Global LNG market レポート解説

概要

Bernsteinは、中東紛争によるLNG供給途絶が2026/27年冬に向けて世界のガス市場をどのように逼迫させるかを分析している。主張の中心は、供給喪失と低い欧州在庫がカタールの途絶供給回復まで高価格を維持し得る一方、2028年以降のプロジェクト稼働により、逼迫は最終的に供給過剰へ転じるというものだ。

主要見解

欧州は異例に薄いガスの緩衝余力で冬を迎える。貯蔵率は8月末時点で65%にすぎず、Bernsteinは2026年9月末に約2,775 Bcf、能力の73%に達すると推計する。通常の冬では、2027年3月末の在庫は約875-900 Bcf、能力の23%まで低下し得る。寒冬ケースでは304 Bcf、8%、暖冬ケースでは38%となる。レポートは、在庫が通常水準を約10-15 Bcf超えて下回ると、TTFの在庫変動に対する感応度が大幅に高まると論じる。気象シナリオでは、TTFは暖冬で約US$20/MMBtu、通常の天候でUS$23-25/MMBtu、寒冬で約US$30/MMBtuとなる。 目先の不足は、需要成長ではなく主に湾岸の供給途絶によるものだ。Bernsteinは、ホルムズ海峡の閉鎖とRas Laffanの損傷により約63 MTPAの供給が途絶し、QatarEnergyのノース・フィールド拡張遅延により2026年の想定新規供給がさらに5 MTPA失われると推計する。カタールとUAEの生産は2026年の9か月間ゼロとなり、83 MTPAの基礎能力から76%減少するとの前提で、カタールのLNG設備の17%への損傷も織り込む。米国などの新規プロジェクトは損失を部分的にしか相殺できず、2026年の有効な世界LNG供給は約20 MTPA減少する。高頻度データでは、紛争後の世界LNG輸出週平均が494 MTPAから400 MTPAへ低下している。 需要はすでに価格主導の需要破壊を通じて調整している。世界LNG需要は2026年上期に前年比5.4%減少し、2025年上期の2.4%増から悪化した。Bernsteinは2026年需要予想を20 MTPA引き下げ、385 MTPAとした。アジアの輸入は前年比7%減で、パキスタンは47%減、シンガポール33%減、韓国14%減、中国10%減、日本7%減、インドは1%減となった。供給可能性の改善に伴い先送りされた需要は2027年から戻るとみており、世界需要は2025年の401 MTPAから2030年の557 MTPAへ回復すると予想する。 ロシアのパイプラインガス流量が2021年比で約85%低く、約130 bcm/年から約20 bcm/年へ減少しているため、欧州は構造的にLNGへの依存を続ける。一部の直近月では欧州が米国LNG輸出の約90%を吸収し、米国から欧州への輸出は約7-8 MT/月に達した。ロシアのパイプライン供給が限定的なベースケースでは、欧州のLNG輸入は2024年の103 MTPAから2030年に約132 MTPAへ増加するとBernsteinは予想する。ロシア産ガスの大幅な回帰は、LNG価格と既存供給者にとって最大級の下振れショックと位置付けられている。 カタールの復旧が2027年のLNG需給にとって決定的な変数である。速い復旧シナリオでは、紛争が2026年3Qまたは4Q初めに終結し、カタールの無損傷能力の大半が2027年中に復旧する。ベースケースでは紛争が2027年1Hまでに終了し、その後に段階的再稼働を想定する。遅いシナリオでは紛争が2027年2Hまで継続する。2027年の世界供給の余剰または不足は、速い復旧で11 MTPAの余剰、ベースケースで均衡、遅い復旧で35 MTPAの不足となる。損傷したカタール能力の約12.8 MTPAは3年から5年にわたり利用不能となる可能性があり、再稼働が遅ければ均衡回復にはさらなる需要破壊が必要となる。 不足が続く間、価格は高止まりする。JKMは約US$27/MMBtu、冬季TTFフォワードは約US$24/MMBtuだった。BernsteinはLNGの月間価格が2026/27年冬にUS$30/MMBtuでピークとなるとみて、JKM平均を2026年US$22.8/MMBtu、2027年US$15.7/MMBtuと予想し、意味のある正常化は2028年以前には起こりにくいとみる。フォワードカーブは、供給回復に伴い2027年春から下落することを示すが、価格は2027年末まで歴史的水準を上回る見通しである。長期的には、価格は米国LNG供給の完全な限界費用である約US$9-10/MMBtuへ近づくと予想する。 レポートは短期的な希少性と長期的な供給波を区別する。既存および建設中のプロジェクトは2030年までに674 MTPAの能力を供給し得る一方、90%稼働率で必要となるのは619 MTPAであり、約50 MTPAの余剰を意味する。米国の稼働中・建設中LNG能力は2030年までに200 MTPAを超えると予想され、潜在的な米国能力は250 MTPAを超え得る。したがってBernsteinは、世界市場は2027年まで逼迫するが、米国および国際プロジェクトの立ち上がりと中東の途絶供給の段階的回復により、2028年から供給過剰へ向かうとみている。ただし2030年以降は、2040年まで需要が年率約2%で成長すると予想し、既存・建設中プロジェクトに対して約103 MTPAの追加能力が必要になるとする。 株式および関連産業への含意として、Bernsteinは、LNG生産者、液化事業者、ガス比重の高い上流企業、米国LNG輸出業者、低コストのガス生産者、LNG海運、ガス・インフラを、価格高騰と貿易混乱の短期的受益者とみている。アジア太平洋のLNGエクスポージャーを持つE&P企業としてSantos、Woodside、Inpexを挙げ、SantosはOutperform、Woodsideは現物LNGエクスポージャーが最も高いとする。対照的に、欧州のエネルギー多消費産業、および十分な燃料費転嫁手段を持たないガス依存の公益事業者・発電事業者はマージン圧力に直面し、高いLNG価格は一般炭への燃料転換も促し得る。

分析フレームワーク

Bernsteinは、地域別の貯蔵・輸入データ、供給途絶の推計、プロジェクト別の液化スケジュール、フォワード価格曲線、シナリオ分析を組み合わせている。暖冬・通常・寒冬で欧州の冬季在庫を試算し、次にカタールの速い・ベース・遅い復旧前提で世界の需給を検証し、その価格・数量見通しを影響を受けるエネルギー分野へ結び付けている。

手法メモ

• 業界・産業分析フレームワーク需給フレームワーク

  世界LNGの需給バランス

  レポートは、LNG需要予測と利用可能な液化能力を比較し、操業停止、プロジェクトの立ち上がり、90%の実効稼働率の前提を調整して、不足または余剰を評価している。

• 業界・産業分析フレームワークコストカーブ分析

  米国LNGの限界費用の参照

  BernsteinはHenry Hub、液化、到着地コストの推計を用い、供給が緩和するにつれて長期LNG価格が約US$9-10/MMBtuへ向かう可能性を説明している。

• その他その他

  冬季の天候とカタール復旧のシナリオ分析

  レポートは欧州の冬季取崩し量とカタール復旧の時期を変化させ、天候と紛争期間が在庫、市場バランス、ガス価格をどう変えるかを示している。

資産マッピングと比較

投資テーゼから固有資産への構造化マッピング（強み、弱み、同業、リスク）。

• Santos

  高いLNG価格の恩恵を受けるとされる、アジア太平洋のLNGエクスポージャーを持つE&P企業。

  強み

  BernsteinはSantosをOutperformと評価している。

  比較

  アジア太平洋で取り上げられた銘柄のうち、Woodsideの現物LNGエクスポージャーが最も高い。

  リスク

  恩恵は地政学的混乱と高LNG価格の持続に依存する。

• Woodside Energy

  LNGエクスポージャーを持つアジア太平洋のE&P企業であり、Scarborough、Pluto Train 2、Louisiana LNGを開発している。

  強み

  取り上げられた銘柄の中で現物LNGエクスポージャーが最も高く、Louisiana LNGは2029年の初回LNGを目標としている。

  弱み

  Scarboroughの2026年数量への当初寄与は、稼働開始とランプアップ時期により限定される。

  比較

  BernsteinはWoodsideをMarket-Perform、SantosをOutperformと評価している。

  リスク

  プロジェクト実行、ランプアップ時期、最終的なLNG供給過剰。

• Inpex

  高いLNG価格の恩恵を受けるとされる、アジア太平洋のLNGエクスポージャーを持つE&P企業。

  強み

  LNGエクスポージャーを持ち、Abadi LNGを開発している。

  弱み

  Abadi LNGは目標FID前に、エンジニアリング、販売、資金調達、EPC準備がなお必要である。

  比較

  SantosおよびWoodsideとともにLNGエクスポージャーを持つ受益者として取り上げられている。

  リスク

  FIDの時期とプロジェクト実行リスク。

主要データ

• 2026年8月末の欧州ガス貯蔵65% full通常水準を下回り、冬季の供給途絶に対する緩衝余力は限られる。
• 通常の冬における2027年3月末の欧州貯蔵875-900 Bcf, or 23% of capacity寒冬ケースでは304 Bcf、8%まで低下する。
• 途絶したLNG供給Approximately 63 MTPAホルムズ海峡の閉鎖およびRas Laffan液化設備の損傷による。
• 2026年LNG需要予測385 MTPA20 MTPA下方修正。世界需要は2025年の401 MTPAから減少する見込み。
• JKM価格予測US$22.8/MMBtu in 2026; US$15.7/MMBtu in 2027月間価格は2026/27年冬にUS$30/MMBtuでピークとなる可能性がある。
• 2030年のLNG能力余剰About 50 MTPA90%稼働率で供給674 MTPA、必要能力619 MTPA。

影響と示唆

Bernsteinは、紛争による持続的な希少性がLNG・ガスエクスポージャーを持つ生産者、輸出業者、海運、インフラを支える一方、高いガスコストがエネルギー多消費産業と燃料依存の公益事業者を圧迫するとみている。長期的な結論はより慎重で、新規供給と最終的な途絶輸出の回復が2028年から価格を下押しする見通しである。

リスク

• 北半球の暖冬は暖房需要を減らし、欧州ガス在庫をより多く維持する可能性がある。
• 紛争の早期終結とカタールのより速い復旧は、LNG不足を早く緩和する。
• ロシアのパイプラインガスが欧州へ大幅に戻れば、LNG価格と既存供給者にとって重大な下振れショックとなる。
• 新規液化プロジェクトは、建設、資金調達、規制、原料ガス、立ち上がりのリスクに直面する。
• 2028年以降の大幅な供給増加は、現在の高いLNG価格を持続不能にし得る。

注目点

• 中東紛争の期間とホルムズ海峡再開の時期。
• カタールの無損傷能力の再稼働と損傷設備修復の時期および規模。
• 欧州の冬季天候、貯蔵取崩し、3月末の在庫水準。
• 欧州向けロシア・パイプラインガス流量の推移。
• Golden Passなど米国・国際LNGプロジェクトのランプアップと新規液化能力。
• 価格主導のLNG需要破壊後のアジア需要の回復。