ページ番号1007357 更新日 平成30年3月5日

供給過剰・流動性向上に伴う日本のLNG調達への影響

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レポートID 1007357
作成日 2016-11-18 01:00:00 +0900
更新日 2018-03-05 19:32:42 +0900
公開フラグ 1
媒体 セミナー・報告会資料
分野 天然ガス・LNG市場
著者 田村 康昌
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年度 2016
Vol 0
No 0
ページ数
抽出データ 供給過剰・流動性向上に伴う日本のLNG調達への影響2016年11月17日調査部田村康昌1{日の報告事項?天然ガス・原油動向?LNG需給見通しLNG需要見通し-- 建設段階のLNG液化プロジェクト- 計画段階のLNG液化プロジェクト- 需給ギャップ?日本企業のLNG調達- 契約数量の推移- 米国産LNGの活用?LNG市場の拡大発展のために2「界の天然ガス・原油価格推移??2016年9月日本向けJLC(全日本着平均LNG輸入価格):7.1ドル/MMBtu2016年10月日本向けスポットLNG価格:6.1ドル/MMBtu(契約ベース)3V然ガス・原油価格動向JLC(全日本着平均LNG輸入価格)??2016年11月の米EIA短期エネルギー見通しでは2017年平均WTI原油価格を49.91$/bblと予測。2016年11月末のOPEC総会における原油生産調整方策決定に対する市場の期待からの油価上昇傾向もありうるが、米国でのシェールオイルの開発・生産活動増となる原油価格水準には、仮に到達したとしても長期間持続する可能性は低い。? 日本向LNGは長期契約・石油価格連動による価格決定方式が大半を占め、WTI・ブレント原油から4~5ヶ月後の価格と強い相関があり、今後、仮に原油価格が、40~60$/bblで推移するなら、6.8~9.4$/MMBtu程度と推定されるスポットLNG市場? 現在のスポットLNG価格水準は季節要因もあるが、油価格連動のLNG価格とほぼ同水準。? 豪州・米国・マレーシア等における新規LNGプロジェクトの稼動開始、欧州等でパイプランでのロシアからの供給増期待があり、中期的には油価連動のLNG価格に対してスポットLNG価格が相対的に安値で推移する可能性は高い。4「界のLNG需要見通し出所:IEANatural Gas Information, GIIGNL,資源エネルギー庁委託調査「アジア・太平洋市場の天然ガス需給動向調査報告書(2014年3月)」 を基にJOGMEC作成??2015年LNG取引実績:2.45億トン/年2020年:3億t/年から3.9億t/年、2030年:4.1億t/年~5.8億t/年5vロジェクト名APLNGGorgonLNGSabinePassLNG(train1・2)SabinePassLNG(train3~5)MLNGTrain9PetronasFloatingWheatstoneLNGIchthysLNGCovePointLNGYamalLNGPreludeFLNGCameronLNGFreeportLNGCorpusChristiLNGTangguh(拡張)WoodfibreLNG合計国豪州豪州アメリカアメリカマレーシアマレーシア豪州豪州アメリカロシア豪州アメリカアメリカアメリカインドネシアカナダFID2011200920122013・152013201220112012201420132011201420142015201620162017~2019(予定)2016201620162016予定2017予定2017予定2017予定2017予定2017予定2018予定2018予定2018予定2018予定2020予定2020予定9001,5609001,35036012089084052516503601,3501,5309003802102016年~生産開始の主なLNGプロジェクト生産開始予定生産能力(万t/y)1.4億t/y? 世界のLNG生産能力は豪州・米国を中心に大幅拡大見込み。? 豪州:4,500万t/年、米国:6,500万t/年が2016年以降に生産開始出所:各種情報を基にJOGMEC作成6「界のLNG生産能力推移と見通し?2020年までには、オーストラリアがカタールを抜き世界最大の生産国となる見通し? オーストラリア(8,600万トン)、カタール(7,700万トン/年)、米国(約7,000万トン/年)で、世界全体(約4.5億トン)の1/2を超える。出所:各種情報を基にJOGMEC作成7v画段階の主なLNG液化プロジェクト? 将来の需要増、引取先の確保を前提に、最終投資決定に移行可能なプロジェクトの合計は2億トン/年を超える出所:各種情報を基にJOGMEC作成8「界のLNG長期需給見通し出所:各種情報を基にJOGMEC作成2018年には、需給ギャップが6000万トン/年を越える?? 新たなFIDがなければ2023年以降に需要が供給(稼働率90%想定)を上回る見通し。適切なタイミングで投資がなされれば、2023年以降も継続して供給増? 供給過剰時のスポットLNG価格は、米国産LNGの変動費水準※まで下方圧力が続く可能性がある。※原料ガスの調達(米国HH価格×115%)+再ガス化・輸送費等(0.5~1.5ドル/MMbtu)9「界のLNG需給見通し? 世界のLNG生産能力は豪州・米国を中心に大幅拡大局面にあるものの、低油価・供給過剰を背景に、新たなプロジェクトの最終投資決定が進んでいない? 計画段階のプロジェクトも多数(2億t/年超)存在するが、長期契約に基づかない、スポットLNG価格の低位水準(4$/MMBtu台)を前提とした投資決定は困難? 想定外の建設遅延、需要増、供給支障等により需給の均衡が早期化した場合、投資決定から生産開始までの4~5年のリードタイムが必要であり、スポット価格高騰リスクにも対処が必要10坙{のLNG契約量推移???2019年には約9,000万トンの契約量となり、短期的には追加のLNG契約は困難震災前の輸入量水準(2010年、6,900万トン/年)を下回るのは2023年以降の見通し2030年のLNG需要は、経産省エネルギー需給見通しの前提に基づく6500万トンから、LNG火力で原発不稼動を代替した場合は、9500万トン/年が想定される。11k米の主なLNGプロジェクト? 操業開始・建設段階のプロジェクト:6,750万トン(米国)出所:JOGMEC作成12坙{企業の米国産LNGの調達液化加工契約保持者(売主)(基地事業者とは異なる)LNG引取者(買主)大阪ガス 220万t/年(2018年から20年)中部電力 220万t/年(2018年から20年)東芝 220万t/年(2019年から20年)FreeportLNGBP440万トン/年三菱商事 400万t/年(2018年から20年)三井物産 400万t/年(2018年から20年)東京電力120万t/年(ポートフォリオ供給)関西電力50万t/年(ポートフォリオ供給)東京電力80万t/年(2018年から20年)東北電力30万t/年(2022年から16年)東京ガス20万t/年(2022年から16年)東邦ガス20万t/年(2019年から19年)東京電力40万t/年(2018年から20年)東邦ガス30万t/年(2018年から20年)関西電力40万t/年(2018年から20年)東京ガス 52万t/年(2020年から20年)Cameron LNGEngie400万t/年(2018年から20年)東北電力27万t(2018年から20年)CovePoint LNG住友商事・東京ガス230万t/年東京ガス 140万t/年(2017年から20年)(2017年から20年)関西電力 80万t/年(2017年から20年)出所:各種情報よりJOGMEC作成? 日本企業(電力・ガス・メーカー)が買主として関係するものは、※調達開始年は基地操業開始予定年とした約1,400万トン/年13d向地制限のない北米産LNGの活用? 北米から、日本・欧州・南米等への距離差の最適化による輸送コストの低減? 季節間の需給調整? 国内需要の下振れ時の余剰LNGを、市場での販売(価格次第で、欧州需要はスポットLNGの受入先となりえる)日本企業各社の取り組み・関西電力と仏ENGIE(旧GDFスエズ)との協力協定??関西電力が北米から購入するLNGを、Engie社に販売し、原則同量分のLNGを関西電力が購入。2019年から原則最低160万トン/年(双方合意で増量可)・JERAからEDFTrading(欧州LNG基地向け)にLNGの販売???2018年6月~2年半、最大150万t/年、欧州ガス価格連動EDFTradingが指定する欧州域内のLNG基地での受渡し販売数量は、売主(JERA)の裁量で調整可能出所:各社ウエブサイト14NG市場戦略(2016/5/2経済産業省)LNG取引をめぐる環境変化を踏まえ、流動性の高いLNG市場を構築し、2020年代前半までに日本をLNGの取引や価格形成の拠点(ハブ)としていくことを目指す○買い手にとっての意義??○売り手にとっての意義?いつでも、安定的に、合理的かつ透明性の高い価格で売買が可能となり、需給が安定化調達先・供給源の多様化による供給セキュリティー向上LNG市場がより発展し流動性が高まることで、ボリュームリスクが減少し、上流事業への投資が継続的に行われ、結果として持続的にLNGを市場に販売していくことが可能となる。エネルギーとしての魅力が高まり、LNGへの燃料転換や、新規のLNG需要の創出。?○実現の為の「3つの基本要素」と具体的アクション①取引の容易性(Tradability)?②需給を反映した価格指標(Price Discovery)制約をできるだけ取り払い、一定の「クリティカル・マス」を超えるレベルまで取引参加者や取引量・取引頻度を増加仕向地条項の撤廃に向けた取組の強化(消費国との連携等)国内外における新規ガス・LNG需要の拡大及びLNG船の運用の容易化に向けた取組????日本のLNG需給を反映した価格指標の確立に向け、いわゆる価格報告機関と必要な対話の実施東京商品取引所におけるLNGの先渡し取引の取組についても必要な支援を行う③オープンかつ十分なインフラ??(Open Infrastructure)LNG基地の第三者アクセスや情報開示に係るルールについて検討LNG基地容量、広域パイプラインや地下貯蔵施設等の関連インフラについても、その十分な整備に向けた制度的措置や公的支援のあり方を早急に検討15]来のLNG市場の拡大・発展? 多額の初期投資を必要とするLNGの開発は、主に石油等の競合する燃料にリンクした価格決定方式と、長期契約が前提? 外部環境の変化をふまえ、価格・契約条件等の定期的なレビューも併せて実施? 売買主の長期の信頼関係に基づき、安定的に拡大・発展買主売主(LNG開発事業者)長期・油価連動契約によるメリット・競合燃料(主に石油)との・長期間、一定量の販売先競争力を確保を確保・安定した需要拡大・探鉱、開発、生産、輸送リスク(義務) ・販売先(発電用途においては使用量)の確保に関する量的なリスクに必要な大規模な投資・投資、開発コストの上昇・油価下落16s場環境の変化と今後の対応買主・長期需要の下振れ懸念・自社需要だけでなく、余剰時の市場売主(LNG開発事業者)・資機材・人件費・環境配慮等に伴う開発コスト増転売、競合他社とのガス価格競争・最近の低油価の長期化傾向・新たな需要国の信用リスク、域内ガス生産開始までの短期需要? 供給過剰、流動性向上による、スポット市場価格の安値長期化見通し? 信用力のある買主の、長期需要・契約の減少? 新規、大型プロジェクトを中心に、新たな新規投資が困難な状況が続く石油市場が経験してきたブームとバストのサイクルからの脱却、持続可能な投資環境、ファインナンスの確保のために? 個別企業の取り組み(プロジェクトコストの継続低減、需要開発、リスクに応じた柔軟な資金提供スキーム)? 業界全体での取り組み(透明性・信頼性の高いスポット取引の標準、イン17フラ整備)ワとめ?LNG市場は北米・豪州からの供給増により短中期的には供給過剰が継続する。また、仕向地条項のない北米産LNGの市場への流入は、市場の流動性向上を促進する。? 計画段階のプロジェクトは数多くあるものの、最終投資決定が進んでいない。適切なタイミングでの投資がなされなければ、2023年以降には需要が供給を上回る。想定外の需給要因により、その時期の早期化・スポット価格高騰リスクにも対処が必要? 従来、油価連動価格・長期契約に基づき、LNG市場は安定的に拡大・発展を続けてきたが、低油価の長期化傾向等により、売買主をとりまく市場環境は大きく変化? 石油市場が経験してきたブームとバストのサイクルからの脱却、持続可能な投資環境を確保するため、業界全体、個別企業それぞれの、継続的な改善・改革が必要18
地域1 アジア
国1 日本
地域2 グローバル
国2
地域3
国3
地域4
国4
地域5
国5
地域6
国6
地域7
国7
地域8
国8
地域9
国9
地域10
国10
国・地域 アジア,日本グローバル
2016/11/18 田村 康昌
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