海洋資源開発プロジェクト調査
2011年度JSC特別調査事業-02

２０１２年３月

日

本

船

舶

輸

出

組

合

ジャパン・シップ・センター
財団法人 日 本 船 舶 技 術 研 究 協 会

はじめに2008 年のリーマンショック以降、世界経済不況とともに海運市況が悪化したことに加え、好況期に受注した船舶が大量に市場に投入されたため、新造船意欲は大きく低下していった。また、中国等の造船設備増強により世界の造船供給能力が増大していることから、
世界の造船業は構造的な著しい需給ギャップに直面しており、この解消にはかなり時間がかかると見込まれている。
さらに、2007 年秋以降加速した超円高基調は、近来なく長期化し、輸出産業である我が
国造船業・舶用工業を直撃しており、我が国業界は非常に厳しい経営環境におかれている。
一方、発展途上国の人口増加や産業化の進展に伴い、世界のエネルギー需要は増加の一途をたどっている。また、エネルギー源に関しても、地球温暖化防止を図る観点から、二酸化炭素を排出する化石燃料からの脱却が叫ばれてはいるが、依然として世界の使用エネ
ルギーに占める石油・ガスの割合は大きい。そうした中、北海やブラジル、メキシコ湾、
西アフリカなど、海底掘削により新たな埋蔵石油・ガス資源を生産するオフショア開発が急速に発展してきており、その掘削・生産・輸送にあたっては、造船・舶用技術の利用が図られている。
本調査では、厳しい事業環境にある我が国造船事業者及び舶用機器事業者の新規事業分
野開拓という観点で、世界のオフショア市場の構成や主要システム、プレイヤーなどについて調査することにより、我が国造船業及び舶用工業の発展に資することを目的としている。

ジャパン・シップ・センター

目

次

1. 基本的な市場成長要因........................................................ 1
2. 浮体式生産システム........................................................... 9
2.1 浮体式生産システムの概観 ............................................... 10
2.2 FPSO（浮体式生産貯蔵積出設備） ......................................... 15
2.3 セミサブ型生産設備 ..................................................... 32
2.4 スパー型生産設備 ....................................................... 41
2.5 テンションレグプラットフォーム（TLP) ................................... 47
2.6 バージ型生産設備 ....................................................... 54
2.7 FLNG(浮体式天然ガス液化設備) ........................................... 59
2.8 FSRU(浮体式貯蔵再ガス化設備) ............................................ 63
2.9 FSO(浮体式貯蔵積出設備) ................................................. 68
3. ドリルシップとセミサブ型掘削リグ ........................................... 75
4. オフショア支援船........................................................... 96

1. 基本的な市場成長要因
浮体式生産設備、大水深掘削リグ、及び大型オフショア支援船の需要は、(1)枯渇する既存油ガス田に代わる新たなエネルギー資源にアクセスし、成長する世界のエネルギー需要を満たす必要があること、(2)大水深オフショア海域で大型石油ガス埋蔵層の発見が続いていること、(3)技術の進歩に伴ってより深い水深での探鉱開発が可能となっていること、(4)石油価格の上昇により大水深オフショア開発プロジェクトの採算性が上がっていること、により牽引されている。
新たなエネルギー資源開発の必要性
世界の人口が増加し、産業化が進むに従って世界のエネルギー消費量は増加してきた。
2000 年〜2010 年の間に世界の一次エネルギー消費量は 28%増加し、石油換算で 94 億トンから 120 億トンとなった。2010 年だけでも一次エネルギー消費量は前年比で 5.6%増加している。
今後もエネルギー需要の成長は継続すると考えられている。エクソンモービルによる最新の長期エネルギー予測では、世界のエネルギー需要は 2040 年には 2010 年比で 30%増に達するとされている。今後 30 年間に世界の経済生産高が倍増し、人口が 70 億人から 90 億人に増加するとされていることが世界のエネルギー需要を押し上げる要因となっている。エ
ネルギー需要増の大部分は OECD 非加盟国におけるものである。OECD 非加盟国では生活水準の向上によりエネルギー消費量が増加すると考えられている1。
現在、化石燃料は第一次エネルギーの最大の供給源である。2010 年には石油が第一次エネルギー源の 33.5%、天然ガスが 23.8%、石炭が 29.6%を占めた。残る 13.1%の内訳は原子力発電（5.2%）、水力発電（6.5%）、再生可能エネルギー（1.4%）となっている2。
エネルギー源多様化への取組みにもかかわらず、予測しうる限りにおいて化石燃料への依存度は極めて高い水準を保つと考えられている。国際エネルギー機関（International
Energy Agency: IEA）は 2011 年の年次エネルギー予測において、2035 年の世界の一次エネ
ルギー需要の 75%が化石燃料で賄われると予測している。同様に、エクソンモービルは2012 年エネルギー予測において、2040 年のエネルギー需要の 80%が石油、天然ガス、石炭で賄われるとしている。
1
2

ExxonMobil, The Outlook for Energy; A View to 2040, 2012
BP, Statistical Review of World Energy, 2011

－1－

IEA は、石油生産量が 2010 年の日量 8,700 万バレルから 2035 年には日量 9,900 万バレルに増加すると予測している。年間ベースに換算すると 2035 年の石油生産量は 2010 年に比べ 44 億バレル増となる。
将来の需要を満たし、既存油ガス田の生産量の低下を補うためには日量 4,700 万バレルの石油増産が必要となる。IEA が指摘するように、この数字は「中東の OPEC 諸国すべての
現在の総生産量の 2 倍」である。
IEA は、将来のエネルギー需要を満たすための生産能力を確保するためには石油・天然ガ
スインフラに 20 兆ドルの投資が必要となると推算している。また、IEA は、既存油田の減衰する生産能力を代替し、かつ、需要増に対応するためには、より開発困難でコスト高な油ガス田の開発に向かわざるをえなくなり、それに伴って石油価格が上昇すると予測している3。
加速するオフショア石油・ガス埋蔵層の発見
2005 年までにオフショアで発見された石油埋蔵量は 5,030 億バレル、うち約 3,000 億バ
レルは生産に至っていないと推定されていた4。それ以来、1,000〜1,500 億バレルがブラジ
ル、西アフリカ、その他のオフショア海域で発見された。ブラジルに限っても、新たに発見されたプレソルト層の石油埋蔵量は「少なくとも 1,230 億バレル」と推定されている5。
過去 6 年間に発見された埋蔵量と生産量を考慮すると、未開発の世界のオフショア石油埋
蔵量は 3,500〜4,500 億バレルと考えられ、実際の数字はこれを大幅に上回る可能性もある6。
ある業界アナリストは、「2010 年代末には、ブラジルは生産量でイランと肩を並べる石
油大国になっているだろう」と述べている。同アナリストは、ブラジルの石油生産量が2020 年には日量 550 万バレルに達すると見ている7。
同様に西アフリカ沖でも大型油田の発見が続いており、資源供給のポテンシャルは膨大である。アンゴラ/ナイジェリア沖の原油埋蔵量は北海の原油埋蔵量の 4 倍を超えると推定
3

IEA, World Energy Outlook, 2011
I. Sandrea and R. Sandrea, Exploration Trends Show Continued Progress inWorld’s Offshore Basins, Oil and Gas Journal, March 2007
5
Bloomberg, Brazil Oil Fields May Hold More Than Twice Estimates, Jan 20116
陸上とオフショア石油の生産量及び埋蔵量の内訳を示す政府及び業界のデータは存在しない。
7
The New York Times, New Fields May Propel Americas to Top of Oil Companies’
Lists, Sep 19, 2011
4

－2－

されている8。アンゴラとナイジェリアをあわせたオフショア原油生産量はイランの原油生
産量を 6%上回っており、北海における現在の生産量を 35%上回る。西アフリカのオフショ
ア石油・ガス資源探鉱は初期段階にあり、今後さらに埋蔵層が発見されるにつれて埋蔵量が拡大することは確実である。
オフショア原油生産の発展には興味深い歴史がある。100 年以上前にカリフォルニア州とルイジアナ州で長い木製の桟橋を使用して海岸から数百フィート沖で油井が掘削されたのがそのはじまりである。陸上から視認できない沖合に設置された初めての洋上プラットフ
ォームは、1947 年に水深 50 フィート（約 15 メートル）の洋上で運転を開始した。1960 年
代には、主としてメキシコ湾の浅水域で固定式プラットフォームを利用して日量 100 万バ
レル前後が生産されていた。
以来、オフショア原油生産は飛躍的に成長した。北海、メキシコ湾、西アフリカ沖、ブラジル、オーストラリア他のオフショア原油生産量は、現在日量約 2,400 万バレルと推定されている。ある業界アナリストは「陸上の原油生産量は基本的に横ばいであり、過去 20
年間はオフショアが世界の原油生産の成長を担ってきた」と指摘している9。
エクソンモービルは、2040 年には、大水深油田からの原油供給量は現在の 2 倍以上に増加すると予測している。エクソンモービルによれば、「わずか 10 年前は、大水深生産は黎明期にあった。2025 年には、世界の液体燃料の 10%が大水深生産により供給されると考えられる10」。
大水深生産の潜在的可能性に関してさらに強気の分析もある。業界アナリスト会社であるダグラス・ウエストウッド社（Douglas Westwood）は、大水深生産量が世界石油生産量に占める割合は 2002 年に 3%、2007 年に 6%であったと推定し、2012 年には 10%に達すると予測している11。
大水深探鉱・生産を可能にしている技術革新
数々の技術革新により探鉱・生産が可能な海域の大水深化が進んでいる。例えば、探査技術やイメージング技術の進歩、水深 3,000 メートルを超える海域で運転可能な掘削リグ
設計の開発、極めて厳しい海象で生産可能な浮体式生産設備の建造、超大水深油田の開発
8

BP, Statistical Review of World Energy, 2011
R. Sandra, Future Offshore/Onshore Crude Oil Production Capacities, 200910
ExxonMobile, The Outlook for Energy, 201211
Douglas Westwood, Global Offshore Prospect, Oct 20109－3－

を可能にするサブシーシステム（海底生産システム）設計、低温下で海底パイプラインにより粘性の高い原油を輸送するための技術革新等があげられる。
大水深探鉱は膨大なコストのかかる事業である。大水深探鉱井の掘削費用は 1 井あたり 1億ドルを超える可能性がある。三次元地震探査（3D 震探）技術の利用により、このような巨額の投資を必要とする掘削の意思決定が容易になっている。当該技術により掘削前に埋蔵層の規模と構造の情報を収集することが可能となり、石油もガスも産出しない空井戸を掘ってしまうリスクが低減される。
物理探査学会（Society of Exploration Geophysicists)は、「3D 震探の出現により、複雑な地層下に所在する複雑な構造の埋蔵層の探査が可能となり、石油上流産業が様変わりした」としている。3D 震探により、ブラジル沖超大水深海域で発見されたような岩塩層下の埋蔵層のイメージングが可能となった。係る条件下で二次元イメージングを使用した場
合、伝搬波動場(propagating wavefield)に極度の歪みが発生する12。
ここ 15 年間で導入されたドリルシップ及びセミサブ型掘削リグは旧世代のものよりも大幅に性能が向上している。オフショア掘削装置は旧式設計に比べ大型化しており、搭載可能重量（バリアブル・デッキロード）も大きく、運転可能水深は 3,000 メートルを超えている。掘削リグには自動船位保持(DP)システムが搭載され、係留索を使用することなく掘削作業現場で定点を保持することが可能である13。掘削効率を最大限に高めるため、高度にコンピューター化された監視・制御装置、自動化されたパイプ操作、大容量の掘削泥水キャパシティ、大出力のポンプ等が導入されている。
図表 1.1 は第 2 世代、第 5 世代、第 6 世代のドリルシップ及びセミサブ型掘削リグを比較したものである。近代的な掘削リグは旧式の掘削リグに比べて著しく大型化し、運転能力も向上していることがわかる。

12

Society of Exploration Geophysicists, 3-D Seismic Imaging, 未出版
大水深セミサブ掘削リグには、船上搭載係留索鎖及び/又はポリエステルロープのプリセ
ット係留システムを使用するものもある。

13

－4－

図表 1.1

新世代と旧世代のドリルシップ型/セミサブ型掘削リグの比較

浮体式生産設備（FPU)により、これまで開発が不可能であった水深における生産が可能となり、開発可能な最大水深は常に更新されている。現在水深 2,000 メートルを超える海域に設置されている FPU は 9 基であり、最大稼働水深がさらに大きい FPU が 4 基発注されている。稼働中の FPU における最大稼働水深は、メキシコ湾に設置されている Cascade
FPSO の 2,600 メートルである。
FPU といっても、小規模なものから生産能力が日量 25 万バレルを超える大型のユニットまで幅広い。フル稼働時の大型ユニットは現在の原油価格で一日あたり 2,500 万ドルの収入を生むことになる。
大水深油田で繰錨作業を行い、遠隔海域で運転される掘削リグや浮体式生産設備へ補給品を輸送するために必要なオフショア支援船(OSV)は、浅水深油田で使用されている従来の船舶とは大きく異なる。図表 1.2 に示すように、大水深向けアンカーハンドリングタグサ
プライ船（AHTS)とオフショア支援船(OSV)は、浅水域向けの従来の船舶よりも大型かつ強力であり、操縦性も高いものとなっている。

－5－

図表 1.2

AHTS 及び OSV の主要目

高機能のサブシーシステムの開発が進み、超大水深の厳しい運転環境での原油及び天然ガスの生産が可能となっている。サブシーシステムは浮体式生産設備上から複数の海底坑井を監視・制御するとともに、フローラインやライザー、アンビリカルを通じて海底から産出された原油を FPU に流送するために使用される。
産出流体に混じった水と砂を海面上に流送して FPU 上で分離するかわりに、サブシーシ
ステムを利用して海底で分離する技術も開発されている。海底で水分を分離、再圧入することによりフローラインとライザー内のスペースが確保できる上、分離処理に必要なトッ
プサイド設備を減らすこともできる。
大水深は低水温環境であるため産出原油の粘性が極めて高くなる可能性があり、パイプラインから FPU までの生産流体の動きが妨げられる可能性があることから、様々な流路保全技術の開発が導入されている。例えば、坑井からフローラインとライザーを介して FSUに送られる生産流体の流路を保全するために、海底または坑井内に電気サブマージドポン
プを使用することや、あるいは、坑井と FPU 間を流れる生産流体の断熱のために内側のパ－6－

イプで流体を送り、保温のために外側のパイプと内側のパイプの間に防熱または加熱媒体を使用する二重管（パイプ・イン・パイプ）をフローラインとして利用することも考えられている。
大水深部門における技術革新は急速に進んでいる。例えば、大水深掘削においては、間欠的レーザービーム放射により岩盤を破砕してドリルビッツによる掘削作業を加速するという、レーザー掘削技術の開発が進行している。また、油層からの原油回収率を最大化するため、時系列的比較を取り入れた 4D 震探がブラジル沖の大水深生産管理で初めて使用された。さらに、ナノテクノロジー塗料でコーティングした鋼管は、腐食に強い鋼管としてだけではなく、自己修復能力のある鋼管の開発を目指しているという点で、フローラインとライザー用として評価されている。
エクソンモービルはテクノロジーが大水深事業に及ぼす影響についての考察において、「大水深における新技術の多くは航空宇宙の遠隔測定技術と通信産業の技術を大水深用に適応させたものである」との見解を示している。さらに同社は「我々は急速に進化し、より効率的かつ効果的になっている」14とした。
堅調な原油価格が支える大水深事業
原油価格は過去 3 年間で 3 倍以上に上昇した。図表 1.3 に示すように、WTI（ウエスト・テキサス・インターミディエート）原油スポット価格は 2008 年 12 月に 30 ドルで底を打った後、2011 年 12 月半ばには 94 ドル前後で取引されていた。ブレント原油は 2011 年 12 月
半ばに 103 ドル前後で取引されていた。
今後、世界のエネルギー需要拡大に伴い、原油価格は比較的高値で推移すると見られている。エネルギー情報局（EIA)は最新の International Energy Outlook(国際エネルギー予測)の原油需要予測において、2020 年の原油価格を 1 バレル当たり 108 ドル、2025 年には125 ドルと想定している15。同様に、IEA は 2011 年の World Energy Outlook（世界エネルギー予測）において、2035 年の原油価格を 1 バレル当たり 120 ドルと想定している。
現在及び予測される原油価格水準は、大水深プロジェクト開発を支えうるレベルである。
例えば、ペトロブラスはブラジル沖超大水深プレソルト油田の生産コストを 1 バレルあた

14
15

ExxonMobil, Technology Leads the Way to Deepwater Success, 2011
IEA, International Energy Outlook, 2011－7－

り 35〜40 ドルと推算している。技術革新により、プレソルト油田における原油の発見、生産、採油コストが軽減することが予測されており、この数字はさらに下方修正されている16。
このコストは、現在の、及び予測される原油価格よりも本質的に低く、それが大水深開発の収益性を示している。また、以前はペトロブラスがプレソルト油田における予想コス
トを 1 バレル当たり 40 ドル～45 ドルとしていたことも特筆すべきである。
図表 1.3

16

WTI 原油スポット価格の推移

Rigzone, Petrobras Trims Pre-Salt Breakeven Costs, May 2011－8－

2. 浮体式生産システム
第 2 章では、浮体式生産部門について概説する。
セクション 2.1 では各種浮体式生産システムを概観し、現在稼働中ユニットの構成、設置場所、浮体式生産システム需要の推移、浮体式生産システムの現在の受注残、浮体式生産システムが必要とされる、計画段階にある新プロジェクトについて概説する。
セクション 2.2 から 2.9 では、浮体式生産システム部門の主要 8 設備について詳説する。
セクション 2.2

浮体式生産貯蔵積出設備（FPSO)

セクション 2.3

セミサブ型生産設備

セクション 2.4

スパー型生産設備

セクション 2.5

テンションレグプラットフォーム（TLP)

セクション 2.6

バージ型生産設備

セクション 2.7

浮体式 LNG 生産設備（FLNG)

セクション 2.8

浮体式天然ガス貯蔵再ガス化設備（FSRU)

セクション 2.9

浮体式貯蔵積出設備（FSO)

それぞれのセクションにおいて、当該浮体式システムの長所と短所、現在稼働中ユニットの構成、所有者、受注残、発注数の推移、主要機器のサプライヤー、購入意思決定要因、
規則及び指針、需要見通し、技術開発の動向、そして日本の造船事業者と舶用機器事業者にとっての参入機会を考察する。

－9－

2.1 浮体式生産システムの概観
2011 年 11 月現在、世界の浮体式生産システムは 257 基である。内訳は FPSO が 62%、セ
ミサブ型生設備が 17%、TLP が 9%、スパー型生産設備が 7%、バージ型生産設備と FSRU が 5%である。当該時点で稼働している FLNG は存在しない。
浮体式生産システム総数のうち 11 基は当初の設置油田を離れて待機中であり、新たな油ガス田での転用に対応できる状態にある。再配備可能状態で待機中の浮体式生産システム
は全て FPSO である。2011 年 11 月現在、既存の浮体式生産システムの稼働率は 95.7%であり、さらに 98 基の FSO が稼働中又は再配備可能である。FSO は FPSO と似ているが、生産設備を持たない。
世界で稼働中の浮体式生産/貯蔵システム•

TLP 22 基•

セミサブ型生産設備•

FPSO 160 基•

スパー型生産設備

18 基•

バージ型生産設備

8基•

FSRU 6 基•

FSO 98 基

43 基

図表 2.1 は、2011 年 11 月時点で稼働中もしくは再配備可能である浮体式生産/貯蔵設備の内訳を運転海域別にまとめたものである。現在稼働している FLNG は存在しないため、この表には含まれていない。

－ 10 －

図表 2.1

種類及び運転海域別浮体式生産/貯蔵設備の内訳

2011 年 11 月時点で発注済みの浮体式生産/貯蔵設備は浮体式生産設備(FPU)が 57 基、生産機能を持たない FSO が 5 基である。発注済みの浮体式生産システムのうち、船体を新造するものが 29 基、既存の船体を改造するものが 27 基、1 基については未定であり、22 基が FPSO のリースサービス事業者向け、35 基が油ガス田オペレーター向けに建造されている。
発注済みの浮体式生産/貯蔵システム•

FPSO 40 隻（新造 16 基、改造 24 基）•

セミサブ型生産設備•

TLP 3 基（新造）•

スパー型生産設備•

FLNG 1 基（新造）•FSRU 6 基（新造 3 基、改造 2 基、未定 1 基）•

FSO 5 基（新造 2 基、改造 3 基）

4 基（新造 3 基、改造 1 基）

3 基（新造）－ 11 －

現在、浮体式生産システムの発注数ではブラジルが突出している。2011 年 11 月時点の発注済み浮体式生産システム 57 基のうち、全体の 42%にあたる 24 基はブラジル向けである。
残りは北欧向けが 7 基、メキシコ湾向けが 6 基、東南アジア向けが 5 基、西アフリカと地
中海向けがそれぞれ 4 基、オーストラリア向けが 3 基、インド向けが 1 基である。残り 3基は、油ガス田オペレーターからのリース契約を確保しないまま発注されたものである。
図表 2.2 に示すように、発注済みの FPU の数は過去 2 年間に増加している。これは 2009
年半ばに市況が好転したことを反映したものであるが、それでもなお、発注済みユニット
数がピークに達した 2007 年半ばを大きく下回っている。
図表 2.2 浮体式生産システム受注残の推移（FPSO、セミサブ、スパー、TLP、FSRU)

2011 年 11 月現在、世界 35 ヵ所の施設で浮体式生産/貯蔵システムの建造または組立工事が行われている。これは主要な船体建造またはトップサイドの建設を行っている施設のみの数である。図表 2.3 に示すように、浮体式生産システムの建造及び改造を行っている施設は圧倒的にアジアに集中しており、本部門で事業を行っている施設の約半数を占める。
しかし、現地調達を国策とするブラジルも市場で頭角を現しており、浮体式システムの建造/改造を手がけている施設の約 30%を占めている。

－ 12 －

図表 2.3

浮体式生産/貯蔵システムの建造地域

2011 年 11 月現在、入札、設計、又は計画段階にある開発案件（油層が発見された、又は開発契約が公表された案件）のうち、浮体式生産/貯蔵システムを採用する可能性のあるプ
ロジェクトは 210 件存在している。
図表 2.4 に示すように、ブラジルは浮体式システム利用に最も積極的な地域であり、計画段階にある 48 件のプロジェクトにおいて浮体式生産/貯蔵システムの採用が検討されている。以下、東南アジアが 42 件、西アフリカが 39 件、北欧 23 件、メキシコ湾が 20 件、オーストラリアが 12 件である。

－ 13 －

図表 2.4 計画中または調査中の浮体式生産/貯蔵システム

水深の点では、世界で 50 件のプロジェクト（24%）が超大水深プロジェクトであり、32件（15%）が水深 1,000〜1,500 メートルにおけるプロジェクト、128 件（61%）が水深
1,000 メートル未満のプロジェクトである。超大水深プロジェクトの 90%以上はブラジル、
メキシコ湾、西アフリカにおけるものである。
また 54 件が入札または最終設計段階にあり、これらプロジェクトの主要構造（船体、トップサイド設備、係留システム等）の契約は今後 1 年から 1 年半の間に発注される公算が大きく、その 3 分の 2 は東南アジア、ブラジル、西アフリカの 3 地域である。
さらに、浮体式システムを採用する可能性のあるプロジェクト 156 件が計画又は調査段階にあり、これらプロジェクトについては 2013 年〜2018 年の期間に主要構造の契約が発注されると考えられる。トップはブラジルの 40 件であり、西アフリカが 32 件、東南アジア
が 21 件、北欧が 17 件、メキシコ湾が 16 件である。

－ 14 －

2.2 FPSO（浮体式生産貯蔵積出設備）
FPSO の規模、形状、係留方式、そしてコストは千差万別である。処理プラントの生産能
力が日量 3 万〜5 万バレルの比較的小型のユニットから、生産能力が日量 25 万バレルを超える超大型ユニットまである。ほとんどのユニットは船型であるが、シリンダー型の船体を使用する FPSO も少数存在する。FPSO にはウェザーベーニング（外力が最も小さくなるよ
うに回転する）ためのエクスターナル又はインターナルタレット係留装置が搭載されているものもあれば、スプレッドムアリング方式（多点係留方式）で係留されているものもある。油田上に恒久的に設置されるように設計されているものもあれば、速やかな離脱が可
能なものもある。さらに、最近の FPSO には生産能力に加えて掘削機能を持つものもある。
FPSO の資本支出は搭載される生産プラントの設備容量、運転環境等の要素に左右され、2億ドル弱から 20 億ドル強と大きな幅がある。
FPSO の特性
FPSO は原油貯蔵能力を有しており、既存の輸送インフラまでのパイプライン敷設が経済的ではない場所で使用される。運転水深の制限はなく、浅水域油ガス田から超大水深油ガス田まで適用でき、また、静穏な海象から厳しい海象まで幅広い環境で運転可能である。
FPSO は他のタイプの浮体式生産設備に比べて搭載重量の制約が少なく、大型タンカーを船体として利用していることからデッキ面積が広く、搭載する生産設備の配置にも自由が利く。余剰タンカーや高齢化したタンカーを FPSO の船体として利用することもできる。最初に設置された油田における生産が終了した場合、改造して別の油田に移動、再利用することが可能であるが、実際に再配備された FPSO の数は比較的少なく、再配備の可能性が過大評価されていたことを示唆している。また、脱離の容易なタレットを搭載した FPSO の場合、
台風/ハリケーン襲来時に安全な海域に退避することができる。FPSO の調達方法としては、
油ガス田オペレーターが資金調達、建造、運転上のリスクを FPSO サービス事業者に転嫁することのできるリース契約が広く受け入れられている。
しかし、FPSO には短所もある。まず、FPSO 利用に伴うサブシータイバックシステムでは、
海底坑口装置が使用され、一般に保守費が大きい。FPSO のウエザーベーンニングに使用される複雑なタレット/スウェベル機構は高価であり、タレット/スウィベルの故障が大きな問題となる可能性もある。中古タンカーの船体を改造して利用することが可能であるが、最近の改造工事では想定外のコスト超過や遅延が発生した例もある。また、FPSO の再配備

－ 15 －

については、油田の特性がそれぞれに異なり、処理設備や係留システムに必要とされる改造費が高額となることが考えられるなど、それほど簡単ではない。
稼働中の FPSO
2011 年 11 月現在、稼働中または再配備可能な FPSO は 160 基であり、10 年前の 67 基から 139%増加している。図表 2.5 に過去 10 年間に稼働していた FPSO 数を示す。稼働設備数の増加は、浮体式生産設備の市況が上昇基調であったことに加え、FPSO が生産ソリューシ
ョンとして優れていたことを反映している。
図表 2.5

稼働中 FPSO 数の推移

FPSO が最も多く配置されている海域は西アフリカ沖であり、現在 37 基が稼働している。
2 番目はブラジル沖の 32 基、北欧と東南アジアがそれぞれ 22 基と 23 基で 3 位と 4 位を占める。図表 2.6 に現在稼働中の FPSO 数の地域分布を示す。

－ 16 －

図表 2.6

稼働中の FPSO の設置海域

2011 年 11 月現在で稼働中または再配備に向けて待機中の FPSO のリスト（オーナー、油ガス田オペレーター、設置場所、設置年、生産能力、貯蔵能力、最大稼働水深、係留シス
テム、所有形態（リース又は自社所有））を図表 2.7 に示す。

－ 17 －

図表 2.7

稼働中または待機中の FPSO

－ 18 －

－ 19 －

－ 20 －

－ 21 －FPSO のオーナー
FPSO の主要オーナーは BW Offshore、ペトロブラス（ブラジル石油公社）、CNOOC（中国海洋石油）、SBM、Modec（三井海洋開発）、ExxonMobile、Teekay、Bluewater、Total である。これらの 9 社はそれぞれ 5 基以上の FPSO を保有しており、うち 5 社は油ガス田オペレーターに FPSO をリースする FPSO 供給サービス事業者であり、4 社は自社ユニットを保有す
る油ガス田オペレーターである。
その他の主要オーナーとしては BP、Chevron、Maersk FPSOs、Shell、Bumi Armada、
Woodside が挙げられる。これらの 6 社はそれぞれ 3〜4 基の FPSO を保有している。
図表 2.8 に FPSO オーナーのリストを示す。

－ 22 －

図表 2.8

FPSO の所有形態（2011 年 11 月現在）

－ 23 －

受注残2011 年 11 月現在、40 基の FPSO が発注済みであり、今後数年にわたって引渡しが予定されている。うち 16 基の FPSO は船体を新造するものであり、24 基は中古タンカーの船体をFPSO 用に改造するものであった。
プロジェクト数はシンガポールの造船所が最も多く、40 基の FPSO のうち 11 基——Keppel（7 基）、Jurong（3 基）、Sembawang(1 基)——を受注している。これらの FPSO はすべて既存タンカーの船体を FPSO へ改造するプロジェクトである。ブラジルの造船所は 10 基のFPSO を受注しており、その内訳は、Rio Grande Sul(8 基分の船体の連続建造)、Açu 造船所（親会社の OSX 向けに 2 基の改造）となっている。韓国の造船所は 5 基の大型新造 FPSO を受注しており、内訳は現代（3 基）、大宇（1 基）、サムスン（1 基）である。中国造船所
は 5 基の FPSO 改造工事を受注しており、内訳は COSCO(3 基)、CSSC(1 基)、Qingdao
Wuchuan（青島武晶）（1 基）である。加えて、新造シリンダー式 FPSO 2 基が Hantong 造船所で建造されていたが、未完成のまま COSCO 南通造船所に移されている。また、Dubai
Drydocks は 4 基の改造契約を受注している。ノルウェーの Nymo 造船所では FPSO１基が改造されている。アフリカ向けの 2 基の FPSO 改造プロジェクトの建造造船所は、まだ決定していない。
図表 2.9 に発注済みの FPSO の詳細を示す。リストは建造者別に構成されており、新造/
改造、オーナー、設置予定の油ガス田、ユニット名、リース/自社所有、設置予定年、最大稼働水深、生産能力を示している。

－ 24 －

図表 2.9

発注済みの FPSO

－ 25 －

発注のトレンド
図表 2.10 に過去 10 年間の FPSO 発注トレンドを示す。発注のペースは年間平均 20 基である。しかし、過去 10 年間の年間発注数は最低 7 隻、最高 26 隻と大きな幅がある。発注数が最も少なかったのは 2009 年であるが、これは 2008 年～2009 年の世界金融危機により、すべての種類の浮体式生産設備の発注にブレーキがかかったことによるものである。
図表 2.10 過去 10 年間の FPSO 年間発注数

主要な機器サプライヤー
FPSO の基幹構成物はトップサイド（FPSO 上に搭載される石油・ガスの生産設備）、船体、
係留システムである。
トップサイドのサプライヤーとしては Dyna-Mac（シンガポール）、Lamprell(アラブ首長国連邦)、UTC(ブラジル)等が挙げられる。これらの企業は処理設備コンポーネントや発電機セット等をパッケージ化し、FPSO の船体上に搭載するためのモジュールを構築する。ト
ップサイド・インテグレーターとしては Technip（仏）、KBR(米)、Queiroz Galvão （ブラジル)が挙げられる。トップサイド・インテグレーターは生産設備モジュールの据付け・統合（インテグレーション）を行い、運転可能なトップサイド設備として完成させる作業を行う。大型 FPSO に搭載されるトップサイドのコストは 5 億ドルを超えることもある。
FPSO 船体コンポーネントのサプライヤーとしては FRAMO（サブマージドポンプ）、
Macgregor(巻上げウィンチ)、NOV/AmClyde(デッキクレーン)等が挙げられる。FPSO に使用－ 26 －

される船体コンポーネント及び舶用機器はアフラマックス型新造タンカーに使用されるものとさほど変わりはないが、FPSO は推進装置を必要としない。大型 FPSO 契約の船体部分のコストは、船体の規模と機器により 1 億 5,000 万ドルから 2 億 5,000 万ドルとなると考えられる。
係留装置サプライヤーとしては SBM（オランダ)、SOFEC（米国）、Bluewater(オランダ)、
NOV/APL(米国)が挙げられる。これらの企業は FPSO を係留するためのタレット/スウィベル装置を設計、製造している。SOFEC は MODEC の子会社である。NOV は最近 APL を買収した。
APL は BW Offshore が経営権を握っていたノルウェー企業であり、独自のサブマージド・タ
レット設計を保有している。タレット係留装置のコストは、設置水深、ライザーの本数、
スウィベルの複雑さにより 5,000 万ドルから 1 億ドルとなる。
図表 2.11 は FPSO 改造プロジェクトの作業内訳を例示したものである。改造用タンカーの装置と機器をアップグレードし、FPSO として使用するための追加の設備・機器を調達し、トップサイドのモジュールを製作/据付するため、多岐にわたる工事が行われる。
図表 2.11 FPSO 改造プロジェクトの作業内訳の例

延命工事（修繕）
入出渠/一般サービス
船体工事－ 27 －

甲板配管工事
タンク工事（配管/バルブ）
甲板機械の修理/総点検
加熱コイル修理
油圧システム（圧力試験と修理）
ポンプ室工事（機械/配管）
機関室工事（機械/配管）
宿泊設備のアップグレード
電気工事
IG システムの試験/修理
防火、泡消火設備の試験/修理
救命器具の試験/修理
タンククリーニング
FPSO 改造工事（増設）
ヘリデッキ
計量スキッドクレーン
居住区の新設ローディングシステム
アンローディングシステム
実験施設
フレアタワー
係留装置（タレット又はスプレッド方式）
トップサイド処理モジュール－ 28 －

ガス加圧装置
水圧入装置
分離装置
ケミカル圧入装置
発電装置
FPSO 改造及び建造契約は、一般に小数の指名業者による競争入札にかけられる。油ガス
田オペレーター又は FPSO 供給事業者は指名業者として 4～5 カ所の造船所を選び、入札資格を得た造船所が建造又は改造契約の入札に招かれ、最低船価を提示した造船所と契約確
定に向けての交渉が行われる。特にペトロブラスは、契約価格を引き下げさせるためにこの交渉プロセスを利用している。しかし、一般的に船主は品質の劣るシステムや機器を受け入れないため、入札業者は高品質のシステムや機器のコストを反映した船価を提示する。
FPSO 部門では船主と造船所の間につながりができている。FPSO 改造契約では SBM がKeppel と比較的強力な関係を築いており、MODEC は Jurong と比較的強力な関係を持っている。しかし、最近このような船主と受注造船所との関係が弱まる傾向も見られる。
最近、FPSO の建造・改造を設置国で行うことを義務づける傾向が高まっている。特にブラジルは、FPSO を始めとするオフショア設備の工事をブラジルの造船所で行うことを義務づける国策を取っている。ブラジル以外でも現地調達政策が広がることが予測される。
規則及び指針多くの船級協会が FPSO 設計及び建造規則及びガイドラインを作成している。例えば、米国船級協会（ABS)は「オフショア設置施設の建造及び船級検査ガイド 」(Guide for
Building and Classing Facilities on Offshore Installations)(2009 年)、「浮体式生産設備の建造及び船級検査規則」(Rules for Building and Classing Floating Production
Installations)（2009 年）、「FPSO 設備向け動的ローディングアプローチの指針」(Guidefor Dynamic Loading Approach for FPSO Installations)(2010 年)、「FPSO 施設向け光学的疲労分析」(Guide for Spectral-Based Fatigue Analysis for FPSO Installations)（2010 年）といった指針及び規則を作成している。DNV は「DNV-OSS-102 浮体式生産貯蔵
積出設備船級規則」（DNV-OSS-102 Rules for Classification of Floating Production
Storage and Loading Units）(2010 年)を作成している。

－ 29 －FPSO 設計及び構造要件に関する業界指針も存在する。例えば、英国オフショアオペレー
ター協会は「英国大陸棚サービス向け FPSO 設計ガイダンスノート」(Design GuidanceNotes for FPSOs for UKCS Service)を作成している。
FPSO 需要予測
FPSO は今後 5〜10 年間に年間平均 20〜28 基、最も可能性が高いのは年間 24 基発注されると予想される。この予測は、International Maritime Associates (IMA)が 2011 年 3 月に行った将来の浮体式生産設備市場の分析に基づいたものである。
発注数予測は以下の 3 つのシナリオに基づくものである。
•

基本シナリオ−−短中期的原油価格が 1 バレル 90〜110 ドルで推移する。これは基本
的に原油先物取引価格の水準である。

•

下方シナリオ−−短中期的原油価格が 70〜90 ドルで推移する。これは石油会社が投資決定に使用する控えめな原油価格予測を反映したものである。

•

上方シナリオ−−短中期的原油価格が 110〜150 ドルで推移する。これは中東及び北アフリカの政情不安と原油供給の乱れが長期的にわたる可能性を反映したものである。

基本シナリオでは、今後 10 年間の FPSO の年間平均発注数は過去 10 年間の年間平均発注
数 15 基の 60%増となる。上方シナリオでは過去 10 年間の 87%増となり、下方シナリオでは
過去 10 年間 33%増となる。
FPSO 技術開発の動向
設置海域の大水深化が進むにつれて、浮体式生産設備の係留装置の重要性が高まっている。FPSO 業界は、超大水深用係留索として新世代の高剛性ロープの開発に取り組んでいる。
ペトロブラスは他社に先駆けて合成繊維係留索を採用し、同分野の研究開発をリードしている。
現在のところ、FPSO は専ら特定の油ガス田の要件にあわせて設計・建造されている。別の油ガス田に移動して再利用することも可能であるが、トップサイド設備やその他のシス
テムを新たな設置先となる油ガス田の特性に合わせて改造するためには巨額の投資が必要となる。最初に設置された油ガス田における生産作業が終了した後、比較的容易に別の油ガス田に移動することが可能な汎用 FPSO の設計には大きな関心が持たれているが、実際のところ、エクソンモービル向けリース用に建造された最初の汎用 FPSO である Falcon FPSO
は、アフリカ沖の油ガス田で短期間使用された後に係船されたままとなっている。しかし、－ 30 －

業界は汎用 FPSO に依然として関心を持っており、市場性のある汎用 FPSO 設計開発への取り組みは今後も継続すると見込まれる。
また、早期生産設備への自動船位保持システム（DP）の搭載に業界の関心が高まっている。ペトロブラスは現在 DP 搭載 FPSO１基を運転しており、近い将来さらに 1 基の DP 搭載
FPSO を調達することを検討している。ブラジル以外の海域でも、原油の早期生産開始に向けて初期生産システムとして DP 搭載 FPSO が調達されることが考えられる。特に、原油価
格が 1 バレルあたり 120〜150 ドルに上昇した場合はその可能性が高い。
新しい設計の FPSO を開発する取り組みも続いている。SSP Offshore は、底部に重心を置
いて復原性を保つカップ状の船体（SSP）を使用した円形 FPSO の開発を進めている。同社
は、日量 8 万バレルの処理能力を有するプラント搭載能力と 200 万バレルの原油貯蔵能力を有する SSP ユニットの設計を開発した。同設計は造船所以外の環境でも浮体部分の建造が可能であることを売り物としている。
FPSO 分野において新型設計に顧客の支持を得るのは難しい。新型設計の導入に失敗した
例として、MPF 社が開発した生産/掘削ハイブリッド設計の FPSO が挙げられる。MPF-01 の建造コストは 10 億ドルに達し、開発会社は倒産した。最近ではノルウェー企業である
Sevan Marine の事例がある。世界初のシリンダー型 FPSO を導入した Sevan Marine は、別会社との合併によりかろうじて倒産を免れた。このように、新型設計の FPSO 導入は不首尾に終わっていることから、業界は消極的である。
日本の造船所及び舶用機器サプライヤーにとっての参入機会
推進装置を除き、FPSO 市場にはタンカー市場と共通の舶用機器を供給する機会がある。
FPSO はデッキ上に原油処理プラントを搭載したタンカーと言える。FPSO にはポンプ、発電機、ウィンチ等日本企業が供給能力を有する舶用機器が必要とされる。
日本の造船所が将来の FPSO 建造プロジェクトに入札することは可能であるが、FPSO 建造
契約の厳しい競争環境が新規参入の障壁となっている。韓国造船所は高性能 FPSO 建造分野
で、中国は小型～中型の FPSO 船体の建造分野で、シンガポール造船所は FPSO 改造分野で確固たる地位を築いている。設置先国で FPSO の建造・改造を義務づける現地調達要件が拡大していることが日本の造船所の同市場への参入にとってさらに大きな障壁となっている。

－ 31 －

2.3 セミサブ型生産設備
セミサブ型生産設備は規模と複雑さの点で多様であり、インド沖に設置されている日量 2万バレルの生産能力を有する Tahara のような比較的シンプルなユニットから、メキシコ湾に設置されている石油生産能力日量 25 万バレル、天然ガス生産能力日量 2 億立方フィートの Thunder Hawk に至るまで幅広い。セミサブ型生産設備は、主にブラジル、北海、メキシ
コ湾のオフショアに設置されている。
セミサブ型生産設備の特性
セミサブ型生産設備はデッキ面積が比較的広く、デッキ上に搭載される処理設備の配置の点で柔軟性がある。また、セミサブ型生産設備は多数のライザーを受け入れることが可能であり、喫水が深いため比較的海面の挙動の影響を受けにくい。このため、特に広範囲の海底に多数の坑井が設置されている複雑な大水深油ガス田における利用に適している。
稼働水深には比較的制限がなく、現在 1 基（Independence Hub)が水深 2,440 メートルの海域に設置されおり、水深 3,600 メートルを超える海域に設置可能な設計も存在する。セミサブ型生産設備を最初の設置場所から別の油ガス田に移動して再利用することは可能であるが、再配備された実例は比較的少ない。
セミサブ型生産設備の短所としては、貯蔵機能を持たないことがあげられる。生産された石油はパイプラインで輸送するか、FSO（浮体式貯蔵積出設備）を併用して貯蔵/積出しを行う必要がある。また、大水深における係留荷重により、セミサブ式生産施設の搭載可
能重量は限られたものとなる。さらに、ドライツリー（海上坑口装置）用の設計も開発されているが、これまでのところセミサブ型生産設備を利用したプロジェクトではウェットツリー（海底坑口装置）しか採用されていない。
稼働中のセミサブ型生産設備
2011 年 11 月現在、稼働中のセミサブ型生産設備は 43 基である。10 年前の稼働ユニット
36 基に比べ 19%増加している。過去 10 年間のセミサブ型生産設備数には、FPSO ほどの成長は見られなかった。セミサブ型生産設備数の増加の大部分は 1980 年代から 1990 年代初期に見られるが、これは、この時期に多くの余剰掘削リグが発生し、生産プラットフォームに改造されたことによるものである。なお、過去 10 年間にセミサブ型生産設備 1 基が事故で沈没している。
図表 2.12 に稼働しているセミサブ型生産設備数の推移を示す。

－ 32 －

図表 2.12 稼働セミサブ型生産設備数の推移

現在稼働しているセミサブ型生産設備の多くがブラジル沖に設置されている。ブラジル
沖では現在 18 基のセミサブ型生産設備が稼働している。2 位は北欧で、現在 13 基が北海で稼働している。3 位はメキシコ湾で、8 基が稼働している。図表 2.13 にセミサブ型生産設備が設置されている海域を示す。
図表 2.13 稼働中のセミサブ型生産設備の設置海域－ 33 －

現在稼働中または再配備可能なセミサブ型生産設備について、それぞれのオーナー、油ガス田オペレーター、セミサブ設置場所、設置年、生産能力、最大稼働水深、所有形態（リース又は自社所有）を図表 2.14 に示す。

－ 34 －

図表 2.14 稼働中のセミサブ型生産設備－ 35 －

セミサブ型生産設備のオーナー
図表 2.14 に示すように、セミサブ型生産設備のオーナーは大手 2 社に集中している。ペトロブラスと Statoil の 2 社が現在稼働中の 43 基のセミサブ型生産設備のうち 25 基を所有しており、残りは各 1〜2 基を保有する 17 社に分散している。
受注残2011 年 11 月現在、セミサブ型生産設備 4 基が発注されている。このうち 3 基は設置される油ガス田の特性に合わせて新造されるものであり、1 基は新たな油ガス田で再利用するた
めに中古のセミサブ型生産設備を改造するものである。新造はブラジル（Atlantico－ 36 －

Sul/Rio Grande)、中国（COSCO 南通造船所)、マレーシア（MMHE)で行われているが、改造工事を行う造船所は未定である。
図表 2.15 に現在発注済みのセミサブ型生産設備を示す。
図表 2.15 発注済みのセミサブ型生産設備

発注トレンド
図表 2.16 に過去 10 年間のセミサブ型生産設備の発注数の推移を示す。発注のペースは
年間平均 1.7 基であり、年間発注数は 0〜3 基である。FPSO と同様、世界金融危機の影響を受けた 2009 年はセミサブ型生産設備にとって凶年であった。
図表 2.16 過去 10 年間のセミサブ型生産設備の発注数の推移

主要機器サプライヤー
セミサブ型生産設備の 3 つの基幹構成物はトップサイド、船体、係留装置である。

－ 37 －

トップサイドには生産流体セパレーター、水分圧入システム、ケミカル圧入システム、
ガス圧縮システム、発電モジュール等が含まれる。最近セミサブ式生産システム用トップ
サイドの納入実績を有する企業は Technip(仏)、Kiewit、GIF、McDermott(米国)、Aker
Stord(ノルウェー)、Quip（ブラジル）である。これらの企業はトップサイド設備の供給とインテグレーションのターンキー契約（一括契約）を手がけている。大型のセミサブに搭載される生産設備のコストは 6〜10 億ドルであり、Quip が受注したペトロブラス向け P 55
セミサブ型生産設備のトップサイドの供給契約価格は 8 億 5700 万ドルとされている。
船体は船体ブロック、デッキ構造物、居住設備等で構成される。これらのコンポーネン
トは、建造ターンキー契約の一環として造船所が調達する。
セミサブ式生産装置の係留装置にはワイヤーロープまたはポリエステルロープ、サブシーアンカー、チェーン、ウィンチ等がある。一般的に、セミサブ式生産施設は各コーナで 2
本から 4 本の係留索を使用して海底に固定される。浅水深セミサブにはしばしば係留チェーンが使用され、チェーン長は水深のおよそ 5 倍である。大水深に設置されるセミサブではカテナリー式のワイヤー/チェーン係留装置が使用される。係留索の上部はワイヤーまたはポリエステルロープであり、下部にはアンカーチェーンが使用され、海底のアンカーに固定される。カテナリー係留索の長さは一般に水深の 5 倍から 6 倍である。ポリエステル
係留索を使用した緊張脚(taut leg)係留方式も利用されている。緊張脚係留方式における係留索の長さは、一般に水深の 1.4 倍である。セミサブ型生産設備の係留索の主力サプラ
イヤーとしては Bridon(英国)、Parker Scanrope（ノルウェー）、Lupatech CSL（ブラジル）が挙げられる。
購入決定要因セミサブ型生産設備は海洋工学技術と石油処理プラント技術を組合せた複雑な浮体式設備である。運転には危険が伴い、故障等により運転不能となった場合、収入が失われ巨額の損失が出ることから、一般にセミサブ型生産設備のオーナーは割高でも品質と信頼性の高い製品を求める。
図表 2.14 に示したセミサブ型生産設備のオーナーは、造船所と主要設備のサプライヤー
にとって受注の鍵を握る重要な顧客である。セミサブ型生産設備を設置する特定の油ガス田の特性に基づいて、オーナーが生産プラントに必要とされる主要システムを特定する。

－ 38 －

特に、稼働中及び計画中のセミサブ型生産設備の数が群を抜くペトロブラスの影響力は大きい。
セミサブ型生産設備の改造及び建造は、一般に少数の指名造船所による競争入札にかけられる。油ガス田オペレーターは、まず 3〜5 カ所の造船所を入札の資格を持つ事業者として指名し、これら造船所が建造又は改造契約の入札に招かれ、一般に最低入札価格を提示した造船所と確定契約に向けての交渉が行われる。特に、ペトロブラスはこの過程を契約
価格の引き下げ交渉に利用しているが、顧客は一般に品質の劣るシステムや機器を受け入れず、入札者はシステムや機器のコストを反映した価格を提示する。
ペトロブラスは Keppel FELS と比較的強力な顧客/サプライヤー関係を持っていたが、ブラジル国内に複雑な浮体式生産設備を建造する能力が成長しつつあることから、風向きが変わっている。
ブラジルでは、セミサブ型生産設備の国内完全建造に向けて現地調達要件が強化されつつある。最近までは、現地で実施することを義務づけられているのは主としてトップサイ
ドモジュールの建造と統合工事に限られていた。現在では、トップサイドの建造・統合だ
けでなく、船体もブラジルで建造することが義務付けられている。
規則及び指針セミサブ型生産設備の設計及び建造の規則及び指針を様々な船級協会が作成している。
例えば、ABS は「オフショア設置施設の建造及び船級検査ガイド」(2009 年)及び「浮体式生産設備の建造及び船級検査規則」（2009 年）でセミサブ型生産設備向けの指針及び規則を規定している。ロイズ船級協会は「定位置に設置された浮体式洋上設備の船級規則及び規定」(Rules and Regulations for the Classification of a Floating Offshore
Installation at a Fixed Location)(2008 年)でセミサブ式生産施設をカバーしている。
セミサブ型生産設備の需要予測
前述の IMA が行った分析によれば、セミサブ型生産設備は、今後 5〜10 年間に年間平均
1.8〜2.6 基、最も可能性が高いところで年間 2.2 基が発注されると予想される。
セミサブ型生産設備の年間発注数は過去 10 年間の年間平均発注数よりも約 30%増となる
公算が最も高い。これは、浮体的生産部門が全般的に成長していることと、生産ユニットの発注が今後も加速するとの期待を反映したものである。

－ 39 －

将来の技術トレンド
セミサブ型生産設備の大水深化が進み、係留索長が大きくなるにしたがって、剛性の高い係留索が要求されると考えられる。Kevlar のような引張り強度の高い繊維等、先進繊維技術を使った係留索の開発に相当な努力が払われている。Lupatech CSL は大水深プロジェ
クト向けの剛性の高い係留索の製造で業界をリードしている。
日本の造船所及び舶用機器サプライヤーにとっての参入機会
前述したように、超大水深用の高剛性繊維係留索の開発に相当な関心が持たれており、東洋紡が開発した Zylon 技術など、先進的な係留索の設計と供給は日本企業にとって興味深いビジネス機会となる可能性がある。

－ 40 －

2.4 スパー型生産設備
最初のスパー型生産設備の設計は全長 200 メートルを超えるシリンダー構造を基にしており、これを起立させてトップサイドを支えるものであった。1990 年代の後半にフルシリンダー構造スパー3 基が建造され、4 基目からはトラス構造のスパーが取って代わった。ト
ラススパーは、上部の浮体構造体（hard tank)と下部のトラス構造体で構成されている。
小規模油ガス田向けのバリエーションとして、セルスパーや、3 本のシリンダーを用いたセ
ミサブとスパーのハイブリッド式である MinDoc 設計が開発されている。
スパー型生産設備の特性
スパーにはドライツリー（海上坑口装置）の設置が可能である。坑井保守が特に重要な課題となるメキシコ湾のオペレーターはドライツリーを好む。ドライツリーの採用により、海底での保守作業が軽減される。スパー型生産設備はテンションレグプラットフォーム（TLP）よりも水深の制限が少なく、Perdido Host スパーは水深 2,440 メートルの海域に設置されている。スパーは貯蔵設備としても利用できるが、これまで貯蔵設備として使用された前例はない。スパーには掘削機能を搭載することも可能である。
スパー型生産設備の難点は、設置サイトまで浮体を水平状態で曳航し、ヘビーリフトや
フロートオーバーを使用して洋上で浮体部分とトップサイドを接合する必要がある点で、この作業には非常にコストがかかる可能性がある。また、搭載重量が大きいスパーは、係留システムに障害が発生した場合に不安定となることが考えられる。理論的にはスパーを別の油ガス田に移動して再利用することは可能であるが、これまで再配備されたスパーは存在しない。再配備する場合は洋上で改造し、新たな設置場所まで起立状態で曳航する必要がある。
稼働中のスパー型生産設備
2011 年 11 月現在、18 基のスパー型生産設備が稼働している。この数字は 10 年前に稼働していたスパー型生産設備の 6 倍である。図表 2.17 は過去 10 年間の稼働スパー型生産設
備数の推移を示したものである。スパー型生産設備の需要を牽引しているのは、浮体式生産市場の一般的な成長と、産出される流体のパラフィン及びハイドレート含有率が高く、坑井保守コストを最小限に抑えるためにドライツリーを必要とするメキシコ湾の大水深油ガス田でスパーの需要が高いことである。

－ 41 －

図表 2.17 稼働スパー型生産設備数の推移

これまでのスパー型生産設備はすべて設置先の油ガス田の特性に合わせて建造されたものである。図表 2.18 に示すように、稼働中のスパー型生産設備 18 基のうち 17 基がメキシコ湾に設置されている。現在マレーシア沖で稼働しているスパー型生産設備は FPSO と併用して運転されている。
図表 2.18 稼働中のスパー型生産設備の設置海域

現在稼働中または再配備可能なスパー型生産設備について、それぞれのオーナー、石油ガス田オペレーター、設置場所、設置年、生産能力、貯蔵能力、水深、係留システム、所有形態（リース又は自社所有）を図表 2.19 に示す。

－ 42 －

図表 2.19 稼働中のスパー型生産設備

スパー型生産設備のオーナー
スパー型生産設備の主要オーナー/オペレーターは Anadarko である。同社は 3 基のスパー型生産設備を自社保有し、さらにキャピタル・リースにより 3 基のスパー型生産設備を支配している。BP と Murphy がそれぞれ 3 基でこれに続いている。残りは Chevron が 2 基、エクソンモービル、ATP/Bluewater、Shell、Williams がそれぞれ 1 基を所有している。
受注残2011 年 11 月現在、発注済みのスパー型生産設備は 3 基である。3 基とも船体を新造し、特定の設置サイトに合わせて建造されているものである。2 基はフィンランドの Technip
Pori ヤードで建造中であり、1 基はルイジアナ州の GIFI（Gulf Island Fabrication,Inc)で建造されている。図表 2.20 に建造中の 3 基の詳細を示す。

－ 43 －

図表 2.20 発注済みのスパー型生産設備

発注トレンド
図表 2.21 は過去 10 年間のスパー型生産設備発注数の推移を示したものである。年間平均発注数は 1 基であり、2007〜2010 年の発注数はゼロであった。
図表 2.21 過去 10 年間のスパー型生産設備発注数

主要機器サプライヤー
スパー型生産設備のトップサイドには生産流体セパレーター、水分圧入システム、ケミ
カル圧入システム、発電モジュールが含まれる。最近スパー型生産設備トップサイドの納入実績を持つサプライヤーは Kiewit、GIFI、McDermott（米）である。これらの企業はトップサイド設備の供給と統合を一括して請負うターンキー契約を手がけている。スパー型生産設備に搭載されるトップサイドのコストは 2〜3 億ドルとなる。
スパー船体は円筒形の浮体、トラス構造物、デッキ構造物、居住設備等で構成されている。フィンランドの Technip Pori ヤードがスパー船体の供給で最も強い存在感を示している。搭載される甲板機器は多様である。例えば、Logan Industries は Shell の Perdido ス
パー向けにソフトロープ・トラクションウィンチを納入している。

－ 44 －

スパー型生産設備の係留索は没水したコラムの海面下 3 分の 1 に接続される。係留索としてはワイヤーロープ、ポリエステルロープのいずれの使用も可能であり、長さは設置場
所の水深に左右される。例えば、メキシコ湾の Perdido Spar は係留システムに直径 246 ミ
リメートルのポリエステルロープ 35,000 メートルを使用している。スパー用の係留索の納入実績を有する企業として Bridon（英）と Whitehill (米)が挙げられる。
購入決定要因スパー建造事業者と主要システムサプライヤーの重要な顧客は BP、Anadarko、Shell 等の油ガス田オペレーターである。最近これらのオペレーターは生産プラットフォームとしてスパー型設計採用に前向きであり、主要な搭載機器は設置先の油ガス田の特性に合わせてオペレーターが指定している。
スパー式生産設備の建造契約は一般に競争入札で発注されるが、競合する企業の数は極めて限られており、Technip と FloaTEC(McDermott と Keppel FELS の合弁事業)が主力 2 社
である。FPSO 等と同様、顧客は一般に品質の劣るシステムや機器を受け入れず、入札者はシステムや機器のコストを反映した価格を提示する。
規則及び指針スパー型生産設備の設計及び建造の規則及び指針を様々な船級協会が作成している。例
えば、ABS の「オフショア設置施設の建造及び船級検査ガイド」(2009 年)、「浮体式生産設備の建造及び船級検査規則」（2009 年）、ロイズ船級協会の「定位置に設置された浮体式洋上設備の船級規則及び規定」(2008 年)でスパー型生産設備をカバーしているほか、DNV
は「大喫水浮体式生産設備/スパーの構造設計」(DNV-OS-C106 Structural Design of Deep
Draft Floating Production Units/Spars)(2009 年)でスパーを扱っている。
スパー型生産設備の需要予測
前述の IMA の分析に基づくと、スパー型生産設備は今後 5〜10 年間に年間 2〜4 基の需要が発生すると考えられ、最も可能性が高いのは年間平均 3 基である。
スパー技術開発の動向
船体建造に要する鋼材量を削減し、船体を大型化することなく可変搭載可能重量を増やすことを目標として、設計の改良により船体の浮力を増す研究が行われている。
日本の造船所及び舶用機器サプライヤーにとっての参入機会－ 45 －

日本の造船所の経験を利用して経済性の高いスパー船体を開発する可能性はあるが、スパー型生産設備市場は極めて小規模な成熟市場であり、新規参入するだけの価値があるかどうか疑問である。

－ 46 －

2.5 テンションレグプラットフォーム（TLP)
現在稼働している TLP には、生産設備を搭載したプロダクション TLP と、坑口装置を海上に設置するためのプラットフォームとして使用されるウェルヘッド TLP の 2 種類がある。
プロダクション TLP は原油処理・積出機能を備えた独立型ユニットであり、Shenzi TLP がその一例である。ウェルヘッド TLP は生産機能を持たないため、生産機能を持つ設備と併用される。Kizomba A 及び Kizomba B がウェルヘッド TLP の例として挙げられる。
TLP 生産設備の特徴
TLP はテンドンと呼ばれる係留用鋼管の張力により、波浪中の動揺が極めて少なく、海上坑口装置（ドライツリー）を搭載するための安定したプラットフォームとなる。生産流体のハイドレード/ワックス含有率が高い油田では坑井保全コストを抑えることが大きな課題
であり、海上仕上げを可能にする TLP には大きな利点がある。ドライツリーの採用により、
海底保守作業に関連するコストの大部分を回避することができる。また、TLP には掘削機能を搭載することも可能である。さらに、TLP の係留に要する海底面積は小さい。
しかし、設置水深が大きくなるとテンドンの重量が飛躍的に大きくなるため、超大水深油ガス田ではデッキ搭載荷重が制限される。コンセプトとしては最大水深 2,700 メートルで運転可能な軽量デッキロード TLP の設計が存在するが、実際に発注された実績はない。
現在、TLP の最大運転水深は Magnolia TLP の 1,430 メートルである。加えて、TLP には本
質的に不安定なものもあり、テンドンに障害が発生した場合は転倒する危険性がある。
Typhoon TLP はハリケーンにより係留装置にダメージを受けて転倒した。
稼働中の TLP
2011 年 11 月現在、世界で 22 基の TLP が稼働している。これは 10 年前の稼働数の 57%増である。図表 2.22 に過去 10 年間に稼働していた TLP 数を示す。

－ 47 －

図表 2.22 稼働 TLP 数の推移

現在稼働中の TLP のうち 15 基がメキシコ湾に設置されている。TLP はドライツリーの搭載が可能であることから、メキシコ湾における生産システムとして好まれてきた。さらに
西アフリカで 4 基、北欧で 2 基の TLP が稼働中である。東南アジアで稼働している TLP は 1基である。西アフリカで稼働中の 4 基の TLP のうち 2 基と東南アジアで稼働している 1 基はウェルヘッド TLP であり浮体式生産システムと併用されている。
図表 2.23 稼働中の TLP の設置海域－ 48 －

現在稼働中または再配備可能な TLP を図表 2.24 に挙げる。前述したように、TLP はすべて特定の油ガス田の特性に合わせて新造されたものであり、1 基を除いて全ての TLP を油ガ
ス田のオペレ—ターが所有しており、いずれの TLP にも貯油機能はない。
図表 2.24 稼働中の TLP－ 49 －

TLP のオーナーシップ
Shell はメキシコ湾で 5 基の TLP を運転しており、Statoil、Hess、ExxonMobile、
ConocoPhillips、BHP、Agip がそれぞれ 2 基、Chevron、BP、Total、Helix(Anadarko にリース)、Palm Energy がそれぞれ 1 基を保有している。
受注残2011 年 11 月現在、3 基の TLP が発注されており、全て設置油ガス田の特性に合わせた新造 TLP である。2 基は韓国において建造中で、サムスンが Shell 向けに、大宇が Chevron 向
けに TLP 船体を建造している。これらはいずれもプロダクション TLP である。残り 1 基はブラジルの Brasfels で建造されている。この TLP はウェルヘッド TLP として FPSO と併用
してブラジル沖に設置される。図表 2.25 に現在建造中の 3 基の詳細を示す。
図表 2.25 発注済みの TLP

発注のトレンド
図表 2.26 に過去 10 年間の年間 TLP 発注数を示す。平均発注数は年間 1 基強であり、10年間で合計 11 基が発注されたが、その大部分は最初の 5 年に発注されている。

－ 50 －

図表 2.26 過去 10 年間の TLP 発注数

主要機器サプライヤー
TLP の 3 つの基幹構成物はトップサイド、船体、テンドン係留装置である。
トップサイド設備には生産流体セパレーター、水分圧入システム、ケミカル圧入システ
ム、ガス圧縮装置、発電モジュールが含まれる。最近 TLP のトップサイドの納入実績を持
つサプライヤーは Kiewit、GIFI、McDermott（以上、米）、Brasfels（ブラジル）である。
これらの企業はトップサイド設備の供給と統合を一括して請負うターンキー契約を手がけている。
Modec、SBM、FloaTEC（McDermott と Keppel FELS の合弁事業）が TLP 船体の標準設計を提供している。油ガス田オペレーターの中には、独自の TLP 設計を保有するものもある。
例えば、Shell は Olympus プロジェクト向けに独自の TLP 設計を開発した。船体部分は船体ブロック、デッキ構造物、居住設備等で構成されている。これらの構造物はターンキー契約の一環として造船所が調達する。TLP 船体建造造船所としてはサムスンと大宇が主力である。TLP に搭載される甲板機械は多様であり、例えば Hochang は、Kizomba B TLP のペデス
タルクレーンの納入実績を持つ。
McDermott は、現在ペトロブラスがブラジル沖設置に向けて建造中の TLP にテンドンを供給している。同プロジェクトのテンドン係留装置は Oil States が供給する。

－ 51 －

購入決定要因
Chevron、Petrobras、Shell のような油ガス田オペレーターが TLP 建造契約と主要機器サ
プライヤー決定の鍵を握っている。最近これらのオペレーターは生産プラットフォームとして TLP 設計採用に前向きであり、主要な搭載機器は設置先の油ガス田の特性に合わせてオペレーターが指定している。
厳しい運転環境と故障等により運転が停止した場合の損失を考慮して、一般に顧客は品質の低いシステムや機器を受け入れないため、入札に際して事業者は高品質のシステムや機器のコストを反映した入札価格を提示する。
規則及び指針TLP の設計及び建造の規則及び指針を様々な船級協会が作成している。例えば、ABS の「オフショア設置施設の建造及び船級検査ガイド」(2009 年)や「浮体式生産設備の建造及び船級検査規則」（2009 年）、ロイズ船級協会の「定位置に設置された浮体式洋上設備の船級規則及び規定」(2008 年)で TLP をカバーしている。DNV は「TLP の構造設計」(DNV-OSC105 Structural Design of TLPs )(2009 年)で TLP 建造の標準を規定している。
TLP の需要予測
IMA の分析によれば、今後 5〜10 年間の TLP 発注数は過去 10 年の平均発注数と同じ年間1 基程度と考えられる。今後もオフショア油ガス田開発がさらに大水深化することを前提とすると、大水深生産設備のプラットフォームとして TLP が好まれないことから、TLP 発注数
は横ばいとなると予測される。
TLP 技術開発の動向
最近の技術開発では、TLP の採用限界水深を大きくすることに焦点が当てられている。前述したように、TLP の現在の最大設置水深は 1,430 メートルである。標準的な TLP サプライ
ヤーである MODEC、SBM、FloaTEC の 3 社は既存システムに代わるテンドンシステムの可能性を評価している。水深が増加するとテンドンの重量は飛躍的に大きくなり、可変搭載可能重量が減るため、TLP の使用が適さなくなる。TLP が大水深に対応するためには、軽量のテンドンを使用した緊張係留システムを開発する必要がある。従来の TLP 設計は、現在開発段階を目前に控えている超大水深油ガス田における使用に適さないため、テンドンの軽量化が TLP の市場拡大の鍵を握っている。

－ 52 －

日本の造船所及び舶用機器サプライヤーにとっての参入機会
日本の造船所のエンジニアリング経験を利用して TLP 向けに軽量化したテンドンを開発する可能性はあるが、TLP は極めて小規模な成熟市場であり、新規参入するだけの価値があるかどうか疑問である。

－ 53 －

2.6 バージ型生産設備
バージ型生産設備は FPSO と似ているが貯蔵機能を持たない。生産された油・ガスは海底パイプラインにより、または近隣の油ガス田のパイプラインインフラを経由して陸上に送られる。バージ型生産設備は、インドネシア沖に設置された Sea Good 101 のような小規模なものから、Total がコンゴ沖で運転する N’Kossa FPU まで様々である。水深 10 メートル未満の浅水域で使用されているものもあれば、水深 1,050 メートルで運転されているものもある。
稼働中のバージ型生産設備
2011 年 11 月現在、稼働中のバージ型生産設備は 8 基である。これは 10 年前の稼働数（2基）の 4 倍にあたる。図表 2.27 は過去 10 年間のバージ型生産設備数の推移を示したものである。
図表 2.27 稼働中バージ型生産設備数の推移

現在、バージ型生産設備は主として西アフリカで操業している。図表 2.28 に示すように
5 基が西アフリカ沖で操業しており、うち 3 基がナイジェリア沖、2 基がコンゴ沖である。
そのほか 2 基がインドネシア沖、1 基がメキシコ湾で操業している。メキシコ湾で操業しているバージ型生産設備はハリケーンにより沈没した Typhoon TLP の代替設備として建造さ－ 54 －

れたものである。当該バージ型生産設備は、TLP が使用していた海底パイプラインインフラに接続されている。
図表 2.28 稼働中のバージ型生産設備の設置海域

図表 2.29 は現在稼働しているバージ型生産設備のリストであり、生産設備のオーナー別にまとめられている。
図表 2.29 稼働中のバージ型生産設備

バージ型生産設備のオーナーシップ
Total はコンゴ沖で日量 9 万〜12 万バレルの原油処理能力を有する大型バージ型生産設
備 2 基を保有、運転している。Exprotech は 2 基の小型ユニットを保有しており、これらはナイジェリア沖の油ガス田オペレーターにリースされている。Chevron はバージ型生産設備－ 55 －

1 基を保有しており、同設備はインドネシア沖ガス田で複数の TLP と併用して運転されている。
バージ型生産設備の受注残2011 年 11 月現在、建造中のバージ型生産設備は存在しない。
発注のトレンド
過去 10 年間に発注されたバージ型生産設備は 5 基であった。これにはナイジェリア沖向
け 2 基、インドネシア沖バージ 1 基、メキシコ湾向けバージ 1 基が含まれる。図表 2.30 に発注トレンドを示す。
図表 2.30 過去 10 年間のバージ型生産設備発注数

主要機器サプライヤー
バージ型生産設備の 3 つの基幹構成物はトップサイド設備、船体、係留システムである。
トップサイドモジュールのサプライヤーは処理設備のコンポーネントや発電セット等をモジュール化し、バージ型生産設備の船体上に搭載する。大型のプロジェクトでは Technipのようなトップサイド・インテグレーターが関与することも考えられる。
船体コンポーネントは FPSO と同様であり、デッキクレーン、居住設備、HVAC（暖房、換気、及び空調）システム等が必要となるが、貯蔵機能を持たないためタンクポンプは必要とされない。基本的にバージ型生産設備の船体コンポーネントと舶用機器は、推進装置を除いて、同様のサイズの新造タンカーに必要とされるものと変わらない。タンカー向けの
舶用機器サプライヤーの多くがバージ型生産設備でも舶用機器の納入契約受注を競ってい－ 56 －

る。例えば、AC Marine は現代重工建造の Moho Bilondo バージの居住区の HVAC システムを納入した。
他の浮体式生産設備と比べて、バージ型生産設備の係留装置は比較的単純である。現在稼働中のユニットでタレット係留されているものはない。DP 搭載バージ 1 基を除き、全て
比較的単純なワイヤーロープまたはチェーンを使った多点係留方式を採用している。
購入決定要因バージ型生産設備は海洋工学技術と石油処理プラント技術を組合せた複雑な浮体式設備である。バージ型生産設備の運転には潜在的な危険性が伴い、故障等により運転が停止した場合に経済的なロスが大きいことから、バージ型生産設備のオーナーは一般に高品質で信頼性の高い機器にプレミアムを支払うことを厭わない。
Chevron や Total などの油ガス田オペレーターがバージ型生産設備の購入の意思決定を行う。最近調達されたバージ型生産設備では、オペレーターが設置場所の油ガス田の特性に合わせて主要システムを指定した。
また、バージ型生産設備の改造・新造契約は、一般に少数の指名業者の競争入札にかけられる。
規則及び指針バージ型生産設備の設計及び建造の規則及び指針を様々な船級協会が作成している。例
えば、ABS は「オフショア設置施設の建造及び船級検査ガイド」(2009 年)及び「浮体式生産設備の建造及び船級検査規則」（2009 年）でバージ型生産設備の規則・指針を規定している。
バージ型生産設備の需要予測
今後 10 年間のバージ型生産設備の発注ペースは、過去 10 年間と同水準と予測される。
小規模なバージ型生産設備を使用しうる浅水深プロジェクト、West Seno のように TLP と併用してバージ型生産設備を使用しうる大水深プロジェクトが時折発生すると考えられ、全体的に発注ペースは隔年に 1 基程度と予測される。
技術開発の動向
Helix Producer は係留システムとして DP を用いた初めてのバージ型生産設備であった。
タンカーを使った積出の代わりに、原油の送出にはパイプラインが使用されている。ただ－ 57 －

し、Helix Producer は異例であり、転覆した TLP の代替設備として既に敷設されていたパイプラインインフラに接続されたものである。業界では、DP 搭載バージ型生産設備と DP
FSO(DP 搭載浮体式貯蔵積出設備)を併用して石油を積み出すコンセプト、または隣接する油ガス田へパイプラインで送出するコンセプトへの関心が見られる。
日本の造船所と舶用機器サプライヤーにとっての参入機会
バージ型生産設備市場は極めて小規模である。しかし、今後のバージ式生産設備に搭載されるワイヤー係留索、チェーン、その他の様々な甲板機械は、日本の舶用機器サプライ
ヤーにとって潜在的な市場となる可能性がある。

－ 58 －

2.7 FLNG(浮体式天然ガス液化設備)
FLNG は LNG サプライチェーンの最上流で使用されることを意図したもので、大規模な海
底ガス田上またはその近傍に設置された浮かぶ天然ガス液化プラントと言える。
FLNG の特性
FLNG には、年間 100 万トン〜500 万トンの生産能力を有する混合冷媒方式または窒素エ
キスパンダー方式の液化設備が使用される。LNG 貯蔵タンク内蔵した大型の新造船体上にプラントが搭載される。海底坑井からのガスはパイプラインにより FLNG に移送され、液化される。液化された天然ガス（LNG) は FLNG 船上の極低温タンクに貯蔵され、LNG 船に積み出され、LNG 受入ターミナルへ輸送される。
FLNG にはいくつかの利点がある。まず、FLNG は離岸距離の大きいガス田から陸上まで産出ガスを輸送するためのパイプラインインフラを必要としない。また、造船所で連続建造することができる。さらに、海上に設置することから、LNG 生産プラントに対する「うちの裏庭にはお断り（NIMBY）」式の環境上の反対を避けることができる。FLNG はガス田が枯渇した後、移動して再利用することも可能であるが、新しい設置先のガス特性に合わせるた
めに、搭載されている天然ガス前処理設備を大幅に変更する必要があると考えられる。
短所は、FLNG トップサイドプラントの重量と規模に関する技術的な問題が完全に解決されていない点である。また、LNG 生産における分離プロセスは船舶の動揺に敏感であり、外海環境での利用が制限される。FLNG の安全性及び保険付保が可能かどうかは、現時点では不明である。Shell が開発している FLNG のような大型の FLNG 船体を建造することのできる施設は極めて限られている。引渡し時の最終的な建造コストも未知数であり、実証が待たれる。
稼働中の FLNG
現在稼働中の FLNG は存在しない。
受注残2011 年 5 月、Shell はオーストラリア沖の Prelude ガス田開発プロジェクトにおけるFLNG の最終投資決定を行い、世界初の FLNG 建造に取り組むことを発表した。同 FLNG は離岸距離 200 キロメートル、水深 250 メートルの地点に設置され、世界最大の浮体式洋上設備となる。全長 488 メートル、鋼材重量 26 万トンで、年間 360 万トンの LNG、130 万トン－ 59 －

のコンデンセート、40 万トンの LPG の生産能力を有する。設計仕様によれば、同 FLNG は
25 年間恒久的に係留できるとされている。
Technip/サムスンが Shell 向けに複数の FLNG を設計・建造する長期契約の下で Prelude
FLNG の建造契約を受注しており、建造契約額は 3.275 兆ウォン 、建造契約期間は 2011 年
6 月～2016 年 9 月である。

主要機器サプライヤー
FLNG の 3 つの基幹構成物はトップサイドプラント、船体、係留システムである。
FLNG のトップサイドプラントは極めて複雑で高価な設備である。不活性ガス生産、圧縮ガス前処理、LPG 回収、液化、LNG/LPG 積出しのための様々なコンポーネントとシステムを完備した、ガス処理/液化プラントが搭載される。Prelude のトップサイドについては、Air
Products が LNG 熱交換器を、GE がスチームタービン・コンプレッサを、FMC Technologies
が海底生産システム及び関連トップサイド機器を供給することになっている。
FLNG の船体は LNG 船と似ているが、デッキは大重量のトップサイドプラントを支持できるように設計される。タレット係留装置が使用され、洋上で LNG を積み出すための様々なシステムが搭載される。LNG 船向けのマリンシステムや機器を扱うメーカーは FLNG でも同様の製品を供給する機会がある。これらには格納システム、極低温サブマージドポンプ、
極低温トランスファーシステム等が含まれる。

－ 60 －

FLNG の係留システムは FPSO で使用されているものと同様であるが、FLNG(少なくともShell の場合)の船体はかなり大型であり、より強靭なタレット係留システムが必要とされる。Prelude FLNG では、SBM が Shell との長期契約によりインターナルタレット係留装置
を設計・供給する EPCI（設計・調達・試運転・据付）契約を受注している。Shell FLNG 向
けタレットは直径及び係留荷重の点で過去最大になるとされている。
購入決定要因FLNG は極めて危険な環境で運転することを意図された新技術である。これまでにない技術であり、運転には危険が伴い、故障等により稼働が停止すると多額の損失が出ることから、FLNG 船主は一般の船主よりも価格敏感性が低く、品質と信頼性にプレミアムを支払う
ことを厭わないと考えられる。
規則及び指針FLNG の設計及び建造の規則及び指針を様々な船級協会が作成している。例えば、DNV は「LNG/LPG 浮体式生産貯蔵ユニットと設備の船級規則」(DNV-OSS-103 Rules forClassification of LNG/LPG Floating Produciton and Storage Units andInstallations)(2009 年)及び、オフショアテクニカルガイダンス「浮体式液化ガスターミ
ナル」（OTG-02 Floating Liquefied Gas Terminals)（2011 年）で FLNG の規則・指針を規定している。
FLNG 需要予測
今後の FLNG 発注は、「世界の LNG 需要」「Prelude FLNG 建造プロジェクトにおいて設計上の問題を解決し、コストを制御することができるかどうか」に影響される。
LNG 需要予測はシェールガス開発の動向に左右されるが、需要が今後も上向きで推移し、FLNG 第一号プロジェクトが計画通りに展開すれば、今後 10 年間に 3〜6 基の FLNG が発注されると考えるのが妥当であろう。
技術開発の動向
FLNG は開発初期段階にある。FLNG 第 1 号が建設中であるという事実にもかかわらず、
FLNG の運転が商業的に成り立つまでには多くの解決すべき技術的課題が残されている。
FLNG のトップサイドプラントの重量と容積を最小化することに焦点が当てられており、現－ 61 －

在、トップサイドプラントのシステムとコンポーネントの改良により、軽量化、小型化を達成するための研究に力が注がれている。
業界は LNG ハンドリングと洋上トランスファー用の極低温システムの改良にも開発にも相当な力を入れている。格納システム技術もまた業界の関心を惹き付けている分野である。
FLNG 格納タンクは部分積みとなる時間が長いため、デッキ搭載重量の多い大型の FLNG では
スロッシングの問題が発生する。
日本の造船事業者及び舶用機器サプライヤーにとっての参入機会
日本の造船事業者及びメーカーは、複雑な LNG 船の建造やこれらの船舶で使用される極低温機器の設計、製造に豊富な経験を有する。FLNG 部門は、LNG 部門で事業を行っている
日本の全サプライヤーとって関心が持てる市場である。
韓国造船所は FLNG 部門で先行しており、開発の進捗状況はさまざまであるが、サムスン、
大宇、現代がそれぞれ FLNG 設計を開発している。これは日本の造船事業者にとって参入の壁となりえる。しかし、市場は開発のごく初期段階にあり、日本の企業が LNG 部門に持つ
豊かな経験を鑑みると、FLNG 市場は日本企業にとって潜在的市場となりうる。

－ 62 －

2.8 FSRU(浮体式貯蔵再ガス化設備)
FSRU は LNG を貯蔵、再ガス化するために洋上または岸壁に設置されて LNG 受入施設として使用される。改造または新造の LNG タンカーに再ガス化設備を搭載することにより、LNG
受入/貯蔵/再ガス化施設として機能するものである。LNG は LNG 船から FSRU に荷揚げされ、必要とされるまで極低温タンクで貯蔵される。FSRU は沖合に係留される場合もあれば、接岸設置され、陸上施設に代えて受け入れターミナルとして使用される場合もある。生産されたガスは海底パイプラインまたはオフローディングアームにより FSRU から陸上の送ガスパイプライン網に送られる。
FSRU の特性
FSRU にはいくつかの大きな長所がある。FSRU を使用することにより、島嶼や、パイプラ
イン敷設が物理的にまたは経済的に成り立たない場所に天然ガスを輸送することができる。
また、FSRU を洋上の設置することにより、天然ガス輸入施設を陸上に建設する場合ほど環
境上の反対を受けない可能性もある。FSRU は自航能力を有しているため、天然ガスの需要ピーク時には受入/再ガス化設備として利用し、需要が低い季節には通常の LNG 輸送タンカ
ーとして転用することも可能である。LNG タンカーを FSRU に改造するためのコストは比較的低い。陸上ベースの再ガス化プラントと異なり、設置に陸上の敷地をほとんど必要としない。一般に、陸上ベースの再ガス化プラントよりもプロジェクト開発に必要とされる時間が短い。FSRU は需要の変動に従って、別の場所に移動、再配置することができる。
FSRU の短所としては、陸上ターミナルと比べて貯蔵及び再ガス化能力が低いことがある。
また、洋上設置でも環境上の反対を完全に回避することはできない。特に米国では LNG 受
入ターミナル開発許認可プロセスのハードルは高い。海水を熱源として利用するオープン
ループ方式は最も運転コストの低い再ガス化方法であるが、環境上の観点から反対を受け、コストが高いクローズドループ方式の再ガス化システムを採用する必要が発生している。
稼働中の FSRU 数2011 年 11 月現在、世界で 6 隻の FSRU が稼働している。FSRU は比較的新しいビジネス部門であり、5 年前には稼働中の FSRU は存在しなかった。稼働中の FSRU 数の推移を図表
2.31 に示す。

－ 63 －

図表 2.31 稼働中の FSRU 数の推移

図表 2.32 に示すように、ブラジルとアルゼンチンでそれぞれ 2 隻の FSRU が稼働している。アラビア湾ではクエート 1 隻、アラブ首長国連邦（UAE)1 基の計 2 隻が稼働している。
図表 2.32 稼働中の FSRU の設置海域

2011 年 11 月現在に稼働中の FSRU を図表 2.33 に示す。
図表 2.33 稼働中の FSRU

－ 64 －

発注トレンド
過去 10 年間に 11 隻の FSRU が発注された。図表 2.34 は発注トレンドを示したものである。前述のように、FSRU 契約はすべて 2007 年以降に発注されている。
図表 2.34 過去 10 年間の FSRU 発注数

受注残2011 年 11 月現在 FSRU の受注残は 5 隻である。現代が Hoegh LNG 向けに 2 隻の建造を受注している。うち 1 隻はインドネシアで使用され、2 隻目の FSRU の設置先は未定である。
大宇はブラジルで使用される FSRU１隻を Excelerate から受注した。Jurong と Dubai
Drydocks はそれぞれ LNG 船の FSRU 改造契約を受注している。Jurong が受注した FSRU はイ
ンドネシアに、Dubai Drydocks が受注した FSRU はイタリアに配備される予定である。発注済みの FSRU の詳細を図表 2.35 に挙げる。
図表 2.35 発注済みの FSRU

－ 65 －

主要機器サプライヤー
FSRU の 3 つの基幹構成物は再ガス化プラント、船体、係留システムである。
再ガス化プラントは、周囲温度を上昇させることにより LNG を気化する熱交換装置である。Hamworthy が FSRU 再ガス化プラントの主要サプライヤーである。Hamworthy はスチー
ムプラントからの水蒸気で加熱したグルコール水混合液を熱媒体とした熱交換装置、またはクローズドプロパンループ内で海水を循環させる熱交換装置をスキッド上に搭載した再ガス化プラントを提供している。
FSRU の船体は LNG 船の船体と同様であり、現在稼働中または発注済みの FSRU の約半数は中古 LNG 船を FSRU に改造するものである。LNG 船にマリンシステム及び機器を供給しているメーカーが FSRU でも契約を競うであろう。これらのシステム、機器には格納システム、
極低温サブマージドポンプ、極低温トランスファーシステムが含まれる。
FSRU で使用される係留システムは設置場所に左右される。多く FSRU は桟橋に係留されるため、特別な係留システムを必要としない。
しかし、沖合に設置され、陸上へのガス送出に海底パイプラインを使用する FSRU ではガスの送出に一点係留システムまたはタレットが必要となる。SBM、Bluewater、SOFEC が一係留装置とタレットの主力サプライヤーである。
購入決定要因FSRU は危険な環境で運転される、海洋工学技術と LNG 再ガス化プラント技術をあわせた
複雑な浮体式設備である。FSRU の運転に伴う危険性を考えると、FSRU 船主は一般の船主ほど価格に敏感ではないと考えら得る。品質と信頼性にプレミアムを支払うことに吝かではないだろう。
規則及び指針FSRU の設計・建造の規則及び指針を様々な船級協会が作成している。たとえば ABS は「浮体式洋上液化ガスターミナル建造、船級ガイド」（Guide for Building and Classing
Floating Offshore Liquefied Gas Terminals)(2011 年)でガイドラインを作成している。
DNV は「OTG-02 浮体式液化ガスターミナル」(OTG-02 Floating Liquefied Gas
Terminals)(2011 年)に FSRU のガイドラインを規定している。

－ 66 －FSRU 需要予測
今後 5〜10 年間に年間平均 1〜2 隻の FSRU 発注が見込まれる。しかし、将来のガス供給リスクが存在することにより進行が阻まれている小規模なプロジェクトにおいて FSRU コン
トラクターが長期 ex-FSRU 天然ガス供給契約を提供することにより、FSRU 発注数が飛躍的に拡大することも考えられる。この場合、コントラクターがターンキーベースで全プロジェクトリスクを負うことが要求される。係る契約では 20 年以上の長期にわたり「hell orhigh water」（キャンセル不能）ベースで天然ガスが供給されことから、いくつかのプロ
ジェクトの進行を妨げている将来のガス供給リスクを排除することができる。現時点で主要な FSRU 供給事業者（Golar、 Hoegh、 Excelerate)は FSRU の供給しか行っておらず、顧客であるオペレーターが将来のガス供給リスクを負っている。
技術開発の動向
業界は既存 LNG 船の FSRU への改造から、特定の長期使用に合わせて新たに FSRU を設計する方向に動いている。現代が 2 隻、DSME が 1 隻の専用設計 FSRU の新造契約を受注している。専用設計の FSRU ではシステムの最適化に大きな焦点が置かれている。
オープンループ方式の気化システムが環境上の観点から強い反対に合ったことから、環境に優しいクローズドループ方式への関心が高まっている。
日本の造船事業者及び舶用機器サプライヤーにとっての参入機会
日本の造船所及び舶用機器サプライヤーは複雑な LNG 船の建造実績と搭載される極低温機器の設計・製造に豊かな経験を有しており、LNG 部門で活発に事業を行っている日本のサプライヤーすべてにとって FSRU は関心の持てる市場である。
甲板機器（デッキクレーン、ウィンチ、ポンプ）の供給に加えて、FSRU 向け再ガス化プ
ラント及び/又はプラントのコンポーネントが日本のメーカーにとって潜在的市場となりうる。

－ 67 －

2.9 FSO(浮体式貯蔵積出設備)
FSO は様々な状況下で洋上貯蔵・積出機能を提供する。FSO は生産機能を持たず、固定式の生産設備、ジャッキアップ型生産設備、貯蔵設備を持たない浮体式生産設備と併用され、洋上で原油及びコンデンセートを受け入れて貯蔵する能力を提供する。FSO は陸上の生産油
ガス田の貯蔵/ローディング施設として利用されることもあり、貯蔵/デリバリーターミナ
ル、貯蔵/ブレンディング/積み替えターミナルの役割を果たしているものもある。
稼働中の FSO
現在 98 基の FSO が稼働している。これは 5 年前の稼働数の 40％増にあたる。稼働中のFSO 数の推移を図表 2.36 に示す。
図表 2.36 稼働中の FSO 数の推移

特定の油がス田における使用に合わせて建造された比較的新しい FSO がごく少数存在す
るが、稼働中の FSO の大部分は高齢シングルハルタンカーを貯蔵/積出用に改造したものである。FSO の大部分は極めて古く、稼働中の FSO のおよそ 75％が船齢 20 年以上である。
稼働中の FSO の半数以上がアフラマックスまたはスエズマックス型であり、およそ 4 分の 1 が VSCC 型である。ULCC 型もいくつかあり、最近カタール沖に設置された 2 基が含まれる。
現在稼働中の FSO のおよそ 45％は東南アジアに設置されている。西アフリカがこれに続き、約 18％である。図表 2.37 は稼働中の FSO の設置海域を示すものである。

－ 68 －

図表 2.37 稼働中の FSO の設置海域

FSO オーナーシップ
主要な FSO オペレーターは Tanker Pacific (6 基)、Teekay(6 基)、Perenco(6 基)、
Modec(4 基)、Trada Maritime (4 基)、MISC(3 基)、Aegean(3 基)、Chevron(3 基)、Titan(3基)である。この他の FSO オペレーターはそれぞれ 1〜2 基を所有している。
図表 2.38 は 2011 年 11 月現在に稼働していた FSO をリストアップしたものであり、それぞれの FSO についてオーナー、油ガス田オペレーター、船舶の主項目を示す。

－ 69 －

図表 2.38 稼働中の FSO－ 70 －

－ 71 －

－ 72 －

発注トレンド
過去 5 年間に 30 基の FSO が発注された。このうち 5 基は特定のオペレーション専用に設計された新造 FSO であり、25 基は既存タンカー船体の改造である。
受注残2011 年 11 月現在発注されている FSO は 5 基である。うち 2 基は新造、3 基は改造契約である。FSO 改造はシンガポール（ケペル 2 基、Sembawang1 基）で行われている。IHI と韓国の Sungdong（ソンドン造船海洋）がそれぞれ 1 基の FSO 新造契約を受注している。図表
2.39 は発注済み FSO の詳細を示したものである。
図表 2.39 発注済みの FSO

主要機器サプライヤー
FSO は基本的に原油の洋上貯蔵、積み出し能力を持つタンカーであり、アフラマックス型
または VLCC 型タンカーと共通した機器（ポンプ、防火システム、ウィンチ、デッキクレー
ン等）が必要とされる。これらの機器はタンカー部門と同様のメーカーにより供給される。
購入決定要因図表 2.38 に示した FSO オーナーは造船所と主要システムサプライヤーにとって受注の鍵を握っている。オーナーが建造、改造ヤードを選び、船舶に求められる主要なシステムを指定する。
FSO 改造、建造契約は一般に少数の指名ヤードによる競争入札にかけられる。Maersk にリースされている FSO Asia のような高仕様の FSO については、顧客は最高品質のシステム及び機器でなければ受け入れず、入札事業者はこのようなシステムと機器のコストを反映した見積り船価を提示する。タンカーを改造した FSO では、特に東南アジア設置向けの場
合、システムや機器の品質はそれほど重要視されない。

－ 73 －

FSO の設置国での建造・改造を義務付ける現地調達要件が強化される傾向にあり、特にブラジルは FPSO、FSO、その他の海洋構造物工事をブラジル造船所で実施することを義務付ける政策を取っている。現地調達方針は他国でも広がると予測される。
FSO 需要予測
今後 5 年から 10 年の間に年間平均 5〜7 基の FSO が発注される可能性が高い。これは過去 10 年間の年間平均 6 基とほぼ同じレベルである。最近の発注パターンに基づくと、このうち 1〜2 基が特定の設置場所にあわせた新造 FSO となる。残りは既存タンカー船体を FSOに改造するものである。
技術開発の動向
FSO は技術的に成熟した部門であり、特に重要な技術開発は行われていない。
日本の造船事業者と舶用機器サプライヤーにとっての参入機会
日本の造船所が将来の FSO 新造契約入札に参加することは可能である。日本の造船所がFSO 新造契約受注に成功した例として、IHI が Chevron 向けに建造中のスエズマックス型
FSO がある。同 FSO はタイ沖に設置される予定であり、建造契約額は約 1 億 2,150 万ドルとされている。
日本の舶用機器サプライヤーにとって、FSO は同じサイズのタンカーと共通した機器を供給する機会を提供する。ただし、FSO は推進システムを必要としない。

－ 74 －

3. ドリルシップとセミサブ型掘削リグ
本章では、ドリルシップ（船型掘削リグ）及びセミサブ型掘削リグ部門を概観し、現在稼働中の掘削リグ、主要なリグ船主、発注数の推移、受注残、代表的な機器サプライ、購入決定要因、規則と指針、需要予測、技術開発の動向、及び本部門における日本の造船事
業者及び舶用機器サプライヤーにとっての市場機会について論じる。
稼働中のドリルシップとセミサブ型掘削リグ
大水深探鉱開発使用される掘削リグは基本的にドリルシップ型とセミサブ型の 2 種類である。現在世界で稼働中または利用可能なドリルシップとセミサブリグは 304 基であり、うち 81 基（27%）がドリルシップ、233 基（73%）がセミサブリグである。図表 3.1 に 2011年 12 月時点で稼働中または利用可能であった掘削リグの一覧を示す。
図表 3.1

稼働中のドリルシップとセミサブリグ

現在稼働中のドリルシップ及びセミサブリグの多くは比較的高齢であり、3 分の 1 が船齢30 年以上、60%が船齢 20 年以上に達している。但し、これらのリグの多くが建造以来少な
くとも 1 回のアップグレード工事を受けている。
図表 3.2 に示すように、現在稼働中のドリルシップとセミサブリグの建造数には 4 回の波がある。リグ建造の第 1 波は 1973〜1977 年に発生し、1981〜1984 年に第 2 のブームが到来した。その後 1991 年まで引渡し数は低迷し、1990 年代初めから半ばにかけての数年間にリグ建造数はついにゼロとなった。リグ建造の第 3 の波が 1999〜2000 年に発生した後、6－ 75 －

年間にわたりリグ引渡し数は落ち込んだ。2008 年に現在のリグ建造ブームがスタートし、
2008〜2011 年には 85 基の新造リグが引き渡されている。
図表 3.2

現在稼働中のドリルシップとセミサブリグの船齢分布－ 76 －

－ 77 －

－ 78 －

－ 79 －

－ 80 －

掘削リグの主要オーナー
ドリルシップとセミサブリグ船主は比較的少数の企業に集中している。大手海洋掘削コ
ントラクター7 社が現役ドリルシップの約 64%をコントロールしており、9 社が現役セミサ
ブリグの 67%をコントロールしている。
Transocean が圧倒的な最大手であり、ドリルシップの 30%、セミサブリグの 22%をコント
ロールしている。ENSCO、Noble Drilling、Diamond Offshore、Seadrill がドリルシップ/
セミサブリグ運用数で Transocean 社に続いている。その他の大手掘削リグオペレーターとして、Saipem、Atwood Oceanics、Maesk、Ocean Rig、Stena、Pacific Drilling、Fred
Olsen、Queiroz Galvao が挙げられる。
図表 3.3 は、ドリルシップとセミサブリグの主要オペレーターと各社の保有リグ数がリグ総数に占める割合を示したものである。

－ 81 －

図表 3.3

ドリルシップ及びセミサブリグ保有構成

発注のトレンド
図表 3.4 は過去 10 年間のドリルシップ及びセミサブリグの年間発注数の推移を示したものである。図表 3.4 に示されるように、後半に発注数が急増している。世界金融危機の影響を受けた 2009 年と 2010 年を除いて、発注数は 2005 年以降毎年増加している。2011 年は特に好調であり、ドリルシップ 35 基、セミサブリグ 5 基が発注された。
図表 3.4

過去 10 年間のドリルシップ及びセミサブリグの発注数－ 82 －

受注残2011 年 11 月現在、48 基のドリルシップと 18 隻のセミサブリグが発注済みである。図表
3.5 に発注済みの建造契約を示す。平均建造コストを 6〜7 億ドルと想定すると、大水深掘削設備の新造に総額 400〜460 億ドルが投入されたことになる。
韓国造船所はドリルシップ 37 基、セミサブ 7 基を受注しており、ドリルシップ/リグ建
造では他の追従を許さない有力プレーヤーである。サムスンの手持工事数が最も大きく、ドリルシップ 16 基、セミサブ 2 基を受注している。これらの掘削リグの引渡しは 2012 年
から 2014 年半ばにかけて予定されている。これに続いて大宇がドリルシップ 9 基、セミサ
ブリグ 5 基を受注しており、引渡しは 2012 年から 2014 年半ばの予定である。3 位の現代は2012 年から 2014 年に引渡しを予定されている 12 基のドリルシップを受注している。
中国造船所はドリルシップ 4 基、セミサブリグ 5 基を建造中である。上海造船所は 2014
年の引渡しに向けて 2 基のドリルシップを建造している。COSCO 大連(Dalian)造船所と STX
大連（Dalian）造船所はそれぞれ 2012 年の引渡し予定でドリルシップ 1 基を建造中である。
Yantai Raffles と COSCO 南東（Nantong）造船所はそれぞれ 2012 年と 2014 年半ばの引渡しにむけて 2 基のセミサブリグを建造中である。COSCO 舟山（Zhoushan）造船所は 2012 年初めの引渡しに向けてセミサブリグ 1 基を建造中である。
シンガポールで 3 基のセミサブリグが建造されており、Keppel FELS が 2 基、Jurong が 1基を建造している。これらのリグの引渡しは 2012 年に予定されている。
ブラジルのペルナンブッコ州に新設された Atlantico Sul 造船所は 7 基のドリルシップを受注している。ペトロブラスがブラジルオフショア油ガス田開発向け大型掘削リグ調達
プログラムの一環として発注されたものであり、契約総額は 46 億ドルとされている。当該
ドリルシップはこれらの掘削リグ調達を目的として設立されたブラジル法人である Sete に引き渡され、ペトロブラスに長期用船されることになっており、引渡しは 2015〜2018 年に予定されている。サムスンが少数株主として Atlantico Sul 造船所に出資し、技術支援を提供しているが、Atlantico Sul 造船所にドリルシップの建造実績がないことを考えると、
1 基あたり 6 億 6,200 万ドルという船価は低く見積もりすぎの感もある。

－ 83 －

図表 3.5

発注済みのドリルシップ及びセミサブリグ－ 84 －

主要な機器サプライヤー
大水深ドリルシップ及びセミサブリグは複雑で高価な設備である。水深 12,000 フィート
（3,657 メートル）で運転可能なユニットの建造には 6 億から 6 億 5000 万ドルかかる。例
えば、2011 年 10 月に大宇に発注された最大稼働水深 12,000 フィート（3,657 メートル）、
DP 3 搭載の Atwood Achiever の建造コストは 6 億ドルとされている。2011 年半ばに Maersk
がサムスンに発注した最大稼働水深 12,000 フィート（3,657 メートル）、DP3 搭載ドリル
シップ 2 基の建造コストは 1 基当たり 6 億 5,000 万ドルであった。搭載される掘削装置パ－ 85 －

ッケージだけでも 2 億ドルから 2 億 2,000 万ドルかかる。例えば、NOV（National Oilwell
Varco)は Atlantico Sul 造船所で建造される 7 基ドリルシップの掘削装置パッケージ供給
契約を契約総額 15 億ドルで受注しており、1 セットあたり 2 億 1,400 万ドルとなる。
図表 3.6 に最新の超大水深セミサブ式掘削リグの技術スペックの一例を示す。これは、最大稼働水深 10,000 フィート（約 3,000 メートル）の厳海域仕様、DP3 搭載の第 6 世代リグである Transocean Barents のスペックである。Aker H6e 設計の同セミサブはノルウェーの Aker Stord ヤードで建造された。出力 7,066hp の Bergen ディーゼル機関 8 基が搭載され、総出力は 56,528hp である。各 6,235kVA(kVA=1,000 ボルトアンペア)の皮相電力容量を持つ Alconza AC 発電機 8 基が搭載されている。発電機セットにより Rolls Royce
Aquamaster 設計の固定ピッチアジマススラスタ 8 基と Aker Pusnes 電気ウィンチ 8 基に電力が供給される。
図表 3.6超大水深セミサブ式掘削リグの技術スペックの一例
主項目

デザイン

Aker H-6e

建造ヤード/引渡年

Aker Stord/2009 年

最大稼働水深3,047m

最大掘削深度

9,143mメインデッキ90 x 70m

運転喫水

23m

掘削喫水

67.3 ft
掘削装置

デリック

AKMH Dual RamRig Hydraulic

ロータリーテーブルAKMH Wirth RTSS Hydraulic (2)トップドライブAKMH MDDM (2)パイプハンドリング

AKMH Racking System

マッドポンプAKMH Wirth (4)
発電装置

ディーゼル

Bergen 7,066 hp (8)発電機

Alconza/NIR 6,235kVA (8)－ 86 －

定位保持システム(Stationkeeping)
ダイナミックポジニング

Kongsberg DP3

スラスタ

Rolls Royce Aquamaster 固定ピッチア
ジマススラスタ(8)甲板機器/係留装置

ウィンチ

Aker Pusnes Electric, 290t Pull (8)デッキクレーン

Kenz Figee Electro-Hydraulic (2)20m で 65t

アンカー

図表

Vryhoff Stevpris 15t (8)3.7 に最新の超大水深ドリルシップの技術スペックの一例を示す。このユニットは現代重工で建造されている DP3 MSC Gusto 設計ドリルシップ Deepwater Champion である。
最大稼働水深は 10,000 フィート(3,000 メートル)であり、12,000 フィート(3,657 メートル)までアップグレード可能である。MAN B&W ディーゼル発電セット 8 基が搭載され 43.2MWの電力を供給する。ABB が動力分電システムと ACS6000 スラスタドライプ 6 台を、Rolls
Royce がそれぞれ定格出力 6,705hp のアジマススラスタ 6 基を、NOV が掘削機器パッケージとデッキクレーンを供給している。
図表 3.7超大水深ドリルシップ技術スペックの一例
主項目

デザイン

Gusto P10000

建造ヤード/引渡年

現代/2011 年

最大稼働水深3047m,3657m までアップグレード可能

最大掘削深度12191m

全長 x 全幅229.2 x 36m

運転喫水

11m
掘削装置

デリック

NOV

ロータリーテーブルNOV (2)

トップドライブNOV TD (2)－ 87 －

パイプハンドリング

NOV PRS-5 (2)マッドポンプNOV Pumps (2)発電装置(Power Plant)

ディーゼル

STX-MAN 4.5MW(6); STX-MAN 9MW (2)発電機

4.3MW(6); 8.7MW(2)非常用発電機Cummins Diesel 1.9MW

動力分電システム

ABB Switchboard Feeding ABB ACS
Variable Drives
定位保持と推進装置（Stationkeeping & Propulsion)

ダイナミックポジショニング

DP3

スラスタ

Rolls Royce アジマススラスタ(6)プロパルジョン

ABB 5MW スラスタ（6）甲板機器

デッキクレーン

NOV 165t Knuckle Crane (1)NOV 85t Knuckle Crane (2)NOV 100t Knuckle Crane （１）20t Service Crane (１)

米掘削機器メーカーの National Oilwell Varco(NOV)はセミサブリグ及びドリルシップに搭載される掘削機器パッケージの最大手で、圧倒的なシェアを占めている。同社は掘削機器サプライ市場最大手メーカーの地位を梃として、積極的な企業買収戦略により、ドリル
シップやセミサブリグ船主に提供することのできる掘削リグ向け製品の幅を拡大し、掘削
リグサプライ市場の需要のさらなる取り込みを図っている。現在、同社はドリルシップ及びリグ向けにウィンチ、係留システム、クレーン等の機器も供給することができる。
Aker Solutions（AS)もオフショア掘削リグ及びドリルシップ向け機器の大手サプライヤーである。同社はオフショアリグ向けの掘削機器パッケージを設計、供給しているが、NOVほどのスケールではない。最近 AS は、Jurong 建造の 3 基のセミサブリグに掘削機器パッケージ及びその他の機器を供給した。これらのセミサブリグはブラジル沖の掘削作業に投入される。AS はまた、DSME で 7 基がシリーズ建造された第 6 世代ドリルシップに掘削トップ
サイド設備を供給した。

－ 88 －

Siemens もドリルシップ及びセミサブリグ向けパワーパッケージと自動化システムのサプ
ライヤーとして確固とした地位を確立している。同社はスイッチギア、スラスタドライブ
及び電動機、変圧器、オルタネータ等の機器を提供している。Siemens はオフショア掘削設
備向けワンストップ・ソリューションを提供する能力を売り物にしている。最近では、大宇が台湾船主向けに建造している DP3 ドリルシップ向けに 8.4MW オルタネータ 6 台, 5.5
MW スラスタモータ 6 台とスイッチギア、変圧器、電力管理システムの供給契約を受注している。
ABB も本部門における主力企業である。同社は過去 10 年間に 50 以上の発電/分電システ
ムをドリルシップ又はセミサブ掘削リグ用に納入した実績を持つ。ABB はまた掘削ドライブ
システム、推進ドライブシステム、アジマススラスタ、自動化システムをオフショア掘削
リグ用に供給している。最近、同社はブラジル向けにサムスンで建造されている 2 隻のドリルシップ向けのパワーシステム、掘削ドライブ、推進システムを 3,500 万ドルで受注している。
MAN B & W、Wärtsilä 、Caterpillar は大水深掘削設備用ディーゼル発電機の主力サプラ
イヤーである。しかし、ディーゼル発電セットの場合、セミサブリグとドリルシップでは
主要サプライヤーが異なる。セミサブはドリルシップと比べて搭載重量の制限が厳しいた
め、軽量化に重点が置かれる。
図表 3.8 に過去 10 年間の建造・発注済みセミサブリグとドリルシップのディーゼル機関のサプライヤーを示す。

－ 89 －

図表 3.8 現在稼働中または発注済みのドリルシップ及びセミサブリグ向けエンジンの納入
実績

Caterpillar と Wärtsilä はセミサブ掘削リグに搭載されるディーゼルエンジンの主要サプライヤーである。過去 10 年間に引き渡された、または現在発注されている 75 基のセミ
サブリグのうち、Caterpillar が少なくとも 22 基、Wärtsilä は少なくとも 17 基にディー
ゼルパッケージを供給した。GM（ジェネラル・モーターズ）の子会社であった EMD が 9 基、Rolls Royce Bergen が７基にディーゼルパッケージを納入している。75 基のうち 20 基のエンジンサプライヤーは不明である。
ドリルシップに搭載されるエンジンの最大手サプライヤーは MAN B&W であり、群を抜いている。同社は、最近セミサブリグ搭載エンジンを納入した実績はないが、過去 10 年間の建造及び発注済みドリルシップに搭載されるディーゼルパッケージの 40%を供給している。
Wärtsilä がこれに続き、ドリルシップ 14 基にディーゼルパッケージを供給し、市場シェ
アは 15%である。Hyundai Himsen、Caterpillar、EMD の市場占有率は上位 2 社に比べて小規模である。三井は 2005 年に ADD エンジン 8 基を掘削船「ちきゅう」向けに納入した実績－ 90 －

がある。うち 6 基は 12ADD30V 5,270kW ディーゼル機関であり、2 基は 6ADD30V 2,640kW デ
ィーゼル機関であった。
購入決定要因図表 3.3 に示したドリルシップとセミサブリグのオーナーは造船所と主要システムサプ
ライヤーにとって主要な顧客である。Transocean、Ensco、Noble、Diamond、Seadrill 等の海洋掘削コントラクターはしばしば長期の掘削サービス契約を確保する前にドリルシップ
またはリグの調達を決定する。海洋掘削コントラクターが建造造船所を決定し、標準設計にどの程度の変更を加えるかで変わってくる追加コストをにらみつつ、リグに搭載する掘削パッケージと他の主要システムを特定する。
本セクションで事業を行っている主要造船所はサムスン、現代、大宇、Keppel Fels であり、これらの造船所はドリルシップ/リグ標準設計を顧客に提供している。しかし、顧客が造船所の基本スペックを超えた性能強化を具体的に特定する場合も少なくない。たとえば
最近 Noble は引渡し価格各 3 億 1500 万ドルで現代に超大水深ドリルシップを発注したが、同ドリルシップには現代の Gusto p10000 に基づいた設計にノーブルが指定したアップグレ
ードが施され、追加機器が搭載される。
価格は重要であるが、ドリルシップとセミサブ掘削リグの搭載機器の購入を決定するう
えで製品の品質と信頼性が大きな影響を持つ。ドリルシップ/リグは油ガス田オペレーターとの契約の下で運転されており、故障等により作業が休止された場合、船主である海洋掘
削コントラクターが収入を失うことになる。第 6 世代リグセミのデイレート（日額作業料）
は 50 万ドルから 60 万ドルとなりえる。船主は割高でもトラブルの発生する可能性低い信
頼性の高い機器やシステムを選択すると考えられる。
ドリルシップ及びセミサブリグの主要オペレーターが特定の造船所と強力な関係を持っているようには見えず、どちらかといえば複数の造船所に分散して発注する傾向が見られる。例えば、Transocean は過去 10 年間に 3 基のドリルシップをサムスンに、4 基を大宇、1 基を現代で建造している。Noble は 2 基を上海造船所、1 基を STX 大連に発注している。
Seadrill は 4 基のセミサブリグを Jurong に 2 基をサムソンに、2 基を大宇に、1 基をVyborgskiy に発注している。
掘削システムについても現地調達を優遇する傾向が見られる。例えば、ペトロブラスが現在入札を募集しているドリルシップ/リグ契約ではブラジル国内建造が条件とされている。

－ 91 －

（一方、この他にブラジル国外でペトロブラス向けにさらに 30 基の掘削リグが建造されている。）今後、特にブラジル、マレーシア、インドネシアにおいて、国策により現地調達要件が強化される公算が高い。
規則及び指針ドリルシップ及び掘削リグの建造規則及び指針は様々な船級協会により策定されている。
例えば、ABS は「ドリルシップ建造及び船級ガイド」（Guide for Building and Classing
Drillships)(2011 年)、「移動式洋上掘削設備の建造及び船級規則」（Rules for Building
and Classing Mobile Offshore Drilling Units）(2012 年)、「船級条件規則−—洋上ユニッ
ト及び構造物」（Rules for Conditions of Classification – Offshore Units andStructures）でドリルシップ/リグの規則及び指針を規定している。最近、BV は掘削設備の船級規則を STRUCTURAL RULES NI569 で規定した。同構造規則は新世代ドリルシップの船体と構造物の間のインターフェースに重点を置いている。BV はまた NI570 でオフショア掘削
リグのガイドラインを提供している。DNV は「オフショア掘削及び支援ユニットの船級規則」（DNV-OSS-101 Rules for Classification of Offshore Drilling and Support Units）（2010 年）でオフショア掘削リグ規則を、「船型掘削及び坑井サービスユニットの構造設計」(DNV-0S-C107 Structural Design of Ship-Shaped Drilling and Well Service
Units)(2009 年)で掘削リグのオフショア基準を定めている。
IMO の「2009 年移動式海洋掘削リグ建造規則」（Code for the Construction of Mobile
Offshore Drilling Rigs 2009)はドリルシップとセミサブリグの設計、運転に影響を及ぼす。IMO MSC Circ.645 では「自動船位保持システムを搭載した船舶向けガイドライン」(Guidelines for Vessels with Dynamic Positioning Systems)を規定しており、これも掘削設備の設計及び運転に影響を与える。IMCA(International Marine Contractors
Association)もまた「自動船位保持システム搭載船の設計と運転のガイドライン」（Guidelines for the Design and Operation of Dynamically Positioned Vessels） を
IMCA M103 Rev 1 に規定しており、これには掘削設備の DP システムのガイドラインが含まれている。
リグ需要予測短期的には、ペトロブラスが Atlantico Sul 造船所で建造中の 7 隻のドリルシップに加え、ブラジル沖に設置するドリルシップ 15 基とセミサブリグ 6 基の発注を計画している。

－ 92 －

これらの契約は 2012 年第 1 四半期に発注される見込みである。これらのユニットはブラジ
ル国内の造船所で建造されることになっている。ペトロブラスのリグ建造契約が発注されれば、大水深掘削リグの受注残は大幅に拡大する。
海洋掘削コントラクターは、超大水深リグ建造需要が今後鈍化するとは考えていないようだ。
•

2011 年 12 月、Seadrill は超大水深リグ部門の受注が今後も高いレベルで継続すると予測しており、デイレートにさらなる上昇圧力がかかると期待している。
Seadrill は、「一般的にオフショア掘削の展望は好調であり、すべての市場部門で契約活動が活発化している。原油価格が高い水準で推移しており、探鉱開発事業への投資が拡大していること、既存の地域及び新たな地域における探鉱及び評価が成功していることが成長要因となっている」としている。

•

Noble Drilling は最新の四半期事業報告で、同社が事業を行っているほぼ全ての地域で大水深浮体式掘削システムの需要が好調であるとしている。例えば、米国メキ
シコ湾では「顧客の需要は爆発寸前」であり、メキシコでは「浮体式リグのニーズ
は発展を続けており」、ブラジルでは油層の「地質が予期したより良好」であることから、将来の大水深開発活動が加速されると期待されている。アフリカでは「ギ
ニア湾、西アフリカ、南西アフリカのサブソルト層で無数の鉱脈が発見されつつあり、大水深リグ需要はアンゴラ、ナイジェリア、ガーナにおける需要増に牽引されて、中期的に大幅に成長するであろう」。アジア/太平洋では「浮体式リグの機会はインドで増加すると予測され、また、南シナ海とインドネシア西部で大水深需要が発現しつつある」。

しかしながら、図表 3.2 と 3.4 のデータが示すように、オフショア掘削リグ建造市場は好況と不況を繰り返している。今後も需要の波がないと信じる理由はない。2011 年には 40基が発注されたが、これは長期的に維持可能なレベルではない。大水深油ガス田オペレー
ターが探鉱開発事業に投入することのできる資本と人材にも限界がある。大水深探鉱開発
事業の拡大に油ガス田オペレーターが息切れすることにより、掘削リグ需要の成長はいず
れ勢いを失うと考えられる。
長期的に見た場合、大水深リグ発注ペースは大水深探鉱開発活動の成長、高齢化する設備の代替建造のニーズ、油ガス田オペレーターが探鉱開発事業に投入できる財政的、人材的資源に左右される。長期的には、代替建造需要と大水深探鉱開発需要に対応するために、－ 93 －

年間 15〜20 基のドリルシップ又はセミサブリグが発注されると予測するのが妥当であろう。
下方予測は過去 10 年間の年間平均発注数と同水準であり、上方予測は建造ブームである過去 7 年間の平均と同水準である。
しかし、南米、西アフリカ、その他の地域で大規模な大水深油ガス田が新たに発見されれば、さらに需要が拡大する可能性があり、今後 10 年間の発注ペースには大きな変動があると考えられる。
今後 10 年間の発注の多くは大水深及び超大水深で運転可能なリグとなるであろう。これ
らのユニットには DP が搭載され、水深 12,000 フィートを超える（おそらくこれよりも水深の大きい）海域で運転可能なものとなるであろう。しかし、船上搭載係留システムを使用した中水深海域仕様の掘削リグの建造も継続すると考えられる。
技術開発の動向
掘削リグの運転海域の大水深化に伴い、システム及び機器の冗長性と信頼性がますます重視されており、今後の大水深掘削リグ技術に大きな影響を及ぼすと考えられる。探鉱活
動はより沖合へ、より大水深へと移行している。新型ドリルシップの現在の最大稼働水深である 12,000 フィート(3,700 メートル)を超える水深で原油が発見されないと考える理由はない。将来の超大水深鉱脈の探鉱開発には最大稼働水深 15,000〜20,000 フィート
（4,600〜6,100 メートル）を超えるさらに大型のドリルシップが必要となる。
メキシコ湾で発生した Macondo 油井の原油流出事故と西オーストラリア沖の Montara 油
井の原油流出事故により、油井制御と原油流出対応を向上させる設備設計への関心が高まっている。掘削作業中の原油流出事故発生のリスクを最小化するために、設備の設計を変更し、システムや機器を追加する必要がある。特に、噴出防止装置（BOP)の冗長性を増し、信頼性を向上させるための設計変更の必要があることは明らかである。これまでオフショ
ア掘削リグオーナーは油ガス田オペレーターとの契約の免責条項により保護されており、掘削作業中の海中への原油の流出の責任は大幅に制限されていた。しかし、メキシコ湾のMacondo 油井における原油流出事故の結果、リグオーナー側の過失が証明された場合には、巨額の賠償請求の扉が開かれた。これにより、リグオーナーが掘削リグを設計、艤装、運転において過失を問われるリスクを最小限に抑えることに重点を置くようになるのは必至である。
日本の造船所及び舶用機器サプライヤーにとっての参入機会－ 94 －

大水深ドリルシップ及びセミサブ掘削リグ建造市場にはすでに確固たる有力企業が存在するが、水深 15,000〜20,000 フィート（4,600〜6,100 メートル）で運転可能な次世代ドリルシップの建造は日本の造船事業者にとって市場参入機会となる。現在の大水深ドリルシップを一変する設計の、10 億ドルを超える大型のドリルシップの需要が発生する可能性がある。Transocean、Noble、Seadrill を始めとする大手海洋掘削コントラクターと次世代ドリルシップの設計要求について話し合う機会を持つことを勧める。
セミサブリグとドリルシップはスラスタに要求される性能が大きいところ、日本企業は
スラスタ技術で設計エンジニアリング経験が豊富である。スラスタ市場は潜在性のある市場であり、日本企業はこの部門で具体的な実績を持っている。Kawasaki は KSRT−320LF/AC
電気アジマススラスタ 6 基、KT-255B3F 電気サイドスラスタ 1 基を掘削船「ちきゅう」に供給した実績がある。「ちきゅう」には三井が DP システム、5MW の主発電セット 6 基、2.5MWの補助発電セット 2 基を供給した。
また、中水深リグは大直径のケーブルとアンカーチェーン係留システムを必要としており、日本のケーブル・チェーンメーカーにとって市場参入機会となる。

－ 95 －

4. オフショア支援船
本章では、大水深オフショア支援船市場を概説し、現在の運航隻数、主要船主、発注数の推移、受注残、典型的な機器、購入決定要因、規則及び指針、需要予測、技術開発の動向、日本の造船所及び舶用機器サプライヤーにとっての市場機会について論じる。
現在運航されているオフショア支援船のプロファイル
現在、投錨作業、プラットフォームへの資材・燃料・物資等の輸送、及び洋上建設/保守作業に使用される大型オフショア支援船は世界に約 820 隻存在する。このうち、「大型アンカーハンドリング・タグサプライ船（AHTS)17（10,000bhp 以上）」が 431 隻、プラットフ
ォーム・サプライ船（PSV）などの「その他の大型 OSV（4,000dwt 以上、以下単に「大型OSV」という。）」が 255 隻、パイプ敷設作業、ROV 支援、坑井刺激、その他のサービスに使用されるその他の大型作業船（4,000dwt 以上）が 130 隻である。

Maersk AHTS 全長 90m

Maersk PSV 全長 82.5m

17

AHTS: AH=アンカーハンドリング（＝操錨作業）、T=タグ（＝曳航）、S=サプライ（＝物資補給）; AHT:AH=アンカーハンドリング(=操錨作業)、T=タグ（＝曳航）－ 96 －

図表 4.1

就航大型 AHTS 一覧－ 97 －

－ 98 －

－ 99 －

－ 100 －－ 101 －－ 102 －図表 4.2

就航大型 OSV 一覧－ 103 －

－ 104 －－ 105 －大型 AHTS 及び大型 OVS の船隊は近代的である。現在運転されている大型 AHTS の 70 パー
セントは船齢 10 年以下であり、52％が船齢 5 年以下である。大型 OSV 船隊はさらに若く、84%が船齢 10 年以下、59%が船齢 5 年以下である。
図表 4.3 に示すように、大型 AHTS 及び大型 OSV の新規就航数は 2009 年及び 2010 年に急増した。これは、大水深及び超大水深油ガス田開発を支援するために使用される強力なAHTS と大型 OSV の需要が増大したことを反映したものである。

－ 106 －

図表 4.3 大型 AHTS 及び大型 OSV の船齢分布（年間建造数）

AHTS と OSV の主要オーナー
ドリルシップ及びセミサブの船主構成と比較すると、AHTS 及び OSV の船主は比較的多数の企業に分散している。図表 4.4 に AHTS と OSV のオペレーターの上位 23 社（運航隻数ベース）を示す。これらのオペレーターは現在運航されている大型 AHTS の 65%、大型 OSV の61%を占めており、残りを 70 社以上が分け合っている。
大型 AHTS の運航隻数では Maersk が群を抜いている。同社が保有するアンカーハンドリ
ング・タグのうち 44 隻が大型 AHTS であり、現在世界で運航されている大型 AHTS 総数の10％を占める。2 位は 18 隻の大型 AHTS を保有する Farstad であり、BAHTourbon、Soltstad、
DOF/Norskan がそれぞれ 17 隻でこれに続く。上位 5 社が現在運航されている大型 AHTS の約26%を保有している。
大型 OSV については、DOF/Norskan が最大数の 15 隻を保有し、Edison Chouest とSolstad がそれぞれ 14 隻で同数 2 位となっている。Bourbon が 13 隻で 4 位、GulfMark が11 隻で 5 位を占める。これらの上位 5 社が現在運航されている大型 OSV の 26％を保有している。

－ 107 －

図表 4.4

AHTS 及び OSV の主要オーナー（運航隻数ベース）

発注トレンド過去 10 年間に 707 隻の大型 AHTS 及び大型 OSV が発注された。うち約 47%が大型 AHTS であり、53%が大型 OSV であった。
図表 4.5 に示すように、大型 AHTS と大型 OSV の発注数は 2000 年代の半ばに上昇気流に乗った。過去 10 年間の年間平均発注数は 70 隻であるが、過去 7 年間には平均 90 隻が発注されている。発注ペースの加速は、油ガス田開発が超大水深に進出し、探鉱開発活動を支援するために大型船舶が必要となっていることを反映している。
しかし、2000 年代半ば以降の発注数は年により大きなばらつきがある。ピークの 2007 年には 153 隻が発注されたが、2009 年には 28 隻で底を打った。これは世界金融危機の影響を反映したものである。

－ 108 －

図表 4.5 過去 10 年間の大型 AHTS と大型 OSV の発注数

受注残2011 年 12 月現在、世界で 70 隻の大型 AHTS と 183 隻の大型 OSV が発注されている。建造
国は全世界に広がっており、シンガポール、ブラジル、中国、米国、ノルウェーがこの部門で出色した存在感を示している。
大型 AHTS の主要建造造船所は Drydocks World Singapore、ABG 造船所、武晶造船所（Wuchang）である。2011 年 11 月現在、これらの造船所はそれぞれ 5 隻以上の AHTS を受注している。Bharati、Fujian Southwest、Nantong、Singapore Technologies、STX Niteroi
がそれぞれ 4 隻でこれに続く。
大型 AHTS の発注数が最も多いのは、11 隻を発注している Swire Pacific である。同社はSingapore Technologies で 4 隻、Drydocks World Singapore で 4 隻、Sekwan Heavy
Industries で 3 隻を建造中である。4 隻以上の AHTS を発注している船主は Viko Offshore、
Norskan、Nan Cheon、Boa Shipping である。
大型 OSV の主要建造造船所は Eastern Shipbuilding (19 隻)、STX Tulcea(14 隻)、
Zhejian (14 隻)、Fujian Mawei (12 隻)、Wilson Sons (10 隻)、Remontowa(9 隻)、
Guangzbou Huangpu（8 隻）、Halter(8 隻), Kleven Werft(8 隻)である。
2011 年 11 月現在、米国を拠点とするオペレーター2 社が大型 OSV 発注数で上位 2 位を占めている。Hornbeck Offshore は米国で 16 隻の大型 OSV、Tidewater は中国で 13 隻の大型－ 109 －

OSV を建造している。3 位は Bourbon Offshore であり 12 隻の大型 OSV を中国で建造している。
2011 年 11 月現在で発注されている大型 AHTS と大型 OSV の一覧を図表 4.6 と図表 4.7 に示す。

－ 110 －

図表 4.6

発注済みの大型 AHTS 一覧－ 111 －

図表 4.7

発注済みの大型 OSV 一覧－ 112 －

－ 113 －主要な機器サプライ
大型 AHTS には極めて高機能の機器が搭載される。図表 4.8 に新造 AHTS の主要機械装置
パッケージの一例をあげる。Skandi Amazons は Norskan Offshore がブラジル沖向けに建造している全長 95 メートルの最新鋭、高性能の大型 AHTS であり、出力 15,360kW のディーゼ
ルレエクトリック機関を搭載し、曳引力は 300 トンである。
図表 4.8 大型新造 AHTS 技術スペックの一例
主項目
全長(LOA)95m

垂線間長（LBP）

84.8m－ 114 －

幅

24.0m

深さ

9.8m

喫水

6.5m

主甲板面積

750m2

居住区

60 名
エンジン・推進器

主機関

7,680kw(2)

曳引力

300t

電動機

3,500kw(2)主発電機

2,100kW(4)非常用発電機200kw(1)軸発電機

4,000kw(2)推進器

可変ピッチプロペラ(2)試運転最大速力17.5 ノット
操船システムDP システムDP II Kongsberg

バウトンネルスラスタ

1,200kW(2)バウアジマススラスタ

1,500kw(1)船尾トンネルスラスタ

1,200kw(1)船尾アジマススラスタ

1,500kW(1)甲板クレーン

ナックル式ブームクレーン

15t-20m(1)ナックル式ジブクレーン

5t/3.4-11m (2)ウィンチ

ウィンドラス／ムアリングウィンチ

最大速度 29m/分

17 トン（２）船首タガー油圧ウィンチ

最大速度 22m/分

24 トン（２）船尾タガー油圧ウィンチ

最大速度 29m/分

17 トン （２）

AHTS に比べると、OSV は比較的シンプルである。図表 4.9 に新造 OSV の技術スペックの一例を示す。同船は DOF 向けに建造されている全長 87.9 メートルのバルバスバウ設計 PSV、

－ 115 －

Skandi Kvitsoy である。同 PSV は Caterpillar ディーゼル機関 4 基を搭載し、総出力は8,380kW である。
図表 4.9大型新造 OSV 技術スペックの一例
主項目

全長(LOA)87.9m

垂線間長（LBP）

79.4m

幅

19.0m

深さ

8.0m

喫水

6.6m

主甲板面積

950m2

デッキカーゴ

甲板上 1m、2,600 トン

居住区

26 名
エンジン・推進器

主機関

Cat 2095kW (4)主発電機

2,000kW(4)推進システムContraz 15 (2)フォワードスラスタ

880kW(1)スウィングアップスラスタ

880kW(1)補助エンジン

370kW（1)速力

15 ノット
甲板機械

ウィンドラスウィンチ

Rolls Royce Rauma (1)ムアリングウィンチ

Rolls Royce Rauma (1)タガーウィンチ

Rolls Royce Rauma 10t (2)キャプスタン

Rolls Royce Rauma 10t (1)クレーン

プロビジョンクレーン

10m 5 トン（1)ギャングウェイクレーン

10m 1 トン(1)－ 116 －

オフショア支援船舶向け舶用機器市場における有力企業は Rolls Royce、 Wärtsilä 、Siemens、Kongsberg、ABB である。
過去 20 年間に Rolls Royce は、企業買収により、オフショア支援船市場向け舶用機械設
備のサプライチェーンに沿った総合的な製品やサービスを供給する能力を築き上げてきた。
同社は Ulstein の買収により、最新鋭の AHTS/OSV 標準設計を提供する能力を獲得した。
Rolls Royce によると、UT700 シリーズ設計 OSV は世界で 320 隻以上建造されている。
Rolls Royce はまた、Bergen ブランドの 4 ストロークディーゼル機関とUlstein/KaMeWa/Aquamaster 設計のアジマススラスタ、トンネルスラスタを含む推進システ
ム一式を供給することができる。さらに同社は、曳航及び投錨作業用のウィンチの主力サ
プライヤーでもあり、世界で運航する AHTS 700 隻以上に Brattvaag ウィンチを供給した実績がある。
Wärtsilä もまた、オフショア支援船向け設計と機器の大手サプライヤーとしての地位を確立している。Wärtsilä によれば、同社は「特許を保有する多くのソリューションを提供
する世界最大のオフショア支援船設計事業者」である。同社が提供する製品には、オフシ
ョア支援船のエンジン、プロペラ、スラスタが含まれる。同社は AHTS と OSV 向けに二元燃料エンジンを供給しており、これには LNG 燃料を使用する新設計が含まれる。Wärtsilä は
最近、米国の OSV オペレーターである Harvey Gulf 向けに建造されている 2 隻の OSV の統合推進システム供給契約を受注しており、ガス焚き Wartisla 6 シリンダー34DF エンジンを供給する。
Siemens も大型 AHTS/OSV 市場で確固たる地位を確立している。同社は大型オフショア支
援船向けにディーゼルエレクトリック推進システムの統合ソリューションを提供している。
最近では、Fincantieri 傘下の米国造船所で建造されている 2 隻の OSV に搭載されるマルチ
ドライブ低電圧推進システムの単独供給契約を受注しており、ディーゼルエレクトリックと自動化システムの設計を担当している。同社が提供する製品には発電機、主推進装置、スラスタモータ、配電盤、電力制御システムが含まれる。
Kongsberg は AHTS 及び OSV 向け DP システムの主力サプライヤーである。Kongsberg によれば、同社のシステムは現在就航中の 1,200 隻以上の AHTS/OSV に搭載されている。
Kongsberg は OSV 向けにナ￥ビゲーション、操船、自動船位保持システム、自動化の統合ソ
リューションを提供している。同社の製品スコープには、ワンマン・オペレーション用に－ 117 －

設計された統合航海ブリッジ、AHTS 及び OSV から操作可能な後方作業ブリッジ設計が含まれる。
ABB も AHTS 及び OSV 市場で地歩を固めている。同社は OSV 向け電気推進システムを一括
ソリューションとして供給している。ABB によれば、全 OSV の半数近くに同社の電気推進シ
ステムが搭載されている。同社が供給する製品には発電機、分電システム、主推進機関、
アジマススラスタ、自動化装置が含まれる。
Wärtsilä は AHTS と OSV 向け主機供給の最大手であり、現在発注されている 70 隻の AHTSのうち 22 隻に主機を供給している。AHTS 主機サプライヤーとしては MAN B&W が 2 番手であり、Caterpillar/MAK、Bergens、Hyundai Himsen がこれに続く。
Cummins は OSV 向けエンジンサプライヤーとして最大手であり、現在発注されている 183
隻の OSV のうち 39 隻にエンジンを供給している。Wärtsilä と Caterpillar が僅差で続き、ぞれぞれ 33 隻と 31 隻への納入契約を受注している。
図表 4.10 に現在発注されている AHTS と OSV のエンジンサプライヤーの内訳を示す。

－ 118 －

図表 4.10 発注済みの AHTS 及び OSV の主要エンジンサプライヤー

購入決定要因図表 4.1、4.2、4.6、4.7 に示した AHTS 及び OSV のオペレーターが造船所及び主要舶用
機器サプライヤーにとって受注の鍵を握っている。Maersk、Bourbon、DOF のような企業が発注の決定を下す。これらのオペレーターは建造造船所を決定し、造船所が標準的な設計を持っているかどうか、カスタム仕様がどの程度コストに影響するかを考え合わせて、推進システムを始めとするその他のシステム要求を決定する。
発注の決定にあたって船価は重要であるが、これらの船舶は危険を伴う環境で運航されることから、製品の品質とサプライヤーとの取引経験にも大きな比重が置かれる。最近では燃料効率が重要視されるようになってきたが、運航時の燃料費は油ガス田オペレーター－ 119 －

が負担するため、AHTS または OSV の船主が燃料効率の優れた船舶にどの程度プレミアムを払うかは未知数であるが、最近、多くの AHTS/OSV オペレーターは船舶からの排ガスに関す
る IMO 新規制に対応する「クリーン設計」を売り物にし、新造船が環境に優しいことを強調している。
過去の取引実績を通して築かれた顧客/サプライヤー関係の他には、顧客、建造造船所、
機器サプライヤーの間に特に強い関係は見られない。ただし、AHTS/OSV 標準設計には特定メーカーの機器搭載を指定したものもある。
AHTS や OSV でも現地調達が要求される傾向が見られる。ブラジルでは、現地調達要件により、システムや機器の現地製造能力を有する地元企業が優先されている。ペトロブラス
は AHTS 及び OSV の現地調達率を最低 75%とすることを義務付けている。その結果、受注を狙う舶用機器メーカーは現地調達要件を満たすためにブラジルに現地工場を開設している。
しかし、現時点で主機、発電機セット、荷役システム、 DP システム、AHTS に搭載される
シャークジョー、ウィンチは現地調達要件の対象から除外されている。
規則及び指針複数の船級協会が AHTS 及び OSV 建造規則及び指針を作成している。例えば、ABS の「オフショア支援船建造・船級ガイド」（Guide for Building and Classing Offshore
Support Vessels）（2011 年)、DNV の「オフショア船の構造設計」（Structural Designof Offshore Ships）（2011 年）、GL の「オフショアサービス船の船体構造規則」（Rulesfor Hull Structures of Offshore Service Vessels)(2010 年)、ロイズ船級協会の 「DP搭載オフショアサプライ船の安全運転のための国際ガイドライン」(International
Guidelines for the Safe Operation of Dynamically Positioned Offshore Supply
Vessels)(2009 年)などがある。
オフショア支援船の設計と運転は IMO 決議によっても影響を受ける。IMO 決議

MSC

235(82)は「オフショアサプライ船の設計と建造のガイドライン」（Guidelines for
Design and Construction of Offshore Supply Vessels)(2006 年)を、IMO 決議 A.862(20)は「オフショアサプライ船による貨物と人員の輸送のための安全実施コード」（Code of
Safe Practice for the Carriage of Cargoes and Persons by Offshore Supply Vessels)を規定しており、IMO 決議 A.673(16)は「オフショア支援船にばら積みされた一定限度量の危険・有害液体貨物の輸送及び取扱いガイドライン」（Guidelines for the Transport－ 120 －

and Handling of Limited Amounts of Hazardous and Noxious Liquid Substances in
Bulk on Offshore Support Vessels)(IMO 決議 MEPC.158(55),MSC236(82)で改正)を規定している。
また、旗国もオフショア支援船の設計と運転に影響を与える要件を策定している。例えば、マーシャル諸島は Marine Notice No. 2-011-35 で、一般の旅客船に適用される SOLAS
要件とは異なる OSV 安全要件を規定している。英国の海事安全局は Marine Guidance Note
MGM 390(M)でオフショア支援船の設計建造ガイドラインを規定している。
需要予測
大水深油ガス田の開発の進行による新たな大水深探鉱・生産設備の需要拡大と共に、大型 AHTS 及び大型 OSV 需要も拡大するであろう。大水深開発事業が活発化すればするほど、必要とされるオフショア支援船数も増えるうえ、代替建造需要も加わる。
Bourbon は、探鉱段階で係留掘削リグ 1 基につき 2 隻の大型 AHTS が必要であり、DP 搭載
掘削リグ 1 隻につき 2 隻の OSV が必要となると予測している。油ガス田の開発段階には生産設備の建設・設置作業を支援するためにさらに多くの AHTS/OSV が必要とされる。この段階では最大 3 隻の AHTS、3 隻の OSV、その他の支援船が必要となる。生産段階に入っても、引き続き生産設備の運転と坑井保全作業に大型 AHTS や大型 OSV が必要である。
ペトロブラスだけでも今後 10 年間に 280 隻のオフショア支援船の調達を予定しており、これによりペトロブラスの OSV 船腹は現在のおよそ 2 倍に拡大する18 。新造ドリルシップ/
セミサブリグが市場に投入され、浮体式生産システム数が増加するにつれ、他の油ガス田
オペレーターも、成長する大水深掘削活動にサービスを提供するために新しい大型 OSV を必要とする。
さらに、現在運航している 686 隻の大型 AHTS/OSV のうち、97 隻は今後 5 年以内に船齢20 年以上となり、今後 20 年以内に 172 隻が船齢 20 年を超える。これらの船舶は老朽化しており、技術的にも旧モデルであるため、代替建造の必要がある。これらの高齢船の半数が今後 10 年間に代替建造されると想定すると、年間平均 10 隻の代替建造需要が発生すると見込まれる。

18

Offshore, Innovation and Inverstment Propel Petrobras Toward Deep Waters:
Interview with Jose Sergio Gabrielli, December 2011. ブラジルのオフショア向け舶
用機器業界団体である ABENAV の予測はさらに高く、OSV 新造需要を 542 隻としている。

－ 121 －

2000 年代半ば以降の大型 AHTS/OSV 平均発注ペースは年間 90 隻であった。今後の大型
AHTS と大型 OSV の平均発注数は少なくとも過去 7 年間と同水準となると期待される。新造掘削リグが運転を開始し、大水深開発事業が加速するに従って、おそらく発注数はさらに高い水準で推移するであろう。
オフショア部門の融資を専門とする DVB 銀行が行った最近のオフショア支援船市場分析によれば、オフショア支援船の需要は今後 2 年間に年間平均 9〜10％で成長すると予測されている。DVB は、2012 年と 2013 年に AHTS 需要は年間 9.5％、OSV 需要は年間 10％増加すると予測しており、「アジア/太平洋とメキシコ湾、ブラジル、西アフリカの黄金の三角地帯で運転されている高機能オフショア支援船の見通しは堅調である」と結論している。
技術開発の動向
本部門における技術開発は、オフショア支援船のエネルギー効率を向上し、より遠くより深い海域で運航可能な設計を開発する方向に傾斜を深めている。
ノルウェー船主で構成されるコンソーシアムである Energy Efficient Offshore
Partners は、オフショア部門におけるエネルギー効率を高め、燃料を節減するためのイニ
シアティブの特定を図るプロジェクトを立ち上げた。同コンソーシアムのメンバーはFarstad、Havila Shipping、Siem Offshore、Solstad Offshore、Eidesvik、BOA Offshore
であり、船級協会 DNV がプロジェクトマネージャーである。
Maersk は、最近発注した 2 隻の AHTS は、従来の AHTS 設計を「一新する」としている。
Maersk 設計はエネルギー効率の最適化に向かうオフショア部門の将来の方向性を示している。同船は図表 4.6 を作成した後の 2011 年 12 月に、チリの ASENAV 造船所に 1 隻あたり 1億ドルで発注された。新設計の詳細は明らかではないが、発表によれば、「すべての機械は低エネルギー消費に最適化」されている。Maersk によれば、これらの新造船のエネルギ
ー消費量は在来設計よりも 25％少ない。
Bourbon は、OSV の大型化、強力化、大容量化が今後も継続するとしている。将来の OSV
は DPII 搭載、リキッドマッド、ブライン、ベースオイル、メタノール用の特殊プロダクト
タンクを備えるものとなる。ディーゼル電気推進が採用され、クレーン、大水深ウィンチ、
油回収、消火システム等について、大水深に特化された機器が搭載される。
下図は Bourbon の超大水深向け新 OSV 設計である。同船は全長 92 メートル、幅 19.6 メートル、型深さ 7.8 メートルであり、ディーゼルエレクトリックがデッキ上に搭載され、A－ 122 －FIFI １クラスの消火装置も搭載される。リキッドマッドタンク容量は 15,000 立方メート
ルである。

また、Bourbon は極めて大型の超大水深向け AHTS を設計している。同船は全長 90 メート
ル、幅 23 メートルである。詳細は公表されてないが、ハイブリッド推進システムを搭載し、曳引力は 250 トンとされている。これは Bourbon が現在保有する最大型 AHTS を 13 トン上
回り、超大水深油ガス田における曳引作業を扱うためにますます強力な AHTS が必要となっていることを示している。このユニットにも FIFI 1 消火システムが搭載される。ファンネ
ルはなく、クローズドスターン設計となっている。

日本造船所及び舶用機器サプライヤーにとっての参入機会
本部門は日本の造船所及び舶用機器サプライヤーにとって様々な市場機会を提供する。
建造契約価格が高く、高性能であり、高い品質が要求される高機能 AHTS の建造は、特に潜在的可能性の大きい市場である。超大水深で運転可能な大型 AHTS の新造価格は 8,000 万ド
ルから 1 億ドルである。しかし、これらをもって AHTS の建造市場の門戸が新規参入に大きく開かれていると言えるわけではない。本部門で地位を確立している造船所がすでに存在し、取って代わるのは容易でない。しかし、これらの高性能船舶建造は参入市場として追求する価値がある。

－ 123 －一方、その他の大型 OSV である PSV 市場にはそれほど魅力はない。搭載される機器は比較的シンプルであり、建造契約の価格は低く、この種の船舶を建造することができる造船所は多い。これらの船舶は市場としては旨味が少ない。
舶用機器の供給機会としてはアジマススラスタ、トンネルスラスタ、ディーゼルエレク
トリック発電機、自動化及び制御システム、ウィンチ、クレーン等がある。日本のメーカ
ーはこれらの製品の設計、製造に豊かな経験がある。しかし、参入への障壁がないわけではなく、それぞれの市場部門ですでに地位を築いている企業がある。だが、OSV の燃料効率向上への関心が高まっていることから、推進システム、パワープラント、甲板機械の新設計において新たな参入機会が開かれることが考えられる。

－ 124 －

この報告書はボートレースの交付金による日本財団の助成金を受けて作成しました。

海洋資源開発プロジェクト調査2011 年 度 JSC 特 別 調 査 事 業-02
2012 年（平成 24 年）3 月発行
発行 日 本 船 舶 輸 出 組 合〒105-0001 東京都港区虎ノ門 3-2-2 虎ノ門 30 森ビル
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