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浮体式設備（FSRU/FLNG）によるLNG市場の拡大

2017年10月19日

（１） LNG市場動向・FSRUによる需要拡大調査部 田村 康昌

（２）FLNGの可能性調査部 加藤 望事業推進部 一丸 義和

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本日の報告事項

（１） LNG市場動向・FSRUによる需要拡大 LNG市場動向 長期需給見通しにおける天然ガス・LNG 価格動向 2017年以降の需給見通し

FSRUによる需要拡大 天然ガスのサプライチェーンにおける

浮体式設備の活用 FSRU/FSUの特徴、陸上LNG基地との比較 世界の主なFSRU・FSUプロジェクト FSUR事業者動向

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世界エネルギー見通し 出所： IEA World Energy Outlook 2016

• パリ協定に基づく、各国の削減目標を反映した、IEA 「新政策シナリオ」

2040 年までに世界の一次エネルギー需要は約30%（年率1.0%）の増加

石炭は、比率は減少するものの、新興国を中心として引き続き増加（年率0.2%増）

天然ガスは、一次エネルギーの伸びを上回る約43%（年率1.5%）の増加

• 地球温暖化を2℃未満に抑える可能性が50%あるとする、“450シナリオ“

天然ガスは、年率0.5%の伸びを見込む

• 超長期的には、CCS・再エネ・蓄電等の技術革新等含め、より踏み込んだ対策も検討

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地域別天然ガス生産・需要見通し出所： IEA World Energy Outlook 2016

• 需要増のうち、中東（2014年368Bcm→2040年804Bcm主に発電用天然ガス）、中国（2014年 188 Bcm →2040年605 Bcm）での増加が見込まれる。

• 供給は、欧州（英国・蘭・ノルウエー等）での生産減（2014年260Bcm→2040年178Bcm）に対し、欧州・ﾕｰﾗｼｱ（858→1,145Bcm）、中東（613→955Bcm）のほか、シェールガス等により米国（2014年729Bcm→2040年1,239Bcm）、中国（2014年130Bcm→2040年341Bcm）での増加が見込まれる。

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世界の天然ガス・原油価格推移

• 2017年9月 日本向けJLC（全日本着平均LNG輸入価格)： 8.2$/MMBtu

• 2017年9月 日本向けスポットLNG価格： 6.9 $/MMBtu（経産省公表契約ベース）

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世界の天然ガス・原油価格推移

JLC（全日本着平均LNG輸入価格）• 日本向けLNG契約は、原油価格連動による価格決定方式が主流（約3～5ヶ月遅れてLNG

価格に反映）。2014年以降の油価低迷(最安値2016/2/11 WTI 26.2$/bbl） に伴い、2016年のJLC（全日本着平均LNG輸入価格）平均は7$/MMBtuと、2006年（6.0$/MMBtu）以来の安値水準となった。

• 指標となる原油価格は、2017年1月以降、概ね50ドル台前半で推移したが、米国・リビア・ナイジェリア等の生産増観測等から2016年8月以来の安値水準WTI 42.53$/bbl（2017/6/21）まで下落。その後、米国の水平坑井掘削装置稼働数の伸び悩み等で油価上昇傾向。9月以降は、概ね50$/bbl台半ばで推移。

スポットLNG市場• スポットLNG価格（経産省公表）は、欧州の冬季需要増等により高騰（2017年2月契約：

8.5$/MMBtu）した後、2017年4月以降は、5$/MMBtu台で推移。カタール等からの供給懸念等も価格への影響としては顕在化していないが、2017年9月に入り、中国等を中心とした冬季需要の確保のため、価格上昇。北東アジア向けには、油価連動のLNG価格と同水準（8$/MMBtu台）まで上昇。

• 中期的には、新規LNGプロジェクトの稼動開始が続くこともあり、油価連動のLNG価格に対し、スポットLNG価格が安値で推移する可能性も高いが、予期せぬ供給支障・季節需要増に対する高騰も懸念される。

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2017年～ 生産開始の主なLNGプロジェクト

プロジェクト名 国 FID 生産開始生産能力（万㌧/年）

Gorgon (train3） 豪州 2009 2017 520

Petronas Floating ﾏﾚｰｼｱ 2012 2017 120

Wheatstone LNG 豪州 2011 2017 890

Sabine Pass LNG（train3・4）

米国 2013 2017 900

CovePoint LNG 米国 2014 2017 525Yamal LNG ロシア 2013 2017 1,650

Cameroon FLNG カメルーン 2015 2018 120

Ichthys LNG 豪州 2012 2018 840

Prelude FLNG 豪州 2011 2018 360

Cameron LNG 米国 2014 2018 1,350

Freeport LNG 米国 2014 2018 1,390

Corpus Christi LNG 米国 2015 2018 900

Sabine Pass LNG（train5）

米国 2015 2019 450

Elba Island 米国 2016 2019 250

Tangguh (拡張) ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ 2016 2020 380

Coral FLNG ﾓｻﾞﾝﾋﾞｰｸ 2017 2022 340

合計 1.1億ﾄﾝ/年

出所：各種情報を基にJOGMEC作成

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計画段階の主なLNGプロジェクト・多数の計画段階（未FID）のLNGプロジェクト（2億㌧以上）が存在。

これにより2020年代後半の需要増を賄うことが期待されるが、低油ガス価環境下でFIDが停滞。

・2016年中のFIDはｲﾝﾄﾞﾈｼｱTangguh train3と米Elba Islandのみ。・2017年のFIDは、ﾓｻﾞﾝﾋﾞｰｸ Coral FLNGのみ。・カナダ Pacific Northwest LNG は、LNG液化・輸出計画の中止を発表。

出所：各種情報を基にJOGMEC作成

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米国からのLNG輸出

出所：米エネルギー省

• 米シェールガス由来LNG輸出が本格化。– 2016年2月初出荷（ブラジル向）以降、2017年7月末までに、合計171カーゴ(揚荷数）を輸出

• 2017年1月～7月 米国LNG輸入数量 46.9Bcf(約100万トン）。トリニダード等から、主にマサチューセッツ州Everett向け

• 2016年12月以降、米LNGはアジアや低気温の欧州向け輸出が増加。

• ハリケーンHarveyの影響により、Sabine Pass LNG基地からは、約10日間積荷役が停止するも、その後、順調に出荷再開。2017年9月には、Sabine Pass 第4トレインまで商業運転開始。

• 2017年中には、Cove Point LNG（525万トン/年）の稼動開始見込み

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LNG需給動向（需要）

• 2016年は、中国・エジプト、インド、パキスタンといった新興国の需要が増加する一方、ブラジル（水力稼動増により3.3百万t減）、日本（1.7百万t減）等で減少。2016年はコロンビア、フィンランド（小規模LNG）、ジャマイカ、ポーランド、2017年には、マルタ共和国が新たな輸入国として加わった。

• 2016年に新たに稼動した11のLNG受入・再ガス化基地のうち、５基地（コロンビア・インドネシア・ジャマイカ・トルコ・UAE）はFSRU（Floating strage and regasification unit:浮体式貯蔵・再ガス化設備）、また、2017年稼動開始のマルタ共和国も、FSU （Floating strage unit:浮体式貯蔵・設備）による受入れを実施。

• 2017年上期（1～6月）は、豪州LNG稼動、政府の天然ガス推進、経済堅調等により中国におけるLNG輸入増傾向が顕著（約1,150万トン→ 1,600万トン）

出所：GIIGNEL 出所：新華社他

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世界のLNG需給見通し

• 生産能力は、豪州・米国を中心に、大幅な増加見通し。 建設中のプロジェクトの稼動で2020年頃までに1.1億㌧/年の追加

2019～20年頃には、需給ギャップが6,000万㌧/年を越える

• 毎年新たな買主がFSRU導入等で参画、市場が拡大。中国や新興国の需要次第ではあるが、適切なタイミングでの投資がなされなければ、 2023年以降は需要＞供給の可能性あり。一方、カタール等開発が進めば需給均衡は2020年代後半に後ろ倒しとなる。

• 中長期的にも十分な計画段階のLNGプロジェクトがあるものの、豪州域内のガス需給逼迫、不透明な中東・カタール情勢等、想定外の供給障害、建設遅延で需給均衡の早期化で一定期間のスポット価格高騰も懸念される。

世界のLNG需給見通し 地域別LNG生産能力推移見通し

出所：IEA, Natural Gas Information、 GIIGNL（国際LNG輸入者協会）、資源エネルギー庁委託調査「アジア・太平洋市場の天然ガス需給動向調査報告書（2014年3月）」等を基にJOGEMC作成。2024～2030年にかけては計画段階の2億㌧/年が投資決定後、順次稼働と仮定。

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天然ガスのサプライチェーンにおける浮体式設備の活用

FSRU

FSU FRU

FSPPU

FPPU

LNG RV（SRV）

FLNG（LNG-FPSO)

FSRUをLNG船活用

FPSO

(LNG船・FSRUとして活用・転用検討）

LPG・コンデンセート等輸出

FLNG: Floating Liquefied Natural Gas（浮体式液化天然ガス）FPSO：Floating Production, Storage and Off-loading system、浮体式生産・貯蔵・出荷設備FSRU：Floating Storage and Re-gasification Unit（浮体式貯蔵・再ガス化設備）FSU：Fｌoating Storage Unit、FRU：Floating Regasification UnitLNG RV：LNG Regasification Vessel、SRV: Shuttle and Re-gasification Vessel 船上再ガス化装置付LNG船。受入地点でLNG移送は行わず、液化基地からの輸送＋再ガス化まで行う。FSPPU（FPPU）：Floating Storage and Power Plant Unit(浮体式貯蔵・発電設備）

広義のFLNG：FLNG（LNG-FPSO）、FSRU等を含む

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LNG RV（LNG Regasification Vessel）沖合係留＆海底ガスパイプライン方式

• LNG RVは液化基地で搭載したLNGを受け入れ地点まで輸送し、船上で再ガス化してガス送出

• LNG RVを沖合でタレット等による係留（特殊な係留設備が必要）• 当初、北米 プロジェクト等で採用

（出所：Excelerate社）

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FSRUによる、LNG荷役

■ FSRU＋STS（Ship to Ship）

・ＳＴＳ（Ｓｈｉｐ Ｔｏ Ｓｈｉｐ）によるＬＮＧ荷役・荷役時の気象海象条件は厳しくなる

（風速・波高制限）・桟橋設備は一つでＯＫ

■FSRU＋桟橋経由のLNG荷役

・桟橋を介してのＬＮＧ荷役・シンプル・安定性大

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FSRU・FSUの特徴・普及拡大

①新規受入れ基地の許可・地元同意が困難な地域での導入• 2005年米メキシコ湾Gulf Gatewayで初導入

• 北米陸上在来型ガス田の老朽化・生産減で輸入したが、その後、シェールガス革命による、国内ガス価格の低下もあり受入れ停止

②初期コストが安価• 新造船約250百万＄。• リース（傭船契約5～20年）による、初期投資軽減（パキスタン・バングラディシュ）

③建設期間（操業開始までのリードタイム）が短い• 建設期間は約３年、既存ＬＮＧ船の改造の場合は約１年程度※エジプト向け（BW）では、既存船・既存桟橋を活用し、入札後約5ヶ月でLNG初受入

④移動・転用が容易、季節需要への対応• 陸上LNG基地ターミナル建設・稼動までの一時的な受入（2013年中国天津LNG基地）

• 中東、中南米における電力（冷房）需要への対応。傭船契約終了後も、他地域でも、柔軟に活用

• LNGが他燃料（油等）に対し、相対的に割安な場合、迅速な燃料転換

⑤LNG価格の低下、LNGの流動性向上• LNG契約は従来の長期契約前提から、短期・スポット契約の増加、北米LNGの開始に

より仕向地制限も減少。流動性向上

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陸上受入基地と浮体式受入基地（参考）

出所：OIES” The Outlook for Floating Storage and Regasification Units (FSRUs)“。タンク容量18万m3の一例であり、現地人件費、港湾の状況等により変動。FSRU新造船：240～280百万USD 改造：約230百万USD（改造80百万USD、中古船150百万 USD）を想定。

陸上LNG受入基地 浮体式LNG受入基地

初期コスト

約750百万$（内訳）

・桟橋：80百万$・LNGタンク：180百万$・プラント、再ガス化設備等：260百万$・予備費等：230百万$

約450百万$（内訳）

・桟橋：80百万$・FSRU：250百万USD

（改造の場合、改造80百万$＋中古船価格）・附帯設備等：30百万$・予備費等：90百万$

建設期間 48-60ヶ月※現地作業進捗によっては遅延

新造船 ：27-36ヶ月改造 ：12-24ヶ月

移転・転用・季節需要

不可（長期・永続的な使用を前提とする）

LNG需要がなくなった場合、他地域への転用可能。季節需要に応じた対応も可能

拡張タンク増設、再ガス化設備増強による対応

船体の大きさにより決定。隻数増には、係留設備の増設が必要。

契約形態・EPC契約・BOOT契約

・リース契約（傭船契約130千$/d～）

もしくは、トーリング契約（0.45～1$/MMBtu）

FSRU傭船契約期間 ・5～20年

その他・安定操業・大規模需要にも対応可・地元雇用創出

・気象海象による稼動影響・必要な許認可が比較的少ない

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世界の主なFSRU・FSUプロジェクト・アジア、中東、中南米等で23基地のFSRU/FSUが稼動・アジア（インド・パキスタン・バングラディシュ）等を中心に、20超の

FSRU/FSUが建設・計画中。その他、メジャーのLNG供給ともあわせた、構想段階のプロジェクトも多数

・建造中FSRU：10隻 出所：各種資料から、JOGMEC作成

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世界の主なFSRU・FSUプロジェクト（稼動済）地域 国名 地域・ﾌﾟﾛｼﾞｪｸト 操業開始 FSRU事業者 船名

受入能力百万t/年

アジア

パキスタンPort Qasim, Karachi/（EETPL） 2015 Excelerate Energy Exquisite 5.7

インドネシアNusantara RegasSatu/West Java 2012 Golar Nusantara Regas Satu 3.7

インドネシア PGN Lampung 2014 Höegh LNG PGN Lampung 3インドネシア Benoa, Bali 2016 PERTAMINA FRU+FSU 0.4

中国 Tianjin LNG 2013 陸上タンク・再ガス化設備 Neo Energy（FSU運用） -

マレーシア Melaka 2013 Petronas Tenaga Satu 2.6マレーシア Melaka 2013 Petronas Tenaga Empat 2.6

欧州

リトアニア Klaipeda 2014 Höegh LNG Independence 2.9トルコ Etki LNG FSRU 2016 Höegh LNG GdF Suez Neptune 5.6

イタリア OLT Offshore LNG Toscana 2013 OLT FSRU Toscana 4.4

マルタ Malta LNG 2016 BumiArmada ArmadaLNG Meediterrana(FSU）

0.4

イギリス Teesside Gasport 2007 操業停止

中東

UAE Jebel Ali/Dubai 2010 Excelerate Energy Explorer 4.1

UAE Ruwais/Abu Dhabi FSRU 2016 Excelerate Energy Excelerate 4.1

イスラエル Hadera Gateway 2013 Excelerate Energy Excellence -エジプト Ain Sokhna 2015 Höegh LNG Hoegh Gallant 4.1エジプト Ain Sokhna 2015 BW Offshore BW Singapore 5.6クェート Mina Al-Ahmadi 2009 Golar Golar Igloo 5.5

ヨルダンAquava/Al-Sheikh Sabah LNG 2015 Golar Golar Eskimo 5.5

北米アメリカ Neptune 2010 操業停止

アメリカ Northeast Gateway 2008 操業停止

アメリカ Gulf Gateway 2005 操業停止

中南米

アルゼンチン Bahia Blanca 2008 Excelerate Energy Exemplar 4.1アルゼンチン GNL Escobar 2011 Excelerate Energy Expedient 4.1コロンビア Cartagena 2016 Höegh LNG Hoegh Grace 4.1

ジャマイカ Montego Bay /Bogue LNG 2016 Golar LNG Golar Arctic（FSU) 0.5

ブラジル Pecem 2009 Excelerate Energy Experience 6.6

ブラジル Bahia/TRBA Salvador 2014 Golar Golar Winter 3.8

ブラジル Baia de Guanabara 2009 Golar 当初、Golar Sprit号で受入 1.9

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世界のFSRU・FSUプロジェクト（建設・計画段階）

地域名 国名 地域・ﾌﾟﾛｼﾞｪｸト 操業開始 事業者・FSRU船社 船名/ﾌﾟﾛｼﾞｪｸﾄ名受入能力百万t/年

アジア

パキスタン Port Qasim, Karachi/PGPL 2017 BW Offshore BW Integrity 6.2パキスタン Port Qasim, Karachi/Geil 2018 Höegh LNG HHI2909 5.6バングラディシュ Moheshkhali 2018 Excelerate Energy 未定(Excelsior） 4.1

バングラディシュMoheshkhali /Summit Power FSRU 2018 Excelerate Energy - 4.1

バングラディシュReliance Power FSRU,Moheshkhali Island, - Reliance Power - -

インド Jaigad Jaigarh port 2018 Höegh LNG GDF Suez Cape Ann 5.6

インドJafrabad Port, Gujurat/Swan LNG FSRU 2020 商船三井（MOL） 未定(FSRU 18万m3、

FSU13.5-14.5万m3）5.0

インドネシア Cilacap,South central Java - PERTAMINA - -

インドネシア Cilamaya,West Java - PERTAMINA ,丸紅・双日 - -フィリピン Batangas LNG - Shell - -オーストラリア South East Australia 2020 AGL - -

アフリカ

ガーナ Tema/ LNG (WAGL) 2017 Golar Golar Tundra 5.5ガーナ Tema/Quantum 2018 Höegh LNG Hoegh Giant 5.6コートジボアール Ivory Coast LNG（CI-GNL) 2018 Total 、Golar 他 未定（Golar）

欧州

ロシア Kaliningrad FSRU 2017 Gazprom HHI2854 5クロアチア Krk LNG 2020 Croatia LNG - -イギリス Teesside Trafigura - Trafigura - -イギリス Port Meridian 2021 Höegh LNG 他 - 5.6

中東 バーレーン Khalifa Bin Salman Port 2018 DSME 2461 FSU -

中南米

ウルグアイ GNL Del Plata - MOL MOL FSRU CHALLENGER 4.1

チリ GNL Penco-Lirquén 2019 Höegh LNG 他 FSRU Esperanza（HN2865）

5.6

ブラジル Sergipe LNG/Celse 2020 Golar LNG Golar Nanook 5.5

プエルトリコ Aguirre GasPort 2018 PREPA, Excelerate Energy - -

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主なFSRU事業者の動向

事業者 FSRU・FSU隻数 備考

ExcelerateEnergy

7隻（就航済7隻）・2003年米国にて設立。世界初となる沖合LNG受入基地である「Gulf Gateway Deepwater Port」を稼働。

Golar LNGFSU1隻

FSRU8隻（建造中1隻）※FSRU4隻は改造船

・1970年LNG輸送事業を開始。Gaslog、Dynagasとの間でLNG船の共同運航“Cool Pool”を推進・グループ企業では、FLNG（カメルーン・赤道ギニア）、発電事業（Golar Power、ブラジル向）も手掛ける

Höegh LNG 10隻（就航済7隻、建造中3隻）

・FLNG事業からは、2016年撤退・市場投入までの時間短縮のため、未契約のFSRU 1隻を戦略的に建造・保有

BW LNG 3隻（就航済1隻、建造中2隻）

・LNG船全16隻運航中（うち、1隻がFSRU）、5隻建造中（うち2隻がFSRU）・グループ企業では、FPSO・FSO 計38プロジェクト実施。

商船三井（MOL）

1隻（就航済1隻）

・当初ウルグアイ向を予定していた世界最大(26.3万m3）のFSRU“MOL FSRU CHALLENGER”は、トルコ向けに活用予定。・インド Gujurat州にて FSU（13.5～14万m3型）、FSRU（約18万m3型）を計画中。

・Gasprom、Maran Gasも新造船を建造中

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FSRU課題

• 事業実現に際し、複数主体が関与 LNG売買契約、 FSRUの傭船契約、港湾等の整備、発電（PPA）等、同時

期・短期間に合意・調整する必要がある

• 船の耐用年数と、FSRU契約年数の差、事業リスク 顧客ニーズに即応するためには、戦略的に余剰船腹を持つ必要がある 一方、投資する船会社にとっては、船の耐用（活用）年数と需要側の短期

契約希望との差が事業リスク

• 新興国リスクへの対処 FSRUは、造船所建設となり、完工・遅延リスクは少ないものの新興国特有

の陸側設備遅延（Ghana）、計画変更（ウルグアイ）等への対処

• 気象、海象条件悪化時の、安定操業• 他のエネルギー源とのLNGの価格競争力

今後LNGの需給が逼迫、スポット価格が高騰した場合、新興国等で継続（安定）した需要拡大が不透明

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FSRUによる需要拡大（まとめ）

• 建設コスト・期間、初期コスト、移動・撤去の容易さといった面で、陸上LNG受入基地に対して優位性がある。

• 2016年に新たに稼動した11のLNG受入・再ガス化基地のうち、５基地（コロンビア・インドネシア・ジャマイカ・トルコ・UAE）はFSRU。2017年マルタでもFSU導入。今後も新興国需要増に対応し、FSRUによる受入れ検討が進む。

• 単なるFSRUの傭船(提供）だけでなく、設備調達・保有、LNGの調達・再ガス化・送出・ガス利用（発電）等も含めたパッケージでの提供へのニーズも高い。また、LNG供給者（メジャー等）も、需要創出のためFSRU・下流事業への関与を進める。

• 新興国特有のリスク、陸側設備等も含めたスケジュール遅延・変更等、にも留意が必要

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本日の報告事項

（２） FLNGの可能性 FLNGの概要・進捗状況 FLNGの特性 FLNGプロジェクト事例 石油開発会社主導FLNG Golar LNG社 改造型

FLNGの保険キャパシティ 陸上液化基地、FLNGとの比較（ケーススタ

ディー） FLNGの適用可能なガス田、開発余地 FLNGのビジネスモデルの変化 課題、まとめ

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FLNGの概要・進捗状況

• 2017年4月、マレーシア・ペトロナスのPetronas Floating （PFLNG1）が商業運転開始

• 2017年6月、モザンビークArea ４のCoral FLNGは最終投資決定（FID）。2022年生産開始予定。

• 2017年7月、ShellのPrelude は来年夏の稼働に向けComissioning開始• 2017年10月、Golar LNGはLNGタンカーをシンガポールにてFLNGに改造。カ

メルーンに向け出港。

出所：Shell出所：JOGMEC

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FLNGの特性と強み

①造船所で建造• 信頼できる造船所と熟練労働者により品質確保が容易。

②海底ガス田至近に設置*• 長距離パイプラインが不要、開発地沿岸への環境負荷が低減

③建設期間短縮• 開発地沿岸のインフラが未整備の場合、土地の収用を含む建設用

地の確保、建設工事用アクセス道路、港湾設備の建設および浚渫、空港設備、環境審査、許認可などに長時間要する場合において時間が短縮できる。

④移動・転用が容易• 生産終了後次のガス田への移動可能。• 中古のLNGタンカーの改造で中・小型の転用型FLNG

⑤中小規模ガス田の利用促進• 中小規模ガス田（Stranded field、小規模可採量0.5tcf～2ｔｃｆ、中規

模2～5Tｃｆ）適用可能。従来型LNGは5tcf超とされる。*陸上ガス田についても、陸上LNGプラントの建設に環境問題等の困難を伴う場合、沿岸部（Near Shore）にFLNGを設置することが可能。

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FLNGの特性と弱み

①対応可能な造船所（ドック）が限られる• Shell の Prelude （ 488mx74m ） は 韓 国 Samsung （ SHI ） 、 Petronas の PFLNG1

（365mx60m）はDaewoo （DSME）で建造。• トップサイドの必要面積と重量及びタンク容量によって船殻（Hull）が決まり、船体

全体の大きさ重量等の構造が決定。ドックの選定では幅の制約が問題となる

②海気象条件すなわち遥動条件• 揺動条件（高さ、うねり、縦揺れ、横揺れ）を加味したプロセス性能と疲労、スロッ

シング対策が必要

③設計・現地作業• トップサイド機器の設計条件と船体遥動条件、API/ASME(American Society of

Mechanical Engineering) LNG基準で設計されるトップサイドと船級基準による船体間の適用基準は、都度協議要。設計・現地作業の遅れ・コスト増要因。

• ガス田枯渇まで使い続けるため、設計寿命を長目（最長40年程度）にとる必要（原油処理海洋構造物の設計寿命は通常20～25年）

④拡張• 液化プラントの拡張は基本的に不可

⑤その他（ローカルコンテンツ未達、船級取得など）

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FLNGの特性～強みと弱み～

強み 弱み

建造（大型造船所）高い品質、熟練労働者の確保

大型造船所限定

設置（海洋）

長距離P/L不要環境負荷低減

気象海象による影響現地作業減らす必要船級取得

工期

新規陸上、インフラ未整備地における許認可等で工期短縮

ローカルコンテンツ問題

移転・転用（拡張）

中小ガス田の活用（0.5～5Tcf）生産終了後次のガス田への移動可能

拡張原則不可設計寿命長めに取る必要

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FLNGの建造（造船所動向）

• 建造プロセス トップサイドのプロセス・ユニットはモジュール毎に製造 その後、船体部分（Hull）に大型クレーン（Floating Crane）を使用し搭載

• 造船所動向 大型ドックを有し、価格競争力があり品質も兼ね備えた新造FLNGを建造で

きる能力を有する造船所は、FPSOやLNGタンカーの建造実績を有する韓

国の造船所（Samsung, Daewoo, Hyundai）が有利 Golar FLNG社のように改造タイプFLNGはシンガポールで建造 モジュールは造船所の陸機工場で建設されるのが望ましいが価格と品質

次第。プラントのモジュール建設に実績を有し、近年その品質管理技術も向上してきている中国の造船所が韓国を追随する可能性

日本の造船所もLNG船の建造実績は豊富なため、トップサイドのエンジニアリング会社と組みトップサイドモジュールの建造を自営あるいは海外ヤードに委託することにより中・小型FLNGの建造は可能と思われる

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事業者別のFLNG開発の特徴

プロジェクト名Offshore

/Nearshore石油開発会社/船

会社新造or改造

事業モデル

Shell Prelude Offshore IOC (Shell) 新造 Integrated

ペトロナスPFLNG 1&2

Offshore NOC (Petronas) 新造 P1Integrated/P2 tolling

Coral FLNGOffshore IOC (Eni) 新造 Integrated(契

約上Tolling）

Kribi FLNG, Cameroon

Near Shore 船会社（Golar) 改造 Tolling

Fotuna FLNG,赤道ギニア

Offshore 船会社（Golar) 改造 Tolling

Tortue FLNG,モーリタニア/セネガル

Near Shore IOC(BP,KosmosEnergy)/船会社（Golar他）

改造（最初の2隻の内1隻目Golar)

Tolling

Delfin LNG,USA

Near Shore （陸上LNG代替）

Energy (Delfin) / 船会社Golar

改造（Golar) Tolling

Exmar FLNG Near Shore 船会社（Exmar) 新造 Tolling

※Integrated：プロジェクト実施者が、上流開発・液化・出荷まで一環して事業主体が実施。Tolling：原料ガスを受け取り、液化加工を受託。事業者は、FLNGの投資（建造）・運転

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Shell Prelude FLNG

• オーストラリア向けShell のPreludeが当初の予定より約1年遅れて、2017年6月29日に韓国巨済島(Geoje) のSamsung （SHI)造船所からオーストラリア Browse 海盆Preludeガス田に向けタグボート(2隻はサポート)によって牽引され出発。現場には7月末到着。

• 9ヶ月～12ヶ月かけ海底ガス田設備（SPS: Subsea Production System）との接続作業（Hook-up）, Commissioning, LNG積出しテストを経て2018年夏頃操業開始予定。

Prelude FLNG：• 水深：250m• 位置：Broome北西 475km• 可採埋蔵量：約2.7Tcf（Wood

Mackenzie）• 生産能力：360万トン/年• L-488m(世界最長), B-74m• EPCI はTechnip/SHI

出所：Shell

31

Coral FLNG：• 水深：2,260m• 可採埋蔵量：約4.7Tcf（Wood Mackenzie）• 生産能力：一基340万トン/年（生産25年と

すれば 3.3tcf採取）。残りは次期FLNGにて採取検討

• EPCI はTechnip/JGC/SHI（Triple FEEDの結果）

Mozambique FLNG（Coral FLNG）

• モザンビーク沖では、エリア1 鉱区（オペレーターAnadarko）と、隣接したエリア4 鉱区（イタリア炭化水素公社（Eni）がオペレーター）で、LNG事業を計画。中国CNPCは20％出資。

• Eni は、エリア4の南部に位置するCoral ガス田をFLNGを用いたプロジェクト「コーラル・サウス」を計画。2017 年6 月にFID を下した。2021～22 年に操業開始見通し。

出所：Eni

出所：JOGMEC作図

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Petronas PFLNG1＆2

• Petronasは、ストランデッド・ガス田（遠隔地且つ小規模なため開発が難しいガス田）の開発に注力し,2隻のFLNG計画を有した。そのうち最初のFLNGは商業運転を2017年4月に開始。世界で初のFLNGの商業運転となった。

• 二隻目は途中油価の下落で中断期間があったものの、再開し2020年に運転見込み

PFLNG 1 PFLNG 2

水深 77-200m 250-1,500m

位置 Kanowitガス田180km offshoreSarawak

Rotanガス田130km offshore,Sabah

可採埋蔵量

1.1tcf 0.95tcf

サイズ L-365m, B-60m L-381m, B-60m

生産能力

1.2mtpa 1.5mtpa

EPCI Technip/DSME

JGC/SHI出所：Petronas

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Golar LNG社が進める改造型FLNGプロジェクト

Operator 船名 Location Capacity Shipbuilder FID 生産開始

PerencoCameroon/SNH

HilliEpiseyo

Kribi,Cameroon

2.4 mtpa Singapore Keppel造船所にて改造

2014年9月

2018年

Ophir Energy GolarFortuna

Block R, EquatorialGuinea

2.4 mtpa 同上 2017年内 2020年

BP/KosmosEnergy

未定 Tortue1Mauritania/Senegal

2.4 mtpax 2

1隻目はGolar 2018年9月予定

2022年

Delphin LNG 未定 Offshore,CameronParish, USA

3.0-3.3mtpa x 4

検討中 2018年末予定

2020年～2021年

• Golar LNG社（Golar)はノルウェーベース船舶会社。LNGタンカー船16隻、FSRU7隻を保有。2016年にSchlumberger社と共同でOne LNG社を設立し、本格的にFLNGビジネスに乗り出す。現在Golarのみが中古改造型FLNGビジネスを展開。

• 3年以内という比較的短期でFSRU同様FLNGに転換するビジネスを目指している（Golar FLNG= GoFLNG）。

• 現在のGolarのプロジェクトは以下のとおり

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カメルーンKribi FLNG(Hilli Episeyo)

• カメルーン沖Kribi Field（Kribi市より沖合い15km）にあり1979年にMobilによって発見されたKribi Field のSanaga SudおよびEbome Marineガス田より生産され、天然ガスはパイプラインで陸上のBipaga Plantに送られ、ここのガス処理プラントで脱水、分離が行われた後、ガス成分のみが再度パイプラインで沖合約20kmに設置したHilli Episeyo FLNGに送られ液化される。約8年間で採取終了の計画。

• ガス田はシンガポールベースのPerenco社が75％権利を有し、残りの25％はカメルーンの炭化水素公社（SNH：Societe Nationale des Hydrocarbures）が保有。

• 安定操業するための係留はSPMのYokeタイプを採用。水深が浅いと通常の係留

（カテナリー係留）が効かないためタワーのようなものを立て、その周りをWeathervane（風見鶏様に回転）させるタイプ。

出所：Golar

カメルーンKribi FLNG：

• 水深：60m

• 可採埋蔵量：約0.7Tcf

• 生産能力：2.4mtpa（当初1.2mtpa）

• 改造FLNG（シンガポールKeppel）

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赤道ギニアGolar Fortuna FLNG プロジェクト

• Fortuna FLNG プロジェクトは、赤道ギニアのニジェール・デルタ堆積盆南東部に位置するR 鉱区（権益比率：英国Ophir Energy 80％/政府系GEPetrol 20％）

• FID後の権益はFortuna JOC（Joint Operation Company）がOphirの権益を引き継ぐ。JOCの構成はOneLNG（Golar LNGとSchlumbergerのJV）が66.2%, 英国独立系のOphir Energy社が33.8%である

• 10年分のLNGはエネルギー商社のGunvorが買い取ることが決定しているが、FID予定は年内であるが、2018年にずれ込む可能性あり。

• Golar LNG社が保有していたGandaria号を改造し転用する。• ガス田の特徴として、不純物がほとんど含まれないメタン（98%超）であることから原料ガスの

前処理は最小限度。ただし、沖合いに設置のためTurretは必要で、これもSPMの一種であるがこれを中心に船体は回転する。

赤道ギニアBlock R

出所：外務省

（ガス田位置図）

Golar Fortuna FLNG ：• 水深：1,600m、沖合い140Km• 可採埋蔵量：2.5tcf～3.0tcf。• 生産能力：240-280 万トン/年

（15～20年生産）• 改造FLNG（シンガポール

Keppel想定）

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モーリタニア/セネガル沖Tortueガス田開発（その1）

出所：Kosmos Energy 出所：JOGMEC

Tortue FLNG ：• 水深：1,500m• 可採埋蔵量：25Tcf

（tortue1 15Tcf）• 生産能力：2.4mtpa

×2基。20年生産• 改造FLNG（1隻目

Golar、2隻目未定）

• Tortueガス田は、西アフリカのモーリタニアとセネガル約130Km沖合にまたがるガス田で、2015年にKosmos Energyが発見した。Great Tortueと呼ばれる鉱区は、3つのガス田で構成され、それぞれTortue-1（モーリタニア）、Guembeul-1 （セネガル）およびAhmeym-2 （モーリタニア）と呼ばれ、合計の可採量は25tcfと推定される（モーリタニアとセネガルの持分は50：50）。

• BPが2016年12月に参入し、開発オペレーターと将来生産されるLNGの引き取り権を取得した。探鉱オペレーターは引き続きKosmos Energy

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モーリタニア/セネガル沖Tortueガス田開発（その2）

役割 仕様 備考

FPSO (1)パイプラインにて運ばれてきた原料ガスを、ガス、コンデンセート、水他に分離。コンデンセートはシャトルタンカーにて出荷。(2)10％相当のガスは両国の各発電所に直送。

トップサイド重量13,000トン、VLCCクラスの新造もしくは改造船

(1)FIDは2018年9月予定(2)ファーストドロップは2022年下期を予定

FLNG 2隻 原料ガスの液化、BPが全量引き取り。

2.4mtpa x 2隻（1隻目はGolar, 2隻目未定）

2隻目の配置は、2023年。

• フェーズ1はTortue-1 （水深1,500m）の開発であり、可採埋蔵量は15tcfである。

• BPは生産開発のためのPre-FEEDを8月17日にKBRに発注。• フェーズ1 の開発コンセプトは次のとおりである。

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USA Delfin LNG• 米国Delfin社とGolarとは2017年6月にルイジアナ州沖Delfin LNGプロジェクト開発に合意• 遠浅でLNGタンカーは喫水が浅い沿岸部に近づけないことおよび既設のPipe Line(UTOS

P/L)が中間地点までありパイプラインガスを容易に沖合まで搬送できる。• LNGオフテイカーとしては、リトアニア国営電力会社および同国石油会社ならびにブラジル

の投資銀行が1隻目の液化加工委託に関する覚書を締結している。• FIDは早くとも2018年末。順調に進めば生産開始は2020年から2021年を予定している。

出所：Delfin LNG

USA Delfin LNG：• 沖合80Km• 可採埋蔵量：米国域内か

ら調達• 生産能力：3.0～

3.3mtpa×4基（合計約13mtpa、将来21mtpaまで拡張検討）。

• 改造FLNG予定

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Exmar Caribbean FLNG • 世界初のFLNGを手がけたのはベルギーのアントワープのExmar社であり、同社はLPGタン

カー、小型・中型LNGタンカー、FSRUおよびオフショア作業宿泊Bargeを保有・運用する中堅のエネルギー系商船会社である。

• 2012年3月にコロンビアのLa Crecienteガス田(埋蔵量0.083tcf)から陸上パイプラインガスを原料としたLNGプロジェクトのために旧Pacific Rubiales Energy社が、Exmar社にバージタイプのFLNG施設の建造から操業までを委託する契約を締結した。同年6月に同社は、同FLNGを中国のWison造船に発注した。Black & Veach社がサブコンとしてPRICOライセンスを提供した。

• 同船は、FLNGとしては小型の年産50万トンである。加えてコロンビア政府の指示により緊急時にはLNGの受入機能も持つようにLNGの再ガス化も併設されたデザインとなっているのが特徴である。

• その後、油価下落により経済性が疑問視され建造が遅れ、2017年7月にExamar社は中国銀行等から2億ドルの融資を受けWison社へ最終支払いを行い試運転終了後引き渡された。同時にCaribbean FLNGと命名されたが、現在行き先は未定である。

• Exmar社は第二船目のFLNG（年産60万トン）の計画を進め、Wison造船に発注したが、その後キャンセルとなった。

40

その他のFLNG計画• 豪州の計画の多くは、延期もしくは中止。一方、Golar の事業モデルに追随しようという船舶会社系

の動きがあったが、オランダのSBM Offshore社、ノルウェーのBW Offshore社、Hoegh社等様子見。

国名 PJ名 生産能力 参加企業 可採埋蔵量 予定生産年/中断/中止した年

オーストラリアBrowse 3 x 3.9 mtpa Woodside 30.6%、Shell

27%、PetoroChina 10.67%、

BP 17.33%、Mitsubishi 7.2%、Mitsui 7.2%

ガス約15tcf、コンデンセート

4億バレル

2016年3月FEEDの結果を踏まえ経済性が取れないことか

らFLNGとしての計画は中止。ただし、大型ガス田でありコ

ンデンセートも多いことから時間は掛かるが陸上へのPL接続含め、開発検討。

Bonaparte 2.4mtpa Engie 60%Santos 40%

約2.5tcf 2014年6月pre-FEEDの結果FEEDには進まないと決定。経

済性が出ないことが理由。Darwin LNGに繋ぎ込む検討を

進めるというも進展は見られない。

Scarborough 6-7mtpa ExxonMobil 50%BHP 25%Woodside 25%

7tcf BHPが操業中のNorth West Shelf (NWS)への繋ぎ込みも

含め検討中と公表した後は、進展見られず。NWSのパイ

プラインに余裕が生ずるのは2021年以降。

オーストラリア/東チモール

Greater Sunrise共同開発エリア

4mtpa Woodside 33.4% ConocoPhillips30%Shell 26.6%Osaka Gas 10%

ガス5.13tcfコンデンセート2.26億バレル

東チモールと豪州政府間の境界線については2017年9月に合意。今後共同開発の合意が進展するかどうか不

透明。東チモールは陸上LNGをWoodsideはFLNGを主張

している。政治問題も絡み先行き不透明。

インドネシア Masela, Abadi

2.5mtpa→ 7.5mtpa

INPEX 65%Shell 35%

9.5tcf ～22tcfFEED完了後地元への貢献を求められ2016年4月に大統

領の指示により陸上LNGに転換。陸上LNGのpre-FEED検

討再開。

米国 Lavaca Bay 4mtpa Excelerate Energy (100%) － 輸出用Bargeタイプ

2014年12月に原油価格の下落を理由に中止を決定。

パプア・ニューギニア

Pandora FLNG 1mpta Repsol 14.3tcf

2014年生産開始のPNG LNGの拡張案としてFLNGを調査

した経緯があるが、その後の動きは見られない。

コンゴ Congo-Brazzaville

1mtpa each ENI/New Age 不明 SBM、JGC,中国COOECおよびCSSCと共同開発により2022年に生産開始予定。

41

FLNG の保険キャパシティ• FLNGを新規に建造する場合は、オフショアの建設工事保険を付保し、建造中の損害リスクを

担保する。PreludeがFIDになった2011年前後は、オフショア保険のキャパシティは30億米ドル乃至40億米ドルであった。そのためPreludeのような大型オフショア海洋構造物に対する案件

は保険でフルカバーされないリスクが残り、パートナーや投資家の不安を払拭することができない状況があった。

• 下の表は英国の保険ブローカーであるWillis Towers Watsonのオフショア構造物建設に関する保険キャパシティの2000年以降の年度ごとの推移表を引用している。

• この金額は、世界中のアンダーライター（Underwriter）から引き受け額を満額集めることが出来たとした場合の仮定の額であり、実際はプロジェクトごとの特性や各Underwriterの判断などから80億米ドルの80％程度、約60億米ドルが限度額となると言われているが、現在はFLNGの新造の場合でも建造リスクをカバーできる額が確保されているといえよう

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本日の報告事項

（２） FLNGの可能性 FLNGの特性と強み FLNGプロジェクト事例 石油開発会社主導FLNG Golar LNG社 改造型

FLNGの保険キャパシティ

陸上液化基地、FLNGとの比較（ケーススタディー）

FLNGの適用可能なガス田、開発余地 FLNGのビジネスモデルの変化 課題、まとめ

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FID済およびFIDが近いといわれているFLNGプロジェクトスケジュール

・ IOC型FLNG（e.g. Prelude, PFLNG）ではFIDから生産開始（1stCargo）まで5～7年。・ IOC型FLNGであってもPFLNG１に比べPreludeはEPCI期間が特に長い。・ その一方でGolarによる中古船改造型小型FLNGはその短納期を特徴として躍進。

プロジェ ク ト 国・ 地域

オペレータ ー

斜字： FLN Gオー

ナー

LN G生産

能力

百万ト ン/

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Prelude オースト ラ リ アShell 3.6

PFLNG1 マレーシア　 Petronas 1.2

Exmar FLNG 未定 Exmar 0.5

PFLNG2 マレーシア　 Petronas 1.5

Golar FLNG1　カ メ ルーン

Krib i

Perenco

Golar LNG1.2

Coral モザンビーク Eni 3.4

Golar FLNG2赤道ギニア

Fortuna

Ophir Energy,One

LNG

Golar LNG

2.2

2011.05FID

2017.06Sail-away 2018.夏

1st cargo（予定）

2012.06FID

2016.05Sail-away

2017.041st cargo

2014.01FID

再開2016.03開発延期

20201st cargo（予定）

2014.07Speculation発注

2015.09FID

2017.10Sail-away （予定）

20181st cargo（予定）

2014.10FEED開始

2015.12FEED完了

2017.05FID

2020～2021操業開始

（予定）

2012.06FID

2017.07Handover

2015.07FEED開始

2017.末FID（予定）

20201st cargo（予定）

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PFLNG1のケースStudy FLNG vs OnshoreFLNG 緒元

プラント容量 1.2 MTPAFeedガス量 210 mmscfdHullサイズ 365m×60m（External Turret部除く）高さ不

明

液化プロセス APCI－NTM （窒素システム）

酸性除 去プ ロセス

UOP Amine Guard FS process

プロダクトタンク容量

LNG ： 177,000m3 （ 対 象 LNG 船 150k-157km3）、Condensate： 22,000 m3

LNG タンクタイプ GTT NO96メンブレン 2RowでTotal 8LNGタンク

ト ッ プ サ イ ド モジュール数

22基 （除くPiperack）

重量 Topside 想定40,000t , Hull 想定90,000t（DryかWetかは不明）

取水システム 左右舷からそれぞれ2本ずつ、計4本。水深50mより取水

タレット External Turret船級協会 DnV設計寿命 20年（想定）

出所：Petronas

出所：各種情報によりJOGMEC作図

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PFLNG1のケースStudyFLNG vs Onshore

PFLNG1が投入されるKumang Clusterと同様な想定での試算

以下を想定離岸距離180㎞と想定、水深100m可採埋蔵量 1.1Tcf gas 、13ｍｍbbl condensateCGR 12ガス処理量 210MMscfdCO2 10%井戸はFLNGとOnshore案で同一双方案ともに井戸クラスターからのSubsea仕上げを想定のため同一と仮定Onshore案ではジャケット上でのガス処理＠P/Lスペックまでを想定Onshore案はContingency 40%込み。FLNGは報道より

・ Brown Fieldによる償却済LNGプラントを使用する場合はさらにお得。・ 新設陸上LNGにおいても規模の経済を働かせればさらにコストDown。（＄1000/トン⇒$500/トン）

・ 差はあるものの例えばPlatau 15年程度とした場合、FLNGの設計寿命は25年程度（実際はさらに延命可能）なため、残存価値、RelocationによるValueUp機会によって逆転は可能。

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

FLNG Onshore

Capex（＄M） 比較

FLNG vs Onshore LNG (除く井戸・Subsea)

Topside Jacket Pipeline Onshore LNG Owners cost FLNG

VS

各種資料よりJOGMEC試算

46

FLNGコスト比較～ペースセッターとしてのUS LNGを比較対象として～

Floating Liquefaction(FLNG) Potential for Wider Deployment, The Oxford Institute for EnergyStudies, Nov 2016より引用（井戸、Subsea、係留除く）

Indicative FLNG Capex (Vessels Only)

FLNGのCapexが$600/tpaレンジであれば、US Onshore LNGの陸上プラントコストと同等。

GolarFLNG

US LNGとFLNGが均衡するコスト（＄/Mmbtu@FOB）

液化コスト3ドル（$500/tpacapex相当）

115％HH（含む原料ガス自家消費ガスOpex）

US LNG FLNG

• 受け入れ基地までの輸送費が同一であると考えるならば、US LNGに対して競争力を持ちうるFLNGのCapex価格帯はGolarモデルの狙う$600/tpa。

• 逆にFLNG Capexが高い場合は上流でのコストが圧縮されたプロジェクトのみが生き残る。

液化コスト3.45ドル（FLNG capex$600/tpaのCapex相当）

井戸、Subsea自家消費ガスOpex

各種資料よりJOGMEC試算

（PFLNG1）

（PFLNG2）

47

FLNGの適用できるStrandedガス田ガス可採埋蔵量（ Bcf）

生産Capacity(mtpa)

中小型（ Golar 系, PFLNG系） 大型（ Coral/Prelude） 陸上1系列ができ るサイ ズ

生産年数 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0 2.2 2.4 2.6 2.8 3.0 3.2 3.4 3.6 3.8 4.0 4.2 4.4 4.6 4.8 5.0 5.2 5.4 5.6 5.8 6.0

1 55 66 77 88 99 110 121 132 142 153 164 175 186 197 208 219 230 241 252 263 274 285 296 307 318 329

2 110 132 153 175 197 219 241 263 285 307 329 351 373 395 416 438 460 482 504 526 548 570 592 614 636 658

3 164 197 230 263 296 329 362 395 427 460 493 526 559 592 625 658 690 723 756 789 822 855 888 921 954 986

4 219 263 307 351 395 438 482 526 570 614 658 701 745 789 833 877 921 964 1,008 1,052 1,096 1,140 1,184 1,228 1,271 1,315

5 274 329 384 438 493 548 603 658 712 767 822 877 932 986 1,041 1,096 1,151 1,206 1,260 1,315 1,370 1,425 1,480 1,534 1,589 1,644

6 329 395 460 526 592 658 723 789 855 921 986 1,052 1,118 1,184 1,249 1,315 1,381 1,447 1,512 1,578 1,644 1,710 1,776 1,841 1,907 1,973

7 384 460 537 614 690 767 844 921 997 1,074 1,151 1,228 1,304 1,381 1,458 1,534 1,611 1,688 1,765 1,841 1,918 1,995 2,071 2,148 2,225 2,302

8 438 526 614 701 789 877 964 1,052 1,140 1,228 1,315 1,403 1,491 1,578 1,666 1,754 1,841 1,929 2,017 2,104 2,192 2,280 2,367 2,455 2,543 2,630

9 493 592 690 789 888 986 1,085 1,184 1,282 1,381 1,480 1,578 1,677 1,776 1,874 1,973 2,071 2,170 2,269 2,367 2,466 2,565 2,663 2,762 2,861 2,959

10 548 658 767 877 986 1,096 1,206 1,315 1,425 1,534 1,644 1,754 1,863 1,973 2,082 2,192 2,302 2,411 2,521 2,630 2,740 2,850 2,959 3,069 3,178 3,288

11 603 723 844 964 1,085 1,206 1,326 1,447 1,567 1,688 1,808 1,929 2,050 2,170 2,291 2,411 2,532 2,652 2,773 2,893 3,014 3,135 3,255 3,376 3,496 3,617

12 658 789 921 1,052 1,184 1,315 1,447 1,578 1,710 1,841 1,973 2,104 2,236 2,367 2,499 2,630 2,762 2,893 3,025 3,156 3,288 3,420 3,551 3,683 3,814 3,946

13 712 855 997 1,140 1,282 1,425 1,567 1,710 1,852 1,995 2,137 2,280 2,422 2,565 2,707 2,850 2,992 3,135 3,277 3,420 3,562 3,704 3,847 3,989 4,132 4,274

14 767 921 1,074 1,228 1,381 1,534 1,688 1,841 1,995 2,148 2,302 2,455 2,608 2,762 2,915 3,069 3,222 3,376 3,529 3,683 3,836 3,989 4,143 4,296 4,450 4,603

15 822 986 1,151 1,315 1,480 1,644 1,808 1,973 2,137 2,302 2,466 2,630 2,795 2,959 3,124 3,288 3,452 3,617 3,781 3,946 4,110 4,274 4,439 4,603 4,768 4,932

16 877 1,052 1,228 1,403 1,578 1,754 1,929 2,104 2,280 2,455 2,630 2,806 2,981 3,156 3,332 3,507 3,683 3,858 4,033 4,209 4,384 4,559 4,735 4,910 5,085 5,261

17 932 1,118 1,304 1,491 1,677 1,863 2,050 2,236 2,422 2,608 2,795 2,981 3,167 3,354 3,540 3,726 3,913 4,099 4,285 4,472 4,658 4,844 5,031 5,217 5,403 5,590

18 986 1,184 1,381 1,578 1,776 1,973 2,170 2,367 2,565 2,762 2,959 3,156 3,354 3,551 3,748 3,946 4,143 4,340 4,537 4,735 4,932 5,129 5,327 5,524 5,721 5,918

19 1,041 1,249 1,458 1,666 1,874 2,082 2,291 2,499 2,707 2,915 3,124 3,332 3,540 3,748 3,957 4,165 4,373 4,581 4,790 4,998 5,206 5,414 5,622 5,831 6,039 6,247

20 1,096 1,315 1,534 1,754 1,973 2,192 2,411 2,630 2,850 3,069 3,288 3,507 3,726 3,946 4,165 4,384 4,603 4,822 5,042 5,261 5,480 5,699 5,918 6,138 6,357 6,576

21 1,151 1,381 1,611 1,841 2,071 2,302 2,532 2,762 2,992 3,222 3,452 3,683 3,913 4,143 4,373 4,603 4,833 5,064 5,294 5,524 5,754 5,984 6,214 6,444 6,675 6,905

22 1,206 1,447 1,688 1,929 2,170 2,411 2,652 2,893 3,135 3,376 3,617 3,858 4,099 4,340 4,581 4,822 5,064 5,305 5,546 5,787 6,028 6,269 6,510 6,751 6,992 7,234

23 1,260 1,512 1,765 2,017 2,269 2,521 2,773 3,025 3,277 3,529 3,781 4,033 4,285 4,537 4,790 5,042 5,294 5,546 5,798 6,050 6,302 6,554 6,806 7,058 7,310 7,562

24 1,315 1,578 1,841 2,104 2,367 2,630 2,893 3,156 3,420 3,683 3,946 4,209 4,472 4,735 4,998 5,261 5,524 5,787 6,050 6,313 6,576 6,839 7,102 7,365 7,628 7,891

25 1,370 1,644 1,918 2,192 2,466 2,740 3,014 3,288 3,562 3,836 4,110 4,384 4,658 4,932 5,206 5,480 5,754 6,028 6,302 6,576 6,850 7,124 7,398 7,672 7,946 8,220

Finance

上最低欲

し いLim it

• Financeが組成できる最低10年の操業• Offshoreでの一般的な設計寿命25年を最長操業期間• 陸上LNGの一般的な1系列プラントの生産量年産400万ト

ンとしそれ以下をFLNGの適用領域と考慮

FLNGが適用可能なガス可採埋蔵量を0.5～5Tcfと仮定

• 0.5～5TcｆのOffshore Strandedガス田（評価段階にとどまっているもの）は全世界で約240フィールド、合計可採埋蔵量は325Tcf⇒世界のガス資産確認埋蔵量は6,589Tcf

• FLNGによる開発余地は全世界のガス資産の4～5％程度。（LNGとして対象になるものは、さらに限定的）

48

Offshore Strandedガス田一覧0.5～5Tcfを国別計上

豪州65Tcf-39Field

アンゴラ7.7-7

カナダ11.6-8

中国10.7-

9

コンゴ

アンゴラ

赤道ギニア

11-10

エジプト10.8-11

インド

10-12

インドネシア6.5-8

イスラエル

5.0-5リビア8.6-4

カザフスタン6.2-2

マレーシア15.8-

12

T＆T9.4-10

メキシコ4.3-

5

モザンビーク12.3-6

ミャンマー2.4-2ナイ

ジェリア

5.8-5

ノルウェー14-

13

フィリピン1.8-1

ロシア12.9-7

タンザニア29.3-15

モーリタニ

ア・セネガル11.8-4

UK8.3-

8

ベトナム4.2-

3

凡例：国名

合計TCF-Field数

• 豪州のPotentialは群を抜いて巨大• ただし豪州ではすでに既存陸上LNGが

あるためFLNGよりも、パイプライン輸送の競争力が高い。

• その他では東西アフリカ、東南アジア、T&T(ﾄﾘﾆﾀﾞｰﾄﾞ）などが可能性大。

• 海気象条件によるスクリーニングによるさらなる絞り込み可能。

各種資料を基にJOGMEC作成

49

FLNGのビジネスモデルの変化

上流権益保持 所有と操業

上流

井戸/Subsea

FLNG

SPA

IOC型 e.g. Shell Prelude、PFLNG1

上流権益保持 操業

上流

井戸/Subsea

FLNG

IOCによる自社リース型 e.g. Coral, PFLNG2

F自社リース

SPA

上流権益保持

上流

井戸/Subsea

FLNG

Tolling型 e.g. Golar Cameroon, Delfin Project

F他社リース

SPA

リース料TCPあるいはBBC

上流権益をもつ同一JVで所有。税制面、PS契約国での所

有権の点で利点か（有事の際に施設を持ち出せる）？

リース料（Tolling fee）TCP

上流権益

上流

井戸/Subsea

FLNG

権益Farm out ＆ Tolling型 e.g. Ophir 赤道ギニア

F他社リース

SPA

リース料TCP

操業も外部委託

船会社がFLNG所有

操業も外部委託上流権益One LNG

(Golar と

シュランベルジェのJVが参画

Golar LNGがFLNG所有

Subsea EPC作業

をシュランベルジェ傘下のOneSubseaが受注

Stranded化した資産を対象に石油会社では実現できない格安・短納期FLNGとFinanceを梃に上流進出するサービス会社・船会社。上流Value Chainの変化の兆し。GolarはFSRU・LNG輸送市場でも有力船主の一角。GEやシュランベルジェによる同様な流れ。

50

中国のFLNGへの関与

最近の事例：• CSSC(China State Shipping Corp)はGolar Cameroon向けに$960M融資• 赤道ギニアFLNG (Ophir)への中国銀行団による融資＄1.2bilの予定。融資に際して

はGolarCameroonFLNG の生産を待ち技術的信頼性を確かめる必要はない。

• Exmar FLNGは中国Wison造船所で建造。Bank of ChinaとSinosureが$200M融資、保険付与。

• Coral FLNGでのCNPCを通じての出資。• Newageによるコンゴ、カメルーンでの小型FLNG投入計画。中国銀行団による

Finance、Topside建造はCOOEC,HullはCSSC。LNG購入も中国系Utilityな計画。• 中国はアフリカの複数のFLNGに計$７ bilの資金投入： Reuters 2017/6/27

• 旧来型の権益保持によるLNG調達、上流事業拡大目的• FLNGによる上流開発ではFLNGが大半のCapexを占め、かつ、陸上LNGと違いそ

のCapexの支出場所が当該産油国ではなく建造される海外（中国）造船所、ヤード⇒経済波及効果大。ただし、需要先の確保（基本的には中国）・PJ実現リスク大。

一帯一路

FLNGという

新しいマーケット

資源調達と資源産業振興による

国富拡大

51

FLNG/FSRUに関する国際基準制定の動き

FLNG/FSRUの基準

日本ガス協会HPより引用

・Engie社がConvenor・Total, BV, Technip,GTT, FMC等フランス勢が積極的。

・ Shell, Dnv 等々参画・ 日系ガス会社、船社も参画。・ ISO 20257として下記3部構成での発行にむけてDraft作成中（2019-20発行予定）

Pt1:General RequirementPt2:Specific Requirementfor FSRUPt3: SpecificRequirement for FLNG

52

FLNG課題

• FLNGにおいては規模の経済を発揮できるほど設計製作技術が熟成されているとはいいがたい。コスト低減が必須。規模を追求したFLNGは軒並み頓挫（Exxon Scarborough 600万トン、Woodside Browse 400万トン×３基など）

”We don’t need to build the latest long-range passenger aircraft or spaceships to Mars.” Woodside CEO 2016Apr、BrowseのShell型FLNGによる開発凍結を宣言した直後の発言。

• 米国Shaleによる豊富なガス資産および多様なPlayerの出現、Qatarのモラトリアム解除、 豪州、ロシアでのBackfill,増設計画等を考慮すればFLNGによるStranded ガス開発という2000年代初頭のコンセプトによるStrandedガス田の価値は相対的に低下。

• FLNGのCapexの支出場所の多くは当該産油国ではなく、海外（造船所）。地域の雇用創出効果・経済波及効果は、相対的に少ない。

• その一方で中古船改造型のGolarによるFLNGが短納期、低コストを売りに躍進。リース型ビジネスによりIOCではなしえない低コストを実現しマージナルなガス田をもつ信用力の低い産油国、インフラのない国（ex. アフリカ：既存施設へのタイイン不可）を対象としたビジネスモデルが出現。

FPSOの歴史によれば、1977年世界初FPSOがShell Castellonで実現。その後、SBMが世界初のリースFPSO、Cadlaoを1981年実現。Crude FPSOで起きたIOC所有モデルからリースへの流れがFLNGの世界ではより迅速に出現。

53

FLNGまとめ

• FLNGの実績は出始めている。PFLNG1（2017）, Prelude(2018予定), GolarCameroon（2018予定）

• 規模の追求はコストダウンにはつながっていない…今のところ• 将来の陸上大型LNG基地への第一段階として、早期キャッシュを生むFLNG• IOC型から船会社など多様なPlayerによる「リース」または「リース+上流権益」

などのビジネスモデルへと変化のきざし。• 現時点のFLNG市場規模については、保険付保は可能。• 中国のアフリカFLNGへの積極的関与。権益、Finance、EPCを通じた経済波

及効果追求• Offshoreのガス資源量自体はあるものの、US 、カタールの計画段階のプロ

ジェクトに比べて相対的な競争力は低下。LNGの契約も短期化、価格低下傾向

今後は・・・

Nicheな市場（信用力の低い産油国、石油ガス産業やインフラが未整備な産油国）で適用されるケースは今後も存在する。