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天然ガスパイプライン整備方針の検討 に向けた調査 報告書
平成２７年度天然ガス高度利用基盤調査 天然ガスパイプライン整備方針の検討 に向けた調査 報告書 目次 1. はじめに..........................................................................................................................................3 1.1. 背景..........................................................................................................................................3 1.2. 目的..........................................................................................................................................3 2. 検討の結果......................................................................................................................................4 3. 海外パイプライン敷設状況調査 ..................................................................................................5 3.1. ガスパイプライン整備の歴史 ..............................................................................................5 3.1.1. 欧州全体..........................................................................................................................5 3.1.2. 英国..................................................................................................................................8 3.1.3. ドイツ..............................................................................................................................9 3.1.4. フランス........................................................................................................................10 3.1.5. イタリア........................................................................................................................12 3.1.6. スペイン........................................................................................................................13 3.1.7. 米国................................................................................................................................14 3.1.8. 韓国................................................................................................................................16 3.2. ガス輸送管インフラ整備の論点 ........................................................................................18 3.2.1. 全体最適な方針の有無等 ............................................................................................18 3.2.2. 民間事業者間の利害調整機能 ....................................................................................22 3.2.3. 整備コスト負担の在り方 ............................................................................................23 3.2.4. 整備コスト低減のための措置 ....................................................................................25 3.2.5. パイプライン整備と沿線の天然ガス需要増加の一体的取組 ................................26 3.3. 地下貯蔵の活用可能性 ........................................................................................................27 3.3.1. 英国................................................................................................................................27 3.3.2. ドイツ............................................................................................................................28 3.3.3. フランス........................................................................................................................30 3.3.4. スペイン........................................................................................................................31 3.3.5. イタリア........................................................................................................................31 1 3.3.6. 米国 ............................................................................................................................... 33 3.3.7. 韓国 ............................................................................................................................... 34 3.4. 4. 5. 天然ガス供給の制度的課題への対応................................................................................ 35 3.4.1. 英国 ............................................................................................................................... 35 3.4.2. ドイツ ........................................................................................................................... 36 3.4.3. フランス ....................................................................................................................... 37 3.4.4. スペイン ....................................................................................................................... 38 3.4.5. イタリア ....................................................................................................................... 39 3.4.6. 米国 ............................................................................................................................... 40 3.4.7. 韓国 ............................................................................................................................... 40 審議会対応調査 ........................................................................................................................... 41 4.1. パイプライン利用の公平性................................................................................................ 41 4.2. パイプラインの投資インセンティブ................................................................................ 43 4.3. 二重導管投資問題................................................................................................................ 46 4.4. 託送料金制度 ....................................................................................................................... 48 4.5. ヘンリーハブと NBP における天然ガス取引 ................................................................... 54 4.5.1. ヘンリーハブにおける天然ガス取引 ........................................................................ 54 4.5.2. NBP における天然ガス取引 ........................................................................................ 56 4.6. ガス貯蔵ビジネス（LNG 基地・地下貯蔵） .................................................................... 59 4.7. 熱供給事業が盛んな国におけるガス事業の概要 ............................................................ 64 4.7.1. デンマーク ................................................................................................................... 64 4.7.2. フィンランド................................................................................................................ 68 図表目次 ....................................................................................................................................... 70 5.1. 図目次 ................................................................................................................................... 70 5.2. 表目次 ................................................................................................................................... 72 2 1. はじめに 1.1. 背景 我が国におけるガスシステム改革は、平成２７年１月に「ガスシステム改革小委員会報告 書」として基本的方向性が示された。また、平成２７年６月に、改正ガス事業法が国会に て可決された。 その中で新たな導管整備促進の規定が盛り込まれたことを受け、今後、総合資源エネルギ ー調査会基本政策分科会ガスシステム改革小委員会において、広域ガスパイプライン等の 整備の基本方針について検討することとなっている。 パイプライン等の整備基本方針の検討、策定に当たっては、天然ガス供給基盤のセキュリ ティや利用可能性をどの程度向上させる必要があるかを踏まえた上で、パイプライン沿線 の天然ガス需要、全体のネットワーク整備にかかるコスト、多様なエネルギー源の特性を 踏まえたエネルギーごとの役割分担なども勘案しつつ、我が国全体として最適かつ合理的 なパイプライン敷設につながるような方針を示すことが求められる。 1.2. 目的 本調査は、過去の調査（平成２４年度天然ガス高度利用基盤調査「広域天然ガスパイプラ イン整備に関する費用便益分析の検討等」）にて提示された費用便益手法を用いて、我が 国全体として最適かつ合理的なパイプライン敷設に関する分析を行うことを目的としてい る。また、併せて欧米における取組実績等を調査することにより、今後のパイプライン整 備基本方針等の制度設計、政策に資することを目的としている。 3 2. 検討の結果 平成 23 年度委託調査「我が国及び諸外国におけるガス市場動向調査（PartⅠ）」、平成 24 年度委託調査「広域天然ガスパイプライン整備に関する費用便益分析の検討等」を踏 まえ、平成 27 年度においても、我が国全体として最適かつ合理的な広域パイプラインの 整備に伴う需要開拓の可能性、広域パイプラインによるセキュリティ確保、ガス小売全面 自由化時代を見据えた広域パイプラインの可能性等の観点から、モデルルートに関する検 討を行った。 その過程において、既存導管網との接続条件及び想定する効果の発生可能性や、パイプラ イン整備の費用負担のあり方等、本分析の精度を確保する上で議論が必要となる論点が浮 かび上がることとなった。 本分析が与える社会的影響を鑑みれば、対象とするモデルルートの設定については、多角 的な議論や技術的な分析を踏まえ、慎重な判断を行うべきである。また、本分析は、平成 28 年度以降引き続き行われるガスシステム改革小委員会における全体最適的な導管整備 方針の議論との方向性を勘案しながら対応する必要があり、今後の議論の進捗に合わせ、 同委員会委員の意見を踏まえ実施することが求められる。 以上の状況を勘案し、資源エネルギー庁ガス市場整備課の指示のもと、本分析におけるモ デルルートの設定や沿線需要家のエネルギー消費量の推計等の費用便益分析推計作業は、 平成 28 年度以降、引き続き検討することとした。 4 3. 海外パイプライン敷設状況調査 本年度の調査は、現地調査を行わず、デスクトップ調査、文献調査、および補足的な電話 インタビューで行った。このため、多くの調査結果は、既存調査結果の再構成となってい る。また、一部の数値は、現在公表されている各国の事業会社の公表数値等と整合しない 結果となっているが、この検証は十分には行えていない。 3.1. ガスパイプライン整備の歴史 3.1.1. 欧州全体 欧州におけるガスパイプライン整備の歴史は、国内における輸送導管網整備と、欧州大の 輸送導管網整備の二つの観点から考える必要がある。 欧州において、1960 年代から 1970 年代は英国、フランス、ベルギー、オランダ、ドイツ、 イタリア、オーストリア、チェコ・スロバキアで国内導管整備が進んだ。1980 年代に入 るとこれらの国の導管ネットワークが強化されるとともに、スイス、スペイン、ポーラン ド、ルーマニア等で新たに導管整備が進んだ。 原出所）P.Wailiez (2004) TSO Challenges and Performance in a Changing Regulatory Environment, Flame Conference, Gas Transmission Europe (http://www.gte2.be/_frameset1.asp) (2016 年 3 月 25 日時点でリンク切れ) 出所）森川他（2006）フランスとスペインにおけるパイプラインガスと LNG の位置づけに関する調査 図1 1960 年から 1980 年にかけての欧州のパイプライン整備の歴史 5 次に、1995 年と 2015 年の欧州各国の輸送導管網を比較したのが、次ページの図である。 この期間は、国内の導管整備が遅れていた国では国内向けの輸送導管網整備が行われた。 同時に、欧州大の輸送導管網整備の強化が行われた時期でもある。 アイルランド、スペイン、ギリシャなどの天然ガス利用が近年拡大している国では、高圧 輸送導管網は 1995 年から 2015 年までの 20 年間で建設されたことがわかる（図中①～ ③）。 また、欧州大のガス輸送網強化の観点から、国内輸送導管網の強化（フランスにおける⑤、 ⑦）や、北海やロシア、アフリカなどの天然ガス産地と欧州を接続する導管（④、⑨、⑩、 ⑪）、欧州内の輸送を円滑化するための縦断ルート（⑥、⑧）などが行われた。 6 ① 1 ⑪ ① ④ ⑥ ⑤ ⑪ ⑩ ④ ② ⑦ ② ⑥ ⑩ ⑤ ⑧ ⑦ ③ ⑧ ③ ⑨ ⑨ 出所）http://www.eurogas.org/uploads/media/STATISTICS_Eurogas_1994_01.01.94.pdf 図2 および Eurogas statistics report 2015 1995 年と 2015 年の欧州のガス輸送パイプラインネットワークの比較 7 3.1.2. 英国 英国では 1964 年に石油ガスの熱量調整用に LNG が初めて輸入され、これを各地域に輸送するために、 高圧（7MPa）の天然ガスパイプラインが建設された。1965 年に北海のガス田が発見されたため、英 国ガス公社が設立され、以降、国内の幹線輸送導管網が構築されていった。 20,000 18,400 18,000 16,000 14,000 12,100 12,000 輸送導管延長 10,000 （㎞） 8,000 13,500 6,000 4,000 2,000 0 1960 2,500 500 1970 1980 1990 2000 2010 注：2016 年 3 月時点で、National Grid が公表している UK 国内の輸送導管（Transmission line）の延長は 7660 ㎞であり、上記の数値とは整合していない。 出所）http://eneken.ieej.or.jp/data/old/pdf/kutanieu.pdf 図 3 英国におけるガス輸送導管延長推移 8 3.1.3. ドイツ ドイツでは、東ドイツと西ドイツが別々にガス輸送管ネットワークを発展させてきた。西ドイツでは Ruhrgas が主たる TSO であり、北西部には地域限定の BEB などが小規模 TSO として輸送管を整備して きた。一方で、東ドイツでは Gas Kombinat Schwarze Pumpe - VEB Verbundnetz Gas（現 Ontras）が主たる TSO であった。1993 年の Wingas の参入や地域のガスパイプライン会社の台頭がみられたが、Ruhrgas など の既存事業者は 500 ㎜以上の口径のパイプラインにおいて、依然として、寡占事業者となっている (Bundeskartellamt, 2002)。 90,000 80,000 77,200 70,000 60,000 51,700 輸送導管延長 50,000 （㎞） 57,000 40,000 30,000 20,000 32,300 20,700 10,000 0 1960 1970 1980 1990 出所）http://eneken.ieej.or.jp/data/old/pdf/kutanieu.pdf 図 4 ドイツにおけるガス輸送導管延長推移 9 2000 2010 3.1.4. フランス フランスでは戦前から都市ガス用に石炭ガスが利用されていたが、戦災によりほぼ運転困難な状況に なった。 フランス南西部でのガス田の発見をきっかけに、その周辺地域での天然ガス利用及びパリ、リヨン等 の需要地向けに輸送するパイプラインが 1950 年代から建設され始めた。 更に、1959 年のオランダの Groningen ガス田の開発以降、1965 年のアルジェリア産 LNG の受け入れ、 1967 年のオランダ産パイプラインガスの受け入れ、1976 年のロシア産パイプラインガスの受け入れ、 1977 年のノルウェー産パイプラインガスの受け入れのために、それぞれのエントリーポイントから 需要地に向けて、ガスパイプライン網が建設された。 原出所）P.Wailiez (2004) TSO Challenges and Performance in a Changing Regulatory Environment, Flame Conference, Gas Transmission Europe (http://www.gte2.be/_frameset1.asp) (2016 年 3 月 25 日時点でリンク切れ) 出所）森川他（2006）フランスとスペインにおけるパイプラインガスと LNG の位置づけに関する調査 図 5 1970 年から 2000 年にかけてのフランスのパイプライン整備の歴史 10 40,000 35,000 33,744 30,000 25,000 輸送導管延長 20,000 （㎞） 15,000 30,100 23,600 15,800 13,500 10,000 5,000 0 1960 1970 1980 1990 出所）http://eneken.ieej.or.jp/data/old/pdf/kutanieu.pdf 図 6 フランスにおけるガス輸送導管延長推移 11 2000 2010 3.1.5. イタリア イタリアでは、ポー河流域で天然ガス利用が開始されて以降、1939 年に初のガスパイプラインが建 設され、1944 年以降の大規模ガス田の発見をきっかけにパイプライン網の形成が行われた。さらに 1960 年代にアドリア海沿岸でのガス田の発見を契機に、全国でのガスパイプライン網の構築が行わ れた。 35,000 30,400 30,000 25,000 23,100 20,000 輸送導管延長 （㎞） 15,000 10,000 5,000 0 1960 15,100 8,500 5,400 1970 1980 1990 出所）http://eneken.ieej.or.jp/data/old/pdf/kutanieu.pdf 図 7 イタリアにおけるガス輸送導管延長推移 12 2000 2010 3.1.6. スペイン スペインでは、1969 年からバルセロナで LNG の輸入を開始し、バルセロナ市に供給を開始した。 1979 年にバルセロナからバレンシアにガス輸送管網を建設し始めた。原子力発電所の建設問題によ って天然ガスパイプライン建設は一時停止されていたが、1985 年に天然ガスパイプライン建設を再 開した。スペインでは、南部と西部に二つの LNG ターミナルを建設した。また、東部でも LNG ター ミナルを建設した。 海底ガス輸送導管に接続するガス管は 220bar であるが、残りのガス管は 80bar である。1986 年～1996 年に LNG タンクをつなげるように 12,000-13,000 ㎞のパイプラインが建設された。 原出所）Comision Nacional de Energia 出所）森川他（2006）フランスとスペインにおけるパイプラインガスと LNG の位置づけに関する調査 図 8 1980 年から 1998 年にかけてのスペインのパイプライン整備の歴史 13 3.1.7. 米国 1891 年、米国において、世界初として建設された長距離ガスパイプラインは、インディアナ州中部 のガス田からシカゴまで 190km のパイプラインであった。しかし、当時はパイプラインの建設法も技 術的・工費的に課題があり、パイプの品質にも問題が多かったといわれている。 このため、長距離高圧パイプラインが建設されるようになったのは 1930 年代に入ってからである。 その後、大戦中の軍需用の鉄鋼需要急増で、鉄鋼製造技術、溶接技術、鋼管製造法が飛躍的に改良さ れた結果、パイプライン建設が経済的に成り立つようになった。 また、大戦後、天然ガス需要の増加やメキシコ湾周辺を中心とした国内の豊富な天然ガス資源等を背 景として、天然ガスパイプラインネットワークの構築ラッシュが起こり、1950-1960 年代にかけて、 数千 km の天然ガスパイプラインが全米に張り巡らされ、1970 年頃には、既に現在の姿のようになっ ていた。2013 年現在、米国の天然ガスパイプライン（輸送用、配給用を含む）の総延長は 157 万 5,181 マイル（252 万 290km） に達している。 出所）USDOE EIA 図 9 米国の天然ガスパイプラインネットワーク（2009 年） 14 出所）USDOT 図 10 米国の天然ガスパイプライン総延長の推移 州別では、Texas 州が最も大きなパイプライン距離を有しており、カリフォルニア州も 6 番目の規模 となっているが、NY 州は比較的規模が小さな州となっている。 出所）USDOE EIA 図 11 米国州別パイプライン延長 15 3.1.8. 韓国 韓国においては、1981 年に政府により、「LNG 事業の基本計画」が策定され、LNG 利用に対する準備 として、パイプライン建設を行うことが決められた。1982 年に資金調達を含めて具体的なパイプラ イン建設計画として、「LNG 事業の実施計画」が策定された。この年には、韓国ガス公社（KOGAS） 法も制定されており、翌 1983 年に国営の KOGAS が設立されている。 KOGAS 設立後、1983 年から平澤受入基地、1984 年から天然ガス供給幹線パイプライン網の建設が開 始された。 1990 年には、天然ガスを全国に供給するためのマスタープラン「天然ガス供給の基本計画」が策定 され、第 1 段階として 1996 年までに政府及び地方公共団体の直接管理下で天然ガス供給エリアを全 ての主要都市へ拡大し、第 2 段階として 2000 年までに主要幹線パイプラインの沿線都市にまで供給 エリアを拡大する計画であった。 2002 年には、天然ガス供給幹線パイプライン網の完成をみている。 その後も安定供給のための整備を進め、2013 年には本格的なループ化が形成されている。ループ化 は、全国単位、地域単位で行われている。 全国単位でのループ化 교하（Kyoha)、군산（Gunsan）、목포（Mokpo)、순천（Suncheon)、장림（Jangrim）、울산（Ulsan）、 춘천（Chuncheon）を拠点（ガス圧力の調整・管理施設）として全国的に天然ガスパイプラインのル ープ化を進めており、교하（Kyoha）と춘천（Chuncheon）区間は、現在は一部のみ繋がっている状態 で設備拡充を通じて今後完全ループ化の計画がある。全国を連結する７箇所の拠点管理は KOGAS の 中央指令室で行われている。 地域単位でのループ化 韓国を 57 の区間に分割（57 区間は未公開）し、分割した区間内で天然ガスの供給が円滑になるため にループ化を推進した。57 区間は当該地域の各地域本部で管轄している。（現在韓国では、ソウル 地域本部、Kyeonggi 地域本部、Incheon 地域本部、Kangwon 地域本部、Chungcheong 地域本部、Jeonbuk 地域本部、Gwangju 地域本部、Daegu-Kyeongbuk 地域本部、Busan-Kyeongnam 地域本部の全体で９箇所の 地域本部が存在） また、ガスは４箇所の LNG 基地（Incheon、Pyeongteak、Samcheok、Tongyeong）を通じて供給されてい るが、各生産基地を通じて連結されている地域の本管については非常時にも天然ガス供給が出来るよ うシステムを整備している（同じ区間に２つパイプラインを設置、通常から交差して運用）。 16 図 12 韓国のパイプラインループ化の状況 17 3.2. ガス輸送管インフラ整備の論点 欧州では、需要開拓を行う小売事業者と TSO、DSO などのネットワークオペレーターはアンバンドリ ングされており、TSO、DSO は小売事業者から独立した存在である。このため、特に、2009 年の 3rd パッケージ以降、日本の垂直統合企業が行っているような需要開拓とパイプライン整備を一体的に行 うようなことは、原則的に、生じえない。また、政府は民間事業者間の調整を、インフラ整備長期計 画を策定するプロセスで行うが、小売事業等規制事業以外での政府による調整は行われていない。 3.2.1. 全体最適な方針の有無等 英国では、事実上、一つの輸送管網運営者がネットワーク整備を行っているため、全体最適を行う必 要はない。一方で、ドイツ、フランスなどでは、複数の輸送管網運営者が存在しているため、輸送導 管網の整備計画の調整を行う必要がある。ドイツでは TSO の業界団体が計画のとりまとめを行ってお り、フランスでは規制機関と TSO2 社が調整している。イタリアでは、独立輸送事業者（ITO）である Infrastrutture Trasporto Gas (ITG)が各ガス輸送導管保有者や小売事業者、規制機関の間にたってインフラ整 備計画を策定する。同様に、スペインでも独立システム運営者（ISO）である Enagas がインフラ整備 長期計画を策定し、政府の承認を得ることになっている。 欧州各国は、細部は異なるものの、原則的に TSO がインフラ整備計画（10 年計画）を策定し、規制 当局が公開コンサルテーションを行うことで規制当局自身や利害関係者のインフラ整備へのニーズ・ 意見をとりまとめ、TSO にフィードバックし、TSO がそれらのニーズ・意見を TSO のインフラ整備計 画に反映させることによって最終的な TSO としてのインフラ整備計画を策定する。 欧州全体では、欧州指令 2009/73/EC に従って ENTSOG が 2 年に一度、欧州全体のインフラ整備 10 年計 画（Ten Year Network Development Plan）を更新することになっている。この際にも、利害関係者から公 開で意見聴取を行う。この内容について Agency for the Cooperation of Energy Regulators（ACER）は、意見を 付するとともに、その実現のモニタリングを行う。 ドイツにおける輸送導管整備計画の調整ステップは以下の通りである。 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. TSO が整備計画策定のためのシナリオフレームワークを設定する 主要な利害関係者と TSO の間でワークショップを行いシナリオについての意見交換を行う TSO がシナリオフレームワークの修正を行う 規制者（BNetzA）と TSO が協議し、シナリオフレームワークを確定させる TSO はシナリオフレームワークに基づいて導管の整備計画案を策定する 主要な利害関係者と TSO の間でワークショップを行い導管整備計画案についての意見交換 を行う TSO は導管整備計画案の修正を行う 規制者（BNetzA）と TSO が導管整備計画案について意見交換を行う 規制者（BNetzA）と TSO が導管整備計画を確定させ、公表する。 シナリオフレームワークの検討では、TSO は、今後 10 年間のガスの需給、生産消費、輸出入を、地 点を考慮して行う。この際に、EU 全体の地下貯蔵設備の建設計画、LNG 基地の建設計画等や、電力 の送電網に関する状況も考慮に入れる。このシナリオフレームワークに基づいて、TSO は、規制者で 18 ある BNetzA と今後 10 年間の投資計画を策定する。この過程で、各事業者の計画の最適化や調整が行 われる。 出所）http://www.fnb-gas.de/en/network-development/procedure/procedure.html 図 13 ドイツでのガス輸送管企業協会（FNB Gas）によるガス輸送管整備計画の調整プロセス フランスでは、French Energy Code の Article L. 431-6 に基づいて、規制当局（CRE）が、TSO に対して、現 在および将来のガス需要に基づいたインフラ整備計画（10 年計画）草案の CRE への送付を義務付け ている。規制当局は、TSO の計画について、需要動向を反映しているか、欧州全体のガスインフラ整 備計画（TYNDP）と整合しているかを確認する。欧州全体の TYNDP との整合性に疑義があるときは、 CRE は ACER に疑義について確認し、TSO に対して必要な修正を求めることができる。 表 1 全体最適な導管整備方針の有無等 対象国 英国 全体最適な導管整備方針の有無等 歴史的に導管整備は英国ガス公社が行っていたため、全体最適なガス導管整備は自然と 行われていた。 現在、ガスネットワーク整備に関して、政府とネットワーク会社の間の連携はなく、ネ ットワーク会社は完全に民間によって所有されている。 他国と同様に、インフラ整備計画（10 年計画）を策定しており、システム運営者およ びネットワーク保有者として、需給や輸出入の見通しに基づいたインフラ整備計画 （Gas Ten Year Statement/ Gas Distribution Long Term Development Plan 2015）を公表している。こ の策定過程で利害関係者の巻き込みを図っており、全体最適を行っている。 ドイツ 1998 年までエネルギー産業は、垂直統合型企業による地域独占が認められていた。歴 史的に、民間主導によるガス輸送導管網整備であったため、政策的な調整は行われてい なかった。 自由化後のドイツのガス市場は、数多くの民間企業が活動しており、現在、NCG と Gaspool の二つがガス輸送グリッドを運営している。 19 フランス ドイツは複数のガス輸送システム運営者（TSO）が存在するため、各社が作成した計画 を小売事業者や同業他社、規制機関である BNetzA との間で調整しながら（Consultation） 最終的な各社の整備計画を作成していく。 2006 年から GRTgaz が、2008 年から TIGF が、フランスの規制当局である CRE に対してイ ンフラ整備計画（10 年計画）草案を送付し、CRE が公開コンサルテーションを行い、 CRE や利害関係者の意見を 10 年計画に反映させている。 この際に、政府の観点、事業者の観点が取り込まれることで、全体最適の導管整備方針 が策定される。 インフラ整備計画（10 年計画）は、GRTgaz と TIGF のウェブサイトで公開されている。 スペイン イタリア 米国 韓国 現在、スペインの独立システム運営者（ISO）である Enagas は、2012～2020 のインフラ 整備計画のドラフトを策定中である。草案は 2010 年に作成され、政府に送付されてい るが、現段階で確定していない。 Enagas の策定する計画に政府の同意が必要であることから、同意プロセスで政府からの 修正指示を通じて、ガス事業者の観点を超えた全体最適が実現できる。 イタリアでは、Decree Law 93/11 に基づいて設立された独立輸送事業者（Independent 1 Transmission Operators）である Infrastrutture Trasporto Gas (ITG) がイタリアの導管網構築に参画 している。 ITG は上記の Decree に基づいて毎年インフラ整備計画（10 年計画）を更新する義務を負 っている。 毎年 9 月 1 日に計画策定のスケジュールや情報収集開始の案内がホームページ上で公表 される。3 月 31 日までに計画案がホームページ上で公表され、利害関係者や規制機関 からの意見を聴取する。最後に 5 月 31 日までに最終版をホームページ上に公表する。 ITG の計画策定段階でユーザーからの需給に関する情報収集を行うとともに、3 月 31 日 から 5 月 31 日までの間に小売事業者等の事業者は ITG の計画に意見を述べることがで き、利害関係者の意見が ITG の計画に反映される。 米国におけるパイプライン網整備は、第二次大戦中に建設された一部の事例を除いて、 初期から民間企業が経済原理に基づいて推進してきている。州間パイプラインは、FERC （連邦エネルギー規制委員会）が管轄しているが、これまで連邦政府が公表してきた各 種エネルギー政策において、天然ガス利用促進やインフラ整備推進は度々謳われてきた が、政府が具体的な整備計画をたてるなど直接的な関与を行った事例は見受けられな い。また、パイプライン網は国土全域に既に整備されているなか、政府がイニシアティ ブを取ってパイプラインの整備を進める動きは見受けられない。このため、今後も天然 ガスの需要動向と事業性評価の結果によって、民間企業主導で整備が進んでいくと考え られ、政府が作るような全体としての最適方針は存在しない。 また、州内パイプラインについては、州の公益事業委員会が管轄しているが、こちらも 民間事業者が、経済原理に従い建設していることから、連邦と同様にパイプライン建設 への具体的な関与は見受けられない。 一般的なパイプライン建設プロセスは、図 10 に示す通りであり、潜在需要調査を実施 した上で、関係者が興味を持てば、具体化に進むことになる。 まずは、パイプラインの建設デザインが行われ、この際には、新規のパイプライン建設 か既存パイプラインの増強かの判断が行われる。 建設デザインができれば、規制官庁に対する登録を行う。 登録が認可されれば、必要な許認可を取得し、建設することになる。 韓国においては、パイプライン整備は、政府主導の中で KOGAS により実施されている ことから、国全体での最適と考えられる整備方針に則り、整備が実施されている。 出所）欧州は、http://eneken.ieej.or.jp/data/old/pdf/kutanieu.pdf に加筆している。 1 http://www.infrastrutturetg.it/en/piano-di-sviluppo、なお、ITG は Edison S.p.A の子会社であり、EDF（仏）の孫 会社である。 20 出所）DOE EIA ホームページ 図 14 米国におけるパイプライン建設プロセス 21 3.2.2. 民間事業者間の利害調整機能 民間事業者間の利害調整機能は「全体最適な方針の有無等」と本質的には同じであり、特に、ガス輸 送導管網の整備に関しては、ネットワークインフラ整備の長期計画策定プロセスで、公開コンサルテ ーション等を行う中で、調整が行われる。 表 2 民間事業者間の利害調整機能 対象国 英国 民間事業者間の利害調整機能 英国では TSO/DSO は、スコットランド・イングランドでは National Grid 一社である。自 営管を除いて、導管整備において民間事業者間の利害調整を行う必要性は生じない。 ドイツ TSO の業界団体である fnb-gas が TSO から提出された計画を取りまとめるプロセス、およ び、BNetzA が TSO から提出された整備計画の草案をレビューする過程で、民間事業者間 の利害調整は行われる。 フランス TSO は、GRTgaz と TIGF の 2 社であり、インフラ整備計画についての調整を CRE と行う過 程で 2 社間の不整合も解消される。 スペイン Enagas が ISO として日頃からネットワーク運営全般について調整しており、インフラ整 備計画に関しても取りまとめを行っている。 Enagas は元国営企業であること、また、Enagas が策定した計画を政府がレビューするこ とで、特定の事業者に不利な調整が行われないことが保証されている。 イタリア 独立輸送事業者（Independent Transmission Operators）である Infrastrutture Trasporto Gas (ITG)が 計画策定を行う過程で、利害関係者からの情報収集、公開での計画草案に対する意見表 明を通じて、利害調整が行われる。 米国 輸送パイプラインについては、パイプライン事業者は、需要に応じて、連邦管轄の州 間、各州管轄の州内輸送パイプラインの建設を合理的に判断する（二重導管規制の問題 となるような需要のない所で需要を取り合うような形でのパイプライン建設は、投資家 側から認められないことから、複数のプロジェクトがあったとしても、経済性からどれ か一つに収斂していく）。 しかしながら、州間パイプライン事業者がフランチャイズ内の需要家に導管敷設し、直 接供給すること（バイパスと呼ばれる）が存在している。これは、Order No. 436 of 1985 において、「地域供給事業者と大規模エンドユーザーがパイプライン会社のガス販売を バイパスし、直接生産者から天然ガスを購入することを可能にするためである。大規模 ユーザーは、生産者、パイプライン、市場仲介業者といった低コストソースからガス供 給を求め、地元供給業者（LDC)をバイパスすることができる。また、パイプラインは LDC をバイパスし、大規模ユーザーと直接相互接続することも許可される。）として規 定されている。このため、LDC 側からは機会損失となるが、調整は実施されない。 一方、各州の公益事業委員会が管轄している LDC の配給パイプラインについては、前述 のバイパスの問題を除けば、地域独占が保証されており、民間事業者間の調整は必要な い状況となっている。 韓国 韓国においては、パイプライン整備は、政府主導の中で KOGAS により実施されている ことから、民間事業者間の調整は必要とならない。また、地域のガス配給会社について は、地域独占となっていることから、パイプライン整備の主体は地域内は 1 社に限られ ることから、調整の必要がない。 22 3.2.3. 整備コスト負担の在り方 欧州では、原則的に、料金規制のなかのインセンティブやプレミアムの形で新規投資に向けたインセ ンティブを設定している。具体的には収入規制を設定する中で、投資額から計算される減価償却費を 考慮している。一方で、イタリア等では、パイプラインの減価償却期間が日本の 13 年と比較して 50 年と長期で設定されており、この部分で、託送料金が低下するように設計されている。 表 3 整備コスト負担のありかた 対象国 英国 整備コスト負担のありかた 以前は、国営企業であったため、有利な条件で市場からの資金調達が行われていたと考 えられる。 現在は、レベニューキャップ規制（RIIO）がかけられており、収入（Revenue）は、安全 性や信頼性の向上投資（Incentive）とコスト削減のための技術革新（Innovation）、環境 問題への貢献（Outputs）によって輸送部門の収入が決められ、この収入になるように各 料金が設定される。収入規制の中にインフラ投資部分が明確に考慮されていることか ら、整備コストを完全に回収する形で料金収入規制が設定される。 この整備コストは、利用料金を通じて回収される。 ドイツ フランス スペイン 以前は、電気ガス設備金融公庫が 1946 年に設置されており、設備投資に必要な資金を 提供していた。また、ガス開発国家基金が作られており、GdF の利益の一部を繰り入 れ、長期貸し付けに充当している。国営企業が行う事業収益に関する規制については、 既定の収益率を満たさない場合に国/自治体が助成金を出すこともできた。また、国家 の信用力を背景に、国有企業として有利な資金調達ができていたと考えられる。 2009 年以降は、ATRT4 によってレベニューキャップによる収入上限が設定されている。 レベニューキャップは、規制資産（投下資本の累積）から計算される減価償却費、事業 報酬および運営費用から計算されている。 このため、整備コストは減価償却費を通じて収入上限に反映され、料金を通じて利用者 から回収されている。 スペインでも、料金規制はインフラ整備コストをカバーするようにされていたが、近 年、継続的にガス需要が減少する中で、輸送量減少に伴い、当初想定よりも規制料金に よる収入が減少し、赤字を生む状況となった。 このため、Law 18/2014 (10 月 15 日)によって、輸送料金収入が必ずシステムコストと 2015 年以降 15 年間の赤字をカバーするように制度変更が行われた。具体的には、輸送 について、運営費と維持管理費、減価償却費、起業の純資産価値から得られる金融収益 は固定部分として認め、変動部分として、需要変動リスクとするようにした。 料金規制期間は 6 年間であるが、3 年に一度の見直し規定を含んでいる。 Trans Med のイタリア部分は、建設費の 50％が国庫から出された。また、国外部分では イタリア 1982 年から 1987 年にかけて、新設パイプラインを対象として 6 億マルクを上限とする 免税制度があった。 2009 年からレベニューキャプ規制が導入されている。 初期は、それぞれのネットワークオペレーターの実際原価に基づいてレベニューキャッ プやネットワークチャージが設定される。規制期間が始まる前に、レベニューキャプの 設定に用いられるベースラインを規制機関が設定する。 レベニューキャップは通常 2 年前の財務データに基づいて設定される(t-2 time lag)。 レベニューキャップは、事業活動の効率性に影響のない要素、供給地域の構造の違いに 起因するコスト要素、事業活動の効率性によって差異が生じる要素、消費者物価指数、 生産性向上率、ガス供給支障の水準に応じた割り増し/割引額、変動費の差異、前年度 の差額調整で構成される。 設備投資は事業活動の効率性に関係のない項目に含まれるため、レベニューキャップを 反映した利用料金を通じて、整備コストは利用者から回収される。 23 米国 韓国 政府による輸出信用を受けた。また、南部地域でのパイプライン建設に対して共和国/ 2 州政府からの資金供与を行った 。 2011 年以降、インフラ投資のための強いインセンティブは、徐々に廃止されかけてお り、システムや消費者の利益になるように、アウトプットベースの仕組みに変えつつあ る。 現在の料金規制は、事業報酬（規制資産基準×WACC）＋減価償却費＋運営費用として おり、資産の簿価ではなく、過去の費用実績をベースに将来価値を計算するとともに、 減価償却期間をパイプラインは 50 年、地下貯蔵施設は 60 年と設定、さらに運営費用は インフレ考慮を行っている。 更に、新規投資へのインセンティブとして事業報酬の計算の際の WACC を、WACC＋プ レミアム（基幹パイプラインの場合は+1%を 7~10 年間継続）を設定している。さらに、 必要に応じて、第三者利用の適用除外措置も認められる場合がある。 市場のニーズによってインフラ開発コストを賄えるかどうかを判断することで、インフ ラ開発の優先順位を知ることができる。この結果、国境地域のインフラ整備が遅れがち になるのが課題になる。このため、ACER では、ワーキンググループで国際パイプライ ン整備について検討を行っている。費用便益分析を行いながら、欧州全体に貢献するよ うなパイプラインや国別のインフラ投資額の配分状況を見ながら、優先順位を考えて整 備を行っている。 パイプライン建設投資は、純粋に事業性で評価され、実施されている。需要が見込まれ れば、一定の収益性を確保できる料金認可が投資のインセンティブとなっており、事業 者は、その中で投資判断をしている。 補助金等の支援はなく、民間事業者が需要を見ながら、パイプラインの敷設を判断す る。敷設されたパイプラインは、料金規制を受けており、コスト回収及び収益が可能な 料金を適用できる。 このため、特に第二次大戦後の低金利時代には有力な投資先と認識されており、長期の 資金調達が容易であった。また、1960 年代初頭にかけては、ガス価格が他燃料に対し て低く設定されていたことがガス需要およびパイプライン建設を促進した。 FERC からのインセンティブとしては、比較的高い利益率が与えられる。新規パイプラ インが許される標準利益率は 14％である。この数値は市場インセンティブとして機能 する。既存パイプラインの料金変更に当たっての利益率は、11.55％が設定されることか ら、新規パイプラインが優遇されていることが明確である。 全国の幹線パイプラインについては、建設費の全てを KOGAS が負担している。しかし ながら、次のような政府等からの財政的な支援を得ている。 ・ 中央政府、KEPCO、地方自治体からの資金供与 ・ 韓国開発銀行－設備投資基金（短期、高利） ・ 国家投資基金（短期、高利） ・ 石油事業基金による長期、低利融資 ・ 法人税、地方税上の優遇措置。 ・ LNG 輸入関税、販売税を競合燃料に対して優遇 また、民間の都市ガス会社の配給パイプライン整備に関しては、政府からの助成金を除 くと政府による補助金や税制上の特別の優遇措置は講じられていない。 2 本内容は、日本エネルギー経済研究所の調査結果に基づくものであるが、2016 年の本調査時点でこ の情報を裏付ける文献は見つかっていない。Mark H. Hayes (2004) Algerian Gas to Europe: The Transmed Pipeline and Early Spanish Gas Import Projects, Geopolitics of Natural Gas Study によると、Trans med パイプラインは、アル ジェリアからの天然ガスをフランス、イタリアが輸入するために建設されたものであるが、1980 年 ごろのアルジェリアが天然ガスの売却価格交渉を有利に進めるために、頻繁な輸出価格の引き上げを 試みていた。イタリアの事業者は、ENI であったが、買い取り価格の将来見通しが不確実であり、事 業採算性が不確実であることから、アルジェリアからの天然ガス購入計画を締結できないでいた。こ のような状況において、イタリア政府が天然ガスの購入契約を早期に締結させるために、天然ガス価 格の 10％に当たる金額を ENI に補助金として提供する資金スキームを構築した。 24 3.2.4. 整備コスト低減のための措置 整備コストを低減させるような措置は、イギリスを除いて明確には含まれていない。逆に、欧州で一 般的な収入規制では、減価償却費はベースになっているため、必要な投資は行ったうえで、確実に回 収できるようになっている。 表 4 整備コスト低減のための措置 対象国 英国 整備コスト低減のための措置 レベニューキャップ規制の項目の中に「コスト削減のための技術革新（Innovation）」項 目があり、コスト削減のための投資も考慮されている。 一方で、環境への貢献（ガスの場合は、パイプラインが伸び、消費が増えるほうが良 い）や信頼性や安全性向上への投資は、レベニューキャップを引き上げるパラメーター になっており、整備コストは低減させるより増加させる制度になっている。 ドイツ フランス スペイン イタリア 米国 整備費用は減価償却費としてコントロール不可能な費用として収入規制の中で扱われて いる。 民間ベースでのパイプライン建設が行われており、回収は基本的には総括原価方式の規 制料金での託送料金（州間パイプラインは、FERC の認可、州内パイプラインは、州公 益事業委員会の認可）で実施されている。 特定地点間を結ぶルートについては、複数の選択肢があり、通常は安価なルートから利 用されていく。また、料金については、自由交渉型料金もあり、パイプライン会社とし ては、利用してもらうためには、安価な料金を提示できることかが望ましい。 これらのことから、一般的な経済原則の中で、建設コストダウンの圧力が働く仕組みと なっている。 韓国 整備コストは、KOGAS の天然ガスの輸送、卸売の料金で回収されているが、料金は産業 資源部の規制があり、総資本利益率（ROI）＝10%を目標に料金を設定しているようであ る。 規制料金の中では、コスト回収は保証されている。このため、産業資源部の料金審査の 仕方にもよるが、その中でのコスト低減への取り組みが実施されている。 25 3.2.5. パイプライン整備と沿線の天然ガス需要増加の一体的取組 欧州では、2009 年の第三次指令によりネットワーク部門のアンバンドリングが徹底されているため、 原則的に、パイプライン整備計画は TSO、DSO が立案を行い、需要開拓は小売業者が行う。このため、 パイプライン整備と沿線の天然ガス需要増加の一体的取り組みは行えない状況である。 表 5 パイプライン整備と沿線の天然ガス需要増加の一体的取組 対象国 英国 ドイツ フランス スペイン イタリア パイプライン整備と沿線の天然ガス需要増加の一体的取組 ガス輸送導管の開発ニーズがある場合は、ガス輸送導管の混雑という形で現れる。規制 者とネットワークオペレーターの間で、混雑を解消するためにはどうしたらよいかとい う議論が生じる。 規制者が、ネットワークオペレーターにガス輸送導管の開発を指示する場合に、ネット ワークオペレーターは追加的な輸送導管整備を行うことになる。 このため、事業者主導で需要開発と導管整備を一体的に行うということは生じていな い。 米国 韓国 米国においては、輸送パイプライン会社は、アンバンドリングされていて、輸送サービ スを提供することしかできないことから、需要開発をすることはできない。 このため、パイプライン整備と沿線の需要開発が一体的に行われることはない。パイプ ライン会社は、自らが沿線需要開発することを持って、パイプライン建設を実施する訳 ではなく、あくまで沿線の潜在需要の顕在化を見通しながら、建設を検討することとな っている。ただし、LDC 等の需要地を持っている事業者が需要開拓を行う際に、パイプ ラインの輸送容量に不安があるのであれば、パイプライン会社にその情報を公開しなが ら、能力増強を含めた建設要請を行っていくことは起こり得る。 韓国においては、天然ガスの導入目的が、輸入石油依存のエネルギー構造からの脱却と 国民ライフ・スタイルと公共の福祉水準の向上に置かれており、環境保護の面でも優れ たエネルギーである天然ガスを韓国全土に長期に亘って供給することとしている。 このため、パイプライン整備に伴い、都市ガス供給が実施されてガス需要を開発してい る。 また、ガス利用を促進するための政策として、下記が実施されており、パイプライン建 設が行われれば、一定の転換需要が見込まれるようになっている。 ・ 石油と競合可能なようにガス価格規制を実施 ・ 都市部における使用燃料規制 ・ 大規模施設でのガス冷暖房設置の義務づけ 26 3.3. 地下貯蔵の活用可能性 3.3.1. 英国 英国には、交渉 TPA で利用可能な二つの地下貯蔵施設がある (Rough および Hornsea)。また、交渉 TPA が免除されている施設が他に 7 つある。これらの施設の利用は容量の利用権保有者が決めることがで きる。 Rough は、海底の枯渇油田を活用したガス地下貯蔵設備であり、Centrica Storage Limited が季節調整用に 運営している。ガス価格が低い夏にガスを注入し、価格の高い時期にガスを抽出する。Rough は、短 期間でガスの注入・抽出が可能であるため、スポット価格とフォワード市場の間で裁定取引を行える。 Rough は、ガスシッパー、生産者、供給者、取引業者のすべてを対象にしており、24 の井戸から注 入・抽出されている。海上のリグと陸上の Easington ターミナルとは直径 91 ㎝のパイプで接続されて おり、Easington ターミナルで、高圧ガス輸送導管ネットワークへガスを送り込むための品質の調整を 行っている。 表 6 英国の地下貯蔵設備一覧 Facility/Location Rough Caythorpe Hornsea Hatfield Moor Aldbrough I Aldbrough II Hole House Farm Hill Top Farm (Cheshire) Hill Top Farm (Cheshire) Humbly Grove Holford Whitehill Farm Stublach Stublach Stublach Preesall Portland-Dorset Gateway Deborah Esmond Gordon King Street Islandmagee Operator Centrica Storage Centrica Storage SSE SSE SSE SSE EDF Trading EDF Energy EDF Energy Humbly Grove Energy E.ON Gas Storage UK E.ON Gas Storage UK Storengy UK Storengy UK Storengy UK Halite Energy Group Portland Gas Gateway Storage ENI EnCore Oil King Street Energy Islandmagee Storage Investment existing new facility existing existing existing expansion existing new facility new facility existing existing new facility existing expansion expansion new facility new facility new facility new facility new facility new facility new facility 出所）GSE Investment Database 27 Status operational planned operational operational operational planned operational under construction under construction operational operational planned operational under construction planned planned planned planned planned planned planned planned Start-up year 1985 1979 2000 2010 2001 2015 2017 2005 2012 2014 2015 2020 2018 2017 2021 出所）http://www.centrica-sl.co.uk/files/operational_guide_v4.pdf 図 15 Rough ガス貯蔵施設のイメージ図 3.3.2. ドイツ 直近 2～3 年でドイツのガス貯蔵施設市場は、その貯蔵量、施設数、利用者数、サービスメニューの 数などの観点でかなりの成長を遂げた。現在 25 の貯蔵施設運営事業者が活動しており、40 以上のガ ス貯蔵設備が稼働しており、21bcm のガス貯蔵能力がある。ガス地下貯蔵施設は多孔岩と岩塩ドーム の両方を活用しており、国内および国際的な競争を行っている。 ドイツにおける地下貯蔵施設の主要な運営業者は E.ON Gas Storage であり、15 の地下貯蔵施設、8.6bcm の貯蔵容量を、ドイツとオーストリアの 13 か所で運営している。E.ON Gas Storage は、ドイツで三番 目に大きいガス貯蔵設備、Bierwang を運営している。Bierwang は、地下 1500m にある砂岩層に形成さ れている。また、Epe と Etztel は、欧州でも最大規模の岩塩層に形成された貯蔵設備である。Epe だけ で、2.1bcm の貯蔵容量を有している。 表 7 ドイツの地下貯蔵設備一覧 Facility/Location Operator Investment Status Start-up year Hähnlein E.ON Gas Storage existing operational 1960 Stockstadt Kiel-Rönne Kiel-Rönne Bierwang Krummhörn Breitbrunn E.ON Gas Storage E.ON Gas Storage Stadtwerke Kiel E.ON Gas Storage E.ON Gas Storage E.ON Gas Storage existing existing existing existing existing existing operational operational operational operational operational operational 1969 1971 1971 1975 1977 1996 Kraak Kraak Epe E.ON H-Gas Epe E.ON L-Gas Epe RWE H-Gas Epe RWE L-Gas Epe RWE NL E.ON Gas Storage Hamburger Stadtwerke E.ON Gas Storage E.ON Gas Storage RWE Gasspeicher RWE Gasspeicher RWE Gasspeicher existing decommission existing existing existing existing existing operational decomissioned operational operational operational operational operational 2000 2012 1976 1976 1990 2012 28 Epe Trianel Epe KGE existing existing operational operational 2008 2012 expansion under construction 2015 existing existing existing existing operational operational operational operational 2012 2007 1993 1993 existing existing existing expansion existing existing existing operational operational operational under construction operational operational operational 1993 2012 2012 2015 2012 2012 2012 existing operational 2012 Etzel EKB Eschenfelden Total Etzel Gaslager E.ON Gas Storage OMV Gas Storage Germany OMV Gas Storage Germany VNG Gasspeicher Gas Union Storage Crystal, Friedeburger Speicherbetriebsgesellschaft EKB (EtzelKavernenbetriebsgesellschaft) Gazprom Germania E.ON Gas Storage new facility existing under construction operational 2018 1976 Eschenfelden Kalle Kalle Xanten Stassfurt Kirchheiligen N-ERGIE RWE Gasspeicher RWE Gasspeicher RWE Gasspeicher RWE Gasspeicher VNG Gasspeicher existing existing decommission existing existing existing operational operational under construction operational operational operational 1976 1978 2016 1985 1996 1973 Bernburg Buchholz Bad Lauchstädt (storage group) Bad Lauchstädt Jemgum Jemgum Jemgum Huntorf L Neuenhuntorf Nüttermoor L Nüttermoor H Nüttermoor Rüdersdorf H Moeckow H Reckrod Schmidhausen Harsefeld VNG Gasspeicher VNG Gasspeicher VNG Gasspeicher existing existing existing operational operational operational 1974 1975 1975 VNG Gasspeicher EWE Gasspeicher EWE Gasspeicher astora EWE Gasspeicher EWE Gasspeicher EWE Gasspeicher EWE Gasspeicher E.ON Gas Storage EWE Gasspeicher EWE Gasspeicher Gas Union Storage Storengy Deutschland storengy Deutschland expansion existing expansion new facility existing decommission existing existing decommission existing new facility existing existing existing planned operational under construction under construction operational decomissioned operational operational decomissioned operational planned operational operational operational 2022 2013 2015 2018 1972 2011 1979 1979 2010 2007 Harsefeld Fronhofen Uelsen Peckensen storengy Deutschland storengy Deutschland storengy Deutschland storengy Deutschland expansion existing existing existing planned operational operational operational 2020 1997 1997 2002 Epe KGE Epe Eneco Epe Nuon Etzel EGL Etzel EGL Etzel EGL Etzel ESE Etzel ESE Etzel ESE Etzel ESE Etzel ESE Etzel Crystal Etzel EKB Trianel Kommunale Gasspeichergesellschaft Epe Kommunale Gasspeichergesellschaft Epe Eneco Nuon E.ON Gas Storage Statoil Deutschland Storage 29 2001 1983 1992 Reitbrook (Hamburg) Bremen-Lesum Bremen-Lesum Wolfersberg Frankenthal Empelde Inzenham-West Sandhausen Berlin Rehden Allmenhausen Katharina Katharina Lehrte Dötlingen storengy Deutschland storengy Deutschland swb (former Stadtwerke Bremen) BayernUGS Enovos Storage Gasspeicher Hannover RWE Dea Speicher terranets bw BES (Berliner Erdgasspeicher) astora TEP (Thüringer Energie Speichergesellschaft) Erdgasspeicher Peissen Erdgasspeicher Peissen E.ON Avacon BEB decommission existing existing existing existing existing existing existing existing existing existing decomissioned operational operational operational operational operational operational operational operational operational operational 2014 2000 2000 1973 1979 1982 1982 1991 1992 1993 1996 existing expansion decommission decommission operational planned decomissioned decomissioned 2012 2025 2012 2011 出所）GSE Investment Database 3.3.3. フランス 地下貯蔵会社である Storeengy は、ネットワーク会社とは別の会社になっており、ネットワークサー ビスからは切り離されている。地下貯蔵会社は規制されておらず、タリフによる収入保障はされてい ない。15 の貯蔵設備が運用されており、年間を通じてコンスタントに運用されているが、消費は主 に季節に応じて行われる。 表 8 フランスの地下貯蔵設備一覧 Facility/Location Operator Investment Status Start-up year SERENE Nord storage group: Trois-Fontaines l'Abbaye, Cerville, Germigny-sous-Coulombs, Saint-Clair-sur-Epte SEDIANE Nord storage group: Beynes Profond, Beynes Supérieur, Saint-Illiers-la-Ville SEDIANE Littoral / SERENE Sud storage group: Chémery, Soings-en-Sologne, Céré-la-Ronde SALINE storage group: Tersanne, Etrez, Hauterives SEDIANE B: Gournay-sur-Aronde Etrez Storengy existing operational 1970 Storengy existing operational 1956 Storengy existing operational 1968 Storengy existing operational 1970 Storengy Storengy existing expansion operational under construction 1976 2015 Etrez Alsace Sud Saline: Manosque Saline: Manosque TIGF storage group: Lussagnet, Izaute Storengy Storengy Geomethane Geomethane TIGF expansion new facility existing expansion existing planned planned operational planned operational 2022 2022 1993 出所）GSE Investment Database 30 1957 3.3.4. スペイン スペインの稼働中の地下貯蔵設備は以下の通りである。Gaviota、Serrablo、Marismas の 3 か所で、 1.72bcm の貯蔵容量がある。注入能力は 8.9 mcm/d、抽出能力は 12.8 mcm/d である。 Gaviota（バスク地方、オフショア） Serrablo（Huesca 地方） Marismas（Huelva 地方） 一方、現在、整備中の地下貯蔵設備は、Yela（帯水層、グアダハラ地方）である。2012 年から運用が 開始されたが、現在、クッションガスの注入を行っており、抽出能力については引き続き試験が行わ れている。さらに、もう一か所、2012 年 4 月から開発が始まった地下貯蔵設備があり（Castor）、 2013 年 5 月からクッションガスの注入が始まった。以上の稼働中、整備中、開発中の地下貯蔵設備 によって、将来的に 4.7bcm の貯蔵能力があり、注入能力が 30.7 mcm/d、抽出能力が 56.6 mcm/d になる 見込みである。 これらの地下貯蔵設備は、ガス輸送システム管理者である ENAGAS が一体的に運用している。これは、 ガス輸送システムの最適化のためであり、貯蔵設備からのガスのフローを最小化するためである。 表 9 スペインの地下貯蔵設備一覧 Facility/Location Serrablo Gaviota Yela Marismas Pinasses Operator Enagas Enagas Enagas Gas Natural Fenosa Gas Natural Fenosa Investment existing existing existing existing new facility Status operational operational operational operational planned Start-up year 1991 1993 2012 2012 2019 出所）GSE Investment Database 3.3.5. イタリア イタリアは、ガスの埋蔵量が確認されているものの、欧州におけるガスの輸送ハブになる計画を有し ており、ナイジェリアからの輸入に向けた LNG ターミナルの建設や、アルジェリアからのガスの輸 送パイプラインを整備しており、これらの施設を活用してガスの輸入をしている。また、パイプライ ンを経由してロシアやオランダ、ノルウェーからガスを輸入している。 イタリアにおけるガスの地下貯蔵設備は老朽化ガス田を活用している。地下貯蔵設備は、輸送管網の バッファー的な利用だけでない。イタリアは、天然ガスをアルジェリア、ロシア等、非 EU 諸国から 輸入している。これらの国からの輸入途絶リスクを勘案し、天然ガスの輸入者には、地下貯蔵設備等 を活用した、一定程度の備蓄が義務付けられている。 イタリアの地下貯蔵設備は以下の通りである。 31 表 10 イタリアの地下貯蔵設備一覧 Facility/Location Cellino Collalto Cotignola & San Potito Palazzo Moroni Bagnolo Mella STOGIT storage group: Cortemaggiore, Sergnano, Brugherio, Ripalta, Minerbio, Fiume Treste, Sabbioncello, Settala Bordolano Sabbioncello Minerbo Ripalta Ripalta Sergnano Fiume Treste F Settala Alfonsine Cornegliano Grottole-Ferrandina Grottole-Ferrandina Sinarca San Benedetto Poggiofiorito Operator Investment Status Start-up year Edison Stoccaggio Edison Stoccaggio Edison Stoccaggio Edison Stoccaggio GSEI (Gas de France Suez Energia Italia) STOGIT existing existing new facility new facility new facility operational operational under construction planned planned 1984 1994 2015 2017 existing operational 1964 STOGIT STOGIT STOGIT STOGIT STOGIT STOGIT STOGIT STOGIT STOGIT Ital Gas Storage Geogastock Geogastock Gas Plus Storage Gas Plus Storage Gas Plus Storage new facility new facility expansion expansion expansion expansion expansion expansion expansion new facility new facility new facility new facility new facility new facility under construction under construction under construction under construction planned under construction planned planned planned planned planned planned planned planned planned 2016 2018 2018 2018 2022 2018 2021 2025 2025 2019 2017 出所）GSE Investment Database 32 3.3.6. 米国 米国においては、既に多くの地下貯蔵設備が活用されている。地下貯蔵設備は、天然ガスインフラシ ステムにおける季節変動の平準化とピーク負荷の低減を目的としたものである。ただし、近年は重要 性が増している需要変動への対応のために、応答性の高い岩塩層貯蔵方式の地下貯蔵施設が用いられ ている。 地下貯蔵設備は、輸送パイプラインと一体的に利用されるものとして、オープンアクセスの対象とな っている。 州間パイプラインの１部である保管施設は、FERC の管轄下にあるが、オープンアクセスベースで保 管サービスを提供することが要求される。 このサービス料金は FERC が設定し、サービスコストベー ス（総括原価主義のこと）である。 州の管轄下にあるパイプライン会社(州内パイプライン、LDC)が所有する保管施設は、州の規制委員会 の規定に従うものとする。その詳細は州ごとに異なるが、通常、料金はサービスコストベースとなっ ている。 出所）USDOE EIA 図 16 米国の地下貯蔵設備容量の推移（MMcf） 33 出所）USDOE EIA 図 17 米国の地下貯蔵設備マップ(2010 年) 3.3.7. 韓国 韓国は、日本と比較すると北に位置することから、暖房需要が大きく、需要の季節間格差が大きい。 このため、天然ガスの貯蔵能力の増大を図ってきているが、地下貯蔵活用の話はない。 34 3.4. 3.4.1. 天然ガス供給の制度的課題への対応 英国 英国でのガス輸送に必要なガスの品質は以下の通りである。 表 11 イギリスの高圧輸送導管に注入するために必要なガスの品質 項目 Hydrogen sulphide (H2S)content Total sulphur content (including H2S) Hydrogen content Oxygen content Impurities Hydrocarbon Dewpoint and Water Dewpoint Wobbe Number (WN) Incomplete Combustion Factor (ICF) Sooting Index (SI) ガスの品質 3 ≤5 mg/m 3 ≤50 mg/m ≤0.1% (molar) ≤0.2% (molar) ガス機器やパイプライン等に支障を来すような固体や液体の物質を含んで はいけない（Regulation 2(1) of the 1994 ） ガス機器やパイプライン等に支障を来すような水準にしてはいけない （Regulation 2(1) of the 1994 ） (i) ≤51.41 MJ/m3 および (ii) ≥47.20 MJ/m3 ≤0.48 ≤0.60 出所）National Grid 資料（http://www2.nationalgrid.com/uk/industry-information/gas-transmission-systemoperations/gas-quality/） 35 3.4.2. ドイツ ドイツでのガス輸送に必要なガスの品質は以下の通りである。 表 12 ドイツの高圧輸送導管に注入するために必要なガスの品質 出所）CEN-BTWG197_N0231_Adopted_deliverable_D1-3-_Future_gas_profi （http://www.gasqual.eu/copy_of_documentslink/final-deliverables-with-cen-references/CEN-BTWG197_N0231_Adopted_deliverable_D1-3-_Future_gas_profi.pdf/view） 36 3.4.3. フランス フランスでのガス輸送に必要なガスの品質は以下の通りである。 表 13 フランスの高圧輸送導管に注入するために必要なガスの品質 出所）CEN-BTWG197_N0231_Adopted_deliverable_D1-3-_Future_gas_profi （http://www.gasqual.eu/copy_of_documentslink/final-deliverables-with-cen-references/CEN-BTWG197_N0231_Adopted_deliverable_D1-3-_Future_gas_profi.pdf/view） 37 3.4.4. スペイン スペインでのガス輸送に必要なガスの品質は以下の通りである。スペインは、ガス受け入れ品質の幅 は、欧州でも有数の広さである。スペインは、世界各地からガスを受け入れており、この受け入れ品 質の広さが安定供給に直結している。このような品質幅の広さでも、40 年以上、問題は生じていな い。ガス品質幅の上限は、伝統的なガス供給者のためのものであり、ガス品質幅の下限は、最近、生 産が開始されているガス供給者を想定したものである。 表 14 スペインの高圧輸送導管に注入するために必要なガスの品質 項目 Wobbe index GCV d Totals H2S+COS(as S) RSH (as S) O2 CO2 H2O (Dew Point) HC (Dew Point) Powder/Particles 単位 最低値 13.368/13.403 10.23/10.26 0.555 3 kWh/m 3 kWh/m 3 3 m /m 3 mg/m 3 mg/m 3 mg/m mol% mol% ℃ at 70 bar (a) ℃ at 1-70 bar (a) Technically free 出所） Enagas 38 最高値 16.016/16.058 13.23/13.26 0.700 50 15 17 -0.01 2.5 +2 +5 3.4.5. イタリア イタリアでのガス輸送に必要なガスの品質は以下の通りである。 表 15 イタリアの高圧輸送導管に注入するために必要なガスの品質 出所）CEN-BTWG197_N0231_Adopted_deliverable_D1-3-_Future_gas_profi （http://www.gasqual.eu/copy_of_documentslink/final-deliverables-with-cen-references/CEN-BTWG197_N0231_Adopted_deliverable_D1-3-_Future_gas_profi.pdf/view） 39 3.4.6. 米国 熱量を含むガス品質（認可料金に品質が定義されている。多くは、最低熱量）に関して、FERC が規 制を実施している。近年、山元からパイプラインで輸送されるガスと LNG の熱量の互換性が問題と なっており、ガス品質に関する議論が実施されている。 託送制度については、アンバンドリングによる第 3 者アクセスが保証されており、問題なく機能して いることから、特に問題とはなっていない。 表 16 料金表に示されている熱量スペック パイプライン会社 ANR CIG Col.Gulf EPNG Florida NGPL N. Border Northwest Pan Hndle PG6E NW Sonat Tennessee TETCO Texas Gas Trail-blazer Trans-co Tans-western Trunk-line Wiliams AEP-HEL Tejas Lone Star OGE 最低熱量（Btu/scf） 967 968 978 967 1000 950 967 985 950 995 950 967 967 967 950 980 970 950 950 950 950 950 975 最大熱量（Btu/scf） 1200 1235 1200 1100 1100 1200 1012 1150 1100 1050 出所）FERC 資料 3.4.7. 韓国 現在はパイプラインの利用は、ほぼ KOGAS に限定されているために、熱量調整や託送料金の考えは ない。ただし、POSCO が自社基地から事業所へのガスの輸送に KOGAS の導管を利用していることか ら、両者の業務協約で使用料が定められている。2017 年以降に SK E&S, GS エネルギーが運営する宝令 LNG ターミナルが設立されれば, 民間会社が KOGAS のネットワークを使うことに対して託送料金賦課 可否に対して本格的に論議されるようだと韓国のガス産業専門家は予想している。 40 4. 4.1. 審議会対応調査 パイプライン利用の公平性 欧州ではオープンアクセスの進捗がパイプラインの利用の公平性を担保している。欧州では 1998 年 の第一次指令以降、ガスパイプラインのオープンアクセスが導入されている。また、2003 年の第二 次指令では、法的分離・機能分離が導入され、第三者利用が強化された。更に、2009 年の第三次指 令では、導管部分の法的分離の強制、国の規制機関の独立、ネットワーク開発計画の策定等が義務付 けられた。 表 17 欧州におけるガス市場自由化の動向 年 種類 規制名 / No. 1988 白書 域内エネルギー市場 1994 指令 94/22 関連性 内容 - - “EU 域内エネルギー市場”の概念と供給 安定性の向上と価格引下げ、環境への 配慮を目指した政策が導入された。 - 生産業者 上流市場への参入障壁の撤廃。 - TSO / DSO オープンアクセス、統合企業に対する 会計分離等の導入。 指令 98/30 の廃止 TSO / DSO 市場開放に向けたスケジュールと第三 者利用、法的・機能分離、各国の規制 機関等のさらなる要件。 - TSO / DSO 第三者利用の具体的条件（非差別原 則、容量配分とバランシング規則、料 金設定規則等） 指令 2003/55 の廃止 TSO / DSO 第三者利用のさらなる要件（分離、国 の規制機関の独立性、ネットワーク開 発計画等） rd - TSO / DSO ACER の設立 rd - TSO / DSO ENTSOG の設立、第三者利用条件の詳細. st 1998 指令 98/30 (1 Directive) 2003 指令 2003/55 (2 Package) 2005 規則 1775/2005 (2 Package) 2009 指令 2009/73 (3 Package) 2009 規則 713/2009 (3 Package) 2009 規則 nd nd rd 715/2009 (3 Package) 出所）資源エネルギー庁（2013）調査結果より作成 パイプラインの利用の公平性を担保するために、容量割当ルールやパイプライン利用の混雑時の管理 方法が事前に定められている。容量割当ルールには、先着順配分方式、比例配分方式、競売方式が用 いられる。具体的な内容は次表のとおりである。 混雑時とは、初期の割り当てでパイプラインや LNG ターミナルの容量が全量割り当てられている状 況で、さらに、事後的にパイプライン、LNG ターミナルの利用を望む利用者が現れた場合である。パ イプラインの混雑時の容量配分方法は、予備追加容量方式、買戻し方式、ULIOLI 方式（利用もしくは 取り上げ）、未使用分引き渡し方式が用いられる。 41 表 18 パイプラインや LNG ターミナルの容量割当ルールや混雑時の管理方法 時点 優先パターン 原語 内容 パイプ ライン LNG ターミナル 容量配分時 Capacity Allocation Method (CAM) 先着順配分方式 First-come,firstserved (FCFS) Open Subscription Procedure (OSP) 早い者勝ちで容量配分を行う。 ● ● すべての利用者は使用可能であ るが、需要が容量を超えた場合 は、比例配分で全員の希望者に 対して容量が割り当てられる。 ● ● 競売方式 Auction 競売方式によって配分する。 競売の対象は、年間、四半期ご と、月次、日次容量である。 ● 予備追加容量方式 Reserve additional capacity 混雑発生対策として容量の一部 を所有者が取りおく。 ● 買い戻し方式 Buy back capacity 所有者は容量を買い戻し、混雑 を解消する。 ● UIOLI 方式 Use it orlose it (UIOLI) 未使用の容量は所有者に回収さ れ、再度、必要な利用者に再配 分される。 ● 未使用分引渡方式 Surrender unused capacity 利用者は未使用分を自主的に所 有者に返還し、所有者が再配分 する。 ● 流通市場方式 Secondarymarket 利用者は必要とする利用者に対 して未使用容量を再販できる。 ● ペナルティ方式 Penalty 預け金が没収されたり、将来の 容量割り当てが減らされたりす る等の不利益を被らせる。 ● 混雑時 Congestion Management Procedures (CMP) 比例配分方式 ● 出所）資源エネルギー庁（2013）調査結果より作成 各国で、容量割当方式や混雑時の管理方式は異なる。 表 19 各国における容量割当方式や混雑時の管理方式 日本 アメリカ 韓国 EU 全体 イギリス フランス ドイツ イタリア スペイン 容量割当ルール － 輸送費用の最小化方式（パイプラインの輸送費用最小化のためにスケジューリングが事業者によ り実施されている。） 自由化していないためにない。しかしながら、LNG 輸入事業者である POSCO,SKE&S, GS エネルギー が基地から離れた自社工場への託送利用はあり。 容量割当方式 混雑時の管理 先着順配分方式、比例配分方式、 予備追加容量方式、買い戻し方式、UIOLI（Use itor lose it)方式、 競売方式が導入されている。 未使用分引渡方式が使用されている。 競売方式 買い戻し方式、UIOLI 方式、未使用分引渡方式、流通市場方式 GRTgaz は比例配分方式。 UIOLI 方式、流通市場方式、入札、比例配分方式 TIGF は先着順方式。 一般的には先着順。需要が相当程 UIOLI 方式、未使用分引渡方式、流通市場方式 度高い時は競売方式。 先着順方式 UIOLI 方式、流通市場方式、比例配分方式 先着順方式 UIOLI 方式、未使用分引渡方式、入札、比例配分方式 出所）資源エネルギー庁（2013）調査結果より作成 42 4.2. パイプラインの投資インセンティブ 原則的に、託送料金に上乗せを認め、投資資金の回収を促進している。特にドイツでは、託送料金規 制は 5 年だが、レベニューキャップを 1 年毎に設定することにより、5 年間のインフラ整備投資計画 に従って建設が進められ、計画期間中や当初計画以上に早く運転開始した場合に、翌年から託送料金 の引き上げを可能にしている。この調整は、regulatory account として調整される。 表 20 パイプラインの投資インセンティブ 対象国 パイプラインの投資インセンティブ 日本 パイプラインの投資インセンティブとして、「①託送供給約款の作成・届出・公表義務の猶予」 及び「②託送供給に係る事業報酬率の高めの設定」が可能となる特例措置が行われており、パイ プライン投資を実施した 18 事業者中①の利用者は 3 社、②は「なし」となっている。 アメリカ 基本的に、設備投資については、各事業者の事業性評価に基づいて行われており、政府のインセ ンティブ付与はない。 中立化後も設備投資は行われており、近年は、シェールガス田との接続もあり、投資が増加して いる。 EU 韓国 原則として、各バランシングゾーンにおける市場の取引価格の差を指標に、価格差を埋める方向 で輸送ガス管の建設が民間主導で計画され、民間資金で実行されると想定している。 各国の規制機関は、各 TSO のそれぞれの投資計画を収集し、全体調整を行い、長期計画としてま とめる責務がある。ただし、TSO の投資について支援するものではなく、あくまでも TSO に認め る輸送の規制料金を投資回収できる水準で認めるだけである。 例外は、フランス－スペイン間や、バルト海周辺、東欧縦貫等欧州全域の供給安定性に貢献する ものの、過去の経緯で十分にインフラ整備が行われていない地域のガス管整備は、TEN-E と呼ばれ る EU の補助金プログラムを活用して建設費の支援を行う。ただし、その金額規模は大規模なも のではない。 KOGAS の独占体制のために、料金回収できることから、インセンティブはない。 2009年の第三次指令に基づくネットワークタリフのインセンティブは以下 毎期のレベニューキャップを固定する 5年に一度見直しをする(ガスは2013年から第二期の規制期間が始まっている） オペレーターに効率化のインセンティブを促す（レベニューキャップを設けることで利益を出すためにコスト削減努力を要求する） 小規模ネットワークオペレーターへの配慮を行う。 投資に関してＴＳＯに特別な取り扱いを認める。 費用増分の直接回収が認められているだけである。 レベニューキャップ： 期初に、コスト削減効果を考慮した年次の収入の上限を設定 ネットワークオペレーターは、ARegV(German Incentive Regulation Ordinance)によって、レベニューキャップを超えて、 投資回収の費用を含んだタリフの再設定を行うことができる。 このためには、規制庁に投資計画を承認してもらう必要がある。 建設中の資産やプラントが完工する前年の3月31日までに申 請を行う必要がある。 それぞれの申請は、費用を事前に確認され、また、プロジェクト の必要性も確認される。 承認された費用は、コントロールできない費用として、１ないし２ 規制期間の間（５～10年間）、同額分だけ収入上限を引き上げ ることができる。 出所）http://www.ceer.eu/portal/page/portal/EER_HOME/EER_INTERNATIONAL/EU-US%20Roundtable/11supthsup%20EUUS%20Roundtable/11th%20EU-US_S2_Groebel_Networks_v2.pdf 図 18 託送料金設定におけるインセンティブ制度（ドイツの事例） 43 一方で、2009 年のリーマンショック後に景気対策も兼ねてエネルギー分野で西欧と東欧の結節点強 化を図るための「欧州における「共通の利益」天然ガスパイプラインプロジェクト」が立ち上げられ ている。 出所）https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/2014_pci_gas_cef_0.pdf 図 19 欧州における「共通の利益」天然ガスパイプラインプロジェクト 「共通の利益」天然ガスパイプラインプロジェクトは、金銭的な支援だけでなく、許認可手続きの短 縮、プロジェクト可視性向上による民間投資の透明性向上を図っている。基本的に、東欧をつなぐ、 ロシアを通過しないガスパイプラインの建設を行う等、欧州の 2 カ国以上に利点があるようなプロジ ェクトとなっている。 採択基準 利点 少なくとも2カ国以上のEU加盟国において、ネットワー クを統合するのに貢献するような重要な影響を与える ルート 計画や許可取得の手続きを促進し、3年半以内に許可 する。 単一の国家機関が許認可を担当する。 代替的な消費者を提供することによって、エネルギー 市場の競争を促進させる。 各国が多様なソースからエネルギーを受け取れるよう にすることによって、EUの供給安定性が改善される。 合理化された環境影響評価により、プロジェクト推進者 や許認可権者はより低い行政手続きコストで許認可を 行う。 EUのエネルギー政策、例えば、グリッドへの再生可能 エネルギーの統合のような地球温暖化対策に貢献す ること。 パブリックコンサルテーションや、情報共有マニュアル を作ることで、透明性の向上や、市民参加を増進する。 リスト化することにより、投資家への可視性を向上する。 欧州連結ファシリティの下で資金支援の可能性を高め る（総額53.5億ユーロ：約6800億円 （1EUR=128JPY) 出所）https://ec.europa.eu/energy/en/topics/infrastructure/projects-common-interest 図 20 「共通の利益」天然ガスパイプラインプロジェクトの選定プロセスとリスト化される利点 44 欧州のエネルギーインフラは老朽化しており、その更新が必要となっている。一方で、将来の需要増 やエネルギー供給安定性に向けた投資が必要である。また、再生可能エネルギーへの対応が必要であ る。これらに対応するための€600 億～€700 億分の投資は、民間単独で行うことは難しく、政府の支 援がない限りは実行されないことが予想されている。欧州連結ファシリティ(Connecting Europe Facility: CEF)は、民間がプロジェクトを行う際の補助金であり、予算総額は€304 億である。そのうち€53.5 億が エネルギー向けの予算であり、必要投資の€2100 億の約 2.5％となっている。 欧州のエネルギー分野に必要なインフラ投資 CEFの構成 交通 執行€224億 既存インフラ 更新 電力 €1400億 資金 ギャップ ガス €700億 再生可能エネル ギー対策 CEF €304億 （執行済み€274） エネルギー 予算€53.5億 執行€4.7億 通信 執行€3億 出所）https://ec.europa.eu/inea/en/connecting-europe-facility/cef-energy および https://ec.europa.eu/inea/en/connecting-europe-facility 図 21 欧州のエネルギー分野に必要なインフラ投資と CEF の構成 EU から「共通の利益」プロジェクトへの金融支援は建設だけでなく調査にも出されている。 表 21 2015 年の「共通の利益」プロジェクトへの金融支援の一覧 PCI名 タイプ 活動内容 応募者 Action EUからの最大支援額 location (in EUR) Fluxys TENP GmbH North southe gas interconnections in Western Europe Prioirity Corridor (NSI East Gas) PCI reverse flow interconnection on TENP PCI Connection of Malta to the European Gas network (gas pipeline with Italy at Gela and Floating LNG Storage and Regasification Unit (FSRU)) PCI 3rd interconnection point between Portugal and Spain Study Study Study Reverse Flow Tenp Studies Route identification study including conceptual design and preparatory activities for the permitting process for a gas pipeline connection between Malta and Sicily Engineering studies (basic and detailed design) for the development of the PCI - 3rd Interconnection between Portugal and Spain DE 1232000 Ministry for Energy and Health (Government of MT Malta) 400000 REN-Gasodutos, S.A. 505925 PT North southe gas interconnections in Central Eastern and South Eastern Europe Prioirity Corridor (NSI East Gas) Czeszow-Kielczow pipeline,Poland-Czech Republic interconnection [currently known as Stork II] Work between Libhost- Hat (CZ-PL) - Kedzierzyn (PL),Zdzieszowice-Kedzierzyn pipeline Chiren UGS expansion Study LNG Regasification vessel in Krk (HR) Study Gas pipeline Zlobin - Bosiljevo-Sisak - Kozarac Slobodnica (HR) Study Operator Gazociagow Poland-Czech Republic interconnection [currently Przesylowych GAZknown as Stork II] between Libhost- Hat (CZ-PL) SYSTEM S.A. / - Kedzierzyn (PL) NET4GAS s.r.o. Conduct of 3D seismic surveys as a part of the Bulgartransgaz EAD Chiren UGS expansion project 6.20.2. Field and laboratory investigation studies and LNG Hrvatska d.o.o. preparation of reports Pre-investment phase for the project of the main LNG transit gas pipeline Zlobin-Bosiljevo-Sisak- Plinacro Ltd Kozarac-Slobodnica CZ,PL 62659000 BG 3900000 HR 550000 HR 2250000 Engineering studies for TANAP Scada System TANAP DOGALGAZ and Crossings under Dardanelle Strait and Evros ILETIM ANONIM River SIRKETI TR 2559000 Eastern Mediterranean Natural Gas Pipeline Pre-FEED Studies CY,EL 2000000 Gasum Oy FI Energinet.dk / Operator Gazociagow DK,PL Przesylowych GAZSYSTEM S.A. 3385000 Southern Gas Priority Corridor (SGC) Gas pipeline from the EU to Turkmenistan via Turkey, Georgia, Azerbaijan and the Caspian [currently known as the combination of the "Trans Anatolia Natural Gas Pipeline" (TANAP), the Study "Expansion of the South- Caucasus Pipeline" (SCP-(F)X) and the "Trans-Caspian Gas Pipeline" (TCP)] Pipeline from offshore Cyprus to Greece mainland Study via Crete IGI Poseidon S.A. Baltic Energy Market Interconnection Plan in gas Pripority Corridor (BEMIP Gas) Finngulf LNG Study PCI Poland-Denmark interconnection "Baltic Pipe" Study PRE-FID Studies for Finngulf LNG Terminal Feasibility Study regarding the PCI Poland Denmark interconnection "Baltic Pipe" TRA-N271 45 400000 4.3. 二重導管投資問題 欧州では、ドイツの一部の地域を除いて DSO、TSO が地域分割されているため、二重導管問題は生じ ていない。特に、TSO について、イギリス、スペインは TSO は全国 1 社、フランス、イタリアは 2 社 で分割、ドイツは複数社が共存している。 TSO は、高圧の輸送ネットワークの保有・運営を行う主体であり、多くの国では仮想取引ゾーン （Virtual Trading Point：VTP）と同じ規模のエリアを地域独占している。ただし、ドイツ・フランスのよ うに既存の高圧輸送ネットワークが地域的に重複している場合は、この限りではない。ドイツのよう に VTP 内に複数の TSO が存在する場合は、その一体的な運用のために統合システム運用者（ISO）を 立てている場合がある。この場合、各 TSO は ISO の指示に従いネットワークの運用を行う。 表 22 欧州の主要 TSO 国 TSO 延長距離 対象地域 イギリス National grid 7600 ㎞ イギリス全土 フランス GRTgaz 32,500 km (全体の 87% ) フランス北部と南東部 TIGF 5,000km (全体の 13% ) フランス南西部 Open Grid Europe 12,000 km (全体の 26%) E.ON. Ruhrgas ONTRAS GasTransportGmbH 7,200km (全体の 15%) Verbundnetz Gas AG(VNG) Thyssengas GmbH 4,200km (全体の 9%) RWE Gasunie Deutschland Transport Services GmbH (GUD) GSCADE Gastransport GmbH 3,200km (全体の 7%) 2,300km (全体の 5%) N.V. Nederlandse Gasunie W&G Beteiligungs-GmbH& Co.KG SNAM Rete Gas 32,000 km (全体の 94%) イタリアのほとんど SocietaGasdottiItalia Spa(SGI) 2,000km (全体の 6%) 南フランス、ローマ東部 Enagas 10,000 km 国内全域 （ごく一部の中圧管 TSO は DSO が担っている） ドイツ (計 14 社） イタリア スペイン 出所）ENTSOG 資料 図 22 欧州の TSO（高圧ガス導管事業者）の一覧 46 また、ドイツでは、エネルギー法 15a 条で、BNetzA がインフラ整備計画のアセスメントを行うように 規定している。また、BNetzA が需要調整のための権限を有している。この権限に基づき、BNetzA が各 TSO、DSO から投資計画を収集し、調整をして 10 年間の長期計画を策定している。原則的に、14 社の TSO が基本的な計画立案を行い、それを BNetzA がレビューして調整している。ドイツは、商業的に成 立するのであれば、並行して導管をひくことは可能である。ただし、既存管の余剰があれば、それが 優先される。既存管の余剰をそのままにして新設管の建設が行われないように、輸送管整備計画は調 整される。 表 23 二重導管規制と運用実態 対象国 内容 日本 あり。 利益阻害性判断基準を基にして、判断され、一般ガス事業者の供給区域内における新規参入者の 導管設置によるガスの供給について、供給区域内のガスの使用者の利益が阻害されるおそれがあ ると認めるときは、ガス事業法第３７条の７の３等に基づく変更・中止命令を発動することがで きる制度が平成１６年施行の改正ガス事業法から導入されている アメリカ 二重導管規制は、LDC にはテリトリーが与えられていることから配給パイプラインについては、 存在しない。 輸送パイプラインについては、州間パイプライン事業者がフランチャイズ内の需要家に導管敷設 し、直接供給すること（バイパスと呼ばれる）が存在している。 EU 全体 一般的には TPA 可能な既存 P/L があればそれを使うべき。建設が認められるのは、既存 P/L が無 くて、しかも小売事業者がガス会社に P/L 建設を要請したにも係らず、ガス会社が建設をしない 場合のみ 各 TSO から出された長期設備投資計画を各国の規制機関が調整することになっているため、需要 を超えた二重導管は発生しにくい制度になっている。 イギリス 地域分割されているため発生しない フランス 地域分割されているため発生しない ドイツ TSO で一部重複地域があるが、輸送管だけである。DSO は地域分割されているため発生しない。 イタリア 地域分割されているため発生しない スペイン 地域分割されているため発生しない 韓国 輸送事業者である KOGAS、各地域の配ガス会社共に、地域独占を認められているので、二重導管 問題はなし。 47 4.4. 託送料金制度 規制料金である託送料金の決め方は国によって多様である。具体的には、以下の表のとおりである。 表 24 各国における託送料金の決め方 ①託送料金の決定方法 ②各国における託送料金制度と運用 実態 日本 総括原価方式での事業者の申請料金を経済産業省で査定 し、料金規制を実施している。 基本料金（定額、流量）と送出ガス 量に基づく従量料金により決定され ており、Entry-Exit 方式とは異なる。 また、輸送距離も考慮されない。 アメリカ 託送料金は、州間パイプラインについては FERC（連邦エネ ルギー規制庁）が規制しており、事業者が総括原価方式で 算出した申請料金に基づき、輸送料金の上限及び下限を規 定している。 州内パイプライン、LDC（地域配給会社）については、同様 な規制を州規制機関が実施している。 距離による料金設定も実施されてい る。この際には、地域別（引き渡し 場所、受領場所により決定）、輸送 距離、Postage Stamp（一定区域内均 一料金）が存在。 EU 全体 エントリーイグジット方式に基づき託送料金が計算されている。3 つの計算方法（地域タリフ、郵 便切手方式、従量料金）があるが、組み合わされて利用している。 イギリス イギリスでは輸送タリフは、TSO の revenue cap を変更する ことで調節する。 TSO の revenue cap は、5 年ごとに調整される。認可された収 益は、TSO と規制当局で合意したタリフ方式に基つきタリ フ率に変換される。 異なる entryと exitポイントに地域タ リフを適用している。 フランス フランスの主要 TSO 2 社: GRTgas,TIGF に対して:見積費用・収 益と実績費用・収益との差異は別々の経費項目に計上す る。差異は将来的な輸送タリフの調整で精算する。 GRTgaz:４年間、認可された総収益が設定されている。 TIGF:2 年間、認可された総収益が設定されている。 フランスでは異なる entryポイント に地域 タリフを適用しているが、 均一方式をすべての exitポイントに 適用している。 ドイツ TSO が輸送タリフを提案し、規制当局が審査する。 TSO の見積費用/収益と実績との差異は、毎年別々の会計に 計上する。 差異は法定期間(4-5 年）ごとに、将来的なタリフを調整す ることで精算する。 TSO の中には、entryポイントと exit ポイント双方に均一方式を適用して いるところもある。それ以外のTSO は地域 タリフを適用。その理由 は、ドイツのガスネットワークは非 常に細分化され、さまざまな政策が 適用されているからである。 イタリア TSO が輸送タリフを提案し、それが規制を遵守していれば 承認される。 認可された総収益は、毎年上限が定められ、調整される。 調整にはインフレ率、収益上限、コモディティ価格が加味 される。 イタリアは異なる entryポイントと exit ポイントに地域タリフを適用し ている。 スペイン スペインでは輸送タリフは、コストに対する報酬として、 コストに応じて収益を与えるようになっている。規制当局 は輸送コストの審査を調整することで、輸送価格に対応、 調整する。コストはインフレに応じて改定される一般的な コストで算出される。 スペインではすべての entryポイン トと exitポイントに均一方式を適用 している。 韓国 POSCO が自社基地から事業所へのガスの輸送に KOGAS の導管を利用しているが、両者の業務協約 で使用料が定められている。2017 年以降に SKE&S,GS エネルギーが運営する宝令 LNG ターミナルが 設立されれば,民間会社がKOGAS のネットワークを使うことに対して託送料金賦課可否に対して本 格的に論議されるようだと韓国のガス産業専門家は予想している 48 欧州では託送料金の計算にエントリー・イグジットモデルが導入されている。エントリーイグジット モデルは、ある領域内の地理的に離れている取引を仮想取引点での取引に仮想して、疑似的市場取引 を形成するものである。エントリー（入口）は、輸送導管、貯蔵設備、国内生産が想定され、イグジ ット（出口）は輸送導管、貯蔵設備、最終消費（家庭、産業、発電）等が想定されている。 卸取引市場 小売取引市場 出所）ENTSOG 資料 図 23 エントリー・イグジットモデルのイメージ EU では、仮想取引ポイント（ VTP）を単位に、ガスの取引が行われる。一定の消費規模になるように VTP を設定しようとしており、現在、イギリス、オランダ周辺、ドイツ、フランス、イタリア、スペ イン・ポルトガルという組み合わせで VTP が設定されている。 以前にくらべて、ゾーンが統合され、減少しているのは、バランシングゾーンに複数のエントリーポ イントを設けるためである。バランシングゾーンが唯一のエントリーポイントしか持たない場合、調 達に制約がかかり、市場を通じた調達の効率化は実現できないからである。 49 出所）ENTSOG 資料 図 24 欧州の仮想取引ポイントの設定状況 託送料金設定には大きく二つの方法が用いられている。託送料金の設定は、TSO・DSO レベルで積上 げたコストに基づいて認められた収入を、輸送管や配給管の容量によって如何に分配するかである。 この配分された収入を輸送管等の容量や、流量で除したものが、それぞれにおける託送の単位単価に なる。託送料金の設定に二つの方法が用いられており、「容量-流量分割（Capacity commodity split）」 と「エントリー-イグジット分割（Entry-Exit split）」である。これに貯蔵施設への出入りに関する調整 項がついたりする形で計算式が作られる。 表 25 託送料金単価を計算するための認められた収入の配分方法 収入の配分方法 容量流量分割 エントリーイ グジット分割 託送料金単価を計算するための認められた収入の配分方法 容量 Capacity 輸送管の容量 （GWh/h） 流量 Commodity 輸送管を実際に流れるガ スの流量（GWh） エントリー Entry VTP へのエントリーでの認 められた収入の配分 イグジット Exit VTP からのイグジットでの 認められた収入の配分 エントリーもしくはイグジットに割り当てられた 収入をさらに容量の使用から回収する分と、実際 に流れた流量に基づいて回収する部分に分割 認められた収入全体を VTP のエントリー/イグジ ットのいずれかに配分 （VTP 内に貯蔵設備があったり、ラインパックで 管内にガスが滞留しているため、「入り」と 「出」は必ずしも一致しない） 仮に、総費用が€100 あった場合に、エントリー・イグジット分割により、それぞれを€50 と€50 に分 割し、さらにエントリーポイント、イグジットポイントのそれぞれで容量に€40、流量に€10 ずつ分 50 割するとする。この時、€40 を総容量で割った値が、あるエントリー/イグジットポイントでの容量課 金の原単位になる。また、エントリー/イグジットポイントでの期待流量で€10 を割ったものが流量あ たりの原単位になる。これらの原単位に、エントリー/イグジットポイントで確保している輸送容量 やガスの輸送量を乗じることで、支払わなければならない託送料金が計算できる。 €100 認められた収入 Allowed revenue 50 入口 Entry point 貯蔵設備 50 出口 Exit point 貯蔵設備に対しては費用軽減のため、容量 上のディスカウント係数が付く場合がある。 貯蔵設備 80 20 80 20 €40 €10 €40 €10 容量 Capacity GWh/h 流量 Commodity ㎥ 容量 Capacity GWh/h 流量 Commodity ㎥ 単価 €/(GWh/h) 単価 €/㎥ 単価 €/(GWh/h) 単価 €/㎥ 図 25 欧州の託送料金計算のための収入配分方法 複数のエントリー・イグジットを通過する場合は、認められた収入、それぞれのエントリーポイント に一定のルールに応じて配賦していく。複数のエントリー/イグジットポイントへの配賦ルールは、4 種類あり、郵便切手方式、容量加重平均、仮想取引点、マトリクス方式である。具体的なルールにつ いては以下の表を参照のこと。 表 26 複数のエントリー・イグジットに対する収益配分方法 収益配分方法 複数のエントリー・イグジットに対する収益配分方法 郵便切手方式 Postage stamp 容量加重平均方式 Capacity-Weighted Distance 予約された容量で除した、エントリー・イグジットで同じ参考価格が適用される。 システムの容量に対応した費用に応じた比率で収入を配分する。これは、距離・容量当 たりの均一単位価格になる。 仮想取引点方式 Virtual point-based 数学的、もしくは、地理的に、それぞれの仮想取引点までの距離に応じて加重平均され た容量を用い、料金を決定する。 マトリクス方式 Matrix エントリー・イグジットの容量課金は、最適化プロセスから導き出される。この課金額 は、ユーザーによって支払われるか金額と、それぞれのエントリー・イグジットに分配 された費用の差分が最も小さくなるように決められる。 輸送時に跨ぐバランシングゾーン数による容量契約には二つの方法がある。一つもしくは複数のバラ ンシングゾーンにおいてエントリー・イグジットモデルで料金計算を行う場合、エントリー、イグジ ットそれぞれで別々に容量を予約する。個々の契約ではなく、全体で、エントリー・イグジットにお ける必要量を確保する。一方で、二地点間システムを用いる場合、エントリーとイグジットで同量を 51 予約する必要がある。後者は、スペインとフランスの国境地域の国際輸送管にのみ適用される特殊ル ールである。 表 27 輸送時に跨ぐバランシングゾーン数による容量契約の違い システム 詳細 目的 使用国 バランシングゾーン１ つのエントリー・イグ ジット・システム ネットワーク内に大規模なバランシングゾ ーンが１つだけ想定する。 荷送人はネットーク上のどのポイントで も、異なったエントリーまたはイグジット 容量を別々に契約する。 国内および多くの国の クロスボーター輸送 イタリア（国内お よびクロスボーダ ー）、スペイン （国内） 複数のバランシングゾ ーンのエントリー・イ グジット・システム ネットワーク内に大規模なバランシングゾ ーンが１つだけある。実際の輸送はバラン シングゾーンを跨ぐ 荷送人はネットワークのどのポイントで も、異なったエントリーまたはイグジット 容量を別々に契約することができる。 国内および限られた国 のクロスボーダー輸送 フランス（国内お よびクロスボーダ ー）、ドイツ（国 内およびクロスボ ーダー） 2 地点間システム 荷送人はエントリー/イグジットポイント で同じ容量を予約しなければならない。 特定の国を対象とした クロスボーター輸送 スペイン(クロス ボーダー） 輸送料金の計算方法は主に 3 つある。同一 VTP 内でもエントリーする場所とイグジットする場所が異 なる場合に料金が異なる地域料金方式、同一 VTP 内であればすべてのエントリーポイント、イグジッ トポイントで同じ料金になる均一料金（郵便切手方式）、距離に基づく従量料金である距離料金であ る。 表 28 エントリー・イグジットポイントにおける料金設定方法 方式 詳細 システム 使用国 地域 料金 エントリー/イグジットポイント で異なる料金 エントリー・イグジッ ト・システムで双方と も１つまたは複数のバ ランシングゾーン イギリス(国内とクロスボーダ ー）ドイツの複数の TSO (国内と クロスボーダー)イタリア(国内 とクロスボーダー) 均一料金 (郵便 切手方式) エントリーﾎﾟｲﾝﾄすべてに同一の料 金。イグジットﾎﾟｲﾝﾄすべてに同一 料金であるが、エントリーとイグ ジットポイントは必ずしも同じで はない。 エントリー・イグジッ ト・システムで双方と も１つまたは複数のバ ランシングゾーン スペイン(国内), ドイツの複数の TSO (国内とクロスボーダー) 距離料金 輸送距離に基づく料金 2 地点間システム スペイン(クロスボーダー） エントリー・イグジットにおける料金制度の組合せは多様である。異なる国において エントリー・ イグジット・ システムの接続ポイントで、地域 料金、郵便切手（均一）方式または料金なしが適用 され、その選択の組み合わせは 9 通りになる。 基本的に、エントリーポイントとイグジットポイントで同一料金方式の組合せ（地域料金同士、郵便 切手方式同士）が多くみられるが、エントリー料金で地域別に差をつけているのがフランス他である。 52 このことにより、フランスではどこからガスを入れるかで託送料金が異なることになる。事業者はガ スの調達と託送経路によりビジネス上の工夫を行う必要がある。 表 29 エントリー・イグジットポイントにおける料金設定の組合せ エントリー ポイント イグジット ポ イント 地域料金 郵便切手方式（均一） 地域料金 イギリス、イタリアとド イツの TSO を含む９ヶ国 2ヶ国 郵便切手方式 （均一） フランスを含む 3 ヶ国 スペインとドイツの TSO を含む 4ヶ国 1 カ国,国内 料金なし 53 料金なし 5ヶ国であるが、国内 向けのみ 4.5. 4.5.1. ヘンリーハブと NBP における天然ガス取引 ヘンリーハブにおける天然ガス取引 ヘンリ－ハブの形成過程 1950 年代、TEXACO はルイジアナ州ヘンリーにガス処理施設を建設し、メキシコ湾海上ガス田から生 産される天然ガスを処理（水分やヨウ素の除去）し、北東部やシカゴの需要地に送り出し販売してい た。 1960 年代に TEXACO はテキサス州ポートアーサーにガスからコンデンセートを精製するリファイナリ ーを建設し、メキシコ湾の自前のガスを精製するためにヘンリー処理施設からテキサスにガスを送る Sabine パイプラインを建設。Sabine パイプラインはルイジアナ州とテキサス州を跨ぐ州間パイプライ ンであるため FERC の規制を受けた。 1970 年代になり、全米がガス不足に陥ると、FERC は TEXACO に対し、テキサスでのリファイニングを 止め、全米にガスを送るように指示を出した。 1986 年には FERC がオーダー636 を出し、ガスの輸送とマーケティングが分離された(アンバンドル) 。 1987 年になるとヘンリーハブからテキサスへのガス輸送需要はなくなり、逆にヘンリーハブにおい て多数の現物及びスワップ取引が行われるようになった。しかし、これらの取引はアカウンティング がなされていなかったため Sabine パイプライン社がヘンリーハブでの取引のアカウンティングを請負 うサービスを開始し、ヘンリーハブの管理者となった。 このころから NYMEX がガスの取引需要に関心を持ち、先物取引の立ち上げを検討し始めた。先物取 引は大規模な現物取引の件数を要するため、NYMEX は当初 EXXON が保有する KATY 処理施設に話をし たが、KATY 処理施設のオペレーションは複数社で行われており、また、つなぎこまれるパイプライ ンの使用料も各社ばらばらであったため、EXXON も NYMEX もどのようにスムーズにガスを受け渡し してよいかわからなかった。 これに対し、ヘンリーハブは 2 本の Gathering パイプライン（メキシコ湾からの生産を受け入れるパイ プライン）と 8 本の transmission パイプライン（販売のための送り出しパイプライン）を Sabine パイプ ライン社が処理施設とともに保有していたため、1989 年に Sabine パイプライン社がヘンリーでオペレ ーションが可能と NYMEX に持掛け、1990 年 4 月に NYMEX でヘンリーハブ先物が上場された。同時に、 FERC に申請し、ハブ事業としての認可を得た。また、当時はストレージはなかった。 現在のヘンリーハブの運営 ヘンリーハブの現在の運営者は、 Enlink 社である。Enlink 社は、Chevron が保有していた HenryHub（以 下、HH）と Sabine パイプライン（以下、SPL）の運営を引き継いだ。 Enlink 社が提供しているのは、HH 内を流れるガスと SPL（テキサスとルイジアナをつなぐ州間パイプ ライン）のガスの実輸送のサービスを提供する。取引そのものは NYMEX と ICE（Inter Continental Exchange）で相対で行われ、Enlink 社はマッチング機能は提供していない。Enlink 社は HH と SPL 内を流 54 れるガスのボリューム情報を公表するが、価格情報は NYMEX、ICE、Platts が発信する。Enlink 社は、既 存の他のサービスを最大限活用することにより、マッチングや売買時の引き渡し等のリスクを最小化 し、HH（0.04$/MMBtu）及び SPL（0.98$/MMBtu)内を通るガスの量に応じた手数料で確実に収益を上げ る手堅いビジネスモデルである。また、現在も、ストレージ設備を保有していない。Enlink 社が、ヘ ンリーハブや Sabina パイプラインを買収したのは、2014 年 9 月であるが、2014 年の経営状況も向上 している。 トレーディングについて、 NYMEX の HH 先物取引の流動性を支えたのが、HH を所有する Sabine パイ プライン社であり、先物取引に基づく現物の引き渡しを請け負っている。HH のサービスは、成立す る契約に従いガスの現物の引き渡しを行うことと、つなぎこまれるパイプライン間のガス量のバラン スを調整することである。 NYMEX で取引が成立すると、売り手、買い手双方が HH に対して現物引き渡しのための「量」「使用 するパイプライン」「輸送の方向」「引き渡し相手」を通知する（Nomination と呼ばれる）。 Nomination から実行までにはタイムラグがあり、例えば翌日先物であれば、翌朝 9 時の引き渡しのた めの情報は前日 5 時までにノミネートするが、月次の先物の引き渡しは月末から 3 日前にノミネート する。現物の引き渡しを行わない場合は、市場参加者は NYMEX で成立した取引に対し、NYMEX で反 対売買を行いポジションを解消しなければならない。 ヘンリーハブのあるルイジアナセグメントの 2014 年の実績は、1,925.5 百万ドルの売上で、グロスマ ージンが 171.3 百万ドルとなっている。 出所）Enlink 社資料 図 26 ヘンリーハブの運営者の経営状況 55 4.5.2. NBP における天然ガス取引 英国では、BG の民営化、アンバンドリング化に伴う 1996 年の Grid Code の導入に伴い、円滑な取引を 実施するための制度として NBP（National Balancing Point）が導入された。NBP は、地理上の特定の地点 ではなく、英国の高圧ガス導管網全体を表す仮想的な取引ポイントである。実際の輸送ルートや輸送 距離を気にせず、高圧ガス導管網にガスを注入、引出をいつ、どれくらいの量で行ったかに着目して おり、2009 年の第三次欧州指令に含まれるエントリー・イグジットモデル、仮想取引点（VTP: Virtual Trading Point）の元となった制度である。 1986年：BGの民営化 1988年～1992年 強制競争促進 1995年：アンバンドリングの 実施 1996年：家庭用を含む全面 自由化開始 1996年：Grid Code導入 • サッチャー政権の公益事業改革により、国営ガス会社British Gasが民営化された（垂直統合ビジネスモデルを維 持）。 • 大口需要家への小売り事業が自由化された。ただし、BGが対抗上大口向けの料金を大幅に引き下げたことから 新規参入はほとんど生じなかった。 • 1988年の独占委員会（MMC）の勧告により、新規ガス田からのBGのガス購入量を全体の90％に制限し、新規参入者 にガス卸調達への参画を図った。 • 1991年の公正取引庁（OFT）の勧告により、自由化分野でのBGのシェアを1995年までに40％に引き下げる目標設定。 • 1992年の競争サービス法により自由化範囲が拡大 • Gas Actの改正により、輸送（Transmission）、供給（Supply)、託送（Shipping）にBritish Gasが分割された。 • 1997年に供給部門のCentricaとそれ以外のBG plcに分社 • 2002年に、供給部門のCentrica、輸送のNational Grid、それ以外のBG Groupに再編。 • 一部地域での家庭部門を含めた小売市場の全面自由化が開始 • 1998年までに全国に展開 • 家庭用ガス小売りに伴う仮想バランシング点（National Balancing Point: NBP）を含むGrid Codeが導入された。 • 輸送における出入口課金、Day aheadおよび日中取引を行うための電子画面取引プラットフォーム、On the day Commodity Market (OCM)や日次調整期間、日次不均衡調整からなる調整制度が整備。 出所）三菱総合研究所（2012）平成 23 年度広域ガスパイプライン等整備実態調査（天然ガス取引市場の導入可能性調査） より野村総合研究所作成 図 27 英国における NBP 導入の経緯 NBP に関するガス輸送の物理的な運営は National Grid が行っているが、金融取引は ICE-ENDEX で行われ ており、分離している。シッパーが指定した取引点・取引量に応じて、National Grid がシッパーと輸送 契約を行い、National Grid がガス輸送を行っている。シッパーの取引に何らかのインバランスが生じた 場合、National Grid がバランス回復の責任を負っており、National Grid が OCM 市場からガスを調達し、 物理的に輸送上の支障を発生させないようにしている。このバランシングにかかった費用はシッパー に請求される。 ICE-ENDEX 相対取引（Over the counter: OTC）・決済 先物取引 金融取引 シッパー 物理的取引 天然ガス 卸売り事業者 輸送契約 輸送事業者 ＮＢＰ 図 28 NBP の取引イメージ 56 小売事業者 ICE-ENDEX の OTC 取引の玉の掲載状況は以下のとおりである。 出所）https://www.theice.com/products/OTC/Physical-Energy/Natural-Gas/page1 図 29 ICE-ENDEX の OTC 取引の玉の掲載状況 ICE-ENDEX の先物取引の玉の掲載状況は以下のとおりである。図中の破線枠囲みについて次に値動き を示す。 出所）https://www.theice.com/products/Futures-Options/Energy/Natural-Gas/:uk/page1 図 30 ICE-ENDEX の先物取引の玉の掲載状況 57 UK Natural Gas Futures の値動きは以下のとおりである。 出所）https://www.theice.com/products/910/UK-Natural-Gas-Futures/data 図 31 UK Natural Gas Futures の値動き 58 4.6. ガス貯蔵ビジネス（LNG 基地・地下貯蔵） 欧州において地下貯蔵設備は岩塩鉱山、枯渇ガス田、帯水層貯蔵の 3 種類があり、特性が異なる。短 期の変動対策としてラインパックが、季節変動に関しては LNG の調達で調整することも可能であり、 地下貯蔵設備の存在が必要条件ではない。地下貯蔵設備の特徴を組み合わせることで、短期～季節調 整が可能になり、卸取引所の流動確保に貢献できる。 表 30 地下貯蔵施設の種類と特徴 要素 岩塩鉱山 枯渇ガス田 帯水層 LNG 主たる用途 多サイクル 限定的な多サイクル 季節調整 季節調整 ピークシェーブ システムサポート 長所 高注入・排出率 少ないクッションガス 段階的な開発 既設 相対的に低コスト 大容量 大容量 高い引き渡し可能量 短所 個々の洞窟は容量が小さい 高濃度塩水の処理 高い運営コスト 大量のクッションガス 低い注入・排出率 高コスト 開発時間の長期化 潜在的な環境負荷 高コスト 少ないキャパシティ 安全対策が必要 容量(mcm) 500 500 500 32 送排出(mcm/d) 23.8 7.2 5.4 5.0 クッションガ スの必要性 20% 45% 55% ヒールの 5~10% サイクル率 6.9 2.1 1.6 n/a 出所）ChrisLe Fevre(2013) Gas storage in Great Britain, http://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2013/01/NG-72.pdf 59 出所）http://www.gie.eu/download/maps/2015/GIE_LNG_2015_A0_1189x841_FULL_wINFOGRAPHICS_FINAL.pdf 図 32 英国の LNG 基地事業者の立地（2015 年 5 月時点） 60 表 31 英国の LNG 基地事業者 （2015 年 5 月時点） Name of installation Status Isle of Grain LNG operational terminal Isle of Grain LNG planned terminal Teesside operational LNG port Milford Haven operational Dragon LNG terminal Milford Haven South Hook operational LNG terminal Port Meridian LNG terminal planned Anglesey, Amlwch LNG terminal planned StartInvestmen up t year Type Operator short name Max. ship Nom. Annual Min. sea Max. send Max. LNG class Numb Cap. storage Number depth out Hourly size er of billion Cap. capacity of tanks alongside pressure receivable jetties m3(N)/hour m3(N)/year m3 LNG (m) (bar) (m3 LNG) TPA regime Operator long name 2005 large onshore Grain LNG 2,650,000 19.50 1,000,000 8 265,000 2 13.0 70.0 exempted National Grid Gas plc (Grain LNG) expansion 2018 large onshore Grain LNG 2,650,000 27.50 1,200,000 9 265,000 2 13.0 70.0 exempted National Grid Gas plc (Grain LNG) existing 2007 Gasport for FSRUs Excelerate Energy 670,000 4.20 0 150,900 n.a. n.a. n.a. exempted Excelerate Energy L.P. existing 2009 large onshore Dragon LNG 1,140,000 7.60 320,000 2 217,000 n.a. n.a. n.a. exempted Dragon LNG Limited existing 2009 large onshore South Hook LNG 2,440,000 21.00 775,000 5 265,000 17.1 93.5 South Hook LNG exempted Terminal Company Ltd. Port Meridian Energy 5.00 170,000 Almwch LNG 13.00 14,000 existing new facility 2018 FSRU new facility large offshore Port Meridian Energy, Ltd. 150,000 注：nTPA：交渉 TPA 出所）http://www.gie.eu/index.php/maps-data/lng-map 61 1 2 図 33 英国の地下貯蔵基地事業者の立地（2015 年 5 月時点） 62 表 32 英国の LNG 基地事業者 （2015 年 5 月時点） Facility/Location Status Investment Start-up year 1985 Type Rough operational existing Caythorpe planned new facility Hornsea operational existing 1979 Salt cavern Hatfield Moor operational existing 2000 Depleted field Aldbrough I operational existing 2010 Aldbrough II planned expansion Hole House Farm operational existing Hill Top Farm (Cheshire) under construction Hill Top Farm (Cheshire) under construction Humbly Grove Notes onshore/ offshore Operator Access regime Depleted field Gas Offshore Centrica Storage nTPA Depleted field Gas Onshore Centrica Storage nTPA Onshore SSE nTPA Onshore SSE No TPA Salt cavern Onshore SSE No TPA Salt cavern Onshore SSE No TPA 2001 Salt cavern Onshore EDF Trading No TPA new facility 2015 Salt cavern Onshore EDF Energy No TPA new facility 2017 Salt cavern Onshore EDF Energy No TPA operational existing 2005 Depleted field Onshore Humbly Grove Energy No TPA Holford operational existing 2012 Salt cavern Onshore E.ON Gas Storage UK No TPA Whitehill Farm planned new facility Salt cavern Onshore E.ON Gas Storage UK nTPA Stublach operational existing 2014 Salt cavern Onshore Storengy UK No TPA Stublach under construction expansion 2015 Salt cavern Onshore Storengy UK No TPA Stublach planned expansion 2020 Salt cavern Onshore Storengy UK nTPA Preesall planned new facility 2018 Salt cavern Onshore Halite Energy Group nTPA Portland-Dorset planned new facility Salt cavern Onshore Portland Gas nTPA Gateway planned new facility Salt cavern Offshore Gateway Storage nTPA Deborah planned new facility Depleted Field Offshore ENI nTPA Esmond Gordon planned new facility Depleted Field Offshore EnCore Oil nTPA King Street planned new facility 2017 Salt cavern Onshore King Street Energy nTPA Islandmagee planned new facility 2021 Salt cavern Onshore Islandmagee Storage nTPA 注：nTPA：交渉 TPA 出所）http://www.gie.eu/index.php/maps-data/lng-map 63 Gas Gas 4.7. 熱供給事業が盛んな国におけるガス事業の概要 熱供給事業が盛んなデンマーク、フィンランドはガスパイプライン延長が短く、需要家数も必ずしも 多くない。特に、フィンランドでは家庭用の消費が 0.02%に留まっている。 表 33 熱供給事業が盛んな国におけるガス事業の概要 人口 年間ガス消費量 ガス消費構成 小売供給事業者 需要家数 ガスパイプライン延長 4.7.1. デンマーク フィンランド 日本 558 万人 545 万人 1 億 2734 万人 42 億 m3 47 億 m3 1,070 億 m3 発電：45% 発電：42% 発電：63％ 産業：19% 産業：42% 産業：27％ 家庭：17% 家庭：0.02% 家庭： 7％ その他：23% 地域熱供給：9% その他：3％ その他：3.98% 13 社 24 社 206 社 30.1 万件 3.1 万件 2,900 万件 4,377km 1,689km 25 万 km デンマーク デンマークにおいて、2014 年の天然ガス需要は 3.2bcm である。一日のガス消費量は、夏に 4 mcm/d であり、冬に 20 mcm/d である。暖冬のために、冬季のガス需要が年々減少している。 図 34 デンマークのガス消費量の推移 64 全体の約 40％を占める大口消費はガス火力発電である。産業用は二番目に大きな消費グループであ り、全体の 20％を占める。三番目は、エネルギーセクターであり、原油生産に使われ、全体の 16％ を占める。家庭用や商業用は 30 万顧客いる。 出所）Energynet 図 35 デンマークの分野別ガス消費量 デンマークのガス市場は完全に自由化が行われており、新規参入者に対する参入障壁は無い。政府所 有の Energinet.dk が TSO として活動しており、ガス輸送導管網の所有と運営を行っている。また、DSO は 3 社で全土をカバーしている。さらに、小売は 5 社が活動している。 デンマークでは、13 社が自由化された市場にガスを供給している。このうち、1 社は小規模な顧客向 けの供給に特化しており、2 社は大規模な顧客向けの供給に特化している。残りの 10 社は、顧客規 模では特化していない。顧客は少なくともこの 10 社のうちいずれかを選択することができる。 65 表 34 フィンランドのガス小売企業の概要 2014年の売上 (Billion DKK) 10.431 企業名 概要 所有権 従業員 Energynet デンマークの TSO. 電力、ガスの両 方のネットワークの所有と運営を行 っている。 岩塩鉱山跡地を利用した地下ガス貯 蔵施設の運営を行っている。 7 施設を保有しており、ドイツの地 下ガス貯蔵施設など北西欧州におけ る供給安定サービス提供事業者と競 合している。 Stenlille のガス地下貯蔵施設の運営を している。これは帯水層への貯蔵で あり、地下 1500m に位置している。 ガスの配給事業を行っている。 石油・ガスの開発・採掘を行ってい る。 コペンハーゲン周辺と中央および北 部の Jutland でガス配給ビジネスを行 っている。 家庭用や産業向けのガス小売りを行 っている。 デンマーク政府 738 Energynet 100% n/a Energynet 100% n/a Denmark 76%, SEAS-NVE (11%), Syd Energi (7%), 他 HMN Naturgas Group は、57 の 自治体によって 共同所有されて いる。 HMN Hokding 100% 7,000 55.5 353 5 Energinet.dkLille Torup Gaslager Holding A/S Energinet.dkStenlille Gaslager Holding A/S DONGEnergy HMN Naturgas System HNG Holding ApS, Gladsaxe, Denmark HNG Holding ApS, owner: StrandvejsGasværket A/S, Gladsaxe, Denmark HMN Erhverv A/S, Viborg, Denmark HMN Gassalg A/S, Viborg, Denmark HMN Gassalg A/S, owner: HMN Gashandel A/S, Viborg, Denmark Danish Gas Technology Centre, Hørsholm, Denmark NGF Nature Energy Distribution HOFOR デンマークで 3 番目に大きいバイオ ガスの生産者である。 デンマークにおいてガスや水道の製 造・配給を行っている。 全ガス貯 蔵設備所 有者 Emergynet の子会社 Emergynet の子会社 253,003 customers HMN Group HMN Hokding 100% HMN Group HMN Hokding 100% HMN Group HMN Hokding 100% HMN Group HMN Hokding 100% HMN Group HMN Hokding 38% Associated company n/a 66 備考 n/a n/a 40.000 costumers n/a デンマークのガス輸送導管網は国土全体に張り巡らされている。ガスは、北海のガス田からのガスを 利用している。 出所）Energy Supply Security 2014 図 36 デンマークのガス輸送導管網 67 4.7.2. フィンランド フィンランドのガス業界は、ガス輸入社である Gasum Oy や DSO、大規模ガス消費者など 63 社で構成 されている。2014 年末時点で、DSO は 24 社あり、DSO が小売り供給も実施している。基本的に、こ れらの DSO がそのネットワークエリア内で自然独占的に天然ガスを供給しているため、フィンラン ドのスイッチングレートは高くない。また、フィンランドでは、トップ３のガス小売事業者が小売レ ベルのガス消費の 50％強の供給を行っており、残りの多くのガス小売事業者は数十顧客程度しかい ない。 小売市場は、全消費量の 4％程度であり、家庭、大口合わせて、31000 顧客しかいない。顧客数の観 点から見ると、炊事用に用いている家庭用が最大である（22000 顧客）。しかしながら、家庭用のガ ス消費量は 1mcm（全体の消費量の 0.02%）でしかない。一方で、全消費の 45％を 25 のガス火力発電 所が消費している。また、重厚長大産業が 42％を消費しており、Neste Oil Oy の所有する Porvoo 製油所 が大規模消費者である。さらに、地域熱供給は全体の 9％の天然ガス消費量である。 表 35 フィンランドのガス関連企業の概要 企業名 概要 所有権 従業員 Gasum Gasumは、ロシアの Gazprom から天然ガス 供給を受けており、大口顧客への卸売供 給を行っている。Gasum は、TSO としてガ ス輸送導管網の整備（能力強化・維持管 理）と託送供給を行っている。 Finland (75%) Gazprom (25%) 307 (本社 232) GasumTekniikka Oy Gasumの設備工事会社 12 GasExchange Ltd 天然ガスや排出権に関するオンライン市 場の運営等を行う会社 25 SkangasAS LNG ターミナルの開発 SkangasOy SkangasTerminal AB SkangasTerminal Gävle AB MangaLNGLtd LNG販売・輸送 Lysekilターミナルの運営 Gävlenターミナルの運営 Biovakka Suomi Oy Neste OilOy Gasumはバイオガス生産に着手。Biovakka Suomi Oy と一緒に天然ガスパイプライン経 由で販売。 原油精製、再生可能燃料 Fortum, energy ガス火力発電 LNG 2014年の 売上(€MM) 1.079 Gasum Oy51% and Norwegian LyseEnergi AS 49%. Finland 100 % Sweden, 100% Sweden, 100% 38 Outokumpu Oy,SSAB, Skangas and EPV Energy n/a Finland 50.1%,Other 50.76% Finland, Other 4,989 4,300 9,900 6,000 備考 Gasum Group Skangas子 会社 n/a Gasum Group関 連会社 n/a NG Consumers NG Consumers フィンランドのガス輸送導管網はロシアからつながっており、フィンランド南部のバルト海沿岸に沿 って整備されている。 68 出所）2012 OIL &GAS SECURITY Emergency Response of IEA Countries FINLAND 図 37 フィンランドのガス輸送導管ネットワーク フィンランドの炊事用の熱源は電気とその他で、ガスのシェアが低い。炊事用の調理器具は、ストー ブ、オーブン、電子レンジ、コーヒーメーカー、ケトルなどが考えられる。主要なエネルギー源は、 電気であり、それ以外は、都市ガス、LPG、薪、炭などが考えられる。 総エネルギー使用量 63,427 GWh. 注：家庭用のその他に含まれるエネルギー源に、ガス 0.5 %, ピート 0.1 %, 重油 0.1 % 、石炭 0.005 % など が含まれる。 出所）Energy consumption in households 2013, Statistics Finland 図 38 フィンランドの家庭用のエネルギー源 69 5. 5.1. 図表目次 図目次 図 1 1960 年から 1980 年にかけての欧州のパイプライン整備の歴史..................................................................5 図 2 1995 年と 2015 年の欧州のガス輸送パイプラインネットワークの比較..................................................7 図 3 英国におけるガス輸送導管延長推移...............................................................................................................................8 図 4 ドイツにおけるガス輸送導管延長推移..........................................................................................................................9 図 5 1970 年から 2000 年にかけてのフランスのパイプライン整備の歴史.................................................... 10 図 6 フランスにおけるガス輸送導管延長推移.................................................................................................................. 11 図 7 イタリアにおけるガス輸送導管延長推移.................................................................................................................. 12 図 8 1980 年から 1998 年にかけてのスペインのパイプライン整備の歴史.................................................... 13 図 9 米国の天然ガスパイプラインネットワーク（2009 年）................................................................................. 14 図 10 米国の天然ガスパイプライン総延長の推移.......................................................................................................... 15 図 11 米国州別パイプライン延長............................................................................................................................................... 15 図 12 韓国のパイプラインループ化の状況.......................................................................................................................... 17 図 13 ドイツでのガス輸送管企業協会（FNB Gas）によるガス輸送管整備計画の調整プロセス....19 図 14 米国におけるパイプライン建設プロセス............................................................................................................... 21 図 15 Rough ガス貯蔵施設のイメージ図................................................................................................................................. 28 図 16 米国の地下貯蔵設備容量の推移（MMcf） ............................................................................................................. 33 図 17 米国の地下貯蔵設備マップ(2010 年)............................................................................................................................ 34 図 18 託送料金設定におけるインセンティブ制度（ドイツの事例）............................................................... 43 図 19 欧州における「共通の利益」天然ガスパイプラインプロジェクト.................................................... 44 図 20 「共通の利益」天然ガスパイプラインプロジェクトの選定プロセスとリスト化される利 点................................................................................................................................................................................................................ 44 図 21 欧州のエネルギー分野に必要なインフラ投資と CEF の構成..................................................................... 45 図 22 欧州の TSO（高圧ガス導管事業者）の一覧........................................................................................................... 46 70 図 23 エントリー・イグジットモデルのイメージ.......................................................................................................... 49 図 24 欧州の仮想取引ポイントの設定状況.......................................................................................................................... 50 図 25 欧州の託送料金計算のための収入配分方法.......................................................................................................... 51 図 26 ヘンリーハブの運営者の経営状況............................................................................................................................... 55 図 27 英国における NBP 導入の経緯 ......................................................................................................................................... 56 図 28 NBP の取引イメージ................................................................................................................................................................ 56 図 29 ICE-ENDEX の OTC 取引の玉の掲載状況 ........................................................................................................................ 57 図 30 ICE-ENDEX の先物取引の玉の掲載状況......................................................................................................................... 57 図 31 UK Natural Gas Futures の値動き............................................................................................................................................ 58 図 32 英国の LNG 基地事業者の立地（2015 年 5 月時点）......................................................................................... 60 図 33 英国の地下貯蔵基地事業者の立地（2015 年 5 月時点）............................................................................... 62 図 34 デンマークのガス消費量の推移..................................................................................................................................... 64 図 35 デンマークの分野別ガス消費量..................................................................................................................................... 65 図 36 デンマークのガス輸送導管網.......................................................................................................................................... 67 図 37 フィンランドのガス輸送導管ネットワーク.......................................................................................................... 69 図 38 フィンランドの家庭用のエネルギー源 .................................................................................................................... 69 71 5.2. 表目次 表 1 全体最適な導管整備方針の有無等.................................................................................................................................. 19 表 2 民間事業者間の利害調整機能 ............................................................................................................................................ 22 表 3 整備コスト負担のありかた.................................................................................................................................................. 23 表 4 整備コスト低減のための措置 ............................................................................................................................................ 25 表 5 パイプライン整備と沿線の天然ガス需要増加の一体的取組....................................................................... 26 表 6 英国の地下貯蔵設備一覧....................................................................................................................................................... 27 表 7 ドイツの地下貯蔵設備一覧.................................................................................................................................................. 28 表 8 フランスの地下貯蔵設備一覧 ............................................................................................................................................ 30 表 9 スペインの地下貯蔵設備一覧 ............................................................................................................................................ 31 表 10 イタリアの地下貯蔵設備一覧.......................................................................................................................................... 32 表 11 イギリスの高圧輸送導管に注入するために必要なガスの品質............................................................... 35 表 12 ドイツの高圧輸送導管に注入するために必要なガスの品質 .................................................................... 36 表 13 フランスの高圧輸送導管に注入するために必要なガスの品質............................................................... 37 表 14 スペインの高圧輸送導管に注入するために必要なガスの品質............................................................... 38 表 15 イタリアの高圧輸送導管に注入するために必要なガスの品質............................................................... 39 表 16 料金表に示されている熱量スペック .............................................................................................................................. 40 表 17 欧州におけるガス市場自由化の動向.......................................................................................................................... 41 表 18 パイプラインや LNG ターミナルの容量割当ルールや混雑時の管理方法......................................... 42 表 19 各国における容量割当方式や混雑時の管理方式............................................................................................... 42 表 20 パイプラインの投資インセンティブ.......................................................................................................................... 43 表 21 2015 年の「共通の利益」プロジェクトへの金融支援の一覧.................................................................... 45 表 22 欧州の主要 TSO ........................................................................................................................................................................... 46 表 23 二重導管規制と運用実態 .................................................................................................................................................... 47 表 24 各国における託送料金の決め方 .................................................................................................................................... 48 72 表 25 託送料金単価を計算するための認められた収入の配分方法 .................................................................... 50 表 26 複数のエントリー・イグジットに対する収益配分方法............................................................................... 51 表 27 輸送時に跨ぐバランシングゾーン数による容量契約の違い .................................................................... 52 表 28 エントリー・イグジットポイントにおける料金設定方法.......................................................................... 52 表 29 エントリー・イグジットポイントにおける料金設定の組合せ............................................................... 53 表 30 地下貯蔵施設の種類と特徴............................................................................................................................................... 59 表 31 英国の LNG 基地事業者 （2015 年 5 月時点） ................................................................................................... 61 表 32 英国の LNG 基地事業者 （2015 年 5 月時点） ................................................................................................... 63 表 33 熱供給事業が盛んな国におけるガス事業の概要............................................................................................... 64 表 34 フィンランドのガス小売企業の概要.............................................................................................................................. 66 表 35 フィンランドのガス関連企業の概要.......................................................................................................................... 68 73