エネルギー供給、燃料供給

天然ガス

2.1.1 天然ガスと LNG
天然ガスの埋蔵量は約 190 兆㎥で、年間消費量は約 3.5兆㎥です。主成分はメタンですが、産地によりエタンやプロパンが異なる割合で含まれています。産出量の約半分が輸出されていますが、そのうちの約 7 割がパイプラインでガスのまま、約 3 割が液化された LNG で輸出されています。日本には 36 ヵ所に LNG 受入基地があり、－162℃の低温に耐えられる専用タンカーで運ばれています。
図 1.天然ガスの確認埋蔵量

１．天然ガスの資源
天然ガスの確認埋蔵量は、2016 年末の時点で

表 1．天然ガスの生産地域と生産量の比率186.6 兆㎥です。現在の消費動向が続く場合の可生産量：3.54 兆㎥（2016 年）
天然ガスの生産地域

採年数は、52.2 年と推測されています。地域的な生産比率（％）

分布状況は、図 1 に示すように欧州・ロシア・旧

北米

27

ソ連邦諸国が 30.4%で、中東が 42.5％です。この中南米

5

他 に 、 近 年 は シ ェー ル ガ ス や炭 層 メ タ ン ガス

欧州・ロシア・旧ソ連邦諸国

28（CBM）といった非在来型天然ガスの開発が進展

中東

18しており、特にシェールガスは大きな資源量が見アフリカ

6込まれています。2013 年 7 月に公表された米国エアジア大洋州

16

ネルギー情報局（EIA）の評価レポートによると、シェールガスの技術的回収可能資源量は、評価対天然ガスには生物起源のガスと、非生物起源の象国合計で 206.6 兆㎥とされており、在来型天然ガスがあります。また、ガス田から産出するものガスの確認埋蔵量より多いと推測されています。と、油田から石油の随伴ガスとして産出するもの

地域的には北米以外に、中国、アルゼンチン、アルがあります。いずれも主成分はメタンで、次いでジェリアなどに多くのシェールガス資源が存在すエタンが多く、これよりはるかに量が少ないプロると報告されています。表 1 に示すのは天然ガス

パン・ブタンなどの炭化水素が含まれています。の生産地域と生産量で、アメリカは埋蔵量に比べメタン以外の炭化水素の割合は、石油随伴ガスのて生産量が多く、中東は埋蔵量に比べて少ない状

方がガス田から産出する天然ガスより多い傾向が況です。欧州・ロシア・旧ソ連邦諸国では、パイプあります。炭化水素以外に窒素、二酸化炭素、硫化ラインが広域に整備されていて、天然ガスの輸出水素、ヘリウムなどの無機ガスが含まれています

入が一般化しています。

が、地域的な特性があります。アラスカ、東南アジ
ア、オーストラリアの天然ガスには硫化水素が少

２．天然ガスの組成なく、中近東の天然ガスには多く含まれています。
また、微量の水銀を含むことが多く、液化する場
1表 2．天然ガスの組成（例）
産地

単位：容積％

キナイ

アルズー

ルミット

バダック

アルン

（アラスカ）（アルジェリア）（ブルネイ）（インドネシア）（インドネシア）

メタン

: C1

99.483.5

88.2

87.4

72.0

エタン

: C20.1

7.0

4.84.56.0

プロパン : C3

2.13.72.82.6: C41.41.61.31.4

ペンタン：C50.50.43.7

Ｃ６以上

0.50.5ブタン

窒素

0.5

二酸化炭素

5.80.20.70.10.3

3.014.0

出典：成山堂書店、LNG 船運行の ABC合は熱交換器の腐食原因になります。このため、2016 年の天然ガス消費量は、世界全体で約 3.54

液化の前工程で 10ng/N ㎥以下に除去する必要が兆㎥ですが、このうち約半分の 1.84 兆㎥が産出国あります。 天然ガスを組成中心に分類すると、次から消費国への輸出です。輸出の形態は、陸続きの２種類があります。の場合はガスのままパイプラインで、外洋を隔てている場合は液化して専用のタンカーで送り出し①ドライガス（乾ガス）：ます。現在は貿易量のうち、68％がパイプラインで、32％が液化天然ガス（LNG）による輸出です。

プロパンより沸点の高い炭化水素が少なく、常温・常圧の状態で凝縮しない天然ガス。
（凝縮量：1.3 リットル以下／100 ㎥）

ガスのまま輸出する場合は、輸出側が原料天然②ウェットガス（湿ガス）：

ガスから窒素、炭酸ガス、硫化水素、および沸点のプロパンより沸点の高い炭化水素を多く含み、高い炭化水素を除去しています。窒素と炭酸ガス

常温・常圧の状態でそれらが凝縮する天然ガは燃料としての価値がないからで、硫化水素を除ス。（凝縮量：4 リットル以上／100 ㎥）

去するのは顧客が燃焼したときに硫黄酸化物を発生させるからです。プロパンやブタンなどメタン硫化水素と二酸化炭素が多い天然ガスをサワーより沸点の高い炭化水素を除去するのは、パイプガス(sour gas)と称し、少ないガスはスイートガスラインの中で液化するからです。パイプラインで（sweet gas)と言われます。産地の異なる数種類輸出する場合は、仕向け地の用途と顧客がほぼ特の天然ガスについて、組成を示したのが表 2 です。

定されています。したがって用途に合った仕様を二酸化炭素は熱量として寄与しないだけでなく、満足すればよく、組成など品質に統一規格はあり除去設備の負担が大きいので、二酸化炭素の少なません。

いガスの方が歓迎されます。
一方、液化して LNG にする場合は、表 3 に示す不純物ガイドラインと、表 4 に示す LNG 規格

３．LNG の規格と組成（例）が決められています。LNG は広範な地域の多数の2

表 3. LNG の不純物ガイドライン
不純物成分

表 4．LNG の規格

許容濃度項目

規格

二酸化炭素(CO2)100ppm 以下

メタン：C184 モル％以上

硫化水素(H2S)

5ppm 以下

ペンタン

：C5＋

0.1 モル％以下

全硫黄

30mg／N ㎥以下

不活性ガス：N2 など

1.0 モル％以下

窒素(N2）

1.0％以下硫化水素

4ppm 以下顧客を対象とする国際商品です。このため、このような統一された規格が必要なのです。この規格

全硫黄30mg／N ㎥以下

総発熱量

1,070～1,170 BTU／
標準立法フィート

表 5 輸入 LNG の代表組成
産地

キナイ：H2S

単位：モル％（ガス容積％）
西オーストラリア（アラスカ）

ルミット

バダック

アルン（ブルネイ）（インドネシア）（インドネシア）

メタン

: C1

99.81

88.96

89.97

90.77

89.10

エタン

: C2

0.07

7.37

5.06

5.92

8.67

プロパン : C3

0.00

2.58

3.26

2.39

1.69

: C4

0.00

1.05

1.64

0.88

0.50

ペンタン：C50.00

0.01

0.03

0.02

0.01

窒素

0.12

0.04

0.04

0.03

0.03

ブタンに適合しても、LNG の組成には原料天然ガスの組す。日本における LNG の用途は、2016 年で発電成が影響を与えます。表 5 に日本が輸入している用が 64％、都市ガス用が 32％でした。天然ガスのLNG の組成を示します。アラスカの LNG はメタ

用途は、日本と欧米とでは大きな差異があります。

ン濃度が 99％以上と非常に多く、他の LNG は日本は発電用の比率が高くて民生用が低いのです

90％前後です。炭化水素の組成が違えば発熱量もが、米国や OECD 欧州では発電用が 30～40％と異なり、エタン、プロパン、ブタンが多い方が高カ日本よりも低く、民生用や産業用の比率が高くなロリーです。っています。このような利用形態の違いは、日本が LNG 輸入という形態でしか天然ガスを導入で４．日本の LNG 受入基地きなかったからです。このため、需要が集中している発電所と、一定規模以上の大手都市ガス会社

現在、日本の LNG 受入基地は表 6 に示す 36 ヶによる利用が先行し、パイプラインも LNG 受入所です。需要地域が LNG の受入基地と離れてい基地から需要に応じて徐々に延伸する形態になりる場合は、受入基地でガス化せずに LNG のままました。一方、欧米では再ガス化が不要だったの転送します。転送には内航 LNG タンカーや LNG

で、民生用と産業用への天然ガス利用が先行し、タンクローリーを使用し、需要地域の二次受入れパイプラインも民生用を中心に発達しています。

基地でガス化します。二次受入れ基地は、一次受（おわり）
参考：エネルギー白書 2018

入れ基地の周辺にサテライト（衛星）のように分散するので、LNG サテライト基地と呼ばれていま

日本ガス協会資料3表 6．日本の LNG 受入基地

（出典：日本ガス協会 HP）

LNG 受入基地

社名

石狩 LNG 基地

北海道ガス

380,000kl（ 2 基）

八戸 LNG ターミナルJXTG エネルギー

280,000kl（ 2 基）

新仙台火力発電所

東北電力

320,000kl（ 2 基）港工場

仙台市ガス局

80,000kl（ 1 基）

相馬 LNG 受入基地

石油資源開発平成 29 年完工予定

新潟基地

日本海エル・エヌ・ジー

720,000kl（ 8 基）直江津 LNG 基地

国際石油開発帝石

360,000kl（ 2 基）

富山新港火力発電所

北陸電力

平成 30 年完工予定

日立 LNG 基地

東京ガス

230,000kl（ 1 基）

東扇島基地

東京電力

540,000kl（ 9 基）

袖ヶ浦工場

東京ガス・東京電力

扇島工場

東京ガス

850,000kl（ 4 基）

富津基地

東京電力

1,100,000kl（10 基）

根岸工場

東京ガス・東京電力

1,180,000kl（14 基）

清水 LNG 袖師基地

清水エル・エヌ・ジー

337,200kl（ 3 基）

知多 LNG 共同基地

東邦ガス・中部電力

300,000kl（ 4 基）

知多緑浜工場

東邦ガス

620,000kl（ 3 基）

知多 LNG 事業所

知多エル・エヌ・ジー

640,000kl（ 7 基）

四日市 LNG センター

中部電力

320,000kl（ 4 基）

四日市工場

東邦ガス

160,000kl（ 2 基）

泉北造船所第 1 工場

大阪ガス

275,000kl（ 2 基）

泉北造船所第 2 工場

大阪ガス

1,585,000kl（18 基）

堺 LNG センター

堺 LNG

560,000kl（ 4 基）

坂出 LNG 基地

坂出 LNG

180,000kl（ 1 基）

川越火力発電所 LNG 設備

中部電力

840,000kl（ 4 基）

姫路造船所

大阪ガス

740,000kl（ 8 基）

姫路 LNG 基地

関西電力

520,000kl（ 7 基）

水島 LNG 基地

水島エル・エヌ・ジー

320,000kl（ 2 基）

廿日市工場

広島ガス

170,000kl（ 2 基）

柳井基地

中国電力

480,000 kl（ 6 基）

戸畑基地

北九州エル・エヌ・ジー

480,000 kl（ 8 基）

ひびき LNG 基地

ひびきエル・エヌ・ジー

360,000 kl（ 2 基）

大分 LNG 基地

大分エル・エヌ・ジー

460,000 kl（ 5 基）

長崎工場

西部ガス

35,000 kl（ 1 基）

鹿児島工場

日本ガス

86,000（ 2 基）吉の浦火力発電所

沖縄電力

280,000（ 2 基）

貯蔵容量（タンク基数）

42,660,000kl（35 基）