今春以降、アジア市場におけるＬＮＧ（液化天然ガス）のスポット（随時取引）価格が、過去最低の状況となっている。世界一のＬＮＧ輸入大国である日本にとって、ＬＮＧ価格の低下は本来、電気料金や都市ガス料金の値下げにつながる朗報のはずだが、価格の高い長期契約が主流のためメリットを享受することが難しい。また、多額の投資が必要なＬＮＧプロジェクトにも影響が生じうる。

　日本、韓国をはじめとするアジア向けスポットＬＮＧの指標価格であるＪＫＭは、年初には百万ＢＴＵ（英国熱量単位）当たり５ドル前後だったのが、４月下旬には一時、１・８２５ドルまで暴落し、過去10年間で最低を更新した（図１）。６月以降は２ドル台で推移しているが、昨秋には７ドル前後だったことを考えても、短期間でかなり急激な価格下落である。この背景にはいくつかの要因が考えられる。

　まず、供給面からは、経済成長著しい中国、インドをはじめとした国のＬＮＧ需要の増加を見込んで、米国、豪州などで新規のＬＮＧ液化プラントが稼働を開始していたことが挙げられる。２０１９年の新規ＬＮＧプロジェクトのＦＩＤ（最終投資決定）ベースでは年産７１００万トンと過去最高を記録し、需要国の欧州諸国やアジア諸国に大量のＬＮＧが流入した。

　一方、需要面からは、昨冬が暖かかったことで暖房用天然ガス需要が低迷したことに加え、今年に入って新型コロナウイルスが世界的に感染拡大し、世界各国の経済活動が停滞してＬＮＧ需要が減少した。特に、中国、インドで、新型コロナによる国土封鎖や経済活動の停止などにより、ＬＮＧの受け入れが止まるというフォース・マジュール（不可抗力条項）が宣言され、スポットＬＮＧの買い手が瞬間的に消失した。

　特に、インドはスポットＬＮＧの買い手としての存在感が大きく、インドのＬＮＧ輸入停止はＬＮＧスポット市場に大きな衝撃を与えた。ＬＮＧの主要産出国である米国やカタールの余剰ＬＮＧは行き場を失い、日本や韓国などアジアの買い手を求めて殺到。ＪＫＭを大きく押し下げることになった。

世界最大の輸入国

　日本は世界のＬＮＧ輸入量のうち２割超を占める世界最大の輸入国である（図２）。ＬＮＧ価格や原油価格の動向は、日本の電気料金や都市ガス料金には３カ月程度遅れて反映されるため、ＬＮＧ価格ばかりでなく世界的な需給緩和で原油価格も大幅に下落している現状は、本来は日本にとって朗報のはずである。実際、主要都市ガス企業の20年３月期決算では、ＬＮＧ原料コストの低下が増益要因となった。

　しかし、ＬＮＧスポット価格の下落を素直に喜べない理由が、日本の電力・ガス企業にはある。日本企業のＬＮＧ輸入の８割程度は長期契約であり、原油価格連動の割高な価格体系となっているためだ。20年５月のＬＮＧ価格を見ると、スポットＬＮＧ価格は百万ＢＴＵ当たり２ドルなのに対し、原油価格連動ＬＮＧ価格は９ドルと実に４倍以上もの格差があり、アジアにおけるスポットＬＮＧ価格の下落の恩恵を受けられていない。

　日本が豪州、中東などから輸入するＬＮＧの大部分は、「長期ＬＮＧ価格＝ＪＣＣ（日本の原油輸入価格）×係数＋α」という価格体系で、原油価格が１バレル＝60ドルならＬＮＧ価格は百万ＢＴＵ当たり９ドル程度となる。つまり、日本企業も消費者も、アジアにおけるＬＮＧスポット価格下落の恩恵を大きく受けることができないのだ。

　また、日本が近年、輸入を増やしている米国のシェールガスが原料のＬＮＧは、「米国産ＬＮＧ価格＝（ヘンリー・ハブ渡し価格）×１・15＋（液化コスト２・５ドル）＋（船賃２ドル）」で決められ、米国天然ガス価格が百万ＢＴＵ当たり２ドルなら、米国産ＬＮＧ価格は７ドル近くとなる。豪州と米国のどちらから長期契約で購入した場合にも、現在のスポットＬＮＧ価格よりもはるかに割高な水準を余儀なくされている。

　インドなどは機動的なスポットＬＮＧの輸入が大部分を占めているが、日本の場合にはＬＮＧの安定供給を重視し、長期契約を維持している実情がある。また、売り手の英蘭ロイヤル・ダッチ・シェルなども、長期のＬＮＧ安定供給を保証する代わりに、巨額のＬＮＧ液化プラントの建設費用回収を確実なものとするために、適切な価格指標として原油価格連動を主張している。

転売しても「損失」

　さらに、日本のＬＮＧ企業には、二つの大きな重荷がのしかかっている。第一に、輸入企業にとっては、割高な長期契約ＬＮＧ価格と転売するスポット市場のＬＮＧ価格に現在のような大きな価格差があると、国内の需要低下などで余剰なＬＮＧを抱えても、転売すれば大きな損失が発生してしまうことだ。九州電力は19年９月中間決算時点で、ＬＮＧ余剰分の転売損失を１００億円以上計上している。

　豪州産や中東産ＬＮＧと異なり、米国産ＬＮＧには他への転売を禁止する「仕向け地条項」がなく、受け取ったＬＮＧをより高値で買い取ってくれる買い手に転売することが可能になっている。そのため、東京電力ホールディングス（ＨＤ）と中部電力の合弁によるＪＥＲＡなどは、ＬＮＧのディーリングによる新たなビジネスに活路を見いだしていたが、ＬＮＧスポット価格の下落はこうしたビジネスモデルにも影を落とす。

　第二に、日本企業は天然ガス開発やＬＮＧ液化プラントに数多く参画しており、ＬＮＧスポット価格の下落が売上高の減少に直結する点だ。19年に商業稼働を開始した米キャメロンＬＮＧプロジェクトには三井物産などが参画するほか、国際石油開発帝石（ＩＮＰＥＸ）は豪州のイクシスＬＮＧプロジェクトでガス田開発からＬＮＧ液化プラントの操業までを手掛けており、ＬＮＧの買い手だけでなく売り手の性格も併せ持っている。

長期的には需要増へ

　ここ数年で新規に稼働を始めたＬＮＧプロジェクトは、原油価格が１バレル＝１００ドルだった14年ごろまでに構想されたものが多く、原油価格の多少の下落を考慮したとしても、ＬＮＧ価格は百万ＢＴＵ当たり8～10ドル程度が損益分岐点になると考えられる。シェールガスを原料とした米国産のＬＮＧについても、アジアのＬＮＧスポット価格は米国の生ガスの先物価格よりも安く、液化コスト分が赤字となる水準だ。

　さらに、長期契約の原油価格連動分のＬＮＧ価格も、今年４月に原油価格が１バレル＝20ドルを割り込むほど大きく下落したことから、巨額のＬＮＧプロジェクトの減価償却費など固定費も補えなくなる可能性がある。しかし、ＬＮＧ液化プラントは天然ガスをマイナス１６２度に冷却する高度な技術を利用しており、プラントの稼働を停止すれば損失も大きくなるため、赤字でもプラント稼働を続けざるをえないジレンマも抱える。

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　米国のシェールガスを原料としたＬＮＧの輸出は今後も大幅に増加することが予想され、カタールも生産コストの安さを武器に強気のＬＮＧ生産能力増強の姿勢を維持している。25年までには年間１億トンを超えるＬＮＧ供給力増加が見込まれ、今後もしばらくＬＮＧの需給緩和が続く可能性が高い。こうした見通しを背景に、主要プロジェクトでＦＩＤ延期など見直しも相次いでいる（表）。

　その一方、長期的な視点に立てば、天然ガスは石油や石炭に比べ炭酸ガス排出量が少ない利点があり、40年のＬＮＧ需要はアジアを中心に現在から倍増し、年間８億１０００万トンに達すると見込まれている（図３）。新型コロナの感染動向にもよるが、中国ではすでに工場の操業再開などによってＬＮＧ輸入が増加しており、インドでも本格的に需要回復すれば、スポット価格は百万ＢＴＵ当たり５ドル程度まで上昇することもありうる。

　現在のようなＬＮＧスポット価格が原油価格連動の価格よりも割安な状況は当面続くと考えられる。日本には世界最大のＬＮＧ輸入国としてのマーケティング力があり、これを生かして安定的なディーリングによる利益を上げるためには、長期契約とスポット契約の配分を見直すとともに、新規ＬＮＧプロジェクト投資を効率化してコスト抑制を図る必要がある。

（岩間剛一・和光大学経済経営学部教授）