IEEJ：2002 年 9 月掲載
2002 年 9 月 11 日
第 373 回定例研究会
報 告 要 旨「欧米ガス事業の自由化について」1−欧米の LNG ターミナル第三者アクセスと米国州別ガス事業の実態−
第一研究部 ガスグループ 主任研究員 長谷川秀夫＜研究の背景・目的＞
わが国におけるガス事業の制度改革に関し、経済産業省の私的研究会である「ガス市場整備基
本問題研究会」で 1 年余にわたる議論がなされ、2002 年 4 月、基本政策のあり方として「グランドデザイン（長期的な政策展望）」が提示された。同研究会の議論をもとに、今秋より政府審議会
で制度改正の議論が再開される予定である。
本研究では、同研究会で議論された制度改革事項のうち、特に「小売の自由化範囲の拡大」および「LNG ターミナルの第三者アクセス（Third Party Access、以下 TPA）」の観点に着目して、
2
3
前者は米国の州別状況 、後者については欧米の国別状況 の実態調査をおこなっている。
「小売の自由化」に関して米国ガス市場をみると、ガス配給段階は各州の規制機関である公益事業委員会の管轄になっており、州ごとに自由化、
特に家庭用自由化の進捗度合が異なっている。
一方、「LNG ターミナルの TPA」については、米国では連邦エネルギー規制委員会（FERC）のOrder、欧州では EU 指令にもとづき、各国が個別のアクセス制度を整備している。
本調査は、諸外国におけるガス事業の実態整理とともに、わが国において「小売自由化範囲の拡大」「LNG ターミナルの TPA」を今後進める際の留意点について、諸外国のガス市場との相違を踏まえ明確にすることが目的である。
＜結論＞
I.米国におけるガス市場自由化
1.米国のガス市場の自由化レベルは州ごとに異なり、2001 年 12 月現在、6 州において家庭用需要家を含め全面自由化されており、7 州で一部の家庭用需要家が自由化されている（いずれも州全体）。さらに、8 州でガス配給事業者（Local Distribution Company, LDC）の自主的なパイロッ
トプログラムにより家庭用需要家の供給者選択が可能になっている。
2.一方、2000〜2001 年冬場の天然ガス価格高騰をうけ、LDC あるいは州規制当局にとって調達ガ
ス価格変動リスクへの対応や、自由化拡大にともなう需要家への最終供給保障 4（ラストリゾート）の問題が重要となり（ジョージア州）、さらにエネルギートレーディングで脚光をあびた Enron の経営破綻（2001 年末）も各州の自由化政策に少なからず影響を与えている。
3.家庭用自由化が進められている州について需要家のマーケター（市場参入者）選択割合についてみると、本研究で抽出した 10 州では、オハイオ州 37.7％、ペンシルベニア州 12.5％、ミシガン州 6.8％となっている他は 3.0％以下となっている（件数ベース）。家庭用自由化については、
ミシガン、オハイオ州などで LDC によるパイロットプログラムが新規に承認されている一方で、既存 LDC に対してマーケターが価格競争力をもつことができず、デラウェア州やウィス
コンシン州のように自由化のパイロットプログラムを中止した州もでてきている。
4.LDC による託送は、原則「原価積上げ方式」で料金設定される点はわが国と同様であるが、本研究の対象州では、日ごとにインバランス（実消費量と託送ガス量との差分）が特定され、月ごとに精算されている（わが国の託送制度では一時間単位でインバランスを特定）。
5.各州や LDC は、自由化を推進するにあたり、「供給信頼性」「最終供給保障」「ストランデッドコスト」5「低所得・高齢需要家への配慮」といった公益的課題についての制度・方策を並行して整備しているが、中でも既存の LDC がコミットしていた州際パイプラインの容量や地下貯蔵システム容量をどのように保持・あるいはマーケターに割り当てるかが、冬場需要期におけ

1

IEEJ：2002 年 9 月掲載
る「供給信頼性」の確保や LDC の「ストランデッドコスト」処理の面で重要となっている。
−わが国における自由化範囲拡大についての留意点−
1.米国の LDC にとってストランデッドコストは、LDC がコミットしていた州際パイプライン容量コスト（容量契約に係る費用も含む）が第一にとりあげられることが多い。わが国について（米国と）同様な視点でストランデッドコストを捉えれば、自由化範囲拡大以前から締結されていた LNG 購入契約や天然ガスの卸供給契約などが該当し、離脱需要に伴うこれら諸契約のストランデッドコストを適正に評価し、事業者の経営努力を考慮した上で必要に応じて回収措置を講じることが課題になると考えられる。
2.米国では日ごとのインバランスを特定し月ごとに精算するケースが多いが、わが国において家
庭用需要家までの自由化拡大を想定した場合、現状の託送制度で求められている一時間単位でのバランシング（需給調整）に加えて別個のバランシングメニューを整備すべきか否か、また託送時の需要側のガス計量、インバランス特定の方法も問題となろう。
3.わが国では、電力・ガス事業法の改正に伴い「エネルギー事業間の垣根」が取り除かれる方向にあるが、同時に電力・ガス・石油の事業者間競争において「公正競争」の視点が従来から問題提起されている。今後、相互参入に当たっての参入の形態や事業許可のあり方、あるいは事業者負担である税金や原料備蓄の問題などについて議論になると考えられる。
II.欧米 LNG ターミナルの TPA
1.米国では FERC Order に基づき州際パイプラインと同様に LNG ターミナルの TPA が規制の下で実施されている。欧州では、EU 指令に基づきスペイン、イタリアがそれぞれ 1997 年、2001 年
より米国と同様に規制ベースの TPA（Regulated-TPA。以下、R-TPA）を整備している。ベルギーは 2001 年 7 月の国内法の改正により、事業者間の相対交渉にもとづく TPA（Negotiated-TPA）から R-TPA への移行段階にあり、例外的にフランスは事業者（Gaz de France）
による自主的な TPA のルールが 2000 年 8 月に整備されている。
2.欧米の LNG ターミナルは、わが国と比較して一般的に LNG の貯蔵能力に対する再気化ガスの払出し能力が高く、見かけ上設備稼働率が高くなっている。ただし、これは地下貯蔵システム
6の存在により、わが国の場合と異なり LNG 貯蔵タンクに需給調整・備蓄機能などが殆ど求められないことが原因と考えられる。
3.欧米ともに LNG は天然ガス供給において数％のシェア 7 を占めるに過ぎないが、将来的に発電用途を中心とした高い需要の伸びが想定されており、基地新設の計画が相次いでいる。
LNG ターミナル新設に関して、イタリアでは、事業報酬率を既存ターミナルよりも高めることで投資インセンティブを高める措置をとっている。
4.スペインを除けば、欧州 LNG ターミナルの第三者アクセス制度は 2000 年ごろから整備されたもので、導入の初期段階にある。新規参入者（シッパー）が当該国のガス市場に参入するにあたり LNG ターミナルの TPA が真に実効性のある制度か否かは、需給調整上必要となる地下貯蔵システムへのアクセス、パイプラインの利用料金など総合的に評価する必要がある。
5.流動的なガス取引（スポット取引あるいは転売）も LNG ターミナルの TPA を活性化させる一要因と考えられるが、欧州では将来的な需要増に備えた天然ガスインフラ整備が重要であり、これには長期契約をベースとした「事業の安定性」が必要と事業者サイドは認識している。
これより、長期的なガスの安定供給を意識しつつ、EU がガス取引の流動化措置、例えば「長期契約の短縮化」や「仕向地規制 8 の廃止」などを今後いかに進めていくかが注目される。
−わが国における LNG ターミナルの TPA についての留意点−
1.わが国のように国土縦貫パイプラインが存在せず、天然ガスの市場が都市圏ごとに分散している場合、LNG ターミナルの TPA は「仕向地規制」の外れた LNG 取引が増えてくれば、競争促
進上の一つのオプションとして捉えられる。

2

IEEJ：2002 年 9 月掲載
2.一方で LNG ターミナルにアクセスする場合に、参入者に求められる最低消費規模（販売規模）をいかに確保していくかが課題となる。例えば、LNG タンカー規模から発電需要を想定してもPPS9 の新設発電所の一般的な規模より大きく、さらに既存電力会社の電源等の投資遅延や料金値下げが続く中で、PPS の新設発電設備への供給を意図した TPA が進むか否かは不透明である。
3.さらに、欧米と比較して地下貯蔵機能が脆弱であるため、LNG 貯蔵タンクに需給調整機能や備蓄機能等が求められる。TPA に関する事業者間の交渉において、今後、貯蔵タンク利用費用がこうした機能的差異を踏まえた上でどのように設定されるかが重要と考えられる。
1 本報告の内容は経済産業省電力・ガス事業部ガス市場整備課委託による平成 13 年度「米欧の LNG

ターミナルにおける制度設計及び運用に関する調査」および「アメリカの LDC レベルの自由化にともなう制度設計についての詳細調査」に基づくもので、同課の許可を得て公表するものである。
2 米国の州別状況調査の対象は、自由化の進捗レベルごとに州を抽出しており、本研究ではニュージ
ャージー、ペンシルベニア、マサチューセッツ、オハイオ、コロラド、イリノイ、インディアナ、
ミシガン、オクラホマ、テキサスの 10 州をとりあげている。
3 LNG ターミナルの第三者アクセス制度の調査については、米国、フランス、ベルギー、スペイン、
イタリアの計 5 カ国が対象で、欧州については 2002 年 2 月に現地調査をおこなった。
4 自由化市場において、需要家が既存 LDC 以外の新規供給者との間で供給契約が締結できなかった場
合、あるいは何らかの理由で新規供給者によるガスサービスが提供不能になった場合に適用される
最終供給サービスのこと。原則として既存 LDC がその役割を担う。
5 規制の変更・自由化の進展により市場価格や需給が変動することで、部分的に投資回収不能になった資産・契約等に関するコスト
6 廃ガス田、帯水層、岩塩層などを利用した天然ガス貯蔵システムで、欧米で特に発達しており備蓄や季節間の需給調整等に利用される。
7 総天然ガス供給に占める LNG の割合は、2000 年時点で欧州 8％、米国 1％である。
8 同規制・条項はアルジェリア、ロシア、ノルウェーなどの産ガス国が欧州の需要家と締結している
ガス供給契約に通常盛り込まれており、買主側はガスの転売を禁止されている。EU 側は同条項が「競争的なガス市場形成」の妨げになるとして、撤廃を要求している。
9 電力小売市場における新規参入者。Power Producer and Supplier（特定規模電気事業者）の略。

＜説明＞(1)米国ガス市場の自由化
米国ではガスの州際取引に関して、特に 1985 年以降、FERC Order 436、Order636 を中心に州際
パイプラインのオープンアクセス、ガスの輸送機能／販売機能のアンバンドリングが進められてきたが、同時に州レベルでも家庭用まで含めた自由化の順次拡大および LDC による託送サービ
スの提供がおこなわれてきた。
全米レベルでみると、自由化のレベルは州によって異なり、家庭用需要家を含めた完全自由化まで実施している、あるいはパイロットプログラムの形により試行している州もあれば、産業用など大口需要家のみの自由化にとどまる州も存在する。
家庭用需要家について、100％自由化をおこなっているあるいは自由化推進段階にある州をみると、一部の例外を除いて概ね、天然ガス消費量が比較的多い州で実施されている。
家庭用自由化については、需要家に対する最終供給保障の問題（ジョージア州）や、LDC における価格変動リスクの処理の問題（価格ヘッジング）などが懸念されており、2000〜2001 年冬場
における天然ガス価格高騰や、カリフォルニアの電力危機、エネルギーマーケティングをビジネ
スの主軸とした Enron の経営破綻などを背景に、最近の自由化の議論・推進に対してより慎重な検討が求められている。LDC による家庭用のパイロットプログラムでは、マーケターの参入レベ
ル、需要家のプログラム参加レベルから市場競争が有効に機能していないと判断し、プログラムを停止したケースもある（デラウェア州、ウィスコンシン州）。

3

IEEJ：2002 年 9 月掲載
図表 1 天然ガス産業の構造変化（上流〜下流）
■井戸元
1978

1985

1989

2000

天然ガス価格の自由化

競争的な天然ガス価格への移行

Natural Gas Policy Act1978

Natural Gas Wellhead Decontrol Act 1989

新規開発のガス価格自由化→天然ガス価格の上昇

天然ガス価格の完全な自由化■（州際）パイプライン事業者
1978
1985
ガス販売機能をもった
パイプライン事業者

1990

1992 1993/94（州際）パイプライン輸送のオープンアクセス

強制的なオープンアクセス（例外：DOMAC)

事業者の自主性に基づくオープンアクセス

1985

アンバンドリングを伴わない天然ガス販売

パイプライン輸送能力の市場商品”Commodity”化

FERC Order 636

FERC Order 436■ガス（販売）事業者
1978

2000

1990

1994/95

大口需要家に対する
LDC の輸送サービス提供

2000

小口需要家に対するガス供給者選択の自由化（出所）Arthur Andersen／CERA 資料より作成

図表 2 主なハブおよびシティーゲートにおけるガス価格推移（1995 年 12 月〜2002 年 1 月）

ChicagoNGPLLASoCal Gas

19
98
年
4月

Henry Hub, La.
14.00

19
97
年
8月

16.00

NYC
TranscoSeattleNorthwest

10.00

8.00

6.00

4.00

2.00

（出所）Natural Gas Week Database より作成

4

20
01
年
12
月

20
01
年
8月

20
01
年
4月

20
00
年
12
月

20
00
年
8月

20
00
年
4月

19
99
年
12
月

19
99
年
8月

19
99
年
4月

19
98
年
12
月

19
98
年
8月

19
97
年
12
月

19
97
年
4月

19
96
年
12
月

19
96
年
8月

19
96
年
4月

0.00

19
95
年
12
月

ガス価格 $/MMBtu

12.00

IEEJ：2002 年 9 月掲載
図表 3

北米の家庭用自由化の実施状況（2001 年 12 月現在）
ME
NH
UT

WA

MA

MI
RI
MT

ND

OR

NY

MN

CT

WI
ID

SD

MI

WY
IA
NV

PA

NE
UT

IL

CO

IN

KS

CA

WV

DE

KY

OK
NM

NJ

VA
MO

AZ

MD

TN

DC

AR
MS

AK

OH

AL

GA

NC
SC

TX
FL
LA

：全州レベルのアンバンドリング実施州（100％自由化）：全州レベルのアンバンドリング実施段階の州：パイロットプログラム実施州：アンバンドリング未実施かつ、対応を検討している州：アンバンドリング未実施州：パイロットプログラム打ち切り州

自由化段階
全州レベルのアンバ
ンドリング実施
全州レベルのアンバ
ンドリング実施段階
Pilot Program 実施

該当州（網掛けの州が本研究の対象州）
ワシントン DC（DC）、ニュージャージー（NJ）、ニューメキシコ（NM）、ニューヨーク（NY）、ペンシルベニア（PA）、ウェストヴァージニア（WV）
カリフォルニア（CA）、コロラド（CO）、ジョージア（GA）、メリーランド（MD）、
マサチューセッツ（MA）、オハイオ（OH）、ヴァージニア（VA）
イリノイ（IL）、インディアナ（IN）、ケンタッキー（KY）、ミシガン（MI）、モンタナ（MT）、ネブラスカ（NE）、サウスダコタ（SD）、ワイオミング（WY）
アンバンドリング未 アイオワ（IA）、カンザス（KS）、メイン（ME）、ミネソタ（MN）、ネヴァダ（NV）、ニューハンプシャー（NH）、オクラホマ（OK）、サウスカロライナ（SC）、
実施。対応検討中
テキサス（TX）、ヴァーモント（VT）
アンバンドリング未 アラスカ（AK）、アラバマ（AL）、アーカンソー（AR）、アリゾナ（AZ）、コ
実施
ネティカット（CT）、フロリダ（FL）、ハワイ（HI）、アイダホ（ID）、ルイジアナ（LA）、ミシシッピ（MS）、ミズーリ（MO）、ノースカロライナ（NC）、
ノースダコタ（ND）、オレゴン（OR）、ロードアイランド（RD）、テネシー（TN）、ユタ（UT）、ワシントン（WA）
Pilot Program 打切り
デラウェア（DE）、ウィスコンシン（WI）
注）ここでの「アンバンドリング」とは、自由化とほぼ同義で、欧州のような法人分離（Legal Unbundling、
実際にガス生産・輸送・販売など機能別に別会社化すること）等を意味するものではない。

（出所）米国エネルギー省 EIA ホームページより作成

5

IEEJ：2002 年 9 月掲載
図表 4 家庭用天然ガス消費量と家庭用価格の関係（1999 年）

14
Massachusetts

12

FloridaOklahoma

家庭用単価 $/1,000CF

Connecticut

10

Wisconsin

New York

Pennsylvania

8
New Jersey

California

Ohio

Illinois

6
Texas

4

MichiganIndiana
AlaskaMinnesota

2
Georgia

Colorado00100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

家庭用天然ガス消費量 MCF
1,000CF（立方フィート）（出所）米国エネルギー省情報局 EIA Natural Gas Annual より作成

図表 5 調査対象 10 州の基本特性（1999 年）
州名
ニュー
ジャージー
ペンシル
ベニア
マサチュー
セッツ
オハイオ
コロラド
イリノイ
インディアナ
ミシガン
オクラホマ
テキサス

家庭用天
然ガス消費
量順位
7位

家庭用天然 家庭用
ガス消費
天然ガス
シェア ％ 価格順位

ガス
自給率
％

貯蔵
依存率
％

34.2

18

0.0

0.48

大口需要家、および家庭用需要家自由化開始時期
1995、1997

6位

38.0

15

6.3

12.5

1996、1996

14 位

31.4

5

0.0

1.57

1987、1996

5位
13 位
2位
9位
4位
21 位
8位

1993、1997
38.4
28
4.5
8.18
1982、1999
36.3
42
55.9
2.85
−、1997
45.4
40
0.01
9.08
1984、1998
25.9
32
0.04
1.15
1988、1997
40.3
46
13.6
18.9
1991、−
12.1
35
73.4
5.7
−
4.7
31
88.33
4.5
注）天然ガス消費量順位は、消費量が高い順。天然ガス価格順位は、価格が高い順。
天然ガス消費のうち輸送用需要は除いて、消費量および家庭用シェアを算出している。
ガス自給率、貯蔵依存率は、総供給（州際取引・輸入、ガス生産、貯蔵払出し）に占める
自州ガス生産分、および貯蔵ガス払出しによる供給量の割合を示している。
自由化開始時期は、大口、家庭用自由化（パイロットプログラム開始時期）の順で記載。

（出所）米国エネルギー省 EIA, State Energy Data Report および Natural Gas Annual より作成

6

IEEJ：2002 年 9 月掲載
家庭用自由化が進められている州について需要家のマーケター（市場参入者）選択割合についてみると、本研究で抽出した 10 州では、オハイオ州 37.7％、ペンシルベニア州 12.5％、ミシガン
州 6.8％となっている他は 3％以下となっている（件数ベース）。家庭用自由化については、ミシガン、オハイオ州などで LDC によるパイロットプログラムが新規に承認されている一方で、既存 LDC に対してマーケターが価格競争力をもつことができず、デラウェアやウィスコンシン州のように自由化のパイロットプログラムを中止した州もでてきている。
マーケターと LDC が価格競争するにあたり、例えばミシガン州では Consumer Energy や
MichCon（Michigan Consolidated Gas）
、SEMCO などが調達ガス価格を複数年固定した料金メニューを提示しており、結果的にマーケターは 2000〜2001 年冬場需要期の天然ガス価格高騰もあり、
既存 LDC に対して価格競争力を持つことができなかった。
図表 6 10 州におけるマーケターの選択割合
自由化ﾚﾍﾞﾙ・州名

LDC

Elizabethtown
NJNG
ﾆｭｰｼﾞｬｰｼﾞｰ PSE&G
South Jersey
全州ﾚﾍﾞﾙで100％家庭用自由化実
Columbia Gas
施州
Dominion Peoples
ﾍﾟﾝｼﾙﾍﾞﾆｱ Equitable
PECO Gas

全州ﾚﾍﾞﾙで
家庭用自由
化実施段階
の州

ｵﾊｲｵ
ｺﾛﾗﾄﾞ
ｲﾘﾉｲ
ｲﾝﾃﾞｨｱﾅﾊﾟｲﾛｯﾄﾌﾟﾛ
ｸﾞﾗﾑ実施州

自由化未実
施州

ﾐｼｶﾞﾝ

計

計
計

ﾏｻﾁｭｰｾｯﾂ

ﾏｰｹﾀｰ選択％ (B)/(A)顧客数 (B)
235,7920
0.0%
389,048
15,6374.0%
1,461,057
1,364
0.1%
268,046
40,03914.9%2,353,943
57040
2.4%
392,000
120,22130.7%
325,365
114,11335.1%
239,10224,49910.2%
198,478
8
0.0%
2,072,621
258,841
12.5%
1,278,781
14,6071.1%
360,000
11,5003.2%
1,200,000
460,000
38.3%
1,100,000
530,000
48.2%
2,660,000
1,001,500
37.7%
1,315,619
3
0.0%
3,631,762
65,8331.8%
1,590,925
10,001
0.6%
168,660
31,2003732
2,979,832
203,592
6.8%
887,371−−
3,695,058−−

顧客数 (A)

CG&E
Columbia Gas
East Ohio Gas
計
一部大口家庭用顧客が託送サービス利用。
計
計
Consumers Energy
MichCon
SEMCO
計

ｵｸﾗﾎﾏ
ﾃｷｻｽ

ニュージャージー州は、2001 年 12 月末時点の数値。
ペンシルベニア州は、2002 年 1 月時点の数値。
マサチューセッツ州は 2000 年時点の数値。ただし、2002 年 3 月時点では家庭用需要家の顧客選択はおこなわれていない。
オハイオ州は 2001 年 11 月時点の数値。
コロラド州は 2000 年時点の数値。
イリノイ州のマーケター選択顧客数、家庭用顧客数はそれぞれ 2001 年 12 月、2000 年時点の数値。
インディアナ州のマーケター選択顧客数、家庭用顧客数はそれぞれ 2001 年 10 月、2000 年時点の数値。
ミシガン州のマーケター選択顧客、家庭用顧客数はそれぞれ 2001 年 12 月、2000 年時点の数値。
オクラホマ、テキサス州の家庭用顧客数は 2000 年時点の数値。
（出所）米国エネルギー省 EIA の各州 HP、および EIA Natural Gas Annual 2000 その他資料より作成

1995〜2000 年に至る 5 年間のガス価格推移をみると、調査対象州いずれも家庭用価格は上昇している。ただし、業務用・産業用に比べ家庭用の価格上昇幅が大きいか否かは州によって異なる。

7

IEEJ：2002 年 9 月掲載
図表 7 州別の天然ガス価格推移（1995〜2000 年の名目値。価格単位:$/1,000cubic feet）
1995
City Gate
家庭用
業務用
産業用
City Gate
家庭用
業務用
産業用
City Gate
家庭用
業務用
産業用
City Gate
家庭用
業務用
産業用
City Gate
家庭用
業務用
産業用

1999

2000

ニュージャージー州
4.48
5.34
7.46
7.28
3.99
5.92
3.14
5.15
ペンシルベニア州
3.09
3.65
5.09
7.16
8.3
8.49
6.28
7.29
7.72
3.9
3.99
5.03
マサチューセッツ州
3.53
3.74
5.43
9.04
9.25
9.91
6.59
7.63
8.61
4.43
5.23
7.47
オハイオ州
3.84
4.83
6.1
5.46
6.24
7.7
4.92
5.59
7.02
3.93
3.94
5.12
コロラド州
2.65
2.31
3.53
4.8
5.38
6.14
4.23
4.43
5.37
2.86
2.82
3.49
3.34
7.27
5.76
3.11

価格推移 価格推移
1995-99 1995-00

1995

1.14
0.19
-1.77
0.03

2 City Gate
0.01 家庭用
0.16 業務用
2.04 産業用

2.59
4.66
4.42
3.57

0.56
1.14
1.01
0.09

2 City Gate
1.33 家庭用
1.44 業務用
1.13 産業用

2.84
5.37
4.38
3.41

0.21
0.21
1.04
0.8

1.9 City Gate
0.87 家庭用
2.02 業務用
3.04 産業用

2.61
4.72
4.46
3.62

0.99
0.78
0.67
0.01

2.26 City Gate
2.24 家庭用
2.1 業務用
1.19 産業用

2.52
5.56
4.48
2.27

-0.34
0.58
0.2
-0.04

0.88 City Gate
1.34 家庭用
1.14 業務用
0.63 産業用

2.95
5.92
4.09
1.89

1999

2000

イリノイ州
3
5.01
5.5
7.33
5.2
6.9
4.06
5.81
インディアナ州
2.46
4.03
6.03
6.42
5.17
5.74
4.16
5
ミシガン州
2.83
3.23
5.13
5.11
4.87
4.79
3.69
3.87
オクラホマ州
2.84
3.91
5.97
7.36
5.11
6.43
3.52
5.3
テキサス州
2.84
4.39
6.09
7.41
4.42
5.74
2.55
4.1

価格推移 価格推移
1995-99 1995-00
0.41
0.84
0.78
0.49

2.42
2.67
2.48
2.24

-0.38
0.66
0.79
0.75

1.19
1.05
1.36
1.59

0.22
0.41
0.41
0.07

0.62
0.39
0.33
0.25

0.32
0.41
0.63
1.25

1.39
1.8
1.95
3.03

-0.11
0.17
0.33
0.66

1.44
1.49
1.65
2.21

（出所）米国エネルギー省 EIA Natural Gas Annual 2000 より作成

LDC による託送は、原則「原価積上げ方式」で料金設定される点はわが国と同様であるが、将来の経営効率化等を考慮した「フォワードルッキング」10とはなっていない。
また、わが国の託送制度は大口需要家を対象として、一時間単位でインバランスが特定されるが、本研究の対象州では日ごとにインバランス（契約託送量と実際の送出ガス量との差分）を特
定し、月ごとに精算するケースが多く、一般に、インバランスのレベルに応じて課されるペナル
ティー料金の単価が異なっている。また、小規模業務用など小口需要については、過去のガス消費実績や気温等をもとに推定した日別想定負荷とガス託送量からインバランスを推定するケースがある。
図表 8 託送におけるバランシングの考え方11
精算方法
・バランシングは日ベースで要求され、月ごとに精算される。
・ただし、小規模業務・産業用需要家は、過去のガス使用形態や特定日の需要実績に基づくフォーミュラをもとにガス消費量が推計され、これがインバランス計算の基礎となる（ニュージャージー、ペンシルベニア、マサチューセッツ、オハイオ、イリノイ、インディアナ州）。
・MichCon 社および Consumers Energy 社の場合、マーケターはその顧客が年間で消費するガス量（推定量）の 1/365 を毎日同量で引き渡すよう要求され、乖離レベルの許容範囲は実需要の10％。精算は年単位でおこなわれる（ミシガン州）。
・バランシングの問題は、LDC とマーケターの個別交渉で決められる（テキサス州）。
（出所）各種資料より作成

各州や LDC は、自由化を推進するにあたり、「供給信頼性」「最終供給保障」「ストランデッド10 フォワードルッキングコスト（将来の適正な費用）で考慮する要素は、過去の費用実績、原価算定
期間中の経営効率化成果の見込み、技術革新の見込み、需要見込み、マクロ経済指標見込み等である。
11 図表 8 に示しているバランシングの考え方は、小口業務用・産業用を含めた「小口需要家」が主な対象で、必ずしも家庭用需要を対象とした託送ケースをとりあげたものではない。

8

IEEJ：2002 年 9 月掲載
コスト」「低所得・高齢需要家への配慮」といった公益的課題についての制度・方策を並行して整備しているが、中でも既存の LDC がコミットしていた州際パイプラインの容量や地下貯蔵シス
テム容量を LDC がいかに保持する、あるいはマーケターに割り当てるかが、冬場需要期における「供給信頼性」の確保や LDC の「ストランデッドコスト」処理の面で重要となっている。
マーケターが州際パイプライン容量を自前で確保する代わりに、LDC の州際パイプライン容量契約をマーケターに自主的あるいは強制的にわりあてる州もあり、これによって州としてのガス供給信頼性を確保するとともに、離脱需要が発生することにより LDC が確保していた州際パイ
プライン容量コストがストランデッドコストになることを避けることができる。
図表 9 公益的課題の担保の考え方（調査対象州の例）
項 目

供給信頼性

最終供給保障ストランデッド・コスト

低所得者・高齢者への対応導管投資インセンティブ
調達天然ガス
価格の変動リスクのヘッジング

概要・LDC がマーケターに対して、ピーク需要に対応するためのガス貯蔵レベル等の基準を設けている（ニュージャージー、ペンシルベニア、オハイオ州）。
・マーケターは年間負荷の 1/365 に相当する量を毎日供給し、LDC は供給されたガスを冬場需要期の必要時期まで地下貯蔵にストックしている（ミシガン州）。
・LDC がマーケターに対して強制的に州際パイプライン容量を割り当てること
で、ピーク時の供給を保障している（マサチューセッツ州）。
・将来的に既存 LDC 以外の主体が最終供給保障者となる申請を州規制当局におこなうことが可能になっている（ペンシルベニア州）。
・既存 LDC が最終供給保障の役割を担う（ペンシルベニア州以外）
・州規制当局より、主に州際パイプライン容量コストについて、ストランデッドコストとして回収が認められている（ニュージャージー、ペンシルベニア、オ
ハイオ、コロラド、イリノイ、オクラホマ州）。
・ストランデッドコスト回収に対して規定なし（マサチューセッツ、インディア
ナ、ミシガン、テキサス州）。
・高齢者・低所得者への供給停止／支払いの遅延に関する規定が存在（オハイオ、
オクラホマ、テキサス、イリノイ州）
・低所得者対応の基金、割引料金あるいは所得の一定水準でガスサービスを利用できる制度が用意されている（ニュージャージー、ペンシルベニア、マサチューセッツ、オハイオ、ミシガン州）
・明示的に補助金政策をおこなっている州はない。これは、自由化以降も LDCのパイプラインは託送料金等を通じて投資回収が可能であるため。
・LDC が天然ガス価格変動リスクを金融的手法でヘッジすることを州規制当局が許可している（ニュージャージー、ペンシルベニア、ミシガン州）。
・LDC が金融的手法で価格ヘッジングをおこなうことを検討中（マサチューセッ
ツ、オハイオ、インディアナ、イリノイ州）。

（出所）各種資料より作成(2) わが国における自由化範囲拡大についての留意点
米国の LDC にとってストランデッドコストは、LDC がコミットしていた州際パイプライン容量コストが第一にとりあげられることが多く、将来的な離脱需要の増加に伴いストランデッドコ
ストとみなされうる需要家対応設備（コールセンター等）や人的資産については、認識はされているものの明示的な対応はとられていないと考えられる。わが国について（米国と）同様な視点
でストランデッドコストを捉えれば、自由化範囲拡大以前から締結されていた LNG 購入契約や天然ガスの卸供給契約、将来的には卸託送契約が該当し、離脱需要に伴うこれら諸契約のストラ
ンデッドコストを適正に評価し、事業者の経営努力を考慮した上で必要に応じて回収措置を講じることが課題になると考えられる。

9

IEEJ：2002 年 9 月掲載
図表 10 米国とわが国のガス供給システム比較■米国
天然ガス井戸州際パイプライン

配給パイプライン

Citygate

州際取引（連邦規制）
・自由化（FERC Order380〜637）

ＬＤＣ（配給会社）
・大口、一部家庭用自由化（アグリゲーション含む）
・旧Atlanta Gas Light（ジョージア州）供給区域のみ完全自由化■日本

・大口自由化（年間100万m3以上の大口需要家）

・規制なし（売主と買主の相対交渉）
国際取引

都市ガス事業者
LNGターミナル

天然ガス
液化設備

（出所）エネ研作成

ＬＮＧ輸入

ＬＮＧ荷揚げ・貯蔵・

配給ﾊﾟｲﾌﾟﾗｲﾝ

再気化・払出し再気化設備

本研究において対象とした米国各州では、託送において日ごとにインバランスを特定し月ごとに精算するケースが多いが、わが国において家庭用需要家までの自由化拡大を想定した場合、現状の託送制度で求められている一時間単位でのバランシング（需給調整）の他に別途バランシン
グメニューを整備すべきか否か、また託送の際に需要側のガスの計量、インバランスの特定をどのようにおこなうか、具体的には時間あるいは日計量メーターを利用した実測ベースか、あるいは過去のガス使用データや気温を利用した想定負荷を利用するか、といった点も問題となろう。
最後に、わが国で自由化範囲拡大を考えるにあたり、これまで電力・ガス事業法の改正に伴い「エネルギー事業間相互の垣根」が取り除かれる方向にあるが、同時に電力・ガス・石油の事業者間競争において「公正競争」の視点が従来から問題提起されている。今後、相互参入に当たっての参入の形態12や事業許可のあり方、あるいは事業者負担である税金や備蓄の問題13などについて議論になると考えられる。

12

例えば、他事業に参入する場合、本体事業／分離子会社による参入いずれが適当か、また本体事業の資産で、他事業への参入に転用できる資産（共用資産）についての扱いなどが焦点。電気事業者
が、第一種通信事業に参入した場合の総務省の許可条件（2002 年 2 月）が参考事例となる。
13 都市ガス事業の大口供給の要件緩和にあたり、他業界より石油と天然ガスの熱量当たりの石油税負担、あるいは備蓄義務の有無に関する公平性が公正競争を妨げているとの指摘が過去なされてきた。

10

IEEJ：2002 年 9 月掲載(3)欧米 LNG ターミナルの TPA
米国では FERC Order636 に基づき州際パイプラインと同様に LNG ターミナルの TPA が規制の下で実施されており、LNG ターミナルの容量が入札（オープンシーズン）を通じて参入者（シッパー）に割り当てられている。
図表 11 オープンシーズンの概要
Request for

1.潜在シッパーからのターミナル利用希望

Service

2.LNG ターミナルオペレーターが自社の電子掲示板に、オープンシーズン開催の告示。
基地スペック、提供サービス、利用可能容量等の情報を掲示。

Bid No.
3 Bid No.
2 Bid
No. 1

3.基地利用希望者（潜在シッパー）によるターミナル使用権の入札。
シッパーの希望輸入 LNG 量、利用料金、契約期間を考慮して正味現在価値（NPV）を算出。
NPV の他、LNG 輸入契約の確度などを考慮し、最終落札者決定
4.容量落札者とターミナル運用者のサービス契約締結。
（出所）PA Consulting 社資料より作成

一方、欧州では、EU 指令に基づきスペイン、イタリアがそれぞれ 1997 年、2001 年より米国と同様に規制ベースの TPA（Regulated-TPA。以下、R-TPA）を整備している。ベルギーは 2001 年
7 月の国内法の改正により、事業者間の相対交渉にもとづく TPA（Negotiated-TPA）から R-TPAへの移行段階に、フランスは事業者による自主的な TPA 制度が 2000 年 8 月に整備されている。

国内生産・輸入 輸送・貯蔵 配給・販売

イタリア
Eni

図表 12 欧州調査対象国のガス事業構造概略
フランス
スペイン

Enel

EAP
EdisonGas

Snam Rete
Gas

ベルギー

Gas
NaturalDistrigaz

EnagasFluxysGDF
Gaz deFranceCFM
GSO

Distrigaz

Italgas
その他
地域配給
会社

その他
地域配給会社

地域配給
会社

地域配給
会社

注）フランスの EAP は TotalFinaElf 子会社、CFM・GSO は GDF と TotalFinaElf の共同出資会社(出所)IEA, Energy Policies in OECD countries などより作成

11

IEEJ：2002 年 9 月掲載

図表 13 最近の欧米 LNG ターミナルに関する動き（2000 年以後の概要）
ベルギー

Snohvit（Norway 2006〜）

2001.7 改正ガス法により、N-TPA から R-TPA への路線変更が決定
2002.7 電力・ガス規制委員会（CREG）はパイプライン、LNG ターミナル、地下貯蔵システムを対象とした TPA ガイドライ
Zeebrugge
ンを提唱。

イタリア
2001.6 規制当局が、LNG ターミナル TPA タ

Fos Sur Mer

リフの設定基準を設定

Montoir
2001.9.11

Everett(Tractbel North America)

NY テロ

2001.9 Snam の輸送部門会社 Snam Rete Gas がBarcelona

LNG ターミナル等のタリフを発表
2002.8 Snam Rete Gas による改訂タリフ発表

Cove Point (Dominion Resource)
Zeebrugge、Montoir 基地

Elba Island (El Paso)

基地新設の動きあり（Edison Gas、BG、Enel）

へルート変更La Spezia

Egypt（2004〜）
フランス

Arzew, Skikda
Lake Charles(CMS Trunkline LNG)

Point Fortin(Trinidad)
米国

North Paria

HuelvaBonny(Nigeria)(Sonatrach)
Cartagena(Venezuela 2005〜)
・基地再開予定と同時に、拡張計画も発表（Everett、Cove Point、Elba Island、Lake Charles）
・西海岸、東海岸、メキシコ等に基地新設計画が相次いで発表（Dynegy、Shell、El Paso etc.）
・欧州企業（Tractbel、GDF、Enel、Gas Naturalなど）が米国市場への LNG 販路を模索。
・ただし、テロ以降、米国向け LNG が欧州へシフトする動きも有。
・Williams、CMS によるターミナル売却の検討進む（エネルギートレーディングの不振に伴い）。

2000.8 Gaz de France が自主的に LNG ターミ
ナル TPA 料金を公表
2001.4 フランス経済・金融・産業省は同タリ
フに関して、同国電力規制委員会（CREにレビューを依頼。結果公表される。

スペイン

2001.10 Nigeria から CMS Energy がスポット

1997.12 Royal Decree にて TPA 料金体系が規定

カーゴを Montoir 基地に揚げる。

2000.3、2000.8 TPA 料金を改訂
2001.8 Royal Decree にて再度 TPA 体系を改訂
Cepsa、Shell、BP、Iberdrola、Union Fenosaなどと TPA 契約を締結済み
12
基地新設の動き有り（国内電気事業者等）

2002.1GDF TPA 料金を改訂。ただし、LNG タ
ーミナルについては、変化なし
Angola（2006〜）（出所）各種資料よりエネ研作成

IEEJ：2002 年 9 月掲載
図表 14 LNG ターミナルの TPA 概要
国（基地所有者） TPA 実施主体
フランス
なし
Gaz de France
ベルギー
なし
Fluxysスペイン
Shell、CEPSA
BP 、Iberdrola
Enagasイタリア
Enel、Eni Gas& Power、Snam Rete Gas
Edison Gas
アメリカ
Duke Energy
CMS Energy
Coral Energy
Tractbel
MirantDominion Resource
Tractbel
El PasoEl PasoCMS Energy

備考
TPA を希望する主体は、余力があれば先着順で基地を利用可能。
TPA を希望する主体は、余力があれば先着順で基地を利用可能。
Fluxys は潜在的な基地利用希望者と協議中。
TPA を希望する主体は、余力があれば先着順で基地を利用可能。
輸入 LNG の利用先は自社 CCGT 発電所やガス事業者など。
長期契約分については、契約 LNG 量に応じて基地容量が割り当てられる。
スポット LNG の受入については原則、先着順。
Everett 基地は TPA 未実施（クローズド操業）。
州際パイプラインと同様に、オープンシーズンと呼ばれる入札制
度によって利用者を決定する。
Elba Island 基地（El Paso）は基地能力増強分をオープンシーズン
にかけ、Shell Gas & Power が落札（2005 年から 30 年間）。
Lake Charles 基地では現余力と増強分を 2002 年から 22 年間 BG
がコミット。

（出所）各種資料より作成

欧米の LNG ターミナルは、わが国と比較して一般的に LNG の貯蔵能力に対する再気化ガスの払出し能力が高く、見かけ上設備稼働率が高くなっている。ただし、これは地下貯蔵システムの存在により、わが国の場合と異なり LNG 貯蔵タンクに需給調整・備蓄機能などが殆ど求められないことが原因と考えられる。
図表 15 世界の主要 LNG 受入基地の払出し能力−貯蔵能力
貯蔵能力(Kl)

注）袖ヶ浦基地を除く

2,000,000
1,800,000
1,600,000
Zeebrugge
1,400,000
La Spezia
1,200,000

HuelvaCartagena

1,000,000
800,000
600,000
400,000
Montoir-de-Bretagne
200,000
Fos-sur-Mer

0
0

10,00020,00030,00040,000Barcelona
50,00060,000

払い出し能力(千m3 /日)（出所）World LNG/GTL Review 2001-2002 by Zeus Development Corp.より作成

13

IEEJ：2002 年 9 月掲載
図表 16 世界の主要 LNG 受入基地の払出し能力−貯蔵能力（数値データ）
3

受入基地
日本海エル・エヌ・ジー東新潟LNG基地

払い出し能力(千m /日)
40,000

貯蔵能力（kl）
720,000

東京電力富津LNG基地

60,000860,000

東京電力東京ガス袖ヶ浦LNG基地

110,000

2,660,000

東京電力東扇島LNG基地

55,000540,000

東京ガス扇島工場

10,000600,000

東京電力東京ガス根岸工場

53,0001,250,000

清水エル・エヌ・ジー清水LNG基地

400

177,200

中部電力東邦ガス知多LNG共同基地

25,000300,000

知多エル・エヌ・ジー知多LNG基地

33,000640,000

中部電力四日市LNGセンター

23,000320,000
160,000

東邦ガス四日市工場

2,400

中部電力川越LNG基地

20,000480,000

大阪ガス泉北第一LNG基地

9,000

180,000

大阪ガス泉北第二LNG基地

50,0001,585,000

大阪ガス姫路製造所

15,000560,000

関西電力姫路LNG管理所

17,000520,000

広島ガス甘日市LNG基地

400

85,000中国電力柳井LNG基地

9,000

480,000

大分LNG大分LNG基地

12,000460,000

北九州エル・エヌ・ジー戸畑LNG基地

25,000480,000

西部ガス福北LNG基地

4,100

70,000日本ガス鹿児島工場

300

36,000東邦ガス知多緑浜工場
Everett Massachusetts

16,000200,000

12,000154,000

Cove Point Maryland

28,300240,000
189,000

Elba Island Gerogia

15,290Lake Charles Louisiana

19,000286,200

Eco Electrica Terminal , Penuelas/Puerto Rico

5,500

160,000

Montoir-de-Bretagne

36,000360,000

Fos-sur-Mer

22,000150,000

La Spezia

10,000100,000

Barcelona

24,000240,000
160,000

Huelva10,800

Cartagena

2,136

55,000

Bilbao

7,400

300,000

450

200,000

Zeebrugge

16,000261,000

Marmara Ereglisi

16,000255,000

Sines

Revithousa

12,000130,000

Pyeong Taek

50,0001,000,000

InchonYung An、Kaohsiung

25,00028,0001,000,000
690,000（出所）World LNG/GTL Review 2001-2002 by Zeus Development Corp.

欧米ともに LNG は天然ガス供給において数％のシェアを占めるに過ぎないが、将来的に天然ガス火力を中心とした高い需要の伸びが想定されており、基地新設の計画が相次いでいる。
LNG ターミナル新設に関して、イタリアでは、事業報酬率を既存ターミナルよりも高めることで投資インセンティブを高める措置をとっている。

14

IEEJ：2002 年 9 月掲載
図表 17 欧州における LNG の位置付け（2000 年データ）および新設基地計画
天然ガス需要の 8％が LNG

G＜内訳＞
Algeria（77％）,Nigeria（15％）
Libya（2％）,Trinidad（2％）
Middle East (3%)

3

10億Gm3＝10 億 m3

Belgium (25% LNG)
16 Gm343 Gm3
France (25% LNG)
15 Gm369 Gm32 Gm3Portugal(15% LNG)

21 Gm3
Italy (7% LNG)
Spain (50% LNG)

Projects

Country

Le Verdon
Fos sur Mer 2
Sines
Bilbao (underconstruction)
El Ferrol

FranceFrancePortugal
Spain

Turkey (25% LNG)
Greece (15% LNG)

2 Gm3

Participants

TFE
GdF
Transgas
BP, Repsol, Iberdrola,
EVE
Spain
Sonatrach, Union
FenosaSagunto (Valencia)
Spain
Union Fenosa
Marina di Rovigo
Italy (offshore Adriatic) Edison, Exxon Mobil
Brindisi
Italy
BG Group
Izmir
TurkeyPrivate companies
Offshore Izmir
TurkeyIskenderun
TurkeyBotas
注）この他、イタリアでは電気事業者 ENEL による受入基地新設計画有。
（出所）Sylvie Cornot-Gandolphe,”LNG Recent development in Europe” IEA

図表 18 欧州における LNG 将来需要予測（単位：Million t）
国 名

2000 年需要2010 年需要見通し

年平均伸び率
%

フランス

9.3

10〜12

0.7〜2.6

ベルギー

3.1

3〜3.5

-0.3〜1.2

スペイン

6.3

11〜13

5.7〜7.5

イタリア

2.9

5〜6

5.6〜7.5（出所）Cedigaz, World LNG Outlook 1999

15

IEEJ：2002 年 9 月掲載
図表 19 アメリカにおける天然ガス生産および輸入、LNG 輸入の内訳（2000 年）
その他 (LNG
1.0%

カナダ
15.3%

メキシコ
オーストラリア 2.7%

オマーン
（LNG）2.5%
T&T（LNG）
42.4%（LNG）3.6%

国内生産
83.7%

ナイジェリア（LNG）9.0%

合計
合計
36636.7663.67億ｍ億
/年
3
m /年

「その他」の内訳

アルジェリア（ＬＮＧ）19.5%

メキシコはパイプラインによる輸入（出所）IEA Energy Balance of OECD Countries

カタール（LNG）20.3%

注）米国の 2000 年の LNG 需要は約 4.9million t であるが、米国エネルギー省 EIA 予測14によると 2010
年で 4 倍程度の 16.8million t になると想定されている。

（出所）IEA Energy Balance of OECD Countries
図表 20 LNG 受入基地新設計画
能力 MMcf/d

既存
計画中
計画中止

St. John
1.Irving Oil

Ensenada / Tijuana
10.CMS+Sempra
11.El Paso+Phillips
12.Marathon Oil
13.Shell
14.BP+Williams

Chesapeak
2.Conoco
Sabine Pass
7.Cheniere

Hackberry
6.DynegyRadio Island-El Paso

Freeport

最上段は計画地点名、下段は事業者。
8.Cheniere

Brownsville
9.Cheniere

Tampa
-BP

Bahamas
3.El paso
4.AES
5.GdF
-Enron

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14

注）この他、ベルギーの Tractbel 社（Everett 基地保有者）はメキシコ西部の Lazaro Cardenas 港に受入基地を計画、メキシコ東部 Altamira 地区でも El Paso−Shell による 475bcf/yr の基地計画がある。
（出所）各種資料より作成

14 EIA Annual Energy Outlook 2002(AEO2002) reference case, U.S. Natural Gas Markets: Mid-Term Prospects

for Natural Gas Supply Dec.2001

16

500
275
500
550
N.A.
750
1,000
1,000
1,000
1,000
680
750
1,300
N.A.

IEEJ：2002 年 9 月掲載
スペインを除けば、欧州 LNG ターミナルの第三者アクセス制度は 2000 年ごろから整備されたもので、導入の初期段階にある。新規参入者（シッパー）が当該国のガス市場に参入するにあた
り LNG ターミナルの TPA が真に実効性のある制度か否かは、需給調整上必要となる地下貯蔵シ
ステムへのアクセス15、パイプラインの利用料金など総合的に評価する必要がある。
流動的なガス取引（スポット取引あるいは転売）も LNG ターミナルの TPA を活性化させる一要因と考えられるが、欧州では将来的な需要増に備えた天然ガスインフラ整備が重要であり、これには長期契約をベースとした「事業の安定性」が必要と事業者サイドは認識している。これより、長期的な安定供給を意識しつつ、ガス取引の流動化措置、例えば「長期契約の短縮化」や「仕向地規制の廃止」などを EU が今後いかに進めていくかが注目される。
図表 21 ヨーロッパの天然ガス輸入依存度の増大
900
800
700
600
bcm

500
400
300
200
100
0
1997

2020

Net Imports of Gas
Gas Production（出所）World Energy Outlook 2000 WEO 2001 “Assessing today’s supply to fuel tomorrow’s growth”(4)わが国における LNG ターミナルの TPA についての留意点
わが国のように国土縦貫パイプラインが存在せず、天然ガスの市場が都市圏ごとに分散している場合、LNG ターミナルの TPA は「仕向地規制」の外れた LNG 取引が増えてくれば、競争促進
上の一つのオプションとして捉えられる。
一方で LNG ターミナルにアクセスする場合に、参入者に求められる最低消費規模（販売規模）をいかに確保していくかが課題となる。例えば、LNG タンカー規模から発電需要を想定してもPPS の新設発電所の一般的な規模より大きく16、さらに既存電力会社の電源等の投資遅延や料金値下げが続く中で、PPS の新規電源への供給を目的とした TPA が進むか否かは不透明である。
さらに、欧米と比較して地下貯蔵機能が脆弱であるため、LNG 貯蔵タンクに需給調整機能や備蓄機能等が求められる。TPA に関する事業者間の交渉において、今後貯蔵タンク利用費用がこうした機能的差異を踏まえてどのように設定されるかが重要と考えられる17。

15 地下貯蔵システムへの第三者アクセスの制度は、スペイン・イタリアは規制により整備されているが、フランスにおいては未整備。ベルギーは今後整備予定。
16 仮に、145,000m3 の LNG 船を想定すると、一隻で約 65,000 トンの LNG 量で、年間稼働率 80％、熱効率 50％、所内率 2％で単純に考えた場合 7 万 kW の電源に相当する。
17 例えば、フランスでは LNG 船の入港頻度にかかわらず、一回の着船で荷揚げする LNG 量に応じて

17

IEEJ：2002 年 9 月掲載
図表 22 わが国の主要パイプラインと LNG ターミナル
石油資源開発 新潟〜
仙台パイプライン

秋田天然ガス
輸送パイプライン
新潟（日本海LNG）
帝国石油

仙台

パイプライン
東邦ガス
石油資源開発 勇払〜（仙台市ガス）

幹線網

東京ガス幹線網

札幌パイプライン

扇島（東京ガス）

大阪ガス
広島

柳井
（中国電力）

東扇島（東京電力）

幹線網（広島ガス）

袖ヶ浦（東京電力、東京ガス）

戸畑
富津（北九州LNG）
福岡

清水（西部ガス）（静岡ガス）
和歌山

泉北 I&II（関西電力）（大阪ガス）
鹿児島

川越（中部電力、東邦ガス）（中部電力）

知多（知多LNG）（東邦ガス）大阪ガス）（大分LNG）（日本ガス）

知多共同

四日市

姫路（関西電力、

大分（東京電力）
根岸(東京電力、東京ガス)

知多緑浜（東邦ガス）

四日市（出所）各種資料より作成（中部電力）

図表 23 欧州・米国における地下貯蔵の概要
施設数

貯蔵可能量 億 m3 (A)

年間ガス消費量 億 m3 (B)

フランス

15

108

430

25

ベルギー

1

5

160

3

スペイン

2

13

210

6

イタリア

9

151

690

22

米国

415

1,104

5,794

19

日本

5

12

762

1.6

国

(A)/(B) ％注）貯蔵可能量は、2000 年データワーキングガスベース
年間ガス消費量は、BP、Cedigaz 統計等より 2000 年データを使用
ベルギー、スペインともに地下貯蔵能力の増強計画有
日本の地下貯蔵データについては、(財)石油開発情報センター「天然ガス地下貯蔵システムに関する調査」より引用
お問い合わせ先:ieej-info@tky.ieej.or.jp（出所）各種資料より作成

タンク貯蔵料金が徴収され、これが小規模なシッパーが TPA をおこない競争的な価格で市場参入する
場合のコスト的な負担になるとして同国電力規制委員会（CRE）より批判を受けた。

18