経済性検討は、指標として汎用されているIRRおよびNPV法を用いることとし、その方 法の概要を図6-2に示す。
図 6-2経済性検討の方法
１） 5.6 章で算出された設備建設費（EPC コスト）にEPC コスト以外の費目を加えて
CAPEXとする。CAPEXの算出に際しては、2017年12月にIHS CHEMICALが刊
行したProcess Economics Program Review 2017-15を参照した。
CAPEXとしてEPCコストに上乗せする一般的な費目としては
・プロジェクト形成にいたる費用
・プロジェクト開発費用
・官庁許認可費用
・FIDにいたるまでの諸経費
・ファイナンス費用
などがある。
２） 4.1章で算出された随伴ガスを原料とし、直近の市場ガス価格を原料ガス価格とす る。
３） 4.1章で算出された製品ガス（C1～C4）を製品とし、最近のC1/C2価格およびC3/C4 価格を製品価格とする。C5+留分（NGLに相当）はイラク国内でBGCに渡すとし、
その価格は直近のNGL価格の見合いとする。
４） OPEXは以下の項目を含むものとする。
・運転要員費
・保守要員費
・一般管理費
・外部用役購入費
設備構成検討
残存簿価検討 感度分析 設備仕様設定
CAPEX/OPEX 推算
ガス価格 検討 天然ガス
生産計画 物質収支計算 原料、製品の 価格設定
総売上算出 総支出算出
IRR/NPV 算出
・保守経費
・保険経費
５） 建設期間・運転期間を想定のうえMicrosoft Excelに内蔵されているIRR関数・NPV 関数によりIRR/NPVを求める。
６） インフレーション、エスカレーション並びに売掛・買掛は考慮しないものとするが、
運転期間が比較的短いため、経済性評価に当たっては運転終了後の設備の残存価 格を考慮することとする。
７） 原料・製品価格は表6-1に示す最近の米国EIA公表値を用いることにする。
尚、ガス価格の指標は、シェールガスの開発により世界最大の天然ガス産出国となり今後 ガス取引市場において主導的な役割を果たすと見られている米国の Henry Hub 価格を用い ることとする。
表 6-1 原料・製品価格
原料・製品種類 単価 単位 備考
原料ガス 4.0 USD/MMBTU H.H.価格を採用
C1/C2 mix 4.0 USD/MMBTU H.H.価格を採用
C3/C4 mix 400 USD/ton サウジCPも考慮
C5+留分 50 USD/BBL US NGL価格を参考とした
H2S/CO2 0 無価格とした
原料・製品価格の参考例を図6-3, 6-4, 6-5に示す。
図6-3に示すようにMMBTUあたりの価格はC1 /C2/ C3/ C4/ NGLの順に高くなる傾向にあ る。随伴ガスはこれらの混合物であり、MMBTUあたりの価格は一般的にメタン含量が高い リーンガスより C2-C4 を多く含むリッチガスの方が高い傾向になる。LPG 価格はサウジ Contract Price, CPも参照した（図6-6）。
図 6-3炭化水素燃料のスポット価格（2002/01–2018/10）
図6-4に示すように、MMBTUあたりの価格はNGLが原油をやや上回るレベルで推移して いる。一方で図6-5のように NGL単独の価格のデータも公開されている。本検討ではUS NGL価格を参照した。
図 6-4 NGLと原油・天然ガスの相対価格推移
図 6-5 NGL価格推移
図 6-6 LPGのCP価格推移
（出典：http://www.ogcts.co.jp/service/lpg/pdf/lpgkakaku.pdf）