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ロシアはトルコのパイプラインを通じて原油を輸出している

 世の中には間違いだらけのロシア・エネルギー論やパイプライン談義が横行しており、権威ある学者や評論家が書いた本や記事の中にも間違いが多くあります。

 筆者は前回(2017年3月2日)で「間違いだらけのパイプライン談義」を発表しました。しかし、その後も間違いだらけのパイプライン談義がやむことはありません。

 本稿では前回と同じく、最近発表された旧ソ連邦諸国に関するエネルギー論やパイプライン(以後「P/L」)談義の実例をご紹介します。ただし、人の揚げ足を取ることや間違いを指摘することが目的ではありません。

 誤謬を正すことにより正しいエネルギー論とP/L像に迫りたいと考えます。

 今回は2つの実例を挙げます。最初はつい最近発刊された『世界が再び日本を見倣う日』という書籍。

 2つ目は3月22日に露日刊紙“Kommersant”に掲載された、日本側が策定したとされるサハリンから日本向け天然ガスP/L建設構想に関する“Feasibility Study”(企業化調査/以下“F/S”)関連記事です。

 なお、下記の文章を読まれて何が間違いか直ぐ分かる方には、この間違いだらけのパイプライン談義は不要です。

実例(1)(出所:『世界が再び日本を見倣う日』長谷川慶太朗著・PHP研究所/2017年3月24日刊)(120頁)

「これ(BTCパイプライン建設)に関わったのが(エクソンの)ティラーソン」
「もし、石油輸出ルートを確保していなければ、ロシア経済は崩壊していた可能性がある。トルコのパイプラインは、ロシアにとって重要な原油輸出ルートになっている」
「ロシアはトルコのパイプラインを通じて原油を輸出している」
「トルコ国内2000劼痢BTC)パイプライン」

実例(2)(出所:2017年3月22日付け露日刊紙“コメルサント”電子版)

「日本側が策定した暫定事業化調査によれば、日本側部分の天然ガスP/L建設総工費は約60億ドル(約7000億円)、日露国境から東京までP/L総延長1500辧P/L年間輸送能力250億m3、P/L全面稼働2022年、ROE(自己資本利益率)20%以上。この天然ガスP/Lが完成すれば、現行LNG輸入価格の2.5分の1の価格で日本はガス輸入が可能になるだろう」

 エネルギー論とP/L談義は密接に関連しており、正しいエネルギー論議を可能にするためにはより正確なP/L談義が必要になります。もし本稿が、読者の皆様のより正確なエネルギー論やP/L談義の一助になれば幸甚です。

カスピ海周辺地域の原油・天然ガスP/L地図

 最初にカスピ海周辺地域の原油・天然ガスP/L地図を添付しますので、このP/L地図をご参照ください。

(*配信先のサイトでこの記事をお読みの方はこちらで本記事の図版をご覧いただけます。http://jbpress.ismedia.jp/articles/-/49651)

 アゼルバイジャンからジョージア(グルジア)経由トルコ向けには総延長1768劼慮玉P/L(通称“BTC”原油P/L)が稼働していますが、ロシアとトルコ間には陸地国境はなく、ロシアからトルコ向け原油P/Lは存在しません。

 また、ロシアから第三国経由トルコ向けの原油P/Lも存在しません(天然ガスP/Lは存在します)。

(出所:米EIA/通常、原油P/Lは緑色系、天然ガスP/Lは赤色系で表示します)


パイプライン建設構想の成立要件は?

 前回も述べましたが、パイプラインとは起点から終点まで物(資源)を輸送するインフラであり、私企業が長距離幹線P/L建設構想を検討する場合、下記3要件をまず検討する必要があります。

●何を輸送するのか?(原油・石油製品・天然ガス・水?)
●どこから〜どこまで建設するのか?(供給源と需要家は存在するのか?)
●P/L建設費と運営費は回収可能か? (経済合理性は?)

 そのP/Lで何をどれだけ輸送するのかにより、使用される鋼管の鋼種・品質・口径・肉厚・輸送圧力などが決まります。

 また、私企業にとりP/L建設費と運営費が回収可能かどうかはP/L建設にあたって非常に重要な判断材料になりますが、実務に疎い学者や評論家のP/L談義には、往々にしてこの視点がすっぽりと欠けていることが多いのです。

BTC原油パイプラインとは?

 アゼルバイジャン共和国の首都バクー(B)からジョージアの首都トビリシ(T)経由、トルコの地中海沿岸ジェイハン(C)出荷基地まで、P/L口径42インチ(約1070弌法∩躅篦1768劼慮玉P/Lが2005年5月に完工、2006年5月に全面稼働となりました。

 これが、3都市の頭文字を取って“BTC” パイプラインと呼ばれている原油P/Lです。1768劼瞭睫はアゼルバイジャン領内443辧▲献隋璽献⇔瞭249辧∋弔1076劼トルコ領内です。

 カスピ海のアゼルバイジャン産原油はこのP/Lでトルコの地中海沿岸まで輸送され、ジェイハン出荷基地から世界中に輸出されています。

 このBTC原油P/Lプロジェクトに参加している権益参加者は以下の通りです。

英BP(30.1%)、アゼルバイジャン国営石油会社SOCAR(25.0%)、米Chevron(8.9%)、ノルウェーStatoil(8.71%)、トルコTPAO(6.53%)、仏Total(5%)、伊ENI(5%)、伊藤忠商事(3.4%)、伊藤忠石油開発(2.5%)、Inpex2.5%、インドONGC(2.36%)

 上記よりお分かりの通り、BTCプロジェクトには米エクソンモービルは参加していません。

 P/L全面稼働後の2006年6月4日、トルコのジェイハン出荷基地からタンカー第1船が出港しました。このP/Lが輸送している原油は上述の通り、アゼルバイジャン領海カスピ海ACG海洋鉱区の原油です。

 ACGのAはアゼリ鉱区、Cはチラグ鉱区、Gはグネシリ鉱区の3鉱区の頭文字です。このACG鉱区はあくまでアゼルバイジャン産原油ですが、BTC原油P/LはACG原油以外に、年間計400万〜500万トンのカザフ産原油とトルクメン産原油も輸送しています。

 カザフスタンやトルクメニスタンからアゼルバイジャンまでの原油P/Lは現状存在しませんので、タンカーでカスピ海対岸のバクーまで輸送され、バクーでBTC原油P/Lに接続されジェイハンに輸送されています。

 このBTC原油P/Lの原油年間輸送能力は5000万トン(日量100万バレル)ですが、P/Lに添加物を注入することにより原油の粘度が下がり、ドロドロ原油がサラサラ原油になり、年間輸送能力は6000万トン(日量120万バレル)に増大します。

世界が再び日本を見倣う日

 ロシアは旧東欧諸国や西欧諸国向けに原油P/Lで原油を輸出しています。また、ロシアのバルト海沿岸や黒海沿岸の原油積出し港からも、タンカーで世界中に原油を輸出しています。

 従来はロシアから西方向け輸送路ばかりでしたが、現在では東方向けの原油P/L(通称“ESPOパイプライン”)も稼働しており、環太平洋諸国に露極東コズミノ港から東シベリア・極東産(一部は西シベリア産)原油が輸出されています。

 一方、ロシアからトルコまでの原油P/Lは存在しませんので、ロシアはトルコから原油をP/Lで輸出することは不可能です。

 念のため付言すれば、露黒海沿岸のノボロシースク港から出荷される原油はタンカー輸送されており、トルコのボスポラス海峡とダーダネルス海峡を通過して地中海に出ます。しかしこれはタンカーの海峡通過であり、P/L輸送ではありません。

 また、米エクソンモービルはBTC原油P/Lプロジェクトに参加していませんので、同社のレックス・ティラーソン会長(現国務長官)はBTC建設プロジェクトには関わっていません。ご参考までに付言すれば、BTC原油P/L建設プロジェクトで主導的役割を果たしたのは英BP(British Petroleum)です。

 米エクソンモービルのティラーソン会長が露プーチン大統領から勲章を授与されたのは、北極海の露海洋鉱区における探鉱・開発や西シベリアのシェールオイル開発構想などで、世界最大の露石油会社ロスネフチと協力関係を樹立して、探鉱・開発で基本合意したからです。

 ただし、その後のウクライナ問題やクリミア併合問題に絡む欧米による対露経済制裁措置導入により、この合意は実現していません。

 上記をご理解戴いたうえで、冒頭の『世界が再び日本を見倣う日』の120ページに戻りますと、ここに書かれている内容は、文字通り間違いだらけのP/L談義になっていることがお分かりいただけるものと思います。

 ロシアはトルコのP/Lで原油を輸出していないのです(そもそもP/Lが存在しないのですから、当然ですが)。この本の著者は“国際エコノミスト”だそうですが、少なくともロシアのエネルギーを論じる資格はありませんね。

“Kommersant”要旨

 2017年3月22日付け露日刊紙“Kommersant”(電子版)に、サハリンから日本向け天然ガスP/L建設構想に関する長文記事が掲載されています。

 内容は、北海道のJPDOと日露天然ガスパイプライン推進議員連盟が露側に提案している日本縦断陸上P/L建設構想の暫定F/Sです。

 同紙によれば、日本側が策定した暫定F/Sの要旨は下記の通りです。

(F/S要旨/出所:http://www.kommersant.ru/doc/3248653

●日露間の関係強化は、サハリンから日本向け天然ガスパイプライン建設構想を現実的なプロジェクトに昇華する可能性がある。

●日本側(JPDOとJRNG)が策定した暫定企業化調査によれば、日本側部分の天然ガスP/L建設総工費は約60億ドル(約7000億円)、日露国境から東京まで総延長1500辧天然ガスP/L年間輸送能力250億m3、P/L全面稼働は2022年。

●現在日本は天然ガスを全量LNGの形で輸入しており、液化・再気化を含むLNG輸送費は約5ドル/mmBTUだが、天然ガスP/Lが完成すればガス輸送費は2ドル/mmBTU になるだろう。

●P/L輸送タリフ収入は年間15億ドル、P/L年間操業費5億ドル、収入10億ドル、純収入6.7億ドルを想定。ROE(自己資本利益率)は20%以上。

(露紙掲載記事のP/Lルート説明)

 この3月22日付コメルサント紙には、日本側が提案しているサハリンから北海道経由東京までのP/L地図が掲載されており、P/Lルートは下記の通りです。

●P/L資料引用先 : JPDO(Japan Pipeline Development and Operation Inc.)、JRNG(Japan Russian Natural Gas

●天然ガス供給源: サハリン―3海洋鉱区(埋蔵量約1.4兆m3)
(ガスプロム鉱区:東オドプト鉱区/キリン鉱区/アイヤシ鉱区)(ロスネフチ鉱区:ベーニン鉱区)

●P/L輸送能力 : 最大年間250億m3
●P/L建設総工費 :(日本側)7000億円
●P/L建設距離 : (海底P/L部分) 60 サハリン島クリリオン岬〜稚内
         (陸上P/L部分)370 北海道(稚内〜札幌〜苫小牧)
         (海底P/L部分)220 北海道〜本州(苫小牧〜むつ小川原)
         (陸上P/L部分)850 本州(むつ小川原〜仙台〜鹿島〜東京)

 露コメルサント紙に掲載されているP/Lルートは露語表記ですが、日本語表記のP/Lルートは下記の通りです。

(出所:)


 上記の暫定F/Sを理解するためには、まずいくつかの説明が必要かと思います。

 石油や天然ガス生産事業は通常、上流・中流・下流分野に分類されます。上流とは鉱区の探鉱・開発・生産部門など、中流は輸送部門、下流は精製部門などを指します。

 日本には実際の原油・天然ガス鉱区が少ないので、日本の資源開発会社や石油会社は主に欧米メジャーと国際コンソーシアムを組んで、海外の原油・ガス鉱区で活動しています。

 海外から日本までの石油・天然ガスP/Lは存在しないので、日本はタンカーで原油や石油製品を輸入し、天然ガスの場合は液化天然ガス(LNG)の形で、LNG専用船で輸入しています。

 日本の沿岸にはLNG受入れ基地(ターミナル)があり、液化されたガスを再気化して、P/Lで輸送して最終需要家にガスを供給しています。最終需要家とは、天然ガスを燃やして発電しているガス火力発電所や都市ガスの供給を受けている我々一般国民などを指します。

日本側策定暫定F/Sの根拠は?

 上述のごとく、民間企業がP/L建設構想を検討する場合の3要件は以下のとおりです。

(1)供給源の存在
(2)需要の存在
(3)P/L建設の経済合理性

 税金を投入して公共事業としてP/Lを建設する構想は別次元の問題になりますが、少なくとも(1)と(2)の要件を満たさなければ税金投入も意味ありません。

 露紙に報道されている、今回日本側が策定したとされる暫定事業化調査報告書には、天然資源の探鉱・開発に関する非現実的な内容が数多く含まれています。

 誰が(どの機関が)策定したのか筆者は知る由もありませんが、日本縦断陸上P/L建設構想の妥当性・経済性を主張するための≪結論先にありき≫の暫定F/Sとしか思えません。

 筆者の疑問点は以下の通りです。

(1)供給源は存在するのか?

 今回の暫定F/Sの致命的欠陥は、供給源をサハリン-3(S-3)、埋蔵量約1.4兆m3と記載しているのみで、この鉱区が現状どのような段階にあるのか全く言及していない点です。

 供給源を検証していないP/L構想は、構想ではなく机上の空論です。

 天然ガス供給源はサハリンの海洋鉱区であり、露国策会社ガスプロムが天然ガス供給会社になりますが、天然ガス供給がいつから・どの程度可能になるのかを検証しなければ、日本側のみで2022年までに7000億円かけて、年間輸送能力250億m3、総延長1500劼P/Lを建設しても無意味です。

 「P/Lは作れば終わり」ではありません。P/L完工と同じタイミングで資源供給が可能になり、需要家が受け取り可能にならなければ、全体としてのP/L構想は完結しません。

 サハリン島北東部沖合のオホーツク海サハリン-3鉱区は欧米による対露経済制裁措置対象鉱区であり、探鉱・開発は実質停滞しています。

 キリン鉱区では2本の天然ガス生産井が完成しており、少量の天然ガス(年間10億m3程度)を生産していますが、海底仕上げという特殊工法であり、生産プラットフォームを現場に据え付けていません。

 海洋鉱区で原油や天然ガスを探鉱・開発する場合、最初に海底の地形調査後、掘削リグで試掘します。ほとんどの場合は空井戸(ドライ・ホール)ですが、試掘して油兆やガス兆が発見されると、次は掘削リグで評価井を掘削します。

 評価井を何本か掘削すると、その油田・ガス田の広がりと油層・ガス層の厚さや圧力が分かり、埋蔵量評価が可能になります。

 ここまでは試掘井・評価井の段階ですが、事業家(投資家)は実際の生産に移行するのか、ここでやめるかの決断を迫られることになります。埋蔵量が判明した後に、大規模投資に見合うだけの生産量や収入が期待できるかどうか最終判断するわけです。

 生産段階への移行を決定した場合は、造船所で生産プラットフォームを建造して、鉱区の生産現場に運び込み、据え付け、生産井を掘削します。ご参考までに、よく掘削リグと生産プラットフォームの違いを訊かれるのですが、リグは動産、プラットフォームは不動産です。

 プラットフォームは数千億円もかかる建造物ですから、投資家は慎重に判断します。

 プラットフォームの代わりに、鉱区現場に海底仕上げという簡易生産・輸送設備を据え付けることもあります。掘削リグで生産井を掘削した後、プラットフォームを据え付ける代わりに特殊な設備(マニフォールド)で覆って、海底P/Lで陸上の処理施設まで輸送するのです。

 S-3キリン鉱区はこの海底仕上げ方式で、細々と天然ガスを生産しているのが現状です。

 S-3南キリン鉱区は現在、評価井を掘削している段階です。オホーツク海は冬場の海洋気象条件が厳しいので、掘削リグは夏場しか作業できません。かつ、鉱区水域の水深は200m前後であり、欧米の対露経済制裁措置対象鉱区です。

 米国は水深500フィート以上、欧州は150m以上の海洋鉱区での協力はできないことになっています。余談ですが、米国はメートル法を採用していないので、長さはマイル・ヤード・フィート・インチの世界です。

 S-3の東オドプト・アイヤシ・ベーニン鉱区に至っては探鉱・開発自体未定の鉱区であり、今後の探鉱・開発の見通しは不明です。

 どこに、年間250億m3の天然ガスを生産する鉱区と、その天然ガスを日露国境まで輸送する天然ガスP/Lが存在するのでしょうか?

 既存の全長800劼療形灰スP/Lはサハリン南部のサハリン-2LNG工場向けであり、日本向けに天然ガスを輸送するP/Lではありません。

(2)需要家は存在するのか?

 現状、日本に本件の需要家は存在しません。LNG1トンは約1400m3ですから、250億m3ともなれば約1800万トンのLNGに相当します(200億m3の場合は約1400万トン相当)。

 日本は年間7000万〜8000万トンのLNGを輸入していますが、世界でLNGは供給過剰気味です。既に米国でもシェールガスをLNGに転換して対日輸出開始、2018年以降は豪州でも新規LNG工場が稼働予定です。さらに、油価下落に伴いLNG価格も下落しています。

 日本は現在LNGを約7〜8ドル/mmBTUで輸入していますが、最高値時の半値となり、この価格の2.5分の1ともなれば約3ドルです(mmBTUは百万英国熱量単位/1mmBTUは天然ガス約27m3相当)。

 日本側が策定したこの暫定F/Sに基づけは、年間P/L輸送収入15億ドル、日本側のガス輸送費は約2ドル/mmBTUになります。

 日露国境で露ガスプロムが日本側に提示する価格は不明ですが、仮にXとすればガス価格(原価)は(X+2)となり、日本側ガス価格が3ドルの場合、Xは1ドルになります。
これは現実的な数字でしょうか。もちろん、あり得ません。

(3)P/L建設の経済合理性は?

 天然ガスP/Lでガスを輸送する場合のP/Lタリフ(輸送料金)は通常、1000m3/100劼△燭蠅いらと設定します。年間ガス輸送量を200億m3と仮定すれば、年間タリフ収入15億ドルを稼ぐためには日本側部分のP/L輸送タリフは5ドル/1000m3/100劼砲覆蠅泙后

 これは露ガスプロムが従来ウクライナ経由欧州に輸送しているウクライナ・トランジット輸送料金の2倍のタリフになります。

 P/L建設費の減価償却費と期間をどの程度に設定しているのか不明ですので、正確には試算できませんが、1年間の純収入を6.7億ドルと仮定すれば、総工費60億ドルの場合、建設費回収に9年間かかります。輸送タリフを現実的な2.5ドルと仮定すれば、18年間になります。

 さらに、総工費は60億ドルでも、毎年運転費用がかかります。P/Lの保守・点検・修理・人件費も回収しなければならず、実際のコスト回収期間はさらに長くなります。

 2022年にP/Lが全面稼働して天然ガスを対日供給するためには、現段階で既に対象生産鉱区では掘削リグによる試掘・評価作業は終了して、最終投資決定(FID)を行い、生産プラットフォームの建造準備に入っていなければならない時期です。

 P/L関連では、既に具体的・実務的なP/L建設準備を開始するタイミングなのです。

 また、日本側の1500劼P/L建設総工費7000億円がどのような根拠に基づいているのか疑問であり、ROE(自己資本利益率)20%以上もどこから出てきた数字か理解に苦しみます。

サハリンから日本向けパイプライン建設構想の実現可能性は?

 筆者は海外で長年、実際に海洋鉱区の探鉱・開発や長距離幹線P/Lの建設事業に従事してきました。その経験から申せば、今回の暫定F/Sに記載されている、S-3海洋鉱区を天然ガス供給源とする、2022年全面稼働前提の日本縦断陸上P/L建設構想は“机上の空論”としか言いようがありません。

 繰り返しますが、2022年に天然ガスP/Lで年間250億m3を対日供給開始するためには、現時点で既に海洋鉱区では天然ガス生産準備が始まり、新規に対日国境まで天然ガスP/Lを建設する準備に入っていなければなりません。また、日本側でも既にP/L建設準備に入っていなければならないタイミングなのです。

 税金を投入すればP/Lを建設すること自体は物理的に可能ですが、経済合理性を前提に、純粋に民間事業としてこの陸上P/L構想を推進する民間企業はおそらく出てこないでしょう。

 ここで誤解を避けるためにあえて申せば、筆者はサハリンからの天然ガスP/L建設構想自体に反対しているのではありません。(他の方法で)もし経済合理性が出てくるのであれば、この構想は検討の価値ありと考えます。

 日本は現在、100%LNGの形で天然ガスを輸入していますが、新たな輸送方法や供給源の多様化は日本のエネルギー安全保障に貢献するものと考えます。

 ただし、その場合でもあくまで経済合理性が大前提であり、国土強靭化計画の一環などという大義名分を錦の御旗とする、経済合理性を十分考慮しないプロジェクトは、結果として日本の国益を毀損することになるでしょう。

 このF/Sを日本側の誰が策定したのか知る由もありませんが、今一度、利権を排除した、冷静かつ現実的なF/S策定が必要であると筆者は確信しております。

筆者:杉浦 敏広