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IEEJアウトルック 2024
LNG・天然ガスの役割発揮に向けて2023年10月20日
一般財団法人日本エネルギー経済研究所
資源・燃料・エネルギー安全保障ユニット
上級スペシャリスト 橋本 裕

IEEJ© 2023

本報告要点
 LNG・天然ガス安定供給に必要な新規投資• 天然ガス生産部門の必要累積投資額（2022-2050年）
レファレンスシナリオ(REF): 9.8兆ドル、技術進展シナリオ(ATS): 7.0兆ドル• REFで 1800万トン/年、ATSで 800万トン/年程度のLNG生産設備の追加が必要となる• 既建設決定分の実現にも不確実性があり、実現しない・遅延などの可能性にも留意すべき
 LNG生産プロジェクトのコスト傾向、日本向けLNG調達の課題• 供給チェーン支障・ロシア戦争・インフレに伴い、建設遅延や全体としてのコスト上昇• 同時に、小・中規模液化設備の技術革新、モジュラー方式によるコスト削減努力も顕在化• 日本の2030年代以降の必要LNG調達の確保に向けて、内外企業間の共同購入・融通など調達提携、大手買主・商社の準ポートフォリオプレイヤー化、調達構成最適化を検討すべき
 LNG輸送長距離化と輸送合理化ニーズ• パナマ運河拡張利便性向上・ボトルネック発生、LNG輸送長距離化中、輸送合理化が重要 G7・LNG産消会議で示されたLNG役割明確化・セキュリティ強化の必要性• エネルギー転換において認められる「Abatedな」LNGの基準確立が重要• 非加盟国対話も含めIEAガスセキュリティ機能強化、生産国・消費国との対話強化期待
 LNG市場安定化への長期的要因および課題• 適切な長期契約確保とLNG供給力確保に予断は禁物• LNG生産プロジェクトの資金ニーズに対応する多様な金融手段が必要• 途上国市場も含めた買主のすそ野拡大を踏まえ、国内外買主間の連携の構築が有効

1

│LNG需要純増分、既存LNG生産設備・原料ガス田老朽化代替で投資必要
2050年まで、800～1800万トン/年のLNG投資が必要

既存分（経年減少を反映）

なお、「投資が必要な生産容量」とは、新規建設決定（FID）済分LNG需要（レファレンス）= 見通し上のLNG需要量と、経 700年により減少する既存生産容量の差。これには以下を含む
600

1. 新規プロジェクト投資
2. 代替供給（バックフィル）用の新規ガ
ス田投資（1-2中、黄色スタックは既決定分）
3. 原料ガス田生産減少分補完
4. 既存LNG液化等の設備若返り改修

LNG供給: 投資必要容量試算

LNG需要（技術進展）

レファレンス: 平均毎年、

単位: 年間100万トン

年間1800万トン分

500
400

技術進展: 平均毎年、300

 既建設決定分（黄色スタック）の実現にも、不確実性 200があり、実現しない・遅延などの可能性に留意すべき 100
IEEJ© 2023-

年間800万トン分

2022

2030

2040

2050
2

│LNG生産プロジェクトのコスト傾向
主要動向
20102014•

日本、中国を含む北東アジアLNG需要急増を受け、豪LNG生産プロジェクト開発ブーム、プロジェクト建設活動集中に伴う高コスト化•

当時のLNG生産プロジェクト開発の主流である豪州の高コスト傾向が、他地域での開発の現実性を覚醒させる効果につながった

20152020•

LNG生産プロジェクト開発の中心地が米国に移り、LNG原料向けの上流部門、液化部門ともコスト増加ペースが相対的に低下
米国産LNGの原料ガスコストは、米国ガス消費市場と同じネットワークを通じて供給されるガスであり、絶対的に安価なガスではないが、長期的安定性を期待•

米国LNG輸入基地利用低迷に伴い、インフラストラクチャー設備をLNG輸出設備の開発に転用できたこともコストダウン要因
米国ガス生産部門・原料ガス輸送部門が総じて分離していることも、リスク低減・コスト低下要因
他地域含め、浮体液化（FLNG）方式も遠隔ガス田開発では競争力あるオプションとして普及拡大

パンデミックによるロジスティックス障害に伴い、建設遅延、結果としてコスト上昇が発生
ロシア・ウクライナ戦争に伴う全般的なコスト上昇（インフレ高進）
投資決定後のLNG生産プロジェクトのホスト国による不安定要因による建設遅延••

鋼材・コンクリート等の基礎素材コスト上昇
資金調達コスト上昇（ゼロ金利の終わり）
CCS・電化（再生可能エネルギー）コスト••

20212023•••

IEEJ© 2023コストダウン要因、プロジェクト推進要因

•••

•
•

•

小規模・中規模液化設備の技術革新によるコスト低下
LNG生産プロジェクト裾野・全体規模拡大に伴う、モジュラー方式（同一設計の繰り返し適用）拡大によるコスト低下
ロシア産ガスからのフェーズアウトの動きにより、他地域でのLNG生産プロジェクト開発の促進へ
2020年代後半のLNG市場機会を競い合う生産プロ
ジェクト各社は、コストダウンに取り組む
3 特に2021年後半
以降に、鋼材、セメント等の建設資材コストの上昇傾向が高まっている LNG生産プロジ
ェクト建設コストへの影響が懸
念される
180
170

140

80

2010-122011-05
2011-10
2012-032012-08
2013-012013-06
2013-11
2014-04
2014-09
2015-022015-072015-12
2016-05
2016-10
2017-032017-082018-012018-06
2018-112019-04
2019-09
2020-022020-07
2020-122021-052021-102022-032022-082023-012023-06

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│資材コストの上昇による、LNG生産プロジェクト建設コストへの影響懸念
2020-12 = 100

ステンレス鋼基本建設資材コストの上昇傾向

160150セメント

13012011010090

出所: Federal Reserve Bank データに基づき作成
4│価格激変により、LNG市場規模は、数量面の成長以上に変動・大幅拡大

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350
300
250
200

4035米ドル / 100万Btu

400

LNG市場規模: 金額・数量

10億米ドル・100万トン

 2022年は、LNG
市場は数量面でも堅調な拡大
 しかし、市場規模は金額面では前年比倍増（金額が激減した2020年と好対照）
 2023年は、LNG
価格下落で金額面で市場規模は低下する見込み

150

30
2520
15

100

1050

5002019

2020

2021

世界LNG輸入10億米ドル

世界LNG輸入100万トン

日本LNG平均単価

TTF平均2022
世界LNG平均単価

出所: GIIGNL, Global Trade Atlas, Trade Statistics, ICEデータに基づき作成

5│投資決定後のリスク: LNG生産プロジェクトでの事例

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現状

今後の注目点

モザンビーク••FLNG設備は2022年輸出開始
陸上プロジェクト第1プロジェクト、建設開始
後に政情不安で建設停止、完成は2年以上遅延•

陸上第1プロジェクト、セキュリティ回復・建設コスト上昇分の吸収が課題。コントラクターとの交渉次第で再入札・日程さらに延期可能性

ロシア Arctic LNG 2•

第1モジュール完成、以降第2、3モジュールが予定通り完成できるか•

制裁制約下で技術困難

モーリタニア・セネガ
ル沖 Greater Tortue
Ahmeyim FLNG

•FLNG生産設備完成遅延で稼働開始は2024年第 •
1四半期へと遅延コストは投資決定時より10％程度超過見込み

豪 Barossa ガス田••

2023年中に掘削再開できれば、2025年上半期 •供給開始目標維持
コスト見通しも維持•

掘削再開が遅延すれば、既存 Darwin LNG 停止期間が長期化する
予定通りでも、コストは増加可能性

豪 Scarborough ガス田••

2026年LNG生産開始、コスト見通しを維持
環境団体より手続き面にチャレンジ•

環境問題手続き遅延により、パイプライン敷設開始に遅延可能性

豪州その他プロジェク
ト•

GHG排出削減を課すセイフガードメカニズム実 •施に関する不確実性
操業プロジェクトに労働争議リスク•

プロジェクト稼働初日からのGHGネットゼロ義務が新規案件の制約につながる可能性
LNG生産プロジェクトにて争議が発生しない対策が必要•

6

│LNG生産プロジェクトの「グリーン化」
動力の電化・電力のグリーン化
全般

課題

••
•

液化プロセスの完全電化
操業信頼性向上・メンテナンスコスト低下
液化効率向上、GHG排出管理向上、ガス消費削減も期待••

電源がグリーン化できるか供給力およびバックアップ電源の確保が必要
近距離に再生可能エネルギー源が確保できるかが課題
工業地帯で、再生可能エネルギー電源の調整・融通性が高ければ優位だが、遠隔地の場合が多い
初期投資額増加の問題も••••••IEEJ© 2023CCS•

•••

米メキ
シコ湾

•

大気汚染対策も含め、動力の電化・電力のグリーン化 •は徐々に進行中

カナダ
西海岸

•

豊富な水力発電供給をグリッドより受ける計画

カタール

•

NFE、NFS拡張計画に向け、大型太陽光発電設備計画 •も並行して推進•

原料ガス源、圧送・液化プロセスより生じるCO2を対象としたCCS
近隣工業等からのCO2回収が可能なら経済的優位向上
近距離に適地層が存在するか一定規模以上のCO2需要が創出できるか初期投資額の増加（立地により異なるが概ね10％以上増加する見込み）
既存LNG設備への組み込みの場合には、半年程度のシャットダウンが必要
安定的に実施できるか実証が必要
原料ガスからの分離・回収以上に、プロセスからの回収は技術的に高度IRAによる税制優遇が、LNGプロジェクト推進企業によるCCS計画に優位に

NFE、NFS拡張計画にCCS織り込み済み
桟橋からのBOG回収再液化も既存プロジェクトより実施中
7

主要ガス生産地域の将来のLNG供給源としての注目点
世界各地でLNG供給増への取り組み進展
一方、開発に伴うリスクも散見

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開発しやすい案件は、多くの場合開発済みで、今後はフロンティア資源あるいは難度の高い案件となる既存LNG生産設備に追加建設する拡張（ブラウンフィールド）、原料ガス供給を代替するバックフィルなどの案件に経済的優位性

カナダ

ロシア
•
•

Arctic LNG-2など新規プロジェクトの開発進展は不透明
Sakhalin 2プロジェクトからのLNG出荷停止可能性は否定できず、既存買主のターム契約更新は不確実
アルジェリア••

2022年以降、イタリアを中心に欧州向けガス・LNG輸出を拡大
2021年にはモロッコとの間の西サハラ領有権をめぐる対立から、モロッコ向けガス輸出を停止など政治リスクも存在

2023年5月、Equinor、Shell、ExxonMobil がLNG輸出プロ
ジェクト開発でタンザニア政府と基本合意。規制枠組や生産分与契約も含まれる模様。
FIDは2025年に期待•

米国

2023年10月、紛争影響で Tamar ガス田生産停止
2022年6月にイスラエル・エジプト・EUはイスラエル産のガスをパイプライン経由でエジプトに輸送し、エジプトの液化施設からEU向けにLNGを輸出拡大することで合意
イスラエルは東地中海ガス田開発を進めており、LNG基地建設も検討

••
•

•••••

Freeport LNGプロジェクトが再稼働したこともあり、2023年は世界最大のLNG輸出国になる
LNG引き取りコミットメント増加により、FID・建設の活発化への期待
環境重視派によるLNG開発への反発といった政治リスクは存在するが、現政権は現実路線であり、当分の間は同路線が継続見込み

世界有数の天然ガス埋蔵量を誇るが、核開発問題による欧米からの制裁により大きく開発は進まず
ロシアや中国は将来的なLNG化も含めたガス開発の協力拡大を模索。2023年3月の中国仲介によるサウジとの外交正常化合意の影響も要注視
パプアニューギニア••PNG LNGは後継ガス田候補のP’Nyang ガス田開発に関し2022年2月政府と基本合意
Papua LNGは2027年末 - 2028年頭の生産開始に向けて2023年3月にFEED開始

North Field East (NFE) / North Field South (NFS) の両拡張プロジェクトがそれぞれ2025年、2027年の生産開始を目指す。未販売分の帰趨に注目
同プロジェクトには2022年以降、欧米メジャー、中国Sinopec, PetroChinaが出資を決定。Sinopec, PetroChina は、いずれも27年間の長期調達契約を締結。Petrobanglaも15年間の調達契約を締結

2022年11月、Coral South FLNGプロジェクトより同国初となるLNGが出荷。容量年間340万トンであり、bpが20年間の全量引き取り。2023年5月には日本がスポットでbpより購入
Mozambique LNG 1 プロジェクトは、2019年にFID、2024年の生産開始予定であったが、治安悪化に伴い、2021年4月に工事を中断。現時点では2026年以降の生産開始を目指すが、治安状況に加え、コスト増の問題も出ている模様

メキシコ•Altamira FLNG（New FortressEnergy）は2023年6月に輸出許可取得、2023年内にLNG生産開始予定
出所: 各社プレスリリース等を基に作成

モザンビーク
••

イラン

カタール
•

•

カナダ政府はガス田、LNG設備の電化、低炭素事業機会への大規模投資を奨励。スマートグリッド、貯蔵技術、炭素回収技術も世界有数
世界で最もクリーンなLNG設備のひとつとするカナダ初となる輸出プロジェクトである
LNG Canadaを建設中（2025年生産開始を予定）

東地中海（イスラエル・エジプト・トルコ）

タンザニア
••

豪州
••
•

2023年7月よりLNG関連法制度改正が適用。国内ガス供給保護や脱炭素対策の観点からLNG事業者の対応事項や負担が増加する
日本企業含めてLNG事業者側には事業開始後の制度変更に対する懸念あり、今後のインセンティブ策含めた投資環境の整備が注目される
労使協議動向次第での供給支障可能性も要注視

8

当面2020年代後半以降の市場を競うLNG生産投資・ターム契約取引増加
 ウクライナ危機後、米国を中心にLNG FID・建設活動が活発化する傾向
 ただしプロジェクトブームは建設コスト上昇につながる
 より長期を睨み、脱炭素のエネルギー転換に適合する「AbatedなLNG」の基準明確化が投資促進に必要

80100万トン/年（容量）

追加FID
可能性

70
Nigeria LNG Train 7

オマーン
米ガス生産者
カタール
ポートフォリオ売主
豪州
メキシコ

2009年以降のLNG生産FID容量と2022年/2023年にターム契約されたLNG販売
60

米ガス生産者
オマーン
ポートフォリオ買主（2023年分FIDは、実績+各プロジェクト公表の目標に基づく）
Arctic LNG 250

 なお、既投資決定済みのうち、ロシア案件実現は不確実

40

 2022年・2023年直近までのターム契約では、供給元は米国、買手としては、中国などアジア、欧州、ポートフォリオ買主が中心に。

30

Rio Grande

GorgonWheatstone
Sabine Pass 1-2

Cove Point

Cameroon Kribi FLNG
Freeport LNG 1-2
Yamal LNG
Sabine Pass 5

APLNG T1
PreludeAPLNG T2
Petronas FLNG 1
Donngi Senoro
QCLNG GLNG

0

ポートフォリオ買主
アブダビ
ポートフォリオ売主
インドネシア
豪州

Ust-Luga
Venture Global Calcasieu Pass
Corpus Christi Stage 3

20 PNG LNG

10カタール

Scarborough - Pluto Train 2

米国

欧州需要家
メキシコ
カナダ

Mozambique LNG1
Venture Global Plaquemines
Tortue FLNG
Sabine Pass 6

Qatar NFENFE Fast Mexico
Port Arthur

その他アジア日本
韓国

Corpus Christi 1-2
Golden Pass
Cameron LNG
Costa Azul 1
ElbaIsland
SabinePass
3-4
Ichthys
Corpus Christi 3
Freeport LNG 3 Coral South FLNG
Petronas FLNG 2
Tangguh 3

Congo LNG
VentureGlobal Plaquemines 2

その他アジア
米国LNG Canada

欧州需要家

日本
韓国

中国
中国

Malaysia Nearshore

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注: 2023年分FID見込みは、直近までの実績および各プロジェクトの発表されたFID目標に基づく

2022-2023年
ターム契約の内訳

9日本のLNG調達対応 - 調達提携、ポートフォリオプレイヤー依存の増加見込み
 現時点でターム契約確保量は、2025
70
年頃 ま での 年間 6000万ト ン強か ら、(100万トン）
2030年時点で5000万トンまで低下 レファレンスシナリオで、LNG需要は2050年まで年間6000万トン弱を維持
 長期的な将来の調達に関して50

個社（特に電力会社）での単独大 40
規模・長期ターム契約は困難に

短中期・スポット調達比率拡大↓ 以下の対策における官民協力や政策的支援が重要

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60

内外ポートフォリオプレイヤーからの調達活用



日本の大手買主・商社などの準ポートフォリオプレイヤー化



海外企業との共同購入・融通など調達提携の強化



国内主要企業間の連携による共同購入などの検討

日本企業のLNGターム
契約確保量

将来の必要量を充足する方法をどう組み合わせるか30
201002023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039
豪州
パプアニューギニア
マレーシア
インドネシア
ブルネイ
カタール
アブダビ
オマーン
ロシア
米国
カナダ
モザンビークポートフォリオプレイヤー
日本企業転売10パナマ運河通航船舶数・LNG輸送量は増加の一方で、ボトルネックも発生
＜現状＞

＜課題＞

2016年パナマ運河拡張完成以降、大型LNG輸送船舶の通航が可能となり、メキシコ湾岸を中心とする米国産LNGの北東アジア向け輸送の利便性が向上

輸送増加で、アジアLNG輸入急増時に待機時間長期化発生
通航・予約の合理化が進む一方、直近では長い待機時間が継続する傾向も渇水による水位低下と大型船舶通航可能隻数制限も発生シェール革命に伴い、天然ガスだけでなく増産されたLPGのアジア向け輸送の増加にもつな
がっている
100万トン35

通航隻数40520191200

LPG数量

0.08

0.06

0.05

0.06

0.20

0.17

61518202428

29

LNG回数

284165211788

172

185

212272195

LPG回数6141119144027

221

440

503

508

646

756

743

（出所）ICIS LNG Edge データ用いて計算
日本向け

中国向け

韓国向け

他国向け

米産以外

通航時間

2023/0714

2023/0412

2023/01

112022/10

62022/07

0.43

2022/04

0.45

2022/01

0.02

2021/100.15

2021/070.87

2021/04

0.06

2021/010.46

2020/10LNG数量 0.12

2020/072022

2020/042021

2020/012020

2019/1020192019/072018

南向き（大西洋 ---> 太平洋）

2019/0420172019/012016

2018/102022

2018/072021

北向き（太平洋 ---> 大西洋）

0.05

102018/04

2020

60

2018/01

0IEEJ© 2023

02019

15

2017/10200100201880

2017/07

300

52017

20

2017/04400

Note: Canal year lasts from October to September

2016

120
100

2017/0110

要時間（折線グラフ)

500(出所) Canal Authority Annual Report データに基づき作成

15カーゴ当たり、月平均所と所要時間

25

2016/1020

カーゴ数（棒グラフ）

700600パナマ運河LNG / LPG航行

2530140

パナマ運河大西洋側から太平洋へのLNG輸送カーゴ数

2016/073035

待機時間

11LNG輸送長距離化と輸送ボトルネックの存在で輸送合理化が重要に LNG供給源多様化に伴い、 14,000km
輸送経路・距離も多様化

米本土産LNG
輸出は比較的長距離

 日本向けでは、サハリン3日12,000～米メキシコ湾（パナマ運河経由）20日まで大きな差
 LNG海上輸送距離は、特に、10,000
予想外の日本・アジア需要急増時に長距離化（パナマ回避）
8,000 米メキシコ湾岸産LNG、特に北東アジア向け輸送時に、長距離輸送が増加
6,000
 2022年は米国産LNGが欧州シフトし、全体輸送距離も4,000若干低下
 今後の米国産LNGの増加により、輸送合理化の必要性2,000がさらに高まる
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北米西海岸・東アフリカ
LNG輸出本格化は輸送合理化にとっても重要

日本向けLNGは過去原
発停止時に長距離化

世界平均

日本平均

韓国

アジア買主

太平洋売主

カタール

中東売主

米本土（出所）GIIGNL LNG Industry 2023 データ、海上輸送距離データを用いて計算-12

G7大臣会合コミュニケにおける天然ガス関連要点
天然ガス・LNG関連主要条項

留意点

49. Energy security and clean energy transitions:. . . commitment. . . to accelerate the phase-out of unabated fossil fuels「対策されている」基準が重要

61. Methane:
メタン・GHG排. . . an internationally aligned approach for measurement, monitoring, 出測定・実測強化
reporting, and verification of methane and other GHG emissions to と国際基準化が重create an international market that minimizes GHG emissions across oil, 要にgas, and coal value chains, including by minimizing flaring and venting, and 排出削減対策におadopting best available leak detection and repair solutions and standards.
ける国際協力の重要性
天然ガス・LNG重要性を認知した点は有意義
しかし脱炭素のエネルギー転換に認められるLNGの基準確立が重要

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69. Natural gas and LNG. . . investment in the gas sector can be appropriate to help address
potential market shortfalls provoked by the crisis, subject to clearly defined
national circumstances, and if implemented in a manner consistent withour climate objectives and without creating lock-in effects, for example
by ensuring that projects are integrated into national strategies for thedevelopment of low-carbon and renewable hydrogen.

13

LNG産消会議の要点
IEA加盟国、LNG生産国、LNG消費国が、それぞれネットゼロ実現に向けた、各国自らのクリーンLNG利用へのアプローチ、 エネルギーセキュリティ面でのLNG、天然ガスへの期待を表明
日本はグリーントランジッション推進の重要性を強調。また緊急対応のリザーブ確保、相互協力の必要性を指摘。「戦略的余剰LNG （SBL）」を紹介、仕向地条項廃止に向けた世界的協力、NEXIによる LNGトレーディング支援を表明
日本・EU間の LNG協力に向けた共同声明により、国際協力に基づくLNGセキュリティ強化の中で、国際機関（具体的にはIEA）との協力、LNG市場情報の透明性向上、メタン排出対策の協力推進

国際協力を通じてのLNG供給セキュリティ強化の必要性

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LNG産消会議2023の議長総括にも示された通り、IEAによる非加盟諸国も含めたガスセキュリティに関する情報機能の強化やガス市場情報透明性の向上、助言機能の強化が期待される。
ネットゼロへのトランジッション、エネルギーセキュリティ確保に向けて、LNG・天然ガス供給確保・安定調達・安定流通のため、生産国・消費国間、消費国相互間の協力強化が必要。 LNG産消会議に加えて、政府間レベルでのバイラテラル協議によるLNG生産国との緊密な対話、消費国間での調達協力、緊急時融通協力
促進14

│LNG市場長期安定化・発展への課題

供給面

需要面

長期的に需要増の中心が途上国へとシフトする中、先行LNG消費国からの支援が重要
LNG市場での柔軟性追求が重視される中、安定需要確保して長期コミットメント可能とする官民での工夫が必要。需要アグリゲーション、ポートフォリオプレイヤー活用や共同調達が必要

価格面

原油連動主流から、ガスハブ価格方式連動が拡大。適切な組み合わせ追求が課題

環境面

脱炭素のエネルギー転換に適合するLNGプロジェクト基準の明確化（メタン・GHG排出対策など）
必要
LNG液化におけるCC(U)S/電力グリーン化の推進がLNGのグリーン化に貢献する
契約短期化に対応する資金調達方法が必要
市場拡大により、新たに参入する買主の信用力担保の対応も重要に

金融面
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注目点および、LNG消費国側から取り組むべき課題
今後の主力供給源となる米LNG生産プロジェクトの着実な実現
豪州・カナダ・メキシコなどでのLNG生産の拡張・維持
アフリカのフロンティア地域でのLNG生産プロジェクトの実現
償却済みLNG生産プロジェクトの市場柔軟化に資する活用15