Global natural gas and LNG market レポート解説

概要

この会議ベースの天然ガスレポートは、ペルシャ湾LNG供給障害、冬季の需給調整、長期LNG契約についての市場参加者の見方を検証する。Goldman Sachsは、ホルムズ海峡のLNGフローが制約されたままなら短期価格には上昇余地がある一方、次の10年の後半には世界LNGの大幅な供給過剰を予想している。

主要見解

Goldman Sachsによると、Gastechで面談した企業顧客の大半は、ペルシャ湾のLNG輸出障害が冬季まで続くと予想している。同地域の輸出に有意な改善がなければ、同社は平均的な冬季の天候を前提に、年末までにTTFとJKMがそれぞれ105 EUR/MWh、$35/mmBtuに達するとみている。これは、ホルムズ海峡のLNGフローが段階的に改善する前提のベースケースであるTTF 70 EUR/MWh、JKM $24.85/mmBtuを大きく上回る。ペルシャ湾の輸出は7月から8月にかけて戦前水準の15%-25%にとどまった。ベースケースでは、輸出が2027年1月までに通常水準の3分の2へ段階的に回復すると仮定している。軍事攻撃などで回復がより遅れれば、冬季のLNG不足はさらに拡大し、需要を抑制するためにより高い価格が必要となる。 カーゴの仕向け先は短期的な重要変数である。米国の供給業者は、柔軟なカーゴの大半を現在アジアではなく欧州へ送っていると述べており、これは依然として低いJKM-TTFプレミアムと整合する。ただし、このスプレッドは最近、米国輸出業者がカーゴをアジアへ振り向ける航送コストの閾値に近づいている。Goldman Sachsは、アジアのLNG需要が強まりスプレッドがこの閾値を上回れば、柔軟なカーゴを巡る競争が強まり、ベースケースと上振れ価格シナリオの双方でTTFとJKM予想に追加の上振れリスクが生じるとみている。 レポートは、必要な需要調整の中心は欧州ではなくアジアになると予想する。欧州は通常、世界LNG需要の約30%を占めるのに対し、アジアは60%超を占める。またGoldman Sachsは、欧州のガス需要は2022年のエネルギー危機ですでに大きく破壊されたと指摘する。北西欧の産業用ガス需要は2023年までに2021年比23%減少し、その後は安定した一方、アジアの産業用ガス需要は2023年に2021年比約7%高かった。同社は、平均的な天候のもとで欧州が在庫を管理するためには、低供給の冬季シナリオで30 mtpa超の需要破壊が必要となり得ると試算する。8月の貿易データは、現在の価格水準で欧州以外において少なくとも15 mtpaのLNG需要破壊がすでに起きている可能性を示す。 産業需要は、調整の中で最も価格感応的な部分になると見込まれる。一部の市場参加者は、$28-$30/mmBtu、すなわち85-90 EUR/MWhを、インドの産業需要破壊にとって重要なJKM価格閾値とみている。Goldman Sachsがインドの産業用ガス利用者と直接対話した結果も、約$30/mmBtuが追加的な産業用ガス需要削減の引き金となり得ることを示唆する。アジア政府がガス需要を補助すれば、価格主導の需要破壊は遅れ、世界LNG価格が一段と上昇する可能性がある。レポートは、留出油価格も逼迫しており、ディーゼルはすでにガス換算で115 EUR/MWh程度であるため、大規模なガスから石油製品への転換の余地は限定的とみる。一方、中国の産業用ガス利用者の間ではガスから石炭への転換の兆候を確認している。化学品などエネルギー集約的な分野を含め中国の産業活動が堅調だったにもかかわらず、7月から8月のTTFとLNG価格上昇後、産業用LNG利用量は前年比で低下した。 欧州について、Goldman Sachsは、多くの顧客と同様に実物的な不足は起こりにくいと考える。高いTTF価格がLNGを欧州へ呼び込み、欧州の輸入業者が高いLNGコストを大部分下流へ転嫁できると見込むためである。平年より寒い冬は依然として主な懸念事項である。同社は北西欧企業からの情報や貯蔵データにおいて、需給が示唆する水準を超える政府主導の強制的な在庫注入の証拠を確認していない。 長期の結論は短期の価格見通しと大きく異なる。顧客は現在の障害がいずれ終息し、その後に世界LNG市場で供給過剰が明確になると引き続き見込んでいる。Goldman Sachsもこれに同意し、最近の米国LNGプロジェクトの最終投資決定は、イラン戦争前に想定していたよりも長期の需給バランスが軟化することを示唆すると述べる。同社は2030-2035年のTTF平均予想を30 EUR/MWhから19 EUR/MWhへ、JKM予想を$10.60/mmBtuから$7.15/mmBtuへ引き下げた。TTFについては、これはフォワード価格を下回る。長期価格予想のリスクは下方に偏るとみる一方、その間に多くの冬季を挟むことや中東の供給障害が未解決であることから、不確実性は高いと認識している。 今回の障害は契約の構図も変えている。買い手はカタールを長期供給者として除外していないが、供給多様化への関心を強めており、その結果として米国LNGが限界的な受益者になる可能性が高い。追加の契約発表も予想される。欧州の長期契約は、海外LNG生産者由来のメタン漏出・排出に関するEUの測定、報告、検証要件を巡る不確実性によって妨げられている。この規制は2024年8月以降に締結されたEU輸入契約に対して2027年1月1日から適用され、不遵守への罰則は2030年まで3年延期された。Goldman Sachsは、欧州の長期契約の減少が最終的なLNG輸入量を必ずしも減らすわけではないが、欧州をスポット価格変動に特に脆弱にすると考える。米国の液化費は$2.50-$2.75/mmBtuの範囲で概ね戦前水準から変化しておらず、市場参加者が今回の供給障害を一時的とみていることと整合する。同社は、将来の供給障害に対する買い手の懸念を踏まえ、将来のカタールLNG契約におけるBrent連動条件は戦前条件より低下する可能性があるとみている。

分析フレームワーク

Goldman Sachsは、Gastechでの顧客対話をLNGフロー、貿易、価格スプレッド、貯蔵、部門別需要のデータと組み合わせている。ペルシャ湾の供給シナリオと、カーゴの仕向け先変更や需要減少を引き起こす価格水準を通じて冬季価格を評価し、その後、この短期的な供給不足の枠組みを長期LNGプロジェクト供給とフォワードカーブへの影響と比較している。

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

  冬季LNG需給バランス分析

  レポートは、制約されたペルシャ湾の輸出、柔軟なカーゴの仕向け先、需要破壊をLNG不足およびそれに伴うTTFとJKMの価格シナリオに結び付けている。

• 業界・産業分析フレームワーク産業チェーンの上流・中流・下流波及

  LNGカーゴの仕向け先と最終需要家の反応

  Goldman Sachsは、JKM-TTFスプレッドが米国カーゴの目的地に与える影響と、高いガス価格が産業用LNG需要、燃料転換、欧州の輸入コストへ伝わる仕組みを追跡している。

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）。

• TTF

  冬季LNG供給障害と柔軟なカーゴを巡る競争にさらされる欧州ガスベンチマーク。

  強み

  高価格はLNGを欧州へ呼び込み、実物的な不足の可能性を低下させると見込まれる。

  弱み

  ベースケースはペルシャ湾LNGフローの段階的な回復に依存する。

  比較

  低フローシナリオの105 EUR/MWhは70 EUR/MWhのベースケースを上回る。2030-2035年の平均予想は19 EUR/MWh。

  リスク

  平年より寒い冬、LNG輸出の回復遅延、またはアジアの入札強化は、価格をさらに押し上げる可能性がある。

• JKM

  供給障害、産業需要破壊、欧州とのカーゴ競争にさらされるアジアLNGベンチマーク。

  強み

  JKM-TTFスプレッドが転送コストを上回れば、アジアの価格上昇は米国の柔軟なLNGカーゴを呼び込む可能性がある。

  弱み

  より高い価格は、特にアジアで産業需要を抑制すると見込まれる。

  比較

  $35/mmBtuの上振れシナリオは$24.85/mmBtuのベースケースを上回る。2030-2035年の平均予想は$7.15/mmBtu。

  リスク

  補助金により需要破壊が遅れ、さらに高い価格が必要になる可能性がある。

• US LNG

  買い手の供給多様化と潜在的な長期LNG契約の受益者となる可能性がある。

  強み

  柔軟なカーゴは欧州とアジアの間で振り向け可能で、買い手は米国供給への多様化により大きな関心を示している。

  弱み

  長期的な世界の供給過剰は、ガスおよびLNG需給バランスを軟化させると見込まれる。

  比較

  米国の液化費は$2.50-$2.75/mmBtuの範囲で概ね戦前水準から変化していない。

  リスク

  長期的な供給増加は、Goldman Sachsが予想する供給過剰に寄与する可能性がある。

主要データ

• TTFの冬季上振れシナリオ105 EUR/MWhペルシャ湾のLNG供給が制約されたままである場合に想定される冬季のピーク価格。
• JKMの冬季上振れシナリオ$35/mmBtuペルシャ湾LNGフローが低いシナリオで想定される冬季のピーク価格。
• TTFベースケース70 EUR/MWhホルムズ海峡のLNGフローが段階的に改善する前提。
• JKMベースケース$24.85/mmBtuホルムズ海峡のLNGフローが段階的に改善する前提。
• ペルシャ湾LNG輸出15%-25% of pre-war levels7月から8月の平均輸出水準。
• 必要なLNG需要破壊More than 30 mtpa平均的な天候を前提に、低い冬季LNG供給のもとで欧州が在庫を管理するために必要と推計される量。
• すでに示唆される需要破壊At least 15 mtpa8月の貿易データは、現在の価格水準でこの量がすでに欧州以外で起きている可能性を示す。
• インドの産業用LNG需要の閾値$28-$30/mmBtu顧客推計ではこの範囲が産業需要破壊に重要であり、Goldman Sachsは直接対話から約$30/mmBtuに言及している。
• 2030-2035年のTTF予想19 EUR/MWh30 EUR/MWhから引き下げ。
• 2030-2035年のJKM予想$7.15/mmBtu$10.60/mmBtuから引き下げ。
• 米国LNG液化費$2.50-$2.75/mmBtu戦前水準から概ね変わっていないと報告されている。

影響と示唆

レポートは、ペルシャ湾の供給制約がLNG価格を大幅に押し上げ得る短期市場と、後年に供給過剰が見込まれる市場とを区別している。また、買い手の多様化により米国LNGが恩恵を受け得る一方、欧州の長期契約の限定は同地域の変動性の高いスポット市場への依存を高める可能性がある。

リスク

• 軍事攻撃によりペルシャ湾のLNG輸出回復が遅れ、冬季LNG不足が深まる可能性がある。
• 平年より寒い欧州の冬は、不足懸念とLNG需要を高める可能性がある。
• アジア政府の補助金はLNG需要破壊を遅らせ、価格を押し上げる可能性がある。
• 予想される長期LNG供給過剰の時期と規模には高い不確実性が残る。
• EUのメタン規制への対応責任の不確実性は、欧州の長期LNG契約を引き続き制約する可能性がある。

注目点

• ペルシャ湾のLNG輸出量と、フローが2027年1月までに通常水準の3分の2へ回復するかどうか。
• JKM-TTFスプレッドと、米国LNGカーゴを欧州からアジアへ振り向けるコストとの関係。
• アジアの産業用LNG需要、特に$30/mmBtu付近の価格がインドでさらなる需要減少を引き起こすかどうか。
• 欧州の冬季天候、貯蔵行動、政府介入の兆候。
• 新たな米国LNG契約の発表とプロジェクト最終投資決定。
• EUのメタン測定、報告、検証要件に関する実施上の明確性。