている。? 第5次公開鉱区にかかわるPS契約の利益配分比率(2005年6月9日発表) この度発表された公開27鉱区は、プル表1 インセンティブ措置の対象油ガス田該当する会社名BOB BSP PertaminaKondur PetroleumMedco E&PCNOOCEnergi Mega PersadaPremierBP PLCCaltex Paci?c合計企業国籍インドネシアインドネシアインドネシア中国インドネシア英国英国米国85石油・天然ガスレビュー油ガス田数埋蔵量 (百万バレル)35262192309.66.60.613.7192.623.2176.2百万バレルノモ鉱物資源相が2005年に公開するとした70鉱区の第1次発表分である。27鉱区のうち、14鉱区は11月10日締切の入札対象、13鉱区は個別交渉によって8月上旬に決定される。 対象地域は、ナツナ海、スマトラ島陸上と南部の海域、ジャワ海東部、カリマンタン東沖合いのマカッサル海峡、チモール海、イリアンジャヤ陸上と、幅広い地域がオファーされる。しかし、入札鉱区の常ながら、対象案件は高リスクの案件が多いものと見られている。 政府が2005年に70鉱区という大規模な鉱区公開を実施する背景には、2001年の新石油ガス法成立後、2004年にプルタミナから政府に返還された旧プルタミナ鉱区の存在がある。当時、プルタミナ所有鉱区17万?のうち3万?が政府機関のP-Migasに返還された。同石油法の本来の目的は従来プルタミナが享受していた石油ガス産業の独占的権限を廃することであり、政府は今後、外資を含む民間企業による探鉱活動を徐々に活発化させる方針と考えられる。 さらに、今回の公開鉱区発表は、当初予定の4月から徐々に遅れて6月に実施されたが、その理由は、政府がどのようなインセンティブを付与できるかを検討中だったからと言われる。今回の公開鉱区の経済条件は、標準的な利益配分比率に比べて有利な条件に設定されているが、これも政府が求める原油生産量回復政策の一環と言える。 該当する公開鉱区の経済条件の中で、利益配分比率の設定を標準条件と比較すると、表2のとおりである。 PS契約の利益配分比率は、合計27鉱区のうち、原油で25鉱区、ガスで24鉱区表2 第5次公開鉱区PS契約の利益配分比率標準条件今回の条件 (合計27鉱区)原油政府:コントラクター =85:1565:3575:2580:2085:15サービス契約11鉱区 8鉱区 6鉱区 1鉱区 1鉱区ガス政府:コントラクター =70:3055:4560:4065:3570:301鉱区19件鉱区4鉱区3鉱区が標準条件より有利な設定となっており、政府の石油ガス産業活発化に対する意欲がある程度読み取れる。? 国内のガス利用拡大を推進 昨今の原油価格の高騰と国産原油生産不振のため、国内に十分な精製設備能力を持たずに石油製品輸入の多いインドネシアは、増加する石油需要への補助金の増額で苦しい財政状況にある。こうした状況を背景に、政府は、補助金の財政負担削減と輸出用の原油温存を目的にして、産業および発電部門のガス利用拡大を推進しようとしている。 政府は、補助金付の石油製品需要を他エネルギーへの振り替えを進めている。国内エネルギー消費に占めるガスの割合を現在の31%から2020年には39%に、石炭比率を11%から38%に高める一方、石油比率を55%から10?15%に減少させFTP(政府取り分)(税金:48%)(改善幅+20%)FTP(コントラクター)① X15%コスト回収(探鉱、開発、操業費)①<税引き後取り分85%><15%>(改善幅+20%)利 益(政府取り分)(税金:48%)利益(コントラクター)図1 PS契約生産物配分比率模式図(原油、標準比率(85%:15%)、および改善幅+20%の図示)る計画である(エネルギー鉱物資源省計画)。? BP-Migasはマージナル・ガス田へのインセンティブを考案中 ガス利用拡大政策の一環として、政府はマージナル・ガス田へのインセンティブを導入する、と伝えられている。具体的内容はまだ明らかにされていないが、今後速やかに構想をまとめて、2005年末までに施行する予定である。 ただし対象事業は国内市場向けで、主にジャワ島、スマトラ島およびその沖合いの中小ガス田が該当することになる。? 海外からのインドネシア投資環境に対する批判 最近では、海外・外国企業からの、下記のような内容のインドネシア投資環境に対する批判的コメントが時折見られる。・ インドネシアの原油生産量は、2000年以降一貫して、OPECの生産枠(142.5万b/d)に達していないが、それは、石油・ガスの埋蔵量が枯渇しつつあるのではなく、投資環境が悪くて、投資家が石油・ガスを発見するための適切な投資をためらっているからなのだ(コンサルタント会社役員)。・ インドネシアの資源開発政策は、依然として「我々には資源があるので、投資は向こうからやって来る」という姿勢のままであって、資源開発に対する世界の見解が変化していることを全く認識していない。? 一連の投資環境改善策への考察 インドネシアの石油産業は、プルタミナの産業独占形態の弊害、スハルト後継政権の経済運営の稚拙さ、2001年に新石油法を制定した後の政策の混乱等から、数年間にわたって低迷を続けてきた。このところ、石油産業の不振ぶりがとみに明白となり、内外から率直な指摘・批判を受けるに至り、政府部内にも強い危機感が生じて、現在の不振を打開しようとの機運にあることは事実である。しかしながら、打ち出された政策には、以下の問題点がある。・ インセンティブの予想される効果が小さく、小規模の政策を小出しにしているとの印象を拭い得ない。・ 首尾一貫した方針に基づく諸政策というより、その時々の場当たり的な政策が多い。2005.7. Vol.39 No.486E PS契約の条件設定には、法令に基づくのではなく、双方の交渉で決める余地が多く、不透明性が大きい。・ 公開鉱区は、リスクが高い割にポテンシャルが不明確。 また、多くの発展途上経済の産油国にも同様のケースが見られるが、国民および司法機関に強い資源ナショナリズムの意識があり、地下資源は国民のために供されるべきものという論理で、資源開発にかかわる経済合理性が押しやられるケースがある。インドネシアの石油ガス開発に際して、直ちに欧米並みの投資環境を期待するのは時期尚早との感がある。2.LNG輸出産業の投資状況(アルン、ボンタンLNG) インドネシアのLNG輸出は、2004年に契約量の5?7%が未達であり、輸出国としての信頼を揺るがせることになったが、2005年も生産動向が思わしくなく、契約量未達となる可能性が高い。日本、韓国、台湾とのLNG販売契約に対して13?15%の未達になる可能性があり、プルタミナは供給タイミングの調整、代替カーゴの手配等を行っている。? アルンLNG 既に供給ガス田の生産減退が著しいアルンLNGは、生産量が減少して、トラブルが頻発している。もともとガス田の老朽化で原料ガスの供給余力がないところへ、政府がアチェ州の肥料工場向けのガス供給を優先させる政策を明確にしたことから、輸出LNG向けの供給が逼迫してLNG生産量減少を引き起こしている。アルン単体では処置できないため、政府は買い主との供給タイミング調整、他ソースに供給を求めるなどのやりくりを行っている。? ボンタンLNG ボンタンLNGへの原料ガスは、サンガサンガ・ガス田(Virginia Indonesia Company 、以下VICO)、マハカム沖合いガス田(トタル)、およびユノカルが東カリマンタン沖合いで操業するガス田群から供給されている。このうち、マハカム沖合いガス田は残存可採埋蔵量が20tcfを超える大規模ガス田であり、ユノカルもカリマンタン沖合いの新規ガス田にて次々とガスの埋蔵量を増加させており、基本的な埋蔵量の問題はない。 ただし、VICOの操業するサンガサンガ・ガス田は、既に1990年代に生産ピークをむかえ、急速に生産減退が進んでいる。特に2000年以降の減退が著しい。同ガス田の生産減退は予想より速く進行している様子であり、これを食い止めるのは技術的に難しいと言われる。最近のボンタンLNGの生産不振には、サンガサンガ・ガス田の供給力減退の影響が大きいと指摘されている。 現在のボンタンLNG状況は、固有の契約分をタイミング調整しつつも実行するのが精一杯であり、アルンの不足をカバーする余裕はない。3.インドネシアの原油増産計画? 過去の原油生産量推移 インドネシアは、アジアで中国に次ぐ産油国であるが、アジアの主要産油国の百万cfd3,5003,0002,5002,0001,5001,0005000Unocal FieldsO?shoreMahakam(Total)Sanga Sanga(VICO)199519961997199819992000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015図2 ボンタンLNGへのガス供給量推移出所:コンサルタント見通し等を基にJOGMEC作成中で唯一この数年間の原油生産量を減少させてきた。 2004年半ば以降の生産量は100万b/dを割り込んでおり、OPECの原油生産枠142.5万b/dを大きく下回っている。2004年にはネット石油輸入国に転落し、最近では国内でOPECメンバーの地位返上の論議も起こった。 原油生産不振の直接の原因は、2001年新エネルギー法制定前後のエネルギー政策の混乱に伴う投資不足である。その間、大きな新規発見や、既発見油田の開発移行は行われていない。? 原油増産計画 原油生産不振の現況下、インドネシア政府は原油生産の減少傾向を食い止め、原油純輸出国の地位を回復するために、6月初頭、下記6油田を生産移行させることで、35万b/dの原油増産を行う計画を明らかにした。 その内訳は、次のとおりである。・ チェプ油田(東ジャワ陸上):17.0万b/d・ ジェルク油田(東ジャワ沖合い):5.0万b/d・ West Seno(カリマンタン東沖合い):2.7万b/d・ Belanak油田:5.0万b/d・ PetroChinaの不特定油田:2.5万b/d87石油・天然ガスレビューE プルタミナの不特定油田:3.1万b/d・ 合計:35.3万b/d インドネシアの2004年原油生産量は96.8万b/dであった。2005年の目標は112.5万b/dであるが、2月生産実績は94.2万b/dであって、月間で34年ぶりの低水準であった。インドネシア政府筋によると、2005年の原油生産見込み数量は、前年より6%程度の減少が見込まれている。 前述の政府による原油増産計画は根拠未詳の部分もあるが、現在の原油生産量規模(95万b/d)を維持した上で、新規に20?30万b/dの生産を追加できれば、100万b/d超の生産規模を当面維持することは可能となる。さらに、国内のガス利用推進で石油需要の伸びを押さえることができれば、石油純輸出国の地位を回復することもあながち不可能とは言い切れない。千b/d40003500300025002000150010005000199319941995199619971998199920002001200220032004図3 アジア各国の原油生産量推移出所:BP統計2004中国インドネシアインドマレーシアベトナム 速やかな開発移行が期待されるチェプ(Cepu)鉱区およびジェルク(Jeruk)油田の生産量を大まかに見込むと、次のような原油生産量の推移が想定される。4.有望な既発見・新規油田開発 開発移行が有望視されるチェプ鉱区およびジェルク油田の現況は、次のとおりである。? チェプ鉱区開発への動き インドネシア政府は原油生産の減少傾向を食い止めるために未開発油田開発を促進させようとしており、このうちカギとなる開発の1つとして東ジャワ州チェプ鉱区を挙げている。インドネシア政府はチェプ鉱区の可採埋蔵量を5億バレルと見積もっており、そうすると10万b/d以上の原油生産量が見込まれ、政府が目指す原油生産量回復計画に大いに貢献できる。政府はチェプ鉱区の開発移行タイミングの早期決着を目指しており、バクリー経済相はプルタミナに対して、チェプ鉱区にかかわるエクソンモービルとの交渉期限を当初2005年5月20日とすることを指示した(チェプTAC鉱区の契約期限:2010年)。 その後5月20日の期限は延期されたが、JerukCepu既存油田生産千b/d16001400120010008006004002000199519961997199920002001200220051998インドネシア石油生産見通し出所:コンサルタント見通し等をもとにJOGMEC作成20072010200820092011図4 200320042006201220132014バクリー経済相およびユドヨノ大統領から、インドネシアの石油ガス輸出国としての地位継続の必要性、およびエクソンモービルがチェプ油田を操業する場合の技術・経営面での貢献に対する期待が述べられた。 プルタミナとエクソンモービルは未だ交渉中であるが、チェプ鉱区開発に向けて、次のような条件が検討されている。・ 契約期間20年間(2010?2030年)のPS契約を適用・ 利益配分比率:インドネシア:コントラクター=85%:15%(標準的な原油配分比率)・ 権益保有者:エクソンモービル45%、プルタミナ:45%、Bojonegoro地域政府:10%・ 開発投資額:25億米ドル(パートナーが権益比率に基づいて負担する) 6月中旬時点で、プルタミナとエクソンモービルはまだ契約条件の最終合意に至っていない。プルタミナによると、主な争点は、エクソンモービルが過去に鉱区内で使用した調査・探鉱コスト2005.7. Vol.39 No.488フ認定と(同社は4.5億米ドルを主張)、利益配分比率である。バクリー経済相はここに至って、コントラクター取得比率を15%(標準)以下にすることを求めているといわれる。政府当局側は、異例とも言えるコントラクター取り分15%以下の利益配分比率の要請に関して、「国家、地方政府、およびプルタミナの利益のため」と説明している。 このように、新規公開鉱区の利益配分比率では標準よりコントラクターに有利な条件を設定する一方で(記述)、既発見で有望と目されるチェプ鉱区の利益配分比率を例外的に厳しく設定しようとするのは、インドネシアの石油・ガス政策の一貫性の欠如を示すひとつの例でもある。? ジェルク油田開発の動向 ジェルク油田は東ジャワ浅海のSampang鉱区内にあり、パートナーは、サントス(オペレーター、権益シェア45%)、シンガポール石油(40%)、豪州Cue Energy(15%)である。当初の試掘(Jeruk-1およびJeruk-2)に際して、シンガポール石油、Cue Energyのパートナー2社が不参加だったため、サントス(50%)はMedco(50%)に参加を呼びかけて共同で試掘を実施した経緯にあった。 試掘成功後に、試掘当初不参加のCue Energyおよびシンガポール石油が、規定のプレミアム(試掘費用の10倍)を支払って、権益買い戻しを表明した。 2005年5月末時点で、パートナーは評価作業を実施中である。 ジェルク油田全体の可採埋蔵量は3.0?5.5億バレルと言われ、サントスは原油高価格の環境下で開発を急ぐ構えであり、2008年頃から15万b/d程度の生産を開始できるものと期待される。 このように、数年来の低迷が続いたインドネシア石油ガス産業ではあるが、適切な政策を実施することで回復基調に戻すことは可能と考えられ、それには政府部門の具体的な施策が必要である。インドネシア経済および石油ガス産業は日本と深いつながりがあり、今後の順調な回復が望まれる。(坂本 茂樹)89石油・天然ガスレビュー
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国・地域 アジア,インドネシア
2005/07/20 [ 2005年07月号 ] 坂本 茂樹
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