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ガスビジネス研究会
Mizuho-IR Business Forum on International Natural Gas & Hydrogen Energy
研究資料
2005 年 7 月上旬版（サンプル）
みずほ情報総研株式会社
＝2005 年 7 月上旬版（サンプル）目次＝ １．地域情勢／政策分析 分野 国 ①BP が BP 統計 2005 年版を公表 全般 世界 ②ノルウェーで４番目となる小規模 LNG 液化基地建設計画 LNG ノルウェー ③フランス政府が天然ガス自動車普及で関連企業と議定書締結 CNG 自動車 フランス ④エジプトがイスラエルにガス供給を行うことで合意（MOU 締結） パイプライン エジプト、イスラエル ⑤トルコ−ブルガリア−ルーマニア−ハンガリー−オーストリアをつなぐ Nabucco パイプラインを推 進する合弁企業設立で関係企業が合意 パイプライン トルコ、ブルガリア、ルーマニ ア、ハンガリー、オーストリア ⑥オーストラリア Gorgon プロジェクトが基本設計に着手 LNG オーストラリア ⑦カリフォルニア州知事がカリフォルニア州の受入基地計画の中では BHP の計画が最も安全と表明 LNG 米国 ⑧米国 FERC が新たに２つの LNG 受入基地を承認し、KeySpan の LNG 貯蔵設備の受入基地への転用を却下 LNG 米国 ２．企業動向／分析 分野 国 ⑨【連載】ガスビジネスの展開（その４−独自路線で小規模液化基地建設計画を進める Liquefied Natural Gas Ltd.） LNG インドネシア、タンザニア、イ ンド、南アフリカ ⑩Shell と Gazprom がサハリンⅡとシベリアガス田の権益を交換で合意 LNG、ガス田開発 ロシア
⑪ConocoPhillips と Essent Energie B.V.がオランダに LNG 受入基地を建設する FS 調査実施 LNG オランダ
⑫インドの GUJARAT STATE PETROLEUM CORPORATION LTD が 20Tcf 以上のガス田発見と発表 ガス田開発 インド
⑬広島ガスがマレーシア LNG から調達へ LNG マレーシア、日本
⑭オーストラリアの Austrian Gas Light がパプアニューギニアから天然ガスを購入へ パイプライン パプアニューギニア、
オーストラリア
３．新技術開発動向／分析 分野 国
⑮BP、ConocoPhillips、Shell、Scottish and Southern Energy が天然ガスを燃料とした二酸化炭素排出 がほぼゼロの水素発電所を建設へ
CO2固定化、水
素供給 イギリス
⑰Shellとクイーンズランドの電力会社がCO2地中隔離を組み合わせた石炭ガス化発電事業のFS調査を 実施 石炭ガス化、CO2 固定化 オーストラリア ⑱SHEC labs 社が太陽エネルギーを利用したメタン改質の水素生産実験に成功 水素供給 カナダ ⑲ドイツで燃焼後のCO2を回収する石炭火力発電を導入へ CO2固定化 ドイツ ４．添付参考資料
①BP Statistical Review of World Energy June 2005、ファイル名：BP_stat2005.pdf、BP_stat2005.xls ②LNG 社の株式上場時の目論見書、ファイル名：LNG_Prospectus.pdf、
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Mizuho-IR Business Forum on International Natural Gas & Hydrogen Energy 2005/7/11
⑨【連載】ガスビジネスの展開（その４−独自路線で小規模液化基地建設計画を進める Liquefied Natural Gas Ltd.）
オーストラリアの Liquefied Natural Gas Ltd.は、独自の小規模液化プラン トの技術を保有し、これまで LNG のプロジェクト化が難しかった小規模なガ ス田を利用した小規模 LNG チェーンの構築を目指しているベンチャー企業で ある。
米国で Cheniere Energy が証券コードを LNG として上場したように、 Liquefied Natural Gas Ltd.は、昨年９月に証券コードを”LNG”としてオースト ラリア証券取引所（ASX）に上場した。
○液化技術
同社は、小規模なガス田を対象に効率よく液化するプロセスを開発し、特 許を出願している。具体的には AA-MR（Ammonia Absorption – Mixed Refrigerant）プロセスとよばれており、既存の吸収冷凍機の技術を応用して いるもので、同社では排熱回収を行うことによって、従来の大型プラントで 利用されているシステムより生産効率が高く、また単位規模あたりの初期投 資、運転コストともに経済的であるとしている。 表⑨−1 同社の AA-MR process の特徴 液化規模 0.1∼100 万トン／年強 （100∼500 万トン／年） 効率 8-10kW／tpd （13-15kW／tpd） 初期投資額 US$160∼220／tpy （US$220∼300／tpy） 建設期間 18∼24 ヶ月 （38∼48 ヶ月） （注）右の（ ）に掲載したデータは一般的なC3-MR プロセスの値
（出典）Liquefied Natural Gas Ltd. “LNG Technology Presentation”
天然ガス 混合冷媒 コンプレッサ 空気 燃料 アンモニア吸収 排熱 図⑨−1 同社が開発した AA-MR プロセス
（出典）Liquefied Natural Gas Ltd. “LNG Technology Presentation”
○計画中のプロジェクトの概要 同社の計画しているプロジェクトは、埋蔵量が 0.2Tcf でも成立するような 小規模な未利用ガス田、フレアガスとして燃焼させている随伴ガス等をター ゲットにしている。したがって、新規のガス田開発を行うよりも、既に発見 されている未利用ガス田を利用することを想定している。また、受入基地も 新規に港湾を開発するのではなく、既存の港湾の一角を利用する方法を検討 している。 現時点での供給の主なターゲットはインドで、既にいくつかの顧客と合意 段階にある。図⑨−2、表⑨−2 に公表されているプロジェクトの概要を示す。
液化基地（既存） 液化基地（計画・構想） 受入基地（計画・構想） 受入基地（既存）
Mtwara Port Mnazi Bay PSA （Tanzania） South Africa
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Mangalore
Liquefied Natural Gas Ltd.
Senora (Indonesia) LNG Project Nagappattinam
Middle East LNG Project（場所未定）
図⑨−2 LNG 社の展開 （注）受入基地は、同社が中心になって建設するとは発表されていない。東 アジア向けは具体的な合意段階には至っていない。 表⑨−2 LNG 社の供給計画 供給先 供給量 契約状況 GMR Energy Limited の Mangalore の既存発電所と周辺企 業 24 万トン×15 年 ただし 48 万トン に拡張予定有 2004 年 3 月 MOI 締結 2005 年 3 月 HOA 締結 2005 年後半には、液化用ガ スの確保と液化基地建設地 （中東）を確定する予定 Tamil Nadu 州 Pillai Perumal
Nallur に あ る PPN Power Generating Company Limited の 既存発電所（33 万 kW） 36.5 万トン／年 締結済みの MOI の期間を 2005 年 7 月 27 日まで延長 イ ン ド
Apollo Infrastructure Projects Finance Co Limited による上記発 電所の拡張事業（30 万 kW）
36.5 万トン／年
締結済みの MOI の期間を 2005 年 7 月 31 日まで延長
GAIL (India) Limited 7.3 万トン／年
MOU 締結（沖合油田のフ レアガスを利用） イ ン ド Southern Petrochemical Corporation Ltd の肥料工場向け 36 万トン×20 年 2005 年 5 月 HOA 締結 南 ア 有力企業（企業名非公表） 12∼36 万トン× 15 年 2004 年 10 月 MOU 締結 これらの契約別の供給量を合計すると、2005 年５月の段階で HOA レベル 計約 100 万トン／年、MOI・MOU レベル計約 100 万トン／年、その他交渉が 進展している供給先が計 100 万トン／年あると公表している。 一方、インドへの供給は、タンザニアの未利用ガス田を利用する液化基地 の計画を進めてきたが、インド側の需要規模や希望時期、希望価格を考慮す るとタンザニアのガス田は適切でないと判断され、代わって中東のガスを使 用する液化事業を検討している。ただし、現段階では、具体的な油ガス田の 名前や国名も発表されていない。 また、この 5 月には、インドネシアのスラウェシの Senoro ガス田から供給 を受けて 70 万トン／年規模の液化基地を建設することを進めており、ガス田 を保有する Pertamina 等と合意した。同ガス田は、Donggi Senoro LNG とい うインドネシアではタングーに続く大型プロジェクトの検討が進められてい たが、供給先に予定していた、Marathon Oil などのメキシコ Baja California の 受入基地計画が頓挫してしまったことから、計画が見直されている状況にあ る。
表⑨−3 に LNG 社の液化基地建設計画の概要を示す。
表⑨−3 LNG 社の液化基地建設計画
建設予定地 概要
インドネシア
2005 年 6 月に、中央スラウェシにある Senoro ガス田から 120MMcf／d のガス供給を受けることで、ガス田の所有者であ る PT Pertamina（Persero）、PT Medco E&P Tomori Sulawesi と合意（Exclusivity Agreement）。Luwuk 近郊に 70 万トン／年 規模の液化基地を建設する。液化基地の建設については、現地 企業の PT Maleo Energi Utama 社と PT LNG Energi Utama を 設立し進める。投資額は 1.6 億ドルを予定。
タンザニア
カナダの Artumas 社が保有するタンザニア沖合の Mnazi Bay ガス田のガスを購入する予定。液化基地は同ガス田から 27km のパイプラインを建設し、Mtwara 港で液化する。液化の規模 は 700 トン／日で、当初、この液化基地からインドの GMR に 供給する予定であった。しかし、現在は南アなどの市場向けに 変更され検討されている。 中東 インドへはタンザニアから供給を予定していたが、インド企業 の希望する需要と供給期間に対応するのが困難であることか ら、同社は中東のどこかの未利用ガスを利用して液化基地を建 設することを検討中としている。利用する油ガス田の名前や国 名も現時点では公表されていない。 < 13 > 現在の LNG プラントは、カタールで１トレーン 780 万トン／年のプラント が計画されているように、一般的には大型化の傾向が顕著になってきており、 大型化に伴うスケールメリットで経済性を高めるよう工夫されてきている。 したがって、同社の試みは、これらのトレンドとは対極を成すもので、同社 が見込む経済性を実現するには、技術改良、需要確保、安価なガスの確保と 克服すべき課題も多い。しかし、既に、インドを中心に多くの需要を確保し つつあり、また上場によって資金調達も果たしたことから、順調に事業が進 めば、未利用ガス田の活用方策として新たなビジネスモデルが確立すること になる。 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 Sep -15 -0 4 Sep -28 -0 4 Oct-1 1 -0 4 Oct-2 2 -0 4 No v-04 -0 4 No v-17 -0 4 No v-30 -0 4 Dec -1 3 -0 4 Dec -2 4 -0 4 Jan -11 -0 5 Jan -24 -0 5 Feb-07-05 Feb-18-05 Ma r-03 -05 M a r-16 -05 M a r-31 -05 A p r-13 -05 A p r-29 -05 Ma y-13 -0 5 Ma y-26 -0 5 Jun -09 -0 5 Jun -23 -0 5 Ju l-0 6 -0 5 図⑨−3 LNG 社の上場後の株価推移
（参考資料）Liquefied Natural Gas Ltd.ホームページ http://www.lngtheenergylink.com.au/
【 添 付 参 考 資 料 ： LNG 社 の 株 式 上 場 時 の 目 論 見 書 、 フ ァ イ ル 名 ： LNG_Prospectus.pdf、”COMPANY PRESENTATION June 2005” 、ファイ ル名：LNG_ PRESENTATION.pdf】
⑮BP、ConocoPhillips、Shell、Scottish and Southern Energy が天然ガスを燃料とした二酸化炭素排出がほぼゼロの水素発電所を建設へ
BP、ConocoPhillips、Shell とイギリスの電力会社 Scottish and Southern Energy は共同で、二酸化炭素の排出をほぼゼロとする発電所の建設につい て基本設計に着手すると発表した。 発電所の規模は 35 万 kW を想定しており、実現すれば、商業化プラント として世界初の試みとなる。発電は、北海で生産されている天然ガスを原 料とし、改質設備によって水素を取り出し、水素タービンで発電を行う。 一方、改質設備から排出される二酸化炭素は、ガス田とは別の油田におい て、石油増収（EOR: enhanced oil recovery）のために注入される。
EOR用に注入されたCO2は一部原油と共に地上に出てくるが、BPでは９ 割以上のCO2を削減できるとしている。 事業の概要を以下に示す。 表⑮−1 事業の概要 < 20 > 発電規模 35 万 kW（約 25 万世帯分） 発電設備 水素燃料の複合サイクル発電 CO2回収量 130 万トン／年 スケジュール FS 調査：完了 基本設計：∼2006 後半終了 投資決定：2006 年中 運開：2009 年 投資額 6 億ドル 発電所位置 Peterhead（スコットランド北東部） CO2注入油田 北海 Miller 油田（発電施設から 240km） （水深 100ｍ、海底から 4000m の地 点に注入） 圧力 原油 CO2 電気 H2O 35 万 kW 複合サイクル発電所 ガス田（北海） 天然ガス H2 改質設備 CO2 原油 北海油田 （Miller Field） 図⑮−1 今回想定されているプロジェクトのしくみ 表⑮−2 CO2注入が行われるMiller油田の権益 企業 比率 BP 52％ ConocoPhillips 30％ Shell 18％
Miller 油田
Peterhead
図⑮−2 発電を行うPeterheadとCO2が注入されるMiller油田の位置（出典：イギリス通商産業省資料に加筆）
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今回CO2が注入されるMiller油田は、発電を行う地点からは 240km沖合に ある代表的な油田である。しかし、95 年に原油 150,000b/d、天然ガス 220MMcf/dの規模で生産のピークを迎え、現在は、原油 10,000b/d、天然ガ ス 15MMcf/dまで生産量が減少し、2006/7 年には生産を停止する見込みと なっていた。しかし、今回の事業を実施することによって、15∼20 年の延 命につながり、この期間に増収できる原油の量は 4,000 万バレルを期待し ている。 なお、イギリス政府は３月に、二酸化炭素の回収と貯留（CCS：Carbon Capture and Storage）の政策支援を発表しており、今回の事業にも政府の 資金が投入される見通しである。北海では、このような生産が衰えた油田 やガス田へのCO2の固定化のポテンシャルとして以下のような推計結果が ある。 表⑮−3 北海における油田、ガス田、帯水層のCO2固定化能力（単位：Gt-CO2） < 22 > 帯水層 枯渇油田 枯渇ガス田 閉鎖系 解放系 デンマーク 0.1 0.4 0 0 オランダ 0 0.8 0 0 ノルウェー 3.1 7.2 10.8 476 イギリス 2.6 4.9 8.6 240 計 5.8 13.3 19.4 716 （注）イギリスは北海部分のみで、他の地域のポテンシャルは含まれてい ない。また炭層のポテンシャルは評価されていない。なお、2000 年 時点のイギリスの発電による二酸化炭素排出量は、0.158Gt-CO2。
（ 出 典 ） イ ギ リ ス 通 商 産 業 省 、 "REVIEW OF THE FEASIBILITY OF CARBON DIOXIDE CAPTURE AND STORAGE IN THE UK" （元出典）Joule II Project No.CT92-0031, The underground disposal of CO2
（British Geological Survey , 1996）
（参考資料）BP プレスリリース（6 月 30 日）
http://www.bp.com/genericarticle.do?categoryId=2012968&con tentId=7006999
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