東南アジアのLNG輸入開始、
東アジア市場向けLNGフローの変化
は
じめに
東南アジア・ガス消費国で数年来計画されてきた LNG輸入が実現に向かいつつある。2011 年 5 月、 タイ国営石油会社（PTT）がMap Ta Phut LNG受入基地の商業操業を開始し、タイは東南アジアで最初 のLNG輸入国となった。2012年にはインドネシア西部ジャワおよびマレーシア半島部Port Dicksonの LNG受入基地が操業開始を準備中である。続いてシンガポールが2014年ごろからLNG輸入を開始する。 東南アジアは長期間、日本など東アジア市場向けの主要な LNG供給地だったが、このようにこの地域 のガス需給は大きく変わりつつある。 本稿では、こうした東南アジアのLNG輸入とLNG需給とその背景を概観する。併せて、それに伴う 東アジア市場へのLNGフローの変化に触れる。 （1）概況 東南アジアの LNG受入基地計画（一部は既に操業開 始）、および液化基地の位置を図 1 に記す。ガスの供給 地域だった東南アジアでは、経済発展とともにガス需要 が増加して、域内生産では賄えない状況が想定され、複 数のLNG輸入基地建設が計画された。 （2）インドネシア・ジャワ島のLNG受入基地 2012 年 4 月、インドネシアで初めての浮体式 LNG受 入基地“Nusantara Regas Satu”がシンガポールの造船所 を出航してジャワ島西部のジャカルタ外港に入った（受 け入れ能力=300万トン／年）。インドネシア政府は「ガ ス政策」のなかで、LNG輸出量を大幅に削減してガスを 国内市場向けに優先配分することを明確にし、LNG受 入基地建設計画を進めてきた。LNG受入基地第1号とな る西ジャワ基地の完成は数度にわたって延期されてきた が、このたび、実現の運びとなった。 西ジャワ LNG受入基地は、国内カリマンタン島のボ ンタン LNGと締結した 10 年間の契約に基づき、2012 年4月下旬に初カーゴを受け入れた。同受入基地は試運 転を開始し、6月に商業運転を開始する。同LNG受入基 地 へ の LNG国 内 輸 送 業 務 は、 商 船 三 井 と 現 地 企 業 Trada maritimeが受注している。 ジャワ島など主要エネルギー消費地での LNG気化ガ ス用途は、産業用と発電用燃料である。インドネシアで は都市近郊でも石油系燃料を使用する発電所、工場（産 業需要家）が多い。昨今の原油価格高騰によって石油系 燃料コストが大幅に上昇しているので、相対的に安価な 国産ガス使用は経済合理的な判断ではある。石油系燃料 には政府予算からの補助金が使われて財政悪化の要因に なっているため、政府には石油系燃料消費を抑えようと する意図が強い。 インドネシア国内市場で供給されるガスには $2 ～ 6/ MMBtuの極めて安い価格が適用されている（用途によっ て幅があり、肥料・発電用は安く、一般産業用は高い）。 国内市場での供給価格はLNG輸出価格（2011年の東ア ジア伝統市場の購入価格$13 ～ 18/MMBtu）に比べて大 幅に安いため、国内供給価格がどのように設定されるか 注目され、また同時に懸念されてもいた。同国業界筋に よると、ボンタン LNGの供給価格は英国ブレント原油 価格を指標として11％の係数が適用される模様である。 この価格フォーミュラは、欧州のガス長期契約価格 フォーミュラに近い方式であり、良好な価格水準で合意 されたと考えられる。1.
東南アジアのLNG輸入開始
インドネシア政府は LNG調達に際して輸入と国産 LNGの双方を検討してきたが、輸入 LNG価格は高額で あるため、当面は国産 LNGを国内市場向けに振り向け る。ボンタンに次ぐ主力のパプア州タングー LNG（760 万トン／年）も発電公社PLN向けガス供給契約が調印さ れ、2013 年に LNG供給を開始する。タングーには第 3 トレイン（380万トン／年）の建設計画があり、完成後は 国内市場向け供給力が増強される。同国では新規ガス田 は 25 ％以上の国内市場向け供給義務があり、同条項は 新規LNG案件にも適用される。 インドネシアでは、更に中部ジャワ、北スマトラ、南 スマトラに LNG受入基地を建設する計画があるが、詳 細はまだ定まっていない。 （3） マレーシア：マレー半島部マラッカで LNG輸入を 開始 マレーシアも 2012 年に LNG輸入と国内市場での LNG消費を開始する。マレーシア政府は2012年6月4日、 東南アジアの LNG 受入基地、液化設備の計画 図1 出所：JOGMEC 作成
Indian Ocean
Indian Ocean
Phillippin
Sea
Phillippin
Sea
VIETNAM VIETNAM Map ta Phun Map ta Phun North Sumatera North Sumatera Arun Arun MLNG MLNG Brunei Brunei Bontang Bontang Tangguh Tangguh Senoro Senoro Abadi Abadi West JavaWest Java East JavaEast Java Malacca Malacca Singapore Singapore MALAYSIA MALAYSIA SINGAPORE SINGAPORE INDONESIA INDONESIA PHILIPPINES PHILIPPINES BRUNEI BRUNEI LAOS LAOS CAMBODIA CAMBODIA THAILAND THAILAND MYANMAR MYANMAR Kalimantan Kalimantan Johor Johor New Guinea New Guinea Java Java Summatera Summatera Sabah Sabah LNG受入基地（稼働中） LNG受入基地（計画中） LNG液化基地（稼働中） LNG液化基地（計画中） WGC2012 開会式における マラッカ LNG 再気化施設模型の被露 写1 出所：WGC 新聞
クアラルンプールで開幕し た第 25 回世界ガス会議開 会式において、同国初のマ ラッカ LNG受入基地の建 設作業がほぼ完了したと 華々しく発表した。併せて、 サラワク州沖合の洋上液化 事 業（FLNG、 液 化 能 力 120万トン／年）のFIDが 2012年3月に既に実施され、 2015 年の操業開始を目指 して準備中であることを公 表した。 同国の LNG輸入は、人 口と経済活動が集中するマ レー半島部において、増加 する電力需要に対して、頭 打ち状態にあるマレー半島 部東岸沖合のガス供給力 （主要な発電燃料）を補うこ とを目的にしている。 国営石油企業 Petronas の 子 会 社 Petronas Gasは マレー半島マラッカ LNG 受入基地（350万トン／年、 浮揚式）の設備建設を2012 年 6 月にほぼ完了させ、7 月から操業を開始する。マ ラッカ沖合（Port Dickson） に受け入れバースが設置さ れ、浮揚式 LNG受入設備 によって LNGを受け入れ、 再気化が行われる。 Petronasは 2011 年 5 月、 GDF Suezから LNG250 万 トンを購入する契約を締結 し、2012年半ばからマラッ カ LNG受入基地への受け 入れを開始する。Petronas は更に 2012 年 6 月、Statoilと LNG中期売買契約に調印 して、72万5,000トン（1Bcm）を3年半の期間内にマラッ カLNG受入基地に投入する計画を公表した。 長期契約に基づくLNG調達は、Petronasが2008年に 事業参加した豪州クイーンズランド州 CBM液化事業 GLNGから購入する。GLNGは 2014 年末～ 2015 年の LNG生産開始を予定している。Petronas はGDF Suez、 Statoilから短中期契約に基づいて LNGを輸入すること により、2014 ～ 2015年のGLNG操業開始までの期間、 LNG調達をつなぐことが可能となる。 Petronasは、マラッカに続いて、半島部南端のジョホー ルに第 2 の LNG受入基地を建設する。またサバ州に発 マレー半島部の LNG 受入基地計画（マラッカ、ジョホール） とガスパイプライン網 図2 出所：JOGMEC 作成 0 50 100 km Pahlawan Pahlawan Panglima Panglima Kapar Kapar Connaught Bridge Connaught Bridge Genting Sanyen Genting Sanyen Lawit Lawit Jerneh Jerneh Larut Larut Guntong Guntong Duyong Duyong PM-3 PM-3 West Natuna‘B’ West Natuna‘B’ Kerteh Gas Processing PlantKerteh
Gas Processing Plant
M A L A Y S I A
M A L A Y S I A
INDONESIA INDONESIA KUALA LUMPUR SONGKHLAMTJDA Malaysia-Vietnam CAA
Natuna Sea THAILAND THAILAND SINGAPORE SINGAPORE JDA JDA
Gas Field Oil Field Gas Pipeline Import line PGU Loop Gas Processing Plant Industrial Gas-User Gas-fired Power Station Regasification Terminal （Planning）
MALAYSIA MALAYSIA Malacca Malacca Johor Johor PM-301・302 PM-301・302 マラッカ沖合（Port Dickson）の受け入れバース 図3 出所：Petronas
電所向けガス供給を目的にして、小規模な LNG受入基 地設置を計画している。 （4） タイ：2011 年に東南アジアで初めて LNG受け 入れを開始 PTTは 2011 年 5 月末に東南アジアで初めてとなる Map Ta Phut LNG受入基地に試運転カーゴを受け入れ、 同年 9 月上旬に商業操業を開始した。以降 2012 年 1 月 までに11カーゴを受け入れている。 PTTは2014年まで、基本的に短期およびスポットに GSP Road l-1 Sukhumvit Rd. 4th Pipeline Road No.36 4th Pipeline Ta Guan Bay LNG Terminal Off-shore Pipeline no 1-3 Inter connecting pipeline
PTT の Map Ta Phut LNG 受入基地の諸設備① 図4
出所：PTT アナリスト会議資料 “LNG Business opportunities in Thailand” 2012 年 1 月
PTT の Map Ta Phut LNG 受入基地の諸設備② 写2
よるLNG調達を行う。2015年以降は、長期契約に基づ いて安定的なLNG調達を行う。PTTはまた2012年5月 中旬、カタールから 200 万トン／年の LNGを長期契約 で購入することで基本合意した（2013年から開始）。リ スク軽減のため、複数の LNG供給者から調達する意向 である。LNGプロジェクトに参加してバリューチェー ンを通じて調達を図るなどの、積極的な手法を取ろうと している。更に同社は長期的なLNG調達を視野に置き、 海外のLNG事業への参入機会を探っている。 PTTは 2012 年 6 月現在、大型ガス田発見に沸くモザ ンビークArea 1（オペレーターはAnadarko）に権益を 保有する英国独立系石油会社 Cove Energy買収の入札 に応じ、Shellと提示額を競っている。また、可能であ れば、在来型 LNG、非在来型 LNGの双方に参加したい との意向を表明している。長期的には 2020 年までに国 際エネルギー企業になることを企業目的に置いており、 国内市場向けエネルギー調達とともに、国際市場での取 引においてもLNG部門を育成しようとしている。 （5）シンガポール等のLNG輸入計画 シンガポールはマレーシアとインドネシアから長期契 約でパイプライン・ガスを購入している。しかしこれら のガス生産国が自国市場向けガス供給を重視する政策に 転じていることに鑑かんがみて、将来の安定的なガス調達のた めに LNG輸入を決めている。同国エネルギー市場局は 2008年の入札を経て、BGグループに300万トン／年の 独占的LNG納入権（20年間）を与えた。2010年に南西 部ジュロン地区に受け入れ能力 350 万トン／年の LNG 受入基地建設を開始している。 シンガポール当局は、中長期的なガス需要増加を想定 して、LNG受入設備能力の増強を計画している。また BGグループが独占的納入権を持つ 300 万トン／年を超 える数量に対しては、再度入札を実施すると見られる。 シンガポールの LNGハブとしての機能（LNGトレー ディング）を期待する見方がある。しかしLNGは、①ボ イルオフ・ガスが発生するため2 ～ 3カ月以上の貯蔵が 不適切であり、②東南アジアの他の受入基地は LNG生 産国（生産地）から直接LNGタンカーを受け入れるので、 シンガポールの LNGハブとしての機能がどの程度必要 とされるか未詳である。 なお、ベトナム、フィリピンでも LNG輸入計画があ るが、まだ検討段階にある。 PTT の Map Ta Phut LNG 受入基地の諸設備③ 写3
２.
東南アジアがLNG輸入に至った要因：域内ガス需給の変化
かつては豊富な石油ガス資源を持つと見られていた東 南アジアであるが、域内エネルギー需給には徐々に変化 が見られ、エネルギー消費地域としての特徴を強めつつ ある。その要因は、①電力需要増加に伴うガス消費量の 増加、②ガス生産量の伸び悩みであり、補助金を使う安 価なエネルギー価格設定もその一つになっている。 （1）ガス需要増加と補助金問題 発展途上にある東南アジア経済は、電力需要の増加率 が大きい。国によって発電用燃料に特徴はあるものの、 域内で最も広く使用される発電用燃料はガスである。 主要ガス生産国のなかでは、政策的に国産ガス利用を 推進してきたマレーシアとタイのガス発電比率が高い。 電力需要増加に伴って、ガス消費量も増加している。 ガスは世界の各地域市場で需給が完結する比率が高い 地域商品である。輸送方法が広域パイプラインかLNGに 限定されるため、地球規模での国際取引には制約が多い。 また、国内市場向けガス供給に統制価格を採る生産国 が多い。ロシアおよびイランをはじめとする中東の有力 産ガス国では、ガスは極めて安価な価格で国内市場に供 給される。アジアでも統制価格を採る国が多い。シンガ ポールを除く多くの東南アジア緒国や中国はエネルギー 価格を統制している。東南アジアでは補助金を使ってエ ネルギー価格を安く設定する国が多い。原油価格の高騰 に伴ってエネルギー補助金額が大きく膨れ上がり、国家 財政を圧迫して深刻な問題になっている。市場価格が適 用されるのはシンガポール、フィリピンなど一部の国に とどまっている。 東南アジアのガス需給の大きな課題は、域内ガス需要 が増加傾向にある一方で、主要ガス生産国の供給力が低 迷していることである（タイ、マレーシア等）。東南アジ アのガス生産国では、輸出資源としての石油資源の温存、 または石油輸入額を抑えるために、国産ガスを積極的に 国内消費向けに振り向ける政策が採られてきた。マレー シア、タイは国産ガス利用推進策の成功事例であり、1 次エネルギー消費に占めるガス比率が特に高い（マレー シア =37 ％、タイ =40 ％、2011 年、BP統計）。しかし 両国の国内市場向けガス供給量はともに横ばい状態にあ り、2010 年代後半には減少が進む見通し である（近隣からのパイプライン・ガス輸 入を含む）。 インドネシアは国内市場向けを優先する ガス供給政策を強化し、2010 ～ 2011 年 にLNG輸出契約数量を大幅に削減した。 東南アジアでは、国内市場向けガス供給 を促進させる目的で補助金付きの安価なガ ス価格が設定されてきた（同様に石油製品 にも補助金が適用される）。その結果とし て国内のガス利用は促進されたが、安価に 供給されるガスの浪費も指摘されるように なった。特に域内ガス供給に陰りが見えて きた昨今、このガス価格統制政策の矛盾が 東南アジア主要国の発電用燃料比率 図5 Bcfd 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 0.0 インドネシア マレーシア タイ シンガポール 年 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 出所：WGC2012 レポート 東南アジア主要国のガス消費量推移 図6 出所：BP 統計 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 % ブル ネイ イン ドネ シア マレ ーシ ア ミャ ンマ ー フィ リピ ン シン ガポ ール タイ ベト ナム 再生可能 水力 ガス 石油 石炭拡大してきた。 東南アジアのガス政策は、健全なエネルギー市場育成・ ガス市場拡大を標ひょう榜ぼうする国際機関（エネルギー機関・ガス 関連機関）からしばしばその非効率性を批判されてきた。 その趣旨は、「補助金付きの安価なガス供給は、①ガス生 産者の投資意欲を損ね、その供給を阻害する、②安価な ガス供給は消費者の浪費を招いて供給力以上に需要を増 加させ、健全な市場育成を妨げる」というものである。 経済の発展途上にある東南アジア各国政府当局にとっ ては、エネルギー価格決定を市場に委ねることは政治リ スクを生む懸念があった。特にインドネシアでは 1990 年代後半に、広く厨ちゅう房ぼう用に使われる灯油を含むエネル ギー価格の値上げが国民の反発を招き、政権崩壊に至っ た事例もある。しかし域内ガス供給力に限界が見える今、 関係国政府は適正な水準のガス価格引き上げに取り組ま ざるを得ない。現に、インドネシア、マレーシアは、 2007 ～ 2008 年以降、徐々にガス価格を引き上げつつ ある。とりわけインドネシアでは、以前より社会が安定 してきたことから、エネルギー価格値上げは大きな混乱 を招かずに受容されつつある。しかし政府が計画する期 間内にガス価を市場価格に移行させることはなお難しい のが現状だ。 関係国政府にとって、補助金を削減しつつガス価格を 市場価格に近づけ、適正なガス需給を維持することは大 きな課題である。当然ながら、一般国民はこれ まで慣れ親しんできた安価なエネルギー価格政 策の変更に反対する。将来、東南アジア市場へ のガス供給が順調に進展するかどうか、なお疑 問視されている。これは長期的にはエネルギー 源選択の問題につながる問題である。東南アジ ア全域で、将来の発電用エネルギーに占める石 炭比率が拡大するとの見通しが有力であり、国 内でのガス利用促進策が大きな転換点を迎える 可能性が高い。 （2）東南アジアのLNG輸入をめぐる背景 以下に、マレーシア、タイの事例を取り上げる。 ａ.マレーシア マレーシアはインドネシアと並ぶ東南アジア の伝統的な石油ガス生産国・LNG輸出国であ るが、近年ガス埋蔵量の補ほ填てんが不十分でガス生 産量は横ばい状態にある。 サラワク州ビンツルのマレーシア LNGに原 料ガスを供給するサラワク・サバ両州のガス供 給力は、サラワク州沖合で新規ガス田発見があ り（Kasawari、2012年2月発見）、サバ州沖合 深海油田（Kikeh, Gumusut油田、2002 ～ 2003 年発見）で随伴ガスを期待できるなど、ある程 度の余裕がある。しかし主要国内市場のマレー 半島部にガスを供給する沖合ガス田群は既に生 産減退にある。マレー半島市場向けパイプライ ン・ガス供給地域は、半島沖合油ガス田と隣接 するマレーシア／タイ共同開発地域（MT-JDA） に限定されており、これらの地域では近年大規 模ガス田の発見が見られない。中長期的には更 に生産減退の進展が懸念される。将来の国内市 場向けガス田開発は、中小規模で高コストの条 アジア主要国の 1 次エネルギー消費比率 図7 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 % 再生可能 水力 原子力 石炭 ガス 石油 日本 中国 マレーシア タイ インドネシア 米国 英国 韓国 出所：BP 統計 出所：BP 統計 マレーシアのガス生産・消費の推移 図8 0 1 2 3 4 5 6 7 Bcfd 年 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 ガス生産 ガス消費
件の悪い案件が中心になってくる（高 温高圧、高CO2）。 Petronasは、マラッカおよびジョ ホールにマレー半島市場向け LNG受 入基地建設を進めている。一方、マレー シアはサラワク州の LNG輸出量を維 持する方針である。2012 年 2 月、サ ラ ワ ク 州 沖 合 新 規 発 見 ガ ス 田 （Kasawari）開発、マレーシアLNG増 強を相次いで表明した（第 9 トレイン 建設、液化能力合計 2,400 万→ 2,760 万トン）。 マレーシアはガス利用先進国の印象 が強いが、エネルギーはなお統制価格 で 安 価 に 設 定 さ れ て い る。1997 ～ 1998 年のアジア財政危機に際して、政府がそれまでの 石油製品価格リンクで市場に委ねていたガス価を公定価 格に移行させた経緯がある。ガス価格の補助金相当額は ガス事業を独占するPetronasが負担している。 しかし、2000 年代後半、原油価格高騰によってエネ ルギーコストが上昇して補助金額が増加したことから、 サラワク州ビンツルのマレーシア LNG と サラワク州 ･ サバ州ガス田、パイプライン 図9 出所：JOGMEC 作成 MMscfd 年 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 LNG Import Capacity Piped Gas Supply
マレー半島市場への PL ガス供給と LNG 受け入れ能力（見通し） 図10 出所：Petronas Gumusut Gumusut BLOCK K BLOC K J BLOCK CA2 BLOCK 2CBLOCK 2D SK-306 BLOCK CA1 MURPHY TOTAL DEEP PETROLEUM BRUNEI MURPHY BLOCK H BLOC K G Labuan Mathanol Plant Labuan Mathanol Plant Sabah Sarawak MALAYSIA MALAYSIA INDONESIA BRUNEI Miri Kota Kinabaru 2,000m 2,000m 1,000m 1,000m 200m 200m Bintulu St.Joseph Erb West Kinarut Kinarut Samarang Kikeh Kikeh Kinabalu MLNGⅠ MLNGⅠ MⅡ MⅡ MLNGⅠ,Ⅱ MLNGⅠ,Ⅱ SK-316 Kasawari Kasawari Kumang Kumang Kanawit Kanawit Dolfin Dolfin Rotan Rotan Buluh Buluh MALAYSIA MALAYSIA INDONESIA INDONESIA Gas Field Oil Field FLNGFLNG FLNG FLNG
政府はエネルギー部門の補助金負担削減のためにエネル ギー価格を引き上げ、市場価格に近づけようとしている。 政府は、第 10 次計画・エネルギー政策のなかで、エネ ルギーへの補助金を徐々に削減して、ガス価格を 2015 年までに市場価格とする目標を掲げている。徐々に補助 金 を 削 減 し て 撤 廃 す る ま で、6 カ 月 ご と に MR3 （=US$0.91）／ MMBtuのガス価格値上げを行う計画で ある。 これに先立ち、2009 年 3 月には 35 ～ 80 ％の大幅な ガス価格値上げが実施された。その後も段階的にガス価 格引き上げを実施している。マレーシア政府にとって、 計画に沿って今後のガス価格引き上げを実施できるかど うかによって、高額の輸入 LNGを国内市場向けに導入 する政策の可否が決定される。 域内のエネルギー供給状況と輸入 LNGの高価格から 判断して、増加する電力需要をガス火力で賄うのは現実 的ではない。マレーシアの LNG輸入は既存のガス火力 発電所操業を賄う範囲にとどまり、増加する電力需要に 対する新設発電所建設は主に石炭火力で対処すると見ら れる。燃料炭調達は、世界最大の一般炭輸出国となった 隣国インドネシアからの輸入が可能である。 ｂ.タイ タイの天然ガス生産量は、Arthit、Bongkotなどシャ ム湾での主要ガス田増産によって 2010 代半ばまで増加 するが、確認埋蔵量に基づく生産量はそれ以降漸減する。 タイは更に、隣国ミャンマーの Yadana、Yetagunガス 田（2014 年に M9 鉱区ガス田からの輸入開始を計画）、 マレーシア･タイ共同開発地域（MT-JDA）からガスを輸 入している。両国（地域）からのガス購入量も2020年以 降は漸減する。国産ガス・パイプラインガス輸入から構 成される既存供給源からの供給量は 2015 年ごろから減 少に向かうと予想される。 タイ政府・PTTはこうした前提の下に、不足するガ ス供給量を補うために LNG輸入を決め、2011 年 5 月に LNG輸入を開始した。現在、PTT子会社 PTT-LNGが Rayong県 Map Ta Phut 産業港の LNG受入基地（能力 500万トン／年）でLNG輸入を実施している。 タイは 2020 年ごろを目途に原子力発電開始を計画し ていたが、2011 年 3 月の東電・福島原発事故で、原発 建設計画は3年程度の遅延を生じる見通しである。需給 見通し変更に伴うエネルギー不足は発生しないと見られ ている。こうした状況下で、LNG受入基地能力拡張（500 万→ 1,000 万トン／年）、第 2 LNG受入基地建設の可能 性も議論されている。 タイ発電公社 EGATは 2010 年発電設備計画（PDP 2010）において、燃料別の発電量を想定している。 タイの発電用燃料はガス中心であり、2010年発電実績 のガス比率が68％の高率であった。将来の計画では、ガ スによる発電量は2019年をピークに漸減を見込んでいる。 代わって、輸入炭による石炭火力比率およびラオス等近 隣諸国からの水力発電による買電量増加を計画している。 MMcfd 年 2010 2011 2012 2013 2014 2015 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 MMcfd 年 2010 2011 2012 2013 2014 2015 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 LNG ImportLNG Import M9M9 CAGR 5% CAGR 5% 4,064 5,143 4,064 5,143 21% 21% 2% 2% 20% 20% 78% 78% 9% 9% 20% 20% 71% 71% 79% 79% LNG LNG Import Import Domestic Domestic 11% 11% 17% 17% 68% 68% 4% 4% 14%14% 20% 20% 59% 59% 7% 7% GSP GSP NGV NGV Industry Industry Power Power タイの天然ガス需要（左）・供給見通し（右） 図11 出所：PTT 2010 年 11 月「ASEAN+3 天然ガス会議」
MTJDA MTJDA
THAILAND
LAOS
MYANMAR
CAMBODIA
OCAVIETNAM
THAILAND INDONESIA INDIA YADANA YADANA Zawtika Zawtika Gawthaka Gawthaka Shwe PyiHtay Shwe PyiHtay Yetagun Yetagun ＰＬＡＴＯＮＧ ＰＬＡＴＯＮＧ ＰAILIN ＰAILIN BONGKOT BONGKOT Khanom Khanom SIRIKIIT SIRIKIIT Kakonna KakonnaMap Ta Phut LNG
Map Ta Phut LNG
BANGKOK BANGKOKOil Field
Gas Field
Gas Pipeline
Gas-fired Power Station
LNG Receiving Terminal
0 100 200 km タイのガス関連設備（ガス田、パイプライン）と Map Ta Phut LNG 受入基地 図12 出所：JOGMEC 作成 Natural gas Natural gas Nuclear Nuclear 11%11% 36% 36% 68% 68% 19% 19% 6% 6% 24% 24% MwH 年 2030 2020 2010 350,000 300,000 250,000 200,000 150,000 100,000 50,000 0 Diesel Renewable Fuel Oil Imported Power Natural Gas Imported Coal Lignite Nuclear タイの燃料別発電量見通し 図13 出所：EGAT 2010 年版発電計画（PDP 2010） 天然ガスの用途別需要見通し 図14 出所：PTT 投資家向け 2012/Q1 分析資料Gas demand forecast（CAGR during 2012∼2030） ：Total ∼1% ：Power ∼1% ：GSP ∼0% ：Industry ∼2% ：NGV ∼1% 7% 7% NGV 5,422 Industry GSP Power 17% 17% 18% 18% 58% 58% 58% 58% 8% 8% 15% 15% 77% 77% MMcfd 年 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 6% 6% 14% 14% 22% 22%
PTTによるタイの長期ガス需 要見通しは、この EGAT発電計 画に対応している。ガス需要が 2015 年ごろまで増加した後は、 発電、産業用ともに 2030 年に至 るまでほぼ横ばいを見込んでい る。このガス需要見通しに対応す る1次エネルギー消費見通しでは、 2010 年に最大のエネルギー供給 源であったガスは 2026 年までに 最も大きく比率を減らす。代わっ て供給量・比率を最も増やすのは 石炭、次いで再生可能エネルギー、 エネルギー輸入（電力）と想定され ている。 世界の LNG供給国に占める東南アジア比率が縮小し ている。ガス供給の多様化、LNG市場のグローバル化（東 アジア市場向け中心→世界各市場向け）の観点から見る と、ガス埋蔵量追加量が世界の他地域に比べて比較劣位 にある東南アジア比率の低下は自然な流れに思われる。 しかし、国内市場向けガス供給の対処に伴って、東ア ジア市場向けの主要LNG供給国であるインドネシアとマ レーシアは対照的なLNG輸出戦略を採ろうとしている。 （1）インドネシアLNG事業の現況 インドネシア政府は 2000 年代後半に国内市場向けガ ス供給に関する議論を重ねた結果、LNG輸出を削減し て国内市場向けガス供給に振り向けることを決めた。イ ンドネシアは 1970 年代～ 2000 年代半ばまで、一貫し て世界最大のLNG輸出国だった。しかし2000年代半ば
３.
国によって異なるLNG事業戦略：インドネシアとマレーシア
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011年 エジプト アルジェリア イエメン オマーン アブダビ カタール サハリン 豪州 ブルネイ マレーシア インドネシア 億m3 ノルウェー トリニダード・トバゴ 赤道ギニア ナイジェリア リビア アラスカ他 0 10 20 30 40 50 60 70 % 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011年 世界の LNG 輸出の推移 図16 出所：BP 統計等 世界の LNG 輸出に占める東南アジア比率の低下 図17 出所：BP 統計等 タイの 1 次エネルギー消費見通し 図15 出所：PTT 投資家向け 2012/Q1 分析資料 年 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 180,000 160,000 140,000 120,000 100,000 80,000 60,000 40,000 20,000 0 Ktoe 2% 13% 14% 33% 38% 2% 13% 14% 33% 38% 3% 13% 14% 38% 32% 3% 13% 14% 38% 32% 4% 13% 14% 38% 31% 4% 13% 14% 38% 31% Hydro/Import Renewable Coal/Lignite Natural Gas Oil Hydro/Import Renewable Coal/Lignite Natural Gas Oil Nuclear Nuclear 1% 6% 14% 15% 35% 29% 1% 6% 14% 15% 35% 29% 2% 6% 15% 17% 33% 27% 2% 6% 15% 17% 33% 27% 87,651 106,263 126,588 145,604 163,812 CAGR 3.9% CAGR 3.6% CAGR 2.8% CAGR 2.4%には原料ガス供給が低迷して、2006年に最大輸出国の地 位を新興 LNG大国のカタールに譲った。2011 年には、 カタール、マレーシアに続く第3位のLNG輸出国となった。 インドネシアは2010 ～ 2011年に、東アジア市場（日 本、韓国、台湾）に対するLNG長期契約量を大幅に削減 して、LNG主要供給国としての地位を降りる意図を明 確にした。日本向け契約量は、以前の 1,200 万トン／年 以上から、300万トン／年への大幅削減になった（供給 力があれば300万トンの追加オプションあり）。ただし、 ジャワ島の LNG受入基地完成が数度にわたって遅れ、 2012 年 半 ば に よ う や く LNG受 け 入 れ を 開 始 し た。 2010 ～ 2011 年は国内の LNG消費がなかったため、長 期契約終了後に生じた LNG供給可能量は短期契約・ス ポット販売で輸出を継続した。 先に述べたように、インドネシアのガス転換は、石油 系燃料を使用する小規模な発電所・産業需要を中心に行 われている。石油系燃料はガスより更に高く、また輸入 品が多く補助金交付による国家財政負担が大きかったた め、国内のエネルギー配分の観点からは合理的と考えら れる。インドネシア経済は、タイ、マレーシアに続いて 工業製品輸出国の特徴を強めており、エネルギー輸出の 依存度が下がっていることは事実である。 しかし、これまでの長期間にわたって、世界最大の LNG輸出国として東アジア市場向け LNG供給に果たし てきた地位を簡単に放棄すべきだったのだろうか。かつ ては国営石油会社 Pertaminaが LNG事業にある程度の 機能を持ってはいた。しかし 2000 年代の改組後、自社 の経営政策を立てる機能が大きく低下し、LNG産業を 石油企業の戦略的分野と認識できなかった側面が垣間見 える。隣国マレーシアの Petronasが LNGを成長分野と して更に発展させようとする姿勢と、対照的である。 （2）マレーシアLNG事業の現況 マレーシアはマラッカLNG受入基地建設を完了させ、 2012年にLNG輸入を開始する。しかし、サラワク州ビ ンツルにあるマレーシアLNG（MLNG）は、依然、輸出 継続の意思を明確にしている。 MLNG を操業するPetronasは、2012年2月に相次い で、サラワク州沖合で新規に発見された大型ガス田 Kasawariの開発、MLNG液化設備増強（第 9 トレイン 370万トン／年の増設）を発表した。中長期的には、サ バ州沖合油田（Gumusut等）随伴ガスを陸域パイプライ ンでビンツルに輸送して MLNGフィードガス用に用い るなど、着実なフィードガス供給体制を整えつつある。 更にTotalとともに高CO2含有ガス田K-05開発（CO2比 率=70％）の共同調査を行う。こうした高CO2ガス田の 商業生産が可能になれば、サラワク沖合に数多い高CO2 ガス田開発への目め処どがつき、MLNG向けフィードガス供 給が更に拡充する。しかし開発・生産条件が悪いガス田 からのフィードガス供給比率が増加する場合、LNG事業 のコストアップにつながることに留意する必要がある。 MLNGは、2015 ～ 2017 年にかけて、東京電力・東 京ガス・韓国 Kogas・台湾 CPCなど東アジア主要 LNG 購入者との長期契約更改期を迎える。Petronasは東ア ジア需要家との LNG売買契約の継続を目指して、LNG 供給力の拡大・改善を強調し、買い主にアピールするな ど、着々と手を打ってきた。これまでマレーシアは、長 期売買契約を更改するには原料ガス供給力が不足すると 見られて、契約更改には力不足とされてきた。ちなみに、 類似した状況を抱えるブルネイ LNGの日本側との長期 契約更改では、契約量は半減されて契約期間も短縮され ている。 しかし 2011 年 3 月の福島原発事故以降、東アジア LNGの需要見通しが上方修正され、LNG需給見通しに 変化が生じた。併せて Petronasが新規ガス田を開発し、 MLNG液化能力増強を行うことから、Petronasの契約 交渉にとっては追い風である。 （3） インドネシア・マレーシアの異なる LNG事業戦略 の背景 Petronasは産油国 NOCのなかでは自国の残存資源量 が少なく、自国での事業活動拡大に制約があるため、早 くから事業の国際展開を図ってきた。また優位性を生か せる事業分野としてLNG操業に自ら深く関わってきた。 Petronasの海外探鉱事業では大きな成功事例はまだな い。しかし LNG事業では、東アジア購入者の間で、信 頼のおけるLNG供給者としての評価を築き上げてきた。 エジプト LNGにも参入しており、カナダ西岸ではガス 生産者 Progress社とともに東アジア向けの新規 LNG事 業立ち上げを計画している。Petronasにとって LNG事 業は上流事業に次ぐ重要な事業部門であり、収益源であ る。将来の業容拡大のなかで LNG部門に期待するとこ ろは大きい。マレーシア政府にとっては、Petronasは 最大納税者の一翼を担い、Petronasの発展に占める LNG分野の重要性を十分に理解している。 LNG事業政策に対するインドネシアとマレーシアの スタンスの違いは、一義的には政府のガス政策の具体的 な実行方針の違いである。インドネシアは、LNG輸出 量の大幅削減によって国内市場向けに国産ガス・LNG を振り向けようとする。当面は高額な輸入 LNG購入を
控える。これに対して、マレーシアは主たる市場のマレー 半島市場向けに輸入 LNGを当てる一方で、サラワク州 の MLNG輸 出 量 を 維 持 し よ う と し て い る。 ま た、 Petronasは LNG購 入 先 の 豪 州 ク イ ー ン ズ ラ ン ド 州 GLNG権益27.5％を購入して事業参加した。 次 に 両 国 の LNG政 策 の 違 い に は、Pertaminaと Petronasの企業としての成熟度が大きく関係している。 Petronasは、全ての国内油ガス田に自社権益を保有す ることで安定的な収入を確保して主体的に企業経営を行 い、将来の企業成長ビジョンを自ら定めている。これに 対しPertaminaは必ずしも国内の有望な油ガス田に権益 を保有しておらず、もともと収入基盤が弱い。国内市場 向けに十分な石油製品を供給するだけの原油処理能力を 持たないため、原油価格高騰下で国際市場から高い製品 を購入して安い公定価格で販売せざるを得ず、大きな欠 損を生じている。まずは収益構造が不安定である。また 2001 年の石油ガス法改正で政府機能を失い、政府が株 式を保有する特殊法人に改組された。企業としての実力 は拡充しつつあるものの、いまだ収益性は弱い。既存 LNGプロジェクト（アルン、ボンタン）のマーケティン グを担当しているとはいえ、全般的な LNG事業への関 与の度は弱い。新規LNG事業（タングー、スノロ、アバ ディ等）にも直接関与していない。 このようにPertaminaはPetronasと異なり、インドネ シアの LNG産業の将来に直接関与する立場にない。イ ンドネシアは1990年代の政治的混乱期を経て、2000年 代にエネルギー政策が大きく転換するにあたって、将来 のエネルギー成長分野として LNG産業の重要性を適切 に判断して育成する視点が欠落していたと考えられる。 将来のインドネシアの LNGプロジェクトは、政府の 監督の下にそれぞれの事業者に委ねられる。なお東南ア ジアでは最大の探鉱ポテンシャルを持つインドネシアで の新規発見とともに、LNGプロジェクトの健全な発展 を願う。
Gumusut
Gumusut
BLOCK CA2 BLOCK 2C BLOCK 2D SK-306 BLOCK CA1 Total DEEP PETROLEUM BRUNEIMiri
2,000m 2,000m 1,000m 1,000m 200m 200mBintulu
MLNGⅠ
MLNGⅠ
MⅡ
MⅡ
MLNGⅠ,Ⅱ
MLNGⅠ,Ⅱ
SK-316Kumang
Kumang
Kanowit
Kanowit
FLNG
FLNG
SK-302B MALAYSIA MALAYSIA INDONESIA INDONESIA Gas Field Oil FieldKasawari
Kasawari
NC8 SW
NC8 SW
K05
K05
東マレーシア・サラワク州沖のマレーシア LNG と沖合ガス田群 図18 出所：JOGMEC 作成４.
東アジア市場へのLNGフローの変化
（1）LNGフローの変化 本項では、既述の東南アジア・ガス需給の変化と LNG輸入開始を念頭に置きつつ、東アジア市場向け LNGフローの変化を考える。世界の LNG需給は新たな 展開を迎えようとしている。 ａ.LNG需要サイド ・ まず、北米のシェールガス等非在来型ガスの好調な 生産見通しにより、米国は将来の LNG輸入市場の 機能を返上した。2011年にLNG輸入比率で63％を 占めたアジア市場が引き続き最大の LNG市場の位 置を維持する。 ・ ただし、今後はアジア市場内部の構成比率が、成熟 経済圏中心から、新興経済圏へと徐々に変化してい く。そのなかで、中国はシェールガス商業生産の可 否によって LNG輸入の必要量が大きく変動するた め、長期的に最大の不安定要因となる（2020年以降）。 ・ 東南アジアの LNG消費量は拡大するものの、長期 的な新設発電用エネルギーとしては石炭が選好され ると見られ、アジア市場全体で東南アジアが占める 比率は一部分にとどまる。 ｂ.LNG供給サイドも大きな変化を生じる ・ これまで最大の LNG供給地域だった東南アジアの 供給比率は徐々に低下する。これは本稿前段で議論 したように、ガス新規供給力の低下と域内ガス需要 増加による。 ・ LNGの 最 大 供 給 地 域 と し て オ セ ア ニ ア（ 豪 州、 PNG）が台頭する。現在3プロジェクト（NWS、ダー ウ ィ ン、Pluto） か ら 成 る 豪 州 の LNG供 給 力 は、 2015年から2020年にかけて飛躍的に増加し、カター ルに取って代わる世界最大のLNG供給国になる（順 調に進展すれば2017年）。 ・ 更に長期的には、北米、東アフリカが新規 LNG供 給国として登場する（2010年代末～ 2020年代）。 ・ 北米、東アフリカの新規 LNG登場時期には（2020 年以降）、新規供給者間の競争が激化する可能性が ある。豪州で投資未決定の後発 LNGプロジェクト は契約獲得競争が激しくなる結果、成立しない可能 性がある。豪州はコスト高、労働力不足の弱点を抱 えており、長期契約獲得が遅れるほど不利になる。 LNG 輸入国の内訳（2011 年） 図19 出所：BP 統計等 地域別に見たアジア市場の LNG 需要想定 図20 出所：JOGMEC 作成 地域別に見たアジア市場向け LNG 供給の可能性 図21 出所：JOGMEC 作成 日本 日本 32% 32% 韓国 韓国 15% 15% 台湾 台湾 5% 5% 中国 中国 5% 5% タイ タイ 0% 0% インド インド 5% 5% クウェート･ ドバイ クウェート･ ドバイ 1% 1% スペイン スペイン 7% 7% フランス フランス 4% 4% 英国 英国 8% 8% ベルギー・ オランダ ベルギー・ オランダ 2% 2% トルコ トルコ 2% 2% イタリア イタリア 3% 3% ポルトガル ポルトガル他他 1% 1% 米国･ カナダ 米国･ カナダ 4% 4% メキシコ･ 中米 メキシコ･ 中米 2% 2% 南米 南米 3% 3% 2011年LNG輸入量 （総量2億4,180万トン） 0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 2011 2015 2020 年 日本･韓国・台湾 中国 インド 東南アジア 万トン 年 0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 2011 2015 2020 年 オセアニア 中東（設備×50％） その他 東南アジア 万トン 年（2）時期によって大きく変化するLNG需給 2012 年夏季、日本は関西電力大飯原発再稼働にこぎ つけたものの、なお電源不足から LNG調達が逼ひっ迫ぱくして いる。LNG需給タイトを反映して、2011 年 4 月以降、 東アジア LNGスポット指標価格が上昇して、欧州 LNG スポット価格との価格差が拡大している。 しかし、LNG短期需給（2012年）、中期需給（～ 2015年 ごろ）、長期需給（2010年代末以降）は大きく異なること に留意すべきである。 ・ 2012 年夏季、日本の原発停止で電源は既に不足し ており、代替エネルギーを調達せざるを得ない。新 たに操業開始する長期契約による LNG供給源は少 なく、不足分はカタール、大西洋圏の非長期契約カー ゴを短期・スポットで調達せざるを得ない。タイト な需給を反映して価格は高止まりしている。 ・ 2015年ごろまで、やはり新規LNGプロジェクト稼 働が少ないためにタイトな LNG需給状況が続くと 見られる。 ・ 2015 年ごろから豪州新規プロジェクトが順次生産 を開始する。東アジア向け長期契約供給量が潤沢に なってスポット価格は沈静化、欧州水準に近づく。 ・ 長期的には（2010年代末以降に操業開始する案件）、 前項で述べたように、豪州未投資決定案件に加えて、 北米・東アフリカ LNG案件の登場から長期契約獲 得競争が厳しくなる。東アフリカ、カナダ案件はア ジア市場志向と見られ、長期契約を獲得しないと資 金手当ての目処がつかない。それぞれの地域の案件 が一長一短の様相を呈するが、コストアップ要因を 抱えるプロジェクトは、やや不利になる可能性があ る（豪州の後発案件等）。長期契約獲得競争は既に始 まっており、契約が獲得できなければプロジェクト が成立しない。 （3） 東アジアのLNG価格フォーミュラ 米国でLNG輸出申請が数多く提出され（2012年半ば で 13 件以上、申請液化能力合計 1 億トン／年以上）、 Cheniere社Sabine Pass LNGがタリフ方式（H.H市場価 格での原料ガス購入価格＋固定タリフ）で長期契約を締 結したことから、東アジアの原油価格を指標とする LNG長期契約価格フォーミュラ変更への期待が高まっ ている。趨すう勢せいとして、欧州大陸で市場価格によるガス取 引比率が上昇しているように、将来は他地域でも市場価 格による取引比率が増加すると考えられる。東アジアで 最近締結されたLNGポートフォリオ契約（供給プロジェク トを特定しない）では、価格要素に他地域の市場価格要素 が部分的に使用されている模様である。しかし、その導 入タイミングと程度に関しては冷静に考える必要がある。 ・ 東アジア向け LNG供給は長期契約中心であり、事 業採算と価格フォーミュラを確定してからプロジェ クトが成立する。 ・ 現時点では、東アジア市場での新規 LNG契約のほ とんどが豪州案件であるので、2020 ～ 2025 年の 期間の東アジア向け LNG供給の 40 ～ 50 ％はオセ アニア LNGによって占められる。供給形態は、原 油価格を指標とする長期契約フォーミュラによる。 ・ 他の既存LNG供給地域（東南アジア、中東）と新規 LNG供給地域（東アフリカ、カナダ）の供給形態も、 基本的には原油価格を指標とする長期契約である。 ・ 米国の LNG輸出価格フォーミュラは、H.H市場価 格を基本とする。したがって、米国でどれだけの LNG輸出が認可され、どの程度の輸出供給力が確保 できるかが問題になる。申請案件全体の 1/3 ～ 1/4 程度が成立すると見るエネルギー専門家は多い （→3,000万～ 5,000万トン／年）。 ・ ここでは米国のLNG供給力を4,000万トン／年、う ち60％が東アジアに供給されると仮定する。 4,000 万トン／年× 60 ％ =2,400 万トン／年が東ア ジア市場向け ・ 本項の 2020 年時点のアジア LNG需要＝ 2 億 3,000 万トン／年 ・ アジア LNG市場における米国 LNG比率＝ 2,400 万 ／ 2億3,000万＝10％ 市場別の LNG 価格・ガス価格 図22 出所：NYMEX、ICE、IMF、日本財務省貿易統計をもとに推定 ※米国：Henry Hub 先物価格（出所：NYMEX）
※英国：NBP 先物価格（出所：ICE） ※独：ロシア国境渡し天然ガス価格（出所：IMF） ※日本：平均輸入 LNG 価格（出所 : 財務省貿易統計他） 2011年1 月 3月 5月 7月 9月 11月 3月 5月 2012年1 月 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 $/MMBtu ドイツ 英国 米国 東アジア（日本）
執筆者紹介 坂本 茂樹（さかもと しげき） 長野県生まれ。東京大学文学部社会学科卒業。当時のテーマは低開発経済の開発論。 日本石油（株）（現JX日鉱日石エネルギー（株））入社｡ 1991年から日本石油開発（株）で海外の石油ガス上流 資産管理・新規案件発掘業務に従事｡ 2004年10月からJOGMEC 石油企画調査部 上席研究員｡ 主要担務は、アジア太平洋地域の石油ガス開発状況・プロジェクト調査、世界ガス・LNG事業状況調査。 2010～2012年期、世界ガス会議（マレーシア・クアラルンプール開催）の準備を行う世界ガス協会ガス市場委 員会の東アジア･グループリーダー。 2012年７月からJX日鉱日石リサーチ勤務。 エリア・スタディーに興味を持っている（主に旧大陸）。 余暇は、週末の競技ボート練習、読書（歴史物・中国武侠小説）。 ・ アジアLNG向けLNG供給のうち、10 ％程度が米国 H.H市場価格ベース したがって、中期的に（～ 2025年ごろ）、アジア市場 への LNG供給は大勢が原油価格を指標とする長期契約 ベースであり、米国市場価格に基づく取引比率は一部分 にとどまると考えられる。なお、BG等ポートフォリオ LNG事業者による供給は、現在のようなスポット価格 で供給される。 この 10 ％程度の市場価格比率は、決して侮れる数字 ではない。LNG需給緩和下では、長期契約価格条件の 引き下げ要因として機能する可能性がある。 売買条件交渉では、当然ながら、買い手は安く買おう とし、売り手は高く売ろうとする。日本を含む東アジア 伝統市場はガス調達のオプションが LNG輸入に限られ ている。東アジア市場は「プレミアム市場」と言われ、代 替調達源がないから、言い値で売れる市場と見なされて いる。購入側は売り手の好意を期待するのではなく、で き る だ け 交 渉 材 料 を そ ろ え る べ き で あ る。2009 ～ 2010 年に E.ON Ruhrgasなど欧州大陸のガス購入者が ロシアGazpromから譲歩条件を引き出した際（購入量の 15 ％を市場価格扱いとする）、欧州大陸のガス調達は最 大供給元Gazprom（約25％）のほかに、域内生産（オラ ンダ、英国）、ノルウェー・北アフリカからのPLガス輸 入、英国・ベルギー経由のカタール LNG輸入など、代 替調達オプションが豊富だった。 日本市場もガス調達の交渉材料となり得るオプション を簡単に放棄すべきではない。既存の域内ガス生産は、 ほとんどなくとも、実現可能性のあるいくつかのオプ ションが考えられる： ・ メタンハイドレート商業生産の実現 ・ パイプライン・ガス輸入 （サハリン、韓国経由のロシア産ガス） ・ 一定比率の原子力発電維持 （ガス需要規模のコントロール→ガス需給逼迫懸念 の緩和） ・ エネルギー需要抑制・効率消費に係る手法開発・技 術改良 ・ 液化設備建設技術改良（洋上液化技術を含む） 液化事業進出・技術供与 本稿は、これまでの主要 LNG供給地域だった東南ア ジアが LNG輸入国に転じようとしている現情認識から 始めて、東アジア市場向けLNGフローの変化を概観し、 ＬＮＧ調達価格の見通しを考えた。各地域でガス需給の 変化、新規 LNG供給地域の登場、それに伴うフロー・ 購入形態の変化が起こりつつある。 この変化の方向性を引き続き、注視していきたい。
