メタンハイドレートフォーラム 2017

経済性等に関する課題について
メタンハイドレート資源開発研究コンソーシアム（MH21）

サブプロジェクトリーダー

佐伯龍男（JOGMEC）

資源量評価グループ

亀田治邦（JOGMEC）

2017年11月29日
東京大学 伊藤国際学術研究センター 伊藤謝恩ホール

本日の内容メタンハイドレート研究開発と、経済性について (佐伯)経済性等に関する課題について (亀田)①

基本方針と経緯（フェーズ1終了時の評価）②

メタンハイドレート開発のイメージ（これまでの想定）③

第1回海洋産出試験までの知見を踏まえて実施した経済性評価と分析④

まとめメタンハイドレートが将来の資源として期待される理由は？
メタンハイドレートの分子構造

メタン分子と水分子が特殊な形(*)で結合している

メタンハイドレートを含むコア試料(*)水分子(赤)のカゴの内にメタン分子(緑)が取り込まれている

人工メタンハイドレートの燃焼実験
あたかも氷が燃えているように見える
実際に燃えているのは、分解したメタン！

低温・高圧になるとメタンと水からメタンハイドレートが生成される
高温・低圧になるとメタンハイドレートはメタンと水に分解する
メタンハイドレートが分解するとメタン(天然ガス)として利用できる！！
……かもしれない！？
メタンハイドレートが安定的に存在する温度・圧力条件

画像出典：メタンハイドレート資源開発研究コンソーシアム

なぜ日本でもメタンハイドレートの研究がはじまったのか？
地球上の大半のエリアの海底下・地底では、メタンハイドレートは安定的に存在できない
高圧ではあるが高温になるため
ただし、一部のエリア(低緯度あるいは高度の高いエリアの地底、水深500m以深の大水深の海底下)ではメタンハイドレートの存在に適した高圧・低温条件になっている
1960年代には、シベリア陸上(永久凍土地域)で、1970年代には、米国フロリダ沖等(大水深域)で、1980年代には、日本周辺海域(南海トラフ海域、大水深域)でも、天然のメタンハイドレートが存在することがわかってきた
基礎試錐「南海トラフ」(1999)

海底下に堆積した有機物からメタン生成菌(海底下に生息)によって微生物起源のメタンが生成
その一部がメタンハイドレートに......

(TWT)
1.25 sec

1.50 sec

Sea Bottom

メタンハイドレート
賦存層

海域でこれまで発見された天然ガス田の多くは熱起源(地下深部の熱でメタンが生成)
ただし、近年、微生物起源のガス田も発見されはじめているが......

フリーガス層1.75 sec

BSR
2 km

Tsuji,et.al.(2004)より

メタンハイドレートが賦存するエリアでは、メタンハイドレート賦存層(適度に低温・高圧、ハイドレートが安定的に存在)とフリーガス層(深くなるため温度が上昇し、メタンと水に分解)の境界でＢＳＲ(Bottom Simulating Reflector：海底擬似反射面)という特徴的な反射面が現れるため、地震探査によって、メタンハイドレート賦存エリアを把握することができる

天然ガス田を探すだけではなくメタンハイドレートとして海底下に蓄積されたメタンを、天然ガス資源として利用できないか？というのが研究開発の考え方

東部南海トラフ海域における資源量評価(2001~2006年度)
過去の研究でBSRの分布やハイドレートの賦存が確認されていた
東部南海トラフ海域において二次元/三次元地震探査と試掘調査を2001年度から開始し、メタンハイドレートの賦存状況を詳細に調査

基礎試錐「南海トラフ」(1999)

二次元基礎物理探査 (1996)二次元基礎物理探査 (2001)
三次元基礎物理探査 (2002)
基礎試錐「東海沖～熊野灘」 (2004)メタンハイドレート濃集帯の確認

海底面近傍メタン
ハイドレート

泥層内メタンハイドレート

砂質層孔隙充填型
メタンハイドレート

砂質層孔隙充填型のメタンハイド
レート濃集帯の存在を確認
・東部南海トラフ海域で16箇所
・タービダイト砂泥互層が貯留層
大水深の在来型ガス田と共通
・一定の厚さと面積を有し、ある程度の原始資源量を保有
経済性における利点
・浸透性を有し、かつ海水と接しておらず、減圧法の適用が可能
生産手法における利点
・海中へのメタン漏洩等のリスク少環境面での利点

東部南海トラフ海域の資源量評価結果

GRV：総岩石容積，N/G：ネット/グロス比，Φ：孔隙率，SMH：MH飽和率，VR：容積倍率，CO：ケージ占有率

資源量に関する誤解の一例
しばしば「日本には100年分のメタンハイドレートが存在する！？」という話がでるが……

日本のハイドレート研究の黎明期における研究成果の一つ(*)がやや勘違いされて、広まっている？
(*)佐藤幹夫・他(1996)「天然ガスハイドレートのメタン量と資源量の推定」
地質学雑誌，第102巻第11号，pp.959-971
当時のデータから日本周辺海域のハイドレートの原始資源量を試算
6.0×104km2(当時のBSR評価面積)×400m(層厚)×0.005(集積率)×0.5(孔隙率)×0.5(充填率)×155(容積倍率)=6.0×104km2×77.5m3/m2(厚さ400m×面積1m2あたりの地層のガス量)=4.65×1012m3＝4.65兆m3
厚さ400m×面積1m2あたりの地層に77.5m3のガス量の意味は？…….
1世帯のガス消費(年間300m3程度)の約３ヶ月分……
単価30円/m3として計算すると2000円程度......のガスが含まれる程度
ハイドレートの回収率は不明として、究極可採資源量は原始資源量の10%(0.465兆m3)と仮定
一方、BSR下のフリーガス層には半分程度のガスが回収可能な形で存在するのでは？と仮定し、フリーガス層の可採量を、2.7兆m3×75％(回収率)＝2兆m3と試算
これらの量(例えば、ハイドレート分0.465兆m3＋フリーガス分2兆m3＝2.465兆m3)を、日本の年間ガス消費量(1994年当時)の540億m3と比べて2桁多い数とコメント

それが、ハイドレートは100年分と言い換えられてしまっている！？

東部南海トラフ海域の資源量評価(2001~2006年度)で得られた知見
東部南海トラフにおける資源量評価

以前の試算例(日本全域：佐藤1996)●濃集帯が存在しないエリアの原始資源量
3,920km2の海域で5676億m3(ガス換算)
1m2あたり144m3●ハイドレート賦存エリアの原始資源量
60,000km2での海域で4.65兆m3(ガス換算)
1m2あたり77.5m3

エリア単位では佐藤1996に近い数字
ただし、資源としては期待薄？
●16箇所の濃集帯の原始資源量の合計
総面積767km2で5739億m3(ガス換算)
1m2あたり748m3(ガス換算)
佐藤1996の時点では想定外資源開発の候補●BSR下位のフリーガス層のガス量
資源量として評価せず(*)(*)試掘調査(検層)ではガスが有るか無いかわからない程度の低飽和ガス層と評価されたため(地震探査の周波数帯域であれば10%程度の低飽和ガスでも低速度層としてガスの存在を検知可能)

広大なエリアに拡がりすぎている ×
面積あたりの量は大きい……しかも、まとまって存在する生産には比較的好条件
同じものや、もっとよいものが、まだまだ見つかるかもしれないさらなる探査への期待●BSR下位のフリーガス層のガス量60,000km2の海域で2.7億m3回収率75%と仮定し約2兆m3の究極可採資源量を期待
生産方法の技術開発が必要なハイドレートよりも期待度は高かったかもしれない

ガス生産層としてはあまり期待できない ×(すくなくとも東部南海エリアでは)

資源量評価からメタンハイドレート濃集帯の詳細評価へ(2007年度以降)
日本周辺海域におけるメタンハイドレート起源のBSR分布(2009年)

日本周辺のBSRの広域分布については既往の二次元地震探査データを精査
各エリアでの濃集帯の可能性を検討
2009年版のBSR分布図として公表
他エリアの濃集帯の確認には、新たな三次元地震探査と試掘調査が必要……しかし、現時点では、濃集帯からのガス生産開発が可能か否かを研究することが優先事項

このため、探査分野については下記方針で研究を継続
詳細調査により海域の一部に濃集帯の存在を確認：約5,000km2
濃集帯を示唆する特徴が海域の一部に認められる：約61,000km2
濃集帯を示唆する特徴がない：約20,000km2

調査データが少ない：
約36,000km2

・メタンハイドレートの新規調査は行わないが、三次元地震探査が行われた海域のデータを入手して評価エリ
アを拡大
・濃集帯の形成メカニズム(メタンハイドレートシステム)を研究し、濃集帯の評価手法の高精度化を目指す
・海洋産出試験地の地質評価・貯留層評価を進める短期間のガス生産実験：2回の陸上産出試験と第1回海洋産出試験・永久凍土地域に賦存するメタンハイドレートを対象に、カナダで2回の陸上産出試験を実施(*) 国内の陸上にはハイドレートは存在せず。
米・加・露などの北極圏近くの永久凍土地域等に限定。


減圧法の有効性を確認し、海へ……
第１回・第２回海洋産出試験



長期挙動把握のための適地探しへ……

2014年、米国と長期陸上産出試験の実現に向けたMOU締結(アラスカを想定)
第１回海洋産出試験 （「ちきゅう」を傭船）•

平成23年度～25年度(2011～2013年度)
事前掘削(1年度目)、ガス生産(2年度目)、廃坑(3年度目)•

試験サイト：第二渥美海丘（渥美半島～志摩半島沖合）•

水深1000m、海底面下約300mの濃集帯に減圧法を適用•

2013年3月12日から６日間で、日産約20,000Sm3、累計119000Sm3のメタンガスを生産•

画像出典：メタンハイドレート資源開発研究コンソーシアム

急激な出砂で試験を終了より長期の生産挙動の解明が課題

第2回海洋産出試験の実施へ……

フェーズ３の位置づけと第2回海洋産出試験の意味
フェーズ3における達成目標
（Ⅰ）
（Ⅱ）

（Ⅲ）

一定期間の生産実験を通じて、将来的に長期のガス生産が可能な技術基盤が構築しうると判断できる知見・データが蓄積されていること一定期間の生産実験を通じて、ガスの生産挙動が把握されており、更に長期のガス生産挙動についても一定の精度で予測可能な技術レベルに達していると判断できること
技術検討等を通じて、実現可能性の高い開発システムの基本案が提示され、かつ、将来の商業化が可能と示唆されるような経済性の評価や、商業化段階での環境面での検討のベースとなる環境影響評価手法案等が提示されていること（『フェーズ3実行計画 1.3.2 フェーズ3の位置づけと達成目標』より）

上記の（Ⅰ）（Ⅱ）の目標を「具体的に解決する主要な方策」として
・ 約1ヶ月のガス生産実験を行う第2回海洋産出試験の実施
・ 米国アラスカを実験候補地とする長期陸上産出試験の実施が挙げられている。（『フェーズ3実行計画 2.1 フェーズ3で取り組むべき目標と課題』より）

フェーズ３における経済性検討の位置づけ
フェーズ3における達成目標（Ⅲ）

技術検討等を通じて、実現可能性の高い開発システムの基本案が提示され、かつ、将来の商業化が可能と示唆されるような経済性の評価や、商業化段階での環境面での検討のベースとなる環境影響評価手法案等が提示されていること（『フェーズ3実行計画 1.3.2 フェーズ3の位置づけと達成目標』より）

長期のガス生産挙動が把握されておらず、長期のガス生産が可能な技術基盤が構築されていない......段階では、経済性の検討には制約が大きい（前提条件や数値の現実性や確度・精度に大きな幅あり）
一方、経済性を考慮せずに、研究開発を進めるべきではない

研究・技術開発と経済性検討は、いわば、ニワトリとタマゴのような関係？

経済性検討の必要性と重要度• 研究が進展し、計画・コスト等に、より合理性・説得性が求められる段階にきている• 各種の前提条件が必ずしも実態と一致しているか不明であっても、試算・評価結果の中から、進むべき道が見えてくる場合がある本日の内容メタンハイドレート研究開発と、経済性について (佐伯)経済性等に関する課題について (亀田)①

基本方針と経緯（フェーズ1終了時の評価）②

メタンハイドレート開発のイメージ（これまでの想定）③

第1回海洋産出試験までの知見を踏まえて実施した経済性評価と分析

④まとめ

基本方針
 メタンハイドレートの研究開発は、海洋において2回の試験を実現するまでに至ってはいるものの、資源開発という視点で見るといまだ初期的な段階にある このような初期的な段階にあるとはいえ、マイルストンごとにおいて、将来商業化を達成できる可能性の有無や研究開発の方向性を確認することが重要 不透明な点については様々な想定を置きつつ、感度分析を主眼とした経済性評価を実施。
＜現在行っている経済性評価＞＜実際の投資に向けた経済性評価＞〇 研究開発行為そのものの妥当性の確認（どのような研究開発を行っても、商業化に至らないようなレベルのものでないか？）〇〇〇〇 研究開発の方向性の確認（影響を与える因子の抽出と感度分析）

精度の高い利益、損失の見通し
事業の資金ポジション
投資リスク
・・・等

経済性評価の経緯(フェーズ１終了時の評価）

市場ガス価格（$/MMBtu)

 技術開発の進展によって経済性が成立する可能性を示唆する結果を確認
 生産性が重要であることを確認
市場ガス価格の想定
9$/MMBtuから17$/MMBtuまで天然ガス価格が上昇するシナリオ

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本日の内容メタンハイドレート研究開発と、経済性について (佐伯)経済性等に関する課題について (亀田)①

基本方針と経緯（フェーズ1終了時の評価）②

メタンハイドレート開発のイメージ（これまでの想定）③

第1回海洋産出試験までの知見を踏まえて実施した経済性評価と分析④

まとめメタンハイドレート濃集帯のイメージ（例）
海底面から比較的浅い領域に存在する。
一定の厚さと広がりをもって分布する。
海面

水深1,000m

海底面

メタンハイドレート貯留層（例）1,000m減圧法によるガス生産のイメージ
坑井を中心として減圧とMHの分解が進展すると想定生産レートは、減圧範囲の拡大に伴い一定程度まで増加した上で減退していくことを想定

生産レート＜生産レートイメージ＞時間＜平面イメージ＞＜断面イメージ＞

メタンハイドレート貯留層

開発のイメージ〇 貯留層からガスを採取し、エネルギー事業者に海岸近傍で販売する事業を想定。
〇 減圧法の場合１本の坑井でカバーできる領域が限定されると想定され、多くの坑井を順次掘削しながら開発・生産を進めていく方式が考えられる。

洋上プラットフォーム

ライザー
海底パイプライン（陸上へ）
マニホールドセパレータ

マニホールド

減圧ポンプ
圧入井

生産井

メタンハイドレート貯留層

セパレータ開発スケジュールイメージと収支の時間展開イメージ
 ガス生産が始まってからも設備の導入は継続する。
 初期投資額は設備費総額よりも低い。
フェーズ
項目

探鉱費
設備費
操業費
収入

探鉱

開発

生産

本日の内容メタンハイドレート研究開発と、経済性について (佐伯)経済性等に関する課題について (亀田)①

基本方針と経緯（フェーズ1終了時の評価）②

メタンハイドレート開発のイメージ（これまでの想定）③

第1回海洋産出試験までの知見を踏まえて実施した経済性評価と分析④

まとめ経済性試算を行ったモデル濃集帯の条件の想定
モデル①（大規模）モデル②（中規模）

モデル③（小規模）

水深1,500m

700m

1,300m

開発対象面積

30km2

10km2

7km2

MH層厚

200m

100m

40m

原始資源量

900億㎥

200億㎥

60億㎥

技術的可採埋蔵量

600億㎥

80億㎥

20億㎥

開発期間

30年

15年

15年

坑井当たり平均
ガス生産レート

30万㎥/日

6万㎥/日

2万㎥/日

※モデル①は8年間、モデ
ル②、③は15年間の平均※・ 掘削による実在の確認ができていないものも含め、地震探査結果の解釈から日本近海に存在が期待される濃集帯を元に様々な仮定を加えることによりモデルを作成
・ 技術的可採埋蔵量やガス生産レートは様々な仮定に基づく生産シミュレーションより想定

それぞれのモデルにおける生産システムの想定モデル①（大規模）モデル②（中規模）

モデル③（小規模）

技術的可採埋蔵量

600億㎥

80億㎥

20億㎥

坑井当たり
平均ガス生産レート（8年間の平均）30万㎥/日

6万㎥/日

2万㎥/日

プラット
フォーム

16,000トン × 2基

13,000トン × 1基

12,000トン × 1基

坑井500m × 約80本

200m × 約25本

200m×約20本

坑井群7セット

2セット

2セット

パイプライン

20inch × 55km

1２inch × 50km

10inch × 50km

生産ｼｽﾃﾑｲﾒｰｼﾞ※ 日本海洋掘削、新日鉄住金ｴﾝｼﾞﾆｱﾘﾝｸﾞ、千代田化工建設、日本ﾒﾀﾝﾊｲﾄﾞﾚｰﾄ調査、Intec Sea、FMC Technology等への業務委託等に基づき想定

経済条件の想定
 メタンハイドレートの商業化とは、メタンハイドレート由来の天然ガスが、LNG由来の天然ガスの代替として利用者から選ばれる状態になることを指す。
 メタンハイドレートの商業化の開始時期は概ね、2030年代が見込まれており、その後の投資回収期間に10～20年程度の期間を要すると想定すると、2030年～2050年にかけての我が国着のLNG価格見通し（11～12$/MMBtu）との競争性を確保しておく必要がある。
 そのためには、一定の企業利益も考慮すると、生産原価を6～7$/MMBtuに抑えられる技術開発を目指すことが求められる。
※これらの価格は現時点のデータから試算したものであるため、必要に応じて見直すこととしたい。

 メタンハイドレートにはLNG代替としての価値の他に、『我が国EEZ内の国産資源』『将来の安定的なエネルギー資源』『海外からのエネルギー調達の際のバーゲニングパワー』としての価値も存在するが、それを現時点において定量化することは困難であるため、今後、メタンハイドレートの商業化が視野に入った段階で改めて検討することとしたい。
価 格 ・ 見 通 し （ 米 国 エ ネ ル ギ ー 省 情 報 局 （ Energy Information Center： EIA） ）油価(brent)($/bbl）

HH価格（$/MMbtu）

2015

2020

2030

2050

2015

2020

2030

2040

2050

2015

AEO2017(2017年1月）

53.06

74.82

94.52 109.37 116.80

8.06

10.18

10.76

10.83

11.70

2.66

4.51

5.00

5.07

5.83

AEO2012113.97 115.74 126.51-------

4.29

4.58

6.29

--

AEO200744.61-------

5.46

5.71

6.52-

-

46.47

51.63

2040

北米産日本着価格（$/MMBtu)想定※

2020 2030 2040 2050

※原料ガス:HH価格x115%、液化費用（3$/MMBtu）、輸送費（2$/MMBtu）として参考値を試算。FID前の2012年以前は、試算除外※価格は、実質価格（2016年、2010年、2005年価格）

資源エネルギー庁総合資源エネルギー調査会 資源・燃料分科会（第22回）資料より引用

経済性試算結果例（生産原価とコスト内訳の解析）•大規模濃集帯ほど費用は大きくなるものの、生産ガス熱量あたりの単価は低くなる傾向がある。
•大規模濃集帯では、低コスト化による経済性の改善効果は期待できるが、小規模濃集帯では、単純な低コスト化によって商業化が実現できるレベルまで経済性を向上することは期待しにくい。
•経済性を確保するためには、大規模で生産性が高い濃集帯を対象とすることが重要である。

市場ガス価格10$/MMBtu、インフレ率0%を想定
資金コスト、コンティンジェンシー等は含まない
他にもさまざまな想定あり※ コストは、日本海洋掘削、新日鉄住金エンジニアリング、千代田化工建設、日本メタンハイドレート調査、Intec Sea、FMCTechnology等への業務委託や外注等を参考に想定し、在来型を対象とした経済性評価ソフトウェアを用いて大きくずれていないことをチェック。
ただし、研究開発段階での推定であるため、本質的に大きな見積り誤差が含まれていると考える必要がある。

経済性評価結果（生産原価とコスト内訳の解析）•小規模な濃集帯で生産原価が大幅に高い値を示すのは、生産規模によらず必要となる要素があるため。
•他の濃集帯との共用や設備のリサイクル利用を含め、単位設備当たりのガス生産量を大きくできるような工夫が重要である。

26

各モデルにおける経済性試算結果
モデル① ： 2030～2050年頃の輸入LNGと競合できる可能性を示す試算結果
モデル② ： 過去に日本で経験実績のある輸入LNG価格と競合できる可能性を示す試算結果
モデル③ ： 大幅なガス価格の上昇を見込んでも、輸入LNGと競合することは困難である可能性を示す試算結果

一定の利益を見込んだ場合の損益分岐ガス価格（ブレイクイーブン）※ 探鉱段階のコスト、資金コストは含まない
コンティンジェンシーは考慮していない。

商業化を実現できる条件の検討（ベンチマーク条件として）モデル①の条件を元に、経済性が得られる限界条件の例を試算した。

開発エリア面積約20km2

原始資源量

約500億m3（約1.5～2TCF）

ガス生産量

約200～250億m3

坑井数

48坑井

坑井当たり生産レート

平均8～18万m3／日

プラットフォーム数

１基

坑井群数

4群

輸送・販売方法

海底パイプラインで陸上に輸送
海岸近傍にて発電事業者に販売

濃集帯

重要なのは単位設備あたりのガス生産量
開発システム洋上プラットフォーム
海底パイプライン（陸上へ）

モデル①
（大規模）

ライザー

マニホールドセパレータ

マニホールドマニホールド
セパレータ

減圧ポンプ
生産井

セパレータ

マニホールド

減圧ポンプ

生産井

圧入井

モデル②
（中規模）
圧入井

生産井

クラスター①クラスター②

生産井クラスター③クラスター④

商業化の実現が期待できる濃集帯規模および生産性の条件
 商業化を実現できる可能性のある濃集帯の規模と生産レートの目安を整理した。
 この条件はガス価格動向や開発システムのコストによって変動する。

約10$/MMBtuを基準
原始資源量
坑井生産レート（8年平均値）

大規模

中規模

小規模

約500億m3（約2TCF）以上

約100～500億m3（約0.4～2TCF）

約100億m3（約0.4TCF）以下〇（優先順位：中）×（対象外）

高◎15万m3／日程度以上（優先順位：高）中
5～15万m3／日程度

低5万m3／日程度以下

約18$/MMBtuを基準●ベンチマーク〇（優先順位：中）△（優先順位：低）

×
（対象外）

×
（対象外）

×
（対象外）

×
（対象外）

資源エネルギー庁総合資源エネルギー調査会 資源・燃料分科会（第22回）資料より引用

本日の内容メタンハイドレート研究開発と、経済性について (佐伯)経済性等に関する課題について (亀田)①

基本方針と経緯（フェーズ1終了時の評価）②

メタンハイドレート開発のイメージ（これまでの想定）③

第1回海洋産出試験までの知見を踏まえて実施した経済性評価と分析

④

まとめ

まとめ
商業化を目指すためには、今後以下が必要である。

① 生産挙動の把握および生産性向上技術の開発（坑井の生産性を可能な限り高く、また、これを長く維持できることが重要）②

条件の良い濃集帯の存在の確認（期待される生産性が高く、かつ、大規模な濃集帯を対象とすることが重要）③

開発システムの低コスト化（坑井当たりの生産性の向上に限界がある事を想定した場合、特に坑井掘削費やサブシーシステム費を中心として、開発システムの低コスト化を実現することが重要）④

検証および商業化までの工程の再整理（①~③について技術的な検討を進めた上で、再度経済性を評価することにより商業化の実現可能性を確認するとともに、これに基づき商業化までの道筋を再整理することが重要）⑤

常識にとらわれない柔軟な発想とオープンな姿勢（このような難易度の高い技術開発の実現には、これまで以上に重要となる。）

本資料は、経済産業省の委託により実施しているメタンハイドレート研究開発事業において得られた成果に基づいています。以下の関係先に謝意を表します。
経済産業省

資源エネルギー庁

資源・燃料部

石油・天然ガス課

メタンハイドレート資源開発研究コンソーシアム（MH21）の委託業務先各社