エネルギー・トランジション
時代に求められる
資源ビジネスモデルの変化とファイナンスについての
調査事業
最終報告書

This report contains confidential and proprietary information and is solely for the use in the IEA TFG workshop.
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アジェンダ

LNGに関する長期的な見通し
ガス/LNGの役割
LNG市場の発展

4アジェンダ

LNGに関する長期的な見通し
ガス/LNGの役割
LNG市場の発展

7B. クリーンテクノロジーは、従来の技術に比べて素材の原単位が高く、様々な素材が必要となるxx CAGR, 2020-2030

FURTHER ACCELERATIONシナリオ

太陽光PV

洋上風力

陸上風力

電解槽

乗用 BEV

GW1

GW1

GW1

GW1,2

百万台

9%
増加量

161
2020

物質原単位
従来の技術と比べた物
質原単位3
使用素材

1.
2.
3.
4.

xx 新たな素材 vs 従来型のアプリケーション

14%

364

53

15
2030

2020

2030

7%
96
2020

45%

183

53

2

3
2030

37%

107

2020

2030

2020

2030

137 t/MW

614 t/MW

229 t/MW-

1.9 t/台

1.4倍

6.3倍

2.4倍

-

1.2倍

Al, Fe, Cu, Ni, Zn, Si,
カーボンファイバー, ガラス
ファイバー, PVC

Al, Fe, Cu, Zn, Ni, Mg, Cr,
Mo, REEs4, カーボンファ
イバー, ガラスファイバー,PVC

Al, Fe, Cu, Zn, Ni, Mg, Cr,
Mo, REEs, カーボンファイ
バー, ガラスファイバー,PVC

Pt, Pd, Ir

Al, Fe, Cu, Li, Ni, Mg, Co,
Zn, C, REEs, カーボンファ
イバー, ガラスファイバー,PVC

エネルギー追加設備容量
水素製造設備の追加容量に基づく
再エネ: 石炭/ガスとの比較 (t/MW)、BEV: 内燃機関との比較(t/unit)
レアアース素材

資 料: IEA, McKinsey Fusion Demand Model, Hydrogen Insights

15

アジェンダ

LNGに関する長期的な見通し
ガス/LNGの役割
LNG市場の発展

18チャーンレートから、LNGの流動性はガスに比べて限定的であることが伺える
チャーンレート1100
9080

主なインサイト
米国市場
流動化
(HH)

英国市場 欧州市場
流動化
流動化
(TTF)
(NBP)

TTF

70
60
50

HH

30
20

NBP

10

1.
2.

チャーンレートは、ハブ上で同一のガスが取引された回数を表し、流動性の指標として機能する
チャーンレートが10を超えると流動性が高いハブを判断される40

01990

チャーンレートとは、現物取引量に対する取引量の
割合を指す

JKM
1995

2000

2005

2010

2015

2020

TTFのチャーンレートはオランダの消費量に基づいたもの
価格変動 ＝ 日々の価格変動率×月間取引日数(21日)の2乗で算出される月間価格変動率の平均値。時系列は日次価格の公表から始まる

資 料: Prospex、Eurostat、Bloomberg、Nymex、Huberator、OIES、Gasunie Transportation services、Platts、Thomson、IEA

24

要旨: LNG市場の進化に関するキーポイント
LNG事業の高コスト、高リスクな特性上、事業者は長期契約を選好•

LNG事業はCAPEXが巨額で、資金を確保するために長期契約が必要となることが多いため、供給の柔軟性が低く、市場参加者の数も限定的•

流動性の高いLNG市場が形成されれば、プロジェクト開発者がキャッシュフローを確保し、最適化するための選択肢が増えるため、長期的なコミットメントの必要性が低下する可能性がある

新規プレーヤーの参入により、取引量が増加している•

過去20年ほどの間に、新興国から新たなトレーダーやプレーヤーがLNG市場に参入し、取引量は約4倍に増加•

市場における障壁を撤廃することで(LNG基地の第三者アクセスの許可など)、市場参加者が増え、流動性をさらに高めることができる

LNG市場の流動性が増すにしたがい、取引が最適化され、安定供給を確保できる•

LNGの指標価格が生まれており、スポット取引やロケーションスワップなど、多様な取引オプションが見られるようになり、需要と供給のより高度なマッチングが可能になりつつある•

データの透明性と価格情報の信頼性を高め、取引を更に活性化することで、LNG調達の選択肢が増え、価格変動のバランスをとるメカニズムの整備が進み、エネルギーの安定供給の基盤の強化につながる
26国際エネルギー機関（IEA）は昨年、支出水準の低さが中期的に上流のパフォーマ
ンスに課題をもたらすおそれがあると指摘した
IEAによる「Gas Market Report, Q1-2022」からの抜粋
実績

Stated Policies Scenario (STEPS)

2022年Q1のIEA Gas Market Report

天然ガスの供給における年間の上流投資、十億米ドル

天然ガスの上流支出は2010年代の初めから減少傾向にあったが、 パンデ
ミックによる需要の激減と値下がりで資本予算が急激に削られた結果、2020年に低水準（1000億米ドル強）に
落ち込んだ

240
220
200

~50%

180
160
140

~10%

120
100
80
60
40
20
0

2010-2014 2015-2019

20

Net Zero Emissions by 2050シナリオ (NZE)

2021(推計) 2021-2030 2021-2030(STEPS)(NZE)

2021年の回復は緩やかで前年比10%増に留まると予想されている。この水
準では、ガス関連の上流支出はIEA
Stated Policies Scenario （STEPS）の下で求められる年額の半分以下、
2021-2030年のNet Zero by 2050
Scenario（NZE）に沿った額より12%少なくなる

資 料: IEA 2022; Gas Market Report 1Q 2022, https://www.iea.org/reports/gas-market-report-q1-2022, License:CC BY 4.0.
本資料は、METIがIEAの資料に基づいて作成したもので、METIはこの二次的著作物について単独で責任・義務を負う。なお、本二次的著作物はIEAによって何らかの形で承認されているわけではない34LNGプロジェクトは様々な投融資制度によって支えられており、プロジェクトファイナ
ンスは最も一般的なLNGプロジェクトの資金調達手段である
詳細は後述

カテゴリー
ファイナンス

投融資の仕組みプロジェクトファイナンス

概要

一般的なカバレッジ

プロジェクト事例

金融機関

 プロジェクトのキャッシュフロー~60%

Ichthys: 160億ドル
Coral FLNG: 47億ドル
Port Arthur: 68億ドル…

に基づいたノンリコースローン プロジェクト期間をカバーする
長期ローン（~20年）



エクイティー
ファイナンス

 事業主による投資(例:IOCs) 法人ローンによるバックアップ
 債券によるバックアップ
 PEファンドによる出資

 PEファンドによる投資
 インフラファンドによる株式投
資
貿易保険

保険

 カントリーリスクや取引先リスク
等によって生じる輸出損失をヘッジするための保険

資 料: Poten & Partnersレポート、エキスパートインタビュー、企業ウェブサイト

30~40%

Gorgon LNG PJ:
Full equity by Chevron,
ExxonMobil, Shellシェブロン、
エクソンモービル、シェルなど
が全額出資







~10%

Port Arthur LNG:
KKRが25～49%を出資

n/a

Cameron LNG:
プロジェクトファイナンス20億ドルに対して保険を適用
期間: 約16年



BNP Paribas
Japan Bank forInternational
Cooperation
HSBC Holdings
Mitsubishi UFJ
Financial Group
Société Générale
ExxonMobil
INPEX
Shell
ChevronCorporation
British Petroleum
Kohlberg Kravis
Roberts
BlackRock(米国では一般的)
Nippon Export andInvestment Insurance

39融資要旨: LNGプロジェクトへの投融資に関する主なボトルネック
主なボトルネック
ファイナンス・エミッションのロックインに対する懸念

主要なレンダーが2050年に向けたネットゼロをコミットし、そのパスウェイを開示している一方、LNGプロジェクト向けの長期融資はレンダーのファイナンス・エミッションを長期にわたり固定化してしまうため、投資が滞る可能性

金融機関に対する政策スキーム
におけるLNGの位置付けが不明確

移行燃料としてのガス/LNG の役割は世界レベルで定義されておらず、地域/国の銀行はガス/LNGへの融資につき各々異なるアプローチを採用

473. 北米のメキシコ湾岸地域の需要の増加により、国内のガス供給量と地域内のガス流通量が増える見込み
メキシコ湾岸地域へのガスの流通ルート

北米では2035年までに2つの要因によりガス流通が根本的に変化していく見込み
LNG輸出のためのメキシコ湾岸へのガス輸送
需要の上昇
 主にLNG輸出により、米国のメキシコ湾岸地域の需要は増加傾向にあり、国内のガス供給量と地域内のガス流通量を増やしていく
アパラチアおよびメキシコ湾岸地域でのガス生産量の拡大 アパラチア地域のガス生産量は小幅ながらも約
6～7bcfd拡大し、中西部のガス供給量を補完(ロッキー山脈、内陸部)
 メキシコ湾岸地域でのガス生産量の増加(パーミアン地区、ヘイネスビル地区など)に伴い、ガス供給のための中流給ガスを供給するために、
ミッドストリームインフラの整備が必要となる

資 料: 記事検索56

3. 低コストな供給地域の新規パイプラインプロジェクトは、規制当局による監視の強化や反対の影響を受け、中止となるリスクが高い
規制の逆風にさらされているアパラチア地域の主要ガスパイプラインの例
稼働開始/竣工日への影
響ステータス

パイプライン場所

詳細

中止

Atlantic CoastMoving andStorageウェストバージニ
ア州、バージニ
ア州、ノースカロ
ライナ州、サウスカロライナ州

2019年2月の連邦裁判所と米国の森林局の相反する判決により、開発が滞り、予算が10億ドル以上膨れ上がった。その後、連邦最高裁判所から建設許可が下りたものの、最終的にプロジェクト自体が中止となった

PennEast
Pipeline

NJ AGと100人以上の住宅所有者からの10カ月の反対活動の結果、連邦控訴ペンシルベニア州、ニュージャー 裁判所は2019年3月にプロジェクトを保留する判決を下し、建設が中断。2021
ジー州
年にかけての米国最高裁によるヒアリングの末、New Jersey Resources(NJR)はプロジェクトの中止を発表

2年以上

2018年、米連邦控訴裁判所は農務省林野部が出したジェファーソン国有林を通るパイプラインの建設許可を取り下げ、その結果、連邦エネルギー規制委員会(FERC)から作業停止命令が出された

2年以上

課題に直面
中

Mountain
Valley Pipeline

ウェストバージニ
ア州、バージニ
ア州

2023年5月末、米国上院は、連邦機関に対してパイプライン建設に必要な残りのすべての承認を下すよう要請

資 料: 企業ウェブサイト、プレス検索

計画発表:2019年Q2

建設完了時期2021年初頭



中止発表:2020年7月



計画発表:2019年Q1

中止発表:2021年9月



計画発表:2018年Q4

建設完了時期:2023-24年

57供給

要旨: LNGの供給とエネルギーの安定供給にかかわる主なボトルネック

安全保障

主なボトルネック供給の集中化が進む中での多様な供給源の維持

 今後3年程度で見込まれるFIDの70%以上は米国案件（米国はコスト優位性の高いシェールガスがあり、従LNGプロジェクトのコスト増

 LNGプロジェクトの収益性は過去20年で悪化しており、米国でもプロジェクトコストが増加傾向
 米国は他地域に比べてコスト超過が少なく比較的安定した

来型ガス田採掘への投資が年々減少しているため）
 世界のLNG生産量に占める米国の割合は、今後12年間でほぼ倍増し、2035年には約33%に達する可能性がある
 現在、主要LNG輸入国は、調達先の多様化を進めており、複数の大陸にまたがる約10カ国からLNGを調達している
 従来のLNGプロジェクトへの投資を継続することで、調達先の多様性を確保できる市場と言えるが、2015年からプロジェクトコストが1.3倍になるなど各種コスト増は大きな課題に

米国のパイプラインのキャパシ
ティに関する潜在的制約

 ガス生産量が拡大するアパラチア地域からLNGプラントのあるメキシコ湾岸までのパイプラインのキャパシ
ティが課題に プロジェクトの遅延・中止により、現状では2026年以降にフィードガス供給の制約が生じる可能性あり

63A. 短期契約は運開済みプロジェクト(ブラウンフィールド)について交わされ、新規開発プロジェクト(グリーンフィールド)では交わされない傾向にある
契約上のニーズ• 一般的に FID前に15年以上
新規開発の長期SPAが必要となる
プロジェクト(グリーンフィー • プロジェクトファイナンスのために、投資家に対して収益ルド)還元を保証する必要がある

例
Corpus Christi(20年)
Cheniere Energy
Calcasieu Pass
(19年)
Venture Global
LNG, Inc.

運開済み
プロジェクト(ブラウンフィールド)• 売り手にとって、キャッシュフ Oman LNG
ローの確保は必須ではない (6年)ため、長期あるいは短期の ADNOC LNG
SPAを締結できる(3年)• デベロッパーは未契約のLNGをより細かく管理し、取引を最適化できる

資 料: エキスパートインタビュー、CEDIGAZ

エキスパートのコメント

重要ポイント

米国の新規LNGプロジェク
トのほとんどは、少なくとも15年間の長期契約によってもっている。長期契約なしにはデベロッパーは必要な資金を調達できない グリーンフィールドプロジェクト- 米国LNGプロジェクト
デベロッパー

フィールドプロジェクトのLNG
を短期契約やスポット市場での取引に使用

一般的に、デベロッパーが債務を完済した後は、取引能力を有する企業は、短期またはスポット取引を通じてより多くの利益を得る余地があるにおいては、安定したキャッシュフローが必要なため長期契約が一般に求められる（ファイナンスパートご参考） 通常、LNG事業者はブラウン

 2000年代前半頃に締結された長期契約が満期を迎え始めており、需要家にとって契約短期化の機会は増えていくと想定される– LNG取引エキスパート

70

A. LNGのバイヤーにとって、契約期間(回収期間)の短縮
は、LNGの価格上昇につながる可能性がある
コスト感度1; $/MMBTU、標準シナリオとの差
回収期間

CAPEXの増加率 (%)
標準シナリオ

10年

減少

20%

増加

意味合い

50%
 回収期間を15年から10年に9.2(+14%)

10.2(+26%)

11.5(+43%)

短縮することで、コストは14%
上昇する

 CAPEXが増加するとコスト
感度にも影響を及ぼす

15 年(標準シナリ
オ)
20年

8.1

10.0

(標準シナリオ)(+9.5%)(+24%)

7.6

8.3

9.3

(-6%)
1.

8.8

(+2%)

 短期契約を交渉する際、バイヤーはコスト増の可能性も考慮する必要がある(+15%)

前述のページのPre-FID LNGプロジェクトのフルサイクルコストに基づく。原油$60/bbl、HH $3/MMBTU、アジア向けDESを想定

資 料: McKinsey Energy Insights72

A. 企業は、主に長期契約の更新時期に短期契約に切り替えている
従来の契約
プロジェクトBrunei
LNG

1.

売り手
Brunei LNG

NorthWest Shelf
LNG

Woodside
BHP
Shell
ChevronBritish Petroleum

Badak(Bontang)
LNG

Pertamina
INPEX
TotalEnergies

バイヤー

契約数量
開始時期 mtpa

更新後の契約期間年数

契約数量
開始時期 mtpa

期間
年数

Jera
Tokio Gas
Osaka Gas

1993

6

20

2013

3.4

10

Korea Gas Corporation

1998

0.7

15

2013

1

5

Tokyo Gas

1989

0.8

20

2009

1.6

8

19771

N/A

22

2011

3

5

1983

N/A

20

2016

2

5

Kesai Electric Power
Nippon Steel
Chubu Electric Power
Kyushu Electric Power
CO., INC.
Osaka Gas
Toho Gas

1973年と1981年の契約はバイヤープールが異なる。2009年にPERTAMINAとバイヤー6社で供給協定を締結し、契約数量や年数ごとに割り当て In 2009,PERTAMINA and the 6 buyers combined into 1 pact split by volume and duration

資 料: CEDIGAZ、記事検索73需要

要旨: LNGプロジェクトの需要に関する主なボトルネック
主なボトルネック
先進国において短期契約の割合が増えることでLNG価格が上昇する可能性

 ここ10年でスポット契約と短期契約の割合が増えていたが、ウクライナ紛争の影響で2022年には状況が一変した

 欧州と日本、韓国、台湾は、脱炭素化の目標を踏まえ、長期契約を結ぶことには消極的だが、短期契約の場合、LNG価格が上昇する可能性がある バイヤーに代わってリスクを取り、短期契約に対応するなどポートフォリオプレイヤーの役割は拡大しつつある

LNG価格の高騰による新興国におけるLNG調達の不安
定化

 特に南アジアはプライスセンシティブで、LNG価格が高い水準にあった2022年は約20%需要が減少

 不安定なLNG価格は、新興国の経済発展を阻害し、石炭からガスへの移行を遅らせ、石炭への依存度を高める可能性がある

79LNG輸入ターミナルプロジェクトは、様々なリスクや不確実性に直面しており、アジアにおけるタイムリーな生産能力の増強が阻まれる可能性がある
リスク要素

地域

概要

1 LNG価格の変動

南アジア(SA)

南アジアの消費者はガスの価格に特にセンシティブで、東南アジアでLNGコストをエンドユーザーに転嫁したと答えたバイヤー1の割合は0%であった(東南アジアは22%、日本、韓国、台湾は45%)

東南アジア

2022年のLNG価格の高騰により、LNGの再ガス化/FSRUプロジェクトが2023年以降に延期(インド
など）
2 規制

東南アジア

エネルギー政策や規制は頻繁に変更され、プロジェクトの予測可能性が低下し、最悪の場合、中止のリスクが高まる
LNG輸入プロジェクトの認可手続きは複数年かかり、その間に規制要件が変化する可能性がある

1.

3 ステークホルダー

東南アジア

環境への懸念からステークホルダーから抗議の声が上がると、LNG設備の開発が遅れ、訴訟やプ
ロジェクトの中止につながる可能性がある

4 下流の設備との接
続

東南アジア

ガス・電力の規制市場において、ミッドストリームプロジェクトがFIDに到達するには、下流部門でもオフテイク契約を確保する必要がある(ガス発電機)など)
交渉プロセスは複雑で長い時間を要するため、FSRU/再ガス化プロジェクトのボトルネックになる可能性がある

2022年のLNGバイヤー調査における設問「最近のLNGスポット価格の急激な変動(例: 2020年の3ドル/MMBTU以下の安値、2021年の20ドル/MMBTU以上の高値)にどう対応しましたか」 (複数回答可)資 料: エキスパートインタビュー、記事検索84FSRUは、初期投資が少なく、リードタイムも比較的短いため、リスクを低減するためのオプションになり得る
陸上再ガス化施設に対するFSRUの利点
CAPEXの削減

工期の短縮

FSRUプレーヤー
Hoegh

40～50% (陸上ターミナルとの比較)1

1.5～2年 でLNG船をFSRUに転換

チャータリングの場合、OPEXコストの増加が許容可能な場合は、CAPEXの大半をOPEX化できる

2.5～3年 でFSRUを新設

BW

3～5年 で陸上ターミナルを新設

Excelerate Energy

柔軟性の高さまたはあるいはGolar LNG

MOL

リース契約
例

需要の変化に応じて、FSRUを別の市場に移すことがであるため、ガス供給網が細分化されている島国に特に有効

FSRUは恒久的または暫定ソリューションとして一時的にリース可能であるため、市場投入までの時間を短縮し、資金調達の柔軟性を確保できる

FSRUはLNG船として活用できるため、座礁資産化リスクを低減

既存アセットを活用することでプロジェクトの確実性が増し、バリューチェーン構築の手間が減る

1.

東京ガスとFirst Genは当初、フィリピンのバタンガス市の陸上にLNG基地を建設する予定だったが、FSRUに変更

Timera Energyによると、180,000 m3の貯蔵タンク1基を備えた3 mpta規模の陸上ターミナルのコストは7億～8億ドルであるのに対して、同規模のFSRUのコストは4～5億ドルとのこと

資 料: Hellenic Shipping News、Latham & Watkins、Timera Energy, Institute for Energy Economics and Financial Analysis

86

Jawa-1 FSRUプロジェクトは一般競争入札後2年でFIDに達し、予定通り2021
年に操業を開始
2023年4月現在

公開情報に基づく概要

主なマイルストーン

タイプ: FSRUと発電所を統合した
LNG輸入プロジェクト(「Gas-toPower」)
拠点: チラマヤ(インドネシア西ジャワ州)
キャパシティ: 2.4 mtpa (FSRU)、
1.76 GW (発電所)
プロジェクトディベロッパー

2016

Pertaminaは、Cilamayaで天然ガス0.6mtpaを受け入れるためにFSRUについて入札を実施

2017

丸紅は双日、Pertaminaと共に特定目的会社を設立し、PLTGU Jawa-1発電所を建設。国営電力会社であるPLNと25年間のPPAを締結

2018

発電プロジェクトについてGE、Samsung C&T等と9億ドル相当のEPC契約を締結

Jawa Satu FSRU1

12月5日にFIDに到達
Marubeni

Pertamina

SojitzMOL

Jawa Satu Power1
Marubeni

Pertamina

Sojitz

プロジェクトコスト(推定): 18億ドル
目標操業時期: 2021年(達成)

商船三井がJawa Satu RegasとFSRU建設に関する契約を締結
2020

FSRUの約63%が完成

2021

最初のLNGカーゴを受け入れ、操業を開始

2022

2月23日に初着火に成功

成功要因


ADB
十分かつタイムリーなプロジェクトファ JBIC
イナンスの組成
MUFG
Mizuho— 金融機関による約9億9,000万ド Societe
Creditル相当の融資Generale
Agricole— 商業貸付会社による約10億ドル OCBC Bank NFXI
相当の共同出資— FIDの大幅な遅延なし

コンソーシアムパートナーとのシナジーの活用
例:— GEとの提携により、パンデミック下で厳しい状況に晒されつつも大型ガスタービンを輸送できたため、プロジェクトが計画通りに進行— 規制対応とオフテイク保証のため、PLNとPPAを締結

1. FSRU: PERTAMINA 26%、丸紅 20%、商船三井 19%、双日 10%、その他 25%; 発電所: PERTAMINA 40%、丸紅 40%、双日 20%
資 料:https://www.jbic.go.jp/en/information/press/press-2018/1022-011485.html, https://www.marubeni.com/en/news/2018/release/00047.html, https://www.ge.com/gas-power/resources/case-studies/pt-jawa-satu,
https://www.gem.wiki/Jawa_Satu_FSRU

87現在の契約を考慮すると、欧州において利用可能なFSRUの容量は2035年までに48 mptaに達する見込み
FSRUは、欧州から(東)南アジアの新たな需要中心地へと輸送ルートを変更できる
2023年4月現在

公開情報に基づく契約終了となるFSRUの容量1,
mtpa

48

17
3

3
2022 - 2025
Klaipeda(2.9)

1.

欧州北部・中部のFSRUの多
くは、5-10年契約であり、主に短期的に用いられると考え
られる

14

10

26

27

28

29

Eemshaven(5.8)

Le Havre(3.9)

Lubmin (3.3)

302031-2035

主なインサイト合計

欧州南部のFSRUはリースではなく所有・転換されており、他地域への移転は限定的

Wilhelmshaven(5.5)

Brunsbüttel Wilhelmshaven
2 (3.6)(3.8)

Inkoo (3.8)

Stade (3.3)

Livorno (2.8)

契約期間または契約条件が既知の契約のみを含む

資 料: 記事検索、Cedigaz、GIE、McKinsey Energy Solutions

92参考資料

カーボンニュートラルLNGへの関心が高まっており、2021
年には22隻のカーゴが引き渡された

引き渡されたカーボンニュー
トラルLNGカーゴの数

2020

カーボンニュートラルLNGに関与している企業
売り手

Shell

5

買い手

CPC Corporation, Taiwan

Total

CNOOC

Kitagas Pavilion Toho Gas Inpex
EnergyMitsui & Co., Ltd. Gazprom
BP

2021

22

Cheniere

Shell

Inpex

RWE Petronas Eni Ichthys
aes Naturgy Mitsbishi Vitol

Yonden
Oman
LNG

Shell

日本とシンガポールのユーティリティ会社がカー
ボンニュートラルLNGの主な買い手
供給側では、スーパーメジャーが主導的役割を果たしており、2021年の全取引の少なくとも30～
40%に関与している

Posco

SempraCPC Corporation,
Osaka Gas
EnergyTaiwanShizgas

Japex

PetroChina

Shenergy Company Limited

資 料: Oxford Institute for Energy Studies、Bloomberg NEF、GIIGNL Contracts & Trade newsfeed、記事検索、各社ウェブサイト、JOGMEC GHG Offset LNG

99

参考資料

2021年から2022年にかけてカーボンニュートラルLNGの需要が増加し、24隻のカーゴが引き渡される予定
LNG販売量
輸出国

取引時期
2021

2022

カーゴの引渡し
売り手

輸入国

買い手

1

n/a

三井物産:

日本

北海道ガス

2

ロシア

Gazprom

英国

Shell

3

n/a

RWE

韓国

POSCO

4

n/a

Diamond Gas International

日本

東邦ガス

5

n/a

n/a

シンガポール

Pavilion Energy

6

米国

Cheniere

Europe

Shell

7

オマーン

Oman LNG

n/a

Shell

8

n/a

n/a

オランダ

TotalEnergies / OMV

9

ブルネイ

Shell

n/a

大阪ガス

10

オーストラリア

Inpex

日本

Inpex

11

n/a

Shell

中国

PetroChina

12

インドネシアbp

メキシコ

Sempra13

インドネシア

Eni

台湾

CPC

14

マレーシア

Petronas

日本

四国電力

15

n/a

INPEX

日本

静岡ガス

16

n/a

大阪ガス

日本

商船三井

17

n/a

bp

台湾

CPC

18

オーストラリア

INPEX

日本

東邦ガス

19

ロシア

Sakhalin Energy

日本

東邦ガス

20

マレーシア

Petronas

中国

Shenergy

21

n/a

Diamond Gas International

日本

石油資源開発株式会社(JAPEX)

22

マレーシア

Petronas

日本

広島ガス

23

n/a

東京ガス

日本

西部ガス

24

オーストラリア

Chevron台湾

CPC

資 料: JOGMEC GHGオフセットLNG

100

LNGサプライヤーは、VRU、計装用空気システムやLDARといった既存技術を活かしてメタンの排出量を削減できる
計装用空気システムによる空気圧制御
VRU(蒸気回収装置)

資 料:Soliflo (2023年)、Westgen Technologies (2023年)、Pioneer Industrial Corporation (2023年)

LDAR(漏洩検出・修理)

104LNGサプライヤーがメタン削減に優先的に取り組まない理由
メタン削減における3つの主要な課題

A 技術的な課題

B

メタン排出量を検出、監視することは技
術的に困難である

メタンに関する報告を行う上で、標準化された枠組みや原則がない

事業者がメタン排出量を削減するためのインセンティブが限られている

 漏洩排出は、敷地内の設備や配管などで発生する可能性があるため、通常は統計的アプローチによって推定(実測値ではない) 枠組みによっては、メタン排出量の報
告を重視する場合と重視しない場合がある メタン排出量は、費用対効果の高い方法で削減することが可能であるが、意図的な設備投資が必要となる

 現時点では、デファクト化が途上である 新たな政策では、メタンの排出量削減を重視し、産業界の行動変容を促す 近年、様々な測定技術(衛星など)が生まれているが、LNGサプライヤーに広げていくためには改良の余地がある

算定・報告方法の標準化

C

事業者のインセンティブ

111

A. 各技術カテゴリーごとに様々なプレーヤーがメタン排出量測定ソリューションを展
開している
抜粋例

詳細は後述

Technology

技術プロバイダー

活用事例

衛星 反射太陽光または熱放射を利用した吸収分光法

Satelytics, GHGSAT, Spaceknow,
Planet, Scepter

Shell、Chevron、Total Energies(2021年)は、GHGSatのグリントモードを使用し、衛星を利用した海上におけるメタン排出量を測定する研究プロジェクトで提携

タワー
 赤外波長が正確な赤外分光法による大気中メタンの測定

Longpath Technologies

Apache(2022年)は、パーミアン盆地の60の施設でメタン排出量を監視するため、タワー型
レーザーを設置する予定

航空機
 大気中メタンと風速勾配の垂直測定
 赤外分光法による測定
 反射太陽光や熱放射を利用した吸収分光法(LIDARなど)

Bridger Photonics, Kairos
Aerospace, Scientific Aviation,
Leak Surveys Inc.

ExxonMobil(2023年)は、航空機センサーを活用し、気象・大気情報と組み合わせて排出量
を測定

ドローン
 よく混合された風下プルームのメタンとトレーサー濃度の測定

Sniffer, SeekOps

BPX Energy(2023年)は、毎月最大1,500の坑井でドローンを活用してメタンを測定

風下測定
 発生源の境界に沿った積算メタン放出量の測定(ppm-mなど)Physical Sciences Inc., Picarro,mAIRsure, Project Canary,
Rebellion Photonics, Qube

個別の発生源測定 光学式リークイメージング (IRカメラ)
 レーザー式リーク検知機器 (RMLD/LIDAR)
 ソープバブルスクリーニング 有機蒸気分析装置(OVA)、有毒蒸気分析装置(TVA) 音響式リーク検知
 坑井仕上げにおける低排出技術の導入1

Aeris Technologies, FLIR, Maxion
Technologies, Health Consultants,
Sensit Technologies

1.
3.

Total Energies(2022年)は、2025年までにメタン排出量を50%削減するため、ドローンによるメタン検知プログラムを世界規模で開始
Italgas(2021年)は、イタリア全土に100以上の漏洩検知装置を設置

EQT(2017年)はコンプレッサーステーションの30%以上、坑井基地の65%以上で光学式リー
クイメージングを使用
Equinor(2017年)はテキサス州の坑井基地でQuanta3のレーザーベースのメタンセンサーシ
ステムを試験的に導入

遠隔Remote Methane Leak Detector(メタンガス漏洩検知器)の略称、2. Light Detection and Ranging(光検出と測距)の略称
坑井完成後にフレアリングを行わず、坑口からセパレーターへ天然ガスを移送

資 料: National Academy of Sciencesによる人為起源のメタン排出量に関するレポート

112事例) ExxonMobile、パーミアン盆地におけるLiDAR™イメージング技術を使用した航空機によるメタン検知でBridger Photonicsと提携

テキサス州からニューメキシコ州にかけて存在するパーミアン盆地のような広大で人里離れた鉱区の上空にセンサーを取り付けた飛行機を飛ばすことで、ExxonMobileのメタン専門家は、数百マイルに及ぶ土地のメタン漏出量を把握できる― Energyfactor (by ExxonMobil)
公式サイト
資 料:ExxonMobil Energyfactor

113

B1. 企業が連携してメタンに関する課題解決に向けて取り組むことを目的とする
様々なコミットメントやフレームワークが打ち出されており、参加企業も増えている
2023年4月現在

グローバルレベルのイニシアティブ

非包括的

地域レベルのイニシアティブ

イニシアティブ

組織

設立年

排出量のス
コープ

Global Methane Pledge (GMP)

米国政府とEU欧州委員会が主導

2021

記載なし

国

排出量を2030年までに2020年比で30%以上削減

Global Methane Challenge (GMI)

Global Methane Initiative2019

スコープ1,2 & 3

企業

N/A

Global Methane Alliance (GMA)

Climate & Clean Air Coalition(CCAC)

2019

記載なし

金融機関、NGO、
企業

2025年までにメタンを45%削減あるいは0.25%の原単位目標を達成

Methane Guiding Principles

Methane Guiding Principles

2017

スコープ1,2 & 3

企業・団体

N/A

411

Science Based Targets Initiative(SBTI)

国連グローバル・コンパクト、世界資源研究所、世界自然保護基金、
CDP

2015

Scope 1 & 2

企業

N/A

1,1992

Oil and Gas Climate Initiative(OGCI)

Oil and Gas Climate Initiative(OGCI)

2014

スコープ1 & 2

企業

2025年までに0.20%の原単位目標を達成または上流部門の炭素強度を20kg
CO2e/boeに削減

12

The Environmental Partnership

American Petroleum Institute (API)

2017

記載なし

米国企業

N/A

83

EPAメタンチャレンジプログラム

The Environmental Protection
Agency (EPA)

2016

スコープ1 & 2

米国企業

2025年までにメタン排出量を処理量全体の1%以下に低減69

Our Nation's Energy
Future Coalition

ONE Future2014

スコープ1 & 2

米国企業

2025年までに天然ガスのバリューチェーン
全体のメタン排出量を天然ガス生産量の1%
以下に低減

53

1.
2.

参加資格

目標

参加組織数

150
37
5

参加団体は、加盟団体または支援団体に分類される
石油・ガス部門の企業の参加数

資 料: Highwood Emissions Voluntary Emissions Reduction Initiativesレポート、各イニシアティブ公式サイト

115B2. 排出量の測定、調整、監査に関するガイドラインが整備され、参加企業も増えている
2023年4月現在

グローバルレベルのイニシアティブ

非包括的

排出量のス
コープ

地域レベルのイニシアティブ

ガイドライン

組織

設立年

Sector Standards for Oil and Gas

Global Reporting
Initiative (GRI)

2023 (O&G);
1997

スコープ1 & 2

衛星データの活用によりメタン排出の観測データと報告データを比較し、開示

Methane Measurement
Methodology ProjectInternational Energy
Forum, Kayros

2021

スコープ1,2 &3

事業オペレーションとその排出によるマテリアリティなどのESG影響を報告

VeritasGTI Energy Methane
Initiative

2021

Scope 1

排出量の算定と評価を第三者監査の前に自身で実施するためのプロトコル

TBD

Oil and Gas Methane Partnership
2.0(OGMP 2.0)

United Nations
Environment Program(UNEP) & the Climate &Clean Air Coalition(CCAC)

2020

Scope 1

報告および緩和のためのガイドライン：
・衛星データの共有による排出報告の透明性向上
・算定方法の研究
・国レベルでの評価 等

95

Task Force for Climate-related
Financial
Disclosure (TCFD)

The Financial Stability
Board (FSB)

2015

スコープ1,2 &
3

事業に対する気候リスクによる物理的・財務的な影響を報告

1,500+2

O&G Net Zero Standard

Institutional Investors
Group on Climate
Change (IIGCC)

2012

N/A

ネットゼロ目標に向けた設備投資費用と生産計画の整合
性を報告

370+

1.
2.

カバレッジ

参加組織数

10,000+1
72

参加組織は石油・ガス部門の企業に限定されない
参加組織は石油・ガス部門の企業に限定されない

資 料:Highwood Emissions Voluntary Emissions Reduction Initiatives report、各社公式サイト

116C3.メタンの排出削減目標を掲げている米国のO&G上流部門の企業は目標達成に向けて意欲的に取り組みを進めている
2023年4月

非包括的

企業

メタン目標

フレア目標

CH4排出量のベースラ
イン1; Mt CO2e

Exxon Mobil

2030年までにメタン排出量を70%～80%絶対値で削減(2016年を基準として)フレア原単位を60～70%削減。
2030年までに定常的なフレアリン
グを撤廃

2016

Chevron

ガス販売量の0.18%に相当する、
2.0kgCO2e/boeの原単位目標を設定

2028年までにフレア原単位を3.0kgCO2e/boeとし、2030年まで 2017に定常的なフレアリングを撤廃

Chesapeake
Energyスコープ1および2のメタン排出原単位を2025年までに0.02%に削減

2025年までに企業全体で定期的な
2020
ガス田のフレアリングを撤廃

Oxy

メタン排出原単位を2025年までにガス販売量の0.25%未満に2030年までに定常的なフレアリン
グを撤廃

2019

Equinor

上流と中流の排出原単位を低く維
持することを目指す(現在約0.02%)

2030年までに定常的なフレアリン
グとベントをゼロにする

2016

Apacheメタン損失は2025年までに総生産量の1%未満とする(メタン排出原単位0.37%未満を2019年に達成)

2021年までに米国の陸上での定常的フレアリングを廃止し、全体の 2017
フレア量をガス生産量の<1%にDevon

2030年までにメタン排出原単位を65%削減

2025年までにフレア原単位を0.5%未満に削減。2030年までに定常的 2019
なフレアリングを撤廃

Southwestern 2022年にメタン排出原単位を10%
Energy削減(現在は0.055%)

2025年までにフレア原単位を0.5%未満に削減。2030年までに定常的 2019
なフレアリングを撤廃

0.30

3.00

2.73

0.61

1.76

0.22

0.16

2.10

#
その他の成果

排出量の
変化(%)

-47%

2021年度末時点でスコープ1と2の排出原単位を9%、
絶対排出量を13%削減-30%

2016年以降、フレア原単位を66％削減。2022年にProject Canaryと1年間のパイロットを開始-19%

GHG排出原単位を9.1%(2017年)から4.5%(2021年)に、メタン排出原単位を0.19%(2017年)から
0.07%(2021年)に削減-30%

米国の事業について日常的なフレアリングを根絶

0.36

-40%

2020-21年に上流部門のCO2排出原単位を8kgから7kg CO 2e/boeに削減。メタン排出原単位を0.02%
で安定的に維持し、上流部門のフレア原単位を2020
年の0.17%から0.09%に削減

1.13

-36%

2019年以降、スコープ1排出量を18%(1.3 MtCO2e)
削減。2017年以降、フレアリングを27%削減(540k
tCO2e)

0.45-55%

2021年に2020年比でスコープ1およびスコープ2の拠点ベースのGHG排出原単位を19%、メタン排出原
単位を16%削減

0.48+113%2

2022年3月時点でアパラチアのすべての既存非在来型坑井についてRSG認証を取得

0.74

0.91

0.99

2021年のCH4排出量,
MtCO2e1.91

注記:ExxonMobile、Chevron、Oxyについては、上流部門のみについて算出。1.基準年は企業によって異なる(左記)2.SWNの場合、2019年から2021年にかけてのメタン排出量の増加は、同社の2022年サステナビリティレポートのP28に示されているように、メタン漏洩・損失率がレガシー資産を上回る資産を取得したことに起因する、3.Apache以外の企業については2022年以降、Apacheについては2021年以降のデータとなっている
118
資 料:各社の2022年のサステナビリティレポート。GHG排出量のベースラインについてはGHGの直接排出量またはスコープ1のGHG直接排出量を使用

総括：LNGビジネスのボトルネックと考えらえる対応措置(1/2)
中長期的なLNGの安定供給に関わる課題
融資

1. 投融資先の排出量（ファイナンス・エミッション）固定化の懸念: 様々な金融機関が2050年までに排出量ネットゼロのコミットメントを表明し、脱炭素化に向けたパスウェイを公表するなか、LNGプロジェクトへの投融資は、長期的に排出量の高止まりを招き得るため、LNGへの投資が難局に直面する可能性がある
2. 金融機関のLNGへの融資に対する政策的位置づけの不明確さ: 移行燃料のガス/LNGの役割はグローバルレベルで定義されておらず、国・地域によって銀行のガス/LNGに対する投融資アプローチが異なる
1. 市場流動性の欠如:LNG市場は、その他のコモディティ市場に比べて流動性が低いため、キャッシュフローの確保やリスクの低減の観点から、長期契約で引き取りをコミットするアプローチが採られることが多い。よって、流動性のあるLNG市場を実現することで、長期的なコミットメントの必要性を低減できる可能性がある。LNG市場の流動性が増すにしたがい、取引の最適化と供給の安定確保が進む

供給

2. LNGプロジェクトのコスト増加: 世界全体で、ここ20年間でLNGプロジェクトのコストは増加している。米国については、他の地域に比べてコスト超過が発生するケースは少ないものの、米国以外のLNGプロジェクトの多くはコスト超過に陥っている。原材料費や人件費の高騰等により、米国を含めどの国においてもプロジェクトコストの増加が大きな課題となっている。
3. 米国のパイプライン輸送能力の制約がLNGプロジェクトに影響を与える可能性: パイプラインプロジェクトが遅延あるいは中止となった場合、シェールガスの主な供給源であるアパラチアからメキシコ湾沿岸にかけてのパイプライン輸送能力に影響が生じ、2020年代後半にLNG液化基地へのガス供給量が限定される可能性がある

1. 長期保存が難しいLNG固有の特性およびガス・LNGに合わせた「在庫量」の確保:LNGは蒸発損失の関係で長期保存に向かないた
め、短期的な需要変動に対応することが難しい。LNG固有の特性を考慮してLNG在庫を確保する必要がある

エネルギーの安定供給

2. 供給拠点の集中度の高まりに伴う調達先の多様化: シェールガスのコスト競争力の高まりや従来のガスへの投資減少により、今後1～3年間で見込まれるFID(最終投資決定)の70%以上が米国のプロジェクトになる可能性がある。現在、主要LNG輸入国は、調達先の多様化を進めており、複数の大陸にまたがる約10カ国からLNGを調達している。従来のLNGプロジェクトへの投資を継続することで、調達先の多様性を確保できる
120

要旨:
クリーン水素の需要とブルー水素および派生品(アンモニアなど)の役割
概要
水素需要

エネルギー移行のペースによるところが大きいが、世界の水素需要は、中国、欧州、北米が牽引し、2030年の約100mptaから2050年には5倍の500mpta超に増加する可能性がある
必ずしも需要量が大きな地域が水素製造に適した場所とは限らない。例えば、人口密度の高い欧州や日本、韓国、台湾では、利用できる土地が少ないことから国内で水素を製造する選択肢が限られる。グリーン水素やブルー水素の製造に適した場所は水素需要が少ない地域といえるかもしれない

主なトレードフロー

水素と派生製品のトレードフローは、2030年代に始まり、2040年代に拡大し、2050年にはLNGのトレードフローの80%に相当する約460mtpa1に達する見込み
LNGと同様に、北米、オーストラリア、アフリカ、中東が水素の輸出国になる可能性がある一方、欧州、中国、日本、韓国、台湾は水素の輸入国になる可能性がある

ブルー水素の役割と潜在的ボトルネック

ブルー水素はグレー水素から移行する手段として利用され、グリーン水素と共存することになり、2030年にかけて急成長を遂げ、2050年まで生産量
は約100mptaに達する見込み
 北米と中東では、ブルー水素はグリーン水素と同等の競争力を持つと予想されている
ブルー水素については、長期オフテイク契約の確保、メガプロジェクトの資金調達、環境規制への対応など、LNG業界と同じようなハードルが存在する インフラの新設や既存のガスインフラの改修が必要
 炭素貯留(CCUS)に適した地層の可用性やCCUSの機能拡充もブルー水素のスケーラビリティに影響を及ぼす

ガス/LNGは、短期的には電力系統の需給バランスを調整するためのよりクリーンで、柔軟性あるソリューションとして、水素やアンモニアへの移行において重要な役割を担っている。水素/アンモニアへの移行を実現するためには、インフラの移行ロードマッ
プを明確に定め、ガス/LNG資産の座礁化を防ぐ必要がある
1. LNG換算値
資 料: McKinsey Global Hydrogen Flow Model、McKinsey Energy Insights Global Energy Perspective 2022

122

シナリオによっては水素需要が2050年までに4～6倍に増加する可能性がある
2030年までの成長はどのシナリオでも同様で、成長率の主な違いは2030年から2050年に生じる
シナリオの説明
Fading Momentum
道路輸送におけるFCEVの普及の遅れと、航空機における代替燃料の普及の遅れにより水素の需要が低下

Current Trajectory
現在の再生可能エネルギーと電解槽のコスト低下は同
じ軌道上で継続するが、現在実施されている政策では野望を実現するには依然として不十分

Further Acceleration
財政的および技術的な制約は残るが、各国固有のコ
ミットメントによって、移行はさらに加速

Achieved Commitments
意図的な政策を通じて主要国がネットゼロのコミットメン
トを達成し、フォロワーはより緩やかなペースで移行

シナリオ毎のグローバル水素需要見通し, mt Current TrajectoryとFurther

Accelerationシナリオの間のギャップの拡大は合成燃料の普及率と新たな産業用途によるもの この水素の普及の増加は主に鉄鋼、道路輸送、建築部門で予想される

 海運および航空分野では合成燃料における水素の需要も増加すると予想される

Hydrogen for Net-Zero
パリ協定通りに2050年にネットゼロに到達する経路における水素の役割を示した水素カウンシルの野心的か
つ現実的な視点

資 料:McKinsey Energy Insights Global Energy Perspective 2022

123

電力分野における水素混焼は積極的に開発が進められており、最大30%
混焼の商業利用も視野に入っている
水素のユースケース例
2023年4月現在

網羅的でないEquinorJERA

Snowy Hydro

H2H1 Saltendプロジェクトは2026年までに30%の水素混焼を目指す

JERAは2025年までに最大30%の水素混焼実証を目指す

Snowy Hydro Hunter発電所で約15%の水素混焼を計画 Equinorは2026年にSaltend Chemicals Park 2021年、JERAは日本のガス火力発電所で低 2021年、Snowy HydroはMHI製のM701Fガスの発電所で30%の水素とガスの混焼を開始する予定 このプロジェクトには将来的には二酸化炭素回収技術も含まれる予定

炭素水素の利用を実証するプロジェクトを開始

タービン2基を発注
 M701Fタービンは現在の技術で30%の水素混焼が可能で、2023年にハンター発電所で運転開始予定
 Snowy Hydroは将来的に15%の水素混焼を
目指す

1.
2.

2

 JERAは2025年までに30%の水素混焼実証を目指す

Hydrogen-to-Humber
JERAは2021年に米国クリケットバレー・エネルギーセンターで5%水素混焼実証プロジェクトにも参入

資 料: https://www.equinor.com/energy/h2h-saltend, https://www.jera.co.jp/news/information/20210826_748, https://www.denkishimbun.com/sp/136780,
https://www.snowyhydro.com.au/hunter-power-project/, https://mhiaa.com.au/mitsubishi-power-receives-order-of-two-gas-turbines-for-the-hunter-power-project-in-australia/

125電力会社はアンモニア混焼の開発も進めており、典型的には約20%の混焼率を初期目標としている
アンモニアのユースケース例
2023年4月現在

網羅的でないJERA

EGCO

Adani Power2023年に碧南発電所で20%のアンモニア混焼を計画

EGCO、140万kWの石炭火力発電所で約20%のアンモニア混焼を検討

Adani Powerは20～100%アンモニア燃
焼の実現可能性を評価

 2021年、JERAが碧南火力発電所でアンモニ 2023年、タイの電力大手EGCOは自社の 2022年Adani PowerはIHIおよびパートナーとア混焼プロジェクトを開始
 このプロジェクトでは2023年度に20%のアンモ
ニア混焼を実証する予定
 JERAは混焼率を2030年代に50%、2040年代には100%まで高めることを目指す

1.4GWBLCP石炭火力発電所におけるアンモ
ニア混焼の実現可能性調査を開始
 このプロジェクトは最大20%のアンモニア混焼を達成することを目指す

資 料: https://www.jera.co.jp/news/information/20210524_677, https://www.egco.com/en/news-update/2023/mou-jera-asia,
https://www.adanipower.com/newsroom/media-releases/adani-power-sustainable-power-generation

MOUを締結し、アンモニア混焼率20%を達成するためのプラント改造の実現可能性を検討 本プロジェクトはその後、ムンドラ石炭火力発電所で最大100%の専燃まで混焼率の拡大を
目指す

126

ブルー水素/アンモニア活用のスケールアップには5つの主要な課題を克服する必
要がある

ブルーH2プロジェクトへの融資とボリューム契約

サプライチェーンの制約を克服

ブルーH2経済における規制対応

需要と供給をつなぐイン
フラの構築

メガプロジェクトのリスク
回避と最適化 オフテイクとキャッシュフ

 迅速な製造の自動化とス

 現在および予想される標

 H2エコシステムのインフラ

 必要なパートナーシップとローの不確実性を管理
 長期供給を確保するための契約メカニズムを促進 ブルーH2の契約に用いる
指数はガス/LNGに連動させられる可能性が高い
 プロジェクトを初期開発か
らFIDまで推進

ケールアップを実行して、CCS技術のコストを削減 性能、コスト、製造を考慮して設計を最適化
 価格の変動と原材料や部品の不足を管理 水素人材へのアクセス(エンジニアなど)準や証明書を理解許可までの長いスケ
ジュール(例：CO2貯蔵)
CCUSの規制枠組み
メタンとCO2の漏出を軽減し、環境への影響を最小限に抑制
ガスがH2に移行するための明確な経路を設定構築または改修の計画を作成(例：LNGの港湾イン
フラ、貯蔵、パイプライン)
 炭素貯蔵に適した地層の利用可能性を特定契約を構築(オフテイカー、
中流オペレーターなど)
 プロジェクトのデリバリーと実行リスクを管理 プロジェクトを最適に設計
し、パフォーマンスを確保しながら支出とリスクを最
小限に抑制






131

水素とアンモニアへの転用によってLNGアセットが長期的に座礁資産化することを回避できる可能性がある
網羅的でない既存のLNGアセットを水素・アンモニア用に転換する可能性

港湾インフラ 港湾バース：社会インフラは水素・アンモニア船にも利用可能
 積載アーム：既存の積載施設はH2/NH3のさまざまな温度、腐リードプレーヤーはLNGインフラをアンモニア用に転換する技術開発に取り組んでいる食、密度要件に合わせて改造することで活用可能
IHI

貯蔵タンク

 タンク：LNGタンクは主に腐食と密度の要件に合わせて改造することでアンモニアに転用できる可能性
 アクセサリー：接続されたパイプと機器が新たな技術要件に適合するかを分析する必要性
Black & Veatch

ケーパビリティと顧客関係

 ケーパビリティ：転換にはLNGと同様の技術的/商業的能力(低温液体の設計、大規模プロジェクト管理)が必要になる可能性
 顧客関係：LNG購入企業の多くは水素とアンモニアの購入者(電力会社など)である可能性

資 料:エキスパートインタビュー、IHIおよびBlack&VeatchのWebサイト

133